深度调峰灵活性改造相关方案及经济性分析
1000MW火电机组深度调峰能力探讨与经济安全性分析
1000MW火电机组深度调峰能力探讨与经济安全性分析发布时间：2022-10-10T06:20:57.813Z 来源：《中国电业与能源》2022年6月11期作者：蒋传政[导读] 为提升可再生能源消纳能力，火电机组深度调峰成重要思路，不仅能提高机组调峰能力，满足电网安全调度与正常运行能力，蒋传政广东大唐国际潮州发电有限公司，广东潮州 521000摘要：为提升可再生能源消纳能力，火电机组深度调峰成重要思路，不仅能提高机组调峰能力，满足电网安全调度与正常运行能力，也是火电企业在发电市场中获得核心竞争力的关键。
因此，本文基于上述分析，以1000MW火电机组为例，对其深度调峰能力思路进行分析，以此强化火电机组运行经济性和安全性。
关键词：1000MW；火电机组；深度调峰能力；经济安全性引言：1000MW火电机组作为电网深度调峰主力，如何满足深度调峰要求，对燃油成本进行有效节约，合理利用燃煤等不可再生能源的同时，有效提升火电企业运行经济安全性尤为关键。
一、影响1000MW火电机组深度调峰因素分析（一）煤质特性在1000MW火电机组深度调峰过程中，火电机组最低负荷是由锅炉最低稳定燃烧负荷决定的，而煤质特性又决定锅炉最低稳定燃烧负荷，所以，实际进行深度调峰时，需要充分考虑煤质特性对火电机组深度调峰的实际影响。
（二）水动力工况火电机组深度调峰时，低负荷运行状态，使得锅炉内部火焰充满程度降低，锅炉内部受热不够均匀，水冷壁各个循环管道水流量分配也会不均匀，这使得水循环速度发生偏差，以至于出现水循环倒流或水循环停滞等问题，甚至出现管壁超温和爆管等现象，因此，实际进行深度调峰时，一定要注意水动力工况的对应调整，以此确保水动力特性保持良好状态。
（三）制粉系统火电机组深度调峰阶段，锅炉处于低负荷运行状态，其所需总体煤量降低，对应磨煤设备也相对减少，当制粉系统出现故障时，会出现干湿态转换、堵磨或一次风机喘振等问题，不仅影响火电机组运行稳定，还极易引发安全事故。
火电机组深度调峰中锅炉侧灵活性改造方案与研究
火电机组深度调峰中锅炉侧灵活性改造方案与研究发布时间：2022-07-21T07:41:45.017Z 来源：《科学与技术》2022年30卷第5期第3月作者：罗冰[导读] 由于发电产业的持续发展，我国对既有火电机组的调峰运营能力提出了新的技术需求，为充分发挥既罗冰山东华电节能技术有限公司摘要：由于发电产业的持续发展，我国对既有火电机组的调峰运营能力提出了新的技术需求，为充分发挥既有火电机组发电的效能，增加火电机组的灵活性，使更多的新能源技术接入到中国电力系统运营之中，我国已经进行了对既有火电机组的灵活性技术改造，并且提高了火电机组深度调峰运营的能力，目前，这种改变已经形成了中国电力行业的一个发展新常态，本章将重点研究我国在火电机组改造过程中缺乏灵活性的现象及其改善方法，从系统的调峰改造技术与运营战略上来研究，以火电机组灵活技术的发展现状为中国火电机组提供了研究路径。
关键字：火电机组深度调峰锅炉灵活性改造方案一、火电机组设计缺乏灵活性的潜在压力1.1能源与环境压力能量资源作为自然环境的一部分，在整个能量开发与使用的完整生命周期中，从能量资源的开发、加工与运送到二次能量的工业生产发电，和从能量的输送与分发直到能量的最后消费，各阶段均会对自然环境产生巨大压力，因而造成了局部整体的、地区的、甚至国际性的环境重大问题。
所导致的环保经济损失高达数千亿。
而环境的情况日趋恶劣，也引发了社会公众的普遍关切。
1.2电源结构压力中国的电源构成主要以火电机组为主，由于中国电网机组装置容量的不断扩大，中国传统火电机组与清洁能源发展间的矛盾也因此凸显。
而国家电网中的大容量火力机组普遍参与了国家电网的调峰运营工作，为可再生能源吸引到中国创造了充分的容量空间，以适应中国电源构成中对洁净燃料比例增加的需求。
当前中国大部分的主力火电机组都常年在百分之六十五～百分之七十五的高负载下正常工作，不仅调峰深度普遍不足，同时对发电机组的运转效率和污染物控制显著减弱；而煤电本身内部结构也亟须进行优化转变以满足总体供电结构形式的变化。
电厂深度调峰运行机组安全经济性分析及改进措施研究
电厂深度调峰运行机组安全经济性分析及改进措施研究摘要：本文对电厂深度调峰运行机组进行研究，针对机组安全性及经济性进行分析，提出了相应的改进措施，以提高电厂深度调峰运行效果，为后续发展提供保障。
关键词：深度调峰；运行机组；经济性分析在电厂运行过程中，常有机组偏离设计工况运行的现象发生，这使得现场技术人员需要采用深度调峰的运行方式，保证机组的运行状态，为电厂生产流程的稳定运行提供保障。
此外，管理人员还需要对该运行机组的安全性及经济性进行分析，针对其中存在的问题制定相应的改进措施，以使生产现场的人员安全得到保障，电厂企业的经济效益也得以提升。
1电厂汽轮机组的运行方式1.1 定压运行方式当电厂生产压力保持恒定时，汽轮机组在运行方式上可以分为节流配汽与喷嘴配汽两种。
其中，节流配汽指生产人员同时开启多个气压调节阀，以对生产现场实施配汽。
该方法的应用优势在于汽轮机在进行第一级调速时载荷教较小，但这也会造成较大的节流损失，使机组运行效率发生下降[1]。
另外，当进气流量发生变化时，机组各级温度并不会出现较为明显的变化，这使得节流配汽方式的应用对负荷波动的适应性较强。
而在应用喷嘴配汽方式时，生产人员则需按照预先制定的顺序逐步开启调节阀门，对生产进气的方式进行针对性调整。
在这种运行方式的支持下，实际生产中只有一个气门会发挥节流作用，使节流损失得到有效遏制。
1.2 滑压运行方式滑压运行在电厂生产中可分为纯滑压运行及节流滑压运行两种。
首先，在应用纯滑压运行模式时，其主要应用方式为，将所有调节阀保持在全开的状态，仅由汽轮机在机组负荷发生变化时对其进行调节[2]。
具体而言，当机组运行功率稳定后，其就会通过对给水量及锅炉燃料量等指标进行调整，从而提高汽轮机对其内部蒸汽流量与压力的控制效果，有助于提高汽轮机对机组适应能力。
在这种应用方式的支持下，调节阀在运行过程中不会产生节流损失。
但该方法对锅炉的调节存在滞后性，使得其在实际应用过程中很难满足电网调峰的需求，因此，当多数电厂都很少使用这一方式。
火电厂深度调峰安全性与经济性分析
火电厂深度调峰安全性与经济性分析发布时间：2021-03-26T14:39:52.147Z 来源：《电力设备》2020年第32期作者：宋科[导读] 摘要：随着新能源电力系统不断推进，能源网络面临的调峰形势日益严峻。
（安徽马鞍山万能达发电有限责任公司 243000）摘要：随着新能源电力系统不断推进，能源网络面临的调峰形势日益严峻。
新常态下，频繁、深度调峰，尤其是高额煤价对火电机组发电效益提出了严峻挑战。
本文通过从燃烧稳定、设备安全、机组效率等多方面考虑并提供了一定的措施应对，分析了火电机组参与深度调峰的安全性与经济性，为同类型机组调峰策略提供一定的参考价值。
关键字：火电厂深度调峰安全性经济性1.目前火力发电机组相关概况截至2020年底，全国发电装机总量为22亿千瓦时，火电装机占比缩小至75.7％，为应对风电随机性与反调峰特性带来的严峻调峰形势，众多火电机组都通过电网调度参与到频繁、深度的调峰中来。
近年来，我国火力发电相关设备年利用小时数呈逐年下降趋势，加上国家大力倡导低碳经济发展新模式，煤价增加致使火电成本大幅上涨，使得全国大规模火电企业出现亏损现象。
为了鼓励火电机组参与区域深度调峰，不少地区也积极征求意见并逐步试行电力辅助服务市场运营规则，对参与调峰的机组给予一定补偿。
也因此，探究火电机组参与调峰的安全性与经济性，从而选择参与调峰的策略成为各个火电企业的聚焦点。
2.深度调峰过程中的安全性分析2.1锅炉燃烧稳定性变差对于设计为烟煤的锅炉最低稳燃负荷，一般均在30%BMCR，大致相当于33%的额定负荷，但是从运行的安全性角度出发，电厂控制的最低稳燃负荷一般在40%额定负荷，有的控制在50%额定负荷。
深度调峰运行时，锅炉的燃烧工况远低于最低稳定运行负荷，炉膛温度下降，煤粉着火困难，火焰稳定性差，易熄火，存在炉膛灭火放炮的重大隐患。
保证锅炉的稳定燃烧可以从以下方面进行风险管控：（1）加强配煤管理，改善入炉煤质，必要时储备优质煤种作为调峰时燃用煤种。
电厂机组深度调峰经济性研究
电厂机组深度调峰经济性研究摘要：随着新能源发电的发展，燃煤机组的运行负荷不断下降，而火电机组的深度调峰已经成为制约其灵活性调整的一个关键技术问题。
关键词：600 MW机组；深度调峰运行；安全经济性引为适应火电机组频繁参与深度调峰这一市场趋势，各火电企业和科研院所均在摸索深度调峰经验。
湖南省内火电企业不投油稳燃负荷已普遍实现40%额定负荷，西安热工研究院等单位对火电机组灵活性改造进行了专门研究，并将研究成果应用于国内一些火电厂的改造，最低不投油稳燃负荷可达到30%额定负荷。
本文以湖南省内某电厂的一台600MW超临界参数机组为例，对火电机组在深度调峰的运行经济性进行分析，并总结了相关风险应对措施。
1深度调峰运行的安全性该装置在深度调峰时，不需要进行频繁地起停，也不能经受较大的温度波动和交流应力，从而造成设备的疲劳损伤，缩短设备的使用寿命。
由于调峰时，机组停机时间约为7小时，因此，机组重新启动属于热启动，汽轮机汽缸内的温度变化不大，第二次冲击起动时的主要气温偏低。
然而，在参与调峰作业时，由于机组与设计工况有很大的偏差，且有许多项目，对电网的安全、经济运行产生不利影响。
另外，由于机组的参与，电厂的煤耗必然会增加。
在进行深度调峰作业时，机组的不安全因素有：①在调速过程中，转子容易产生振动，为了防止这种情况，应首先对转子进行充分的预热，以保证气缸膨胀均匀，并充分加热转子。
当转子受力比较大时，不能增大机组的负载，必须在热机时维持稳定的负载。
其次，调整阀的开关要在大的开度和高负载的情况下进行，以保证调整段的受力均匀。
②当机组从定压转向滑压、快速减载时，机组的负向轴向位移增大；快速减载后，调整段压力下降迅速，但再热蒸汽系统体积大，储热容量大，导致再热蒸汽压下降比调整段的压降晚，高、中压缸平衡活塞的轴向推力为负。
如果推力瓦的位置有问题，推力瓦受到连续阀的迅速减载所带来的额外轴向推力时，会发生轴向的窜动，从而导致轴向位移超出了推力间隙，也有可能导致机组的轴向位移增加，这时，应视变工况而减速或停止。
大型燃煤机组深度调峰运行经济性安全性分析及负荷优化
大型燃煤机组深度调峰运行经济性安全性分析及负荷优化摘要：煤炭是经济发展的重要能源，其对于国家经济发展社会的进步有着较为积极的促进作用。
但是，当前随着能源需求量的不断增长，煤炭数量大幅度减少。
而我国电力供应发展趋势正在迈向高参数、大容量阶段，在大力发展超临界火电技术的同时，配合我国电网负荷波动，深入研究大机组调峰性能。
本文将结合大型燃煤机组深度调峰运行经济性安全进行分析，同时探讨其负荷优化的方法，以求更好的发挥燃煤机组的作用，提升运行效率。
关键词：大型燃煤机组；深度调峰；经济性；安全性；负荷优化大型燃煤机组是电厂重要的能源设施，将大型燃煤机组应用于电网调峰中，合理的选择合适的调峰运行方式，能够有效的节约能源，达到最佳经济安全性指标，延长机组使用寿命这对于电厂供电效率的增长，经济的发展等都有着一定的促进作用。
下面，笔者将结合自身的理解和认识等对相关问题进行详细的分析。
一、调峰问题与智能优化负荷分配1、调峰问题在电厂供电过程中之所以要对大型燃煤机组进行深度调峰就是因为我国电网的负荷高峰和低谷之间存在的差异越来越明显，不同时间段，如每天下午的17点至21点，在夏季时由于天气比较炎热属于用电高峰时段，同时，不同的地域如沿海发达地区属于用电高峰区域，峰谷差异达到10000MW以上，差异比较明显，而且该问题不仅在我国存在，国外都在机组高参数化、大容量化的基础之上，在大型燃煤机组运行过程中，挖掘其深度调峰的潜力，这种新变化也就对机组的性能提出了更高的要求，如何结合不同时段、地区用电的差异，合理的进行调峰就显得十分的重要了，做好调峰工作就显得十分必要了，能够科学合理地、进行用电规划，提供用电效率，节约能源。
2、智能优化负荷分配传统的火电厂及负荷优化分配是以机组煤耗特性曲线为基础的，通过满足系统的约束条件，进而达到全厂煤耗最少，这一经济性目标，以优化分配机组负荷。
智能化算法主要是通过模拟或揭示某些自然现象或者是过程发展而来的，与普通的搜索算法一样可以说是一种迭代算法，在使用数学知识对相关问题进行描述的时候，不需要进行满足可微性、凸性，是以一组讲解作为迭代的初始值，将问题的参数进行编码，其在应用过程中不必使用目标函数的导数信息，搜索策略是结构化和随机化，其主要优点为：具有全局的、并行高效的优化性能，通用性强等，文章将该方法应用于电厂厂级负荷优化分配，也是着眼于智能化算法的适用范围广泛，特别适用大规模并行计算的优势。
火电机组深度调峰综合经济性分析
摘要：随着国家低碳政策的逐步实施，清洁能源发电比例不断增大，而清洁能源多为间歇性电源（风电、光伏），导致电网消纳问题和安全问题日益突出，对火电机组深度调峰的要求越来越高。
对于大容量火电来说，诸多因素制约着其深度调峰的安全经济运行，现以某地区某电厂350 MW燃煤机组为例，从深调煤耗增加影响成本、采用优质煤增加成本、深度调峰获得补偿等方面来开展深度调峰经济性综合测算分析，为参与深调市场获取收益提供理论依据。
关键词：深度调峰；综合经济性；补偿收益；成本测算引言随着国家碳达峰、碳中和“3060”目标的提出，可再生能源发电在能源结构中的占比不断提高[1-2]，传统燃煤电厂将逐渐由发电供给侧主力转变为维持电网稳定平衡的关键电源点，“压舱石”作用凸显。
在当前的电力生产中，风光条件良好的情况下，日间新能源发电大幅攀升，成为当下国内能源结构转型的新常态，而不断提高新能源利用率，降低弃风弃光率，最大程度解决新能源消纳问题，也是电网和发电企业需要不断探索的方向[3-4]。
由于目前新能源的大力推广和发展，电网清洁能源比例不断加大，但光伏和风电有较强的不稳定性，风电长期存在与电网负荷反调的情况，给电网安全稳定运行带来了极大的考验，对火电厂调峰的需求也越来越大。
各地区对于火电厂的深度调峰补偿规则有较大差异，各火电厂参与深度调峰是否能获得实际效益也需要一个明确的测算标准。
下面以某地区某电厂350 MW机组为例开展深度调峰综合经济性分析，为参与深调市场提供依据。
1设备概述该350 MW机组为超临界纯凝机组，采用东方锅炉厂生产的超临界前后墙对冲直流锅炉，型号为DG1100/25.4-Ⅱ3，设计煤种为石柱县高硫烟煤，掺配巫山中硫无烟煤；采用哈尔滨汽轮机厂生产的CLN350-24.2/566/566型、超临界、反动式、轴流式、一次中间再热、凝汽式电站汽轮机；采用哈尔滨电机厂生产的QFSN-350-2型三相、二极、隐极式转子同步汽轮发电机。
深度调峰探讨与经济分析
深度调峰探讨与经济分析摘要：随着社会的进步和发展，清洁能源的迅速开发及利用，再加上电网结构的变化，使电网峰谷差越来越大，大型机组的调峰任务也越来越突出。
商洛电厂在机组投产同时捷足先登配合陕西电网进行了深度调峰，在调峰过程中如何既使得机组安全运行又能使我厂机组得到电网两个细则补偿，使公司经济效益最大化。
结合商洛电厂深度调峰前遇到的问题、采取的措施以及结合措施进行深度调峰试验进行分析，得出深度调峰时机组运行的重要参数范围，最后对其经济性进行讨论。
关键词：深度调峰；锅炉稳燃；安全稳定运行；600MW机组陕西商洛电厂地处中国最南部，升压站以330kV并入陕西电网，由于地理位置特殊，加上气候原因，风大的特点，火电负荷率严重下降，陕西电网需求火电深度调峰的能力愈演愈烈。
单台机组正常运行负荷低于额定负荷的50%已趋于常态化，随着机组负荷的下降，运行工况严重恶化，机组的安全稳定运行受到考验。
陕西商洛电厂继机组投产积极进行深度调峰试验，在燃煤发热量低于设计值情况下，将660MW机组负荷降低至165MW，远超过最低稳燃设计值（330MW），锅炉低负荷不采取稳燃是一个很大的难题；给水流量偏低、锅炉水动力稳定性差、汽动给水泵的正常运行无法保证、SCR入口烟温低、辅汽压力低等一系列问题值得去探讨研究。
1设备简介陕西商洛电厂2×660MW超超临界燃煤间接空冷机组以330kV电压向陕西电网输出电力，机组设计燃用彬县大佛寺煤矿烟煤，锅炉DG1950/29.3-II2。
超超临界变压运行直流炉，单炉膛、一次中间再热、前后墙对冲燃烧方式、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢架悬吊结构、П型布置。
磨煤机布置方式为前墙由下往上为B、D、C，后墙由下往上为F、A、E。
锅炉前后墙对冲布置12支离子燃烧器、三层30支低NOX燃烧器，配有6台中速磨煤机，燃烬风喷嘴布置在燃烧器上方，前后墙两层24支，前后墙布置防止水冷壁结渣与高温烟气腐蚀的贴壁风喷口，共三层12支。
火电机组深度调峰综合经济性分析
火电机组深度调峰综合经济性分析摘要：近年来，我国对电能的需求不断增加，火电厂建设越来越多，对火电机组的应用也越来越广泛。
为优化协调控制系统性能以适应电力系统对火电机组深度调峰能力越来越高的要求，文章首先对当前协调控制策略分析，其次探讨火电机组深度调峰关键技术问题，最后就深度调峰应对措施进行研究，结合新型调峰技术进一步优化控制功能，成为新型电网结构下火电机组深度调峰运行的研究应用方向。
关键词：深度调峰；协调控制；前馈引言由于目前新能源的大力推广和发展，电网清洁能源比例不断加大，但光伏和风电有较强的不稳定性，风电长期存在与电网负荷反调的情况，给电网安全稳定运行带来了极大的考验，对火电厂调峰的需求也越来越大。
各地区对于火电厂的深度调峰补偿规则有较大差异，各火电厂参与深度调峰是否能获得实际效益也需要一个明确的测算标准。
本文开展深度调峰综合经济性分析，为参与深调市场提供依据。
1当前协调控制策略分析超超临界机组广泛采用以锅炉跟随（ＣＣＢＦ）为基础的间接能量平衡协调控制策略（ＩＥＢ），通过主汽压力这一参数表征锅炉供给与汽机需求之间的平衡，以保证电负荷快速、准确响应电网负荷调控，同时协调锅炉与汽机之间的能量平衡。
受锅炉大惯性滞后特性影响，控制策略中引入变负荷前馈控制，通过额外调整变负荷过程中入炉煤量、给水流量、风量、风压及减温水等多种输入变量，补偿“炉慢机快”造成的暂态能量失衡，以加快主汽压力稳定回调时间，从而提高控制系统稳定性，减小水量、煤量等主要输入能量扰动量，提高机组热力参数稳定性。
水煤比控制是超临界机组控制的核心，其表征数（中间点温度／过热度）的高低，代表着锅炉辐射－对流受热面配比合理，直接影响锅炉水动力安全及经济性，保持合理的水煤配比是超超临界直流锅炉干态运行控制重点。
当前主流的水煤配比控制策略分为水跟煤、煤跟水及水煤联合控制三种形式。
水跟煤调节方式（ＷＦＦｍｏｄｅ）：锅炉负荷指令（ＢＤ）通过燃料量确定；给水量指令通过设计水煤比函数生成；由燃烧变化、燃料改变等造成的过热度偏差，通过给水偏置进行自动调节。
菏泽电厂深度调峰运行机组安全经济性分析及改进措施
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Ｉｓ］高鹏，张天舒，刘延贵．３００ Ｍｗ机组滑压运行若干问题 的研究［Ｊ］．东北电力技术，２００３（６）：４—８．
热
科技论文几种参考文献的书写格式（其中空格、标点符号、字母照写）
（下接第４９页） （２）健全配煤掺烧快速反映机制，确保煤种正确更
换或掺配。 （３）保持良好的空气预热器工况，将其作为影响锅
炉经济性的重点来考虑，使锅炉排烟热损失ｑ。和厂用 电率保持在较低水平。
（４）在磨煤机满足煤粉细度要求的前提下，应尽量 使系统的通风流量和进入磨煤机的原煤流量达到最大 值，若煤粉仓粉位过高，可以使一台磨煤机间断运行。
但是由于在参与调峰运行过程中机组远远偏离设计工况运行操作项目多也存在不利于安全经济运行的因素而且由于机组参与调峰运行其全厂煤耗率必将上升图1发电负荷率与供电煤耗率的关系机组参与深度调峰运行时设备的不安全因素如调节阀切换时易造成轴承振动增大为避免此现象的发生机组必须先进行充分暖机使汽缸膨胀均匀转子充分加热
机参与两班制调峰运行，如采用二、三期机组参与深度 调峰运行而不停１２５ Ｍｗ机组时，二期、三期至少各 有一台３００ Ｍｗ和３３０ Ｍｗ机组参与调峰运行。
热电机组深度调峰影响因素及经济性分析
热电机组深度调峰影响因素及经济性分析在国家新能源产业政策的刺激下，风电装机容量爆发式增长，在东北地区尤其是黑龙江区域，因季节性气候特点和冬季环境温度影响，供暖期同时也是风电负荷较高时期。
为有效促进节能发电及保护环境，有效利用风能等清洁能源，需要在大发风电时期压降火电机组负荷率，降低弃风率。
基于此，国家能源局东北监管局出台了关于调峰辅助服务运营规则，以激励热电企业积极开展深度调峰有关工作。
哈热公司积极快速响应，一方面通过深入探索机组自身的低负荷运行能力加大机组降负荷能力，另一方面通过开展技术调研进行调峰辅助设备改造来挖掘深调空间，并拓展合同能源管理模式引入储能设备参与调峰。
目前已完成两台机组高低压旁路改造、#2机高背压改造，正在积极推进蓄热电锅炉调峰项目。
因此，对哈热公司来说，在下一供暖期开始时，如何在保证发电安全、供热稳定的前提下，合理投入调峰辅助设备、合理压降负荷、寻求效益最佳平衡点，是需要深入研究探索的问题。
一、对调峰影响因素初步认识调峰影响因素是多方面的，比如：电力市场负荷需求趋势、设备自身降负荷能力、供热需求温度、调峰辅助设备改造后的技术指标、员工参与深度调峰的主动意识及操作水平等等因素。
如何让这些因素充分平衡起来，在深度调峰、抢发效益电、保稳定供热、促进节能降耗等方面合理调配，取得最大化效益，管理者首先要对各种影响因素有正确的认识和评价。
综合分析总结如下：一是市场因素。
电力市场负荷发展趋势是决定调峰决策走向的关键因素，只有对负荷发展趋势准确把握，才能制定及时的负荷调整策略并积极参与深度调峰，实现调峰收益最大化。
能否对负荷趋势有正确预判，需要营销人员熟悉掌握区域发电量需求空间、发电设备容量走势、可参与调峰设备容量等等，尤其要关注热电机组、清洁能源发电机组运行容量变化，实时把握环境温度、研判风电等清洁能源机组开机趋势。
二是机组自身状况。
设备自身降负荷能力是保证发电安全和供热安全的前提。
目前哈热公司通过低负荷优化运行实验基本实现机组降负荷能力32%左右，但由于供热温度制约着机组降负荷深度，在供热中期极寒天气时可降负荷约50%-55%。
电厂深度调峰运行机组安全经济性分析及改进措施研究
电厂深度调峰运行机组安全经济性分析及改进措施研究发布时间：2022-07-26T07:28:23.647Z 来源：《新型城镇化》2022年15期作者：王鹏程磊张云展王泉赵梓辰[导读] 本文对电厂深度调峰运行机组安全经济性分析及改进措施进行研究，以供参考。
华能渑池热电有限责任公司河南三门峡 472400摘要：火电机组经过上述改革，基本达到了发电机组的深水调峰运行能力、高自动控制水平、低负载及经济性改善的综合改革目标，有效确保了发电机组能够在国家电网深水调峰调度模式下安全平稳运转，并显著增强了发电机组在当前发电形势下的市场竞争能力。
该试验项目的顺利开展，对于中国其他同类型机组具有很好的试验示范和借鉴意义；不过，对于中国大功率超临界机组怎样保障在深度调峰时期的安全、平稳、有效经济的运行，仍需进一步总结，以实现精细化调度的目的。
本文对电厂深度调峰运行机组安全经济性分析及改进措施进行研究，以供参考。
关键词：电厂深度调峰；运行机组；安全经济性；改进措施引言：为解决日益严重的弃风（光、水）问题，提高新能源的消纳能力，提高火电机组的运行灵活性已是迫在眉睫的任务，国家能源局2016年年初连续召开会议并发文，对开展火电灵活性改造提出明确要求，计划“十三五”期间实施2.2亿kW燃煤机组的灵活性改造，使机组具备深度调峰能力，并进一步增加负荷响应速率，部分机组具备快速启停调峰能力。
提升灵活性改造预期将使热电机组增加20%额定容量的调峰能力，纯凝机组增加15%～20%额定容量的调峰能力。
通过加强国内外技术交流和合作，部分具备改造条件的电厂预期达到国际先进水平，机组不投油稳燃时纯凝工况最小出力达到25%～30%额定负荷。
一、现阶段我国火电机组控制情况目前，我国发电机控制采用分散控制系统，大型发电机将配备协调控制系统。
为了最大限度地确保发电机的安全、稳定和经济运行，有效提高发电机的灵活性和深度调节能力，需要更新和修改发电机的协调控制系统。
火电机组灵活性改造及深度调峰分析
火电机组灵活性改造及深度调峰分析摘要：电力发展“十三五”规划中明确要求充分挖掘现有系统调峰潜力，增强火电机组的灵活性，大幅度接纳新能源入网。
对火电进行灵活性改造，增加火电厂的深度调峰能力，正成为一种新常态。
庄电公司的压谷调峰经验，可为相关企业提供借鉴。
文中阐述了我国火电机组缺乏灵活性的现状与潜在压力，主要从系统储热改造和调峰运行策略的角度介绍了国内外关于提升火电机组灵活性技术的发展状况，其中丹麦提升火电机组灵活性技术的实例有借鉴启示，并初步提出了我国火电机组灵活性改善的路径建议。
关键词：火电机组；灵活性改造；深度调峰引言2016年11月初，国家发改委和能源局发布的电力发展“十三五”规划（以下简称《规划》）中明确表示要充分挖掘现有系统调峰潜力，着力增强系统尤其是火电机组的灵活性。
自 2006 年颁布实施《可再生能源法》之后，我国新能源产业发展迅速。
但是，由于新能源的波动性以及管理利用水平和配套政策的不完善等因素，新能源的消纳成了一个能源电力领域亟待解决的新问题。
与此同时，电力体制改革正通过有序缩减发用电计划，开展发电企业与用户直接交易，逐步扩大市场化电量的比例，为进一步完善电力市场提供空间。
因此，从电网侧、用户侧和电源侧统筹规划，提升火电机组灵活性，加强机组调峰能力和消纳新能源入网是“十三五”能源战略的调整重点。
1.我国火电机组缺乏灵活性的潜在压力1.1能源与环境压力能源作为环境的组成部分，在能源开发和利用的整个生命周期中，从能源资源的开采、加工和运输到二次能源的生产发电以及电力的传输和分配直至能源的最终消费，各阶段都会对环境造成压力，引起局部的、区域性的、乃至全球性的环境问题。
火电工业和能源紧密相关，仅化石能源的消耗使全世界每年排放二氧化碳320亿t，二氧化硫1.2亿t，氮氧化物1亿t，带来严重的环境污染和气候变化问题。
在我国，2014年火电行业二氧化硫、氮氧化物和粉尘的工业排放量分别达到620万t、710万t 和270万t，造成了严重的雾霾和酸雨等污染现象；2015 年全国电力工业煤炭消费量约20亿t，造成的环境损失高达数千亿。
深度调峰形势下燃煤电厂环保设施灵活性节能优化改造思路分析
深度调峰形势下燃煤电厂环保设施灵活性节能优化改造思路分析山东省济南市250014摘要：在燃煤机组深度调峰大背景下，燃煤发电企业环保设施具有较大的节能空间，加快推进燃煤机组环保设施灵活性改造，深入挖掘环保设施的节能潜力，具有现实必要性，机组低负荷下脱硝设施脱硝效率下降、氨逃逸增加导致的催化剂及空预器堵塞，脱硫氧化风机难以通过机组负荷、烟气含硫量变化线性调节出力，导致低负荷下脱硫设施运行经济性较差等问题日渐突出。
对此，本文围绕燃煤电厂脱硝设施灵活性改造及脱硫设施节能优化改造的相关内容展开探讨，以实现节能环保的目的。
关键词：深度调峰；灵活性改造；全负荷脱硝、氧化风机变频改造引言根据《可再生能源“十三五”规划》，在“十三五”期间，风电、光伏发电装机容量将分别增加8000万千瓦、6000万千瓦以上。
在风电、光伏规模化并网的背景下，火电机组频繁参与深度调峰成为新常态[1]，燃煤发电机组将逐步由电量提供者向容量提供者转变。
在燃煤机组深度调峰大背景下，机组长期低负荷运行时，有效保障脱硝设施能正常投运，避免过量氨逃逸导致的空气预热器硫酸氢铵沉积堵塞等设备安全性问题是火电机组灵活性改造三大目标之一，同时，机组负荷、煤种波动范围较大且频繁，燃煤发电企业环保设施具有较大的节能空间，因此，深入挖掘环保设施节能潜力，加快推进燃煤机组环保设施节能性改造，是新形势下提升火电机组灵活性改造的必要手段。
一、燃煤发电企业环保设施灵活性改造及节能优化改造的必要性1.1 环保设施灵活性改造的必要性目前，燃煤机组大多采用SCR选择性催化还原脱硝技术，配备中高温蜂窝或板式催化剂，其设计高效运行烟温区间为310~420℃，最低连续喷氨温度为305℃。
当机组负荷低于50%时，烟气温度通常会低于310℃，脱硝效率下降明显，为了保证外排口NOx达标排放，只能通过加大喷氨量的运行方式来提高脱硝效率，这进一步导致脱硝设施出口氨逃逸浓度显著上升，同时，由于催化剂可以将SO2部分催化形成SO3，在235~308℃温度区间时，逃逸氨与SO3反应生成硫酸氢铵，引发催化剂孔道及空预器堵塞，硫酸氨盐进入除尘系统后还会引发糊袋或阳极板糊板等问题[2]。
电厂深度调峰运行机组安全经济性分析及改进措施研究
电厂深度调峰运行机组安全经济性分析及改进措施研究摘要：电厂汽轮机在长期偏离设计工况时，其经济性以及安全性都会降低，本文对厂深度调峰运行机组安全经济性分析及改进措施展开了分析与探讨，仅供参考。
关键词：电厂汽轮机；调峰运行；安全性；经济性1 汽轮机变负荷运行方式1.1 定压运行方式1.1.1 节流配汽同时开启若干个调节阀实现配汽。
其优点为这种情况下汽轮机第一级调速级的载荷较小,但节流配汽在机组低负荷运行时节流损失很大,机组效率较低。
另外,当进汽流量发生一定程度变化时,各级温度并不会出现较为明显的变化,故节流配汽对于负荷波动的适应性较好。
1.1.2 喷嘴配汽若干个调节汽门按顺序依次开启改变进汽的方式。
这种配汽方式下,只有一个调节汽门有节流作用,从而减小了节流损失。
1.2 滑压运行方式1.2.1 纯滑压运行在机组负荷变化范围内保持调节阀全开,完全依靠汽轮机进汽压力的变化实现负荷的调节。
此时,当机组功率确定后,将通过改变给水量、锅炉燃料量等参数来控制进入汽轮机主蒸汽流量和压力,从而适应机组功率的改变。
这种运行方式的优点是调节阀无节流损失,提高了变负荷下的机组效率,同时也会减小机组设备由于进汽不均导致的热应力变化。
但其缺点是,由于锅炉调节的滞后性,快速响应能力差,所以不能够满足电网调峰的需求,所以目前电厂也较少采用。
1.2.2 节流滑压运行节流滑压运行是在纯滑压运行基础上的优化,从而提高机组的快速响应能力。
具体方法是,常态下汽轮机调节阀门在全开的基础上关小5%~15%,以备负荷的突变。
当机组担任调峰任务负荷需要变化时,此时先对调节阀门开度进行调节,待锅炉的调整跟进后,就恢复调节阀的位置。
这样就能在一定程度上解决锅炉对负荷变化响应慢的问题。
从上述运行方式中可以明显看出节流滑压运行的特点。
其优点在于能够很好地适应机组负荷的变化,有利于机组参与电网调峰任务;缺点在于节流阀部分开启造成的节流损失,进而导致的调节级效率下降问题。
煤电机组深度调峰灵活性改造技术分析
2020.4 EPEM79发电运维Power Operation2014年以来我国煤电年发电量基本持平（图1），煤电利用小时数持续呈下降趋势，2018年我国火电利用小时为4361小时。
2019年第三产业和居民生活用电比重持续提高，进一步拉大系统峰谷差，时段性系统调峰能力不足更加突出，用户侧用电结构的变化导致电力系统调峰压力进一步增大。
国际上火电灵活性包括负荷灵活性和燃料灵活性，考虑到我国清洁能源快速发展背景下电力系统调峰能力不足的现状，目前我国对于火电机组灵活性的需求主要体现在通过实施热电解耦改造和纯凝火电机组改造提升机组深度调峰能力方面[1]。
1 不同机组技术路线分析水电、抽水蓄能和燃气机组等灵活电源的装机比例较低，调峰能力有限，大容量煤电机组仍将是参与电网调峰的主力电源[2-3]。
而现阶段煤电机组参与深度调峰有一系列的技术问题，因此有必要对典型煤电机组的调峰能力进行优化[4-6]。
图1 火电及非火电装机增速及火电设备利用小时数煤电机组深度调峰灵活性改造技术分析国家能源投资集团有限责任公司 宋绍伟摘要：探索影响典型煤电机组深度调峰的主要问题和灵活性改造技术。
对比分析得到：对于纯凝机组很难通过运行优化技术路线来解决，需要辅之以部分灵活性技术改造来实现锅炉调峰深度；对于供热机组应进一步提高供热能力并降低电负荷，不同的机组应选择不同的热电解耦技术。
关键词：煤电机组；深度调峰；灵活性1.1 纯凝机组1.1.1 锅炉系统动态分离器改造：磨煤机在工况不变的情况下，碾磨细度可做线性调整，分离器旋转转子转速由变频器调节，可以在0~50Hz 范围内无级调节，变频电机经过减速器减速后带动转子旋转，转子转速可以在0~120r/min 无级调节；转子驱动采用的变频电机可长期在低频下工作。
风粉在线监控及调平系统改造：风粉在线监控系统在每个一次风煤粉管道上安装非接触阵列式静电传感器（图2），实现对每个燃烧器出口的煤粉流量、流速进行精确的在线测量；随后在一次风管路上安装风粉均衡调整设备（带电动执行器），在磨出口安装磨出口粉量均衡调整（一般配置为手动），用于调整从磨出口分离器到燃烧器间管段的流程阻力及粉量分配。
300MW机组开启旁路深度调峰的经济性分析
300MW机组开启旁路深度调峰的经济性分析
300MW机组开启旁路深度调峰的经济性分析
1、前提条件（各指标按照下述计算）：
发电煤耗320g/kwh
标煤单价450元/吨
燃油价格6000元/吨
2、某台机组经过深度调峰后汽轮机负荷降至130MW，但锅炉负荷实际是180MW，这就意味着每小时5万kwh的电量在无谓消耗煤量为：
50000kwh×320g/kwh＝16000000g＝16吨
从以往机组深度调峰的时间看，一般为夜间01:30～05:30 计4小时。
⑴、如果一台机组深度调峰时间为四小时，即一台机组、四小时无谓消耗煤量为：16×4＝64吨折合人民币：64吨×450元/吨＝28800元。
即是2.88万元。
⑵、如果两台机组深度调峰时间为四小时，即两台机组、四小时无谓消耗煤量为：
2.88万元×2＝5.76万元。
⑶、如果三台机组深度调峰时间为四小时，即三台机组、四小时无谓消耗煤量为：
2.88万元×3＝8.64万元。
3、如果一台机组调停后再启动，停机用油3吨；机组热态启动22吨（燃油管理考核标准），共计用油在25吨左右。
25吨×6000元/吨＝150000元＝15万元。
4、通过以上对比可以看出，即使出现三台机组深度调峰，经济效益还是合算的。
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深度调峰灵便性改造相关方案经济性分析我公司为了在满足冬季正常向县城供暖的基础上，积极参预新疆区域电力辅助服务市场，现结合我公司生产经营实际情况与前期调研情况对我公司深度调峰灵便性改造方案进行经济性分析。
我公司为热电联产机组，新疆电网公用火电1891万中80%为热电联产机组，30万及以上机组仅190万是纯凝机组，电网公司预测进入供暖期为保证供热与新能源发电，电网调峰存在艰难，供热机组在供热期深度调峰存在较大艰难。
因此根据以上情况就我公司在供热期和非供热期深度调峰灵便性改造方面进行分别分析。
一、供暖期（一）维持现状不实施热电解耦灵便性改造有关情况1、2023-2023年供热期供热面积617万平方米，通过对供热期相关数据进行统计分析，得知我公司供热初期、末期、中期平均供热量及机组运行方式如表1所示。
其中2023-2023年供热中期1月1日至4日单机运行，期间最低负荷200MW；2月20日以后机组最低负荷由190MW降至175MW, 2月27日1号机跳闸，2号机最低负荷175MW。
在此期间，供热毫无压力，彻底满足县供热要求。
2、2023年5月份收到供热公司函，提出2023-2023年采暖期供热面积由2023-2023年的617万平方米增加至849万平方米，列出了新增供热面积地点。
我公司安排人员前往文中所提到的新增供热面积地点查看，新增供热面积累在水分，预测2023-2023年供热面积可能在750万平方米左右，通过表1数据，取平均抽汽压力0.2MPa、抽汽温度255℃（2981kj∕kg）>热网疏水压力0.05MPa>疏水温度60°C（251kj∕kg）计算，通过查阅采暖抽汽工况图及调取历史曲线，可以测算出供热初期、末期、中期需要的平均供热量、抽汽量、机组最低负荷如表2所示：2023年供热面积在750万平方米，我公司在不进行热电解耦灵便性改造的情况下，在满足供热要求的同时在供热中期还可以参预深度调峰获得津贴，参照深度调峰有偿辅助服务最高报价计算：供热中期每小时调峰津贴二（第i档有偿调峰电量X第i档实际出清电价）i=1=2台机组义（17.5T6）万kWh×0.22元/kWh=0.66万元若参预深度调峰将减少上网电量，势必减少上网电量收益，上网电量目前平均上网电价0.225元∕kW・h、发电成本0.1元∕kW∙h,因此上网电量平均利润按照0.125元∕kW∙h计算：供热中期每小时上网电量利润损失=2台机组X（17.5-16）万kWh×0.125元/kWh=0.375万元若将深度调峰幅度由50%降至45%势必造成主要经济指标恶化，参照2023年05月11日以后1、2号机组最低负荷由175MW（50%负荷）降至157MW（44.8%负荷）主要经济指标下降趋势可以看出供电煤耗至少增加20g/kW∙h,若标煤单价按目前平均值128元/吨核算：供热中期每小时燃煤成本增加=320000万kWh（两台机组负荷）X20g∕kW∙h×128元/吨X0.000001=819.2元综合以上因素可以看出，若将深度调峰幅度由50%降至45%,在不考虑其它运行成本的影响下，参照深度调峰有偿辅助服务最高报价计算，每小时收益6600-3750-819.2=2030.8元。
春节期间由于我厂最低负荷只能降至45%无法降至40%以下，将面临着考核，若按照若按照分摊金额上限进行计算：火电厂支付上限二火电厂实际发电量X本省火电脱硫标杆电价X0.25春节期间每小时分摊金额上限二32万kWh×0.256元∕kWhX0.25鉴于达到考核上限的儿率较小综合考虑按照50%计算每小时考核1.024万元。
若按照供热中期79天，春节11天计算，供热中期奖励如下表所示:3、通过表1数据，2023-2023年采暖期县供热面积若达到金奇供热函(2023)1号文告知的849万平方米，取平均抽汽压力0.2MPa、抽汽温度255o C(2981kj∕kg)>热网疏水压力0.05MPa,疏水温度60℃(251kj∕kg)计算，通过查阅采暖抽汽工况图及调取历史曲线，可以测算出供热初期、末期、中期需要的平均供热量、抽汽量、机组最低负荷如表3所示：表32023-2023年供热期平均供热量及机组运行方式预测(849万平方米)司若不进行热电解耦灵便性改造，供热初、末期将面临着深度调峰考核：按照我厂供热期现有预测情况，负荷率高于有偿调峰基准但小于70%为第一档，修正系数为1,考核计算公式为：火电厂调峰分摊金额=【火电厂修正后发电量/（省区内参预分摊的所有火电厂总修正后发电量+省区内参预分摊的所有风电场、光伏电站修正后总发电量+水电修正发电量）】X调峰补偿总金额因公式内省区内参预分摊的所有火电厂总修正后发电量、省区内参预分摊的所有风电场、光伏电站修正后总发电量、水电修正发电量、调峰补偿总金额等数据目前无法得知，故目前具体深度调峰考核金额无法核算出具体数值。
我厂在供热期无法进行深度调峰时，若按照分摊金额上限进行计算：火电厂支付上限二火电厂实际发电量义本省火电脱硫标杆电价X0.25供热初、末期每小时分摊金额上限二21万kWh×0.256元∕kWhX0.251.344万元供热中期每小时调峰津贴=片（第i档有偿调峰电量X第i档实际出清电价）i=1二2台机组X（17.5-17）万kWhXO.22元/kWh=0.22万元若参预深度调峰将减少上网电量，势必减少上网电量收益，上网电量目前平均上网电价0.225元∕kW∙k发电成本0.1元∕kW∙h,因此上网电量平均利润按照0.125元∕kW∙h计算：供热中期每小时上网电量利润损失=2台机组义（17.5-17）万kWh×0.125元/kWh=0.125万元春节期间由于我厂最低负荷只能降至48.5%无法降至40%以下，将面临着考核，若按照若按照分摊金额上限进行计算：火电厂支付上限二火电厂实际发电量义本省火电脱硫标杆电价又0.25春节期间每小时分摊金额上限=34万kWh×0.256元∕kWhX0.25=2.176万元综合以上因素可以看出，若不进行热电解耦改造，按照深度调峰有偿辅助服务分摊金额上限计算，鉴于达到考核上限的几率较小综合考虑按照50%计算供热初、末期每小时考核0.672万元，春节期间每小时考核1.088万元，供热中期每小时奖励0∙095万元，若按照供热初、末期60天、供热中期79天、春节11天，计算供热期考核如下表所示：4、通过表1数据，采暖期县供热面积若达到950万平方米，取平均抽汽压力0.2MPa、抽汽温度255C(2981kj∕kg)∖热网疏水压力0.05MPa、疏水温度60°C(251kj∕kg)计算，通过查阅采暖抽汽工况图及调取历史曲线，可以测算出供热初期、末期、中期需要的平均供热量、抽汽量、机组最低负荷如表4所示：表4供暖面积达950万平方米供热期平均供热量及机组运行方式预测电解耦灵便性改造，供热初、末期、春节期间将面临着深度调峰考核（另外我厂单机运行时最大供热抽汽量为450t∕h,在供热初、末期可能浮现在环境温度较低时单机无法满足县供热需求）：按照我厂供热期现有预测情况，负荷率高于有偿调峰基准但小于70%为第一档，修正系数为1,考核计算公式为：火电厂调峰分摊金额=【火电厂修正后发电量/（省区内参预分摊的所有火电厂总修正后发电量十省区内参预分摊的所有风电场、光伏电站修正后总发电量+水电修正发电量）】X调峰补偿总金额因公式内省区内参预分摊的所有火电厂总修正后发电量、省区内参预分摊的所有风电场、光伏电站修正后总发电量、水电修正发电量、调峰补偿总金额等数据目前无法得知，故目前具体深度调峰考核金额无法核算出具体数值。
我厂在供热期无法进行深度调峰时，若按照分摊金额上限进行计算：火电厂支付上限二火电厂实际发电量X本省火电脱硫标杆电价X0.25供热初、末期每小时分摊金额上限二23万kWh×0.256元∕k∖VhX0.25=1.472万元春节期间每小时分摊金额上限二35万kWhX0.256元∕kWhX0.25综合以上因素可以看出，若不进行热电解耦改造，按照深度调峰有偿辅助服务分摊金额上限计算，供热初期、末期每小时考核1.472万元，春节期间每小时考核2.24万元，鉴于达到考核上限的几率较小综合考虑按照50%计算供热初、末期每小时考核0.736万元，春节期间每小时考核1.12万元，若按照供热初、末期60天、春节11天，计算供热期考核如下表所示：（二）实施热电解耦灵便性改造经济性分析通过调研情况以及网络查询看，热电解耦实现深度调峰灵便性改造目前可以采用的主要方案有固体电蓄热调峰电锅炉、直热式电锅炉、高低压两级减温减压供热系统改造、热水储热罐系统供热改造等四种方案，现对几种改造方案进行对照分析，见下表：合分析，采用固体电蓄热调峰电锅炉、高低压两级减温减压改造方案可行性较高。
1、固体电蓄热调峰电锅炉改造经济性分析因固体电蓄热调峰锅炉投资成本过高，因此该改造项目均由第三方投资，结合我公司生产经营实际情况与前期调研情况与大连汇能投资控股集团有限公司、深圳中海能源有限公司等第三方投资公司进行了洽谈。
通过洽谈，得知第三方投资公司承担固体蓄热电锅炉项目的所有投资费用，在冬季法定或者政府规定的供暖期问，投资方在为我厂进行电蓄热转换过程中，消耗电力的单位成本以甲方财务报表数据计算单位变动成本乘以乙方耗电量为准。
从电网收到的辅助服务费和电能转换为热能供给热力公司的供热费中扣除发电变动成本后,其余部份我厂留15%给投资方85%o若我公司与第三方投资公司合作实施固体蓄热电锅炉项目，现对该项目实施后我公司的获利情况进行经济性分析：1）第三方投资公司给出的固体电蓄热调峰锅炉总容量建议为双机运行期间50%机组负荷除去厂用电耗电部份为310MW,我公司目前需要综合考虑厂用电系统富裕容量利用（云计算、金佰利供电等项目）40MW,若上电锅炉项目可新建I1okV变电站给蓝山屯河供电40MW,以及深度调峰时上网负荷按照IoMW控制（避免机组负荷波动时从电网下电）等因素，因此和投资方建议减少固体蓄热调峰锅炉总容量，具体容量计算如下：固体蓄热电锅炉改造总容量二50%机组负荷-机组厂用电（20MW/台）至少IOMW上网负荷-厂用电系统富余容量利用（云计算、金佰利供电等项目）40MW-蓝山屯河供电40MW40MW=350MW-40MWToMW-40MW-40MW=220MW2）在厂用电系统富余容量未利用、其他公司供电均未投入运行时，供热初、末期单机运行时电锅炉最多可以投入150MW,35MW负荷可以进入一档调峰区间，Π5MW负荷可以进入二档调峰区间：供热初期、末期每小时调峰津贴工片（第i档有偿调峰电量×第i档实际出清电价）i=1=3.5X0.22元∕kW∙h+11.5X0.5元∕kW∙h=0.77+5.75=6.52万元电能转化为热能每小时热量二150MW×0.95（转化效率）X3.6（换算公式）=513GJ电能转化为热能每小时收益：513GJ×13.2元/GJ=6771.6元供热每度电获利：6771.6÷150000=0.045元∕kwh若我厂度电变动成本（燃料费+水及水资源费+脱硫脱硝材料费+环保费+次渣处置费）按照0.1元∕kW∙h计算：电锅炉每小时用电成本：15万kWhXO∙1元∕kW∙h=1.5万供热初期、末期每小时电锅炉收益为：调峰补贴收入+供热收入-电锅炉用电成本=6.52+0.67716-1.5=5.69716万元我厂能获得的分成为：5.69716万元XO.15=0.854574万元平均每度电可获利0.05697元/kWh投资方按照0.1元∕kW∙h度电变动成本付给我厂，合计我厂深度调峰电量电价为0.15697元/kWh,远远低于目前我厂平均上网电价0.225元AWh,同时因电锅炉蓄热后放出热量加热热网供水将减少我厂抽汽供热量,进一步降低我厂供热收益，若按照目前我厂度电成本0.175元∕kW∙h计算意味着我厂深度调峰期间将至少亏损0.018元∕kW∙h,供热初、末期每深度调峰1小时亏损2700元（不含减少的供热收益）；若供热收益免费送给我厂，我厂深度调峰电量电价为（（6.527.5）X0.15）÷15+0.045+0.1=0.0502+0.045+0.1=0.1952元∕kW∙h,高于度电成本，可以达到直供电价格。