2020年9月，我国明确提出“力争2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和”的宏伟目标。为实现这一目标，我国大力发展可再生能源以替代传统化石燃料发电。2021年我国可再生能源装机容量达11.2亿千瓦，首次超过煤电装机容量，标志着能源转型取得重要进展。

然而，随着新能源装机规模的迅速扩大，其间歇性、随机性与波动性特征也给电力系统安全稳定运行带来了前所未有的挑战。风电、光伏等可再生能源的出力受自然条件影响显著，难以实现精确调控，导致电网频率波动加剧、调峰压力增大。特别是在可再生能源富集地区，由于电网调峰能力不足，弃风弃光现象严重，不仅造成能源浪费，也制约了可再生能源的进一步发展。

电力系统灵活性是指系统在面对各种预期内和预期外扰动时，能够及时响应并维持可靠运行的能力。提升电网灵活性已成为能源转型过程中的关键任务，主要基于以下几方面的必要性：（1）高比例可再生能源接入电网要求更强的系统调节能力，风电、光伏等新能源的不确定性和波动性需要系统具备快速响应的能力，以平衡发电侧的波动；（2）电力消费侧的负荷特性日益复杂，峰谷差扩大，传统发电机组的调节能力已难以满足需求，特别是在用电高峰期，系统面临容量不足的风险，而在低谷期，则可能出现新能源消纳困难的问题；（3）电力市场改革深入推进，对系统灵活性提出了更高的经济性要求，在市场环境下，具备灵活调节能力的资源可以获得更多收益，这也为电力系统灵活性提升创造了经济激励。

燃煤机组作为当前我国的主要电源形式，承担着为电网提供灵活性的重要责任。然而，传统燃煤机组在设计之初主要考虑的是效率和稳定性，而非灵活性。在新的电力系统形势下，燃煤机组灵活性改造势在必行。

储能技术被公认为提升电力系统灵活性的重要手段。在各类储能技术中，储热技术因其独特优势，正成为燃煤机组灵活性改造的首选方案之一：（1）储热技术与热力发电系统的耦合性好，火电机组作为热力循环系统，其能量转换过程中热能是关键环节，储热系统可以直接与火电机组的热力系统对接，实现高效能量交换，避免了能量多次转换导致的效率损失；（2）储热技术具有容量大、成本低的特点，相比电化学储能，热储能的单位容量成本显著降低，且可实现大规模能量存储，适合电力系统的调峰需求；（3）储热技术安全性高，使用寿命长，许多储热介质化学性质稳定，不存在安全隐患，且设备的使用寿命可达20-30年，远高于其他类型储能系统。

在储热技术中，熔盐储热系统因其比热容大、分解温度高、工作温度范围与燃煤机组蒸汽温度匹配等优点，成为火电机组灵活性改造的理想选择。同时，电锅炉与常规储热罐组合的系统，由于其对电网友好、投资成本适中等特点，也受到广泛关注。

基于上述背景和需求，本研究对两种创新储热方案展开了深入研究：熔盐储能系统与超超临界火电机组的耦合方案，以及“火电+电锅炉+储热罐”的热电联供系统。这两种方案针对不同的应用场景和需求，提供了多样化的灵活性提升途径。

以某660MW超超临界火电机组为研究对象，采用THERMOFLEX 31软件建立耦合熔盐储热系统的热力学仿真模型。针对不同的储热-放热工艺方案，研究了其电电效率、储热容量、㶲损失、㶲效率及循环热效率等性能指标，并分析了不同方案的调峰深度和顶峰发电量，结论如下：

（1）储热技术是提升燃煤机组灵活性的有效手段，能够显著增强电力系统消纳可再生能源的能力；

（2）熔盐储能系统与火电机组耦合具有高电电效率和良好的调峰能力，其中主蒸汽部分凝结（C1）与除氧器-锅炉给水放热（S10组合方案性能最优；

（3）火电+电锅炉+储热罐系统在电价波动显著的情况下具有较好的经济性，可有效消纳低谷期过剩电力；

（4）两种储热方案各具特色，可根据实际需求选择适用方案或采用综合应用策略。

本研究为燃煤电厂灵活性改造提供了全面的技术支撑和经济评估，对促进燃煤电厂转型发展和实现“双碳”目标具有重要意义。未来研究将进一步探索多种储热系统的协同优化控制策略，以及与其他灵活性技术的集成应用，为电力系统灵活性提升提供更全面的解决方案。