東北地區火電機組靈活性改造技術研究及策略分析

吳 炬

(國電科學技術研究院有限公司沈陽分公司，沈陽 110102)

1 火電靈活性改造的背景

1.1 可再生能源發電的高速發展

近年來隨著中國對環境保護的越來越重視，可再生能源得到了高速發展，2017年全國風電裝機容量1.63億kW，太陽能發電裝機容量1.3億kW，占總裝機容量的16.5%。

2016年以來，隨著可再生能源發電裝機容量的增加，出現了棄風和棄光的現象，平均棄風率17%，平均棄光率20%左右，其中三北地區的棄風占80%。“十三五”期間風電裝機增加1億kW以上，太陽能發電裝機增加6000萬kW以上。2020年以后，風電和光伏裝機還將進一步增加[1]。

1.2 國家出臺鼓勵火電機組靈活性改造政策

東北地區是最早制定火電靈活性相關政策的地區，2012年12月東北能源監管局印發了《東北區域火電廠最小運行方式(2012)》，根據火電機組的相關技術資料，對電廠的最小開機方式和最小出力進行核定，降低東北電網低谷調峰壓力。

2 東北地區靈活性調峰進程簡述

2.1 東北地區新能源面臨消納問題

東北地區是中國風能資源最豐富的地區之一，2012年底，東北電網風電裝機容量1831.8萬kW，占總裝機容量的17.21%；2015年底，東北電網風電裝機容量2480.46萬kW，占總裝機容量的20.50%，東北電網是當時全國接入新能源規模較大的區域電網[2]。

同時，由于“十二五”期間東北地區電力裝機的快速增長，電源出現了嚴重過剩問題，導致風電和火電利用小時數均出現下降。此外，熱電機組比重過高，調峰資源嚴重不足，電源結構不合理的問題逐年加重，每年的供熱季都面臨嚴重的調峰問題，進入12月后，電網的棄風限電的頻率和時間大幅增加，調峰問題已經成為影響電網安全運行的一個主要因素。

2.2 東北地區陸續出臺調峰政策

2012年12月東北能源監管局印發《東北區域火電廠最小運行方式(2012)》，對火電廠在供熱季的最小開機方式和最小出力進行核定，在保證居民和用電企業基本供暖供熱的基礎上，挖掘火電機組調峰空間，降低東北電網低谷調峰壓力。2014年8月東北能源監管局印發《東北電力調峰輔助服務市場監管辦法(試行)》，正式對參與調峰的火電機組進行補償。2016年11月18日又印發《東北電力調峰輔助服務市場運營規則(試行)》，核心內容是區域內所有未參與調峰輔助服務的并網發電廠(包括火電、風電、光伏、核電、抽水蓄能電廠)為參與調峰輔助服務的電力單位(主要為火電廠、抽水蓄能電廠、經市場準入的電儲能和可中斷負荷電力用戶)提供調峰收益，靈活性調峰市場機制逐步嚴謹科學化。

2.3 調峰補償政策促進火電靈活性改造

《東北電力調峰輔助服務市場運營規則(試行)》規定了火電機組有償調峰基準，見表1。補償政策的出臺極大刺激了東北地區電力調峰市場，特別是調峰期將機組負荷降低至40%額定出力以下，能夠得到1元/(kW·h)高額補償，在當前煤電邊界利潤偏低的情況下，增強了企業開展靈活性改造的動力。通過近幾年的市場運行，火電機組的調峰能力普遍得到增強，風電棄風現象得到有效緩解。

表1 東北電網火電機組調峰補償基準及報價

3 靈活性改造的主要技術

東北地區火電機組進行靈活性改造按照供暖期和非供暖期兩個階段的不同特點，分為鍋爐穩燃技術和機組熱電解耦技術。

鍋爐穩燃技術主要是機組在非供熱狀態下進行深度調峰的主要技術手段，包括鍋爐超低負荷穩燃技術和低負荷工況下的運行優化技術，其中超低負荷穩燃技術除了常規的穩燃方式以外，富氧燃燒技術作為全新的穩燃方式更符合鍋爐超低負荷運行要求。

熱電解耦技術路線目前有兩種：一是采用儲存式系統，如熱水儲熱罐、蓄熱式電鍋爐等；二是采用非儲熱式系統，如切除低壓缸進汽供熱技術、旁路供熱技術。

儲存式系統是通過增設蓄熱設備儲存熱能從而實現熱電解耦，當電網用電負荷低機組面臨深度調峰時段利用蓄熱設備對外供熱，緩解熱電聯產機組由于發電負荷降低帶來的供熱能力下降；非儲熱式系統不設置蓄熱設備，通過切除低壓缸進汽運行或汽輪機旁路通過減溫減壓裝置增加熱網循環水的加熱蒸汽量實現供熱需求，同時滿足電網對于電廠的調峰需求。

4 鍋爐穩燃技術

4.1 富氧燃燒技術

富氧燃燒助燃技術工作原理是利用純氧氣流強化燃油燃燒，縮短燃油放熱時間，使燃油熱量瞬間釋放，產生遠超微油常規燃燒的特高溫，利用特高溫引燃煤粉。在高溫且過量空氣系數小于1.0的條件下，燃燒生成的CO2被剩余C還原成為CO，最終形成煤粉氣化的效果，大幅提高煤粉燃燼率。在純氧氣流強化燃油的過程中，燃油的燃燼率提高，大幅降低煤油混燒帶來的危害。

4.1.1 穩燃效果

利用純氧氣流提高燃燒過程溫度，加快反應速度，使煤粉以燃燒狀態進入爐膛，可以做到單支燃燒器的自身燃燒穩定，從而實現整個爐膛的燃燒穩定，保證鍋爐不會因為爐膛熱負荷過低而熄火。如果鍋爐需超低負荷(20%額定負荷以下)穩定燃燒，可在任意工況下引燃一次風煤粉并使其充分燃燒，有效提高鍋爐對煤種的適應性，大幅降低因煤質波動造成鍋爐滅火的概率。褐煤、煙煤、貧煤甚至無煙煤都能在富氧助燃情況下穩定燃燒。

4.1.2 燃燼率高

在高溫且過量空氣系數小于1.0的條件下，燃燒生成的CO2被剩余C還原成為CO，最終形成煤粉氣化的效果，大幅提高煤粉燃燼率。煤粉在燃燒器內部被引燃，縮短了煤粉放熱行程，燃燒區域相對集中，火焰溫度較高，有利于煤粉燃燼。在純氧氣流強化燃油(天然氣)的過程中，燃油(天然氣)的燃燼率提高，大幅降低尾部煙道再燃事故發生概率。

4.1.3 控制低負荷工況NOX生成量

由于利用純氧-燃油(天然氣)火焰強化煤粉燃燒，提高燃燒溫度的特性，通過調控燃燒器中燃油(天然氣)和純氧的配比，使一次風煤粉在任意工況下著火燃燒，所以二次風的配風要求相對寬松，可以在超低燃燒負荷下實現分級燃燒，并且由于富氧燃燒過程中存在一定比例的CO氣體，有效地抑制了NOX的生成，降低機組低負荷時環保壓力。

重慶某電廠2臺300 MW燃煤亞臨界鍋爐，采用四角切圓燃燒方式，燃燒煤種為低質煙煤，將鍋爐底層4臺微油燃燒器更換為富氧燃燒系統后，節油率達90%以上，每年可進行50次以上的深度調峰運行，每次深度調峰負荷為25%～30%，調峰時間6～8 h，期間燃燒穩定且保證SCR正常投入，NOX排放滿足環保標準，滿足了電網深調要求。

4.2 綜合燃燒優化技術

綜合燃燒優化技術主要是采用運行參數分析、性能試驗測試等方式，對不同工況下的鍋爐運行、調節全方面優化，特別是深度調峰負荷下的穩定工況和變化工況。在確保安全、環保運行的條件下，通過試驗數據，確定鍋爐深調負荷下的最佳工況，至少包含如下試驗工作：1)制粉系統調整試驗；2)鍋爐配風優化試驗；3)鍋爐磨煤機投運優化試驗；4)鍋爐主、再熱汽溫優化試驗；5)超臨界鍋爐干濕態工況優化試驗；6)超臨界鍋爐水冷壁壁溫監測；7)氮氧化物排放優化試驗；8)鍋爐輔機設備優化調整試驗。

大連某電廠2臺600 MW超臨界鍋爐，設計煤種為煙煤，實際為煙煤和褐煤混燒，采用上述優化試驗后，可實現機組30%額定負荷下穩定燃燒，滿足電網調峰需求。

5 熱電解耦技術

5.1 熱水儲熱罐技術

熱水儲熱系統主要利用水的顯熱來存儲熱量，系統中用儲罐將熱介質存儲在儲罐的上方，冷介質在儲罐的下部，依靠密度差，熱介質始終保持在上部，冷介質始終保持在下部。中間形成一段溫度梯度層——斜溫層。

對熱電廠而言，在儲熱過程中，儲熱罐相當于增加一個熱用戶，使得用戶熱負荷需求更加平穩，有利于負荷提高，機組可以保持在較高的效率下運行，提高經濟性。放熱過程中，儲熱罐相當于增加一個熱源點，可以彌補由于機組參與深度調峰而降低電負荷造成對外供熱量的不足[3]。

吉林某熱電廠2臺330 MW燃煤機組，位于市區中心，冬季供暖、供汽壓力較大，增加一個21 000 m3的儲熱罐系統后，冬季最低調峰負荷可達到32%額定負荷，在滿足供熱的前提下實現電網深度調峰需求。

5.2 蓄熱式電鍋爐技術

蓄熱式電鍋爐主要采用固體蓄熱的方式，其主要設備包括高壓電發熱裝置、高溫蓄能裝置、熱交換器、熱輸出控制系統和運行控制系統等組成。固體蓄熱體為氧化鎂磚，高壓發熱體為鐵鉻鋁電阻絲,蓄熱時爐內溫度可達到500℃，利用變頻風機將熱風抽出加熱熱網循環水。

蓄熱式電鍋爐工作原理是：在電網負荷低谷時間段，運行控制系統接通高壓開關，為高壓電發熱裝置供電，將電能轉換為熱能同時被高溫蓄能裝置吸收，當高溫蓄熱裝置溫度達到上限溫度或電網負荷低谷時段結束時，運行控制系統切斷高壓開關，供電停止，高壓電發熱裝置停止工作。高溫蓄熱裝置通過熱輸出控制系統與熱交換器連接，將高溫蓄熱裝置儲存的熱能轉換為熱水、熱風或蒸汽等輸出應用[4]。

丹東某熱電廠2臺350 MW燃煤供熱機組，新建4臺固體電蓄熱爐，合計功率為260 MW，供熱季期間利用電蓄鍋爐可將機組54%額定負荷運行時的上網電量降為零，極大地滿足了電網調峰需求。

5.3 切除低壓缸進汽供熱技術

國內切除低壓缸進汽供熱改造方案有三種：

1)主要以西安熱工院為代表的技術流派。采用可完全密封的液壓蝶閥切除低壓缸原進汽管道進汽，通過新增小旁路管道通入少量冷卻蒸汽(20 t/h左右)，帶走低壓缸零出力供熱后由于低壓轉子轉動產生的鼓風熱量。冷卻蒸汽進入低壓缸前不減溫，采取低壓缸排汽口噴水減溫方式來控制排汽缸溫度。

2)主要以汽輪機制造廠為代表的技術流派。是將低壓缸末級、次末級動葉片為新型加強型葉片，在葉片出汽邊進行了噴涂加強處理，提高了葉片抗水蝕沖刷性能。通過新增旁路管道通入少量的冷卻蒸汽(20 t/h左右)，用于帶走低壓缸零出力供熱后低壓轉子轉動產生的鼓風熱量。冷卻蒸汽采取噴水減溫手段以抑制低壓次末級溫度，利用低壓缸排汽口噴水減溫方式來控制排汽缸溫度。

3)主要以國電電科院為代表的技術流派。是切缸/低背壓運行改造，其方案是低壓缸本體不進行改動，增加低壓缸進汽調整旁路，使低壓缸維持較低的進汽流量，維持較低背壓運行，抽取更多的蒸汽進行供熱，具備較強的低負荷調峰能力。同時為提高機組的負荷適應性，根據機組冷端運行條件，控制低壓缸進汽量大于或等于低壓缸最小冷卻流量。機組運行過程中根據供熱量的不同，采用切缸或正常抽汽運行方式。通過合理控制低壓缸的最小冷卻流量，在保證機組安全運行的前提下達到深度調峰的目的[5]。

長春某熱電廠2臺350 MW供熱機組，一臺機組實施切缸/低背壓運行改造后，進入低壓缸的冷卻蒸汽流量變小，對外供熱流量增加，機組供熱量增加84 MW，可增加供熱面積168萬m2；在相同供熱負荷下，機組提高調峰能力為76 MW。

5.4 汽輪機旁路供熱技術

汽輪機旁路供熱技術是利用機組高、低壓旁路將主、再熱蒸汽減溫減壓后供熱的一種技術，通過這種方式，可由增加新蒸汽量直接供熱，在滿足機組供熱的同時，減小機組出力，起到熱電解耦的作用。

哈爾濱某熱電廠2臺350 MW供熱機組，冬季供暖面臨供熱和調峰的雙重壓力，采用汽輪機旁路供熱技術后，供暖高峰期機組能在35%額定負荷下穩定運行，既滿足了供暖需求，又通過積極參與電網調峰獲得豐厚的補償收益。

6 結 語

“十三五”期間，開展火電機組特別是熱電機組的靈活性改造，是提升我國“三北”地區新能源消納能力的有力措施之一。在火電靈活性改造的過程中應結合企業自身特點，多方面兼顧考慮，避免盲目、過度改造。火電靈活性改造的主要策略，建議如下。

1)注重技術適用性和可靠性。靈活性改造方案的制定應注重選用市場應用成熟的技術，確保改造后機組的安全穩定、可靠性，對于熱電解耦技術的應用，應充分研究技術的適用性。

2)控制對機組壽命影響。科學制定改造方案，減小靈活運行對于火電機組壽命的影響。根據國外先進經驗以及機組壽命評估計算，通過合理的設計和優化調整，靈活運行對機組壽命的影響是可控的。

3)關注機組效率。火電機組開展深度調峰，將引起煤耗的顯著上升，特別是對純凝發電機組和供熱量較少的熱電機組，應根據新能源消納需求以及各發電企業的實際設備能力，確定合理的火電機組調峰深度。

4)綜合評估改造成本。根據實際設備狀況以及電網調峰的補償規則，合理確定改造成本的投入，避免投入過高、經濟收益差等問題。