基于火電廠靈活性改造的經濟性研究★

曹源平， 胡 洋

（長春工程學院， 吉林 長春 130012）

0 引言

據國家統計局公布數據[1]，截止2022 年全國發電裝機容量已達256 405 萬kW。其中，火電裝機容量133 239 萬kW，占總裝機容量51.96%，較2021 年總占比下降2.59%。依據國家新能源發展目標，2030 年我國風電、太陽能發電裝機規模要達到或超過12 億kW，標志著2030 年風電、太陽能等新能源裝機水平要達到2020 年的2～3 倍。隨著電力系統中風電、太陽能裝機比重將逐漸提高，電力系統將面臨調峰資源不足、靈活性資源短缺的局面[2-4]。

基于此遠景目標，火電廠參與調峰將承擔更為關鍵的任務。本文將基于結合火電廠靈活性改造的項目實際，對相關影響因素識別和完成結果分析，結合實際環境找到符合“三北”（華北、東北、西北）地區火電廠的合理改造方式。

1 火電機組靈活性改造的意義

1.1 助力新能源消納

火電廠的靈活性改造是實現未來高比例新能源并網消納與新能源戰略發展的關鍵需求，而目前我國龐大的火電市場標志火電廠的相關改造具有廣闊的市場前景與發揮重要作用，同時未來火電廠改造的長期目標與發展前景是火電廠的靈活性改造使火電廠參與調峰。文獻[5]中指出在東北地區電源過剩的現狀中，具備調峰能力是更為稀缺的資源，其商品價值遠高于發電能力，突顯了電力系統靈活性改造的重要性。文獻[6]中詳細梳理各省電力輔助服務市場建設情況與各地火電靈活性改造試點項目實施情況，展現了目前電力系統靈活性改造已經在各地大規模推廣實施。文獻[7]中直觀地闡述了東北地區在火電靈活性改造逐年完成的過程中，東北地區棄風情況有了大幅度改善，同時介紹了東北各大企業均積極投入了改造之中。文獻[8]中描述了京津冀地區能源發展中面臨著巨大挑戰，對靈活性能源的需求提出了更高的要求。因此火電機組的靈活性改造發揮著關鍵作用與承擔了重大責任。

1.2 增強供熱與熱電解耦

在冬季，我國北方城市氣候寒冷，供熱是保障民生的重要任務。在供暖期中，電力系統在參與新能源消納的任務中，肩負了保障電力供應的重要任務[9-11]。目前多數地區供熱措施仍采用燃煤為主，熱電聯產是提供供熱的重要形式。2020 年熱電廠在供熱能力和供熱總量中分別占到88.52%、88.96%；在熱水供熱方面，熱電廠在供熱能力和供熱總量中分別占50.9%和56.64%，均占較大比重。但熱電聯產在一定程度上限制了火電廠的靈活性，熱電解耦的目的是為了解決在供熱期內，機組在“以熱定電”的運行方式下造成的電負荷和熱負荷之前的矛盾。在保證穩定供熱的前提下，能極大地降低機組電負荷，提高煤電機組調峰能力。

火電廠在進行靈活性改造過程中因建廠環境有所差異、機組運行特征不同、機組所需改造目標各有差別，這將導致機組靈活性改造的經濟性形成了極大差異，因此本文將著重研究承擔供熱任務較大的“三北”地區火電廠靈活性改造的相關內容，以減小經濟性評價誤差，更好地為后續改造的進行提供參考，助力市場布局。

2 火電靈活性改造的經濟性識別方法與評價方法

2.1 成本和收益的識別方法

國家能源局修訂發布的《電力輔助服務管理辦法》《東北電力調峰輔助服務市場運營規則》，被認為是解決電力系統靈活性改造的成本補償問題的根本指導，為加快傳統機組的靈活性改造提供了重要支持與推動。

目前，火電廠靈活性改造的目標主要為機組快速啟停、增加調峰能力。而參與調峰改造的相關技術主要為供給側向下靈活性改造，采用較多的分為電鍋爐蓄熱改造項目、切割低壓氣缸改造項目、啟停改造技術、汽輪機旁路供熱改造項目、吸收式熱泵改造項目等。

火電廠調峰靈活性改造的成本主要為顯性成本與隱性成本兩種。顯性成本：前期技術改造成本、參與調峰服務時所放棄的發電量、后期運行時所帶來的成本增量；隱性成本：設備進行改造后造成的設備損耗、后期運行時所帶來的加速損耗。

火電廠調峰靈活性改造的收益主要分為兩種：其一是參與輔助服務市場獲得的收益；其二是增加供熱獲得的收益。

2.1.1 輔助服務產品補償機制

國家能源局發布的《電力輔助服務管理辦法》通知，指出了各地國家能源局派出機構依據本《辦法》根據結合當地電網運行的需求和特性，固定補償參考社會平均容量成本、提供有償輔助服務的投資成本和由于提供電力輔助服務而減少的有功發電量損失[9]。

《東北電力調峰輔助服務市場運營規則》的出臺，極大程度推動與完善了東北地區電力調峰輔助服務市場的建設。采用“階梯式”價格方式，針對非供熱期負荷率低于48%（熱電機組）、50%（純凝火電機組）、40%（全部機組）；供熱期負荷率低于48%（純凝火電機組）、50%（熱電機組）、40%（全部機組）將獲得不同程度的調峰補償，其中在深度調峰至40%額定出力以內獲得補償達到1 元/kW·h。

2.1.2 電鍋爐蓄熱改造項目

固體蓄熱式電鍋爐具有很強的調峰靈活性，同時可進行不間斷調峰運行，是最早出現且目前應用最多的改造方式之一。常見的固體蓄熱式電鍋爐技術改造成本約80～120 萬元/MW（蓄熱時間約7 h～10 h、快速放熱時間10 h 或14 h）[2-7]，改造項目初期投資成本較高，對機組損害較小，在獲得調峰補償收益的同時，增加了部分供熱收益。

2.1.3 切除低壓氣缸改造項目

切除低壓氣缸改造是近年來采取較多的改造方式之一，汽輪機切缸運行使低壓氣缸進氣消耗量大幅度降低，在一定程度上提高了機組深度調峰能力以及供熱能力，但深度調峰能力略有不足。切除低壓氣缸改造技術對機組有一定損傷，但項目初期投資成本低，項目投資回收期短，在獲得調峰補償收益的同時，增加了部分供熱收益[3]。

2.1.4 機組啟停技術改造項目

快速啟停技術常用于應對長時間調峰，目前常見的100～600 MW 等級機組啟停費用15～70 萬元/次。但同時快速啟停將會造成機組汽輪機轉子等部件損耗老化嚴重，機組受到較大損傷[2]。

2.2 經濟性評價方法

電力技術經濟評價指標與方法，主要分為靜態評價方法、動態評價方法、備選方案與經濟性評價方法三項大類。本文將應用靜態評價方法完成分析。

2.2.1 凈現值法（NPV）

對項目壽命周期內每年產生的現金流量抽取，并將項目周期中的年凈現金流量折算到現值，并累積該指標的具體值。

式中：NPV 為凈現值；IC為現金流入；OC為現金流出；n為壽命期；i0為基準收益率；P為現值；F為終值。

在對項目經濟性評價分析中可判斷，若NPV＞0，則認為項目在實施上可以帶來超額收益，項目可以接受；若NPV=0，則認為項目在實施過程中的收益符合預期，項目合理；若NPV＜0,則認為項目在實施過程中的收益低于預期期望，項目不可接受。

2.2.2 內部收益率法（IRR）

可以彌補凈現值法只能確定項目是否達到基準收益率，而無法確定實際效率的缺點。

在對項目經濟性評價分析中可判斷，若內部收益率（IRR）大于基礎收益率（i0），認為項目在實施上可以被接受；若內部收益率小于基礎收益率，認為項目在實施上不可以被接受。在有多個方案方案符合項目預期的情況下，可以選擇內部收益率最大的方案作為最優方案。

2.2.3 靜態投資回收期法

靜態投資回收期沒有考慮資金的時間價值，對方案的研究情況進行分析，其使用方法簡單且應用效果好，可以有效體現項目的經濟性與風險性。

式中：Tj為靜態投資回收期；Tb為標準投資回收期。

將靜態投資回收期與標準投資回收期進行比對，當Tj≤Tb時，認為方案合理可以接受；若Tj＞Tb則認為方案不合理，不應接受。同時，在進行多項目相互比較經濟性運算時，投資回收期最小的項目最優。

3 火電廠靈活性改造項目的案例分析

本文選擇600 MW 的熱電聯產機組作為研究對象，分析兩個火電廠相關改造技術分別為電鍋爐蓄熱改造項目、切除低壓氣缸項目的案例。收集其靈活性改造的相關技術數據，同時完成火電廠靈活性改造不同項目的經濟性分析。

3.1 電鍋爐蓄熱改造項目案例分析

電鍋爐蓄熱改造項目即在電力負荷低谷時加熱蓄熱電鍋爐來進行供熱，直至電力負荷低谷期結束。

三北地區A 電廠，2×300 MW 機組電鍋爐蓄熱改造前相關數據如表1 所示。

表1 A 電廠機組改造前相關設定參數表

三北地區A 電廠，2×300 MW機組電鍋爐蓄熱改造后相關數據如表2 所示。

表2 A 電廠機組改造后相關設定參數表

在進行項目經濟性測算時，依據機組改造前在相關數據統計與相關行業統計得到，A 廠煤炭交易價格740 元/t、全年調峰小時數總計3×120 h、其他數據均按照當地規定標準執行。依據機組改造后在相關數據統計與相關行業統計得到，A 廠改造費用323 萬元，當年煤炭交易價格940 元/t、全年調峰小時數總計4×120 h、同時新增改造后煤耗20 g/kW·h，新增機組320 MW，基準收益率取i0=10%，其他數據均按照當地現行標準為準執行。

計算相關的技術經濟指標可得NPV=911 萬元＞0，認為項目在實施上可以帶來超額收益，認為項目在實施上可以接受；內部收益率（IRR）=13.34%＞基礎收益率（i0）=10%,認為項目在實施上可以接受；投資回收期為2.5 年，符合項目投資回收周期評估；判斷項目整體經濟性良好。

3.2 切割低壓氣缸項目

切割低壓氣缸技術即將低壓氣缸切除后使中壓氣缸全功率對外供熱。

三北地區B 電廠，2×300 MW機組切割低壓氣缸項目改造前相關數據如表3 所示。

表3 電廠機組改造前相關設定參數表

三北地區B 電廠，2×300 MW機組切割低壓氣缸項目改造后相關數據如表4 所示。

表4 B 電廠機組改造后相關設定參數表

在進行項目經濟性測算時，依據改造前與改造后相關數據統計與相關行業預測得到，B 廠煤炭交易價格800 元/t、全年調峰小時數總計3×120 h、其他數據均按照當地規定標準執行。B 廠改造費用170 萬元，當年煤炭交易價格870 元/t、全年調峰小時數總計4×120 h、同時新增改造后煤耗60 g/kW·h，基準收益率取i0=10%。

計算相關的技術經濟指標可得，NPV=895.3 萬元＞0，認為項目在實施上可以帶來超額收益，認為項目在實施上可以接受；內部收益率（IRR）=15.98%＞基礎收益率（i0）=10%,認為項目在實施上可以接受；投資回收期為1.5 年，符合項目投資回收周期評估；項目整體經濟性良好。

4 結語

火電廠靈活性改造是未來解決新能源消納的重要解決措施，也將是我國未來一段時間火電廠改造的主要方向。結合三北地區A 電廠與B 電廠的相關靈活性改造進行了經濟性測算。通過對比改造前后的電廠的經濟性分析可知，認為在當前時期，針對三北地區進行的火電機組靈活性改造，電鍋爐蓄熱技術與切除低壓氣缸的改造技術符合“三北”地區市場需求。