在2025熔盐储能商业化发展论坛上，国家能源集团储能专业首席专家廖海燕作《高温熔盐储热技术的应用实践》主题报告，详细介绍了龙山电厂、宿州热电、荆州热电三大熔盐储热改造项目的技术特点、设计效果和收益模式，并深入分析了新型熔盐储热技术的研发进展、挑战及应用前景。

图：廖海燕

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熔盐储热技术的应用背景

在国家新型能源体系与新型电力系统建设加速建设的背景下，大规模发展新能源已成必然趋势。但新能源固有的间歇性、波动性特点，导致电网负荷波动问题日益加剧。

廖海燕表示，通过对山东、辽宁等地的调研发现，光伏清晨投运后，大量煤电机组需日间启停或隔日启停，部分机组因频繁启停引发安全事故。因此，新型电力系统下，需要多类型调节资源平抑波动、保障稳定，这也为储能技术的规模化应用开辟了广阔前景。

数据显示，全球现有超8500座燃煤电站，2024年总装机2175GW；截至今年8月，国内煤电总装机1225GW，数量与装机占比均超全球50%。

廖海燕针对灵活调节资源发展预判表示，在当前及未来一段时期内，调节资源仍以煤电为主力，抽水蓄能、光热、锂离子电池、飞轮等储能技术为辅助。到2035年左右，随着煤电占比逐渐下降，煤电+储热、抽水蓄能、光热、电化学、压缩空气、氢能等各类储能技术同时发展，满足多时间尺度平衡调节需求。在此过程中，熔盐储热在光热电站及煤电灵活性提升等方面有广阔的应用前景。

廖海燕指出，目前煤电在承担调节支撑功能时，面临两大核心难题：

（1）纯凝机组深调受限：当锅炉低负荷时，炉侧稳燃难度加大，不仅锅侧水动力安全性下降，运行煤耗也会增加，且操作复杂，自动化难度高；当快速变负荷时，又会造成机组寿命大幅缩短。

（2）热电机组电热矛盾：热电机组供热与供电强耦合，难以实现热电解耦。当机组参与深调时，供热量和参数不能保证，向下调峰能力受限，而机组保供热时，向上又难以实现顶峰。更关键的是，若机组无法达到满负荷，不仅会受到电网考核，还会损失容量电费。

基于此，廖海燕强调，依托独有的“煤电化运”一体化运营模式，结合自身火电装机大、新能源增量多、应用场景齐全的优势，国家能源集团正着力推进传统调节电源与储能的协同创新，当下也正在应用耦合熔盐储热的煤电灵活性提升技术来解决煤电当前所面临的困境。

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国家能源集团开发的几个典型熔盐储热项目

▌龙山电厂（基于600MW亚临界火电机组“抽汽蓄能”储热调峰灵活性改造技术研究及示范）

该项目储热容量730MWh，总投资3.2亿元，主要用于增加机组深调和顶峰能力，2025年4月投运。项目详情如下：

（1）运行原理

储热阶段：抽取部分主汽及热再储热，利用蒸汽热压缩器将部分主汽和放热后热再进行匹配将蒸汽提高到冷再参数送回锅炉再热器。换热后的主汽变成过冷水，回到给水系统。

放热阶段：在负荷高峰期，将低谷期间存储在储热岛中的热量加热给水产生蒸汽，与高压缸排汽混合进入锅炉冷段或对外供热。

（2）改造效果

机组负荷在锅炉不投油最低稳燃负荷基础上再降低100MW，时长不少于4小时，通过对汽轮机安全性校核，可实现最低12.5%额定负荷上网。

在额定工况下，机组出力增加47MW，时长不少于6小时。

熔盐储热系统内部热交换效率不低于98%、储能效率不低于70%。

（3）经济效益

该项目收益以发电收益、新能源配额租赁、辅助市场收益为主。廖海燕透露，今年6-8月，项目的顶峰电价收益达到3000万元。

▌宿州热电（基于熔盐储热的煤电灵活性关键技术研究及示范应用）

该项目储热规模1000MWh，总投资3.4亿，主要解决热电解耦问题，增加深调顶峰时间长，2025年7月投运。项目详情如下：

（1）运行原理

储热阶段：抽取部分主汽、热再和四抽储热，根据机组负荷的不同，热再和四抽储热后对外供热，主汽储热后回再热冷段，少部分主汽冷凝和过冷换热后回到除氧器。

放热阶段：在机组压低谷和顶尖峰期间，将存储在储热岛中的热量加热给水产生蒸汽对外供汽。供汽日间410t/h、夜间310t/h，参数为1.5和2.5MPa、300℃。

（2）改造效果

顶尖峰期间，机组最高发电负荷达到100%额定负荷，同时满足供热低值连续运行4小时；

压低谷期间，机组最低发电负荷达到30%额定负荷同时满足供热高值连续运行5小时；

机组全天供热24小时，满足供热高值运行9小时满足供热低值运行15小时；

熔盐储热系统内部热交换效率不低于98%，储能效率84%。

（3）经济效益

该项目收益以辅助市场收益、现货市场收益、新能源配额租赁收益、容量电价为主。

廖海燕表示，该项目的尖峰电价收益加上规避供热考核免去的处罚，可达1000万元；安徽省按140MWh（等效电化学储能2小时）核定容量租赁，年收益最低2800万元；容量电价今年收益500万元，明年预计增至1500万元，年总收益超5000万元。

▌荆州热电（基于熔盐储能的煤电机组调频调峰供热安全整体解决方案的研究与应用）

该项目储能规模150MWh，总投资1.4亿，调峰、调频功能齐全，预计2026年6月投运。项目详情如下：

（1）运行原理

储热阶段：利用电加热器和热再蒸汽储热，热再储热后对外供热；热再储热功率约10MW，电加热熔盐功率约40MW

放热阶段：在机组顶尖峰期间，将存储在储热岛中的热量加热给水产生蒸汽对外供汽；放热功率约80MW，放热时长2小时；蒸汽发生系统产汽100t/h，参数2.5MPa、300℃。

（2）设计效果

提升深调能力：单机深调能力增加25MW，双机深调能力增加50MW，调峰时长3小时。

提升AGC调频能力：火储联合机组AGC调频Kp值不低于2（其中调节精度性能指标K2、响应时间性能指标K3均不低于1）。

提升一次调频能力：一次调频功能投入期间，调频动作性能合格率不低于90%；调频动作正确率不小于95%。

（3）收益来源

收益以辅助市场收益、新能源发电项目配额收益、容量电价为主。

▌熔盐储热热力电池

熔盐储热热力电池技术是针对未来无煤电、仅依赖可再生能源的能源场景研发的关键技术，已纳入今年国家重点重大专项申报范围。廖海燕以“沙戈荒基地超高温热泵和熔盐储热耦合的热力电池”方案为例说明了该技术的应用详情：

（1）项目概况

该项目高温热泵规模125MW，COP值不低于1.4；熔盐储热系统采用二元熔盐，储热规模1400MWh，设计储能时长8小时、释能6小时；同时具备发电与调相一体功能——汽轮机发电效率45%，在储热储电阶段汽轮机不发电，可切换为调相机模式，为电网调压并提供转动惯量。

廖海燕表示，当前方案初投资11亿元，其中热泵投资成本高，未来技术成熟后成本下降空间大，有望与光热电站形成竞争。

（2）预期效果

项目“电-电”转换效率约63%，储能过程中能够利用外部低温余热来提升转换效率。

（3）收益来源

主要收益包括三部分：充放电价差收益、容量租赁、调相服务。

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新型熔盐储热技术研发及挑战

▌商业化熔盐分解、泄露及安全运维技术

廖海燕强调，熔盐储热系统运行温度高，储能容量大，安全隐患需要特别注意，美国新月沙丘光热项目、摩洛哥NOOR3光热项目、鹤壁熔盐储热项目等国内外多个熔盐储能项目出现安全事故，造成了严重的经济和人身安全问题。要实现熔盐储热系统长时间的安全运行必须确保其安全性、可靠性、经济性和可持续性，因此熔盐的处理工艺和监控至关重要。

廖海燕详细分析了商业化熔盐的安全运维技术。

熔盐使用前需先完成化盐工序，脱去水分。如果化盐不彻底，熔盐在储罐内会发生水解反应和热分解反应，生成硝酸、亚硝酸及碱性物质。这些产物均为腐蚀性杂质，会加速设备损耗。

廖海燕表示，二元熔盐在500-570℃工况下运行时，设备年腐蚀损耗约30微米，处于可控范围；但温度升至620℃时，腐蚀会急剧加剧，超出设备耐受阈值。如果通过腐蚀控制，即便在620℃的高温工况下，也可将设备年腐蚀损耗控制在30微米以下，与中低温工况的腐蚀水平持平，有效保障设备长期稳定运行。

因此，熔盐安全运维的核心就是反应管控与腐蚀控制。廖海燕介绍了新一代超高温氯盐及氯盐储热系统的腐蚀控制技术突破情况：

未经腐蚀控制的氯盐有强腐蚀性，其腐蚀性主要是由盐的水解反应产生的腐蚀杂质（如氢氧化物）引起的。以此为储热材料，需要镍基合金作为热罐结构材料，系统初始投资成本超过目前商业化硝酸盐系统的1.5倍。

而采用“铁基合金+镁纯化盐”的组合方案，利用镁对熔盐进行纯化处理，可极大控制腐蚀问题。该方案已通过德国实验验证：铁基合金长达200小时的静态浸泡实验（500-800℃），几乎没有Cr的析出。该方案成本优势明显，以铁基合金作为热罐结构材料，系统初始投资成本约是商业化熔盐储热系统的一半。

▌新一代超高温熔盐储热技术

先进热电站：配备先进动力循环系统（如超临界二氧化碳循环），透平入口温度超过700℃，热电转化效率超过50%。但是，现有的常规热电站由于熔盐热分解和腐蚀问题，最高温度限制在565°C以下。因此热稳定性超1000℃的新一代超高温氯盐熔盐技术，便成为突破温度瓶颈、提升能源利用效率的重要发展方向。

最后，廖海燕透露，根据集团调研结果，大部分燃煤电站都愿意使用熔盐储热技术进行煤电机组灵活性改造。当前我国煤电仍承担大部分电网的调节需求，通过熔盐储热技术与机组的耦合，全国预计可新增2亿千瓦以上的深度调峰能力与1亿千瓦以上的尖峰电力供给能力。这一领域的发展不仅能带动煤电行业设计、制造、运维全链条技术升级，更将催生出千亿级规模的上下游产业链，形成完整的产业生态。