清华大学付林：电热矛盾白热化，“以热定电”必须改改了！

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。