东北地区火电机组灵活性改造技术研究及策略分析

吴 炬

(国电科学技术研究院有限公司沈阳分公司，沈阳 110102)

1 火电灵活性改造的背景

1.1 可再生能源发电的高速发展

近年来随着中国对环境保护的越来越重视，可再生能源得到了高速发展，2017年全国风电装机容量1.63亿kW，太阳能发电装机容量1.3亿kW，占总装机容量的16.5%。

2016年以来，随着可再生能源发电装机容量的增加，出现了弃风和弃光的现象，平均弃风率17%，平均弃光率20%左右，其中三北地区的弃风占80%。“十三五”期间风电装机增加1亿kW以上，太阳能发电装机增加6000万kW以上。2020年以后，风电和光伏装机还将进一步增加[1]。

1.2 国家出台鼓励火电机组灵活性改造政策

东北地区是最早制定火电灵活性相关政策的地区，2012年12月东北能源监管局印发了《东北区域火电厂最小运行方式(2012)》，根据火电机组的相关技术资料，对电厂的最小开机方式和最小出力进行核定，降低东北电网低谷调峰压力。

2 东北地区灵活性调峰进程简述

2.1 东北地区新能源面临消纳问题

东北地区是中国风能资源最丰富的地区之一，2012年底，东北电网风电装机容量1831.8万kW，占总装机容量的17.21%；2015年底，东北电网风电装机容量2480.46万kW，占总装机容量的20.50%，东北电网是当时全国接入新能源规模较大的区域电网[2]。

同时，由于“十二五”期间东北地区电力装机的快速增长，电源出现了严重过剩问题，导致风电和火电利用小时数均出现下降。此外，热电机组比重过高，调峰资源严重不足，电源结构不合理的问题逐年加重，每年的供热季都面临严重的调峰问题，进入12月后，电网的弃风限电的频率和时间大幅增加，调峰问题已经成为影响电网安全运行的一个主要因素。

2.2 东北地区陆续出台调峰政策

2012年12月东北能源监管局印发《东北区域火电厂最小运行方式(2012)》，对火电厂在供热季的最小开机方式和最小出力进行核定，在保证居民和用电企业基本供暖供热的基础上，挖掘火电机组调峰空间，降低东北电网低谷调峰压力。2014年8月东北能源监管局印发《东北电力调峰辅助服务市场监管办法(试行)》，正式对参与调峰的火电机组进行补偿。2016年11月18日又印发《东北电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)》，核心内容是区域内所有未参与调峰辅助服务的并网发电厂(包括火电、风电、光伏、核电、抽水蓄能电厂)为参与调峰辅助服务的电力单位(主要为火电厂、抽水蓄能电厂、经市场准入的电储能和可中断负荷电力用户)提供调峰收益，灵活性调峰市场机制逐步严谨科学化。

2.3 调峰补偿政策促进火电灵活性改造

《东北电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)》规定了火电机组有偿调峰基准，见表1。补偿政策的出台极大刺激了东北地区电力调峰市场，特别是调峰期将机组负荷降低至40%额定出力以下，能够得到1元/(kW·h)高额补偿，在当前煤电边界利润偏低的情况下，增强了企业开展灵活性改造的动力。通过近几年的市场运行，火电机组的调峰能力普遍得到增强，风电弃风现象得到有效缓解。

表1 东北电网火电机组调峰补偿基准及报价

3 灵活性改造的主要技术

东北地区火电机组进行灵活性改造按照供暖期和非供暖期两个阶段的不同特点，分为锅炉稳燃技术和机组热电解耦技术。

锅炉稳燃技术主要是机组在非供热状态下进行深度调峰的主要技术手段，包括锅炉超低负荷稳燃技术和低负荷工况下的运行优化技术，其中超低负荷稳燃技术除了常规的稳燃方式以外，富氧燃烧技术作为全新的稳燃方式更符合锅炉超低负荷运行要求。

热电解耦技术路线目前有两种：一是采用储存式系统，如热水储热罐、蓄热式电锅炉等；二是采用非储热式系统，如切除低压缸进汽供热技术、旁路供热技术。

储存式系统是通过增设蓄热设备储存热能从而实现热电解耦，当电网用电负荷低机组面临深度调峰时段利用蓄热设备对外供热，缓解热电联产机组由于发电负荷降低带来的供热能力下降；非储热式系统不设置蓄热设备，通过切除低压缸进汽运行或汽轮机旁路通过减温减压装置增加热网循环水的加热蒸汽量实现供热需求，同时满足电网对于电厂的调峰需求。

4 锅炉稳燃技术

4.1 富氧燃烧技术

富氧燃烧助燃技术工作原理是利用纯氧气流强化燃油燃烧，缩短燃油放热时间，使燃油热量瞬间释放，产生远超微油常规燃烧的特高温，利用特高温引燃煤粉。在高温且过量空气系数小于1.0的条件下，燃烧生成的CO2被剩余C还原成为CO，最终形成煤粉气化的效果，大幅提高煤粉燃烬率。在纯氧气流强化燃油的过程中，燃油的燃烬率提高，大幅降低煤油混烧带来的危害。

4.1.1 稳燃效果

利用纯氧气流提高燃烧过程温度，加快反应速度，使煤粉以燃烧状态进入炉膛，可以做到单支燃烧器的自身燃烧稳定，从而实现整个炉膛的燃烧稳定，保证锅炉不会因为炉膛热负荷过低而熄火。如果锅炉需超低负荷(20%额定负荷以下)稳定燃烧，可在任意工况下引燃一次风煤粉并使其充分燃烧，有效提高锅炉对煤种的适应性，大幅降低因煤质波动造成锅炉灭火的概率。褐煤、烟煤、贫煤甚至无烟煤都能在富氧助燃情况下稳定燃烧。

4.1.2 燃烬率高

在高温且过量空气系数小于1.0的条件下，燃烧生成的CO2被剩余C还原成为CO，最终形成煤粉气化的效果，大幅提高煤粉燃烬率。煤粉在燃烧器内部被引燃，缩短了煤粉放热行程，燃烧区域相对集中，火焰温度较高，有利于煤粉燃烬。在纯氧气流强化燃油(天然气)的过程中，燃油(天然气)的燃烬率提高，大幅降低尾部烟道再燃事故发生概率。

4.1.3 控制低负荷工况NOX生成量

由于利用纯氧-燃油(天然气)火焰强化煤粉燃烧，提高燃烧温度的特性，通过调控燃烧器中燃油(天然气)和纯氧的配比，使一次风煤粉在任意工况下着火燃烧，所以二次风的配风要求相对宽松，可以在超低燃烧负荷下实现分级燃烧，并且由于富氧燃烧过程中存在一定比例的CO气体，有效地抑制了NOX的生成，降低机组低负荷时环保压力。

重庆某电厂2台300 MW燃煤亚临界锅炉，采用四角切圆燃烧方式，燃烧煤种为低质烟煤，将锅炉底层4台微油燃烧器更换为富氧燃烧系统后，节油率达90%以上，每年可进行50次以上的深度调峰运行，每次深度调峰负荷为25%～30%，调峰时间6～8 h，期间燃烧稳定且保证SCR正常投入，NOX排放满足环保标准，满足了电网深调要求。

4.2 综合燃烧优化技术

综合燃烧优化技术主要是采用运行参数分析、性能试验测试等方式，对不同工况下的锅炉运行、调节全方面优化，特别是深度调峰负荷下的稳定工况和变化工况。在确保安全、环保运行的条件下，通过试验数据，确定锅炉深调负荷下的最佳工况，至少包含如下试验工作：1)制粉系统调整试验；2)锅炉配风优化试验；3)锅炉磨煤机投运优化试验；4)锅炉主、再热汽温优化试验；5)超临界锅炉干湿态工况优化试验；6)超临界锅炉水冷壁壁温监测；7)氮氧化物排放优化试验；8)锅炉辅机设备优化调整试验。

大连某电厂2台600 MW超临界锅炉，设计煤种为烟煤，实际为烟煤和褐煤混烧，采用上述优化试验后，可实现机组30%额定负荷下稳定燃烧，满足电网调峰需求。

5 热电解耦技术

5.1 热水储热罐技术

热水储热系统主要利用水的显热来存储热量，系统中用储罐将热介质存储在储罐的上方，冷介质在储罐的下部，依靠密度差，热介质始终保持在上部，冷介质始终保持在下部。中间形成一段温度梯度层——斜温层。

对热电厂而言，在储热过程中，储热罐相当于增加一个热用户，使得用户热负荷需求更加平稳，有利于负荷提高，机组可以保持在较高的效率下运行，提高经济性。放热过程中，储热罐相当于增加一个热源点，可以弥补由于机组参与深度调峰而降低电负荷造成对外供热量的不足[3]。

吉林某热电厂2台330 MW燃煤机组，位于市区中心，冬季供暖、供汽压力较大，增加一个21 000 m3的储热罐系统后，冬季最低调峰负荷可达到32%额定负荷，在满足供热的前提下实现电网深度调峰需求。

5.2 蓄热式电锅炉技术

蓄热式电锅炉主要采用固体蓄热的方式，其主要设备包括高压电发热装置、高温蓄能装置、热交换器、热输出控制系统和运行控制系统等组成。固体蓄热体为氧化镁砖，高压发热体为铁铬铝电阻丝,蓄热时炉内温度可达到500℃，利用变频风机将热风抽出加热热网循环水。

蓄热式电锅炉工作原理是：在电网负荷低谷时间段，运行控制系统接通高压开关，为高压电发热装置供电，将电能转换为热能同时被高温蓄能装置吸收，当高温蓄热装置温度达到上限温度或电网负荷低谷时段结束时，运行控制系统切断高压开关，供电停止，高压电发热装置停止工作。高温蓄热装置通过热输出控制系统与热交换器连接，将高温蓄热装置储存的热能转换为热水、热风或蒸汽等输出应用[4]。

丹东某热电厂2台350 MW燃煤供热机组，新建4台固体电蓄热炉，合计功率为260 MW，供热季期间利用电蓄锅炉可将机组54%额定负荷运行时的上网电量降为零，极大地满足了电网调峰需求。

5.3 切除低压缸进汽供热技术

国内切除低压缸进汽供热改造方案有三种：

1)主要以西安热工院为代表的技术流派。采用可完全密封的液压蝶阀切除低压缸原进汽管道进汽，通过新增小旁路管道通入少量冷却蒸汽(20 t/h左右)，带走低压缸零出力供热后由于低压转子转动产生的鼓风热量。冷却蒸汽进入低压缸前不减温，采取低压缸排汽口喷水减温方式来控制排汽缸温度。

2)主要以汽轮机制造厂为代表的技术流派。是将低压缸末级、次末级动叶片为新型加强型叶片，在叶片出汽边进行了喷涂加强处理，提高了叶片抗水蚀冲刷性能。通过新增旁路管道通入少量的冷却蒸汽(20 t/h左右)，用于带走低压缸零出力供热后低压转子转动产生的鼓风热量。冷却蒸汽采取喷水减温手段以抑制低压次末级温度，利用低压缸排汽口喷水减温方式来控制排汽缸温度。

3)主要以国电电科院为代表的技术流派。是切缸/低背压运行改造，其方案是低压缸本体不进行改动，增加低压缸进汽调整旁路，使低压缸维持较低的进汽流量，维持较低背压运行，抽取更多的蒸汽进行供热，具备较强的低负荷调峰能力。同时为提高机组的负荷适应性，根据机组冷端运行条件，控制低压缸进汽量大于或等于低压缸最小冷却流量。机组运行过程中根据供热量的不同，采用切缸或正常抽汽运行方式。通过合理控制低压缸的最小冷却流量，在保证机组安全运行的前提下达到深度调峰的目的[5]。

长春某热电厂2台350 MW供热机组，一台机组实施切缸/低背压运行改造后，进入低压缸的冷却蒸汽流量变小，对外供热流量增加，机组供热量增加84 MW，可增加供热面积168万m2；在相同供热负荷下，机组提高调峰能力为76 MW。

5.4 汽轮机旁路供热技术

汽轮机旁路供热技术是利用机组高、低压旁路将主、再热蒸汽减温减压后供热的一种技术，通过这种方式，可由增加新蒸汽量直接供热，在满足机组供热的同时，减小机组出力，起到热电解耦的作用。

哈尔滨某热电厂2台350 MW供热机组，冬季供暖面临供热和调峰的双重压力，采用汽轮机旁路供热技术后，供暖高峰期机组能在35%额定负荷下稳定运行，既满足了供暖需求，又通过积极参与电网调峰获得丰厚的补偿收益。

6 结 语

“十三五”期间，开展火电机组特别是热电机组的灵活性改造，是提升我国“三北”地区新能源消纳能力的有力措施之一。在火电灵活性改造的过程中应结合企业自身特点，多方面兼顾考虑，避免盲目、过度改造。火电灵活性改造的主要策略，建议如下。

1)注重技术适用性和可靠性。灵活性改造方案的制定应注重选用市场应用成熟的技术，确保改造后机组的安全稳定、可靠性，对于热电解耦技术的应用，应充分研究技术的适用性。

2)控制对机组寿命影响。科学制定改造方案，减小灵活运行对于火电机组寿命的影响。根据国外先进经验以及机组寿命评估计算，通过合理的设计和优化调整，灵活运行对机组寿命的影响是可控的。

3)关注机组效率。火电机组开展深度调峰，将引起煤耗的显著上升，特别是对纯凝发电机组和供热量较少的热电机组，应根据新能源消纳需求以及各发电企业的实际设备能力，确定合理的火电机组调峰深度。

4)综合评估改造成本。根据实际设备状况以及电网调峰的补偿规则，合理确定改造成本的投入，避免投入过高、经济收益差等问题。