“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究

“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究国家电投火电产业创新中心上海发电设备成套设计研究院有限责任公司二〇二二年四月“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究1研究背景 1.1推动新型储能发展政策引导 1.2创新零碳电力系统发展途径 2储热工质的特征及适用性 2.1常见储热技术的分类 32.2常见的储热熔盐工质特性 2.3储热熔盐技术发展 42.4储热熔盐的经济因素 52.5熔盐的相变潜热利用方向 3熔盐储热技术方案 3.1熔盐储热基本原理 73.2熔盐储热系统工艺设计基本方法 3.3熔盐储热关键设备 93.4熔盐储热的技术风险控制 4主要技术路线梳理 4.1实用性熔盐储热耦合技术路线 4.2前瞻性熔盐储热发电技术路线 4.3熔盐充热技术方案 154.4熔盐释热技术方案 185典型应用场景分析 5.1新能源大基地 235.2煤电灵活性改造 285.3两班制调峰运行改造 5.4运行节能改造 335.5移动式供热站 355.6县域经济协同开发 366国内应用现状 6.1江苏国信靖江电厂熔融盐储热 6.2其他单位的相关经验 7总结与建议 7.1加快推进典型应用场景项目落地 7.2加大先进熔盐储能技术开发力度 41附录：熔盐充放热过程详细技术参考算例 42“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究1“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究燃煤电站中的各种耦合应用场景，为集团各企在2030、2060双碳目标下，风光等“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究2关键支撑之一。（发改能源规〔2021〕1051号《关于加快推动新型储能发展的从当前可再生能源迅猛发展的预期来看，到2030年碳达峰前，燃煤电站机“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究3储存方式，可细分为显热储存（熔盐、固体、水罐），潜热储存（PCM相变材表明，每种储热技术都具备最合适的工作温度区度较高，为规模化应用提供了便利条件，适合在大型热盐、硫酸盐的熔融体。混合熔盐是通过选取不同“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究42.2.1二元盐(60%NaNO3+40%KNO二元熔盐，一般是指硝酸盐体系二元熔盐，由60%硝酸钠和40%硝酸钾两种物质的混合的共晶熔盐，初熔点221℃,初结晶点为238℃,高温热解点为600℃。主要适用于260~565℃温域的高温储热领域，技术成熟度高，在光热发电领域得到了广泛应用，因此得名SolarSalt，其温域范围内主温度℃密度kg/m3热导率W/mK比热容Cp(kJ/kgK)126019240.49230018980.50340018350.52450017700.54556517280.552.2.2三元盐(53%KNO3+40%NaNO2+分解现象。因此更加适用于中温储热领域，实践中的工作温域一般选择在“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究5效储热温域一般维持在约300℃左右。根据国家公布的2022年度储能重点专项征，低熔点≤150℃、高分解温度≥650℃、储热名称单位二元盐三元盐1混合熔盐价格元/ton60005780元/m310800104002工作温域℃260~565190~410工作温差℃3052203储热密度MJ/ton464334MJ/m38346004储能容量MWh/ton0.130.093MWh/m30.2340.1675满工作温域熔盐单价元/MWh4.6万6.2万万元/MWh）其处于同一的经济区间，远低于目前市场“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究6熔盐的凝固相变潜热近200kJ/kg（潜热约可折合成100+℃的显热），与相变储热材料（PCM）的大致相当。随着工程技术进步，未来熔盐液固相变潜热“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究72.谷电加热，适合同各种发电场站耦合应用，技术4.蒸汽加热，适合在火(热)电站内耦合应用，应用5.烟气加热，适合间歇性高温工业烟气余6.热渣加热，可将粒状高温物料（如流化床炉“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究8高温热熔盐经换热器将热能传递给能量较低品味的蒸汽，直接对外供“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究9）；“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究达几十米，一般参考API650标准设计，现场组装，“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究熔盐本身没有腐蚀性，它的腐蚀性主要来自它的杂质，提高熔盐采购产品的品质（降低Cl-、OH-、SO42-含量及结垢的杂质离子等），并控制好熔选用具有较强抗腐蚀性的不锈钢材料制作设备避免熔盐使用中过大的温差剧烈变化而造成的对于有些熔盐产品，需要使用惰性气体进行“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究技术路线方案描述实施复杂性经济性评价方案A：谷电蓄热调峰供汽【谷电-盐热-蒸汽】较易较好方案B：谷电蓄热调峰供电【谷电-盐热-蒸汽-再发电】较易一般动大兼具深调和顶峰方案C：蒸汽蓄热调峰供汽【蒸汽-盐热-蒸汽】较难很好方案D：蒸汽蓄热调峰供电【蒸汽-盐热-蒸汽-再发电】较难较好动大兼具深调和顶峰“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究随着能源系统转型的深入，波动的可再生能源在发电中所占的比例越来越第二阶段（预计2025年前实现）：采用创新的熔盐级高温热泵技术第三阶段试验示范（预计2030年前），采用更高级的热泵系统创造熔盐+565℃/低温乙二醇零下65℃大温差环境，释能发电的卡诺循环热力学极“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究度调峰能力及顶峰运行能力。当前技术条件下，与存量煤电耦合的GWh级大容“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究），对火电站的经济性产生很大负面影响，需要关注参数来加热中低温熔盐（顶温可低于420℃)。“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究算例1单位基准工况抽取主汽工况2抽取热再工况3抽取三抽1抽取蒸汽量t/h0852发电功率300291.0295.4298.53发热功率MWth044燃料热功率MWth7217217217215发电效率%41.640.441.041.46热电总效率%41.642.242.442.0从各工况结论分析，工况1抽取主蒸汽利用显热加热熔盐获取13MWth的某300MW亚临界机组40%负荷工况，机组滑压运行主蒸汽参数降低至却器及潜热冷凝器，深度加热熔盐。分析过程详见本文附录【算例2】。“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究2新设蒸发型换热站，直接产生锅炉主汽或再热蒸汽，替收。附录【算例3】展示了一类典型蒸发型换热站系统参数匹配情况。经试算，“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究按这种弹性回热供汽理念，以典型的300MW亚临界机组示意，当920t/h三段总量达172t/h的抽汽返回汽轮机系统。之后可由中低压连通管再抽出对外供热。具体参数详见附录【算例4】。“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究合所建立的300MW亚临界机组热平衡模型进行了初步分析，在相同熔盐补热发电会提高释能时段机组的燃料效率（=效率最高（近57%补入热再的发电效率（55%）也非常除此之外，补热进入给水及冷再系统的再发电效率一般在35%~44%水平，），附录【算例7】展示了一种熔盐释热再发电的简捷估算方法。该估算负荷不变的情形下，以熔盐储热替代高加回热抽汽，把给水温度由给水泵出口180℃提升至锅炉入口277℃,汽轮机将获得全部高加抽汽（等效于汽机岛的高为了后续应用分析了典型的350MW超临界机组，对热力系统建模并初步估算。“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究利用三抽蒸汽的高显热特性（约420~500℃)来加热熔盐，在三抽管道上增设常开式快速关断阀，阀后三抽管道通向新增的0#高加（熔盐浴）；通过阀门快速切断三抽供汽，三抽蒸汽被排挤回中压缸做功，实现快水温度并不会发生明显降低，不仅在一定程度主要通过汽机调门节流降低主汽流量来实现降低发电功率需求；但为了更快速响应，也可以采用增加熔盐电加热器对于如果有频繁调频需求的项目，可以根据调加热器，通过电气专业设备控制熔盐储热系统“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究为实现碳达峰、碳中和目标，构建新能源为主体的新型电力系统，我国正在加快推进总计4.5亿千瓦的大型风光类新能源大基地的建设。新能源发规划建设以大型风光基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的利用存量常规电源，合理配置储能，统筹各类电源规划、设计、建设、存量燃煤电站增加熔盐储热装置，可以作为新型储能技术的一个重要分性功能。在国家政策的引导下，通过“煤电+熔盐储热”与新能源大基地配化电力局域网内部调节功能，保障电网负荷调节依托存量煤电增设200MW/1.2GWh配置熔盐储热系统，日储热运行6小时，年运行333天估算，储热总量为4亿kWh由于配套储热的火电机组可调节范围能力很大，约一半储热容量电站配合电网进行深度调峰辅助服务，降低煤电波谷时段的上网电量约2调功率占单台660MW机组容量的比例近8~15%Pe。1)电站送出线路不低于双回500kV等级，具备适合的增容并网条件；2)燃煤电站厂内或毗邻区至少120m×50m场地用于布置熔盐储热区1)新能源初投资约50亿元，通过年上网售电18效率后，估算年节约锅炉燃料5.3万吨标煤，年节约燃料成本53005)综合考虑以上节煤及深调两项收益，再适当扣除相关运维成本后，期约5年，具备较好的经济价值。2021年底国家能源局新颁布《电力辅助服务管理办法》，还新增了“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究得到抑制，大幅度提高了区域电网对增量新能源的消纳能力，有益2)通过消纳新能源弃电及储存煤电电站深度调峰系统富裕能量，节约3)缓解燃煤电站的经营成本压力，提高员工收入水平，促进当地就业2)项目经济性分析建议与新能源分开考虑，以便灵活应对电网政策调3)依照区域新能源负荷波动特征及燃煤电站负荷率，建模分析规划储具备很强的推广价值。建议尽快选择拟淘汰机组“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究储热系统配置考虑200MW/400MWh（二元熔盐冷热罐各约2000m3），配2.5%以下，年可消纳总量约1.5亿kWh能量进入熔盐储热系统（每天充放热1机组的热备用状态，为电网提供150MW的顶峰调节可靠容量。每天400MWh储热总量扣除热备系统损失10%后，可有效利用热量约为360MWh。在释能阶倍增扩大。未来随着储热容量翻倍，则对应电网3)燃煤电站厂内存在60m×30m规模建设用地（可利用拆除锅炉岛后4)相关政策允许退役煤电机组改造为调峰电源继续并网，并参与电网1)新能源初投资约50亿元，通过年上网售电183)各地顶峰运行的电价补偿机制差异很大，政策并不太明确，暂按两运行1小时对应的容量电价按25元/(kW.月)考虑，则年收益可达l电量电价：如果被消纳的弃风弃光电量不计成本，则可认为电量电“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究价为零；如输入的弃风弃光电价按0.2元/kWh核算，那么电量电价4)如果区域电网存在日两峰两谷的情况，储热系统即可每天运行2个周期（每日消纳2倍的新能源弃电量），在相同投资的储热容量条），5)调频收益：由于熔盐电加热装置响应速度快，还可通过自动控制技术对电网实时进行调频响应，获取调频收益附加补偿，可结合项目1)将退役煤电改造为经济适用的零碳热力型储能电站，可提高区域电网消纳大规模增量新能源电量能力，保障新型电力系统安全，有益2)为即将退役的燃煤电站寻找新出路，破解相关从业人员的再就业困2)项目经济性分析建议与新能源分开考虑，以便灵活应对电网政策调4)也可结合对外供热需求统筹考虑，采用背压式汽轮机发电后进行热“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究），为辅的形式加热熔盐储热系统，等效降低机组发电功率2x75MWe（20%Pe），“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究对应的600MWh储热容量，可在日间供转化为约800~1000t的蒸汽供热能力（参见4.4.1节算例3的分析如果将总热量分摊到日间5供热状态供热调节需求发电状态电网对发电调节需求a.保持保持d.“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究决方案(如4.4.2情景C)所示，预计可提高一次调频功率动态响应能力3%Pe4)增加热电联产选项收益：熔盐释热可以按热电联产方式运行2.5h×2台机组，热量通过给水回热系统先发电后供热。两），按400元/MWh计，则日获利售电收益3.2万元。同时还可联产蒸汽5)将深调收益分别与两个选项叠加，得到日收益26)新增投资3亿元，静态回收期大约5年，已经具备一定的经济价值。7)以后可再视项目具体需求在调频等其他辅助服务方向上进行拓“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究2)结合电网弹性调节需求，更加灵活地依靠峰3)定位为新型储能系统示范工程，争取获得6h-8h，次日清晨热态启动，机组重新并网。较传统的每天三班运行模式省去一“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究某燃煤电站2x300MW亚临界机组，服役期已经超20年，残值不大，最低日间高负荷运行期间，从热力系统抽出过热度较高的高温蒸汽形式加热熔盐，将日间运行期间的锅炉能量得以保存至熔盐储热系统中（参见4.3.2节算），夜间通过熔盐换热器及减温减压器匹配产生合适参数的蒸汽用于汽机及各），30分钟内完成热态启动，为电网提供更为强大的调峰功能。充分体现了未来新“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究2)夜谷期间停机备用的容量补偿价格未知，暂按1920MWh/天深度调峰容天，年获利近2.5亿元。这些补偿费用中的大部分将用于机组每日启停所需的各种成本消耗（启动助燃油、启动用煤、辅机消耗电力、及日间），3)该技术尚处于探索阶段，相关扶持政策也不明朗，经济性有待后续详细运行，节约了大量的燃煤消耗，明显提高了电站2)有利于帮助老旧电站继续发挥其剩余价值，走出高碳低燃煤电站机组启动时主要依靠电动机驱动的备用给水泵建立汽水动力“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究根据初步评估，300MW机组给泵小汽轮机需要的蒸汽消耗按5每小时所需熔盐储热量为40MWh。通常深度调峰配置的熔盐储热系统容量速升温，达到300~350℃额定运行条件，从而为锅炉炉膛创造了好的“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究周期长，且供热半径受限。或采用天然气能源站根据当前调研，30吨载重卡车的公路运费约为15元/公里，则往返运距为60公里的运费为900元/趟。因此，建议在距电站热源30km半径内寻找到合适过熔盐储能系统进行能量转换，最终将火电机组将转型为低碳化的灵活调峰电江苏国信靖江电厂2×660MW超超临界机组的熔融盐储热技术改造项目，系统名称技术规格及中标情况a.d.e.热熔盐领域技术研究的机构，基础研究理论水平深厚，自2012年起连续获研究内容涵盖数百种新型混合熔盐制备与热物性研究、熔盐传热及设备研瓦级熔盐储能技术,储能科学与技术.2021.09》中，对熔盐与火电站汽水耦合购价格达30亿元），已经按国际最高技术标准制造了价值数十亿元的熔盐与抽汽蓄能改造和综合能源服务领域的国家高新技术企业、混合所有制企“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究集团公司依托存量煤电+熔盐储能推进新能源大基地开发优先推荐二级公司潜在示范电站备注青海黄河公司大通2x300MW计划“十四五”转备用内蒙公司通辽发电总厂4x200MW计划“十四五”退役“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究新疆新疆能化五彩湾北二2x660MW周边新能源开发潜力巨大吉林吉电股份白城发电厂2x660MW周边新能源开发潜力巨大煤电生存压力，努力寻求更加多元化的创收增长新模集团公司煤电耦合熔盐储热灵活性改造示范推荐二级公司潜在示范电站备注新疆新疆能化五彩湾北二2x660MW暂未进行灵活性改造青海黄河公司西宁热电2x300MW辽宁东北公司本溪热电1号内蒙公司霍林河鸿骏铝电集团公司零碳热力型储能调峰电站（卡诺电池）建设示范推荐二级公司潜在示范电站备注上海上海电力外高桥电厂4×320MW“十四五”新建机组替代青海黄河公司大通2x300MW计划“十四五”转备用型储能发展实施方案要求的方向，特别是火电高温蒸汽逆向对熔盐充热应用技“卡诺电池”第一阶段（2023年前）技术预计成熟：采用弃电或谷电电加岛热力系统进行发电，电-热-电综合能效约4商用高效卡诺电池的研发难度与重型燃机类似，建议集团公司谨慎对待开发节“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究【算例2】汽转热：以蒸汽潜热形式加热熔盐【算例3】热转汽：熔盐释热制取高温蒸汽【算例4】热转汽：熔盐释热加热给水间接制取高温蒸汽【算例5】热转电：通过构建完整热力系统取用于发电【算例6】热转电：补热能级对发电效率的影响【算例7】熔盐释热再发电功率的简捷估算方法“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究（等焓温度降至500℃)进入熔盐换热器放热13MW（熔盐可被加热至“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究三抽管道上串接熔盐换热器吸收近440℃过热蒸汽的显热，对熔盐放热经全厂热力系统热平衡建模后，在等燃料输入燃料的情况下，分析抽热算例1单位基准工况抽热工况1主汽工况抽热工况2热再供汽抽热工况33抽供汽1抽取蒸汽量t/h0852发电功率300291.0295.4298.53发热功率MWth044燃料热功率MWth7217217217215发电效率%41.640.441.041.46热电总效率%41.642.242.442.0的热能将损失近9MWe的电力。工况2利用热再蒸汽显热回收高品位热能如果以上这三种方式联合使用，总储热功率可达27MWth，如储热系统“煤电+熔盐储热”技术及应用场景研究【算例2】汽转热：以蒸汽潜热形式加热熔盐某300MW亚临界机组40%负荷工况，机组滑压运行主蒸汽参数降低至适。应用中可以采用蒸汽与电加热器联合使用的方案，在300℃以下可采用综合对比蒸汽显热及潜热加热两种思路，方案设计中