摘要

在“双碳”目标驱动下，构建以新能源为主体的新型电力系统已成为必然趋势，煤电机组正加速从主体电源向调节性电源转型。熔盐储热技术凭借高能量密度、长寿命、低成本等优势，成为提升煤电机组灵活性的关键路径之一。本文系统综述了熔盐储热耦合煤电机组的技术原理、系统集成方案、热力性能分析方法及灵活性提升机制，结合宿州电厂1000 MWh示范工程等典型案例，分析了耦合系统的技术经济性，梳理了相关政策环境与工程挑战。研究表明，耦合熔盐储热后，煤电机组深度调峰能力可从50%额定负荷扩展至20%~30%，变负荷速率可达3%Pe/min，热电解耦效应显著。经济性方面，在电力辅助服务市场和现货市场双重机制下，耦合系统具备良好的投资回报前景。当前技术已进入工程示范阶段，但仍面临熔盐材料成本、系统集成复杂度及标准体系缺失等挑战。展望未来，高性能低成本熔盐材料的研发、全系统动态运行优化及完善的市场机制建设将是推动该技术规模化应用的关键方向。

关键词：熔盐储热；煤电机组；灵活性改造；热电解耦；调峰调频；热力性能

1 引言

1.1 研究背景

全球气候变化治理框架下，我国提出“2030年前碳达峰、2060年前碳中和”的宏伟目标，推动能源结构向绿色低碳转型。截至2023年6月，我国可再生能源装机容量已突破13亿kW，正式超过煤电装机容量。然而，风电、光伏等新能源具有显著的间歇性与波动性特征，其大规模并网对电力系统的安全稳定运行构成严峻挑战。随着新能源在电力结构中占比的持续攀升，电力系统调峰压力日益加大，亟需可靠、灵活的调节电源来维持供需平衡。

在这一背景下，煤电的角色正在发生深刻转变——从传统的主力电源向基础保障性和系统调节性电源转型。然而，常规煤电机组的设计初衷是承担基荷运行，其锅炉低负荷稳燃能力有限、汽轮机热应力约束严苛，导致机组在深度调峰工况下面临灵活性严重不足的问题。特别是对于承担供热任务的热电联产机组，“以热定电”的运行约束进一步限制了机组的调峰能力——发电负荷必须根据实时供热需求来决定，机组难以根据电网需求灵活调节发电量。

1.2 熔盐储热技术的价值定位

熔盐储热（Molten Salt Thermal Energy Storage, MSTES）是一种高效的中高温显热储热技术，利用熔融盐作为储热介质，实现热能的跨时空转移与利用。将熔盐储热系统与煤电机组进行耦合，相当于为传统火电外接一个“储热宝”：在机组调峰压力较小或新能源出力充足时，利用机组富余热能加热熔盐并储存；在用电高峰或新能源出力不足时，释放储存的热能替代部分机组供热或发电任务，从而实现机组发电负荷的灵活调节。

熔盐储热在煤电灵活性改造中具有独特的技术优势：其一，熔盐储热寿命长达25年以上，运行维护成本低，全生命周期经济性显著优于电化学储能；其二，熔盐储热能量密度高、占地面积相对较小，且不受地理位置限制，具备良好的工程适应性；其三，相较于锅炉侧的燃烧优化改造和汽轮机侧的通流改造，储热改造能够实现能量的跨时空利用，是中长期灵活性提升的核心技术路径之一。

1.3 研究意义与内容框架

近年来，熔盐储热耦合煤电机组的技术研究取得了长足进展，多个示范工程相继建成投运，技术可行性已得到工程验证。然而，该领域仍面临若干亟待解决的学术与工程问题：如何针对不同参数等级的机组选择最优的熔盐类型与耦合方案？耦合系统的热力性能评价体系如何构建？工程投资的经济性边界条件是什么？当前技术成熟度距离规模化推广还有多远？

本文旨在系统梳理熔盐储热耦合煤电机组的技术原理与研究进展，从材料、设备、系统集成及运行控制等维度进行全链条分析，以期为相关工程应用提供理论依据与技术支撑。全文结构安排如下：第2章介绍熔盐储热的技术基础与熔盐材料特性；第3章阐述系统集成方案与耦合模式；第4章分析耦合系统的热力性能；第5章论述灵活性提升机制与评价指标；第6章结合示范工程进行案例分析；第7章评估技术经济性；第8章分析政策环境；第9章讨论面临的挑战与展望；第10章总结全文。

2 熔盐储热技术基础

2.1 熔盐材料特性与选型原则

熔盐是熔融盐的简称，指在高温下呈液态的盐类化合物，是熔盐储热系统的核心工作介质。根据化学成分的不同，常用熔盐可分为硝酸盐、氯化盐、氟化物盐、碳酸盐等几大体系。不同熔盐体系的熔点、最高工作温度、热稳定性、腐蚀性及成本等热物性参数差异显著，决定了其与煤电机组的适配性。

硝酸盐是目前应用最广泛的中高温储热介质，具有熔点适中（120~220℃）、热稳定性良好（最高工作温度约450~600℃）、腐蚀性较低、成本相对可控等优点。其中，二元硝酸盐（俗称“太阳盐”，60% NaNO₃ + 40% KNO₃）是光热发电领域的标准储热介质，熔点约220℃，最高安全运行温度约450℃。三元硝酸盐（HITEC盐，53% KNO₃ + 40% NaNO₂ + 7% NaNO₃）熔点更低（约142℃），但最高安全运行温度略低（约430℃），且亚硝酸盐在高温下易分解。

氯化盐具有高工作温度（可达800℃以上）和低成本的优势，但腐蚀性强，对储罐和换热设备材料要求苛刻。氟化物盐热稳定性极佳，但熔点高（约450℃以上）、成本昂贵，多用于高温核反应堆等特殊场合。碳酸盐介于两者之间，但存在分解问题，工程应用较少。

2.2 不同温域煤电机组与熔盐种类的适配性分析

煤电机组的蒸汽参数分为亚临界（主蒸汽温度约540℃）、超临界（约566℃）和超超临界（约600℃及以上）三个等级，不同参数等级对熔盐材料的要求存在显著差异。

对于亚临界机组（主蒸汽温度约540℃），太阳盐的最高安全运行温度（约450℃）略低于主蒸汽温度，但仍可直接将水和低参数蒸汽加热至主蒸汽/再热蒸汽温度，实现机组的快速爬坡。对于超临界和超超临界机组，太阳盐的最高安全运行温度已低于机组主蒸汽和再热蒸汽温度，直接采用太阳盐进行蒸汽加热存在温度“断档”，需要采取多级加热或采用更高温的熔盐体系。

三元硝酸盐（HITEC盐）能够利用蒸汽潜热，但烟损更高；太阳盐无法利用蒸汽潜热，但整体热力学性能更优。在实际工程中，宿州电厂项目选择了三元硝酸盐体系，工作温度范围为190℃至450℃，恰好覆盖了当前供热机组的典型运行温度区间。

近年来，新型低熔点熔盐的研发取得了积极进展。通过调整硝酸盐的组分比例或添加锂盐等改性成分，可将熔盐熔点降低至100℃以下，有效拓宽储热温差，提升储热密度。同时，氯化盐的防腐蚀涂层技术和合金材料研究也为高温应用场景提供了新的可能性。

2.3 储罐与换热器等关键设备技术

熔盐储热系统的关键设备主要包括熔盐储罐和熔盐换热器两大类。

熔盐储罐是储存高温熔盐的核心容器，通常采用双罐体系（高温罐和低温罐）以实现储热与放热的循环运行。大型储罐的设计建造面临高温蠕变、热应力分布、材料腐蚀防护等多重挑战。吉瓦时级熔盐储罐的首次工程化示范已在宿州电厂项目中实现，储罐直径超过26米，高度近15米。储罐通常采用碳钢外壳加多层保温结构，内部可设置防腐蚀内衬或采用特殊合金材料。

熔盐换热器承担着从煤电机组抽取蒸汽加热熔盐（储热）以及从高温熔盐加热给水产生蒸汽（放热）的双重功能。熔盐-蒸汽换热器面临的主要技术难题是“夹点温度”瓶颈——熔盐在换热过程中存在相变温度区间，导致换热效率下降。宿州电厂项目首创“蒸汽分流+给水回流”流程，成功攻克了这一瓶颈。项目开发的三路蒸汽储热换热器，实现了多汽源梯级储热，有效提升了储热效率。

3 系统集成方案与耦合模式

3.1 储热模式：抽汽储热与电加热储热

熔盐储热系统与煤电机组的耦合涉及两种基本的储热模式：抽汽储热和电加热储热。

抽汽储热是从汽轮机的特定抽汽级段抽取高温高压蒸汽，通过熔盐换热器将热量传递给熔盐。这是当前工程应用的主流模式，其优势在于直接利用机组的蒸汽热能，能量转换损失小，整体效率高。抽汽位置的选择直接影响储热系统的性能：从高压缸排汽或再热蒸汽入口抽汽可获得更高的蒸汽参数，但会对汽轮机做功产生影响；从低压级段抽汽则蒸汽参数较低，储热密度受限。

电加热储热是利用机组的发电量或电网富余电力驱动电加热器加热熔盐。电加热储热的优势在于灵活性极高，可根据电网指令精确控制储热功率，且不干扰汽轮机的正常运行。然而，电加热涉及电-热转换，存在能量品质的降级损失，热效率低于抽汽储热。宿州电厂项目的蒸汽加热熔盐储热系统热-热效率超过95%，较电加热熔盐路线提升一倍多。

在实际工程中，通常采用“抽汽为主、电加热为辅”的混合储热模式，以兼顾系统效率与运行灵活性。

3.2 释热模式：加热给水与替代抽汽

释热过程是将储存在高温熔盐中的热能释放出来，用于替代机组的部分供热或发电功能。主要有两种释热模式。

加热给水模式是利用高温熔盐通过蒸汽发生器加热锅炉给水，产生高温高压蒸汽，这部分蒸汽可直接进入汽轮机做功或对外供热。该模式的优点是释热过程与机组的正常运行流程高度契合，系统兼容性好。但需要注意的是，熔盐直接加热给水至主蒸汽/再热蒸汽参数的汽化潜热阶段所需能量巨大，会产生非常大的烟损，优化放热阶段抽取点从而降低汽化潜热阶段能够增加熔盐系统的往返效率。

替代抽汽模式是在机组需要满负荷发电时，由熔盐系统产生供热蒸汽，替代原本从汽轮机抽出的供热蒸汽，从而释放汽轮机的发电能力。这是实现热电解耦的核心机制。宿州电厂项目在需要顶尖峰100%额定发电负荷运行时，由熔盐系统提供的供热蒸汽可连续供热4小时。

3.3 耦合方案分类与比较

根据抽汽热源和释热目标的不同组合，可以形成多种耦合方案。巩志强等以315 MW煤电机组为研究对象，运用Aspen Plus构建了9种熔盐储热方案，以调峰性能、热力学性能、供电煤耗率、碳排放和经济性为指标进行了综合评价。研究表明：储热过程中，抽取再热蒸汽作为热源时耦合系统的热效率最高；释热过程中，热熔盐加热2号高加入口凝结水时系统的调峰和热力学性能最优。

杨灿等对660 MW燃煤机组供汽工况下双罐和三罐熔盐储热系统进行了对比研究。结果表明：三罐系统由于多温区储热、释热特性，优化了耦合系统的不可逆损失，其储热、释热过程的热效率和㶲效率均高于双罐系统；经济性方面，三罐系统的储能成本为0.568元/kWh，低于双罐系统的0.581元/kWh。

宿州电厂项目创新性地提出了“主蒸汽+热再蒸汽+四抽蒸汽”三路协同抽汽方式，实现了蒸汽在换热后直接供热，达成能量的梯级利用，储放热系统整体效率高达83.4%。这一方案打破了传统“以热定电”的单一路径限制，首次实现吉瓦时级别大规模熔盐储热。

3.4 双罐体系与三罐体系的技术对比

双罐体系是熔盐储热系统的标准配置，由一个高温熔盐罐和一个低温熔盐罐组成。储热时，低温熔盐从冷罐泵出，经换热器加热后进入热罐储存；放热时，高温熔盐从热罐泵出，经放热换热器降温后返回冷罐。双罐体系结构简单、运行可靠，是当前工程应用的主流方案。宿州电厂项目采用的就是390℃高温罐与190℃低温罐的双罐体系。

三罐体系在双罐基础上增设一个中温罐，用于储存中间温度的熔盐，实现“梯级储热、梯级放热”。三罐体系可以更精细地匹配不同温度段的热量需求，减少不可逆损失，提高㶲效率。然而，三罐体系增加了设备投资和运行控制的复杂度。研究表明，三罐系统在整体性能上优于双罐系统，但具体选择需根据工程条件进行综合权衡。

4 耦合系统的热力性能分析

4.1 热力学建模方法

热力学性能分析是耦合系统设计与优化的基础，常用的建模工具包括Ebsilon、Aspen Plus等专业热力系统仿真软件。建模的一般步骤如下：首先，建立煤电机组的基准热力模型，包括锅炉、汽轮机各级、回热系统、凝汽器等关键设备的热平衡计算；其次，嵌入熔盐储热子系统模型，设定储热与放热过程的边界条件；最后，在稳态或动态工况下求解耦合系统的各项热力参数。

刘金恺等对600 MW煤电机组与熔盐储热系统进行耦合，提出了8种耦合系统设计方案，发现采用中压缸排汽作为热源加热熔盐、释热时高温熔盐加热旁路给水的方案在热力学性能上表现最优。张显荣等设计了3种600 MW机组的耦合方案，结果表明利用再热蒸汽储热、利用给水泵出口水释热的方案可使机组全过程热效率提升0.65%。

在动态建模方面，近期研究建立了耦合系统的级动态模型，揭示了耦合系统的㶲效率曲线与熔盐储热往复效率的变化规律，并评估了耦合系统对实际AGC指令的动态响应特性。

4.2 储热过程与放热过程的热效率

储热过程的热效率主要取决于蒸汽热源与熔盐之间的换热温差。温差越小，不可逆损失越小，效率越高。研究表明，抽取再热蒸汽作为热源时，由于蒸汽参数与熔盐工作温度更为匹配，耦合系统的热效率最高。实际工程中，宿州电厂项目储放热系统整体效率达到了83.4%。

放热过程的热效率取决于高温熔盐与给水之间的换热匹配程度。熔盐加热2号高加入口凝结水的方案表现最优，因为该位置的水温与熔盐温度的匹配性较好，换热温差较小。

往返效率（储热效率与放热效率的乘积）是评价储热系统整体性能的关键指标。目前工程示范表明，熔盐储热调峰在技术上是可行的，但增加系统的往返效率仍需要进一步研究。

4.3 㶲分析及其在系统优化中的应用

㶲（exergy）分析是从热力学第二定律角度评估系统能量品质的有效方法。与单纯的能量分析不同，㶲分析能够揭示系统内部不可逆损失的大小和分布，为优化方向提供定量依据。

在熔盐储热耦合煤电机组系统中，主要的㶲损失发生在以下几个环节：（1）蒸汽抽汽与熔盐之间的换热过程，特别是温差较大的区域；（2）熔盐与给水之间的放热换热过程；（3）熔盐泵等辅助设备的能耗。

研究结果表明，太阳盐直接将给水加热至主蒸汽/再热蒸汽参数的汽化潜热阶段会产生非常大的烟损，优化放热阶段抽取点从而降低汽化潜热阶段能够增加熔盐系统的往返效率。陈珍等在电力现货市场背景下对2×600 MW超超临界机组的分析表明，采用120 MW电加热、背压机发电与排汽供热的组合方案在㶲效率方面表现最优，达到41.29%。

三罐系统由于实现了多温区储热和释热，能够在各温度段匹配相应的热源和热阱，从而有效降低㶲损失，这也是其三罐系统热力学性能优于双罐系统的重要原因。

4.4 耦合系统对机组热经济性的影响

耦合熔盐储热系统会对煤电机组的整体热经济性产生两方面的影响。

不利影响体现在：抽汽储热会减少进入汽轮机做功的蒸汽流量，在相同锅炉负荷下机组发电出力降低，供电煤耗率上升。研究表明，储热功率越高，这一负面效应越显著。

有利影响体现在：放热阶段替代抽汽供热可使机组在相同锅炉负荷下增加发电出力，提升热经济性；同时，通过储热系统的“削峰填谷”运行，可以优化机组的负荷分配，减少频繁变负荷造成的效率损失。

总体而言，耦合系统对热经济性的净影响取决于储热与放热的平衡、运行策略的优化以及电力市场的价格信号。在合理设计和优化运行的前提下，耦合熔盐储热能够在提升灵活性的同时，保持机组可接受的热经济性水平。

5 灵活性提升机制与评价指标

5.1 深度调峰能力的拓展

深度调峰能力是指机组在低负荷工况下稳定运行的能力，通常以机组最低技术出力占额定负荷的百分比来衡量。常规煤电机组的最低技术出力一般为50%额定负荷，而耦合熔盐储热系统后可显著降低这一下限。

宿州电厂项目投运后，在保证最大供热量连续供热5小时的情况下，深度调峰的最低发电负荷可降低至30%额定负荷。更前沿的工程目标是将深度调峰能力进一步下探至20%甚至“零负荷”——山东鲁西发电项目预计使600 MW机组具备深调到“零负荷”的能力。

深度调峰能力的拓展主要基于以下机制：在电网负荷低谷期，机组可降低锅炉负荷至较低水平（但需高于最低稳燃负荷），同时利用储热系统吸收部分蒸汽热能，使汽轮机出力进一步降低而不至于停机。锅炉侧的运行限制（如低负荷稳燃、脱硝催化剂活性温度等）仍是制约深度调峰的主要瓶颈，需要与储热系统协同优化。

5.2 快速变负荷能力的提升

快速变负荷能力是指机组响应电网AGC指令的速率，以额定负荷的百分比每分钟（%Pe/min）来衡量。常规煤电机组的变负荷速率通常为1%~2%Pe/min，耦合熔盐储热后可显著提升。

宿州电厂项目首次提出适用于煤电耦合蒸汽熔盐储热系统的改进线性自抗扰控制策略，实现了兼顾“电—热”安全、快速、稳定供应的“机—炉—储”智能协调控制系统运行，机组变负荷速率达到3%Pe/min。

变负荷速率的提升机制主要包括：（1）储热系统可作为“热缓冲器”，在升负荷需求时快速释放储存的热能补充供热，减轻锅炉的负荷压力；（2）改进的控制策略能够协调机组锅炉、汽轮机和储热系统的响应时序，减少热应力和机械应力。

5.3 热电解耦机理与量化评估

热电解耦是熔盐储热耦合煤电机组的核心技术价值之一。传统热电联产机组的发电出力与供热出力存在刚性耦合关系——发电量必须与供热量匹配，这种“以热定电”的运行约束严重限制了机组的调峰能力。

熔盐储热系统通过引入热能的时间转移能力，实现了热电解耦：在供热需求不变的情况下，机组可以通过储热系统在用电低谷期多储热、在用电高峰期多放热来调节发电出力；在发电负荷固定的情况下，机组可以通过储热系统来灵活调节对外供热量。

宿州电厂项目实现了在机组满额负荷下连续供热4小时、深度调峰30%额定负荷下连续供热5小时的运行能力，标志着热电解耦取得实质性突破。项目投产后，机组发电负荷的“顶尖峰、压低谷”能力大幅提升，调峰能力从原来的50%~80%额定负荷拓展到30%~100%，每年可提升新能源消纳能力约1.28亿千瓦时。

5.4 灵活性评价指标体系

全面评价熔盐储热耦合煤电机组的灵活性，需要建立多维度指标体系。综合已有研究，主要评价指标包括：

调峰深度：机组最低技术出力占额定负荷的比例，反映机组的深度调峰极限。

爬坡速率：机组响应AGC指令的最大变化速率，反映机组的快速响应能力。

储热容量：熔盐储热系统能够储存的最大热能量，通常以兆瓦时（MWh）或吉瓦时（GWh）计量，决定机组的持续调峰时间。

往返效率：放热过程输出热量与储热过程输入热量之比，反映储热系统的能量转换效率。

㶲效率：系统㶲输出与㶲输入之比，从能量品质角度评价系统性能。

热电解耦度：发电出力与供热出力的解耦程度，可定义为在供热负荷固定的情况下发电出力的可调节范围。

响应延迟时间：从电网指令发出到机组出力开始变化的时间间隔，反映控制系统的响应速度。

这些指标相互关联，需要在系统设计中进行综合权衡。例如，追求更高的储热容量可能增加储罐尺寸和投资成本；追求更高的往返效率可能需要更复杂的多级换热系统，增加设备复杂度。

6 典型工程案例分析

6.1 安徽宿州电厂1000 MWh示范项目

宿州电厂熔盐储热项目是目前国内规模最大的“煤电+熔盐”储能工程，也是全国首台套吉瓦时级煤电熔盐储换热成套装备及控制系统。该项目是国家能源集团于2022年启动的“基于熔盐储热的煤电灵活性关键技术研究及示范应用”项目，历时三年建设，于2025年8月30日通过168小时试运行，正式投运。

技术方案：项目以宿州电厂2台350 MW超临界燃煤汽轮发电机组为基础，创新性地构建了390℃高温与190℃低温双储罐体系，设计储热容量为1000 MWh。储热系统采用“主蒸汽+热再蒸汽+四抽蒸汽”三路协同抽汽方式，实现了能量梯级利用。在协同控制方面，项目首次开发了煤电耦合熔盐储热仿真平台，形成了基于熔盐储热的火储联合网源协调控制技术。

运行效果：项目投产后，机组发电负荷的“顶尖峰、压低谷”能力大幅提升。在保证最大供热量连续供热5小时的情况下，深度调峰的最低发电负荷可降低至30%额定负荷；在需要顶尖峰100%额定发电负荷运行时，由熔盐系统提供的供热蒸汽可连续供热4小时。机组变负荷速率达到3%Pe/min。

生态与经济效益：经测算，项目投产后每年可提升新能源消纳能力约1.28亿千瓦时，减少碳排放约8.5万吨。同时，每年增加供热能力220万吨，较原有最大供热能力提高73%，可满足当地40多家工商业企业用热需求。

6.2 山东鲁西发电灵活性改造项目

山东鲁西发电熔盐储能项目是另一项重要的示范工程。该项目配套建设120 MW/480 MWh熔盐储能及60 MW电锅炉储能设备，采用双罐储热装置实现能量循环。项目通过改造预计使600 MW机组具备深调到“零负荷”的能力，在国内形成首台示范应用。

该项目的创新点在于采用了“火电+新能源+熔盐储热”的技术路线，突破性应用了“基于可控电热负载提升煤电机组调频调峰性能的熔盐储热成套设备”。项目总投资约1.1亿元。

6.3 其他示范项目及技术路线比较

除上述两大项目外，国内已有多项熔盐储热耦合煤电机组的示范工程相继推进，包括华能北方公司某项目、大唐临清电厂试点工程等。这些项目在技术路线、机组容量、耦合方案等方面各有特色，为技术的多样化发展提供了丰富的工程经验。

从技术路线来看，目前主要分为两大类：一是以宿州电厂为代表的“抽汽储热”路线，侧重于热电解耦和深度调峰；二是以鲁西发电为代表的“电加热储热”路线，侧重于调频响应和辅助服务。两种路线各有优势，实际选择需根据机组特性、电网需求和经济效益综合确定。

7 技术经济性分析

7.1 投资成本构成分析

熔盐储热耦合煤电机组的投资成本主要包括以下几个方面：

熔盐材料成本：熔盐是系统的工作介质，用量随储热容量的增加而增大。三元硝酸盐的成本相对可控，但大规模应用下材料成本仍占总投资的一定比例。

储罐建设成本：大型熔盐储罐需要采用耐高温、耐腐蚀材料，并配备复杂的保温系统，建设成本较高。直径26米、高15米的万吨级储罐造价不菲。

换热器设备成本：熔盐-蒸汽换热器需承受高温高压工况，材料要求高，设计和制造成本较大。

电加热设备成本（若采用电加热路线）：大功率电加热器的采购与安装费用。

控制与安全系统成本：智能协调控制系统、安全监测系统、仿真平台等软硬件投资。

据公开信息，鲁西发电项目总投资约1.1亿元（对应120 MWh储能规模），单位投资约91.7万元/MWh。随着技术成熟和规模化应用，单位投资成本有望进一步下降。

7.2 运行收益机制

耦合系统的运行收益主要来源于三个渠道：

电力辅助服务市场收益：火电机组耦合熔盐储热通过电-热转换提供调频、调峰辅助服务获取补贴，同时节约燃煤成本。满足一定补贴标准的情况下，项目能满足收益率要求。

电力现货市场收益：通过套取上网“峰谷”电价差实现盈利。在相同峰谷电价差的情况下，低谷电价越低，收益率越高。

供热增量收益：耦合熔盐储热可显著提升机组的供热能力。宿州电厂对外供热能力从原有约150吨/小时增加至410吨/小时，每年增加供热能力220万吨，带来可观的供热收入。

7.3 经济性综合评价与敏感性分析

综合经济性评价通常采用净现值（NPV）、内部收益率（IRR）、投资回收期（Payback Period）和储能平准化成本（LCOS）等指标。

杨灿等构建了含DPP、IRR与LCOS的熔盐储热系统经济性评价体系，开展了政策变量与运行参数变化对调峰运行收益影响的敏感性分析。研究表明，三罐系统的储能成本为0.568元/kWh，低于双罐系统的0.581元/kWh。

巩志强等通过TOPSIS综合评价，确定最优方案为储热功率20 MW、储热过程以再热蒸汽为热源、释热过程加热2号高加入口凝结水。研究发现，耦合系统的运维成本占比较高，储热系统补偿收益占比最高。

敏感性分析表明，影响经济性的关键因素包括：电力辅助服务补贴标准的变化（对收益率影响较大）、峰谷电价差的变化、熔盐材料价格波动以及运行策略优化水平。

7.4 市场前景预测

在业内人士看来，仅“熔盐储能+煤电”这一组合便已激活百亿级的市场潜力。若将熔盐储能应用范围进一步拓展至钢铁、化工等高耗热领域，市场规模有望攀升至千亿元级。

从煤电机组存量规模来看，我国煤电装机容量超过11亿千瓦，按照一定的改造比例估算，熔盐储热改造的市场空间巨大。随着“三改联动”（节能降碳改造、灵活性改造、供热改造）政策的持续推进，熔盐储热作为灵活性改造的核心技术之一，将迎来广阔的发展前景。

8 政策环境与发展规划

8.1 国家层面煤电灵活性改造政策

国家能源局等主管部门持续推动煤电行业的灵活性改造。2025年11月发布的《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》明确提出，鼓励以熔盐储热耦合调峰等方式提高新能源与煤电深度协同水平。

2026年，国家能源局明确将煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”情况作为重点监管内容，要求现役机组灵活性改造应改尽改。政策引导下，煤电行业加速推进新一代煤电升级，多个新一代煤电项目入选《新型电力系统建设能力提升试点（第一批）》名单。

8.2 地方配套支持政策

山东省等地方政府出台了具体的配套支持政策，鼓励煤电机组通过采用电锅炉储热、熔盐储热等热电解耦技术增加灵活调节能力。政策明确发电企业在计量出口内建设的熔盐储热设施用电参照厂用电管理但统计上不计入厂用电，提高了企业改造积极性。

内蒙古自治区同样将熔盐储热作为“三改联动”的重点攻坚方向，2025年全力推进熔盐储热等13项灵活性与节能改造重点项目。

8.3 市场机制对技术推广的影响

电力市场改革的深化对熔盐储热技术的推广应用具有重要影响。一方面，电力辅助服务市场的完善为调峰、调频服务提供了合理的补偿机制，提升了耦合系统的经济吸引力。另一方面，电力现货市场的峰谷电价机制为储热系统的“低储高放”运行创造了套利空间。

研究表明，在电力辅助服务市场和现货市场的双重机制下，熔盐储热耦合系统具备良好的投资回报前景。然而，补贴政策的变化对收益率影响较大，需要建立更加稳定、透明的市场化补偿机制。

展望未来，建立更完善的容量电价机制与碳交易市场，充分体现灵活性资源的调节价值，形成技术进步与市场回报的良性循环，将是推动该技术规模化应用的关键。

9 挑战与展望

9.1 当前技术瓶颈

尽管熔盐储热耦合煤电机组技术已取得显著进展，但仍面临若干技术瓶颈：

熔盐材料性能限制：现有硝酸盐的最高工作温度（约450~500℃）限制了其在超超临界机组上的应用。氯化盐虽然工作温度更高，但腐蚀性问题尚未完全解决。新型低熔点、高稳定性熔盐的研发仍需突破。

换热设备技术难题：熔盐-蒸汽换热器的“夹点温度”问题虽已取得突破性进展，但大容量、高效率、长寿命的换热设备设计仍面临挑战。

系统集成复杂度：熔盐储热系统与煤电机组的深度耦合涉及锅炉、汽轮机、回热系统、储热系统、控制系统等多系统的协同运行，对设计、调试和运行维护提出了很高要求。

标准体系缺失：目前熔盐储热耦合煤电机组领域缺乏统一的设计规范、设备标准、运行规程和安全标准，制约了技术的规模化推广。

9.2 规模化推广的关键路径

从示范工程走向规模化推广，需要系统推进以下工作：

降低初始投资：通过材料优化（开发低成本熔盐）、设备国产化（核心设备已实现100%国产化）、规模效应（批量制造降低单位成本）等多途径降低投资门槛。

完善标准体系：加快制定熔盐储热耦合煤电机组的设计规范、设备标准、运行规程和安全标准，为工程实施提供技术依据。

优化运行策略：基于电力市场价格信号和电网调度需求，开发智能化的储热-放热优化调度策略，最大化系统运行收益。

加强人才培养：熔盐储热技术涉及热能工程、材料科学、控制工程、电力系统等多个学科的交叉，需要培养复合型专业人才。

9.3 未来技术发展方向

面向未来规模化应用，以下技术方向值得重点关注：

高性能低成本熔盐材料的研发：开发工作温度范围更宽（低温<100℃、高温>600℃）、成本更低、腐蚀性更小的新型熔盐材料，以适配更高参数等级的煤电机组和更灵活的运行工况。

全系统动态运行优化：建立包含机组、储热系统和电网需求的全局动态优化模型，实现“源-储-荷”协同优化运行。

多能互补的集成运行体系：将熔盐储热与新能源发电（风电、光伏）、电化学储能、压缩空气储能等技术结合，构建多能互补的灵活调节系统。

与碳捕集技术的协同：熔盐储热系统可以与燃烧后碳捕集系统协同运行，利用储热系统为碳捕集的溶剂再生提供热能，实现灵活性与碳减排的双重目标。

人工智能与大数据应用：将人工智能算法应用于熔盐储热系统的预测性维护、优化调度和故障诊断，提升系统智能化水平。

9.4 对新型电力系统建设的意义

熔盐储热耦合煤电机组技术对于构建新型电力系统具有多重战略意义：

增强系统调节能力：通过大幅提升煤电机组的调峰深度和响应速度，为大规模新能源并网提供可靠的灵活性支撑。

促进新能源消纳：每年可提升大量新能源消纳能力，降低弃风弃光率，提升电力系统的整体效率和经济性。

保障能源安全：煤电作为基础保障性电源，在提升灵活性后仍能发挥兜底保障作用，避免过度依赖单一能源带来的安全风险。

推动煤电低碳转型：熔盐储热技术为煤电从“主体电源”向“调节性电源+低碳支撑节点”转型提供了可行的技术路径。

10 结论

本文系统综述了熔盐储热耦合煤电机组技术的最新研究进展，从材料、设备、系统集成、热力性能、灵活性提升、工程示范、经济性评估及政策环境等维度进行了全链条分析，得出以下主要结论：

（1）熔盐储热技术是提升煤电机组灵活性的关键路径之一，通过抽汽储热与放热供汽的循环运行，可有效实现热电解耦，破解“以热定电”的运行困局。

（2）不同参数等级的煤电机组对熔盐材料有不同的适配性要求：亚临界机组可选用太阳盐，超临界和超超临界机组需采用三元硝酸盐或探索更高温的熔盐体系。新型低熔点熔盐的研发有望进一步拓展应用范围。

（3）系统集成方案的选择是决定耦合系统性能的关键。当前主流的“主蒸汽+热再蒸汽+四抽蒸汽”三路协同抽汽方案在宿州电厂项目中得到了成功验证，储放热系统整体效率达83.4%。三罐系统在多温区储热和释热方面优于双罐系统，但投资和复杂度更高。

（4）热力性能分析表明，抽取再热蒸汽作为热源时热效率最高，释热过程中加热2号高加入口凝结水的方案表现最优。㶲分析揭示了换热温差导致的不可逆损失是效率提升的主要瓶颈，优化放热阶段抽取点是提升往返效率的有效途径。

（5）耦合熔盐储热可显著提升煤电机组的灵活性：深度调峰能力从50%额定负荷拓展至30%甚至更低，变负荷速率可达3%Pe/min，热电解耦效应使机组能够在保障供热的同时灵活调节发电出力。

（6）工程示范项目已证实技术可行性。宿州电厂1000 MWh项目投产后，每年可提升新能源消纳1.28亿千瓦时、减碳8.5万吨，供热能力提高73%。鲁西发电项目向“零负荷”深度调峰迈出了重要一步。

（7）经济性方面，耦合系统的投资成本仍较高，但在电力辅助服务市场和现货市场的双重收益机制下具备良好的投资回报前景。三罐系统储能成本为0.568元/kWh，双罐系统为0.581元/kWh。运维成本和储热系统补偿收益是影响经济性的主要因素。

（8）国家及地方政策积极支持煤电灵活性改造，“三改联动”持续推进，电力市场改革为熔盐储热技术创造了有利的外部环境。建立完善的容量电价机制与碳交易市场，是推动技术规模化应用的关键。

（9）当前技术仍面临熔盐材料性能限制、系统集成复杂度高、标准体系缺失等挑战。未来应重点研发高性能低成本熔盐材料，推进全系统动态运行优化，构建多能互补的集成运行体系，并与人工智能、碳捕集等前沿技术协同发展。

熔盐储热耦合煤电机组技术已从理论探索走向工程实践，为我国煤电行业的绿色低碳转型和新型电力系统的构建提供了重要的技术支撑。随着技术进步、成本下降和市场机制的完善，该技术有望在更大范围内实现规模化推广，发挥煤电在能源转型中的桥梁和纽带作用。

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