深度｜350MW超临界热电联产机组灵活性改造分析-第2页-北极星火力发电网

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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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原标题：350 MW 超临界热电联产机组灵活性改造分析

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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