首个商业化光热地热混合电站正在推进

 目前已有26MW的光伏发电站与其配套运行，该光伏电站占地240英亩，共铺设了89000块太阳能电池板。当为该地热电站增加17MW的光热发电装机后，Stillwater地热电站将成为世界上第一个光热地热混合发电项目，也是集合了三种可再生能源发电技术的新能源项目。

 

  该项目最终将建成为一个集合了太阳能集热技术和地热能的混合型发电项目，实现可持续的可再生能源双蒸汽循环发电。“两种可再生能源将互相影响，实现两种技术特点的完全开发应用，实现电站的平稳运行，增加电站的利用因子。”专业技术总监表示。“更重要的是，集合光热和地热能两种技术，可以提高地热电站的容量因子。”

 

  如何混合工作

 

  技术人员表示，“光伏电站的主要作用是为该地热电站的耗电设备提供电力供应，光热和地热技术则将集合到一起，光热集热场中出来的热能被加入到地热卤水中，提升卤水温度，提高电力产能。这种热能的增加可以使电站的热力学效率进一步提高。”

 

  光热发电和光伏技术在每天的中间时刻即太阳能资源好的时候出力较大，特别是在夏季更为突出，而此时的电力需求也正是高峰，配置空冷的这种地热双元循环电站将受到环境高温的一些影响。

 

  槽式集热技术

 

  采用槽式集热技术，其中的工质采用脱盐水。

 

  公司提供槽式集热器的供应，该光场将被集合进Stillwater地热电站的热循环回路中去，光场的设计目标是将地热井中的卤水温度进一步提高，使地热发电系统实现满负荷运行，提高其经济效益。

 

  “槽式集热技术被认为是最适合这一混合发电项目的选择，因为其拥有广泛的温度区间，能够扩大规模至任意的热负荷区间。”项目负责人表示。

 

  据位于科罗拉多州的生产工厂的消息，这些槽式集热器的相关组件装备已经发货，并开始在项目地进行安装，预计到今年年底就可以实现投运。

 

  为何是CSP

 

  选择CSP技术与该地热电站进行混合发电将带来一些重要的优势，地热资源理事会GRC此前发布的一份光热发电和地热能混合发电的项目报告显示，在双元循环地热发电系统中采用CSP集热技术，将可以帮助把工质加热至更高温度，从而产出更多电能。

 

  光热发电技术也能够在这种混合电站中对发电端出来的卤水进行再热，可以直接再热也可通过另一种工质再热，从而让部分卤水重新循环进入下一轮发电循环，将这部分再热卤水注入卤水池中，增加其温度。

 

  上述报告指出，“更高温度的卤水被重新注入卤水池中，可抵消额外的花费和采用酸来平衡卤水的PH值的风险。”在所有的案例中，混合发电可降低卤水池的压力，生产出更多电力或增加再热卤水的温度。

 

  这些优势还在于：光热发电可以提高地热卤水池的使用寿命，从而降低增建其它卤水井或再注入井的投入。同时还可以抵消寄生性的负荷，让更多发电量输入用户端，提高夏季高峰期的输出电量。GRC报告显示，这种混合发电技术在气候干燥缺水环境下可以有效利用，因为其可以降低水处理成本，降低因蒸发而造成的储水损耗。

 

  另外，光热发电在高太阳能辐照资源区的运行性能更好，比如美国西南，当地的地热资源也很丰富，太阳能资源也很好。

 

  项目负责人解释称，“我们认为这种混合发电技术可以在大多数的地热电站中应用，特别是类似于内华达州这样地热和太阳能资源都丰富的地区。得益于这种混合发电技术，地热井的自然损耗可以由太阳能补充。这种新的地热太阳能混合发电站，实现了对太阳热能和地热热能两种能源形式的有效利用，对现有的地热电站增加一个太阳能集热系统即可实现。”

 

  这个市场潜力是很大的，去年，新的地热能发电站在美国、菲律宾、墨西哥、德国、肯尼亚、澳大利亚、土耳其等国上网运行。肯尼亚、土耳其、埃塞俄比亚、德国等正在加快开发地热能发电设施。

 

  提升地热能的可融资性

 

  基于地热井开发固有的风险，混合发电系统可以给地热电站带来更理想的价值，美国的几个示范性项目目前正在进行中，来验证光热发电和地热发电进行混合的可行性，则采取了更激进的方式，即首次投资了这个商业化规模的光热地热能混合发电项目。

 

  项目负责人表示，主要的挑战是分析不同的混合设计方案，选择最好的设计，从技术和经济两个角度出发来选择最合适的技术方案。现在没有任何可以参考的成熟案例。

 

  他还表示，在现有的地热能发电项目基础上，将光热发电技术和地热能利用技术进行耦合是十分简单的，当然前提是工程设计阶段已经对此进行了深入研究。我们的光热电站对地热发电站的运行不会产生任何不利影响，