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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m2，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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