俞明锋：特高温热泵在长时储能领域的应用研究

近日，在ESPLAZA长时储能网主办的2025第三届中国长时储能大会上，浙江绿储科技有限公司（以下简称绿储科技）副总工程师俞明锋出席会议并作《特高温热泵在长时储能领域的应用研究》，系统阐述了新型特高温热泵储能调峰技术的原理并深入剖析该技术在纯凝煤电机组深度调峰改造、退役煤电机组改造、风光大基地和新型核电深度调峰改造四大场景的应用。

图：俞明锋

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我国电力现状及趋势

2024年，全国电源总装机容量约33.5亿千瓦，全国总发电量10.1万亿千瓦时。其中，风电、光伏总装机容量突破14亿千瓦，约占全国发电总装机容量的42%，但两者总发电量占比仅18%；而火电装机容量占比约43%，其发电量占比达63%。由此可见，火电仍旧是我国的主力电源。

图：中国近五年不同电源累计装机容量

图：中国近五年不同电源发电量

在国家积极构建新型电力系统的行业大背景下，俞明锋首先就如何实现低碳化/灵活性煤电？如何盘活退役煤电机组？如何实现灵活性核电？三大问题展开探讨：

（1）是否存在安全、高效、经济的外挂式储能耦合火电技术解决方案？

目前我国煤电正向低碳化、灵活性转型。在煤电低碳化转型方面，《煤电低碳化改造建设行动方案（2024-2027年）》中提出统筹推进存量煤电机组低碳化改造和新上煤电机组低碳化建设，提升煤炭清洁高效利用水平，加快构建清洁低碳安全高效的新型能源体系，助力实现双碳目标。

在煤电灵活性转型方面，截至2024年底，我国火电装机14.4亿千瓦，其中煤电11.9亿千瓦，占总装机的35.7%，但提供了54.8%的发电量、70%的顶峰能力和接近80%的调节能力，成为新能源电力消纳的关键支撑。

俞明锋提出，近年来，我国煤电机组的最低稳定运行负荷可达到30%-40%；若要进一步降低负荷至20%左右，依靠机组实现难度非常大。因此，是否存在安全、高效、经济的外挂式储能耦合技术解决方案？这是第一个问题。

（2）运行期未达30年寿命的退役机组，是否能将其改造为高效储能电站？

2021年国务院印发《“十四五”节能减排综合工作方案》加大落后燃煤锅炉和燃煤小热电退出力度，推动以工业余热、电厂余热、清洁能源等替代煤炭供热（蒸汽）；2024年国家发改委印发《产业结构调整指导目录》第三类：淘汰类不达标的单机容量30万千瓦级及以下的常规燃煤火电机组（综合利用机组除外）、以发电为主的燃油锅炉及发电机组。

俞明锋表示，为实现节能减排、应对气候变化和推动能源绿色转型，我国逐步淘汰单机容量30万千瓦及以下的燃煤发电机组，特别是服役年限较长、能效较低、污染排放较高的机组。

然而很多机组的使用寿命尚未达到其设计寿命，对于这部分资产如何进行盘活？是否可以将其改造成高效储能电站？这是第二个问题。

（3）如何实现核电机组的深度调峰与快速调频？

核电厂当前不参与或很少参与电网的调峰调频，但仍需参与电网考核，面临罚款，经济损失较大。俞明锋表示，未来随着风光新能源比例进一步提高，核电参与调峰调频可能成为硬性要求。如何安全实现核电机组的深度调峰与快速调频？这是第三个问题。

针对上述三个问题，俞明锋提出了绿储科技方案——具有广域普适性的安全、低成本、大容量新型特高温热泵储能调峰技术，并详细介绍了该技术的最新研究进展及其在煤电深度调峰、灵活性核电、独立储能电站、工业节能等领域的商业化应用潜力。

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特高温热泵技术原理及进展

图：特高温热泵

特高温热泵温度可达到600℃，功率达到数十MW级，工作介质、系统流程、设备工艺与常规热泵完全不同。与常规压缩机所秉持的“大压比、小温升”设计思路相反，热泵用压缩机需要在较小的压比下尽可能提升出口温度，对设备的设计与制造水平提出了新的挑战。

特高温热泵从蒸汽循环冷却水吸热，电制热效率约为2.5/1.35，可显著提高各类热储能技术的储能转换效率。

图：特高温热泵基础原理

该特高温热泵的核心是通过灵活适配不同热源，保障压缩机进出口温度稳定，最终将出口温度提升至590℃以上，实现对二元熔盐储能介质的高效加热，完成电能到热能的转化。

低温热源场景：当从40℃冷却水等低温废热吸热时，需搭配回热器，此时COP（能效比）约为1.35，即1度电能可获取1.35度热能，显著提升能源循环效率；

中温热源场景：当从300℃左右蒸汽吸热时，无需回热器，COP可高达2.5，能效优势极为突出。

俞明锋介绍，绿储科技在2021年便启动了特高温热泵技术路线探索与研发，2022年完成设备设计工作，2023年8月装置建成，同年11月首次满负荷运行。随后在2025年2月，完成连续168小时满负荷运行，通过专家组及第三方机构测试。

图：专家及第三方测试主要结果

2025年4月2日，2MW中试产品顺利通过了由院士领衔的专家委员会的成果鉴定，专家委一致认为：“项目成果达到国际领先水平，具有广泛的应用前景，建议尽快开展示范应用”。

目前75MWt特高温热泵商用产品标准型号样机在2MW测试结果的基础上已完成施工设计，整体转入加工制造阶段，可满足煤电机组深度调峰、降碳及各类熔盐储能场景的工程使用需求。

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四大应用场景

▌纯凝煤电机组的高效深度调峰改造

针对火电深度调峰从现有30%-40%最低负荷降至零出力的需求，特高温热泵提供了高效率的技术路径。其基本工作原理为：

机组需深度调峰时，启动热泵。锅炉按最低负荷运行，热泵吸热器从主、再热蒸汽管道抽汽吸热降低发电功率，热泵电动机吸纳发电机功率，进一步降低上网负荷，实现零上网甚至负上网。用电高峰期，熔盐储热经SGS产汽，注回主、再热蒸汽管道发电。

改造后可实现机组热-热转换无损失，整体电-电储能效率达67%-79%，充分满足深度调峰需求；同时无需改造电厂原系统，只需在主汽、再热汽、给水的3个旁路管道打孔（或接三通），连接储能系统即可，不影响电厂运行且可保证锅炉和汽轮机的最低安全运行负荷，大大降低深度调峰对设备寿命的影响。

此外，针对超临界机组，可配套使用绿储科技开发的新型高温熔盐，最高储热温度达620℃。

俞明锋表示，与其他技术路线相比，本方案采用的具有广域普适性的安全、低成本、大容量储能调峰技术，利用超高温热泵提升效率，成本极低，综合优势明显【详见下图】。

▌退役煤电机组改造

基于特高温热泵技术的大容量高温储能系统与火电退役机组耦合，可以建造独立的熔盐储能电站，打造区域储能中心，进行谷电利用、消纳新能源等，实现区域内电网负荷波动平滑、区域电能供给、以及区域备用能源、区域供暖等服务。

图：退役煤电机组改造基本原理

俞明锋以河北省某30万退役火电机组为例，详细介绍了改造的可行性。他指出，若未来低谷时段延长，储能时长进一步增加，电站的经济性将进一步提升【详见下图】。

▌风光大基地

（1）高效熔盐储能电站

俞明锋表示，储能需求将由目前的小容量、分钟级平衡新能源出力波动，转变为大容量、长时间满足能量大范围平移，亟需一种低成本、大规模、高效率、高安全性、环保低碳的储能电站。特高温热泵熔盐储能技术恰好契合这一需求。

图：风光大基地中的高效熔盐储能电站基本原理

新型储能技术路线中目前压缩空气储能技术最为成熟，按照相同的外送发电能力进行电站配置，储能时长4.8小时、年等效发电小时数1200h，俞明锋将本技术与压缩空气储能的技术进行对比【详见下图】。结果表明，尽管本方案在效率上存在小幅劣势，但凭借更低的单位投资成本，其综合供电度电成本最终低于压缩空气储能，在市场化竞争中具备显著的成本优势。

（2）煤电低碳化、灵活性改造

煤电的低碳、灵活改造方案，就是在原有煤电的基础上，增配绿电致热系统（包括热泵系统、电加热系统以及熔盐储热系统）：在谷时段，汽机出力降至15%额定负荷，热泵系统A通过汽轮发电机驱动，吸收富余蒸汽热量加热熔盐，进行深度调峰；在谷、平时段，热泵系统B通过消纳绿电驱动，吸收乏汽的热量加热熔盐，降低机组本身碳排放。

俞明锋表示，改造后的复合机组，深度调峰时发电负荷可降为0，发电年利用小时数可低至3696小时，燃煤发电部分利用小时数仅1848小时。在相同减碳效果下，当绿电价格为0.1元/kWh时，本技术方案综合度电成本为0.38元/kWh，明显低于绿氨掺烧技术【详见下图】。

▌新型核电深度调峰技术

核电的深度调峰采用压水堆技术。压水堆一回路为15MPa左右的过冷水，二回路利用6MPa左右的饱和蒸汽发电，温度一般低于300℃，该温度条件与特高温热泵具备良好适配性。

俞明锋指出，由于压水堆汽轮发电机组为中压饱和蒸汽发电，效率较低，如果利用熔盐储能产饱和蒸汽补回原蒸汽系统，会显著降低熔盐储能的发电效率，另外补汽就需要反应堆负荷降低，与深度调峰但反应堆不动的初衷相背离。因此，压水堆电站深度调峰宜采用额外配置独立的高温高压汽轮发电机组的方式。

改造后，压水堆电站最低上网负荷可降至30%，系统能量转化效率高达67%。若按照深调6小时，顶峰4.5小时进行配置，顶峰功率较改造前可提升约66%，顶峰能力大大提升。

图：新型核电深度调峰技术改造基本原理

对于新建核电机组，俞明锋则建议采用“小反应堆+特高温热泵+熔盐储能+高参数大机组”的搭配方式，可实现核电机组灵活性运行。

俞明锋最后总结道：“特高温热泵有望在电力、供热、工业等领域广泛应用，显著提升能源利用效率。”作为高效电致热技术，特高温热泵可与熔盐储热技术结合，形成具有广域普适性的安全、低成本、大容量储能调峰技术，或者通过高效“绿电致热”推动电、热力供应的低碳化，应用潜力巨大。

俞明锋表示绿储科技目前已顺利完成600℃级2MW特高温热泵装置的开发工作，为后续工程实践积累宝贵经验并奠定了坚实基础。公司将持续探索，早日实现更大规模特高温热泵的工程示范。