近日，第十二届中国国际光热大会暨CSPPLAZA年会在浙江杭州召开，西安热工研究院节能中心汽轮机灵活运行技术研究所所长王伟出席会议并发表主题报告《熔盐储热耦合煤电机组的创新实践与经济效益分析》。

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项目背景

王伟指出，自2015年首次参与光热大会以来，团队从学习、研发逐步走向实践转化，此次重点分享熔盐储热耦合煤电机组的创新实践与经济效益。这一研究的大背景是国家“双碳”目标——2020年9月习近平总书记提出“2030年碳达峰、2060年碳中和”目标后，为能源电力行业高质量发展指明了方向。

截至2024年底，全国发电总装机容量达33.5亿千瓦，其中非化石能源19.5亿千瓦，占比54.9%；火电14.4亿千瓦，新能源装机14.5亿千瓦首次超过火电机组，其中煤电装机11.9亿千瓦，占比35.7%，且持续下降。尽管装机占比不断下降，煤电仍以不到40%的装机提供约60%的发电量、70%的顶峰能力和近80%的调节能力，是电力安全保供的“压舱石”。

近年来，电网频率问题引发的安全事故愈发突出，甚至超过调峰能力不足导致的问题。

今年4月28日，西班牙和葡萄牙发生大规模停电，波及5000万民众。此前的4月16日，西班牙曾实现100%可再生能源供电，但事故当日风电出力骤降、光伏因高温效率下降10%，导致6.4吉瓦电力缺口，而其储能容量仅2.1吉瓦时（占电力需求0.3%），无法缓冲供需失衡。

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火电机组灵活性技术需求分析

王伟指出，随着新能源占比提升，火电机组灵活性改造迫在眉睫，核心目标包括降低最小技术出力、提升爬坡速率、增强快速启停能力，其中首要目标是降低最小技术出力，其次是爬坡速率，最后是快速启停。

当前，纯凝工况下煤电机组最小技术出力国际先进水平为20%-25%，我国《全国煤电机组改造升级实施方案》要求纯凝工况达35%Pe，采暖工况单日6小时达40%Pe。

实际运行中，启停调峰需求已从“未来趋势”变为“现实挑战”。2024-2025供暖季，河北、内蒙地区，煤电机组的启停调峰次数明显增加，远超以往。

政策层面，2025年3月国家发改委、能源局印发的《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027年）》提出更严苛指标：现役机组最小发电出力需达25%-40%额定负荷，新一代试点示范机组需达20%以下；现役机组负荷变化速率达0.8%-2.5%额定功率/分钟，新一代机组在50%及以上负荷区间达4%/分钟、30%-50%区间达2%/分钟；同时鼓励具备启停调峰能力，要求现役及新建机组保供期申报出力达标率不低于98%，新一代试点机组达99%。

此外，煤电中长期将向“大容量、小电量、煤电+综合能源服务”模式转型，围绕清洁降碳、安全可靠、高效调节、智能运行深化技术指标，通过自身挖潜与储热储能结合，实现0-100%Pe功率调节及5%Pe/min快速响应，成为新型电力系统的“稳定器”。

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储能技术研究现状

王伟介绍，储能技术的核心价值在于打破电能生产、输送、使用的同步性，实现能源时间错配利用。在各类储能技术中，熔盐储热因高安全、低成本、大规模、长寿命、易回收等特点，在提升煤电机组灵活性及工业供汽方面独具优势。

熔盐常温下为固态粉末，熔点以上呈液态，具有流体性质；混合熔盐耐受温度高、热稳定性好、运动粘度低、饱和蒸汽压低，是理想储热介质，世界范围内商业化太阳能热发电站普遍采用。目前应用最广的是太阳盐（二元盐，硝酸钾与硝酸钠按40:60混合）和希特斯盐（三元盐，硝酸钾、硝酸钠、亚硝酸钠按53:7:40混合）。

熔盐-固体粉末状态-熔融态-凝固态

在技术研发方面，西安热工研究院高度重视熔盐储热技术攻关，截至2024年11月，熔盐储热相关专利申请达366项，位列国内第一。其研究聚焦熔盐在煤电及工业领域的应用，而重点在于系统设计与控制优化，为熔盐储热与煤电机组耦合奠定了坚实基础。

西安热工院关于熔盐储热技术的专利统计情况

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熔盐储热与煤电机组耦合集成与灵活运行技术

王伟详细阐述了熔盐储热与煤电机组耦合的技术方案，主要包括加热、储热、放热三个环节。加热环节可以采用蒸汽加热或电加热，也可二者联合方案：蒸汽加热可利用主汽、再热蒸汽，电加热则从高厂变或发电机出口取电。

储热环节中，低温熔盐维持在200℃左右，每日温降不超过1℃；高温熔盐维持在400℃左右，每日温降不超过2℃。放热环节正常工况以机组除氧器出口为水源，事故工况（双机停运）用除盐水作为应急水源，产生的蒸汽可用于工业供汽或采暖。

运行方式上，该技术可实现多种功能：调频时，电加热器作为可控负载，全天小功率运行辅助机组响应一次调频与AGC；深调时，蒸汽发生系统运行解决热电解耦问题，通过蒸汽与电加热器满功率运行赚取调峰补贴或减少低价电上网；顶峰时，蒸汽发生系统满功率运行，蒸汽加热器与电加热器小功率运行，保障机组多发高价电。

蒸汽加热与电加热各有优劣：蒸汽加热热效率高，但抽取高参数大流量蒸汽难度大，深度调峰时更难实现，且利用显热成本高、利用潜热则熔盐温度受限，系统复杂性高、可靠性低；电加热热效率较低，但能大幅提升调峰深度与调频性能，灵活性、可靠性更高，还可提高工业供汽可靠性并具备启动锅炉功能。

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典型案例

王伟分享了三个熔盐储热耦合煤电机组的示范案例，展示技术落地效果与经济效益。

▌国信靖江示范项目

该项目于2022年12月投运，在2×USC660MW机组耦合40MW/80MWht熔盐储热系统，实现1.0MPa、260℃、50t/h工业供汽，解决深度调峰与工业供汽的热电解耦问题。项目达成多项指标：机组深调至＜30%额定负荷，AGC考核Kp值提升＞300%，爬坡速率＞3%Pe/min，锅炉运行安全性与汽轮机经济性显著改善，还承担环保、免维护的启动锅炉角色。

试验数据显示，机组变负荷速率达3.91%Pe/min，远高于电网要求的1.5%Pe/min；AGC调节精度0.11%，优于电网0.5%的标准；一次调频响应时间＜2s，30s实际负荷变化量达理论量的140.2%，完全满足考核要求。

2023年4月，该项目首次参与江苏电力深度调峰市场，增加4万千瓦调节能力；5月试验中，机组负荷从50%Pe降至30%Pe稳燃负荷后，进一步降至25.65%Pe，挖掘深度调峰潜力。

经济效益显著：熔盐储热系统寿命≥30年，无循环次数限制，每天调频约1500次，累计超100万次，平均每天参与深度调峰2小时。仅投运5MW可控负载，机组Kp值从2提升至7-9，达原来的310%。该项目已运行两年半，根据实际运行数据，年调频收益3000万元，调峰收益100万元，两年内收回项目成本。

▌济宁华源热电示范工程

该项目于2024年6月30日投产，是全国首套“蒸汽+电”联合加热的熔盐储热系统，在2×350MW机组耦合50MW/100MWht系统，接入中温再热器出口联箱与6kV高压厂用电系统。项目实现1.5MPa、300℃、75t/h供汽，深调30%、顶峰100%，AGC指标K值可提升至4以上，具备备用汽源与启动锅炉功能。

2024年9月第三方考核显示，加热功率51.43MW（设计50MW），储热容量103.87MWh（设计100MWh），最大供汽量85.59t/h（设计75t/h），双机停运工况供汽60.21t/h（设计60t/h），各项指标均超设计要求。根据2024年10月至今的收益分析，月平均收益300万元左右，累计年收益3500万元。

山东电网2024年1月至2025年9月负电价时长1222小时（均价-71.01元/兆瓦时），0-150元/兆瓦时时长683小时，为低电价储热、高电价放热创造有利条件。

山东电网低电价数据分析

▌华能海门示范项目

该项目于2024年9月29日投产，是全国首套百万机组熔盐储热项目，在4×USC1000MW机组耦合60MW/120MWht系统，1、2号机组与3、4号机组分别配置“二拖一”30MW电加热系统，接入6kV高压厂用电。

项目实现3.0MPa、300℃、90t/h供汽，深调至＜40%额定负荷，AGC指标K值提升至1.3以上（实测最高2.57），具备备用汽源与启动锅炉功能。

技术创新方面，应用6kV电加热器与690V耦合，功率1MW直驱响应达MS级，温度范围210℃-420℃，规模化后成本降低50%，绝缘等级达6kV耐击穿电压，可承受上万次负荷波动，寿命20年。项目自动化程度高，熔盐区域实现无人值守与机器狗巡检。

经济效益上，预估年收益不少于6000万元，仅调频日收益约20万元；2025年春节期间，四台机组全停，熔盐系统单独带50t/h供汽，验证了备用汽源和启动锅炉的功能。

技术指标和社会效益

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项目团队与工作基础

据王伟介绍，西安热工研究院团队多年来深耕煤电灵活性领域，承担多项国家级科技攻关与示范项目，形成深厚工作基础。团队参与2项科技部国家重点研发计划、6项能源局煤电灵活性改造示范项目、4项省级活性改造示范项目，获国家科技进步二等奖1项、中国电力科技进步一等奖1项。

在产学研合作方面，团队与清华大学、华北电力大学、西安交通大学等高校，及辽宁电网公司、中国电科院等单位协同攻关，组建陕西省“四主体一联合”储能与热能动力系统灵活低碳校企联合研究中心，围绕储能共性技术展开研究。

科技成果方面，“熔盐储热耦合煤电机组调频调峰及安全供汽技术”通过中国电力企业联合会鉴定，达到国际领先水平，被评定为华能集团首台（套）重大技术装备，获2023年华能集团科学技术进步一等奖，并入选2023年“科创中国”先导技术榜单（绿色低碳领域）。

展望未来，王伟认为市场潜力巨大：我国煤电存量11.9亿千瓦，仅按3%调频需求计算，对应储能规模约0.3亿千瓦，按每千瓦700-1000元测算，市场规模达300亿以上，若计入10%-20%的调峰需求，市场空间更为广阔。该技术的推广将有力提升机组盈利能力，保障“双碳”背景下的用电灵活与用汽安全，为新型电力系统建设提供重要支撑。