项目案例背景
国家能源局《关于提升电力系统调节能力的指导意见》中指出：实施火电 灵活性提升工程，改造后的纯凝机组最小技术出力达到30%~40%额定容量，热 电联产机组最小技术出力达到40%~50%额定容量，部分发电厂达到国际先进水 平，机组不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力达到20%~30%。在国家规划和产 业政策的指导下，因地制宜，有所侧重，我国一批火电机组先后进行了灵活性 改造，并取得了较好的改造效果。河南省发改委2022年9月5日下发的《关于 2022年风电和集中式光伏发电项目建设有关事项的通知》 (豫发改办新能源 (2022)55号文)中提到，为深入贯彻落实中央经济工作会议“推动煤炭和新 能源优化组合”有关要求和省委省政府安排部署，鼓励煤电企业通过开展机组 灵活性改造，进一步释放调峰能力，促进新能源项目开发建设。按照各煤电企业通过灵活性改造增加调峰能力的1.4倍配置新能源建设规模，全省总配置规模约880万千瓦。
案例专题：2023综合能源服务暨数智化转型创新优秀项目案例汇编
选送单位：国家能源集团焦作电厂有限公司
项目案例实施
焦作公司#1、2机组长期存在低负荷工况下脱硝入口烟温低的问题，负荷 低于240MW(36% 额定负荷)工况下， SCR 入口烟温低于290℃,催化剂允许 使用温度300℃~420℃。若在20%负荷保持干态运行，则脱硝入口烟温降进一 步降低，脱硝入口烟温不能保证烟温在300℃稳定运行，机组脱硝烟温低成为 机组进一步深度调峰的卡脖子问题，成为限制机组参与深度调峰关键问题，严重限制机组深度调峰能力。
焦作公司为满足机组负荷深度调峰要求，提升企业的竞争力，急需开展机 组深度调峰工况下脱硝系统改造工作。经过国内同容量机组调研，同时依托国 家能源集团电科院做的项目可行性研究，结合焦作公司实际情况(机组运行情 况、预期目标、现场条件、资金投入等),最终采用“省煤器给水旁路”和“热 水再循环”两者相结合的改造方案，即“省煤器复合热水再循环”方案，达到 在机组具备并网条件以及在机组所有负荷下脱硝入口烟温不低于300℃、全负荷脱硝系统安全投运，实现机组深度调峰工况下安全和环保运行，同时也大大2/11增加了焦作公司深调辅助收益。
该项目已于2023年10月在焦作公司#1机组开工实施，主要实施内容包括主给水旁路、热水再循环管路及支吊架、检修操作平台、热控接线等安装，新 增系统逻辑组态等；11月机组开机后经各工况性能试验结果均满足改造目标；目前正在进行#2机组部分的改造施工。
主要创新点概述
常规热水再循环改造方案是在下降管(储水罐出口)新增炉水循环泵，将水冷壁出口的饱和水送回到省煤器进口，从而提高省煤器进口给水温度。焦作 公司锅炉的启动系统自带炉水循环泵，启动过程中将储水罐热水送至省煤器入 口管，本项目设计目标为20%负荷保持干态运行工况，干态运行工况下无法实 现储水罐热水回送至省煤器进口。本项目新增省煤器出口至循环泵入口的再循环管线，在机组正常干态运行情况下，可将省煤器出口热水循环至省煤器入口，从而提高给水温度，降低省煤器换热量，提高SCR入口烟气温度。
在原储水罐出口至炉水循环泵入口管段新增调整阀，将循环泵与储水罐予 以隔离，从省煤器出口下降管引出管线与循环水泵入口相连接，构成省煤器出口水与入口水的循环系统。
该系统充分考虑机组转湿态运行过程中，循环泵在再循环系统与原系统间 的无扰切换和过渡问题，此外，由于原系统有炉水泵启动再循环系统，需在再 循环系统新增截止阀，防止将省煤器出口水注入储水罐系统。该方案为上述两 个方案中省煤器给水旁路和省煤器热水再循环两个子系统耦合组成，两个子系 统既可独立运行、也可同时工作，均能对脱硝入口烟温起到调节升高的作用，最大特点在于调温范围广、方式灵活。
应用情况及可推广前景简述
目前，巴有东北、甘肃、陕西、山东、福建、宁夏、内蒙古、湖北、江西 等多地出台燃煤机组深度调峰补贴政策，极大的鼓励了各电厂开展灵活性改造 的积极性。河南省发改委下发的《关于2022年风电和集中式光伏发电项目建设有关事项的通知》(豫发改办新能源(2022)55号文)要求，国家能源集团所属煤电企业需新增90万千瓦新能源装机容量，上网电量需要所属煤电机组容量 替代，对应子分公司灵活性改造需应改尽改。通知中明确指出，煤电机组若深调负荷至25%,即视为增加机组规模10%的调峰能力，对应配置1.4倍新能源装机容量。项目投运后机组启动初期可以同时满足脱硝系统正常投运，减少污 染物排放，降低脱硝氨逃逸，防止空气预热器堵塞，延长脱硝催化剂、空预器使用寿命。
因此焦作公司机组深度调峰系统研究及应用在机组深调工况下的安全性、环保性、经济性以及在新能源推广方面都有非常大的推广前景和应用效益。
经济效益及社会效益情况
按《河南电力调峰辅助服务交易规则(试行)》,参与深度调峰市场报价的燃煤机组在有偿调峰基准(50%)的基础上，采用“阶梯式”报价方式和价格机制，以机组负荷率分段式报价，机组在50%负荷以下，以10%负荷率为一个报价档位，由第一档至第三档按照价格递增，机组补偿收入随深度调峰幅度逐渐增加，当机组负荷低于30%时，最高可得0.7元/(k·Wh)补贴。
结合机组运行特性，改造后按照每天2小时20%~30%负荷、3小时30%~40% 负荷、4小时40%~50%的低负荷运行时间计算(每日深调时长按照9小时计算),年调峰245天进行预测收益计算。本工程改造投运后，按照平均每天2小时165MW负荷、3小时230MW负荷、4小时297MW低负荷运行，年均调峰收益22843.8万元，改造前按照平均调峰负荷297MW,调峰电价0.3元/千瓦时核算若不进行宽负荷脱硝改造年均获调峰收益为19646.5万元。扣除上述基本调峰收益，改造后年均增加调峰补贴收益3197万元。
本项目单台机组改造费用约985万，投资回报周期小于1年。
企业简介
国家能源集团焦作电厂有限公司始建于1905年，是我国现存历史最久的电 厂，也是中国电力行业党史最久的电厂，在近现代各个历史阶段均谱写了可歌 可泣的故事。2021年1月1日起，焦作公司整体划归河南公司，以“一套班子， 两块牌子”模式，负责国家能源集团焦作电厂有限公司(焦作新厂)和国家能源集团河南电力有限公司焦作电厂(焦作老厂)两家单位的管理。
焦作新厂为河南公司全资子公司，位于焦作市修武县，是焦作公司按照国 家“上大压小”政策，退役老厂4台22万千瓦机组后异地迁建的项目，两台机组分别于2015年5月、6月投产，总装机容量132万千瓦，总投资47.4亿元，2016年完成超低排放改造，2018年获评中国电力优质工程，2019年获评国家优质工程，并连续35年获评省级文明单位。目前，焦作新厂在做精火电业务基 础上，大力拓展新能源和综合能源业务，利用“两市三县”交界的区位优势，积极打造区域综合能源动力中心。
焦作老厂位于焦作市解放区，利用1台退役的22万千瓦机组设备建成1:1检修实训基地，取得了省职业技能等级认定资质，2023年先后挂牌集团党校首 批企业实训基地、技能技术人才培训基地、河南公司培训中心、安全质量监察中心，并被评为省工业遗产、中央企业工业文化遗产。
