2024年火电灵活性改造专题报告：电力系统灵活性的重要增量

1、 灵活发电是电力系统灵活运行的重要一环

1.1、 高比例可再生能源加大电网可靠性压力

长时间来看，新能源发电可以满足电量平衡需要，但由于出力波动，在短时内无 法满足电力平衡需要。新能源出力具有不确定性、间歇性以及不可控性的特点， 为电力系统维持发电及负荷的实时平衡带来挑战。由于新能源机组出力具有间歇 性，同样容量的新能源机组与常规火电或水电机组带负荷的能力并不相同，因此 电力系统充裕度分析中新能源容量无法与常规机组同等对待。以风电为例，风电 可信容量指等可靠性前提下风电机组可以视为的常规机组容量大小，风电容量可 信度为其可信容量占其装机容量的比例，根据王彤等对南网的可靠性评估结果， 南网 2020 年风电的容量可信度在 0.67%~18.75%之间。而方鑫等人在《并网光 伏电站置信容量评估》一文中测算，光伏的容量可信度在 54%~56%之间。

波动性可再生能源并网会对电力系统产生多种影响。这些影响并非突然出现，而 是随着波动性可再生能源渗透率的提高而逐步增多。IEA 对系统接入划分了不同 阶段，可用于定义随着波动性可再生能源渗透率不断增加时电力系统受到的影 响，以及由此导致的并网问题。目前我国整体已进入第 3 阶段，对系统灵活性的 要求不断提高。 第 1 阶段：已部署第一批波动性可再生能源发电厂，但对系统基本没有影响；只 会造成极少的局部影响，例如在发电厂的并网点。 第 2 阶段：随着波动性可再生能源发电厂数量的增加，负荷与净负荷之间的变化 日益明显。改进系统运行方式以更充分地利用现有系统资源，通常足以满足系统 并网要求。 第 3 阶段：供需平衡难度更大，需要系统性地提高电力系统灵活性，现有设施和 改进运行方式难以满足这一要求。 第 4 阶段：在某些特定时段，波动性可再生能源发电量足以提供系统大部分电力 需求，电力系统在系统受到扰动后迅速响应的方式发生变化。可能涉及到规则调 整，使波动性可再生能源发电也要提供频率响应服务，如一次调频和二次调频。

1.2、 灵活发电是系统灵活性资源中的重要一环

系统能否在高比例波动可再生能源的情况下灵活运行，是电力系统转型的核心， 且对于确保现代电力系统的安全性至关重要。电力系统灵活运行能力主要是指电 力系统能够可靠且经济有效地应对全时间尺度的供需平衡变化和不确定性，从而 确保电力系统瞬时稳定性、并支持长期供电安全。系统调节能力不足会降低电力 系统的稳定性，或产生大量的弃电。电力系统灵活运行能力既来自电力供给侧， 还可以通过电网基础设施，需求侧响应和电力存储来提供系统运行调节能力。在 这其中，灵活发电的地位非常重要，提升灵活火电能力的重要手段就是进行火电 灵活性改造。

系统灵活性在不同时间尺度下需求各异，长时间以满足电量平衡、短时间以满足 电力平衡为主要特点。维持电力稳定供应需要在所有时间尺度内（从瞬时到数年） 平衡供应和需求，因此需要考虑不同时间尺度内的系统灵活性。短期灵活性与系 统的稳定性有关，包括电压和频率管理等，主要考虑供需不平衡导致的频率偏差； 长期灵活性与容量和资源的可用性有关，主要考虑非波动性可再生能源组合，以 满足波动性可再生能源偏离预期发电比例时的系统电量平衡需求。在短期、中期 及更长时间尺度上，灵活发电能力对于电力平衡都至关重要。

在目前的消纳压力下，灵活发电的价值日益凸显。一直以来，基荷发电厂、中载 发电厂和调峰发电厂通过提供适当的能源和容量组合，以最低成本满足特定部分 的电力需求。从技术的角度，这些发电厂在设计时考虑到了具体的运行条件。从 经济的角度，这些发电厂基于对其运行小时数的预期进行投资决策。发电厂对系 统可提供的贡献包括基本电量贡献和调节性电量贡献： （1）基本电量贡献用于衡量发电厂在何种程度上能够提供低成本电力，以满足 特定时段需求； （2）调节性电量贡献用于衡量发电厂在何种程度上能够在特定时段为提供系统 电量需求，以及其他关键系统服务。

2、 火电灵活性改造：多路径、效果优

为保证成本效益和可靠性，传统发电厂必须具有灵活运行能力，并且可以在波动 性可再生能源发电量较低时满足提供电力。由于波动性可再生能源发电的运行成 本极低，因此对电力系统而言，最经济的方式是接受所有可用的波动性可再生能 源发电，关闭运行成本更高的传统发电厂，同时利用电网基础设施、需求响应和 储能资源等更为经济的系统灵活性资源。但为了维持系统稳定性，继续运营的其 他传统发电厂必须有能力消纳风电和太阳能光伏发电。在这种全新的运行条件 下，传统发电厂的运行时间和发电量可能减少，传统火电厂的灵活性改造显得尤 为重要。提高火电灵活性主要是指增加火电机组的出力变化范围，响应负荷变化 或调度指令的能力，多数情况下是指增加火电机组在低负荷时的稳定、清洁、高 效运行能力。提升指标包括： （1）稳定运行负荷范围：是指在有足够时间进行负荷调整时，发电机组可以稳 定运行的工况范围，包括稳定运行发电量下限、稳定运行发电量上限。稳定运行 范围越大，发电厂运行的灵活性越高。 （2）爬坡率：是指在稳定运行范围以内升/降负荷的速度。向上和向下爬坡率取 决于发电厂的技术特性和控制系统的技术属性。 （3）最低运行时间和最低停机时间：是指发电机组必须在与系统同步后保持开 机（最低运行时间），或在被停用时保持停机（最低停机时间）的时间限制。 （4）启动时间：指达到最低稳定发电量水平所需要的时间。根据发电厂的运行 状况，启动时间可进一步分为冷启动、暖启动和热启动。

具体来看，火电灵活性改造包括运行灵活性改造和燃料灵活性改造。运行灵活性 主要是指深度调峰能力、快速爬坡能力和快速启停能力，其中深度调峰能力是指 火电机组具有较大的变负荷范围，对于热电机组是指通过热电解耦减少高峰热负 荷时机组出力的能力。燃料灵活性是指使用适应力强的煤种，掺烧生物质例如秸 秆、木屑等。

火电运行灵活性改造又可以分为纯凝机组灵活性改造和热电联产机组灵活性改 造。纯凝机组，指的是蒸汽进入汽轮发电，通过其中各级叶片做功后，乏汽全部 进入凝结器凝结为水的机组；热电联产机组，指的是在叶片中间抽出一部分蒸汽 供给热网的机组。两种机组的运行方式不同，灵活性改造路线也有所差异。

2.1、 纯凝机组的灵活性改造技术路线

纯凝机组具有低负荷运行能力强，负荷调节灵活的优势。纯凝工况灵活性提升技 术路线主要包括深度调峰和快速响应。 其中深度调峰包括四方面的改造路径：锅炉侧、汽机侧、环保侧和控制侧。在锅 炉侧，主要有稳燃技术机改造、制粉系统改造和风机改造；在汽机侧，主要的改 造方式包括滑压曲线优化、末级叶片安全校核、阀门升级改造、寿命检测和评估； 在控制侧，主要的改造方式有 AGC 协调系统优化、过热和再热汽温优化、锅炉 燃烧优化控制；在环保侧，主要涉及宽负荷脱硝。 快速爬坡改造包括四方面的改造路径：优化制供粉系统、优化运行操作过程、燃 烧煤种预处理、新型材料减薄壁厚。

2.1.1、宽负荷脱硝技术

宽负荷脱硝技术主要用于解决火电降低出力负荷时的环保问题。为实现燃煤电厂 超低排放的环保要求，大部分燃煤发电机组都使用 SCR（选择性催化还原法） 烟气脱硝技术。SCR 系统的高效催化剂最佳运行烟温一般要求在 300℃~420℃ 之间，但在火电深度调峰时，脱硝入口烟温达不到催化剂投运最低温度要求。烟 温低于催化剂最佳运行温度时，会导致氨分子逃逸率增大，减少了与 NOx 的反 应机率，脱硝效率下降，最终导致排放不达标。常见的宽负荷脱硝技术包括省煤 器给水旁路、省煤器烟气旁路、省煤器分级改造、热水再循环、抽汽加热给水。 省煤器给水旁路：通过减少给水在省煤器受热面中的吸热量，以达到提高 SCR 烟气脱硝系统入口烟气温度目的，实现宽负荷脱硝投运。 省煤器烟气旁路：通过抽取烟气加热省煤器出口过来的烟气，使低负荷时 SCR 入口处烟气温度达到脱硝最低连续运行烟温以上。

省煤器分级设置：通过减少SCR反应器前省煤器的吸热量，达到提高SCR反应器 入口温度的目的。 热水再循环：通过热水再循环提高给水温度，减少省煤器的冷端换热温差，以减 少省煤器对流换热量，使省煤器出口烟气温度提高。

抽汽加热给水：通过投运新一路抽汽，关闭原第一级抽汽口，通过调节门控制加 热器入口压力，保证低负荷工况下给水温度，减少省煤器在低负荷工况下的吸热 量，提高省煤器出口烟气温度，实现宽负荷脱硝功能。

各种宽负荷脱硝技术各有优劣。省煤器给水旁路、烟气旁路投资较小，但是会影 响锅炉效率；热水再循环方案可以大幅提升烟气温度，但投资费用高；省煤器分 级改造不会影响到锅炉经济性，但是成本同样较高。

2.1.2、低负荷稳燃技术

低负荷稳燃技术主要解决的是火电降低出力情况下锅炉的稳定燃烧问题。锅炉在 低负荷下运行时，火焰在炉内的充满程度会比高负荷时差，负荷降低到一定程度 时，由于炉内温度下降，导致煤粉气流的着火距离增大，同时火焰对炉壁辐射损 失相对增加，所以就容易出现燃烧的不稳定，甚至锅炉熄火。为提高燃烧稳定性， 通常采用的技术路径包括两类： （1）等离子燃烧器技术：初始投资较高，但点火时不需要燃油； （2）富氧燃烧器技术：初始投资成本较低，但点火及稳燃时需要的燃油较多。

2.2、 热电联产机组的灵活性改造技术路线

改变供热地区电力发展现状的关键在于对机组进行热电解耦改造。对于热电联产 机组来说，“以热定电”方式导致机组出力难以降低，特别是在弃风弃光严重的 三北地区热需求大，热电机组占比高，供热季调峰十分困难。常见的热电联产机 组改造技术路线包括热水/熔盐储热、电热泵/电锅炉供热、切除低压缸进气、高 背压改造、汽轮机旁路供热、吸收式热泵等。

切除低压缸进气：通过低压缸导气管蝶阀的开关控制低压缸在“零出力”与“满 出力”运行模式间切换。供热机组在用电低谷阶段切除低压缸全部进汽，使低压 缸“零出力”并在真空条件下以背压供热方式运行，实现机组深度调峰。 汽轮机旁路供热：汽轮机高、低压旁路联合供热，利用高压旁路将部分主蒸汽减 温减压旁路至高压缸排汽，经锅炉再热器加热后，从低压旁路（中压缸进口）抽 汽对外供热。

热水/熔盐储热：通过设置热水罐、熔盐罐等存储热量，作为电网负荷较低时机 组供热抽汽的补充或热量的存储，间接实现热电解耦。 电热泵/电锅炉供热：在电源侧设置电锅炉、电热泵等，在低负荷抽汽供热不足 时，通过电热或电蓄热的方式将电能转换为热能，补充供热所需，从而实现热电 解耦。

各种热电解耦改造方式各有优劣。切除低压缸进汽运行方案投资少，但其运行灵 活性较差；旁路供热方案投资也较少，但是供热能力有限，且运行控制较为复杂；蓄热罐方案在投资、经济性和运行安全性方面均较好，但其调峰能力有限，且占 地面积较大。增设电锅炉方案运行灵活，但能量有效利用率较差。

2.3、 过往火电灵活性改造项目复盘

过往火电灵活性改造集中在热电联产机组改造。2016 年，国家能源局下发了第 一批和第二批煤电灵活性改造试点项目清单，共计 22 个，规模在 1800 万千瓦 左右，其中 15 个项目位于东北三省。在这 22 个火电项目中，仅有 2 个涉及纯 凝机组改造，其余均为供热机组灵活性改造。在这 22 个火电厂灵活性改造试点 项目中，采用最多的是热储能技术，占比达到 65%，采用低压缸零出力技改的 电厂有 2 个，采用汽轮机低压缸高背压改造的电厂有 1 个，涉及制煤和稳燃脱 硝系统改造的电厂有 4 个。

2.4、 火电灵活性改造的效果对比

灵活性改造后的机组，在运行范围、爬坡速率、启停时间上均会有明显的提升， 可以更好的参与系统的灵活性调节。对于常规煤电来说，一般未改造的机组运行 范围在 50-100%，爬坡速率在 1-2%Pn/min，启停时间在 6-10 小时；一般改造 之后的机组运行范围在 30-100%，爬坡速率在 3-6%Pn/min，启停时间在 4-5 小时。对于燃煤热电联产来说，一般未改造的机组运行范围在 80-100%，爬坡 速率在 1-2%Pn/min，启停时间在 6-10 小时；一般改造之后的机组运行范围在 50-100%，爬坡速率在 3-6%Pn/min，启停时间在 4-5 小时。改造后的煤电机 组，可以较好的参与到中时维度的电力系统调节当中。

3、 火电灵活性改造：成本较低，空间广阔

3.1、 初始投资成本低，市场空间广阔

“十四五”期间火电灵活性改造的市场空间在 90~280 亿元。根据《全国煤电机 组改造升级实施方案》，存量煤电机组灵活性改造应改尽改，“十四五”期间完 成 2 亿千瓦，增加系统调节能力 3000-4000 万千瓦。根据《电力系统灵活性提 升：技术路径、经济性与政策建议》（袁家海教授课题组）给出的数据，常规煤 电灵活性改造投资成本为 600-700 元/千瓦，燃煤热电联产改造投资成本为 300-500 元/千瓦（均以单位调节能力下的单位投资成本计算），假设“十四五” 期间新增的 3000-4000 万千瓦系统调节能力均为常规煤电改造提供的，则总投 资额在 180-280 亿元；假设“十四五”期间新增的 3000-4000 万千瓦系统调节 能力均为热电联产机组改造提供的，则总投资额在 90~200 亿元。

3.2、 火电灵活性改造的经济性讨论

从政策制定者视角看，电源侧灵活性资源中煤电灵活性改造和抽水蓄能电站分别 为成本和提升效果的第一梯队，灵活性改造成本最低，抽蓄调节效果最佳。总的 来看，煤电灵活性改造提升效果较弱，但成本优势明显；气电置换煤电效果较好，但成本较高；新建抽水蓄能电站效果最好，成本稍高；新建储能电站的灵活性提 升效果略弱于抽蓄，投资运行成本也稍低，但储能当前收益不明晰。

从火电运营商视角看，改造后增加的调峰收入，与减小的售电收益相比，得不偿 失。这也解释了为什么之前运营商进行火电灵活性改造的动力不足。通过改造煤 电来提供灵活性的成本主要包括：灵活性改造投资成本，实际运行中产生的可变 成本增量，机组的加速折旧和部件磨损、更换成本增量以及由于损失部分发电收 益产生的机会成本。 我们假设灵活性改造之后，最小出力负荷从 50%下降到 30%，每天有 4h 深度 调峰（即这 4 小时出力从原来的 50%下降到 30%），测算得：灵活性改造之后， 发电运营商营收下降 7%，毛利率下降 1.7pct。

3.3、 容量电价：提升火电运营商改造动力

容量成本回收机制是保证电力可靠性的重要支撑。容量电价机制的持续完善，可 以较好的弥补火电灵活性改造之后，利用小时数下行带来的经济上的负面影响， 提升运营商进行改造的动力。随着系统电源结构中新能源占比逐步提升，煤电、 气电等常规化石能源发电角色定位将发生改变，装机利用小时数将逐步下降，煤 电将从提供电力电量保障的主力电源逐步转为以提供电力为主、电量为辅的调节 及备用保障电源。容量电价本质上体现了煤电容量支撑调节价值，可以更好地保 障电力系统的稳定安全。

3.4、 电力现货市场的逐步完善将持续提升火电灵活性 改造的经济性

未来电力现货市场将会是火电灵活性改造的重要收益来源。以山东省为例，在电 力现货市场中，在个别日期已经出现过较长时段出现负电价，此时，进行过火电 灵活性改造的机组可以将出力压到更低，以减少损失。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）