在2025熔鹽儲能商業化發展論壇上，國家能源集團儲能專業首席專家廖海燕作《高溫熔鹽儲熱技術的應用實踐》主題報告，詳細介紹了龍山電廠、宿州熱電、荊州熱電三大熔鹽儲熱改造項目的技術特點、設計效果和收益模式，并深入分析了新型熔鹽儲熱技術的研發進展、挑戰及應用前景。

圖：廖海燕

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熔鹽儲熱技術的應用背景

在國家新型能源體系與新型電力系統建設加速建設的背景下，大規模發展新能源已成必然趨勢。但新能源固有的間歇性、波動性特點，導致電網負荷波動問題日益加劇。

廖海燕表示，通過對山東、遼寧等地的調研發現，光伏清晨投運后，大量煤電機組需日間啟停或隔日啟停，部分機組因頻繁啟停引發安全事故。因此，新型電力系統下，需要多類型調節資源平抑波動、保障穩定，這也為儲能技術的規模化應用開辟了廣闊前景。

數據顯示，全球現有超8500座燃煤電站，2024年總裝機2175GW；截至今年8月，國內煤電總裝機1225GW，數量與裝機占比均超全球50%。

廖海燕針對靈活調節資源發展預判表示，在當前及未來一段時期內，調節資源仍以煤電為主力，抽水蓄能、光熱、鋰離子電池、飛輪等儲能技術為輔助。到2035年左右，隨著煤電占比逐漸下降，煤電+儲熱、抽水蓄能、光熱、電化學、壓縮空氣、氫能等各類儲能技術同時發展，滿足多時間尺度平衡調節需求。在此過程中，熔鹽儲熱在光熱電站及煤電靈活性提升等方面有廣闊的應用前景。

廖海燕指出，目前煤電在承擔調節支撐功能時，面臨兩大核心難題：

（1）純凝機組深調受限：當鍋爐低負荷時，爐側穩燃難度加大，不僅鍋側水動力安全性下降，運行煤耗也會增加，且操作復雜，自動化難度高；當快速變負荷時，又會造成機組壽命大幅縮短。

（2）熱電機組電熱矛盾：熱電機組供熱與供電強耦合，難以實現熱電解耦。當機組參與深調時，供熱量和參數不能保證，向下調峰能力受限，而機組保供熱時，向上又難以實現頂峰。更關鍵的是，若機組無法達到滿負荷，不僅會受到電網考核，還會損失容量電費。

基于此，廖海燕強調，依托獨有的“煤電化運”一體化運營模式，結合自身火電裝機大、新能源增量多、應用場景齊全的優勢，國家能源集團正著力推進傳統調節電源與儲能的協同創新，當下也正在應用耦合熔鹽儲熱的煤電靈活性提升技術來解決煤電當前所面臨的困境。

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國家能源集團開發的幾個典型熔鹽儲熱項目

▌龍山電廠（基于600MW亞臨界火電機組“抽汽蓄能”儲熱調峰靈活性改造技術研究及示范）

該項目儲熱容量730MWh，總投資3.2億元，主要用于增加機組深調和頂峰能力，2025年4月投運。項目詳情如下：

（1）運行原理

儲熱階段：抽取部分主汽及熱再儲熱，利用蒸汽熱壓縮器將部分主汽和放熱后熱再進行匹配將蒸汽提高到冷再參數送回鍋爐再熱器。換熱后的主汽變成過冷水，回到給水系統。

放熱階段：在負荷高峰期，將低谷期間存儲在儲熱島中的熱量加熱給水產生蒸汽，與高壓缸排汽混合進入鍋爐冷段或對外供熱。

（2）改造效果

機組負荷在鍋爐不投油最低穩燃負荷基礎上再降低100MW，時長不少于4小時，通過對汽輪機安全性校核，可實現最低12.5%額定負荷上網。

在額定工況下，機組出力增加47MW，時長不少于6小時。

熔鹽儲熱系統內部熱交換效率不低于98%、儲能效率不低于70%。

（3）經濟效益

該項目收益以發電收益、新能源配額租賃、輔助市場收益為主。廖海燕透露，今年6-8月，項目的頂峰電價收益達到3000萬元。

▌宿州熱電（基于熔鹽儲熱的煤電靈活性關鍵技術研究及示范應用）

該項目儲熱規模1000MWh，總投資3.4億，主要解決熱電解耦問題，增加深調頂峰時間長，2025年7月投運。項目詳情如下：

（1）運行原理

儲熱階段：抽取部分主汽、熱再和四抽儲熱，根據機組負荷的不同，熱再和四抽儲熱后對外供熱，主汽儲熱后回再熱冷段，少部分主汽冷凝和過冷換熱后回到除氧器。

放熱階段：在機組壓低谷和頂尖峰期間，將存儲在儲熱島中的熱量加熱給水產生蒸汽對外供汽。供汽日間410t/h、夜間310t/h，參數為1.5和2.5MPa、300℃。

（2）改造效果

頂尖峰期間，機組最高發電負荷達到100%額定負荷，同時滿足供熱低值連續運行4小時；

壓低谷期間，機組最低發電負荷達到30%額定負荷同時滿足供熱高值連續運行5小時；

機組全天供熱24小時，滿足供熱高值運行9小時滿足供熱低值運行15小時；

熔鹽儲熱系統內部熱交換效率不低于98%，儲能效率84%。

（3）經濟效益

該項目收益以輔助市場收益、現貨市場收益、新能源配額租賃收益、容量電價為主。

廖海燕表示，該項目的尖峰電價收益加上規避供熱考核免去的處罰，可達1000萬元；安徽省按140MWh（等效電化學儲能2小時）核定容量租賃，年收益最低2800萬元；容量電價今年收益500萬元，明年預計增至1500萬元，年總收益超5000萬元。

▌荊州熱電（基于熔鹽儲能的煤電機組調頻調峰供熱安全整體解決方案的研究與應用）

該項目儲能規模150MWh，總投資1.4億，調峰、調頻功能齊全，預計2026年6月投運。項目詳情如下：

（1）運行原理

儲熱階段：利用電加熱器和熱再蒸汽儲熱，熱再儲熱后對外供熱；熱再儲熱功率約10MW，電加熱熔鹽功率約40MW

放熱階段：在機組頂尖峰期間，將存儲在儲熱島中的熱量加熱給水產生蒸汽對外供汽；放熱功率約80MW，放熱時長2小時；蒸汽發生系統產汽100t/h，參數2.5MPa、300℃。

（2）設計效果

提升深調能力：單機深調能力增加25MW，雙機深調能力增加50MW，調峰時長3小時。

提升AGC調頻能力：火儲聯合機組AGC調頻Kp值不低于2（其中調節精度性能指標K2、響應時間性能指標K3均不低于1）。

提升一次調頻能力：一次調頻功能投入期間，調頻動作性能合格率不低于90%；調頻動作正確率不小于95%。

（3）收益來源

收益以輔助市場收益、新能源發電項目配額收益、容量電價為主。

▌熔鹽儲熱熱力電池

熔鹽儲熱熱力電池技術是針對未來無煤電、僅依賴可再生能源的能源場景研發的關鍵技術，已納入今年國家重點重大專項申報范圍。廖海燕以“沙戈荒基地超高溫熱泵和熔鹽儲熱耦合的熱力電池”方案為例說明了該技術的應用詳情：

（1）項目概況

該項目高溫熱泵規模125MW，COP值不低于1.4；熔鹽儲熱系統采用二元熔鹽，儲熱規模1400MWh，設計儲能時長8小時、釋能6小時；同時具備發電與調相一體功能——汽輪機發電效率45%，在儲熱儲電階段汽輪機不發電，可切換為調相機模式，為電網調壓并提供轉動慣量。

廖海燕表示，當前方案初投資11億元，其中熱泵投資成本高，未來技術成熟后成本下降空間大，有望與光熱電站形成競爭。

（2）預期效果

項目“電-電”轉換效率約63%，儲能過程中能夠利用外部低溫余熱來提升轉換效率。

（3）收益來源

主要收益包括三部分：充放電價差收益、容量租賃、調相服務。

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新型熔鹽儲熱技術研發及挑戰

▌商業化熔鹽分解、泄露及安全運維技術

廖海燕強調，熔鹽儲熱系統運行溫度高，儲能容量大，安全隱患需要特別注意，美國新月沙丘光熱項目、摩洛哥NOOR3光熱項目、鶴壁熔鹽儲熱項目等國內外多個熔鹽儲能項目出現安全事故，造成了嚴重的經濟和人身安全問題。要實現熔鹽儲熱系統長時間的安全運行必須確保其安全性、可靠性、經濟性和可持續性，因此熔鹽的處理工藝和監控至關重要。

廖海燕詳細分析了商業化熔鹽的安全運維技術。

熔鹽使用前需先完成化鹽工序，脫去水分。如果化鹽不徹底，熔鹽在儲罐內會發生水解反應和熱分解反應，生成硝酸、亞硝酸及堿性物質。這些產物均為腐蝕性雜質，會加速設備損耗。

廖海燕表示，二元熔鹽在500-570℃工況下運行時，設備年腐蝕損耗約30微米，處于可控范圍；但溫度升至620℃時，腐蝕會急劇加劇，超出設備耐受閾值。如果通過腐蝕控制，即便在620℃的高溫工況下，也可將設備年腐蝕損耗控制在30微米以下，與中低溫工況的腐蝕水平持平，有效保障設備長期穩定運行。

因此，熔鹽安全運維的核心就是反應管控與腐蝕控制。廖海燕介紹了新一代超高溫氯鹽及氯鹽儲熱系統的腐蝕控制技術突破情況：

未經腐蝕控制的氯鹽有強腐蝕性，其腐蝕性主要是由鹽的水解反應產生的腐蝕雜質（如氫氧化物）引起的。以此為儲熱材料，需要鎳基合金作為熱罐結構材料，系統初始投資成本超過目前商業化硝酸鹽系統的1.5倍。

而采用“鐵基合金+鎂純化鹽”的組合方案，利用鎂對熔鹽進行純化處理，可極大控制腐蝕問題。該方案已通過德國實驗驗證：鐵基合金長達200小時的靜態浸泡實驗（500-800℃），幾乎沒有Cr的析出。該方案成本優勢明顯，以鐵基合金作為熱罐結構材料，系統初始投資成本約是商業化熔鹽儲熱系統的一半。

▌新一代超高溫熔鹽儲熱技術

先進熱電站：配備先進動力循環系統（如超臨界二氧化碳循環），透平入口溫度超過700℃，熱電轉化效率超過50%。但是，現有的常規熱電站由于熔鹽熱分解和腐蝕問題，最高溫度限制在565°C以下。因此熱穩定性超1000℃的新一代超高溫氯鹽熔鹽技術，便成為突破溫度瓶頸、提升能源利用效率的重要發展方向。

最后，廖海燕透露，根據集團調研結果，大部分燃煤電站都愿意使用熔鹽儲熱技術進行煤電機組靈活性改造。當前我國煤電仍承擔大部分電網的調節需求，通過熔鹽儲熱技術與機組的耦合，全國預計可新增2億千瓦以上的深度調峰能力與1億千瓦以上的尖峰電力供給能力。這一領域的發展不僅能帶動煤電行業設計、制造、運維全鏈條技術升級，更將催生出千億級規模的上下游產業鏈，形成完整的產業生態。