本項目建設2臺35萬kW國產超臨界燃煤熱電聯產間接空冷機組，安裝高效除塵、脫硫、脫硝和在線煙氣連續監測裝置，各項排放指標均滿足國家環保要求，設置2臺1266 t/h超臨界直流煤粉鍋爐，具備820 MW供熱能力，該廠機組設計供熱面積為1640萬m2，單臺機組額定抽汽量為580 t/h，此抽汽量運行工況下機組負荷范圍在280~300 MW。當進行靈活性改造時(以低壓缸零出力供熱技術方案為例)，采暖抽汽量每增加100 t/h，供熱負荷增加約70 MW，電負荷調峰能力增大約50 MW，結合額定采暖抽汽工況熱平衡圖，機組可增加55 MW的調峰出力，調峰范圍達到225~300 MW。如圖3、圖4所示，以標煤單價為700元為界限，當標煤單價在700元以下時，在供熱期，該電廠收益會隨著機組負荷的升高呈上升趨勢，在機組負荷率約為65%以上出現正收益;例如當標煤單價為500元/t，機組負荷率為85%時，收益可達到83萬元/每月，此時，機組不宜進行調峰，應多帶負荷。當標煤單價在700元以上時，該機組宜進行調峰，以減少經營損失。

4 結論

通過靈活性改造技術路線對比分析發現，雖然低壓缸零出力供熱技術運行時間不長，但從國家政策、工程造價、運行費用及實際調峰能力來看，該技術是目前為止應對熱電解耦相對較好的方案。

從經濟性上分析，當標煤單價在700元/t以下時，要確保效益最大化，應在保證供熱負荷滿足要求的前提下，機組必須達到一定的調峰深度才能實現盈利，而不進行調峰帶高負荷整體效益會更好;當標煤單價在700元/t以上時，需在保證供熱負荷滿足要求的前提下，通過調峰降低機組負荷來減少虧損。同時也要看到，隨著計劃電向市場電的轉變，當機組具備深度調峰能力時，在每天低谷時段的5 h之外，調度也很可能會利用該機組的調峰能力，使機組在低谷時段之外的發電負荷受到影響，從而增大企業電力營銷的難度及整體效益。

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