1、技术背景

随着电力市场化改革进程的深入推进，以可再生能源为主的能源结构调整不断倒逼现有煤电行业转型升级。为避免在新一轮以清洁、低碳、高效的各类能源互联互通互补为特点的能源革命浪潮中被淘汰，目前仍然占主力地位的火电行业应主动顺应能源发展潮流，一方面坚持清洁高效发展路线，另一方面适应灵活多变的电力市场需求，增加火电运行灵活性，在市场中寻找新的盈利模式，走出创新发展的转型之路。

事实上，自2017年东北电力辅助服务市场启动以来，越来越多的省份出台了电力辅助服务市场的政策文件，初步建立了电力调峰市场;未来，随着电力辅助服务市场的不断发展成熟和电力现货市场的建立，火电厂运营将从以电量为中心逐步转移到以电价为中心的经营模式，与此相对应的，火电厂为适应电力市场运行的灵活性改造技术将会迎来发展机遇。对于火电厂，选择哪一种灵活性改造技术，需要综合考虑调峰效果，改造成本和运行成本等多个因素，因此需要对多种灵活性改造技术进行分析比较。

2、灵活性改造技术说明

提高火电灵活性，主要是指增加火电机组的出力变化范围，响应负荷变化或调度指令的能力，多数情况下是指增加火电机组在低负荷时的稳定、清洁、高效运行能力。火电厂根据自身发电设备技术特点和用户用能需求，从制煤系统，锅炉系统、汽机系统、排放系统等多个方面进行改造技术路线分析，做出技术经济比选，得到最佳的技术方案。

针对不同的火电机组类型，相应的灵活性改造技术路线有所不同，对于纯凝机组，负荷调节能力较强，需要解决锅炉系统的低负荷稳燃问题和排放问题，增加对制煤、锅炉稳燃、脱硝、汽机辅机和控制等系统的技术调整或改造。

对于供热机组来说，由于冬季供热负荷一般较大，需要维持一定的锅炉出力，较少涉及锅炉低负荷运行问题，主要矛盾集中在满足供热条件下的发电出力调节范围过小，也就是热电解耦的问题。如何在满足供热的同时减少蒸汽做功，也就是高温高压蒸汽在汽轮机内做功份额和供热份额的再分配是解决问题的关键。因此，供热机组灵活性改造的技术路线主要分为两类：一是增加机组的供热能力来降低最小出力，主要有减少汽轮机通流环节的低压缸零出力技术和高背压供热技术，和减少通流部分蒸汽流量的汽轮机旁路供热技术;二是热储能技术，主要有热水罐储能，电锅炉固体蓄热和电极锅炉等方案。

国家对火电灵活性改造工作非常支持，2016年6月和7月，国家能源局综合司分别下达了两批火电机组灵活性改造试点项目的通知，确定丹东电厂等22个项目为提升火电机组的灵活性改造试点项目，共涉及44台机组，约1818万kW，在这22个火电项目中仅有2个涉及纯凝机组改造，其余均为供热机组灵活性改造。

根据资料统计，在这22个火电厂灵活性改造试点项目中，采用最多的是热储能技术，占比达到65%，其中采用单罐热水储能技术有7家电厂，采用电热固体储热和电极锅炉项目有6家，采用低压缸零出力技改的电厂有2个，采用汽轮机低压缸高背压改造的1家，涉及制煤和稳燃脱硝系统改造的电厂有4家。

2.1 汽轮机旁路抽汽供热技术

一般分为汽轮机高低压旁路联合抽汽供热和低压旁路抽汽供热两种技术方案，联合旁路抽汽是指利用高压旁路将部分主蒸汽减温减压后送至高压缸排汽，经锅炉再热器加热后，从低压旁路(中压缸进口)抽汽对外供热;低压旁路抽汽是利用低压旁路管道，直接引出部分再热蒸汽对外供热。

汽轮机旁路供热方案将部分做功蒸汽转化为供热蒸汽，降低了汽轮发电机组的强迫出力水平，提高了汽轮机的供热能力，改造投资也较小，但由于将高品质热能用于供热，存在一定的热经济损失。

2.2 低压缸零出力供热技术

低压缸零出力供热技术，又称“切除低压缸进汽供热技术”，是指在调峰期间，切除低压缸全部进汽用于供热，仅通入少量的冷却蒸汽，使低压缸在高真空条件下“空转”，实现低压缸“零出力”运行，从而降低汽轮发电机组强迫出力水平，增加机组的调峰能力;并且由于排汽全部用于供热，消除了冷源损失，具有良好的供热经济性。低压缸零出力改造还具有切换灵活，汽轮机本体改造范围小，改造费用低，运行维护成本低的优势。

2.3 汽轮机高背压循环水供热技术

对于大型供热电厂，汽轮机高背压循环水供热一般采用低压缸双转子互换技术，在采暖季，将低压缸转子用动静叶片相对较少的高背压低压转子代替，凝汽器高背压运行，对应排汽温度提高到70℃~80℃左右，加热循环水对外供暖;在非采暖季，将原纯凝低压缸转子换回，排汽背压完全恢复至原纯凝工况运行。高背压循环水供热停用汽轮机冷端冷却设备，汽轮机排汽全部由热网循环水回水进行冷却，为满足一级热网与二级热网的换热要求，高背压循环水供热一般采用串联式两级加热系统，热网循环水首先经过凝汽器进行第一次加热，吸收低压缸排汽余热，然后再经过其他热源换热完成第二次加热，生产高温热水，送至热水管网对外供热。

汽轮机高背压循环水供热，消除了冷源损失，能够大幅提高供热能力，降低煤耗，具有良好的热经济性，但与其他技术相比，低压缸蒸汽发电焓降较小，降负荷空间小，调峰能力有限，而且需要每年更换2次低压缸转子，投资成本较高，运行维护不便。