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。