为了大力推进能源结构清洁化改革，风力发电(风电)、太阳能发电装机容量迅速增长。但新能源具有随机性、间歇性、不稳定性等特点，其比重增加到一定程度后，必然导致电网调峰困难，加之传统煤电产能过剩，这就要求现役火电机组提高灵活性以及深度调峰能力，以维持电网稳定[1-9]。2008年我国光伏发电装机容量仅为16万kW;2016年达到7742万kW，全年上网电量为662亿kW˙h，占全部发电量的1.0%。电力行业“十二五”规划中预测我国太阳能发电装机容量在2015年将达到2100万kW，实际容量为4318万kW，完全超出发展规划预期[10]。2008年我国风电装机容量仅为1200万kW，全年上网电量为120亿kW˙h，占全部发电量的0.37%;2016年风电容量达到1.69亿kW，全年上网电量为2410亿kW˙h，占全部发电量的4.0%。电力行业“十二五”规划中预测我国风电装机容量在2015年将达到1.0亿kW，实际容量为1.29亿kW，超出规划预期约30%[11]。2017年1—9月我国电力新增容量为9340万kW，具体数据如图1所示[12]。由图1可以看出，我国火电新增装机仅占33.17%，太阳能发电和风电的总占比为55.69%，括号内的数据为与去年同期相比的增长率。这些数据充分表明，我国太阳能发电和风电正处在迅速上升的阶段。同时，《2016年中国可再生能源发展报告》预计[13]，到2020年我国光伏发电将突破1.6亿kW，风电装机将突破2.3亿kW。因此，火电机组的运行灵活性需要进一步增强。

牟春华，居文平，黄嘉驷，等/文 西安热工院

注：原文发表于《热力发电》2018年第5期

2013年—2016年，我国整体弃风率从10.7%上升至17%左右[14]。随后，经过对电力系统的优化调整和改革，整体弃风率有所降低，2017年上半年全国弃风电量约235亿kW˙h，与上一年同比减少91亿kW˙h，但全国弃风率仍高达13.6%。三北地区是我国风力资源丰富区，同时也是弃风现象频繁出现的区域，详细数据如图2所示[14]。

2017年上半年全国光伏发电量为518亿kW˙h，弃光电量为37亿kW˙h，弃光率为7.6%，同比下降4.5百分点[15]。弃光主要发生在新疆和甘肃。其中：新疆(含建设兵团)弃光电量17亿kW˙h，弃光率为26%;甘肃弃光电量9.7亿kW˙h，弃光率22%。

2016年5月国家发展和改革委员会与能源局共同发布(发改能源〔2016〕1150号)文件[16]，提出对风电、光伏发电实施全额保障性收购制度。根据中电联2017年前三季度有关统计数据[12]，全国风电设备平均利用小时数为1386h，同比提高135h;太阳能发电设备平均利用小时数为923h，同比提高34h：但均与国家政策规定的保障性收购小时数存在差距。

《电力发展“十三五”规划(2016—2020年)》指出[17]，必须从负荷侧、电源侧、电网侧多措并举，充分挖掘现有系统调峰能力，增强系统灵活性、适应性，破解新能源消纳难题。

《国家能源局综合司关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》指出[18]，为加快能源技术创新，挖掘燃煤机组调峰能力，提升火电运行灵活性，全面提高系统调峰和新能源消纳能力，分2批分别公布22个项目为提升火电灵活性改造试点项目。

很多地方(东北三省，山西、福建、山东、新疆等)纷纷出台《电力辅助服务市场专项改革试点方案》《电力辅助服务市场运营规则》[19]，旨在通过奖惩手段引导火电机组提升运行灵活性，解决电力运行中的调峰、供热、可再生能源消纳等突出问题。

在电源侧政策引导方面，东北地区起步较早，制定了较为完善的调控政策以及交易规则等内容。目前已有部分电厂通过机组灵活性运行，每年获得几千万甚至上亿元的补贴奖励，而该项补贴也成为影响火电厂经营效益的重要因素。

1 火电机组灵活性运行制约因素

1.1调峰能力不足

调峰能力不足是制约火电灵活性运行的关键因素。目前，我国纯凝机组的实际调峰能力一般为额定容量的50%左右，典型抽凝机组在供热期的调峰能力仅为额定容量的20%左右。截至2015年底，东北地区火电装机容量为8572万kW，春节期间的调峰缺口已经突破600万kW。

降低机组最小技术出力、增加调峰能力，是缓解现状的有效途径。目前行业内确定的目标是：使热电机组增加20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到40%~50%额定容量;纯凝机组增加15%~20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到30%~35%额定容量[20]。部分具备改造条件的电厂预期可以达到国际先进水平，实现机组不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力达到20%~25%。

1.2负荷响应速度迟缓

负荷响应速度迟缓是制约火电机组灵活性运行的潜在因素，但目前相关的认识以及研究尚不深入。对火电机组而言，其能量产生和转换过程较为复杂，系统换热设备具有很强的热惰性，造成指令与响应之间存在较大的时间延迟。目前电网对自动发电控制(AGC)机组调节速度的考核指标为1.0%~2.0%Pe/min(额定容量/分钟)，期望通过技术改造达到2.5%~3.0%Pe/min。

1.3偏离设计工况

我国现役火电机组在设计阶段基本均未考虑深度调峰工况，导致运行过程中调峰能力比较差。此外，深度调峰和快速升降负荷时的运行工况严重偏离设计工况，深度调峰常态化以后，大量设备运行在非正常工况，对机组安全性、环保性及经济性的影响不可忽视，需要投入更多的研究工作。

2 国外火电机组灵活性运行现状

欧洲一些发达国家在风能、太阳能、生物能源、二氧化碳的捕获和储存等新能源领域技术的研究及应用经验较为丰富。2016年，欧洲可再生能源发电量占比已达到30.2%，其中风电和光电合计占比13.2%。因此，其火电机组灵活性运行技术推广更早，应用也更成熟。

丹麦是世界上风电占比最高的国家，且弃风率极低。2015年丹麦风电发电量占全国用电量的42.1%，弃风率约为0.2%[21]，并计划在2020年使风电消费达到50%。丹麦之所以能够实现风电的高比例消纳，主要有以下原因：

1)较为完善的电力体制结构与跨国输电网与丹麦接壤的瑞典和挪威具有丰富的、调节性能良好的水电资源，而整个欧洲大陆有大量的火电机组。通过跨国电网，丹麦将周围国家的发电机组作为备用电源。

2)整体装机容量较小截至2015年，丹麦总装机容量仅为1400万kW，风电装机容量约为500万kW，但周围国家接入丹麦的总电力容量超过570万kW，这保证了风电出力较低时国内的电力供应。

国外众多研究表明，建立储能系统是提高火电机组运行灵活性的一个重要手段，主要包括热能储存(蓄水罐、电锅炉)、燃料电池、电化学储能(储氢)和机械储能(空气压缩、飞轮储能)等[22-29]。燃气轮机和蒸汽轮机联合发电机组的灵活性要远远高于常规火电机组[30-31]，利用燃气轮机烟气驱动蒸汽轮机，蒸汽轮机系统同时实现供电和供热，当电网负荷变化时，通过调节燃气轮机和蒸汽轮机的发电比例实现负荷跟踪。

此外，对于火电机组，在燃烧系统方面可以通过优化电厂磨煤机和燃烧器的协同配合、优化燃烧器降低最小燃烧功率、加装煤粉仓等技术措施提高机组灵活性，在汽轮机系统方面可以通过高压缸旁路、主蒸汽旁路、高压再热器旁路等技术措施提高机组灵活性。

3 国内火电机组灵活性运行技术应用

3.1基础工作

我国在役火电机组在设计阶段时基本都没有考虑深度调峰工况，只能通过技术改造提高机组灵活性。前期主要工作为诊断试验，包括主汽轮机、辅汽轮机、锅炉以及给水泵等设备低负荷运行适应性试验，找出限制机组深度调峰和稳定运行的瓶颈，挖掘锅炉最低稳燃能力和机组负荷提升能力，为灵活性运行提供基础数据。其他可能面临的问题有：1)锅炉水动力安全性;2)锅炉金属壁面超温;3)风机、磨煤机振动大;4)锅炉尾部受热面腐蚀、积灰严重;5)锅炉水平烟道积灰;6)原煤仓出现堵煤现象;7)给水泵、凝结水泵等设备的再循环管路频繁开启;8)低负荷保护程序逻辑不合理、控制品质较差。

3.2改造内容或技术方案

在锅炉低负荷稳定燃烧方面，需要进行以下工作：1)精细化调整;2)燃烧器改造;3)制粉系统改造;4)煤质掺烧;5)燃烧监控改造;6)智能控制等。锅炉最低稳定燃烧负荷与炉型、燃煤品质、辅机配置等众多因素有关。通过各项技术集成应用，国内部分电厂已达到较好水平，譬如华能陕西秦岭发电有限公司最低稳定燃烧负荷达到20%BMCR(锅炉最大连续蒸发量)，淮浙煤电有限责任公司凤台发电分公司、北方联合电力有限责任公司临河热电厂、华能国际电力开发公司铜川照金电厂、华能国际电力股份有限公司南通电厂、华能国际电力股份有限公司丹东电厂最低稳定燃烧负荷分别可以达到20%、20%、25%、25%、25%和20%BMCR。

锅炉低负荷工作时，选择性催化还原(SCR)脱硝设备入口烟温偏低会导致脱硝催化剂不能正常运行。针对典型的锅炉布置方式，目前有多种技术方案可提高SCR脱硝入口烟温，譬如，省煤器烟气旁路技术、省煤器给水旁路、分级省煤器、热水再循环、“附加高温加热器”和智能控制等技术。

为保证连续、稳定供暖，热电联产机组基本采取“以热定电”方式运行，导致机组调峰能力十分有限。为提高供热机组调峰能力，可采取储热、电锅炉、旁路供热、低压缸零出力、高背压供热等技术措施解除或弱化机组“热-电”强耦合关系。

此外，火电机组能量产生和转换过程较为复杂，系统换热设备具有很强的热惰性，造成指令与响应之间存在较大的时间延迟，须采取必要的措施提升负荷响应速度，以满足电网快速调峰的要求。主要技术思路为：1)瞬间减少抽汽量来提高电出力技术，主要包括变凝结水量、变供热抽汽、给水旁路、附加高加等负荷调节技术;2)利用补能或泄能方式来提高电出力技术，主要包括给水储热负荷调节、熔盐储热负荷调节技术;3)通过优化控制或运行方式提高电出力技术，主要包括协调优化控制、高调阀配汽管理优化、空冷变背压负荷调节技术。

提升机组运行灵活性的过程中可能面临的问题及对策汇总见表1。

3.3灵活性运行技术应用情况

3.3.1提升机组控制技术

北方联合电力有限责任公司临河热电厂1号机组是国家能源局灵活性改造示范机组，火电机组灵活性及控制改造升级专项工作已于2016年12月15日完成。主要工作包括：1)汽轮机侧凝结水变负荷调节控制改造、高加旁路变负荷调节控制改造、增设附加高加改造、凝结泵变频改造;2)锅炉侧低负荷稳燃试验、磨煤机高效动态分离器和风环改造、风机单双侧运行经济性对比等试验和精细化调整试验等;3)热控控制与保护逻辑优化、脱硝优化控制改造和深度调峰智能燃烧优化控制改造等。

经过技术改造后，目前1号机组可以实现：1)25%ECR(经济出力)工况下，给水及主汽温度等主要控制回路自动控制，多磨煤机组工作方式下连续稳定运行;2)30%ECR以上工况投入机炉协调控制后自动运行;3)40%ECR以上工况投入AGC自动运行且控制品质良好;4)综合应用给水旁路调节、供热抽汽量调节和凝结水变负荷调节技术，协调并充分利用各技术特点，实现机组变负荷平均速率提高至2%Pe/min，变负荷速率提高100%;5)采用智能预测等先进算法后，使机组在达到超净排放标准的前提条件下实现高精度全负荷自动闭环喷氨控制。

3.3.2降低机组最小出力

淮浙煤电有限责任公司凤台发电分公司600MW机组和华能陕西秦岭发电有限公司200MW机组实施了降低机组最小出力的技术改造。通过旋流燃烧器数值计算、锅炉水动力计算和燃烧器台架试验，进行低负荷精细化运行调整、省煤器外部烟气旁路改造和风粉在线监测系统改造，最终成功实现前者25%额定负荷状态下，投运2台磨煤机时锅炉干态运行不投油稳定燃烧，20%额定负荷状态下锅炉投油稳定燃烧;后者20%额定负荷状态下，投运2台磨煤机时锅炉干态运行不投油稳定燃烧。

3.3.3热电解耦技术

火电机组按照“以热定电”的模式运行时，供暖热负荷稳定，但由于电网负荷一天内存在波峰波谷，这会造成部分时段电能过剩或者热能不足。利用储能技术[22-29]可以有效解决这个问题。目前，水储热技术和电锅炉储热技术已在电厂投运，该技术对原机组运行方式影响小，但工程投资较大。

1)水蓄热技术该技术将能量以热水的形式储存，核心特征是利用不同温度的水由于密度不同形成重力自然分层，冷热混合形成的斜温层成为热水区和冷水区的分隔层，热水区(90~95℃)位于罐体上部，冷水区(60~65℃)位于罐体下部。华电能源股份有限公司富拉尔基热电厂已安装1台有效容积为8000m³的蓄热水罐，直径22m，高度25m，设计工作温度为98/60℃，设计斜温层厚度为0.89m。国电吉林江南热电有限公司和通辽热电有限责任公司正在投资建设蓄热容积分别为22000m3和30000m3的蓄热水罐。

2)电锅炉蓄热技术该技术以储热式电锅炉为核心，通过开启电加热器减少上网负荷，同时将能量以固体显热(耐火砖)的形式储存下来，当机组抽汽量不足时对外供暖。华能吉林发电有限公司长春热电厂和华能伊春热电有限公司已建设2台90MW电锅炉以及2台70MW电锅炉，共计320MW;华能国际电力股份有限公司丹东电厂已建设2台90MW电锅炉以及2台60MW电锅炉，共计300MW。吉林电力股份有限公司白城发电公司投运了3台16.7MW电极式直热锅炉，共计50MW，无储热系统，电锅炉产生的蒸汽参数与机组抽汽供热参数相同，通过换热器接入热网水循环系统，实现机组抽汽和电锅炉一体化运行对外供热。

3.3.4低压缸零出力技术

西安热工研究院有限公司自2016年4月开始组织技术力量研究开发该项技术，同年8月制定了初步方案，并利用检修机会在北方联合电力有限责任公司临河热电厂1号机组上对方案进行了工程实施，并在2017年供热末期进行了试运行，期间各项运行参数均处于安全范围内。此后，该公司先后启动了国电龙华延吉热电有限公司200MW机组、华电金山能源有限公司200MW机组、国家电投辽宁东方发电有限公司亚临界350MW机组以及天津华能杨柳青热电有限责任公司亚临界300MW机组低压缸零出力改造项目，技术方案进一步得到完善，技术成熟度迅速提高，标志着低压缸零出力供热技术在国内日趋成熟。

4 下一步工作方向

1)机组深度调峰运行常态化以后，需要对各子系统进行深入研究，确定设备的最佳工作方式，如有必要还须进行设备升级改造。

2)为持续深入推动和展开火电机组灵活性运行工作，必须研究开发新型技术和设备，譬如快速启停技术、高温熔融盐储热技术、电池储能技术和宽负荷燃烧器等，同时研究如何降低现有技术的投资成本和维护费用。

3)对于具有多台机组的电厂而言，实现整体经济最大化是运行层面的核心问题，因此有必要进行全厂灵活性运行决策系统的研发。该系统应具有以下功能，确定不同工况下机组灵活性运行时的实际性能，计算分析不同机组的发电成本，根据全厂负荷、运行台数和调峰需求进行多变量耦合计算，在保障安全及环保前提下，以代价最小、收益最大为约束条件，制定全厂机组灵活性调度策略。