在2025第六届中国储热大会上，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，围绕“大规模储热提升热电机组灵活性技术研究”展开分享。他结合团队多年实践经验与多个落地示范项目，详解了熔盐储热技术如何为煤电机组灵活性升级赋能，为新型电力系统下煤电的“稳定器”角色提供解决方案。

图：王伟

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政策与行业背景

王伟首先从政策与行业现状切入，指出双碳目标下煤电的定位正在转变。

2020年以来，我国先后提出“2030碳达峰、2060碳中和”目标、构建“以新能源为主体的新型电力系统”等战略，为能源高质量发展指明方向。截至2024年底，全国新能源装机规模（14.5亿千瓦）首次超过火电机组，但煤电仍以35.7%的装机占比，承担着约60%的发电量、70%的顶峰能力和近80%的调节能力，是电力安全的“压舱石”。

不过，新能源高比例接入也带来了电网稳定性挑战。王伟列举了近年多起因系统调频能力不足导致的大停电事故：

2016年澳大利亚大停电（新能源占比48.36%、惯量下降70%）、2021年美国德州大停电（可再生能源依赖过高、无调频能力）、2025年西班牙和葡萄牙大停电（可再生能源占比67%、储能配套滞后）。

这些事故让行业意识到：火电装机容量需保障，火电机组调频能力提升迫在眉睫，且需与风电、光电协同调频，发挥频率支撑作用。

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需求分析：煤电转型面临的多重挑战与政策要求

煤电自身正面临多重现实挑战。受设备固有特性影响，煤电机组缺乏大流量高参数工业供汽能力，且高参数供汽机组抽汽位置靠前，热电耦合特性更强，缺乏有效的解耦手段。

同时，受供汽参数稳定性要求，供汽机组调频能力严重受限，难以参与辅助服务市场。现有储能技术也难以覆盖多样需求，如电化学储能存在安全和寿命问题，而电蓄热锅炉则仅适用于低参数采暖供汽机组的深度调峰。

在此背景下，煤电灵活性改造成为必然。而改造的核心目标首要为降低机组最小技术出力，其次是提升爬坡速率，最后是实现快速启停机。

目前，供热机组最小技术出力普遍在40-50%，纯凝机组在30-35%，而国际先进水平已达20-25%。《全国煤电机组改造升级实施方案》明确要求，纯凝工况最小发电出力需达35%Pe，采暖机组供热期最小出力需达40%Pe（日时长≥6h），“十四五”期间完成2亿千瓦灵活性改造，增加系统调节能力3000-4000万千瓦。

王伟指出，国家层面的“三改联动”政策也为煤电转型保驾护航，要求：能耗不达标的机组加快节能改造、鼓励煤电机组持续扩大供热、存量煤电机组灵活性改造应改尽改，最终实现提效降本、助力双碳战略的目标。

2024年起实施的煤电容量电价机制，则通过电量电价和容量电价两部制政策，充分体现煤电的支撑调节价值。

而今年3月份国家发展改革委、国家能源局印发的《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027年）》明确提出了更高的技术指标【详见下表】，如示范机组最小出力需达20%Pe，50%Pe以上负荷变化速率需达4%Pe/min，为技术创新划定了明确方向。

王伟认为，面对高比例新能源长时间运行，在新型储能系统规模化应用之前，煤电仍将在相当长时期内扮演“稳定器”角色。但未来煤电主导地位将不断弱化，最终将长期处于“大容量、小电量、煤电+综合能源服务”的运营模式，提供更多元、灵活、低碳、安全的调节服务。

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技术方案：熔盐储热与煤电的深度融合之路

储能技术的意义在于可改变电能生产、输送和使用同步完成的模式，实现能源在时间维度上的错时利用。

在“电网对煤电灵活性需求迫切”而“煤电灵活性能力明显不足”的当下，对煤电进行灵活性改造已是大势所趋。鉴于具有高安全、低成本、大规模、长寿命、易回收等特点，熔盐储热技术应用于提高煤电机组灵活性及高参数工业供汽等方面有独特优势。

目前应用范围最广的熔盐为太阳盐和希特斯盐，太阳盐是硝酸钾与硝酸钠的混合二元盐，凝固点210℃-230℃，分解温度575℃；希特斯盐为硝酸钾、硝酸钠和亚硝酸钠的混合三元盐，凝固点141℃-145℃，分解温度450℃，均符合太阳能熔盐(硝基型)GB/T 36376-2018标准。

熔盐储热的利用路径丰富，可用于煤电灵活性提升（深度调峰、快速调频等）、风光火储一体化（替代新能源电站电池储能）、源网荷储一体化（熔盐独立储能电站）等场景。

但王伟强调，熔盐储热技术的核心优势在于其能与煤电系统实现“不割裂”的深度融合，绝不能生搬硬套。在与煤电耦合的具体设计上，加热环节可采用蒸汽加热和电加热联合方案，蒸汽加热可考虑主、再热蒸汽联合加热，电加热可从高厂变、高公变或发电机出口取电；储热环节中，低温熔盐维持在200℃左右，每天温降不超过1℃，高温熔盐维持在400℃左右，每天温降不超过2℃；放热环节正常运行采用两台机除氧器出口作为水源，事故工况使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供汽。

图：熔盐储热技术的利用路径

同时，西安热工院还设计了多种运行模式以适配不同需求：调频时，电加热器作为可控负载，全天小功率运行辅助机组同时响应一次调频与AGC；深调时，蒸汽发生系统运行解决热电解耦问题，蒸汽与电加热器满功率运行赚取调峰补贴；顶峰时，蒸汽发生系统满功率运行，保证机组多发高价电。

表：七种储放热系统流程设计及对比

此外，电锅炉耦合储热水罐技术也是重要补充，电极热水锅炉在电网负荷低谷时段加热水，通过换热器为热网供能，储热水罐则存储富余热量，在机组减少供热时补充负荷，实现深度调峰与顶峰的灵活切换。

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研究基础：技术创新与科研积累的坚实支撑

西安热工院在熔盐储热技术领域的持续突破，离不开深厚的科研积累。目前，该院仅熔盐储热相关专利申请数就达472项，位列国内第一，形成了完备的知识产权族群。

团队多年来承担了多项国家级科技攻关和示范项目，包括科技部国家重点研发计划项目2项、能源局煤电灵活性改造示范项目6项、发电集团和省级示范项目4项。其中，“面向新型电力系统的燃煤发电机组瞬态过程灵活高效关键技术及应用”荣获2023年度国家科技进步二等奖，“燃煤机组高灵活性运行关键技术及应用”获得中国电力科技进步一等奖。

团队还与清华大学、西安交通大学、中科院工程热物理研究所等行业内知名高校和科研单位建立了深厚的合作基础，组建了陕西省“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，围绕储能等共性关键技术展开产学研用协同攻关。其“熔盐储热耦合煤电机组调频调峰及安全供汽技术”成功入选2023年“科创中国”系列先导技术榜单，该榜单遴选出具有产业先导意义和广阔市场前景的前沿技术，标志着该技术的科技成果转化取得重大突破。

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五大示范项目：从1.0到3.0的技术迭代与效益突破

王伟重点分享了团队打造的五大示范项目，这些项目从技术探索到成熟落地，实现了从“1.0”到“3.0”的跨越，且均取得了显著经济效益。

（1）国信靖江示范项目（1.0）：行业标杆的“破局之旅”

王伟表示，作为团队首个熔盐储热耦合煤电项目，靖江项目于2022年12月投运，是煤电与熔盐耦合领域的“标杆”——如今只要涉及煤电与熔盐耦合，几乎绕不开这个项目。

该项目在两台66万超超临界机组上，耦合40MW/80MWh熔盐储热系统，从2020年可研到2022年投运，历时超14个月，全程“边设计、边施工、边调试”，反复迭代解决了深调、顶峰、调频等核心问题。

王伟指出，项目最关键的突破是将机组运行范围从40%-90%拓宽至25.6%-95%，且通过“机炉储联合协调控制”，解决了传统机组调频的痛点：以往汽轮机节流会导致高温缸效率损失（煤耗增加1-3克/千瓦时），锅炉快速响应会升高爆管率，而该项目调整DEH侧逻辑后，高温调门开度从35%-40%扩大至40%-45%，机组响应速率放缓但安全性、经济性显著提升。

第三方测试显示，项目电能质量合格，变幅速率从电网要求的1.25提升至3.91，AGC调节精度达0.11（优于0.5的标准），一次调频无考核。投运后，项目每天接收调频指令约1500次（每10分钟5-6次），截至分享时累计调频超100万次，年收益达4000-5000万元。

（2）济宁华源热电示范工程（2.0）：经验复用下的效率提升

有了靖江项目的经验，2024年6月投运的济宁华源热电项目推进更为顺畅，建设周期从14个月压缩至8个月。

该项目为2×350MW机组配置“蒸汽+电”联合加热的50MW/100MWh熔盐储热系统，接入中温再热器出口联箱与6kV高压厂用电系统，实现工业供汽与深度调峰的解耦。

王伟提到，第三方考核试验显示，项目加热功率、储热容量、供汽参数等均超设计指标：最大供汽量达85.59t/h（设计75t/h），蒸汽温度306.35℃（设计300℃）。参照山东电网现货电价测算，项目年收益约2895万元，2024年10月至2025年6月期间，月均收益超317万元。

（3）华能海门示范工程（3.0）：百万机组的“高阶应用”

2024年9月投运的华能海门项目，被王伟称为“3.0产品”，也是全国首套百万机组熔盐储热示范项目。项目为4×1000MW超超临界机组配置60MW/120MWh熔盐储热系统，采用“二拖一”电加热设计，接入6kV高压厂用电系统，还完成了国内首套MW级6kV熔盐电热装置中试。

该项目的核心突破是解决了百万机组工业供汽的“卡脖子”问题：百万机组带3MPa工业供汽时，负荷低于76万就无法供气，长期卡在高负荷运行；而项目通过熔盐储热解决100吨工业供气问题，撬动36万深调空间，调峰能力增加360MW、顶峰能力增加30MW、调频能力提升180%。王伟透露，项目每天调频收益超20万元，保守预估年收益不少于6000万元，还能减少燃煤36万吨、碳排放86万吨，2024年12月更获央视特别报道。

（4）华能丹东示范项目：储热水罐的优化升级

华龙丹东水罐项目是西安热工院团队在储热技术领域的另一探索。该项目执行时间较早，运行中出现部分问题后，团队依托华龙科技项目进行优化，开发了耐95℃高温的水下自动测量装置，搭建了大容量储热水罐仿真模型，实现罐内温度场、罐壁焊缝质量的可视化，提升了储热效率与运行安全性。

（5）华能牙克石示范项目：北方供暖季的“收益黑马”

2024年执行的华能雅克石项目（位于蒙东地区），则针对北方长供暖季需求设计：配置100MW电锅炉+1万立方米蓄热水罐，供暖期从10月1日持续至次年5月1日，远超内地时长。王伟给出一组亮眼数据：2024年12月15日，100MW电锅炉满功率运行20小时，按1元/度电价计算，单日收益达200万元；整个供暖季项目收益更是高达1.8亿元，而总投资仅七八千万元，三五个月即可收回成本。

该项目的经验还被复用至华龙北热北京热电厂（燃气机组）的水罐改造中，为北方电厂供暖季灵活性调节提供了可复制的方案。

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运行维护：无人化降本，国产设备显可靠性

基于上述典型案例的成功建设和运营，王伟进一步分享了团队在项目运行维护方面积累的经验与心得。

由于熔盐系统通常离机组500米开外，且煤电机组布局紧凑，团队为系统设计了“无人值守+远程监控”模式：控制系统接入机组集控室，可自动响应一次调频频差功率与AGC指令，实现调频-深调-顶峰切换；同时布置高清监控，集控室可实时查看，巡检则与大机同步，海门项目更已实现机器人无人巡检。

在设备可靠性上，国产熔盐泵的表现超出预期。王伟提到，此前行业担心熔盐泵检修困难，但晋江项目的熔盐泵每年检查仅需除锈除垢，衬管等部件无需更换；且煤电厂熔盐泵（含电机）轴长控制在14米，比光伏电站18米的轴长短，检修难度更低。此外，熔盐系统正常运行压力仅0.3-0.5MPa，安全性更高，使用寿命可达30年且无循环次数限制。

检修维护方面，电气系统采用常规干式变压器、电源控制柜，检修与电厂电气设备一致；水泵与前置泵类型相同，熔盐泵作为液下长轴泵，建议运行初期每年例行检查；电加热器与换热器需关注法兰面泄漏，运行初期注意法兰螺栓热紧，检修流程与电厂高低加换热器类似；熔盐罐则需关注壁温、熔盐温度及基础温度，定期进行外观检查，罐顶防水是检查关键点。