揭秘我国规模最大的熔盐储能+火电改造项目

来源：市场资讯

（来源：CSPPLAZA光热发电平台）

我国政府高层已定调：到“十五五”末，推动煤电由基础保障性电源转为支撑调节性电源。

“转为”是一个结果，不是一个过程。在建设“深调峰、快调节、强支撑”的新一代煤电机组要求下，熔盐储热相对于常规火电机组灵活性改造技术，调峰深度更深、时间较长、响应速度较快、宽负荷高效运行，使用寿命更长，经济效益较好，市场潜力巨大，已成为火电灵活性改造的主流技术路线。

2025年8月30日，历时4年，国家能源集团安徽公司宿州电厂1000MWh“煤电+熔盐储能”项目正式投产。

这是全国最大、全国首台套GWh级熔盐储能+火电改造项目，树立了熔盐储能+火电改造项目的新标杆。

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艰难的开始

地处皖北地区的宿州电厂是国能集团安徽公司7家火电厂之一，也是皖北供热量最大的电厂，现有装机为2×350MW超临界热电联产机组，供热与发电强耦合，机组调峰能力有限，为了保证对外供汽参数正常，负荷区间一直受限于50%～80%额定发电功率范围。

目前，皖北新能源装机占比已经接近60%，电力系统实时平衡面临较大挑战，此外叠加电网架构制约电力输出，电厂迫切需要解决火电顶高峰和压低谷的痛点问题，以及面临的供热品质下降和市场开发受限等问题，否则，电厂运行就可能陷入亏损。

据了解，对宿州电厂进行灵活性改造的想法早于数年之前，彼时，由于熔盐储热技术在火电厂的应用还未见成功案例，宿州电厂方面对该技术的可靠性存疑，较长时间内未敢上马，经过多轮论证后，直至2021年，项目终得以启动。

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项目亮点

除了规模最大外，该项目的亮点还体现在：单位投资成本在我国已建成同类项目中最低，总投资3.4亿元，折合单位投资仅340元/kWh。

该项目通过熔盐储热系统代替机组产汽供热，在提供连续工业供汽的同时，增加深调能力至30%额定负荷以下，带供热条件下的发电机组最高负荷也可由80%提升为100%额定负荷提升供热机组尖峰发电的能力。共计新增压低谷能力70兆瓦，增加可再生能源发电量350兆瓦时，折算年碳排放减少约8.5万吨。

经济效益方面，该项目预计可为电厂带来多种经济收益总计约3905万元/年。其中主要包含“两个细则”考核减免费用约620万元、调频辅助服务AGC考核收益约100万元、电力现货市场预计收益约538万元、新能源配额或储能租赁收益约1400万元、年运行综合收益约1247万元。

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项目建设时间线

2021年9月，宿州电厂与东方锅炉展开技术配合，编制可研报告；

2022年3月，提交初步可研报告；

2022年5月，申报国家能源绿色低碳转型项目；

2022年，入选国家首批绿色低碳示范工程，并获得1亿元的超长期特别国债支持。

2022年9月至2023年3月，进行锅炉汽机方案匹配性、机组运行安全性和调节可行性核算评估；

2023年3月，项目可研通过专家论证，并在国能集团内部立项；

2023年5月，安徽省能源局复函同意国家能源集团安徽公司熔盐储能项目为技术创新项目，并同意可替代电化学储能功率和容量为70兆瓦/140兆瓦时；

2023年6月，国能新能源院、宿州电厂、东方锅炉联合办公确定实施路线；

2023年7月，确定国能新能源院作为总包方，项目进入实施阶段；

2024年1月21日，项目正式开工；

2024年8月19日，项目工程出零米；

2024年10月30日，钢结构封顶；

2025年3月15日，主体工程完工；

2025年4月26日，正式化盐开始，采用三元Hitec盐；

2025年5月18日，化盐完成；

2025年5月27日，分系统调试；

2025年7月13日，四抽储热系统投运；

2025年7月16日，蒸发系统投运并对外供热；

2025年8月5日，熔盐与主机DCS合站完成；

2025年8月30日，项目正式投产。

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项目主要参与方

项目业主：国能宿州热电有限公司

项目总包：国家能源集团新能源技术研究院有限公司

项目设计：中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司

熔盐储能系统提供方：东方电气集团东方锅炉股份有限公司

东方锅炉为项目提供自主研发设计的熔盐储热系统成套核心设备，包括抽汽储热换热器、熔盐储罐、蒸汽发生器等。

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项目设计工况

该项目采用蒸汽加热熔盐储热技术方案，其每天的主要设计运行工况如下：

1、发电低谷工况（10时-14时）

机组负荷100MW，机组既抽蒸汽储热，熔盐放热系统又放热产生供热蒸汽，弥补机组低负荷时低压蒸汽抽汽能力不足的问题；熔盐储热系统储热功率85.58MW，熔盐放热系统放热功率97.63MW。

2、发电尖峰工况（18时-21时）

机组负荷350MW，机组既抽汽储热保持储热系统一直处于热备用状态，熔盐放热系统又放热产生供热蒸汽，弥补机组满负荷时抽汽能力不足的问题；熔盐储热系统储热功率7.46MW，熔盐放热系统放热功率208.83MW。

3、最大供热工况（8时-9时/15时-16时）

机组负荷100MW，机组既抽汽储热，熔盐放热系统又放热产生供热蒸汽，弥补机组低负荷时低压蒸汽抽汽能力不足的问题；熔盐储热系统储热功率85.58MW，熔盐放热系统放热功率97.63MW。

4、最小供热工况（1时-7时/17时/22时-24时）

机组负荷100MW，机组既抽汽储热；熔盐放热系统又放热产生供热蒸汽，弥补机组低负荷时低压蒸汽抽汽能力不足的问题；熔盐储热系统储热功率85.58MW，熔盐放热系统放热功率97.63MW。