某火電機(jī)組供熱調(diào)峰改造技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析

呂夢(mèng)菲

（北京國(guó)電電力大連開發(fā)區(qū)熱電廠，遼寧 大連 116600）

0 引言

近年來，為改善我國(guó)北方地區(qū)空氣質(zhì)量，燃煤鍋爐和工業(yè)鍋爐淘汰力度不斷加大，以火力發(fā)電廠為熱源的集中供熱工程加快推進(jìn)，市場(chǎng)發(fā)展迅速。隨著集中供暖規(guī)模的持續(xù)擴(kuò)大，供熱安全問題日益突出，如何在提升集中供熱規(guī)模的同時(shí)保證供熱質(zhì)量和安全，已經(jīng)成為關(guān)系民生的重大課題。另一方面，由于我國(guó)北方地區(qū)大量可再生能源發(fā)電機(jī)組投用，以及區(qū)域工業(yè)用電負(fù)荷增速放緩，在每年冬季采暖期內(nèi)，為了確保城區(qū)采暖供熱的需要，燃煤火電廠一直按照傳統(tǒng)的“以熱定電”模式運(yùn)行，電網(wǎng)調(diào)峰困難，供暖與電網(wǎng)調(diào)峰的矛盾突出[1]。

某熱電廠近年來供熱市場(chǎng)開拓成效顯著，通過1 號(hào)機(jī)高背壓改造提高供熱能力降低發(fā)電機(jī)組煤耗；1、2 號(hào)機(jī)高低旁路改造等措施提升機(jī)組深度調(diào)峰能力下的供熱能力，目前實(shí)際承擔(dān)供熱面積1 400 萬(wàn)㎡，遠(yuǎn)期規(guī)劃供熱面積1 600萬(wàn)㎡。隨著供熱面積的增加，缺乏備用熱源的問題日益凸顯，供熱安全性和可靠性亟需增強(qiáng)。另一方面，在供熱中期為滿足供熱需求，全廠機(jī)組的綜合調(diào)峰能力不足，無法獲得更深度調(diào)峰的收益[2-3]。

此外，目前電廠啟動(dòng)鍋爐為燃煤鍋爐，存在諸多問題：首先，未設(shè)置除塵、脫硫、脫硝等環(huán)保設(shè)施，面臨污染排放罰款風(fēng)險(xiǎn)；其次，燃煤?jiǎn)?dòng)鍋爐系統(tǒng)復(fù)雜，維護(hù)量較大，系統(tǒng)可靠性較差和出力不足；再次，現(xiàn)有啟動(dòng)鍋爐房與氫站的距離不滿足安全距離要求，存在重大安全隱患。啟動(dòng)鍋爐房或氫站需要異地重建任務(wù)緊迫，對(duì)廠內(nèi)場(chǎng)地規(guī)劃影響較大。以上幾方面問題亟待解決。

為提高電廠供熱安全可靠性，挖掘深度調(diào)峰能力和提升啟動(dòng)鍋爐的可靠性及環(huán)保要求，急需對(duì)現(xiàn)有機(jī)組實(shí)施供熱技術(shù)改造，進(jìn)一步提升全廠供熱能力和深度調(diào)峰能力，確保機(jī)組在供熱期安全、穩(wěn)定運(yùn)行。

1 供熱負(fù)荷現(xiàn)狀分析

該熱電廠現(xiàn)裝機(jī)容量2×350 MW，主要以集中采暖熱負(fù)荷為主，同時(shí)有約90 MW 工業(yè)熱負(fù)荷。設(shè)計(jì)供熱能力844 MW，每年供暖期共計(jì)152 d，供暖面積1 398 萬(wàn)㎡。1 號(hào)機(jī)組最大供熱能力491 MW，2 號(hào)機(jī)組中排抽汽最大供熱能力353 MW，高低旁路最大供熱能力497 MW。目前電廠無其它備用熱源，當(dāng)單機(jī)故障時(shí)無法保障供熱需求，供熱可靠性差。

該熱電廠常規(guī)運(yùn)行方式為1 號(hào)機(jī)組高背壓帶基本熱負(fù)荷；2 號(hào)機(jī)組以常規(guī)方式運(yùn)行，帶尖峰供熱負(fù)荷，參與電網(wǎng)調(diào)峰，同時(shí)還需提供工業(yè)抽汽流量約為冬季100 ～120 t/h、夏季30 ～40 t/h，抽汽壓力1.3 MPa，溫度270 ℃。但是在采暖期優(yōu)先采用1 號(hào)機(jī)組低能耗高背壓供暖運(yùn)行方式時(shí)，如遇深度調(diào)峰，1 號(hào)機(jī)組負(fù)荷受限，高背壓供暖無法滿足外部需求，須優(yōu)先投入2 號(hào)機(jī)組低壓抽汽，再次投入1 號(hào)機(jī)組低壓抽汽。當(dāng)以上方式均無法滿足外界需求時(shí)，投入高低旁路供暖。

供熱中期所需熱負(fù)荷為560 MW。當(dāng)1 號(hào)機(jī)組在供熱中期供熱受阻時(shí)，最低熱量保證率僅能達(dá)到63%，無法達(dá)到行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的事故工況下75%的最低熱量保證率。在2 號(hào)機(jī)組故障情況下，采暖熱負(fù)荷最低要求420 MW，額定工況下1 號(hào)機(jī)組的最大供熱能力為491 MW，除去必須承擔(dān)的工業(yè)熱負(fù)荷約90 MW，用于采暖的最大負(fù)荷為401 MW，約有19 MW 的供熱缺口；在1 號(hào)機(jī)組故障情況下，2 號(hào)機(jī)組抽汽的最大供熱能力為353 MW，用于采暖的最大負(fù)荷為263 MW，最大約有157 MW 的供熱缺口；2 號(hào)機(jī)組高低旁最大供熱能力497 MW，用于采暖的最大負(fù)荷為407 MW，最大約有13 MW 的供熱缺口，但2 號(hào)機(jī)組高低旁供熱存在低旁后蒸汽超流速嚴(yán)重導(dǎo)致供熱受限問題，且受現(xiàn)場(chǎng)空間所限無法對(duì)低旁進(jìn)行擴(kuò)容改造以降低蒸汽流速。以上供熱缺口主要因沒有其它備用熱源，供熱可靠性差所致。

在供熱期調(diào)峰時(shí)段，1 號(hào)機(jī)組以高背壓方式運(yùn)行，2 號(hào)機(jī)以高低旁方式運(yùn)行，在滿足供熱前提下參與電網(wǎng)調(diào)峰。其中2 號(hào)機(jī)組高低旁方式運(yùn)行電負(fù)荷理論可降至70 MW，但受鍋爐雙磨運(yùn)行安全性低及汽機(jī)中調(diào)門調(diào)節(jié)品質(zhì)差兩方面影響，2 號(hào)機(jī)組高低旁方式運(yùn)行實(shí)際電負(fù)荷為120 MW。調(diào)峰能力見表1。

表1 該熱電廠目前供熱期調(diào)峰能力

2 供熱調(diào)峰技術(shù)改造方案

本改造方案在解決備用熱源的同時(shí)，還需要使熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組具有深度調(diào)峰和靈活運(yùn)行的能力，實(shí)現(xiàn)熱源與供熱系統(tǒng)的優(yōu)化與經(jīng)濟(jì)運(yùn)行[4]。在用熱高峰且上網(wǎng)電價(jià)處于較低的波動(dòng)區(qū)間時(shí)，則可以維持較少的發(fā)電量，缺少的部分熱量由儲(chǔ)熱罐儲(chǔ)存的熱量提供。

2.1 改造方案

為了解決該熱電廠備用熱源，同時(shí)提高機(jī)組深度調(diào)峰靈活運(yùn)行能力，實(shí)現(xiàn)熱源與供熱系統(tǒng)的優(yōu)化與經(jīng)濟(jì)運(yùn)行，本方案計(jì)劃對(duì)2 號(hào)機(jī)組實(shí)施低壓缸零出力供熱改造，并在現(xiàn)有啟動(dòng)鍋爐房?jī)?nèi)增設(shè)1 臺(tái)40 MW 高壓電極熱水鍋爐和1臺(tái)35 MW 高壓電極蒸汽鍋爐，配套500 m3常壓蓄熱水罐，滿足備用熱源、調(diào)峰、啟動(dòng)鍋爐改造需求。

1） 2 號(hào)機(jī)組低壓缸零出力技術(shù)改造

低壓缸零出力供熱改造突破傳統(tǒng)供熱機(jī)組運(yùn)行模式，實(shí)現(xiàn)了機(jī)組低壓缸零出力運(yùn)行，從而降低低壓缸的冷卻蒸汽消耗量，提高汽輪機(jī)電調(diào)峰能力和供熱抽汽能力[5-6]。本技術(shù)采用可完全密封的液壓蝶閥替代現(xiàn)有液壓蝶閥，切除低壓缸原進(jìn)汽管道進(jìn)汽，通過新增旁路管道通入少量的冷卻蒸汽，用于帶走低壓缸零出力后低壓轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)動(dòng)產(chǎn)生的鼓風(fēng)熱量。低壓缸零出力技術(shù)解除了低壓缸最小蒸汽流量的制約，將原進(jìn)入低壓缸的蒸汽用于供熱，提高了機(jī)組的供熱能力，在供熱量不變的情況下，可顯著降低機(jī)組發(fā)電功率，實(shí)現(xiàn)深度調(diào)峰[7-8]。改造完成后，2 號(hào)機(jī)供熱能力增加約110 MW，彌補(bǔ)供熱中期1號(hào)機(jī)供熱事故狀態(tài)下53 MW供熱缺口，改造后增加的供熱能力能夠滿足供熱熱源互為備用的需求。

2）高壓電極鍋爐

為充分保障供熱的可靠性，新建兩臺(tái)電鍋爐作為備用熱源。即在現(xiàn)有啟動(dòng)鍋爐房?jī)?nèi)增設(shè)1臺(tái)40 MW 高壓電極熱水鍋爐和1 臺(tái)35 MW 高壓電極蒸汽鍋爐，替換原有燃煤?jiǎn)?dòng)鍋爐。在雙機(jī)停運(yùn)需要啟動(dòng)機(jī)組時(shí)，高壓電極蒸汽鍋爐作為輔助蒸汽汽源用于機(jī)組啟動(dòng)用汽；另外在機(jī)組正常運(yùn)行時(shí)，加熱熱網(wǎng)水，補(bǔ)充機(jī)組深度調(diào)峰所需要的熱源，滿足調(diào)峰能力，當(dāng)在采暖季一臺(tái)機(jī)組故障停機(jī)時(shí)，與高壓電極熱水鍋爐共同作為備用熱源承擔(dān)供熱負(fù)荷,實(shí)現(xiàn)電網(wǎng)調(diào)峰功能的同時(shí)確保供熱安全和穩(wěn)定。

單臺(tái)電鍋爐的經(jīng)濟(jì)運(yùn)行區(qū)間5%～100%，熱水電鍋爐能提供10 ～48 MW 供熱量（電鍋爐系統(tǒng)效率按95%計(jì)算），高壓電極蒸汽鍋爐能提供22 MW 的供熱量，整個(gè)電鍋爐能提供10 ～70 MW 的熱量。同時(shí)，2 號(hào)機(jī)組低壓缸零出力改造后，新增110 MW 的供熱量。配套500 m3常壓蓄熱水罐，滿足備用熱源、調(diào)峰、啟動(dòng)鍋爐改造需求。

原啟動(dòng)鍋爐房?jī)?nèi)新建電鍋爐供熱站和對(duì)外供熱的部分二次循環(huán)系統(tǒng)，與現(xiàn)有熱網(wǎng)并聯(lián)連接，作為其中的一級(jí)加熱站，即供熱站產(chǎn)生的供暖熱水通過板式換熱器加熱現(xiàn)有熱網(wǎng)的熱網(wǎng)水，接入電廠的熱網(wǎng)循環(huán)水系統(tǒng)。在雙機(jī)停運(yùn)需要啟動(dòng)機(jī)組時(shí)，高壓電極蒸汽鍋爐作為輔助蒸汽源用于機(jī)組啟動(dòng)用汽。系統(tǒng)配置蒸汽旁路和汽水換熱器，作為熱網(wǎng)回水的加熱系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)備用熱源和電網(wǎng)調(diào)峰功能。

3）蓄熱水罐

蓄熱水罐就近布置于電鍋爐房附近，供回水管道依據(jù)現(xiàn)有廠區(qū)綜合管道走向架空敷設(shè)。常壓蓄熱水罐容量500 m3，直徑8 m，高10 m，罐體及相關(guān)附屬設(shè)備占地面積約60 m2。

2.2 供熱能力分析

1）備用熱源。若1 號(hào)機(jī)組因故障停運(yùn)，改造后2 號(hào)機(jī)組最大供熱能力約為463 MW，另加電鍋爐70 MW 熱負(fù)荷，實(shí)際熱量保證率達(dá)到79.1%；若2 號(hào)機(jī)組供熱因故障停運(yùn)，1 號(hào)機(jī)組最大供熱能力約為491 MW，再加上電鍋爐70 MW 熱負(fù)荷，亦能達(dá)到國(guó)家現(xiàn)有標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范對(duì)嚴(yán)寒地區(qū)最低熱量保證率不低于75%的要求，實(shí)際達(dá)到84.1%。

2）供熱能力。改造后1、2 號(hào)機(jī)組在正常情況下，全廠的最大供熱能力由現(xiàn)有的844 MW提高至1 024 MW。改造后在滿足單機(jī)運(yùn)行達(dá)到75%要求前提下，單機(jī)供熱能力為476 MW，按照每平方米40 W 折算為1 586 萬(wàn)平方米，即改造后在保障75%供熱安全前提下，在目前承擔(dān)1 400 萬(wàn)平方米的基礎(chǔ)上，可多承擔(dān)186 萬(wàn)平方米。

2.3 調(diào)峰能力分析

供熱期調(diào)峰時(shí)段，首先以機(jī)組自身能力參與電網(wǎng)調(diào)峰，1 號(hào)機(jī)組以高背壓方式運(yùn)行，2 號(hào)機(jī)組以抽凝方式或切缸方式運(yùn)行，滿足基本調(diào)峰需求。當(dāng)出現(xiàn)深度調(diào)峰需求時(shí)，電鍋爐投入運(yùn)行，最大調(diào)峰功率可達(dá)75 MW，電鍋爐投運(yùn)后產(chǎn)生的熱量可替代機(jī)組部分抽汽供熱量，機(jī)組可進(jìn)一步調(diào)減出力，在滿足供熱前提下參與電網(wǎng)調(diào)峰，調(diào)峰能力見表2。

表2 改造后機(jī)組調(diào)峰能力

3 運(yùn)行效益分析

3.1 改造后機(jī)組運(yùn)行方式

1）供熱初末期

根據(jù)前述可知，在供熱初末期所需熱負(fù)荷較低，2 號(hào)機(jī)組按照原來運(yùn)行方式，不需要投入切缸運(yùn)行。改造前，供熱初末期所需熱負(fù)荷為350 MW，1 號(hào)機(jī)高背壓運(yùn)行發(fā)電負(fù)荷140 MW，熱負(fù)荷195 MW；2 號(hào)機(jī)抽凝運(yùn)行發(fā)電負(fù)荷140 MW，熱負(fù)荷193 MW，全廠發(fā)電負(fù)荷共280 MW。改造后1 號(hào)機(jī)高背壓運(yùn)行發(fā)電負(fù)荷122.5 MW，熱負(fù)荷16 5MW；2 號(hào)機(jī)切缸運(yùn)行發(fā)電負(fù)荷60 MW，熱負(fù)荷150 MW，全廠發(fā)電負(fù)荷182.5 MW。配合電鍋爐75 MW 滿負(fù)荷運(yùn)行，發(fā)電出力可由182.5 MW 下降至107.5 MW，深度調(diào)峰能力增加172.5 MW,全廠供熱量（電鍋爐轉(zhuǎn)換效率95%，下同）為386.25 MW，其中多余的36.25 MW 熱量進(jìn)入蓄熱罐蓄熱。

2）供熱中期

供熱中期供熱負(fù)荷較高，在1 號(hào)機(jī)組高背壓運(yùn)行的同時(shí)，2 號(hào)機(jī)組可采用切缸運(yùn)行方式，機(jī)組運(yùn)行經(jīng)濟(jì)指標(biāo)與背壓機(jī)組基本相同。在非調(diào)峰時(shí)段，如果熱負(fù)荷穩(wěn)定，可使2 號(hào)機(jī)組帶基本負(fù)荷運(yùn)行，1 號(hào)機(jī)組進(jìn)行熱負(fù)荷調(diào)峰運(yùn)行。改造前供熱中期所需熱負(fù)荷為560 MW，1 號(hào)機(jī)組高背壓運(yùn)行發(fā)電負(fù)荷175 MW，熱負(fù)荷230 MW；2 號(hào)機(jī)組抽凝和高低旁路運(yùn)行發(fā)電負(fù)荷284 MW，熱負(fù)荷305 MW，全廠發(fā)電負(fù)荷共459 MW。改造后1 號(hào)機(jī)組高背壓運(yùn)行發(fā)電負(fù)荷122.5 MW，熱負(fù)荷165 MW；2 號(hào)機(jī)組切缸運(yùn)行發(fā)電負(fù)荷122.5 MW，熱負(fù)荷325 MW，全廠發(fā)電負(fù)荷245 MW。若電鍋爐滿負(fù)荷運(yùn)行，發(fā)電出力可由245 MW 下降至170 MW，深度調(diào)峰能力增加289 MW，全廠供熱量561.25 MW，滿足熱負(fù)荷需求。

改造前在2 號(hào)機(jī)組故障情況下，采暖熱負(fù)荷最低要求560×0.75=420 MW，在額定工況下，1 號(hào)機(jī)組的最大供熱能力為491 MW，在保證約90 MW 工業(yè)熱負(fù)荷的前提下，實(shí)際機(jī)組的供熱能力為401 MW，約有19 MW 的供熱能力缺口；在1 號(hào)機(jī)組故障情況下，2 號(hào)機(jī)組抽汽的最大供熱能力為353 MW，扣除工業(yè)熱負(fù)荷約90 MW 后，用于采暖的負(fù)荷最大為263 MW，最大約有157 MW 的供熱能力缺口；2 號(hào)機(jī)組高低旁最大供熱能力497 MW，扣除工業(yè)熱負(fù)荷90 MW 后，用于采暖的最大負(fù)荷為407 MW，最大約有13 MW的供熱能力缺口，但2 號(hào)機(jī)組高低旁供熱存在低旁后蒸汽超流速嚴(yán)重導(dǎo)致供熱受限問題，且受現(xiàn)場(chǎng)空間所限無法對(duì)低旁進(jìn)行擴(kuò)容改造以降低蒸汽流速。

改造后新配置電鍋爐75 MW 供熱能力，在2 號(hào)機(jī)組故障情況下，僅將電鍋爐保持19 MW以上供熱負(fù)荷即可滿足規(guī)范要求。在1 號(hào)機(jī)組故障情況下，2 號(hào)機(jī)組通過低壓切缸后，增加110 MW 的供熱能力，2 號(hào)機(jī)組實(shí)際的最大供熱能力為463 MW，扣除工業(yè)用汽后，實(shí)際供熱能力373 MW，此時(shí)電鍋爐僅需保持47 MW 供熱負(fù)荷即可滿足供熱的要求。

3.2 改造后技術(shù)指標(biāo)分析

本方案若改造完成后，2 號(hào)機(jī)組切缸改造完成后，該熱電廠的主要經(jīng)濟(jì)運(yùn)行技術(shù)數(shù)據(jù)與現(xiàn)行背壓機(jī)組運(yùn)行水平基本相同，但改造前后主要經(jīng)濟(jì)指標(biāo)變化比較明顯。在采暖初末期，兩臺(tái)機(jī)組基本在40%或50%的以下工況下運(yùn)行，改造后全廠發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗由0.196 5 kg/kWh 下降至0.154 6 kg/kWh，下降幅度達(dá)21.3%；供熱標(biāo)準(zhǔn)煤耗由38.948 4 kg/GJ 下降至38.73 kg/GJ，下降幅度0.56%。待開發(fā)區(qū)的采暖負(fù)荷上升至950 MW 以上時(shí)，兩臺(tái)機(jī)組均在100%工況下運(yùn)行時(shí)，全廠發(fā)電標(biāo)煤準(zhǔn)耗由改造前的0.248 1 kg/kWh 下降至0.193 2 kg/kWh，下降幅度達(dá)22.1%；供熱標(biāo)煤耗由改造前的38.888 9 kg/GJ 下降至38.664 2 kg/GJ，下降幅度達(dá)0.58%。

4 改造后經(jīng)濟(jì)效益測(cè)算

4.1 測(cè)算邊際條件

通過對(duì)遼寧省電網(wǎng)近兩年供熱期調(diào)峰運(yùn)行小時(shí)數(shù)的歸納和分析，對(duì)本項(xiàng)目電蓄熱調(diào)峰裝置投運(yùn)后的投運(yùn)時(shí)間及調(diào)峰深度進(jìn)行估算。供熱中期90 d 內(nèi)，平均每天調(diào)峰時(shí)長(zhǎng)按4 h 折算；供熱初末期60 d 內(nèi)，平均每天調(diào)峰時(shí)長(zhǎng)按2 h 折算，整個(gè)供熱期調(diào)峰小時(shí)數(shù)累計(jì)480 h。

結(jié)合遼寧電網(wǎng)近年供熱期調(diào)峰結(jié)算情況，并充分考慮市場(chǎng)競(jìng)價(jià)等因素影響，一檔出清價(jià)格以0.35 元/kWh 計(jì)，二檔出清價(jià)格以0.6 元/kWh 計(jì)。調(diào)峰收益補(bǔ)貼報(bào)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)見表3。

表3 調(diào)峰收益補(bǔ)貼報(bào)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)

電鍋爐調(diào)峰用電成本由兩部分構(gòu)成：燃料單位成本、因調(diào)峰機(jī)組降負(fù)荷增加煤耗的燃料及環(huán)保成本，該熱電廠供熱期標(biāo)煤?jiǎn)蝺r(jià)約700 元/t（含稅），發(fā)電煤耗約160 g/kWh，由此可得燃料單位成本0.161 元/kWh（含稅價(jià)），因調(diào)峰機(jī)組降負(fù)荷增加煤耗的燃料及環(huán)保成本以0.1 元/kWh（含稅價(jià)）計(jì)，電鍋爐調(diào)峰用電成本為0.261元/kWh（含稅價(jià)）；熱價(jià)按40 元/GJ（含稅）核算。

4.2 投資收益測(cè)算

供熱調(diào)峰改造后增加的機(jī)組調(diào)峰能力由兩部分構(gòu)成，即2 號(hào)機(jī)實(shí)施低壓缸零出力改造增的調(diào)峰能力與電鍋爐投入運(yùn)行后增加的調(diào)峰能力。改造后調(diào)峰收益增加由兩部分構(gòu)成，分別是改造后增加的機(jī)組調(diào)峰能力產(chǎn)生的收益和電鍋爐調(diào)峰產(chǎn)生的收益，不含機(jī)組現(xiàn)有調(diào)峰能力產(chǎn)生的收益。另外，由于調(diào)峰產(chǎn)生的熱量替代了部分機(jī)組抽汽的供熱量，此部分也將產(chǎn)生供熱收益。改造后年調(diào)峰收益預(yù)測(cè)見表4。

表4 改造后年調(diào)峰收益預(yù)測(cè)

由上表可知，電鍋爐參與調(diào)峰后，所獲得的年度綜合收益為調(diào)峰收益與供熱附加收益之和1 712.88 萬(wàn)元,切缸改造后獲得的收益約為2 634 萬(wàn)元,項(xiàng)目整體總收益為4 346.88萬(wàn)元。

5 總結(jié)

該熱電廠通過1 號(hào)機(jī)高背壓改造和2 號(hào)機(jī)旁路改造等措施，顯著提升了全廠供熱和調(diào)峰靈活運(yùn)行能力，但由于缺乏備用熱源，仍然無法滿足日益增加的供熱需求，同時(shí)全廠機(jī)組的綜合調(diào)峰能力不足，從而無法獲得更深度調(diào)峰的收益。為了解決上述問題，本文提出了對(duì)2 號(hào)機(jī)組實(shí)施低壓缸零出力供熱改造，并增設(shè)1 臺(tái)40 MW 高壓電極熱水鍋爐和1 臺(tái)35 MW 高壓電極蒸汽鍋爐，配套500 m3常壓蓄熱水罐的改造方案，滿足備用熱源、調(diào)峰、啟動(dòng)鍋爐改造需求。

改造后，機(jī)組供熱能力和調(diào)峰能力顯著提升，全廠發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗下降21.3%，供熱標(biāo)準(zhǔn)煤耗下降0.56%。兩臺(tái)機(jī)組均在100%工況下運(yùn)行時(shí)，全廠發(fā)電標(biāo)煤準(zhǔn)耗下降22.1%，供熱標(biāo)煤耗下降0.58%。電鍋爐參與調(diào)峰后，所獲得的年度綜合收益為1 712.88 萬(wàn)元，切缸改造后獲得的收益約為2 634 萬(wàn)元，項(xiàng)目整體總收益為4 346.88萬(wàn)元。具有明顯的經(jīng)濟(jì)效益。