中國儲能網(wǎng)訊：東北地區(qū)風(fēng)電棄風(fēng)問題嚴(yán)重，火電機組運營遭遇困難，開展火電靈活性改造可有效解決這些問題。介紹了當(dāng)前火電靈活性改造的政策背景，分析了鍋爐富氧燃燒、高壓電鍋爐、汽機抽汽減溫減壓及儲熱罐等靈活性改造技術(shù)的特點，針對供熱機組和純凝機組，提出了靈活性改造整體解決方案，并進行經(jīng)濟性核算，改造方案能夠確保機組在調(diào)峰工況下安全、穩(wěn)定運行，并獲得可觀的調(diào)峰補助。
關(guān)鍵詞：火電靈活性；調(diào)峰；富氧燃燒；高壓電鍋爐；汽機抽汽減溫減壓；儲熱罐。
（來源：微信公眾號“清潔高效燃煤發(fā)電” 微信號：redianjishu 作者：趙曉燕）
1 當(dāng)前新能源及火力發(fā)電發(fā)展的困境與對策
1．新能源消納困境
近年來，風(fēng)電等新能源持續(xù)快速發(fā)展的同時，2015年“三北”地區(qū)出現(xiàn)了嚴(yán)重的棄風(fēng)現(xiàn)象，其棄風(fēng)電量占全國棄風(fēng)總量的80%。如何消納棄風(fēng)電量已成為制約我國風(fēng)電發(fā)展的關(guān)鍵因素。
依據(jù)國家能源局《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》、《風(fēng)電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，到2020年，我國風(fēng)電裝機將達到2.1億千瓦，“十三五”增加8100萬千瓦，增長率達63%；太陽能發(fā)電裝機將達到1.1億千瓦，“十三五”增加6700萬千瓦，增長率達156%；2020年以后，風(fēng)電和光伏裝機將進一步增加[-2]。
未來，受到多方面因素影響，風(fēng)電和光伏的消納形勢將日趨嚴(yán)峻，主要原因如下:
（1）風(fēng)光資源富集地區(qū)的風(fēng)電和光伏的滲透率將進一步增加；
（2）隨著產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整，用電負荷峰谷差將增大；
（3）部分地區(qū)熱電聯(lián)產(chǎn)機組占比仍將持續(xù)增加，供熱期調(diào)峰困難將加劇；
（4）“三北”地區(qū)調(diào)峰電源建設(shè)條件有限，靈活性電源仍將短缺；
破解風(fēng)電消納問題，可從提升電源調(diào)峰能力、調(diào)整風(fēng)電布局、加強電網(wǎng)互濟和負荷側(cè)管理等多個方面采取措施。其中提升電源調(diào)峰能力的主要措施見表1。
東北地區(qū)火電比重近80%，快速靈活的調(diào)節(jié)電源較少，固有的電源結(jié)構(gòu)，使系統(tǒng)調(diào)峰問題突出，不利于消納風(fēng)電。由于先天資源限制，在東北開展調(diào)峰燃氣電站、抽水蓄能電站、儲能電站均無法實現(xiàn)廣泛應(yīng)用，特別在冬季，火電供熱期、水電枯水期、風(fēng)電大發(fā)期相互疊加，導(dǎo)致調(diào)峰困難突出，棄風(fēng)情況頻出。為解決東北電網(wǎng)調(diào)峰的實際困難，應(yīng)立即開展火電靈活性改造，通過技術(shù)手段提升火電機組的調(diào)峰能力，增加電網(wǎng)可靈活調(diào)節(jié)電源的比重。
2．現(xiàn)役火電機組面臨困境
（1）近幾年全國新增火電裝機發(fā)展過快；
根據(jù)中電聯(lián)的數(shù)據(jù)，2015年全年凈增火電裝機7202萬千瓦(其中煤電5186萬千瓦)，為2009年以來年度投產(chǎn)最多的一年。
（2）現(xiàn)役火電機組發(fā)電利用小時大幅下降；
全國實際火電的發(fā)電量連續(xù)兩年負增長，利用小時2014~2016年逐年大幅下降。
（3）國家能源局下發(fā)特急文件叫停13個省的新建火電項目；
在2016年8月北京召開的一次能源研討會上，一位能源學(xué)者更是拋出：“中國10年不建煤電項目也能滿足電力增長需求”的言論。未來隨著可再生能源的進一步發(fā)展和電力市場改革的推進，火電成為調(diào)峰機組是所有火電廠將要面臨的常態(tài)。
3．國內(nèi)現(xiàn)役機火電組深度調(diào)峰存在的問題
（1）鍋爐低負荷穩(wěn)燃和多煤種配煤摻燒的問題；
（2）低負荷時段SCR系統(tǒng)運行問題（催化劑活性與排放未達標(biāo)問題）；
（3）現(xiàn)有汽機旁路滿足不了熱電解耦要求；
（4）熱電聯(lián)產(chǎn)機組以熱定電，熱電耦合，供熱季電力調(diào)峰能力極差；
（5）沒有電極鍋爐和大型蓄熱水罐等深度調(diào)峰外部輔助設(shè)備。
4．現(xiàn)役火電機組發(fā)展對策
一是近期來看，火電廠盡早開展靈活性改造，可以保證機組優(yōu)先上網(wǎng)，規(guī)避分?jǐn)偝杀?，并通過參與深度調(diào)峰獲得可觀的調(diào)峰補貼收入。
二是長遠來看，新的電力供需環(huán)境在競爭性電力市場中，火電利用小時數(shù)將會長期保持在較低水平，部分火電基荷電源的角色將發(fā)生轉(zhuǎn)變。火電廠需根據(jù)市場中的價格波動靈活調(diào)節(jié)出力，靈活性改造是大勢所趨，有利于火電適應(yīng)電力市場化進程。
三是隨著風(fēng)電、光伏發(fā)電等新能源發(fā)電大規(guī)模投產(chǎn)、并網(wǎng)，調(diào)峰缺口將迅速擴大，調(diào)峰補貼總額穩(wěn)定增長，“蛋糕越來越大”，具備深度調(diào)峰能力的火力發(fā)電廠將率先受益。
2 政策支持
2016年6月28日、7月28日，國家能源局先后下達兩批火電靈活性改造試點項目的通知[3-4]，分別確定遼寧丹東等16個項目、長春熱電廠等6個項目為第一、二批提升火電靈活性改造試點項目。
2016年7月22日，國家發(fā)展改革委、國家能源局《關(guān)于印發(fā)<可再生能源調(diào)峰機組優(yōu)先發(fā)電試行辦法>的通知》（發(fā)改運行〔2016〕1558號）要求[5] “逐步改變熱電機組年度發(fā)電計劃安排原則，堅持以熱定電，鼓勵熱電機組在采暖期參與調(diào)峰”。
2016年11月7日，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃（2016-2020年）》要求 “加強調(diào)峰能力建設(shè)，提升系統(tǒng)靈活性”、“全面推動煤電機組靈活性改造”。
2016年11月18日，國家能源局東北監(jiān)管局批復(fù)[6]《東北電力輔助服務(wù)市場運營規(guī)則（試行）》，鼓勵火電機組進行靈活性改造，提升調(diào)峰能力。其中第八十四條 【鼓勵技改】指出火電機組進行重大技術(shù)改造參與調(diào)峰的，同等條件下優(yōu)先調(diào)用其參與調(diào)峰。
在《東北電力輔助服務(wù)市場運營規(guī)則（試行）》中，火電廠實施有償調(diào)峰基準(zhǔn)及補助如下：
根據(jù)《東北電力輔助服務(wù)市場運營規(guī)則（試行）》的通知，火電廠應(yīng)急啟調(diào)峰補償基準(zhǔn)如下：
3 提升調(diào)峰能力的靈活性改造技術(shù)
火電機組靈活性提升目標(biāo)：
（1）深度調(diào)峰：負荷率達到20%~40%；
（2）快速爬坡能力：2%~3%MW/min爬坡能力；
（3）快速起停能力：2~4h快速啟停。
以下是符合東北地區(qū)火電機組情況的靈活性改造技術(shù)：
3.1 鍋爐富氧燃燒技術(shù)
鍋爐富氧燃燒技術(shù)是現(xiàn)有鍋爐側(cè)靈活性改造的最佳方案。
所謂富氧燃燒技術(shù)，系利用小空間自穩(wěn)燃燒原理，采用主動燃燒穩(wěn)定結(jié)構(gòu)設(shè)計與控制方法，實施燃煤火電靈活性改造。
通過靈活性一體化系統(tǒng)智能調(diào)節(jié)氧量、油量（或天然氣）等運行參數(shù)，整體運行安全，控制簡單、易行，煤種適應(yīng)性強（可適應(yīng)褐煤、煙煤、貧煤、無煙煤、煤矸石等）。
富氧燃燒技術(shù)安全性評估：
（1）富氧燃燒系統(tǒng)使一次風(fēng)煤粉以著火、主動燃燒進入爐膛，確保不會因為爐膛熱負荷過低導(dǎo)致燃燒不穩(wěn)或熄火，保證鍋爐運行穩(wěn)定。
（2）富氧燃燒技術(shù)可適應(yīng)任何工況，在保證燃燒設(shè)備安全的前提下連續(xù)運行，且能保證24小時備用。
（3）富氧燃燒器采用耐高溫、耐磨材質(zhì)，可抵抗高溫900-1200℃。
（4）液氧技術(shù)成熟、安全可靠，氧氣系統(tǒng)為低壓設(shè)備、低壓運行，不屬于重大危險源。
主要技術(shù)性能：
（1）實現(xiàn)低負荷調(diào)峰——煤粉以提前主動燃燒狀態(tài)進入爐膛，讓整個鍋爐煤粉不會因為爐膛熱負荷過低燃燒不穩(wěn)而熄火；
（2）實現(xiàn)2%~3%額定負荷/min快速爬坡——一次風(fēng)煤粉流以多層（點）投運，可實現(xiàn)增加單位時間內(nèi)的入爐煤量，確保機組快速提升負荷；
（3）實現(xiàn)2~4h快速啟?！淮物L(fēng)煤粉流多層（點）投運，根據(jù)工況需求靈活調(diào)整入爐煤量，從而達到降低鍋爐啟/停時間的目的；
（4）煤種適應(yīng)性廣泛——利用純氧氣強化煤粉中固碳的燃燒，對煤粉揮發(fā)份含量不做要求，有效提高鍋爐煤種適應(yīng)性；
（5）保證SCR裝置的高效投運——利用多層（點）的燃燒，抬高火焰中心，使煙氣溫度滿足SCR投運要求（≥320℃）；
（6）能降低鍋爐飛灰含碳量；
（7）同比工況不會增加NOx排放——一次風(fēng)粉在富氧燃燒器內(nèi)提前主動著火燃燒，產(chǎn)生大量CO強還原劑，抑制并還原NOx，保證同比工況下不增加NOx排放。
3.2 高壓電極加熱鍋爐/蒸汽電鍋爐
高壓電極加熱鍋爐/蒸汽電鍋爐單臺供熱功率范圍6~80MW，能量轉(zhuǎn)化效率為99%，啟動時間短，熱態(tài)啟動5min可達額度負荷，使用電源：10KV廠用電電源，占地面積小，啟動靈活方便。
首先，高壓電極鍋爐在火電機組深度調(diào)峰中具有很強的靈活性，可單臺布置也可多臺組合布置。當(dāng)供熱機組進行深度調(diào)峰時負荷較低，機組抽汽量無法滿足供熱需要時，可通過高壓電極鍋爐滿足供熱需求，同時也確保滿足機組低壓缸最小進汽量，保障機組安全穩(wěn)定運行。
其次，高壓電極鍋爐具有啟動時間短的特點，熱態(tài)啟動5min可達到額定負荷，適合作為啟動鍋爐輔助汽源，在機組低負荷或跳機后的熱態(tài)啟動時是保證機組汽封高溫汽源和除氧器汽源的安全、有效措施，可大幅提高機組在進行深度調(diào)峰和快速熱態(tài)啟動的安全性。
3.3 汽機抽汽減溫減壓技術(shù)
汽輪機抽汽減溫減壓一般方式為兩級抽汽減溫減壓：將主蒸汽部分旁路進行減溫減壓后接至再熱汽冷段。經(jīng)再熱器再熱后，從再熱器熱段進行抽汽，經(jīng)二次減溫減壓后供至原熱網(wǎng)加熱蒸汽母管，兩級減溫減壓器均可布置在汽機房內(nèi)。減溫水可就近利用高旁減溫水和低旁減溫水。
汽輪機抽汽減溫減壓技術(shù)可根據(jù)不同機組以及實際供熱抽汽量量身定制。
抽汽減溫減壓技術(shù)可確保供熱機組進行深度調(diào)峰、機組采暖抽汽減少（或退出）時的供熱量仍然滿足熱用戶需要。
3.4 儲熱罐
儲熱罐技術(shù)利用水的顯熱將熱量存儲到儲熱罐內(nèi)，通常采用常壓或承壓式；一般情況，當(dāng)熱管網(wǎng)供水溫度低于98℃時設(shè)置常壓儲熱罐，高于98℃時設(shè)置承壓儲熱罐?？膳浜细邏弘姌O鍋爐和再熱蒸汽減溫減壓后加熱熱網(wǎng)循環(huán)水，并在供熱機組調(diào)峰期間儲存一定熱量的熱水，在機組升負荷時配合電鍋爐增加廠用電并替代部分機組供熱抽汽量，以提高供熱機組升負荷率。
常壓儲熱罐結(jié)構(gòu)簡單，投資成本相對較低，最高工作溫度一般為95~98℃，儲熱罐內(nèi)水的壓力為常壓。承壓儲熱罐最高工作溫度一般為110℃~125℃，工作壓力與工作溫度相適應(yīng)，對儲熱罐的設(shè)計制造技術(shù)要求較高，但其儲熱容量大，系統(tǒng)運行與控制相對簡單，與熱網(wǎng)循環(huán)水系統(tǒng)耦合性較好。
其技術(shù)工藝如圖2所示：
4 火電機組靈活性改造整體解決方案
4.1 供熱機組
方案一：“富氧燃燒+汽輪機抽汽+高壓電極鍋爐+儲熱罐”
該方案可實現(xiàn)機組整體靈活性（鍋爐側(cè)+汽機側(cè)）運行要求，在供熱季、非供熱季均可實現(xiàn)深度調(diào)峰，具體方案：
（1）鍋爐進行富氧燃燒技術(shù)改造；
（2）可從再熱器出口（熱段）根據(jù)供熱量進行抽汽，經(jīng)減溫減壓輸送至儲熱罐或熱網(wǎng)配合電鍋爐共同來滿足供熱量；
（3）高壓電極鍋爐采用廠用電電源，在機組進行調(diào)峰時快速啟動直接加熱儲熱罐或熱網(wǎng)循環(huán)水，滿足供熱需求，并確保完全滿足低壓缸最小進汽量要求，可保障機組長期低負荷運行的安全性；
（4）儲熱罐可在機組升負荷段退出汽機采暖抽汽供熱，切換為儲熱罐直接向熱網(wǎng)供熱運行方式，可完全滿足階段性供熱出力需求，增強機組調(diào)峰能力、提升機組爬坡速度、實現(xiàn)熱電解耦運行。
方案二：“汽機抽汽+高壓電極加熱鍋爐+儲熱罐”方案特點：
供熱季：
對于供熱量較大的供熱機組，由于汽機在低負荷運行時供熱抽汽量大幅減少無法滿足供熱需求，可采用高壓電極鍋爐的同時，采用鍋爐熱段抽汽減溫減壓后來滿足供熱量，具體方案：
（1）可從再熱器出口（熱段）根據(jù)供熱量進行抽汽，經(jīng)減溫減壓輸送至儲熱罐或熱網(wǎng)配合電鍋爐共同來滿足供熱量；
（2）高壓電極鍋爐采用廠用電電源，在機組進行調(diào)峰時快速啟動直接加熱儲熱罐或熱網(wǎng)循環(huán)水，滿足供熱需求，并確保完全滿足低壓缸最小進汽量要求，可保障機組長期低負荷運行的安全性；
（3）儲熱罐可在機組升負荷段退出汽機采暖抽汽供熱，切換為儲熱罐直接向熱網(wǎng)供熱運行方式，可完全滿足階段性供熱出力需求，增強機組調(diào)峰能力、提升機組爬坡速度、實現(xiàn)熱電解耦運行。
非供熱季：
按機組原有調(diào)峰能力實施調(diào)峰。
4.2 純凝機組
純凝機組不考慮供熱影響，可只對鍋爐進行富氧燃燒改造實現(xiàn)機組整體靈活性運行要求，滿足調(diào)峰需求（根據(jù)機組低壓缸最小進汽量確定）。
5 運行經(jīng)濟性分析
以一臺300MW四角切圓鍋爐機組為例，按照10%機組容量配置高壓電極鍋爐進行富氧燃燒（30%負荷率）、減溫減壓技術(shù)（抽汽量300t/h）改造，可保證供熱機組采暖季20%額定負荷調(diào)峰能力，夏季30%額定負荷調(diào)峰能力。
經(jīng)濟分析計算條件：按照發(fā)電利用小時數(shù)3600h，運行小時數(shù)5100h，其中冬季采暖期運行小時數(shù)2100h、調(diào)峰小時數(shù)按8h/天共計700h ，非采暖期運行小時數(shù)3000h ，調(diào)峰小時數(shù)按8h/天共計1000h ，標(biāo)煤單價為550元/噸，第一檔補償電價按照0.1元/kWh、第二檔補償電價0.7元/kWh進行計算。
6 結(jié)論
（1）針對純凝機組，建議采用富氧燃燒技術(shù)，可滿足機組靈活性調(diào)峰需求。
（2）針對供熱機組，建議綜合采用富氧燃燒技術(shù)、汽機抽汽減溫減壓技術(shù)、高壓電極鍋爐及儲熱罐技術(shù)；采暖季，熱電機組在滿足供熱需求的前提下，最低負荷率可達到20%～30%的調(diào)峰需求；非采暖季，最低負荷率可達到30%～40%的調(diào)峰需求。
以上方案，完全能夠確保機組在調(diào)峰工況下安全、穩(wěn)定運行，獲得可觀的調(diào)峰補助。整體技術(shù)改造方案投資適中、回收期2年左右，投資收益率較高。
