熔融盐储能技术及应用现状汇总Word格式.docx
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熔融盐作为传热介质既可以达到较高的工作温度又具有蓄热功能，又可以克服由于云遮带来的蒸汽参数不稳定等问题，是目前应用较多、较为成熟的传热蓄热材料。
最常见的熔融盐是由碱金属或碱土金属与卤化物、硫酸盐、碳酸盐、硝酸盐以及磷酸盐组成。
下面分别介绍几种常见的熔盐。
1）碳酸盐。
碳酸盐价格不高，熔解热大，腐蚀性小，密度大（相对密度约为2），是很有希望的相变材料。
碳酸盐按不同比例混合可以得到不同熔点的共晶混合物。
其中，碳酸钾和碳酸钠共晶混合物是很有应用前景的碳酸盐混合物。
碳酸盐的缺点是熔点较高而且液态碳酸盐的黏度大，有些碳酸盐容易分解，这就限制了碳酸盐的广泛应用。
2）氯化物。
氯化物种类繁多，价格一般都很便宜，可以按要求制成不同熔点的混合盐，而且相变潜热比较大。
氯化物作为熔融盐缺点是其工作温度上限较难确定，而且大多腐蚀性强。
3）氟化物。
氟化物主要为碱金属及碱土金属氟化物，是非含水盐。
由于氟化物常具有很高的熔点及很大的熔融潜热，所以它们常常作为高温型储热材料使用。
熔融状态氟化物具有蒸气压力低，传热性能好，与空气、水都不发生剧烈反应，和金属容器材料的相容性较好等优点。
它的缺点主要有两点：
一是由液相转变为固相时体积形变大，如LiF高达23%；
二是热导率低。
4）硝酸盐
在冶金工业中常用于钢和轻合金的处理，大多数硝酸盐的熔点在300℃左右。
主要的优点是价格低、腐蚀性小及在500℃以下不会分解。
对混合硝酸盐熔盐的研究比较成熟，目前已成功应用在太阳能热发电系统中。
现在，高温熔盐已由空间发电发展到地面太阳能电站发电。
运用高温硝酸熔盐发电可以使太阳能电站操作温度提高到450~500℃，这样就使得蒸汽轮机发电效率提高到40％。
此外，运用熔融盐也可以使储热效率提高2.5倍，从而减小蓄热容器的体积。
表1为常见的无机盐储能材料的热物理特性。
二、熔融盐储能系统的技术现状
目前使用的储能方法和技术主要分为四类：
机械储能主要包括利用物体的势能和动能蓄能，压缩空气储能也是势能的一种方法；
电化学储能主要采用电化学方法通过蓄电池储能；
电磁储能利用超导原理和电荷吸附原理，如超导磁储能和超级电容储能等；
蓄热储能就是采用不同材料在不同温度段下所具有的蓄热能力，达到蓄热和放热的目的。
不同的储能方式可以用于不同方面。
四种储能的方法及其技术特点见下表2。
表2四种储能的方法及其技术特点
2.1熔融盐蓄热储能的方式
作为新型的储热蓄能，熔融盐储能技术是目前国际上最为主流的高温蓄热技术之一，具有成本低、热容高、安全性好等优点，已在西班牙等国的太阳能光热发电中得到了实际应用。
常用的高温蓄热材料可分为显热式、潜热式和混合式。
显热储能主要是通过某种材料温度的上升或下降而储存热能，是目前技术最成熟、材料来源最丰富、成本最低廉的一种蓄热方式。
显热储能包括双罐储能（导热油、熔融盐）、水蒸气储能、固体储能（混凝土、陶瓷）、单罐斜温层储能（导热油、熔融盐）等。
潜热储能主要是通过蓄热材料发生相变时吸收或放出热量来实现能量的储存，包括熔盐相变储能、熔盐+无机材料复合相变储能等。
潜热式高温蓄热材料虽然存在着高温腐蚀、价格较高等问题，但其蓄热密度高，蓄热装置结构紧凑，而且吸热—放热过程近似等温，易于运行控制和管理。
高温熔盐作为潜热蓄热相变材料的一种，同时又能形成离子液体，具有许多低温蓄热材料所没有的特点，因而引起人们极大的关注。
混合储能就是将显热储能、潜热储能等方式结合起来，以取得最好的经济性。
混合储能包括相变储能+斜温层储能、相变储能+混凝土储能等。
图1三种储能方式的使用温度
2.2熔融盐蓄热储能的技术手段
结合不同的储能方式，可将熔融盐实现蓄热储能的技术手段分为塔式、直接蒸汽塔式和槽式三种。
首先熔盐塔式发电可持续24小时发电，可调峰调度，可完全取代传统的煤、石油等能源，无需天然气等其他辅助能源。
塔式热发电站中的吸热器是将太阳能转化为热能的核心部件，采用熔融盐作为传热介质，效率高、功率大、易于大容量蓄热，可实现连续、稳定大规模发电。
该类型的发电站是未来最适宜商业化的太阳能热发电系统，但连续工作在非稳态的高温环境下，而且高温时熔融盐工质具有一定腐蚀性，这就使得吸热器很容易发生故障，其中最常见的故障就是过热。
吸热器发生过热将导致结构破坏、熔融盐换热工质劣化等后果，直接影响电站的正常运行。
直接蒸汽塔式发电不能储热，仍然需要一些辅助的能源，传热不稳定，还面临高压、高应力的问题。
槽式发电是两次换热，首先是导热油和熔盐，第二是熔盐和水，它是世界上商界化运作最为成熟的一种发电模式，需要天然气作为辅助能源。
据美国可再生能源集团私募股权基金提供的资料，对熔盐储热塔式、直接蒸汽塔式及传统槽式技术进行了如下对比：
熔盐储热塔式
DSG塔式
槽式
○一体化的储热系统提供稳定24小时发电；
○可调度，可完全取代传统化石能源；
○无需天然气即可提供稳定不间断电力，无需天然气排放及管道许可，无需考虑燃料成本及成本变化；
○技术已通过SolarTwo证明；
○联合技术公司提供技术担保。
○无一体化储热系统，只能通过附加储热，增加的热交换会导致系统效率降低；
○需要天然气预热系统，对于选址及项目许可有困难，燃料费用有风险；
○两相蒸汽流动问题，不均匀的热交换，系统高压，水滴的产生，发电机组的损害；
○高压系统，管壁较粗，运维费用高。
○无一体化储热系统，只能通过附加储热，增加的热交换及较低的运营温度会导致系统效率降低；
○导热油作为传热介质的局限性，每1MW需要1.6公里长的管道，需要极大的天然气辅助热源，导热油本身有毒性，对环境不友好，较低温度导致较低的蒸汽质量；
○是一个相对成熟的技术，但发电成本要高出塔式不少
表3熔盐储热塔式、直接蒸汽塔式及传统槽式的对比
一方面，由于储热同储热介质的温差是成正比的，以导热油作介质，一般的槽式电站可实现390摄氏度左右的温度，而塔式电站可实现温度为560摄氏度，按此计算温差，储热量相同情况下，槽式电站需要3倍以上的熔盐才能达到同样的储热小时数，这将导致成本上升很多。
另外，在气候寒冷的高海拔地区，100MW的槽式电站需要超过100公里长的集热管，这些集热管长期暴露于寒冷的环境中，无法保温，集热管里的导热油在晚上无法抽出，这时就变成了巨大的散热场。
运营方面，槽式电站在晚间为了保温，需要辅助天然气，其能耗占其白天收集能量的比例可达30%以上。
目前全球所有的在运行槽式电站没有一个位于海拔超过2000米的地区。
而对于熔盐塔式，100MW的熔盐塔式电站仅仅需要600米的管道，所有的熔盐管道都加了极厚的保温层并位于建筑结构内，管道里的熔盐在晚上流回保温能力强的罐内。
运营商无需天然气或其他辅助燃料保温。
塔式熔盐技术的优点明显，但技术难度较大，主要体现在对熔盐的控制上，如何防止熔盐的凝固，熔盐传输管道万一发生熔盐凝固，对整个系统将造成巨大损失。
但国内外业内目前普遍看好该技术的市场前景，这已成为光热发电未来发展的主流方向之一。
三、熔融盐储能的应用现状
3.1国外熔盐储能项目的应用介绍
近几年随着欧美国家太阳能光热发电的兴起，熔融盐作为一种蓄热介质也被广泛应用。
目前美国、德国、以色列、西班牙、南非、印度、中东等很多国家，都把熔融盐作为蓄热介质应用到光热发电储能中去。
熔融盐具有广泛的使用温度，相对于其他的流体（有机物流体、水和液态金属），它的使用范围最广，而且具有较低的蒸汽压，特别是混合熔融盐，蒸汽压更低。
由于具有较低的粘度，系统流动运行安全性较高，同时化学稳定性好，特别是在高温下使用状态稳定。
因此，近几年以来美国桑迪国家实验室、可再生能源实验室，澳大利亚联邦科学与工业研究组织、印度科学技术部、以色列威茨曼研究院、法国阿海珐等诸多大型研究院和企业都在致力于熔融盐储热技术的开发。
目前世界上已经建设运行和正在建设中带储热的光热电站，储热时间已由过去的1小时、3小时到目前的6小时、9小时、十几小时发展！
这已经在很大程度上提高了电站运行效率，同时意味着运作成本大幅度降低。
以美国lvanpah项目为例，该电站由BrightSoure公司施工建设，总装机量超过380MW，是目前世界上最大的太阳能塔式光热电站。
据统计，目前全球共建成105座太阳能光热电站。
这些电站几乎全部采用熔融盐储热，其具体配置为双罐式结构，如下图所示。
其中加利福尼亚的SEGS槽式光热电站已经连续运行了30年，SEGS电站之后美国又在西部沙漠地区建设了一大批光热电站。
图2双罐式熔盐储能结构图
2009年3月，西班牙Andasol槽式光热发电成为全球首个配置熔盐储热系统商业化运行的CSP电站以后。
2010年，意大利国家电力集团建设运营的Archimede（阿基米德）电站包括面积为30000m2的反射镜面、长达5400m的熔融盐真空管、热交换罐和涡轮发电机。
反射镜面将太阳能集中于真空管，加热管中流动的熔融盐，可使其温度升高到550℃。
熔融盐将热量传导给蓄水的热交换罐，通过热交换产生高温、高压的水蒸气，最后带动涡轮发电机发电。
由于完全使用熔融盐为导热介质，阿基米德电站蓄热能力强，与普通太阳能光热发电站相比，即使在光照强度低的情况下，系统仍熔融盐储热系统经济性分析。
作为全球光热发电技术的领先者，西班牙公司采用熔盐储热技术在中东沙漠地区也建立了大批不同发电形式的光热电站，而Gemasolar电站被认为是目前建设的最成功的一个。
2011年7月初，总装机19.9兆瓦的西班牙Gemasolar太阳能光热电站顺利完成了为期1个月的试运行，成功实现24小时不间断发电，成为世界上首个能够全天持续供电的商业化太阳能发电厂。
该项目使用新型太阳热发电技术（NewSolarThermalElectricityGenerationTechnology），利用融熔盐为能量储存与传导载体。
Gemasolar发电站的聚光系统由2600多个聚光镜面板组成，散布在185公顷的空地上。
单个镜面板接收到的光能被积聚在中央的接收器，将熔盐罐加热，通过热传导形成高温压力蒸气，推动涡轮机发电。
光照充足时产生的多余能量被熔盐罐储存，在缺少阳光的情况下释放能量，可继续向电网供电15小时，从而实现24小时全天候不间断发电。
2011年9月，一个由美国能源部助资助、名为太阳能储存（SolarReserve）的项目在加利福尼亚启动，该项目旨在为内华达州一个名为CrescentDunes的太阳能热电项目做能量储存，希望解决太阳能发电的间歇性问题。
CrescentDunes项目发电规模为110兆瓦，使用镜面把太阳光反射到阵列中央的一个中心接收塔上。
中心接收塔上的蒸汽锅炉将驱动涡轮机，从而产生清洁、可再生的电力。
其实熔盐太阳能储存并不是什么新技术。
早在20世纪70年代，美国能源部在莫哈韦沙漠（位于加利福尼亚州西南部）一个名为“SolarOne”的太阳能热电厂项目中，就应用了这一技术。
这次的SolarReserve项目就是借鉴了当时的经验。
该热电厂一直运行到20世纪80年代，到20世纪90代进行了改良并升级为“SolarTwo”，于1996年重新运作，并配备了当时最先进的太阳能熔盐储存设备。
到了21世纪，太阳能熔盐技术也随之发展。
当时负责太阳能储存项目的Rocketdyne公司如今已被Pratt&
WhitneydivisionofUnitedTechnologies吞并，后者与美国可再生能源集团合作，共同负责这次的SolarReserve项目。
据麻省理工科技评论（MITTechnologyReview）报道，美国加州Emeryville市的创新型储热技术公司Halotechnics正在向电网级能源存储领域推进熔盐储热技术的应用，其将建设一个示范级的能源存储系统，为大规模能源存储提供更廉价、更切实可行的解决方案，帮助电网接纳更多不稳定的可再生能源。
Halotechnics已经宣布与合作方签署协议建设这样一个1MW的示范项目，采用熔盐存储技术。
Halotechnics正在开发的是一种新的采用熔盐化学材料，能够存储各种电力能源的系统。
这种系统采用电力驱动的热泵，热泵可以将低品位的热能收集，Halotechnics的创新在于开发一种熔盐材料可以从现有的热泵中存储热能。
开发这种熔盐通过采用自动化系统来混合各种不同的盐，测试其混合物的性能，找到最合适的熔盐混合物。
挪威Yara（雅苒）国际集团是一家化肥和环境保护应用产品生产、开发及销售的大型跨国企业，总部位于挪威首都奥斯陆，公司致力于可持续农业、环境和安全以及高效工业的发展，在全球50多个国家建立了销售网络。
2013年，Yara国际公司发现一种新的硝酸钾、硝酸钠和硝酸钙的配比混合熔盐拥有很特殊的热存储性能，并由此开发出一种新的熔盐系统，该系统拥有多个创新点：
第一，该产品大大降低了储热系统的成本，新加入的硝酸钙在价格上要低于传统的硝酸钾和硝酸钠，这使得整个储热系统的成本要低于传统的二元储热材料组成的储热系统。
第二，Yara国际完善的全球物流系统将可以保证供应链的可靠性，这将大幅度降低运输成本。
第三，该产品不含氯化物，将大大降低熔盐的腐蚀性，这将使我们可以延长储热系统的使用寿命。
第四，这种新的产品增大了熔盐储热系统的有效温度范围，有效降低了熔盐的熔点，约从传统的220摄氏度降低至目前的131摄氏度，这将提升熔盐的流动和储热性能。
这种温度的变化将有利于光热发电项目的稳定运行。
这也是为何称之为“新一代熔盐”的主要原因。
储热系统收益情况，原风电场投资按照8000元/kW估算，运营期经济性评价参数按照常规风电项目经验参数测算。
2014年1月，可持续技术开发商Abengoa获得智利110MW聚光光热（CSP）电站的标案授权，这是Abengoa首次采用熔盐传热储热的塔式技术开发商业化光热电站。
该聚光光热电站将采用熔盐发电技术，使得能源在没有直接太阳能辐照的情况下存储长达17.5个小时。
Abengoa预计可以于2015年6月动工建设该电站，于2018年6月建成投运。
3.2国内熔盐储能项目的应用介绍
江苏太阳宝新能源有限公司是国内最早从事太阳能光热发电储能研发与制造的企业。
通过多年的研发与实践得出，熔融盐作为蓄热材料与其它材料相比较，熔融盐具有成本低、蓄热温度高、不易燃，具有很高的传热系数和热容，是一种理想的蓄热介质。
2010年6月份，江苏太阳宝新能源有限公司进入太阳能光热发电产业，开始了熔融盐储能技术的研发。
2013年8月，中国第一座高温熔融盐储能系统在太阳宝公司建成，储热达20MWh。
2014年3月份以来，熔盐温度再次提升至550度，经过20多天的运行调试，整个系统运行稳健，各项指标正常，项目运行成功。
该项目的成功运行，填补了国内空白，标志着中国太阳能光热发电已经进入熔融盐储能时代，中国已经成为少数几个掌握高温熔融盐储能技术的国家之一。
首航光热是目前亚洲地区唯一一家同时掌握槽式和塔式电站核心技术，已投产建成电站主要装备太阳岛整岛生产线，并具备大型光热电站设计、采购、施工、调试、运营的EPC总承包能力并已实际参与多个光热项目开发及投资的企业。
由首航节能投资并由首航光热公司EPC总承包的敦煌10MW熔盐塔式项目已完成所有前期工作，即将正式开工。
该项目的建成，将成为亚洲首座、全世界第三座具备夜间连续发电能力的商业化塔式电站，结合首航光热公司的技术和成本优势，将极大地有助于全面启动国内的光热发电市场。
2014年7月1日，中国广核集团德令哈5万千瓦光热发电示范项目正式动工，成为我国首个正式开工建设的大型商业化光热发电项目，该项目位于青海省德令哈市太阳能发电基地内，规划分两期建设10万千瓦槽式光热发电项目。
本期新建1座5万千瓦槽式太阳能热发电站，采用高温槽式导热油聚光集热技术，配套建设7小时熔融盐储能装置，年发电量约为2.25亿千瓦时。
目前项目前期工作全部完成，具备全面开工建设条件，预计2016年10月建成投产。
四、熔融盐储能系统经济性分析
4.1熔盐材料成本
熔盐的成本是决定熔盐能否作为蓄热材料的先决条件，若材料成本比较高，用在太阳能热发电就不现实。
同时，温度对系统操作成本也有很大影响，操作温度高，高温熔盐蓄热率高，系统发电效率也高，长期来说，就可以降低操作成本。
表4列出的是当太阳能发电系统温度从100℃到200℃变化时，各种高温蓄热材料蓄热成本受温度的影响。
从表4可以看出，SolarSalt有最低的材料成本和蓄热成本，但它的熔点也最高，实际运用中需有熔点保护措施。
HitecXI材料成本比较高，但在单位蓄热成本方面比TherminolVP—l低，当温度升高200℃时，仅为TherminolVP—l的70％。
虽然Hitec的熔点比HitecXL高，但是它比HitecXL有更低的价格优势。
总体比较，熔融盐材料在经济性上是很有优势的。
表4几种常见蓄热材料成本
4.2熔盐储能系统整体成本
整套储热系统的成本如表5所示。
除熔融盐材料本身的价格，系统的成本还包括了材料、施工和人工等。
根据单价－总价的一般规律，随着储热系统容量的增加，尽管整体系统的造价很高，但单位成本却在显著下降，倾向于稳定在31$/kW·
ht附近，对比其他种类的储能方式，储热系统的单位成本是相对较低的。
表5熔融盐储热系统整体成本（1000$）
4.3风电储热经济性分析
由于风电的随机性、间歇性甚至“反调峰”特性，导致电网对风电场采取经常性的限电措施，风电场限电“弃风”，实际发电量远远低于设计的等效满负荷发电小时数，产生风电的“消纳”问题。
2012年，我国全年“弃风”损失电量约有200亿kW·
h，风能资源浪费严重，风电开发商为此遭受巨大经济损失。
在这种情况下，国内建设了多种风电场储能系统示范项目，然而由于现有项目主要基于电池储能系统，所以成本相对较高，接近5000元/kW·
h。
相比而言，储热系统具备明显的经济优势。
由于风电场储能不能产生新的能源，只是将“弃风”转化为热能存储起来，在目前电力市场和风电政策下，风电场储热的效益主要体现在减小风电场“弃风”带来的电量和收入损失。
由于增加了储热设备投资，在未限电条件下，原风电场的收益下降，但随着限电比例增加，储热系统的效益开始显现，能够明显降低限电带来的收入损失；
在风电场限电比例13.5%时，配置储能系统和未配置储能系统的风电场具有相同的收益率；
随着限电比例的增加，配置储能系统的风电场的经济性优势将更加明显，即使限电比例达到50%，风电项目的收益率仍在8%以上。
我国新能源发展规划明确提出太阳能光热利用在“十二五”乃至“十三五”期间的发展目标。
无论是太阳能还是光能都是我国未来新能源发展的重要组成部分，而熔融盐储热系统作为实用价值较高的能量保障方式，必将成为解决并网消纳问题的重要技术手段。
五、结束语
由于具有使用温度较高、热稳定性好、比热容高、对流传热系数高、粘度低、饱和蒸汽压低、价格低等“四高三低”的优势，熔融盐作为一种性能优良的高温传热蓄热介质，在太阳能热发电、核电等高温传热蓄热领域具有非常重要的应用前景，在目前商业化运行的太阳能热发电站中已有近40%的电站采用了熔融盐传热蓄热技术。
集成熔融盐蓄热技术的太阳能热发电技术能够提供稳定连续可调的清洁电力，是未来解决世界能源问题的主要技术途径之一。
不过，尽管太阳能热发电技术发展迅猛，但国外的太阳能热发电站并未找到最终的解决方案。
太阳能热发电技术还存在成本高、效率低和可靠性低的缺陷，造成上述缺陷的关键之一就是传热蓄热介质不合理。
目前，国内外在熔融盐传热蓄热工质方面的研究偏重于混合硝酸盐、混合氟化盐等，使用的混合熔融盐配方还存在熔点高、使用温度低等缺陷，还不能完全满足太阳能热发电的需求。
对熔融盐热物性的研究还集中在简单的测试上，关于混合熔融盐宏观性能与熔融盐种类、性质、比例、混合方法等的关联还缺乏深入研究，混合盐热物性推算的完整理论体系尚未建立。
基础研究上的不足，一方面，造成了混合熔融盐热物性参数匮缺，严重影响到熔融盐的工程应用；
另一方面也使得高温混合熔融盐的筛选/制备过程缺乏定量化理论指导。
国内外对熔融盐传热的研究也相对较少，目前已经开展了充分发展湍流和过渡流的管内熔融盐对流传热特性实验研究，但缺乏对熔融盐充分发展层流和紊流入口段、自然对流和混合对流的系统实验研究。
我国还没有一座建成的商业化太阳能热发电站。
虽然在国家科技部“863”、“973”计划以及地方政府科技计划项目的支持下，太阳能热发电关键技术取得了一定的成果，但仍然缺乏更加系统深入的研究。
因此，政府部门应尽快制定太阳能热发电和熔融盐蓄热相关产业的扶持和激励政策，尽快建立太阳能热发电和熔融盐蓄热的标准体系、发展规划和上网电价政策；
同时，广泛开展太阳能热发电国际科技合作，与有关国际组织和国家建立合作机制，积极引进国外先进技术和管理经验，促进我国太阳能热发电技术的又好又快发展。
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