与会专家一致认为，煤电机组正逐步由提供电力、电量的主体性电源，向提供可靠电力、调峰调频能力的基础性电源转变。降碳目标下，电力系统调峰压力与日俱增，煤电机组有了新任务、新角色，其深度调峰问题多、风险大，灵活性改造时间紧、任务重。
新能源激增 火电担重任
“在构建新型电力系统的过程中，火电装机容量事关电力供应的安全底线，提高存量煤电机组的灵活性和可靠性是其重要出路。”华电电力科学研究院锅炉技术研究所所长孙海峰表示。
大唐集团科学技术研究院首席专家蒋寻寒指出，截至去年底，我国新能源发电装机占比达24%，接近以往电网安全许可的极限，预计到2022年底，新能源发电装机占比将超30%。“随着新能源发电量持续增加，需要煤电机组潜得更深、负荷变化更快、启动更迅速灵活。”
上海发电成套设计研究院火电中心副主任兼总工陶丽表示，电源侧灵活性提升的措施包括新建抽水蓄能、调峰燃气电站以及对存量火电机组进行灵活性改造等。其中，火电灵活性改造经济性最优、效果最显著。“展望2020—2050年，能源消费总量稳步增长，非化石能源占比超过一半，我国电力系统仍将依赖煤电进行调峰，提升火电灵活性是符合我国实际的最优选择。”
据记者了解，我国已进行灵活性改造的相当一部分煤电机组正用于深度调峰。国家能源局2019年底发布的《2019年上半年电力辅助服务有关情况的通报》显示，2019年上半年，从电力辅助服务补偿费用的结构上看，调峰补偿费用总额50.09亿元，占总补偿费用的38.44%。
在蒋寻寒看来，煤电是当前电力系统灵活性改造的主力。“以调峰为例，抽水蓄能建设受地理环境等条件限制，电化学、制氢等大规模储电技术短时间内难以突破，其它储能技术容量太小。新型电力系统建设中，煤电机组承担着电网托底、保供、让路的重要职责。”
灵活电源少 深调问题多
中电联2019年底发布的《煤电机组灵活性运行政策研究》（以下简称《研究》）显示，我国发电装机以煤电为主，抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源装机占比不到6%，“三北”地区新能源富集，风电、太阳能发电装机分别占全国的72%、61%，但灵活调节电源不足3%，调节能力先天不足。
以深度调峰为例，蒋寻寒指出，由于新能源发电比例迅速上升，火电机组调峰负担急剧增加，国内火电机组在深度调峰方面进步明显但问题不少。“深度调峰涉及基建设计、优化运行、技术改造，以及大量的基础技术研究，每台机组的情况和处理方式存在差异。国内火电机组受燃料品质、基建设计与设备选型限制，深度调峰能力先天不足，迫切需要强化对隐藏风险的研究。”
蒋寻寒列举了煤电深调可能存在的安全风险——频繁的负荷变化、启动，导致关键设备与部件的寿命损耗；深调大幅增加能耗，同时因缺乏监测手段，运行人员难以直观观察隐患。
孙海峰对此表示赞同：“由于工程设计、设备制造、建造施工、运行管理等方面存在不足，部分现役煤电机组未能达到其设计能耗水平。加上高煤价、入炉煤煤质下滑、机组负荷率下降、深度调峰等原因，实际锅炉运行效率偏差较大。”
陶丽指出，参与深度调峰会对机组安全运行产生包括燃烧、汽水、环保、辅机、控制等在内的一系列问题，应根据电厂具体情况，基于“一厂一策”原则，选择相应的灵活性改造技术方案。“考虑煤电深调技术改造时，要兼顾经济性能，做到技术性、经济性最佳。”
管理需细化 市场待优化
那么，煤电灵活性改造如何兼顾到技术性和经济性？
“欧洲采用市场化运作进行深度调峰，上涨终端电价，供热价格很高，电厂有相对充足的改造资金。”蒋寻寒建议，“国内应适当控制新能源大规模成片开发，强化分布式系统开发并接入低压电网，这就好比瓶中难以再放入大石块，但仍可填充和新增大量细沙。”
上述《研究》建议，应优化煤电灵活性改造技术路线，确保机组安全经济运行。总结和借鉴国内外煤电灵活性改造经验，优化纯凝、供热机组灵活性改造技术路线，开展有关标准制定和修编工作。同时，做好煤电灵活性改造机组运行维护和寿命管理，加强关键部件检验检测，适当预留调峰安全裕度，确保机组安全运行。
陶丽认为，考虑到电厂的改造效益最大化，灵活性改造方案制定需根据要求综合考量快速启停、快速爬坡、燃料灵活性、供能灵活性等各种技术措施。华北电力科学研究院电站锅炉技术研究所所长程亮也指出，需结合不同区域辅助服务市场的特点，实施火电差异化管理和分级应对的方式。
市场建设方面，一位业内专家表示，在成熟的电力市场中，实时电价的变化自然引导了发电企业主动参与调峰，不需要一个额外的调峰产品。“我国的调峰辅助服务是在缺乏现货市场的情况下的一种特殊的辅助服务。目前大多数省份已开始中长期电力交易市场，部分省份开始了现货市场的建设。我国需尽快在用户侧输配电价中增加辅助服务相关项目，以便逐渐理顺相关交易和价格机制。”
