高比例新能源渗透下天然气发电装机容量分配研究

范坤乐，杨承，王平，马晓茜

(华南理工大学 电力学院，广东 广州 510641)

随着国家经济建设发展与工业化快速推进，我国能源发展面临资源与环境双重压力，在此背景下我国提出构建新一代电力系统，力求大幅提高非化石能源电力占比。相比于传统能源，可再生能源具有良好的可再生性和环保性，因此大规模开发与利用可再生能源是保障我国能源安全、优化一次能源结构、发展低碳经济的重要举措之一[1]。2018年11月15日，国家能源局发布《关于实行可再生能源电力配额制的通知(征求意见稿)》，明确我国可再生能源自2019年1月1日起正式进行配额考核，售电企业和电力用户以实际消纳可再生能源发电量为主要方式来完成配额。

在能源转型形势下，为了进一步提升可再生能源消纳、调整能源结构，赵勇强等人从电网企业战略的角度提出升级电力市场体系，推动清洁能源消纳[2]；张振宇等人研究不同跨区直流外送模式对降低可再生能源弃电率的促进作用[3]；王中夫等人建立鲁棒调度模型，以适应风电的波动性[4]；李海等人提出可再生能源消纳影响因素贡献度，并定量分析各因素间的相互作用和关系[5]；张儒峰等人提出电-气综合能源系统双层优化调度模型，研究系统运行特性对风电的消纳作用[6]；文献[7]指出电网调峰和电力外送能力是制约新能源消纳的主要因素。文献[3-6]主要从电力系统灵活性建设和电力市场机制完善等方面进行新能源消纳定性探索，但文章使用的场景分析主要针对当前现状，没有对未来情形进行适当预测；文献[7]则主要从整个电网灵活性角度分析新能源消纳，无法体现某种调峰电源的作用。

经济规划灵活性高、调频快速、调峰深度优的天然气发电(以下简称“气电”)，对提高可再生能源发电消纳能力[8]和气电经济性具有重要意义。鉴于鲜有文章将已规划新能源消纳量与灵活性电源规划结合考虑，本文研究满足新能源消纳约束条件下的装机容量规划，在深入掌握燃气轮机及其供能系统的调峰变工况特性及经济性的基础上[9-10]，以高比例可再生能源电力系统发电结构为边界条件，研究多约束、不同型式气电机组装机容量的经济规划问题。

1 可再生能源发电量消纳空间及气电现状

1.1 可再生能源快速崛起

我国2015—2018年风力和太阳能逐年发电量如图1所示。

2015年风力发电量、太阳能发电量分别为1.680 6×1011kWh、3.830×1010kWh，二者在总发电量中占比3.67%；2018年风力发电量、太阳能发电量分别增至3.253 2×1011kWh、8.945×1010kWh，二者在总发电量中占比提高了2%。其间，风力发电量、太阳能发电量年均增长率分别为24.63%、32.67%，风、光总发电量年均增长率为26.20%，可再生能源发电快速崛起。

图1 我国2015—2018年风力和太阳能逐年发电量Fig.1 Annual power generation by wind and solar energy from 2015 to 2018 in China

文献[11]提出可再生能源可以在一定程度上代替常规能源以降低电力系统的备用容量，但以风、光为代表的可再生能源发电出力存在随机性和波动性[12-13]，其出力的不确定性给电网规划和调控提出难题[14-16]。随着用电负荷峰谷差增大，目前的电力系统调节能力难以适应可再生能源的大规模并网及消纳要求[17]。虽然近两年多地弃风、弃光局面有所好转，但仍不乐观。据国家能源局发布，2018年弃风电量2.770×1010kWh，弃风率达7%；弃光电量5.49×109kWh，弃光率为3%。

1.2 气电稳步发展

我国2015—2018年气电装机容量变化如图2所示，可见，气电装机容量逐年增加，从2015年的66.37 GW增大至2018年的83.30 GW。基于我国电力工业发展坚持清洁低碳、绿色发展的基本原则，《电力发展“十三五”规划》仍强调提高天然气利用比例，2020年气电装机容量将达到110 GW以上，占比超过5%。

图2 我国2015—2018年气电装机容量Fig.2 Installed capacity of gas-fired power generation units from 2015 to 2018 in China

气电主要是指燃气轮机及其联合循环发电，根据供能系统原动机单机容量大小、系统覆盖范围及供能种类，气电可分为集中式发电(centralized generation，CG)、热电联供(cogeneration of heating and power，CHP)以及分布式能源站3种型式。分布式能源站可同时满足冷、热、电负荷需求，其供冷系统一般由热驱动的溴化锂吸收式制冷机组构成，因而，后文将天然气分布式能源站归为热电联供范畴。集中式发电和热电联供均采用燃气-蒸汽联合循环配置。

2 各类型气电规模分配计算模型

2.1 规划流程

各类型气电装机容量分配具体步骤如图3所示，集中式发电机组取i=1，热电联供机组取i=2，n为机组类型，Lmin为最低负荷率，相关边界条件和约束条件如后文所述。

图3 各类气电装机容量分配计算流程图Fig.3 Calculation flow chart of capacity allocation for gas-fired power generation units

2.2 边界条件

边界条件由文献[18]给出，即：①气电装机容量及其发电量，见表1；②发电量结构，见表2。

表1 气电装机容量及发电量Tab.1 Capacity and power generation of gas-fired units

表2 发电量结构Tab.2 Power generation power structure 1012 kWh

2.3 气电机组调峰深度与经济性

2.3.1 工况网及负荷特性

以典型F级重型燃气轮机发电机组为例，采用机组变工况特性分析方法[19-20]获得其在国际标准(ISO)环境条件下的全工况网及负荷特性，如图4所示，其中：供电功率相对值定义为供电功率与纯凝工况额定功率之比；相对效率定义为系统综合能源利用率与纯凝工况的设计供电效率之比，设纯凝工况的设计供电效率为56.0%；Ph/Ph,max为运行供热功率与系统最大抽汽供热功率之比；r0为设计热电比。供热效率取为88.0%。

图4 典型气电机组负荷工况网及负荷特性Fig.4 Overall part-load regulation chart and characteristics of typical gas-steam combined cogeneration units

可见，若设计热电比为0.4，即保证供热功率Ph/Ph,max=0.665，系统运行于EF线上，此时系统最大供电功率相对值为0.931，最小值为0.619，热电联供系统的电力调峰深度为31.2%，按热电联供“好处归电”法对应的供电效率为66.40%～68.16%。集中式发电采用纯凝工况运行，其供电功率相对值为0.535～1，即其电力调峰深度为46.5%，相应供电效率为56.00%～50.27%。

2.3.2 调峰情景下的千度电成本

以460 MW等级改进F型燃气-蒸汽联合循环机组为例，分析集中式发电项目和热电联供项目的千度电成本，结果如图5所示，条件为：环境温度15 ℃；热价80 元/GJ；热电联供的设计热电比取0.4；集中式发电、热电联供项目的年平均利用时间分别取 2 580 h、3 270 h；年运行时间分别取 4 500 h、5 280 h；集中式发电项目的单位综合造价取2 465元/kW；热电联供项目的单位综合造价取2 800 元/kW；项目运营期20 a；内部收益率8%。

图5 460 MW气电项目千度电成本随气价的变化Fig.5 Variation of the cost per megawatt hours of 460 MW gas-fired power generation units

由图5可知，集中式发电项目千度电成本高于热电联供项目的千度电成本。当天然气价格为2.5 元/m3(标准状态下的体积，下同)时，设计热电比为0.4的热电联供项目千度电成本为573.5 元/MWh，集中式发电项目千度电成本为670.1 元/MWh。天然气价格每增加1 元/m3，集中式发电项目千度电成本平均增加213.2 元/MWh，热电联供项目成本千度电成本平均增加250.7 元/MWh。

2.4 约束条件

规划过程中，需同时满足下述条件。

2.4.1 机组供电功率相对值范围

前已述及，当设计热电比取0.4时，热电联供机组供电功率相对值范围为0.619～0.931；集中式发电机组的供电功率相对值范围为0.535～1。

2.4.2 对可再生能源消纳贡献度

水电、煤电、气电等电源调节能力在促进可再生能源消纳中扮演重要角色，这些电源可有效跟踪因高比例可再生能源接入电力系统所产生的负荷变化，并且平衡可再生能源的出力波动。若按水电、煤电、气电的调峰深度及发电量分别计算各调峰电源对新能源发电量的消纳空间，并按比例来分摊气电对可再生能源的应有贡献量，则可引入气电对可再生能源消纳的贡献度

式中Wa,g、Wa,c、Wa,h分别为燃气机组、燃煤机组及水电机组对可再生能源的发电量消纳空间。

将风/光发电量记为Wn，气电促进可再生能源发电量的消纳空间Wa,g满足

Wa,g≥Wnx.

在一个分析周期T内，可再生能源发电量的理论消纳空间Wa可表达为[21]

式中：Wl为区域内负荷电量；Wt为区域净外送电量，孤立系统中Wt为0；Lmax为区域内调峰电源的最高供电负荷率，纯凝供电机组Lmax=1；β为区域内调峰电源的平均调峰深度；λ为电网负荷率，定义为分析周期T内电网平均负荷与最大负荷之比；C+为考虑可再生能源参与负荷平衡后的正备用装机容量。

影响电网负荷率λ的因素复杂，当居民、商业负荷增速快于工业负荷时，电网负荷率往往呈下降趋势[22]。后文分析中，假设λ=0.80。

集中式发电机组多采用日启停方式调峰，计及启停时间后，设日内带负荷运行15 h，则其平均调峰深度

式中LCG为集中式发电机组的平均负荷率。

热电联供机组的平均调峰深度

βCHP=LCHP,max-LCHP.

式中LCHP、LCHP,max分别为热电联供机组的供电平均负荷率及技术最大负荷率。

燃煤机组的调峰深度取50%；设水电机组对可再生能源发电量的消纳空间主要集中于枯水季节，调峰深度设为33.3%。

2.4.3 气电成本

从经济性角度考虑，取规划期内集中式发电项目千度电成本不高于670 元/MWh。

3 气电装机容量规划结果

3.1 装机容量与发电量

3.1.1 装机容量与比例

规划期气电装机容量分配结果如图6所示，其中，括号内批注数值为装机容量，单位GW。

随着非水可再生能源在能源电力系统中的比例大幅度提高，由图6可知，系统中要求的集中式发电调峰机组容量占气电装机容量的份额逐渐提高，由2020年的56.6%提高到2035年的78.2%，装机容量从62.2 GW增长至290.0 GW。

热电联供机组容量虽逐年增加，即由2020年的47.7 GW增加至2035年的81.0 GW，但其在气

图6 气电容量分配结果Fig.6 Capacity allocation of gas-fired power generation units

电装机容量中的份额逐渐下降，即由2020年的43.4%下降至2035年的21.8%。

2035年，气电机组对可再生能源发电量的消纳空间达到期望值，且热电联供机组的调峰深度达到设计供热工况(热电比0.4)的最大值；在其余规划年份，气电机组对可再生能源发电量的消纳空间有所富裕。

3.1.2 发电量与比例

规划期集中式发电机组与热电联供机组的发电量占天然气发电量的份额如图7所示，图中括号内批注数值为发电量，单位1011kWh。

图7 天然气发电量规划结果Fig.7 Power generation planning for gas-fired power generation units

集中式发电机组的发电量由2020年的1.443 5×1011kWh增长至2035年的7.082 5×1011kWh，发电量占天然气发电量的份额从52.5%提高至2035年的76.2%；热电联供机组的发电量由2020年的1.306 5×1011kWh升高至2035年的2.217 5×1011kWh，发电量份额则由47.5%下降至23.8%。

考虑10%备用容量[23]，在规划期2020年、2025年、2030年、2035年，集中式发电机组的年平均利用时间分别为2 579 h、2 579 h、2 579 h、2 714 h，热电联供机组的年平均利用时间分别为3 268 h、3 692 h、3 681 h、3 268 h。其中，集中式发电机组年平均利用时间2 579 h对应千度电成本为670 元/MWh，此为规划的约束条件之一。热电联供机组年平均利用时间 3 268 h，则对应负荷率为0.619，此为热电联供机组在设计热电比为0.4时的最低技术出力。

3.2 调峰性能

3.2.1 调峰深度与可再生能源发电量消纳空间

规划期各类气电机组的运行调峰深度及其对可再生能源发电量的实际消纳空间如图8所示，图中括号标注值为可再生能源发电量消纳空间，单位1011kWh。

图8 气电调峰深度与可再生能源消纳量Fig.8 Peak regulation depth and renewable energy consumption quantity

可见，集中式发电机组的实际运行调峰深度为62.3%～64.2%，而热电联供机组的实际调峰深度为23.2%～31.2%。

3.2.2 年平均运行热电比与负荷率

规划期气电机组负荷率及热电联供机组的运行热电比如图9所示。

图9 气电年平均负荷率与热电比Fig.9 Annual average load rate and heat-power ratio

由图9可见，在设计热电比为0.4的情形下，年平均运行热电比为0.572～0.646，满足《热电联产管理办法》(发改能源〔2016〕617号文)规定的“采暖型联合循环项目供热期热电比不低于60%，供工业用汽型联合循环项目全年热电比不低于40%”。

在可能的运行工况范围内，热电联供机组供电负荷率越低，则其热电比越大。图9中显示的2025—2030年热电联供机组负荷率较高，一是因为可再生能源发展尚未达到峰值；二是系统在满足可再生能源发电量消纳空间、集中式发电项目千度电成本、技术最低出力等约束条件下，优先调度热电联供机组的发电负荷。

3.2.3 发电气耗率与成本

规划期各年气电的气耗率及千度电成本如图10所示。

图10 气耗率与千度电成本Fig.10 Gas consumption rate and per megawatt hours power cost

由图10可知，日启停集中式发电项目的千度电成本可控制在659.4～670.0 元/MWh，热电联供项目的千度电成本则可控制在574.3～594.4 元/MWh。2035年，由于调峰需求，需要容量占比较多的集中式发电机组进入调峰以消纳可再生能源发电量，其发电成本有所下降，即659.4 元/MWh；而热电联供机组则需深度调峰，按以热定电(设计热电比0.4)模式进入最低技术出力工况运行，千度电成本回升至594.4 元/MWh。

3.2.4 集中式发电机组运营对策

我国气电机组多以调峰调频为主，集中式发电机组一般采用日启停运行方式，2012年调峰调频机组容量约占气电机组总容量的70%[24]。高调峰深度意味着机组在低负荷运行时效率下降较快，发电成本相对较高，导致集中式发电调峰项目经济性差[19,25]。以300 MW改进F级集中式发电项目为例，不同年运行时间和年平均利用时间时发电成本如图11所示，环境温度15 ℃，气价2.5 元/m3。

图11 年运行时间对集中式发电项目千度电成本的影响Fig.11 Effect of annual operating hours on CG megawatt hours power cost

由图11可知，不同年运行时间下，年平均利用时间对千度电成本的影响趋势是一样的：随着年平均利用时间提高千度电成本降低，且利用时间在2 000 h以下时，曲线斜率较大，上网电价变化幅度大。例如年运行4 000 h时，当年平均利用时间从1 000 h升高到2 000 h时，千度电成本降低226.1 元/MWh；从2 000 h升高到3 000 h时，千度电成本降低89.4 元/MWh。因此，在年运行时间较低的情况下可以通过提高燃气机组的年平均利用时间，提高机组年平均负荷率以提高经济性。

3.3 规划情景下发电用天然气量

天然气热值取35 MJ/m3，则规划期各年发电用天然气消费量及比例如图12所示。

图12 各规划期发电用天然气量及比例Fig.12 Gas consumption quantity and percentage in different planning periods

据《2050年世界与中国能源展望》(2018版，石油经济技术研究院编制)，在规划期2020年、2025年、2030年、2035年，我国天然气消费量预计分别为3.215 7×1011m3、4.510 2×1011m3、5.431 8×1011m3和6.238 8×1011m3。预测2020年发电用天然气量为5.856 1×1010m3，至2035年其消费量达到1.909 37×1011m3，环比逐年增长约8.20%。

2020—2035年间，发电用天然气比例较平稳增长，由2020年的18.21%增至2035年的30.60%，年均增长0.826%；2030年后，增速开始回落。按发电用天然气比例的增长趋势，未来我国将面临天然气保供压力。

4 结论

本文在深入掌握燃气轮机及其联合循环发电机组调峰经济性的基础上，结合高比例可再生能源电力系统相关定量特征，以可再生能源发电量消纳空间、气电千度电成本、供电技术出力范围等多约束条件，对集中式发电、热电联供等型式的气电机组的装机容量分配进行规划研究，主要结论如下：

a)热电联供机组容量逐年增加，但因高比例可再生能源消纳需求，其在气电装机容量中的份额逐渐下降，即由2020年的43.4%下降至2035年的21.8%。日启停集中式发电调峰机组在规划期容量分配分别为：62.2 GW、133.9 GW、227.2 GW、290.0 GW。

b)在规划期的末年，气电机组对可再生能源发电量的消纳空间达到期望值，且热电联供机组的调峰深度达到设计供热工况(热电比0.4)的最大值；在其余规划年份，机组对可再生能源发电量的消纳空间有所富裕。

c)集中式发电项目的千度电成本可控制在659.4～670.0 元/MWh，热电联供项目的千度电成本则可控制在574.3～594.4 元/MWh。集中式发电机组深度调峰面临高成本压力。

d)发电用天然气消费量比重持续上升，由2020年的18.21%增长至2035年的30.60%，2035年增速变缓，预计我国未来天然气供需压力将增大。

广东省海域辽阔，港湾和岛屿众多，具有较大的有效风能密度和风功率密度等级，海上、陆上风能资源丰富，大力发展风电已呈趋势；因此，本文工作可对广东省风电背景下的各类型气电装机容量分配提供理论参考。