丹东金山热电有限公司于年12月在丹东注册成立，是沈阳金山能源股份有限公司的全资子公司，隶属于中国华电集团公司。2台MW机组新建工程是国家热电联产试点项目，并被列入辽宁省“十一五”重点项目。一期工程建设2台MW亚临界一次中间再热供热机组，年9月20日正式开工建设，年12月27日两台机组相继投产，转入商业运营，彻底解决了丹东市小锅炉分散供热的局面，截止到年年底，丹东金山热电供热挂网面积达到万平方米。
年6月，国家能源局下发《国家能源局综合司关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》(国能综电[]号)，丹东金山热电有限公司是国家第一批火电灵活性改造项目试点单位之一，我公司在华电集团公司和辽宁区域公司大力支持下，迅速启动试点工作，研究可行的灵活性改造方案，最终确定以下方案：1、供热期建设固体电蓄热调峰锅炉，实现热电解耦，上网电量最低可减至5MW。2、纯凝期通过改造机组调节控制系统、等离子点火、宽负荷脱硝等实现最小技术出力达到30%ECR。
一、机组概况
丹东金山热电有限公司1、2号锅炉引进的美国BW公司RB锅炉技术设计制造并符合ASME标准。为亚临界参数，一次中间再热，固态排渣，单炉膛平衡通风，全封闭布置，全悬吊，自然循环，单锅筒锅炉。设计燃料为烟煤，采用中速磨配冷一次风机，正压直吹式制粉系统，每台锅炉配五台磨煤机。采用前后墙对冲燃烧方式，并配置有BW标准的双调风DRB-XCL型旋流煤粉燃烧器。
二、供热期机组灵活性情况
我公司与华电电科院研究探索机组可实施的灵活性方案，充分考虑机组特性和供热面积较大的实际情况，确定供热期机组灵活性改造方案为，建设一台MW固体电蓄热调峰锅炉，达到热电解耦目的，可实现保证供热的同时上网电量趋近为零，最大每小时可减少上网电量26万千瓦时，全年预计用电量3亿千瓦时，相当于电网全年可多接纳新能源上网电量3亿千瓦时。
电蓄热装置原理为在供热期用电，冬季供热期在夜间负荷低谷时期运行，利用电能加热蓄热7小时（22点-5点），白天蓄热装置停止用电，仅靠蓄热可以满足白天供热需求。在电网需调峰时，省调可以通过自动控制系统远方接通电蓄热装置高压开关（其中省调可以根据实际情况单独投入我公司任意一台电蓄热器，或者全部投入），此时电蓄热装置将电能转换为热能同时被高温蓄能体不断吸收，当高温蓄热体的温度达到设定的上限温度或电网调峰结束时，切断高压开关。
固体电蓄热锅炉项目用于冬季供暖期电厂深度调峰，以及配套的热网水管道、电气、控制、土建等工程，在KV母线上接引建设一台KV/66KV降压变为电蓄热装置供电，安装四组电蓄热装置，容量分别为80MW、60MW、60MW、60MW。蓄热系统接引在厂区内城市热网供水主管道上，实现热网回水经热泵系统一次加热后进入热网加热器二次加热，再经电锅炉系统三次加热，供给热用户。固体电蓄热炉蓄热能力为MW，供热能力为72MW，年最大供热量为万吉焦，可增加供热面积约万平方米。经测算，电锅炉投运后相当于拆除10吨小燃煤锅炉29台，一年可减少标煤10万吨，减少二氧化碳排放26.21万吨，减少二氧化硫排放0.24万吨，减少粉尘排放7.15万吨，氮氧化物0.07万吨。
三、纯凝期机组灵活性情况
1、机组现有调峰能力情况
我公司通过燃烧优化试验，测量并调平磨煤机粉管质量流量，摸索二次风配风比例，优化风粉比，降低了锅炉氧量与脱硝入口NOx，在保证低负荷稳燃的同时且兼顾锅炉效率，最终实现了机组纯凝期现阶段最小技术出力达到45%ECR(MW)。《东北电力调峰辅助服务市场运行规则（试行）》（东北监能市场[]号）中规定：非供热期供热机组调峰补偿第一档，40%负荷率≤48%，报价上下限为0～0.4元。统计04月份有偿调峰补偿盈65万元，我公司已具备纯凝期深度调峰能力。
2、下一步机组灵活性改造方案
1）锅炉宽负荷脱硝改造（在SCR入口加装烟气旁路系统）
目前我公司采用SCR（选择性催化还原法）控制NOx的排放。当锅炉负荷降到机组负荷25%～40%（对应75～MW）深度调峰时，反应器入口温度较低，一方面催化剂活性比较低，另一方面，还原剂氨与烟气中的SO3反应生成硫酸氢氨会沉积在催化剂上，进一步降低催化剂的活性，甚至造成催化剂不可逆的活性降低。我公司采用高温催化剂，反应温度区间为℃-℃，需对现有的SCR入口设置进行烟气旁路改造，在低负荷时利用部分高温烟气通过旁路，以提升SCR入口烟温，保证脱硝效果。
2）锅炉D层燃烧器加装等离子点火系统
随着清洁能源的持续发展，火电机组深度调峰负荷将会进一步降低，锅炉在30%负荷以下运行时，磨煤机投运2台磨甚至1台磨运行，对锅炉安全稳定运行提出更高要求。目前丹东金山热电锅炉点火系统为B层微油点火，其他层为稳燃用油，为了保证低负荷安全稳燃需要，以及从节能降耗的角度出发，计划对D层燃烧器进行改造，加装等离子点火系统，在机组低负荷或煤质变坏，锅炉燃烧不稳时，投运等离子点火系统进行稳燃，保证低负荷机组安全稳定运行。
3）控制系统自动调节品质提升
协调控制系统控制策略与参数优化，通过对一次调频、AGC相关控制回路控制策略与控制参数的调整与优化有效提高机组一次调频和AGC控制性能指标，符合调度要求，避免考核。
宽负荷脱硝目前方案是烟气旁路，但烟气旁路受机组实际风道开孔位置限制，进入SCR入口烟道截面形成节流，可能造成改造后SCR入口温度无法达到设计值或烟气混合不均等不确定结果。因此宽负荷脱硝设计需要慎重计算，同时考虑低负荷期间无法保证设计煤种等诸多因素影响。目前我公司机组MW脱硝入口烟温满足℃以上，通过2次摸底试验，预计机组改造后可达到最小技术出力达到30%ECR(90MW)。
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