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　　CSPPLAZA光熱發電網報道：本項技術徹底拋棄了儲熱油及其熱交換系統，采用太陽能與燃機聯合循環的方式，解決了全天候運行和電能質量問題，同時由于提高集熱裝置的蒸汽參數，提高了熱電轉換效率；二者共用汽輪發電機組及其輔助設備，節省了投資。

　　太陽能—燃機聯合循環熱電聯產系統，主要由太陽能集熱裝置、燃氣輪發電機組、余熱鍋爐、蒸汽輪發電機組、補熱加熱裝置所構成。

　　本項技術是在國內現有的E級燃機聯合循環熱電聯產機組熱力系統（雙壓系統）的基礎上增加了太陽能集熱裝置和補熱加熱器以及一些附屬閥門和管道。系統中，燃氣輪發電機組通過壓氣機將空氣吸入并壓縮后在燃燒室與燃料（這里使用天然氣）混合燃燒，產生的高溫高壓氣體進入燃氣透平內做功，帶動發電機發電。排出的高溫煙氣進入余熱鍋爐加熱高壓給水和低壓給水以及凝結水，產生的高壓過熱蒸汽和低壓過熱蒸汽進入蒸汽輪發電機組的蒸汽透平內做功，再次帶動發電機發電，同時蒸汽透平在中低壓級抽汽供熱。蒸汽透平可選用抽凝式機組，通過旋轉隔板對電和熱的份額進行調節分配；一部分蒸汽從高壓末級（旋轉隔板前）引出至供熱母管，作為抽汽供熱，另一部分蒸汽通過旋轉隔板進入低壓缸繼續做功，最后進入凝汽器被冷卻成凝結水；通過控制旋轉隔板調節進入低壓缸蒸汽的流量，來保證供熱母管的蒸汽壓力需求。太陽能集熱裝置正常運行時加熱給水，其流量根據出口過熱蒸汽溫度來調節，送至主蒸汽管道，同余熱鍋爐來的主蒸汽一起進入汽輪機的高壓缸。

　　供給太陽能集熱裝置的給水，先經過補熱加熱器進行預加熱，給水來自高壓給泵。補熱加熱器的加熱蒸汽來自低壓蒸汽，其疏水被引至除氧器，用于加熱由于供應太陽能而增加的凝結水。因此，補熱加熱器的低壓蒸汽流量調節是根據除氧器的壓力（飽和壓力）來進行的，在補凝水保持除氧器水位的過程中，始終維持沸騰狀態，當除氧器壓力降低時，說明除氧蒸發量不夠，這時就要開大低壓蒸汽調節閥，增加低壓蒸汽流量，也即增加進入除氧器的疏水量，使除氧蒸發量得到增加，致使除氧器壓力提高；反之亦然。顯然，低壓蒸汽的飽和段供除氧器使用，而其過熱段被用于加熱去太陽能的給水，充分運用余熱鍋爐中的低品位熱能，提高太陽能的熱能品位，以提高太陽能熱發電效率。太陽能的給水流量是根據太陽光的強弱來調節的，光照強，出口過熱蒸汽溫度高，則給水流量大；光照弱，出口過熱蒸汽溫度低，則給水流量小，夜晚則流量為零。一方面，從除氧器的熱平衡角度來看，給水流量大時，除氧器至給泵的流量就大，進入除氧器的補凝水就多，則需要的補熱加熱器疏水就多，就必須增加低壓蒸汽的流量。另一方面，從補熱加熱器的熱平衡角度來看，給水流量大，需要的低壓蒸汽流量也要大。二者完全一致。

　　采用這樣的系統，無需對現有余熱鍋爐設計作任何變動。

　　按照此技術方案，太陽能可產生溫度521℃、壓力6MPa的過熱蒸汽，額定流量80t/h，發電出力（扣除耗用的低壓蒸汽所減少的功率后）達22.8MW，年設備利用小時按1500小時計算，年發電量3420萬千瓦時（未考慮熱電聯產）。

　　（二）費用估算及經濟性分析

　　按照制訂的技術方案，僅估算太陽能熱發電部分所增加的投資。需購置新型槽式太陽能集熱裝置1850臺（每臺垂直光照面積72平方米），設備費約1.943億元；占用土地面積400畝，土地購置費1200萬元；太陽能熱發電系統總費用（含分攤汽輪發電機組的費用）2.468億元，單位容量造價1.08萬元/kW，已經不高于光伏電站造價。

　　資本金4940萬元（占比20%），銀行貸款1.974億元。上網電價按0.99元/kWh計算，年毛利潤576萬元，凈利潤432萬元，資本金收益率8.7%。這里需要國家免增值稅。

　　燃氣機組項目附帶太陽能光熱發電，還有一個最大的好處就是晝夜自然調峰，白天有太陽能產生高負荷，夜晚無太陽能自然低負荷，國家政策鼓勵可再生能源利用，自然要確保太陽能發電設備的高效利用，因此設備利用小時數自然要高于純粹的燃機電站，也即會給燃氣機組帶來更好的經濟效益。此外，熱電聯產還能進一步提高經濟性。

　　（三）政策面和技術經濟面優勢

　　將太陽能與燃機聯合循環熱電聯產機組有機結合起來，符合國家能源產業政策和節能減排政策，有利于推動能源產業可持續發展、有效緩解資源和環境壓力，加快能源產業轉型升級、培育新的經濟增長點，是自然的低碳經濟。因此，從政策面和技術經濟面考量，顯然具有以下優勢：

　　1、本技術橫跨新能源和常規清潔能源兩大行業，必然受到國家政策的鼓勵，項目核準相對容易。

　　2、本技術通過選用大容量的燃機聯合循環熱電聯產機組，實現規模化經濟效益。

　　本技術能夠大大提高光熱利用效率，大幅度減少投資，提升太陽能熱發電的經濟性，必將受到企業的青睞和投資方的角逐。