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。
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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。