热电协同：能源革命下供热系统面临的新课题

新型电力系统建设的主要方向是大规模发展风电光电，导致火电由基荷转为调峰运行，这对热电联产（CHP）系统带来新挑战。热电联产机组供热量随电厂运行模式变化而变化，热量和水温快速变化，影响管道安全，且按分时上网电价计算，CHP经济效益下降。

热电协同是解决问题的关键，通过技术创新改变获取热量的方式。热电协同与储能结合：电力充裕时储电（或储热），电力短缺时放电（或释热），关键在于储热替代储电。储热相比储电具有初投资和运行效率优势，储热水成本仅为0.002元/Wh电，而锂电池成本为1元/Wh电，效率分别为90%和<85%。

可能的技术途径包括：

1. 电锅炉+储热罐：用电低谷时段电锅炉制热储存，高峰时段用储热供热，但存在能量品位损失大问题。
2. 电动热泵+储热罐：用电低谷时段电动热泵制热储存，高峰时段用储热供热，经济性较好。
3. 热电联产系统为电力调峰：用电高峰期最大能力发电、停抽汽、用蓄热罐供热；低谷期最大抽汽、用部分电力驱动热泵提升温度，实现热电解耦。

热平衡分析显示，通过热电协同和储能，低谷期减少发电10%，高峰期增加发电量9%，输出热量由72%增加到725%。进一步考虑降低回水温度、增加储能设施、改变抽汽量和梯级加热流程，可提高热效率。

结论：热电联产电厂需通过储能（储热替代储电）实现热电协同，关键措施包括：

1. 尽可能降低热网回水温度。
2. 增加储能设施。
3. 改变抽汽量和梯级加热流程，通过热泵增加低谷期用电量。 未来发展方向是降低回水温度、增加储能、优化抽汽和加热流程，实现热电解耦和高效运行。