由于我国“三北”地区风电装机容量大,加之冬季供暖期CHP机组装机总量大,所占比例高,导致机组出力水平高,使风电上网空间受到限制。开展计及电热时序耦合特性的电热联合系统源荷协同调度研究,对于提高系统的灵活性,实现电热优势互补,解决系统调峰问题,实现能源消费清洁化,提高系统运行经济性等具有重要意义。结合目前电热联合系统的研究,本文首先进行了电热时序耦合特性理论分析,在源侧阐述了热电厂内配置电锅炉和储热装置的电热耦合关系,在荷侧阐述了电锅炉和热泵的电热耦合关系。为分析CHP机组电功率灵活调节能力,构建了跟踪目标设定功率的数学模型,研究了热电厂配置电锅炉及储热装置和在负荷侧配置电采暖两种方案的灵活调节能力。其次,从负荷侧出发,分析了二级热网侧分布式电采暖参与系统调控的可行性,提出了了二级热网侧电采暖负荷聚合商的运营策略。针对电采暖用户存在响应不确定性的问题,引入个别用户不响应调度和全部用户不响应调度的分离模型,进而构建了表征电采暖响应不确定性的风险指标;在此基础上,以聚合商运行成本最小为目标,构建了基于电采暖负荷聚合商的两阶段决策模型,提出了负荷聚合商参与需求侧竞价运营策略。以含多个电采暖用户的负荷聚合商为例,分析了所提运营策略的可行性和有效性。在上述研究内容基础之上,分析了间接控制的电采暖用户通过签订可中断合同间接参与系统调控的问题,研究了直接控制的电采暖用户的控制方法,从系统的角度出发,采用场景法解决风电出力不确定性问题,构建了计及电采暖可中断负荷的电热联合系统源荷协同调度模型。算例分析表明,与热电厂配置电锅炉方案相比,二级热网侧配置电采暖CHP机组出力下降更加明显;参与聚合商调控的电采暖用户数越多,间接控制的电采暖用户响应风险值越低,直接控制的电采暖用户可以承担间接用户响应的不确定性,降低了聚合商的运营成本;计及供热系统热惯性,在二级热网侧配置了电采暖后,总煤耗量有所降低,风电场功率增加,机组的热负荷、输出电功率在弃风时段明显降低,为风电功率上网提供了空间。