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：JuergenPeterseim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。
原标题:超临界蒸汽循环应用于光热发电的可行性
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