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郭凤凤 许相敏 | 江苏省煤电机组灵活性改造现状与未来展望
发布日期：2024-05-29 作者： 郭凤凤 许相敏 信息来源： 中咨研究 访问次数: 字号：[大中小]

江苏省煤电机组灵活性改造现状与未来展望

郭凤凤 许相敏

摘要：双碳背景下，在高比例新能源电力系统中，推动煤电机组向基础保障性和系统调节性电源并重转型，是煤电可持续发展的必然要求和选择。江苏省自2017年开始积极实施燃煤机组的灵活性改造，截至2022年8月底，全省燃煤机组平均调峰深度达到34%，总调峰能力达到1005万千瓦。已完成改造的煤电机组在调峰能力、调峰调用及环保排放等方面取得显著成效。然而，在改造的过程中也出现一些问题，包括电力市场、调峰激励机制、服务补偿机制等不健全，以及调峰运行可能对机组的安全运行、节能减排和运行成本造成影响等，需要综合考虑并制定更完善的政策和机制来应对这些挑战。

气候变化是一项人类共同面对的重大而紧迫的全球性挑战，中国作为全球最大的能源生产国和碳排放国，大力发展新能源，是经济与能源可持续发展的必然选择。根据我国电力发展相关规划，2030年可再生的风电和太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上，成为我国最主要的电源，高比例新能源将成为未来电力系统的发展趋势和重要特征。2023年11月8日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号），规定从2024年1月1日起执行煤电容量电价机制，自该日起现行的煤电单一电量电价机制将调整为“两部制”电价。中央在电价改革领域的动作持续加码，进一步明确了对煤电的重新定位，稳定了煤电行业预期，再次压实了煤电在电力系统的“压舱石”角色，煤电将继续为电力系统低碳转型保驾护航，确保电力系统安全稳定运行。
一、江苏省煤电机组灵活性改造现状
（一）煤电机组概况
目前煤电依然是江苏省的主力电源，为满足和保障经济社会发展的用电需求，2022年江苏省5个项目共1000万千瓦煤电项目取得核准。2023年初，合计总装机规模1130万千瓦的煤电项目纳入江苏省“先立后改”煤电支撑性电源项目(第二批)规划建设实施方案。根据相关规划，到2025年，江苏省电源总装机规模将达到1.46亿千瓦，其中煤电装机规模为8400万千瓦。
（二）灵活性改造基本情况
1.总体情况
2016年江苏电网启动煤电机组深度调峰试点工作，2017年起开始组织实施燃煤机组灵活性改造。根据《关于进一步提升江苏电网火电机组灵活性的技术指导意见》(电调〔2020〕15号)要求，2022年底全部煤电机组需满足30%调峰能力。截至2022年8月，全省共有105台合计6402万千瓦的燃煤机组完成了深度调峰试验，在全省30万千瓦及以上公用常规燃煤机组中占比达91%，平均调峰深度为34%。国信扬州第二发电有限公司4号机组深度调峰改造完成后，江苏电网燃煤发电机组深度调峰能力达到1005.15万千瓦。
2.改造要求和方案
（1）改造要求
江苏省对煤电机组灵活性改造的主要技术要求包括，降低最低技术出力、一次调频、AGC能力等。改造后一般纯凝机组最小技术出力须达额定容量的30%～35%，热电联产机组最小出力可达额定容量的40%～50%。目前，全省基本实现了煤电机组灵活性改造中降低最小技术出力的目标，全省60万千瓦以上机组全部完成深度调峰能力改造，其机组最小技术出力均达到30%Pe(额定功率)，部分机组已达20%Pe(未认证)。
（2）技术方案
目前江苏省煤电机组灵活性改造采用的技术方案主要有锅炉低负荷稳燃技术、宽负荷脱硝技术和提高负荷响应速率协调优化控制技术。其中，锅炉低负荷稳燃技术主要对锅炉原有燃烧器、微油助燃等进行改造；宽负荷脱硝技术采用省煤器水侧旁路改造方案较为广泛；提高负荷响应速率协调优化控制技术主要采用自动发电控制(automatic generation control，AGC)协调系统优化控制技术。
（三）电力辅助服务市场建设情况
根据现行的《江苏电力并网运行管理实施细则》和《江苏电力辅助服务管理实施细则》，目前江苏省电力辅助服务的补偿费按照机组调峰深度分为三档(第一档低于40%Pe，第二档低于35%Pe，第三档低于30%Pe)，并规定辅助服务费第一档最高600元/兆瓦时，第二档及以上最高1000元/兆瓦时，采用市场竞价模式确定实际执行价格。在对煤电企业实际调研中发现，由于参与深调辅助服务费总体不多，竞价中，大多企业一开始以选择默认报价、被动调用调峰负荷的策略参与深调服务。随着电网中光伏、风电等新能源企业增多，新能源发电容量增加，电网需要的辅助服务越来越多。
据统计，2019年-2021年电网中煤电企业获得的辅助服务补偿费占江苏省统调发电企业得到的辅助服务补偿费的比重由82.7%增至87%，而分摊费用的比重由69.1%逐渐下降至53.3%。2019年-2021年间，电网与煤电企业结算金额从是统调发电企业总结算金额的1.57倍增长至3.21倍，相应的新能源企业这三年支付的分摊费用分别为1094.59万元、23176.57万元和37274.46万元，分摊费用逐年提高。可见江苏省现行的、向煤电企业倾斜的电力辅助补偿机制确实使煤电企业参与电网调峰的收入逐步增加，也使煤电企业参与统调的积极性得到一定提高。
（四）灵活性改造取得成效
1.在顶层规划和政策引导下，通过先点后面、统一部署、协同推进煤电灵活性改造，在相对较短的时间内全面、迅速圆满地完成了全省统调燃煤机组深度调峰的任务，根据《关于进一步提升江苏电网火电机组灵活性的技术指导意见》的要求，煤电机组已基本达到30%～40%的最小技术出力要求。
2.根据调研来看，燃煤机组基本实现了无助燃措施下40%额定功率的深度调峰运行。部分机组达到了20%的最小技术出力，如国家能源集团江苏泰州公司2号机组(1000兆瓦)。
3.全省统调燃煤机组全部实现了AGC和一次调频功能且试验合格，为应对电网发生严重故障而导致的负荷冲击和电网超低频率等状况做好了充分的技术准备。
4.调研的机组全部实现了深度调峰下的环保达标排放运行。江苏作为全国先进省份，对当地煤电企业提出了更高的环保要求，调研的机组均可满足环保达标排放运行。
（五）江苏省煤电灵活性改造存在的问题
通过走访煤电企业，我们了解到，煤电机组参与深度调峰的意愿受到经济效益的影响很大，机组深调使企业的安全生产、环保排放、节能减排等方面面临一定的挑战，在当前行业发展政策、市场机制、生产技术和运营成本等方面都存在难点，但核心是收益机制不健全，难以获得相应的调峰效益。
1.成本与收益问题
电力交易市场不健全，市场定价尚未形成，体制约束有待破解。目前的补偿机制尚不能完全弥补因技改投入的成本和调峰运营成本，项目收益存在不确定性。由于改造成本与补偿收益不匹配，灵活性改造的积极性未能得到激发。煤电灵活性改造单位千瓦调峰容量成本约在500～1500元，再加上改造后增加的运维成本、煤耗成本、频繁启停成本等，煤电企业还承受煤价高位、电价让利的双面夹击，现行的电力市场辅助服务机制和调峰调度方案尚不能保证电厂取得合理收益，因此煤电企业改造的积极性普遍不高。南北电网负荷差异导致调用补偿费用和分摊费用不匹配，现行服务机制未建立容量机制。由于江苏南北区域电网差异，苏北电厂负荷率较低，深调次数远超苏南电厂，也导致深调收益上存在长期的不对等。
2.生产与安全问题
参与调峰对燃煤机组的稳定运行和安全生产将带来负面影响。一些灵活性改造后的燃煤机组存在不同程度的锅炉低负荷稳燃和水动力循环安全隐患增加、长期低负荷和快速变负荷时控制系统灵活性降低、设备运行周期和寿命加速衰减等技术安全问题。部分发电厂在机组深度调峰运行管理上还暴露出一些薄弱环节，如：机组负荷与煤质匹配利用方面；部分供热机组的供热负荷不能与电负荷解耦；机组频繁启停调峰和深度调峰给机组运行带来安全风险，主要是：锅炉部分，受热面泄漏、低负荷燃烧不稳等；汽机部分，无辅汽启动安全性差、辅汽压力不足等。煤电机组深度调峰还面临很多看不见的风险，如目前对调峰导致的关键设备与部件寿命损耗缺乏有效的监测手段。煤电机组参与调峰实际运行工况偏离设计工况较大，将导致厂用电率升高、锅炉效率较低、汽轮机热耗增加，供电煤耗明显增加，尤其是进入深度调峰区间后，供电煤耗增速进一步加快。
二、煤电灵活性深度改造策略研究
“十四五”期间，江苏省煤电机组将处于转型阶段，更深程度的灵活性改造是未来煤电改造的核心任务，本文重点从商业模式、时空分布和市场机制等方面探讨煤电深改策略。
（一）商业模式策略
目前江苏省煤电机组灵活性改造主要集中于控制与辅机系统等投资较小的领域，以边运行边调整的方式挖掘机组内在潜力，典型的改造方式包括低负荷下的机炉协调控制、汽轮机旁路改造等，均为轻度改造模式。考虑到灵活性市场的不确定性和投资能力受限，通过较少量的投资，降低自身辅助服务费用分摊，一般由企业自筹自改。
未来煤电机组将转向更深负荷的灵活性改造，这往往是系统性的工程，涉及主机的多个部分，通过大规模的投资改造，显著提高调节能力。典型的改造方式包括低压缸切除、增加蓄热储能功能等。为降低企业投资风险，取得合理收益，建议探索引进第三方投资机构的模式，如能源合同管理模式。在市场的激励下，第三方投资机构进入煤电灵活性改造领域，以取得最高调峰补偿为目标，在足够的调峰缺口下，通过储能参与电网调峰，获得显著的收益，从而对冲高投资带来的风险。
（二）时空分布策略
江苏省南北区域经济、产业发展的差异导致了电力供应和用电负荷不同，苏北地区新能源发展条件较好，用电负荷低，而苏南地区经济发展快，电力需求负荷高。煤电作为电力保供的重要电源，建议下阶段深度调峰、灵活性改造以60~100万千瓦大型机组为主，重点集中在苏州、无锡等苏南地区，逐步拓展到苏北地市。
（三）市场机制策略
近期灵活性改造机制措施保障主要包括两点，一是完善中长期合同市场，建立合同电量偏差调整及考核机制，做好发电出力预测或需求预测，引导发电厂和用户签订双边交易合同；二是完善辅助服务补偿机制，按照“补偿成本、合理收益”的基本原则，对参与电力系统深度调峰的机组进行有效补偿，鼓励需求侧管理、储能参与提供辅助服务，引导更多灵活性举措参与其中。
中远期灵活性改造机制措施保障主要包括三点，一是可考虑建立多级市场和结算体系，实现中长期实物合同约定交易曲线，建立分时段的现货市场，以有效降低实时阶段系统的调节偏差以及灵活性资源的需求；二是建立竞争性辅助服务市场，进一步细化辅助服务类型，促进灵活性资源依据自身的特性参与到不同类型的辅助服务中；三是进一步放开零售市场，通过分时电价套餐等方式引导用户用电，发挥零售市场中用户在提高系统灵活性方面的潜力，在峰时段和谷时段释放更多的灵活性资源。
三、江苏省煤电机组灵活性改造的建议
（一）因地制宜分类施策，有序推进煤电超低负荷调峰改造
随着煤电机组向更深负荷的灵活性改造的需要，建议江苏省应全面统筹区域、行业、企业差异，根据当地能源结构、电力供需状况、新能源发展与替代潜力等条件，与当地的电力发展规划相匹配，科学预测调峰需求的容量，有序引导煤电超低负荷调峰改造，保证电厂收益。
（二）完善辅助服务市场，保障煤电企业合理收益
“煤电机组的改造，永远是通过经济杠杆来撬动的”，现行的电力辅助服务市场难以确保煤电企业在参与调峰时获得合理的收益，综合考虑南北区域电网负荷差异，优化和完善辅助服务补偿机制，加快落实电力容量补偿机制，提高容量投资或备用发电容量的经济性。
（三）优化调峰资源，保障电力系统安全平稳运行
在现有调峰补偿机制下，尽可能合理安排灵活性资源和调峰时长，优化调峰资源，保障电力系统安全平稳运行。如安排具备深调能力的机组实行超低负荷(如30%Pe)运行、部分机组正常负荷运行、部分机组停机消缺或检修，保证参与调峰电厂的合理收益和回报，也保证非停机组的及时处理，保证电网的安全平稳运行。
注：原文载自《中国工程咨询》2024年第5期，本次发表有改动。文中图片来源于网络，版权归原作者所有。



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