净利润|火电灵活性改造的现状与前景( 二 ) 智飞生物|股票板块-医药生物

2010年之后，灵活性的价值逐步被认可，火电机组的变工况研究逐渐深入。多样化的灵活性提升手段纷纷被采用，其改造历程如图2所示。其中针对热电联产机组，蓄热装置成为基本配置，利用蓄热装置及供热系统储热特性，实现热电联产运行方式的改善和灵活性的提升，电锅炉、热泵等电制冷、制热方式也被逐渐应用。
这样的经验也被推广到欧洲各国。西班牙根据其电力市场实时几个信息研究表明更为灵活的运行方式将为煤电机组收益带来20%~50%的提升，为燃气-蒸汽联合循环机组收益带来20%~50%的提升，相应也带来弃风比例的明显降低，这使得欧洲火电的角色发生明显的变化，如表1所示。
【净利润|火电灵活性改造的现状与前景】在国内，随着调峰形势的日趋严峻和调峰考核的加强以及深度调峰补偿措施的完善，一些电厂也开始试点开展深度调峰改造，如大连庄河电厂60万kW纯凝机组调峰能力已接近70% ，华能丹东电厂30万kW热电联产机组在非供热调峰能力已接近80% 。依靠电量为主的交易结算方式难以支撑灵活性的要求，随着辅助服务市场推开和调峰辅助收益明显增加，火电将实质性地实现电量主体向容量主体的转变。
1.3火电灵活性改造的现状
德国、丹麦火电灵活性情况见表2 ，目前在丹麦、德国，硬煤火电机组最小出力可达25%~30% ，褐煤机组最小出力可达40%~50% ，爬坡速率可分别达到4%/min~6%/min和2.5%/min~4%/min 。在电力现货市场中，这些机组往往根据电价信号及时调整自身出力，在低电价甚至负电价时降低出力甚至停机，以获得更优的市场回报，其火电运行典型方式如图3所示。
为了充分挖掘火电机组调峰潜力，提高系统可再生能源消纳能力，国家能源局于2016年下发《关于火电灵活性改造试点项目通知》，安排“三北”地区21个试点项目，合计改造规模1635万kW 。通过灵活性改造，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，部分具备改造条件的电厂预期达到国际先进水平，机组不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力达到20%~25% 。《电力发展“十三五”规划》中明确指出， “十三五”期间， “三北”地区热电机组灵活性改造约1.33亿kW ，纯凝机组改造约8200万kW；其他地方纯凝改造约450万kW 。改造后，增加调峰能力4600万kW ，其中， “三北”地区增加4500万kW 。这些措施已作为提升电力系统调节能力的核心组成部分。部分东北火电灵活性改造机组情况如表3所示。
2火电灵活性改造的关键问题2.1 技术要素2.1.1锅炉侧
锅炉侧灵活性改造须重点解决燃烧稳定性、制粉系统稳定性、换热水动力稳定性、受热面高温腐蚀与疲劳损伤、空预器低温腐蚀及泄露、脱硝运行安全等问题。
1）锅炉低负荷稳燃技术。锅炉在低负荷下运行时，火焰在炉内的充满程度会比高负荷时差，负荷降低到一定程度时，由于炉内温度下降，导致每分气流的着火距离增大，同时火焰对炉壁辐射损失相对增加，所以就容易出现燃烧的不稳定，甚至锅炉熄火。为提高燃烧稳定性，通常采用的技术路径包括：低负荷精细化燃烧调整，主要针对燃烧器结构、磨投运方式、煤粉精度、一次风速、配风方式等内容；燃烧器、制粉系统优化改造，改造内容涉及燃烧器、磨煤机动态分离器、风粉在线监测装置等；改善入炉煤质，储备调峰煤、掺烧生物质等。 2）宽负荷脱硝技术。国内普遍采用的NOx脱除技术为选择性催化还原法（selective catalytic reduction ， SCR），其要求烟气温度稳定在280~420℃范围内，才能保证还原剂与催化剂的良好作用。当机组低负荷运行时，烟气温度往往偏低，带来催化剂活性降低、还原剂结晶、空预器腐蚀等问题。为了保证SCR脱硝系统宽负荷运行，主要技术路线有2类：通过改造锅炉热力系统或烟气系统，提高低负荷阶段SCR反应器入口温度；选用宽温催化剂，在常规V-W-TiO2催化剂基础上，通过添加其他元素改进催化剂性能，提高低温下催化剂活性。 2.1.2 汽轮机侧
深度调峰状态，汽轮机侧须重点关注汽轮机设备适应性以及供热机组以热定电等问题。
1）汽轮机通流设计与末级叶片性能优化技术。汽轮机在低负荷运行时，由于蒸汽流量减小，动叶片根部和静叶栅出口顶部易出现汽流脱离，造成水蚀。同时，汽流脱离引起的不稳定流场与叶片弹性变形之间气动耦合将可能激发叶片的自激振动，使之落入共振区。蒸汽流量不足也将导致重热效应，转子、汽缸等部件由于叶片摩擦鼓风而被加热，受热不均将产生涨差。为改善汽轮机低负荷运行特性，通常采用的技术路径为强化末级叶片性能、优化通流设计参数、增加冷却方式控制等。 2）供热机组热点解耦技术。热点联产机组调峰能力还受到供热负荷的制约，我国主力热电联产机组能力还受到供热负荷的制约，我国主力热电联产机组为抽凝机组，随着抽汽供热量的增加，调峰能力将逐渐被压缩。因此，在供热中期，热电联产机组调峰能力将进一步被限制。为了实现热电解耦，采取的改造技术有：切除低压缸供热，中压缸排汽绝大部分用于对外供热，仅保持少量的冷却蒸汽，使低压缸在高真空条件下“空转”运行；电热锅炉，在热源侧设置电热锅炉，主要包括直热式电热锅炉和蓄热式电热锅炉，实现热电解耦；设置储热罐，作为电网负荷较低时机组供热抽汽的补充。除了以上常用技术，还可以采用吸收式热泵、电驱动热泵等技术实现热电解耦。 2.1.3控制与监测1）提高负荷响应速率协调优化控制技术。锅炉惯性时间远长于汽轮机惯性时间，锅炉跟不上汽机是导致火电机组不灵活、参数不稳定的主要因素之一。目前常用的提高负荷相应速率的技术有自动发电控制（automatic generation controlAGC）协调系统优化控制技术、过热和再热汽温优化控制技术、变负荷和智能滑压优化控制技术、供热抽汽辅助负荷调节技术、给水旁路调节与0#高加抽汽调节技术等。 2）水冷壁安全防护技术。水冷壁分布于锅炉炉膛的四周，是锅炉的主要受热部分。当锅炉出力处于低负荷或快速变化时将影响水冷壁的安全运行。为此，需要精准的监控与有效的措施来维持良性的水循环。目前，主要的措施包括：实时监测水冷壁温度的变化以及汽包上下壁温及温差、汽包与水冷壁温差等参数及其变化。另外，核算管间偏差、核算水循环安全性、设置必要的壁温测点也具有重要的作用。 2.2经济要素火电灵活性改造的成本，首先涉及各类改造的投资。对于常规火电机组，改造包括对锅炉、汽轮机等主机设备的改造，也包括对控制系统、脱硝系统、冷凝水系统等辅助设备的改造；对于供热火电机组，在上述改造基础上，还可进一步通过低压缸旁路、蓄热罐、电锅炉等方式，改变原有发电与供热间的耦合关系，释放机组的运行灵活性。因此，机组间改造投资差异明显，不同机组特征、改造目标、燃料特性等条件都将带来改造投资的巨大差别，往往只能以“一厂一策”的方式进行单独测算，难以实现标准化的造价限额控制。在不包括储能设备的情况下，改造投资通常在30~90元/kW ，最小出力可降至20%~40% 。其次，灵活性改造的目标是开展深度调峰。因此，深度调峰成本是潜在的可变成本，包括增加的燃料成本、厂用电、设备运行维护成本及由于长时间深度调峰和大范围负荷率变动引起的设备寿命减损、加速更换成本等。其中，随着调峰深度的增加，火电机组的供电煤耗将明显增加，特别是进入深度调峰区间后，供电煤耗增速进一步加快，如图4所示。同时，也可以看出，火电机组由于设计参数、技术流派、定态选择等方面的差异，深度调峰带来的供电煤耗增量也有所不同。