本文重点介绍了北欧火电灵活性的主要方案和技术，并介绍了相关各公司的技术特点和角度，并总结了欧洲大型火电发电行业的现状及未来发展趋势。对我国火电灵活性及未来火力发电行业的发展有一定的借鉴意义；
关键词：火电灵活性；丹麦；德国；蓄热罐；电锅炉；汽机旁路；热电联产
1.北欧火电灵活性改造的背景和意义
1.1 欧洲各国的火电发展趋势
丹麦：
图1：丹麦电力装机和风电发展情况（引自丹麦能源署报告）
自80年代末，丹麦经历了一个从基于大型燃煤火电厂向风力发电、热电联产(CHP)小机组和太阳能光伏发电相结合的转变过程。随着可再生能源电力生产的大幅增加（特别是丹麦风电2015年占全国发电量的42%），大型火电机组灵活性和深度调峰能力面临着越来越大的挑战。
热电联产机组具有极高的一次能量利用效率(90%左右)，然而热电联产机组固有的特性也带来了一些电力生产的不灵活性，即因为供热需求的不可中断性而带来的热电联产机组的电力负荷调峰的不灵活性。
目前，丹麦全境的大中小型的热电联产机组都在进行从化石燃料向生物质、垃圾等可再生能源燃料的转换，未来到2050年，丹麦将会实现完全的电力生产的100%可再生能源化。
图2：不同装机类型发电份额发展历史（引自丹麦能源署报告）
图3：丹麦火电和风电装机发展历史和未来（引自丹麦能源署报告）
这种可再生能源发电挤占化石能源发电的趋势在丹麦、瑞典、法国、英国和德国等欧洲主要国家是一个正在进行的趋势，下面的漫画形象地描述了这种趋势。而且在丹麦德国和瑞典新闻报道也出现了众多刚建成一到两年的蒸汽燃气联合循环的热电联产机组关停的报道，主要原因就是所有化石能源的电站包括燃气电站，在销售电价中会征收化石能源税和碳排放税，使得即使是高效能的相对清洁的燃气蒸汽联合循环机制（CCGT）在经济上也变得越来越不可行。
图4：可再生能源淘汰低负荷火电厂、煤电厂、蒸汽燃气联合循环趋势图（引自丹麦能源署报告）
瑞典：
北欧电力交易所
北欧和波罗的海地区的电力交易发生在北欧电力交易所的现货市场。电网内电力的流动方向为从区域电价较低的区域流向区域电价更高的区域。电力的流动方向和价格都是由电力市场的供给和需求决定的。现货市场的电力价格的有效期为当前时间一个小时内价格。
德国
根据与德国最大的发电集团RWE的专家沟通，包括他们集团及德国其他发电企业，目前已经决定不再兴建任何大型燃煤火电机组。主要原因就是德国拥有可再生能源法，最严格地执行只要是可再生能源发电厂发出的电力（风电光伏）就必须上网。而且德国默克尔总理的政府已经做出决定，2022年关停所有核电站，未来也不再兴建任何核电设施。正因为最严格的可再生能源法的规定，德国出现了在强风天气条件下，大量风电需要上网，很多火电机组被暂时停机，而且还出现向丹麦以负电价出口电力的怪事（即付给丹麦电网一定费用让丹麦电网接纳德国风电光伏发出的多余电量）。
下图反应的就是1991年到2050年德国的核电、化石能源发电和可再生能源发电装机容量的发展历史和未来规划。其中2015年核电发电占比14%，化石能源发电占比56%，可再生能源发电占30%。
1.2 欧洲火电发展趋势和电力市场对我国的借鉴意义
从上述欧洲各国的火电发展趋势中，我们可以看出火电调峰和部分燃煤火电厂的淘汰出局的前提是电力价格的市场化。正因为北欧电力交易市场的存在，加上丹麦的化石能源税和碳税，德国的可再生能源法，使得燃煤火电厂只有两个选择：要么转换成烧生物质或垃圾的电厂，要么不断缩短年运行小时数，进而长期低负荷运行或频繁启停，最终还是无法逃脱关停的命运。
我国电力生产的格局跟丹麦和德国有很大的差别，但我们的可再生能源法并没有像德国那样严格执行，而且火电机组一直是发电行业的主力机组，使得最近两年每年的弃风弃光越来越严重。
根据中电联的数据，2015年全年净增火电装机7202万千瓦(其中煤电5186万千瓦)，为2009年以来年度投产最多的一年。但是火电的发电量连续两年负增长，利用小时创1969年以来的新低。在2016年9月北京召开的一次绿色供热研讨会上，一位知名能源学者更是指出：“中国未来5年不建煤电项目也能满足电力增长需求，在建的任何火电机组都会挤占现役火电机组的利润空间”。未来随着可再生能源的进一步发展和电力市场改革的推进，火电成为调峰机组是所有火电厂将要面临的常态。
目前，东三省实现的东北电力辅助市场交易就是未来电力市场化的第一步，相信改革的进一步深入，必然会建立起来类似欧洲的电力市场交易机制，随着中国可再生能源法的真正贯彻实施，可再生能源发电电价补贴向化石能源税或碳税转换的成功，必然会使中国的可再生能源发电进一步快速发展，首先遭到淘汰的必然会是效率低下的纯凝中小机组，然后就是大型燃煤纯凝机组，而所有北方的热电联产机组均会成为深度调峰机组，而南方的纯凝机组会通过改造开始供应工业蒸汽或吸收式制冷进行区域供冷。
2.北欧火电灵活性改造的主要措施
2.1 什么是火电灵活性
国际上对火力发电厂定义实际包含了所有以燃烧方式将化学能转换成热能进而通过透平机带动发电机进行发电的电厂。而燃料除了常规的化石燃料如煤、油、天然气等之外，还包括了生物质和垃圾等可再生能源燃料。因此，火电灵活性在欧洲主要包括两个方面：
（1）负荷调整的灵活性：深度调峰（锅炉及汽机的低负荷运行）、机组快速启停、机组爬坡速率和热电联产机组的热电解耦。
（2）燃料的灵活性：火电厂燃料的可变性，包括煤、油、燃气等多种化石燃料，化石燃料与生物质燃料的混烧，甚至包括完全的生物质、垃圾等多种可再生能源燃料。目前，丹麦的主要大型火电机组均实现了从传统煤粉炉向掺烧生物质，进而过度到完全的生物质或垃圾等可再生能源燃料的转换。下图为创造众多热电联产机组效率世界纪录的AVV2发电厂的航拍图，厂区内就建有不同燃料类型的多台电站锅炉。
1.一号机组及锅炉房；2.二号机组及锅炉房，；3.中央集控室；4.燃气轮机；5.生物质燃料存储厂；6.一号生物质机组、生物质锅炉及烟气处理系统；7.二号生物质机组、生物质锅炉及烟气处理系统；8．冷却水入口；9.燃料港口；10.热电厂供热首站；11.大型蓄热水罐；12.区域供热水泵房；13.大型储油罐；14.煤场；15.生物质颗粒存储厂；
2.2 北欧国家的火电灵活性改造的策略
火电灵活性是一个复杂的系统工程，不单单取决于电厂的技术方案，而且还涉及管理、政策和运行等多方面内容。下图参考丹麦COWI咨询公司的策略并结合国内实际情况和政策，整理的火电灵活性改造项目的原则和策略。
上述四个方面中政策对未来火电灵活性项目的经济性起着决定性作用，因为最终火电灵活性项目的最终可行性和未来运行的可持续性的前提是实施火电灵活性改造的电厂真正从深度调峰和快速启停中获得收益。
3.火电灵活性改造主要措施
下图来自丹麦能源署的报告，报告中的彩色线条代表了目前火电灵活性的主要措施。
图中黑色线条为通过锅炉燃烧调整等挖掘机组本身深度调峰能力的措施，其他彩色线条为增加外部系统和设备带来的火电灵活性措施。下面我们分别进行详细介绍和描述。
3.1 不增加外部系统和设备的针对机组本身的火电灵活性改造措施（此章节 引自德国装备制造协会编写的 “火电厂适应未来市场灵活性改造行动计划措施清单”）
德国装备制造协会制定的火电灵活性改造措施清单明确指出了在不增加外部系统和设备情况下针对机组本身的具体的技术解决方案。协会的主席哈德马斯博士指出：“德国集中力量发展可再生能源的战略为其电力市场带来了巨大的挑战，解决这问题的关键前提是建设新的灵活的火电厂，在这种情况下我个人认为当务之急是尽快改造现役火电厂。毫无疑问，火电厂将在保障安全供电上发挥核心作用。在平衡电力需求和可再生能源电力供应这一任务中，火电厂蕴含的潜力是最大的并且是成本相对低廉的。”
德国联邦环境自然保护建筑和核安全部( 以下简称德国环境部) 指出，火电厂将在应对该挑战中发挥重要作用：“解决电力供需平衡的最大而且可能是成本相对最低的潜力不来自风力或光伏发电，而是火电厂包括热电联产和生物质电厂。灵活的火电厂将对缓解供电紧张发挥核心作用，同时对火电厂的要求就是不承担基本负荷，而更多的应该是参与调峰。
下面的措施清单是以600MW燃煤火电机组为例，分为燃烧系统、锅炉和其他机组改造措施清单等三个表：
结合上述德国专业协会给出的具体的措施清单，针对其中三个方面，结合国内外公司的相关技术具体介绍技术细节如下：
（1）煤粉炉低负荷燃烧技术
目前国内外应用的低负荷燃烧器技术主要有等离子低负荷燃烧器和富氧燃烧器，这两种技术已经在很多国内电厂得到了很好的实施。
国外的BWE公司的多燃料低NOx燃烧器，其燃料可以为无烟煤、重油、燃气、泥炭或生物质颗粒（木质或秸秆）。
（2）煤粉炉中速磨动态油压控制技术
西门子公司案例的已经在DCS控制系统中加入中速磨油压控制信号，可以动态地通过油压的改变和风量的控制来改变进入炉膛的煤粉燃料量，这样可以使单台中速磨的燃料输出量得到更精确的控制，使得锅炉及机组的动态负荷调整更精确，机组滑压运行和快速升降负荷的能力大大提高。
经过与丹麦COWI公司的专家深度交流，他们介绍丹麦火电机组锅炉负荷可最低降至15%，此时必须单台磨运行；通过油压动态控制等措施每台磨最低可降至29%的最大燃料输出量负荷工作，但此时必须保证两台磨同时运行。
除了上述挖掘机组本身潜力提升机组灵活性和深度调峰的措施清单，德国装备制造协会还推荐了下列增加外部系统和设备的措施，比起丹麦能源署的措施，增加了前置燃气轮机和前置蒸汽轮机（高压缸前设置超高压缸），具体内容如下：
（1）进行全面或部分间接燃烧改造，特别是将燃煤预处理的能耗转移到出力较低的时间段( 厂用电错峰转移)。 同时还应调整汽轮机( 将最小出力降低到额定出力的15%以下)， 优化锅炉( 如省煤器旁路以满足SCR脱硝装置对烟气温度的要求等) ，由此实现仅带厂用电的孤岛运行工况上述改造的成本约为新建电厂的15 到25%， 要求电厂停产6到8个月；
（2）加装前置燃气轮机，其功率最高为现有机组功率的20%， 好处在于可将成本较高的燃料( 燃气)的利用效率提高到80%左右( 蒸汽燃气联合循环的燃料利用效率约60% )， 另外还可以加装前置蒸汽轮机提高锅炉的蒸汽输出功率。
（3）对热电联产电厂，加装功率为电站容量20%的电锅炉，避免电站在夏天以热定电的运行模式。这种方式适合与加装大型储热装置进行结合实施。（针对中国热电厂供热存在供热季概念，可以在供热季利用电锅炉实现热电解耦。）
3.2增加外部系统和设备提高机组灵活性措施
（1）电热锅炉技术：
谈到电热锅炉，往往人们首先质疑的是用这样靠高品位的电能来生产低品位热能从热经济性上是否合理。但我们讨论的情景是，在欧洲由于大量风电和光伏发电的快速发展，北欧和德国经常会出现负电价情况，因此很多火电厂通过电极锅炉生产热水供热，来增加火电厂的经济性。在挪威，由于大量水电和海上风电的存在，挪威的供热系统中也存在大量的电热锅炉供热，挪威全国电供热的比例高达80%。电极锅炉在欧洲的热电厂内安装的投资动机是，在上网电价低于某一设定值时，由电厂DCS控制系统自动启动电锅炉，将低利润甚至负利润的发电量转化为高利润的供热量。因此，电热锅炉在欧洲投资的商业模式是提供电力市场价格平衡调节的手段。这是一个快速和有效的调节电力生产的方式，也是增加热电厂经济性的有效措施。而电热锅炉在中国的应用合理性和场景是，目前每年有大量的风能光伏发电等可再生能源发电被白白抛弃，而众多电厂都面临深度调峰和低效低负荷运行的现状，而很多城市的供热热源严重不足，特别是在深冬极寒天气情况下。而电热锅炉是通过消纳弃风弃光来供热，在不影响机组运行的情况下，电热锅炉是快速实现深度调峰的一个有力的手段。特别是在风光水核等清洁能源发电资源丰富的地区，在国内如吉林白城风电供热项目、内蒙古包头光热供热项目和新疆高铁电供热项目中均使用了高压电接线大功率的电极热水锅炉。
电热锅炉技术在国际上主要分为电阻式锅炉、电极式锅炉、电热相变材料锅炉和电固体蓄热锅炉，其中做到高压电直接接入和大功率直供发热的方案是电极式锅炉，单台锅炉的最大功率可达80MW。在北欧的电网系统和热电厂中，大功率的电热锅炉几乎全是电极锅炉，它们被安装在系统中的功能主要有三个：一是在电网中进行峰谷电的平衡和风电光电消纳；二是增加热电厂的火电灵活性，在不干扰机组锅炉汽机系统的条件下，快速实现深度调峰；三是电极蒸汽锅炉配合过热器作为核电站和常规火电机组的冷启动的启动锅炉，提供小汽机冲转和大汽机的启动暖缸等蒸汽来源。
电极锅炉区别于其他的电加热锅炉设备的特点是，它采用高压三相电极直接在锅炉内的导电盐水中放电发热，使得电能以接近100%的转换效率转换成热能（如果忽略炉体散热损失），然后再通过板换将炉内的热量传递给热网供热热水。
瑞特爱能源的电极式锅炉技术源自瑞典，瑞典ZETA公司是高压电极式热水锅炉的发明者，该公司已经有一百多年的历史，公司创始人在1924年发明了电极式热水锅炉。经过90多年的发展历史，产品发展为电极热水和蒸汽锅炉两类产品，可生产热水或蒸汽，广泛应用于北欧的电厂深度调峰、启动蒸汽锅炉和电网平衡，其中电极热水锅炉加热功率从4MW到50MW，电极蒸汽锅炉从4MW到70MW。2009年进入国内，目前已经在中广核大安风电消纳供热，日照钢铁厂自备电厂孤网平衡，新疆高铁车站电供热等众多电供热项目中成功应用。
斯德哥尔摩市市政热电厂ZETA的2*40MW电锅炉调峰项目，电厂内还设置了卧式大型储热。
施克堡30MW电锅炉项目
为增强此热电厂的火电灵活性，厂内配备了大型蓄热罐和电极热水锅炉，该项目交付和安装30兆瓦ZETA电锅炉，锅炉在2015年夏季交付和安装，锅炉是要对KejlstrupTværvej希尔克堡热电联产电厂安装的调峰型电锅炉，并配备了两个大型储热罐。
（2）大型蓄热水罐
北欧四国是在上世纪八十年代初开始兴建大型蓄热水罐，但最早的蓄热水罐并不是为了满足火电深度调峰和火电灵活性而设立的储能措施，最早建设大型蓄热水罐的直接原因是为了高效节能地满足欧洲一年四季的早晚两个洗澡热水的尖峰供热负荷(欧洲特别是北欧国家，一年四季集中供热系统都保持运行，他们并没有供热季的概念，夏季供热负荷以生活热水负荷为主)。在三十多年的应用过程中，蓄热罐的安装位置主要有三种，热电厂厂区内、一次供热管网区域和二次供热管网区域，其中管网区域内往往与单供热锅炉房相结合。总结下来，大型蓄热水罐的功能主要有：
1）实现热能的储存，满足集中供热系统中早晚或其他应急出现的尖峰热水负荷；
2）在供热管网出现大量失水时，在维修完成或和切除或旁通泄漏管路后，可以在最短时间内向管网中补充足够温度的热网循环水。
3）在热电厂侧，可以实现短时间的热力生产和电力生产的分离，即我们常说的热电解偶。
4）如果是与管网直接连接的蓄热罐，在管网中可以起到定压补水罐和膨胀水箱的作用，特别是在管网系统高差变化比较大的区域，蓄热罐对大管网系统稳压值的确定起着非常重要的作用。
5）无论是在电厂侧还是热网侧，大型蓄热水罐都是一个大型的储能设施。在白天电负荷高峰期在电厂内停止供热抽汽增加发电量，而临时由蓄热罐放热来供热；在夜间，可以通过厂区内的电锅炉生产热水进而减少上网电量，在管网侧，可以结合电锅炉实现利用谷电夜间蓄热的目的。
大型蓄热水罐按罐内压力分为常压罐和承压罐，常压罐内压力1bar，供水温度在95度左右；承压罐分低压罐和高压罐，目前北欧最多数量的是低压罐，内部压力2bar，个别高压罐案例内部压力可达18bar。目前，世界上最大蓄热水罐项目在丹麦和德国，丹麦案例的总体积达70000立方米，净容积66000立方米。
（3）汽机旁路方案
汽机旁路方案分为主蒸汽旁路、高压缸排汽再热前旁路和低压缸旁路。所有这些旁路方案都是通过旁路阀和喷水减温器实现的，而旁路阀和喷水减温器的质量是旁路系统方案成败的关键。强烈建议这两个设备尽量采用国际三大阀门公司或其他知名国际企业的相关产品。
主蒸汽旁路可以实现热电联产机组向单供热锅炉的切换，在这种情况下，汽机三个缸完全不进汽，实现完全的单供热运行模式。主蒸汽旁路系统中的主要新增投资设备包括：旁路切换阀门、喷水减温减压器和大型新增热网换热器。
下面的案例为丹麦最大的燃气锅炉388MW机组，最大供热工况下可实现全背压运行，此案例对国内300MW以上的热电联产机组具有很强的借鉴意义。该机组还配置了25000立方米的大型蓄热水罐和40MW的电极热水锅炉。通过中压缸排汽到低压缸的联络管道上的截止阀的关闭作用，中压缸排汽直接连接到热网换热器，可以实现300MW以上机组的背压供热运行方式，为了避免低压缸鼓风和超温，低压缸引入小股蒸汽进行冷却（在1998年Vattenfall公司兴建的纯凝407MW的热电机组在当时是创造了世界范围最高效的纯凝运行机组效率47%，此机组在兴建时就考虑了高度的机组灵活性，可实现双低压缸不进汽的背压供热运行方式，此时，每个低压缸仅引入2kg/s左右的冷却蒸汽）。类似这样的低压缸旁路，通过高压缸旁路甚至主蒸汽旁路，就可以实现发电负荷和供热负荷的热电解藕，因此，在丹麦并不存在热电联产机组的电力调峰受供热负荷限制的问题，通过这些旁路系统及外部设备，如电锅炉和大型蓄热水罐的引入，丹麦所有的热电厂均可进行灵活的负荷深度调峰。
4.总结
综合目前的北欧和德国的火电灵活性技术方案，根据目前我国火电厂的实际情况，针对不同类型电厂,本人提出火电灵活性解决方案选择如下原则:
一、所有电厂无论是热电联产机组还是纯凝机组，首选的火电灵活性方案是不上任何附加投资的设备和措施基础上，挖掘机组本身的深度调峰潜力，如锅炉低负荷燃烧，汽机旁路和供热抽汽量加大，增加供热能力，减小发电量。
二、火电灵活性还包括增强机组的负荷爬升率及快速启停的能力，这些能力与锅炉系统管壁厚度及汽机喷嘴及叶片等金属部件抵抗热应力的能力都有关系，因此对金属部件温度场分布和热应力的检测是关系机组启停次数和寿命的关键因素。
三、对北方热电联产机组，如果厂区内有大空间可建设大型蓄热水罐，另外，供热抽汽有很大的抽汽余量，而且外界管网为热水管网，首选的火电灵活性方案就是大型蓄热水罐，而且可以结合管网特性，首选通过水泵升压的直连方式，这样做的好处是节约成本，避免了增加板换的投资和换热效率损失；另外，蓄热罐也可作为管网的补水定压系统。
四、如果热电厂区内没有实施大型蓄热水罐的空间，可以考虑安装电极热水锅炉或电极蒸汽锅炉，实现机组快速调峰。蒸汽锅炉装上过热器还可作为机组的启动蒸汽锅炉，替换现有的燃煤燃油污染高排放的启动锅炉。
五、如果现有热电厂周边有稳定的大量的工业蒸汽负荷，本身工业抽汽量和居民供热抽汽量已经达到最大供热能力，则兴建大型蓄热水罐就没有意义，因为没有富余的抽汽热力量能够去蓄热。此时，最可行的深度调峰方案就是电极热水锅炉或电极蒸汽锅炉，蒸汽锅炉还可以部分满足工业蒸汽的负荷。
六、对机组本身降负荷能力较弱的热电机组，例如直流炉的机组，一般最低负荷为30%，如果需要进一步的深度调峰，就建议同时上电锅炉和大型蓄热水罐，这样两种调峰设备可以配合运行，完全可以实现机组的深度调峰。
七、对国产热电联产机组，锅炉厂家和汽机厂家可帮助挖掘机组本身的深度调峰能力，从锅炉低负荷燃烧和汽机旁路等角度增加机组压负荷和快速升降负荷和启停的能力。
八、对进口热电联产机组，因为锅炉汽机不是国产，对锅炉低负荷燃烧和汽机低负荷等方面不易实现，则应该考虑外部设备，如电极锅炉或大型蓄热水罐来增加机组调峰能力。
原标题：北欧及德国火电灵活性技术方案介绍
