电力市场环境下燃气为蒸汽联合循环机组报价策略探究

陆培宇

（广东粤电中山热电厂有限公司）

0 引言

燃气为蒸汽联合循环机组以其优异的调峰性能、适应快速启停特点正在快速替代传统燃煤电厂成为区域性优质电源点。热电联产机组为解决工业区内各热用户用热问题， 高品位热值能量用于发电， 中低品位热值能量用于供热， 可有效提高能源梯级利用效率，实现区域性高效联合发展目标。在开展电力市场常态化运行的广东地区， 燃气为蒸汽联合循环机组的报价策略将直接关系到电厂生存问题， 因此， 以边际成本定价为原则的报价策略探究尤为重要。

1 机组毛利分析

燃气为蒸汽联合循环热电联产机组的收益来源于发电和对外供热两大部分， 因此热电联产机组的毛利润可用式 （1）-（3） 表示[1］。

式中，

Ltot为毛利润， 元；

Ltot为供电毛利润， 元；

Lgr为供电毛利润， 元；

Sgd为供电收益， 元；

Cfdrq为发电燃气成本， 元；

Sgr为供热收益， 元；

Cgrrq为供热燃气成本， 元；

Pfd为发电功率， MW；

ηfd为供电效率， %；

Jd为电价， 元/MW·h；

qgr为供热量， GJ/h；

ηgr为供热效率， %；

Jgr为供热汽价， 元/GJ；

qfdq为发电用燃气热耗率， kJ/ （kW·h）；

qgrq为供热用燃气热耗率GJ/GJ；

Jrq为燃气价， 元/GJ。

在对供热机组进行性能评价时， 机组对外供热会消耗一部分用于发电的热量， 造成发电量下降， 因此引入供热比用于衡量机组供热量占可利用能量之间的比例关系， 以实现更合理的评价方式。常规燃煤机组的供热比一般是供热量与汽机热耗量之比； 若汽机热耗量无法准确测算或锅炉有直接供热时， 可用锅炉产热量代替汽机热耗量； 若锅炉产热量仍无法准确测算时， 可用输入锅炉的总煤热量进行代替。对于联合循环机组， 可直接按输入燃机的天然气热耗作为循环的可利用能量[2-3］。因此qgrq= 1。

2 机组性能指标分析

以广东某电厂燃气为蒸汽联合循环机组为例， 该厂一期配置了三菱M701F4 型高效一拖一双轴联合循环热电联产机组。每套机组的配置由一台燃气轮机、一台余热锅炉、 一台蒸汽轮机、 一台燃气轮机发电机、 一台蒸汽轮机发电机组成。燃气轮机、 蒸汽轮机与发电机布置形式为双轴。其中燃气轮机型号为东方电气制造的M701F4 型， 蒸汽轮机为东方汽轮机厂（DTC） 制造的LC150/98-13.3/1.5/566/566 型汽轮机。余热锅炉型式为三压、 再热、 无补燃、 卧式、 自然循环余热锅炉。实测其发电热耗率与机组负荷率之间关系如图1所示。

由图1 可以发现机组发电热耗率与机组负荷率之间存在一定的函数关系， 可用 （4） 进行表达。

为了更方便开展分析讨论， 引入供电价比kgd=Jd/Jrq及供热价比kgr=Jgr/Jrq， 式2、 式3 可转化为式5、 式6。

处于电力现货市场的机组可能存在调峰运行或连运工况， 若机组以调峰形式运行， 则需要对机组启停过程进行分析。当机组以“两班制”方式运行时， 机组启、 停消耗与产出可由表1所示。

表1 燃气为蒸汽联合循环机组启、停过程投入与产出情况表

因此， 机组“两班制”运行过程中机组启停过程的毛利可用式 （7） 表示。

3 报价策略分析

考虑供电计费关口与机组发电机出口功率之间存在发电厂自用电以及主变损耗等造成发电量的损耗，引出供电效率ηfd取98%。机组“两班制”运行， 机组最小并网时长不少于6h[4］， 纯凝工况下， 机组供电价比边际收益情况如图2所示。

图2 纯凝工况“两班制”机组边际收益

由图2可知， 机组负荷率越低， 供电价比越高， 机组最低负荷与最高负荷的供电价比相差约10%。随着机组负荷率的增加， 供电价比下降趋势越平缓， 在机组负荷85%以上时， 机组负荷率增加对供电价比的影响几乎可以忽略。导致该现象的根本原因是由于负荷率越高， 机组的热耗率越低， 机组效率升高， 使供电价比下降； 负荷率上升越大， 机组热耗率降低速率越小， 因此提高机组负荷的收益效果有减弱。

机组运行时长越长， 供电价比越低。连运工况相比最短并网时长， 供电价比相差达10%。“两班制”机组负荷率在90%以下时， 供电价比最大可相差约8%；随着负荷率的提升， 供电时长对供电价比的影响越来越小。这时由于启停过程为负收益， 机组运行时间越长， 启停过程的负收益对总毛利的影响越小， 极限情况下， 机组运行时长延长至连运时， 供电价比出现较为明显的下降。

当机组运行在供热工况， 由于对外供热导致用于发电的热量减少， 机组发电负荷受到限制， 根据机组不同供热量工况下， 得出机组最大供热工况下最大电负荷曲线作为供热工况下的发电负荷边界条件之一。同时， 为了保证汽轮机安全运行， 需要维持汽轮机负荷不低于70%， 且能保持燃气轮机处于稳燃工况， 得出机组最大供热工况下最小电负荷曲线作为供热工况下的发电负荷边界条件之一[5］， 综合上述边界条件，可得出如图3所示供热工况下机组发电负荷边界。

图3 供热工况下机组发电负荷边界

由图3 可以看出机组发电负荷边界与机组供热量之间也可用函数进行拟合， 如 （8） 表示。

结合 （5） 、 （6） 可以得出供热工况下机组毛利如（9） 所示。

由上述过程可得， 机组为满足供热边界， 随着机组供热量的增加， 机组发电负荷呈现上升趋势。当机组供热价比取1/ηgr时， 即供热消耗燃气成本与供热收入完全抵消时， 机组为满足供热需求而出现发电负荷增加现象， 结合机组负荷率上升使得供电价比可以进一步降低。因此存在一种定价策略， 供热价比设置至小于1/ηgr， 即纯供热条件下供热收入不能抵消用于供热的燃气支出， 通过供电侧的收益增量抵消供热的损失， 从而实现收益最大化。

如本算例所示， 考虑热用户计费表与机组供热关口之间的热网管道有疏水损失、 管道散热损失等， 引入供热效率ηgr取88%。当机组供热量低于100GJ/h时， 供热量的增加对机组发电的增量影响最为显著，由于机组负荷上涨叠加机组负荷率对供电价比的正向影响， 供电价比可以减少约8%。

4 结论

现货市场下， 非供热机组的报价策略应保障机组在现货市场规定的最低6h 的运行时长中处于盈利边际条件下。随着机组运行时长的延长或机组负荷率的提高， 供电价比可适当减小。以本算本的算例机组连运与最短时间调峰运行的供电价比可相差达10%。

机组尽量可以在高负荷工况下运行以达到更高的经济效益， 当机组负荷率在85%以下时， 机组负荷对供电价比的影响越显著。

供热机组由于安全边界的存在， 可以合理利用供热量保证机组处于中高负荷运行以达到收益最大化的目标， 因此可以使供热价比低于1/ηgr， 使机组供热处于微亏损状态， 从而引入更高的供热用户， 利用发电部分的收益增量补偿供热亏损， 同样实现收益最大化。如算例机组供热量在前100GJ/h 时， 供热价比可以适当降低至最大8%， 同样可以达到预期收益。