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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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