安徽煤電深度調(diào)峰下機組煤耗和污染物排放特征研究

馬大衛(wèi)，王正風(fēng)，何軍，黃齊順，陳劍，張本耀，吳旭，叢星亮

(1.國網(wǎng)安徽省電力有限公司電力科學(xué)研究院，合肥 230601；2.國網(wǎng)安徽省電力有限公司，合肥 230022)

0 引言

隨著波動性、間歇性可再生能源發(fā)電裝機的大規(guī)模接入導(dǎo)致電源結(jié)構(gòu)發(fā)生較大變化，特高壓交直流混聯(lián)與分布式電源高滲透并存的大電網(wǎng)重大改變，安徽電力系統(tǒng)對調(diào)峰提出了更高要求[1-2]。近些年，安徽省新能源裝機發(fā)展迅速，截至2018年年底，安徽省全社會裝機容量70.893 GW(含皖電東送機組)，其中水電3.118 GW、火電54.135 GW、全省新能源總裝機13.641 GW(風(fēng)電裝機2.464 GW，光伏裝機11.177 GW)，同比增長108.2%。風(fēng)電和光伏并網(wǎng)容量已占全省總裝機容量(不含皖電東送)的33.6%，超過水電成為全省第2大電源。新能源裝機持續(xù)增長加大了電網(wǎng)調(diào)峰壓力。2018年4月7日及8日，全省新能源發(fā)電出力分別達到5.540 GW及5.860 GW，連續(xù)2天創(chuàng)當(dāng)年新高。新能源發(fā)電出力占用電負荷比例最大達到34%，全省調(diào)峰壓力陡增，連續(xù)2天啟用火電機組深度調(diào)峰，單機最大調(diào)峰深度達到40%。根據(jù)《關(guān)于準東—華東(皖南)±1 100千伏特高壓直流工程項目受端消納比例的通知》要求，工程滿負荷投運后，預(yù)計可向華東地區(qū)每小時輸送電量12.00 GW·h，其中，安徽地區(qū)電網(wǎng)按要求消納送端配套電源送出電力比例50%，即6.00 GW·h?！? 100 kV吉泉特高壓直流輸電線路投產(chǎn)，加大了安徽電網(wǎng)的調(diào)峰壓力。

如何消納急劇增長的風(fēng)電、太陽能等清潔能源發(fā)電是安徽省電力行業(yè)發(fā)展亟待解決的難題。安徽省電源裝機結(jié)構(gòu)、清潔能源和特高壓交直流混聯(lián)大電網(wǎng)現(xiàn)狀決定了煤電機組調(diào)峰的必然趨勢，目前燃煤火電機組承擔(dān)電網(wǎng)調(diào)峰任務(wù)已經(jīng)成為常態(tài)。在深度調(diào)峰期間，機組運行積極性嚴重下降，運行工況持續(xù)惡化[3]。國內(nèi)外學(xué)者基于燃煤機組的變工況分析模型，研究了火電廠機組運行靈活性的提升方法[4]以及靈活運行對機組壽命[5]、技術(shù)經(jīng)濟性[6]的影響規(guī)律。安徽省300 MW級以上常規(guī)燃煤火電機組已率先在全國完成超低排放改造[7]。隨著我國環(huán)保政策日趨嚴格，對燃煤電廠環(huán)保設(shè)施的運行狀態(tài)及投運率也提出了更高的要求。對機組在深度調(diào)峰期間的污染物排放量以及能耗水平進行分析，對于實現(xiàn)煤電清潔、高效和靈活發(fā)電具有重要意義[8]。

本文以安徽省94臺燃煤火電機組為研究對象，對94臺燃煤機組污染物排放質(zhì)量濃度及供電煤耗進行分析研究，說明安徽省通過超低排放改造和節(jié)能升級改造后在全國煤電節(jié)能減排領(lǐng)域處于先進行列；對燃煤機組在5種不同負荷下的污染物排放質(zhì)量濃度及能耗進行分析，探討不同負荷下煤電機組的污染物排放質(zhì)量濃度變化規(guī)律以及供電煤耗變化規(guī)律，為更好地實施節(jié)能減排提供數(shù)據(jù)支撐，最后對安徽省電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場建立和深度調(diào)峰補償措施給出介紹，以實現(xiàn)煤電清潔、高效和靈活發(fā)電。

1 安徽省燃煤機組污染物排放與供電煤耗現(xiàn)狀分析

根據(jù)國家三部委聯(lián)合下發(fā)的《全面實施燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造工作方案》的通知(環(huán)發(fā)〔2015〕164 號)要求，在2020年前全國所有具備改造條件的現(xiàn)役燃煤機組，全部實現(xiàn)煙塵、SO2和NOx排放質(zhì)量濃度分別不高于10，35和50 mg/m3的超低排放限值(標(biāo)態(tài)，干基，6% O2)；現(xiàn)役燃煤發(fā)電機組改造后平均供電煤耗低于305 g/(kW·h)。截至2018年年底，安徽省已基本實現(xiàn)對常規(guī)燃煤火電機組超低排放改造任務(wù)，流化床和小火電機組正在進行超低排放改造[7]；節(jié)能升級改造完成總目標(biāo)任務(wù)的95%。改造后的機組污染物排放質(zhì)量濃度以及供電煤耗如圖1— 4所示。

圖1 安徽省94臺燃煤機組總排口煙塵質(zhì)量濃度Fig.1 Mass concentration of flue dust at the main outlets of 94 coal-fired units in Anhui Province

圖2 安徽省94臺燃煤機組總排口NOx質(zhì)量濃度Fig.2 NOx mass concentration at the main outletsof 94 coal-fired units in Anhui Province

圖3 安徽省94臺燃煤機組總排口SO2質(zhì)量濃度Fig.3 SO2 mass concentration at the main outletsof 94 coal-fired units in Anhui Province

分析圖1— 4，可得出如下結(jié)果：

(1)安徽省94臺現(xiàn)役燃煤機組中，除4臺(#20，#24，#33和#34機組，計劃2019年年底改造完成)流化床機組外，3種污染物排放基本已全部達到國家超低排放標(biāo)準，遠低于國家標(biāo)準規(guī)定的煙塵質(zhì)量濃度低于10 mg/m3，NOx質(zhì)量濃度低于50mg/m3，SO2質(zhì)量濃度低于35 mg/m3的標(biāo)準，在國內(nèi)處于領(lǐng)先行列。

圖5 不同負荷率下燃煤機組總排口NOx排放質(zhì)量濃度Fig.5 NOx dust mass concentrations at the main outlets of coal-fired units under different load rates

圖6 不同負荷率下燃煤機組總排口SO2排放質(zhì)量濃度Fig.6 SO2 dust mass concentrations at the main outlets of coal-fired units under different load rates

圖4 安徽省52臺機組供電煤耗Fig.4 Coal consumption for power supply of 52 units in Anhui Province

(2)安徽省現(xiàn)役機組的供電煤耗中，1 000 MW級別的機組供電煤耗最低，供電煤耗范圍為273.3～282.8 g/(kW·h)，600 MW級次之，供電煤耗范圍為286.9～299.6 g/(kW·h)，300 MW級別機組的供電煤耗最高，供電煤耗范圍為301.9～324.8 g/(kW·h)，不同級別機組的供電煤耗存在明顯的區(qū)別。

截至2018年年底，安徽省已累計完成74臺、37.855 GW機組超低排放改造，并提前1年完成國家要求的200 MW級以上常規(guī)燃煤火電機組超低排放改造任務(wù)。2019年1月份3種煙氣污染物平均排放質(zhì)量濃度分別為2.66，32.09，17.14 mg/m3。同時累計完成48臺、26.220 GW節(jié)能升級改造，當(dāng)前全省平均供電煤耗為289 g/(kW·h)，比全國平均水平低20 g/(kW·h)。通過上述平均數(shù)據(jù)總體來看，安徽省煤電機組的污染物排放以及供電煤耗水平已經(jīng)處于全國領(lǐng)先行列。

2 煙氣污染物排放質(zhì)量濃度、供電煤耗在不

同負荷率下變化規(guī)律

2.1 煙氣污染物排放質(zhì)量濃度在不同負荷率下的變化規(guī)律

隨著我國超低排放等環(huán)保政策日趨嚴格[9]，對燃煤電廠環(huán)保設(shè)施的運行狀態(tài)也提出了更高的要求[10]，鍋爐的環(huán)保排放性能也已成為評價機組調(diào)峰能力的重要影響因素。在機組深度調(diào)峰運行過程中，鍋爐負荷的變化會引起煙氣流量、煙氣流場、煙氣溫度以及煙氣中各組分和含量的變化，從而影響環(huán)保設(shè)備的投運效率和煙氣污染的排放質(zhì)量濃度[11]。安徽省300，600和1 000 MW類型機組總排口NOx，SO2和煙塵排放質(zhì)量濃度在6個運行負荷率(20%，30%，40%，50%，75%和100%)下變化趨勢如圖5— 7所示。

分析圖5可得出如下結(jié)果：

(1)安徽省不同類型燃煤機組在20%～100%的 6個負荷率下，煙塵和SO2的排放質(zhì)量濃度控制較好，均保持在排放質(zhì)量濃度分別不高于10和35 mg/m3的超低排放限值以內(nèi)(標(biāo)干，6% O2)。在負荷率高于50%時，各種類型燃煤機組的NOx排放質(zhì)量濃度都保持在50 mg/m3以內(nèi)，當(dāng)機組負荷率下降至50%以下時，各種類型機組中部分機組的NOx排放質(zhì)量濃度出現(xiàn)了不同程度的超標(biāo)情況，超標(biāo)NOx排放質(zhì)量濃度在61.93～390.95 mg/m3之間，且超標(biāo)機組的NOx排放質(zhì)量濃度隨著負荷率降低而升高。

圖7 不同負荷率下燃煤機組總排口煙塵排放質(zhì)量濃度Fig.7 Flue dust mass concentrations at the main outlets of coal-fired units under different load rates

(2)不同類型機組環(huán)保裝置性能對機組調(diào)峰的影響，主要集中于脫硝系統(tǒng)。機組在低負荷運行時NOx排放質(zhì)量濃度超標(biāo)主要原因是，機組負荷率下降至40%及以下時，選擇性催化還原(SCR)脫硝系統(tǒng)由于脫硝裝置入口煙氣溫度低于催化劑最低運行溫度而停止噴氨導(dǎo)致脫硝裝置退出運行。上述5臺超標(biāo)機組在40%負荷率運行情況下，SCR入口煙溫下降到290.12～305.11 ℃，均已低于催化劑最低運行溫度，而剩余7臺機組均已通過寬負荷脫硝改造，提升低負荷下催化劑入口煙溫或選用寬溫差催化劑，在低負荷率下脫硝裝置未退出運行。

(3)不同類型燃煤機組煙塵和SO2排放質(zhì)量濃度，均表現(xiàn)為隨著負荷率增加而增加。NOx排放質(zhì)量濃度隨負荷率變化呈現(xiàn)2種規(guī)律：有5臺機組NOx排放質(zhì)量濃度在50%～100%負荷率下隨著負荷率升高而增加，在20%～40%負荷率下隨著負荷率降低而增加；剩余7臺機組NOx排放質(zhì)量濃度隨著負荷率增加而增加。隨著負荷率的降低，機組的煙氣量降低，電除塵器的比收塵面積增大，催化劑和漿液循環(huán)泵的性能余量較大，即環(huán)保設(shè)備性能較好，因此可控制污染物排放向較好的方向發(fā)展[12]。

(4)從圖5中還可以看出，不同類型燃煤機組中1 000 MW機組的污染物排放質(zhì)量濃度較低，深度調(diào)峰下NOx排放量超標(biāo)機組數(shù)量最少，600 MW機組次之、300 MW機組表現(xiàn)最差。其原因是大容量、高參數(shù)機組鍋爐和環(huán)保設(shè)備性能比小容量機組性能更好，同時對部分大容量機組率先進行了相應(yīng)的寬負荷脫硝改造，顯著降低了機組在深度調(diào)峰時，NOx的排放質(zhì)量濃度和污染物排放超標(biāo)的機組數(shù)量。

2.2 深度調(diào)峰下NOx排放質(zhì)量濃度超標(biāo)解決方案

通過上述分析可知，當(dāng)前安徽省燃煤火電機組在深度調(diào)峰低負荷時NOx排放質(zhì)量濃度會超標(biāo)，因此亟須對鍋爐進行相關(guān)寬負荷脫硝改造。鍋爐實現(xiàn)寬負荷脫硝主要改造手段提高低負荷下脫硝系統(tǒng)入口煙氣溫度或使用低溫SCR催化劑[13]。提高低負荷下脫硝系統(tǒng)入口煙氣溫度的方法包括：省煤器煙氣旁路、省煤器分隔煙道(煙道擋板)和分級省煤器等[14]。

(1)省煤器煙氣旁路。從鍋爐省煤器前或低溫過(再)熱器前引出高溫?zé)煔猓ㄟ^旁路煙道、調(diào)節(jié)擋板送入SCR入口煙道與反應(yīng)器的煙氣混合來調(diào)節(jié)SCR入口煙溫。高負荷時關(guān)閉擋板，低負荷時調(diào)節(jié)擋板開度，以達到機組低負荷運行時脫硝設(shè)施投運的溫度條件。目前，國電蚌埠電廠一期2臺630 MW超臨界機組、國電電投蕪湖電廠一期2臺660 MW超超臨界機組已采用省煤器煙氣旁路技術(shù)完成了寬負荷脫硝改造。

(2)省煤器分隔煙道(煙道擋板)。將省煤器的管片分隔分成幾個煙道，在分隔煙道上再增設(shè)擋板，控制每個煙道的煙氣流量，使得省煤器與煙氣的換熱面積和流量可進行無級變化，從而將省煤器出口煙溫控制在300 ℃以上。目前，大唐田家庵電廠300 MW亞臨界機組、大唐當(dāng)涂電廠600 MW超臨界機組已完成省煤器煙道擋板改造。

(3)分級省煤器。將原有省煤器靠近煙氣下游的部分拆除，在SCR反應(yīng)器后增設(shè)一定的省煤器受熱面。給水直接引至位于SCR反應(yīng)器后面的省煤器，然后通過連接管道再引至位于SCR反應(yīng)器前的省煤器。減少SCR反應(yīng)器前省煤器的吸熱量，從而提高SCR入口煙氣溫度。目前，大唐洛河電廠#1，#2 300 MW亞臨界機組已進行分級省煤器改造。

(4)催化劑改造為低溫催化劑，使得催化劑能夠滿足低負荷時煙氣溫度的運行要求?，F(xiàn)在寬溫催化劑最低溫度可達到280 ℃。目前，安徽省淮浙鳳臺電廠就采用低溫催化劑技術(shù)，催化劑最低投運穩(wěn)定是280 ℃，催化劑為浙江某催化劑公司生產(chǎn)。

圖8 各類型機組不同負荷下供電煤耗特性Fig.8 Coal consumption characteristics of various types of units under different loads

表1 不同類型發(fā)電機組在不同負荷率下的煤耗率Tab.1 Coal consumption rates of different types of units under different load rates

2.3 供電煤耗率在不同負荷率下的變化規(guī)律

為了分析不同類型機組在不同負荷率下的煤耗率變化規(guī)律，選擇1 000 MW超超臨界、600 MW超超臨界、600 MW超臨界和300 MW亞臨界類型機組進行分析，各機組的煤耗率曲線如圖8所示。

燃煤火電機組參與深度調(diào)峰時，流過汽輪機內(nèi)部的蒸汽量會發(fā)生改變，汽輪機的相對內(nèi)效率也會受到影響[15-16]。對不同類型發(fā)電機組在不同負荷率下煤耗率、汽輪機熱耗率變化規(guī)律進行分析，見表1、表2。

結(jié)合表1、表2與圖8，分析可以得知：

(1)無論是大容量機組還是小容量機組，隨著發(fā)電機組負荷率的下降，機組供電煤耗率逐漸上升。在負荷率為75%～100%時，隨著負荷率下降，供電煤耗率增長較為緩慢；在負荷率降到75%～50%區(qū)間時，供電煤耗率增長速度迅速加快；當(dāng)機組運行到50%～40%負荷率時，供電煤耗率增速進一步加快。

(2)機組參與深度調(diào)峰至50%以下負荷率運行，經(jīng)濟性明顯降低。4種不同類型機組負荷率下降到50%～40%區(qū)間時，每下降5%負荷率煤耗增量幅度為2.57～3.97 g/(kW·h)，較負荷率在100%～75%區(qū)間時的0.56～1.23 g/(kW·h)增長3～4倍。

表2 不同類型發(fā)電機組在不同負荷率下的汽輪機熱耗率Tab.2 Steam turbine heat consumption rates of different generator sets at various load rates kJ/(kW·h)

(3)機組供電煤耗率呈凸形曲線，通過對各臺機組的供電煤耗率試驗數(shù)據(jù)進行二次曲線擬合，結(jié)果均較好地吻合供電煤耗特性。擬合關(guān)系式為b=Aχ2-Bχ+c(0≤χ≤1)，式中：b為機組供電煤耗；χ為機組負荷率；A，B，C為煤耗系數(shù)。

(4)隨著發(fā)電機組的負荷率下降，機組的汽輪機熱耗率不降反增，且負荷率越低，熱耗率增量上升速度越快，與機組供電煤耗率增長趨勢基本相同?？梢?，隨著機組負荷率下降，供電煤耗率上升主要是由機組的汽輪機熱耗率增加導(dǎo)致的。

(5)在不同負荷率水平下，大容量機組的平均供電煤耗率相較于小容量機組的平均供電煤耗率更低。如在50%負荷率下，1 000 MW機組的平均煤耗率為292.28 g/(kW·h)，600 MW機組的平均煤耗率為305.97 g/(kW·h)，300 MW機組的平均煤耗率為323.34 g/(kW·h)。造成這種差異的原因，一方面可能是由于大容量機組的鍋爐熱效率高于小容量機組的鍋爐熱效率；另一方面，大容量機組的發(fā)電廠廠用電率低于小容量機組的發(fā)電廠廠用電率。

3 安徽省電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場建立和深度調(diào)峰補償措施

電力調(diào)峰輔助服務(wù)是指為維護電力系統(tǒng)的安全、穩(wěn)定運行，保證電力平衡，并網(wǎng)發(fā)電廠或儲能設(shè)備按照電力調(diào)度指令，平滑穩(wěn)定地調(diào)整出力或改變運行狀態(tài)。其市場主體為安徽電力調(diào)度機構(gòu)管轄范圍內(nèi)接入電壓等級≥35 kV的各類型發(fā)電企業(yè)和對應(yīng)電儲能設(shè)施企業(yè)，火電、水電、風(fēng)電均可按要求納入市場主體[17]。

在日前或日內(nèi)負荷預(yù)測和負備用計算時，當(dāng)預(yù)計電網(wǎng)負備用小于裕度值時，需要降低并網(wǎng)發(fā)電機的出力。機組出力下降至有償調(diào)峰基準值(燃煤火電機組有償調(diào)峰基準值可選取為50%額定容量，在電網(wǎng)實際調(diào)峰工作中，該基準值也可適當(dāng)調(diào)整)以下時，即可啟動深度調(diào)峰交易。深度調(diào)峰交易采用階梯式、分機組報價。機組的負載率不同報價區(qū)間不同，一般隨負荷率下降而增加報價。

機組參與調(diào)峰的報價主要由電廠少發(fā)電量造成的利潤損失費用、負荷降低導(dǎo)致煤耗量增加費用、低負荷時污染物處理費用和低負荷(負荷率≤30%)時投油或等離子穩(wěn)燃費用組成，具體可用下面公式表示：

C1=C1(α)+C2(α)+C3(α)+C4(α) ，

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)

式中：C表示調(diào)峰報價；α表示機組負荷率；C1表示電廠少發(fā)電量造成的利潤損失費用，元/(kW·h)；c1表示當(dāng)前單位電價；C2表示負荷降低導(dǎo)致煤耗量增加的費用；K為標(biāo)準煤的發(fā)熱量，一般取29 302 kJ/kg；Q為普通煤的發(fā)熱量，kJ/kg；c2為普通煤的單位價格；ΔB為深度調(diào)峰導(dǎo)致的標(biāo)準煤耗增量；C3表示低負荷時污染物處理費用；a，b，c為機組污染物處理費用系數(shù)，與機組容量有關(guān)；C4表示低負荷時投油或等離子穩(wěn)燃費用；η為投油或等離子量系數(shù)，和機組容量有關(guān)；c4為單位油價或電價。

以600 MW超超臨界機組的負荷率由50%下降到45%為例，計算其成本增加量：

(1)正常電價c1為0.38元/(kW·h)，則C1=(0.50/0.45-1)×0.38=0.042 0(元/(kW·h))；

(2)普通煤價格c2為600元/t，發(fā)熱量Q為21 330 kJ/kg，負荷由50%下降到45%造成標(biāo)準煤耗增量ΔB為3.42 g/(kW·h)，則C2=(29 302×600×10-3/21 330)×3.42×10-3=0.002 8(元/(kW·h))；

(3)600 MW超超臨界機組的污染物處理費用系數(shù)a=9.400，b=-0.810，c=0.047，則C3=0.030 0元/(kW·h)；

(4)由于負荷率仍大于30%，所以C4=0。

所以600 MW超超臨界機組的負荷率由50%下降到45%所增加的發(fā)電成本C=0.042 0+0.002 8+0.030 0+0=0.074 8(元/(kW·h))。

同理，可以得到負荷率下降到40%時所增加的成本C=0.158 3元/(kW·h)；下降到35%時C=0.313 7元/(kW·h)；下降到30%時C=0.531 0元/(kW·h)；負荷率小于30%時，C=0.903 2元/(kW·h)。

重復(fù)計算各種類型機組的負荷下降到不同負荷率時所增加的成本(見表3)，得到報價上限見表4。

根據(jù)《安徽電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場運營規(guī)則(試行)和啟動安徽電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場模擬運行工作的通知》[18]，安徽省電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場的運營機構(gòu)為安徽電力調(diào)度控制中心、安徽電力交易中心有限公司及國外安徽電力有限公司。安徽電力調(diào)度控制中心在機組深度調(diào)峰調(diào)用時，依據(jù)報價檔位由低到高逐檔依次調(diào)用，相同報價檔位依據(jù)市場主體日前報價由低到高在日內(nèi)依次調(diào)用，相同報價按節(jié)能減排系數(shù)由大到小依次調(diào)用。節(jié)能減排系數(shù)計算公式如下：

表3 不同類型機組不同負荷率下成本增加Tab.3 Added costs of different units at different load rates 元/(kW·h)

表4 安徽省深度調(diào)峰機組負荷率分檔及報價上限Tab.4 Load rates classification and quotation upper limit of units participating in deep peak-regulating operation in Anhui Province

式中：K1，K2為權(quán)重，分別取0.6和0.4；機組環(huán)保因子為二氧化硫、氮氧化物以及煙塵排放量算術(shù)平均值；平均供電煤耗數(shù)據(jù)、平均環(huán)保因子為公用燃煤火電機組供電煤耗、環(huán)保因子算術(shù)平均值。機組供電煤耗、環(huán)保排放數(shù)據(jù)取自《安徽省公用燃煤火電機組節(jié)能減排分析報告》[19]，在發(fā)布后第2個月更新。

4 結(jié)束語

對安徽省94臺燃煤火電機組深度調(diào)峰下煙氣污染物排放質(zhì)量濃度、供電煤耗變化規(guī)律及調(diào)峰補償進行分析，得到如下結(jié)論。

(1)安徽省煤電機組經(jīng)過超低排放、節(jié)能升級改造后的煙氣污染物排放以及供電煤耗遠低于國家標(biāo)準并處于全國領(lǐng)先行列。

(2)深度調(diào)峰時煙氣中SO2和煙塵排放質(zhì)量濃度不超標(biāo)而NOx排放質(zhì)量濃度超標(biāo)，主要是脫硝裝置入口煙氣溫度低于催化劑最低運行溫度而停止噴氨導(dǎo)致，可通過低溫SCR催化劑、省煤器煙氣旁路、分隔煙道和分級省煤器等改造實現(xiàn)達標(biāo)排放。

(3)不同負荷率下機組供電煤耗呈凸形曲線，且隨著機組負荷率逐漸下降，機組供電煤耗率上升越顯著，表明機組參與深度調(diào)峰時運行經(jīng)濟性明顯降低。

(4)大容量、高參數(shù)機組的污染物排放質(zhì)量濃度以及供電煤耗特性均優(yōu)于小容量機組。

(5)通過計算不同類型機組參與調(diào)峰成本、分檔報價和節(jié)能減排系數(shù)，建立調(diào)峰輔助服務(wù)市場，對積極響應(yīng)安全、環(huán)保調(diào)峰工作的各類型發(fā)電企業(yè)進行調(diào)峰補償，實現(xiàn)電力交易市場的公平合理。