“双碳”目标下供热机组深度调峰与深度节能技术发展路径

甘益明，王昱乾，黄 畅，王卫良，吴伟雄，肖显斌，吕俊复

（1.暨南大学能源电力研究中心，广东 珠海 519070；2.华北电力大学新能源电力系统国家重点实验室，北京 100096；3.清华大学能源与动力工程系热科学与动力工程教育部重点实验室，北京 100084）

为应对能源枯竭、环境恶化，全球能源结构转型不断加速。2019年，德国可再生能源发电量为242.6 TW·h，占总发电量的40.1%[1]；英国总发电量为324 TW·h，其中风光发电比例为23.8%[2]；美国可再生能源发电比例为19%，预计到2050年美国发电总量中可再生能源发电占比将达38%[3]。为实现我国“双碳”战略目标，我国能源结构转型进程进一步加快。截至2020年底，全国风电、太阳能发电总装机容量已达5.3亿kW，约占全国发电装机容量的22%[4]，同时，全年弃风弃光电量高达219 GW·h，且其中90%发生在 “三北”地区[5]。国家主席习近平在气候雄心峰会上强调，到2030年风电、太阳能发电总装机容量将进一步达到12亿kW以上[6]，风光电力将面临前所未有的消纳压力。

经调研，“三北”地区冬季供暖普遍采用以供热机组为主的集中供热方式，而供热机组“以热定电”的生产模式大大降低了机组运行的灵活性，使其难以参与电网的深度调峰，这是导致“三北”地区严重弃风弃光的主要原因。面对发展如此迅速的波动性电源，如何提高供热机组的深度调峰能力，促进新能源电力的规模化消纳，已成为我国能源转型的关键。

基于供热机组的深度调峰需求，本文系统分析了供热机组通过热电解耦进行深度调峰与机组节能保效运行之间突出矛盾的内在原因，并总结对比了储热型与非储热型热电解耦技术路径，在此基础上对未来供热机组深度调峰技术的发展进行展望。

1 供热机组

基于能量梯级利用原理，供热机组充分利用了不同品位的热能，系统整体能效高。在相同能量供应下，供热机组热电联产比热电分产方式节约20%～25%的煤耗[7]。由于供热机组电、热功率输出具有较强的耦合关系，为了优先满足供热需求，大型供热机组通常采用“以热定电”的运行模式。

1.1 大型供热机组的电、热功率耦合关系

供热机组的供电功率直接受主蒸汽流量和供热抽汽流量影响，其主要限制因素发生在控制主蒸汽流量的锅炉侧和限制供热抽汽量的汽轮机侧。

1.1.1 锅炉侧限制因素

在低负荷运行工况下，锅炉侧的调峰限制因素主要有2个：

1）锅炉在低负荷工况下的稳定燃烧限制[8]调峰机组锅炉侧要求，燃煤机组的最低连续稳定运行负荷应≤40%，对于一般的燃油机组这一负荷应≤25%，而锅炉的燃烧稳定性决定了锅炉的最低稳定运行负荷[9]；

2）低负荷下锅炉的水动力安全 在过低的水流量情况下，水冷壁内的水和蒸汽易出现停滞和倒流现象，给机组运行带来严重的安全隐患。

1.1.2 汽轮机侧限制因素

汽轮机侧的调峰限制因素主要是汽轮机最小排汽流量。在低负荷运行工况下，低压缸会出现鼓风现象，需要一定的排汽将鼓风热量带走。末级叶片的水冲蚀损伤是限制机组参与调峰的另一个重要因素。当机组处于低负荷运行工况，在末级叶片处容易产生蒸汽倒流引起“水刷”及叶片震颤现象，增加叶片断裂风险，影响机组的安全运行[10]。

2 深度调峰技术

当前，供热机组深度调峰改造的技术路线可归纳为2种：1）储热型，通过给火电机组外部增设蓄热装置或额外热源，实现热电解耦，降低供热机组自身的供热负荷；2）非储热型，通过对机组改造扩大热电比来实现机组深度调峰，例如将热蒸汽减温减压后供热或通过电锅炉设备将电能转化为热能供热等。

2.1 储热型热电解耦技术

2.1.1 储热供热技术

应用储热技术将太阳能光热、电制热、热水等热能进行储存，并在需要时释放利用，旨在解决热能供需在时空上不匹配的矛盾[11]。按照储热原理储热技术可分为显热储热技术、潜热储热技术和化学储热技术。由于化学储热反应过程复杂、可控性差，对设备要求高、投资大，因此显热储热和潜热储热是工程中最常用的储热技术。

2.1.2 大型储热装置在技术工程中的应用

将储热装置与供热机组并联，在余热满足供热仍有富余时可进行存储；在汽轮机内的抽汽不足以满足热用户需求时，可释放储热满足供热需求。理论上该技术可达到完全的热电解耦。

电厂主要采用储热水罐作为储热装置。刘依畅等[12]利用常压热水储热系统对热电厂进行灵活性改造，提高了机组深度调峰能力。杨海生等[13]通过Ebsilon软件建立300 MW供热机组仿真模型，仿真结果表明，利用储热容量为1 008 MW·h热水罐蓄热为18 h，放热为6 h，该蓄热罐可使夜间调峰负荷由169.6 MW降低至78.0 MW，使机组负荷率由56.3%减小到26.0%，使供热机组在夜间的最低发电负荷大幅降低。范庆伟等[14]优化了储热水罐的容量，改善了系统调峰能力，揭示了储水罐容量、调峰能力随热网负荷的变化规律。在火电机组的工业供热调峰方面，罗海华等[15]设计了一套熔盐蓄热系统，在发电机组负荷较高、供热能力盈余时，蓄热系统利用再热蒸汽加热熔盐蓄热，在发电机组负荷低至无法保证供热参数时，蓄热系统进行放热以替代汽轮机抽汽供热，实现系统热电解耦。

可再生能源供热主要包括地热能供热、生物质能供热、太阳能热利用等。在欧洲，太阳能区域供热发展迅速，截至2015年底，欧洲地区总计建立了235个供热负荷大于350 kW的太阳能区域供热场[16]。近年来，我国可再生能源发展情况良好，通过开展试点示范、财政补贴等形式在各地区推进清洁取暖或太阳能等新能源供暖已有一定基础[17]。但由于太阳能辐照能量密度低，而且具有间歇性、反季节性，因此太阳能区域供热通常需要配置跨季节储热装置[18]。在欧洲，中央太阳能供暖设备与季节性蓄热相结合可以实现50%甚至更高的太阳能比例，Bauer等人[19]描述了不同类型的热能储存和附属的中央太阳能供热站和区域供热系统及其运行经验。Dahash等人[20]对大型储热水罐等先进的跨季节性蓄热技术进行了详细介绍。基于我国实际，李峥嵘等[21]分析了季节蓄热太阳能区域供热的规模化优势，认为太阳能区域供热规模越大，经济效应越显著。赵军等[22]模拟跨季节蓄热太阳能集中供热系统，分析了集热器面积-水箱体积比对系统性能的影响。模拟结果表明，通过埋地水箱进行跨季节蓄热，在0.1～0.4的面积体积比范围内，系统的太阳能保证率可达到31%～54%。Armstrong等人[23]从需求侧进行考虑，对家用热水箱进行研究，实验研究了壁面材料规格对家用热水箱内脱层的影响，通过选择合适的壁面材料，最大限度地减少分层，提高了热水箱的性能。

综上所述，储热供热技术“移峰填谷”可实现热电解耦，但总体而言储热供热技术初投资较高，供热成本较高。

2.2 非储热型扩大热电比技术

非储热型扩大热电比技术通过调节用于供热和发电的蒸汽量以提高机组的运行灵活性，主要包括高、低压旁路供热技术，低压缸零出力技术和基于喷射器供热技术，通过消耗电能转化为热能的电锅炉技术，通过回收余热增加供热量的热泵技术。

2.2.1 高、低压旁路供热

1）高、低压旁路供热改造技术

主蒸汽抽汽经高压缸旁路减温减压后汇入再热段，或再热蒸汽抽汽减温减压后直接供热，减少蒸汽在高压缸、中压缸中的做功量，从而减少汽轮机组出力，扩大热电比。高、低压旁路供热系统如图1所示。

图1 高、低压旁路供热系统示意Fig.1 Schematic diagram of bypass heating system of the high and low pressure cylinder

2）高、低压旁路供热技术工程应用

周国强等[24]以超临界350 MW供热机组为例进行分析，结果表明在保障机组安全运行的前提下，改造后的机组可大幅提高低负荷供热能力。薛朝囡等[25]进一步对高低压旁路进行扩容改造，结果表明，机组的低负荷供热能力在扩容后得到进一步提高，但对机组额定工况抽汽供热能力的影响有限。Zhang等人[26]对比分析了高低压旁路、低压缸切除、蓄热水箱和电锅炉等技术，结果表明高低压旁路供热对提高供热机组的深度调峰能力具有明显的优势。Wei等人[27]在旁路调峰方案的基础上将旁路与蓄热装置耦合，结果表明旁路蓄热联合调峰方案的电力调峰范围最大，与原机组相比最大供热量增加163.87 MW，运行收益也得到提高。而居文平等[28]认为在多供热模式频繁切换情况下，减温减压器、调节阀及相应的管路系统运行的安全可靠性需进一步论证，且直接将高品质蒸汽减温减压用于供热，热经济性差；而且，为避免高压缸末级发生鼓风问题，旁路供热蒸汽量也有一定的局限性。

3）高、低压旁路供热技术的局限性

高、低压旁路供热技术可在一定范围内实现热电解耦，但机组长期严重偏离设计工况运行，将面临许多问题：

a) 电厂运行效率降低。通过将大量高品位热能采用减温减压装置降为低品位热能，来提高机组运行的灵活性，浪费了大量的高品质能源，降低了电厂的运行效率。

b) 系统稳定性降低。旁路方式在一定程度上解耦了“以热定电”的约束，但却将原本相互独立的发电侧和热网侧进行耦合，加强了发电与热网的关联性，这将使得系统事故率增高，且使事故变得更复杂。而且，长期偏离设计工况运行还会增加零部件的损耗，对电厂的安全性造成影响。

c) 系统运行复杂化。机组与其旁路并列运行时，既要考虑锅炉再热器与过热器蒸汽量的匹配问题，也要考虑汽轮机高、中压缸进汽量匹配问题，此外中压调节阀还要参与调节，使运行过程复杂化。

2.2.2 低压缸零出力（切缸）供热改造技术

1）低压缸零出力改造技术

低压缸零出力技术是指低压缸运行于高度真空环境下，低压缸的进汽被可完全密闭的液压蝶阀切断，通过新增旁路进入的少量冷却汽体带走低压缸内的鼓风热量，以保证机组的安全运行。切断的蒸汽全部用于供热，减少了冷源损失，而且通过消除低压缸最小凝汽流量的限制，扩大了热电比。低压缸零出力供热改造如图2所示。

图2 低压缸零出力供热改造示意Fig.2 Schematic diagram of heating of low pressure cylinder with zero output

2）低压缸零出力技术的工程应用

居文平等[28]以330 MW供热机组为例将低压缸改造前后机组的热电负荷进行比较，实验结果显示，在等主蒸汽流量下，改造后机组供热抽汽流量得到提高，供热负荷增加了65 MW；在等供热负荷条件下，改造后机组发电功率降低，调峰能力提高了16%。陈建国等[29]以国内某300 MW机组供热改造为例进行分析，结果表明，在确保机组运行安全前提下，低压缸零出力技术可减少冷源损失，提高机组运行的经济性和热电解耦能力。Liu等人[30]开发了变工况和热力学分析模型，检验和比较热电解耦技术的运行灵活性改进和热力学性能，结果表明，低压缸零出力技术可有效降低机组的最低运行负荷。鄂志军等[31]以300 MW供热机组为例，对低压缸零出力改造的热电解耦性能及能耗展开研究。结果表明，当发电量为200 MW，改造机组的热电比提高1.107；当供热量为 300 MW，改造机组的最低电负荷率降低35.7%。

3）低压缸零出力改造技术的局限性

虽然通过切除低压缸能让供热机组一定程度上扩大热电负荷的调节范围，但是低压缸在低蒸汽流量工况下会对机组的安全运行产生影响：

a) 当通过汽轮机级内的蒸汽流量大幅减小时，会出现鼓风工况。处于鼓风工况下，热量无法被带出低压缸，进而造成低压缸过热、变形等安全问题。

b) 低压缸末级叶片较长，且具有叶形弯扭、抗振性能弱等特点，因此叶片在小蒸汽流量工况下运行时易出现大负冲角运行，会诱发叶片颤振，甚至造成叶片损伤断裂，严重影响机组安全运行。

基于低压缸零出力运行安全的需要，可通过增加或改造运行监测点，充分了解低压缸通流部分的运行情况；可通过喷涂金属层对低压缸末级叶片进行耐磨处理；可通过引入中压缸排汽对低压缸进行冷却[25]。目前我国低压缸零出力技术已经较为成熟，基本可以保证在切除低压缸后机组仍能安全运行，如在哈汽73D机组[32]和红阳热电2号机组[33]上都取得成功的应用。低压缸改造技术投资也较小，运行灵活，从技术经济性与改造效果角度考虑，是一种较为理想的深度调峰技术。

2.2.3 电锅炉技术

1）电锅炉技术原理

发电机组可通过电锅炉将电能转换为热能加热热网循环水，以降低电厂上网电量，间接提高机组调峰能力。图3是配置有电锅炉的风-火热电系统。

图3 配置有电锅炉的风-火热电系统Fig.3 The wind-fire electricity system equipped with electric boiler

2）电锅炉技术的工程应用

林军等[34]根据火电灵活性改造试点项目，在热电机组中首次采用直热式电锅炉，实现热电解耦，进一步消纳可再生能源。Liu等人[35]从区域电网的角度，以社会效益最大化为目标，基于热电平衡等各种约束条件，分析了区域电网的最佳电锅炉容量配置。李佳佳等[36]以二级热网电锅炉的供热系统结构为基础，建立了调峰电锅炉的启停控制模型。研究表明，电锅炉方案能够改变热电机组的热电负荷特性曲线，起到平峰填谷的作用，为风电消纳提供更多的上网空间。邓佳乐等[37]进一步分析了以上方案对弃风消纳的作用机理，并优化了电锅炉启停控制策略，建立了基于电锅炉调峰的热电联合系统优化调度模型，并分析了方案的经济性。此基础上，郭丰慧等[38]在研究了结合电锅炉及储热技术的储热式电锅炉对弃风的消纳特性，并分析了技术可行性，建立了基于储热式电锅炉日调峰的热电联合系统调度模型，对比分析了热源处集中配置和二次热网中配置2种配置方式，结果表明二级热网中配置储热式电锅炉更能进一步提高弃风的消纳量。

通过将电锅炉与供热机组耦合，虽然可以实现完全的热电解耦，但是将高品位的电能转换为低品位的热能，热经济性较低。系统地研究发现，高背压供热机组采用电锅炉技术热效率相对可以接受。王金星等[39]使用Ebsilon软件构建了350 MW燃煤抽凝机组模型，将电锅炉与抽汽联合供热与中间抽汽供热进行对比，虽然电锅炉与抽汽联合供热方式将最大供热负荷由336 MW扩大至556 MW，但是在最大供热负荷下的标准煤耗增加了2.16%。

2.2.4 热泵供热技术

将热泵回收热能的特点应用到热电联产系统中，可通过扩大供热量来满足深度调峰的要求。与传统的直接抽汽供热相比，吸收式热泵供热不仅利用了汽轮机抽汽中的热量，还利用了电厂循环水中的余热。与压缩式热泵供热相比，吸收式热泵的一次能源利用效率约是压缩式热泵的3.03倍，因此在大多数情况下吸收式热泵供热更具优越性[40]。Zhang等人[41]提出了一种基于吸收式热泵的热电联产余热回收方案，建立了吸收式热泵余热回收热电联产系统的数学模型，与常规供热方式相比，在供热负荷一定的情况下，随着负荷的增加，综合系统的煤耗率下降幅度减小。但吸收式热泵供热方式是利用汽轮机抽汽作为热泵的驱动热源，用回收的余热加热热网水，因此受热泵出口热网水温度的限制，一般需要部分汽轮机抽汽通过尖峰换热器对热网水进行二次加热来满足热用户要求[42]。第一类溴化锂吸收式热泵回收电厂循环水余热可以增加电厂的供热能力[43]。但是溴化锂的结晶问题是吸收式热泵进行余热回收的重要约束，Sun等人[44]认为，保证溴化锂溶液的质量分数不超过60%能够防止溴化锂结晶的危险。刘春巍[45]以采用吸收式热泵供热的热电联产机组为研究对象，构建热力学模型，研究不同热电比对机组供热性能的影响，确定了机组供热期间最大调峰能力的计算原则。王硕[46]通过建立吸收式热泵热力学模型以及汽轮机变工况模型，对不同供热负荷下机组的调峰能力进行研究。结果表明，吸收式热泵辅助供热有利于扩大机组调峰范围，且随着热泵制热系数的增加，机组调峰能力逐渐增大。张宇等[47]以某330 MW热电联产机组为例，对集成吸收式热泵的热电解耦性能及能耗特性展开理论研究。结果表明，耦合吸收式热泵不但扩大了热电联产机组的热电比，还扩大了热电联产机组的安全运行范围。从需求侧管理，Arteconi等人[48]以北爱尔兰为参考场景，将热泵与储热系统相结合，将电力负荷从高峰时段转移到非高峰时段。Cho等人[49]介绍了与住宅热泵集成的热电联产（CHP-HP）系统的设计和可行性分析，该系统模型包括了发电机组驱动热泵模型以及发电机组热回收模型，以承担热泵热耗和生活用水热负荷，通过代表不同气候区10个不同美国地点的单户住宅楼，对提出的系统进行了评估。结果表明，CHP-HP系统可在寒冷气候区有效地利用发电机组回收的余热补充辅助加热器的能耗。

吸收式热泵通过余热的回收，扩大了热电比，也提高了能量利用效率，但机组对热网水温要求高，如果热网回水温度降低或溶液浓度过高，会在溶液热泵交换器中产生结晶，一旦形成结晶会堵塞溶液通路，进而导致机组停机，需要3～4 h的融晶。而且吸收式机组的温升能力是受热源温度、热网回水温度和热源水温的影响，如果要求较高的供热温度，必须提高凝汽器的供回水温度，需要提高汽轮机的排汽绝对压力，从而改变汽轮机的运行参数并影响发电量，导致发电机组的运行存在安全隐患。

2.2.5 基于蒸汽喷射器供热技术

1）喷射器的工作原理

喷射器是将2股不同压力的流体，通过直接换热并达到速度和温度的平衡，从而混合成一股流体的装置。压力相对较高的工作流体进入喷嘴做加速运动，在喉管处达到音速，并在喷嘴扩张段做超音速加速运动，压力进一步下降，从而形成负压区引射压力相对较低的引射流体，最后在混合室发生混合达到平衡，最终达到提高低压蒸汽的压力来满足不同热用户需求的目的。图4为耦合喷射器的热电联产系统示意。

图4 耦合喷射器的热电联产系统示意Fig.4 Schematic diagram of the cogeneration system coupled with ejector

2）基于蒸汽喷射器供热技术的工程应用

Zhang等人[50]提出了一种集成蒸汽喷射器的新型回收余热供热系统，应用Ebsilon软件对所提出的热力系统进行建模，结合蒸汽喷射器的一维数学设计模型提出了组件-系统耦合设计方案。与常规系统相比，在设计工况下，在相同的功率输出下，新系统的乏汽回收率和制热量分别提高了8.66%和31.8 MW。Liu等人[51]提出了3种集成喷射器的新型热电联产系统，并对多个系统参数进行了优化。比较了3种改造系统的热电解耦性能和能耗特性。结果表明，3种改造后的系统均可实现热电解耦，其中系统II(串联2个喷射器)的调峰能力最大，为94.8 MW。系统III(与2个并联喷射器耦合)显示出最佳的能量和效率。杨志平等[52]以某2台300 MW空冷机组为例构建耦合喷射器热电联产系统，利用数值模拟方法对喷射器进行变工况特性分析，并在此基础上研究了汽轮机背压和喷射器之间的耦合调节方式，为耦合喷射器供热系统设计及运行优化提供理论指导。宋四明[53]对可调式喷射器性能曲线与热网水温升曲线进行耦合分析，得到汽轮机变工况时的最优调节方式，耦合喷射器的新系统受热网供水温度影响，当供水温度低于68 ℃，新系统无节能效益；当供水温度在68～82 ℃，新系统处于最优运行状态；当供水温度高于82 ℃，全厂节煤约9 g/(kW·h)。

蒸汽喷射供热技术是一种较新的调峰技术，通常喷射器设备体积较大，系统较复杂，但投资成本小，供热能力好，因此具有一定的应用潜力。

2.3 小结

从技术经济性、热经济性等方面，对储热型热电解耦技术及非储热型扩大热电比技术进行综合分析比较，深度调峰技术综合分析结果见表1。

表1 深度调峰技术综合分析对比Tab.1 Comprehensive comparison of deep peak shaving technology

由表1可见，储热型调峰技术投入成本高，使其“商品”价格贵，在无政府补贴政策情况下，很难平衡供给侧和用户侧之间利益矛盾。在非储热型调峰技术中，低压缸零出力技术具有一定优势。

3 供热机组深度调峰与节能技术路线

供热机组灵活性改造与节能仍有巨大提升空间，由于供热机组在深度调峰过程中各级压力线性变化，如果通过调节阀节流调整低压区参数保障供热，会引起大范围节流损失，导致机组运行效率大幅降低，使机组运行煤耗增加。如何兼顾机组灵活性与效能，尤其是降低机组在深度调峰过程中的煤耗，是当前供热机组参与电网深度调峰所要研究的问题。因此本文从发电侧、管网侧及用户侧等方面提出供热机组深度调峰与节能的技术路线。

3.1 基于多解耦技术耦合的深度调峰技术

发电侧是参与电网深度调峰的主体，因此在保证发电机组安全性和灵活性的前提下，尽可能减少机组能耗是实现节能减排的有效途径。储热型热电解耦方式消耗高品位蒸汽，能耗较高；基于“温度对口蓄热、能级匹配”原则可采用分级蓄热供能[54]。采用电锅炉将高品位的电能转化为热能，消耗的煤只有30%左右转化为热，甚至比常规的热水锅炉的煤热转化效率更低，因此在电力调节灵活性允许的情况下，应尽量避免通过电锅炉将电能直接转化为热能进行供热。

面对日益增加的电网调峰需求，单一形式的热电解耦技术具有一定的局限性，即使能够满足供能需求，也未能协同技术经济性和能量利用效率。耦合多种热电解耦技术，可在机组灵活性、经济性和能量利用效率的综合评价上获得相对较优的方案。储热型调峰技术对发电侧改造程度较小，在技术层面易于推广，但储热技术经济成本高，难以在实际中进行广泛应用。考虑技术经济性，李志强等[55]以350 MW火电机组为例，在不同调峰目标下，对高低压旁路改造方案与储热技术相耦合的高低压改造方案进行比较，相较于单纯的蒸汽旁路改造，耦合储热技术的蒸汽旁路改造方案的调峰收益更显著。张翼等[56]通过Ebsilon软件构建350 MW抽凝机组仿真模型，计算了增设热泵与储热罐耦合装置、增设蓄热电锅炉等方案与原抽汽供热方案的风电消纳量等参数。结果表明，增设热泵与储热罐耦合装置的供热方案不但可以明显提高风电消纳能力，而且能够降低主蒸汽消耗量。当储热技术与其他热电解耦技术耦合时，可根据不同调峰需求，优选出最优调峰方案，在一定程度上弥补储热技术高成本的缺点，但并未根本解决。因此在综合考虑机组能耗、供热能力等因素，有必要开展耦合储热技术的热电解耦技术与耦合其他热电解耦技术的调峰技术的比较研究，得到相对较优的多热电解耦技术耦合方式。Zeng等人[57]将高低压旁路与低压缸零出力技术耦合，使机组的最小技术出力降低到改造前的14.2%。同时，改造后机组可提供多种供热模式，运行灵活性大大提高。通过比较这些供热方式的经济性，得出了热耗率最低的运行方式。因此将多种调峰技术耦合并进行方案的优选是未来发电侧调峰技术的技术路线之一。

3.2 管网侧和用户侧的蓄能协同

供热系统由热源、热网和热用户三部分组成。目前大部分调峰压力都在热源端的热电厂。然而热网和热用户本身具有蓄热特性，协同调度一、二次管网和用户侧调峰潜力，可更好地满足供热机组的深度调峰需求。秦冰等[58]对利用热网和热建筑的热惯性参与电力调峰的可行性进行探讨，利用集中供热系统存在的巨大热惯性，可使供热机组的产热量在一定范围内变化而不影响供热质量，从而不影响热用户用热体验。毕庆生等[59]通过案例进行计算，得到大型供热机组产热量的波动并不会影响供热质量，并且建立了机组基于热网及建筑物热惯性的电网调峰数学模型，为热网和热用户参与电网调峰提供了科学依据。文献[60]利用供热系统热惯性建立供热机组短时深度参与电网调峰及风电消纳数学模型，在用电高峰期，供热机组对建筑物提前蓄热，蓄热时长为6.44 h，在电网低负荷时，供热机组适当减少供热量及发电量，通过建筑物与热网的蓄热量满足热用户用热要求，为深度调峰及可再生能源的消纳提供了操作空间。随着深度调峰与深度节能的需要，可构建考虑用户侧柔性电、热负荷的热电系统的优化调度模型，提高系统经济性，减小负荷峰谷差。考虑用户侧柔性负荷优化调度模型以及一、二次管网的蓄热能力可以更好的解决供热能力不足的问题，同时满足深度调峰需要。从电厂到管网再到用户的协同合作，共同承担电网调峰压力，做到真正的“智慧节能供热”，从而统筹供给侧、配送、需求侧共同满足调峰需求。

4 结论与展望

为实现我国既定双碳战略目标，应对未来大规模“阴晴不定”新能源上网所带来的巨大调峰压力，供热机组将实现“按需定电”全面参与深度调峰。本文基于供热机组的深度调峰需求，回顾并总结了储热型热电解耦及非储热型扩大热电比技术的主要特征，得出如下结论：

1）包括可再生能源供热在内的储热型技术能够实现“移峰填谷”，热电解耦效果好，但成本较高；低压缸改造虽然对机组叶片要求较高，安全校核过程较为复杂，但技术投资较小，运行灵活，国内技术已较为成熟；电锅炉将高品位的电能转换为品位低的热能，虽能够实现全负荷调峰，但热经济性差，只建议在高背压供热条件下采用；吸收式热泵可利用乏汽增加供热能力，但其应用要求较高；基于蒸汽喷射器供热技术的供热能力好，但系统较复杂、占地较大，具有一定的发展潜力。

2）通过系统地分析，本文认为供热机组深度调峰技术应统筹调峰与能效2个方面，采用多解耦技术耦合的深度调峰技术，有望在机组灵活性、经济性和能量利用效率的综合评价上获得相对较优的方案。同时，应积极协同管网侧和用户侧的蓄能技术，以实现供给侧、需求侧协同的“智慧节能供热”。

全面推进供热机组深度调峰技术的发展，能够推动燃煤供热产业升级，有效保障新能源电力系统供需平衡，助力我国“双碳”战略目标的顺利实施。