燃煤机组调峰运行的碳经济性分析

袁荣胜， 俞 聪， 刘 明， 严俊杰

(1.西安交通大学 能源与动力工程学院，西安 710049；2.华电电力科学研究院有限公司，杭州 310000)

2020年9月，习近平总书记在第七十五届联合国大会一般性辩论上发表重要讲话，指出我国二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和[1]。电力行业是能源消费及生产大户，也是二氧化碳气体排放的重要来源。为推动双碳目标下电力行业的低碳化发展，我国将不断提高电力系统中新能源发电的比例，构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统。但是，由于风电、光伏发电具有强烈的时变特性，电网供应侧的不确定性增加，电力系统的不稳定性增强。为消纳逐渐增长的新能源电力，需要目前占电力行业主体地位的煤电机组承担电力系统的调峰任务[2]。

燃煤机组提供调峰辅助服务使得机组长期偏离设计工况运行，造成机组运行安全性和寿命下降，也导致机组能耗增加、运行成本提高[3]。当前有关煤电机组调峰变负荷运行的经济性研究主要集中在经济性评估模型和调峰节能策略研究2个方面。

在调峰经济性评估模型方面，杨韵等[4]将燃煤机组调峰分为基本调峰、不投油深度调峰和投油深度调峰3个出力阶段，建立燃煤机组分段调峰成本模型，分析了煤电调峰各出力阶段的成本特性。高明非[5]从燃煤机组调峰运行特征方面入手，建立机组变工况运行分析模型，获得不同工况下煤粉锅炉和循环流化床(CFB)锅炉机组经济运行特性。靳旺宗[6]以某660 MW超临界燃煤机组为研究对象，建立机组变负荷调峰能耗分段二次曲线计算模型，得到机组调峰状态下负荷率与热耗、厂用电率和供电煤耗等经济指标的对应关系。Akpan等[7]建立了煤电机组调峰运行的幂函数热耗率变化模型，并在此模型基础上对煤电机组变负荷的能耗特性进行了预测。Wang等[8]将电力需求侧需求响应函数融合到煤电机组调峰特性函数中，并探讨了煤电机组调峰经济性与相应的调峰补偿机制。

在提高经济性的调峰节能策略研究方面，崔晓宁等[9]计算发现机组深度调峰时锅炉总损失约97%来自燃料燃烧与换热损失，通过强化传热手段减小工质与高温烟气传热温差是有效的调峰节能策略。周文台等[10]研究发现机组深度调峰时各燃烧器着火不一致是产生再热汽温偏差的原因，提出在磨煤机出口安装煤粉分配器可以减轻机组调峰时的锅炉工况恶化，提高经济性，实现节能。董竹林等[11]结合最小二乘支持向量机和混沌粒子群优化算法建立了变工况热耗率预测模型，并确定了660 MW机组各典型负荷下的最优初压，提出基于性能试验优化曲线的滑压策略，有效提高了机组变负荷速率和调峰运行过程的经济性。此外，马达夫等[12]提出采取精细化燃烧调整措施实现锅炉超低负荷稳燃。王印松等[13]通过优化设计火电机组送风系统，在一定程度上提升了煤电机组调峰运行的经济性。

以上学者对燃煤机组调峰时的经济性评价和节能策略等问题进行了深入探讨，结果表明随着负荷率的降低，燃煤机组发电效率降低，从而带来机组单位发电碳排放率升高。然而，对于电力系统而言，燃煤机组调峰运行为新能源消纳提供保证，电力系统整体碳排放量以及单位发电碳排放率下降。以往的研究缺乏考虑新能源消纳对燃煤调峰碳经济性的综合影响，为此笔者首先建立了燃煤机组碳经济性分析模型，模型既可对机组不同调峰负荷率情景下的碳排放强度进行数量角度的评价，也可以通过计算机组消纳单位新能源发电碳经济性变化指标，对机组碳经济性进行质量角度的评价。然后选取典型参数燃煤机组作为研究对象，计算典型机组消纳新能源发电的各种碳经济性指标。最后，通过对典型燃煤机组调峰运行碳经济性指标的对比分析，得出有关双碳背景下燃煤机组调峰碳经济性的结论。

1 燃煤机组调峰碳经济性分析模型

双碳战略背景下，碳排放被赋予一定的经济价值，燃煤机组调峰时由于工况恶化引起的单位发电碳排放率增加，将带来额外的碳经济成本。对燃煤机组调峰碳经济性分析时，首先应建立燃煤机组碳排放预测模型，对机组各个负荷率点单位发电碳排放率进行预测研究，并在此基础上求解燃煤机组不同负荷率下的单位发电成本。此外，由于机组在未来电力系统中的贡献主要是用于消纳新能源发电，评估燃煤机组调峰碳经济性，还应建立考虑新能源发电消纳的评估模型，以计算消纳单位新能源发电碳排放增长率、碳排放成本增长率等碳经济性指标的变化，综合评估燃煤机组在电力系统中的贡献。

1.1 燃煤机组变负荷碳经济性分析模型

1.1.1 燃煤机组单位发电碳排放率预测模型

燃煤机组单位发电碳排放率Am是指机组每发一度电所产生的二氧化碳排放量，表征机组运行时碳排放强度，是一个数量指标。燃煤机组在用于调峰变负荷运行时，将不同负荷率下的单位发电碳排放率数据点连接形成一条平滑的变负荷碳排放特性曲线，如图1所示。可以看出，曲线具有凹函数、随着负荷率下降单调递增以及负荷率趋于0时单位发电碳排放率趋于无穷的数学特性。

图1 某660 MW机组不同负荷率下碳排放特性曲线[14]Fig.1 Carbon emission characteristic curves of a 660 MW unit under different load rates[14]

对于燃煤机组变负荷碳排放特性曲线，取机组满负荷运行工况为基准工况，则曲线的数学描述见式(1)：

(1)

式中：X为燃煤机组负荷率，即变负荷工况下电负荷与额定工况电负荷的比值；Am0为燃煤机组基准工况下单位发电碳排放率，g/(kW·h)；f(X)为任意负荷率下燃煤机组单位发电碳排放率与燃煤机组基准工况下单位发电碳排放率的比值。

基准工况下单位发电碳排放率Am0为：

(2)

式中：MCO2和MC分别为二氧化碳和碳的摩尔质量，g/mol；ηb为锅炉效率；ηp为管道效率；Lhv为燃料低位热值，MJ/kg；wC为燃料中碳质量分数；OF为燃料的碳氧化率；q0为基准工况下汽轮机热耗率，kJ/(kW·h)。

f(X)表征燃煤机组调峰变负荷运行时的碳排放变化特点。传统研究中多采用二次函数形式来表达f(X)[15]，但是由于二次函数的近0有界性不满足上述f(X)近0无穷性的基本数学特征，这种表达方式在X<40%的调峰情景时误差很大，相比实际数据点误差超过10%，且随着负荷率X的降低，误差还会进一步增大。国外学者Akpan等[16]提出使用幂函数来表达f(X)，幂函数可以很好地满足f(X)的各种数学特征，有利于保证全工况计算的准确性，但Akpan建立的幂函数模型中考虑机组实际参数影响较少，尤其缺乏对机组主汽调节阀节流损失带来的碳排放附加量的考虑。为此，笔者提出幂-正弦叠加函数来表达f(X)，具体形式如下：

f(X)=X-R+sin[F·(1-X)]

(3)

式中：R为劣化系数，表征随着负荷率X的下降机组单位发电碳排放率的增长程度，也即特性曲线的陡峭程度，与机组变工况运行方式(定压/滑压)、再热级数、冷却方式和主蒸汽焓值(初参数)相关；F为调节级主汽节流损失修正系数，与机组变工况主汽流量调节形式(单阀控制、顺序阀控制等)相关。

实际模型应用中，R和F可以通过已知的稳定工况点数据使用待定系数法求解。

因此，建立的幂-正弦叠加函数变负荷碳排放预测模型基本形式如下：

(4)

取实际曲线点X=0.5时Am,0.5和X=0.3时单位发电碳排放率Am,0.3作为已知点，利用待定系数法求解R和F，画出模型计算曲线，观察其他实际点(X=0.9，X=0.8等)落在曲线上的程度，以验证模型的可靠性。以某660 MW燃煤机组调峰单位发电碳排放率实际数据为例[14]，待定系数法结果如图2所示。

图2 待定系数法验证幂-正弦叠加函数模型准确性Fig.2 Verification of the accuracy of the power-sine superposition function model by the method of undetermined coefficients

由图2可知，使用幂-正弦叠加函数变负荷碳排放预测模型计算所得曲线与实际曲线重合度很高，相对误差小于1%，满足工程精度要求。

为方便比较不同燃煤机组调峰变负荷运行时碳排放强度的提升幅度，定义基准工况到某一负荷率X工况下单位发电碳排放率绝对增长量ΔAm和相对增长幅度εA：

(5)

式中：Am,X为某一负荷率X工况下燃煤机组单位发电碳排放率，g/(kW·h)。

1.1.2 机组单位发电燃煤和碳排放成本预测模型

在双碳背景下，由于碳排放权交易市场等的建立，碳排放本身被赋予一定的经济价值。燃煤机组深度调峰在带来电站煤耗成本、损耗成本、投油成本增加的同时，在碳交易市场背景下，由于产生的碳排放量增多还相对地带来额外的碳排放成本。本研究主要关注燃煤机组调峰时额外产生的煤耗成本和碳排放成本。燃煤机组不同负荷率情景下的单位发电燃煤成本的计算如下：

(6)

式中：Cm为单位发电燃煤成本，元/(MW·h)；Dm为煤价，元/t。

定义燃煤机组不同负荷率情景下的单位发电碳排放成本为Cc,用来表征燃煤机组每发一度电产生的二氧化碳排放量在碳排放权交易市场的售价，可由式(7)计算得到：

Cc=Am·Dc/1 000

(7)

式中：Dc为碳交易市场收盘碳价(文中碳价均指此碳价)，元/t。

因此，燃煤机组不同负荷率情景下的单位发电燃煤和碳排放成本之和Ct满足：

Ct=Cm+Cc

(8)

为方便比较不同燃煤机组调峰变负荷运行时单位发电燃煤和碳排放成本之和Ct的变化情况，定义基准工况到某一负荷率X工况下单位发电燃煤和碳排放成本之和增长量ΔCt和相对增长幅度εC如下：

(9)

式中：Ct0为燃煤机组基准工况下单位发电燃煤和碳排放成本之和，元/(MW·h)；Ct,X为某一负荷率X工况下单位发电燃煤和碳排放成本之和，元/(MW·h)。

1.2 考虑新能源发电消纳碳经济性评估模型

1.2.1 考虑可再生影响的电力系统碳经济性模型

在新能源发电占比提高的新型电力系统中，为维持系统电负荷的相对稳定，燃煤机组需要承担消纳时变特性强烈的新能源发电的任务。为方便研究纳入新能源发电对电力系统和燃煤机组的影响，笔者提出电力系统单元假设。本文的电力系统单元是指仅由新能源发电和燃煤机组组成的电力系统，初始电力系统单元由满负荷发电功率为P0的燃煤机组维持，当电力系统单元中纳入新能源发电量占电力系统单元总发电量比例(以下简称新能源发电比例)为K时，为维持电力系统单元总电负荷的稳定，燃煤机组实时负荷率X与K满足如下关系：

X=1-K

(10)

在电力系统单元中引入新能源发电会减少电力系统单元的碳排放量。电力系统单元减少的小时碳排放量主要为燃煤机组减少的小时碳排放量与引入新能源发电增加的小时碳排放量之差。利用第1.1节建立的燃煤调峰变负荷碳排放预测模型，煤电机组消纳K·P0的新能源发电，电力系统碳排放绝对减少量ΔEsys为：

ΔEsys=E0-[E0·(1-K)·f(1-K)+

K·P0·Are]

(11)

式中：E0为原未消纳新能源发电满负荷运行的燃煤机组小时碳排放量，g/h；Are为引入的新能源单位发电碳排放率，g/(kW·h)。

对于电力系统单元，由于整个系统单元电负荷仍维持P0，电力系统单元的单位发电碳排放率降低。电力系统单元单位发电碳排放率绝对减少量ΔAsys为：

ΔAsys=Am0-[Am0·(1-K)·

f(1-K)+K·Are]

(12)

进一步分析电力系统从包含低比例新能源发电K1的电力系统转变为包含高比例新能源发电K2的新型电力系统，电力系统单位发电碳排放成本Csys的减少量ΔCsys以及单位发电碳排放成本下降率εsys，满足如下关系式：

(13)

式中：Csys,K1、Csys,K2分别为包含低比例新能源发电K1的电力系统单位发电碳排放成本和包含高比例新能源发电K2的新型电力系统单位发电碳排放成本，元/(MW·h)。

1.2.2 考虑可再生影响的机组调峰碳经济性模型

对于燃煤电站，其在承担调峰任务时，单位发电碳排放率不降反升，燃煤机组承担消纳新能源发电任务时，燃煤机组单位发电碳排放率增长量ΔAm为：

ΔAm=Am0·f(1-K)-Am0

(14)

进一步分析电力系统从包含低比例新能源发电K1转变为包含高比例新能源发电K2时，燃煤机组单位发电碳排放成本Cc的增长量ΔCc以及单位发电碳排放成本下降率εc的计算公式如下：

(15)

式中：Cc,K1、Cc,K2分别为包含低比例新能源发电K1的电力系统单位发电碳排放成本和包含高比例新能源发电K2的燃煤机组单位发电碳排放成本，元/(MW·h)。

为进一步研究燃煤机组消纳单位新能源发电时的碳经济性变化情况，定义电力系统单元中新能源发电与燃煤机组单位发电碳排放率强度关联指标ω，ω的含义为消纳单位新能源发电燃煤机组单位发电碳排放率的增长量，其计算公式为：

(16)

ω是站在燃煤电站碳经济性角度，评估电力系统单元中燃煤机组消纳新能源发电能力的重要指标。ω越大，意味着燃煤机组消纳单位新能源发电的单位发电碳排放率增长越多，燃煤机组消纳新能源发电的电力系统减碳效果越弱，燃煤机组消纳新能源发电的碳经济性越差。反之，ω越小，说明该燃煤机组消纳新能源发电的碳经济性越好。

ω的变化可以反映燃煤机组消纳单位新能源发电的额外碳排放成本的变化。当电力系统从包含低比例新能源发电K1转变为包含高比例新能源发电K2时，燃煤机组消纳单位新能源发电的额外碳排放成本变化量ΔCω以及消纳单位新能源发电的额外碳排放成本相对变化率εω的计算式如下：

(17)

式中：Cω,K1、Cω,K2分别为包含低比例新能源发电K1的电力系统和包含高比例新能源发电K2的新型电力系统中燃煤机组消纳单位新能源发电的额外碳排放成本，元/(h·MW2)。

2 典型燃煤机组调峰碳经济性对比

2.1 研究机组基本信息与碳经济模型系数

所选取的典型燃煤机组包括某300 MW亚临界、某600 MW亚临界、某600 MW超临界、某1 000 MW超超临界机组，根据提供的热力性能计算书，4台典型机组基本信息见表1，其中THA工况表示热耗率验证工况。

表1 研究机组基本信息Tab.1 Basic information of the research unit

煤质是影响燃煤机组调峰碳经济性的重要外部因素。在研究机组碳经济性时，为更好地说明机组自身特性因素的影响，假定4台机组的煤质相同。根据IPCC数据库，某典型煤种的单位热值碳含量为25.8 kg/GJ，而标准煤低位热值为29.27 MJ/kg，因此换算得煤中碳质量分数为0.76。设置4台机组THA工况下的管道效率为98%、锅炉效率为92%、燃煤碳氧化率为98%。

基于机组基本信息和上述基本假设，使用第1节中建立的碳排放预测模型，可获得4台机组运行在基准工况下的单位发电碳排放率Am0。对于模型中的待定系数R和F，根据4台机组热力性能计算书中已经提供的50%THA和30%THA实际数据点，使用待定系数法即可求解得到。4台机组碳经济模型中的关键系数求解结果见表2。

表2 4台机组碳经济模型系数Tab.2 Carbon economy model coefficients of four units

2.2 典型燃煤机组调峰碳经济性对比

基于第2.1节中对4台典型机组基本信息的总结和模型系数的求解，图3给出了4台机组单位发电碳排放率的预测结果。

由图3可知，在相同负荷率条件下，大容量高参数机组单位发电碳排放率低于低参数机组。这是因为燃煤机组容量越大、参数越高，其同一负荷率下发电效率相对越高，在假设相同煤质的条件下，发电煤耗率也就越低，对应单位发电碳排放率越低。因此，从产生碳排放量的角度来看，大容量高参数燃煤机组具备更好的碳经济性。

图3 典型燃煤机组不同负荷率下的单位发电碳排放率Fig.3 Carbon emission rates per unit power generation of typical coal-fired units with different load rates

未来纳入高比例新能源发电的新型电力系统，将对燃煤机组的灵活性提出更高要求。根据我国煤电机组电厂深度调峰改造的经验，未来燃煤机组深度调峰负荷率将普遍达到30%，最低可达20%。由图3可以看出，在30%负荷率下，燃煤机组运行工况相比设计工况有所恶化。为更好地对比4台典型机组深度调峰碳经济性的恶化程度，计算机组基准工况到30%深度调峰工况的单位发电碳排放率增长情况，如表3所示。

表3 基准工况到30%深度调峰工况的单位

发电碳排放增长情况

Tab.3 Carbon emission growth per unit power generation from base linecase to 30% deep peak shaving case

本文研究忽略燃煤调峰带来的损耗成本和投油成本，只考虑额外带来的煤耗成本和碳排放成本。煤耗成本变化是燃煤机组变负荷运行时成本变化的主要因素，考虑煤价的变动性，取煤价分别为1 000元/t、1 500元/ t、2 000元/ t，碳交易市场收盘碳价为60元/t，计算机组调峰时由煤耗成本和碳排放成本构成的单位发电总成本的变化曲线，如图4所示。

碳价是决定燃煤机组调峰运行时额外碳排放成本的关键因素。自碳交易市场正式启动以来，碳价存在一定的变动性，且预测随着未来各类碳政策的推行，碳价仍将继续上下波动。取煤价为1 500元/t，研究碳价处于55元/t、75元/t和100元/t时某1 000 MW超超临界燃煤机组额定工况运行以及30%深度调峰运行时的单位发电碳排放成本，如表4所示。

图4 典型燃煤机组不同煤价与负荷率情景下单位发电总成本Fig.4 Total unit cost of electricity for typical coal-fired units under different coal price and load rate scenarios

表4 碳价变动对燃煤机组单位发电碳排放成本的影响Tab.4 Impact of carbon price fluctuation on the carbon emission cost per unit power generation of coal-fired units

取煤价为1 500元/t，碳价为60元/t，进一步比较4台典型机组由基准工况到30%深度调峰工况带来的单位发电燃煤成本增长量ΔCm、单位发电碳排放成本增长量ΔCc、单位发电燃煤和碳排放成本之和增长量ΔCt，如表5所示。

表5 基准工况到30%深度调峰工况各成本增长量Tab.5 Cost increase from baseline case to 30% deep peak shaving case 单位：元/(MW·h)

结合表3、表4、表5和图4可以看出，机组容量、初参数越高，在用于深度调峰时，其单位发电碳排放率绝对增长量和增长幅度都越低，总成本增加越少，经济效益相对越好。1 000 MW等级燃煤机组用于30%深度调峰时，其单位发电碳排放率增长幅度相比300 MW等级燃煤机组低约2.3个百分点，单位发电煤和碳排放成本之和增长量相比300 MW等级燃煤机组可低约16元/(MW·h)。分析原因为所研究的1 000 MW等级机组回热级数更多并配置有外置式蒸汽冷却器，热力系统的完善程度更高、能量利用效率相比300 MW等级机组更高，因此调峰运行时其工况劣化系数R更小(案例中1 000 MW等级机组R=0.06，300 MW等级机组R=0.09)，这就使得在下降相同负荷率的条件下，1 000 MW等级机组相比300 MW等级机组的单位发电碳排放率增长幅度以及单位发电煤和碳排放成本之和增长量都较小。

因此，站在节约成本的角度，大容量高参数机组在调峰方面比小容量低参数机组更具优势。但同时可以看到，即使是当前较为先进的1 000 MW等级机组，其应用于30%负荷率的深度调峰，煤和碳排放成本之和增长量仍超过40元/(MW·h)，说明燃煤机组承担新能源消纳的任务，付出的成本代价是巨大的，亟待建立合理的政策支撑，以补偿燃煤机组用于调峰的经济效益降低。

3 新能源发电对机组碳经济性的影响

3.1 纳入新能源发电的影响分析

基于第1节中建立碳经济分析模型时所做的电力系统单元的假设，一个电力系统单元中燃煤机组所处的负荷率X与其消纳新能源发电比例K，满足X=1-K的互补关系。在本文第2节已对典型燃煤机组不同负荷率X下的碳经济性进行了详细探讨。P0发电容量的燃煤机组消纳新能源发电K·P0越多，为维持电力系统单元的电负荷稳定性，其调峰所处的负荷率X相应越低，两者一一对应。因此，电力系统单元中燃煤机组消纳新能源发电比例K升高，将带来参与调峰燃煤机组的单位发电总成本急剧升高，在30%深度调峰工况运行时煤和碳排放成本之和增加超过40元/(MW·h)。

然而，对于整个电力系统而言，纳入新能源发电是有利的。在维持电力系统负荷稳定的前提下，随着新能源发电的增加，整个电力系统的单位发电碳排放率将逐渐降低。新能源发电由于生产、运输、建设、运营以及回收处理等会在其生命周期内产生一定的碳排放，根据相关研究，新能源单位发电碳排放率Are约为4.5 g/(kW·h)[17]。为更好地对比分析纳入新能源发电对燃煤机组碳排放成本和电力系统总体碳排放成本的影响，仍取碳价为60元/t，以P0=1 000 MW的电力系统单元为例，计算电力系统单元中不同新能源发电比例K条件下燃煤机组单位发电碳排放成本Cc和电力系统单位发电碳排放成本Csys，结果如图5所示。

图5 不同新能源发电比例下燃煤机组和电力系统单位发电碳排放成本Fig.5 Carbon emission cost for coal-fired units and power system per unit power generation with different renewable power ratios

由图5可知，未来新型电力系统中纳入高比例新能源发电，将使得整个电力系统的单位发电碳排放成本大幅度降低，有利于双碳目标的实现，但对于电力系统中的燃煤机组，其单位发电碳排放率提升，运行经济效益下降。在未来纳入K=0.8的高比例新能源发电的情形下，电力系统由于碳排放减少带来的单位发电碳排放成本减少约30元/(MW·h)，相比K=0.1的低比例新能源发电情景成本下降幅度约75%；然而，燃煤机组单位发电碳排放成本增加约5元/(MW·h)，相比K=0.1的低比例新能源发电情景增长幅度约为12%。

因此，燃煤机组消纳新能源发电的调峰是一种以损失自身碳经济效益为代价，提高整个电网经济效益的行为。应给予电力系统单元中参与调峰的燃煤机组一定的调峰补偿，以抵消其效益损失，促进燃煤电站响应调峰的积极性。

3.2 典型燃煤机组消纳新能源发电碳经济性研究

为进一步对比不同参数等级燃煤机组消纳新能源发电的碳经济性，仍以上述4台典型机组为例，计算燃煤机组在不同新能源发电比例的电力系统单元中，消纳单位新能源发电单位发电碳排放率绝对增长量ω，结果如图6所示。

ω越大，说明该参数等级燃煤机组消纳单位新能源发电的单位发电碳排放率增加越多,从碳经济性角度考虑，此时燃煤机组消纳新能源发电的电力系统减碳效果越弱，机组调峰带来的电力系统减碳效益越低。从图6可以看出，研究范围的300 MW等级机组的ω远高于其他容量机组，且随着K的增大，ω增长很快。因此，4台典型燃煤机组消纳相同新能源发电时，300 MW等级机组对电力系统减碳贡献弱，相对电力系统碳经济性最差，1 000 MW等级机组对电力系统减碳贡献最强，相对碳经济性最好。

电力系统单元中高比例新能源发电的加入会增加燃煤机组的运行成本，降低燃煤机组碳经济性。计算4台典型机组在新能源发电比例K=0.1增长到K=0.8情景下的消纳单位新能源发电单位发电碳排放率增长量ω的增量Δω，并取碳价为60元/t，计算燃煤机组消纳单位新能源发电额外碳排放成本增量ΔCω和消纳单位新能源发电额外碳排放成本相对变化率εω，结果如表6所示。

表6 新能源发电比例从0.1增长至0.8时燃煤机组消纳单位新能源发电碳成本变化量Tab.6 Change of carbon cost per unit renewable power generation accommodated by peak shaving units with renewable power ratio increasing from 0.1 to 0.8

由表6可知，站在碳经济性角度考虑，消纳高比例新能源发电，会使燃煤机组消纳单位新能源发电的额外碳排放成本提高，提高幅度超过60%。当新能源发电比例为0.8时，300 MW等级燃煤机组消纳单位新能源发电额外碳排放成本增量相比新能源发电比例为0.1时增加约92%，增长幅度比大容量高参数的1 000 MW等级超超临界机组高约30个百分点。300 MW等级机组消纳高比例新能源发电时的单位碳排放成本增长量约为1 000 MW等级机组的6倍。因此，在未来高比例新能源发电的情景下，大容量高参数机组消纳单位新能源发电的碳经济性要高于中低容量机组。

4 结 论

(1) 新型电力系统中，应用燃煤机组消纳新能源发电将会大幅提升整个电力系统的碳经济性，但用于调峰的燃煤机组的碳经济性随之下降。在纳入0.8高比例新能源发电的假设情景下，电力系统由于碳排放减少带来的单位发电碳排放成本减少约30元/(MW·h)，相比K=0.1的低比例新能源发电情景成本下降幅度约为75%；然而，燃煤机组单位发电碳排放成本增加约5元/(MW·h)，相比K=0.1的低比例新能源发电情景增长幅度约为12%。

(2) 对一个电力系统单元，随着燃煤机组消纳新能源发电比例的提高，机组消纳单位新能源发电的碳排放成本随之提高。在0.8高比例新能源发电的假设情景下，300 MW等级燃煤机组消纳单位新能源发电额外碳排放成本增量相比低新能源发电情景增加约92%，即使对于1 000 MW等级机组，其消纳单位新能源发电额外碳排放成本增长幅度也超过60%。

(3) 大容量高参数燃煤机组在用于调峰时碳经济性更好。30%深度调峰工况下，1 000 MW等级机组相比300 MW等级机组可以节约单位发电煤和碳排放成本之和约16元/(MW·h)；在电力系统中新能源发电比例从0.1提升至0.8情景下，1 000 MW等级机组消纳单位新能源发电额外碳排放成本相对变化率相比300 MW等级机组低约30个百分点。