CSPPLAZA光热发电网报道：本项技术彻底抛弃了储热油及其热交换系统，采用太阳能与燃机联合循环的方式，解决了全天候运行和电能质量问题，同时由于提高集热装置的蒸汽参数，提高了热电转换效率；二者共用汽轮发电机组及其辅助设备，节省了投资。

　　太阳能—燃机联合循环热电联产系统，主要由太阳能集热装置、燃气轮发电机组、余热锅炉、蒸汽轮发电机组、补热加热装置所构成。

　　本项技术是在国内现有的E级燃机联合循环热电联产机组热力系统（双压系统）的基础上增加了太阳能集热装置和补热加热器以及一些附属阀门和管道。系统中，燃气轮发电机组通过压气机将空气吸入并压缩后在燃烧室与燃料（这里使用天然气）混合燃烧，产生的高温高压气体进入燃气透平内做功，带动发电机发电。排出的高温烟气进入余热锅炉加热高压给水和低压给水以及凝结水，产生的高压过热蒸汽和低压过热蒸汽进入蒸汽轮发电机组的蒸汽透平内做功，再次带动发电机发电，同时蒸汽透平在中低压级抽汽供热。蒸汽透平可选用抽凝式机组，通过旋转隔板对电和热的份额进行调节分配；一部分蒸汽从高压末级（旋转隔板前）引出至供热母管，作为抽汽供热，另一部分蒸汽通过旋转隔板进入低压缸继续做功，最后进入凝汽器被冷却成凝结水；通过控制旋转隔板调节进入低压缸蒸汽的流量，来保证供热母管的蒸汽压力需求。太阳能集热装置正常运行时加热给水，其流量根据出口过热蒸汽温度来调节，送至主蒸汽管道，同余热锅炉来的主蒸汽一起进入汽轮机的高压缸。

　　供给太阳能集热装置的给水，先经过补热加热器进行预加热，给水来自高压给泵。补热加热器的加热蒸汽来自低压蒸汽，其疏水被引至除氧器，用于加热由于供应太阳能而增加的凝结水。因此，补热加热器的低压蒸汽流量调节是根据除氧器的压力（饱和压力）来进行的，在补凝水保持除氧器水位的过程中，始终维持沸腾状态，当除氧器压力降低时，说明除氧蒸发量不够，这时就要开大低压蒸汽调节阀，增加低压蒸汽流量，也即增加进入除氧器的疏水量，使除氧蒸发量得到增加，致使除氧器压力提高；反之亦然。显然，低压蒸汽的饱和段供除氧器使用，而其过热段被用于加热去太阳能的给水，充分运用余热锅炉中的低品位热能，提高太阳能的热能品位，以提高太阳能热发电效率。太阳能的给水流量是根据太阳光的强弱来调节的，光照强，出口过热蒸汽温度高，则给水流量大；光照弱，出口过热蒸汽温度低，则给水流量小，夜晚则流量为零。一方面，从除氧器的热平衡角度来看，给水流量大时，除氧器至给泵的流量就大，进入除氧器的补凝水就多，则需要的补热加热器疏水就多，就必须增加低压蒸汽的流量。另一方面，从补热加热器的热平衡角度来看，给水流量大，需要的低压蒸汽流量也要大。二者完全一致。

　　采用这样的系统，无需对现有余热锅炉设计作任何变动。

　　按照此技术方案，太阳能可产生温度521℃、压力6MPa的过热蒸汽，额定流量80t/h，发电出力（扣除耗用的低压蒸汽所减少的功率后）达22.8MW，年设备利用小时按1500小时计算，年发电量3420万千瓦时（未考虑热电联产）。

　　（二）费用估算及经济性分析

　　按照制订的技术方案，仅估算太阳能热发电部分所增加的投资。需购置新型槽式太阳能集热装置1850台（每台垂直光照面积72平方米），设备费约1.943亿元；占用土地面积400亩，土地购置费1200万元；太阳能热发电系统总费用（含分摊汽轮发电机组的费用）2.468亿元，单位容量造价1.08万元/kW，已经不高于光伏电站造价。

　　资本金4940万元（占比20%），银行贷款1.974亿元。上网电价按0.99元/kWh计算，年毛利润576万元，净利润432万元，资本金收益率8.7%。这里需要国家免增值税。

　　燃气机组项目附带太阳能光热发电，还有一个最大的好处就是昼夜自然调峰，白天有太阳能产生高负荷，夜晚无太阳能自然低负荷，国家政策鼓励可再生能源利用，自然要确保太阳能发电设备的高效利用，因此设备利用小时数自然要高于纯粹的燃机电站，也即会给燃气机组带来更好的经济效益。此外，热电联产还能进一步提高经济性。

　　（三）政策面和技术经济面优势

　　将太阳能与燃机联合循环热电联产机组有机结合起来，符合国家能源产业政策和节能减排政策，有利于推动能源产业可持续发展、有效缓解资源和环境压力，加快能源产业转型升级、培育新的经济增长点，是自然的低碳经济。因此，从政策面和技术经济面考量，显然具有以下优势：

　　1、本技术横跨新能源和常规清洁能源两大行业，必然受到国家政策的鼓励，项目核准相对容易。

　　2、本技术通过选用大容量的燃机联合循环热电联产机组，实现规模化经济效益。

　　本技术能够大大提高光热利用效率，大幅度减少投资，提升太阳能热发电的经济性，必将受到企业的青睐和投资方的角逐。