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灵活性调峰

1.燃煤电厂灵活性改造的意义

（1）燃机，启停快，能部分解决灵活性。

（2）抽水蓄能，调节快。

（3）化学蓄能还没到大型商业化阶段。

2.火电灵活性改造的范围

（1）运行灵活性：提高已有煤电机组（包括纯凝与热电）的调峰幅度、爬坡能力以及启停速度，为消纳更多波动性可再生能源，灵活参与电力市场创造条件。

（2）燃料灵活性：利用已有的煤电设备，掺烧/混烧秸秆、木屑等生物质，实现生物质原料的清洁利用，减少大气污染。

3.试点项目概况

两批试点项目共22个，46台机组，约1818万千瓦。以30/60万千瓦为主，以亚临界为主，以热电为主，以东北地区为主。

提升火电灵活性试点项目清单（第一批）

编号	省份	集团	电厂名称	装机容量（万千瓦）	投产年份	类型	参数	冷却方式
1	辽宁	华能	丹东电厂1、2号机组	2×35	1998	抽凝	亚临界	湿冷
2	辽宁	华电	丹东金山热电厂1、2号机组	2×30	2012	抽凝	亚临界	湿冷
3	辽宁	国电	大连庄河发电厂1、2号机组	2×60	2007	纯凝	超临界	湿冷
4	辽宁	国电投	本溪发电公司1、2号机组新建工程	2×35	2015开工 2017投产	抽凝	超临界	湿冷
5	辽宁	国电投	东方发电公司1号机	1×35	2005	抽凝	亚临界	湿冷
6	辽宁	国电投	燕山湖发电公司2号机组	1×60	2011	抽凝	超临界	空冷
7	辽宁	铁法煤业	调兵山煤矸石发电有限责任公司	2×30	2009/2010	抽凝	亚临界	空冷
8	吉林	国电	双辽发电厂1、2、3、4、5号机组	2×33(1、2) 2×34(3、4) 1×66(5号)	1994/1995 /2000/2000 /2015	1、4号抽凝，2、3、5纯凝	1、2、3、4亚临界,5号超临界	湿冷
9	吉林	国电投	白城发电厂1、2号机组	2×60	2010	抽凝	超临界	空冷
10	黑龙江	大唐	哈尔滨第一热电厂1、2号机组	2×30	2010	抽凝	亚临界	湿冷
11	甘肃	国投	靖远第二发电有限公司7、8号机组	2×33	2006/2007	纯凝	亚临界	湿冷
12	内蒙古	华能	华能北方临河热电厂1、2号机组	2×30	2006/2007	抽凝	亚临界	湿冷
13	内蒙古	华电	包头东华热电有限公司1、2号机组	2×30	2005	抽凝	亚临界	湿冷
14	内蒙古	神华	国华内蒙古准格尔电厂	4×33	2002/2007	抽凝	亚临界	湿冷
15	广西	国投	北海电厂1、2号机组	2×32	2004/2005	抽凝	亚临界	湿冷
16	河北	华电	石家庄裕华热电厂1、2号机组	2×30	2009	抽凝	亚临界	湿冷

火电灵活性试点项目清单（第二批）

编号	省份	集团	电厂名称	装机容量（万千瓦）	投产年份	类型	参数	冷却方式
1	吉林	华能	华能吉林发电有限公司长春热电厂1、2号机组	2×35	2009/2010	抽凝	超临界	湿冷
2	吉林	大唐	大唐辽源发电厂3、4号机组	2×33	2008/2009	抽凝	亚临界	湿冷
3	吉林	国电	国电吉林江南热电有限公司1、2号机组	2×33	2010/2011	抽凝	亚临界	湿冷
4	黑龙江	华能	华能伊春热电有限公司1、2号机组	2×35	2015	抽凝	超临界	湿冷
5	黑龙江	国电	国电哈尔滨热电有限公司1、2号机组	2×35	2013/2014	抽凝	超临界	湿冷
6	内蒙古	国电投	国家电投通辽第二发电有限责任公司5号机组	1×60	2008	抽凝	亚临界	空冷

4.火电灵活性改造市场规模——计划改造规模巨大

十三五规划：灵活性改造2.2亿千瓦，相当于2020年煤电装机20%。其中热电机组1.33亿千瓦（三北地区），纯凝机组0.87千瓦。增加调峰能力0.46亿千瓦（对应于提升20%调峰能力）。

【火电机组灵活性调峰关键技术】

1.安全、高效、低排放的燃烧技术

1.1超低负荷稳燃低氮燃烧系统

（1）立体分级低氮燃烧技术

（2）墙式对冲中心给粉旋流煤粉燃烧技术

（3）“W”型火焰锅炉多次引射分级燃烧技术

1.2微油点火燃烧技术

（1）水平浓淡微油点火煤粉燃烧技术

1.3富氧煤粉燃烧技术

富氧煤粉燃烧技术是以空气为煤粉燃烧的助燃剂，空气中的有效成分是氧气部分，仅占空气总量的不到21%，其余约占空气总量79%的氮气吸收煤粉燃烧释放的热量，降低煤粉燃烧温度；完成炉内换热后，大量超过100℃的氮气以废气的型式排放，浪费大量热量，降低锅炉燃烧效率。

提高空气中氧气的浓度，对煤粉着火和燃烧主要有以下优势：

降低煤粉着火温度，降低着火所需热量；

增加燃烧速度，有利于火焰传播和扩散；

提高火焰温度和黑度，有利于辐射换热，减少受热面面积；

降低过量无效烟气量，将空气中氧气浓度提高27%，即可降低20%的烟气烟气量，同时降低将近20%的锅炉排烟热损失。

富氧低氮燃烧器结构示意图

1.4富氧微油点火低氮燃烧技术

结合微油点火技术、低氮燃烧技术和富氧燃烧技术，扬长避短、有机结合、适度创新，提出微油富氧点火低氮燃烧技术。

微油富氧点火低氮燃烧技术除了能够节约燃油、降低锅炉启动运行费用、深度调峰低负荷稳燃和低负荷运行费用，同时还能够降低氮氧化物。

富氧微油点火低氮燃烧器结构示意图

技术优势：

（1）煤粉的燃尽更好，启动时不需要ESP旁路；

（2）节约更多燃油；

（3）降低锅炉启动运行费用、深度调峰低负荷稳燃和低负荷运行费用；

（4）NOx排放浓度更低；

（5）提供更多运行方式；

（6）对低挥发分煤适应性好；

（7）保证爬坡速率。

1.5带浓淡功能的等离子点火燃烧技术

对等离子燃烧器进行优化设计：增加浓淡功能，使其在锅炉正常运行时仍能保证良好的低NOx排放效果。

带浓淡功能的等离子点火燃烧器示意图

1.6强稳燃效果的浓淡燃烧技术

优化浓缩器结构、提高煤粉浓度，结合优化喷口结构、强化喷口稳燃效果。

通过上述措施，保证燃烧器良好的着火及低负荷稳燃效果。

强稳燃型等离子点火燃烧器喷口示意图

2.宽负荷脱硝保障技术

2.1省煤器分级技术

（1）将原来的单级省煤器拆成两级，一级布置在SCR装置之前，一级布置在SCR装置之后，不需要额外增加省煤器的换热面积，只需增设两级省煤器间的集箱、连接管道等。

（2）系统简单可靠、运行方便。

省煤器分级技术示意图

2.2省煤器给水旁路技术

原理：部分给水旁路通过省煤器，直接进入省煤器出口联箱，减少省煤器的传热量。

特点：系统布置简单，增加旁路及调节阀即可；

省煤器出口工质温度升高较多，容易出现省煤器沸腾现象，混合不均匀容易对水动力产生影响；

适合于单烟道布置的机组，双烟道布置的机组旁路布置困难。

省煤器给水旁路技术示意图

2.3省煤器外部烟气方案

在省煤器入口与省煤器出口这段烟道区域外部设置旁路烟道，外部旁路烟道出口处设置旁路烟气挡板，通过调节旁路烟气挡板的开度来调节外旁路烟气和省煤器出口烟气的混合比例。

省煤器外部烟气方案示意图

2.4零号高加方案

增设一台高压给水加热器，简称零号高加，以提高给水温度。在低负荷段，保证锅炉省煤器出口烟气温度保持在合理的区间。

零号高加方案示意图

2.5省煤器热水再循环技术路线

通过在省煤器进口集箱之前设置调节阀和连接管道，在省煤器入口烟温较低时，将部分给水短路，直接引至下降管中，减少流经省煤器的给水量，同时打开再循环阀，使下水包提供一部分热水与给水混合，从而加大省煤器的水量，提高省煤器入口水温，降低水温和烟温差，达到降低省煤器吸热量和出口烟温的目的。

省煤器热水再循环技术示意图