據統計資料顯示:2015年全國平均棄風率為15%;“三北”地區的棄風問題尤為嚴峻，棄風率超過30%。火電作為我國的主力電源，目前裝機容量超過9億kW，而其中大容量火電機組的調峰深度不到50%，北方地區熱電機組的調峰深度只有20%左右。

截至2016年底，我國發電裝機16.5億千瓦時，其中煤電裝機9.43億千瓦，占比57.15%;2016年全國發電量59897億千瓦時，其中煤電發電量39058億千瓦時，占比65.21%。根據國家發改委和能源局發布的《電力發展“十三五”規劃》 (以下簡稱《規劃》)中明確表示要充分挖掘現有系統調峰潛力，著力增強系統尤其是火電機組的靈活性。到2020年，我國發電裝機將達到20億千瓦，其中煤電裝機11億千瓦時，占比55%，煤電仍將處于主體地位。如今，可再生能源快速發展，提升機組靈活性，為可再生能源利用保駕護航，成為新時代賦予煤電的新使命。

自2006年頒布實施《可再生能源法》之后，我國新能源產業發展迅速。但是，由于新能源的波動性以及管理利用水平和配套政策的不完善等因素，新能源的消納成了一個能源電力領域亟待解決的新問題。與此同時，電力體制改革正通過有序縮減發用電計劃，開展發電企業與用戶直接交易，逐步擴大市場化電量的比例，為進一步完善電力市場提供空間。因此，從電網側、用戶側和電源側統籌規劃，提升火電機組靈活性，加強機組調峰能力和消納新能源入網是“十三五”能源戰略的調整重點。提升煤電靈活性，將是“十三五”期間增加電力系統調節能力、促進新能源消納的主要措施。統計數據顯示，目前，我國“三北”地區煤電占總裝機容量的60%，其中一半左右為熱電機組。預計到2020年這一比例仍將高于60%，熱電機組比重也將有所增加。與之相比，抽水蓄能、調峰氣電等調峰電源占比到2020年仍不足2%。在未來相當長的一段時期內，“三北”地區電力系統仍將依賴煤電機組進行調峰。通過靈活性改造，煤電機組可以增加20%以上額定容量的調峰能力。《電力發展“十三五”規劃》確定的全國煤電靈活性改造規模目標為2.2億千瓦，預計將提升電力系統調峰能力約4600萬千瓦。因此，探尋提升火電機組靈活性的技術路徑，以適應新的能源戰略要求，更好地接納新能源入網，以及實現在役大容量火電機組的技術改造優化都有實際意義。

據中國電力企業聯合會預測, 2020年、2030年、2050年是我國火電產業發展的重要節點，未來我國火電產業將進入衰退期。2020年, 火電裝機容量占總裝機容量61%, 2030年下降到51%, 到2050年進一步下降至38%，而新能源裝機占比持續上升, 到2050年, 新能源裝機占比已上升至33%。火電裝機容量一路下行的數據拐點，無情地證明了火電產業規模逐年遞減。

在未來, 火電產業將在產業需求的導向下繼續演化。雖說火電產業即將進入衰退，但值得注意的是，在2030年以前, 我國火電產業仍處于成熟階段, 裝機容量占比仍在50%以上。隨著我國經濟的穩定增長, 電力需求也將進一步擴大, 火電產業仍有為經濟增長提供電力保障的需求。在未來十二年內的火電成熟期里, 火電仍是我國的主力電源。

電力輔助服務補償機制

為深入貫徹落實黨的十九大精神和《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號），進一步完善和深化電力輔助服務補償機制，推進電力輔助服務市場化，按照《國家發展改革委國家能源局關于印發電力體制改革配套文件的通知》（發改經體〔2015〕2752號）有關要求。2017年11月15日，國家能源局發布了關于印發《完善電力輔助服務補償（市場）機制工作方案》的通知。《方案》明確了全面推進電力輔助服務補償（市場）工作主要目標和主要任務，自2017年至2020年，分三階段進行實施。

2017-2018年為第一階段，完善現有相關規則條款，落實現行相關文件有關要求，強化監督檢查，確保公正公平；2018-2019年為第二階段，要求探索建立電力中長期交易涉及的電力用戶參與電力輔助服務分擔共享機制；2019-2020年為第三階段，要配合現貨交易試點，開展電力輔助服務市場建設。

除此之外，我國各省份也均布局電力輔助，山西獨立參與調峰的單個電儲能設施額定容量應達到10MW及以上，額定功率持續充電時間應在4小時及以上；福建省要求重視福建電力輔助服務市場試點和交易平臺試運行工作；新疆由電儲能設施投資運營方與風電場、光伏電站自主協商確定補償費用......

整理了部分省份出臺的關于電力輔助的政策，看看這些省份是如何推進電力輔助服務市場的！

福建省《福建省電力輔助服務（調峰）交易規則（試行）》

各電力市場成員，要重視福建電力輔助服務市場試點和交易平臺試運行工作，自覺遵守有關法律、規章和市場規則。9月至12月為試運行期間，有關電力輔助服務市場交易結果按一定比例結算，2018年起依據交易規則按實際交易結果全額結算。

甘肅省《甘肅省電力調峰輔助服務市場運營規則（試行）》

火電機組（含供熱機組）有償調峰基準為其額定容量的50%，有償調峰基準點應是一個體現市場供求關系的動態平衡點；實時深度調峰交易模式為日前申報、日內調用；電儲能用戶需向調峰服務平臺提交包含交易時段、15 分鐘用電電力曲線、交易價格等內容的交易意向，市場初期電儲能用戶申報價格的上限、下限分別為 0.2 元/千瓦時、0.1 元/千瓦時。

河北省《河北省“十三五”電力發展規劃》

加快建立電力輔助服務市場機制，進一步促進調峰電源發展，推動燃煤火電機組靈活性改造，著力提高系統新能源電力消納能力。

江蘇省《江蘇電網統調發電機組輔助服務管理實施辦法》

    對并網發電廠提供的基本輔助服務不予補償，當并網發電廠因自身原因不能提供基本輔助服務時需接受考核。對并網發電廠提供的有償輔助服務進行補償，當并網發電廠因自身原因有償輔助服務不能被調用或者達不到預定調用標準時需接受考核。

山東省《山東電力輔助服務市場運營規則(試行)》

山東電力輔助服務市場將山東省級電力調度機構直接調度的并網發電機組和送入山東電網的跨省區聯絡線納入輔助服務市場范圍，交易品種主要包括有償調峰和自動發電控制(AGC)。有償調峰交易采用“階梯式”報價方式，分七檔報價，交易方式為日前組織、按15分鐘出清;AGC輔助服務交易為日前組織、按日出清。補償費用按日統計發布，按月結算。

山西省《關于鼓勵電儲能參與山西省調峰調頻輔助服務有關事項》

以發電企業、電力用戶、售電企業、儲能運營企業等為參與主體，均可以聯合或獨立的方式參與調峰或調頻，獨立參與調峰的單個電儲能設施額定容量應達到10MW及以上，額定功率持續充電時間應在4小時及以上。獨立參與調頻的電儲能設施額定功率應達到15MW及以上,持續充放電時間達到15分鐘以上。

新疆《新疆電力輔助服務市場運營規則(試行)》

鼓勵發電企業、售電企業、電力用戶、獨立輔助服務提供商等投資建設電儲能設施，要求充電功率在 1 萬千瓦及以上、持續充電時間 4 小時以上；在火電廠計量關口出口內建設的電儲能設施，與機組聯合參與調峰，按照深度調峰管理、費用計算和補償；由電儲能設施投資運營方與風電場、光伏電站自主協商確定補償費用，釋放電量等同與發電廠發電量，按照發電廠相關合同電價結算。

東北地區《關于同意開展東北區域電力輔助服務市場專項改革試點的復函》

同意東北地區開展電力輔助服務市場專項改革試點工作，并已于今年1月1日起施行。東北電網調峰問題十分突出，既影響電源、電網和供熱安全，又影響新能源消納。而通過傳統的計劃手段和調度命令，發電企業提供調峰等輔助服務的動力不足，可通過市場化方式建立更高效的電力輔助服務機制。

“三北”地區《促進電儲能參與"三北"地區電力輔助服務（市場）機制試點工作》

鼓勵發電企業、售電企業、電力用戶、電儲能企業等投資建設電儲能設施。鼓勵各地規劃集中式新能源發電基地時配置適當規模的電儲能設施，實現電儲能設施與新能源、電網的協調優化運行。鼓勵在小區、樓宇、工商企業等用戶側建設分布式電儲能設施。

必然性與技術參考

目前，中國稀缺的不是發電能力，而是調峰能力，過去要求火電安全、穩定、高效、清潔，現在我們還需要彈性、靈活性來調節和吸納高比例的可再生能源。我國大容量火電機組調峰運行時效率明顯下降，單位煤耗顯著上升，以新建1000MW機組為例，50%負荷下的供電煤耗比滿負荷時增加約20g/kWh。此外，低負荷運行時爐內燃燒的不穩定，引起了煙氣溫度和粉塵濃度等參數的大幅變化，嚴重影響了除塵器等設備的工作效率，污染物排放量也顯著增加。雖然火電結構向高參數、大容量優化轉型，但機組運行靈活性的不足仍然突顯了火電能耗和環保的壓力。

我國的電源結構主要以火電為主，如下表所示。2015年全國發電裝機總容量為15.3億kW，比上年增長了約12%，增速幅度放緩。與此同時，電源結構也在逐漸調整。2014年，火電在能源結構組成中仍占約70%的比例，風能及太陽能等新能源只占不到10%;2015年，火力發電裝機容量則約占當年總容量的65%，穩中略降，新能源的比例則提升為13%，增幅明顯。《規劃》明確表明，按照非化石能源消費比重達到15%的要求，到2020年，非化石能源發電裝機達到約7.7億kW，占比提高到39%;火電裝機力爭控制在11億kW以內，占比降至約55%。

我國的電源結構

由此可見，隨著我國電網機組裝機容量的不斷擴大，傳統火電和新能源發展之間的矛盾也因此顯現。電網中大容量火電機組普遍參與電網的調峰，為可再生能源消納提供足夠的容量空間，以滿足電源結構中新能源比重提升的需要。我國大部分主力火電機組長期在65%～75%的負荷下運行，不僅調峰深度普遍不夠，而且機組運行能效和污染物控制能力明顯下降;煤電自身結構也有待進一步優化轉型以適應總體電源結構的改變。因此，火電機組缺乏靈活性面臨著來自電源結構調整的壓力。

“十三五”期間我國明確提出，將實施2.2億千瓦燃煤機組的靈活性改造，使機組具備深度調峰能力。對于很多火電機組來說，機組的靈活性將成為今后重要的考量，未來火電機組的一大部分收入將來自于調峰和輔助服務。火電靈活性改造之于火電領域是一場革命，更是對我國能源技術創新的一場嚴峻考驗，如何“靈活”開展靈活性改造是必須要攻克的課題，所謂靈活就是機組具有更快的變負荷速率、更高的負荷調節精度及更好的一次調頻性能;機組具有更寬的負荷調節范圍，負荷下限從原來的45%下調至30%，甚至更低。燃煤機組深度調峰面臨著很多問題，涉及到鍋爐、汽機、輔機、控制系統等多個方面，可謂牽一發而動全身，針對機組自身的運行特性以及調峰目標幅度，靈活制定靈活性改造技術路線，以期實現燃煤機組在低負荷下的安全穩定運行。要實現機組靈活性改造并不是一件容易的事兒，要響應政策導向，兼顧未來市場變化，根據企業自身特點，合理確定改造目標和技術方案，保證機組安全，還要控制投資規模，注重解決實際需求。‘十三五’期間，隨著可再生能源發電全額保障性收購制度的實行，我國火電靈活性改造工作將同步鋪開，熱電機組和常規煤電靈活性改造規模分別達到1.33億千瓦和8600萬千瓦左右。

那么燃煤電廠的火電靈活性改造，主要包括哪些?

運行靈活性：深度調峰(低負荷運行)，快速啟停，爬坡能力強;對于熱電機組實現熱電解耦。

燃料靈活性：煤種適應力強，摻燒生物質例如秸稈、木屑等。

提高火電靈活性，包括改善機組調峰能力、爬坡速度、啟停時間等多個方面。目前，我國純凝機組在實際運行中的調峰能力一般為額定容量的50%左右，典型的抽凝機組在供熱期的調峰能力僅為額定容量的20%。通過靈活性改造，預期將使熱電機組增加20%額定容量的調峰能力，最小技術出力達到40%-50%額定容量;純凝機組增加15%-20%額定容量的調峰能力，最小技術出力達到30%-35%額定容量。通過加強國內外技術交流和合作，部分具備改造條件的電廠預期達到國際先進水平，機組不投油穩燃時純凝工況最小技術出力達到20%-25%。

靈活性改造具體路線包含低負荷穩燃、鍋爐燃燒優化、低負荷脫硝、汽機改造、蓄熱裝置。牽一發而動全身，靈活性改造要涉及鍋爐、汽機、控制系統的改造，需要先做全廠評估，再制定具體方案。

針對低負荷穩燃，煤粉鍋爐在設計時對鍋爐最低不投油穩燃能力有一定要求，相關設計標準規定：根據不同燃燒方式和不同煤中揮發分，鍋爐最低穩燃負荷率在30%至60%之間。但機組考核往往以設計煤種為準，鍋爐實際運行中，煤質多變，多煤種摻燒現象已十分普遍。要保證機組在低負荷甚至超低負荷(30%以下)下長期穩定運行，必須對燃燒系統做調整。目前比較主流的低負荷

穩燃技術方案有：燃燒器結構優化改造、磨煤機分離器的優化改造、利用機組原有的等離子點火裝置、利用微油或小油槍點火裝置、利用富氧燃燒技術等。

供熱工況熱電解耦：目前，國內絕大多數供熱機組均采取汽輪機中壓缸排汽供熱方式，而受汽輪機低壓缸最小冷卻流量的限制，在機組供熱量一定的情況下，機組發電負荷不能低于某一限值，這種“以熱定電”的模式限制了供熱機組在供熱期的深度調峰能力，這也是我國三北地區供暖期調峰困難、棄風棄光現象嚴重的重要原因。因此，要在保證機組供熱量不變的前提下，降低機組電出力，就需要打破機組供熱期的熱、電耦合關系。目前，常用的熱電解耦技術有：汽輪機旁路供熱，切除低壓缸供熱，熱水、熔鹽儲熱供熱，電鍋爐、電熱泵供熱等。

汽輪機旁路供熱：該技術主要是指汽輪機高、低壓旁路聯合供熱，利用高壓旁路將部分主蒸汽減溫減壓旁路至高壓缸排汽，經鍋爐再熱器加熱后，從低壓旁路（中壓缸進口）抽汽對外供熱。該技術方案能最大程度地實現熱電解耦，可達到“停機不停爐”的效果，同時改造投資也較小，不足之處在于供熱經濟性較差。此外，在方案設計中應注意各路蒸汽流量的匹配，保持汽輪機轉子的推力平衡，確保高壓缸末級葉片的運行安全性，防止受熱面超溫，同時應確保旁路供熱時的運行安全性。

切除低壓缸供熱：該技術是打破原有的汽輪機低壓缸最小冷卻流量限值理論，在供熱期間切除低壓缸進汽，僅保持少量的冷卻蒸汽（約 10 t/h左右），使低壓缸在高真空條件下“空轉”運行，從而提高汽輪機的供熱能力。該技術能使機組在原供熱能力的基礎上增加 20%左右的供熱能力，由于減少了低壓缸排汽的冷源損失，具有較好的供熱經濟性。該項技術在國外有成功案例，在我國內蒙古某330 MW 機組上也成功完成了連續 72 h 的切除低壓缸進汽試驗，試驗期間在保證供熱蒸汽流量 350 t/h的前提下，機組電負荷降至 120 MW，監測汽輪機末級和次末級葉片溫度正常。該項技術改造投資小，遠低于高背壓、光軸改造成本，具有較好的市場應用前景。

熱水、熔鹽儲熱供熱：該技術是通過設置熱水罐、熔鹽罐等存儲熱量，作為電網負荷較低時機組供熱抽汽的補充或熱量的存儲，間接實現熱電解耦。以熱水儲熱為例，根據實際需求，在電網高峰時段，增加供熱抽汽加熱熱網循環水并存儲在儲熱罐中，電網低谷時，由儲熱罐儲存的熱水對外供熱；也可在電網低谷時，機組不深調負荷，增加供熱抽汽加熱熱網循環水并存儲在儲熱罐中，在電網高峰時段時由儲熱罐儲存的熱水對外供熱，增加上網電負荷。儲熱供熱技術對機組原熱力系統的改造少，供熱經濟性較好，不足之處在于改造投資較大，儲熱罐占地面積大，且不適用于長期連續調峰。儲熱供熱技術在德國、丹麥應用廣泛，在我國的東北地區也有成功應用。

電鍋爐、電熱泵供熱 ：該技術是指在電源側設置電鍋爐、電熱泵等，在低負荷抽汽供熱不足時，通過電熱或電蓄熱的方式將電能轉換為熱能，補充供熱所需，從而實現熱電解耦。該技術的優點是能最大程度地實現熱電解耦，對原機組的改造少；不足在于改造投資大，且機組熱經濟性較差。電鍋爐在國外也有廣泛的應用，主要用于電網中富余的“垃圾電”的消化，而在我國東北地區，受電力輔助調峰市場獎勵機制的影響，也有少量電廠采取合同能源管理的模式開展電鍋爐供熱改造，實現熱電解耦。在上述幾種熱電解耦技術方案中，最成熟的是熱水罐儲熱供熱、電鍋爐供熱技術，這 2 種技術熱經濟性較好，但改造成本相對較高，占地面積也較大；其次是汽輪機旁路技術，改造成本低，但熱經濟性較差；切除低壓缸供熱技術改造成本最低，熱經濟性也最好，但應用業績相對較少，安全性還有待驗證，是未來的研究熱點之一。

運行中汽機易出現的問題：汽缸/轉子脹差大、低壓缸排汽溫度高、加熱器疏水不暢機組深度調峰降負荷過程中，由于轉子冷卻比汽缸快，容易出現負脹差的情況，運行過程中應控制降負荷速率，脹差較大時須采用加熱裝置向汽缸夾層和法蘭通冷卻蒸汽。低負荷下排汽溫度高則主要受鼓風摩擦的影響，沒有足夠的蒸汽將產生的熱量帶走，此時需通過后缸噴水減溫裝置向汽輪機排汽中噴入高度霧化的減溫水來實現降溫。低負荷下低壓加熱器（低加）疏水不暢主要是受低負荷下相鄰兩段抽汽壓差小、兩級加熱器之間差壓小的影響所致，此時需要對低加疏水管道進行改造，減少兩級加熱器之間疏水管道的阻力。

火電機組靈活性改造的研究方向：火電機組分為熱電機組和凝汽機組兩大類，歐美多數廣泛使用熱電聯產機組，但其中較大比重為大容量抽凝式機組;國內兩類機組都普遍存在，熱電機組裝機容量大約為火電總裝機容量的32%。火電機組靈活性主要包括機組的調峰深度，爬坡能力和啟停速度等內容，改造主要的研究方向如圖1所示。調峰運行方式的優化和鍋爐燃燒系統的優化改造是火電機組靈活性改造的主要手段。

圖火電機組靈活性改造的主要研究方向

火電機組的儲熱改造：國外對火電機組靈活性改造集中于小型化的熱電聯產機組展開，其中尤以儲熱裝置的研究非常流行，主要方法是運用energyPLUS、ANSYS等軟件進行建模分析，從而得到可行的改造方案。

在此基礎上，運用儲熱技術開發和利用儲熱鍋爐和儲熱式設備，建立靈活機動的中小型儲熱電站的方案逐漸成為熱點。儲熱設備與火電站改造相結合，不僅設計靈活，而且維修使用方便且易于管理。

瑞典斯德哥爾摩市政熱電廠的電鍋爐調峰項目便設置了臥式的大型蓄熱罐來實現機組靈活性的提升;德國和丹麥的供熱系統基本都配置大型蓄熱罐，同時在電源側和熱網側充當儲能設施，除了實現熱電廠短時間的熱電解耦，還可起到定壓補水和膨脹水箱的作用;我國東北部分地區也開始逐步采用采用蓄熱罐和電鍋爐改善熱電廠的調峰收益。

儲能系統與聯合調峰運行策略：火電機組靈活性的改善需要大容量儲能技術相配合，除了上述利用儲熱裝置的方法以外，主要的儲能系統是以抽水蓄能電站、燃氣輪機電站和常規水電機組等為主的調峰電源。

此外，利用以燃料電池為核心的儲能系統輔助調峰提高火電靈活性的技術也在持續研究中。燃料電池技術整體還不成熟，相關研究主要集中于材料、結構和催化劑的改良。近日，美國橡樹嶺國家實驗室能源部使用納米尖峰催化劑將溫室氣體二氧化碳轉化為乙醇，研究人員認為可利用二氧化碳可以制造和存儲為乙醇的特性，研制新型電池儲能系統平衡間歇電源對電網穩定性的影響。

火電機組的調峰優化措施：九十年代以來，為了在火電機組變工況調峰的過程中來提高調峰能力和經濟性，研究人員從火電機組燃燒系統改造和變工況運行策略的角度對鍋爐設備的燃燒穩定性、水循環安全性和鍋爐輔機的限制等影響火電機組調峰能力的因素進行了深入研究。

機組調峰改造和節能改造一般結合進行，常見的低負荷燃燒與排放控制技術有：鍋爐的燃燒優化，包括對燃燒器、尾部煙道和磨煤機等輔助設備進行穩燃改造和燃料混燃技術等;系統加裝前置汽輪機來提高效率，廠用電錯峰轉移配合調整汽輪機出力大小;通過系統旁路改造和控制煙氣溫度，降低最小負荷出力，拓寬出力區間;尾部煙道凈化處理和相關污染物脫除技術等。從變工況調峰運行的角度來考慮，經過經濟性、安全性、機動性和調峰幅度比較評價之后，國內大多數火電機組使用低負荷運行方式，并且隨著負荷的降低，采用定壓-滑壓-定壓的運行方式;實際運行時除了考慮電網負荷特性、機組安全性和經濟性之外，還必須提高運行人員管理工況頻繁變化機組的操作水平等。

總結

基于我國的能源形勢，為了建設清潔低碳、安全高效的現代能源體系，我國將大力發展新能源發電。電力行業開展火電機組靈活性技術路徑的研究，挖掘燃煤機組調峰潛力，是破解當前新能源消納困境與減少棄風和棄光現象亟待推進的戰略舉措。

目前國內火電機組靈活性改進措施主要圍繞鍋爐及其輔機系統的低負荷穩燃優化、熱電機組利用儲熱裝置實現熱電解耦以及相關調峰運行方案的制定;電力市場則持續推進創新輔助服務機制，鼓勵電、熱生產企業和用戶聯合投資建設蓄熱器，合理補償調峰服務方的收益，提高企業調峰積極性，促進電力市場的良性競爭。

火電機組靈活性技術開發，重點可從電廠熱力系統的角度，利用已有設施進行技術改造，深挖調峰潛力;繼續推進區域調峰電源以及相關儲能系統的配套建設;對電網側和用戶側而言，要完善輸電技術、需求響應措施和峰谷電價機制等舉措，綜合優化熱電聯產與電能替代供熱方案。