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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