一、摘要

为支撑可再生能源大比例接入新型电力系统，大幅提升燃煤机组灵活性，该文提出耦合燃煤机组的熔盐储能系统并进行熔盐工质筛选。针对350MW灵活燃煤机组，熔盐储能系统承担3%Pe/min升负荷速率目标下，综合汽轮机热力与关键设备传热分析，从熔盐基本物性出发，重点研究了二元盐(60%NaNO3+40%KNO3)和三元盐(53%KNO3+40%NaNO2+7%NaNO3)对熔盐蒸汽发生系统发电效率、系统复杂性及投资成本的影响。发现二元盐分解温度高，可产生较高品位蒸汽，熔盐蒸汽发生系统的平均发电效率为36.7%，三元盐因分解温度低，平均发电效率仅为29.2%。与三元盐相比，二元盐熔点高，熔盐蒸汽发生系统需从汽轮机抽汽预热熔盐系统给水，以防止熔盐凝固堵塞，增加了系统复杂。采用二元盐，熔盐蒸汽发生系统运行温度高，在相同升负荷需求下，熔盐流量、用量、储罐及换热器体积均减小，投资成本比三元盐系统降低1000万元。基于本文研究，建议采用二元盐储能系统，以实现熔盐系统高效性及安全性，支撑超灵活燃煤发电。

二、引言

为支撑2030年碳达峰和2060年碳中和的“双碳”目标，我国未来能源消费增量主要来自于清洁能源，大幅减少化石能源利用成为不可逆转的趋势。太阳能、风能等可再生能源具有间歇性、波动性，随着大规模新能源发电装机持续接入电网，部分地区新能源消纳压力凸显，造成弃风弃光局面。为提升电力系统稳定性，高比例新能源电力系统亟需与之匹配的灵活可调度资源。目前电力系统的灵活可调度资源主要包括燃气轮机、抽水蓄能与灵活煤电机组等。由于我国“富煤、贫油、缺气”的自然资源禀赋，燃气轮机不适合在我国大面积推广；抽水蓄能建设周期长，建设成本较高，且对建造场地要求较为苛刻，难以短时间内成为我国能够提供大量灵活性的发电形式。2023年煤电机组保持安全高效运行，全年累计发电5.35万亿千瓦时，以占全国52%的装机规模贡献了占全国63%的发电量，电网调峰仍需要燃煤机组发挥兜底保供作用。近期煤电不可能大规模退役，而是逐步由提供电力的主体电源转变为支撑性和调节性电源。因此，煤电是经济可行、安全可靠的灵活调节资源，燃煤机组的灵活性改造已为新能源消纳发挥了重要作用。

燃煤机组的灵活性通常是指运行灵活性，即能适应机组出力大幅波动、快速响应各类变化的能力，包括调峰负荷范围、爬坡速率和启停时间等。灵活性改造后的燃煤机组最低负荷达到25%~40%Pe，受限于设备安全及可靠性，燃煤机组难以实现日启停调峰。利用燃煤机组参与电网调峰的代表性国家，德国和丹麦已取得很好的成果，德国燃煤机组改造集中于深度调峰和快速启停能力，变负荷速率达到4%~6%Pe/min。丹麦以热电联产机组为主，辅以热电解耦、储能技术以及生物质掺烧等，变负荷速率可达到5%Pe/min。此外，欧美发达国家燃气资源相对丰富，电网调峰主要依靠燃气电站。燃气机组本质灵活、变负荷速率可达5%Pe/min。为解决可再生能源分钟级波动发电并网带来的挑战(如图1所示)，对标国外调峰机组的变负荷速率，作者所在团队联合多家企业共同申请了能源领域首台(套)。该首台套主要针对350MW燃煤机组其高负荷段(50%~100%THA)具有6%Pe/min的升负荷速率是重要指标之一。锅炉是制约传统燃煤发电机组变负荷速率的关键之一，制约因素包括：快速变负荷时，工质温压参数快速变化导致厚壁元件产生较大热应力，影响设备寿命；锅炉给粉系统响应跟不上变负荷速率要求，导致机组响应整体滞后；锅炉干湿态转换导致的水动力不稳定性加剧，对机组运行安全提出挑战。为此，作者所在团队拟研发柔性水冷壁、创新集箱管道连接形式等锅炉关键技术，可使锅炉升负荷速率提升到3%Pe/min(如图1所示)，但离6%Pe/min的目标仍然有较大差距。

近年来，在国内企业及科研院所的共同努力下，我国太阳能熔盐储热发电技术逐步成熟并达到世界先进水平，相继建成了多个耦合熔盐储热光热电站。在太阳能熔盐储热发电技术基础上，国内开始研发耦合熔盐储热的灵活燃煤发电技术，并取得了较大进展。因此，在传统燃煤机组上增加熔盐系统是弥补锅炉升负荷速率不足的新思路(如图1所示)，即熔盐系统通过熔盐存储锅炉部分热量，在机组需要快速升负荷时释放，通过熔盐系统储放热完成机组能量时空调控。高负荷放热阶段，熔盐加热给水产生蒸汽，与锅炉产生的蒸汽共同汇入汽轮机做功，熔盐系统和锅炉分别贡献3%Pe/min的升负荷速率，机组达到6%Pe/min的升负荷速率(如图1所示)。

为确定合理的升负荷区间，怀柔实验室对润港电厂#1、2机，宏业电厂#1、2机，抚宁电厂#1、2机6台调节性火电机组进行调研，对五个典型周1万多组AGC数据进行分析，发现：机组在50%Pe及以上进行升负荷的概率为74%，升负荷跨度10%~25%Pe的占比最高。因此，综合考虑熔盐蒸汽发生系统设备成本、运行经济性、液位和压力控制、产汽参数波动范围及汇汽量对汽轮机的影响。将熔盐系统支撑燃煤机组升负荷的区间定为X→X+25%THA(50%THA≤X≤75%THA)。以75%THA-100%THA升负荷范围为例，如图2所示，为实现机组6%Pe/min的升负荷速率，锅炉按3%Pe/min速率线性增加到机组目标负荷，熔盐蒸汽发生系统以3%Pe/min速率升到峰值后逐渐降低负荷退出。

常见的熔盐由碱金属、碳酸盐、硝酸盐以及磷酸盐等组成。熔盐在传热、储热、热处理、高温电化学电镀和材料加工等领域得到广泛应用，也作为液态燃料和储热介质应用于飞机/熔盐反应堆实验和核反应堆。熔盐具有热容量大、蒸汽压低、导电性好、热稳定性和化学稳定性等诸多优势，是公认的中高温传热蓄热介质。

熔盐应用于实际工程需要防止凝固和分解，因此常关注熔点和沸点，两个参数决定了熔盐运行温度，限制了不同熔盐的应用领域。熔盐按熔点从大到小可分为氟化盐、碳酸盐、氯化盐、硝酸盐。其中，高熔点氟化盐作为冷却剂，用于钍基堆核能系统研发；熔融碳酸盐作为电解质，用于新型燃料电池研发，氯化盐和硝酸盐运行温度符合太阳能储热电站需求，但氯化盐腐蚀性强，因此商业化太阳能储热电站常采用二元盐(Solar Salt)和三元盐（Hitec Salt）。耦合燃煤发电的熔盐储热，对熔盐运行温度区间要求与太阳能储热电站相近。因此，本文研究过程中考虑采用二元盐和三元盐。

本文针对耦合350 MW燃煤发电机组的熔盐系统展开研究，熔盐系统直接吸收锅炉多余热量进行储热，在机组高负荷段(50%-100%THA)，熔盐加热给水产生蒸汽汇入汽轮机，独立承担3%Pe/min的升负荷速率。不同种类熔盐的运行温度、支撑升负荷次数等决定了熔盐蒸汽发生系统的发电效率、系统复杂性及投资成本。本文从熔盐系统概念设计出发，综合采用热力学、流动传热学等分析理论和方法，对二元盐和三元盐蒸汽发生系统进行技术性和经济性对比分析。研究结果为未来耦合燃煤发电机组熔盐系统的设计提供支撑。

三、耦合燃煤发电的熔盐系统

图3为耦合燃煤发电机组熔盐系统的概念设计图(红线)，包括外挂式烟气熔盐储热系统、熔盐蒸汽发生系统和熔盐储存系统三部分。熔盐储存系统是实现储热和放热功能的连接纽带，根据工艺要求设置了热盐罐和冷盐罐，分别存放高温熔盐和低温熔盐。熔盐系统通过高低温盐罐将外挂式烟气熔盐储热系统与熔盐蒸汽发生系统耦合，实现储热、放热功能。外挂式烟气熔盐储热系统为作者所在团队原创技术，该系统设置独立的引风机从锅炉抽取合适温度的烟气，送至烟气熔盐换热器加热熔盐进行储热，冷却后的烟气返回SCR入口(如图3中的虚线回路)。储热过程中需合理抽取烟气量，以保证锅炉安全运行。当熔盐系统接到辅助机组升负荷指令时，熔盐蒸汽发生系统开始运行。来自除氧器的给水经泵送后依次流经熔盐汽水预热器、蒸发器和过热器，与来自热盐罐的熔盐逆流换热，产生的过热蒸汽通过补汽阀注入汽轮机中压缸中间级，为机组提供3%Pe/min的升负荷速率。

熔盐蒸汽发生系统提供3%Pe/min的升负荷速率的过程具有强瞬态特性，为避免冷态启动放热对熔盐系统的热冲击，熔盐系统设置了动态保温运行模式，即在非补汽工况下熔盐蒸汽发生系统的盐侧和水侧均小流量运行，建立和放热相近的温度场，使放热过程即时产汽注入汽轮机中压缸做功。熔盐蒸汽发生系统放热过程中为维持系统压力和液位稳定，给水和蒸汽流量应匹配。由图2所示的负荷变化曲线可知，负荷增大，所需蒸汽流量增加，对应的热量需求增加，熔盐侧的流量也随之增大。总之，为了支撑3%Pe/min的升负荷速率，熔盐和水侧流量在几分钟内从动态保温的小流量增加到额定流量，对应放热功率随时间呈三角脉冲特征，是典型的强瞬态过程。

四、熔盐对蒸汽发生系统影响的研究

4.1研究方法

本文的研究对象是耦合某350MW燃煤发电机组的熔盐蒸汽发生系统，以75%~100%THA升负荷过程设计工况作为熔盐选择的研究基础。受限于熔盐系统承担3%Pe/min升负荷速率需求及二元盐和三元盐物性参数，综合系统热力计算与设备传热分析进行熔盐比选及技术经济性研究。

主要研究方法如下(如图4)：

(1)根据3%Pe/min的升负荷速率，结合汽轮机的热力计算和熔盐运行温度区间获取所需蒸汽和熔盐流量，确定熔盐蒸汽发生系统T-Q图。根据T-Q图，在满足蒸汽发生系统换热器设计原则的基础上，通过热力计算得到熔盐蒸汽发生系统热平衡图，明确各级换热器热负荷Q以及汽水侧和熔盐侧温度、压力、流量等参数。

(2)根据三元盐和二元盐物性参数，结合现有文献的实验数据和研究成果，选择适合高温熔盐的传热及阻力关联式，借鉴成熟的汽水传热和阻力关联式，确定熔盐侧和汽水侧传热系数、温度和阻力参数等。根据上述研究结果，使用工程用成熟的HTRI软件进行换热器选型和设计，根据电网需求选择合适的升负荷次数，确定熔盐用量。

在上述给定边界条件下，进行三元盐和二元盐蒸汽发生系统技术性和经济性分析。

4.2熔盐蒸汽发生系统的技术指标对比

耦合燃煤发电机组的熔盐系统选用成熟的二元盐和三元盐作为储热介质，表1为二元盐和三元盐主要参数对比表，包括盐的成份、熔点、分解温度、运行温区、密度及价格。

由表1可知，三元盐熔点和分解温度分别为143℃和450℃，二元盐的熔点和分解温度分别为220℃和585℃。耦合燃煤发电的熔盐蒸汽发生系统多为变工况运行，为避免熔盐凝固风险，二元盐及三元盐运行温度下限在熔点基础上增加~90℃的裕度。同时为避免变工况运行熔盐局部分解风险，二元盐运行温度上限在分解温度基础上下降35℃，三元盐运行温度上限应控制在400℃以内。确定二元盐运行温度(310~550)℃，三元盐运行温度区间(230~390)℃。在给定温度下(350℃)，二元盐和三元盐的密度基本相同，分别为1867.4 kg/m3和1823.5 kg/m3。二元盐和三元盐均为成熟的商业用盐，三元盐的价位略高。

为定量评估和对比二元盐和三元盐蒸汽发生系统技术指标，定义熔盐系统发电效率(hS®E)：

式(1)中，PIP为补汽后的发电量，PB为基准负荷发电量，Phr为熔盐蒸汽发生系统放热功率:

式(2)中，GSI为补汽流量；h1为补汽焓值；h2为熔盐蒸汽发生系统给水焓值。设计工况下，设计工况下二元盐和三元盐蒸汽发生系统汇入汽轮机的蒸汽温度分别为~513℃和~375℃。对应的熔盐蒸汽发生系统发电效率分别为36.7%和29.2%，如图5中虚线圈所示。

在实际工程中，热盐罐中热盐温度直接影响熔盐蒸汽发生系统的产汽温度。影响热盐温度的因素主要包括：

(1)储热过程中产生的热盐温度存在偏差；

(2)放置过程中热盐罐散热引起的温降；

(3)蒸汽管道散热和压降引起的温降等。

上述原因均会导致熔盐蒸汽发生系统产生蒸汽温度的波动。为保证蒸汽温度符合汽轮起的要求，熔盐蒸汽发生系统产生蒸汽温度的允许偏差为设计温度的±10℃。熔盐蒸汽发生系统发电效率随产汽温度的变化如图5所示。由图可知，随着蒸汽温度的增加，熔盐蒸汽发生系统发电效率呈线性增加趋势。当三元盐蒸汽发生系统产汽温度由365℃升高到385℃，对应熔盐系统的发电效率从28.9%增加到29.4%，平均发电效率为29.2%；二元盐蒸汽发生系统产汽温度由503℃升高到523℃时，对应熔盐系统的发电效率从36.5%增加到36.9%，平均发电效率为36.7%。

综上所述，三元盐蒸汽发生系统产生的蒸汽温度比二元盐低，注入汽轮机的位置更靠后，对应较低的发电效率。

在机组高负荷段(50%~100%THA)，根据燃煤机组实际调峰运行情况，将熔盐系统在单次升负荷范围定位X→X+25%Pe(X为50%THA~75%THA)。以75%THA~100%THA升负荷范围为例，为实现燃煤机组6%Pe/min的升负荷速率(图6a-b中的黑线)，燃煤机组的锅炉按照3%Pe/min的速率线性升负荷到机组目标负荷(图6a-b中的蓝线)，熔盐蒸汽发生系统以3%Pe/min速率升到峰值后逐渐降低负荷直至退出，熔盐蒸汽发生系统热功率呈现三角形变化趋势(图6a-b中的红线)。二元盐相比于三元盐运行温度高，能产生更高温度的蒸汽，在汽轮机中压缸确定温度匹配的汇入点，对应蒸汽压力也高。

因此，二元盐蒸汽发生系统能产生更高品位蒸汽。考虑熔盐蒸汽发生系统汇入汽轮机过程中节流损失引起的温降，确定二元盐和三元盐蒸汽发生系统产生的蒸汽分别汇入中压缸5级后和中压缸13级后。二元盐比三元盐产生蒸汽在汽轮机的汇入点更靠前，定性上进一步说明二元盐蒸汽发生系统能量利用效率优于三元盐蒸汽发生系统。根据熔盐蒸汽发生系统设计工况发电效率及3%Pe/min升负荷速率要求，确定二元盐和三元盐蒸汽发生系统的峰值热功率分别为136.5 MW和165.8 MW(详见图6a-b)。

针对熔盐蒸汽发生系统，考虑系统运行效率、安全性和系统经济性等多方面因素，合理确定热盐/冷盐温度、汇汽点参数、给水点位置及参数和蒸汽发生系统压力，如图6c-d所示。热盐温度越高/冷盐温度越低，单位质量熔盐储热容量越高，熔盐用量越少，蒸汽发生系统运行时热盐泵的功耗减低，从系统效率及运行成本考虑，应尽量提高热盐温度/降低冷盐温度。从熔盐安全性和系统经济性两方面考虑，二元盐和三元盐蒸汽发生系统的热盐温度分别设置为550℃(如图6c的A点所示)和390℃(如图6d的A'点所示)。冷盐温度的选择受熔盐凝固温度和蒸发器入口传热窄点温差限制，冷盐的温度在熔点基础上增加~90℃的裕度，确定二元盐和三元盐蒸汽发生系统的冷盐温度分别为235℃(如图6c的B点所示)和310℃(如图6d的B'点所示)。

为提高机组运行效率，熔盐蒸汽发生系统产汽汇入点应尽量在汽轮机的靠前位置。根据流动传热学原理，产汽温度由热盐温度及过热器出口端差共同决定。根据换热器设计原则，过热器出口端差应>10℃，同时为匹配合适的汇汽位置，设定二元盐和三元盐蒸汽发生系统过热器出口蒸汽温度分别为516℃(如图6c的C点所示)和378℃(如图6d的C'点所示)。熔盐蒸汽发生系统运行时，给水从原燃煤机组取水，加热为过热蒸汽汇入汽轮机。为了减少对原机组的影响，取水点应设置在大容器内，例如凝结水井和除氧器。凝结水温远低于熔盐熔点，需要对给水进行预热，否则将导致熔盐凝固，不能作为熔盐蒸汽发生系统给水。因此，选取除氧器为熔盐系统给水源，设置独立给水泵取水，设计工况下给水温度为198.5℃，大于三元盐熔点温度，不存在熔盐凝固风险，但小于二元盐熔点温度，二元盐需要抽汽对给水进行预热，二元盐和三元盐蒸汽发生系统蒸发器入口水温如图6c的D点和图6d的D'点所示。熔盐蒸汽发生系统产生的蒸汽压力决定了汇入汽轮机位置和蒸发器的热负荷，并通过蒸发器入口传热窄点温差限制冷盐温度。为了使熔盐蒸汽发生系统和汽轮机最大程度上解耦，补汽阀后与阀前压力的比值应小于0.546，满足蒸汽临界流动特性，使蒸汽流量不受阀后压力限制。二元盐和三元盐蒸汽发生系统汇入汽轮机位置对应压力分别为3.4 MPa和1.49 MPa，确定阀前蒸汽发生系统的压力分别为6.23 MPa和2.73 MPa。蒸发器压力设计值需高于汇汽所需的最低压力，在满足不小于8℃传热窄点温差的前提下，压力应尽可能高，避免两相流不稳定性，同时需考虑承压能力对设备投资的影响。最终确定二元盐和三元盐蒸汽发生系统压力分别为6.9 MPa和3.29 MPa。

美国圣地安国家实验室报告中给出了二元盐密度、粘度、导热系数、比热数据及计算公式，与物性计算方法基本相符，同时二元盐的物性也通过实验数据得到了验证。给出了三元盐的密度、粘度、导热系数和比热容等参数的计算公式。图7汇总了二元盐和三元盐物性(μ、λ、cp和Pr)随温度的变化趋势。由图可知，二元盐和三元盐在运行温度区间内粘度μ随温度增加呈快速降低，随后逐渐趋向平缓的变化趋势，交叉温度范围内两种熔盐的μ重叠，如图7a。熔盐的成份影响导热系数λ、比热容cp和普朗特数Pr随温度的变化趋势。二元盐λ随温度增加而增大，三元盐导热系数λ随温度增加呈下降变化趋势，如图7b。二元盐cp随温度增大线性增加，而三元盐比热容则不受温度影响，在各温度下均为常数~1.56 kJ/(kg·K)，如图7c。二元盐和三元盐的Pr随温度的增加呈下降趋势，两种盐的变化趋势一致，且二元盐的Pr值仅为三元盐的2/3,如图7d。

在熔盐蒸汽发生系统换热器热力计算过程中，汽水侧传热系数研究较为成熟，因此选择准确的熔盐传热系数计算公式极为重要。由4.3节的描述可以得到，二元盐蒸汽发生器系统中预热器、蒸发器和过热器的选型分别为BEU、BEU和HAP，三元盐蒸汽发生器系统中预热器、蒸发器和过热器的选型分别为BGU、BEU和HAP。

上述所有熔盐汽水换热器均为管壳式换热器，根据两侧工质压力的不同，对管侧和壳侧介质进行分配。其中熔盐侧压力低，走壳侧；汽水侧压力高，走管侧。同时为了增强传热系统，在壳侧加装折流板扰流结构。现有研究能描述熔盐在壳侧流动时的传热特性关联式少，很多文献是根据自己的实验数据进行关联式拟合。关于二元盐和三元盐在带扰流结构的壳侧流动时的实验数据较少，图8中给出的Kern关联式(3)为描述流体在带弓形折流板的壳侧流动时的传统传热关联式。

由于本文研究的熔盐汽水换热器均为带折流板的管壳式换热器，可以采用Kern关联式进行熔盐传热分析，具体的Nu计算公式如下：

式(3)中，Re为雷诺数，Pr为普朗特数，m f为流体平均温度计算流体的粘度，mw为壁面温度计算流体的粘度。由于熔盐流动阻力测量难度大，引压管内低温熔盐易凝固，难以获得准确的实验测量数据。因此尚未在公开发表文献中检索到关于熔盐流动阻力的测量数据。通常认为熔盐的流动特性较好，与纯水相比只是粘度有所增大。因此，可以选择单相水的阻力系数公式近似计算熔盐的摩擦阻力系数。当雷诺数低于2300时，阻力系数的计算公式：

4.3熔盐蒸汽发生系统流程及换热器选型对比

熔盐蒸汽发生系统包括熔盐和汽水两个工质回路。对于熔盐侧，热盐罐中高温熔盐在热盐泵驱动下，依次流经熔盐汽水过热器、蒸发器和预热器释放热量，冷却后的熔盐送至冷盐罐。对于汽水侧，熔盐系统给水泵从除氧器取水，依次流经各级换热器，与熔盐逆流换热加热成为过热蒸汽，汇入到汽轮机中压缸中间级做功。熔盐蒸汽发生系统的给水来自除氧器，设计工况下的给水温度198.5℃，低于二元盐的熔点。因此，二元盐蒸汽发生系统需增设给水预热器，利用抽汽预热来自除氧器的给水，加热给水温度到260℃，再依次进入各级熔盐汽水换热器(如图9所示)。

熔盐汽水预热器采用管壳式换热器，由于水侧压力高，走管侧，盐侧压力低，走壳侧。考虑换热器需要适应快速变负荷工况，压力、温度及流量变化较大，采用U形管结构，可有效吸收因热膨胀产生的轴向位移，适应快速变负荷工况。换热管采用45°布管方式，有效减缓振动。鉴于三元盐蒸汽发生器系统的熔盐侧流量较大，约是二元盐系统的2倍。因此，三元盐蒸汽发生系统采用G型分流壳体型式，有效降低壳侧压损，而二元盐选择E型壳体型式，二元盐和三元盐汽水预热器选型分别为BEU和BGU，如图9-10所示。

熔盐汽水蒸发器的汽水侧将饱和水加热成饱和蒸汽，其中给水来自熔盐汽水预热器，熔盐来自熔盐汽水过热器。熔盐汽水蒸发器在整个熔盐蒸汽发生系统中，热负荷占比最高，换热面积大，设备体积庞大，且汽水侧发生相变，内部存在汽水混合物两相流体，流动与传热机理较为复杂，设计难度最大。根据汽水所在的位置不同、原理不同，熔盐汽水蒸发器常见的为换热管管外沸腾与管内沸腾两种。其中管外沸腾以釜式蒸发器最为常见，在化工和光热领域得到了广泛应用。但受加工制造技术的限制，釜式蒸发器的热功率受限。此外，由于熔盐进口温度与出口温度温差较大，在管板的上下及两侧均存在较大热应力。管内蒸发的汽包式蒸发器相较于釜式蒸发器，具有更高热负荷。且蒸发器管侧入口过冷水温度接近饱和温度，出口为汽水混合物，温度为饱和温度，温差极小，能够有效改善管侧进出口温差热应力。综上所述，熔盐汽水蒸发器的选型为BEU式汽包式蒸发器(如图9-10)。

熔盐汽水过热器对应汽水侧将饱和蒸汽加热至过热蒸汽，其中饱和蒸汽来自熔盐汽水蒸发器，熔盐来自热盐罐。熔盐汽水过热器采用管壳式换热器，蒸汽压力高走管侧，熔盐压力低走壳侧。由于进口与出口温差较大，且温度较高，换热器又经常运行在快速变负荷工况，压力、温度及流量变化较大，因此换热器型式采用发夹式(HAP)，如图9-10所示。采用该类型换热器一方面避免了管板受到大温差应力的作用，另一方面换热管与壳体可有效吸收因热膨胀产生的轴向位移，避免因热应力而发生破坏，影响换热器安全运行。

根据前文确定的边界条件，采用HTRI软件进行换热器热力计算及设计。在设计工况下，二元盐蒸汽发生系统需要增设熔盐给水预热器(如图10)，即从原机组抽取合适参数的蒸汽送入给水预热器加热器来自除氧器的给水。给水预热器的蒸汽侧入口温度为393.8℃，压力为6.94 MPa，出口温度为284.2℃，压力为6.83 MPa；水侧入口水温为198.5℃，出口水温为260℃，热负荷16.9 MW。给水预热器分为两级，均为管壳式换热器(BFU和BEU型)，采用U形管结构，可有效吸收因热膨胀产生的轴向位移，避免热应力引起的破坏，影响换热器安全运行。此外，设计工况下，熔盐蒸汽发生系统三级换热器的参数如表2所示。

综上所述，二元盐与三元盐蒸汽发生系统的主要区别包括：

1)设计工况下，除氧器给水温度为198.5℃，低于二元盐熔点，高于三元盐熔盐熔点，三元盐蒸汽发生系统无需设置给水预热器，系统流程更简洁。

2)二元盐比三元盐使用温度高，产生的蒸汽品位更高。因此，二元盐蒸汽发生系统产生的蒸汽汇入汽轮机的位置更靠前，具有更高的发电效率，对应蒸汽发生系统热功率小，换热器的尺寸和单次升负荷过程的用盐量均比三元盐蒸汽发生系统少。

4.4熔盐蒸汽发生系统投资对比

本文研究的耦合燃煤发电机组的熔盐蒸汽发生系统为燃煤机组提供3%Pe/min的升负荷速率，使燃煤机组的升负荷速率达到6%Pe/min，瞄准的是未来电网的需求，远高于现有机组的升负荷速率，无法根据现行的标准进行收益计算。另外，耦合燃煤发电的熔盐系统目前处于研发和初步建设阶段，在役期间将间断运行，缺乏年利用小时数、厂用电率、运行维护成本、缴纳税额等全寿命周期数据，难以进行常规平准化发电成本(LCOE)计算。因此本文借鉴国内外权威机构关于光热电站熔盐蒸汽发生系统设备投资计算公式及厂家调研，仅以熔盐蒸汽发生系统的投资成本作为比较二元盐和三元盐熔盐蒸汽发生系统经济性的评判标准。

熔盐蒸汽发生系统设备是主要投资组成，主要包括各级换热器、熔盐储罐、动力设备和管道等。此外，熔盐用量在熔盐蒸汽发生系统投资成本中占比较大，需要在系统的经济性分析中考虑。

具体的说，熔盐汽水换热器的投资成本是传热面积、结构型式、所选材料和压力的函数。根据文献[46,47]，当换热器面积2时，换热器的投资成本计算如下：

根据熔盐汽水换热器的面积、运行压力等参数，结合式(6)-(9)，最终确定二元盐蒸汽发生系统投资成本为499.5万元，三元盐蒸汽发生系统投资成本为682.5万元，比二元盐系统高183.0万元。

熔盐罐为圆柱形立罐式结构，尺寸由温度差和储热介质的等压热容决定。根据熔盐运行温度区间，二元盐蒸汽发生系统热盐罐工作温度为550℃，选材为TP347H，冷盐罐的工作温度为310℃，选材为Q345，三元盐蒸汽发生系统冷热盐罐的工作温度分别为235℃和390℃，选材均为Q345。根据设计工况下熔盐蒸汽发生系统热力计算结果，得到二元盐和三元蒸汽发生系统峰值升负荷功率分别为136.5 MW和165.8 MW(如图9-10)，熔盐系统支撑升负荷时长为500 s，由此确定二元盐和三元盐蒸汽发生系统单次升负荷过程所需热量分别为9.5 MWhth和11.5 MWhth。以满足10次3%Pe/min的升负荷需求为目标，考虑熔盐罐底部、设备和管道中不能有效利用的熔盐量，最终确定二元盐和三元盐的用量分别为1700 t和2500 t，储热量分别为95.0 MWhth和115.0 MWhth。

熔盐储罐及相关配件计算公式如下：

式(10)中，WT为熔盐罐的储热量，D1为热盐罐的材料成本与安装、建设成本之和，为46元/kWhth，D2为冷盐罐的材料成本与安装、建设成本之和，为21元/kWhth，D3为罐体保温材料成本与安装、建设成本之和，为5元/kWhth，D4为地基、支撑结构的材料成本与安装、建设成本之和，为17元/kWhth，D5为电气仪表的材料成本与安装、建设成本之和，为6元/kWhth，D6为管道、阀门及其它配件的材料成本与安装、建设成本之和，为2元/kWhth。

本文按照式(10)对熔盐罐及其附属设备的投资成本进行计算，得到二元盐蒸汽发生系统熔盐储罐的投资成本约921.5万元，三元盐蒸汽发生系统熔盐储罐的建的投资成本约1115.5万元，比二元盐系统高194.0万元。

表1中给出了调研得到的二元盐和三元盐的市场价格区间，取平均值对应二元盐和三元盐的价格分别为7000元/t和7500元/t。根据熔盐的用量，最终确定二元盐蒸汽发生系统熔盐成本为1190.0万元，二元盐蒸汽发生系统熔盐成本为1875.0万元，比二元盐系统高685万元。

熔盐蒸汽发生系统涉及的动力设备主要包括热盐泵和给水泵，其中热盐泵布置在热盐罐出口，主要用于给熔盐汽水换热器输送热盐，给水泵用于将除氧器的给水泵送至熔盐蒸汽发生系统。泵的流量、工质、压力等是影响热盐泵和给水泵造价的主要因素。参考由SNL、DOE和NREL共同完成的技术路线报告，热盐泵的造价将随着系统存储能量容量的增加而增加，热熔盐泵的价格为40元/kWth，二元盐和三元盐蒸汽发生系统输出的最大功率分别为136.5 MWth和165.8 MWth，因此二元盐和三元盐蒸汽发生系统热盐泵的成本分别为546.0万元和663.2万元，比二元盐系统高117.2万元。熔盐系统给水泵为较为成熟的常规设备，经市场调研得到二元盐和三元盐蒸汽发生系统给水泵的价位分别为150万元和100万元。综上所述，二元盐蒸汽发生系统动力设备投资为696.0万元，二元盐蒸汽发生系统动力设备投资为763.2万元，比二元盐系统高67.2万元。根据管道的流量、系统阻力考虑不同介质的流速，液体流速2~4 m/s，蒸汽10~20 m/s，计算不同管道的管径，再根据设计条件选取管道的材质、计算管道壁厚。二元盐蒸汽发生系统设计温度>400℃的管道材质选取TP347H不锈钢，主蒸汽管道选取12Cr1MoVG，其余管道为20G，三元盐蒸汽发生系统所有管道设计温度均，管道材质选取20G。核算得到二元盐比三元盐蒸汽发生系统管道投资成本增加~131万元，详见表3。

综合考虑熔盐蒸汽发生系统熔盐侧和汽水侧运行温度、介质流量/流速、换热器热负荷、系统压力及支撑升负荷次数等边界条件，进行换热器、熔盐储罐、熔盐用量、动力设备和管道尺寸、材质的设计计算。二元盐和三元盐蒸汽发生系统换热器面积和主要投资对比如图11所示，受限于不同种类熔盐运行温度、熔盐系统发电效率等，相同发电量对应二元盐蒸汽发生系统的热负荷低，换热器面积为2090.6 m2，仅为三元盐蒸汽发生系统换热器面积的~0.38倍(如图11a)，三元盐蒸汽发生系统换热器的投资成本高于二元盐。此外，二元盐蒸汽发生系统管道投资大于三元盐蒸汽发生系统，三元盐蒸汽发生系统熔盐投资约为二元盐的1.5倍，熔盐储罐的投资成本约是二元盐的1.2倍，动力设备的投资成本基本一致(如图11b)。

综上分析，二元盐蒸汽发生系统主要投资成本~3526.8万元，三元盐蒸汽发生系统主要投资成本~4525.1万元，比二元盐蒸汽发生系统高~1000万元。

五、结论

本文以350 MW灵活燃煤发电机组为研究对象，提出可独立承担3%Pe/min升负荷速率的熔盐系统。综合系统热力计算与设备传热分析，对二元盐和三元盐蒸汽发生系统发电效率、系统复杂性及投资成本进行对比研究，主要结论如下：

(1)相比于三元盐，二元盐分解温度高，能产生较高品位蒸汽，发电效率更高。设计工况下三元盐蒸汽发生系统发电效率为29.2%，二元盐蒸汽发生系统发电效率达到36.7%，提高了7.5个百分点。

(2)相比于三元盐，二元盐熔点高，来自除氧器的给水需经过两级抽汽预热，防止熔盐在预热器中凝固堵塞，因此二元盐蒸汽发生系统略复杂。

(3)相比于三元盐，二元盐运行温度高，设备和管道需要更贵的钢材。然而，满足相同升负荷需求下，二元盐用量少，相应熔盐储罐体积降低；其次，二元盐蒸汽发生系统热负荷小，换热器面积减小。综合考虑上述因素二元盐蒸汽发生系统投资成本更低。

(4)为构建支撑灵活燃煤发电的高效、安全熔盐系统，综合以上技术经济性分析，本文建议在实际工程中采用二元盐。