储能是新型电力系统的关键核心技术，熔盐储能作为一种中高温传热蓄热方法，因具有储能密度高、稳定性好等优点，广泛应用于太阳能光热系统、调峰调频、绿电消纳等新能源领域。但目前对熔盐储能系统中的核心部件如储罐、熔盐电加热器、熔盐换热器等设备的研究普遍基于太阳能热发电技术的需求开展，针对其他应用场景的研究尚不够充分。在不同应用场景下，熔盐的使用温度区间、加热及换热方式都有区别。概述了熔盐储能关键技术的研究现状和技术成果，研究了熔盐储能技术的发展路径，提出了其在新型电力系统中的应用领域，并针对不同应用场景，提出了相应的熔盐选型参数、储罐及换热器类型。

基于国家“双碳”目标及能源转型的战略需求，火电机组参与电网调峰已趋于常态。为了大幅提升现有机组调峰能力，可将熔融盐储热系统与火电机组汽水流程进行正、逆循环耦合。详细梳理了耦合熔融盐储热的火电机组灵活调峰系统关键技术及其储热系统流程设计的研究进展。首先，围绕储热工质综述了现有常用熔融盐的制备配方、物化性质的研究现状，重点阐述了火电机组储热系统对于熔融盐的特性要求。其次，详细阐述了储热系统的关键设备部件，总结了单罐与双罐熔融盐储热系统及其辅机的原理、特性，从系统安全性、成本、技术成熟度、调峰响应速率等角度分析了前二者对火电机组储热调峰系统的适用性。其后，归纳了当前熔融盐换热器的研究现状，从多个角度重点分析了熔融盐-汽水管壳式换热器的研究成果与不足之处。随后，梳理了熔融盐储热系统的设计方案，对比总结了不同类型火电机组储热系统的设计特点，归纳了储热灵活调峰系统设计需要进一步开展的研究工作。最后，对熔融盐储热系统的设计及其实际应用进行了展望。

相变储能技术具有储热密度大、温度恒定等优点，大规模商业化潜力巨大。相变材料的开发对相变储能技术的应用至关重要，为解决相变材料传热性能差、易泄露等问题，围绕相变材料的传热和储热强化、封装开展了广泛研究。对比了热储能技术的特点，概述了潜热储能相变材料的分类与性质；并从换热面积增大以及热导率、熔化潜热和比热容提高等方面，讨论传热和储热强化研究进展；论述了相变材料的封装，对今后相变储能的发展方向进行了展望。

为了解决单一水合盐相变材料过冷度大、热导率小、循环稳定性差等问题，以十二水硫酸铝铵为相变材料，采用熔融共混法将Al₂O₃与黄原胶作为添加剂对十二水硫酸铝铵进行改性，采用多孔吸附法将改性膨胀石墨和改性十二水硫酸铝铵复合，制备了一种新型复合相变材料，并研究了其热物性、过冷度、循环稳定性和材料相容性。实验结果表明：复合相变材料的熔点、潜热和导热系数分别为93.23 ℃、235.40 kJ/kg和4.086 W/(m·K）；循环50次后，过冷度稳定在24.00 ℃，且循环300次后，潜热仅下降5.9%，具有较好稳定性；316L不锈钢和复合相变材料具有较好的相容性，可作为封装容器材料使用。该复合相变材料具有良好的性能，在建筑物供暖方面具有较大的应用潜力。

传热翅片可用于改善相变类材料（PCM）储热罐的运行性能。基于COMSOL软件，初步评估了环形翅片参数（翅片长度、厚度及倾斜角度）对双套管式相变储热罐蓄热性能的影响。结果表明：随着翅片长度从1.0 m增加到1.2 m，相变熔盐的总熔化时间从8 h缩短到5 h；当翅片厚度从40 mm增加到60 mm时，相变熔盐的总熔化时间从10 h缩短至6 h左右，平均蓄热速率从1.3×10⁸ kJ/h增加到14.8×10⁸ kJ/h；当翅片角度为–15°时，储热罐内PCM的总熔化时间最短，平均蓄热速率最大，为14.3×10⁸ kJ/h，对于本文双套管式PCM储热罐，最佳倾斜角度为–15°。研究结果可为用于太阳能光热电站的双套管式相变储热罐的设计提供依据。

电热转换是实现新能源就地消纳，助力清洁低碳型供热系统建设的有效途径。为此，设计了一种具有新能源消纳能力的新型热力站系统。该系统在传统热力站的基础上，增设电锅炉和储热罐等调节设备。同时，提出了基于一次热源和储热罐等灵活性资源协同调节的热力站调度策略，实现新能源完全消纳，满足热负荷需求，并可获得所需储热罐的能量容量。进一步提出了考虑充热动态特性的储热罐容积及其结构参数的配置方法，计算注入储热罐热水的体积和计及斜温层厚度的储热罐容积。通过最大充热流量，确定储热罐的进出口管径；选取合适的高径比，保证储热罐较理想的温度分层特性。通过仿真算例验证了所提方法的有效性。该方法可为新能源的就地消纳和热力站建设提供参考。

同轴套管换热器是实现中深层地热能井下高效取热技术之一，其换热能力对地热系统的可持续开发至关重要。以关中地区为例，考虑地层不均匀性建立中深层地热井同轴套管传热计算模型，研究注入温度、注入流量、埋管深度等因素对其取热性能的影响，探讨间歇开采工况下注入温度和注入流量对热储层温度恢复的影响。结果表明：随着注入流量增加，出口流体温度下降，但整个系统的取热功率提高；当注入温度较高时，可有效提高出口流体温度，但系统取热功率降幅较大；随着地层深度增加，出口流体温度和取热功率逐渐上升；减小内管管径，增加外管管径，可有效提高出口流体温度和取热功率；热储层温度恢复能力随注入流量和注入温度的升高而提高；通过降低内管导热系数或选用双内管结构可以降低内管流体沿程温度损失，提高系统的出口流体温度。

显热储热是解决太阳能热利用中不稳定与波动性的一种有效方式。以常见水介质作为显热储能的媒介材料，采取蓄热罐体装置实现太阳能的储放热应用。初选水箱基本形状为圆柱形，对罐底进行锥形结构优化，探究了圆锥底角分别为40°、45°、50°3类工况下蓄热水箱的各自蓄热变化特性。利用Fluent数值软件，基于非稳态层流换热模型，对蓄热装置的体平均温度变化和体最大温度变化等进行了模拟研究。结果表明，当圆锥底角为50°时，蓄热水箱整体充放热性能较优，且该参数下蓄热水箱体平均温度为308.612 K时，比圆锥底角为40°与45°的蓄热水箱体平均温度分别高出0.202％与0.053％。在此基础上，进一步分析了50°蓄热水箱的储热与放热动态变化规律，研究了蓄热水箱内部储、放水过程中各自体积分数、速度场等关键指标的分布特性。该研究可为太阳能蓄热系统的优化设计与工程化应用提供一定参考。

电蓄热技术在电网深度调峰、提高新能源利用率、改善环境方面前景广阔，是促进电能替代的重要手段。为探究蓄热技术在蒸汽供热方面的适应性，结合具体工程，对熔盐蓄热系统与固体蓄热系统进行了设计研究、对比，提出了熔盐蓄热系统设计的优化方案，并从系统性能、经济性和可靠性方面做了对比。结果表明：所提出的优化方案有利于节省投资、节约占地、简化系统；对于存在边蓄热边放热工况的电蓄能供热站，推荐采用熔盐蓄热方式，更有利于蒸汽发生的稳定；熔盐蓄热系统虽较复杂，总投资也略高，但其换热效率较高，耗电量较省，运行成本较低，收益更高。若可以进一步降低总投资，熔盐蓄热技术将成为传热蓄热方面最具竞争优势的清洁供热方式。

随着可再生能源装机容量的不断增加，为减少可再生能源发电与燃煤机组发电间上网电量不匹配产生的“弃风弃光”现象，燃煤机组需实现深度调峰为可再生上网源提供空间，同时还应进一步提高消纳可再生能源的能力。利用再热蒸汽抽汽储热深度调峰系统将可再生能源发电、熔盐储热与燃煤机组降负荷调峰时的蒸汽抽汽储热耦合，研究基于储热的燃煤机组深度调峰规模化消纳可再生能源发电系统的可行性及可再生能源发电储热对深度调峰性能的影响，并分析系统的综合发电煤耗和碳排放的变化规律。研究结果表明：当再热蒸汽抽汽流量为270.70 t/h时，燃煤机组发电功率由300.03 MW降至210.07 MW，储热系统可消纳可再生能源发电的最大功率为187.26 MW；存热量释放时，燃煤机组发电功率由300.03 MW增加至348.68 MW；单位时间消纳可再生能源发电量为187.26 MWh时，综合发电煤耗降低了8.49 g/kWh，减少的CO₂排放量为28.23 t。该研究为高比例可再生能源发电的消纳提供了指导思路。

火电机组实现灵活性转型是构建新型电力系统、实现“碳达峰”“碳中和”目标的关键。为提升火电机组的灵活性，提出了小汽轮机驱动和电动机驱动液态压缩二氧化碳储能系统与火电机组耦合的方案，并建立了其热力学系统模型，采用热耗率和能量利用系数对系统进行评价，开展系统热力学性能对比分析，确立了最佳储能耦合方案。研究表明：储能阶段从凝结水泵出口抽取凝结水，吸收压缩热后返回7号低压加热器出口，释能阶段从中压缸排汽抽取蒸汽，加热膨胀后的CO₂后返回5号低压加热器疏水冷却器时，耦合系统性能最佳，热耗率比原系统降低了48.308 kJ/(kW·h），能量利用系数提升了0.52百分点；改变CO₂膨胀机入口温度和质量流量可实现快速变负荷，耦合储能系统后，机组调峰能力增加了17.1%；配置热水罐并最大放热时，机组调峰能力增加了37.4%，提升了火电机组灵活性。

电力现货市场让电力回归商品属性，使得市场在电力资源配置中的作用日益突出。由于这一电力交易模式有利于促进新能源发电消纳，实现电力资源的优化配置，因此成为电力市场建设和电力改革的重要一环。以山东省某热电联产机组为例，构建了基于电压缩式热泵的余热回收及制冷方案与基于电锅炉耦合冷热双蓄水储能的深度调峰方案，为该机组参与电力现货市场提供了可行的技术改造方案。研究结果表明：改造后系统供热能力提升48 MW，供冷能力提升32 MW，机组调峰能力提升9%；项目财务内部收益率（税前）30.25%，投资回收期（税前）4.1年，具有较好的盈利能力。

能源生产向可再生能源转型是实现“双碳”目标的必经之路。当前燃煤机组调峰能力不足、灵活性差，阻碍了可再生能源的大规模消纳。以600 MW燃煤机组为研究对象，提出了8种熔盐储热辅助调峰系统设计方案，并通过模拟计算，对比分析了各方案的调峰能力和热力性能。结果表明：熔盐储热辅助调峰系统提高了燃煤机组灵活性，可有效调节机组出力，较大程度拓宽机组运行区间；电加热造成大量㶲损失，中压缸排汽抽汽造成的㶲损失则较小；储热时发电机输出电能直接加热熔盐，释热时熔盐加热旁路给水方案可获得最大调峰容量，调峰深度可达17.83%；储热时中压缸排汽抽汽加热熔盐，释热时熔盐加热旁路给水的方案可获得最高系统效率和经济性，系统热效率和㶲效率分别为40.95%和40.29%，煤耗率为350.01 g/(kW·h）。

熔盐储能耦合污泥热解是一种污泥新型热处理方法，通过构建快速、均匀的热解环境有望同步实现污泥减量处置和热解焦油回收。通过高精度宽升温速率热解实验台架模拟了熔盐储能耦合污泥热解过程高升温速率热解环境，解析了升温速率、CaO掺杂比对污泥快速热解焦油产物生成特性的影响。结果表明：升温速率在低热解温度下对污泥热解焦油产率影响较大，热解温度为350 ℃时，升温速率从60 ℃/min提升到6 000 ℃/min，焦油产率相对增加了约14%；同时，CaO的掺杂会使焦油产率大幅下降，掺杂质量分数10%的CaO会致使焦油产率下降约39%~43%；CaO掺杂比对焦油内多组分相对质量分数影响显著，这主要是由于CaO可以在热解过程中充当催化剂和传热阻滞剂。研究成果有助于熔盐储能耦合污泥热解技术热解工况调控，获取高附加值污泥热解焦油产品。

电锅炉作为大功率电热转换装置，成为提升火电机组运行灵活性、促进新能源电力可靠消纳的有效技术方案之一。提出了此类项目中电锅炉容量、储热容量的配置核算原则，并以企业经济效益最大化为原则，考虑电网调峰深度调度限值因素，建立系统优化运行参数、运营经济性评价计算模型。结合东北地区某热电厂多机组系统的实际情况，综合分析得出了该项目最佳的电锅炉配置容量为300 MW，储热容量为17 MW·h，同时提出全厂优化运行方案。结果表明：案例电厂在30%调峰深度限值工况下，每个采暖季可新增调峰收益约13 953万元，项目投资回收期约5年；在可预见的未来，该项目将具备长期盈利能力。

针对旁路供热改造后机组运行过程中存在控制难点，提出旁路供热工况下完整控制策略，实现供热工况下的旁路自动控制，同时满足机组供热调节的需求。针对供热工况下对旁路的投退及工况扰动对汽轮机运行稳定性的影响，以及机组安全边界的改变，提出一套包含旁路闭锁及超驰的逻辑设计方案，有效保障机组的安全稳定运行。针对旁路供热状态下汽轮机通流特性、以及锅炉温度压力响应特性的变化特点，提出协调修正的优化策略，通过对原有逻辑的少量改动实现机组自动及协调控制效果的优化，提高机组的涉网控制品质。此外，针对旁路事故关闭的工况，提出旁路快速减负荷（run back, RB）的控制策略，使机组具备在旁路发生故障后的自稳定及自恢复能力。提出的控制方案在超临界直流炉机组中进行了应用，经验证能够实现旁路系统的自动化控制，协调变负荷的控制效果良好，旁路RB动作后机组能够平稳过渡，实现了旁路供热工况下机组的自动、安全控制。

为提高火电机组的运行灵活性，提高火电机组耦合熔盐储热系统的调峰能力，降低工程投资，引入了电加热熔盐储热方式，提出了多种火电机组耦合熔盐储热系统，基于EBSILON软件分析了某350 MW机组在不同耦合系统中的热力性能、调峰能力和熔盐用量，提出了最优的火电机组耦合熔盐储热深度调峰工艺系统。结果表明：储热过程电加热熔盐系统循环热效率为33.2%，机组最低发电负荷可降低至25%以下，单位调峰深度熔盐流量为抽汽蓄热系统的6.6%~31.2%；释热过程由1号和2号高压加热器入口混合取水，取水温度为182.4~242.7 ℃，熔盐-凝结水换热器具有自防凝功能；不同机组负荷下，释热过程循环热效率在32.7%~33.9%，机组负荷对调峰系统循环热效率影响不大。研究结果可指导火电机组耦合熔盐储热深度调峰技术的工程应用。

随着“碳达峰、碳中和”工作不断推进，光伏、风电等新能源装机规模不断扩大，火电机组的节能降耗与灵活性提升成为其2项关键任务。针对光煤互补系统，通过数学建模与逐时计算分析，获得了采用光热系统取代高压加热器的节煤改造方法的投资及收益特征。结果表明，利用光煤互补系统能够实现机组煤耗的大幅度下降，是一种最直接有效的节煤降耗方法，对因煤耗指标过高而面临退役的机组具有重要的延寿意义，但其本身经济效益不足。对此，可以补充熔盐电加热器进行系统调频能力提升，利用调频收益弥补节煤改造的投资收益不足。通过测算，光煤互补系统收益率在不考虑调频收益时仅为6.0%，考虑调频收益后为8.0%。因此，利用光煤互补系统结合熔盐电加热器能够实现节煤改造与灵活性改造双效提升。