《煤电机组灵活性改造标准体系预研》

煤电机组灵活性改造

标准体系预研报告

组织单位：中国电力企业联合会标准化管理中心

主编单位：西安热工研究院有限公司

参编单位：国家电力调度控制中心、国家电网有限公司东北分部、国家电网有限

公司西北分部、西安交通大学、中国大唐集团科学技术研究院有限公司、上海发

电设备成套设计研究院有限责任公司、国家能源集团科学技术研究院有限公司、

华电电力科学研究院有限公司、东方汽轮机厂、哈尔滨汽轮机厂、东方电气集团

东方锅炉股份有限公司、哈尔滨锅炉厂、沈阳世杰电器有限公司、北京瑞特爱能

源科技股份有限公司、深圳市科陆电子科技股份有限公司、南通江海电容器股份

有限公司、百吉瑞（天津）新能源有限公司、沈阳微控新能源技术有限公司

2021年7月

一、研究背景

1.电源发展现状

近年，我国电源结构持续调整、优化，可再生能源加快发展，消纳水平持续

改善。截至2020年底，全国全口径装机容量22亿千瓦，见表1。其中火电装机

12.5亿千瓦，占比56.58%，火电占总装机的比重同比下降2.60个百分点；风电

装机2.82亿千瓦，占比12.79%，太阳能发电装机2.53亿千瓦，占比11.52%，

风电、太阳能占总装机的比重同比上涨3.75个百分点。发电量方面，火电同比

增加2.5%，风电增加15.1%，太阳能发电增加16.6%，新能源在电力系统中的地

位已发生变化，正在向电能增量主力供应者过渡。随着风电、光伏发电的技术进

步和产业升级，造价和度电成本总体呈现逐年下降趋势，发电效率持续提升，即

将步入平价上网时代，预计“十四五”期间新能源仍将继续快速发展，装机和发电

量占比仍将持续提高。以煤为主的能源体系向清洁能源转型，风电、光电等间歇

式电源逐渐占据了新增电源的主要部分，系统调峰需求日益增加。

表1-12019-2020年全国发电装机及同比增长单位：万千瓦

2020年比2016

序号指标名称2020年2019年同比（%）2016年

年增长（%）

1发电装机总量2200582010069.516505133.3

2其中：火电1245171189574.710609417.4

3水电37016358043.43320711.5

4核电498948742.4336448.3

5风电281532091534.61474790.9

6太阳能发电253432041824.17631232.1

表1-22019-2020年全国发电量对比单位：亿千瓦时

2020年比2016

序号指标名称2020年2019年同比(%)2016年

年增长（%）

1全国发电量76236732694.06022826.6

2火电51743504652.54327319.6

3水11174815.4

1

4核电366234875.0213271.8

5风电4665405315.1240993.6

6太阳能发电2611224016.6665292.6

可再生能源替代传统能源等低碳发展的能源转型，是对“2030碳达峰、2060

碳中和”发展目标的重要支撑，同时对中国传统的煤电系统和电力系统带来巨大

冲击。我国近年来风电、光伏等可再生能源的规模和比重大幅提高，这些机组的

出力稳定性和调节性较差，接入电网后，需要其它机组增加调峰、调频等辅助服

务的能力。此外，西电东送等大型输电工程和特高压线路相继投产，电能的长距

离输送增加了对无功、联络线功率偏差调整等辅助服务的需求。由于电力系统适

应新能源发展的系统调节能力不足，灵活性调峰电源严重缺乏，煤电成了调峰主

力。煤电正由传统的提供电力、电量的主体电源，逐步转变为在提供电力、电量

的同时，向电力系统提供可靠容量、调峰调频等辅助服务的基础性、调节性电源，

煤电的作用和定位发生了根本的改变。

截至2019年5月，“三北”地区累计完成火电机组灵活性改造5078万千瓦。

国家遴选的22个试点项目中，东北地区试点项目完成80%，华北地区完成25%，

西北地区完成灵活性改造较少。从调峰补偿费用看，2018年全国用于调峰辅助

服务补偿费用共计52.3亿元，占总补偿费用的35%，同比增长约10%，其中东

北区域合计27.8亿元，占全国一半以上。从保障供应的角度看，煤电在相当长

时期内仍将在电力系统中发挥重要作用，是我国电力安全可靠供应的“压舱石”

和“稳定器”，一旦其他电源发展不及预期，客观上需要增加煤电规模进行保供和

托底。

清洁能源的健康发展离不开煤电灵活性调节支持。在大规模、高波动性清洁

能源电力接入的情况下，系统对灵活性电源需求不断提高，作为当前最经济可靠

的调节电源，煤电将更多地承担系统调峰、调频、调压和备用功能。煤电灵活性

改造将是能源转型背景下电力生产的趋势，建立煤电机组灵活性改造技术标准体

系，可为灵活性改造技术在实际推广应用中提供标准化、规范化、科学化的技术

参考。通过行业标准在技术上保持行业高度的统一和协调，从而推动灵活性改造

项目的规范、高效进行，促进行业的发展与进步。

2

2.灵活性改造相关产业政策情况

电力辅助服务是指为了保证电力系统安全、电能品质、电力交易和电力供应，

由发电企业提供的除正常电能生产输送之外的其它服务，灵活性需求的增加使得

电力辅助服务重要性凸显。

2006年，原国家电力监管委员会印发《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》，

明确电力辅助服务包括：一次调频、自动发电控制（AGC）、调峰、无功调节、

备用、黑启动等，其中有偿辅助服务包括自动发电控制（AGC）、有偿调峰、有

偿无功调节、备用、黑启动等。自2008年始，华北、华中、华东、南方、东北

和西北电监局及各省电监办陆续出台本区域的两个细则。2014年，国家能源局

印发《关于积极推进跨省跨区电力辅助服务补偿机制建设工作的通知》，将跨省

跨区交易电量纳入电力辅助服务补偿机制范畴。

为了破解新能源消纳困境，《电力发展"十三五"规划》(2016-2020)中将"加强

调峰能力建设，提升系统灵活性"作为重点任务。《规划》提出，从负荷侧、电源

侧、电网侧多措并举，提升系统灵活性。同时指出，将全面推动煤电机组灵活性

提升，"十三五"期间，改造煤电机组容量2.2亿千瓦，其中热电机组改造规模为

1.3亿千瓦，纯凝机组改造规模为9000万千瓦。

2016年11月国家能源局、东北监管局印发了《东北电力辅助服务市场运营

规则(试行)》。东北电网调峰辅助服务办法由于引入了市场化机制，在国家、电

网和用户未增加支出的情况下，激发了火电企业实施灵活性提升和参与调频调峰

的积极性。随后，山东、华北、福建等地区也陆续开展辅助服务市场建设。

表1-3东北深度调峰交易分档及报价上、下限

报价报价下限报价上限

时期火电厂类型火电厂调峰率

档位（元/kWh）（元/kWh）

纯凝火电机组40%＜负荷率≤50%

第一档00.4

非供热期热电机组40%＜负荷率≤48%

第二档全部火电机组负荷率≤40%0.41

纯凝火电机组40%＜负荷率≤48%

第一档00.4

供热期热电机组40%＜负荷率≤50%

第二档全部火电机组负荷率≤40%0.41

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表1-4东北应急启停调峰报价

机组额定容量级别报价上限

（万千瓦）（万元/次）

1050

2080

30120

50~60200

80~100300

2017年，国家能源局印发《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》

积极探索建设电力辅助服务市场，着力解决局部地区弃风、弃光、弃水、限核和

系统调峰、供暖季电热矛盾等突出问题。

2018年8月国家发展改革委国家能源局关于提升电力系统调节能力的指导

意见发改能源〔2018〕364号要求根据不同地区调节能力需求，科学制定各省火

电灵活性提升工程实施方案。“十三五”期间，力争完成2.2亿千瓦火电机组灵活

性改造（含燃料灵活性改造，下同），提升电力系统调节能力4600万千瓦。优先

提升30万千瓦级煤电机组的深度调峰能力。改造后的纯凝机组最小技术出力达

到30%~40%额定容量，热电联产机组最小技术出力达到40%~50%额定容量；部

分电厂达到国际先进水平，机组不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力达到

20%~30%。

3.灵活性改造现状及存在问题

1）国外煤电机组灵活性改造情况

国外煤电机组灵活性改造情况已有相关报告进行了充分的论述，详见中电联

《煤电机组灵活性运行政策研究》，国外成熟的电力市场已建立起配套的容量市

场机制。通过稀缺资源的价格信号有效激励发电侧资源配置，实现优化系统运行

的目的。已形成成熟的电力现货市场的国家，并未针对调峰辅助服务设置单独的

补偿，主要是采取现货市场的边际价格出清机制，通过不同时段的价格信号，来

引导市场成员在高峰和低谷时段调整出力。丹麦、德国的经验表明，煤电灵活性

改造技术是可行的。丹麦煤电机组改造后最小出力低至15%-20%，德国为

25%-30%。完善的电价机制是煤电灵活性改造的驱动力。丹麦的火电利用小时数

从调峰前的5000小时下降到了调峰后的2500-3000小时，但调峰收入仍然确保

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了其可以获得合理的收益。

2）国内煤电机组灵活性改造现状

2016年6月国家能源局正式启动灵活性改造示范试点项目。能源局选取了

可再生能源消纳问题较为突出地区的22个典型项目进行试点，拉开了灵活性改

造的序幕。2020年，受火电灵活性发展等影响，清洁能源消纳整体形势持续好

转，上半年风电、光伏发电利用率分别达到96.1%、97.9%，同比上升0.8、0.3

个百分点。

目前，我国各火电企业正在陆续进行机组灵活性改造，主要涉及低负荷稳燃、

低负荷脱硝、热电解耦、提升机组变负荷速率、储能调峰等技术。在现有技术支

撑下，纯凝煤电机组最低调峰负荷可降低至20%以下，供热机组电负荷调节能力

可提升10%以上。与此同时，煤电灵活性研究还在两班制运行、快速调节等方面

进行了大量技术探索，十三五末期，我国已有一大批煤电机组负荷响应速率可达

到2.0%Pe，相比于灵活性改造前调节速度大幅提升。

3）存在的问题

能源局火电灵活性改造示范项目开展以来，为提升燃煤机组调峰能力和促进

新能源消纳，做出了积极贡献，弃风率、弃光率、弃水率等情况总体趋好。但对

照《电力发展"十三五"规划》，纵观十三五期间相关改造情况，煤电灵活性改造

容量及范围等均偏离规划目标值较多。问题主要体现如下：

一是示范项目技术路线多，但后续推广项目少，例如电锅炉或储热罐改造项

目，后续推广的案例并不多；

二是试验项目多但实际使用少，例如旁路供热大多属于试验、应急备用性质，

但实际长期运行的项目不多；

三是供热机组改造多，但纯凝机组改造少，例如北方热电解耦灵活性改造多，

但是南方纯凝机组深度调峰改造偏少；

四是部分技术性价比不高，有待进一步技术进步，例如蓄电池储能调峰调频

项目等；

五是部分灵活性改造技术路线，机组寿命必然或多少受影响，全寿命周期内

的损耗分布会发生变化，目前没有进行研究。

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4.目的和意义

标准是构成国家核心竞争力的基本要素，是规范经济和社会发展的重要技术

制度。长期以来，标准作为国际交往的技术语言和国际贸易的技术依据，在保障

产品质量、提高市场信任度、促进商品流通、维护公平竞争等方面发挥了重要作

用。随着经济全球化进程的不断深入，标准在国际竞争中的作用更加凸显，继产

品竞争、品牌竞争之后，标准竞争成为一种层次更深、水平更高、影响更大的竞

争形式。因此，世界各国越来越重视标准化工作，纷纷将标准化工作提到国家发

展战略的高度。整体提升我国标准化水平，有助于全面建设小康社会，落实科学

发展观，为国民经济和社会发展提供技术支撑和基础保障。

煤电灵活性改造是加强系统调峰能力，增强灵活性的重要手段。目前我国已

开展的煤电机组灵活性改造项目中存在多个方面的问题，包括机组安全、机组经

济性、设备寿命、新技术可靠性、新技术造价、调度运行、经济评价、政策补贴

等，且当前煤电机组灵活性改造项目技术路线较多，不同地域、不同电网、不同

机型等均存在一定适用差异性，使得灵活性改造技术在实际工程推广上缺乏标准

化、规范化和科学化的技术参考，因此煤电机组灵活性改造方面急需建立统一的

技术标准体系。

本预研的目的是通过总结国内外煤电灵活性改造试点示范经验，提出煤电灵

活性改造技术路线及标准需求，研究煤电灵活性改造的标准体系框架，并提出标

准制修订建议，发挥技术标准对行业的引领作用，为煤电机组灵活性改造项目提

供规范化和科学化的技术标准参考。

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二、现有灵活性改造技术路线

煤电机组灵活性改造旨在提升机组负荷调节范围、调节速率，缩短机组启停

时间，根据提升机组灵活性的需求，具体改造技术路线如下。

1.锅炉低负荷稳燃技术

锅炉在低负荷运行时，煤粉气流风煤比增大，煤粉浓度降低，同时炉膛温

度降低，导致着火难度加大。根据炉型、煤质、燃烧设备的不同，目前大部分燃

煤锅炉低负荷稳燃能力在40~50%额定负荷左右，为满足灵活性需求锅炉需要进

一步增强低负荷稳燃能力。提高锅炉低负荷稳燃能力的主要技术措施有：锅炉精

细化运行调整，基于强化燃烧的锅炉燃烧器改造，锅炉制粉系统改造，掺烧高挥

发分煤质改造，以及等离子体、微油、富氧等助燃改造等。

2.提高低负荷SCR入口烟温技术

目前，绝大部分煤电机组脱硝装置的工作温度为300~420℃。当机组深度调

峰时，随着锅炉负荷的降低，脱硝装置入口烟温将降至300℃以下，为避免脱硝

催化剂失去活性，脱硝装置需要退出运行，导致氮氧化物排放超标，机组调峰中

止。因此，针对深度调峰期间，脱硝装置无法投入的机组，需要进行提高脱硝装

置入口烟温改造。

除少数烟气中SO2和NOx较低的机组能实现并网投运SCR脱硝装置外，

大部分机组在低负荷运行时，需采用省煤器烟气旁路、省煤器水侧旁路、省煤器

分级布置、回热抽汽补充给水、热水再循环等技术提高SCR入口烟温。

3.低负荷辅机和控制系统适应性改造技术

机组负荷降低以后，制粉系统、风烟系统、空预器、给水系统、凝结水系统

等系统的主要辅机均可能不同程度的出现一些问题，例如煤粉分配不均，点火困

难、空预器堵塞、给水泵和凝结水泵振动等。根据机组运行特性的不同，针对性

的选取相应解决措施是保障机组灵活运的关键。目前常用的辅机和控制系统适应

性改造技术主要有煤粉分配器改造、风粉在线监测改造、锅炉空预器防腐和防堵

技术、锅炉原煤仓防堵技术、锅炉燃烧安全监控技术、给水泵运行控制策略改造

技术、凝结水泵运行控制策略改造技术、机组协调控制系统适应性改造等。

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4.深度调峰下关键部件安全性保障技术

（1）汽轮机末级叶片安全性

汽轮机深度调峰运行后，进汽流量将大幅减小，运行工况偏离设计值，这将

导致低压末两级叶片动应力增大、水蚀加剧、高周疲劳寿命缩短，严重威胁其安

全运行。采用计算流体动力学方法研究不同负荷工况低压末级叶片多元流热物理

场，获得叶片非平衡态气流激振力，并通过高精度多阶差分方法施加在叶片有限

元模型，实现流场到结构场的高强非线性耦合，在此基础上采用有限元方法研究

叶片的动应力，评估其安全性，并根据评估结果，进行相应的改造。

（2）锅炉水动力安全性

在调峰的运行过程中，机组不再带基本负荷，机组负荷多数偏离设计工况，

这使得锅炉水冷壁工质在超临界压力与亚临界压力之间不断变化，管内工质既可

能是超临界压力水，也可能是气液两相流，影响锅炉水冷壁水动力可靠性。针对

水动力安全性的试验和计算结果，通过储能和调节等方式，尽量维持锅炉水动力

安全处于相对宽松的阈值范围。

5.热电解耦技术

（1）水罐储热技术

对于热电联产机组，当发电余热满足供热需求且仍有富余时，这部分富余的

热量可以用储热罐存储起来。当调度要求降低发电负荷，机组供热能力下降时，

机组的供热能力小于外部需求的供热量，此时，不足的供热功率由储热罐提供，

从而避免为满足供热需求而在用电低谷时段产生强迫发电的情况。储热罐热电解

耦技术示意图如图2-1所示。储热罐内部储存热水，工作压力为常压。由于冷热

水温度的不同，沿罐体高度水的密度不同，在一个足够大容器中，可形成热水在

上，冷水在下，中间为过渡层的分层结构。其中，中间过渡层定义为斜温层，斜

温层内温度梯度较大，其高度与设备结构有重要关系。

2

图2-1水罐储热热电解耦技术示意图

（2）汽轮机高、低旁路供热技术

汽轮机旁路的设计目的在于协调锅炉产汽量与汽轮机耗汽量之间的不平衡，

提高机组对负荷的适应性和运行的灵活性，在机组启停和甩负荷期间提升机组的

安全性。旁路系统可分为三种类型：三用阀旁路系统、一级大旁路系统和两级串

联旁路系统。

汽轮机高低旁路供热技术是利用机组已有的旁路或者新建的旁路实现对外

供热的技术。汽轮机高低旁路供热按其供热形式可以分为：1）低旁单独对外供

热；2）旁路部分主蒸汽对外供热；3）主蒸汽减温减压对外供热；4）汽轮机高

低旁路联合供热，目前应用较多的是低旁单独对外供热和汽轮机高低旁路联合供

热两种方式。

汽轮机旁路供热的优势在于改造方案成熟，改造初投资较少，运行灵活方便，

能最大程度实现热电解耦。旁路供热降低了高、中压缸的做功，在提高机组供热

能力的情况下降低发电机组出力，达到热电解耦的目的。旁路供热的调峰能力不

受锅炉制约，调峰能力强、运行灵活，在极端情况下可实现完全热电解耦，已成

为目前供热机组提升电出力调节能力的重要手段。在北方地区，作为补充供热方

式和实现机组深调的手段在电厂应用较多；而在南方和需要工业供汽的地区，作

为保障工业供汽的重要方式。旁路供热的不足之处，在于直接将高品质蒸汽减温

减压用于供热，热经济性较差。由于蒸汽参数等级较高，抽汽流量变化可能引起

3

汽轮机轴向推力和叶片强度超限等危及机组运行安全性的问题，因此对相关减温

减压设备的可靠性以及控制系统的调节品质要求较高。

（3）低压缸零出力供热技术

低压缸零出力供热技术也叫切除低压缸进汽供热技术，在低压缸高真空运行

条件下，切除低压缸原进汽管道进汽，通过新增旁路管道通入少量的冷却蒸汽，

实现低压缸近零出力运行，从而大幅降低低压缸冷却蒸汽消耗，减少机组冷源损

失，大幅提高机组的供热能力、电调峰能力和供热经济性。该技术突破传统供热

机组运行理论，低压缸的最小安全流量从约100吨降低至约20吨，提高汽轮机

电调峰能力和供热抽汽能力。

供热

蝶阀

中低压连通管

冷却蒸汽旁路调节阀

中压缸低压缸

图2-2低压缸零出力供热改造方案原则性系统图

与高背压供热、光轴供热改造等供热改造方案相比，低压缸零出力供热技术

能够实现供热机组在抽汽凝汽式运行方式与高背压运行方式的灵活切换，使机组

同时具备高背压机组供热能力大、抽汽凝汽式供热机组运行方式灵活的特点，避

免了高背压供热改造（双转子）和光轴改造方案采暖期需更换两次低压缸转子的

问题和备用转子存放保养问题，机组运行时的维护费用大大降低。

（4）电锅炉供热技术

在发电侧建设大功率电蓄热调峰锅炉，利用发电机组电能转换成热能补充到

热网，可以实现燃煤火电机组在不降低出力的情况下，实现对电网的深度调峰，

对于提高电力系统可再生能源消纳能力有十分重要的意义。另外，新增的电蓄热

锅炉可增加高峰期热量供应，提高热电厂供热能力，有利于周边地区进一步治理

散煤燃烧，实现煤炭清洁高效利用，降低燃煤污染物排放量，对大气污染防治有

4

积极的意义。

6.储能技术

储能技术的意义在于形成能量生产与消耗之间的时间延迟，现阶段发展较成

熟且能和煤电机组耦合的几种储能技术是电化学储能、飞轮储能、熔盐或水储热、

电锅炉等。

（1）锂离子电池

目前储能市场上应用最多的蓄电池是锂电池和铅酸电池，2019年中国电化

学储能新增装机中锂电池占比70.7%，铅酸电池占比27.2%，液流电池占比1.5%，

超级电容占比0.6%。

锂电池具有能量密度高、体积小、重量轻、循环次数高、无有害物质的优点，

目前应用较多的锂电池种类是磷酸铁锂电池。为改进锂电池性能，正极材料逐渐

由磷酸铁锂向高能量密度的三元体系（镍钴锰、镍钴铝）和富锂锰基材料发展。

由于锂电池成本较高，目前在储能领域主要应用于火电厂或者电网侧调频。

2020年3月13日，广州恒运热电D厂储能辅助AGC调频项目试运成功，项目

采用18MW/9MWh磷酸铁锂电池，建设单位为深圳科陆电子科技股份有限公司，

该公司已完成的电厂侧储能调频项目累计功率达到72MW。

（2）超级电容

超级电容器又名电化学电容器，是一种介于传统电容器与电池之间、具有特

殊性能的电源，它通过极化电解质来储能，属于双层电容的一种。它是一种电化

学元件，但在其储能的过程并不发生化学反应，这种储能过程是可逆的，也正因

为此超级电容器可以反复充放电数十万次。

超级电容与常规电化学电池相比具有更高的充放电速率、更宽的温度适应范

围、更长的使用寿命、更大的功率密度，且后期回收再利用对生态环境的影响相

比电池小得多。目前国内已经有针对电网供电系统存在用电负荷和电能供应不平

衡问题的研究，仿真结果表明，可以实现超级电容放电释能过程的控制。这些研

究表明，超级电容应用于火电机组调频是具有较大优势的。

超级电容的特点决定了其相对于电化学电池储能更加适合辅助煤电机组较

高频次的一次调频响应，然而目前国内研究中超级电容辅助火电机组调频技术基

本都是控制理论研究，对于超级电容容量选择、系统选型联结以及经济收益分析

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未见相关研究。

（3）飞轮储能

图2-3飞轮储能装置结构示意图

飞轮储能技术是将电能转化为飞轮的旋转动能后再进行储存的技术，具有单

机功率大、效率高、响应速度极快的优点。充电过程中飞轮吸收能量提高转动速

度，直至设定的最高转速（VYCON,20000r/min）；放电过程中，飞轮将动能传

递给发电机后降低转动速度，直至设定的最低转速（VYCON,10000r/min）；保

持过程中，如果忽略自身的能量损耗，飞轮转速将保持不变。

国外发达国家已经出现了很多高性能的飞轮储能产品。美国进展最快：美国

ActivePower公司的100~2000kWUPS、Pentadyne公司的65~1000kVAUPS、

BeaconPower公司的25MWSmartEnergyMatrix、波音公司高温超导磁浮轴承

的100kW/5kWh飞轮储能，以及SatConTechnology公司的315~2200kVA

UPS等产品已经应用于电力系统稳定控制、电力质量改善和电力调峰和风力发

电全频调峰等领域。在高温超导飞轮储能系统的研制方面，美国波音、德国ATZ

等公司处在世界前列，日本ISTEC和韩国KEPRI也进行了卓有成效的研究。

我国飞轮储能处于关键技术突破阶段，与国外先进技术水平的差距约5到

10年。有十余家公司从事飞轮储能的技术研发单位有：北京飞轮储能（柔性）

研究所、核工业理化工程研究院、中科院电工研究所、清华大学、华北电力大学、

北京航空航天大学、中科院长春光学精密机械与物理研究所等。目前国内从事飞

轮储能系统实际应用开发的公司有：沈阳微控新能源技术有限公司、北京泓慧国

际能源技术发展有限公司、北京奇峰聚能科技有限公司、中核集团核工业西南物

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理研究院二重德阳储能科技有限公司、盾石磁能科技有限责任公司、上海航天控

制技术研究所、贝肯新能源（天津）有限公司、大连亨利科技有限公司等。2019

年4月，由二重德阳储能科技有限公司自主研制的首台（套）100kW飞轮储能

不间断供电系统在二重（德阳）重型装备有限公司数据中心安装调试完毕并开始

正式投入运行。

（4）熔融盐储热技术

图2-4双罐简介储热熔融盐系统

熔融盐储热是一种显热储热技术，具有价格便宜、蒸气压低、工作温度高、

环境友好、不可燃的优点。目前广泛应用于太阳能光热电站，在国外和国内已经

成功实现商业化应用，熔融盐储热技术可以使光热发电系统具备连续、稳定发电

的能力，满足电网对电能品质的要求。据统计，目前全球共建成有超过100座太

阳能光热电站，这些电站几乎全部采用双罐式熔融盐储热。

根据CNESA项目库的不完全统计，截止2018年12月底，全球已投运储能

项目的累计装机规模为180.9GW，其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为

170.7GW，电化学储能和熔融盐储热的累计装机规模紧随其后，分别为6.5GW

和2.8GW。

2020年1月成功并网的内蒙古乌拉特中旗导热油槽式100MW光热发电站

同样采用了双罐式熔融盐储热，电站占地7300亩，配置10h储热系统，用盐

（60%NaNO3+40%KNO3）大约73000吨。

（5）水罐储热技术

水储热技术也是一种显热储热技术，具有技术简单、价格便宜的优势，通常

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情况下采用的都是单罐系统，基本原理是利用水密度随温度的变化来实现水的自

然分层，冷热混合形成的斜温层成为热水区和冷水区的分隔层。几乎所有大规模

水储热系统都建设在热电厂内，热源为汽轮机组抽汽，在特殊情况下也可以采用

电极锅炉作为热源。

图2-5水罐储热系统原理图

在丹麦等国家，水储热技术已经得到了广泛的应用，国内目前的应用案例相

对较少。华电能源股份有限公司富拉尔基热电厂已安装一台有效容积为8000m³

的蓄热水罐，设计工作温度为98/60℃；国电吉林江南热电有限公司和通辽热电

有限责任公司也已建成蓄热容积为22000m3和30000m3的蓄热水罐

（6）电锅炉固体储热技术

电锅炉固体蓄热技术是将电能转化为固体材料显热后再进行储存的技术，放

热过程中释放的能量可用于供热，它存在降低能量品位的缺点，主要应用于热电

厂调峰，在这种应用场景下可以将电厂上网功率降低至零。如果仅从能量品位角

度考虑，该技术并不是一种合理的能量存储技术。在某些分布式供热场景下，可

以利用电价较低的低谷电来驱动电锅炉，以降低运行成本。

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图2-6电锅炉固体储热系统

目前电锅炉最高工作电压可以达到66kV，电热转换效率一般高于97%，在

火电厂、煤改电清洁供暖等方面应用较多。吉林长春热电厂、黑龙江伊春热电厂、

调兵山煤矸石热电厂和丹东热电厂都安装了电锅炉固体蓄热系统，容量分别为

320MW、320MW、280MW和260MW。

与煤电可耦合使用的灵活性新技术详细介绍见附件2。

7.典型案例

在国家的大力倡导下，国内煤电近几年做了一些灵活性改造示范项目，典型

的燃煤锅炉最低稳燃下探项目，热电解耦的低压缸零出力、电锅炉、水罐蓄热等

项目，很大程度上缓解了新能源上网消纳问题。相关典型案例详见附件1。

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三、火电灵活性改造标准体系

根据火电灵活性改造的技术路线的分析，火电灵活性改造标准体系可分为系统通用级和部件（或设备）级标准。

系统通用级标准包括：1）各种技术路线的适用性。解决用户根据自己的现有条件选择不同的灵活性路线问题。2）各种灵活性改

造的方案的比较及评价方法。3）系统安全性风险及评估、评价方法标准。

部件（或设备）级标准包括：锅炉、汽轮机、发电机、热工控制、涉网侧、储能等专业技术标准。

本文从灵活性改造中的系统通用类和部件或设备类的角度给出了煤电灵活性改造的标准体系结构，见下图。

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0灵活性改造通用标准

1锅炉2汽机3发电机4热控5涉网侧6储能

1.22.24.14.25.16.16.3

1.11.32.12.33.16.2

低负荷热电低负荷低负荷能力核储电电锅

安全性脱硝安全性节能安全性储热

稳燃解耦安全提升定炉

6.1.16.1.26.1.3

电池电容飞轮

图3-1灵活性改造通用标准体系

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四、煤电机组灵活性改造标准需求分析

1.锅炉相关灵活性标准梳理及需求分析

（1）深度调峰安全性

深度调峰之后，锅炉及其辅助系统会出现新的安全问题，典型的有堵煤，爆管、空预器堵塞、风机失速等问题，目前没有针对这

些新问题需要制修订以下标准。

表4-1锅炉深度调峰安全性方面需要制修订标准

序体系标准编号/标准议立项

标准名称需求分析

号编号计划编号层级时间

频繁调峰火电机组常规火电机组的设计寿命为30年，火电机组的承压部件寿命的影响因素主要为蠕变损2023年

行业

11.1的承压部件寿命评耗和疲劳损耗及其相互作用。灵活性调峰机组的如按常规设计，是否能够维持30年的

标准

估导则设计寿命，需要进一步分析

超（超）临界锅炉水超（超）临界机组调峰深度达到一定深度后，会出现锅炉干湿态转化的问题，存在水动行业2022年

21.1

动力安全性校核力安全性校核的必要性。标准

低负荷空预器堵塞调峰深度达到一定深度后，烟气流速减慢，灰尘存在赌塞烟道的可能性，存在较大的安行业2022年

31.1

治理导则全隐患。标准

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（2）低负荷稳燃

在现有煤质和设备条件下对锅炉低负荷稳燃能力的挖掘，当机组低负荷运行时，燃烧器、制粉系统、烟风系统都处于一个非正常

工况运行，会出现各种问题需要改造解决，相关标准应同时增设或修订：

表4-2锅炉低负荷稳燃方面需要制修订标准

序体系标准编号标准建议立

标准名称需求分析

号编号/计划编号层级项时间

大容量煤粉燃烧锅炉炉常规运行状态的锅炉，应进一步分析该选型导则的对灵活性调峰运行锅炉的行业2022年

11.2DL/T831-2015

膛选型导则适应性，提出灵活性调峰运行锅炉的炉膛特征参数的选取准则和限值标准

回转式空气预热器运行行业2022年

21.2DL/T750修订增加分析空预器对灵活性运行的适应性

维护规程标准

NB/T大型煤粉锅炉炉膛及燃行业2022年

31.2增加灵活性运行时相关参数的选取原则

10127-2018烧器性能设计规范标准

1.细化低负荷稳燃试验相关要求与标准、程序等新加至该标准中。2.低负荷工国家2022年

41.2GB10184电站锅炉性能试验规程况下，空气预热器需要连续吹灰，该项内容是否应该进行边界修订或者外来标准

热量计算。

电站磨煤机及制粉系统由于部分机组深度调峰期间需燃用叫高挥发分煤种，制粉系统会相应做出改行业2022年

51.2DL/T467－2019

性能试验造，改造后新煤种所对应的性能试验应该做单独说明。标准

火力发电厂制粉系统设计算规定中要结合深度调峰机组在不同调峰阶段，针对不同煤种对应最佳煤行业2022年

61.2DL/T5145-2002

计计算技术规定粉细度、最佳一次风速、最佳出口风温进行重新制定。标准

由于部分机组深度调峰期间需燃用叫高挥发分煤种，制粉系统会相应做出改行业2022年

电站磨煤机及制粉系统

71.2DLT466-2018造，制粉系统的防磨防爆改造需要重新评定，例如对于刚球磨煤机改烧高挥标准

选型导则

发分煤种的改造要求

电站煤粉锅炉掺烧城镇并不建议调峰煤粉机组掺烧污泥。需在导则中加注煤粉机组最低掺烧污泥负在编

81.2

污泥技术导则荷，或低负荷掺烧污泥品质的下限。

燃煤电厂环保设施节能在编

91.2建议增加对深度调峰设计要求

运行优化技术导则

101.2燃煤机组深度调峰锅炉请锅炉厂补充2022年

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改造设计导则

（3）低负荷脱硝

燃煤机组深度快速灵活调峰之后，出现了SCR烟气脱硝催化剂低负荷硫酸氢铵ABS异常失活、NOx排放浓度波动幅度大、空预

器堵塞严重等问题，极大地影响了机组节能减排运行水平。这些问题的出现与锅炉低氮燃烧风粉不协调、SCR烟气脱硝进口烟气温度

偏低以及SCR烟气脱硝氨逃逸浓度高等相关，具体到烟气脱硝设备系统本体，则与设计、选型、运行等密切相关。

SCR烟气脱硝运行涉及的相关标准主要有国家标准管理委员会发布的《燃煤烟气脱硝技术装备》等3项国家标准、国家能源局发

布的《火电厂烟气脱硝技术导则》等4项行业标准以及工业和信息化部发布的《燃煤烟气脱硝技术装备设计规范》等4项行业标准，

其中：大部分标准的相关条例要求与灵活调峰不抵触，不需要修订；《燃煤烟气脱硝技术装备》等少数几个标准的SCR烟气脱硝喷氨

运行温度下限要求，与足灵活调峰需求相抵触，需要修订。

SCR烟气脱硝装置本体及上下游设备之所以出现诸多问题，与现有标准规范缺乏针对燃煤机组NOx超低/超超低排放和灵活调峰

运行模式的具体要求相关，主要体现在SCR喷氨投运安全温度下限评估、烟气提温方案与选择、喷氨控制响应时间以及性能测试评估

等方面。因此，在华能集团企业标准《燃煤机组SCR烟气脱硝低负荷运行导则》以及众多SCR低负荷提温改造案例基础上，建议新

增行业标准《SCR烟气脱硝灵活调峰技术规范》立项，从SCR脱硝低负荷投运方案选择原则与技术要求、SCR脱硝灵活调峰运行控

制要求、SCR脱硝灵活调峰运行性能测试要求等方面，对灵活调峰下的SCR烟气脱硝装置及其运行提出全面要求，健全现有的标准体

系，并为实现燃煤机组NOx超低/超超低排放和灵活调峰而正在开展的SCR烟气脱硝改造相关工作提供技术指导。

综上，为满足燃煤机组灵活调峰运行要求，SCR烟气脱硝板块需对现有的3项标准进行修订，并新增1项行业标准立项，具体说

明详见下表。

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表4-3锅炉低负荷脱硝方面需要制修订标准

序体系标准编号标准

标准名称需求分析建议立项时间

号编号/计划编号层级

4.2.4.2催化剂正常工作温度范围一般控制在320℃~425℃

4.3.5SCR反应器入口烟气温度在320℃~425℃之外时，应自动停

燃煤烟气脱硝技术装国家

11.3GB/T21509-2008止供氨2022年

备标准

需求分析：催化剂运行温度和停止喷氨运行温度与机组灵活调峰要

求相矛盾，建议进行修订。

需求分析：该标准缺少SCR低负荷运行温度、SCR喷氨运行控制

火电厂烟气脱硝技术对快速调峰适应性等方面的要求，缺少适应机组灵活调峰的深度低行业已立项，修订后标准进

21.3DL/T296-2011

导则温调峰和快速变负荷要求的相关内容，建议增补低负荷运行和运行标准入征求意见阶段

控制相关内容，进行修订。

4.1.2性能验收试验宜在设计工况下持续3天以上，对烟气脱硝装

置宜进行3天100%机组负荷试验、1天75%负荷试验和1天50%

燃煤电厂烟气脱硝装机组负荷试验行业

31.3DL/T260-20122022年

置性能验收试验规范需求分析：试验工况的负荷范围没有涵盖机组低负荷，不能体现机标准

组深度调峰下的脱硝性能状况，建议增补深度调峰下的试验测试要

求和快速调峰期间的NOx排放浓度的波动状况评估。