甘肃省电力投资集团近日公布的一季度“成绩单”显示，常乐电厂1、2号煤电机组完成发电量28亿千瓦时，其作为祁韶直流唯一配套调峰电源，有效填补了该输电工程的调峰缺口，带动风电、光伏发电项目向华中地区外送电量57.7亿千瓦时。煤电深度调峰作用显现，让河西走廊的“风光”照亮更多家庭。
可再生能源发电易波动、难储存，装机规模越大，对灵活调峰电源的需求越大。特别是在“双碳”目标下，煤电机组成为新能源电力消纳的保障，但要实现“尖峰顶得上、低谷压得下”的目标，深度调峰势在必行。记者了解到，受供电煤耗增加等因素影响，完成调峰重任也非易事。如何做好深度调峰助力“双碳”，已成为众多煤电机组面临的现实难题。
煤电助力降碳的核心举措
“新能源发电的短板是‘不可控’。随着越来越高比例的间歇性电源接入电网，电力系统对调节电源容量的需求陡增，煤电机组因此承担起调峰任务，也就是通过改变出力工况来适应负荷变化。”清华大学能源与动力工程系教授毛健雄解释，机组调峰能力取决于锅炉对低负荷的适应能力，未来持续低负荷运行渐成常态，深度调峰是煤电助力实现“双碳”目标的最主要举措。
实践证明，煤电调峰为降碳打下了基础。国网东北分部调度控制中心计划处处长张晓天告诉记者，东北电网已完成灵活性改造火电机组装机容量4612万千瓦，约占火电总装机容量的45%。通过改造，增加深调能力1657万千瓦，成为确保电网安全供电、促进新能源消纳的“主力军”。“从2014年10月启动到去年底，新能源及核电受益电量达1450亿千瓦时，相当于节约标煤超过4600万吨，降低二氧化碳排放超过1.1亿吨。”
按照国家发改委、国家能源局去年底发布的《全国煤电机组改造升级实施方案》，现役机组灵活性改造要实现应改尽改，纯凝工况调峰最小发电出力要达到35%额定负荷。据此，更多电厂加速行动。
上海申能电力科技有限公司总经理冯伟忠举例称，我国首创的“亚临界机组600℃升温改造技术”，可满足机组负荷在20%-100%之间灵活调节的需求，已在徐州华润电厂#3机组实施改造并通过验证。“在没有投油助燃且保持超低排放条件下，机组最低稳定运行负荷能力从改造前的55%降到19%，深度调峰能力得到质的提升。该方案具备可行性和普适性，若能在现役亚临界机组大规模推广，有望整体提升20%的深度调峰性能，腾出7000万千瓦调峰容量，相应增加3.5亿千瓦新能源消纳能力。”
要深度调峰，也要安全环保运行
深调虽好，操作不易。“深度调峰常被比作‘在钢丝上跳舞’，实际运行状况往往与设计工况差别较大，机组安全性受到影响，长此以往将加快寿命损耗。”一位不愿具名的电厂人士坦言，“从生产本身来说，我们并不愿意参与深度调峰，但为了适应变化又不得不做。”
如其所言，深度调峰意味着电厂降低出力，发电机组低于基本调峰范围。燃煤锅炉一般是按燃料性质及额定负荷设计，必须确保稳定着火和燃烧。频繁启动及大范围负荷变动，无形中会加剧安全风险。能不能克服这一问题？记者了解到，目前已有成功案例。
在陕煤集团信阳电厂，机组调峰深度一路从40%、35%降至27%常态化调峰运行。今年3月，3号机组负荷率降低至9%，维持运行6.5小时，创下同类型机组调峰运行的最低纪录。“煤电深调负荷不是越低越好，而是要依据机组实际情况。特别是调到40%以下后，很多参数处于临界状态，一旦出现波动，轻则导致机组非停、重则直接损坏设备。相比常规运行，深度调峰首先是对人员操作水平提出了更高要求。”该厂生产负责人陈某称，通过提前组织专业人员对重点操作开展风险分析，制定专项措施和预案，各级管理人员现场指导，运行人员规范操作、精细调整，最终，各项参数控制平稳，环保排放合格。
技术层面的问题更要因“机”制宜。陈星举例，燃煤锅炉需保持稳定燃烧，但低负荷易导致稳燃能力转差，带来一系列制约。“我们与厂家反复沟通，根据锅炉特性逐步调整试验，针对机组协调、辅机自动等开展多项热工逻辑优化。比如，针对严重影响稳燃的制粉系统断堵煤问题，我们不仅改造了原煤仓落煤管，尽可能保证其通畅，还在调峰期间掺烧优质烟煤，提高了燃烧稳定性。同时，投资400多万元对燃烧器进行等离子改造，大幅降低助燃成本。”
效益拉动“让我调峰”转为“我要调峰”
在确保安全的基础上，经济性是进一步追求。“1-3月，信阳电厂参与调峰获得了辅助服务补偿约3800万元，结合河南省网新能源装机容量情况，预计全年调峰收益将在7000万元以上。”陈某表示，效益是影响电厂深度调峰行动的另一关键因素。
“没有经济性肯定不愿干。”这也是记者在采访中听到不少电厂的反馈。毛健雄证实，为鼓励更多机组积极改造，不少地区已对参与调峰的机组给予电价补偿。但目前，补偿费用远不足以弥补深度调峰带来的经济损失，甚至出现了电厂调峰时间越长，亏损越大的情况。“应尽量减少发电企业因承担维护电网安全、稳定和经济运行所付出的成本。建议相关部门进一步核算调峰补偿费用，适当提高补偿电价，并考虑不同容量和机组类型深度调峰的补偿差异。”
在这方面，东北电网走在了前列。“为缓解电网调峰矛盾，早在2014年我们便启动了东北电网辅助服务市场建设，并根据电网实际运行需要、辅助服务市场主体诉求，逐年修改完善规则。”张晓天介绍，按照清洁能源接纳“全额不全价”“调峰资源价值最大化”的理念，以现有“火电机组最小运行方式核定制度”为基础，东北电网建立了调峰辅助服务日前报价、日内出清机制，鼓励火电企业进行深度调峰，而且要从“让我调峰”向“我要调峰”转变。
同时，“阶梯式”分摊机制可鼓励火电厂加大调峰力度，即能力越弱掏钱越多、能力越强得钱越多。将机组发电能力作为交易标的，发电企业还可按市场机制报价，以市场手段引导企业采取措施主动降低受阻容量，提升机组顶峰能力。“在有效激励下，预计到2025年新增灵活性改造装机容量661万千瓦以上，改造容量累计达到5272万千瓦。”张晓天表示。
可再生能源发电易波动、难储存，装机规模越大，对灵活调峰电源的需求越大。特别是在“双碳”目标下，煤电机组成为新能源电力消纳的保障，但要实现“尖峰顶得上、低谷压得下”的目标，深度调峰势在必行。记者了解到，受供电煤耗增加等因素影响，完成调峰重任也非易事。如何做好深度调峰助力“双碳”，已成为众多煤电机组面临的现实难题。
煤电助力降碳的核心举措
“新能源发电的短板是‘不可控’。随着越来越高比例的间歇性电源接入电网，电力系统对调节电源容量的需求陡增，煤电机组因此承担起调峰任务，也就是通过改变出力工况来适应负荷变化。”清华大学能源与动力工程系教授毛健雄解释，机组调峰能力取决于锅炉对低负荷的适应能力，未来持续低负荷运行渐成常态，深度调峰是煤电助力实现“双碳”目标的最主要举措。
实践证明，煤电调峰为降碳打下了基础。国网东北分部调度控制中心计划处处长张晓天告诉记者，东北电网已完成灵活性改造火电机组装机容量4612万千瓦，约占火电总装机容量的45%。通过改造，增加深调能力1657万千瓦，成为确保电网安全供电、促进新能源消纳的“主力军”。“从2014年10月启动到去年底，新能源及核电受益电量达1450亿千瓦时，相当于节约标煤超过4600万吨，降低二氧化碳排放超过1.1亿吨。”
按照国家发改委、国家能源局去年底发布的《全国煤电机组改造升级实施方案》，现役机组灵活性改造要实现应改尽改，纯凝工况调峰最小发电出力要达到35%额定负荷。据此，更多电厂加速行动。
上海申能电力科技有限公司总经理冯伟忠举例称，我国首创的“亚临界机组600℃升温改造技术”，可满足机组负荷在20%-100%之间灵活调节的需求，已在徐州华润电厂#3机组实施改造并通过验证。“在没有投油助燃且保持超低排放条件下，机组最低稳定运行负荷能力从改造前的55%降到19%，深度调峰能力得到质的提升。该方案具备可行性和普适性，若能在现役亚临界机组大规模推广，有望整体提升20%的深度调峰性能，腾出7000万千瓦调峰容量，相应增加3.5亿千瓦新能源消纳能力。”
要深度调峰，也要安全环保运行
深调虽好，操作不易。“深度调峰常被比作‘在钢丝上跳舞’，实际运行状况往往与设计工况差别较大，机组安全性受到影响，长此以往将加快寿命损耗。”一位不愿具名的电厂人士坦言，“从生产本身来说，我们并不愿意参与深度调峰，但为了适应变化又不得不做。”
如其所言，深度调峰意味着电厂降低出力，发电机组低于基本调峰范围。燃煤锅炉一般是按燃料性质及额定负荷设计，必须确保稳定着火和燃烧。频繁启动及大范围负荷变动，无形中会加剧安全风险。能不能克服这一问题？记者了解到，目前已有成功案例。
在陕煤集团信阳电厂，机组调峰深度一路从40%、35%降至27%常态化调峰运行。今年3月，3号机组负荷率降低至9%，维持运行6.5小时，创下同类型机组调峰运行的最低纪录。“煤电深调负荷不是越低越好，而是要依据机组实际情况。特别是调到40%以下后，很多参数处于临界状态，一旦出现波动，轻则导致机组非停、重则直接损坏设备。相比常规运行，深度调峰首先是对人员操作水平提出了更高要求。”该厂生产负责人陈某称，通过提前组织专业人员对重点操作开展风险分析，制定专项措施和预案，各级管理人员现场指导，运行人员规范操作、精细调整，最终，各项参数控制平稳，环保排放合格。
技术层面的问题更要因“机”制宜。陈星举例，燃煤锅炉需保持稳定燃烧，但低负荷易导致稳燃能力转差，带来一系列制约。“我们与厂家反复沟通，根据锅炉特性逐步调整试验，针对机组协调、辅机自动等开展多项热工逻辑优化。比如，针对严重影响稳燃的制粉系统断堵煤问题，我们不仅改造了原煤仓落煤管，尽可能保证其通畅，还在调峰期间掺烧优质烟煤，提高了燃烧稳定性。同时，投资400多万元对燃烧器进行等离子改造，大幅降低助燃成本。”
效益拉动“让我调峰”转为“我要调峰”
在确保安全的基础上，经济性是进一步追求。“1-3月，信阳电厂参与调峰获得了辅助服务补偿约3800万元，结合河南省网新能源装机容量情况，预计全年调峰收益将在7000万元以上。”陈某表示，效益是影响电厂深度调峰行动的另一关键因素。
“没有经济性肯定不愿干。”这也是记者在采访中听到不少电厂的反馈。毛健雄证实，为鼓励更多机组积极改造，不少地区已对参与调峰的机组给予电价补偿。但目前，补偿费用远不足以弥补深度调峰带来的经济损失，甚至出现了电厂调峰时间越长，亏损越大的情况。“应尽量减少发电企业因承担维护电网安全、稳定和经济运行所付出的成本。建议相关部门进一步核算调峰补偿费用，适当提高补偿电价，并考虑不同容量和机组类型深度调峰的补偿差异。”
在这方面，东北电网走在了前列。“为缓解电网调峰矛盾，早在2014年我们便启动了东北电网辅助服务市场建设，并根据电网实际运行需要、辅助服务市场主体诉求，逐年修改完善规则。”张晓天介绍，按照清洁能源接纳“全额不全价”“调峰资源价值最大化”的理念，以现有“火电机组最小运行方式核定制度”为基础，东北电网建立了调峰辅助服务日前报价、日内出清机制，鼓励火电企业进行深度调峰，而且要从“让我调峰”向“我要调峰”转变。
同时，“阶梯式”分摊机制可鼓励火电厂加大调峰力度，即能力越弱掏钱越多、能力越强得钱越多。将机组发电能力作为交易标的，发电企业还可按市场机制报价，以市场手段引导企业采取措施主动降低受阻容量，提升机组顶峰能力。“在有效激励下，预计到2025年新增灵活性改造装机容量661万千瓦以上，改造容量累计达到5272万千瓦。”张晓天表示。
