摘要：在“双碳”目标、煤电转型及新型电力系统创建等背景下，针对现役煤电机组深度调峰、热电解耦及新能源消纳，本文提出模块熔盐储能技术。该技术以“化整为零、合零为整”为核心思路，构建标准化模块矩阵式蓄热系统，其比传统双罐熔盐系统单位造价低，扩展及应用更灵活。内蒙古、山东等地工程应用表明，该系统可将燃煤机组最低稳燃负荷降至25%以下，调峰能力提升20%以上，区域弃风弃光率明显降低。

‌关键词‌：新型电力；模块熔盐储能；深度调峰；热电解耦；新能源消纳。

一、引言

随着新能源并网规模持续扩大，我国煤电的角色定位正发生转变，加快由基荷电源向“深度调峰—快速响应—高效低碳”型调节电源转型。依据《新一代煤电升级行动方案》及2024年6月24日国家发改委、能源局最新印发的降碳文件，煤电已不再单纯承担基荷供电，必须向具备“深度调峰能力、快速变负荷响应、清洁低碳运行”特征的调节型电源转型，并明确了至2025年降碳20%、至2027年降碳50%的刚性考核指标。为落实新一代煤电升级专项行动要求，国家发展改革委等五部门又颁布了《关于开展重点行业节能降碳改造攻坚三年行动的通知》明确要求：推动煤电快调、深调、宽负荷等高效调节能力改造应改尽改，鼓励煤电与新能源融合发展。推动冬季集中供暖地区热电联产机组因地制宜实施热电解耦改造，改造后机组调峰深度力争达到40%以下。推动具备条件的30万千瓦以上现役煤电机组通过耦合新能源、掺烧生物质、加装储能储热设施等方式实施低碳化改造，改造后度电碳排放降低10%—20%,力争降低20%以上。改造后机组供电煤耗降低5克标准煤/千瓦时以上。但现役煤电面临严峻挑战：

（1）深度调峰能力不足：受锅炉稳燃与辅机限制，多数机组难以稳定达到20%及以下负荷，且低负荷下锅炉稳燃困难、辅机能耗大、变负荷速率受限，无法兼顾调峰经济性与降碳要求；

（2）热电解耦难：热电联产机组在供热高峰期发电能力受限，而在新能源大发、电网调峰需求强烈时又因保供热而无法压负荷，供热与发电难以兼顾；

（3）低碳化改造路径受限：单纯依靠燃烧侧改造降碳空间有限，且低负荷运行煤耗上升明显，距2024年6月国家发改委、能源局提出的“2025年煤电降碳20%、2027年降碳50%”的阶段性目标仍有较大差距；

（4）经济性压力加大：电力现货与辅助服务市场下，调峰调频考核趋严，传统技改投资高、回收期长，企业亟需寻找低投资、高回报的技术路线。

在此背景下，热储能技术成为新一代煤电实现“深度调峰+灵活调节+低碳运行”的关键技术。通过建设“热量仓库”——即高效、规模化的蓄热设施，在不改变原有机组热力系统的前提下，将热（或电）储存并在高峰时释放，从而解除“以热定电”的束缚，将锅炉稳燃与汽机调负荷解耦，提升调节能力与运行经济性，助推煤电全面实施节能降碳改造。

二、储能技术概况

当前主流储能技术路线：

（1）电化学储能：响应速度快，但能量密度低、成本高、循环寿命短，且大规模布置存在消防与环保风险，主要适用于电网及用户侧短时调节，难以满足长时调峰需求。

（2）抽水蓄能：技术成熟、规模大，但对地理条件依赖强、建设周期长、投资高，且响应特性与新一代煤电日内多次启停、快速变负荷的运行模式匹配度有限。

（3）蓄热储能：属于典型的主动储能与源头储能，可直接介入热力系统实现热电解耦，与新一代煤电“以热定电、以电定热”的运行模式高度契合，是当前发电侧最具规模化推广潜力的技术方向。

在储热技术路线中，主要也有三种方式：水罐储热、固体储热和熔盐储热。水罐储热受限于0-100℃温区，能量品位低，无法满足新一代煤电高温供汽与再热需求；固体储热输出蒸汽参数偏低（100-200℃）、运行能耗高，难以适配高参数机组；熔盐储热具有工作温度高（100-600℃）、容量大、寿命长、成本低、环保性好、技术成熟等优势，能够输出与工业及发电需求相匹配的高温蒸汽，是实现新一代煤电深度调峰与低碳运行的理想技术。

熔盐是一种高温时为液态并有高比热容的无机盐，目前使用的熔盐100-600℃为液态，正好与工业蒸汽温度相符。

熔盐储热就是把热和电转化的热量通过熔盐升温吸收，利用装置在另一时段使熔盐降温而放热，放热产出蒸汽再用于供热或发电。

新一代煤电对储能技术提出了长时、高温、安全、经济的综合要求：既要支撑机组日内多次深调与快速启停，又要避免大规模改造主机设备，熔盐储热最契合新一代煤电的技改方向。

三、双罐熔盐储热技术

传统熔盐储热为双罐技术，两个冷热罐加复杂的换热装置，原理如图1所示。谷电时段将低温熔盐罐中抽出熔盐加热，并存入高温熔盐罐，需要用热时通过熔盐-水换热器把热量导出加热水成蒸汽对外供应。

图1 双罐熔盐储热系统原理

双罐熔盐储热早期多应用于太阳能光热发电，近几年应用在火电厂灵活性改造，但出问题的项目有不少：其系统占地相对大，通常需要几千平方甚至上万平方，系统只能一次性规划和建设，初始投资高；系统复杂，安全隐患多，出现故障维修相对难，单一故障均会导致整体停运，若罐体泄露会导致重大事故；系统运营时必须保持熔盐液态温度，电伴热常开，边储热边耗电，运维成本相对高。

图2 双罐熔盐储热实景图

四、模块熔盐储能技术

模块熔盐储热就是把双罐系统改造成模块化和箱体组合，通过工艺结构的创新，保留双罐系统的优点。

1、核心思路

以终为始和化整为零。熔盐储热的最终功能是蓄-放-换热，把实现这功能的核心装备集成浓缩放置在模块箱体里，再用搭积木的方式叠装成矩阵体，满足热储能各项要求。

2、核心装置

（1）储放换热一体的模块箱体

外观如图3所示，面积10平方米，体积5-6立方米，重量14-20吨。换热盘管内置，管内通蒸汽，管外是熔盐，具备了蓄-放-换热的核心功能。

图3 模块箱体示意图

（2）蓄热单元

外观如图4所示，由十多个蓄热模块叠加组合成一个蓄热单元，外挂小型熔盐泵和电加热器，汽水管路上下串联，形成能独立运行的储热小循环，占地10平方米，单体蓄热量15MWh左右。

图4 蓄热单元示意图

（3）蓄热系统

外观如图5所示，独立运营的多个单元并联组成大容量矩阵型的蓄热系统。若200MWh的装置，占地仅200多平方米。

图5 蓄热系统示意图

3、技术原理

（1）蒸汽蓄热

蓄热：将高参数的蒸汽从顶部导入内置换热器管道，蒸汽流动传热给管外熔盐而降温凝结，熔盐吸热升温实现蓄热。

放热：给水从底部管口反向进熔盐箱体，水吸收管外熔盐热量变高温蒸汽，从顶部导出用于供热或发电。

蒸汽蓄热方式原理如图6所示，是高温热量的储存器。

图6 蒸汽蓄热原理

（2）电蓄热

蓄热：熔盐经电加热升温，从顶箱注入并向下自流，经熔盐泵不断循环，熔盐升温而蓄热，最高温度可达550℃。

放热：给水从底部管口进入，水吸收管外熔盐热量，达到额定参数从顶部导出。

电蓄热方式原理如图7所示，此蓄热和放热是不冲突的路径，可同时进行，能充当电锅炉、启动锅炉和调频器。

图7 电蓄热原理

（3）汽-电综合蓄热

汽-电综合蓄热方式原理如图8所示，综合以上两种优势，根据需要先蒸汽蓄热再电蓄热提高熔盐温度和温差，产出高参数蒸汽能用于供热或发电，与其它储能效率相近，但建设的优势众多，是火电厂理想的储能方式，很适用退役机组改造成蓄热调峰机组。

图8 汽电综合蓄热

五、模块熔盐储热的技术特点和显著优势

1、系统和主设备

（1）围堰设施：独立模块体积小，熔盐量少，无需安全围堰。

（2）电伴热系统：换热管道等内置，外围整体保温。

（3）熔盐泵：每个单元加装熔盐泵，数量众多。

（4）电加热器：每个单元加装多个电加热器，数量众多。

（5）换热器、阀门：换热器小型、内置，阀门小型，无熔盐阀。

（6）蓄热主体设施：工厂标准化生产，运到现场再叠加。

2、熔盐和蓄热能力

（1）熔盐使用条件：熔盐在停用期间可凝固，启用时通蒸汽可恢复。

（2）蓄热能力：换热无死角，蓄热能力强。

3、建设

（1）占地面积：同等容量下是双罐热储系统的四分之一。

（2）工期短：一般施工约3个月。

（3）分期建设：可多期灵活建设。

（4）拆移：可拆迁、转移、转售。

（5）造价：配套和施工成本相对低。

4、运维和安全性

（1）运维：投运简单成本低，无电伴热，一键启停、无人值守。

（2）故障：各单元独立，若有故障不影响其他单元运行。

（3）检修：结构集成内置，故障点少，易处理。

（4）安全风险：箱体不密封，非高压容器，无安全隐患。

六、模块熔盐储热技术的广泛应用场景

1、发电侧

（1）火电灵活性改造，实现深调和调频，包含启动锅炉和电锅炉功能。

（2）供热电厂轻松实现供热调峰。

（3）提高热电联产电厂顶峰，实现负荷变动时电和热切换。

（4）太阳能光热发电使用更经济。

（5）新能源电站配储热，把余电转成热量储存，再产汽供热或发电，解决新能源消纳问题。

2、电网侧

（1）电网在工业园和城市建储热站，把低谷电转换成热量储存，既对外供热盈利，又帮助电网调峰调频。

（2）电网在需要调峰地区建储热型发电站，比其他储能投资省、选址易、建设快、回报高。

3、用户侧

（1）工业用户建模块熔盐储热，用低谷电或绿电产蒸汽，实现企业减碳。

（2）供热工业园区以此方式实行供热改造，实现零碳园区。

（3）北方地区实现绿色供暖。

（4）余热的回收项目。

七、模块熔盐储热技术的项目案例

1、甘肃某电厂熔盐电储热工程化试验项目

2018年完建了规模为2.5 MW*8h电加热熔盐蓄热深度调峰的示范工程装置，可稳定生产425℃/3.3MPa的过热蒸汽。系统经多年的运行验证，安全、稳定、可靠，并达到预期效果，通过了甘肃电科院的性能检测。

2、内蒙某电厂蒸汽熔盐储热项目

2022年华能集团应用该模块储能技术，在内蒙某电厂筹划了“火电厂高温蒸汽熔盐储热技术开发与工程示范”的科技项目。2023年5月15日建成投运，成为国内首个采用蒸汽为热源的煤电耦合熔盐储能工程，获得了国内首台套，并经第三方机构检测，该项目热能存储转换效率为99.06%，性能完全达标。

3、山东某电厂熔盐电储热项目

山东某电厂是华能集团工业供汽最大的电厂，2021年受电网考核近3000万元，热电解耦需求非常迫切。华能集团采用该模块储能技术，投资仅8000多万，储能容量30MW×6h，调峰增加18万kWh，温度200-400℃之间，调频AGC响应速率提升0.5%Pe/min。预算每年将带来2000多万的直接和间接收益，投资回收期3.5年，2024年9月已开始投运，是国内大容量的火电机组耦合熔盐储能项目。

图9 山东某电厂模块熔盐储热工程项目实景图

4、内蒙某开发区的新能源绿色供热项目

内蒙古某地方政府为解决和利用弃风弃光，达旗开发区投资1.2亿元，建了61MW/244MWh的电蓄热模块熔盐储热项目，每次能把24万多度弃绿电转为蒸汽供热，并推动当地新能源项目的招商和发展，是零碳园区的典范。2025年底主体完工，2026年二季度投运，将带来可观的蒸汽收益、降碳收益和零碳园区的相关支持。

图10 内蒙经开区模块熔盐储热工程项目实景图

5、江苏某电厂熔盐电储热项目

江苏某电厂在建储能规模60MW/240MWh,投资1.3亿元，采用模块技术，产汽参数1.6Mpa、300℃，最大产汽量160t/h，满足2小时完成放热。2026年三季度投运，将为电厂带来蒸汽收入、顶峰发电增收、调峰收益、调频收益和容量电价补贴，投资回收期4年多。

八、全新的迭代技术又已面世

熔盐储热属于基础物理储能技术，突破与创新不难。模块熔盐储能技术十年前就已突破双罐的技术路线，得到了广泛的应用和验证。作为新一代煤电转型的关键技术，需要持续的创新才能满足新一代煤电日益严苛的调峰与降碳要求和较高的经济回报率，期盼更优越的新产品不断涌现。

目前，全新一代的模块熔盐储能技术已研发成功，即将落地。新技术又在双罐与模块结构的基础上，完美实现高温大流量下的高效稳定换热，又具灵活、安全和经济性。原有模块系统的综合造价比双罐系统低30%，新一代模块系统又能再降30%。模块新技术让电力调峰调频变更加容易，让电厂的灵活性改造变更加轻松，让煤电的低碳转型之路走得更加稳健。

九、结论

模块熔盐储能通过“化整为零、合零为整”的设计理念，突破了传统双罐储热系统占地大、投资高、运维复杂等问题，完美契合新一代煤电对原位改造、分期建设和高安全性的严苛要求。内蒙古、山东及江苏等地的工程实证表明，该技术应用后可使煤电机组最低稳燃负荷降至25%及以下，调峰能力提升20%以上，还能显著降低弃风弃光率。

模块熔盐储能技术及新一代产品实现了“煤电机组灵活性提升”与“新能源消纳”的双赢，是推动传统煤电向新一代煤电转型升级的核心支撑技术之一，有效助力煤电行业的节能降碳改造。

作者简介：

毛华兵，男，1988年毕业于中国人民大学，现任浙江昱华新能源科技有限公司董事长。浙江昱华新能源科技有限公司前身研究太阳能光热发电，精通熔盐储能技术，深知双罐系统的缺陷，2015年转型研发蓄热储能新技术，开发了蓄-放热集成一体的模块技术，并制造了模块熔盐储热系统。现项目众多，系统完善，并不断创新和迭代。

注：本文由CSPPLAZA平台会员单位——浙江昱华新能源科技有限公司董事长毛华兵供稿。