超临界蒸汽循环应用于光热发电的可行性
发布者：Juergen Peterseim | 来源：CSPPLAZA光热发电网 | 0评论 | 10173查看 | 2015-02-02 18:52:00
CSPPLAZA光热发电网报道：光热发电产业一直以来在寻求提升其市场竞争力，并为此作出了多方面的努力，包括提升系统组件装备的产品性能和效率、降低其成本，拉低其寄生性消耗，提高系统运作效率等。
在过去几年内，通过上述一系列的尝试和努力，光热发电的成本和技术竞争力已有明显提升，但在其它可再生能源成本以更快的速度下跌的背景下，光热发电需要更快的提升其竞争力的路径。
提高蒸汽参数是提升以蒸汽朗肯循环为理论基础的蒸汽系统发电经济性和系统循环效率的可行选择。目前大多数的发电厂为亚临界发电系统，蒸汽参数约在565摄氏度和160bar左右。但超临界发电厂正逐渐走向主流，一般定义超临界发电是可以达到620摄氏度和280bar的高运行蒸汽参数的系统。
光热发电和传统火电的原理类似，那么，将超临界发电技术应用于光热发电领域是否可行呢？
全球首个超临界火电厂建于1950年代晚期，发展至今，该项技术已经日趋成熟。但将其应用于光热发电领域还存在一些障碍，如汽轮机规模太小无法匹配超临界发电（一般的超临界汽轮发电机的规模都在250MW以上，而光热发电的单机装机规模还不宜如此之大）、光热发电的集热温度难以实现600摄氏度以上的超临界蒸汽温度（主要是由于工质的温度上限低于600摄氏度）等。
但超临界发电确实是可以显著提高光热发电的系统效率，降低其发电成本的方案，是值得推进研究的一个重点方向。
澳大利亚联邦科学与工业研究组织CSIRO是对超临界光热发电技术进行较多研发的一个机构。其在一个小型的示范系统上进行了塔式超临界发电的试验示范，蒸汽参数接近达到超临界状态，但要达到可以商业化的250MW的超临界最低装机规模要求，仍有很长距离要走。
如果要将这样一个超临界光热电站配置储热系统，需要储热工质的温度更进一步地提升，而不是目前常见的工作温度550摄氏度上限的熔盐产品。虽然有研究表明有的熔盐产品可以达到700摄氏度的运行温度，但这种产品尚未进行规模化商业化的应用，其可行性尚不确定。
槽式和菲涅尔技术的聚光比较低，实现超临界蒸汽状态的可行性不大，碟式技术不适宜采用水作工质且单机规模过小，因此，最易实现超临界发电的首推塔式技术。
为了证明超临界塔式光热发电技术的商业化可行性，产业界需要首先认识到超临界可以给光热发电带来的影响，以一个装机250MW、带7小时熔盐储热和一套蒸汽再热器的、配置空冷系统的塔式光热电站为例，我们经分析后可以得出以下分析结果：
情景1：目前的亚临界蒸汽朗肯循环发电站的蒸汽温度为545摄氏度，压力165bar。光热电站目前已经可以达到这种亚临界状态，类似的这种250MW级的电站已经在规划建设中。
情景2：塔式集热系统将蒸汽加热至280bar和545摄氏度的过热蒸汽，再采用天然气加热至620摄氏度达到超临界状态，这种方案在今天也可以被应用，如阿联酋的Shams1项目中就采用了类似的方案，但前提是项目所在地的天然气资源足够廉价。
情景3：采用运行温度更高的新型熔盐介质，直接利用聚光集热场将蒸汽过热达到超临界状态。这种方案囿于没有具有可商业化应用的成熟的熔盐产品，尚无部署。有待可在700摄氏度下稳定运行的低成本熔盐产品出现后予以应用。
情景2中提到的超临界光热发电厂建设方案可以达到净系统循环效率43.9%的发电效率，情景3提到的方案则可以实现44.2%的效率，情景1提到的亚临界发电方案的效率可达到41.3%。由此可见，超临界发电可以实现系统发电效率的大幅提升，带来度电成本上的削减。
采用上述不同的超临界方案，光场建设面积也会有所不同，如下图所示，情景1需要配备“黄色”的光场，情景2需要配备“蓝色”的光场，情景3需要配备“绿色”的光场。
需要解释的是，虽然情景2和情景3两种方案带来的蒸汽参数是一样的，两者的系统效率却不同，这是因为情景2配置了燃气辅助加热系统，可能带来额外的热量损失，因此造成系统效率低于情景3的直接过热方案。而如果将情景3的蒸汽温度过热至700摄氏度、350bar的更高温度区间上，则可以提高系统效率至约45.6%。
假设上述案例电站在2025年建成，以目前的光热发电成本下降速度，届时采用情景2方案的电站可以实现最低430万美元/MWe的投资成本（以一定价格的天然气计算），情景3和情景1分别可以实现470万美元/MWe和490万美元/MWe的投资成本。采用情景2方案的电站的度电投资成本因受制于燃气价格的影响，其可能存在较大波动。
50MW甚至100MW级的超临界汽轮发电机组还没有得到实际应用，要建设这种较小规模级的超临界光热电站，可以采用与燃煤电站互补的方案。图示的塔式光热燃煤混合发电项目为一个规模为100MWe的塔式电站，带5小时储热系统，与一个2GWe的燃煤电站进行互补发电。这种发电方式不仅可以降低成本，还能削减投资风险。其发电系统可以与燃煤发电共用。
提高蒸汽参数使其达到超临界状态可以提高系统效率并降低LCEO，这是一条值得继续深入探索研究的可行之道，虽然目前其还受制于工质的工作温度，以及规模上的限制。超临界发电在燃煤发电领域目前已经有成熟的工程经验，并正在向超超临界火电扩张，在突破一些硬性的障碍和瓶颈后，这些经验也可以被复制并很好地应用于光热发电系统，提高光热发电的竞争力。
作者简介：Juergen Peterseim博士2003年获得工程学位，在热量回收、生物质能、多燃料混合电站和光热发电领域具有多年工作经验。2014年在悉尼科技大学获得博士学位，主要研究方向为光热发电混合电站技术。
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