增强热电机组火电灵活性包括：增强机组调峰能力、提升机组爬坡速度、缩短机组启停时间、增强燃料灵活性、实现热电解耦运行等方面。
现有电极加热锅炉、储热罐、抽气减温减压等技术实现了汽机侧的灵活性运行，而富氧燃烧提升燃煤火电灵活性技术实现了锅炉侧的灵活性运行。
本文将针对上述技术进行简要介绍。
一、技术简介
1、电极加热锅炉
利用电极加热水，当供热不足时，通过电极加热锅炉加热水继续保持供热需求。电极加热锅炉一般从发电机出口引接电源或从220kV引接1台蓄热变压器作为蓄热电源。
由发电机出口引接电源，整套供电系统均由厂内供电系统构成，如同厂内新增一个大功率用电设备，因此就其用电性质来说应视为厂用电，不足之处是新增设备的可靠性直接影响发电机的稳定运行，一旦出现故障则发电机需跳机，确保安全。由220kV出现侧引接电源，引接位置位于出口计量表内，此种接线方式对原有电气系统的影响小，即使出现故障并不影响电厂的稳定运行。
其技术工艺图如下：
根据《工业建筑供暖通风与空气调节设计规范》GB50019-2015，第9.1.2条，“工业厂房及辅助建筑，除符合下列条件之一且无法利用热泵外，不得采用电直接加热设备作为供暖、空调热源”，其第3款，在电力供应充足和执行峰谷电价格的地区，在夜间低谷电时段蓄热，在供电高峰和平段不适用时;可采用直接电加热设备作为供暖和空调热源。因此认为采用直热式电极加热锅炉并不违反规范。
根据《东北电力辅助服务调峰市场监管办法(试行)》拟修订条款，第二十七条【热电厂储能】鼓励供热电厂(也可引进第三方)投资建设储能调峰设施，同等条件下优先调用其调峰资源。火电企业或第三方在计量出口内建设的电供热储能设施，视为深度调峰设施，在深度调峰交易中抵减机组发电出力进行费用计算及补偿。由此可见电极加热锅炉属于一种电力调峰的措施。
2、储热罐
利用水的显热将热量存储到储热罐内，通常采用常压或承压式;一般情况，当热管网供水温度低于98℃时设置常压储热罐，高于98℃时设置承压储热罐。
常压储热罐结构简单，投资成本相对较低，最高工作温度一般为95~98℃，储热罐内水的压力为常压。承压储热罐最高工作温度一般为110℃~125℃，工作压力与工作温度相适应，对储热罐的设计制造技术要求较高，但其储热容量大，系统运行与控制相对简单，与热网循环水系统耦合性较好。
其技术工艺如图所示：
3、抽气减温减压
抽气减温减压将锅炉主蒸汽或再热蒸汽抽出经高低压两级减温减压器后进行热交换;在热电机组深度调峰时段，需将主蒸汽或再热蒸汽通过高低压两级减温减压器系统直接供至热网系统，该方式降低了机组热利用率，但投资成本相对较低。
二、效益分析
以一台300MW四角切圆锅炉机组为例，进行上述技术改造，预计可提高抽凝机组10%额定负荷调峰能力(约为40%额定负荷)，其经济效益如下：
注：根据能力调峰补贴电量，参考凝汽机组补贴政策第一档补助：400元/MWh
三、政策导向
上述电极加热锅炉、储热罐、抽气减温减压等技术实现了汽机侧的灵活性运行，一定程度上增强了热电机组采暖期的调峰能力。但对机组应急启停调峰、非采暖期对锅炉灵活性运行及深度调峰毫无帮助。
根据《东北电力辅助服务市场运营规则(试行)》的通知，火电厂实时有偿调峰基准及补助如下：
根据《东北电力辅助服务市场运营规则(试行)》的通知，火电厂应急启停调峰补偿基准如下：
综上：
(1)在非采暖期热电机组有偿调峰补助基准负荷率为48%，因此，若只采用电极加热锅炉(或储热罐、抽气减温减压)技术最高只能获得0.4元/kwh的有偿调峰补助;
(2)若要获得1元/kwh的有偿调峰补助，并提高机组整体灵活性(锅炉侧+汽机侧)运行安全性，则必须对锅炉侧进行灵活性改造;
(3)只采用电极加热锅炉(或储热罐、抽气减温减压)技术对机组应急启停无帮助，若要获得应急启停调峰补偿，则必须对锅炉侧进行灵活性改造。
四、富氧燃烧提升燃煤火电灵活性技术
富氧燃烧提升燃煤火电灵活性技术是现有锅炉侧灵活性改造的最佳方案，达到了国家提出增强火电灵活性、增强非化石能源消纳能力、减少碳排放的初衷。
1、技术原理
所谓富氧燃烧提升燃煤火电灵活性技术，系利用小空间自稳燃烧原理，采用主动燃烧稳定结构设计与控制方法，实施燃煤火电灵活性改造。
通过灵活性一体化系统智能调节氧量、油量(或天然气)等运行参数。整体运行安全，控制简单、易行，煤种适应性强(可适应褐煤、烟煤、贫煤、无烟煤、煤矸石等)。
其具体技术工艺如图所示：
2、技术性能
(1)实现20%~30%额定负荷调峰——煤粉以提前主动燃烧状态进入炉膛，证整个锅炉煤粉不会因为炉膛热负荷过低燃烧不稳而熄火;
(2)实现2%~5%额定负荷/min快速爬坡——一次风煤粉流以多层(点)投运，可实现增加单位时间内的入炉煤量，确保机组快速提升负荷;
(3)实现2~4h快速启停——一次风煤粉流多层(点)投运，根据工况需求灵活调整入炉煤量，从而达到降低锅炉启/停时间的目的;
(4)煤种适应性广泛——利用氧气强化煤粉中固碳的燃烧，对煤粉挥发份含量不做要求，有效提高锅炉煤种适应性;
(5)保证SCR装置的高效投运——利用多层(点)的燃烧，抬高火焰中心，使烟气温度满足SCR投运要求(≥320℃);
(6)保证同比工况炉效不降低——降低锅炉飞灰及大渣含碳量，避免开启(或安装)省煤器旁路，保证同比工况炉效不降低;
(7)优化热电解耦运行——保证火电灵活性调节的连续性，从而优化热电解耦运行;
(8)同比工况不增加NOX排放——一次风粉在富氧燃烧器内提前主动着火燃烧，产生大量CO强还原剂，抑制并还原NOX，保证同比工况下不增加NOX排放。
综上，只有富氧燃烧提升燃煤火电灵活性技术与电极加热锅炉(或储热罐、抽气减温减压)相结合，才能在充分保证机组安全的前提下实现整体(锅炉侧+汽机侧)灵活性运行，并尽可能多的获得有偿调峰补助。
五、富氧燃烧提升燃煤火电灵活性技术与其他技术的结合
1、富氧燃烧提升燃煤火电灵活性技术+电极加热锅炉
优点：1)可实现机组整体灵活性(锅炉侧+汽机侧)运行要求;2)供热稳定、安全、可靠，满足供热需求;3)与电厂原机组互不影响。
缺点：1)初期投资高;2)将电能再次装换为热能，浪费较大，运行成本高;3)未能达到减少化石能源消耗，减少碳排放的目的。
2、富氧燃烧提升燃煤火电灵活性技术+储热罐
优点：1)可实现机组整体灵活性(锅炉侧+汽机侧)运行要求;2)不增加能源消耗、无能量浪费;3)能够满足供热需求;4)不影响机组正常运行;5)可实现热电解耦运行。
缺点：1)储热罐初期投资较高,;2)占地面积较大。
3、富氧燃烧提升燃煤火电灵活性技术+抽汽减温减压
优点：1)可实现机组整体灵活性(锅炉侧+汽机侧)运行要求;2)通过抽气减温减压可快速储热;3)能够满足供热需求;4)整体投资相对较低。
缺点：1)抽取锅炉主蒸汽或再热蒸汽降低了热利用率;2)抽取高温高压蒸汽难度较大，可能出现安全隐患。
六、综合效益分析
以一台300MW四角切圆锅炉机组为例，进行富氧燃烧提升燃煤火电灵活性技术+电极加热锅炉(或储热罐、抽气减温减压)改造，预计可提高抽凝机组20%额定负荷调峰能力(约为30%额定负荷)，其经济效益如下：
注：根据能力调峰补贴电量，参考凝汽机组补贴政策：第一档400元/MWh、第二档1000元/MWh。
