许利华：高温熔盐储能技术在用户侧的规模化应用
“当时我们就下定决心，一定要通过一个示范项目，让客户真真切切地看到什么是熔盐，熔盐储能能做什么。”
在6月13日于浙江杭州召开的2023中国国际光热大会暨CSPPLAZA第十届年会上，来自原西子清洁能源装备制造股份有限公司新能源BG、现浙江西子新能源工程技术有限公司技术部的部长许利华为大家带来了《高温熔盐储能技术在用户侧的规模化应用》的主题演讲。
许利华介绍，西子清洁能源装备制造股份有限公司（简称“西子洁能”）成立于1955年，前身为中国余热锅炉领军企业杭锅集团，隶属于中国企业500强西子联合控股。公司的主营业务涉及新能源、新装备、新服务等多个领域。68年来，西子洁能秉承“为人类改善环境”的使命担当，积极做出响应“3060”目标。
西子洁能在新能源方面不停探索，其中光热是其很重要的一项新能源战略。许利华表示，西子洁能在光热领域起步较早，公司独立研究、开发光热技术距今已有13年，参与了2项首批光热示范项目、1项多能互补光热项目，参与的项目均成功实现了商业运行。
在光热业务方面，西子洁能聚焦吸热系统、蒸汽发生系统（SGS）和储热系统，不仅是这光热三大系统主设备的高品质供货商，而且是系统方案的解决方案供应商。许利华表示，公司现在已经慢慢的变多地把熔盐系统的有关技术从光热电站往用户侧储能应用场景移植，并获得了多项成功地商业应用和设计方面的系统解决方案业绩。
浙江西子新能源工程技术有限公司（简称“西子新能源工程”）成立于2023年1月，据许利华介绍，该公司是把西子洁能的原新能源BG团队整体独立出来而成立的。主营业务涉及新能源、储能、低碳及零碳产品，提供设计、产品、整体解决方案及服务。
西子新能源工程是西子洁能对外承接“新能源及低碳业务”的平台公司。公司与西子洁能共享生产制造资源、供应链体系及质保体系，并在德清还有自己的制造基地。
许利华表示，西子洁能在熔盐的使用方面拥有丰富的经验，这也为其后来将熔盐系统从光热向用户侧储能做推广奠定了很好的基础。这两年行业内凡是有关熔盐储能的项目，其都有西子的参与。
许利华总结了熔盐储能技术在用户侧的几个应用场景如：风光荷储一体化电站、火电机组灵活性改造、零碳电厂、零碳园区。
西子航空工厂位于杭州钱塘区，从事飞机零部件制造，包括机体结构件、复合材料制件、钣金零件、航空新型紧固件等，是C919唯一民营部件供应商。在C919之前，西子航空工厂专为空客和波音提供部件，在空客，低碳产品才有竞争力。
用能上，整个工厂有电和蒸汽两种需求，原本的蒸汽是通过工厂隔壁的华电江东燃气电厂供应，供电则是市电。
许利华表示“我们做了这样的综合能源方案，6万平米厂房做6兆瓦光伏，分两期进行，第一批3兆瓦，第二批是另外3兆瓦。熔盐储能规模比较小，因为工厂用蒸汽量不是很大。熔盐储能每天可供36吨蒸汽，年供蒸汽可超过10000吨。除此之外，我们还示范了同样是电化学储能技术的液流电池，通过此项目来验证液流电池的性能和运行可靠性。这一个项目是在原来燃气锅炉房基础上把它拔掉重建的，2021年7月份开始建设，2021年11月19日建成，我们仅花了两个半月时间。”
许利华表示，最初与客户交流熔盐储能时，很多人认为熔盐储能只是西部的光热，只能用在地广人稀的地方，大家对熔盐储能还没有认知，对熔盐是什么都不清楚，“当时我们就下定决心，一定要通过一个示范项目，让客户真真切切地看到什么是熔盐，熔盐储能能做什么。”
西子洁能不仅做到了，而且还做的很好，在短短的1年半时间内，西子航空工厂示范项目已经接待了数十家企业和数百位行业专业技术人员。也是通过该项目，使熔盐在客户面前揭开了神秘的面纱，为行业的发展做出了贡献，因此该项目也荣获了2022年度“零碳中国”十大创新技术。
该项目建设地点位于浙江绍兴滨海工业园区，该园区为国家级开发区。园区企业以纺织印染行业为主。化纤印染需要大量的蒸汽，能耗非常大。在“3060”提出以后，化纤行业面临着巨大的节能降碳压力。
西子洁能与天圣集团、绍兴市电力局经过长时间讨论，定出了绿电熔盐储能系统，该系统将绿电通过电加热熔盐的方式存储于高温熔盐内，再通过蒸汽发生系统将熔盐内的能量转化为蒸汽的热能。
该系统产生的蒸汽压力较高，与光热参数相同。许利华表示，当电网需要顶峰需求响应时，背压机出口蒸汽可停止对外供热，转而进入纯凝机进行纯凝运行，实现对电网的顶峰服务，社会效益显著。
“因为近两年，浙江省都经历了夏季的高峰限电，我们大家都希望这套系统除了为用户服务以外，在电网需要顶峰的时候，可短时间切断对外供热（供热由园区热网代替），通过背压机之后的纯凝机将我们储存下来的谷电在白天全都顶峰送出去，基于这样的思考我们设计了这套系统。”许利华如是说。
许利华表示，绍兴项目是西子洁能集设计、施工的EPC总承包项目。在本项目中，西子洁能首次自行设计了高温熔盐储罐。为此做了大量的技术探讨研究，特别是储罐底部的保温、隔热和通风方面做了非常扎实的技术探讨研究工作。最终，在储罐底部设计了陶粒的隔热系统，运行效果达到了预期。
许利华表示，园区设计供汽能力100吨每小时，但现在园区用能尚未跟上，还未能达到汽轮机的最低负荷要求，因此汽轮机还没有正式投运，目前基本以供热为主。
关于火电灵活性改造项目，许利华表示“在诸多火电灵活性改造的技术方面，现在唯一没有落地的就是抽汽蓄能技术，我们正在配合集团入股的一个企业在推，最近刚过了初设评审，终于又向前走了一步。”
冬季供热工况下，机组发电负荷60%，采用10万kW“抽汽蓄能”，将多余热量存储在熔盐中，满足电网调峰需求。夏季纯凝工况下，机组发电负荷40%，主要是采用“抽汽蓄能”降低机组负荷，采用电加热熔盐辅助提升熔盐温度，满足深度调峰需求。
电网需要火电厂机组顶峰时，高温熔盐经过过热、蒸发、预热换热器加热给水，产生高温度高压力蒸汽，进入中压缸做功，能增加汽轮机出力5~10万kW，维持的时间4~8小时，实现顶峰目的。
当然也可产生合适参数的蒸汽取代给水泵小汽轮机或除氧器汽源，减少四段抽汽提高机组出力，或者满足采暖需求。
演讲中，许利华特别提到了熔盐的安全性。他表示，绍兴项目旁边就是厂房，当时用户对它的安全性关注也是非常高的，这也是现在所有新客户对熔盐的关注点。“所以，在我们参与的国能龙山示范项目中，共同参与方浙大对二元盐，三元盐的耐热性和腐蚀性做了一些研究，更好地解释了熔盐的安全性。”
许利华表示，经济性是全部客户咨询熔盐储能时都会提到的问题，用户侧熔盐储能不像火电灵活性调峰的抽汽蓄能那么复杂，就是储电产热。用户侧大多使用低压蒸汽，低压蒸汽理论耗电~760kWh/t，考虑系统效率实际耗电约800kWh/t。
用户侧熔盐储能新建项目暂无法回避容/需量电费；改造项目如利用企业变压器裕量，有不考虑容/需量电费的可能性。
许利华介绍，容/需量电费有两种收费方式，一种根据最大需量，即单月最高用电功率收费；第二种根据变压器容量收费。对于熔盐储能来说，项目前期开发阶段，熔盐储能设计负荷率都很高，高负荷运行采用容量电费缴费方式比较合算，若项目投运后实际负荷偏低，可根据真实的情况选择最大需量缴费方式。
“因为电化学储能是电转电，行业里更多的认可电化学储能是为电网直接服务的，但是用熔盐储能去产汽供热，别人就会质疑。但我觉得，随着未来慢慢的变多此类项目的出现，熔盐储能在削峰填谷和辅助服务方面的作用也会慢慢得到肯定，这是我们能预见到的。”
在经济性方面，许利华表示，熔盐储能供热能够最终靠电价、汽价评估经济性，“我们前期测算过两种方案，分别是考虑和不考虑容量电费的情况。
如果是已建成的园区或企业，有富余的变压器容量可用，这样的一种情况下可能不需要多交容量电费，这时每吨蒸汽成本的电费占比接近90%，下图是以2023年6月份浙江省110kV电压等级测算的，固定资产折旧加上运维和其他财务成本，占比也就超过10%多一点，因此能看到，在寿命周期成本中，电费成本绝对是占比最大的。”
“如果是新建项目，容量电费需要考虑，容量电费成本占比会接近20%，容量电费在整个蒸汽成本中的占比也是非常高的，每吨蒸汽成本因为容量电费要提高将近60块钱，这还是在2023年6月份容量电价下降的情况下。”
第一，目前各省电价的峰谷平时段基本上是固定的，从山东和山西电力现货市场来看，一旦现货市场运行以后，所有的峰谷平时段都会发生变化。这给未来用户侧熔盐储能开发带来极大的挑战——要有充足的数据积累，才能预测好未来本地区新能源装机变化，也才有可能对25年寿命期成本做比较合理的预测。
第二，关于容量电费。上文提到，容量电费占了熔盐储能蒸汽成本的较大份额，熔盐储能如果用到用户侧，最根本的目的还是希望为用户服务。
“如果不考虑容量电费，熔盐储能的成本是比天然气供汽成本低的。但是加上容量电费就会超过天然气供汽成本，所以我们也在呼吁容量电费的改革。在上个月国家发改委关于两部制电价的发文中能够正常的看到，大工业用电两部制电价的容/需量电价对于不同电压等级首次实行了差别计价，这明显是用户侧用电的破冰之举，是用户侧储能的一项利好。比如浙江110kV电压等级容量电价已经由原来的30元/（kVA·月）降到了26元/（kVA·月）。”
许利华解释，煤炭、天然气与电相比是有成本优势的，而以清洁能源为主的储能或供能方式的优势是绿色，若无法把绿色转化成竞争优势的话，是很难跟煤、天然气PK的，只有碳市场发展起来以后，把新能源的清洁特性转换成价值体现在收益里面，这才是未来整个电力市场以及用户侧储能的方向。
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