1.3 高温储热技术应用现状及支撑政策

1.3.1 高温储热技术在新能源消纳中的应用

当前，中国可再生能源迅速发展，但是消纳问题也日益突出。弃风、弃光、弃水现象严重，造成了极大的能源浪费和经济损失。其中，风电的浪费损失非常明显。中国的风电装机容量位列世界第一，但上网电量却不足总发电量的2%。据统计，西北五省（区）2019年全年弃风电量为141亿千瓦时，弃风率为33.1%，前三季度弃光电量为29亿千瓦时，弃光率为45.5%。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/千瓦时。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”转化为热能储存起来，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，但随着限电比例的增加，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；在风电场限电比例为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。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，而高温储热技术作为实用价值较高的能量保障方式，将成为解决并网消纳问题的重要技术手段。

为改善大规模风电场的功率并网后的电能质量，可在风电场中引入静止无功补偿器，增强系统的稳定性，但静止无功补偿器无法与电网进行有功功率交换，从而无法使用静止无功补偿器来调节风电场的有功功率。风电场有功功率的平滑控制有两种，一种是直接功率控制，通过调节桨距角或者发电机转速等对风电机组本身运行状态来实现，但功率调节能力有限，风电场无法以最大功率点跟踪方式运行，降低了风能利用率。另一种是间接功率控制，即通过配置一定容量的储能系统来实现，储能在电力系统中可以看成一种具有不同时间尺度灵活响应特性的电源，它的应用可以使原本刚性连接的电力系统变得柔性起来，可以实现同电网有功功率的双向交换，实现“削峰填谷”，有效平滑系统的输出功率，同时调节能力较强，明显提高风能利用率，这无疑在很大程度上提高了系统运行的灵活性和可靠性。具体说来，相变储能技术应用于风电场中的可以同样发挥储能共有的作用如下：

1）增强风电并网稳定性：其根本方法就是减小风电场并网功率的波动，提高系统功率的平衡度，储热系统具有快速消纳有功功率的特点，可以采用储热技术来改善风电场并网时的有功功率输出特性，增强系统的稳定性。

2）利用储热系统优化风电经济性：风电场并网运行后，其输出功率的随机性和波动性必然使得系统中的备用容量增加，降低系统运行的经济性。给风电场配置一定容量的储热系统可以很好地解决这些问题，实现风电场风能利用的最大化和风电场运行的经济性。

3）规模化消纳弃风弃光：和传统储能不同，储热用于发电经济性不高的情况，最重要的作用还是电热转化，以热的形式供给就近用户，实现就近消纳。

风电场储热需要配备功率分配系统，该系统能够对风电机组输出功率进行分配，分流出高出电网所需阈值的剩余功率至储热装置，实现风电场输出功率的平衡稳定。储热装置一般选择电加热器组作为功率的消耗设备，借鉴光伏发电系统分流电路的应用，系统设计可采用功率分流电路来实现目标，由电加热器组消耗功率，控制组数和调节调压设备进行功率分流。图1-1所示为风电场相变储能功率分配系统的结构示意图，该系统由调功变压器、电加热器、相变储能单元和控制单元组成。

风能负荷端设置弃风供暖系统，即在负荷侧增加大容量储热装置，白天风力发电上网，夜间富裕风能发电蓄热，以提升风电的消纳能力。

高温储热技术在新能源消纳中的作用是实现电能替代的一种应用方式，可更直接地消纳和利用新能源电力实现电能替代，在结合新能源消纳的应用中，如有弃风弃光价格政策的支撑，则经济效益将更加突出。

1.3.2 高温储热技术在电能替代中的意义

电能替代是指在能源消费上，以电能替代煤炭、石油、天然气等化石能源的直接消费，提高电能在终端能源消费中的比重。实施电能替代将全方位调整能源消费格局，是解决负荷中心地区的环境问题至关重要的措施。测算结果显示，煤炭、天然气、焦炭的“折算电价”比电价低，石油和液化气的“折算电价”高于电价。随着能源价格比对关系逐步趋于合理，石油和天然气价格将不断上涨，电能在终端能源消费市场的经济性将进一步凸显。煤炭、天然气在经济性方面目前还胜电能一筹，但同样存在很大的替代可行性。天然气是稀缺的一次能源，其不可再生性决定了其价格上涨的势不可挡。如果考虑煤炭环境成本的话，价格也将上升。以电代煤、以电代油、电从远方来、电从绿色来，是这个时代的需要和选择。研究表明，电能占终端能源消费的比重每提升1个百分点，单位国内生产总值能耗可下降4%左右。大力推广储热电供热电能替代，不仅能破除能源瓶颈，改善污染状况，更能带动相关产业发展，拓宽电力营销市场。

高温储能技术作为可再生能源消纳、清洁能源供热供暖和太阳能光热电站中的关键技术，在清洁替代和电能替代中有很强的应用前景。根据国家发改委、国家能源局发布的《能源生产和消费革命战略（2016—2030）》（发改基础〔2016〕2795号），提出了非化石能源跨越发展行动，预计到2030年，非化石能源发电量占全部发电量的比重力争要达到50%。清洁能源发电将成为未来的主力电源。预计到2030年，我国发电装机总容量将达到28亿～30亿千瓦，清洁能源发电装机超过50%；风电和光伏等清洁能源发电总装机容量接近10亿千瓦。预计2030年我国发电装机构成比例如图1-2所示。

我国清洁能源装机集中度高，主要分布在“三北”地区，同时，新能源具有波动性和不确定性的特点，高比例接入电力系统后，常规电源不仅要跟随负荷变化，还要平衡清洁能源出力波动，增加了电网调度困难。同时城市电网的峰谷差问题日益突出，清洁电力的波动性以及电网峰谷负荷变化，会制约电能技术在能源用户端的推广。因此在能源用户终端建立起合适的电能替代设备是电能替代技术发展的重要方向。

储热技术中的大容量储热电锅炉容量大，有较大的缓冲区间，可通过与电网的协调控制，同时满足电网调峰和再生能源消纳的需求。储热技术一方面能够作为大容量负荷提升调峰能力，消纳新能源电力；另一方面也可以在用户侧消纳谷电，参与协助电网调峰。因此，储热技术在电力系统中具有广阔的应用前景。

我国在清洁供暖方面，可再生能源占比较小。欧盟可再生能源在供热能源中占比将近30%，我国还在个位数的起点。而我国的清洁供暖潜力巨大，2018年1月，清华大学建筑节能研究中心与国际能源署联合发布《中国区域清洁供暖发展研究报告》，报告对我国的清洁供暖情况进行了分析。报告指出，我国目前的总建筑面积为573亿平方米，包括北方城市供暖地区大约130亿平方米的面积（清华大学建筑节能研究中心，2017）。北方采暖地区集中供暖管网覆盖的建筑面积大约为67亿平方米，较小的县级和村级管网覆盖的面积估计还有18亿平方米（住建部，2015），管网覆盖面积达到85亿平方米，其中2015年消费了1.85亿吨标准煤，高于英国全国的能源消费总量。管网未覆盖地区约45亿平方米。预计到2030年，中国的室内采暖最终能源需求会增加约15%，预计到2050年，中国的总建筑面积还会增加40%，将超过800亿平方米（IEA，2017），建筑能源需求在2050年大约折合3.1亿吨标准煤，约9×1018J。

因此，发展电制热供暖技术，特别是储热供暖，可实现新能源规模化消纳、削峰填谷，同时，还可以减少二氧化碳排放，减少雾霾，电能替代潜力巨大，前景十分可观。

1.3.3 高温储热技术在清洁供暖中的应用现状分析

高温储热技术可将新能源电力或谷电转化为热能储存在高温电热储能装置里，进行风电等清洁能源供暖和电能替代，用于居民供热供暖、工业供热。储热能够作为大容量负荷消纳新能源电力，也可参与电网调峰，消纳谷电，在未来具有广阔的应用前景。同时，高温储热装置储热温度高、储热密度大，体积小、占地少，将高温热能储存后通过热能梯级利用技术，还能够满足工业用热用户和居民取暖用户的多样化需求。

目前，电供暖的形式有各种各样。按照电能与热能之间是否有中间介质参与，电供暖系统可以分为直接电供暖系统和间接电供暖系统；按照储热介质的不同可以分为热水式电供暖系统、蒸汽式电供暖系统、熔融盐式电供暖系统；按照有无相变可以分为固体蓄热电供暖系统和相变储热电供暖系统；按照管理方式可以分为集中式电供暖系统和分布式电供暖系统。

固体蓄热式的储热装置是利用高温镁砖储存热量，采用加热电极加热，利用镁砖可高温（大于500℃）储存的特点，实现大容量的储存，一般应用镁砖后，装置容量为热水系统的1/5左右。利用夜间的低谷电或者弃风电转化成热能储存起来，根据实际的需求，利用不同的换热装置将所储存的热能以热风、热水和热蒸汽的方式释放出去。这类装置目前已在多个地方有相关的应用，用于室内供暖的需求，已经初步形成了规模。

基于固体显热储热技术的蓄热式电暖器是一种电力取暖设备，储热材料主要选用氧化镁、氧化铁镁这两种材料，采用砖块的形式实现热能的储存。利用夜间的低谷电加热7~8h，把热量储存在特制的蓄热砖中，实现全天24h持续供热。在执行峰谷电价政策的区域，蓄热式电暖器可设定在低谷电时段通电加热，这样便利用“低谷电价”，实现了“低谷蓄热，电费减半”。蓄热式电暖器以电热管为加热元件，以蓄热砖为热媒，没有燃烧、没有水、无废弃物排放，运行无噪声，没有复杂的安装过程，只有完全一体且体积较小的取暖设备，可以作为利用清洁能源供暖的重要途径之一。

2018年7月底，国家四部委联合发布的《关于扩大中央财政支持北方地区冬季清洁取暖城市试点的通知》明确提出，清洁取暖试点城市申报范围扩展至京津冀及周边地区大气污染防治传输通道“2+26”城市、张家口市和汾渭平原城市，三年示范期结束后试点城市城区清洁取暖率要达到100%。

储热技术在民用供暖中已经取得广泛的商业应用，对于促进电能替代，提高电能在终端能源的占比，以及节能减排方面发挥了巨大作用。但工业用热方面应用还较少。未来随着社会发展和政策的完善，储热技术必将在社会中发挥更大的作用。

1.3.4 高温储热技术在工业用热中的应用现状分析

工业用热占工业能源需求的三分之二，几乎占全球能源消耗的五分之一。它也构成了每年直接排放的大部分工业二氧化碳，因为绝大多数工业用热源于化石燃料燃烧。尽管这些数字令人印象深刻，能源分析却往往缺少工业用热的部分。

目前在工业领域方面，大规模运行中的储热系统工作温度还处在一个较低的范围，而诸如玻璃/陶瓷工业烧结窑炉、有色冶炼工艺、高温固态氧化物制氢等工业用户，采用化石能源来满足高温用热（大于700℃）需求。为了减少包括玻璃陶瓷行业、有色冶炼行业等在内的高能耗行业对化石能源的依赖，需要开发高温电锅炉、电窑炉等高温储热技术来替换现有的燃煤、燃油和燃气锅炉，为工业用户提供高温的热源。

1.3.4.1 工业用热应用现状分析

尽管2017年“世界能源展望”中体现的工业热量需求（在所有温度水平上）都在增长，但根据温度要求，潜在的驱动因素是不同的。高温（高于400℃）的热量占到2040年工业热需求总量增长的二分之一，在过去的25年中，由于中国的钢铁、水泥等重工业的快速发展，高温热量占总体热需求增长的三分之二。也就是说，发展中的亚洲继续推动着我们的需求增长：2040年前，仅仅在这个地区，高温需求的增长就占到全球工业用热需求增长的一半左右。

除欧盟和日本以外，到2040年，大部分地区的高温热量使用量都将增加。包括发展中国家在内的各地区，高温热量的前景变化更大。中国成为全球主要驱动力，印度的增加也很明显。

随着工业热量需求的不断增长，它在与能源相关的二氧化碳排放量中所占的份额也相应增加，到2040年将占全球排放量的四分之一。为减少这一全球趋势而采取的努力将面临各种挑战。首先，工业热量通常在现场产生，使得它比大型火力发电厂等相对集中的部门更加难以管理。与其他部门相比，这一领域的政策点也很有限。

其次，住宅和商业建筑的供暖需求有明确标准，但工业供热包括了各种工艺、用途的多种温度水平。例如，水泥窑需要高温，而食品工业中的干燥或洗涤应用则在较低的温度下运行。据所需的温度水平，可以选择使用不同的技术和燃料，但是这些选项通常是不可互换的。例如，来自热泵的低温热量不能取代燃气锅炉的高温热量。对于高于400℃的应用，直接用可再生热源（如太阳能和地热）很难产生经济性。生物能源可用于高温热需求，但需要一定的运行条件并受到地区资源的限制，因此高温蓄热在工业用热中变得越来越重要。

1.3.4.2 电锅炉蓄热技术在工业用热的应用分析

对于电锅炉蓄热系统设计，主要是从技术可行、投资、经济性等几个方面考虑。由于蓄热技术产生的历史较短，至今为止国家尚未有规范性的文件出台。蓄热技术发展良莠不齐，造成国内部分蓄热系统运行情况欠佳，但也有很多成功的典范。

（1）蓄热载体的选择

蓄热技术根据热载体的不同主要分为水蓄热和固体材料蓄热两种，但就目前的技术分析来看，固体材料蓄热载体是最为理想和可行的。

所谓水蓄热就是将水加热到一定的温度，使热能以显热的形式储存在水中，当需要使用时，再将其释放出来提供采暖或直接作为热水供人们使用。一般来说，水的蓄热温度范围为40～130℃。根据使用场合的不同，对于生活用水，蓄热温度为40～70℃，可以直接提供使用；对于饮用开水，可以蓄热至100℃；对于末端为风机盘管的空调系统，一般蓄热温度为90～98℃；对于末端为暖气片的采暖系统，蓄热温度为90～130℃或更高。但缺点是占用建筑面积太大；保温效果差且热效率低；控制系统繁琐，锅炉管理系统要求严格。固体材料蓄热装置就是把热量储存在MgO砖内，蓄热温度达到800℃。当需要使用时，再将其释放出来提供采暖和洗浴及生活用水使用。使用温度可随意设定。

（2）蓄热装置

对于蓄热电锅炉系统，必须重点考虑蓄热装置内高温蓄热问题和高温材料使用问题。蓄热装置的温度设计和耐高温材料的选用是关键。

众所周知，在大气压力下，水的饱和温度是100℃。如果增加压力的话，便可得到其饱和温度相应于所加压力、温度超过100℃的高温水。对电锅炉蓄热水系统而言，如果蓄热温度超过100℃便可称之为高温蓄热系统。高温蓄热系统是一个闭式系统。锅炉出水温度控制在95℃以下，主要用于采暖和洗浴。

高压直入大功率固体蓄能热水机组，可以直接在10kV高压等级下工作，可多组联机使用，以满足超大型现场的用热需求。高压大型固体蓄能热水机组将夜间谷时段电能转换为热能进行储存，根据不同的需求，将储存热能交换至热水用于工业热源，从而实现大功率热能储存调峰，有效地缓解电网峰谷矛盾。大规模电热储热装置可利用谷电替代燃煤燃气，为各类工业用户提供高温蒸汽或者空气，用于其蒸馏、干燥等过程，一方面可减少用户侧使用煤炭等化石燃料燃烧所带来的环境污染问题，另一方面利用谷电可对于提升电网设备利用率、延缓设备投资，具有明显的社会经济效益。

1.3.5 高温储热技术在光热技术中的应用

光热发电是清洁替代的重要形式，具有发电系统效率较高、系统输出特性易被电网接受，以及发电规模效应明显等优点，这使得光热发电技术被全球多个国家重视并大力发展。截至2019年底，全球太阳能热发电累计装机容量为6.59GW，平均效率超过12%。美国和西班牙技术开发应用最早，占据光热发电装机容量比例最大，南非、智利、摩洛哥、中国等新兴市场迅速发展。光热发电按照集热温度的高低，可分为槽式系统、碟式系统和塔式系统三大基本类型。其中，槽式系统介质温度范围为150~350℃，碟式系统介质温度可达700℃，塔式系统介质温度最高，介质可被加热到1100℃。太阳能利用受到光照、气候、季节、地域等因素的影响，制约了太阳能利用的连续性和稳定性，储热技术是保障太阳能发电持续可控的有效手段。

传统储存介质无法达到光热电站所需的储存温度，高温储热系统可将日光充足时的热能储存起来。在日光辐射不足或夜间无光时释放出来产生蒸汽发电：电力需求不足时将热能储存起来，在电力需求峰值时利用储存的热能发电，实现电网“削峰填谷”的作用。储热系统和储热材料是太阳能光热发电系统的关键。研究高效低成本和性能稳定的储热材料及系统是储热工作的重心，对太阳能热发电的发展和应用具有重要的意义。

1.3.5.1 太阳能光热电站储能系统简介

太阳能不同于火电机组所用的化石能源，受到云量、阴雨等天气以及昼夜更替这些因素的影响，其供给是不可控的，具有间断性和不稳定性的特点，为了保持供热或供电装置的稳定不间断的运行，就需要蓄热装置把太阳能储存起来，在太阳能不足时再释放出来，从而满足生产和生活用能连续和稳定供应的需要。目前，随着太阳能光热技术的发展，为了调高太阳能光热电站的效率，太阳能光热电站的工作温度不断上升，从中温往高温（大于650℃）发展。高温储热技术恰恰可以利用自身的特点，适应太阳能光热电站高温工作温度的需求。在光热发电技术中因包含了热交换环节，天然具备了与高温储热技术结合的条件。包含储热系统的太阳能光热电站可以保持连续性满负荷发电，具有良好的可调度特性。并且太阳能光热电站的热交换系统具有较好的可控性和调节能力，能支持汽轮机组进行快速出力调节，具有与燃气机组类似的爬坡能力，最快可以达到每分钟调节20%的装机容量，远高于普通火电机组每分钟调节2%～5%的装机容量。而在光照条件好时，可以将多余的热量储存起来，待用电高峰时将热量释放出来，同样可以起到削峰填谷的作用。高温储热技术同时兼具了容量大、效率高、成本低等优势，这也使得高温储热技术可以突破可再生资源的自身限制，增加发电时间，平滑太阳能等可再生能源发电的波动性和间歇性以降低其对电网的冲击。

为了实现太阳能热电站夜间的可连续供电，美国、德国、以色列、西班牙等很多国家，都把熔融盐作为蓄热介质应用到光热发电储能中去。例如德国宇航中心研制具有三段式储能单元的系统已经被应用于太阳能电厂的蒸汽发电（见图1-3），相变材料的潜热储热被有效地运用于水的蒸发，采用硝酸钠为相变材料（相变温度为306℃），系统设计的总储热能力为1MW/h。经过4000h，172个循环的测试，系统性能仍然稳定。

作为光热电站可持续发电的核心，储热系统的存在使光热发电从波动性、间断性的电源变为可调可控的优质电源，使其具备跟踪调度计划能力和调峰能力。随着集热器聚光方式从线聚光向点聚光发展，聚光温度逐渐提高，换热介质和储热系统的温度都由中低温（570℃以下）向高温（650℃以上）方向发展，系统效率有显著提高。开发高温储热技术也就成为高温光热发电的核心技术，一方面可有利于高效光热发电技术的综合成本降低与规模化推广，缓解新能源电站与电网之间的矛盾，增强可再生能源电站的调节能力，提高电网接纳可再生能源电力的能力，提升电力系统稳定可靠运行能力，保证社会的能源安全；另一方面，高温储热系统的研发有利于促进光热发电技术的规模化应用，提高可再生能源发电比例，降低化石能源电站的装机比例，降低污染物排放与CO₂排放，为社会提供绿色新能源电力。高温储热技术在光热电站中的应用如图1-4所示。

熔融的无机化合物被称为熔融盐或简称为熔盐。熔融盐具有很高的热容和热传导值，以及高的热稳定性和质量传递速度。在熔融盐储热系统中，当能量超过了负荷需求时，能量可以被用来加热熔融盐，然后把高温熔融盐储存在一个容器中。当负荷需求大于能量时，高温熔融盐被泵抽出，通过一个热交换器，实现熔融盐储存热量向所需能量的转化。熔融盐蓄热系统目前有两种应用形式:单罐斜温层显热蓄热系统、双罐显热蓄热系统。

（1）单罐斜温层显热蓄热系统

为了降低太阳能发电系统的成本，美国Sandia国家实验室Pacheco等提出用熔融盐单罐斜温层显热蓄热系统代替较通用的双罐熔融盐蓄热系统（见图1-5），可以大幅度降低成本。

单罐斜温层内装有多孔介质填料，依靠液态熔融盐的显热与固态多孔介质的显热来蓄热。其工作原理如下：单罐斜温层利用密度与温度冷热之间的关系，当高温熔融盐液在罐的顶部被高温泵抽出，经过油盐换热器冷却后，由罐的底部进入罐内时，或者当低温熔融盐液在罐的底部被低温泵抽出，经过油盐换热器加热后，由罐的顶部进入罐内时，在罐的中间会存在一个温度梯度很大的自然分层，即斜温层，它像隔离层一样，使得斜温层以上的熔融盐液保持高温，斜温层以下的熔融盐液保持低温，随着熔融盐液的不断抽出，斜温层会上下移动，抽出的熔融盐液能够保持恒温，当斜温层到达罐的顶部或底部时，抽出的熔融盐液的温度会发生显著变化。单罐斜温层系统是一个罐同时储存高低温熔融盐液，而双罐系统是一个罐储存高温熔融盐液，换热后储存在另一个低温罐，因此可几乎节省一个罐的制造成本，单罐斜温层系统又因使用便宜的固态多孔介质蓄热，可降低较贵的熔融盐使用量。为了维持罐内的斜温层，就必须严格控制盐液的注入和出料过程，在罐内填充合理孔隙率的多孔蓄热材料以及配置合适的成层设备。

（2）双罐显热蓄热系统

双罐显热蓄热系统又可分为直接蓄热与间接蓄热两种形式。在双罐直接蓄热系统中，聚光集热系统中的传热介质与蓄热系统中的蓄热介质同为熔融盐，图1-6所示为采用熔融盐双罐蓄热的塔式太阳能热发电站结构图，电站运行最高温度可达565℃。在双罐间接蓄热槽式太阳能发电系统（见图1-7）中，导热油作为一次换热工质，经导热油泵驱动，流过槽式集热场，与真空集热管发生热量交换。被加热的高温导热油流过一次换热器，导热油与熔融盐发生热量交换，将熔融盐从低温加热到高温，并储存在高温熔融盐罐中。由于受到聚光集热系统传热介质导热油最高温度不超过400℃的限制，即使蓄热介质为熔融盐，蓄热系统的最高工作温度也仅为393℃。

1.3.5.2 光热电站高温储热技术方案设计优化

高温储热和释热过程涉及复杂的固液两相流、非平衡高温传热和传质的问题，高温材料和换热工质的自身特性也随着换热过程而动态变化，传热过程不仅涉及强制对流传热，辐射过程也成为不可忽略的传热方式。高温储热系统的设计需要尽可能地保证高温的热能在储存过程中其温度没有过多的下降，而这既需要增加换热面积，又需要加强辐射和对流的换热强度，同时还需要控制成本。高温储热系统长时间工作在高温环境下，对装置支撑结构的材料会造成很大的考验，通过结构设计和保温等手段对设备的支撑结构进行优化设计，可保证其强度保持在安全的范围内。

储热系统的优化设计是在满足用户需求、热负荷和设计标准等的要求下，寻求满足一个或多个优化目标的最佳设计方案。应用场合不同，选取的性能指标也有所不同，常用的性能指标有换热量、重量、体积、熵产率、阻力或其他经济指标等。虽然评价高温储热系统性能的指标数目众多，但总体上可以分为两类，一类是以成本最小为目标函数，另一类是基于热力学第二定律的优化设计。现有高温储热系统优化设计方法大致分为两类，一类是以高温储热系统的总成本最小为目标函数，另一类是以无量纲化的高温储热系统中的产最小为目标函数。第一类方法虽然降低了高温储热系统的成本，但以牺牲高温储热系统的性能为代价。第二类方法虽然提高了高温储热系统的性能，但增加了高温储热系统的成本。对高温储热系统进行多目标优化设计时，选取高温储热系统总成本和耗散数为两个独立的目标函数，以换热通道长度、换热通道数目、换热部件布置方式、换热面积等作为设计变量，以容许压降和高温储热系统设计标准要求为约束条件，形成了高温储热系统的多目标优化设计问题，并应用新一代数值模拟方法求解该优化问题。

1.3.5.3 在太阳能光热领域的应用

熔融盐具有价格低、使用温度范围广、可传热储热一体化等优点，被普遍作为传热储热介质首选。国内外对熔融盐及其传热储热技术在太阳能热发电中的应用开展了广泛的研究，并取得了显著的效果。

近年来，随着欧美国家太阳能光热发电的兴起，熔融盐储热/换热系统也被广泛应用。目前，美国、德国、以色列、西班牙、南非、印度、中东等很多国家，都把熔融盐系统应用到光热发电储能中。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，而且具有较低的蒸气压，特别是混合熔融盐，蒸气压更低。由于具有较低的黏度，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。

我国幅员辽阔，有着十分丰富的太阳能资源。据估算，我国陆地表面每年接收的太阳辐射能约为50×1018kJ，全国各地太阳年辐射总量达335~837kJ/（cm2·a），中值为586kJ/（cm2·a）。从全国太阳年辐射总量的分布来看，西藏、青海、新疆、内蒙古南部等广大地区的太阳辐射总量很大；尤其是青藏高原地区最大，那里平均海拔高度在4000m以上，大气层薄而清洁，透明度好，纬度低，日照时间长。前瞻产业研究院发布的《2018—2023年中国光热产业市场前瞻与投资战略规划分析报告》数据显示，中国光热发电的资源潜力高达16TW，而美国有15TW，西班牙仅有0.72TW。

配置储热系统的光热电站可以保证电力的稳定输出，并为电网提供灵活友好型电力。光热电站储热的主要目的是保障电站的稳定和连续运行，从而满足电网的需求并获得最高的经济性。根据我国首批光热示范项目，储热时长达到4h以上是申报的必要条件，而最终入选的20个项目设计储热时长大多在6h以上，最长可达16h。储热量的确定除了要考虑经济性，还应考虑电网对调峰的要求。

1.3.6 高温储热技术相关支撑政策

1.3.6.1 “十三五”期间高温储热技术支撑政策

“十三五”期间，为缓解我国冬季大气污染问题，建设生态文明和美丽中国，国家相关部委出台了一系列节能减排、清洁供暖规划以及措施等方面的政策，为清洁供暖行业的发展提供引导与支撑。电网公司等央企主动提高政治站位，积极承担清洁取暖推动责任，建立“政府主导、电网引领、社会参与”的常态化工作机制，联合社会企业开展清洁取暖试点示范项目建设，引导推动实施清洁供暖替代，带动全社会主动实施清洁取暖的氛围，具体政策如下：

一是固体相变储热技术助力电能替代，实现电力削峰填谷，提升社会能效。在《关于推进电能替代的指导意见》中提出居民采暖、生产制造、电力供应与消费等领域内采用蓄热式电锅炉实现电能替代，促进电力负荷削峰填谷，提高社会用能效率。

二是固体相变储热技术助力能源消费绿色转型，实现能源清洁利用，优化用能方式。在《能源生产和消费革命战略（2016—2030）》等政策中提到“储能”作为新型技术，建设“源—网—荷—储”协调发展、集成互补的能源互联网，实现能源高效、灵活接入以及生产、消费一体化，丰富能源新模式、新业态、新产品。特别在储热技术中强调“高参数高温储热、相变储热”技术。

三是固体相变储热技术助力北方地区清洁供暖，“煤改电”清洁取暖利用，优化用能方式。在《北方地区冬季清洁取暖规划（2017—2021年）》等北方清洁取暖政策中提到“蓄热式电锅炉”作为清洁取暖方式之一，同时提到蓄热式电锅炉可以配合电网调峰，有助于消纳风电、光伏发电等可再生能源电力。“十三五”期间国家层面蓄热式电锅炉相关政策见表1-2。

1.3.6.2 “双碳”目标和以新能源为主的新型电力系统衍生支撑政策

2020年9月22日，国家主席习近平在第七十五届联合国大会一般性辩论上发表重要讲话提出，中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。

2020年11月3日，党的十九届五中全会审议通过的《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标的建议》中提到“提升新能源消纳和存储能力”。

2020年12月30日，国家能源局印发《关于加快能源领域新型标准体系建设的指导意见》，其中提出“储能”作为新兴领域的技术之一，率先推进新型标准体系建设，发挥示范带动作用。

2021年2月1日，国家能源局印发的《2021年能源监管工作要点》中要求深入北方地区清洁取暖是实现民生要事、实事监管的要点之一。并提出积极推进储能设施等参与辅助服务市场，推动建立电力用户参与辅助服务的费用分担共享机制。

2021年2月22日，国务院发布《关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见》，提出继续做好农村清洁供暖改造、老旧危房改造，打造干净、整洁、有序、美丽的村庄环境。

2021年3月1日，国家电网公司发布碳达峰碳中和行动方案，方案称，将深挖工业生产窑炉、锅炉替代潜力。推进电供冷热，实现绿色建筑电能替代。加快乡村电气化提升工程建设，推进清洁取暖“煤改电”。积极参与用能标准建设，推进电能替代技术发展和应用。

2021年3月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，提出结合清洁取暖和清洁能源消纳工作开展市（县）级源网荷储一体化示范，研究热电联产机组、新能源电站、灵活运行电热负荷一体化运营方案。

2021年3月5日，受国务院委托，财政部提请十三届全国人大四次会议审查《关于2020年中央和地方预算执行情况与2021年中央和地方预算草案的报告》。提出大气污染防治资金安排275亿元，增长10%，重点支持北方冬季清洁取暖和打赢蓝天保卫战。

2021年3月13日，新华社发布正式版《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》，其中提出持续改善京津冀及周边地区、汾渭平原、长三角地区空气质量，因地制宜推动北方地区清洁取暖、工业窑炉治理。

2021年3月15日下午，中共中央总书记、国家主席、中央军委主席、中央财经委员会主任习近平主持召开中央财经委员会第九次会议，提出要构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。

2021年4月12日，国家发展改革委关于印发《2021年新型城镇化和城乡融合发展重点任务》的通知，提出控制城市温室气体排放，推动能源清洁低碳安全高效利用，深入推进工业、建筑、交通等领域绿色低碳转型。

总之，从政策层面看，固体相变储热技术在电能替代、能源消费绿色转型和北方清洁供暖等中具有至关重要的作用。同时，固体相变储热技术将推动实现建筑供冷供热、工业等领域内“碳达峰”目标、能源绿色低碳转型、提升新能源消纳比率，也已开始纳入“十四五”相关支撑政策。