大气污染防治与碳达峰碳中和发展要求下，我国实施严控新增煤电的发展战略。在此背景下，一方面，火电厂正逐渐转型为调峰电站，为可再生能源发电让路或提供必要保障，也使得供热电气化成为未来发展大势；另一方面，近年来各地纷纷加大了火电纯凝机组和热电联产机组技术改造力度，将纯凝火电改造为热电联产并回收余热热量成为未来热电联产的主要发展模式。
但在热电联产机组“以热定电”的运行模式下，尤其是在冬季用电高峰时期，电、热矛盾愈发凸显。热电机组若发挥最大供热能力，发电出力不可调节；若为了满足电力调峰需求而降低发电出力，供热能力则随之下降。
有没有既满足电力调峰需求，又能有效保障热网供暖的方法？谈及这一话题，近日，清华大学建筑节能研究中心付林教授在接受本报记者专访时“开”出了发展热电协同集中供热新模式的“药方”。“热电厂必须改变现有运行模式，走热电协同之路，如此既可以按照改造前纯凝电厂的方式承担原有的发电调峰职责，又不降低电厂的供热能力，可谓一举两得。”
电厂既供热又调峰难兼顾
现行改造手段高能低用弊端明显
火力发电目前仍是我国发电的主体，且短期内地位难以改变。我国火力发电厂约一半以上集中在北方地区，其中80%以上的火力发电厂属于热电联产厂，发电的同时兼具保障供热功能，热电厂其实是火力发电厂灵活性调节的主力。
“火电未来的定位是同时满足北方地区供热和为可再生能源调峰，然而热电联产‘以热定电’运行模式，热电输出相互耦合、相互制约。因此需要找到一种解耦热电联产的热电输出，使得热电机组在满足供热负荷时，发电还能在大范围内进行调节的方式。”付林指出。
目前，不少热电联产厂正在研究、实施灵活性改造，通过“热电解耦”给电网调峰。但在付林看来，现行主要热电联产调峰手段在实际操作中存在诸多制约，或影响总供热能力，或存在不可逆损失，在提高电厂灵活性的同时会降低能源利用效率。
如通过电热锅炉解耦，需要在热源侧设置电热锅炉，电负荷低谷期时消耗过剩电力供热。此方法对原系统改造小，热电解耦能力强，甚至可以实现机组零上网或负上网，但高能低用、系统低效的缺点也十分明显。
而在汽轮机旁通主蒸汽对外供热解耦这一方式虽然改造简单，热电解耦能力强，不降低电厂供热出力，但与电锅炉类似，都是将低谷期的电直接转化为热，系统能效低下。
“以电热锅炉为例，虽然1度电可转变成1份热，但1份热只能转换为0.4度电，能量转化效率非常低。”付林对记者直言，用电热锅炉为热电解耦，整个过程相当于先将之前的1份热转变为0.4度电，之后又将这0.4度电转化为0.4份热，换言之最终是将1份热降低为了0.4份热，无疑是一种能源资源的极大浪费。
热电协同为北方地区提供大型“储能宝”
每年可释放2亿千瓦调峰能力
“热电厂必须改变现行‘以热定电’的运行方式。为解决这一问题，我们提出了热电协同的集中供热系统新模式，基于电厂余热回收集中供热，可兼顾提高热电联产的能源利用效率与灵活性。”付林强调，通过热电协同，热电厂仍可按照改造前纯凝电厂的方式承担原有发电调峰职责，且不降低电厂的供热能力。
付林介绍，在热电协同模式下，电负荷高峰期时，热电厂需要发更多电量，此时可在系统设置一个低温蓄热罐，用系统无法回收的余热加热蓄热罐里的低温水，将热储存起来，并将高温蓄热罐已储存好的热水置换出来，以维持系统供热能力；而电力负荷低谷期，则少发电多供热，或者用热泵制备热水，并储存在高温储罐里用于电力高峰期供热。
这样一来，在电力负荷高峰期，热电厂也能多发电，热网供热能力却不会降低，从而突破了电厂余热回收系统的发电功率调节范围限制，实现了热电协同，大大提高了系统能效。
“与热电联产电厂相比，该模式相当于是一个储电厂、抽水蓄能电站，或者说是超大号的储电池，而且效率高、成本低。”付林说，若该系统作为调峰使用，并在全国推广，估计每年可为北方地区释放约2亿千瓦的调峰能力，这相当于2亿千瓦的电力储能。
经济技术可行
建议政府主导启动试点示范
在付林看来，未来北方地区冬季清洁取暖“煤改电”规模持续扩大，以及热力行业整体电气化逐步推进，冬季电力负荷无疑将逐年增长，这意味着冬季热、电需求将同步迎来高峰。
以北京为例，随着农村地区大范围推进煤改电，导致当地电力负荷冬夏基本一致。不仅如此，未来，随着可再生能源发电高比例增长，系统不稳定性增加，也会让原本缺电的冬季“雪上加霜”。
“如果采用固有方式，则需要多建火力发电厂，但这一模式虽然可以满足冬季需求，在夏季却造成浪费，从而推高成本。”付林坦言，对热电联产厂进行热电协同改造是能解决燃眉之急的方法。
以北方地区某热电厂2×300MW湿冷机组组成的供热系统为例，对电厂进行热电协同改造，实现供暖期发电负荷调节范围14%—91%，所需核心设备为400MW热泵和10万立方米蓄热罐，共约需投资4亿元。
“电厂采用热电协同系统后，可增加供暖季低谷期机组供热量和高峰期机组发电量，每个采暖季可获得收益约0.5亿元，热电协同系统投资回收期约为8年。”付林指出。
“热电协同系统推广应用已经具备技术可行性，从长远看社会、经济、环境效益兼具。但因其毕竟属于新兴事物，初期所需投资相对较高，目前遗憾还没有找到落地场景。”付林坦言，因为现行上网电价机制，并不鼓励高峰期多发电，反而鼓励了不少地方更多采用低效消耗低谷电的方式，从而导致了能源浪费，也不能解决高峰期电力短缺的问题。
“但如果可以享受与抽水蓄能电站相同的电价，热电协同系统比抽水蓄能电站的投资更小、成本更低。在保持总发电量不减小的情况下，如果将低谷期上网电价降低50%，而高峰上网电价提高50%，上述热电协同系统的增量回收期降可低至4.9年，经济性进一步大幅提升，如此电热协同才有望真正实现。”付林进一步建议，政府有关部门积极牵头开展试点示范，取得一定经验成效后再适时鼓励推广应用。
