近日,河南某燃煤电厂机组在深度调峰(负荷40%)期间,机组跳闸,三个多小时后重新并网。公开信息显示,此次事故因电厂对深度调峰期间的特殊运行工况重视程度不够、对锅炉的燃烧状况风险分析不足等问题所致。 为增强电力系统的灵活性,我国于2006年提出了新的电力辅助服务产品——调峰,以便在用电高峰时投入正常运行以外的发电机组满足系统需求。近年来,伴随新能源装机比重不断提升,电力系统调峰能力不足问题愈发突出,煤电已然成为深度调峰“主力”,个别电厂甚至尝试开展了30%及以下的负荷深度调峰试验,以增强在调峰市场中的竞争力。 作为一种机组的“特殊运行工况”,深度调峰目前面临哪些安全风险,为何其经济性和安全性备受争议却还有电厂积极参与?就这些问题,记者进行了采访。 调峰压力不断“加码” “我国大多数省份所说的调峰辅助服务,实际上指的都是深度调峰。”华南理工电力系统及其自动化系教授荆朝霞告诉记者。 据华北电力大学经济与管理学院教授袁家海介绍,火电机组深度调峰时,机组已超过基本调峰范围,负荷范围通常低于电厂锅炉的最低稳燃负荷。荆朝霞也表示,我国大多数地区根据发电机组的负荷率水平规定其基本调峰服务。“比如,规定负荷率50%以上的发电调节服务是义务的,不给予另外补偿;机组出力在50%以下,则需另外补偿。” 国家能源局2019年年底通报的《2019年上半年电力辅助服务有关情况》显示,全国调峰补偿费用总额50.09亿元,占总补偿费用的38.44%,火电为调峰主力。 记者了解到,近年来我国煤电调峰“深度”屡创纪录。国网西北电力调控分中心信息显示,华能秦岭电厂7号机组2018年深度调峰能力达27.27%;2019年,大唐三门峡发电机组深度调峰达21.4%;不久前,华能上安电厂4号机组、华能金陵电厂2号机组均完成30%负荷深度调峰试验。 中电联此前公布的数据显示,预计2020年,我国非化石能源发电装机合计达9.3亿千瓦左右、占总装机容量比重上升至43.6%,同比提高约1.6个百分点。预计2025年,风电、太阳能发电装机均突破4亿千瓦,非化石能源装机占比将超过50%。业内专家表示,随着新能源“加码”,电力系统调峰压力将与日俱增,煤电也将面临更重的调峰任务。
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