火电灵活性改造试点项目「电厂灵活性改造」

时间：2022-12-07 17:41:18来源：搜狐

今天带来火电灵活性改造试点项目「电厂灵活性改造」，关于火电灵活性改造试点项目「电厂灵活性改造」很多人还不知道，现在让我们一起来看看吧！

自2016年6月，

我国正式启动火电灵活性改造示范试点工作以来，

全国各大发电集团积极投身于灵活性改造的研究和实践，

一年多时间过去，

试点工作进展如何？

试点企业遇到了哪些困难？

试点项目取得了哪些成效？

日前，由电力行业火电技术协作网主办，哈尔滨锅炉厂协办的全国火电灵活性改造和深度调峰技术研讨会对这些问题进行了精彩解答。

灵活性改造有成绩亦有不足

“火电灵活性改造简单来讲，就是解决‘吃’和‘消化’的问题。所谓‘吃’就是燃料，所谓‘消化’就是运行控制，两者缺一不可。” 东南大学能源与环境学院博士生导师吕剑虹在会上这样解释灵活性改造的实质。

据吕剑虹介绍，机组灵活性改造主要包括两个方面的含义

1是增加机组运行灵活性
即要求机组具有更快的变负荷速率、更高的负荷调节精度及更好的一次调频性能；
2是增加锅炉燃料的灵活性
即机组在掺烧不同品质的燃料下，确保锅炉的稳定燃烧以及机组在掺烧工况下仍有良好的负荷调节性能。

记者了解到，经过一年多时间的研究、试点，目前，我国火电灵活性改造针对纯凝机组的应用方案相对较少，其关键技术集中在满足机组低负荷工况的设备运行安全、协调控制系统的稳定、脱硝等环保达标排放等方面。针对供热机组的应用方案相对多样化，主要有两种技术路线，一是热电解耦技术，增加如固体蓄热式电锅炉、电极式电锅炉、大型蓄热水罐等蓄热设备，二是提高供热能力，如低品位热能利用的热泵技术、低压缸零功率切缸运行、一二级旁路改造供热等等。

吉林省电力科学研究院汽机所原所长初立森在接受记者采访时表示
目前，在国家能源局下达的22家灵活性改造试点单位中，从实施效果来看，大型蓄热水罐，蓄热式电锅炉和电极式电锅炉暂时没有技术瓶颈问题，对于低压缸切缸方案，已经有4家电厂完成改造并经过试验运行，虽然暂时没发现问题，但对于末级隔板动叶安全是否没有影响，制造厂、电科院以及电厂各方技术人员尚有争议，这些争议会随着改造项目运行时间的积累而逐渐得出结论。

总体来看，我国火电灵活性改造路线虽然呈现多样化，但“一厂一策”、“一机一策”的理性化改造路线已经成为共识。其中，国家电投辽宁东方发电有限公司1号机组完成国内首例350MW机组低压缸零出力灵活性改造,燕山湖发电公司首创600MW超临界直接空冷机组“双背压”供热改造；华能丹东电厂和华能大连电厂是亚临界机组灵活性改造的范本；华能营口电厂则是超（超）临界机组灵活性改造的范本。

而三北地区火电灵活性改造进度普遍较慢，供热与新能源消纳矛盾突出，300MW以上容量的大型供热机组受供热限制导致电网调峰容量不足，灵活性改造效果不明显。

专家建议，还未开展火电灵活性改造的电厂应安排人员去改造成功的电厂调研学习后再确定适合本厂机组的改造方案，不能为改造而改造，应该为需要而改造，要在项目可研阶段花足够的精力和时间，充分收集设计边界条件和完整准确的各类数据，确保制定出最科学的改造方案。

灵活与深度并驾齐驱

火电灵活性改造和深度调峰可以说是一对孪生兄弟。

那么，

如何在守住安全底线的基础上更“灵活”的开展灵活性改造？

深度调峰是否还有“更深”的可能？

据辽宁东方发电公司生产副总经理郭涛介绍

该公司作为国家能源局首批火电机组灵活性改造试点单位之一，在选择灵活性改造路线时慎之又慎，根据自身实际和经营发展需求，反复研究论证，最终确定了低压缸零出力改造的灵活性改造路线。自2017年11月19日改造完成投运至今，机组发电负荷降至预定值，供热及各项运行参数均在规定范围内，整体运行情况良好，不仅调峰能力大幅提升，而且彻底解决了冬季热电不能解耦的问题，对外供热综合盈利能力显著增加。

记者了解到，在火电灵活性改造中，锅炉岛的设备改造也是至关重要的一环，因为机组的灵活性运行能力主要受制于锅炉岛的灵活性运行能力。

“制粉系统作为锅炉岛的燃料制备系统，相当于锅炉岛的‘厨房’，它的运行质量将直接影响到锅炉的低负荷稳燃性能和锅炉效率，因此在灵活性改造中制粉系统的改造是一个关键点。”致力于我国燃煤机组制粉系统整体提效节能技术的南京格林兰德节能科技有限公司总经理邵勇在接受记者采访时指出，“我国在火电灵活性改造中改造制粉系统时，仅仅将磨煤机静态分离器改造为动态分离器，灵活性改造的功能需求不能完全被满足，可以借鉴德国改造经验，将制粉系统的硬件（包括磨煤机分离器、液压系统、风粉在线监测装置等）和控制软件（包括风煤比优化控制、磨机组自启停和优化控制、煤量智能前馈控制等）进行全面改造升级，这样可以实现机组灵活性能力提升和节能减排双赢。”

而机组深度调峰的“深”字如何安全地写出来，也是目前所有火电企业都需要攻克的一个课题。深度调峰中会遇到哪些困难，如何克服，在此次会议上也得到了更多、更有针对性的答案。

“机组在进行深度调峰时遇到的困难主要集中在三个层面，其一是如何确保机组在低负荷时，满足正常脱硝的最低温度；其二是如何保证锅炉稳定燃烧；其三是如何实现机组低负荷工况下的AGC协调优化控制。”吕剑虹向记者分析道。

据了解，对于第一个难题，目前各试点单位普遍通过设备改造解决，即增加旁路系统和采用广义回热系统加热来提高烟气温度。

清华大学能源与动力工程系副研究员卓建坤一直致力于锅炉稳定燃烧技术的研究，他指出解决第二个难题的途径有微油点火燃烧器助燃、等离子点火燃烧器助燃、富氧微油点火燃烧器助燃、稳燃燃烧器及调整优化、生物质耦合燃烧技术等，从目前实施的效果来看，助燃措施、燃烧器及调整优化同时进行可以更好的保证锅炉稳定燃烧。

而对于第三个难题，吕剑虹指出需要采用更加先进的如智能控制、预测控制及自适应控制等先进技术来进行有效控制。因为当机组处在低负荷工况时，其被控过程的动态特性的变化十分显著，特别是超（超）临界机组，当机组从干态接近湿态运行时，机组的动态特性具有突变性，此时常规的控制策略难以实现有效控制。

记者在会上了解到，目前，国电电力庄河发电公司是全国首台实现供暖期调峰负荷率达到30%的600MW纯凝机组，为纯凝机组深度调峰树立了标杆。华能营口电厂600MW超超临界机组，在AGC协调控制方式下成功地将深度调峰的最低负荷调至15%Pe（90MW），完成了机组“干态→湿态”、“湿态→干态”一键全自动切换，且所有控制参数变化都非常平稳，而在2017年6月，华能营口电厂还只能实现最低负荷控制到30%(180兆瓦,干态)。

原来，深度调峰真的可以更“深”。

业内专家强调，深度调峰还有非常关键的一点是要了解本区域电网对改造机组调峰需求的幅度大小，这决定了改造项目运行时间，而时间决定项目收益。纯凝机组在进行深度调峰时煤耗率是升高的，应该在收益中减掉，运行指标考核中，各发电集团应该有政策倾斜，鼓励电厂参与调峰的积极性。此外，主辅设备每天频繁大幅度快速变化负荷，设备运行可靠性必然比非调峰机组风险大，在非停指标考核上也应斟酌放宽。

燃煤生物质耦合发电是灵活性改造“升级版”

“灵活性是现在和未来发电、电网安全、经济、可靠性的重要指标，而高比例可再生能源结构是未来发展趋势，燃煤发电的灵活性调节在消纳高比例可再生能源中将发挥重要作用。” 清华大学能源与动力工程系副研究员卓建坤在会上指出。