在新一轮电力体制改革和供给侧结构性改革的双重背景下，电力行业迎来了产业格局的深度调整，而这些，在火电行业中表现得最为明显。做为曾经撑起发电产业半壁江山的火电，正面临着巨大的考验。
去产能剑指煤电
2016年年初，国家发改委、能源局紧急发文，叫停燃煤火电建设，涉及装机超183GW;2017年8月，16部委联合发布文件，要求全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦以上，涉及煤电项目94个。有预测认为，如果按照2016年的煤电建设速度，到2020年时，全国电力系统平均备用率将高达52%，煤电过剩规模可能达到2.4亿千瓦，过剩局面会进一步加剧。
2017年上半年，在需求持续回暖及水电来水偏枯共同作用下，发电量明显增速。火电行业新增装机规模大幅减少，然而火电行业的亏损没有止却在显著加剧，而其中原因则是来自于煤炭成本的居高不下。2017年6月16日，国家发改委适时出手，下发《关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知》，通知中称，合理调整电价结构，取消部分政府性基金，由此腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆上网电价，缓解燃煤发电企业经营困难。然而，火电亏损的局面似乎并未得到改善，截至8月15日，A股有十四家火电上市企业发布了半年报业绩预告，十四家火电企业中五家亏损，净利润下降幅度均在50%以上，其中降幅最高的新能泰山降幅达484%……
一组组数据无情地揭示了现今火电企业的窘况。加之在新一轮电力体制改革的大幕下，各地电力直接交易规模持续扩大，不断推进的直接交易使得发电企业交易电价大幅降低。内忧外患之下，火电企业的发展举步维艰……
灵活性改造——火电涅槃重生之路
应该清楚地看到，目前，中国稀缺的不是发电能力，而是调峰能力，过去要求火电安全、稳定、高效、清洁，现在我们还需要弹性、灵活性来调节和吸纳高比例的可再生能源，这不仅仅是火电定位的变化，也是火电涅槃重生的必由之路。
“十三五”期间我国明确提出，将实施2.2亿千瓦燃煤机组的灵活性改造，使机组具备深度调峰能力。今年6月28日和7月14日，国家发展改革委、国家能源局先后印发《关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》以及《关于印发<可再生能源调峰机组优先发电试行办法>的通知》，公布了22个试点项目约18吉瓦装机容量的火电机组，一场煤电机组灵活性改造、煤电机组调峰能力提升工程攻坚战就此打响。
对于很多火电机组来说，机组的灵活性将成为今后重要的考量，未来火电机组的一大部分收入将来自于调峰和辅助服务(和长期合同市场也有关系)，五大集团对发电煤耗的单一追求也将有所改变。
火电灵活性改造是一场技术的革命，更是对我国能源技术创新的一场严峻考验。
那么燃煤电厂的火电灵活性改造，主要包括哪些?
运行灵活性：深度调峰(低负荷运行)，快速启停，爬坡能力强;对于热电机组实现热电解耦。
燃料灵活性：煤种适应力强，掺烧生物质例如秸秆、木屑等。
提高火电灵活性，包括改善机组调峰能力、爬坡速度、启停时间等多个方面。目前，我国纯凝机组在实际运行中的调峰能力一般为额定容量的50%左右，典型的抽凝机组在供热期的调峰能力仅为额定容量的20%。通过灵活性改造，预期将使热电机组增加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。通过加强国内外技术交流和合作，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%。
灵活性改造给电厂带来的挑战
火电灵活性提升改造在国外一些可再生能源并网比例较高的国家已经较为普遍，2016年，欧洲可再生能源发电量占总发电量的比重达到了30.2%;丹麦1995年开始推广火电灵活性，至2015年风电占总用电量的42%;2016年，德国的风电和太阳能发电量占比达到20%以上。
勿庸质疑，灵活性改造会给电厂发展带来的好处颇多，但是在具体实施过程中，也绝非一朝一夕能够实现。
灵活性改造具体路线包含低负荷稳燃、锅炉燃烧优化、低负荷脱硝、汽机改造、蓄热装置。牵一发而动全身，灵活性改造要涉及锅炉、汽机、控制系统的改造，需要先做全厂评估，再制定具体方案。
针对低负荷稳燃，煤粉锅炉在设计时对锅炉最低不投油稳燃能力有一定要求，相关设计标准规定：根据不同燃烧方式和不同煤中挥发分，锅炉最低稳燃负荷率在30%至60%之间。但机组考核往往以设计煤种为准，锅炉实际运行中，煤质多变，多煤种掺烧现象已十分普遍。要保证机组在低负荷甚至超低负荷(30%以下)下长期稳定运行，必须对燃烧系统做调整。目前比较主流的低负荷稳燃技术方案有：燃烧器结构优化改造、磨煤机分离器的优化改造、利用机组原有的等离子点火装置、利用微油或小油枪点火装置、利用富氧燃烧技术等。
一、燃烧器结构设计：实际运行中，运行煤种往往存在偏离设计煤种现象。在锅炉高负荷工况下可能还难以感受到对燃烧稳定性的影响，但低负荷工况下这种影响就会表现得很明显。燃烧器结构优化设计得当，比如重新调整一次风间距，调整一二次风比例以及燃烧器二次风和燃尽风分配，不过这种优化可能会以牺牲一些低氮效果为代价，需要做好平衡。
二、磨煤机分离器：煤粉细度和均匀性直接影响锅炉的燃烧状况，煤粉越粗，越不利于着火和稳燃。煤粉细度及均匀性与磨煤机、煤粉分离器有着直接关系，在大量运用的中速磨直吹式制粉系统中，较多采用的是静态分离器，因其对煤粉细度的调节范围十分有限，故可对其分离器进行改造，更换为调节性能更好的动静态组合式分离器。由于煤质的不确定性，一台磨煤机不可能适用于所有煤种，虽然可以选择几种代表性较强的煤种或混煤，分别作为各台磨煤机的优化设计依据，但多样化设计明显增加了投入成本和改造周期。
三、等离子点火系统：因为该系统具有低负荷稳燃的特点，点火时只需提供电能，所以比传统燃油点火更节能。而缺点是，等离子点火系统本身主要为点火使用，因其核心组件阴极和阳极的寿命仅数百小时，因此很难长期用于助燃。同时因其点火温度高达5000℃以上，长期运行很容易导致燃烧器喷嘴烧损，其周围也容易导致结焦，而且作为低负荷稳燃层的等离子层一旦故障，因无其他稳燃备用层会导致机组非计划停炉。
四、利用微油或小油枪点火装置：微油或小油枪助燃，其系统构成与原理同等离子类似，该技术是一种近年来在新建电厂中广泛采用的节油点火技术，因其点火适用煤种范围比等离子宽泛，点火可靠性较高，投资成本比等离子要低，但微油系统需要设置单独的油罐(尤其微油长期助燃时)，还要考虑相关的防火防爆要求。若将微油或小油枪作为一种锅炉长期低负荷运行的助燃方式，需要着重考虑运行经济性和未燃尽油雾在尾部烟道和除尘器中再燃的风险。
五、富氧燃烧技术：是将含氧量高于21%的空气送入锅炉参与燃烧，该技术使锅炉燃烧具有低过量空气系数，较高的燃烧温度和燃尽度，减少了CO和NOx的排放。不过富氧燃烧的缺点是，会导致烟气中汞含量略有提高。尽管如此，该技术在低负荷稳燃方面依然表现出明显的优势，然而，该技术并未得到大规模商业推广，在空分系统的大型化方面还有很多工作需要做。因富氧燃烧温度较高，其火焰温度需要密切监测，以防水冷壁高温腐蚀和迅速结焦。据了解，市场上已经有类似的产品可供选择。
基于低负荷燃烧过程的复杂性，以上涉及到的燃烧器结构优化、磨煤机改造、等离子、微油或小油枪助燃等技术，如与锅炉燃烧优化的相关技术配套应用，将能更好地达到灵活性效果。
锅炉的燃烧优化主要是通过调整锅炉的燃煤供给以及优化配风，从而在保证稳定着火、安全燃烧的基础上，使锅炉运行经济性提升到最高状态，最大可能地减少污染物排放。目前燃烧优化涉及到的相关技术主要包括检测技术、调整技术、理论建模技术等。在灵活性改造中，燃烧检测技术和燃烧调整技术更具有切实可行的实际应用意义。
就燃烧检测技术而言，利用测量仪表和设备来监测影响锅炉燃烧的重要参数(如烟气含氧量、一次风粉、二次风速、煤质、火焰图像、飞灰含碳量等)来指导调节燃烧已经成为主流。但由于测量仪表的精度低、稳定和可靠性差而导致的测量误差等问题，直接限制了这一技术在燃烧优化方面发挥作用。因此测量仪表的精准度和品质问题是目前燃烧检测技术亟待解决的发展瓶颈。
谈到燃烧优化调整技术，这是在当前煤价高，电厂盈利微薄甚至亏损的形势下，必须重视起来的一项技术。它可以通过优化调整锅炉燃烧试验，来找到合理的风煤配比，从而得到最佳的控制方案，以指导运行。调整技术需要的试验过程一般较费时费力，目前只在新投产机组或更换燃烧设备、燃料种类等情况下被应用。但是，燃烧优化调整技术有硬件费用低、维护工作量小的特点，如果能与检测技术相结合，形成一套先进闭环策略的控制系统，必将得到更大范围的应用。
低负荷稳燃技术和锅炉性能优化是电厂灵活性改造的一个重要技术组成部分。对于低负荷脱硝，其最大问题在于机组低负荷运行时，省煤器出口烟温低于下游SCR系统(一种主流脱硝技术)催化剂所需温度(310～420℃)，造成SCR无法正常投运，影响锅炉NOx达标排放。目前解决低负荷烟温偏低的技术主要包括省煤器给水旁路、省煤器再循环、省煤器分级、烟气旁路。
省煤器给水旁路：在省煤器进口前设置调节阀和连接管道，将部分给水直接引至下降管，减少给水在省煤器中的吸热，以达到提高省煤器出口烟温的目的。该方法提高烟温的效果非常有限，仅为10℃以内，且在旁路流量过高时导致省煤器过热损坏。
省煤器再循环：将省煤器出口的热水再循环引至省煤器进口，提高省煤器进口水温，从而提高省煤器出口烟温。该系统既有再循环泵等转动机械，又有容器罐等压力容器，还需设置阀门进行调节，增加了给水阻力，系统比较复杂。虽与省煤器给水旁路技术相比，提高烟温的幅度较大，但会导致可靠性降低，在实际工程中采用的并不多。
省煤器分级：将原先位于尾部烟道的部分省煤器(位于SCR前)拆除，根据热力计算结果，在SCR后新加一部分省煤器，锅炉给水先经过SCR后新加的省煤器，再经连接管道进入SCR前的省煤器，通过提高SCR前省煤器的入口水温，减少SCR前省煤器对烟气的吸热量，最终达到提高SCR入口烟温的目的。该技术工程上运用较多，已比较成熟，不过其投资成本较高。
烟气旁路：在省煤器进口烟道上开孔，在低负荷时抽一部分烟气避开省煤器直接接至省煤器出口烟道，另一部分烟气通过省煤器冷却也进入省煤器出口烟道，冷热烟气在烟道内混合，使其温度满足低负荷时SCR对烟温的要求。该系统在设计时需同时考虑烟道的合理布置、膨胀、支吊等问题。该方案的优点是系统简单，增加设备少，但也有明显的缺点，机组高负荷撤出旁路时，旁路挡板在高温下极易变形，产生内漏，导致排烟温度升高，影响锅炉经济型。
上述诸多均为灵活性改造涉及到的技术应用，总而言之灵活性改造技术路线多、涉及范围广，绝非一日之功，火电厂的灵活性改造依然有很长的路需要走，这项系统而繁琐的工程，需要火电厂究其关键，最大可能地选择适配于本厂实际的改造才是王道。
