一、摘要

為支撐可再生能源大比例接入新型電力系統，大幅提升燃煤機組靈活性，該文提出耦合燃煤機組的熔鹽儲能系統并進行熔鹽工質篩選。針對350MW靈活燃煤機組，熔鹽儲能系統承擔3%Pe/min升負荷速率目標下，綜合汽輪機熱力與關鍵設備傳熱分析，從熔鹽基本物性出發，重點研究了二元鹽(60%NaNO3+40%KNO3)和三元鹽(53%KNO3+40%NaNO2+7%NaNO3)對熔鹽蒸汽發生系統發電效率、系統復雜性及投資成本的影響。發現二元鹽分解溫度高，可產生較高品位蒸汽，熔鹽蒸汽發生系統的平均發電效率為36.7%，三元鹽因分解溫度低，平均發電效率僅為29.2%。與三元鹽相比，二元鹽熔點高，熔鹽蒸汽發生系統需從汽輪機抽汽預熱熔鹽系統給水，以防止熔鹽凝固堵塞，增加了系統復雜。采用二元鹽，熔鹽蒸汽發生系統運行溫度高，在相同升負荷需求下，熔鹽流量、用量、儲罐及換熱器體積均減小，投資成本比三元鹽系統降低1000萬元。基于本文研究，建議采用二元鹽儲能系統，以實現熔鹽系統高效性及安全性，支撐超靈活燃煤發電。

二、引言

為支撐2030年碳達峰和2060年碳中和的“雙碳”目標，我國未來能源消費增量主要來自于清潔能源，大幅減少化石能源利用成為不可逆轉的趨勢。太陽能、風能等可再生能源具有間歇性、波動性，隨著大規模新能源發電裝機持續接入電網，部分地區新能源消納壓力凸顯，造成棄風棄光局面。為提升電力系統穩定性，高比例新能源電力系統亟需與之匹配的靈活可調度資源。目前電力系統的靈活可調度資源主要包括燃氣輪機、抽水蓄能與靈活煤電機組等。由于我國“富煤、貧油、缺氣”的自然資源稟賦，燃氣輪機不適合在我國大面積推廣；抽水蓄能建設周期長，建設成本較高，且對建造場地要求較為苛刻，難以短時間內成為我國能夠提供大量靈活性的發電形式。2023年煤電機組保持安全高效運行，全年累計發電5.35萬億千瓦時，以占全國52%的裝機規模貢獻了占全國63%的發電量，電網調峰仍需要燃煤機組發揮兜底保供作用。近期煤電不可能大規模退役，而是逐步由提供電力的主體電源轉變為支撐性和調節性電源。因此，煤電是經濟可行、安全可靠的靈活調節資源，燃煤機組的靈活性改造已為新能源消納發揮了重要作用。

燃煤機組的靈活性通常是指運行靈活性，即能適應機組出力大幅波動、快速響應各類變化的能力，包括調峰負荷范圍、爬坡速率和啟停時間等。靈活性改造后的燃煤機組最低負荷達到25%~40%Pe，受限于設備安全及可靠性，燃煤機組難以實現日啟停調峰。利用燃煤機組參與電網調峰的代表性國家，德國和丹麥已取得很好的成果，德國燃煤機組改造集中于深度調峰和快速啟停能力，變負荷速率達到4%~6%Pe/min。丹麥以熱電聯產機組為主，輔以熱電解耦、儲能技術以及生物質摻燒等，變負荷速率可達到5%Pe/min。此外，歐美發達國家燃氣資源相對豐富，電網調峰主要依靠燃氣電站。燃氣機組本質靈活、變負荷速率可達5%Pe/min。為解決可再生能源分鐘級波動發電并網帶來的挑戰(如圖1所示)，對標國外調峰機組的變負荷速率，作者所在團隊聯合多家企業共同申請了能源領域首臺(套)。該首臺套主要針對350MW燃煤機組其高負荷段(50%~100%THA)具有6%Pe/min的升負荷速率是重要指標之一。鍋爐是制約傳統燃煤發電機組變負荷速率的關鍵之一，制約因素包括：快速變負荷時，工質溫壓參數快速變化導致厚壁元件產生較大熱應力，影響設備壽命；鍋爐給粉系統響應跟不上變負荷速率要求，導致機組響應整體滯后；鍋爐干濕態轉換導致的水動力不穩定性加劇，對機組運行安全提出挑戰。為此，作者所在團隊擬研發柔性水冷壁、創新集箱管道連接形式等鍋爐關鍵技術，可使鍋爐升負荷速率提升到3%Pe/min(如圖1所示)，但離6%Pe/min的目標仍然有較大差距。

近年來，在國內企業及科研院所的共同努力下，我國太陽能熔鹽儲熱發電技術逐步成熟并達到世界先進水平，相繼建成了多個耦合熔鹽儲熱光熱電站。在太陽能熔鹽儲熱發電技術基礎上，國內開始研發耦合熔鹽儲熱的靈活燃煤發電技術，并取得了較大進展。因此，在傳統燃煤機組上增加熔鹽系統是彌補鍋爐升負荷速率不足的新思路(如圖1所示)，即熔鹽系統通過熔鹽存儲鍋爐部分熱量，在機組需要快速升負荷時釋放，通過熔鹽系統儲放熱完成機組能量時空調控。高負荷放熱階段，熔鹽加熱給水產生蒸汽，與鍋爐產生的蒸汽共同匯入汽輪機做功，熔鹽系統和鍋爐分別貢獻3%Pe/min的升負荷速率，機組達到6%Pe/min的升負荷速率(如圖1所示)。

為確定合理的升負荷區間，懷柔實驗室對潤港電廠#1、2機，宏業電廠#1、2機，撫寧電廠#1、2機6臺調節性火電機組進行調研，對五個典型周1萬多組AGC數據進行分析，發現：機組在50%Pe及以上進行升負荷的概率為74%，升負荷跨度10%~25%Pe的占比最高。因此，綜合考慮熔鹽蒸汽發生系統設備成本、運行經濟性、液位和壓力控制、產汽參數波動范圍及匯汽量對汽輪機的影響。將熔鹽系統支撐燃煤機組升負荷的區間定為X→X+25%THA(50%THA≤X≤75%THA)。以75%THA-100%THA升負荷范圍為例，如圖2所示，為實現機組6%Pe/min的升負荷速率，鍋爐按3%Pe/min速率線性增加到機組目標負荷，熔鹽蒸汽發生系統以3%Pe/min速率升到峰值后逐漸降低負荷退出。

常見的熔鹽由堿金屬、碳酸鹽、硝酸鹽以及磷酸鹽等組成。熔鹽在傳熱、儲熱、熱處理、高溫電化學電鍍和材料加工等領域得到廣泛應用，也作為液態燃料和儲熱介質應用于飛機/熔鹽反應堆實驗和核反應堆。熔鹽具有熱容量大、蒸汽壓低、導電性好、熱穩定性和化學穩定性等諸多優勢，是公認的中高溫傳熱蓄熱介質。

熔鹽應用于實際工程需要防止凝固和分解，因此常關注熔點和沸點，兩個參數決定了熔鹽運行溫度，限制了不同熔鹽的應用領域。熔鹽按熔點從大到小可分為氟化鹽、碳酸鹽、氯化鹽、硝酸鹽。其中，高熔點氟化鹽作為冷卻劑，用于釷基堆核能系統研發；熔融碳酸鹽作為電解質，用于新型燃料電池研發，氯化鹽和硝酸鹽運行溫度符合太陽能儲熱電站需求，但氯化鹽腐蝕性強，因此商業化太陽能儲熱電站常采用二元鹽(Solar Salt)和三元鹽（Hitec Salt）。耦合燃煤發電的熔鹽儲熱，對熔鹽運行溫度區間要求與太陽能儲熱電站相近。因此，本文研究過程中考慮采用二元鹽和三元鹽。

本文針對耦合350 MW燃煤發電機組的熔鹽系統展開研究，熔鹽系統直接吸收鍋爐多余熱量進行儲熱，在機組高負荷段(50%-100%THA)，熔鹽加熱給水產生蒸汽匯入汽輪機，獨立承擔3%Pe/min的升負荷速率。不同種類熔鹽的運行溫度、支撐升負荷次數等決定了熔鹽蒸汽發生系統的發電效率、系統復雜性及投資成本。本文從熔鹽系統概念設計出發，綜合采用熱力學、流動傳熱學等分析理論和方法，對二元鹽和三元鹽蒸汽發生系統進行技術性和經濟性對比分析。研究結果為未來耦合燃煤發電機組熔鹽系統的設計提供支撐。

三、耦合燃煤發電的熔鹽系統

圖3為耦合燃煤發電機組熔鹽系統的概念設計圖(紅線)，包括外掛式煙氣熔鹽儲熱系統、熔鹽蒸汽發生系統和熔鹽儲存系統三部分。熔鹽儲存系統是實現儲熱和放熱功能的連接紐帶，根據工藝要求設置了熱鹽罐和冷鹽罐，分別存放高溫熔鹽和低溫熔鹽。熔鹽系統通過高低溫鹽罐將外掛式煙氣熔鹽儲熱系統與熔鹽蒸汽發生系統耦合，實現儲熱、放熱功能。外掛式煙氣熔鹽儲熱系統為作者所在團隊原創技術，該系統設置獨立的引風機從鍋爐抽取合適溫度的煙氣，送至煙氣熔鹽換熱器加熱熔鹽進行儲熱，冷卻后的煙氣返回SCR入口(如圖3中的虛線回路)。儲熱過程中需合理抽取煙氣量，以保證鍋爐安全運行。當熔鹽系統接到輔助機組升負荷指令時，熔鹽蒸汽發生系統開始運行。來自除氧器的給水經泵送后依次流經熔鹽汽水預熱器、蒸發器和過熱器，與來自熱鹽罐的熔鹽逆流換熱，產生的過熱蒸汽通過補汽閥注入汽輪機中壓缸中間級，為機組提供3%Pe/min的升負荷速率。

熔鹽蒸汽發生系統提供3%Pe/min的升負荷速率的過程具有強瞬態特性，為避免冷態啟動放熱對熔鹽系統的熱沖擊，熔鹽系統設置了動態保溫運行模式，即在非補汽工況下熔鹽蒸汽發生系統的鹽側和水側均小流量運行，建立和放熱相近的溫度場，使放熱過程即時產汽注入汽輪機中壓缸做功。熔鹽蒸汽發生系統放熱過程中為維持系統壓力和液位穩定，給水和蒸汽流量應匹配。由圖2所示的負荷變化曲線可知，負荷增大，所需蒸汽流量增加，對應的熱量需求增加，熔鹽側的流量也隨之增大。總之，為了支撐3%Pe/min的升負荷速率，熔鹽和水側流量在幾分鐘內從動態保溫的小流量增加到額定流量，對應放熱功率隨時間呈三角脈沖特征，是典型的強瞬態過程。

四、熔鹽對蒸汽發生系統影響的研究

4.1研究方法

本文的研究對象是耦合某350MW燃煤發電機組的熔鹽蒸汽發生系統，以75%~100%THA升負荷過程設計工況作為熔鹽選擇的研究基礎。受限于熔鹽系統承擔3%Pe/min升負荷速率需求及二元鹽和三元鹽物性參數，綜合系統熱力計算與設備傳熱分析進行熔鹽比選及技術經濟性研究。

主要研究方法如下(如圖4)：

(1)根據3%Pe/min的升負荷速率，結合汽輪機的熱力計算和熔鹽運行溫度區間獲取所需蒸汽和熔鹽流量，確定熔鹽蒸汽發生系統T-Q圖。根據T-Q圖，在滿足蒸汽發生系統換熱器設計原則的基礎上，通過熱力計算得到熔鹽蒸汽發生系統熱平衡圖，明確各級換熱器熱負荷Q以及汽水側和熔鹽側溫度、壓力、流量等參數。

(2)根據三元鹽和二元鹽物性參數，結合現有文獻的實驗數據和研究成果，選擇適合高溫熔鹽的傳熱及阻力關聯式，借鑒成熟的汽水傳熱和阻力關聯式，確定熔鹽側和汽水側傳熱系數、溫度和阻力參數等。根據上述研究結果，使用工程用成熟的HTRI軟件進行換熱器選型和設計，根據電網需求選擇合適的升負荷次數，確定熔鹽用量。

在上述給定邊界條件下，進行三元鹽和二元鹽蒸汽發生系統技術性和經濟性分析。

4.2熔鹽蒸汽發生系統的技術指標對比

耦合燃煤發電機組的熔鹽系統選用成熟的二元鹽和三元鹽作為儲熱介質，表1為二元鹽和三元鹽主要參數對比表，包括鹽的成份、熔點、分解溫度、運行溫區、密度及價格。

由表1可知，三元鹽熔點和分解溫度分別為143℃和450℃，二元鹽的熔點和分解溫度分別為220℃和585℃。耦合燃煤發電的熔鹽蒸汽發生系統多為變工況運行，為避免熔鹽凝固風險，二元鹽及三元鹽運行溫度下限在熔點基礎上增加~90℃的裕度。同時為避免變工況運行熔鹽局部分解風險，二元鹽運行溫度上限在分解溫度基礎上下降35℃，三元鹽運行溫度上限應控制在400℃以內。確定二元鹽運行溫度(310~550)℃，三元鹽運行溫度區間(230~390)℃。在給定溫度下(350℃)，二元鹽和三元鹽的密度基本相同，分別為1867.4 kg/m3和1823.5 kg/m3。二元鹽和三元鹽均為成熟的商業用鹽，三元鹽的價位略高。

為定量評估和對比二元鹽和三元鹽蒸汽發生系統技術指標，定義熔鹽系統發電效率(hS?E)：

式(1)中，PIP為補汽后的發電量，PB為基準負荷發電量，Phr為熔鹽蒸汽發生系統放熱功率:

式(2)中，GSI為補汽流量；h1為補汽焓值；h2為熔鹽蒸汽發生系統給水焓值。設計工況下，設計工況下二元鹽和三元鹽蒸汽發生系統匯入汽輪機的蒸汽溫度分別為~513℃和~375℃。對應的熔鹽蒸汽發生系統發電效率分別為36.7%和29.2%，如圖5中虛線圈所示。

在實際工程中，熱鹽罐中熱鹽溫度直接影響熔鹽蒸汽發生系統的產汽溫度。影響熱鹽溫度的因素主要包括：

(1)儲熱過程中產生的熱鹽溫度存在偏差；

(2)放置過程中熱鹽罐散熱引起的溫降；

(3)蒸汽管道散熱和壓降引起的溫降等。

上述原因均會導致熔鹽蒸汽發生系統產生蒸汽溫度的波動。為保證蒸汽溫度符合汽輪起的要求，熔鹽蒸汽發生系統產生蒸汽溫度的允許偏差為設計溫度的±10℃。熔鹽蒸汽發生系統發電效率隨產汽溫度的變化如圖5所示。由圖可知，隨著蒸汽溫度的增加，熔鹽蒸汽發生系統發電效率呈線性增加趨勢。當三元鹽蒸汽發生系統產汽溫度由365℃升高到385℃，對應熔鹽系統的發電效率從28.9%增加到29.4%，平均發電效率為29.2%；二元鹽蒸汽發生系統產汽溫度由503℃升高到523℃時，對應熔鹽系統的發電效率從36.5%增加到36.9%，平均發電效率為36.7%。

綜上所述，三元鹽蒸汽發生系統產生的蒸汽溫度比二元鹽低，注入汽輪機的位置更靠后，對應較低的發電效率。

在機組高負荷段(50%~100%THA)，根據燃煤機組實際調峰運行情況，將熔鹽系統在單次升負荷范圍定位X→X+25%Pe(X為50%THA~75%THA)。以75%THA~100%THA升負荷范圍為例，為實現燃煤機組6%Pe/min的升負荷速率(圖6a-b中的黑線)，燃煤機組的鍋爐按照3%Pe/min的速率線性升負荷到機組目標負荷(圖6a-b中的藍線)，熔鹽蒸汽發生系統以3%Pe/min速率升到峰值后逐漸降低負荷直至退出，熔鹽蒸汽發生系統熱功率呈現三角形變化趨勢(圖6a-b中的紅線)。二元鹽相比于三元鹽運行溫度高，能產生更高溫度的蒸汽，在汽輪機中壓缸確定溫度匹配的匯入點，對應蒸汽壓力也高。

因此，二元鹽蒸汽發生系統能產生更高品位蒸汽。考慮熔鹽蒸汽發生系統匯入汽輪機過程中節流損失引起的溫降，確定二元鹽和三元鹽蒸汽發生系統產生的蒸汽分別匯入中壓缸5級后和中壓缸13級后。二元鹽比三元鹽產生蒸汽在汽輪機的匯入點更靠前，定性上進一步說明二元鹽蒸汽發生系統能量利用效率優于三元鹽蒸汽發生系統。根據熔鹽蒸汽發生系統設計工況發電效率及3%Pe/min升負荷速率要求，確定二元鹽和三元鹽蒸汽發生系統的峰值熱功率分別為136.5 MW和165.8 MW(詳見圖6a-b)。

針對熔鹽蒸汽發生系統，考慮系統運行效率、安全性和系統經濟性等多方面因素，合理確定熱鹽/冷鹽溫度、匯汽點參數、給水點位置及參數和蒸汽發生系統壓力，如圖6c-d所示。熱鹽溫度越高/冷鹽溫度越低，單位質量熔鹽儲熱容量越高，熔鹽用量越少，蒸汽發生系統運行時熱鹽泵的功耗減低，從系統效率及運行成本考慮，應盡量提高熱鹽溫度/降低冷鹽溫度。從熔鹽安全性和系統經濟性兩方面考慮，二元鹽和三元鹽蒸汽發生系統的熱鹽溫度分別設置為550℃(如圖6c的A點所示)和390℃(如圖6d的A'點所示)。冷鹽溫度的選擇受熔鹽凝固溫度和蒸發器入口傳熱窄點溫差限制，冷鹽的溫度在熔點基礎上增加~90℃的裕度，確定二元鹽和三元鹽蒸汽發生系統的冷鹽溫度分別為235℃(如圖6c的B點所示)和310℃(如圖6d的B'點所示)。

為提高機組運行效率，熔鹽蒸汽發生系統產汽匯入點應盡量在汽輪機的靠前位置。根據流動傳熱學原理，產汽溫度由熱鹽溫度及過熱器出口端差共同決定。根據換熱器設計原則，過熱器出口端差應>10℃，同時為匹配合適的匯汽位置，設定二元鹽和三元鹽蒸汽發生系統過熱器出口蒸汽溫度分別為516℃(如圖6c的C點所示)和378℃(如圖6d的C'點所示)。熔鹽蒸汽發生系統運行時，給水從原燃煤機組取水，加熱為過熱蒸汽匯入汽輪機。為了減少對原機組的影響，取水點應設置在大容器內，例如凝結水井和除氧器。凝結水溫遠低于熔鹽熔點，需要對給水進行預熱，否則將導致熔鹽凝固，不能作為熔鹽蒸汽發生系統給水。因此，選取除氧器為熔鹽系統給水源，設置獨立給水泵取水，設計工況下給水溫度為198.5℃，大于三元鹽熔點溫度，不存在熔鹽凝固風險，但小于二元鹽熔點溫度，二元鹽需要抽汽對給水進行預熱，二元鹽和三元鹽蒸汽發生系統蒸發器入口水溫如圖6c的D點和圖6d的D'點所示。熔鹽蒸汽發生系統產生的蒸汽壓力決定了匯入汽輪機位置和蒸發器的熱負荷，并通過蒸發器入口傳熱窄點溫差限制冷鹽溫度。為了使熔鹽蒸汽發生系統和汽輪機最大程度上解耦，補汽閥后與閥前壓力的比值應小于0.546，滿足蒸汽臨界流動特性，使蒸汽流量不受閥后壓力限制。二元鹽和三元鹽蒸汽發生系統匯入汽輪機位置對應壓力分別為3.4 MPa和1.49 MPa，確定閥前蒸汽發生系統的壓力分別為6.23 MPa和2.73 MPa。蒸發器壓力設計值需高于匯汽所需的最低壓力，在滿足不小于8℃傳熱窄點溫差的前提下，壓力應盡可能高，避免兩相流不穩定性，同時需考慮承壓能力對設備投資的影響。最終確定二元鹽和三元鹽蒸汽發生系統壓力分別為6.9 MPa和3.29 MPa。

美國圣地安國家實驗室報告中給出了二元鹽密度、粘度、導熱系數、比熱數據及計算公式，與物性計算方法基本相符，同時二元鹽的物性也通過實驗數據得到了驗證。給出了三元鹽的密度、粘度、導熱系數和比熱容等參數的計算公式。圖7匯總了二元鹽和三元鹽物性(μ、λ、cp和Pr)隨溫度的變化趨勢。由圖可知，二元鹽和三元鹽在運行溫度區間內粘度μ隨溫度增加呈快速降低，隨后逐漸趨向平緩的變化趨勢，交叉溫度范圍內兩種熔鹽的μ重疊，如圖7a。熔鹽的成份影響導熱系數λ、比熱容cp和普朗特數Pr隨溫度的變化趨勢。二元鹽λ隨溫度增加而增大，三元鹽導熱系數λ隨溫度增加呈下降變化趨勢，如圖7b。二元鹽cp隨溫度增大線性增加，而三元鹽比熱容則不受溫度影響，在各溫度下均為常數~1.56 kJ/(kg·K)，如圖7c。二元鹽和三元鹽的Pr隨溫度的增加呈下降趨勢，兩種鹽的變化趨勢一致，且二元鹽的Pr值僅為三元鹽的2/3,如圖7d。

在熔鹽蒸汽發生系統換熱器熱力計算過程中，汽水側傳熱系數研究較為成熟，因此選擇準確的熔鹽傳熱系數計算公式極為重要。由4.3節的描述可以得到，二元鹽蒸汽發生器系統中預熱器、蒸發器和過熱器的選型分別為BEU、BEU和HAP，三元鹽蒸汽發生器系統中預熱器、蒸發器和過熱器的選型分別為BGU、BEU和HAP。

上述所有熔鹽汽水換熱器均為管殼式換熱器，根據兩側工質壓力的不同，對管側和殼側介質進行分配。其中熔鹽側壓力低，走殼側；汽水側壓力高，走管側。同時為了增強傳熱系統，在殼側加裝折流板擾流結構。現有研究能描述熔鹽在殼側流動時的傳熱特性關聯式少，很多文獻是根據自己的實驗數據進行關聯式擬合。關于二元鹽和三元鹽在帶擾流結構的殼側流動時的實驗數據較少，圖8中給出的Kern關聯式(3)為描述流體在帶弓形折流板的殼側流動時的傳統傳熱關聯式。

由于本文研究的熔鹽汽水換熱器均為帶折流板的管殼式換熱器，可以采用Kern關聯式進行熔鹽傳熱分析，具體的Nu計算公式如下：

式(3)中，Re為雷諾數，Pr為普朗特數，m f為流體平均溫度計算流體的粘度，mw為壁面溫度計算流體的粘度。由于熔鹽流動阻力測量難度大，引壓管內低溫熔鹽易凝固，難以獲得準確的實驗測量數據。因此尚未在公開發表文獻中檢索到關于熔鹽流動阻力的測量數據。通常認為熔鹽的流動特性較好，與純水相比只是粘度有所增大。因此，可以選擇單相水的阻力系數公式近似計算熔鹽的摩擦阻力系數。當雷諾數低于2300時，阻力系數的計算公式：

4.3熔鹽蒸汽發生系統流程及換熱器選型對比

熔鹽蒸汽發生系統包括熔鹽和汽水兩個工質回路。對于熔鹽側，熱鹽罐中高溫熔鹽在熱鹽泵驅動下，依次流經熔鹽汽水過熱器、蒸發器和預熱器釋放熱量，冷卻后的熔鹽送至冷鹽罐。對于汽水側，熔鹽系統給水泵從除氧器取水，依次流經各級換熱器，與熔鹽逆流換熱加熱成為過熱蒸汽，匯入到汽輪機中壓缸中間級做功。熔鹽蒸汽發生系統的給水來自除氧器，設計工況下的給水溫度198.5℃，低于二元鹽的熔點。因此，二元鹽蒸汽發生系統需增設給水預熱器，利用抽汽預熱來自除氧器的給水，加熱給水溫度到260℃，再依次進入各級熔鹽汽水換熱器(如圖9所示)。

熔鹽汽水預熱器采用管殼式換熱器，由于水側壓力高，走管側，鹽側壓力低，走殼側。考慮換熱器需要適應快速變負荷工況，壓力、溫度及流量變化較大，采用U形管結構，可有效吸收因熱膨脹產生的軸向位移，適應快速變負荷工況。換熱管采用45°布管方式，有效減緩振動。鑒于三元鹽蒸汽發生器系統的熔鹽側流量較大，約是二元鹽系統的2倍。因此，三元鹽蒸汽發生系統采用G型分流殼體型式，有效降低殼側壓損，而二元鹽選擇E型殼體型式，二元鹽和三元鹽汽水預熱器選型分別為BEU和BGU，如圖9-10所示。

熔鹽汽水蒸發器的汽水側將飽和水加熱成飽和蒸汽，其中給水來自熔鹽汽水預熱器，熔鹽來自熔鹽汽水過熱器。熔鹽汽水蒸發器在整個熔鹽蒸汽發生系統中，熱負荷占比最高，換熱面積大，設備體積龐大，且汽水側發生相變，內部存在汽水混合物兩相流體，流動與傳熱機理較為復雜，設計難度最大。根據汽水所在的位置不同、原理不同，熔鹽汽水蒸發器常見的為換熱管管外沸騰與管內沸騰兩種。其中管外沸騰以釜式蒸發器最為常見，在化工和光熱領域得到了廣泛應用。但受加工制造技術的限制，釜式蒸發器的熱功率受限。此外，由于熔鹽進口溫度與出口溫度溫差較大，在管板的上下及兩側均存在較大熱應力。管內蒸發的汽包式蒸發器相較于釜式蒸發器，具有更高熱負荷。且蒸發器管側入口過冷水溫度接近飽和溫度，出口為汽水混合物，溫度為飽和溫度，溫差極小，能夠有效改善管側進出口溫差熱應力。綜上所述，熔鹽汽水蒸發器的選型為BEU式汽包式蒸發器(如圖9-10)。

熔鹽汽水過熱器對應汽水側將飽和蒸汽加熱至過熱蒸汽，其中飽和蒸汽來自熔鹽汽水蒸發器，熔鹽來自熱鹽罐。熔鹽汽水過熱器采用管殼式換熱器，蒸汽壓力高走管側，熔鹽壓力低走殼側。由于進口與出口溫差較大，且溫度較高，換熱器又經常運行在快速變負荷工況，壓力、溫度及流量變化較大，因此換熱器型式采用發夾式(HAP)，如圖9-10所示。采用該類型換熱器一方面避免了管板受到大溫差應力的作用，另一方面換熱管與殼體可有效吸收因熱膨脹產生的軸向位移，避免因熱應力而發生破壞，影響換熱器安全運行。

根據前文確定的邊界條件，采用HTRI軟件進行換熱器熱力計算及設計。在設計工況下，二元鹽蒸汽發生系統需要增設熔鹽給水預熱器(如圖10)，即從原機組抽取合適參數的蒸汽送入給水預熱器加熱器來自除氧器的給水。給水預熱器的蒸汽側入口溫度為393.8℃，壓力為6.94 MPa，出口溫度為284.2℃，壓力為6.83 MPa；水側入口水溫為198.5℃，出口水溫為260℃，熱負荷16.9 MW。給水預熱器分為兩級，均為管殼式換熱器(BFU和BEU型)，采用U形管結構，可有效吸收因熱膨脹產生的軸向位移，避免熱應力引起的破壞，影響換熱器安全運行。此外，設計工況下，熔鹽蒸汽發生系統三級換熱器的參數如表2所示。

綜上所述，二元鹽與三元鹽蒸汽發生系統的主要區別包括：

1)設計工況下，除氧器給水溫度為198.5℃，低于二元鹽熔點，高于三元鹽熔鹽熔點，三元鹽蒸汽發生系統無需設置給水預熱器，系統流程更簡潔。

2)二元鹽比三元鹽使用溫度高，產生的蒸汽品位更高。因此，二元鹽蒸汽發生系統產生的蒸汽匯入汽輪機的位置更靠前，具有更高的發電效率，對應蒸汽發生系統熱功率小，換熱器的尺寸和單次升負荷過程的用鹽量均比三元鹽蒸汽發生系統少。

4.4熔鹽蒸汽發生系統投資對比

本文研究的耦合燃煤發電機組的熔鹽蒸汽發生系統為燃煤機組提供3%Pe/min的升負荷速率，使燃煤機組的升負荷速率達到6%Pe/min，瞄準的是未來電網的需求，遠高于現有機組的升負荷速率，無法根據現行的標準進行收益計算。另外，耦合燃煤發電的熔鹽系統目前處于研發和初步建設階段，在役期間將間斷運行，缺乏年利用小時數、廠用電率、運行維護成本、繳納稅額等全壽命周期數據，難以進行常規平準化發電成本(LCOE)計算。因此本文借鑒國內外權威機構關于光熱電站熔鹽蒸汽發生系統設備投資計算公式及廠家調研，僅以熔鹽蒸汽發生系統的投資成本作為比較二元鹽和三元鹽熔鹽蒸汽發生系統經濟性的評判標準。

熔鹽蒸汽發生系統設備是主要投資組成，主要包括各級換熱器、熔鹽儲罐、動力設備和管道等。此外，熔鹽用量在熔鹽蒸汽發生系統投資成本中占比較大，需要在系統的經濟性分析中考慮。

具體的說，熔鹽汽水換熱器的投資成本是傳熱面積、結構型式、所選材料和壓力的函數。根據文獻[46,47]，當換熱器面積2時，換熱器的投資成本計算如下：

根據熔鹽汽水換熱器的面積、運行壓力等參數，結合式(6)-(9)，最終確定二元鹽蒸汽發生系統投資成本為499.5萬元，三元鹽蒸汽發生系統投資成本為682.5萬元，比二元鹽系統高183.0萬元。

熔鹽罐為圓柱形立罐式結構，尺寸由溫度差和儲熱介質的等壓熱容決定。根據熔鹽運行溫度區間，二元鹽蒸汽發生系統熱鹽罐工作溫度為550℃，選材為TP347H，冷鹽罐的工作溫度為310℃，選材為Q345，三元鹽蒸汽發生系統冷熱鹽罐的工作溫度分別為235℃和390℃，選材均為Q345。根據設計工況下熔鹽蒸汽發生系統熱力計算結果，得到二元鹽和三元蒸汽發生系統峰值升負荷功率分別為136.5 MW和165.8 MW(如圖9-10)，熔鹽系統支撐升負荷時長為500 s，由此確定二元鹽和三元鹽蒸汽發生系統單次升負荷過程所需熱量分別為9.5 MWhth和11.5 MWhth。以滿足10次3%Pe/min的升負荷需求為目標，考慮熔鹽罐底部、設備和管道中不能有效利用的熔鹽量，最終確定二元鹽和三元鹽的用量分別為1700 t和2500 t，儲熱量分別為95.0 MWhth和115.0 MWhth。

熔鹽儲罐及相關配件計算公式如下：

式(10)中，WT為熔鹽罐的儲熱量，D1為熱鹽罐的材料成本與安裝、建設成本之和，為46元/kWhth，D2為冷鹽罐的材料成本與安裝、建設成本之和，為21元/kWhth，D3為罐體保溫材料成本與安裝、建設成本之和，為5元/kWhth，D4為地基、支撐結構的材料成本與安裝、建設成本之和，為17元/kWhth，D5為電氣儀表的材料成本與安裝、建設成本之和，為6元/kWhth，D6為管道、閥門及其它配件的材料成本與安裝、建設成本之和，為2元/kWhth。

本文按照式(10)對熔鹽罐及其附屬設備的投資成本進行計算，得到二元鹽蒸汽發生系統熔鹽儲罐的投資成本約921.5萬元，三元鹽蒸汽發生系統熔鹽儲罐的建的投資成本約1115.5萬元，比二元鹽系統高194.0萬元。

表1中給出了調研得到的二元鹽和三元鹽的市場價格區間，取平均值對應二元鹽和三元鹽的價格分別為7000元/t和7500元/t。根據熔鹽的用量，最終確定二元鹽蒸汽發生系統熔鹽成本為1190.0萬元，二元鹽蒸汽發生系統熔鹽成本為1875.0萬元，比二元鹽系統高685萬元。

熔鹽蒸汽發生系統涉及的動力設備主要包括熱鹽泵和給水泵，其中熱鹽泵布置在熱鹽罐出口，主要用于給熔鹽汽水換熱器輸送熱鹽，給水泵用于將除氧器的給水泵送至熔鹽蒸汽發生系統。泵的流量、工質、壓力等是影響熱鹽泵和給水泵造價的主要因素。參考由SNL、DOE和NREL共同完成的技術路線報告，熱鹽泵的造價將隨著系統存儲能量容量的增加而增加，熱熔鹽泵的價格為40元/kWth，二元鹽和三元鹽蒸汽發生系統輸出的最大功率分別為136.5 MWth和165.8 MWth，因此二元鹽和三元鹽蒸汽發生系統熱鹽泵的成本分別為546.0萬元和663.2萬元，比二元鹽系統高117.2萬元。熔鹽系統給水泵為較為成熟的常規設備，經市場調研得到二元鹽和三元鹽蒸汽發生系統給水泵的價位分別為150萬元和100萬元。綜上所述，二元鹽蒸汽發生系統動力設備投資為696.0萬元，二元鹽蒸汽發生系統動力設備投資為763.2萬元，比二元鹽系統高67.2萬元。根據管道的流量、系統阻力考慮不同介質的流速，液體流速2~4 m/s，蒸汽10~20 m/s，計算不同管道的管徑，再根據設計條件選取管道的材質、計算管道壁厚。二元鹽蒸汽發生系統設計溫度>400℃的管道材質選取TP347H不銹鋼，主蒸汽管道選取12Cr1MoVG，其余管道為20G，三元鹽蒸汽發生系統所有管道設計溫度均，管道材質選取20G。核算得到二元鹽比三元鹽蒸汽發生系統管道投資成本增加~131萬元，詳見表3。

綜合考慮熔鹽蒸汽發生系統熔鹽側和汽水側運行溫度、介質流量/流速、換熱器熱負荷、系統壓力及支撐升負荷次數等邊界條件，進行換熱器、熔鹽儲罐、熔鹽用量、動力設備和管道尺寸、材質的設計計算。二元鹽和三元鹽蒸汽發生系統換熱器面積和主要投資對比如圖11所示，受限于不同種類熔鹽運行溫度、熔鹽系統發電效率等，相同發電量對應二元鹽蒸汽發生系統的熱負荷低，換熱器面積為2090.6 m2，僅為三元鹽蒸汽發生系統換熱器面積的~0.38倍(如圖11a)，三元鹽蒸汽發生系統換熱器的投資成本高于二元鹽。此外，二元鹽蒸汽發生系統管道投資大于三元鹽蒸汽發生系統，三元鹽蒸汽發生系統熔鹽投資約為二元鹽的1.5倍，熔鹽儲罐的投資成本約是二元鹽的1.2倍，動力設備的投資成本基本一致(如圖11b)。

綜上分析，二元鹽蒸汽發生系統主要投資成本~3526.8萬元，三元鹽蒸汽發生系統主要投資成本~4525.1萬元，比二元鹽蒸汽發生系統高~1000萬元。

五、結論

本文以350 MW靈活燃煤發電機組為研究對象，提出可獨立承擔3%Pe/min升負荷速率的熔鹽系統。綜合系統熱力計算與設備傳熱分析，對二元鹽和三元鹽蒸汽發生系統發電效率、系統復雜性及投資成本進行對比研究，主要結論如下：

(1)相比于三元鹽，二元鹽分解溫度高，能產生較高品位蒸汽，發電效率更高。設計工況下三元鹽蒸汽發生系統發電效率為29.2%，二元鹽蒸汽發生系統發電效率達到36.7%，提高了7.5個百分點。

(2)相比于三元鹽，二元鹽熔點高，來自除氧器的給水需經過兩級抽汽預熱，防止熔鹽在預熱器中凝固堵塞，因此二元鹽蒸汽發生系統略復雜。

(3)相比于三元鹽，二元鹽運行溫度高，設備和管道需要更貴的鋼材。然而，滿足相同升負荷需求下，二元鹽用量少，相應熔鹽儲罐體積降低；其次，二元鹽蒸汽發生系統熱負荷小，換熱器面積減小。綜合考慮上述因素二元鹽蒸汽發生系統投資成本更低。

(4)為構建支撐靈活燃煤發電的高效、安全熔鹽系統，綜合以上技術經濟性分析，本文建議在實際工程中采用二元鹽。