火電機組深度調峰能力建設的思考

李科文

[摘 ? ?要] 我國大部分地區(qū)電力系統(tǒng)運行靈活性不足，系統(tǒng)極需較大比例的靈活調峰電源來改善電源結構，緩解系統(tǒng)調峰壓力。因此必須加強火電機組深度調峰能力建設并完善輔助服務補償機制，進行輔助服務市場化的探索，進一步推動我國的能源低碳轉型。

[關鍵詞] 清潔能源;深度調峰;輔助服務

doi ： 10 . 3969 / j . issn . 1673 - 0194 . 2020. 21. 039

[中圖分類號] F273 ? [文獻標識碼] ?A ? ? ?[文章編號] ?1673 - 0194（2020）21- 0088- 02

0 ? ? ?引 ? ?言

截至2019年底，我國全口徑發(fā)電裝機容量20.1億千瓦，其中風電裝機規(guī)模2.1億千瓦、光伏發(fā)電裝機規(guī)模2.04億千瓦，雙雙突破“2萬億”大關。隨著大規(guī)模風、光能源并網，發(fā)電側的靈活性、可控性變差，據相關數據分析，風電、光伏在電力系統(tǒng)中到達一定比例（15%～20%）后，每高一個百分點對電力系統(tǒng)的調峰要求都是質的改變。但是目前我國大部分地區(qū)電力系統(tǒng)運行靈活性不足，系統(tǒng)極需較大比例的靈活調峰電源來改善電源結構，緩解系統(tǒng)調峰壓力。從長期來看，這將成為制約我國進一步推動清潔能源消納和能源低碳轉型的重大挑戰(zhàn)。為貫徹落實習近平總書記“四個革命、一個合作”能源安全新戰(zhàn)略，建立健全清潔能源消納長效機制，促進風電、光伏發(fā)電、水電、核電等清潔能源高質量發(fā)展就必須提升我國現有燃煤火電機組的調峰能力。

1 ? ? ?目前我國火電機組深度調峰能力現狀

1.1 ? 具備深度調峰能力的燃煤火電機組在能源機構中占比較小

在我國新能源比例最高的“三北”地區(qū)，抽水蓄能、燃氣電站等靈活調節(jié)電源比重不足2%，未來也難有大幅提升的空間;而儲能電站的成本過高，短期內也難以發(fā)揮作用;燃煤機組、水電機組等傳統(tǒng)的調峰方式也將難以應對電網日益增大的峰谷差。內蒙古擁有豐富的風電資源，風電開發(fā)也走在全國前列，由于本地消納有限，外送通道又不暢，內蒙古“棄風”問題一度成為關注焦點。但令人始料未及的是，2018年內蒙古本地反而出現供電不足的現象，當地諸多工業(yè)大戶被限電。究其原因，就是因為前期為保障新能源上網，關停了大量的煤電機組。當由于氣象原因風電、光伏停止出力時，托底的在運煤電機組的負荷爬坡能力不足，從而導致電力用戶間歇式被限電。

1.2 ? 目前燃煤火電機組具備的深度調峰能力明顯不足

燃煤火電機組是最為經濟可靠和最具開發(fā)潛力的靈活性電源，其本身原就具有一定的設計負荷區(qū)間。在未來幾年燃煤火電機組持續(xù)低負荷運行或者深度調峰將成為常態(tài)，但同時也為機組深度調峰能力建設創(chuàng)造了條件。我國燃煤火電機組的深度調峰能力明顯不足，目前純凝煤電機組調峰能力大約50%，熱電聯產機組調峰能力只有約30%。而丹麥、德國能達到70%以上，說明煤電機組靈活性改造大有潛力可挖。2016年11月7日，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃（2016-2020年）》，規(guī)劃要求“十三五”期間，熱電機組和常規(guī)煤電靈活性改造規(guī)模分別達到1.33億千瓦和8 600萬千瓦，合計2.2億千瓦，主要集中在三北地區(qū)。但根據電力交易中心的數據顯示，截至目前，全國完成靈活性改造的煤電機組僅僅5 000多萬千瓦，不足規(guī)劃的1/4。

2 ? ? ?影響燃煤火電機組深度調峰能力的相關技術因素

2.1 ? 鍋爐能否實現低負荷穩(wěn)定燃燒

當鍋爐的燃燒工況遠低于設計的最低穩(wěn)定運行負荷時，爐膛的溫度會急劇下降，導致煤粉的快速著火出現困難，進而引發(fā)火焰穩(wěn)定性差，容易發(fā)生熄火、爐膛滅火、放炮等重大安全隱患。鍋爐出廠給定的最低穩(wěn)燃負荷均是在燃用設計煤種條件所決定的，而實際情況鍋爐最低穩(wěn)燃負荷又受煤種變動等多種主要因素制約。機組深度調峰過程中，隨著燃料的逐漸減少，鍋爐內溫度的逐漸降低，燃燒工況會愈發(fā)惡劣，極易產生鍋爐滅火的危險。

2.2 ? 深度調峰工況下能否滿足脫硝設施運行要求

深度調峰工況下鍋爐脫硝設施進口煙氣溫度降低，不能滿足原設計的脫硝系統(tǒng)催化劑運行條件，導致脫硝系統(tǒng)不能正常投運。目前國內采用的寬負荷脫硝改造技術主要有：①增設省煤器旁路煙道或對省煤器進行分級布置，以提高脫硝設施進口煙溫滿足系統(tǒng)運行條件;②增設省煤器水側旁路或熱水再循環(huán)，以提高脫硝設施進口煙溫滿足系統(tǒng)運行條件;③汽輪機回熱加熱系統(tǒng)中增設0號高加，以提高脫硝設施進口煙溫滿足系統(tǒng)運行條件;④脫硝設施SCR催化劑采用寬溫型催化劑來保證脫硝系統(tǒng)運行，滿足污染物達標排放。另外機組運行中輔助優(yōu)化制粉系統(tǒng)運行方式，提高火焰中心高度，提高磨煤機出口溫度及二次風溫等方式來提高脫硝設施進口煙氣溫度滿足系統(tǒng)運行條件[1]。

2.3 ? 熱電聯產機組深度調峰工況下能否滿足熱網所需的供熱能力

熱電聯產或以熱定電機組由于供熱能力的限制，深度調峰能力往往受到機組熱負荷的制約，因此需要對其進行熱電解耦改造釋放低負荷情況下的供熱能力。

3 ? ? ?火電機組深度調峰輔助服務的相關政策情況

（1）“兩個細則”的出臺，2006年國家電監(jiān)會頒布了《發(fā)電廠并網運行管理規(guī)定》和《并網電廠輔助服務管理暫行辦法》，提出實施發(fā)電機組有償調峰并要求各區(qū)域電監(jiān)局根據辦法制訂實施細則[2]。

隨后各區(qū)域先后制定并多次修改了各自的實施細則，也就是“兩個細則”?！皟蓚€細則”體現了調峰最早期的設計思路：調峰是服務，是由一部分機組服務另一部分機組乃至整個系統(tǒng)。輔助服務的成本已包含在上網電價中，但由于分給不同機組的輔助服務任務量不同，承擔得多的機組要得到相應的補償，承擔得少的要拿錢出來。因此，機組發(fā)多發(fā)少還是聽調度安排，按需調度。提供輔助服務應得的回報，在事后按調用量補償，費用源自所有發(fā)電機組分攤。各地的《細則》都設定了機組的基準負荷率，一般水平定在50%左右。高于基準負荷率的調峰無償，低于基準負荷率的深度調峰才是有償輔助服務。在2015年本輪改革之前，電力輔助服務補償機制除西藏尚未建立外，在全國范圍內基本建成。

（2）2014年東北啟動電力調峰市場，更新了原有思路

當時東北地區(qū)的風電消納形勢嚴峻，電網調峰能力有限。為了充分激發(fā)火電機組調峰的積極性，解決棄風問題，東北地區(qū)在調峰領域率先引入競爭機制。一是不再按需調用，誰來調峰取決于發(fā)電企業(yè)的報價，調度按照報價由低到高調用;二是大幅提高了調峰補償的水平，讓火電機組深度調峰有利可圖，報價范圍分為兩檔，一檔是0～0.4元/kWh，一檔是0.4～1元/kWh，均高于東北地區(qū)0.34元/kWh的燃煤標桿電價，所以激勵效果明顯，這使得東北地區(qū)發(fā)掘出更多調峰資源。

（3）完善電力輔助服務補償（市場）機制

2017年11月15日，國家能源局發(fā)布了關于印發(fā)《完善電力輔助服務補償（市場）機制工作方案》的通知。指出我國電力供應能力總體富余，煤電機組利用小時數呈逐步下降趨勢，局部地區(qū)棄風、棄光、棄水、限核和系統(tǒng)調峰、供暖季電熱矛盾等問題突出，現行電力輔助服務補償辦法的部分內容已經難以適應實際需要，提出加大補償力度建立“電力用戶參與的電力輔助服務分擔共享機制”。2018年3月國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關于提升電力系統(tǒng)調節(jié)能力的指導意見》，《意見》再次重申“十三五”期間火電靈活性改造任務。

4 ? ? ?火電機組深度調峰能力建設的相關建議

4.1 ? 穩(wěn)定政策預期，加大輔助服務補貼力度

大部分區(qū)域的輔助服務市場未明確政策的穩(wěn)定性和持續(xù)性，建議在進行輔助服務市場政策設計時，考慮發(fā)電企業(yè)的實際處境，使實施靈活性改造的機組能取得一定年限的穩(wěn)定投資收益，以彌補實施深度調峰增加的成本支出，充分調動煤電企業(yè)進行靈活性改造，參與深度調峰的積極性。

4.2 ? 根據煤電機組實際情況進行調峰能力建設差異化決策

如果大范圍推廣實施火電靈活性改造，勢必產生新的浪費，應結合煤電機組自身特性做出差異化決策。重點可對30萬千瓦及以下煤電機組進行靈活性改造，作為深度調峰的主力機組，甚至參與啟停調峰。對于風電、水電、光伏資源豐富地區(qū)，可考慮60萬千瓦等級的亞臨界機組進行靈活性改造。100萬千瓦等級的機組應該發(fā)揮效率高的優(yōu)勢，盡量不參與或少參與深度調峰。部分30萬千瓦等級及以下的老舊機組臨近服役年限，雖然服役期間進行過大型改造，可以繼續(xù)安全運行，但政府對于是否許可延壽的政策不明朗，導致該類機組進行靈活性改造的決策風險較大。建議能源管理部門充分論證該類機組的延壽申請，并安排專項補助用于靈活性改造，改造后該類機組可主要承擔電網調峰調頻任務。

4.3 ? 改革調峰服務補償機制，更加凸顯公平

由于火電機組本身就具有能夠調節(jié)負荷的特性，所以現在的補償機制中，都設有“基準負荷率”，高于基準負荷率的調峰服務是無償的，這在新能源普及之前沒有問題。但是隨著新能源比例的不斷擴大，市場機制要將這種“人無我有”的調節(jié)能力納入到有償的范圍內。

4.4 ? 建立電力用戶參與的輔助服務分擔機制，實現電力輔助服務市場化

調峰等輔助服務服務于整個電網安全穩(wěn)定運行，如果作為一種商品，它真正的購買方應該是電力用戶。現在由發(fā)電側單邊承擔服務費用，不符合市場化原則。俗話說“羊毛出在羊身上”，不論輔助服務的成本如何、費用高低，在市場化的背景下應當由電力用戶承擔輔助服務費用。因此，按照“誰受益，誰承擔”的原則，應建立電力用戶參與的輔助服務分擔共享機制。

主要參考文獻

[1]張廣才，周科.燃煤機組深度調峰技術探討[J].熱力發(fā)電，2017，46（9）：17-23.

[2]沈利，徐書德.超臨界大容量火電機組深度調峰對燃煤鍋爐的影響[J].發(fā)電設備，2016，30（1）：21-23.