系统灵活性:电力发展大趋势——访电力规划设计总院规划研究部副主任韩小琪

可再生能源正在为世界提供日益增多的清洁电力，然而，传统的电力系统还不能完全应对风电和光伏大规模接入带来的波动性和不确定性。日益增多的风电、光伏等可再生能源接入，给世界和中国的电力系统运行带来了巨大的挑战。从负荷侧、电源侧、电网侧多措并举，提升电力系统调节能力，破解新能源消纳难题，已经成为中国电力发展的大趋势。

韩小琪，电力规划设计总院规划研究部副主任(主持工作)，教授级高工，主要从事电力规划、电力项目评审、行业政策研究、行业标准化研究和管理工作。主要参加、主持和牵头完成过北京、京津唐、华北电网“十一五”、“十二五”规划，华北电网风电消纳规划，全国重点区域风电输电系统规划，国家“十二五”电网规划研究，国家“十三五”电力规划研究，“十三五”风电和光伏电力输送与消纳规划研究，全国电力体制改革评估，电力现货市场运营与结算系统功能规范及大纲编制，火电年度预警、大型火电基地外送、火电灵活性、电力系统调节能力提升、清洁能源消纳、可再生能源配额制等行业政策研究，风电接入电力系统国标、行标编写，电力系统规划设计标准体系修编等工作。

为缓解能源危机和减轻环保压力，中国政府对于低碳绿色发展做出多项重要承诺:2020年单位GDP二氧化碳排放量较2015年下降18%;2020年非化石能源占一次能源消费比例达到15%，2030年达到20%;2030年左右使二氧化碳排放达到峰值，并争取尽早实现。有鉴于此，风电、光伏等可再生新能源在中国得以充分地开发利用。

“十二五”期间，中国风电、光伏装机容量年均增速分别为34.29%和168.67%，两者的装机规模分别达到1.31亿千瓦和0.42亿千瓦，预计到“十三五”末期风电、光伏装机规模将分别达到2.1和1.1亿千瓦，均居世界第一位;新能源总发电量也已位居世界第一。

与此同时，当前中国电力系统调节灵活性欠缺、电网调度运行方式较为僵化等现实造成了系统难以完全适应新形势要求，大型机组难以发挥节能高效的优势，部分地区出现了较为严重的弃风、弃光和弃水问题，区域用电、用热矛盾突出。就此，《电力设备管理》杂志对电力规划设计总院规划研究部副主任韩小琪进行了专访。

火电灵活性改造之前世今生

随着全球能源互联网概念的提出，清洁替代和电能替代理念的推行，可再生能源得以快速发展。预计中国202，2030年一次能源消费总量分别不超过50、60亿吨标煤，其中非化石能源分别约7.5和12亿吨标煤。

与此同时，风电、光伏等可再生新能源的大规模发展使电力系统面临的变化性和不确定性显著增加，其快速响应功率变化、维持电力供需平衡的能力，即电力系统灵活性日益受到关注。而新能源的大规模并网正严重加剧电力系统运行面临的变化性和不确定性程度，从而给电力系统的有功平衡带来巨大挑战。

有鉴于电力系统调节能力已经成为当前中国电力发展的最大瓶颈，此项工作也日益得到了电力行业与政府部门的高度重视。

“电力系统调节能力的提升起始于火电灵活性改造。在进行电力十三五规划研究的时候，应对风电、光伏发电的规划规模目标的消纳，而且随着产业结构调整，用电负荷峰谷差将不断增大，随着城镇化进程对北方热电联产的需求增加，国家能源局电力司的领导便已经意识到了系统调峰问题。

“因为传统的电力系统都是可控的，这个问题并不突出;但在新能源的比例越来越大之后，整个系统的调峰能力就有问题了，因为新能源发电是波动性和不可控的，这就需要可控的电源为其提供调峰能力。对此。电力司要求我们对调峰问题进行专题研究，首要目标便是一直承担着调峰主力的火电。”

韩小琪就此指出，除新能源外，从国家既有的电力基础结构来看，可控电源中，煤电是大多数，此外依次是水电、核电和少量的燃气发电。

“就水电而言，大库容水电和抽水蓄电的可控性较强，但大多集中于中东部与南方地区，北方仅青海省有大库容水电，且抽水蓄电也很少。抽水蓄是一个较好地发展模式，十三五期间抽蓄电站开6000万千瓦，投产1700万千瓦左右。但抽蓄站址资源有限且建设周期较长，十三五期间开工建设的抽水蓄能将主要在十三五以后发挥作用。与此相对应的是新能源基本都是在北方、尤其是三北地区，因此十三五期间水电对于新能源的调节作用很小。”

“核电本来就少，整体规模也不大，而且大部分建于东南部沿海地区，在北方仅辽宁有核电站;而最为重要的是，虽然国际上有国家使用核电进行调峰，但我国从来没有进行过尝试，安全性如何也无法保证。”

他说:“气电在北方基本属于热电联产，承担有冬季供暖任务，因此并不具备很强的调峰能力，此外高企的成本也是制约其大规模发展的重要因素。”

“就效果而言，气电调峰效果良好，建设周期也仅为二到三年，从新增的角度来说比较现实，但其建设及运营成本很高;水电则受综合条件所制约，发展空间有限。但火电灵活性改造与抽水蓄能和燃气调峰机组的建设并不矛盾，十三五期间也将力推这两种调峰机组的建设。”

事实上，正是由于这种种原因，对新能源的调峰重担最终还是落在了火电的身上。

不过，火电的发展也并非完全没有问题:首先是北方冬季供热时火电也是供热源，而要供热就不能停止发电，因此其调峰能力受限;其次中国的火电机组设计有别于西方，煤机旁路系统设计是30%、而西方是100%。

经过十几年的持续改造，丹麦、德国的火电机组中，纯凝机组的最小技术出力可达到额定容量的25%、最低的可达到20%，在供暖期热电机组的最小技术出力可达到额定容量的30%、最低的可达10%。相对于中国，两者最小技术出力分别是40%和70%，差距十分明显。

对此韩小琪解释称，之所以出现如此地设计理念与技术差异，根本地原因在于国情的不同。“和国外火电机组不同，我国长期以来处于电力短缺的困境，所有的设计都是围绕如何实现最大效率地发电，电力调峰的需求也就是近些年才开始进入视野，因此即便已在着手构建煤机的灵活性，但也还是存在很多地技术性制约。”

有鉴于此，在十三五规划研究的后期，电力规划设计总院开始寻找问题的解决办法，最终发现丹麦与德国在相关领城的技术引领全球，其各种技术指标正是中国想要达到的理想效果。

由此，在国家能源局的支持下，电力规划设计总院(国家电力规划研究中心)连横合纵，承担起了链接东西方技术桥梁的重责:“在新能源大发展的背景下，从经济以及综合考虑的角度来看，火电调峰都是中国在当前以及未来可预见的一段时期内最为可行的唯一选择。”

2016年1月14日，应电力规划设计总院的申请，国家能源局复函(《国家能源局关于同意建立提升中国火电灵活性协作平台的复函》[国能电力(2016)11号])，同意电力规划设计总院牵头筹建火电灵活性提升协作平台，组织国内外火电运行灵活性相关技术合作交流、研究制定我国火电运行灵活性升级改造技术路线、牵头国外先进技术引进推广和标准化工作、研究相关政策和价格机制，并协助国家能源局开展国内火电灵活性改造示范试点工作。

2016年3月，第一次促进火电灵活性国际技术交流会议隆重召开，会上首次提出火电灵活性的两个部分:一是运行灵活性，提高已有火电机组(包括纯凝与热电)的调峰幅度、爬坡能力以及启停速度，为消纳更多波动性可再生能源，灵活参与电力市场创造条件;二是燃料灵活性，利用已有的火电设备，掺烧/混烧秸秆、木屑等生物质，实现生物质原料的清洁利用，减少大气污染。

此次会议也初次提出了中国的火电运行灵活性改造的技术目标，但意料之外、情理之中的是，这个目标却并没有采用为大家所推崇备至地丹麦、德国最高标准，而是一个近乎腰斩地“居中值”。

就此韩小琪坦言，这是由中国火电设备的现状和规模化改造的经济性所决定的:“这个目标是在性价比可接受的前提下、通过努力可以达到和实现的，如果初期就采用高标准，会不利于整体工作的推进。”

他说:“通过实施火电机组灵活性改造，一般情况下热电机组可增加20%额定容量的调峰能力，供热期最小技术出力率达到40～50%，储热系统具备5-7小时的运行能力;纯凝机组一般可增加15～20%额定容量的调峰能力，部分改造条件较好的电厂争取达到国际先进水平，在不投油助燃、纯凝工况下，机组最小技术出力率达到20～25%。”

此后，国家能源局于2016年6月28日发布《关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》，明确为加快能源技术创新，挖掘燃煤机组调峰潜力，提升我国火电运行灵活性，全面提高系统调峰和新能源消纳能力，在各地方和发电集团所报建议试点项目基础上，经委托电力规划设计总院比选，综合考虑项目业主、所在地区、机组类型、机组容量等因素，确定丹东电厂等16个项目为提升火电灵活性改造试点项目。

事实上，火电机组运行灵活性改造将是“十三五”期间破解新能源消纳难题的最重要举措。研究表明，对热电灵活性改造的全社会收益成本比在2～3之间，经济性明显高于新建调峰气电等措施。

“火电灵活性改造的原则有三点:一是效率。火电深度调峰将引起煤耗的显著上升，应根据新能源消纳需求确定合理的火电机组调峰深度;二是排放。灵活性改造会降低机组运行温度，对脱硫、脱硝的影响是否符合环保要求;三是寿命。就是对机组的负面影响要降到最小。根据丹麦、美国和德国等国经验，通过合理的设计和优化，灵活运行对机组寿命的影响是可控的。”

韩小琪指出，火电灵活性提升的实施须从物理层(设施改善)、市场层(市场化建设)以及运行层(调度运行)三方面着手，发挥火电的灵活调节潜力。

“物理层完善调度运行机制，实现火电灵活性的最大化利用，建立激励火电灵活性提升的市场机制试点先行，解决关键技术问题，明确技术路线后推广;市场层完善调度运行机制，实现火电灵活性的最大化利用，建立激励火电灵活性提升的市场机制;运行层完善调度运行机制，实现火电灵活性的最大化利用。”

据介绍，东北是中国最早为火电灵活性改造提供机制保障的地区，也是最早开始大规模实施火电灵活性改造的地区，早在2014年国家能源局东北监管局便已经推动成立了东北电力调峰辅助服务市场，其原因正是在于东北电网水电、纯凝机组等可调峰电源稀缺，而调峰困难已经成为电网运行最突出的问题。

“东北区域建立市场化调峰机制的出发点在于解决电网调峰矛盾，提升东北电力能源整体效率。首先是显著提高电力系统安全稳定运行水平，减小电网低谷调峰压力和运行风险，优化电力电量平衡其次是大幅提高电网消纳风电、核电能力，最大限度地利用清洁能源，减少化石能源消耗，促进大气污染防治;再次是通过提升电网调峰能力，大幅缓解冬季热、电之间矛盾，为东北电力系统保供电、保供热、保民生工作打下基础。”

东北的火电灵活性改造效果十分明显，黑龙江、吉林、辽宁三省的弃风率，从2016年的最高值32%、53%、19%逐年降低，2017年分别是14%、21%、8%，2018年第一季度更是降低到了8.5%、8.1%、2.4%。

在东北的带动下，山东、山西、甘肃、新疆、福建等地也都先后建设了符合各地实际情况、各具特色的电力调峰辅助服务市场，相关的火电灵活性改造工作也在持续的推进中

就此韩小琪强调，电力调峰辅助服务市场是一个创新性的机制，弥补了电力现货市场建立与完善前的空窗期，不仅具有鲜明地中国特色，而且也切实满足了当下的客观需求:“运行三年多来，在全国各地都取得了丰硕地成果。”