熔盐工质光热发电技术或可大幅降低发电成本

 

　　阿海珐退出光热发电产业带来的其中一大损失是这个公司看起来已经贴近将菲涅尔光热发电技术推向成本获得突破性削减的边缘，但其却在这一时刻选择了离开。

 

　　在Areva选择放弃光热发电业务之前，这家公司已经确信找到了将熔盐技术集合于其线性菲涅尔技术的技术方案。Areva与美国能源部Sandia实验室合作在美国新墨西哥州Albuquerque的国家太阳能热利用测试中心建设的熔盐菲涅尔示范项目将为菲涅尔光热发电技术带来新生，采用熔盐工质将使菲涅尔光热发电可以输出基荷性绿色能源。

 

图：阿海珐熔盐菲涅尔示范系统

 

　　重要的是，这也意味着一种新的熔盐应用方式的诞生。熔盐被作为储热材料虽然已经在槽式电站中获得成熟应用，但其依然面临着包括成本削减等一系列的挑战。虽然熔盐储热已经具有相当高的成本经济性。但要降低光热发电的成本，我们必须考虑储热系统的低成本改进方案。

 

　　SolarReserve公司首席技术官Bill Gould表示，“如果你需要存储能量，我认为没有比熔盐更好的替代选择了。”SolarReserve一直以来走在熔盐储热技术的最前列，但其开发的是塔式技术。而对于槽式和菲涅尔这类系统集成相对简单一些的技术而言，熔盐作直接工质的技术依然在示范研发阶段。

 

　　“大多数人一想到储能，他们就会想到电池。但事实上，电池储能的价格目前是储热成本的5倍到20倍还高，其推广的经济性严重不足。”Gould说道，“以常见的锂离子电池为例，目前最为先进的锂电池技术所能达到的性能和效率已经接近于其理论极限，不可能再有更大的突破。因此即便给予这种技术研发上的投入很多，但其成本依然难以得到有效降低。”其它一些储能方案如飞轮储能和压缩空气储能，相对储热技术而言同样相对昂贵，且在很多情况下缺少可融资性（bankable）。

 

　　增加熔盐储热系统至一个光热电站的成本一方面也取决于是否同时将熔盐作为直接传热流体。对于直接将熔盐作为唯一工质的光热电站，其成本经济性要好于采用两种工质的电站。Gould表示，“如果有两种传热流体在光热发电系统中，必然会增加很多衍生成本。”比如带熔盐储热的导热油槽式光热发电系统，导热油吸收热量后还需要再与熔盐换热来储热，这就需要一系列的设备增加，同时带来了更多热损，结果导致增加了光热发电站的总体投资。

 

　　熔盐塔式技术的优势即在于将熔盐同时作为传热和储热介质予以利用。“我们对无储热电站和带储热电站的投资额已经做了对比分析，得到的答案是两者之间的差别很小。这是因为在给定一个太阳岛的情况下，如果储热系统被移除，汽轮机的规模就必须增加。但从电站性能上来看，显然带储热电站更加优良。在槽式电站中，如果采用熔盐作工质将面临很大挑战，因为需要保证熔盐介质在长达数公里的集热管路中流动而不会凝固。”Gould表示。

 

　　塔式系统的问题是这种发电技术的投资成本过高，塔式开发商需要关注的是这种技术的成本是否还能削减。答案几乎可以肯定是“能”，但需要怀疑的是熔盐系统是否可以为成本的削减提供帮助。

 

　　从熔盐材料成本上来看，虽然熔盐制造商正在致力于生产更廉价的熔盐产品，但熔盐产品内部人士的观点认为其价格很大程度上取决于其它熔盐消费市场的供需状况。熔盐供应商SQM公司太阳盐销售和市场总监Giuseppe Casubolo表示，“更为稳定的CSP市场以及更为清晰的CSP行业发展前景将帮助稳定熔盐的价格水平，目前熔盐的主要市场仍在传统市场领域。”太阳盐的价格将受制于传统熔盐市场的兴衰。

 

　　光热发电产业的普遍观点是可以为光热发电带来较大程度的成本削减的层面是电站的设计，但与储热系统的关联可能并不太大。Gould就表示，“特别是镜场的设计将可以带来较大的成本削减。我们现在就拥有一些新的设计，可以比传统的设计方案节约很多成本。”

 

　　对于储热系统的成本削减，目前的熔盐储热系统的成本下降空间较为有限。现在有相当数量的研究的目标是寻找可以替代熔盐的拥有更高能量密度的储热材料，很多集中于对相变储热材料的研究层面，但目前取得成功的还没有。目前的熔盐储热技术已经发展了有20年左右，可以说已经比较成熟。

 

　　德国宇航局工程热力研究所的储热研究总监Markus Eck博士表示，“虽然储热技术的应用时间已经很长，但塔式光热发电领域利用熔盐传热储热的经验还十分有限。如果熔盐塔式技术被证明可以进行大规模商业化应用，我们在未来将可以看到更多熔盐塔式电站投入运行。”

 

　　在储热材料选用熔盐的前提下，直接利用熔盐吸热、传热、储热可能是降低光热发电LCOE的重要途径，熔盐塔式技术已经开始用大规模实例来证明这一点，但熔盐槽式和熔盐菲涅尔技术仍在实验示范阶段，如果其技术相对成熟后能得到一些商业化应用的尝试，可能帮助打开线聚焦光热发电技术的LCOE下跌之门。