1.2負荷響應速度遲緩

負荷響應速度遲緩是制約火電機組靈活性運行的潛在因素，但目前相關的認識以及研究尚不深入。對火電機組而言，其能量產生和轉換過程較為復雜，系統(tǒng)換熱設備具有很強的熱惰性，造成指令與響應之間存在較大的時間延遲。目前電網對自動發(fā)電控制(AGC)機組調節(jié)速度的考核指標為1.0%~2.0%Pe/min(額定容量/分鐘)，期望通過技術改造達到2.5%~3.0%Pe/min。

1.3偏離設計工況

我國現役火電機組在設計階段基本均未考慮深度調峰工況，導致運行過程中調峰能力比較差。此外，深度調峰和快速升降負荷時的運行工況嚴重偏離設計工況，深度調峰常態(tài)化以后，大量設備運行在非正常工況，對機組安全性、環(huán)保性及經濟性的影響不可忽視，需要投入更多的研究工作。

2 國外火電機組靈活性運行現狀

歐洲一些發(fā)達國家在風能、太陽能、生物能源、二氧化碳的捕獲和儲存等新能源領域技術的研究及應用經驗較為豐富。2016年，歐洲可再生能源發(fā)電量占比已達到30.2%，其中風電和光電合計占比13.2%。因此，其火電機組靈活性運行技術推廣更早，應用也更成熟。

丹麥是世界上風電占比最高的國家，且棄風率極低。2015年丹麥風電發(fā)電量占全國用電量的42.1%，棄風率約為0.2%[21]，并計劃在2020年使風電消費達到50%。丹麥之所以能夠實現風電的高比例消納，主要有以下原因：

1)較為完善的電力體制結構與跨國輸電網與丹麥接壤的瑞典和挪威具有豐富的、調節(jié)性能良好的水電資源，而整個歐洲大陸有大量的火電機組。通過跨國電網，丹麥將周圍國家的發(fā)電機組作為備用電源。

2)整體裝機容量較小截至2015年，丹麥總裝機容量僅為1400萬kW，風電裝機容量約為500萬kW，但周圍國家接入丹麥的總電力容量超過570萬kW，這保證了風電出力較低時國內的電力供應。

國外眾多研究表明，建立儲能系統(tǒng)是提高火電機組運行靈活性的一個重要手段，主要包括熱能儲存(蓄水罐、電鍋爐)、燃料電池、電化學儲能(儲氫)和機械儲能(空氣壓縮、飛輪儲能)等[22-29]。燃氣輪機和蒸汽輪機聯(lián)合發(fā)電機組的靈活性要遠遠高于常規(guī)火電機組[30-31]，利用燃氣輪機煙氣驅動蒸汽輪機，蒸汽輪機系統(tǒng)同時實現供電和供熱，當電網負荷變化時，通過調節(jié)燃氣輪機和蒸汽輪機的發(fā)電比例實現負荷跟蹤。

此外，對于火電機組，在燃燒系統(tǒng)方面可以通過優(yōu)化電廠磨煤機和燃燒器的協(xié)同配合、優(yōu)化燃燒器降低最小燃燒功率、加裝煤粉倉等技術措施提高機組靈活性，在汽輪機系統(tǒng)方面可以通過高壓缸旁路、主蒸汽旁路、高壓再熱器旁路等技術措施提高機組靈活性。

3 國內火電機組靈活性運行技術應用

3.1基礎工作

我國在役火電機組在設計階段時基本都沒有考慮深度調峰工況，只能通過技術改造提高機組靈活性。前期主要工作為診斷試驗，包括主汽輪機、輔汽輪機、鍋爐以及給水泵等設備低負荷運行適應性試驗，找出限制機組深度調峰和穩(wěn)定運行的瓶頸，挖掘鍋爐最低穩(wěn)燃能力和機組負荷提升能力，為靈活性運行提供基礎數據。其他可能面臨的問題有：1)鍋爐水動力安全性;2)鍋爐金屬壁面超溫;3)風機、磨煤機振動大;4)鍋爐尾部受熱面腐蝕、積灰嚴重;5)鍋爐水平煙道積灰;6)原煤倉出現堵煤現象;7)給水泵、凝結水泵等設備的再循環(huán)管路頻繁開啟;8)低負荷保護程序邏輯不合理、控制品質較差。

3.2改造內容或技術方案

在鍋爐低負荷穩(wěn)定燃燒方面，需要進行以下工作：1)精細化調整;2)燃燒器改造;3)制粉系統(tǒng)改造;4)煤質摻燒;5)燃燒監(jiān)控改造;6)智能控制等。鍋爐最低穩(wěn)定燃燒負荷與爐型、燃煤品質、輔機配置等眾多因素有關。通過各項技術集成應用，國內部分電廠已達到較好水平，譬如華能陜西秦嶺發(fā)電有限公司最低穩(wěn)定燃燒負荷達到20%BMCR(鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量)，淮浙煤電有限責任公司鳳臺發(fā)電分公司、北方聯(lián)合電力有限責任公司臨河熱電廠、華能國際電力開發(fā)公司銅川照金電廠、華能國際電力股份有限公司南通電廠、華能國際電力股份有限公司丹東電廠最低穩(wěn)定燃燒負荷分別可以達到20%、20%、25%、25%、25%和20%BMCR。

鍋爐低負荷工作時，選擇性催化還原(SCR)脫硝設備入口煙溫偏低會導致脫硝催化劑不能正常運行。針對典型的鍋爐布置方式，目前有多種技術方案可提高SCR脫硝入口煙溫，譬如，省煤器煙氣旁路技術、省煤器給水旁路、分級省煤器、熱水再循環(huán)、“附加高溫加熱器”和智能控制等技術。

為保證連續(xù)、穩(wěn)定供暖，熱電聯(lián)產機組基本采取“以熱定電”方式運行，導致機組調峰能力十分有限。為提高供熱機組調峰能力，可采取儲熱、電鍋爐、旁路供熱、低壓缸零出力、高背壓供熱等技術措施解除或弱化機組“熱-電”強耦合關系。

此外，火電機組能量產生和轉換過程較為復雜，系統(tǒng)換熱設備具有很強的熱惰性，造成指令與響應之間存在較大的時間延遲，須采取必要的措施提升負荷響應速度，以滿足電網快速調峰的要求。主要技術思路為：1)瞬間減少抽汽量來提高電出力技術，主要包括變凝結水量、變供熱抽汽、給水旁路、附加高加等負荷調節(jié)技術;2)利用補能或泄能方式來提高電出力技術，主要包括給水儲熱負荷調節(jié)、熔鹽儲熱負荷調節(jié)技術;3)通過優(yōu)化控制或運行方式提高電出力技術，主要包括協(xié)調優(yōu)化控制、高調閥配汽管理優(yōu)化、空冷變背壓負荷調節(jié)技術。

提升機組運行靈活性的過程中可能面臨的問題及對策匯總見表1。

3.3靈活性運行技術應用情況

3.3.1提升機組控制技術

北方聯(lián)合電力有限責任公司臨河熱電廠1號機組是國家能源局靈活性改造示范機組，火電機組靈活性及控制改造升級專項工作已于2016年12月15日完成。主要工作包括：1)汽輪機側凝結水變負荷調節(jié)控制改造、高加旁路變負荷調節(jié)控制改造、增設附加高加改造、凝結泵變頻改造;2)鍋爐側低負荷穩(wěn)燃試驗、磨煤機高效動態(tài)分離器和風環(huán)改造、風機單雙側運行經濟性對比等試驗和精細化調整試驗等;3)熱控控制與保護邏輯優(yōu)化、脫硝優(yōu)化控制改造和深度調峰智能燃燒優(yōu)化控制改造等。

經過技術改造后，目前1號機組可以實現：1)25%ECR(經濟出力)工況下，給水及主汽溫度等主要控制回路自動控制，多磨煤機組工作方式下連續(xù)穩(wěn)定運行;2)30%ECR以上工況投入機爐協(xié)調控制后自動運行;3)40%ECR以上工況投入AGC自動運行且控制品質良好;4)綜合應用給水旁路調節(jié)、供熱抽汽量調節(jié)和凝結水變負荷調節(jié)技術，協(xié)調并充分利用各技術特點，實現機組變負荷平均速率提高至2%Pe/min，變負荷速率提高100%;5)采用智能預測等先進算法后，使機組在達到超凈排放標準的前提條件下實現高精度全負荷自動閉環(huán)噴氨控制。

3.3.2降低機組最小出力

淮浙煤電有限責任公司鳳臺發(fā)電分公司600MW機組和華能陜西秦嶺發(fā)電有限公司200MW機組實施了降低機組最小出力的技術改造。通過旋流燃燒器數值計算、鍋爐水動力計算和燃燒器臺架試驗，進行低負荷精細化運行調整、省煤器外部煙氣旁路改造和風粉在線監(jiān)測系統(tǒng)改造，最終成功實現前者25%額定負荷狀態(tài)下，投運2臺磨煤機時鍋爐干態(tài)運行不投油穩(wěn)定燃燒，20%額定負荷狀態(tài)下鍋爐投油穩(wěn)定燃燒;后者20%額定負荷狀態(tài)下，投運2臺磨煤機時鍋爐干態(tài)運行不投油穩(wěn)定燃燒。

3.3.3熱電解耦技術

火電機組按照“以熱定電”的模式運行時，供暖熱負荷穩(wěn)定，但由于電網負荷一天內存在波峰波谷，這會造成部分時段電能過剩或者熱能不足。利用儲能技術[22-29]可以有效解決這個問題。目前，水儲熱技術和電鍋爐儲熱技術已在電廠投運，該技術對原機組運行方式影響小，但工程投資較大。

1)水蓄熱技術該技術將能量以熱水的形式儲存，核心特征是利用不同溫度的水由于密度不同形成重力自然分層，冷熱混合形成的斜溫層成為熱水區(qū)和冷水區(qū)的分隔層，熱水區(qū)(90~95℃)位于罐體上部，冷水區(qū)(60~65℃)位于罐體下部。華電能源股份有限公司富拉爾基熱電廠已安裝1臺有效容積為8000m³的蓄熱水罐，直徑22m，高度25m，設計工作溫度為98/60℃，設計斜溫層厚度為0.89m。國電吉林江南熱電有限公司和通遼熱電有限責任公司正在投資建設蓄熱容積分別為22000m3和30000m3的蓄熱水罐。

2)電鍋爐蓄熱技術該技術以儲熱式電鍋爐為核心，通過開啟電加熱器減少上網負荷，同時將能量以固體顯熱(耐火磚)的形式儲存下來，當機組抽汽量不足時對外供暖。華能吉林發(fā)電有限公司長春熱電廠和華能伊春熱電有限公司已建設2臺90MW電鍋爐以及2臺70MW電鍋爐，共計320MW;華能國際電力股份有限公司丹東電廠已建設2臺90MW電鍋爐以及2臺60MW電鍋爐，共計300MW。吉林電力股份有限公司白城發(fā)電公司投運了3臺16.7MW電極式直熱鍋爐，共計50MW，無儲熱系統(tǒng)，電鍋爐產生的蒸汽參數與機組抽汽供熱參數相同，通過換熱器接入熱網水循環(huán)系統(tǒng)，實現機組抽汽和電鍋爐一體化運行對外供熱。

3.3.4低壓缸零出力技術

西安熱工研究院有限公司自2016年4月開始組織技術力量研究開發(fā)該項技術，同年8月制定了初步方案，并利用檢修機會在北方聯(lián)合電力有限責任公司臨河熱電廠1號機組上對方案進行了工程實施，并在2017年供熱末期進行了試運行，期間各項運行參數均處于安全范圍內。此后，該公司先后啟動了國電龍華延吉熱電有限公司200MW機組、華電金山能源有限公司200MW機組、國家電投遼寧東方發(fā)電有限公司亞臨界350MW機組以及天津華能楊柳青熱電有限責任公司亞臨界300MW機組低壓缸零出力改造項目，技術方案進一步得到完善，技術成熟度迅速提高，標志著低壓缸零出力供熱技術在國內日趨成熟。

4 下一步工作方向

1)機組深度調峰運行常態(tài)化以后，需要對各子系統(tǒng)進行深入研究，確定設備的最佳工作方式，如有必要還須進行設備升級改造。

2)為持續(xù)深入推動和展開火電機組靈活性運行工作，必須研究開發(fā)新型技術和設備，譬如快速啟停技術、高溫熔融鹽儲熱技術、電池儲能技術和寬負荷燃燒器等，同時研究如何降低現有技術的投資成本和維護費用。

3)對于具有多臺機組的電廠而言，實現整體經濟最大化是運行層面的核心問題，因此有必要進行全廠靈活性運行決策系統(tǒng)的研發(fā)。該系統(tǒng)應具有以下功能，確定不同工況下機組靈活性運行時的實際性能，計算分析不同機組的發(fā)電成本，根據全廠負荷、運行臺數和調峰需求進行多變量耦合計算，在保障安全及環(huán)保前提下，以代價最小、收益最大為約束條件，制定全廠機組靈活性調度策略。