火电机组灵活性运行技术综述与展望-北极星火力发电网

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为了大力推进能源结构清洁化改革，风力发电(风电)、太阳能发电装机容量迅速增长。但新能源具有随机性、间歇性、不稳定性等特点，其比重增加到一定程度后，必然导致电网调峰困难，加之传统煤电产能过剩，这就要求现役火电机组提高灵活性以及深度调峰能力，以维持电网稳定[1-9]。2008年我国光伏发电装机容量仅为16万kW;2016年达到7742万kW，全年上网电量为662亿kW˙h，占全部发电量的1.0%。电力行业“十二五”规划中预测我国太阳能发电装机容量在2015年将达到2100万kW，实际容量为4318万kW，完全超出发展规划预期[10]。2008年我国风电装机容量仅为1200万kW，全年上网电量为120亿kW˙h，占全部发电量的0.37%;2016年风电容量达到1.69亿kW，全年上网电量为2410亿kW˙h，占全部发电量的4.0%。电力行业“十二五”规划中预测我国风电装机容量在2015年将达到1.0亿kW，实际容量为1.29亿kW，超出规划预期约30%[11]。2017年1—9月我国电力新增容量为9340万kW，具体数据如图1所示[12]。由图1可以看出，我国火电新增装机仅占33.17%，太阳能发电和风电的总占比为55.69%，括号内的数据为与去年同期相比的增长率。这些数据充分表明，我国太阳能发电和风电正处在迅速上升的阶段。同时，《2016年中国可再生能源发展报告》预计[13]，到2020年我国光伏发电将突破1.6亿kW，风电装机将突破2.3亿kW。因此，火电机组的运行灵活性需要进一步增强。

牟春华，居文平，黄嘉驷，等/文西安热工院

注：原文发表于《热力发电》2018年第5期

2013年—2016年，我国整体弃风率从10.7%上升至17%左右[14]。随后，经过对电力系统的优化调整和改革，整体弃风率有所降低，2017年上半年全国弃风电量约235亿kW˙h，与上一年同比减少91亿kW˙h，但全国弃风率仍高达13.6%。三北地区是我国风力资源丰富区，同时也是弃风现象频繁出现的区域，详细数据如图2所示[14]。

2017年上半年全国光伏发电量为518亿kW˙h，弃光电量为37亿kW˙h，弃光率为7.6%，同比下降4.5百分点[15]。弃光主要发生在新疆和甘肃。其中：新疆(含建设兵团)弃光电量17亿kW˙h，弃光率为26%;甘肃弃光电量9.7亿kW˙h，弃光率22%。

2016年5月国家发展和改革委员会与能源局共同发布(发改能源〔2016〕1150号)文件[16]，提出对风电、光伏发电实施全额保障性收购制度。根据中电联2017年前三季度有关统计数据[12]，全国风电设备平均利用小时数为1386h，同比提高135h;太阳能发电设备平均利用小时数为923h，同比提高34h：但均与国家政策规定的保障性收购小时数存在差距。

《电力发展“十三五”规划(2016—2020年)》指出[17]，必须从负荷侧、电源侧、电网侧多措并举，充分挖掘现有系统调峰能力，增强系统灵活性、适应性，破解新能源消纳难题。

《国家能源局综合司关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》指出[18]，为加快能源技术创新，挖掘燃煤机组调峰能力，提升火电运行灵活性，全面提高系统调峰和新能源消纳能力，分2批分别公布22个项目为提升火电灵活性改造试点项目。

很多地方(东北三省，山西、福建、山东、新疆等)纷纷出台《电力辅助服务市场专项改革试点方案》《电力辅助服务市场运营规则》[19]，旨在通过奖惩手段引导火电机组提升运行灵活性，解决电力运行中的调峰、供热、可再生能源消纳等突出问题。

在电源侧政策引导方面，东北地区起步较早，制定了较为完善的调控政策以及交易规则等内容。目前已有部分电厂通过机组灵活性运行，每年获得几千万甚至上亿元的补贴奖励，而该项补贴也成为影响火电厂经营效益的重要因素。

1 火电机组灵活性运行制约因素

1.1调峰能力不足

调峰能力不足是制约火电灵活性运行的关键因素。目前，我国纯凝机组的实际调峰能力一般为额定容量的50%左右，典型抽凝机组在供热期的调峰能力仅为额定容量的20%左右。截至2015年底，东北地区火电装机容量为8572万kW，春节期间的调峰缺口已经突破600万kW。

降低机组最小技术出力、增加调峰能力，是缓解现状的有效途径。目前行业内确定的目标是：使热电机组增加20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到40%~50%额定容量;纯凝机组增加15%~20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到30%~35%额定容量[20]。部分具备改造条件的电厂预期可以达到国际先进水平，实现机组不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力达到20%~25%。

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