李科文

[摘    要] 我国大部分地区电力系统运行灵活性不足，系统极需较大比例的灵活调峰电源来改善电源结构，缓解系统调峰压力。因此必须加强火电机组深度调峰能力建设并完善辅助服务补偿机制，进行辅助服务市场化的探索，进一步推动我国的能源低碳转型。

[关键词] 清洁能源;深度调峰;辅助服务

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

[中图分类号] F273   [文献标识码]  A      [文章编号]  1673 - 0194（2020）21- 0088- 02

0      引    言

截至2019年底，我国全口径发电装机容量20.1亿千瓦，其中风电装机规模2.1亿千瓦、光伏发电装机规模2.04亿千瓦，双双突破“2万亿”大关。随着大规模风、光能源并网，发电侧的灵活性、可控性变差，据相关数据分析，风电、光伏在电力系统中到达一定比例（15%～20%）后，每高一个百分点对电力系统的调峰要求都是质的改变。但是目前我国大部分地区电力系统运行灵活性不足，系统极需较大比例的灵活调峰电源來改善电源结构，缓解系统调峰压力。从长期来看，这将成为制约我国进一步推动清洁能源消纳和能源低碳转型的重大挑战。为贯彻落实习近平总书记“四个革命、一个合作”能源安全新战略，建立健全清洁能源消纳长效机制，促进风电、光伏发电、水电、核电等清洁能源高质量发展就必须提升我国现有燃煤火电机组的调峰能力。

1      目前我国火电机组深度调峰能力现状

1.1   具备深度调峰能力的燃煤火电机组在能源机构中占比较小

在我国新能源比例最高的“三北”地区，抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源比重不足2%，未来也难有大幅提升的空间;而储能电站的成本过高，短期内也难以发挥作用;燃煤机组、水电机组等传统的调峰方式也将难以应对电网日益增大的峰谷差。内蒙古拥有丰富的风电资源，风电开发也走在全国前列，由于本地消纳有限，外送通道又不畅，内蒙古“弃风”问题一度成为关注焦点。但令人始料未及的是，2018年内蒙古本地反而出现供电不足的现象，当地诸多工业大户被限电。究其原因，就是因为前期为保障新能源上网，关停了大量的煤电机组。当由于气象原因风电、光伏停止出力时，托底的在运煤电机组的负荷爬坡能力不足，从而导致电力用户间歇式被限电。

1.2   目前燃煤火电机组具备的深度调峰能力明显不足

燃煤火电机组是最为经济可靠和最具开发潜力的灵活性电源，其本身原就具有一定的设计负荷区间。在未来几年燃煤火电机组持续低负荷运行或者深度调峰将成为常态，但同时也为机组深度调峰能力建设创造了条件。我国燃煤火电机组的深度调峰能力明显不足，目前纯凝煤电机组调峰能力大约50%，热电联产机组调峰能力只有约30%。而丹麦、德国能达到70%以上，说明煤电机组灵活性改造大有潜力可挖。2016年11月7日，国家发展改革委、国家能源局发布《电力发展“十三五”规划（2016-2020年）》，规划要求“十三五”期间，热电机组和常规煤电灵活性改造规模分别达到1.33亿千瓦和8 600万千瓦，合计2.2亿千瓦，主要集中在三北地区。但根据电力交易中心的数据显示，截至目前，全国完成灵活性改造的煤电机组仅仅5 000多万千瓦，不足规划的1/4。

2      影响燃煤火电机组深度调峰能力的相关技术因素

2.1   锅炉能否实现低负荷稳定燃烧

当锅炉的燃烧工况远低于设计的最低稳定运行负荷时，炉膛的温度会急剧下降，导致煤粉的快速着火出现困难，进而引发火焰稳定性差，容易发生熄火、炉膛灭火、放炮等重大安全隐患。锅炉出厂给定的最低稳燃负荷均是在燃用设计煤种条件所决定的，而实际情况锅炉最低稳燃负荷又受煤种变动等多种主要因素制约。机组深度调峰过程中，随着燃料的逐渐减少，锅炉内温度的逐渐降低，燃烧工况会愈发恶劣，极易产生锅炉灭火的危险。

2.2   深度调峰工况下能否满足脱硝设施运行要求

深度调峰工况下锅炉脱硝设施进口烟气温度降低，不能满足原设计的脱硝系统催化剂运行条件，导致脱硝系统不能正常投运。目前国内采用的宽负荷脱硝改造技术主要有：①增设省煤器旁路烟道或对省煤器进行分级布置，以提高脱硝设施进口烟温满足系统运行条件;②增设省煤器水侧旁路或热水再循环，以提高脱硝设施进口烟温满足系统运行条件;③汽轮机回热加热系统中增设0号高加，以提高脱硝设施进口烟温满足系统运行条件;④脱硝设施SCR催化剂采用宽温型催化剂来保证脱硝系统运行，满足污染物达标排放。另外机组运行中辅助优化制粉系统运行方式，提高火焰中心高度，提高磨煤机出口温度及二次风温等方式来提高脱硝设施进口烟气温度满足系统运行条件[1]。

2.3   热电联产机组深度调峰工况下能否满足热网所需的供热能力

热电联产或以热定电机组由于供热能力的限制，深度调峰能力往往受到机组热负荷的制约，因此需要对其进行热电解耦改造释放低负荷情况下的供热能力。

3      火电机组深度调峰辅助服务的相关政策情况

（1）“两个细则”的出台，2006年国家电监会颁布了《发电厂并网运行管理规定》和《并网电厂辅助服务管理暂行办法》，提出实施发电机组有偿调峰并要求各区域电监局根据办法制订实施细则[2]。

随后各区域先后制定并多次修改了各自的实施细则，也就是“两个细则”。“两个细则”体现了调峰最早期的设计思路：调峰是服务，是由一部分机组服务另一部分机组乃至整个系统。辅助服务的成本已包含在上网电价中，但由于分给不同机组的辅助服务任务量不同，承担得多的机组要得到相应的补偿，承担得少的要拿钱出来。因此，机组发多发少还是听调度安排，按需调度。提供辅助服务应得的回报，在事后按调用量补偿，费用源自所有发电机组分摊。各地的《细则》都设定了机组的基准负荷率，一般水平定在50%左右。高于基准负荷率的调峰无偿，低于基准负荷率的深度调峰才是有偿辅助服务。在2015年本轮改革之前，电力辅助服务补偿机制除西藏尚未建立外，在全国范围内基本建成。

（2）2014年东北启动电力调峰市场，更新了原有思路

当时东北地区的风电消纳形势严峻，电网调峰能力有限。为了充分激发火电机组调峰的积极性，解决弃风问题，东北地区在调峰领域率先引入竞争机制。一是不再按需调用，谁来调峰取决于发电企业的报价，调度按照报价由低到高调用;二是大幅提高了调峰补偿的水平，让火电机组深度调峰有利可图，报价范围分为两档，一档是0～0.4元/kWh，一档是0.4～1元/kWh，均高于东北地区0.34元/kWh的燃煤标杆电价，所以激励效果明显，这使得东北地区发掘出更多调峰资源。

（3）完善电力辅助服务补偿（市场）机制

2017年11月15日，国家能源局发布了关于印发《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》的通知。指出我国电力供应能力总体富余，煤电机组利用小时数呈逐步下降趋势，局部地区弃风、弃光、弃水、限核和系统调峰、供暖季电热矛盾等问题突出，现行电力辅助服务补偿办法的部分内容已经难以适应实际需要，提出加大补偿力度建立“电力用户参与的电力辅助服务分担共享机制”。2018年3月国家发改委、国家能源局印发《关于提升电力系统调节能力的指导意见》，《意见》再次重申“十三五”期间火电灵活性改造任务。

4      火电机组深度调峰能力建设的相关建议

4.1   稳定政策预期，加大辅助服务补贴力度

大部分区域的辅助服务市场未明确政策的稳定性和持续性，建议在进行辅助服务市场政策设计时，考虑发电企业的实际处境，使实施灵活性改造的机组能取得一定年限的稳定投资收益，以弥补实施深度调峰增加的成本支出，充分调动煤电企业进行灵活性改造，参与深度调峰的积极性。

4.2   根据煤电机组实际情况进行调峰能力建设差异化决策

如果大范围推广实施火电灵活性改造，势必产生新的浪费，应结合煤电机组自身特性做出差异化决策。重点可对30万千瓦及以下煤电机组进行灵活性改造，作为深度调峰的主力机组，甚至参与启停调峰。对于风电、水电、光伏资源丰富地区，可考虑60万千瓦等级的亚临界机组进行灵活性改造。100万千瓦等级的机组应该发挥效率高的优势，尽量不参与或少参与深度调峰。部分30万千瓦等级及以下的老旧机组临近服役年限，虽然服役期间进行过大型改造，可以继续安全运行，但政府对于是否许可延寿的政策不明朗，导致该类机组进行灵活性改造的决策风险较大。建议能源管理部门充分论证该类机组的延寿申请，并安排专项补助用于灵活性改造，改造后该类机组可主要承担电网调峰调频任务。

4.3   改革调峰服务补偿机制，更加凸显公平

由于火电机组本身就具有能够调节负荷的特性，所以现在的补偿机制中，都设有“基准负荷率”，高于基准负荷率的调峰服务是无偿的，这在新能源普及之前没有问题。但是随着新能源比例的不断扩大，市场机制要将这种“人无我有”的调节能力纳入到有偿的范围内。

4.4   建立电力用户参与的辅助服务分担机制，实现电力辅助服务市场化

调峰等辅助服务服务于整个电网安全稳定运行，如果作为一种商品，它真正的购买方应该是电力用户。现在由发电侧单边承担服务费用，不符合市場化原则。俗话说“羊毛出在羊身上”，不论辅助服务的成本如何、费用高低，在市场化的背景下应当由电力用户承担辅助服务费用。因此，按照“谁受益，谁承担”的原则，应建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制。

主要参考文献

[1]张广才，周科.燃煤机组深度调峰技术探讨[J].热力发电，2017，46（9）：17-23.

[2]沈利，徐书德.超临界大容量火电机组深度调峰对燃煤锅炉的影响[J].发电设备，2016，30（1）：21-23.