随着电力体制改革的深入推进，能源结构转型步伐加快，特别是近几年我国可再生能源发展取得了显著成绩，水电、风电和太阳能发电的装机规模截至2016年末分别达到3.2亿千瓦、1.3亿千瓦和4300万千瓦，均居世界第一位，可再生能源总发电量也位居世界第一。但是，必须看到，在可再生能源持续发展的同时，一些地区弃风弃光等问题日益突出：2016年，我国平均弃风率17%，平均弃光率20%左右，消纳已经成为制约可再生能源发展的关键因素。
究竟该如何解决消纳问题?日前，由中国电机工程学会热电专业委员会主办的2017全国燃煤电厂灵活性改造及深度调峰技术交流研讨会对这个问题进行了深入探讨。
消纳问题加快改造进程
《巴黎协定》作为世界各国对于低碳绿色发展的共同认知和责任契约，我国一诺千金，提出在2030年左右使二氧化碳排放达到峰值，并争取尽早实现;2020年非化石能源占一次能源消费比例达到15%，2030年达到20%;2020年单位GDP二氧化碳排放量较2015年分别下降18%。
按照承诺，预计2020年、2030年我国一次能源消费总量分别不超过50亿吨标煤、60亿吨标煤，其中非化石能源分别约7.5亿吨标煤、12亿吨标煤。初步估算，到2020年，我国风电装机将达到2.2亿千瓦以上，“十三五”增加1亿千瓦以上;太阳能发电装机将达到1.1亿千瓦以上，“十三五”增加6000万千瓦以上。2020年以后，风电和光伏装机将进一步增加。
截至2016年底，我国煤电装机为9.43亿千瓦，占发电装机总量的57%，受各方面因素影响和产业结构的调整，风光资源富集地区的风电和光伏的渗透率将进一步增加，用电负荷峰谷差亦将增大，部分地区热电联产仍将持续增加，由此可见实现《巴黎协定》的承诺任重而道远。
从欧洲发达国家在风能、太阳能、生物能源、二氧化碳的捕获和储存等增加新能源占比和新能源领域技术发展的经验史来看，通过开展火电灵活性改造可以吸纳更多的新能源。2016年，欧洲可再生能源发电量占总发电量的比重达到了30.2%，其中风电和太阳能发电合计占比13.2%;丹麦1995年开始推广火电灵活性，至2015年，风电占总用电量的42%;2016年，德国的风电和太阳能发电量占比达到20%以上。
未来，新能源有望成为我国能源发展的主流，加快能源技术创新，挖掘燃煤机组调峰潜力，全面提高系统调峰和新能源消纳能力势必在行，而火电开展灵活性改造亦是延展其生命周期的有效选择。
改造需“一厂一策”制定方案
火电灵活性改造之于火电领域是一场革命，更是对我国能源技术创新的一场严峻考验，如何“灵活”开展灵活性改造是必须要攻克的课题，也是中国电机工程学会热电专业委员会举办此次全国燃煤电厂灵活性改造及深度调峰技术交流研讨会的初衷。
“所谓灵活就是机组具有更快的变负荷速率、更高的负荷调节精度及更好的一次调频性能;所谓深度，就是机组具有更宽的负荷调节范围，负荷下限从原来的45%下调至30%，甚至更低。”东南大学能源与环境学院博士生导师吕剑虹这样诠释灵活与深度的实质。
“燃煤机组深度调峰面临着很多问题。”国家电投上海发电设备成套设计研究院博士吕为智在会上做了详细分析，“涉及到锅炉、汽机、辅机、控制系统等多个方面，可谓牵一发而动全身，所以要以‘一厂一策’为原则，针对机组自身的运行特性以及调峰目标幅度，灵活制定灵活性改造技术路线，以期实现燃煤机组在低负荷下的安全稳定运行。”
记者了解到，目前，国内外较为成熟的火电灵活性改造技术有机组本体优化调整技术，等离子/微油助燃技术以及热电联产机组涉及到的热电解耦技术，其中热电解耦技术又包括抽汽改造、固体蓄热技术、热泵技术、电锅炉技术和电锅炉+蓄热罐技术等多种方式。
“要实现‘灵活’的灵活性改造并不是一件容易的事儿。”国电科学技术研究院沈阳电力技术分院主任工程师、高级工程师吴炬非常清楚这条改造之路的艰辛，“要响应政策导向，兼顾未来市场变化，根据企业自身特点，合理确定改造目标和技术方案，保证机组安全，还要控制投资规模，注重解决实际需求。”
会上，哈尔滨锅炉厂、东方 锅炉股份有限公司、华能清洁能源研究院、华北电力科学研究院、西安热工研究院等多家研究机构，国家重点实验室的多位博士、高级工程师对提升火电调峰能力关键系统、关键指标做了深入的剖析。
“十三五”改造规模将超2亿千瓦
今年6月28日和7月14日，国家发展改革委、国家能源局先后印发《关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》以及《关于印发<可再生能源调峰机组优先发电试行办法>的通知》，公布了22个试点项目约18吉瓦装机容量的火电机组，一场煤电机组灵活性改造、煤电机组调峰能力提升工程攻坚战就此一炮打响，截至目前，我国火电灵活性改造取得了长足的进展和可喜的进步。
国电电力庄河发电公司作为全国首批煤电机组灵活性改造示范项目，在今年的全国燃煤电厂灵活性改造及深度调峰技术交流研讨会上异常夺目。近年来，东北地区电力市场供需矛盾突出，特别是辽宁省供热机组在区域装机容量占比高达70%以上，导致供暖期电网调峰能力严重不足，而庄河发电却能因地制宜，以开展机组灵活性改造作为企业提质增效、解困突围的主要手段，积极主动参与深度调峰，取得了显著效益。
“2017年初我们即实现了18万千瓦(30%额定容量)长时间安全稳定运行的历史性突破，春节期间2号机组18万千瓦连续安全稳定运行77小时，成为全国首台实现供暖期调峰负荷率达到30%的60万千瓦纯凝机组。”该公司生技部副主任、高级工程师王丰的自豪之情溢于言表。
同样作为灵活性改造首批试点项目的华能国际丹东电厂30万千瓦亚临界机组在AGC控制方式下，最低负荷直接控制到25%，成为目前辽宁省电力公司区域内调峰深度最大的电厂。
“4月14日，我们召开了‘机组灵活性改造(热电解耦)项目及抽汽扩能项目现场联络会’，确定了改造技术路线。”丹东电厂运行部副主任、高级工程师宫作夫向记者介绍道，“我们的目标就是深挖机组深度调峰期间的节能方法，优化设备运行方式调整，确保深度调峰期间尽量提高机组经济性”。
记者了解到，除国电电力庄河发电、华能国际丹东电厂外，华能营口电厂60万千瓦超临界机组也已完成灵活性和深度调峰改造，在AGC控制方式下，最低负荷可以控制到30%(18万千瓦,干态)。
“‘十三五’期间，随着可再生能源发电全额保障性收购制度的实行，我国火电灵活性改造工作将同步铺开，热电机组和常规煤电灵活性改造规模分别达到1.33亿千瓦和8600万千瓦左右，并开展针对性的改造难度评估，为火电灵活性改造工作的顺利开展提供支撑。”中国电机工程学会热电专业委员会秘书长王新雷向记者透露。
上述会上专家认为，目前，中国稀缺的不是发电能力，而是调峰能力，过去要求火电安全、稳定、高效、清洁，现在我们还需要弹性、灵活性来调节和吸纳高比例的可再生能源，这不仅是火电定位的变化，也是火电寻求生存的一条必由之路。
