现役火电机组面临困境：
（1）近几年全国新增火电装机发展过快；
（2）现役火电机组发电利用小时大幅下降；
（3）国家能源局下发特急文件叫停13个省的新建火电项目；
（4）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。
国内现役机火电组深度调峰存在的问题：
（1）锅炉低负荷稳燃和多煤种配煤掺烧的问题；
（2）低负荷时段SCR系统运行问题（催化剂活性与排放未达标问题）；
（3）现有汽机旁路满足不了热电解耦要求；
（4）热电联产机组以热定电，热电耦合，供热季电力调峰能力极差；
（5）没有电极锅炉和大型蓄热水罐等深度调峰外部辅助设备。
现役火电机组发展对策：
一、近期来看，火电厂尽早开展灵活性改造，可以保证机组优先上网，规避分摊成本，并通过参与深度调峰获得可观的调峰补贴收入。
二、长远来看，新的电力供需环境在竞争性电力市场中，火电利用小时数将会长期保持在较低水平，部分火电基荷电源的角色将发生转变。火电厂需根据市场中的价格波动灵活调节出力，灵活性改造是大势所趋，有利于火电适应电力市场化进程。
三、随着风电、光伏发电等新能源发电大规模投产、并网，调峰缺口将迅速扩大，调峰补贴总额稳定增长，“蛋糕越来越大”，具备深度调峰能力的火力发电厂将率先受益。
政策支持：
6月28日、7月28日，国家能源局先后下达两批火电灵活性改造试点项目的通知，分别确定辽宁丹东等16个项目、长春热电厂等6个项目为第一、二批提升火电灵活性改造试点项目。
7月22日，国家发展改革委、国家能源局《关于印发<可再生能源调峰机组优先发电试行办法>的通知》（发改运行〔〕1558号）要求[5]“逐步改变热电机组年度发电计划安排原则，坚持以热定电，鼓励热电机组在采暖期参与调峰”。
11月7日，国家发展改革委、国家能源局发布《电力发展“十三五”规划（-）》要求“加强调峰能力建设，提升系统灵活性”、“全面推动煤电机组灵活性改造”。
11月18日，国家能源局东北监管局批复[6]《东北电力辅助服务市场运营规则（试行）》，鼓励火电机组进行灵活性改造，提升调峰能力。其中第八十四条【鼓励技改】指出火电机组进行重大技术改造参与调峰的，同等条件下优先调用其参与调峰。
在《东北电力辅助服务市场运营规则（试行）》中，火电厂实施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，火电厂应急启调峰补偿基准如下：
提升调峰能力的灵活性改造技术：
火电机组灵活性提升目标：
（1）深度调峰：负荷率达到20%~40%；
（2）快速爬坡能力：2%~3%MW/min爬坡能力；
（3）快速起停能力：2~4h快速启停。
以下是符合东北地区火电机组情况的灵活性改造技术：
1.锅炉富氧燃烧技术
锅炉富氧燃烧技术是现有锅炉侧灵活性改造的最佳方案。
所谓富氧燃烧技术，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）。
富氧燃烧技术安全性评估：
（1）富氧燃烧系统使一次风煤粉以着火、主动燃烧进入炉膛，确保不会因为炉膛热负荷过低导致燃烧不稳或熄火，保证锅炉运行稳定。
（2）富氧燃烧技术可适应任何工况，在保证燃烧设备安全的前提下连续运行，且能保证24小时备用。
（3）富氧燃烧器采用耐高温、耐磨材质，可抵抗高温900-1200℃。
（4）液氧技术成熟、安全可靠，氧气系统为低压设备、低压运行，不属于重大危险源。
主要技术性能：
（1）实现低负荷调峰——煤粉以提前主动燃烧状态进入炉膛，让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%~3%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——利用纯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）能降低锅炉飞灰含碳量；
（7）同比工况不会增加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。
2.高压电极加热锅炉/蒸汽电锅炉
高压电极加热锅炉/蒸汽电锅炉单台供热功率范围6~80MW，能量转化效率为99%，启动时间短，热态启动5min可达额度负荷，使用电源：10KV厂用电电源，占地面积小，启动灵活方便。
首先，高压电极锅炉在火电机组深度调峰中具有很强的灵活性，可单台布置也可多台组合布置。当供热机组进行深度调峰时负荷较低，机组抽汽量无法满足供热需要时，可通过高压电极锅炉满足供热需求，同时也确保满足机组低压缸最小进汽量，保障机组安全稳定运行。
其次，高压电极锅炉具有启动时间短的特点，热态启动5min可达到额定负荷，适合作为启动锅炉辅助汽源，在机组低负荷或跳机后的热态启动时是保证机组汽封高温汽源和除氧器汽源的安全、有效措施，可大幅提高机组在进行深度调峰和快速热态启动的安全性。
3.汽机抽汽减温减压技术
汽轮机抽汽减温减压一般方式为两级抽汽减温减压：将主蒸汽部分旁路进行减温减压后接至再热汽冷段。经再热器再热后，从再热器热段进行抽汽，经二次减温减压后供至原热网加热蒸汽母管，两级减温减压器均可布置在汽机房内。减温水可就近利用高旁减温水和低旁减温水。
汽轮机抽汽减温减压技术可根据不同机组以及实际供热抽汽量量身定制。
抽汽减温减压技术可确保供热机组进行深度调峰、机组采暖抽汽减少（或退出）时的供热量仍然满足热用户需要。
4.储热罐
储热罐技术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。可配合高压电极锅炉和再热蒸汽减温减压后加热热网循环水，并在供热机组调峰期间储存一定热量的热水，在机组升负荷时配合电锅炉增加厂用电并替代部分机组供热抽汽量，以提高供热机组升负荷率。
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。
深度调峰危险点分析：
一、锅炉灭火
深度调峰过程中随着燃料的逐渐减少，锅炉内温度的逐渐降低，燃烧工况愈发恶劣，很容易发生锅炉灭火，因此深度调峰期间燃烧调整建议：
1、低负荷时要求煤质收到基低位发热量大于18 KJ/g，空气干燥基挥发分大于24%，硫分1.2%左右。
2、低负荷时一次风压应维持在8KPa左右，氧量维持在3.5-4%，不宜过大以免减弱燃烧。
3、低负荷时磨煤机易发生振动，因此应保持较小的磨风量，将磨出口风压控制在2.0kpa左右。
4、若单机负荷降至240MW以下，煤量小于120t/h，可根据情况安排停运磨煤机已保证煤粉浓度从而保证锅炉的稳燃性。
5、如调整后磨煤机火检仍不稳定，应及时投入最能强化燃烧的油枪，杜绝锅炉灭火的发生。
二、给水流量波动
深度调峰过程中随着负荷的降低，四抽压力以及给水流量也在不断的降低，而600MW超临界机组为了保护锅炉一般都设置了给水流量低保护，多厂在深度调峰期间已发生因运行人员操作不当造成机组跳闸，因此深度调峰期间给水调整建议：
1、深度调峰过程中若机组负荷小于250MW要求对小机汽源切换，切汽源过程尽快在负荷高时进行，切换汽源时高辅至小机电动门必须采取间断开启方式进行，并严密注意检查小机进汽调门动作正常，小机转速、流量稳定，要做好备用联启的准备，防止高辅、四抽在切换过程中串汽造成小机不出力导致给水流量低保护动作。
2、深度调峰过程中当给水泵流量接近给水泵最小流量阀开启值时应严密监视最小流量阀动作情况，本厂已发生多次因汽泵最小流量阀偷开造成给水流量波动引起机组跳闸，因此当给水泵流量接近给水泵最小流量阀开启值时应严密监视，必要时可提前开启给水泵最小流量阀至固定开度，已达到稳定给水的目的。
三、汽轮机发生水冲击
深度调峰过程中随着负荷的降低，燃料量的减少，汽温也随之会出现降低，尤其是在锅炉“干态”往“湿态”转变的过程中，容易出现蒸汽温度过热度不足，易造成汽轮机水冲击，因此深度调峰期间汽温调节建议：
1、深度调峰“干态”运行过程中应及时调整水煤比，加强对分离器出口过热度的监视，保证 5℃以上的过热度。
2、深度调峰中若机组负荷位于“干态”与“湿态”的临界状态，但调峰时间有比较短时，可采取停运机组真空泵、开启储水箱小溢流阀、开启旁路等手段实现只降低机组的电负荷而保证机组的热负荷达到调峰的目的。本厂曾多次采取降低机组真空以及开启储水箱小溢流阀等手段实现调峰的目的，虽然此类手段会短暂牺牲机组的经济，但是与需要转湿态、转给水这些繁琐而且风险极大的操作比起来还是要实惠不少。
某电厂灵活性深度调峰和优化控制技术的应用
近年来，随着国家对风电、光伏等绿色能源的重视程度的不断升级，新能源接入的增加及电网弃风电现象日益增加，为了电网的稳定运行，增加火电厂的深度调峰能力，正成为一种新常态。根据国家能源局出台的鼓励火电厂灵活性改造和深度调峰的政策文件，火电机组在电网需求降低时进行深度调峰，将获得相应的调峰补偿收益。
为了保证机组在深度调峰期间不因辅机跳闸导致锅炉灭火等不安全事故，应对辅机的缺陷及隐患进行彻底治理，从多角度、全方位考虑突发事件带来的安全隐患并制定应对措施。
1、防止磨煤机积粉(堵煤)打粉的改造
为了防止深度调峰期间因制粉系统跳闸，锅炉燃烧率快速下降带来的安全隐患，对制粉系统的给煤机、磨煤机等进行了部分改造 ，降低了制粉系统设备跳闸频次和风扇磨积粉(堵煤)、打粉等现象对炉内燃烧带来的大幅扰动，提高了设备运行的安全可靠性。
1.1、磨煤机叶轮更改打击板宽度和厚度：将外打击板由260mm宽改为310mm宽，内打击板由260mm宽改为210mm宽，增加打击面面积，减小磨煤机动静间隙增加磨煤机通风、干燥出力，防止积粉;对打击轮连接梁及打击板进行改造，打击板磨损裕量提高至100mm，延长使用时间500小时。
1.2、合理制定制粉系统检修周期确保出力：磨煤机运行1500小时后检查(3000小时左右叶轮大修)，打击板补焊高强度防磨层，磨损处进行修补，确保磨煤机干燥、通风、磨煤出力不至于过低导致积粉、打粉。
1.3、减小叶轮与护钩的间隙：将叶轮与护钩间隙由35～50mm缩小为25mm,减小了叶轮与护钩间隙，既增加磨煤机处理，也防止因煤湿留在动静间隙中形成积粉(堵煤)。
1.4、磨煤机入口导流板、引流板改造，避免风扇磨“打粉”和打击板不均匀磨损。根据磨煤机打粉现象和打击板不均匀磨损分析，磨煤机入口导流板、引流板存在堆积现象，下煤不够均匀，我厂成立攻关组，增加了入口导流板的坡度，又试验不同形状的引流板，运行一段时间后查看打击板磨损情况，确定最佳形状，逐步更换，做到下煤均匀，打击板磨损均匀，既避免因堆积导致的打粉现象，也延长了打击板使用寿命。
2、防止制粉系统跳闸所做的改造
2.1、原煤斗内的疏松机滑片对于较湿的煤没有好的效果，反而成为湿煤挂壁、棚煤的附着点，后来全部拆除，使煤仓内部光滑。两侧自制悬吊式振打锤在煤斗煤位到中低煤位时再振打，而高煤位越振打越实，不利于棚煤处理。
2.2、定期将煤层厚度调节挡板抬高，放出聚集的大煤块，在挡板后加装5片刀片，用于挤压、切割大块煤或麻丝袋等杂物。
2.3、给煤机端部挡板由垂直改成一定坡度，有利于块煤、湿煤下落。在原煤斗下方增设检修孔，当发生棚煤、堵煤或需要内部检查时可通过此孔进行快速处理。
2.4、给煤机箱体下部贴瓷片，落煤管取消插板门，将落煤管更换为光滑直管，防止给煤机垫煤和落煤管挂壁堵煤。
3、深度调峰及节能优化运行
为了机组能够适应深度调峰工作，做了大量工作，利用褐煤塔式炉燃烧器燃烧稳定、燃烧室与燃烧器布置合理、锅炉稳燃能力较强的优势，进行了大量试验研究，确保机组深度调峰期间安全稳定经济运行。成果如下：
3.1、协调控制系统优化
3.1.1、对低负荷运行期间小汽机用汽安全制定了详尽的技术措施，还针对汽泵给水流量下限设定值由原630t/h降低至500t/h，防止因深度调峰期间给水流量过量，使贮水箱见水，锅炉由干态转湿态运行，增加了调整难度，从而达到了节能降耗目标，机组深度调峰期间给水实现自动调节。
3.1.2、在协调控制系统中特别设计了压力拉回回路，当主汽压力偏差超过±0.3MPa时，汽机主控协助锅炉参与压力调节，当主汽压力偏差继续增大超过±0.8MPa时，汽机主控只保压力，不控制功率，直到压力偏差返回,机组负荷、压力参数均可根据需要调整。
3.1.3、机组投入条件其一是机组负荷大于290MW，为了防止深度调峰期间因协调投不上，导致一次调频无法投入被电网考核，运行部经过试验，逐渐将协调投入负荷下限由290MW逐渐降低至190MW，不但适应深度调峰的要求，而且降低了运行人员工作压力和劳动强度。
3.1.4、深度调峰时,经过探讨分析,优化机组滑压曲线,实现了深度调峰时汽轮机采用顺序阀控制,经西安热工院试验证实采用顺序阀控制比采用单阀控制煤耗降低约4g/(kw.h)，机组能耗指标得到进一步好转。
3.1.5、对油枪投入逻辑进行优化，确保四套制粉系统运行时其中一套制粉系统跳闸后燃烧率锐减后，相应的大油枪能够迅速自动投入进行稳燃，防止锅炉灭火。
3.2、磨煤机运行方式及上煤方式的优化
随着能源 的日益紧缺，锅炉燃煤煤质多变复杂，而且公司为了保证效益最大化，掺烧辅煤不断增加，使得锅炉的稳定燃烧一直困扰机组安全运行，再加上机组深度调峰，稳燃问题更为突出。
在众多煤中，扎赉诺尔由于水分小、挥发份高，硫分小，低位发热量高，成为深度调峰主要用煤。为了实现机组稳燃，其调节手段是#2、#6磨煤机对应原煤斗上扎赉诺尔配合#2、#6磨煤机部分少油枪。
针对四套制粉系统运行深度调峰最佳运行方式进行试验研究，最终确定200MW左右负荷运行#1、2、4、6或#2、4、6、8四套制粉系统锅炉燃烧最为稳定;在深度调峰之前要做好系统的摆布，为了规范操作，在大量试验的基础上，制定了详尽的《机组深度调峰期间保证安全的技术措施》和深度调峰操作票，运行各值按规定操作，确保深度调峰期间机组的安全运行。
通过做试验及采取合理的磨煤机运行方式和上煤方式，将机组最低不投油稳燃负荷由280MW降到260MW，深度调峰负荷在280MW至260MW期间，每小时可节燃油1.2t/h。
3.3、低负荷脱硝系统优化
为了确保深度调峰期间维持脱硝系统的入口烟温不低于293℃的保护跳闸值，维持脱硝系统全程投入，经过大量试验，确定了四套制粉系统最佳上煤方式为三个斗扎煤(高热值、高挥发分的设计煤种)一个斗辅煤(热值、挥发分相对较低的掺烧煤种)的上煤方式，维持合理的总燃料量，以保证4套制粉系统能够维持正常运行。此方法既能保证脱硝系统入口烟温，使脱硝系统正常投入，也能够加大热炉烟的再循环量;开大每台磨煤机对过燃风挡板采用分级配风减低NOx产生。
3.4、开式冷却水泵运行优化
开式冷却水泵为工频泵，入口水源为循环水提供压头为0.15Mpa至0.21Mpa左右，出口压力为0.75Mpa。机组深度期间，机组负荷低，各冷却器需要的冷却水量低，冷却器冷却水调门开度减小，开式冷却水系统节流损失大，也容易超压。通过研讨将开式冷却水泵改为变频运行，既解决开式水系统超压问题又解决低负荷时节流损失大问题，生产厂用率降低了0.004%。
3.5、优化氧量运行
因深度调峰负荷率较低，加之为保持脱硝入口烟温正常投入需要加大送风量，提高火焰中心位置、提高煤粉燃尽度，炉膛维持氧量较高，会造成NOX生成量加大，液氨耗量增加，排烟损失有所上升，也增加了空预器、低温省煤器等下游设备硫酸氢氨凝结堵塞的风险，因此，通过做试验，找到烟气中CO含量上升的拐点，结合脱硝系统入口温度及飞灰、大渣含碳量，在不同负荷下采取不同的氧量负向偏置，使锅炉处在最佳氧量工况下运行，收到较好节能减排效果。经比较氧量优化后，同负荷下送引风机耗电率之和下降了0.1～0.15%，脱硝入口NOX浓度下降50～100mg/Nm3,而飞灰和大渣含碳量上升幅度较小。
3.6优化脱硫运行方式
根据辅煤含硫量、发热量等参数将不同煤种上至不同原煤斗进行掺烧，通过FGD入口SO2浓度确定浆液循环泵运行台数及磨煤机运行方式，确保脱硫耗电率最低，SO2达标排放。
3.7优化电除尘及输灰系统运行方式
根据机组负荷率，通过调整电除尘电场电流极限、工作方式等方法进行及时调整，在确保粉尘浓度达标排放的前提下，与同负荷优化前相比，降低除尘系统耗电率约0.12~0.18%。同时对输灰方式和逻辑进行优化，输灰空压机运行台数由原来2~3台运行将为1台运行。
