“雙碳”目標下供熱機組深度調峰與深度節能技術發展路徑

甘益明，王昱乾，黃 暢，王衛良，吳偉雄，肖顯斌，呂俊復

（1.暨南大學能源電力研究中心，廣東 珠海 519070；2.華北電力大學新能源電力系統國家重點實驗室，北京 100096；3.清華大學能源與動力工程系熱科學與動力工程教育部重點實驗室，北京 100084）

為應對能源枯竭、環境惡化，全球能源結構轉型不斷加速。2019年，德國可再生能源發電量為242.6 TW·h，占總發電量的40.1%[1]；英國總發電量為324 TW·h，其中風光發電比例為23.8%[2]；美國可再生能源發電比例為19%，預計到2050年美國發電總量中可再生能源發電占比將達38%[3]。為實現我國“雙碳”戰略目標，我國能源結構轉型進程進一步加快。截至2020年底，全國風電、太陽能發電總裝機容量已達5.3億kW，約占全國發電裝機容量的22%[4]，同時，全年棄風棄光電量高達219 GW·h，且其中90%發生在 “三北”地區[5]。國家主席習近平在氣候雄心峰會上強調，到2030年風電、太陽能發電總裝機容量將進一步達到12億kW以上[6]，風光電力將面臨前所未有的消納壓力。

經調研，“三北”地區冬季供暖普遍采用以供熱機組為主的集中供熱方式，而供熱機組“以熱定電”的生產模式大大降低了機組運行的靈活性，使其難以參與電網的深度調峰，這是導致“三北”地區嚴重棄風棄光的主要原因。面對發展如此迅速的波動性電源，如何提高供熱機組的深度調峰能力，促進新能源電力的規模化消納，已成為我國能源轉型的關鍵。

基于供熱機組的深度調峰需求，本文系統分析了供熱機組通過熱電解耦進行深度調峰與機組節能保效運行之間突出矛盾的內在原因，并總結對比了儲熱型與非儲熱型熱電解耦技術路徑，在此基礎上對未來供熱機組深度調峰技術的發展進行展望。

1 供熱機組

基于能量梯級利用原理，供熱機組充分利用了不同品位的熱能，系統整體能效高。在相同能量供應下，供熱機組熱電聯產比熱電分產方式節約20%～25%的煤耗[7]。由于供熱機組電、熱功率輸出具有較強的耦合關系，為了優先滿足供熱需求，大型供熱機組通常采用“以熱定電”的運行模式。

1.1 大型供熱機組的電、熱功率耦合關系

供熱機組的供電功率直接受主蒸汽流量和供熱抽汽流量影響，其主要限制因素發生在控制主蒸汽流量的鍋爐側和限制供熱抽汽量的汽輪機側。

1.1.1 鍋爐側限制因素

在低負荷運行工況下，鍋爐側的調峰限制因素主要有2個：

1）鍋爐在低負荷工況下的穩定燃燒限制[8]調峰機組鍋爐側要求，燃煤機組的最低連續穩定運行負荷應≤40%，對于一般的燃油機組這一負荷應≤25%，而鍋爐的燃燒穩定性決定了鍋爐的最低穩定運行負荷[9]；

2）低負荷下鍋爐的水動力安全 在過低的水流量情況下，水冷壁內的水和蒸汽易出現停滯和倒流現象，給機組運行帶來嚴重的安全隱患。

1.1.2 汽輪機側限制因素

汽輪機側的調峰限制因素主要是汽輪機最小排汽流量。在低負荷運行工況下，低壓缸會出現鼓風現象，需要一定的排汽將鼓風熱量帶走。末級葉片的水沖蝕損傷是限制機組參與調峰的另一個重要因素。當機組處于低負荷運行工況，在末級葉片處容易產生蒸汽倒流引起“水刷”及葉片震顫現象，增加葉片斷裂風險，影響機組的安全運行[10]。

2 深度調峰技術

當前，供熱機組深度調峰改造的技術路線可歸納為2種：1）儲熱型，通過給火電機組外部增設蓄熱裝置或額外熱源，實現熱電解耦，降低供熱機組自身的供熱負荷；2）非儲熱型，通過對機組改造擴大熱電比來實現機組深度調峰，例如將熱蒸汽減溫減壓后供熱或通過電鍋爐設備將電能轉化為熱能供熱等。

2.1 儲熱型熱電解耦技術

2.1.1 儲熱供熱技術

應用儲熱技術將太陽能光熱、電制熱、熱水等熱能進行儲存，并在需要時釋放利用，旨在解決熱能供需在時空上不匹配的矛盾[11]。按照儲熱原理儲熱技術可分為顯熱儲熱技術、潛熱儲熱技術和化學儲熱技術。由于化學儲熱反應過程復雜、可控性差，對設備要求高、投資大，因此顯熱儲熱和潛熱儲熱是工程中最常用的儲熱技術。

2.1.2 大型儲熱裝置在技術工程中的應用

將儲熱裝置與供熱機組并聯，在余熱滿足供熱仍有富余時可進行存儲；在汽輪機內的抽汽不足以滿足熱用戶需求時，可釋放儲熱滿足供熱需求。理論上該技術可達到完全的熱電解耦。

電廠主要采用儲熱水罐作為儲熱裝置。劉依暢等[12]利用常壓熱水儲熱系統對熱電廠進行靈活性改造，提高了機組深度調峰能力。楊海生等[13]通過Ebsilon軟件建立300 MW供熱機組仿真模型，仿真結果表明，利用儲熱容量為1 008 MW·h熱水罐蓄熱為18 h，放熱為6 h，該蓄熱罐可使夜間調峰負荷由169.6 MW降低至78.0 MW，使機組負荷率由56.3%減小到26.0%，使供熱機組在夜間的最低發電負荷大幅降低。范慶偉等[14]優化了儲熱水罐的容量，改善了系統調峰能力，揭示了儲水罐容量、調峰能力隨熱網負荷的變化規律。在火電機組的工業供熱調峰方面，羅海華等[15]設計了一套熔鹽蓄熱系統，在發電機組負荷較高、供熱能力盈余時，蓄熱系統利用再熱蒸汽加熱熔鹽蓄熱，在發電機組負荷低至無法保證供熱參數時，蓄熱系統進行放熱以替代汽輪機抽汽供熱，實現系統熱電解耦。

可再生能源供熱主要包括地熱能供熱、生物質能供熱、太陽能熱利用等。在歐洲，太陽能區域供熱發展迅速，截至2015年底，歐洲地區總計建立了235個供熱負荷大于350 kW的太陽能區域供熱場[16]。近年來，我國可再生能源發展情況良好，通過開展試點示范、財政補貼等形式在各地區推進清潔取暖或太陽能等新能源供暖已有一定基礎[17]。但由于太陽能輻照能量密度低，而且具有間歇性、反季節性，因此太陽能區域供熱通常需要配置跨季節儲熱裝置[18]。在歐洲，中央太陽能供暖設備與季節性蓄熱相結合可以實現50%甚至更高的太陽能比例，Bauer等人[19]描述了不同類型的熱能儲存和附屬的中央太陽能供熱站和區域供熱系統及其運行經驗。Dahash等人[20]對大型儲熱水罐等先進的跨季節性蓄熱技術進行了詳細介紹。基于我國實際，李崢嶸等[21]分析了季節蓄熱太陽能區域供熱的規模化優勢，認為太陽能區域供熱規模越大，經濟效應越顯著。趙軍等[22]模擬跨季節蓄熱太陽能集中供熱系統，分析了集熱器面積-水箱體積比對系統性能的影響。模擬結果表明，通過埋地水箱進行跨季節蓄熱，在0.1～0.4的面積體積比范圍內，系統的太陽能保證率可達到31%～54%。Armstrong等人[23]從需求側進行考慮，對家用熱水箱進行研究，實驗研究了壁面材料規格對家用熱水箱內脫層的影響，通過選擇合適的壁面材料，最大限度地減少分層，提高了熱水箱的性能。

綜上所述，儲熱供熱技術“移峰填谷”可實現熱電解耦，但總體而言儲熱供熱技術初投資較高，供熱成本較高。

2.2 非儲熱型擴大熱電比技術

非儲熱型擴大熱電比技術通過調節用于供熱和發電的蒸汽量以提高機組的運行靈活性，主要包括高、低壓旁路供熱技術，低壓缸零出力技術和基于噴射器供熱技術，通過消耗電能轉化為熱能的電鍋爐技術，通過回收余熱增加供熱量的熱泵技術。

2.2.1 高、低壓旁路供熱

1）高、低壓旁路供熱改造技術

主蒸汽抽汽經高壓缸旁路減溫減壓后匯入再熱段，或再熱蒸汽抽汽減溫減壓后直接供熱，減少蒸汽在高壓缸、中壓缸中的做功量，從而減少汽輪機組出力，擴大熱電比。高、低壓旁路供熱系統如圖1所示。

圖1 高、低壓旁路供熱系統示意Fig.1 Schematic diagram of bypass heating system of the high and low pressure cylinder

2）高、低壓旁路供熱技術工程應用

周國強等[24]以超臨界350 MW供熱機組為例進行分析，結果表明在保障機組安全運行的前提下，改造后的機組可大幅提高低負荷供熱能力。薛朝囡等[25]進一步對高低壓旁路進行擴容改造，結果表明，機組的低負荷供熱能力在擴容后得到進一步提高，但對機組額定工況抽汽供熱能力的影響有限。Zhang等人[26]對比分析了高低壓旁路、低壓缸切除、蓄熱水箱和電鍋爐等技術，結果表明高低壓旁路供熱對提高供熱機組的深度調峰能力具有明顯的優勢。Wei等人[27]在旁路調峰方案的基礎上將旁路與蓄熱裝置耦合，結果表明旁路蓄熱聯合調峰方案的電力調峰范圍最大，與原機組相比最大供熱量增加163.87 MW，運行收益也得到提高。而居文平等[28]認為在多供熱模式頻繁切換情況下，減溫減壓器、調節閥及相應的管路系統運行的安全可靠性需進一步論證，且直接將高品質蒸汽減溫減壓用于供熱，熱經濟性差；而且，為避免高壓缸末級發生鼓風問題，旁路供熱蒸汽量也有一定的局限性。

3）高、低壓旁路供熱技術的局限性

高、低壓旁路供熱技術可在一定范圍內實現熱電解耦，但機組長期嚴重偏離設計工況運行，將面臨許多問題：

a) 電廠運行效率降低。通過將大量高品位熱能采用減溫減壓裝置降為低品位熱能，來提高機組運行的靈活性，浪費了大量的高品質能源，降低了電廠的運行效率。

b) 系統穩定性降低。旁路方式在一定程度上解耦了“以熱定電”的約束，但卻將原本相互獨立的發電側和熱網側進行耦合，加強了發電與熱網的關聯性，這將使得系統事故率增高，且使事故變得更復雜。而且，長期偏離設計工況運行還會增加零部件的損耗，對電廠的安全性造成影響。

c) 系統運行復雜化。機組與其旁路并列運行時，既要考慮鍋爐再熱器與過熱器蒸汽量的匹配問題，也要考慮汽輪機高、中壓缸進汽量匹配問題，此外中壓調節閥還要參與調節，使運行過程復雜化。

2.2.2 低壓缸零出力（切缸）供熱改造技術

1）低壓缸零出力改造技術

低壓缸零出力技術是指低壓缸運行于高度真空環境下，低壓缸的進汽被可完全密閉的液壓蝶閥切斷，通過新增旁路進入的少量冷卻汽體帶走低壓缸內的鼓風熱量，以保證機組的安全運行。切斷的蒸汽全部用于供熱，減少了冷源損失，而且通過消除低壓缸最小凝汽流量的限制，擴大了熱電比。低壓缸零出力供熱改造如圖2所示。

圖2 低壓缸零出力供熱改造示意Fig.2 Schematic diagram of heating of low pressure cylinder with zero output

2）低壓缸零出力技術的工程應用

居文平等[28]以330 MW供熱機組為例將低壓缸改造前后機組的熱電負荷進行比較，實驗結果顯示，在等主蒸汽流量下，改造后機組供熱抽汽流量得到提高，供熱負荷增加了65 MW；在等供熱負荷條件下，改造后機組發電功率降低，調峰能力提高了16%。陳建國等[29]以國內某300 MW機組供熱改造為例進行分析，結果表明，在確保機組運行安全前提下，低壓缸零出力技術可減少冷源損失，提高機組運行的經濟性和熱電解耦能力。Liu等人[30]開發了變工況和熱力學分析模型，檢驗和比較熱電解耦技術的運行靈活性改進和熱力學性能，結果表明，低壓缸零出力技術可有效降低機組的最低運行負荷。鄂志軍等[31]以300 MW供熱機組為例，對低壓缸零出力改造的熱電解耦性能及能耗展開研究。結果表明，當發電量為200 MW，改造機組的熱電比提高1.107；當供熱量為 300 MW，改造機組的最低電負荷率降低35.7%。

3）低壓缸零出力改造技術的局限性

雖然通過切除低壓缸能讓供熱機組一定程度上擴大熱電負荷的調節范圍，但是低壓缸在低蒸汽流量工況下會對機組的安全運行產生影響：

a) 當通過汽輪機級內的蒸汽流量大幅減小時，會出現鼓風工況。處于鼓風工況下，熱量無法被帶出低壓缸，進而造成低壓缸過熱、變形等安全問題。

b) 低壓缸末級葉片較長，且具有葉形彎扭、抗振性能弱等特點，因此葉片在小蒸汽流量工況下運行時易出現大負沖角運行，會誘發葉片顫振，甚至造成葉片損傷斷裂，嚴重影響機組安全運行。

基于低壓缸零出力運行安全的需要，可通過增加或改造運行監測點，充分了解低壓缸通流部分的運行情況；可通過噴涂金屬層對低壓缸末級葉片進行耐磨處理；可通過引入中壓缸排汽對低壓缸進行冷卻[25]。目前我國低壓缸零出力技術已經較為成熟，基本可以保證在切除低壓缸后機組仍能安全運行，如在哈汽73D機組[32]和紅陽熱電2號機組[33]上都取得成功的應用。低壓缸改造技術投資也較小，運行靈活，從技術經濟性與改造效果角度考慮，是一種較為理想的深度調峰技術。

2.2.3 電鍋爐技術

1）電鍋爐技術原理

發電機組可通過電鍋爐將電能轉換為熱能加熱熱網循環水，以降低電廠上網電量，間接提高機組調峰能力。圖3是配置有電鍋爐的風-火熱電系統。

圖3 配置有電鍋爐的風-火熱電系統Fig.3 The wind-fire electricity system equipped with electric boiler

2）電鍋爐技術的工程應用

林軍等[34]根據火電靈活性改造試點項目，在熱電機組中首次采用直熱式電鍋爐，實現熱電解耦，進一步消納可再生能源。Liu等人[35]從區域電網的角度，以社會效益最大化為目標，基于熱電平衡等各種約束條件，分析了區域電網的最佳電鍋爐容量配置。李佳佳等[36]以二級熱網電鍋爐的供熱系統結構為基礎，建立了調峰電鍋爐的啟停控制模型。研究表明，電鍋爐方案能夠改變熱電機組的熱電負荷特性曲線，起到平峰填谷的作用，為風電消納提供更多的上網空間。鄧佳樂等[37]進一步分析了以上方案對棄風消納的作用機理，并優化了電鍋爐啟停控制策略，建立了基于電鍋爐調峰的熱電聯合系統優化調度模型，并分析了方案的經濟性。此基礎上，郭豐慧等[38]在研究了結合電鍋爐及儲熱技術的儲熱式電鍋爐對棄風的消納特性，并分析了技術可行性，建立了基于儲熱式電鍋爐日調峰的熱電聯合系統調度模型，對比分析了熱源處集中配置和二次熱網中配置2種配置方式，結果表明二級熱網中配置儲熱式電鍋爐更能進一步提高棄風的消納量。

通過將電鍋爐與供熱機組耦合，雖然可以實現完全的熱電解耦，但是將高品位的電能轉換為低品位的熱能，熱經濟性較低。系統地研究發現，高背壓供熱機組采用電鍋爐技術熱效率相對可以接受。王金星等[39]使用Ebsilon軟件構建了350 MW燃煤抽凝機組模型，將電鍋爐與抽汽聯合供熱與中間抽汽供熱進行對比，雖然電鍋爐與抽汽聯合供熱方式將最大供熱負荷由336 MW擴大至556 MW，但是在最大供熱負荷下的標準煤耗增加了2.16%。

2.2.4 熱泵供熱技術

將熱泵回收熱能的特點應用到熱電聯產系統中，可通過擴大供熱量來滿足深度調峰的要求。與傳統的直接抽汽供熱相比，吸收式熱泵供熱不僅利用了汽輪機抽汽中的熱量，還利用了電廠循環水中的余熱。與壓縮式熱泵供熱相比，吸收式熱泵的一次能源利用效率約是壓縮式熱泵的3.03倍，因此在大多數情況下吸收式熱泵供熱更具優越性[40]。Zhang等人[41]提出了一種基于吸收式熱泵的熱電聯產余熱回收方案，建立了吸收式熱泵余熱回收熱電聯產系統的數學模型，與常規供熱方式相比，在供熱負荷一定的情況下，隨著負荷的增加，綜合系統的煤耗率下降幅度減小。但吸收式熱泵供熱方式是利用汽輪機抽汽作為熱泵的驅動熱源，用回收的余熱加熱熱網水，因此受熱泵出口熱網水溫度的限制，一般需要部分汽輪機抽汽通過尖峰換熱器對熱網水進行二次加熱來滿足熱用戶要求[42]。第一類溴化鋰吸收式熱泵回收電廠循環水余熱可以增加電廠的供熱能力[43]。但是溴化鋰的結晶問題是吸收式熱泵進行余熱回收的重要約束，Sun等人[44]認為，保證溴化鋰溶液的質量分數不超過60%能夠防止溴化鋰結晶的危險。劉春巍[45]以采用吸收式熱泵供熱的熱電聯產機組為研究對象，構建熱力學模型，研究不同熱電比對機組供熱性能的影響，確定了機組供熱期間最大調峰能力的計算原則。王碩[46]通過建立吸收式熱泵熱力學模型以及汽輪機變工況模型，對不同供熱負荷下機組的調峰能力進行研究。結果表明，吸收式熱泵輔助供熱有利于擴大機組調峰范圍，且隨著熱泵制熱系數的增加，機組調峰能力逐漸增大。張宇等[47]以某330 MW熱電聯產機組為例，對集成吸收式熱泵的熱電解耦性能及能耗特性展開理論研究。結果表明，耦合吸收式熱泵不但擴大了熱電聯產機組的熱電比，還擴大了熱電聯產機組的安全運行范圍。從需求側管理，Arteconi等人[48]以北愛爾蘭為參考場景，將熱泵與儲熱系統相結合，將電力負荷從高峰時段轉移到非高峰時段。Cho等人[49]介紹了與住宅熱泵集成的熱電聯產（CHP-HP）系統的設計和可行性分析，該系統模型包括了發電機組驅動熱泵模型以及發電機組熱回收模型，以承擔熱泵熱耗和生活用水熱負荷，通過代表不同氣候區10個不同美國地點的單戶住宅樓，對提出的系統進行了評估。結果表明，CHP-HP系統可在寒冷氣候區有效地利用發電機組回收的余熱補充輔助加熱器的能耗。

吸收式熱泵通過余熱的回收，擴大了熱電比，也提高了能量利用效率，但機組對熱網水溫要求高，如果熱網回水溫度降低或溶液濃度過高，會在溶液熱泵交換器中產生結晶，一旦形成結晶會堵塞溶液通路，進而導致機組停機，需要3～4 h的融晶。而且吸收式機組的溫升能力是受熱源溫度、熱網回水溫度和熱源水溫的影響，如果要求較高的供熱溫度，必須提高凝汽器的供回水溫度，需要提高汽輪機的排汽絕對壓力，從而改變汽輪機的運行參數并影響發電量，導致發電機組的運行存在安全隱患。

2.2.5 基于蒸汽噴射器供熱技術

1）噴射器的工作原理

噴射器是將2股不同壓力的流體，通過直接換熱并達到速度和溫度的平衡，從而混合成一股流體的裝置。壓力相對較高的工作流體進入噴嘴做加速運動，在喉管處達到音速，并在噴嘴擴張段做超音速加速運動，壓力進一步下降，從而形成負壓區引射壓力相對較低的引射流體，最后在混合室發生混合達到平衡，最終達到提高低壓蒸汽的壓力來滿足不同熱用戶需求的目的。圖4為耦合噴射器的熱電聯產系統示意。

圖4 耦合噴射器的熱電聯產系統示意Fig.4 Schematic diagram of the cogeneration system coupled with ejector

2）基于蒸汽噴射器供熱技術的工程應用

Zhang等人[50]提出了一種集成蒸汽噴射器的新型回收余熱供熱系統，應用Ebsilon軟件對所提出的熱力系統進行建模，結合蒸汽噴射器的一維數學設計模型提出了組件-系統耦合設計方案。與常規系統相比，在設計工況下，在相同的功率輸出下，新系統的乏汽回收率和制熱量分別提高了8.66%和31.8 MW。Liu等人[51]提出了3種集成噴射器的新型熱電聯產系統，并對多個系統參數進行了優化。比較了3種改造系統的熱電解耦性能和能耗特性。結果表明，3種改造后的系統均可實現熱電解耦，其中系統II(串聯2個噴射器)的調峰能力最大，為94.8 MW。系統III(與2個并聯噴射器耦合)顯示出最佳的能量和效率。楊志平等[52]以某2臺300 MW空冷機組為例構建耦合噴射器熱電聯產系統，利用數值模擬方法對噴射器進行變工況特性分析，并在此基礎上研究了汽輪機背壓和噴射器之間的耦合調節方式，為耦合噴射器供熱系統設計及運行優化提供理論指導。宋四明[53]對可調式噴射器性能曲線與熱網水溫升曲線進行耦合分析，得到汽輪機變工況時的最優調節方式，耦合噴射器的新系統受熱網供水溫度影響，當供水溫度低于68 ℃，新系統無節能效益；當供水溫度在68～82 ℃，新系統處于最優運行狀態；當供水溫度高于82 ℃，全廠節煤約9 g/(kW·h)。

蒸汽噴射供熱技術是一種較新的調峰技術，通常噴射器設備體積較大，系統較復雜，但投資成本小，供熱能力好，因此具有一定的應用潛力。

2.3 小結

從技術經濟性、熱經濟性等方面，對儲熱型熱電解耦技術及非儲熱型擴大熱電比技術進行綜合分析比較，深度調峰技術綜合分析結果見表1。

表1 深度調峰技術綜合分析對比Tab.1 Comprehensive comparison of deep peak shaving technology

由表1可見，儲熱型調峰技術投入成本高，使其“商品”價格貴，在無政府補貼政策情況下，很難平衡供給側和用戶側之間利益矛盾。在非儲熱型調峰技術中，低壓缸零出力技術具有一定優勢。

3 供熱機組深度調峰與節能技術路線

供熱機組靈活性改造與節能仍有巨大提升空間，由于供熱機組在深度調峰過程中各級壓力線性變化，如果通過調節閥節流調整低壓區參數保障供熱，會引起大范圍節流損失，導致機組運行效率大幅降低，使機組運行煤耗增加。如何兼顧機組靈活性與效能，尤其是降低機組在深度調峰過程中的煤耗，是當前供熱機組參與電網深度調峰所要研究的問題。因此本文從發電側、管網側及用戶側等方面提出供熱機組深度調峰與節能的技術路線。

3.1 基于多解耦技術耦合的深度調峰技術

發電側是參與電網深度調峰的主體，因此在保證發電機組安全性和靈活性的前提下，盡可能減少機組能耗是實現節能減排的有效途徑。儲熱型熱電解耦方式消耗高品位蒸汽，能耗較高；基于“溫度對口蓄熱、能級匹配”原則可采用分級蓄熱供能[54]。采用電鍋爐將高品位的電能轉化為熱能，消耗的煤只有30%左右轉化為熱，甚至比常規的熱水鍋爐的煤熱轉化效率更低，因此在電力調節靈活性允許的情況下，應盡量避免通過電鍋爐將電能直接轉化為熱能進行供熱。

面對日益增加的電網調峰需求，單一形式的熱電解耦技術具有一定的局限性，即使能夠滿足供能需求，也未能協同技術經濟性和能量利用效率。耦合多種熱電解耦技術，可在機組靈活性、經濟性和能量利用效率的綜合評價上獲得相對較優的方案。儲熱型調峰技術對發電側改造程度較小，在技術層面易于推廣，但儲熱技術經濟成本高，難以在實際中進行廣泛應用。考慮技術經濟性，李志強等[55]以350 MW火電機組為例，在不同調峰目標下，對高低壓旁路改造方案與儲熱技術相耦合的高低壓改造方案進行比較，相較于單純的蒸汽旁路改造，耦合儲熱技術的蒸汽旁路改造方案的調峰收益更顯著。張翼等[56]通過Ebsilon軟件構建350 MW抽凝機組仿真模型，計算了增設熱泵與儲熱罐耦合裝置、增設蓄熱電鍋爐等方案與原抽汽供熱方案的風電消納量等參數。結果表明，增設熱泵與儲熱罐耦合裝置的供熱方案不但可以明顯提高風電消納能力，而且能夠降低主蒸汽消耗量。當儲熱技術與其他熱電解耦技術耦合時，可根據不同調峰需求，優選出最優調峰方案，在一定程度上彌補儲熱技術高成本的缺點，但并未根本解決。因此在綜合考慮機組能耗、供熱能力等因素，有必要開展耦合儲熱技術的熱電解耦技術與耦合其他熱電解耦技術的調峰技術的比較研究，得到相對較優的多熱電解耦技術耦合方式。Zeng等人[57]將高低壓旁路與低壓缸零出力技術耦合，使機組的最小技術出力降低到改造前的14.2%。同時，改造后機組可提供多種供熱模式，運行靈活性大大提高。通過比較這些供熱方式的經濟性，得出了熱耗率最低的運行方式。因此將多種調峰技術耦合并進行方案的優選是未來發電側調峰技術的技術路線之一。

3.2 管網側和用戶側的蓄能協同

供熱系統由熱源、熱網和熱用戶三部分組成。目前大部分調峰壓力都在熱源端的熱電廠。然而熱網和熱用戶本身具有蓄熱特性，協同調度一、二次管網和用戶側調峰潛力，可更好地滿足供熱機組的深度調峰需求。秦冰等[58]對利用熱網和熱建筑的熱慣性參與電力調峰的可行性進行探討，利用集中供熱系統存在的巨大熱慣性，可使供熱機組的產熱量在一定范圍內變化而不影響供熱質量，從而不影響熱用戶用熱體驗。畢慶生等[59]通過案例進行計算，得到大型供熱機組產熱量的波動并不會影響供熱質量，并且建立了機組基于熱網及建筑物熱慣性的電網調峰數學模型，為熱網和熱用戶參與電網調峰提供了科學依據。文獻[60]利用供熱系統熱慣性建立供熱機組短時深度參與電網調峰及風電消納數學模型，在用電高峰期，供熱機組對建筑物提前蓄熱，蓄熱時長為6.44 h，在電網低負荷時，供熱機組適當減少供熱量及發電量，通過建筑物與熱網的蓄熱量滿足熱用戶用熱要求，為深度調峰及可再生能源的消納提供了操作空間。隨著深度調峰與深度節能的需要，可構建考慮用戶側柔性電、熱負荷的熱電系統的優化調度模型，提高系統經濟性，減小負荷峰谷差。考慮用戶側柔性負荷優化調度模型以及一、二次管網的蓄熱能力可以更好的解決供熱能力不足的問題，同時滿足深度調峰需要。從電廠到管網再到用戶的協同合作，共同承擔電網調峰壓力，做到真正的“智慧節能供熱”，從而統籌供給側、配送、需求側共同滿足調峰需求。

4 結論與展望

為實現我國既定雙碳戰略目標，應對未來大規模“陰晴不定”新能源上網所帶來的巨大調峰壓力，供熱機組將實現“按需定電”全面參與深度調峰。本文基于供熱機組的深度調峰需求，回顧并總結了儲熱型熱電解耦及非儲熱型擴大熱電比技術的主要特征，得出如下結論：

1）包括可再生能源供熱在內的儲熱型技術能夠實現“移峰填谷”，熱電解耦效果好，但成本較高；低壓缸改造雖然對機組葉片要求較高，安全校核過程較為復雜，但技術投資較小，運行靈活，國內技術已較為成熟；電鍋爐將高品位的電能轉換為品位低的熱能，雖能夠實現全負荷調峰，但熱經濟性差，只建議在高背壓供熱條件下采用；吸收式熱泵可利用乏汽增加供熱能力，但其應用要求較高；基于蒸汽噴射器供熱技術的供熱能力好，但系統較復雜、占地較大，具有一定的發展潛力。

2）通過系統地分析，本文認為供熱機組深度調峰技術應統籌調峰與能效2個方面，采用多解耦技術耦合的深度調峰技術，有望在機組靈活性、經濟性和能量利用效率的綜合評價上獲得相對較優的方案。同時，應積極協同管網側和用戶側的蓄能技術，以實現供給側、需求側協同的“智慧節能供熱”。

全面推進供熱機組深度調峰技術的發展，能夠推動燃煤供熱產業升級，有效保障新能源電力系統供需平衡，助力我國“雙碳”戰略目標的順利實施。