1.2負荷響應(yīng)速度遲緩

負荷響應(yīng)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(guān)的認識以及研究尚不深入。對火電機組而言，其能量產(chǎn)生和轉(zhuǎn)換過程較為復(fù)雜，系統(tǒng)換熱設(shè)備具有很強的熱惰性，造成指令與響應(yīng)之間存在較大的時間延遲。目前電網(wǎng)對自動發(fā)電控制(AGC)機組調(diào)節(jié)速度的考核指標(biāo)為1.0%~2.0%Pe/min(額定容量/分鐘)，期望通過技術(shù)改造達到2.5%~3.0%Pe/min。

1.3偏離設(shè)計工況

我國現(xiàn)役火電機組在設(shè)計階段基本均未考慮深度調(diào)峰工況，導(dǎo)致運行過程中調(diào)峰能力比較差。此外，深度調(diào)峰和快速升降負荷時的運行工況嚴重偏離設(shè)計工況，深度調(diào)峰常態(tài)化以后，大量設(shè)備運行在非正常工況，對機組安全性、環(huán)保性及經(jīng)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(xiàn)狀

歐洲一些發(fā)達國家在風(fēng)能、太陽能、生物能源、二氧化碳的捕獲和儲存等新能源領(lǐng)域技術(shù)的研究及應(yīng)用經(jīng)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(fēng)電和光電合計占比13.2%。因此，其火電機組靈活性運行技術(shù)推廣更早，應(yīng)用也更成熟。

丹麥是世界上風(fēng)電占比最高的國家，且棄風(fēng)率極低。2015年丹麥風(fēng)電發(fā)電量占全國用電量的42.1%，棄風(fēng)率約為0.2%[21]，并計劃在2020年使風(fēng)電消費達到50%。丹麥之所以能夠?qū)崿F(xiàn)風(fēng)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(jié)構(gòu)與跨國輸電網(wǎng)與丹麥接壤的瑞典和挪威具有豐富的、調(diào)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(wǎng)，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(fēng)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(fēng)電出力較低時國內(nèi)的電力供應(yīng)。

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(xué)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(qū)動蒸汽輪機，蒸汽輪機系統(tǒng)同時實現(xiàn)供電和供熱，當(dāng)電網(wǎng)負荷變化時，通過調(diào)節(jié)燃氣輪機和蒸汽輪機的發(fā)電比例實現(xiàn)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(shù)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(shù)措施提高機組靈活性。

3 國內(nèi)火電機組靈活性運行技術(shù)應(yīng)用

3.1基礎(chǔ)工作

我國在役火電機組在設(shè)計階段時基本都沒有考慮深度調(diào)峰工況，只能通過技術(shù)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(shè)備低負荷運行適應(yīng)性試驗，找出限制機組深度調(diào)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(chǔ)數(shù)據(jù)。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(fēng)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(xiàn)堵煤現(xiàn)象;7)給水泵、凝結(jié)水泵等設(shè)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(zhì)較差。

3.2改造內(nèi)容或技術(shù)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(diào)整;2)燃燒器改造;3)制粉系統(tǒng)改造;4)煤質(zhì)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(zhì)、輔機配置等眾多因素有關(guān)。通過各項技術(shù)集成應(yīng)用，國內(nèi)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(zé)任公司鳳臺發(fā)電分公司、北方聯(lián)合電力有限責(zé)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(shè)備入口煙溫偏低會導(dǎo)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(shù)方案可提高SCR脫硝入口煙溫，譬如，省煤器煙氣旁路技術(shù)、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(shù)。

為保證連續(xù)、穩(wěn)定供暖，熱電聯(lián)產(chǎn)機組基本采取“以熱定電”方式運行，導(dǎo)致機組調(diào)峰能力十分有限。為提高供熱機組調(diào)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(shù)措施解除或弱化機組“熱-電”強耦合關(guān)系。

此外，火電機組能量產(chǎn)生和轉(zhuǎn)換過程較為復(fù)雜，系統(tǒng)換熱設(shè)備具有很強的熱惰性，造成指令與響應(yīng)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(yīng)速度，以滿足電網(wǎng)快速調(diào)峰的要求。主要技術(shù)思路為：1)瞬間減少抽汽量來提高電出力技術(shù)，主要包括變凝結(jié)水量、變供熱抽汽、給水旁路、附加高加等負荷調(diào)節(jié)技術(shù);2)利用補能或泄能方式來提高電出力技術(shù)，主要包括給水儲熱負荷調(diào)節(jié)、熔鹽儲熱負荷調(diào)節(jié)技術(shù);3)通過優(yōu)化控制或運行方式提高電出力技術(shù)，主要包括協(xié)調(diào)優(yōu)化控制、高調(diào)閥配汽管理優(yōu)化、空冷變背壓負荷調(diào)節(jié)技術(shù)。

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(shù)應(yīng)用情況

3.3.1提升機組控制技術(shù)

北方聯(lián)合電力有限責(zé)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(cè)凝結(jié)水變負荷調(diào)節(jié)控制改造、高加旁路變負荷調(diào)節(jié)控制改造、增設(shè)附加高加改造、凝結(jié)泵變頻改造;2)鍋爐側(cè)低負荷穩(wěn)燃試驗、磨煤機高效動態(tài)分離器和風(fēng)環(huán)改造、風(fēng)機單雙側(cè)運行經(jīng)濟性對比等試驗和精細化調(diào)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(diào)峰智能燃燒優(yōu)化控制改造等。

經(jīng)過技術(shù)改造后，目前1號機組可以實現(xiàn)：1)25%ECR(經(jīng)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(diào)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(zhì)良好;4)綜合應(yīng)用給水旁路調(diào)節(jié)、供熱抽汽量調(diào)節(jié)和凝結(jié)水變負荷調(diào)節(jié)技術(shù)，協(xié)調(diào)并充分利用各技術(shù)特點，實現(xiàn)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(yù)測等先進算法后，使機組在達到超凈排放標(biāo)準的前提條件下實現(xiàn)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(zé)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(shù)改造。通過旋流燃燒器數(shù)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(diào)整、省煤器外部煙氣旁路改造和風(fēng)粉在線監(jiān)測系統(tǒng)改造，最終成功實現(xiàn)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(shù)

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(wǎng)負荷一天內(nèi)存在波峰波谷，這會造成部分時段電能過?；蛘邿崮懿蛔?。利用儲能技術(shù)[22-29]可以有效解決這個問題。目前，水儲熱技術(shù)和電鍋爐儲熱技術(shù)已在電廠投運，該技術(shù)對原機組運行方式影響小，但工程投資較大。

1)水蓄熱技術(shù)該技術(shù)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(shè)計工作溫度為98/60℃，設(shè)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(zé)任公司正在投資建設(shè)蓄熱容積分別為22000m3和30000m3的蓄熱水罐。

2)電鍋爐蓄熱技術(shù)該技術(shù)以儲熱式電鍋爐為核心，通過開啟電加熱器減少上網(wǎng)負荷，同時將能量以固體顯熱(耐火磚)的形式儲存下來，當(dāng)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(shè)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(shè)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(chǎn)生的蒸汽參數(shù)與機組抽汽供熱參數(shù)相同，通過換熱器接入熱網(wǎng)水循環(huán)系統(tǒng)，實現(xiàn)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(shù)

西安熱工研究院有限公司自2016年4月開始組織技術(shù)力量研究開發(fā)該項技術(shù)，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(zé)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(shù)均處于安全范圍內(nèi)。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(zé)任公司亞臨界300MW機組低壓缸零出力改造項目，技術(shù)方案進一步得到完善，技術(shù)成熟度迅速提高，標(biāo)志著低壓缸零出力供熱技術(shù)在國內(nèi)日趨成熟。

4 下一步工作方向

1)機組深度調(diào)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(shè)備的最佳工作方式，如有必要還須進行設(shè)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(shù)和設(shè)備，譬如快速啟停技術(shù)、高溫熔融鹽儲熱技術(shù)、電池儲能技術(shù)和寬負荷燃燒器等，同時研究如何降低現(xiàn)有技術(shù)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(xiàn)整體經(jīng)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(yīng)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(jù)全廠負荷、運行臺數(shù)和調(diào)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(diào)度策略。