10月23-25日，由ESPlaza长时储能网主办的2024第二届中国长时储能大会在浙江湖州盛大召开，湖州工业控制技术研究院院长、浙江绿储科技有限公司（下称“绿储科技”）董事长金建祥出席会议，首次从煤电低碳化灵活性改造的应用角度，全面分析了基于特高温热泵的熔盐储能技术的优势。
▲金建祥
金建祥表示，当前，低碳化及灵活性改造已成为煤电的必修课。煤电在为电力系统提供兜底保障和增强系统灵活性方面仍然发挥重要作用，但是，在双碳战略下，煤电作为电力行业碳排放的最大来源，其低碳化改造已经成为电力系统脱碳的关键环节。而且，随着出力不稳定的风电、光伏装机占比提升，煤电的调节性能也成了影响电力系统中绿电比重的重要因素，煤电灵活性改造又为电力系统预留了降碳空间。因此，在构建“清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能”新型电力系统的过程中，低碳化及灵活性改造已成为煤电的必然选择！今年7月，国家发改委印发了《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》，提出煤电低碳化改造的三条技术路线，即生物质掺烧、绿氨掺烧、碳捕集利用与封存。金建祥表示，这三条技术路线总体上面临一定的经济性问题。综合考虑经济性、灵活性、低碳化等因素，基于特高温热泵的熔盐长时储能技术在煤电低碳化和灵活性改造当中是一个值得研究的课题和被采纳应用的技术路线。事实上，这也得到了政策方面的支持。今年9月，国家发改委发布的《关于组织申报第二批绿色低碳先进技术示范项目的通知》提到，煤电机组耦合新能源“灵活性+低碳化”示范项目被明确列入新增支持方向，重点支持为风电光伏基地提供调峰的煤电机组，采用“新能源+热泵+熔盐储热”等技术路线，实现机组深度调峰和碳减排。技术方案及改造思路
针对煤电低碳化灵活性调节的迫切需求，绿储科技提出了基于特高温热泵的熔盐长时储能技术，既解决了传统热储能效率低的痛点，又使得熔盐储能同时具备了高效率、低成本、普适性、高安全、大规模等特点。目前，浙江绿储科技有限公司控股子公司浙江态能动力有限公司在特高温热泵领域已经完成技术攻关，于2023年8月建成全球首个2MW中试产品试验装置，2023年11月首次达到满负荷运行，技术指标达到设计要求，也在过去一年的设备长期运行考验试验中解决了很多疑难问题。并且，75MWt特高温热泵商用产品标准型号样机已完成设计，整体转入施工图绘制和加工制造阶段，可满足煤电机组深度调峰及各类熔盐储能场景需求。
▲中试特高温热泵装置实景
▲中试特高温热泵装置主要技术指标
金建祥表示，在讨论具体方案时需要有一个基准条件和应用场景。他以一个详细的方案设置及改造过程，分析了基于特高温热泵的熔盐长时储能技术在煤电低碳化和灵活性改造中的应用及经济性。该方案以甘肃地区纯燃煤发电方案作为基准方案，装机容量1000MW，总静态投资为34.95亿元。电站按调峰模式运行，逐时发电负荷参照甘肃省峰平谷时段进行设计，谷段最低出力为25%额定负荷，平段按40%额定负荷运行。按上述运行模式，1000MW燃煤电站年利用小时数为4356h，年CO2碳排放量334万吨，资本金IRR为6.5%时度电成本为0.3050元/kWh。
▲1000MW煤电机组调峰运行单日逐时负荷分布
依据：《甘肃省2024年省内电力中长期年度交易组织方案》
在对煤电进行低碳化及灵活性改造时，方案在燃煤基准方案基础上，增配包括热泵系统、电加热系统及熔盐储热系统在内的绿电致热系统。
▲改造方案示意图
在示意图中，可以看出改造方案设置了两个特高温热泵系统A和B、熔盐储热装置等。其中，热泵系统A的电来源于发电机的上网电。在谷时段，汽机出力降至15%额定负荷，热泵系统A通过汽轮发电机驱动，吸收锅炉富余蒸汽热量加热熔盐；该系统的COP可以达到2.25-2.5，这里的COP数值按照保守估计取值2.25。热泵系统B的电来源于风电和光伏，在谷、平时段，由绿电驱动，吸收乏汽的热量加热熔盐；该系统的COP可以达到1.3-1.35左右，按照保守取值1.3。在风光大发的时候，通过热泵系统B制成高温的熔盐储存起来。一旦脱离低谷时期的频段发电或高峰发电，可以先不用调节锅炉的负荷，先把熔盐储存的热放出来。电加热：由于热泵系统中熔盐出口温度为575℃，需配置电加热器将熔盐进一步加热至620℃后储存起来供顶峰发电。熔盐储热：本方案熔盐采用新型高温熔盐，熔点224℃，分解温度664℃，本方案熔盐工作温度区间为340℃~620℃。
▲运行原理示意图
在该方案下，改造后的复合机组，深度调峰时发电负荷可降为0，发电年利用小时数可低至3696小时。而且，通过绿电致热系统消纳绿电，替代煤炭提供热量，降低机组本身碳排放；同时为绿电上网让出空间，降低电力系统碳排放。在该方案下，按照减碳比例的不同，金建祥对该复合机组不同装置参数进行了测算，并得出一个结论，比例越高碳排放量越低，同时它的储热电也要求越大。
▲不同减碳比例下的各项参数配置
在这一思路下，在考虑不同减碳比例、绿电成本变动等因素下，金建祥对该方案的投资、度电成本等经济性也做了测算，通过测算表明，整体来看绿电致热系统具有良好的经济性。
▲不同减碳比例方案投资情况
▲当绿电成本变动时，不同减碳比例方案度电成本计算
低碳化改造方案对比
以绿氨掺烧为例
绿氨掺烧和“新能源+热泵+熔盐储热”两种不同的技术路线均有应用，但两者的经济性有一定差别。金建祥表示，绿氨合成过程复杂，每吨绿氨消耗绿电超10MWh，变动成本受绿电价格影响较大。而且，氨气的热值仅为标煤的64%，若要产生等量的热量，当绿电价格为0.1元/kWh时，不考虑固定成本和其他变动成本，仅其耗电成本已与标煤价格1563元/吨相当。在低碳化改造方面，通过测算比较，在相同减碳效果下，绿电致热技术的综合度电成本明显低于绿氨掺烧技术。
▲经济性比较
在灵活性改造方面，金建祥表示，煤电机组自身调节范围有限，深度调峰依赖外挂式储能装置，如电化学储能、压缩空气储能、熔盐储能等，上述方案采用基于特高温热泵的熔盐储能技术进行深度调峰，与其它储能技术路线相比，具有普适性、低成本等明显的综合优势。
[1]：度电成本包含充电成本，充电成本按谷时段电价考虑。
▲不同储能技术路线比较
通过技术研发、成果落地、项目验证、对比分析等，金建祥表示，采用绿电致热耦合煤电机组技术，以特高温热泵作为煤电深度调峰和绿电致热的电制热设备，同样减碳力度下，综合度电成本明显优于绿氨掺烧技术。考虑未来煤炭价格上涨和减碳收益，绿电致热方案经济性还将进一步提升。同时，采用特高温热泵技术，可在保证75%-80%的高调峰效率下，将煤电机组的最小出力降低至0甚至为负，进一步释放3亿kW以上的煤电调节能力，促进新能源的大规模发展和消纳，降低电力系统的碳排放。
