【导语】目前全球塔式太阳能热发电站的装机容量逐渐增加。根据国家能源局首批太阳能热发电示范项目名单，其中塔式项目有9个，7个采用熔融盐为传热介质的，2个采用水为传热介质。那么，分别采用水和熔融盐为传热介质的塔式电站，哪一个技术上更容易实现？两个路线面临的技术难点又有哪些？
【微话题】（2017-013期）塔式电站，采用水和熔融盐传热介质，哪一个技术上更容易实现？两个路线面临的技术难点又有哪些？
中科院工热所-孙*：应该是熔盐相对问题少些，不存在水工质两相稳定性、流型引起的诸多问题。水工质还有高压的问题，蓄热难度大的问题。
国家光热联盟-杜**：是否指水工质塔式电站有蓄热难度大的问题？为什么？
中科院工热所-孙*：我记得Ivanpa电站采用了水工质加天然气补燃。水工质很难蓄热，高参数蒸汽本身不好直接储存或者说代价很大，间接的话需要有良好的蓄热介质与之配合，DLR（德国宇航中心）应该是用过分段方式匹配DSG（直接蒸汽发生），混凝土加PCM（相变材料），但是好像也不是很理想，所以间接/直接的大规模水工质蓄热目前相对于熔盐都还有很多工作要做。这是我的一点理解。
白**IEE：水蒸汽在太阳能热发电里直接应用似乎都不太容易控制。这主要与过热蒸汽的换热过程有关，蒸汽的管内对流换热系数要比液体差，易于造成热斑损坏吸热部件。当然承压也是个问题，需要比较厚的管子，但厚管更不利于热量传递，容易爆管。需要聚光场较好的调节光斑质量。但水工质塔式系统的好处是可以直接发电，热效率会高。对水介质本身了解的很透彻，相关配套设备，仪表等没有障碍，采购价格也不贵。
正如孙博士所说，水蒸气塔式电站的储热是个大问题，目前来说应该还没找到经济可行的方法。熔盐的优点很多了，大家都比较清晰。缺点方面我想还是在系统运行可靠性方面，因为都还比较缺少经验。材料方面、关键设备，仪表还需要进口，价格也不菲。
中科院工热所-孙*：是的。水工质由于存在dryout（干烧，就是受热面完全与干蒸汽接触）的可能性，应力问题更加突出，尤其是对于接受到聚光比更高、热流密度更高的塔式吸热器。
中控-金**： DSG和熔盐工质都有难度。对于DSG来说光斑的均匀性要求很高，容易导致局部高温而爆管，另外高压也会导致吸热器管壁增厚，成本增加不少，好处是吸热器效率比较高。用水工质来蓄热难度很大，经济性不好。
电工所-郭**：塔式能流密度分布的动态调控技术的核心是经验和算法。
中控-金**： 对于熔盐工质而言，吸热器的光斑均匀性要求略低，由于吸热器是常压工作，管壁比较薄，成本较低，另外由于工作温度较高，吸热器效率略低。当然防止熔盐凝结是一个问题。熔盐工质最大好处是蓄能很容易，而且在塔式电站中，在同等容量下，熔盐用量远小于槽式；水工质塔式电站要蓄能难度很大，经济性不好。蒸汽通过汽包蓄能时间很短，一般也就十几分钟。如果使用熔盐蓄能，则吸热器出口蒸汽温度应该到达590℃才会有较好的经济性，而此时蒸汽压力会太高，管壁需要很厚，成本增加明显，另外吸热器过热段光流密度会很难控制，容易导致局部过热而爆管，对于安全生产不利。另外，熔盐温度不能低于290℃，那么蒸汽与熔盐换热后的温度不会低于300℃，如何把300℃的蒸汽冷凝成水也是一个大问题，技术上应该是不可行的。
