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主题：【原创】簡評各种發電方式优劣 -- 岑子
这条技术路线目前还不现实。
机组燃料效率超过80%。
目前是天然气单位热值比煤贵。
不过现在到底效率多高？假如太阳能电池、风能发电、加上储能设备联合运用，正常供电，那么成本到底可以达到什么水平？现在发电成本的几倍？还是十几倍？如果是两三倍，那就很有希望了。
超临界机组41%左右，上海外高桥三厂是超超临界机组最高水平，好像是45%，德国在研的更高温度先进机组，目标是47%-55%.
我是想着好比在甘肃，沙漠上，大片的沙漠用太阳能电池覆盖，或者能改变当地的气候，一举多得。
太阳能作为分散电源组合之一，对边远地区还是很有用的。
这个“很快”指的是10年左右吧。。。
产氢不是个问题，电解水效率超级高。储存氢，现在没啥特别高科技的办法，相对成熟的是土办法，加压放罐子里，车用的是复合材料做的700个大气压的罐子（车用天然气罐子好像是200个大气压）。用氢发电，燃料电池技术正在突破ing，革命性的进展应该不远了。燃料电池技术10年前风光无限，科技界fashion的明星，大家都盯着它，就跟如今的“大数据”差不多，然后热度就一路下跌，因为一直没啥突破，慢慢就没人理了。但科研这东西，热的时候不一定出突破，不热的时候以前的努力反倒会结果，目前对其的关注正处于一个低点，无论是做科研还是投机，都是抄底的好时机。。。
反应很简单，就是热煤上泼水，就能出来水煤气，主要成份是一氧化碳＋氢气，又叫做合成气，可以用来合成很多东西。
100年前还有条已经被淘汰的路线，煤和石灰石反应制电石（碳化钙），电石＋水出来乙炔（小时候都玩过吧），用乙炔合成别的东西。
目前更先进的是煤炭直接液化，煤炭＋氢气在催化剂的作用下直接变成油，打个比方，重油可以加氢气裂化成汽油，比重油还“重”的是沥青，含氢量更低，比沥青还重的就是煤炭了，含氢量很低很低，所以呢，煤炭其实就相当于一种超级重的“油”。。。
从水煤气还衍生出一种发电方法IGCC，整体气化联合循环发电，空气中氧气氮气分离，部分氧气和煤炭制水煤气，水煤气出来先脱硫，因为水煤气是强还原剂，所以硫一般是以H2S的形态存在，容易除掉。然后和剩下的氧气和部分氮气在燃机里燃烧发电，理论上可以不用氮气，彻底避免氮氧化物的产生。但纯氧燃烧温度太高燃机受不了，所以实际上往往需要混合部分氮气降温，但即使这样还是比空气里氮气的浓度低，所以氮氧化物产量少。燃烧出来的是高温水蒸气和二氧化碳，再次推动汽轮机发电，最后剩下的是水，二氧化碳，低浓度氮气，和极少的氮氧化物。IGCC的优点是污染物排放低，二氧化碳浓度高方便碳捕获，热效率可以超过40%。不过IGCC电厂设备极为复杂，成本高，故障率高。人家外高桥第三电厂已经以成熟的超超临界机组技术达到IGCC的排放水平和类似的热效率。所以现在IGCC技术还在探索中，有没有推广价值还两说。。。
电解水效率好，但是它也需要稳定供电，太阳能和风能最大的问题就是“间歇式不可控”和“低密度”。
氢气储存用高压，成本不是一般地高，能耗得损失一半以上，而且储存量小。用在汽车上，属于初期普及阶段。但是用于供电,成本也是受不了。
质子膜燃料电池现在是OK了，成本也不低，用于汽车还可以接受,但是用于民用供电，成本就有点高了。高温固态燃料电池相比较而言成本比较低，而且技术成熟，可以用于供电。所以燃料电池这个环节是目前最成熟的。
氢气储存是最大的瓶颈，唯一看到希望的是采用化学可逆反应来储存，问题仍旧是密度低。真正要达到实用，二十年？五十年？或许核聚变都出来了。
但烧轻柴油的我也见过，尤其是沙特，那里的油比水便宜！
在印尼我也见过，单循环的燃机，烧轻柴油！！
我一高中同学，他们的厂就是做汽油发电机组的，军品，给野战部队的仪表供电，功率很小，才1，2千瓦。
风电制氢+利用碳燃烧产生的二氧化碳，制甲醇。
工艺上看，成本上看，现在都还有难度，但假以时日未必不可行。
近几年，我国风电装机容量增长迅猛，但由于风电天生的不稳定性造成电网难以消纳等因素，伴生的弃风现象严重。所谓弃风，是指在风电发展初期，风机处于正常的情况下，由于当地电网接纳能力不足、风电场建设工期不匹配和风电不稳定等自身特点，导致的部分风电场风机暂停的现象。我国每年因弃风而损失的电量超过100亿千瓦时，造成了不小的浪费。
而我国煤化工产业的发展，则面临较大的二氧化碳排放压力。按我国规划的煤化工发展规模，到2020年煤化工排放的二氧化碳将在2亿吨/年以上。如果届时征收碳税，将在一定程度上削弱新型煤化工的综合竞争力。
此外，当前我国油品正在抓紧升级。石化企业油品一般采取加氢精制的方法，对氢气的需求日益增大。在氢气的来源中，煤制氢、炼厂干气制氢等方式，也存在二氧化碳的排放问题。
在这些背景之下，有业内人士提出了这样的设想：如果利用大规模的风电进行电解水制氢，可以减少化石能源消耗，降低污染物排放，实现风电与煤化工、石油化工的多联产。
中石化经济技术研究院高级工程师何铮认为，提到二氧化碳，大家都会将其看作环保的宿敌，其实如果转换看问题的角度，工厂排放的二氧化碳也是一种资源。当前，风力发电和电解水制氢已是成熟技术，而用风电制氢不产生二氧化硫和二氧化碳排放，水煤气变换反应也是成熟的技术。通过氢气和二氧化碳制取一氧化碳，逆变换反应以二氧化碳和氢气为原料，把风力发电、发电后电解水制氢、捕集二氧化碳、逆变换反应几个要素组合，就能实现煤化工的绿色变身。何铮表示，通过捕集二氧化碳，把煤化工产生的二氧化碳变成了资源，相当于将开采出的煤炭二次利用。以煤制甲醇为例，风电电解制得的氢气与捕集的二氧化碳，通过逆变换反应生产一氧化碳，一氧化碳与氢气生产甲醇，按一般甲醇生产工艺计，190万吨一氧化碳和24.5万吨氢气，可生产甲醇约170万吨，相当于节省标煤约260万吨，消纳二氧化碳约300万吨。
中国成达化学工程公司高级工程师李琼玖提出，粉煤气化生成的合成气，其氢气与一氧化碳的量比为0.42，而合成甲醇要求量比为2。因此，需要将多余的一氧化碳进行水蒸气变换成二氧化碳和氢气，则有52.6%的一氧化碳变换成氢气，每吨甲醇需排放二氧化碳约1.53吨。如果用风电电解水制取氢气，煤气化产生的一氧化碳就不需变换成氢气。在相同煤耗的条件下，甲醇产量可增加约1倍，避免了大量二氧化碳排放。以年产120万吨甲醇装置计，可减排二氧化碳182.6万吨。水电解分离出的氧，还可以作煤气化用氧，代替深冷分离制氧的空分装置，利用含一氧化碳63%的煤制合成气作水电解的反极化剂循环制氢，可使制氢的耗电量大幅降低。这样，风电与煤基甲醇生产集成，可实现经济效益与环境效益双赢的效果。
北京绿达源科技有限公司高级工程师郑尔历表示，如果采用风电制氢的模式，风电场就不用建设并网设备，风电机组会大大简化，风能的利用率也可得到有效提高。而且制氢模式并不需要特别先进的技术，绝大部分是利用成熟的电解技术和氢能源应用技术的组合。不断扩大规模、逐步简化设备投资、提高投入产出比，应该是其未来发展的方向。
何铮认为，通过风电制氢作油品精制加氢的氢源，可替代干气制氢和煤制氢，替换出干气集约化利用，改善化工生产的原料和产品结构，生产绿色高端油品，实现炼化企业绿色生产质的飞跃。他表示，我国炼化企业已经形成环渤海、长三角和珠三角三个集群，陆上风力装机也具备了一定规模，海上风能发电也开始起步。到2020年，我国海上风电将走上规模化发展道路，已经具备风电制氢供油品精制加氢和炼厂干气集约利用的基本条件。风力发电不受燃料价格上涨的影响，未来制氢成本不会像干气随原油价格而上涨，再加上干气集约化利用并带动液化气的集约化利用，将产生更大效益。这3个炼油集群地区可根据今后发展的要求，综合考虑风电制氢对干气制氢的替代，在区域内甚至区域之间建设氢气管网，解决风电制氢的间歇性问题，保障氢气供应。
何铮认为，风电制氢并不是一个新思路，但与煤化工、石化产业联合，可破解风电不稳定、并网难平衡的“死结”。无论什么样的风速，只要发电机工作就能利用，风小电量小时电解的氢气数量较少，风大电量大时产生的氢气就多，在整个发电制氢过程中，所有的电能都可以全部转化为氢气。他表示，风电制氢多联产的方式，突破了煤化工二氧化碳排放的瓶颈，是风电、煤化工两个产业发展的突破与升级，与石化企业需求的绿色氢源也是互补双赢。