构建新型零碳热力系统
江亿 , 付林 , 夏建军 , 谢晓云 , 吴彦廷 , 胡姗
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（三） 统一提供低温热源的余热共享系统
以自然界作为热泵的低温热源，难以满足高强度的用热需求。为此，需要通过余热共享系统（见图1）回收人类活动的各类余热，开展统一输配和储存调节，为各类用热终端提供低品位热源；在各类终端处根据用热需求，通过基于热泵技术的热量变换装置制备各自所需的热量。北方地区围绕城市建筑供热需求建成了完善的集中供热系统，南方非采暖地区围绕工业生产用热建成了一定规模、以热电联产和大型锅炉为热源的工业蒸汽供给系统。依托这些管网基础设施，实施改造和完善即可建成余热共享的热力管网系统。余热共享系统涉及余热的采集、输配、储存以及进一步的热量变换。
图1 余热共享系统示意图
通过低成本输热技术将经济输热半径扩大到100~200 km，即可解决余热热源与用热点地理位置不匹配的问题[23]。我国各地的建筑与工业生产热需求，70%的可在100 km半径范围内找到足够的余热资源，剩余30%的相对困难，主要是位于北京这样的超大型消费城市、服务农牧林业的小城镇等。将经济输热半径扩大至接近200 km，超大型消费城市就有足够的余热资源。小城镇不属于建筑密集区，可利用自然环境作为低温热源的分散式热泵解决供热问题。
跨季节储热技术可以解决热源与热汇在时间上的不匹配。调峰火电余热以外的各类余热资源在全年基本均衡产热，工业生产的热量需求基本上没有季节性变化。然而，占总热量需求约40%的北方城市建筑采暖，集中在冬季4~6个月内。分布在北方采暖地区的余热资源在冬季不足以提供当时的热量需求，需要在北方采暖地区建设跨季节储热设施，储存春、夏、秋季的余热以满足建筑冬季采暖需要。
由统一的热量输配管网汇集各类余热热源的热量，而各类余热热源产出热量的温度不尽相同，需要通过热量变换装置将热源输出的温度变换到统一的参数。各类用热用户的状况不同，返回到输热循环管网的回水温度也不同，需要采用热量变换装置进行参数变换，使各类用热用户返回到主管网回水的温度保持统一。热量变换装置的作用类似电力输配系统中的变压器（解决源、网、荷对电压的不同需求），支持热量在不同温度、不同状态之间的有效传递。
（四） 供热系统参与电力峰谷调节的热电协同
零碳能源系统中的电力、热力分别来自不可控的电源、热源，解决能源供需在时间上的不匹配是零碳能源体系建设的共性与关键难题。储热比储电成本更低、效率更高，因而新型零碳热力系统可利用储热替代储电，通过热电协同为新型电力系统建设提供支持。
对于储热水箱、大型水体置式储热，温差为70 K（90/20 ℃）时的储热能力约为80 kW·h/m3，初始投资约为100~1000元/m3。假设储存的热量属于低品位能源，按照COP=5的标准折合为电力，则储存的等效电力为16 kW·h/m3，折合成电力的初投资为6.25~62.5元/(kW·h)。作为对照，储能电池的成本约为500元/(kW·h)，抽水蓄能、空气压缩储能的折算成本约为400~600元/(kW·h)。可见，当具有足够大的储热温差时，热水储热的初投资远低于其他的储能方式。此外，热水储热的热量效率为85%~90%，与储能电池相当，明显优于抽水蓄能、空气压缩储能的效率（50%~70%）。当然，电力转换为热量后就很难高效转换为电力，不是任何场合都可以储热替代储电。但在终端本就需要热量且通过电力转为热力时，用储热替代储电仍是有效的途径。
随着新型电力系统的建设，风光电力在电源中的占比迅速提高。而风光电力在日内、季节尺度上都存在大幅度变化且与用电负荷在时间上相异，成为进一步发展风光电力的瓶颈。如果终端制备热量的用电负荷能够跟随风光电力的变化而灵活调节（热电协同），实现“荷随源变”，将成为破解这一瓶颈的重要突破口。
三、 余热共享系统的关键技术
以自然环境作为低温热源的分散式热泵技术已应用于多种建筑用热场景，取得良好成效[24,25]。基于余热共享系统为高用热强度的建筑和工业提供零碳热量，尚处于概念探讨和起步发展阶段。为此，进一步讨论建设余热共享系统涉及的跨季节储热、热量变换、热量低成本输送等关键技术。
（一） 跨季节储热
1. 储热方式
跨季节储热是解决全年各季节均匀释放的余热资源与建筑冬季采暖需求在时间上不匹配问题的必要手段，也可作为低碳、低成本的应急调峰热源，用于提高热网运行的安全性和经济性，为产生余热的生产过程提供稳定的冷却源。我国城市高密度建筑群冬季4个月采暖期需要热量5.4×109 GJ，此段时间位于北方地区的工业用热用户也需要余热2.6×109 GJ。如果从全年均匀释放的余热资源中获取，则有3.6×109 GJ的热量需要在非采暖季获取，再通过跨季节储热设施储存并转移到冬季用于建筑采暖。这是需要的跨季节储热容量的上限。在我国，冬季各类人类活动排放热量的余热约为5.9×109 GJ（见表1），如果能全面回收这些余热，则冬季尚缺少热量2.1×109 GJ，这是需要的跨季节储热设施容量的下限。根据北方各地的余热资源情况，不同地方需要建设的跨季节储热设施容量不同，一般为冬季采暖总热量的30%~65%。
冬季采暖的平均负荷大约仅为严寒期最大负荷的一半。在没有储热设施的情况下，需要按照严寒期最大的采暖功率需求来建设供热热源。如果有大规模储热设施，只需要具有从储热设施提取热量的能力，就可以应对极寒天气采暖负荷激增的状况，而无需建设额外的热力调峰热源。
很多提供余热的设施实际上又是生产过程的冷却设施，需要全年连续运行。如果仅在冬季运行，非采暖期就需要运行额外的冷却系统，将给生产过程带来很多不便且增加生产成本。通过跨季节储热设施，使余热回收设施全年按照同样的工况运行，有利于提高生产过程效能。
此外，采暖是民生保障工程。建设备用热源以避免各种突发事故对采暖的影响，成为管理部门对采暖工程的基本要求。跨季节储能可以提供可靠的热源，减少对高投资、低使用率备用热源的建设需求。
2. 跨季节储热技术方式
近年来，大规模储热是国际性研究热点[26]。储热可促进供热和供冷的用电需求与可再生能源发电之间的匹配性，有助于平衡电力季节性供需，支持向以可再生能源为主的能源系统的转变[27]。国内外提出并实践了多种跨季节储热技术路线。跨季节储热的方式主要有水体置换、地下换热器、地下水储热、相变储热，各种储热方式热量效率差别不大，但温度效率差别很大（见表3）。从热量效率、温度效率、造价、占地四方面综合对比，水体置换储热在大多数场合都是优选方式，也是迄今为止技术最成熟、应用最广泛的储热方式[27]。
表3 储热设施的各种技术路线原理和性能
注：1亩≈666.7 m2。
水体置换采用带有保温顶盖的热水水库，全年内水的总量不变；储热时直接把热水送入水体上端，同时取出水体底部的冷水；取热时则在水体底部注入冷水，同时从水体顶部取出热水；水体中冷／热水交界面随着水体储热量的增加而下移、随着水体储热量的减少而上升。如果通过有效的方式在冷水体、热水体之间形成隔绝面，避免水体内通过冷／热水交界面的热量传递，则整个储存体在储热、存热、放热的过程中几乎不存在导热现象，由此获得较高的温度效率。其他3种热量储存均依靠循环介质与储热介质之间的热交换实现，热交换导致热量品位的耗散（“火积”损失）。温度效率低导致储存热量的品位降低，取出利用时就需要消耗一定的电力来驱动热泵重新提升热量的品味。对于跨季节储热而言，只有采用水体置换方式才能避免额外的电力消耗，从而获得较好的储能效果。
地下换热器方式的建设投资由储热／放热功率决定。如果1 GJ的热量需要在2000 h内释放，则需要的换热功率为0.139 kW，投资为400~700元/GJ（与水体置换相当）。然而，地下换热器方式需要增加热泵的投资和运行耗电。
地下水储热指抽取地下水加热或冷却后再向地下回灌的方式，与地下换热器方式相比综合投资更低、温度效率相当[28]。但在应用时面临保护地下水资源的政策性制约，一般不提倡采用。
相变材料方式的单位容量造价显著高于水体置换方式，温度效率也明显偏低，因此不适合跨季节储热。
3. 水体置换储热技术发展与应用情况
水体储热在欧洲得到广泛应用，国内也已建成多项示范工程[29]，实际运行效果满足设计要求。在储热水库的建造工艺、防渗材料、布液装置、保温顶盖等方面完善水体储热技术，有望进一步降低建造成本。储热水池占地导致的土地费用对于水池的经济性影响较大，建议发布相关政策，合理减免相关土地使用费，促进跨季节储热的全面推广。
水体置换式储热技术面临的突出挑战是占地问题。当储热温度为热水95 ℃、冷水20 ℃时，每立方米水体可储存0.3 GJ热量；如果我国未来建设2.5×109 GJ的储热设施，需要的储热水体约为8×109 m3，相应的占地面积约为4×109 m2（以水体平均深度20 m计算）。寻找合适的空间资源（不占用农业用地）来建设水体置换储热设施，同时有效利用水体上盖空间、综合利用土地资源，都是需要研究的现实问题。
按照水体置换储热400~1000元/GJ造价、20年回收期计算，每年的储热成本为20~50元/GJ；叠加回收热量价格10元/GJ、系统运行成本10元/GJ，则冬季获得热量的成本为40~70元/GJ。目前北方地区采暖热量热源处的价格为25~90元/GJ，其中燃煤锅炉热源的价格为40~50元/GJ，燃气锅炉热源的价格为80~90元/GJ。采用电力驱动的空气源热泵，如果冬季平均COP=2.8，则1GJ热量的平均电耗为100 kW·h，折合的热量价格为50元/GJ（平均电价为0.5元/(kW·h)，不考虑热泵投资）。冬季低于40元/GJ的热量都来自燃煤电厂热电联产热源，而随着我国能源结构的调整、新型电力系统的发展，燃煤电厂装机总量、年运行时长都将逐渐下降，则冬季低价的燃煤电厂热电联产热量远不足以满足供热需求。通过跨季节储热，转移非采暖季的热量到冬季使用，综合成本必然高于冬季的燃煤电厂热电联产热量，但只要低于其他热源方式的成本，就具有一定的市场竞争力。
此外，进一步完善技术，包括开发低成本、耐高温土工膜，新型保温顶部结构，新式布水器，有可能将单位储水体的造价降低到400元/GJ，可使跨季节储热，转移春、夏、秋季废弃的余热用于冬季供暖的零碳采暖热源更具有经济性。置换式储热水体储放热过程的温度损失主要源自冷热水交界面的热量传递，相关研究集中在有效减少冷热水之间的扰动、缩小斜温层厚度，阐明储热体尺寸和形状[30]、布液器形式[31]、进出水流量[32] 等对斜温层发展过程和厚度控制的影响。
上述造价是国内外建成工程的基本情况，工程规模通常<2×105 m3。分析置换式储热体的造价构成，当单个储热体规模增加到百万立方米级时，单方造价可进一步下降，储热容量建设成本有望控制在300元/GJ以内，通过储热转移热量的综合成本<35元/GJ。例如，河北张北、山东济南、西藏仲巴均建设并运行了水体置换跨季节储热工程。济南唐冶跨季节储热项目的储热水体为8.5×104 m3，自2024年冬季开始运行，用储能替代原来的调峰热源，可充当紧急备用的应急热源，表现出良好的综合性能[33]。
以上的成本分析都不包括储能水体占地带来的土地使用费。跨季节储热设施应尽可能靠近城市用热末端布设，而城市周边土地价格昂贵，计入地价后跨季节储热的经济性会变差。然而，建设储热设施的目的是为城市建筑提供零碳热源，属于城市基础设施，如果管理部门参照城市基础设施建设的相关规定合理减免土地使用费，就可以使跨季节储热设施的建设成本摆脱土地费用的重负，有望加快发展速度。
储热设施的选址问题（靠近提供热源的源端或尽可能靠近用热的热水端）需要深入研究。目前跨季节储热主要和太阳能集热器结合应用，在集热器附近集中建设跨季节储热设施、在用户侧建设分布式短周期蓄热罐的系统形式较为优化[34]。实际上，建造储热设施的目的不同，则选址原则有所区别：对于建筑采暖的跨季节储能，造成不同季节巨大需求变化的原因是负荷侧变化，选址时应尽可能靠近采暖建筑侧，既使热源和热量输送系统全年均衡运行，也有利于应对负荷的各种变化并提高供暖可靠性；对于应对调峰火电厂因电力调峰所致输出热量以日为周期的变化，选址时应尽可能靠近作为热量产出侧的火电厂，经过储热设施平衡后可以得到稳定的热量输出，使输热管网在稳定的工况下运行。
（二） 热量变换
余热共享系统通过相互连接的循环水系统采集单个余热热源的热量，为各个热量用户提供热量；连接若干个跨季节储热设施，储存多余热量或从中提取热量。应用热量变换器将不同温度的热量统一参数后送入热网，再从热网取热并通过热量变换器变为各类用户所需的温度。
循环管网相互连接，需要有统一的冷热水温度（如90/20 ℃）。实际上余热共享系统连接具有不同温度品位的余热热源，这些热源对引自热网的循环水加热程度不同；用户具有差异化的用热需求，而提取循环水热量、对循环水冷却的能力各不相同。需要在循环管网、各个余热的提供者与使用者之间配置热量变换器，进行不同的温度水平之间的变换。此外，大多数工业生产用热要求提供不同压力的蒸汽，热量变换器需要根据要求提取循环水的热量，进一步制成所需压力的饱和或过热蒸汽。
热量变换器的热量输入源为循环水，如果热量输出侧也是循环水，当热源侧循环水的平均温度高于热汇侧循环水平均温度时，可以通过吸收式换热器[35]实现这一换热过程。在热源与热汇温差明显不匹配时，吸收式换热器可以使热汇侧获得最高温度，在满足经济性的前提下实现两侧平均温度差低至10 K条件时的热量传递。当两侧平均温度差<10 K甚至热汇侧要求的平均温度高于热源侧时，需辅以压缩式热泵并输入电力做功以提高热汇侧的温度品位。从50/35 ℃的余热中提取热量到90/20 ℃的余热共享循环水系统中的流程如图2所示。
图2 余热温度提升流程
在多数情景下，工业生产需要的热量以蒸汽形式提供，可从90/20 ℃的循环水中提热量，通过吸收式换热器、电动热泵联合工作将热量变换成为高温水，再通过闪蒸得到低压蒸汽，经过水蒸气压缩机将低压蒸汽压缩至所需压力（见图3）[36]。按照水蒸气的焓与凝结水焓值之差计算蒸汽的热量，蒸汽的热量与耗电量之比（等效COP）为3。合理配置多级吸收式换热、压缩热泵的比例，通过多级闪蒸和多级蒸汽压缩，可进一步减少各级换热过程的耗散、不同温度之间掺混的耗散，提高等效COP。
图3 利用循环热水热量制备蒸汽的原理图
为了通过余热共享系统采集各类工业生产过程中的余热，为建筑和工业生产提供热量并满足各种参数的用热需求，需要采用多种类型的热量变换器，涉及两侧为不同进出口温度的循环水之间的传热、由循环热水的热量并通过热泵制备蒸汽的过程。余热共享系统建设对热量变换器提出了新要求，也将催生热量变换器的新产业，需要开展理论创新、相关流程与工艺优化。
（三） 热量低成本输送
余热共享系统的热量需要从余热产出地输送到用热地，解决余热产出与用热在地理位置上不匹配的问题。除了极少数的特大型消费城市，各种高密度热量需求的工业生产用户和建筑采暖用户都可以在100 km范围内找到足够的余热资源[23]。在满足经济性、安全性的前提下低成本、高效率输送热量，是余热共享系统的关键方面之一。近年来，为了取消城市燃煤锅炉热源、发展大型热电联产，长距离输热技术取得重大突破，实现距离>100 km、高差>240 m、管径达1.6 m的大容量输热。截至2023年，全国建成长度>1.66×105 km的循环热水输送热量的骨干管网、长度>4.6×105 km的室外二次管网[37]，为北方地区总面积为1.73×1010 m2的建筑供热，其中近30%的热量输送距离超过30 km。
1. 长距离、低成本输热的关键技术
大温差热量输送。循环管网输送的热量与循环水温差、循环流量成正比。传统的热量输送循环水温度为120/60 ℃，循环水温差约为60 K。近年来国内实践了大温差输热技术[38]，在用热末端通过热量变换技术使回水温度降低到20 ℃；循环水温度成为120/20 ℃，供回水温差提高了约70%，使同样的循环流量输送的热量增加约70%，较传统方式的经济输送距离增加约70%。
大规模热量输送。通过循环水输送热量的经济距离与输送管道的直径成正比，采用1.6 m直径的管道可实现经济输热距离超过100 km。为了避免过大的管道热损失，管道内流速应高于2 m/s。在此工作条件下，1.6 m管径的流量为1.4×104 t/h，温差100 K则输热功率超过1600 MW；0.8 m管径对应的输热功率为400 MW，经济输送距离为50 km。这表明，经济输送距离与输热功率的1/2次方成正比，只有足够规模的热量才可能进行长距离、低成本的输送。
减少管道散热损失。妥善做好管道尤其是可能形成热桥的管件（如膨胀节、弯头、支架）的保温，避免各种漏热现象。当流速>2 m/s、水温为100 ℃时，1.6 m直径的管道每100 km温降可控制在3 K以内。然而，温降与流速、管径均呈反比，如果流速降低到原来的1/2，管径减小到原来的1/2，则温降加大至原来的4倍。
多级加压泵将管道压力维持在安全范围。管网各点不超压、不失压才能避免爆管和汽化，可通过多级加压泵方式，将管道各点压力都维持在要求的压力范围。但在某处泵站突然停电时，极容易出现局部的水击或失压；在适当的位置配备可快速动作的泄压阀、旁通阀，能够有效避免各种停电事故引发的水击。国内多个长距离输热管道（50~120 km）投入应用后出现过局部停电情况，但都没发生水击事故[39]。
两端或沿途出现大高差问题。热量输送管道高差>200 m后，叠加潜在的管道压降，就很难避免低处管道超压或者高处管道失压。采用高压管材、管件会大幅增加成本，故主流的解决方案是设置隔压站，通过换热使高低两侧压力隔绝而仅有热量传递，但投资依然较大，将损失5 K甚至更多的换热温差，导致进入用热侧的供水温度降低、进入热源侧的回水温度增加。已有一些工程探索取消隔压站，在下行管道中设置水轮机回收利用过剩的压力，由水轮机带动水泵为上行管道补充压力[40]，有良好的经济性；当系统流量变化或停运时管道压力分布会有变化，需要研究管道压力的调节和保护方法，避免可能出现的超压和失压事故，
2. 水热同送降低输送成本
在很多情况下既要输送热量也要输送淡水，如北方沿海地区同时是淡水资源匮乏区、大量用热区。采用核电余热驱动海水淡化制备95 ℃的热淡水，再利用同1根管道输送热淡水到既需要水又需要热量的城市，即可实现水热同送（见图4）[41]。与输热的循环管道、输水的单根管道相比，1根管道实现3种功能，可显著节省输送管道的初期投资，也大幅降低驱动输热、输水水泵的运行电耗。内陆地区也有很多既要送水又要送热的场景，同样可采用水热同送来降低综合成本。
图4 利用核电余热的水热同产、水热同送技术原理
抽取核电低压蒸汽作为海水淡化的动力，通过多级闪蒸方式制备95 ℃的热淡水。输入蒸汽热量的10%~15%随海水淡化后得到的浓海水排出，85%~90%的热量进入热淡水。当取出的原海水温度为20 ℃、输出的热淡水温度为95 ℃时，提供1 t蒸汽只需要制备热淡水6.8~7.2 t，远低于常规热法海水淡化的制水比（12~16）。热法海水淡化装置相对简单，允许有较大的换热温差，可降低海水淡化装备的投资。在非采暖季，热淡水送至用热用水末端，与跨季节储热设施的循环水换热，得到常温淡水用于生活给水；换热释放出的热量进入跨季节储热设施。在采暖季，热淡水直接与城市热网循环水换热，冷却至常温后进入生活用水；进入寒冷期，增大热网循环水流量，部分循环水与跨季节储热设施的循环水换热，为供暖提供更多的热量。
与水热分产、水热分送相比，水热同产、水热同送相当于仅利用蒸汽提供热量的10%~15%，再通过热法进行海水淡化，制水比（45~70）远高于热法单独制水；利用单管实现同时输热、输水，可降低输送成本50%以上。
四、 通过储热为电力调峰的热电协同
（一） 工业蒸汽热泵的热电协同
采用余热、过剩电力制备工业生产用蒸汽，是电力系统日内峰谷调节、过剩风光电力消纳的有效解决方案。
通过热泵提取余热共享系统输送的低品位热量，制备工业生产用蒸汽；优化闪蒸出的低压蒸汽压力，使热泵用电功率与蒸汽压缩机用电功率之比>3。可以设置高温水罐储存热泵制备出的高温热水，使热泵运行与蒸汽压缩机的运行解耦[42]。当风光电力大发时，大功率运行电动热泵消耗多出的电力，制备的高温热水储存于高温储水箱；当风光电力减少、终端仍然需要蒸汽时，直接取高温储水箱的热水，再通过闪蒸和蒸汽压缩制备蒸汽（见图5）。
图5 利用余热和负荷低谷期电力为工业生产制备蒸汽的原理
制备1 t蒸汽，电动热泵耗电270 kW·h，水蒸气压缩机耗电80 kW·h；电力为蒸汽提供热量350 kW·h/吨蒸汽，热网为蒸汽提供热量350 kW·h/吨蒸汽，即蒸汽制备系统的等效COP=2。如果每天有8 h获得过剩的电力，而工业生产需要持续24 h供给蒸汽，则热泵的装机容量要增大至3倍，制备1 t蒸汽对应热泵装机容量按照电功率计算为810 kW/吨蒸汽，而水蒸气压缩机仍为80 kW/吨蒸汽。在有过剩电力的8 h，系统用电功率为890 kW/吨蒸汽，其他时段的系统用电功率仅为80 kW/吨蒸汽，即峰谷用电功率比为11，体现出显著的调峰效果。
对于20 t/h蒸汽的用汽需求，高温热水罐储存可满足16 h需要的高温热水，储水容积约为2500 m3，投资为650万元；热泵的电装机容量为1.62×104 kW (810 kW×20)，投资为3500万元；蒸汽压缩机的电装机容量为1600 kW，投资为600万元。再考虑其他方面的投资，系统总投资可控制在5000万元以内，是同样容量燃气锅炉的10倍。由于高比例地使用低谷电力，平均电价为0.35元/(kW·h)（高峰期为1.2元/(kW·h)、低谷期为0.25元/(kW·h)），则1 t蒸汽用电350 kW·h，相应电费为122.5元/吨蒸汽；如果余热售价20元/GJ，每吨蒸汽用余热350 kW·h、热费为25.2元，则制备蒸汽的运行成本为147.7元/吨蒸汽。制备装置的投资回收期为10年，每年运行6000 h，则设备折旧成本为41元/吨蒸汽。热电协同方式制备的每吨蒸汽综合成本为188.7元/吨蒸汽，低于当前的燃煤蒸汽的200元/吨蒸汽、燃气蒸汽的300元/吨蒸汽。如果不采用储能方式，需要的持续电负荷为7 MW；如果采用储能设施，等效的储能量为86.4 MW·h；如果采用储能电池，需要投资4320万元，接近蒸汽制备设施。然而，蒸汽制备用储热替代储电的方式，既可提供储电能力，又能解决工业用蒸汽需求，起到双重功效。
我国未来工业生产需要0.1~1 MPa饱和压力的蒸汽约为7.6×109GJ，折算为3×109t蒸汽。如果这些蒸汽都采用热电协同方式制备，在全年2000 h的用电低谷期利用电动热泵制备高温热水，用电功率为4×108 kW；而在另外的6000 h中利用高温水制备蒸汽需用压缩机的电功率仅为4×107kW。
（二） 调峰热电厂的热电协同
未来火电不再提供电力系统的基础负荷，而主要服务于调峰，因而燃煤电厂提高运行灵活性成为面临的新问题。通过储热替代储电，可使调峰热电厂根据电力供需关系来大范围调节输出电力且不损失能量品位，从而实现高效的热电协同。
北方地区目前普遍应用的方式是：在冬季负荷高峰期全功率发电，而在负荷低谷期最大能力地抽汽供热，通过电锅炉方式将部分电力转为热量，进一步减少输出的电力；抽汽获得的热量、电锅炉制备的热量在满足当时的供热需求外储存在储热水罐，作为电力负荷高峰期的供热热源[43]。这一方式使高品位电力转为低品位热量，造成能量品位的损失，冷凝器排出的冷端余热也不能有效回收利用，系统的能源转换效率、发电效率都不高。
本研究提出燃煤调峰电厂的热电协同思路[44]：应用热泵机组，使燃煤电厂在大范围调节输出电力的前提下，实现能源转换效率接近100%、发电效率为电厂全额发电时90%的调节效果（见图6）。① 在电力负荷高峰期、需要全额发电时，汽轮机低压缸不抽汽，机组满负荷发电；低温储热水箱送来10 ℃的循环水，经冷凝器加热至30 ℃再返回低温储热水箱；发电余热均储存到低温储热水箱。② 在电力负荷低谷期，汽轮机低压缸最大程度地抽汽，同时调整锅炉出力使主蒸汽流量最小。抽出的低压蒸汽进入热泵机组，与电动热泵共同工作，将储存在低温储热水箱的30 ℃的水冷却到10 ℃再返回低温水箱；利用得到的热量将高温储热水箱中40 ℃的水加热到120 ℃再返回高温储热水箱。③ 高温储热水箱承担供热任务，在电力负荷高峰期完全依靠储热水箱中的热水供热；电力负荷低谷期，蒸汽与电力联合驱动的热泵机组在满足当时的供热量需求后向高温储热箱中储热（以在电力负荷高峰期满足供热要求）。
图6 燃煤电厂热电协同原理图
采用这种方式，电力负荷低谷期、高峰期均不通过冷却系统向外排热，主蒸汽提供的热量全部转为电力和热力，因而能源转换效率接近100%。电力负荷高峰期，机组以额定功率发电；电力负荷低谷期，机组对外的电力输出功率P为：
式（2）中，P0为发电机组的额定发电功率，k为负荷低谷期主蒸汽的相对流量，Q为供热功率，m为电力负荷低谷期在1天中的占比。
蒸汽与电力联合驱动的热泵，用电量为电动热泵用电量、由于抽汽减少的发电量之和，电力低谷时的输出功率取决于m。优化热泵机组结构，可使COP为5~6。k由锅炉的可调节性决定。当P
对于没有供热需求的非采暖期，这种热电协同方式不成立。然而，如果有跨季节储热设施，则可取消高温储热水箱，换用大规模跨季节储热设施接收电力低谷期制备的高温热水。据此，燃煤电厂全年任何时间都可以根据电力系统调峰的需要运行，回收全部冷端排热量，随时为建筑和工业生产提供所需求的热量。
（三） 跨季节储冷／储热应对电力供需的季节差
新型电力系统面对的重要问题之一是供需之间存在季节性不平衡。当风光电力作为电力系统的主要电源后，我国大部分区域将表现为冬、夏季电力不足，春、秋季电力过剩[45]。然而，多数建筑冬季需要供热、夏季需要供冷，春、秋季电力过剩时既不需要供热也不需要供冷。通过跨季节储热设施，可在春季利用富足的电力制冷，供夏季空调使用；可在秋季利用富足的电力制热，供冬季采暖使用；减少冬、夏季的供冷和供热相关的电力负荷，消纳春、秋季过剩的电力（见图7）。由此，通过跨季节储热、热电协同，将实现电力的跨季节转移。
图7 跨季节储热／储冷原理
跨季节储热／储冷原理讨论如下。进入冬季，利用蓄热水箱预先储存的90 ℃热水为建筑供热，释放出热量后成为30 ℃温水并储存；采暖结束后，利用春季的过剩电力将储冷水箱中15 ℃的冷水制成冰浆，用制冰提取出的热量加热蓄热水箱中的温水。春季结束时，储冷水箱中为含冰量30%~50%的冰浆，储热水箱的水温升至65 ℃。进入夏季，利用储冷水箱中的冰浆为建筑供冷，释出冷量后成为25 ℃的温水。进入秋季，再利用富余的电力通过热泵将冷水箱中25 ℃的温水冷却到10 ℃，提取出的热量将热水箱中的热水由65 ℃升温至90 ℃。由此实现利用春、秋季的富余电力，将夏季建筑物排出的热量用于冬季采暖，既可减少冬、夏季采暖空调的用电量，也能解决冬季建筑采暖缺少热源的问题。通过这一方式全年获取的冷／热量之和与用电总量之比可达5，即使考虑储热、储冷损失，综合COP>4，优于单独的热泵制热、制冷表现。
更重要的是，跨季节储热／储冷的用电主要发生在电力富余的春、秋季，显著降低冬、夏季的用电量；热电协同可实现春、秋季过剩的电力向严重缺电的冬、夏季转移，一定程度上缓解电力系统在不同季节之间的供需矛盾。基于相关原理的系统已在济南市的能源站使用。
全年内，系统冬季供热量等于夏季冷负荷总量，用于春季和秋季热泵制冰、制热消耗的电力之和，华北地区公共建筑的冷热负荷特点大致符合这一关系。在长江流域，夏季用冷量更大、冬季用热量偏小，需要设置冷却塔以在春季排出部分制冰产生的热量。在冬季用热量更大的东北地区，需要在秋季从外界补充来自空气、水体、土壤或者人类活动排放的低品位余热（在非采暖季的秋季容易获得）。
对于跨季节储热／储冷设施，春、秋季利用热泵制热、制冰，目的是利用当时的过剩电力，制取的热水、冰浆只是储存，并不为了满足当时应用。热泵无需连续运行，可以根据电力系统的供需状况选择在电力负荷低谷期运行，同步实现春、秋季的电力日内和短期两类峰谷调节。尽管需要增加热泵的装机容量与配电功率，但其他储能设施同样不可避免。
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