基于火电厂灵活性改造的经济性研究★

曹源平， 胡 洋

（长春工程学院， 吉林 长春 130012）

0 引言

据国家统计局公布数据[1]，截止2022 年全国发电装机容量已达256 405 万kW。其中，火电装机容量133 239 万kW，占总装机容量51.96%，较2021 年总占比下降2.59%。依据国家新能源发展目标，2030 年我国风电、太阳能发电装机规模要达到或超过12 亿kW，标志着2030 年风电、太阳能等新能源装机水平要达到2020 年的2～3 倍。随着电力系统中风电、太阳能装机比重将逐渐提高，电力系统将面临调峰资源不足、灵活性资源短缺的局面[2-4]。

基于此远景目标，火电厂参与调峰将承担更为关键的任务。本文将基于结合火电厂灵活性改造的项目实际，对相关影响因素识别和完成结果分析，结合实际环境找到符合“三北”（华北、东北、西北）地区火电厂的合理改造方式。

1 火电机组灵活性改造的意义

1.1 助力新能源消纳

火电厂的灵活性改造是实现未来高比例新能源并网消纳与新能源战略发展的关键需求，而目前我国庞大的火电市场标志火电厂的相关改造具有广阔的市场前景与发挥重要作用，同时未来火电厂改造的长期目标与发展前景是火电厂的灵活性改造使火电厂参与调峰。文献[5]中指出在东北地区电源过剩的现状中，具备调峰能力是更为稀缺的资源，其商品价值远高于发电能力，突显了电力系统灵活性改造的重要性。文献[6]中详细梳理各省电力辅助服务市场建设情况与各地火电灵活性改造试点项目实施情况，展现了目前电力系统灵活性改造已经在各地大规模推广实施。文献[7]中直观地阐述了东北地区在火电灵活性改造逐年完成的过程中，东北地区弃风情况有了大幅度改善，同时介绍了东北各大企业均积极投入了改造之中。文献[8]中描述了京津冀地区能源发展中面临着巨大挑战，对灵活性能源的需求提出了更高的要求。因此火电机组的灵活性改造发挥着关键作用与承担了重大责任。

1.2 增强供热与热电解耦

在冬季，我国北方城市气候寒冷，供热是保障民生的重要任务。在供暖期中，电力系统在参与新能源消纳的任务中，肩负了保障电力供应的重要任务[9-11]。目前多数地区供热措施仍采用燃煤为主，热电联产是提供供热的重要形式。2020 年热电厂在供热能力和供热总量中分别占到88.52%、88.96%；在热水供热方面，热电厂在供热能力和供热总量中分别占50.9%和56.64%，均占较大比重。但热电联产在一定程度上限制了火电厂的灵活性，热电解耦的目的是为了解决在供热期内，机组在“以热定电”的运行方式下造成的电负荷和热负荷之前的矛盾。在保证稳定供热的前提下，能极大地降低机组电负荷，提高煤电机组调峰能力。

火电厂在进行灵活性改造过程中因建厂环境有所差异、机组运行特征不同、机组所需改造目标各有差别，这将导致机组灵活性改造的经济性形成了极大差异，因此本文将着重研究承担供热任务较大的“三北”地区火电厂灵活性改造的相关内容，以减小经济性评价误差，更好地为后续改造的进行提供参考，助力市场布局。

2 火电灵活性改造的经济性识别方法与评价方法

2.1 成本和收益的识别方法

国家能源局修订发布的《电力辅助服务管理办法》《东北电力调峰辅助服务市场运营规则》，被认为是解决电力系统灵活性改造的成本补偿问题的根本指导，为加快传统机组的灵活性改造提供了重要支持与推动。

目前，火电厂灵活性改造的目标主要为机组快速启停、增加调峰能力。而参与调峰改造的相关技术主要为供给侧向下灵活性改造，采用较多的分为电锅炉蓄热改造项目、切割低压气缸改造项目、启停改造技术、汽轮机旁路供热改造项目、吸收式热泵改造项目等。

火电厂调峰灵活性改造的成本主要为显性成本与隐性成本两种。显性成本：前期技术改造成本、参与调峰服务时所放弃的发电量、后期运行时所带来的成本增量；隐性成本：设备进行改造后造成的设备损耗、后期运行时所带来的加速损耗。

火电厂调峰灵活性改造的收益主要分为两种：其一是参与辅助服务市场获得的收益；其二是增加供热获得的收益。

2.1.1 辅助服务产品补偿机制

国家能源局发布的《电力辅助服务管理办法》通知，指出了各地国家能源局派出机构依据本《办法》根据结合当地电网运行的需求和特性，固定补偿参考社会平均容量成本、提供有偿辅助服务的投资成本和由于提供电力辅助服务而减少的有功发电量损失[9]。

《东北电力调峰辅助服务市场运营规则》的出台，极大程度推动与完善了东北地区电力调峰辅助服务市场的建设。采用“阶梯式”价格方式，针对非供热期负荷率低于48%（热电机组）、50%（纯凝火电机组）、40%（全部机组）；供热期负荷率低于48%（纯凝火电机组）、50%（热电机组）、40%（全部机组）将获得不同程度的调峰补偿，其中在深度调峰至40%额定出力以内获得补偿达到1 元/kW·h。

2.1.2 电锅炉蓄热改造项目

固体蓄热式电锅炉具有很强的调峰灵活性，同时可进行不间断调峰运行，是最早出现且目前应用最多的改造方式之一。常见的固体蓄热式电锅炉技术改造成本约80～120 万元/MW（蓄热时间约7 h～10 h、快速放热时间10 h 或14 h）[2-7]，改造项目初期投资成本较高，对机组损害较小，在获得调峰补偿收益的同时，增加了部分供热收益。

2.1.3 切除低压气缸改造项目

切除低压气缸改造是近年来采取较多的改造方式之一，汽轮机切缸运行使低压气缸进气消耗量大幅度降低，在一定程度上提高了机组深度调峰能力以及供热能力，但深度调峰能力略有不足。切除低压气缸改造技术对机组有一定损伤，但项目初期投资成本低，项目投资回收期短，在获得调峰补偿收益的同时，增加了部分供热收益[3]。

2.1.4 机组启停技术改造项目

快速启停技术常用于应对长时间调峰，目前常见的100～600 MW 等级机组启停费用15～70 万元/次。但同时快速启停将会造成机组汽轮机转子等部件损耗老化严重，机组受到较大损伤[2]。

2.2 经济性评价方法

电力技术经济评价指标与方法，主要分为静态评价方法、动态评价方法、备选方案与经济性评价方法三项大类。本文将应用静态评价方法完成分析。

2.2.1 净现值法（NPV）

对项目寿命周期内每年产生的现金流量抽取，并将项目周期中的年净现金流量折算到现值，并累积该指标的具体值。

式中：NPV 为净现值；IC为现金流入；OC为现金流出；n为寿命期；i0为基准收益率；P为现值；F为终值。

在对项目经济性评价分析中可判断，若NPV＞0，则认为项目在实施上可以带来超额收益，项目可以接受；若NPV=0，则认为项目在实施过程中的收益符合预期，项目合理；若NPV＜0,则认为项目在实施过程中的收益低于预期期望，项目不可接受。

2.2.2 内部收益率法（IRR）

可以弥补净现值法只能确定项目是否达到基准收益率，而无法确定实际效率的缺点。

在对项目经济性评价分析中可判断，若内部收益率（IRR）大于基础收益率（i0），认为项目在实施上可以被接受；若内部收益率小于基础收益率，认为项目在实施上不可以被接受。在有多个方案方案符合项目预期的情况下，可以选择內部收益率最大的方案作为最优方案。

2.2.3 静态投资回收期法

静态投资回收期没有考虑资金的时间价值，对方案的研究情况进行分析，其使用方法简单且应用效果好，可以有效体现项目的经济性与风险性。

式中：Tj为静态投资回收期；Tb为标准投资回收期。

将静态投资回收期与标准投资回收期进行比对，当Tj≤Tb时，认为方案合理可以接受；若Tj＞Tb则认为方案不合理，不应接受。同时，在进行多项目相互比较经济性运算时，投资回收期最小的项目最优。

3 火电厂灵活性改造项目的案例分析

本文选择600 MW 的热电联产机组作为研究对象，分析两个火电厂相关改造技术分别为电锅炉蓄热改造项目、切除低压气缸项目的案例。收集其灵活性改造的相关技术数据，同时完成火电厂灵活性改造不同项目的经济性分析。

3.1 电锅炉蓄热改造项目案例分析

电锅炉蓄热改造项目即在电力负荷低谷时加热蓄热电锅炉来进行供热，直至电力负荷低谷期结束。

三北地区A 电厂，2×300 MW 机组电锅炉蓄热改造前相关数据如表1 所示。

表1 A 电厂机组改造前相关设定参数表

三北地区A 电厂，2×300 MW机组电锅炉蓄热改造后相关数据如表2 所示。

表2 A 电厂机组改造后相关设定参数表

在进行项目经济性测算时，依据机组改造前在相关数据统计与相关行业统计得到，A 厂煤炭交易价格740 元/t、全年调峰小时数总计3×120 h、其他数据均按照当地规定标准执行。依据机组改造后在相关数据统计与相关行业统计得到，A 厂改造费用323 万元，当年煤炭交易价格940 元/t、全年调峰小时数总计4×120 h、同时新增改造后煤耗20 g/kW·h，新增机组320 MW，基准收益率取i0=10%，其他数据均按照当地现行标准为准执行。

计算相关的技术经济指标可得NPV=911 万元＞0，认为项目在实施上可以带来超额收益，认为项目在实施上可以接受；内部收益率（IRR）=13.34%＞基础收益率（i0）=10%,认为项目在实施上可以接受；投资回收期为2.5 年，符合项目投资回收周期评估；判断项目整体经济性良好。

3.2 切割低压气缸项目

切割低压气缸技术即将低压气缸切除后使中压气缸全功率对外供热。

三北地区B 电厂，2×300 MW机组切割低压气缸项目改造前相关数据如表3 所示。

表3 电厂机组改造前相关设定参数表

三北地区B 电厂，2×300 MW机组切割低压气缸项目改造后相关数据如表4 所示。

表4 B 电厂机组改造后相关设定参数表

在进行项目经济性测算时，依据改造前与改造后相关数据统计与相关行业预测得到，B 厂煤炭交易价格800 元/t、全年调峰小时数总计3×120 h、其他数据均按照当地规定标准执行。B 厂改造费用170 万元，当年煤炭交易价格870 元/t、全年调峰小时数总计4×120 h、同时新增改造后煤耗60 g/kW·h，基准收益率取i0=10%。

计算相关的技术经济指标可得，NPV=895.3 万元＞0，认为项目在实施上可以带来超额收益，认为项目在实施上可以接受；内部收益率（IRR）=15.98%＞基础收益率（i0）=10%,认为项目在实施上可以接受；投资回收期为1.5 年，符合项目投资回收周期评估；项目整体经济性良好。

4 结语

火电厂灵活性改造是未来解决新能源消纳的重要解决措施，也将是我国未来一段时间火电厂改造的主要方向。结合三北地区A 电厂与B 电厂的相关灵活性改造进行了经济性测算。通过对比改造前后的电厂的经济性分析可知，认为在当前时期，针对三北地区进行的火电机组灵活性改造，电锅炉蓄热技术与切除低压气缸的改造技术符合“三北”地区市场需求。