燃煤机组调峰困难的根源在于：锅炉-汽轮机-发电机强耦合。锅炉（燃烧）响应慢，而汽轮机（发电）响应快。高温储热在其中扮演了 “热能缓冲池” 的角色。

1. 能量解耦：在电网需要降负荷时，将锅炉产生的“多余”热量存入储热罐，而非减少燃烧；在电网需要升负荷时，将储存的热量释放出来，补充蒸汽系统，而非立刻增加燃烧。

2. 时间平移：将非高峰时段的能量，物理性地搬运到高峰时段使用，实现了电力输出的时间平移。

要实现高效耦合，储热介质和系统的温度必须与燃煤电站蒸汽参数（通常为540-600°C）匹配。

高温储热系统主要通过以下节点“插入”燃煤发电的热力循环中：

• 储热（充电/填谷）：

• 在机组需要降负荷时，从汽轮机抽取部分中低压蒸汽，通过换热器加热储热介质（如熔盐）。

• 结果：蒸汽热量被储存，汽轮机进汽量减少，发电出力下降，但锅炉侧基本维持稳定燃烧。

• 放热（放电/顶峰）：

• 当需要增加出力时，用高温储热介质加热给水或产生蒸汽，替代原有的部分汽轮机抽汽，或将产生的蒸汽注入中低压缸。

• 结果：锅炉燃烧不变，但进入汽轮机做功的蒸汽总量增加，发电出力超发。

• 调峰效果：显著扩大机组出力范围，实现±15%-30%额定功率的快速调节能力。

• 储热（充电）：将电网多余电能（或厂内电能）通过 “电锅炉”或电阻加热器 直接转化为热能，存储于高温储热罐中。

• 放热（顶峰）：在锅炉主蒸汽或再热蒸汽管道旁路，增设由储热系统驱动的 “蒸汽过热/再热器”。当需要顶峰时，将储存的高温热能用于提升主/再热蒸汽温度或直接产生蒸汽。

• 调峰效果：

• 解决锅炉低负荷难题：维持锅炉在高效工况运行，由储热系统承担负荷波动。

• 维持蒸汽参数：低负荷时，利用储热补充热量，避免蒸汽温度下降，保障机组效率和安全。

• 实现“零煤耗”调峰：极端情况下，锅炉可完全熄火，由储热系统单独发电数小时，提供深度调峰服务。

• 将储热系统集成到高压给水加热器中。储热时加热给水，减少抽汽；放热时替代高加抽汽。

• 优点：集成相对简单，对主系统影响小。

• 调峰效果：调节幅度较小，但响应速度快，适合参与二次调频。

1. 调峰幅度倍增：

• 纯煤电：通常最低技术出力为额定功率的40-50%，再低则面临燃烧不稳、效率剧降、排放超标等问题。

• 耦合后：下限可大幅降低。通过储热吸收多余能量，理论最低出力可接近仅满足厂用电（~10%甚至更低）。上限可提高，通过储热放热“超发”，顶峰出力可达额定功率的110%-120%。

2. 爬坡速率大幅提升：

• 锅炉变负荷速率约1-2%额定功率/分钟。

• 储热系统通过阀门控制热流体流量，可实现3-5%额定功率/分钟甚至更高的爬坡速率，使整个机组能快速跟踪电网指令。

3. 增强启停与快速响应能力：

• 热态启动加速：利用储存的高温热量预热锅炉和蒸汽管道，将冷态/温态启动时间缩短30%-50%。

• 快速响应：储热系统可在秒级至分钟级内响应调度指令，参与一次调频和自动发电控制。

4. 改善经济性与环保性：

• 降低煤耗：避免机组长期在低效区运行，并利用低谷廉价电储热，降低整体发电成本。

• 稳定排放：锅炉燃烧工况稳定，污染物控制设备在高效区间运行，排放更优。

• 挑战：

• 系统集成与安全：高温高压下的复杂热力耦合设计，需解决动态匹配、启停保护、安全隔离等问题。

• 初期投资高：大规模高温储热罐、特种材料、换热器及控制系统投资不菲。

• 效率损失：储热-释热循环存在热损失（往返效率约40-50%），需通过优化设计和运营策略弥补。

• 场地限制：现有电厂改造需有足够的空间布置储热设施。

• 展望：

• 技术融合：与超临界CO₂发电循环结合，利用其高效率和紧凑性，构建新一代灵活清洁煤电。

• 多能互补：成为“燃煤电站+”综合能源基地的核心，与风电、光伏、生物质能协同。

• 政策驱动：随着电力市场辅助服务（调峰、调频）机制完善，该技术的经济回报将更加明确，推动其规模化应用。

总结而言，高温储热耦合燃煤发电是实现煤电从“基荷电源”向“灵活调节电源”战略性转变的关键使能技术。它通过物理储能的方式，释放了燃煤机组固有的调节潜力，为构建以新能源为主体的新型电力系统提供了稳定可靠的过渡性支撑。