燃煤发电耦合储热可提高其运行灵活性和调峰能力，但对现有燃煤电厂进行电网级储能改造的研究始终较为缺乏，尤其是对其详细的热力学建模和经济性分析。
图：位于澳大利亚新南威尔士州，为Liddel火电站配置的Nova1光热-燃煤混合发电项目华中科技大学李小波教授课题组设计了一种超临界燃煤机组耦合熔盐储热电网级储能系统，基于Ebsilion仿真软件搭建了详细的热力学模型并对比分析了其经济性。
该研究对现有的燃煤电厂600 MW超临界机组进行储热改造，使用熔盐储热系统取代原有锅炉，在电网负荷低谷时，利用电阻加热器将富裕电力转换为储存在高温熔盐储罐中的热能；在电网负荷高峰时，储存在熔盐中的热能被交换到蒸汽透平做功。
为降低电力运输成本，该燃煤电厂选址在可再生能源丰富的区域。
蓄热材料的选取对于储热系统的性能和安全性具有重要的影响，该研究对比分析了无机盐、花岗岩、陶瓷微粒三种蓄热材料，并基于工作温度区间、热导率、投资成本择优选取了无机盐作为蓄热材料，其可在260-600℃的较宽温度范围内维持高性能。
换热器的结构设计对于储能系统调峰性能也有着重要的影响，该研究中的熔盐/蒸汽换热器采用西门子公司开发设计的直流结构，将省煤器（预热器）、蒸发器和过热器集成到一个压力容器中，这种结构的主要优点是它具有更高的热灵活性。
在热力学分析中，满负荷时耦合储热的燃煤电厂热效率为41.8%，而传统燃煤电厂热效率为40.3%；在负载较低的情况下，基于耦合储热的燃煤电厂效率也更高，例如在20%机组热耗保证工况负荷下其热效率为36.9%，而传统燃煤电厂热效率为33.1%。
可以通过㶲分析来解释该种差异。
耦合储热的燃煤电厂系统中电-热转换的㶲损失略高于传统系统的化学能-热转换㶲损失，但后者的锅炉排烟损失远高于耦合储热的燃煤电厂系统的冷热罐散热损失，且机组在低负荷运行时，排烟损失和传热温差的增大导致了总㶲损的增大。
除了效率，输出负荷调节范围和负荷爬坡率也是储能系统调峰调频的热力学关键指标。
抽水蓄能和压缩空气储能系统的负荷调节范围能达到0%-100%，负荷爬坡率为25%/min-35%/min，即机组从停机到满负荷状态只需要3到4分钟的响应时间。
耦合储热燃煤电厂系统的负荷调节范围为15%-100%，宽于传统系统的20%-100%，且负荷爬坡率从原来的2%/min提高到了5%/min，通过耦合提高了机组的灵活性。
在经济性方面，由于利用现有燃煤机组进行改造，耦合储热燃煤电厂具有较低的平准化度电成本，最优可以达到3.0美分/kWh。
燃煤机组耦合熔盐储热系统示意图该研究较为详细地分析了超临界燃煤机组耦合熔盐储热的技术经济性能，对于如何改造现有燃煤机组用以电网级储能具有一定的指导意义。
相关研究结果发表在《Applied Thermal Engineering》。
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