北京地区燃气机组热电解耦补偿机制初探*

doi:10.11985/2023.02.018

北京地区燃气机组热电解耦补偿机制初探^*

滕苏郸^,¹, 张璞^,¹, 马彦虎^,², 张凯^,¹, 孙志祥^,², 陈艳波^,²

1.北京电力经济技术研究院有限公司北京 100055

2.华北电力大学新能源电力系统国家重点实验室北京 102206

Thermoelectric Decoupling Compensation Mechanism of Gas Turbine in Beijing Power Grid

TENG Sudan^,¹, ZHANG Pu^,¹, MA Yanhu^,², ZHANG Kai^,¹, SUN Zhixiang^,², CHEN Yanbo^,²

1. Beijing Electric Power Economic and Technological Research Institute Co., Ltd., Beijing 100055

2. State Key Laboratory of Alternate Electrical Power System with Renewable Energy Sources, North China Electric Power University, Beijing 102206

收稿日期: 2021-10-12 修回日期: 2022-06-22

基金资助:

国网北京市电力公司科技资助项目(SGTYHT/20-JS-221)

Received: 2021-10-12 Revised: 2022-06-22

作者简介 About authors

滕苏郸，男，1986年生，高级工程师。主要研究方向为智能电网规划、设计。E-mail：1093307787@qq.com

张璞，女，1986年生，高级工程师。主要研究方向为智能电网规划、设计。E-mail：rubytu@126.com

马彦虎，男，1996年生，硕士研究生。主要研究方向为智能电网规划。E-mail：2292721416@qq.com

张凯，男，1989年生，教授级高级工程师。主要研究方向为智能电网规划、设计。E-mail：zhangkai@bj.sgcc.com.cn

孙志祥，男，1998年生，硕士研究生。主要研究方向为智能电网及环保技术。E-mail：pla000szx@163.com

陈艳波，男，1982年生，博士，教授，博士研究生导师。主要研究方向为电力系统优化与分析。E-mail：chenyanbo@ncepu.edu.cn

摘要

冬季供暖期燃气热电机组采用“以热定电”运行方式极大地限制了燃气机组的调峰能力，热电解耦是解决这一问题的有效途径。为促进燃气热电厂开展热电解耦的积极性，在华北电力调峰辅助服务市场的基础上提出了北京地区燃气机组热电解耦补偿机制，从而提高燃气机组热电解耦动力，并以机组加装电锅炉辅助供热为例进行算例分析。根据所提热电解耦补偿机制，在燃气机组加装电锅炉热电解耦供热改造情况下，燃气机组供暖季调峰运行可获得补偿费用12 192.85万元。机组供暖季热电解耦压减电量及新增调节容量奖励电量与清洁能源替代发电可获得增量收益约4 348.3万元，一定程度上补偿了机组因深度调峰而减少的发电收益，能够缩短燃气机组热电解耦成本回收期限，提高燃机热电解耦改造的积极性。

关键词： 调峰辅助服务; 热电解耦; 补偿机制; 燃气机组

Abstract

Thermoelectric decoupling is an effective way to solve this problem. The operation mode of the gas-fired thermoelectric unit in winter heating period greatly limits the peak regulating capacity of the gas-fired unit. In order to promote the enthusiasm of gas thermal power plant to carry out thermoelectric decoupling, a thermoelectric decoupling compensation mechanism for gas units in Beijing is proposed based on the peak regulating auxiliary service market of North China Electric Power plant, so as to improve the thermoelectric decoupling power of gas units. A case study is carried out with auxiliary heating of electric boiler installed in the unit. According to the proposed thermoelectric decoupling compensation mechanism, when the gas-fired unit is equipped with electric boiler thermoelectric decoupling heating transformation, the compensation cost of the gas-fired unit can be 121.928 5 million RMB during peak operation in the heating season. In the heating season of the unit, incremental income of about 434.83 million RMB can be obtained by thermoelectric decoupling reduced quantity and newly adjusted capacity incentive quantity and clean energy replacement generation, which compensates the generation income reduced by the unit due to deep peak regulation to some extent, can shorten the cost recovery period of the gas unit thermoelectric decoupling, and improve the enthusiasm of gas turbine thermoelectric decoupling transformation.

Keywords： Peak shaving auxiliary services; thermoelectric decoupling; compensation mechanism; gas unit

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本文引用格式

滕苏郸, 张璞, 马彦虎, 张凯, 孙志祥, 陈艳波. 北京地区燃气机组热电解耦补偿机制初探^*[J]. 电气工程学报, 2023, 18(2): 183-191 doi:10.11985/2023.02.018

TENG Sudan, ZHANG Pu, MA Yanhu, ZHANG Kai, SUN Zhixiang, CHEN Yanbo. Thermoelectric Decoupling Compensation Mechanism of Gas Turbine in Beijing Power Grid[J]. Chinese Journal of Electrical Engineering, 2023, 18(2): 183-191 doi:10.11985/2023.02.018

1 引言

2020年，中国基于推动实现可持续发展的内在要求和构建人类命运共同体的责任担当，宣布了“碳达峰”和“碳中和”的目标愿景^[1]。为响应国家政策，北京市在陆续关停燃煤热电机组的同时建成了以燃气热电中心为主体的供电和供热格局。但北京地区由于气候原因，电源以热电联产机组为主，调峰能力不足，为响应供暖期热负荷需求，热电机组采用“以热定电”运行方式，发电出力与供热出力具有强耦合关系，最小发电出力较高，系统调峰能力不足矛盾加剧，不利于北京电网的绿电消纳。热电解耦是解决以上问题的有效途径，但热电厂实施“热电解耦”面临的挑战和困难包括：① 成本挑战。热电解耦改造方式一般包括低压缸切除^[2-3]、配置储热设备^[4-5]、配置电锅炉^[6]、利用旁路供热^[7]、配置热泵辅助供热^[8]等方式，以上方式涉及的设备改造成本高昂，且改造后设备运行维护仍需要投入大量资金，导致热电厂开展热电解耦的动力不足；② 安全挑战。机组热电解耦需要考虑解耦方案安全性，如机组低压缸切除后面临末级叶片鼓风等安全性问题。

因此，如何建立调峰补偿机制以提高热电厂开展热电解耦的积极性成为亟待解决的问题。为此，文献[9]基于火电机组容量和最高调峰率指标，采用K均值聚类分析的方法划分有偿调峰与无偿调峰的界限，并提出考虑机组调峰能力实现程度的补偿模型，但此法偏向于提高小容量机组深度调峰的积极性，而没有激励大容量机组更充分地发挥其调峰潜力。文献[10]提出了利用等效可用负荷率概念建立调峰容量补偿机制的新方法，但只针对因节能发电调度所产生的容量差异提出补偿方法，而没有考虑被调用调峰机组运行后所产生的费用。文献[11]提出基于调峰主客体因素的火电机组深度调峰补偿模型，针对调峰主客体分别引入调峰需求系数和调峰能力系数对现行补偿模式进行修正，提高了深度调峰补偿的公平性。文献[12]针对我国核电调峰提出了成本补偿与超发电量收益相结合的两部制调峰经济补偿模式及具体算法。

另一方面，燃气机组启停灵活，常被作为启停调峰资源。对二拖一机组，可以根据供热需求停机一台燃机。因此，燃气-蒸汽联合循环热电联产机组供暖期在热电解耦压减电量的基础上可考虑停机一台燃机进行调峰，故而在考虑燃气机组热电解耦补偿机制的同时考虑燃气机组启停调峰的补偿机制能够调动燃气机组更加积极地参与电力调峰辅助服务。文献[13]提出了面向火电机组灵活性改造的深度调峰补偿模型，但其针对火电机组灵活性改造的固定成本直接补偿方式没有政策依据。文献[14]在明确现阶段火电机组灵活性改造的技术手段的基础上，给出了火电机组灵活性改造的激励机制。上述研究做了很有意义的研究，它们主要考虑机组参与深度调峰的公平性和积极性，但目前针对机组热电解耦改造成本尚没有明确的补偿方案。

因此，本文在华北电力调峰辅助服务市场的基础上引入激励机制，将燃气热电厂调节能力奖励电量和压减的发电量与清洁能源机组进行替代获得增量收益，一定程度上补偿了燃气机组因热电解耦减少的发电收益；同时考虑燃气机组启停迅速的特点，建立其启停调峰补偿机制。

2 燃气机组热电解耦必要性

典型抽气供热机组发电功率与供热功率相互耦合，弃风量较高时造成“风热冲突”，如图1所示^[15]。图1中，ABCD为热电联产机组可能的运行区间；$P_{\mathrm{Con}}^{e, \max }$为联产机组纯凝工况下最大发电出力，$P_{\mathrm{Con}}^{e, \min }$为联产机组纯凝工况下最小发电出力； $P_{CHP, C}^{e}$ 、$P_{\mathrm{CHP}, F}^{e}$、 $P_{CHP, E}^{e}$ 分别为C、F、E点联产机组抽气供热工况下电出力。

图1

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图1 风热冲突原理示意图

热电联产机组冬季供暖期采用“以热定电”的原则运行：优先满足系统热负荷需求，再由机组供热输出确定发电出力。

热电联产机组供热出力和发电出力近似呈线性关系。当机组运行于最大抽凝模式时，即热负荷 $P_{CHP, C}^{(h)} < P_{CHP}^{(h)} < P_{CHP, B}^{(h)}$ 时，随着热负荷的增加，机组最小电出力被迫增加，挤占风电等新能源上网空间，造成大规模弃风，形成风热冲突现象。如图1所示，假设该日各时段热负荷为 $P_{LD}^{(h)}$ ，风电并网前机组发电功率处于EF之间，热电联产机组可满足负荷的波动跟踪，但当风电并网时，若要在保证热负荷不变的情况下完全消纳风电，则机组电出力需要降低到C点以下，即 $P_{CHP}^{(e)} < P_{CHP, C}^{(e)}$ ，此时热负荷下降导致供热不足。

综上所述，热点机组“以热定电”的约束限制提高了机组的强迫出力，对应系统最小出力增大，系统留给风电的上网空间减少，从而产生了弃风。而解决风热冲突的主要思路如下：一是无法消纳的风电外送，但外送输电网建设周期长、成本高、技术难度大，难以大范围开展；二是解耦热点机组“以热定电”的约束，充分利用火电参与调峰的潜能，提高系统的调峰能力，实现本地消纳^[16]。

3 燃气机组热电解耦补偿机制

本文所述燃气机组热电解耦调峰补偿机制由燃机参与电力调峰辅助服务市场获得的调峰服务费用^[17]、燃气机组启停调峰获得的启停调峰补偿^[18]以及清洁能源奖励电量增量收益三部分构成。

3.1 燃气机组参与电力辅助服务市场调峰费用

燃气机组热电解耦后机组摆脱“以热定电”运行的束缚，在负荷低谷时参与调峰，使得机组发电量大大降低，进入深度调峰，通过参与电力调峰辅助服务市场获得调峰服务费用。

华北电力调峰辅助服务市场包括华北市场和省网市场，燃气机组可同时参与华北市场与省网市场，火电机组通过报价竞标的方式参与辅助服务市场，其市场报价、调峰技术能力同时作为华北市场和省网市场的报价与调峰技术能力。火电厂参与市场报价如表1所示。

表1 华北市场分档报价价格

报价挡位	负荷率(%)	报价上限	报价下限/ [元/(MW·h)]
第一档	70~100	0	0
第二档	60~70	0	300
第三档	50~60	0	300
第四档	40~50	—	400
第五档	30~40	—	500
第六档	30以下	—	600

注：以额定容量的70%为一档，70%以下，每10%为一档。

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3.1.1 燃气机组参与华北市场调峰服务费用

华北市场在各省网根据日前发电预计化预测下备用不足将发生弃风弃光时启动。华北分中心、省调在满足省网电力平衡、调峰需求、电网运行、调频需求以及火电机组调节速率等要求的前提下，优先满足省网的调峰需求，在省网市场运行时段以机组调整费用最小为目标，编制全天96点日前发电预计化，并判断次日省网调峰资源是否充足。调峰资源不足的省网根据调峰需求申报全天96点调峰电力需求曲线，最小申报单位为50 MW；调峰资源充足的省网以全天96点日前发电预计化为火电机组基点，确定可参与市场的调峰资源，形成“电力-价格”曲线，根据调峰需求曲线及调峰资源“电力-价格”曲线开展市场出清^[17]。具体方法介绍如下。

(1) 每个15 min时段以调度部门提供的火电机组日前发电预计划为每台火电机组基点功率，以购买调峰服务成本最小为目标，按照调报价从低到高的原则调用，直至满足该时段调峰需求，最后中标的火电机组报价为边际出清价格。当火电机组报价相同时，按照火电机组额定容量比例调用。

(2) 若华北电网调峰资源无法满足全网调峰需求，并且存在两家及以上省网(控制区)调峰资源不足时，按照调峰资源不足省网(控制区)申报需求比例分配华北电网调峰资源。

华北市场包含日前市场和日内市场，日前市场中标机组在日前发电计划的基础上参与华北日内市场。机组参与华北日前市场获得调峰服务费用为

(1)

F_{hbrqsc}^{i, t} = (P_{yjh, hbrqsc}^{i, t} - P_{zb, hbrqsc}^{i, t}) \times t_{cq,hbrqsc} \times A_{cq,hbrqsc}^{t}

式中， $F_{hbrqsc}^{i, t}$ 是t时段火电机组i的调峰服务费用(元)；$P_{\text {yjh,hbrqse}}^{i, t}$是t时段火电机组i日前发电预计划(MW)；$P_{\text {zb,hbrqse }}^{i, t}$是t时段火电机组i在华北日前市场的中标出力；$t_{cq,hbrqse}$ 是华北日前市场出清时段，取0.25 h；$A_{t}^{cq,hbrqse}$ 是t时段华北日前市场边际出清价格(元/(MW·h))。

根据《华北电力调峰辅助服务市场运营规则》，华北市场调峰服务分摊费用以“谁提供、谁受益，谁使用、谁承担”为基本原则，故北京燃气机组参与华北市场中标调峰服务可避免部分调峰服务费用的分摊。

3.1.2 机组参与省网市场调峰服务费用

燃气机组参与省网市场调峰服务时机组发电负荷率低于平均发电负荷率的火电机组中标。

机组i在t时段的发电负荷率为

(2)

\{\begin{cases} δ_{sw}^{i, t} = \frac{P^{i, t} + P_{hbsczb}}{P_{N}^{i}} \\ P_{hbsczb}^{i, t} = (P_{yjh, hbrqsc}^{i, t} - P_{zb, hbrqsc}^{i, t}) + (P_{rnjh}^{i, t} - P_{zb, hbrnsc}^{i, t}) \end{cases}

式中，$\delta_{\mathrm{sw}}^{i, t}$是t时段火电机组i的发电负荷率；$P^{i,t}$ 是火电机组i的出力；$P_{hbsczb}^{i,t}$是t时段火电机组i在华北市场中标的调峰资源； $P_{N}^{i}$ 是火电机组i的额定容量；$P_{yjh,hbsczb}^{i,t}$是t时段火电机组i日前发电预计划；$P_{zb,hbsczb}^{i,t}$是t时段火电机组i在华北日前市场的中标出力；$P_{mjh}^{i,t}$是t时段火电机组i日内发电计划；$P_{zb,hbrnsc}^{i,t}$是t时段火电机组i在华北日内市场的中标出力。

t时段火电机组平均发电负荷率计算方式如下

(3)

δ_{swpj}^{t} = \frac{\sum_{i = 1}^{N} (P^{i, t} + P_{hbsczb}^{i, t})}{\sum_{i = 1}^{N} P_{N}^{i}}

当机组i发电负荷率小于平均发电负荷率时，即$\delta_{\mathrm{sw}}^{i, t}＜\delta_{\mathrm{swpj}}^{t}$，机组i中标参与调峰辅助服务市场从而获得调峰服务费用。

火电机组参与省网市场获得调峰服务费用按式(4)计算

(4)

F_{sw}^{i, t} = (δ_{swpj}^{t} - δ_{sw}^{t}) \times P_{N}^{i} \times t_{cq, sw} \times A_{cq,sw}^{t}

式中， $F_{sw}^{i, t}$ 是t时段火电机组i获得的调峰服务费用(元)； $δ_{swpj}^{t}$ 是t时段火电机组平均发电负荷率； $δ_{sw}^{t}$ 是t时段机组i的发电负荷率； $P_{N}^{i}$ 是机组i的额定容量(MW)； $t_{cq, sw}$ 是出清时段，取0.25 h； $A_{cq,sw}^{t}$ 是t时段调峰服务的边际出清价格(元/(MW·h))。

北京电网供暖季为11月15日至下一年3月15日共四个月，则燃气机组参与电力辅助服务市场单时段获得调峰服务费用为

(5)

M_{1} = \sum_{i = 1}^{120} \sum_{t = 1}^{T} (F_{hbrqsc}^{i, t} + F_{sw}^{i, t})

式中，M₁为供暖季机组参与辅助服务市场获得的调峰服务费用；T为全天96点参与辅助服务市场时段。

火电机组参与省网市场需要按照新能源企业“多消纳多分摊”、火电厂(企业)“少调峰多分摊”的原则，新能源企业与发电负荷率高于火电机组平均发电负荷率的火电机组承担调峰服务费用。而燃气机组因冬季供暖需求，需要优先满足供暖负荷，使得燃气热电联产机组参与省网市场需要承担高额分摊费用，热电解耦动力不足。且燃气机组热电解耦之后低负荷深度调峰时机组发电效率低，燃机污染物排放量随着机组负荷率的降低逐渐升高，额外增加了燃机发电成本^[19-20]。

3.2 燃气机组启停调峰补偿

燃气机组启停迅速、操作灵活、负荷升降速率较快、运行过程性能稳定可靠^[21]，尤其是二托一机组在弃风量较大时，停机一台燃气轮机可以为系统带来很大的调峰空间^[22]。但是燃气机组启停调峰在机组启动与停机过程中燃料消耗大，污染物排放量增加，且频繁的启停使得机组寿命减少，磨损增加，因此需要对机组启停调峰进行适当补偿^[23]。

根据华北区域“两个细则”对燃气机组启停调峰按容量进行补偿，补偿方式为

(6)

M_{2} = k \times P_{N} \times S

式中，k为燃气机组供暖季启停次数；P_N为燃气机组额定容量，“二拖一”“一拖一”工况转换的启停调峰容量，按整套机组容量的一半计算； S为机组启停一次补偿价格。

3.3 清洁能源替代增量收益

为提高燃气机组热电解耦的积极性，对燃气电厂调节能力奖励电量和参与调峰压减的电量，鼓励其与清洁能源机组进行替代，增量收益在电厂和电网之间合理分配。

新增调节容量定义如下：供热中期最小方式核定出力以下的调节容量(对两套机组的电厂，每台机组申报出力下限不能高于去年核定最小出力，申报出力上限不能低于去年同期申报)以及上限增加值(计算基准为上一年度供暖季申报出力上限或者85%额定容量，取大者)。

每万千瓦新增调节容量的奖励电量为

(7)

h = \frac{a \times W}{\sum Δ P}

式中，h指当年单位调节容量奖励电量，单位为亿千瓦时/万千瓦，上限值为0.1亿千瓦时/万千瓦；(当奖励调节容量超过58万kW时开始降低；当调节能力达到100万kW，约降至0.058亿千瓦时/万千瓦，原则是调节空间增加越多，奖励越多)；W为当年燃气电厂总发电量，单位为亿kW·h；a为奖励电量规模系数，取1.5%； $\sum Δ P$ 为当年所有奖励调节容量之和，单位为万kW。

机组新增的可以活动的奖励电量为

(8)

ω = h \cdot Δ P

式中，$\omega$为机组奖励优先发电量，单位为亿kW·h；$\Delta{P}$为机组符合奖励的调节容量。

则替代电量为

(9)

P_{T} = ω + P_{J}

式中，P_T为清洁能源替代电量，单位为亿kW·h；

P_J为燃气机组热电解耦压减电量，单位为亿kW·h。

供暖季清洁能源替代增量收益须在电网公司和调峰资源电厂之间合理分配，则电厂收益为

(10)

M_{3} = P_{J} \cdot (D_{1} + D_{2}) \cdot d c + ω \cdot (D_{1} + D_{2}) \cdot d w

式中，$D_{1}$为单位增量收益(元/(kW·h))；$D_{2}$为供暖季下限降低奖励结算增加(元/(kW·h))；dc为燃气机组热电解耦压减电量在总替代电量中的占比；dw为燃气机组新增奖励电量在总替代量中的占比。

综上，燃气机组热电解耦调峰运行补偿总额为

(11)

M = M_{1} + M_{2} + M_{3}

式中，M为供暖季热电解耦调峰运行总收益；M₁为供暖季燃气机组参与调峰辅助服务市场获得的调峰服务费用；M₂为供暖季燃气机组启停调峰总补偿费用；M₃为供暖季燃气机组热电解耦调峰清洁能源替代电量增量收益。

综上所述，本文所述华北电网燃气机组热电解耦补偿机制主要构成如图2所示。

图2

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图2 燃气机组热电解耦补偿机制示意图

3.4 机组调峰运行成本

为清晰比较机组热电解耦补偿机制的有效性，下文对机组热电解耦经济性进行计算分析。

燃气-蒸汽联合循环机组热电解耦成本主要包含机组改造固定成本、减少的发电成本、减少的售电收益。

(1) 固定成本。机组热电解耦设备改造的固定成本包括建设投资成本和固定维护成本，建设投资成本为设备改造的投资安装成本，固定维护成本为设备维修等成本，本文按建设成本的一定比例k₁取，即固定成本为

(12)

V = (1 + q \cdot k_{1}) Q_{eb} C_{eb}

(13)

V_{Y} = V \cdot \frac{r \cdot {(1 + r)}^{q}}{{(1 + r)}^{q} - 1}

式中，q表示设备寿命年限；Q_ed表示改造设备单位容量的设成本；C_ed表示改造容量；r表示利率；V_Y为年化固定成本。

(2) 减少的发电成本。机组经热电解耦后发电量降低，从而其发电成本也降低，燃气-蒸汽联合循环机组发电成本函数为

(14)

g (P, H) = a_{1} P^{2} + a_{2} P + a_{3} P H + a_{4} H^{2} + a_{5} H

式中，a₁~a₅为成本系数；P、H分别为燃气机组电、热出力。其中电锅炉运行原理可参考文献[6]。

因此机组减少的发电成本为

(15)

W_{RL} = Δ g \cdot V_{gas}

式中，Δg为深度调峰前后机组发电气耗量差值；V_gas为燃气气价。

(3) 减少的售电收益。燃气机组热电解耦下调峰运行损失利润成本，即机会成本。其减少的发电利润为

(16)

W_{LR} = (P_{b} - P_{a}) \times k_{2}

式中，P_b、P_a分别为同一热负荷下燃气机组热电解耦前、后的等效电出力；k₂为上网电价。

则调峰运行的总成本为

(17)

W_{out} = - W_{LR} + W_{RL} + V_{Y}

综上，以机组热电解耦年投资净收益作为经济性评价指标，若净收益为负，表明该解耦方案的投资运行处于亏损状态；若净收益为正，表明投资运行处于盈利状态，且正差值越大，表明投资越具有意义。

机组供暖期调峰运行净收益为

(18)

B = \sum_{t = 1}^{T} (M - W_{out})

式中，T为供暖期总时段；t为时段编号。

4 算例分析

本文以北京某热电厂二拖一额定容量为845 MW燃气蒸汽联合循环机组配置电锅炉辅助供热为例，测算机组配置电锅炉热电解耦时供暖季补偿费用。该机组供暖期配置电锅炉辅助供热前后电热运行区间如图3所示，图3中带有虚线区域为燃气-蒸汽联合循环机组抽气供热模式下电热运行区间，虚线区域为该机组配置容量为259.3 MW，效率为0.98的电锅炉后可扩展的电热运行区间。则该机组本身电热运行边界条件为

(19)

P_{BC}^{e} = - 0.074 2 H + 852.42

(20)

P_{DE}^{e} = 0.270 6 H + 203.53

图3

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图3 北京某热电厂燃气-蒸汽联合循环机组电热运行区间

北京燃气电厂典型出力范围为65%~85%，故取机组供暖期平均热负荷为H=1 391.79 MW，则由式(20)可知燃气机组最低电出力为580.15 MW，即68.66%额定容量。以北京电网为例，机组改造后最小出力需要降低到30%额定容量以下，即在上述H=1 391.79 MW的热负荷下，需要压减发电出力为风电至少腾出上网容量为326.65 MW，此时燃气机组配置电锅炉整体电出力为253.5 MW，燃气机组自身出力为其最低电出力为511.6 MW，热出力为1 364 MW。

4.1 调峰运行收益计算

(1) 供暖季燃气机组参与电力辅助服务市场调峰服务费用计算。

给出2019年1—4月份津京唐电网参与调峰市场平均负荷率平均值和平均出清价格结果^[24]，取 $δ_{swpj}^{t} = 62.38 %$ ，出清价格为134.63元。若在t时段机组热电解耦压减电量全部中标，即中标调峰资源为326.65 MW，则由式(2)得该机组负荷率为 $δ_{sw}^{i, t} = 30 %$ 。则该单一时段机组参与华北市场辅助服务费用可由式(1)计算得：326.65×0.25×134.63= 10 994.22元，参与省网市场调峰辅助服务费用由式(5)得：(62.38%-30%)×845×0.25×134.63=9 209.06元。则机组热电解耦参与华北电力辅助服务市场t时段收益为20 203.28元，以机组平均每天参与华北电力调峰辅助服务市场7 h为例，机组供热季热电解耦调峰运行收益由式(6)得约为M₁=6 788.3万元。

表2 2019年1—4月份津京唐电网调峰市场运行结果

月份	平均负荷率平均(%)	平均出清价格/ [元/(MW·h)]
1	61.95	105.632 3
2	61.34	118.101 6
3	62.38	99.238 94
4	66.34	134.63

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(2) 供暖季燃气机组启停调峰补偿计算。按照机组年启停次数为100次计算，则供暖季约启停25次，以机组由二托一转换为一拖一启停调峰计算，取S=1 000元/MW，则由式(7)计算可得供暖季可获得调峰补偿费用为M₂=25×845×0.5×1 000=1 056.25万元。

(3) 燃气机组热电解耦清洁能源替代电量增量收益计算。该燃气机组供暖季配置电锅炉实现热电解耦，按照奖励上限，可获得奖励电量为： $ω = h \cdot Δ P$ =0.1×42=4.2 亿kW·h。单时段热电解耦压减电量为326.65×10^-1×0.25×10^-4= 8.166×10^-4亿kW·h，则按照每天调峰运行7 h，机组供热季可压减电量为2.74亿kW·h。取单位增量收益D₁=0.11元/(kW·h)，供暖季下限降低奖励结算增加D₂=0.01元/(kW·h)，则电厂收益分配由式(11)可得：M₃=2.74×(0.11+0.01)×0.394 8+4.2×(0.11+0.01)× 0.605 2亿元= 4 348.3万元。

故供暖季该燃气-蒸汽联合循环机组热电解耦调峰运行补偿总额由式(12)可得

$M = M_{1} + M_{2} + M_{3} = 12 192.85$ 万元

4.2 调峰运行成本计算

(1) 固定成本计算。取电锅炉寿命年限q为20年，年利率取6.9%，单位建设造价Q_eb为100万元/MW，年维护系数k₁为0.7%。故机组组合方案实现热电解耦固定成本由式(12)可知为29 560.2万元，则由式(13)可知其年化解耦成本为2 768万元。

(2) 减少的发电成本计算。考虑机组满载与半载时的平均煤耗率仅相差10%^[25]，为计算方便，可将燃气机组成本函数表示为

(21)

g (P, H) = a P + b H + c

式中，a、b、c取值分别为162.96元/(MW·h)、24.4元/(MW·h)、11 293.2元。

取燃气气价为V_gas=2.31元/m³，在机组整体热出力为H=1 391.79 MW时，由式(14)、式(15)可知，改造前后机组供暖期可降低发电成本为996万元。

(3) 减少的售电收益计算。取华北地区上网电价k₂为371.7元/(MW·h)，则由式(16)可知，供暖季燃气机组减少的售电收益为7 914.9万元。

因此，机组调峰运行成本为W_out=9 686.9万元，由式(18)可知燃气机组供暖季调峰运行净收益为2 505.95万元，具有解耦意义。

综上所述，燃气机组供暖季采用配置电锅炉的方案实现热电解耦可大幅压减发电出力，为风电等新能源腾出上网空间。相较于机组抽气供热运行模式，热电解耦后该燃气-蒸汽联合循环机组供暖季可额外增加326.65 MW的调峰资源，大大降低机组运行负荷率，此时参与电力辅助服务市场可在避免辅助服务费用分摊的情况下，轻松获得约6 788.3万元的辅助服务费用。而机组供暖季热电解耦压减电量及新增调节容量奖励电量与清洁能源替代发电可获得增量收益约4 348.3万元，一定程度上补偿了机组因深度调峰而减少的发电收益，能够缩短燃气机组热电解耦成本回收期限，提高燃机热电解耦改造的积极性。

5 结论

为了提高燃气机组热电解耦改造积极性，本文在分析现有调峰补偿机制及辅助服务市场现状的基础上，提出了对机组热电解耦压减电量和燃气机组调节能力奖励电量进行清洁能源替代从而获得增量收益，填补机组因深度调峰少发电量的损失的同时，能够使机组获得更多的调峰收益，缩短机组热电解耦成本回收期，提高燃气热电厂热电解耦设备改造的动力。并以北京某燃气热电厂845 MW二托一燃气-蒸汽联合循环机组为例，测算了该补偿模型下燃气机组供暖季热电解耦补偿费用。结果表明如下结论。

(1) 案例机组在配置电锅炉辅助供热的热电解耦方案下将负荷率按照需求降低到30%以下时，供暖季共获得补偿费用12 192.85万元，补偿效果明显，且净收益客观，具有很好的投资意义，补偿机制有效，可以很好地提高燃气机组热电解耦的积极性。

(2) 针对不同容量的机组进行改造需要参考补偿机制进行具体分析，进而给出合理的热电解耦改造方案。

参考文献

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双碳目标提出的背景、挑战、机遇及实现路径

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