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储热罐技术利用水的显热将热量存储到储热罐内，通常采用常压或承压式；一般情况，当热管网供水温度低于98℃时设置常压储热罐，高于98℃时设置承压储热罐。可配合高压电极锅炉和再热蒸汽减温减压后加热热网循环水，并在供热机组调峰期间储存一定热量的热水，在机组升负荷时配合电锅炉增加厂用电并替代部分机组供热抽汽量，以提高供热机组升负荷率。
常压储热罐结构简单，投资成本相对较低，最高工作温度一般为95~98℃，储热罐内水的压力为常压。承压储热罐最高工作温度一般为110℃~125℃，工作压力与工作温度相适应，对储热罐的设计制造技术要求较高，但其储热容量大，系统运行与控制相对简单，与热网循环水系统耦合性较好。
其技术工艺如图2所示：
4 火电机组灵活性改造整体解决方案
4.1 供热机组
方案一：“富氧燃烧+汽轮机抽汽+高压电极锅炉+储热罐”
该方案可实现机组整体灵活性（锅炉侧+汽机侧）运行要求，在供热季、非供热季均可实现深度调峰，具体方案：
（1）锅炉进行富氧燃烧技术改造；
（2）可从再热器出口（热段）根据供热量进行抽汽，经减温减压输送至储热罐或热网配合电锅炉共同来满足供热量；
（3）高压电极锅炉采用厂用电电源，在机组进行调峰时快速启动直接加热储热罐或热网循环水，满足供热需求，并确保完全满足低压缸最小进汽量要求，可保障机组长期低负荷运行的安全性；
（4）储热罐可在机组升负荷段退出汽机采暖抽汽供热，切换为储热罐直接向热网供热运行方式，可完全满足阶段性供热出力需求，增强机组调峰能力、提升机组爬坡速度、实现热电解耦运行。
方案二：“汽机抽汽+高压电极加热锅炉+储热罐”方案特点：
供热季：
对于供热量较大的供热机组，由于汽机在低负荷运行时供热抽汽量大幅减少无法满足供热需求，可采用高压电极锅炉的同时，采用锅炉热段抽汽减温减压后来满足供热量，具体方案：
（1）可从再热器出口（热段）根据供热量进行抽汽，经减温减压输送至储热罐或热网配合电锅炉共同来满足供热量；
（2）高压电极锅炉采用厂用电电源，在机组进行调峰时快速启动直接加热储热罐或热网循环水，满足供热需求，并确保完全满足低压缸最小进汽量要求，可保障机组长期低负荷运行的安全性；
（3）储热罐可在机组升负荷段退出汽机采暖抽汽供热，切换为储热罐直接向热网供热运行方式，可完全满足阶段性供热出力需求，增强机组调峰能力、提升机组爬坡速度、实现热电解耦运行。
非供热季：
按机组原有调峰能力实施调峰。
4.2 纯凝机组
纯凝机组不考虑供热影响，可只对锅炉进行富氧燃烧改造实现机组整体灵活性运行要求，满足调峰需求（根据机组低压缸最小进汽量确定）。
5 运行经济性分析
以一台300MW四角切圆锅炉机组为例，按照10%机组容量配置高压电极锅炉进行富氧燃烧（30%负荷率）、减温减压技术（抽汽量300t/h）改造，可保证供热机组采暖季20%额定负荷调峰能力，夏季30%额定负荷调峰能力。
经济分析计算条件：按照发电利用小时数3600h，运行小时数5100h，其中冬季采暖期运行小时数2100h、调峰小时数按8h/天共计700h ，非采暖期运行小时数3000h ，调峰小时数按8h/天共计1000h ，标煤单价为550元/吨，第一档补偿电价按照0.1元/kWh、第二档补偿电价0.7元/kWh进行计算。
6 结论
（1）针对纯凝机组，建议采用富氧燃烧技术，可满足机组灵活性调峰需求。
（2）针对供热机组，建议综合采用富氧燃烧技术、汽机抽汽减温减压技术、高压电极锅炉及储热罐技术；采暖季，热电机组在满足供热需求的前提下，最低负荷率可达到20%～30%的调峰需求；非采暖季，最低负荷率可达到30%～40%的调峰需求。
以上方案，完全能够确保机组在调峰工况下安全、稳定运行，获得可观的调峰补助。整体技术改造方案投资适中、回收期2年左右，投资收益率较高。
