近年来,随着风电的大规模发展,在我国三北地区供暖期,出现了大规模弃风现象。其主因在于系统中占很高比例的热电机组因供暖必须高水平发电,无法降低发电出力为风电上网让出空间。为提升热电机组运行灵活性,使之能够降低电出力接纳风电,国家正在积极推动热电厂“电热解耦”改造,同时,诸多区域也建立了调峰辅助服务市场以激励热电调峰。然而,在当前调峰市场下,热电厂改造参与调峰的经济性如何,受何种因素影响,投资风险如何,机制的激励性如何,尚缺乏较为系统和深入的研究。为此,本文以东北区域调峰市场为背景,以热电厂内为抽汽式热电机组配置直热式电锅炉为对象,对上述问题进行了研究,主要工作及成果如下:(1)分析了东北区域调峰市场的当前机制及其调整过程、驱动因素与运行情况,对比了与其他区域调峰市场的差异性,明确了热电厂通过配置直热式电锅炉参与深度调峰的机制环境。(2)基于热电机组抽汽供热机理,建立了热电机组由抽汽供热工况图到电热运行区间的转换模型;基于热电机组与电锅炉协调调峰的机理,建立了热电机组和电锅炉所组成的联合系统的整体电热运行区间模型;进一步,以弃风时段提供深度调峰容量目的,建立了给定深度调峰容量下热电机组和电锅炉的协调运行模型;并基于协调运行结果,建立了热电厂通过电锅炉进行深度调峰的节煤量模型,分析了边际节煤率的特征。(3)基于协调运行结果与东北调峰市场规则,建立了热电厂通过电锅炉进行深度调峰的运行成本与效益模型;进一步,考虑电锅炉投资改造成本,以投资回收期为指标,建立了投资经济性分析模型。(4)基于上述模型,以实际机组和实际弃风数据进行的算例分析表明:热电厂配置电锅炉可以有效提供深度调峰能力,甚至将电厂整体出力降为零,从而为风电上网让出大量空间;然而,在当前东北区域调峰市场机制下,当热负荷较大时,进行小幅度深度调峰时收益为负值,电厂在运行时不愿为小规模弃风进行深度调峰,而且,当因弃风减少或改造电厂增多而导致单台机组分摊的调峰责任变小时,单台热电机组在保证投资经济性时所需配置的最小电锅炉容量反而越大,这种异常特性会给热电厂带来很大投资风险,这些均意味着现有市场机制尚存在一定程度缺陷;不过,热电机组最小出力的减小会改善投资经济性,因此热电厂在配置电锅炉同时应积极进行降低最小出力的改造。上述工作及成果可为热电厂提升运行灵活性改造及市场机制设计提供有效参考。