東北地區(qū)火電機(jī)組靈活性改造技術(shù)研究及策略分析

吳 炬

(國電科學(xué)技術(shù)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(fā)電的高速發(fā)展

近年來隨著中國對環(huán)境保護(hù)的越來越重視，可再生能源得到了高速發(fā)展，2017年全國風(fēng)電裝機(jī)容量1.63億kW，太陽能發(fā)電裝機(jī)容量1.3億kW，占總裝機(jī)容量的16.5%。

2016年以來，隨著可再生能源發(fā)電裝機(jī)容量的增加，出現(xiàn)了棄風(fēng)和棄光的現(xiàn)象，平均棄風(fēng)率17%，平均棄光率20%左右，其中三北地區(qū)的棄風(fēng)占80%?！笆濉逼陂g風(fēng)電裝機(jī)增加1億kW以上，太陽能發(fā)電裝機(jī)增加6000萬kW以上。2020年以后，風(fēng)電和光伏裝機(jī)還將進(jìn)一步增加[1]。

1.2 國家出臺鼓勵火電機(jī)組靈活性改造政策

東北地區(qū)是最早制定火電靈活性相關(guān)政策的地區(qū)，2012年12月東北能源監(jiān)管局印發(fā)了《東北區(qū)域火電廠最小運行方式(2012)》，根據(jù)火電機(jī)組的相關(guān)技術(shù)資料，對電廠的最小開機(jī)方式和最小出力進(jìn)行核定，降低東北電網(wǎng)低谷調(diào)峰壓力。

2 東北地區(qū)靈活性調(diào)峰進(jìn)程簡述

2.1 東北地區(qū)新能源面臨消納問題

東北地區(qū)是中國風(fēng)能資源最豐富的地區(qū)之一，2012年底，東北電網(wǎng)風(fēng)電裝機(jī)容量1831.8萬kW，占總裝機(jī)容量的17.21%；2015年底，東北電網(wǎng)風(fēng)電裝機(jī)容量2480.46萬kW，占總裝機(jī)容量的20.50%，東北電網(wǎng)是當(dāng)時全國接入新能源規(guī)模較大的區(qū)域電網(wǎng)[2]。

同時，由于“十二五”期間東北地區(qū)電力裝機(jī)的快速增長，電源出現(xiàn)了嚴(yán)重過剩問題，導(dǎo)致風(fēng)電和火電利用小時數(shù)均出現(xiàn)下降。此外，熱電機(jī)組比重過高，調(diào)峰資源嚴(yán)重不足，電源結(jié)構(gòu)不合理的問題逐年加重，每年的供熱季都面臨嚴(yán)重的調(diào)峰問題，進(jìn)入12月后，電網(wǎng)的棄風(fēng)限電的頻率和時間大幅增加，調(diào)峰問題已經(jīng)成為影響電網(wǎng)安全運行的一個主要因素。

2.2 東北地區(qū)陸續(xù)出臺調(diào)峰政策

2012年12月東北能源監(jiān)管局印發(fā)《東北區(qū)域火電廠最小運行方式(2012)》，對火電廠在供熱季的最小開機(jī)方式和最小出力進(jìn)行核定，在保證居民和用電企業(yè)基本供暖供熱的基礎(chǔ)上，挖掘火電機(jī)組調(diào)峰空間，降低東北電網(wǎng)低谷調(diào)峰壓力。2014年8月東北能源監(jiān)管局印發(fā)《東北電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場監(jiān)管辦法(試行)》，正式對參與調(diào)峰的火電機(jī)組進(jìn)行補(bǔ)償。2016年11月18日又印發(fā)《東北電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場運營規(guī)則(試行)》，核心內(nèi)容是區(qū)域內(nèi)所有未參與調(diào)峰輔助服務(wù)的并網(wǎng)發(fā)電廠(包括火電、風(fēng)電、光伏、核電、抽水蓄能電廠)為參與調(diào)峰輔助服務(wù)的電力單位(主要為火電廠、抽水蓄能電廠、經(jīng)市場準(zhǔn)入的電儲能和可中斷負(fù)荷電力用戶)提供調(diào)峰收益，靈活性調(diào)峰市場機(jī)制逐步嚴(yán)謹(jǐn)科學(xué)化。

2.3 調(diào)峰補(bǔ)償政策促進(jìn)火電靈活性改造

《東北電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場運營規(guī)則(試行)》規(guī)定了火電機(jī)組有償調(diào)峰基準(zhǔn)，見表1。補(bǔ)償政策的出臺極大刺激了東北地區(qū)電力調(diào)峰市場，特別是調(diào)峰期將機(jī)組負(fù)荷降低至40%額定出力以下，能夠得到1元/(kW·h)高額補(bǔ)償，在當(dāng)前煤電邊界利潤偏低的情況下，增強(qiáng)了企業(yè)開展靈活性改造的動力。通過近幾年的市場運行，火電機(jī)組的調(diào)峰能力普遍得到增強(qiáng)，風(fēng)電棄風(fēng)現(xiàn)象得到有效緩解。

表1 東北電網(wǎng)火電機(jī)組調(diào)峰補(bǔ)償基準(zhǔn)及報價

3 靈活性改造的主要技術(shù)

東北地區(qū)火電機(jī)組進(jìn)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(wěn)燃技術(shù)和機(jī)組熱電解耦技術(shù)。

鍋爐穩(wěn)燃技術(shù)主要是機(jī)組在非供熱狀態(tài)下進(jìn)行深度調(diào)峰的主要技術(shù)手段，包括鍋爐超低負(fù)荷穩(wěn)燃技術(shù)和低負(fù)荷工況下的運行優(yōu)化技術(shù)，其中超低負(fù)荷穩(wěn)燃技術(shù)除了常規(guī)的穩(wěn)燃方式以外，富氧燃燒技術(shù)作為全新的穩(wěn)燃方式更符合鍋爐超低負(fù)荷運行要求。

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

儲存式系統(tǒng)是通過增設(shè)蓄熱設(shè)備儲存熱能從而實現(xiàn)熱電解耦，當(dāng)電網(wǎng)用電負(fù)荷低機(jī)組面臨深度調(diào)峰時段利用蓄熱設(shè)備對外供熱，緩解熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組由于發(fā)電負(fù)荷降低帶來的供熱能力下降；非儲熱式系統(tǒng)不設(shè)置蓄熱設(shè)備，通過切除低壓缸進(jìn)汽運行或汽輪機(jī)旁路通過減溫減壓裝置增加熱網(wǎng)循環(huán)水的加熱蒸汽量實現(xiàn)供熱需求，同時滿足電網(wǎng)對于電廠的調(diào)峰需求。

4 鍋爐穩(wěn)燃技術(shù)

4.1 富氧燃燒技術(shù)

富氧燃燒助燃技術(shù)工作原理是利用純氧氣流強(qiáng)化燃油燃燒，縮短燃油放熱時間，使燃油熱量瞬間釋放，產(chǎn)生遠(yuǎn)超微油常規(guī)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(shù)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(qiáng)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(wěn)燃效果

利用純氧氣流提高燃燒過程溫度，加快反應(yīng)速度，使煤粉以燃燒狀態(tài)進(jìn)入爐膛，可以做到單支燃燒器的自身燃燒穩(wěn)定，從而實現(xiàn)整個爐膛的燃燒穩(wěn)定，保證鍋爐不會因為爐膛熱負(fù)荷過低而熄火。如果鍋爐需超低負(fù)荷(20%額定負(fù)荷以下)穩(wěn)定燃燒，可在任意工況下引燃一次風(fēng)煤粉并使其充分燃燒，有效提高鍋爐對煤種的適應(yīng)性，大幅降低因煤質(zhì)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(wěn)定燃燒。

4.1.2 燃燼率高

在高溫且過量空氣系數(shù)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(nèi)部被引燃，縮短了煤粉放熱行程，燃燒區(qū)域相對集中，火焰溫度較高，有利于煤粉燃燼。在純氧氣流強(qiáng)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(fā)生概率。

4.1.3 控制低負(fù)荷工況NOX生成量

由于利用純氧-燃油(天然氣)火焰強(qiáng)化煤粉燃燒，提高燃燒溫度的特性，通過調(diào)控燃燒器中燃油(天然氣)和純氧的配比，使一次風(fēng)煤粉在任意工況下著火燃燒，所以二次風(fēng)的配風(fēng)要求相對寬松，可以在超低燃燒負(fù)荷下實現(xiàn)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(jī)組低負(fù)荷時環(huán)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(zhì)煙煤，將鍋爐底層4臺微油燃燒器更換為富氧燃燒系統(tǒng)后，節(jié)油率達(dá)90%以上，每年可進(jìn)行50次以上的深度調(diào)峰運行，每次深度調(diào)峰負(fù)荷為25%～30%，調(diào)峰時間6～8 h，期間燃燒穩(wěn)定且保證SCR正常投入，NOX排放滿足環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)，滿足了電網(wǎng)深調(diào)要求。

4.2 綜合燃燒優(yōu)化技術(shù)

綜合燃燒優(yōu)化技術(shù)主要是采用運行參數(shù)分析、性能試驗測試等方式，對不同工況下的鍋爐運行、調(diào)節(jié)全方面優(yōu)化，特別是深度調(diào)峰負(fù)荷下的穩(wěn)定工況和變化工況。在確保安全、環(huán)保運行的條件下，通過試驗數(shù)據(jù)，確定鍋爐深調(diào)負(fù)荷下的最佳工況，至少包含如下試驗工作：1)制粉系統(tǒng)調(diào)整試驗；2)鍋爐配風(fēng)優(yōu)化試驗；3)鍋爐磨煤機(jī)投運優(yōu)化試驗；4)鍋爐主、再熱汽溫優(yōu)化試驗；5)超臨界鍋爐干濕態(tài)工況優(yōu)化試驗；6)超臨界鍋爐水冷壁壁溫監(jiān)測；7)氮氧化物排放優(yōu)化試驗；8)鍋爐輔機(jī)設(shè)備優(yōu)化調(diào)整試驗。

大連某電廠2臺600 MW超臨界鍋爐，設(shè)計煤種為煙煤，實際為煙煤和褐煤混燒，采用上述優(yōu)化試驗后，可實現(xiàn)機(jī)組30%額定負(fù)荷下穩(wěn)定燃燒，滿足電網(wǎng)調(diào)峰需求。

5 熱電解耦技術(shù)

5.1 熱水儲熱罐技術(shù)

熱水儲熱系統(tǒng)主要利用水的顯熱來存儲熱量，系統(tǒng)中用儲罐將熱介質(zhì)存儲在儲罐的上方，冷介質(zhì)在儲罐的下部，依靠密度差，熱介質(zhì)始終保持在上部，冷介質(zhì)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(dāng)于增加一個熱用戶，使得用戶熱負(fù)荷需求更加平穩(wěn)，有利于負(fù)荷提高，機(jī)組可以保持在較高的效率下運行，提高經(jīng)濟(jì)性。放熱過程中，儲熱罐相當(dāng)于增加一個熱源點，可以彌補(bǔ)由于機(jī)組參與深度調(diào)峰而降低電負(fù)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(jī)組，位于市區(qū)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(tǒng)后，冬季最低調(diào)峰負(fù)荷可達(dá)到32%額定負(fù)荷，在滿足供熱的前提下實現(xiàn)電網(wǎng)深度調(diào)峰需求。

5.2 蓄熱式電鍋爐技術(shù)

蓄熱式電鍋爐主要采用固體蓄熱的方式，其主要設(shè)備包括高壓電發(fā)熱裝置、高溫蓄能裝置、熱交換器、熱輸出控制系統(tǒng)和運行控制系統(tǒng)等組成。固體蓄熱體為氧化鎂磚，高壓發(fā)熱體為鐵鉻鋁電阻絲,蓄熱時爐內(nèi)溫度可達(dá)到500℃，利用變頻風(fēng)機(jī)將熱風(fēng)抽出加熱熱網(wǎng)循環(huán)水。

蓄熱式電鍋爐工作原理是：在電網(wǎng)負(fù)荷低谷時間段，運行控制系統(tǒng)接通高壓開關(guān)，為高壓電發(fā)熱裝置供電，將電能轉(zhuǎn)換為熱能同時被高溫蓄能裝置吸收，當(dāng)高溫蓄熱裝置溫度達(dá)到上限溫度或電網(wǎng)負(fù)荷低谷時段結(jié)束時，運行控制系統(tǒng)切斷高壓開關(guān)，供電停止，高壓電發(fā)熱裝置停止工作。高溫蓄熱裝置通過熱輸出控制系統(tǒng)與熱交換器連接，將高溫蓄熱裝置儲存的熱能轉(zhuǎn)換為熱水、熱風(fēng)或蒸汽等輸出應(yīng)用[4]。

丹東某熱電廠2臺350 MW燃煤供熱機(jī)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(jī)組54%額定負(fù)荷運行時的上網(wǎng)電量降為零，極大地滿足了電網(wǎng)調(diào)峰需求。

5.3 切除低壓缸進(jìn)汽供熱技術(shù)

國內(nèi)切除低壓缸進(jìn)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(shù)流派。采用可完全密封的液壓蝶閥切除低壓缸原進(jìn)汽管道進(jìn)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(zhuǎn)子轉(zhuǎn)動產(chǎn)生的鼓風(fēng)熱量。冷卻蒸汽進(jìn)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(jī)制造廠為代表的技術(shù)流派。是將低壓缸末級、次末級動葉片為新型加強(qiáng)型葉片，在葉片出汽邊進(jìn)行了噴涂加強(qiáng)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(zhuǎn)子轉(zhuǎn)動產(chǎn)生的鼓風(fēng)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(shù)流派。是切缸/低背壓運行改造，其方案是低壓缸本體不進(jìn)行改動，增加低壓缸進(jìn)汽調(diào)整旁路，使低壓缸維持較低的進(jìn)汽流量，維持較低背壓運行，抽取更多的蒸汽進(jìn)行供熱，具備較強(qiáng)的低負(fù)荷調(diào)峰能力。同時為提高機(jī)組的負(fù)荷適應(yīng)性，根據(jù)機(jī)組冷端運行條件，控制低壓缸進(jìn)汽量大于或等于低壓缸最小冷卻流量。機(jī)組運行過程中根據(jù)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(jī)組安全運行的前提下達(dá)到深度調(diào)峰的目的[5]。

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

5.4 汽輪機(jī)旁路供熱技術(shù)

汽輪機(jī)旁路供熱技術(shù)是利用機(jī)組高、低壓旁路將主、再熱蒸汽減溫減壓后供熱的一種技術(shù)，通過這種方式，可由增加新蒸汽量直接供熱，在滿足機(jī)組供熱的同時，減小機(jī)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(jī)組，冬季供暖面臨供熱和調(diào)峰的雙重壓力，采用汽輪機(jī)旁路供熱技術(shù)后，供暖高峰期機(jī)組能在35%額定負(fù)荷下穩(wěn)定運行，既滿足了供暖需求，又通過積極參與電網(wǎng)調(diào)峰獲得豐厚的補(bǔ)償收益。

6 結(jié) 語

“十三五”期間，開展火電機(jī)組特別是熱電機(jī)組的靈活性改造，是提升我國“三北”地區(qū)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(yīng)結(jié)合企業(yè)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(shù)適用性和可靠性。靈活性改造方案的制定應(yīng)注重選用市場應(yīng)用成熟的技術(shù)，確保改造后機(jī)組的安全穩(wěn)定、可靠性，對于熱電解耦技術(shù)的應(yīng)用，應(yīng)充分研究技術(shù)的適用性。

2)控制對機(jī)組壽命影響。科學(xué)制定改造方案，減小靈活運行對于火電機(jī)組壽命的影響。根據(jù)國外先進(jìn)經(jīng)驗以及機(jī)組壽命評估計算，通過合理的設(shè)計和優(yōu)化調(diào)整，靈活運行對機(jī)組壽命的影響是可控的。

3)關(guān)注機(jī)組效率?；痣姍C(jī)組開展深度調(diào)峰，將引起煤耗的顯著上升，特別是對純凝發(fā)電機(jī)組和供熱量較少的熱電機(jī)組，應(yīng)根據(jù)新能源消納需求以及各發(fā)電企業(yè)的實際設(shè)備能力，確定合理的火電機(jī)組調(diào)峰深度。

4)綜合評估改造成本。根據(jù)實際設(shè)備狀況以及電網(wǎng)調(diào)峰的補(bǔ)償規(guī)則，合理確定改造成本的投入，避免投入過高、經(jīng)濟(jì)收益差等問題。