本項(xiàng)目建設(shè)2臺(tái)35萬kW國(guó)產(chǎn)超臨界燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)間接空冷機(jī)組，安裝高效除塵、脫硫、脫硝和在線煙氣連續(xù)監(jiān)測(cè)裝置，各項(xiàng)排放指標(biāo)均滿足國(guó)家環(huán)保要求，設(shè)置2臺(tái)1266 t/h超臨界直流煤粉鍋爐，具備820 MW供熱能力，該廠機(jī)組設(shè)計(jì)供熱面積為1640萬m2，單臺(tái)機(jī)組額定抽汽量為580 t/h，此抽汽量運(yùn)行工況下機(jī)組負(fù)荷范圍在280~300 MW。當(dāng)進(jìn)行靈活性改造時(shí)(以低壓缸零出力供熱技術(shù)方案為例)，采暖抽汽量每增加100 t/h，供熱負(fù)荷增加約70 MW，電負(fù)荷調(diào)峰能力增大約50 MW，結(jié)合額定采暖抽汽工況熱平衡圖，機(jī)組可增加55 MW的調(diào)峰出力，調(diào)峰范圍達(dá)到225~300 MW。如圖3、圖4所示，以標(biāo)煤?jiǎn)蝺r(jià)為700元為界限，當(dāng)標(biāo)煤?jiǎn)蝺r(jià)在700元以下時(shí)，在供熱期，該電廠收益會(huì)隨著機(jī)組負(fù)荷的升高呈上升趨勢(shì)，在機(jī)組負(fù)荷率約為65%以上出現(xiàn)正收益;例如當(dāng)標(biāo)煤?jiǎn)蝺r(jià)為500元/t，機(jī)組負(fù)荷率為85%時(shí)，收益可達(dá)到83萬元/每月，此時(shí)，機(jī)組不宜進(jìn)行調(diào)峰，應(yīng)多帶負(fù)荷。當(dāng)標(biāo)煤?jiǎn)蝺r(jià)在700元以上時(shí)，該機(jī)組宜進(jìn)行調(diào)峰，以減少經(jīng)營(yíng)損失。

4 結(jié)論

通過靈活性改造技術(shù)路線對(duì)比分析發(fā)現(xiàn)，雖然低壓缸零出力供熱技術(shù)運(yùn)行時(shí)間不長(zhǎng)，但從國(guó)家政策、工程造價(jià)、運(yùn)行費(fèi)用及實(shí)際調(diào)峰能力來看，該技術(shù)是目前為止應(yīng)對(duì)熱電解耦相對(duì)較好的方案。

從經(jīng)濟(jì)性上分析，當(dāng)標(biāo)煤?jiǎn)蝺r(jià)在700元/t以下時(shí)，要確保效益最大化，應(yīng)在保證供熱負(fù)荷滿足要求的前提下，機(jī)組必須達(dá)到一定的調(diào)峰深度才能實(shí)現(xiàn)盈利，而不進(jìn)行調(diào)峰帶高負(fù)荷整體效益會(huì)更好;當(dāng)標(biāo)煤?jiǎn)蝺r(jià)在700元/t以上時(shí)，需在保證供熱負(fù)荷滿足要求的前提下，通過調(diào)峰降低機(jī)組負(fù)荷來減少虧損。同時(shí)也要看到，隨著計(jì)劃電向市場(chǎng)電的轉(zhuǎn)變，當(dāng)機(jī)組具備深度調(diào)峰能力時(shí)，在每天低谷時(shí)段的5 h之外，調(diào)度也很可能會(huì)利用該機(jī)組的調(diào)峰能力，使機(jī)組在低谷時(shí)段之外的發(fā)電負(fù)荷受到影響，從而增大企業(yè)電力營(yíng)銷的難度及整體效益。

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