燃煤机组耦合熔盐储热系统与电加热器的电网调峰热力学研究

为解决可再生能源并网导致的电网调峰难题，研究人员创新性地将电加热熔盐储热系统（TES）耦合至600 MW超临界燃煤机组，通过EBSILON软件模拟验证，实现机组负荷灵活调节（最低可至零输出），最大释热功率提升27.5%，系统综合能效达39.7%，为燃煤机组深度调峰提供低成本、高效率的技术路径。

　　

随着全球能源结构向可再生能源转型，风电、光伏等间歇性能源的大规模并网对电网稳定性提出严峻挑战。燃煤机组作为中国电力系统的支柱，承担着超过60%的调峰任务，但其传统低负荷运行面临锅炉燃烧不稳定、蒸汽轮机水蚀、NO_x排放超标等问题，最小负荷通常仅能降至30%额定功率。如何突破技术瓶颈，实现燃煤机组深度调峰甚至零输出，成为能源领域亟待解决的"卡脖子"难题。

中国的研究团队独辟蹊径，将已在光热发电中成熟的熔盐储热技术（Thermal Energy Storage, TES）与燃煤机组耦合，并创新性引入电加热器提升系统温度适应性。通过EBSILON热力学仿真软件构建600 MW超临界机组模型，研究人员设计了四组熔盐储热系统与电加热器的联合调峰方案。该研究首次系统评估了电加热辅助的熔盐储热在燃煤机组中的全周期性能，为破解"既要保供电、又要促减排"的能源困局提供了新思路。

关键技术方法包括：基于EBSILON软件建立燃煤机组-TES耦合系统热力学模型；采用四组熔盐储热罐实现能量梯级利用；通过电加热器将熔盐温度提升至600°C以上以匹配超临界机组参数；对比分析不同释热功率下的系统效率、?损失和煤耗率等指标。

燃煤机组与Ebsilon软件仿真验证
通过全工况模拟发现，机组负荷低于30%THA（Turbine Heat Acceptance）时效率急剧下降，主要源于锅炉燃烧不充分和蒸汽轮机流道损失增加。模型经多组运行数据验证，误差控制在0.5%以内，为后续耦合系统分析奠定基础。

熔盐储热系统设计
创新采用"电加热+蒸汽换热"双热源模式：低谷电时段，电加热器将熔盐升温至605°C存储；高峰负荷时，高温熔盐通过换热器产生565°C蒸汽驱动汽轮机。该系统突破传统蒸汽换热受限于夹点温差（pinch point）的瓶颈，实现储热密度达780 MJ/m³。

结果与讨论
释热功率实验显示：系统可在1.43小时内完成最大功率（27.5%机组额定出力）释热，相当于将调峰响应速度提升3倍；耦合系统整体热效率达39.7%，?效率38.4%，显著高于单一机组低负荷运行的32.1%。值得注意的是，等效往返效率（Round-Trip Efficiency）最高达50.2%，意味着每存储1度电可反馈0.5度调峰电量，较传统蒸汽抽汽方案提升38%。

结论与意义
该研究证实电加热熔盐储热系统可使燃煤机组实现从零出力到127.5%额定功率的灵活调节，综合煤耗率最低降至334.7 g/kWh。相比改造锅炉或汽轮机的传统方案，该技术仅需增加储热模块，改造成本降低60%以上。特别在应对中国"富煤贫油少气"的能源禀赋背景下，为存量燃煤机组绿色转型提供了可推广的技术范式。正如作者Fei Sun和Jiaxing Ji在讨论中指出，这项研究"架起了传统火电与新型电力系统间的桥梁"，其价值不仅在于提升调峰能力，更开创了火电-可再生能源协同发展的新路径。