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机组因提供深度调峰服务造成的比基本调峰少发的电量,按照 250 元/(MW⋅h)补偿。
单机容量在 100 MW 以上的机组启停调峰一次,按机组容量补偿 1500 元/MW。
因参与低谷调峰而将出力降至机组容量的50%以下的机组,低谷时段若出现灭火、非停掉闸情况,若在当日早高峰前恢复并网,不计入非停考核。
3.2 计算结果
通过 3.1.2 中供热期计算方法,可得出当前电网调峰补偿政策下,不同调峰负荷下的补偿费用。其中,按照系统低谷时段负荷率为 55%,计算得出不同调峰负荷下有偿调峰补偿费用;按照基本调峰负荷率为 50%,计算得出不同负荷下深度调峰补偿费用;当机组不参与电网深度调峰服务时,计算得出机组负荷高于系统低谷平均负荷时,需承担每日的调峰分担费用。如图 2 所示,若在供热期,该电厂参与系统调峰,则会因调峰而少发电,同时获得有偿调峰补偿和深度调峰补偿,并随着机组负荷的降低每月获得补偿依次递增。但是如果机组不参与调峰时,按照“以热定电”方式运行,机组负荷率相对较高,可在供热的同时多发电,同时要承担调峰分摊费用。收益影响/万元
如图 3、图 4 所示。
本项目建设 2 台 35 万 kW 国产超临界燃煤热电联产间接空冷机组,安装高效除尘、脱硫、脱硝和在线烟气连续监测装置,各项排放指标均满足国家环保要求,设置 2 台 1266 t/h 超临界直流煤粉锅炉,具备 820 MW 供热能力,该厂机组设计供热面积为 1640 万 m 2 ,单台机组额定抽汽量为 580 t/h,此抽汽量运行工况下机组负荷范围在280~300 MW。当进行灵活性改造时(以低压缸零出力供热技术方案为例),采暖抽汽量每增加100 t/h,供热负荷增加约 70 MW,电负荷调峰能力增大约 50 MW,结合额定采暖抽汽工况热平衡图,机组可增加 55 MW 的调峰出力,调峰范围达到 225~300 MW。如图 3、图 4 所示,以标煤单价为 700 元为界限,当标煤单价在 700 元以下时,在供热期,该电厂收益会随着机组负荷的升高呈上升趋势,在机组负荷率约为 65%以上出现正收益;例如当标煤单价为 500 元/t,机组负荷率为85%时,收益可达到 83 万元/每月,此时,机组不宜进行调峰,应多带负荷。当标煤单价在 700元以上时,该机组宜进行调峰,以减少经营损失。
4 结论
通过灵活性改造技术路线对比分析发现,虽然低压缸零出力供热技术运行时间不长,但从国家政策、工程造价、运行费用及实际调峰能力来看,该技术是目前为止应对热电解耦相对较好的方案。
从经济性上分析,当标煤单价在 700 元/t 以下时,要确保效益最大化,应在保证供热负荷满足要求的前提下,机组必须达到一定的调峰深度才能实现盈利,而不进行调峰带高负荷整体效益会更好;当标煤单价在 700 元/t 以上时,需在保证供热负荷满足要求的前提下,通过调峰降低机组负荷来减少亏损。同时也要看到,随着计划电向市场电的转变,当机组具备深度调峰能力时,在每天低谷时段的 5 h 之外,调度也很可能会利用该机组的调峰能力,使机组在低谷时段之外的发电负荷受到影响,从而增大企业电力营销的难度及整体效益。
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