燃煤机组耦合熔盐储热系统的设计与热力学分析——1050MW超超临界机组的深度调峰解决方案
作者及发表信息
本研究由河海大学能源与电气工程学院的Xiaoming Zhou（通讯作者）、Zhu Zhang以及Yanni Jiang共同完成，发表于能源领域知名期刊《Energy》第320卷（2025年），文章编号135292。
研究领域与动机
在全球能源危机与碳中和目标的背景下，可再生能源（如风电、光伏）的大规模并网导致电网波动性加剧。燃煤机组作为传统调峰主力，亟需提升灵活性以适配高比例新能源电网。熔盐储热技术（Molten Salt Thermal Energy Storage, MS-TES）因高能量密度、低成本等优势，在光热电站中已成熟应用，但其与大型燃煤机组的耦合仍存在技术空白。本研究聚焦1050MW超超临界燃煤机组，首次系统分析熔盐储热系统（MS-TES）与1000MW级机组的集成方案，旨在解决蒸汽热能全回收效率低、调峰经济性差等核心问题。
科学目标
1. 设计14种熔盐储热改造方案，结合液态熔盐与相变熔盐（Phase-Change Molten Salt）实现蒸汽热能的梯度回收；
2. 通过热力学与数值模拟，优化系统循环效率与经济性；
3. 提出适用于超超临界机组的深度调峰技术路径。
研究对象
- 燃煤机组：1050MW超超临界一次再热机组，主蒸汽参数27MPa/600℃，再热蒸汽610℃。
- 熔盐储热系统：300MW/1200–1800MWh容量，包含高温液态熔盐罐（HT）、低温液态熔盐罐（CT）、相变熔盐罐（PCT）及多级换热器。
技术路线
- 储热阶段：
- 纯蒸汽抽汽储热方案（PESHS）：从再热蒸汽或第3级抽汽（#3 extraction steam）提取热量，依次加热液态熔盐（LMPS III或LiNaK盐）和相变熔盐（LiNa XL盐或Mg(NO₃)₂·2H₂O）。
- 电加热耦合储热方案（EHEHS）：通过电加热器将熔盐温度提升至650℃，增强高温段热能品位。
- 释热阶段：
- 液态熔盐加热给水至主蒸汽参数，送入高压缸做功；相变熔盐加热凝结水，替代低压缸抽汽。
创新方法
- 梯度储热技术：结合液态熔盐（高温段）与相变熔盐（低温段），实现蒸汽显热与潜热的全回收，循环效率提升至76.22%。
- 动态热平衡模型：基于C#编程的蒸汽轮机变工况计算（Frügel公式），误差控制在1%以内。
关键指标
- 调峰能力：储热阶段机组出力最低降至206.1MW（调峰比例10.95%），释热阶段最高提升至875.5MW。
- 循环效率：最优方案（C2-5，PSC-30%/PSC-75%）达76.22%，显著高于传统两罐熔盐系统（49.97%）。
- 㶲分析：冷凝器、汽轮机与相变换热器是㶲损主要来源，优化温度匹配可降低㶲损30%。
实验验证
- 通过14种改造方案的数值模拟，验证了相变熔盐对低品位热回收的有效性。例如，方案C1-7采用Mg(NO₃)₂·2H₂O，将凝结水加热至127℃，减少低压缸抽汽需求。
科学价值
1. 填补技术空白：首次针对1000MW级超超临界机组提出熔盐储热集成方案，循环效率突破70%；
2. 㶲优化理论：揭示相变换热器与汽轮机的㶲损耦合机制，为系统设计提供理论依据。
应用价值
- 深度调峰：满足电网对燃煤机组20%负荷以下的调峰需求；
- 经济性优势：较抽水蓄能（回收期10–15年）和电化学储能（4–10年）更具市场竞争力。
创新点
1. 多熔盐协同：液态熔盐（高温）+相变熔盐（低温）的梯度储热设计；
2. 动态参数匹配：基于变工况模型优化蒸汽抽汽与熔盐温度的协同关系。
未来研究可探索熔盐储热与热泵、压缩空气储能的联合系统，进一步提升低品位热回收效率。本研究为燃煤机组低碳转型提供了可推广的技术范式。