摘要：本文分析了我国目前火电机组缺乏灵活性的潜在压力，分别为环境压力、电源结构压力和电力市场体制改革压力；其次，分析了我国火电机组灵活性技术的发展状况，主要从系统储热改造和调峰运行策略的角度介绍了国内外关于提升火电机组灵活性技术的发展状况。以期为我国火电机组灵活性改善提出有益的建议。
关键词：火电机组；灵活性；研究现状；趋势
前言2016年11 月初，国家发改委和能源局发布的电力发展“十三五”规划（以下简称《规划》）中明确表示要充分挖掘现有系统调峰潜力，着力增强系统尤其是火电机组的灵活性。自2006年颁布实施可再生能源法之后，我国新能源产业发展迅速。因此，提升火电机组灵活性，加强火电机组调峰能力是“十三五”能源战略的调整重点。
1.火电机组缺乏灵活性的潜在压力
1.1环境压力
2014 年火电行业二氧化硫、氮氧化物和粉尘的工业排放量分别达到了620万吨、720万吨和 270万吨，造成了严重的雾霾和酸雨等污染现象；2015年全国电力工业煤炭消费量约20亿 吨，造成的环境损失高达数千亿。环境的日益恶化，引起了公众的广泛关注。为了解决环境污染问题，我国关停了近 900万 Kw 的小容量机组，目前60万 Kw及以上容量的火电机组在整个电力系统中的份额已经超越了三分之一。但是大容量火电机组调峰运行时，效率明显下降，单位煤耗显著上升，以新建1000Mw机组为例，50%负荷下的供电煤耗比满负荷时增加约 20Kw/h。此外，低负荷运行时炉内燃烧的不稳定，引起了烟气温度和粉尘浓度等参数的大幅变化，严重影响了环保设备的工作效率，污染物排放量显著增加。虽然火电结构向高参数、大容量优化转型，但机组运行灵活性的不足仍然突显了火电能耗和环保的压力。
1.2电源结构压力
我国的电源结构主要以火电为主。2015年全国发电装机总容量为 15.3亿Kw，比上年增长了约12%，增速幅度放缓。与此同时，电源结构也在逐渐调整。2015年火电在能源结构组成中仍占约 52%的比例，风能及太阳能等新能源占到10%；2016年火力发电装机容量则约占当年总容量的65%，稳中略降，新能源的比例则提升为 15%，增幅明显。规划要求，到2020年非化石能源发电装机达到约7.7万Kw，占比提高到39%。随着我国电网新能源容量的不断扩大，传统火电和新能源之间的矛盾也越发凸显。电网中大容量火电机组普遍参与电网的调峰，为新能源消纳提供足够的空间，以满足新能源比重提升的需要。我国大部分主力火电机组长期在65%-75%的负荷下运行，不仅调峰深度普遍不够，而且机组运行能效和污染物控制能力明显下降。因此火电机组缺乏灵活性面临着来自电源结构调整的压力。
1.3电力市场体制改革压力
我国电力市场体制改革正在有序推进，在发电侧引入了竞争机制，激励企业以最佳的节能减排效益来获得最大程度的竞争收益。火电与新能源作为电力市场的主体，一同参与竞争，电网节能减排的调度原则使火电企业不仅承担了调峰任务，还面临着利润压缩的风险。2015年全国火电机组平均运行小时数已经下降至4329h，并将长期保持在较低水平，基荷火电电源将调峰运行。随着电力市场体制改革进程的不断深入，用户与发电企业自主协商确定电价，鼓励用户选择节能高效环保电源。电力资源的市场化配置，推动火电企业开展机组灵活性改造，使其能够根据市场需求灵活调节出力，提升火电机组市场适应能力和市场竞争力。电力市场体制改革背景下，火电机组缺乏灵活性就是缺乏竞争能力，这也是火电企业的内在压力。
2.火电机组灵活性技术的发展状况
2.1全负荷脱硝改造-火电对环保的责任
国内火电普遍采用SCR（选择性催化还原法）控制NOx的排放。随着社会用电结构变化，燃煤火电机组出现大面积、长时间低负荷运行的情况，导致进入脱硝系统的烟温过低，进而大大影响了火电厂脱硝系统正常运行。2015年6月，国家环保部明确要求火电机组要进行低负荷工况下投运脱硝改造，实现低负荷运行排放不超标。目前，低负荷脱硝改造主要采用的技术方案：1.加热省煤器给水：适用于烟温调节量较小的电厂；2.省煤器旁路：适用于锅炉运行负荷不低于50%的电厂；3.烟气旁路：适用于需长期低负荷运行的电厂；4.省煤器分级：适用于新建机组；5.省煤器分隔烟道：适用于烟尘浓度低、飞灰磨损特性低的电厂；6.水旁路与热水再循环综合：仅适用于亚临界和超高压的汽包锅炉，锅炉运行负荷不低于35%的电厂。
2.2富氧不停炉超低负荷调峰技术-锅炉测灵活性实践
富氧不停炉超低负荷调峰技术是指：锅炉在超低负荷（＜50%）调峰时，通过顶层或错位层投运富氧调峰燃烧器，利用氧气强化煤粉燃烧，提高燃烧温度的特性，调控富氧调峰燃烧器中油、氧量，使一次风煤粉在任意工况下呈主动着火燃烧状态进入炉膛，保证顶层或错位层投入的煤粉连续稳定燃烧，确保提高炉膛温度，从而保证整个锅炉煤粉不会因为炉膛热负荷过低燃烧不稳而熄火，实现锅炉不停炉超低负荷调峰，大幅提升火电锅炉调峰灵活性。该技术对锅炉深调能力突出，可实现锅炉＜20%额定负荷调峰，远远超越目前国际≥40%额定负荷调峰目标，操控简单、运行安全、稳定，负荷响应速迅速，且满足各负荷运行时环保达标的要求，完全能按国家要求实现为可再生能源“保驾护航”的目标。
2.3电极加热锅炉、储热罐、抽气减温减压技术—汽机测灵活性实践
电极加热锅炉、储热罐、抽气减温减压技术可以实现汽机侧的灵活性运行，一定程度上增强了热电机组采暖期的调峰能力，但对机组应急启停调峰、非采暖期对锅炉灵活性运行及深度调峰毫无帮助。
1.极加热锅炉是利用电极加热水，当供热不足时，通过电极加热锅炉加热水继续保持供热需求。电极加热锅炉一般从发电机出口引接电源或从 220kV 引接 1 台蓄热变压器作为蓄热电源。其技术工艺图如下：
由发电机出口引接电源，整套供电系统均由厂内供电系统构成，如同厂内新增一个大功率用电设备，因此就其用电性质来说应视为厂用电，不足之处是新增设备的可靠性直接影响发电机的稳定运行，一旦出现故障则发电机需跳机，确保安全。由 220kV 出现侧引接电源，引接位置位于出口计量表内，此种接线方式对原有电气系统的影响小，即使出现故障并不影响电厂的稳定运行。
2.储热罐是利用水的显热将热量存储到储热罐内，通常采用常压或承压式。一般情况，当热管网供水温度低于98℃时设置常压储热罐，高于 98℃时设置承压储热罐。常压储热罐结构简单，投资成本相对较低，最高工作温度一般为 95~98℃，储热罐内水的压力为常压。承压储热罐最高工作温度一般为 110℃~125℃，工作压力与工作温度相适应，对储热罐的设计制造技术要求较高，但其储热容量大，系统运行与控制相对简单，与热网循环水系统耦合性较好。
3.抽气减温减压是将锅炉主蒸汽或再热蒸汽抽出经高低压两级减温减压器后进行热交换；在热电机组深度调峰时段，需将主蒸汽或再热蒸汽通过高低压两级减温减压器系统直接供至热网系统，该方式降低了机组热利用率，但投资成本相对较低。
3.结束语
电力行业开展火电机组灵活性技术路径的研究，挖掘燃煤机组调峰潜力，是破解当前新能源消纳困境与减少弃风和弃光现象亟待推进的战略举措。目前国内火电机组灵活性改进措施主要围绕锅炉低负荷稳燃优化、热电机组利用储热装置实现采暖期调峰能力，电力市场则持续推进创新辅助服务机制，合理补偿调峰服务，提高火电调峰积极性，促进电力市场的良性竞争。
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论文作者:蒋富宝
论文发表刊物:《电力设备》2017年第20期
论文发表时间:2017/11/15
标签：火电论文; 机组论文; 灵活性论文; 负荷论文; 锅炉论文; 新能源论文; 压力论文; 《电力设备》2017年第20期论文;