近年来，随着风电场的大规模建设投运，风电已成为内蒙古自治区的主力电源之一。一方面，蒙西、蒙东地区的风电装机容量占比较高（部分地区高达35%），而水电装机容量相对较少，因此火电机组承担着重要的电网调峰、居民和工业供热的社会责任；另一方面，由于内蒙古地区用电负荷有限，电力外送受限，地区窝电较为严重，为减少风电“弃风”现象，火电机组长期低负荷运行，导致火电机组平均发电利用小时数和负荷率持续下降，经济效益和安全性大幅降低。同时，内蒙古处于高寒地区，冬季供暖、供热期间，也是风电的高发期，风火矛盾日益突出，对担负电网调峰和冬季供热任务的火电机组的安全经济运行造成很大影响，严重限制了煤电基地的发电能力。

本文通过对区内部分火电企业机组运行情况进行调研，分析目前火电企业机组运行存在的问题，并提出相应的解决思路及建议，为电力协调发展政策的制定提供参考。 1 火电企业机组运行情况

2014年上半年，内蒙古自治区火电总装机容量65 554.5 MW，其中蒙西地区45 839 MW（包括蒙西统调35 039 MW，点对网外送10 800 MW），蒙东地区19 715.5 MW。火电发电量163.758 TWh，同比增长7.42%，蒙西地区单机运行最低负荷为机组额定容量的50%，蒙东地区为机组额定容量的48%，个别机组最低达40%；火电设备平均年发电利用小时数为2525 h；供电标准煤耗335 g/kWh，平均发电厂用电率为7.3%^[1]。

从蒙西地区看，2014年上半年蒙西电网发电量为103.78 TWh，同比增长10.6%；火电机组利用小时数为2613 h，较2013年同期增加92 h，其中公用火电机组设备平均发电利用小时数为2464 h，较2013年同期增加122 h^[2]。呼包断面以西火电装机较多，但受电网动态稳定制约，断面输送能力不足，大量电力无法送出，机组出力受限，负荷率较低；呼包断面以东负荷发展较快，但常规电源装机不足，并受电网动态稳定制约，断面输送能力不足，存在限电问题。

从蒙东地区看，2014年东北电网计划新增统调装机容量7600 MW，增幅6.42%，而全社会用电量预计增长2.86%，装机容量增长远大于社会用电量的增长，加上近几年东北风电、水电、核电迅猛发展，火电机组利用小时数逐年下降。据有关统计，2013年蒙东地区供热机组平均年发电利用小时数为4703 h，500 MW以上非供热机组平均年发电利用小时数为3642 h，相差1000 h。2014年供热机组上网计划平均年发电利用小时数为4293 h，非供热机组上网计划平均年发电利用小时数为2907 h，相差1300 h^[3]。

2014年，按照国家环保部有关规定，区内各火电企业积极进行低氮燃烧器、除尘、热泵、脱硝、变频等节能环保技术改造，积极开展机组运行优化，在提高环保指标、机组效率和调峰能力方面取得了明显的效果。 2 火电企业运行中存在的问题2.1 煤电基地机组发电严重受限

近年来，随着国家煤电基地的建设，推动了火电建设快速发展，但受风电大规模接入电网和电力需求侧发展缓慢的影响，导致火电设备平均发电利用小时数大幅下降，内蒙古煤电基地发电严重受限。全区除坑口电站外，大部分火电厂处于非盈利或微利状态。例如，呼伦贝尔地区由于电网容量较小，发电装机8000 MW，其中风电装机占35%，地区最大用电负荷为800 MW，同时受电网潮流控制影响，造成火电机组长期低负荷、高煤耗运行，经济效益和安全性大幅降低，严重限制了煤电基地发电能力^[4]。图 1为内蒙古地区典型火电厂2013年、2014年上半年平均发电利用小时数比较。

图 1(Figure 1)

图 1 典型火电厂年平均发电利用小时数比较

部分电厂由于运营亏损，设备运行维护费用有时不能及时到账，常规检修费用也较以前明显降低，甚至经常拖欠设备厂家费用，影响备品备件的供货，形成恶性循环，严重影响机组的安全稳定运行。例如，某热电厂截至2013年拖欠设备厂家费用约3.98亿元。2.3 冬季电网调峰压力增加

近年来，调峰辅助服务市场的建立促进了电网调峰能力的提高，保证了电网运行的稳定性。但从蒙东、蒙西电网运行情况来看，火电厂调峰矛盾仍非常突出。全网热电联产机组占较大比例，蒙东地区供热机组约占火电机组总数的23%^[5]，蒙西地区公用供热机组占火电机组总数的53%^[2]，冬季供热机组装机容量已经大于电网的最低负荷。为保证居民供热质量，机组必须带60%以上负荷，由于热电联产机组的调峰能力远远低于普通火电机组，造成电网运行方式安排困难，尤其在冬季供热中期，最小运行方式难以保证，电网的调峰能力非常薄弱，严重时将威胁区内整个电力系统的安全稳定运行。为确保供热安全和电网安全，冬季弃风在所难免。2.4 纯凝火电机组利用小时数偏低

由于受风电、水电、核电发展和外送受限的影响，非供热机组利用小时数逐年下降，经常处于低负荷运行状态，不仅造成高参数、大容量的非供热纯凝机组节能优势无法有效发挥，而且给机组运行带来较大的安全隐患。例如，元宝山发电有限责任公司3台600 MW机组全年仅能保持2台机组运行，且每台机组负荷多在50%以下，亏损严重；国电建投内蒙古能源有限公司布连电厂年平均利用小时数仅为3207 h，超超临界机组所具备的优势无法得到充分发挥。2.5 脱硝改造对机组调峰能力的影响

目前，区内部分机组已经完成脱硝改造，但改造后因脱硝系统对烟气温度和变负荷速率限制，机组调峰能力有所下降。例如，蒙东能源通辽发电总厂600 MW机组脱硝设备最低允许烟温为315 ℃，对应最低负荷为400 MW（负荷率67%），但东北电网要求调峰至48%，此时烟温约270 ℃，脱硝设备无法正常运行；反之，火电机组在AGC状态运行时快速升降负荷，受锅炉惯性影响，普遍存在环保指标瞬时超标现象。2.6 循环流化床机组对电网调峰的影响

由于循环流化床机组自身的特点，负荷响应速度通常比煤粉炉机组慢。为防止循环流化床机组受热面磨损，在受热面上敷设大量浇注料；为控制SO2排放不超标，增加石灰石的投入量（如神华亿利能源有限责任公司）；为降低NOx排放浓度，采用分级燃烧、烟气再循环技术（如上湾电厂），致使床温变化更加迟缓，对升降负荷速率产生较大的影响，电网调峰能力进一步下降。蒙西地区循环流化床机组近50台，约占蒙西火电装机容量的23%，对电网调峰影响较大。2.7 火电运行成本不断增加

随着风电并网占比不断提高，为确保电网安全和供电质量，需要配套大量备用容量和调峰电源。由于风电具有不稳定性，部分调峰机组在AGC方式下频繁升降负荷，对机组设备的安全性有较大影响，主要表现为锅炉参数的频繁变化对高温高压部件金属材料力学性能有较大影响，设备缺陷较为突出，在一定程度上影响机组运行的稳定性。虽然参与调峰的机组在运行管理和控制优化方面采取了很多措施，但是火电机组运行成本、供电煤耗、厂用电率均有所增加，机组效率下降。图 2为内蒙古自治区典型火电厂负荷与供电煤耗关系，图 3为内蒙古自治区典型火电厂负荷与综合厂用电率的关系（火电厂使用简称）。

图 2(Figure 2)

图 2 典型火电厂负荷与供电煤耗的关系

图 3(Figure 3)

图 3 典型火电厂负荷与综合厂用电率的关系

按照目前均衡发电量计划政策（同类型机组计划发电量一致、上网电价相同），为追求利润最大化，火力发电企业的厂址大都集中建在煤源附近，导致电源集中地区的电力供大于求，负荷中心的供电能力不足，且调峰能力下降。距离煤源较远的电厂因运输成本居高不下，经营压力仍然较大，热电亏损比较严重，甚至个别电厂面临银行停止贷款、停产重组的危险。从近几年发电企业运行情况看，电源点布局与发电利润、电网调峰的矛盾在不断加剧^[2]。2.9 火电供热问题突出

（1） 通辽、海拉尔、兴安盟、锡林郭勒盟等地处于高寒地区，供热与电网调峰矛盾日益突出。尤其在供热期间需要满负荷运行的机组，无法正常参与电网调峰，加大了地区电力平衡和本地电网的调峰难度。蒙东地区因地区电力负荷偏低、电力外送受上网潮流限制等原因，导致供热期间本地供热机组运行方式和负荷率受限，难以实现“以热定电”，严重影响安全稳定供热，无法保证居民供热质量。加之东北电网出台《东北电力辅助服务调峰市场化监管办法》对入网电厂深度调峰提出具体指标和考核办法，部分发电厂因接带居民供暖和工业供气，加上环保要求，不能满足规定的深度调峰要求。

（2） 由于部分地区城市规划和热电规划不同步，热网建设的社会阻力很大，导致只建干线，不建主线，且缺乏审查核准的验收制度以及监督检查制度，热电厂效益无法真正发挥；部分地区（如呼伦贝尔市、兴安盟、锡林郭勒盟等）供热管网超期服役，设备老化问题严重，腐蚀漏水使补水量居高不下，检修维护工作量及资金缺口较大，给热网运行带来很大的安全隐患；受供热外网的影响，部分供热机组实际供热出力受到限制，存在设备故障后降温运行的风险。

（3） 冬季供热恶意欠费、乱接乱改、窃热、私放热水等违规用热问题长期困扰供热企业，而供热稽查没有执法权，在清理欠费过程中缺乏有效的监管手段。

（4） 随着火电供热机组环保设备改造，供热成本逐年增加，而政府严格控制热价，除部分地区热价调整外，大多数地区供热热价与成本倒挂，供热经营长期处于亏损局面，蒙西地区部分电厂每年供热亏损达1700～7800万元。 3 解决办法及建议 3.1 优化电源结构，加快建设电力外送通道

内蒙古自治区电力供大于求，风电、供热机组装机占比较高，冬季调峰困难，火电、热电机组均存在不同程度的电量计划缺口。因此，首先，应严格新建机组的审批，合理控制地区电源装机规模，充分发挥地区的现有装机效能；其次，不断优化地区电源结构，建设调峰电源；再次，内蒙古作为国家能源基地，各发电公司投资建设了大批电厂，应竭力协调国家有关部门加快建设“网对网”外送通道，以解决电力外送问题，使“风火打捆”外送成为现实，充分发挥内蒙古绿色能源基地的作用，这是目前解决内蒙古窝电最为有力的办法。3.2 实时调控地区计划电量，满足地区经济发展需求

自2004年“厂网分开”后，由于大规模投资建设电厂，且缺乏有效的协调手段，导致电源点规划布局、电网规划与地区经济发展不相匹配，远离负荷中心的地区窝电，而负荷中心供电能力不足。因此，急需研究出台地域差异化上网计划电量政策，根据地区经济和用电差异安排计划电量，实时调控地区电量，以满足地区经济发展^[2]。同时，在编制发电量预期调控目标方案时，要统筹考虑机组类型、辅机配置、循环水差异和厂用电率的不同，为体现公平、合理原则，应按照上网电量安排计划。3.3 研究自备电厂参与调峰管理办法

目前，蒙西地区国家核准的6000 MW以上的自备电厂基本不参与电网调峰，自备电厂的发电负荷率和发电利用小时数远高于公用电厂^[6]。由于企业自备机组容量占电网装机容量比例较大，且在政府扶持政策下，部分公用火电机组转为自备机组，导致电网调峰能力进一步降低。因此，政府相关部门需尽快出台自备电厂参与调峰的管理办法，或由自备电厂和公用电厂共同承担风电调峰，或向不参与调峰的自备电厂收取调峰补偿基金，对参与风电深度调峰的公用火电机组、水电机组进行适度补偿。 3.4 开展联合优化运行和控制系统优化

（1） 火电机组经脱硫、脱硝改造后，其特性发生了较大变化，应在发电厂控制系统优化方面加大人力、物力投入，尽快开展火电机组控制系统优化、机组运行优化工作和快速调峰技术的研究应用，包括主辅机控制系统优化的相关研究，如快速启停磨煤机等辅机控制、挖掘汽机蓄热能力等新技术，提高机组调峰快速响应能力，解决供热、环保和电网调峰的矛盾，以满足电网调峰需求，确保整个电网的安全稳定运行。

（2） 综合考虑风电与火电的经济性、环保性、安全性和电网运行的安全稳定性，应尽快研究风电、火电、水电联合优化运行，合理安排停机备用，降低旋转备用容量，提高运行机组负荷，进一步提高风功率预测的准确性，提前做好火电机组的运行方式安排，以提高区内电力行业的整体水平。3.5 尽快研究调峰补偿计算依据和标准

尽快研究调峰补偿方案，制定补偿标准和依据，建议方案如下。3.5.1 方案1

先确定机组经济负荷率（80%～90%），再利用统计数据计算平均负荷率，计算2种负荷率对应的煤耗之差、厂用电率之差，加上电量损失，然后根据发电量计算经济损失，最后乘以1个不确定成本消耗系数，作为补偿参考。该方案较为简单粗略。 3.5.2 方案2

（1） 从安全性、经济性和调峰的响应能力3个方面分析机组的调峰能力：安全性主要分析机组的寿命损耗和最大变负荷速率；经济性应根据调峰各阶段的消耗情况，从设备、燃料和人力等方面计算；调峰响应能力应从响应时间、调节速率及调节精度指标来衡量^[7]。

（2） 开展典型火电机组（包括纯凝、供热、循环流化床机组等不同类型和不同容量）调峰能力试验，确定机组安全运行的最低负荷和调节能力，由第三方机构提供机组运行安全、经济运行分析报告，同时掌握不同类型机组的盈亏平衡点，为建立调峰辅助服务市场管理制度提供科学依据，避免更多人为因素影响市场的公平性。

（3） 研究出台电网调峰辅助服务补偿细则，尤其是补偿电网低负荷期间非供热机组为电网调峰带来的经济损失。同时，综合考虑电网稳定、民生、电厂调峰贡献和盈亏平衡，制定能够适应纯凝、供热、循环流化床等不同类型和不同容量机组的管理办法。

该方案需动用大量的人力、物力和财力，且周期长，容易受环境、煤种等因素的影响，评估误差可能较大。 3.5.3 方案3

确定风电安全并网比例门槛值（如15%），超出部分作为调峰补偿依据。同时对调峰火电厂设置调峰范围（或自主申报），按照调峰贡献大小实施分类补偿，对调峰贡献突出的发电公司在项目核准、计划电量方面给予优惠和奖励。 3.6 规范电力企业与用户直接交易管理

自实施《内蒙古自治区东部地区电力用户与发电企业直接交易试点方案》以来，发电企业的发电量有所增加，但由于成交电价较低，大多数发电企业基本没有利润。建议在交易政策上对电力用户交易报价采取一定的约束措施，避免无序压低交易申报价格，以此调动发电企业的积极性。3.7 解决火电供热问题的建议

（1） 由于内蒙古供热机组占总装机比例较高，为真正实现“以热定电”，政府应严格进行供热机组的审批核准，加强供热工程监督管理及供热过程的监管力度，建立相关考核机制，允许满负荷供热的机组不参与电网调峰；继续完善机组供热监控系统，并建立供热监控相关制度和考核办法；尽快出台供热机组调峰管理办法，在满足供热负荷的前提下，缓减冬季供热期间电网的调峰压力，提高风电接纳能力。

（2） 随着机组节能环保改造，供热成本逐年增加，许多地区热价多年未做调整（如锡林郭勒盟、兴安盟等），供热热价与成本倒挂严重，尤其是供热趸售热电厂，供热经营长期处于亏损局面。建议根据地区差异对趸售热价进行调增，以缓解热电企业亏损压力。

（3） 由于历史原因，许多小火电机组仍承担较重的供热任务，应尽快解决小机组供热相关问题。首先，因小机组能耗高，应尽快研究小机组整改扩建问题；其次，以供热为主的小热电机组冬季运行、夏季停机，亏损严重，但环保补偿电价不包括供热，因此需研究小机组供热期间发电成本补偿机制问题^{[8, 9]}。

（4） 目前许多地区在供热期间，用户对供热范围责任不清，给热电企业带来不稳定因素。政府相关部门应做好信息发布工作，避免影响供热企业的正常生产；供热系统应属于公共设施，为进一步规范集中供热，急需出台供热法，使企业和广大热用户双方的合法权益得到保障；尽快研究供热执法的授权和实施问题，并制定切实可行的实施办法；统筹实施城市基础建设和供热节能改造，逐年对老旧供热管网进行改造。