天然氣電廠的綜合效益及評估

盧山，董青，楊國健，程浩忠，馬則良，辛潔晴，李萌，BAZARGANMasoud

（1.上海交通大學電力傳輸與功率變換控制教育部重點實驗室，上海200240；2.上海電力公司青浦供電公司，上海201700；3.華東電網有限公司，上海200120；4.阿爾斯通電網集團研究與技術中心，斯塔福德ST17 4LX）

天然氣電廠的綜合效益及評估

盧山1，董青2，楊國健2，程浩忠1，馬則良3，辛潔晴1，李萌1，BAZARGANMasoud4

（1.上海交通大學電力傳輸與功率變換控制教育部重點實驗室，上海200240；2.上海電力公司青浦供電公司，上海201700；3.華東電網有限公司，上海200120；4.阿爾斯通電網集團研究與技術中心，斯塔福德ST17 4LX）

為客觀評價天然氣電廠的功能，在充分考慮了天然氣發電機組啟停迅速、運行靈活、清潔環保的基礎上，該文提出了天然氣電廠綜合效益的概念以及綜合效益的整體模型評估方法，該方法通過有等效替代原則設計原始方案與替代方案，對兩方案在滿足相同的靜、動態任務約束下采用機組組合進行運行模擬，兩方案的運行成本之差即為天然氣電廠的綜合效益。77機系統和某實際發電系統規劃的算例結果符合實際，驗證了天然氣電廠綜合效益的存在，并分析了產生綜合效益的機理以及影響因素。

天然氣電廠；綜合效益；整體模型法；運行模擬

近年來隨著產業結構的調整，第三產業用電和生活用電的增加迅速，我國電網的調峰矛盾凸顯。以我國某區域電網為例，2011年的97%、95%和90%最高負荷的持續時間分別為25 h、65 h和 252 h。

燃氣蒸汽聯合循環機組因具有啟停迅速、能源利用效率高、造價低、廠區面積小且清潔環保等特點，能有效解決系統調峰問題。在水電資源缺乏、調峰手段少且土地資源緊張的區域（例如上海）增加燃氣機組的裝機容量是解決系統調峰問題的重要手段[1]。一些天然氣資源豐富的國家已經將天然氣發電作為國家主要的發電方式之一。我國在《中國的能源政策（2012）》白皮書和《電力工業“十二五”規劃研究報告》均提出了適度發展天然氣集中發電的政策。

然而我國天然氣價格過高，它將增加電網的購電成本。在目前及今后一段時間內天然氣價格居高不下的情形下，必須從電網角度對天然氣發電的電網效益進行評估。本文給出了一種天然氣電廠綜合效益的評估體系以及求解方法。該效益體系詳細考慮了天然氣電廠的運行特性及天然氣電廠在完成電網靜、動態任務時為整個電力系統帶來的效益。求解電源投資方案中天然氣電廠的綜合效益可為電源投資提供建議，避免盲目興建天然氣電廠。

文獻[4]通過建立靜態優化模型計算了電站的靜態效益，并在靜態效益的基礎上乘以收益系數得到電站的動態效益，方法較為精確地計算出靜態效益，但是動態效益的收益系數難以精確確定。文獻[5]對電站采用馬爾可夫模型建立了詳細的機組概率模型，從而求解了電站的事故旋轉備用效益，但是電站用于調峰填谷和事故旋轉備用的容量比例是人為確定的，是否使得系統運行最優無法考證。文獻[6]精確地求出了電站的靜、動態效益，但由于分項求和法本身的缺陷，無法準確得到電站的綜合效益。文獻[7]對系統采用最優潮流模型進行建模，求解了幾種場景下電站的綜合效益，該方法是一種整體模型法，但沒有考慮電站在承擔系統備用時產生的效益。文獻[8]提出一種基于系統等效負荷持續曲線的運行模擬方法，計算了電站為系統減少的燃料成本以及啟停成本，但沒有考慮電站對系統的動態效益。

綜合國內外研究現狀，電站的綜合效益分為靜態效益和動態效益，電站綜合效益的評估方法主要有以下2類。

（1）分項求和模型法。將電站的容量按其承擔的各種功能分塊，對各部分容量所承擔的功能分別提出定量化計算公式，然后分別計算其效益，最后逐項累加以求得電站總的綜合效益。這種方法在國內外采用最多[3]。其特點是概念清晰，計算的效益比較全面，但由于各種功能效益相互交叉重疊，分項求和模型法有明顯的缺陷。

（2）整體模型法。以系統總運行費用最小為目標函數建立電力系統短期經濟運行數學模型，在電力系統電源構成、日負荷曲線和各類型發電機組裝機容量已定的條件下，計入旋轉備用、爬坡率等動態約束條件，研究電站逐小時承擔的旋轉備用和調峰填谷容量以及電站的綜合效益[2]。

實際運行中天然氣電廠不可能固定的只參與某一動態或靜態任務，大多情況下會根據電網的需要在不同的時段參與不同的發電任務，比如天然氣電廠可將部分容量用于承擔調峰填谷，利用其發電剩余容量向系統提供事故備用。所以將天然氣電廠的各項效益之和來描述天然氣電廠的綜合效益必會由于電站功能的交叉重疊導致結果偏大。整體模型法通過求解系統短期經濟運行數學模型，最優地分配電站承擔系統的靜、動態任務，綜合考慮了電站的靜態效益和動態效益，并且不會造成電站功能的交叉重疊，相比分項求和模型法更符合實際情況，通過整體模型法求得的綜合效益對電站的規劃以及天然氣電廠的補貼制定提供更精確的參考。

本文首先給出了天然氣電廠綜合效益的概念，包括靜態效益和動態效益。然后提出了一種整體模型法對天然氣電廠的綜合效益進行評估。該方法通過等效替代法設計原始方案和替代方案，然后采用機組組合對方案進行運行模擬，從而求得天然氣電廠的綜合效益。

1 天然氣電廠的綜合效益體系

天然氣電廠具有啟停迅速、運行方式靈活、能源利用效率高、造價低、廠區面積小且清潔環保等特點，本文將天然氣電廠的綜合效益分為靜態效益和動態效益。

靜態效益即由天然氣電廠參與調峰填谷產生的效益，分為燃料效益、容量效益和環境效益；動態效益是由于天然氣電廠啟動迅速、運行靈活，在承擔系統調頻、負荷調整和緊急事故備用時，滿足系統“動態”運行需要而產生的經濟效益，分為調頻效益、事故備用效益、黑啟動效益。

1.1 天然氣電廠的靜態效益

天然氣電廠的燃料效益是指系統利用天然氣發電而減少的總燃料成本。天然氣電廠在發電計劃中承擔峰荷，起到調峰的作用，從而使其他電廠帶基荷或腰荷運行，從而穩定工作在其效率較高的燃料耗量區間。同時天然氣發電的燃料成本較高，因此天然氣電廠的燃料效益取決于這兩方面因素的平衡。

天然氣電廠的容量效益是指天然氣電廠為系統節約電廠建造費用產生的效益。目前天然氣發電機組主要為9E、9F型，發電形式為聯合循環，其總容量相比目前主流的煤電機組要小得多，在承擔系統基荷時顯然普通煤電機組更具優勢，但是聯合循環機組有更快的啟停速度、更大爬坡率和更低的最小技術出力，使得其在承擔系統動態任務時可以相當多臺普通火電機組的作用。而天然氣發電機組的造價也低于普通的燃煤機組，所以當系統中有一定比例的天然氣發電機組時，將會產生容量效益。

天然氣電廠的環境效益就是由天然氣發電而減少的環境整治費用[9]。天然氣是清潔環保的綠色能源，采用天然氣作為燃料的燃氣輪機，其污染物排放量僅為常規燃煤電站的1/10，氮氧化物排放只有常規電站的15%~20%，脫硫效率可達99%，二氧化硫排放在25mg/m3左右[10]。

1.2 天然氣電廠的動態效益

天然氣電廠啟動迅速、運行靈活，在承擔系統調頻、負荷調整、緊急事故備用和黑啟動時可以對系統產生經濟效益。

天然氣發電機組啟停快，出力變化范圍大，能隨時、迅速調整出力，跟蹤負荷變化，在電網中可利用天然氣發電機組應對短時負荷波動和計劃外負荷的增加引起的隨機負荷波動，保持頻率和電網運行穩定，由此獲得的效益即調頻效益。

當電力系統中突發停電事故時，天然氣電廠通過快速啟動或迅速調整出力向系統提供發電容量，從而維持系統的穩定運行，提高供電可靠性，減少停電損失，由此獲得的效益即事故備用效益，天然氣電廠可將全部的裝機容量總劃分出部分容量作為專設的事故備用容量，專門承擔向系統提供事故備用任務，也可在優先承擔靜態發電任務后，利用其發電剩余容量向系統提供事故備用。

黑啟動是維持電力系統安全運行的重要措施之一，其目標是在短時間內使系統恢復帶負荷能力。系統恢復順利與否關鍵在于啟動電源即黑啟動機組。燃氣輪機能夠快速啟動寬幅加載和靈敏響應，電站設計上稍加改進就可以成為合格的黑啟動電站[11]。由天然氣發電廠承擔黑啟動任務而為系統帶來的效益即為其黑啟動效益。

2 天然氣電廠的綜合效益評估

從理論上講，每一個電站均可以在不同程度上滿足系統的調峰、調頻、負荷跟蹤、旋轉備用等要求，也就是說，每種電源類型的電站均具有綜合效益，這是綜合效益的絕對概念。而各種電源類型完成同樣的靜、動態要求，系統的可靠性和經濟性又各不相同。理論和實踐上都證明天然氣電廠在運行中所表現出的調頻、爬坡、備用等方面的能力均優于火電或其他電源[1]。本文引入工程經濟學中的等效替代法的思想求綜合效益，就是求天然氣電廠與其替代電源綜合效益的相對值，這是綜合效益的相對概念[1]。

本文采用整體模型法對天然氣電廠的綜合效益進行評估，先采用等效替代的原則，對電網中的天然氣電廠用燃煤電廠進行替代，形成兩種方案。然后對兩種方案采用機組組合優化算法進行運行模擬，在機組組合中滿足相同的負荷需求以及安全需求，即滿足相同的靜態需求和動態需求。最終得到兩種方案下的系統成本，兩者成本之差即為天然氣電廠的綜合效益。通過對機組組合模型的設置，本文采用的整體模型法可以綜合考慮天然氣電廠的燃料效益、環境效益、調頻效益以及事故備用效益。

采用等效替代法求解天然氣電廠的綜合效益分為兩個步驟：等效替代方案的確定和發電系統的運行模擬。

2.1 等效替代方案的確定

等效替代方案的形成需要借助工程經濟學中的等效替代法的思想。對規劃階段或系統中已存在的天然氣電廠形成兩種等效的方案，第1種方案由擬建或待評的天然氣電廠和原有的發電系統構成，第2種則不含有該天然氣電廠，用相同容量的普通煤電機組進行替代。兩種方案必須滿足相同的調峰、調頻和旋轉備用等電力系統的靜、動態需求。效益評定的目標可以是一家天然氣電廠，也可以是多家天然氣電廠或幾臺天然氣發電機組。

2.2 發電系統的運行模擬

發電系統運行模擬有隨機生產模擬、機組組合等方法。天然氣電廠的特點為啟停速度快、爬坡率大、出力變化范圍大，為體現其燃料效益、容量效益、調頻效益以及事故備用效益，發電系統的運行模擬需滿足以下要求：

（1）考慮機組的啟停及啟停費用；

（2）在機組的出力安排中需考慮機組的爬坡率和出力變化范圍；

（3）備用方面，對機組需考慮其冷、熱備用狀態，對系統需考慮其負荷波動及事故發生時的備用需求。

由于機組組合模型細致地考慮了機組的啟停、爬坡率等問題，而且可方便地設置系統的備用需求，相比隨機生產模擬，機組組合模型對發電系統的運行模擬更為準確。不僅如此，采用機組組合對發電系統進行生產模擬可以最優地分配機組每小時的運行狀態，包括機組在線容量、旋轉備用容量或是冷備用容量的大小，符合整體模型法對電站功能的整體考慮，不會引起效益的重疊。故本文采用機組組合的方法對發電系統進行運行模擬。

機組組合問題以火電機組啟停狀態和出力為變量，綜合考慮功率平衡約束、備用約束、最大最小出力限制、最大最小開停機時間約束，使得調度周期內總運行成本最小或系統煤耗最小。本文采用的機組組合模型如下。

（1）目標函數為

目標函數考慮了系統的燃料成本、環境成本和啟動成本，其中：G為機組數；T為時段數；Ui，t為機組i在時段t運行狀態的變量，Ui，t=0表示停機，Ui，t=1表示運行；Pi，t為機組i在時段t的功率變量；F（iPi，）t為發電機組的運行耗量，F（iPi，）t=+ biPi，t+ci，ai、bi、ci為運行耗量特性參數；E（iPi，）t為發電機組的環境成本，根據文獻[10]，機組的環境成本正比于其發電量，即E（iPi，）t=dPi，t，對于天然氣發電機組d取0.0252元（/kW·h），對于煤電機組d取0.1061元（/kW·h）；Si為機組i的啟動耗量。

（2）系統平衡約束為

式中，PLt為t時段系統的負荷。

（3）備用約束為

備用約束參考文獻[12]、文獻[14]，對系統在30 min內可投入的備用容量下限進行約束，根據《電力系統技術導則》，考慮系統的負荷備用和事故備用，本文系統的備用需求設為當前負荷的15%。對于正在運行的發電機組，其30min內可投入的備用容量取決于其剩余發電容量和最大上爬坡容量，對于正處于停機狀態的機組，其30min內可投入的發電容量正比于其最大容量，不同類型機組的啟動速度不同，可根據機組的啟動速度取不同的比例系數，燃氣蒸汽聯合循環機組的比例系數可取15%，普通煤電機組啟動時間大于30min，比例系數可取0[14，16]。式（3）、（4）中，PRt為t時段系統的30min備用需求；Hi，t（Pi，t-1）為機組i在30min內可投入的備用大小；δi為熱態啟動的天然氣發電機組30min內可投入備用的容量百分比。ΔPi，up為機組i的最大上爬坡率；Pi，max為機組i的最大出力。

（4）機組容量約束為

式中，Pi，min為機組i的最小出力。

（5）最小啟停時間約束為

式中：Ti，t表示機組i連續運行的小時數，Ti，t<0表示機組i連續停機|Ti，t|小時；Ti，on，Ti，off分別表示機組i的最大開、停機時間。

（6）爬坡率約束為

式中，ΔPi，up、ΔPi，down分別表示機組i的最大上、下爬坡率。

本文的機組組合模型求解方法采用改進的粒子群算法求解，為獲得合理的結果，本文進行了多次計算。

3 算例

算例1有77臺機組，運行模擬時間為1 d，首先設計了兩套替代方案，然后通過運行模擬得到不同方案下的機組出力的變化情況，以成本的變化情況及天然氣發電機組的綜合效益，并對機組的出力情況進行分析，從而解釋了天然氣發電機組產生綜合效益的機理。算例2為某實際區域電網的規劃方案，規模較大，含有機組共651臺，通過計算得到了規劃方案中新建的7臺、共2 760 MW的天然氣發電機組一年的綜合效益。算例1和算例2分析了當前氣價（2.2元/m3）下天然氣電廠的綜合效益，算例3考慮了天然氣價格波動的情況，分析了氣價對天然氣電廠綜合效益的影響。

3.1 算例1

原始方案含天然氣電廠1 033MW，燃煤電廠28 350MW；替代方案1在原始方案的基礎上用兩臺400MW天然氣聯合循環機組替代一800MW燃煤機組，即含天然氣電廠1 833MW，燃煤電廠27 550MW；替代方案2在原始方案的基礎上用4臺400 MW天然氣聯合循環機組替代兩臺800 MW燃煤機組，系統的最高負荷為28 035MW。機組組合機組參數設置參考文獻[17]，采用上文方法對兩系統進行運行模擬，計算統計結果如表1所示。

表1 算例1運行模擬結果Tab.1 Resultof running simulation on case1

天然氣電廠一天內的綜合效益為154.1萬元，其中減少燃料成本88.3萬元，啟停成本19.7萬元，環境成本46.1萬元，經統計，替代方案1的平均煤耗量為318.875 t/（MW·h）相比原始方案下降1.82 t/（MW·h）。

替代方案1的兩臺天然氣發電機組及兩臺1 000MW的煤電機組出力見表2，結果顯示：天然氣電廠在尖峰時刻頂峰出力，減輕了燃煤機組的調峰負擔及環境負擔，降低了燃煤機組的煤耗和環境成本，體現了其調峰效益和環境效益；在負荷處于平、谷段時關機或壓火運行，為系統提供備用，避免了多臺燃煤機組共同承擔系統備用的低效率備用方式，節省了系統的備用成本，體現了其調頻效益和事故備用效益。

替代方案2中系統的燃料成本較高，導致其綜合效益僅為20.13萬元。由于該方案中的煤電機組總容量減少，天然氣發電機組不僅要承擔尖峰時刻的出力，也需帶一部分的腰荷，所以增加了系統中天然氣的消耗，而過高的燃料成本減少了天然氣電廠的綜合效益。替代方案2中天然氣電廠的容量占系統總容量的比例為8.96%，可預測，當天然氣電廠比例繼續升高，天然氣電廠將不能為系統帶來效益，甚至將增加系統的總運行成本。

3.2 算例2

算例2對某實際發電系統規劃的兩種方案進行運行模擬。該發電系統原有煤電機組140 003 MW，天然氣發電機組17 252MW，其他類型機組包括水電、燃油發電、核電、風電44 939.4MW。原始方案規劃新建煤電機組31 170MW；替代方案新建煤電機組28 410 MW，天然氣發電機組2 760 MW。為計算天然氣發電廠一年所產生的綜合效益，選取4個季節的典型周，共672 h，進行運行模擬，得到天然氣電廠在這4周的綜合效益，從而估算天然氣電廠一年的綜合效益，其他參數設置同算例1。計算的統計結果如表3所示。從表中可看出，替代方案由于天然氣電廠的作用，其各項成本均低于原始方案，一年內產生綜合效益為3.57億元。

表2 原始方案與替代方案1機組出力對比Tab.2 Comparison ofunitoutputbetween original schemeand alternative scheme1

表3 算例2運行模擬結果Tab.3 Resultof simulation on case2

3.3 算例3

為說明氣價波動對天然氣電廠綜合效益的影響，以算例1為基礎，對其中替代方案1中天然氣電廠的綜合效益在不同氣價下進行計算，結果如表4所示。

表4 天然氣電廠綜合效益隨氣價波動情況Tab.4 Comprehensive benefitsofnaturalgas power plantsunder differentnaturalgasprices

天然氣電廠的綜合效益隨氣價的升高而減少，當氣價為3.4元/m3時，天然氣電廠的綜合效益將無法體現。

4 結語

本文提出了天然氣電廠的綜合效益評估體系，并給出了求解方法，算例表明以下結論：

（1）算例1和2說明天然氣電廠對系統具有調峰效益、環境效益、調頻效益和事故備用效益。該結論與文[1]的理論符合，驗證了方法的正確性。經計算某實際電網的規劃方案中，2×400MW天然氣發電機組全年的綜合效益為3.57億元，其意義為：在電源規劃中如果以2×400MW天然氣發電機組替代800MW煤電機組，系統一年將節省運行費用3.57億元。

（2）天然氣電廠的燃料成本較高，在模擬運行中，如果用天然氣電廠帶基荷、腰荷運行，系統的成本將大大提高，所以為體現天然氣電廠的綜合效益，系統中必須有足夠的煤電廠或其他類型機組承擔基荷、腰荷。對于算例1，天然氣電廠容量占系統總容量的比例需控制在8.96%以內。

（3）天然氣電廠的綜合效益隨天然氣價格升高而減小，在目前天然氣價格居高不下的形勢下，應適度當發展天然氣發電，并制訂合理的電價補償政策。

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Comprehensive BenefitsofGas Power Plantsand Its Evaluation

LUShan1，DONGQing2，YANGGuojian2，CHENGHaozhong1，MA Zeliang3，XIN Jieqing1，LIMeng1，BAZARGANMasoud4
（1.Key Laboratory ofControlofPower Transmission and Transformation，Shanghai Jiao Tong University，Shanghai200240，China；2.Qingpu Power Pupply Company，SMEPC，Shanghai 201700，China；3.EastChina Grid Company Limited，Shanghai200120，China；4.ALSTOMGrid Technology Centre，Stafford ST17 4LX，UK）

In order to evaluate the gas power plant objectively，the concept of comprehensive benefits of gas power plants and a holisticmodelevaluatingmethod to solve itare proposed considering the rapid start-up，flexibility，and environment-friendly characteristicsof thenaturalgaspowerplant.In thismethod，theoriginaland alternative schemes are designed on the principle of equivalent substitutionmethod，and the unit operation is simulated through the unit commitmentmodel under the same limitation of the static and dynamic tasks.Then the comprehensive benefit of the naturalgaspower plantiscalculated by the differenceof the two schemes'cost.Numericalexamplesofa77-unitsystem and an actualpower systemplan aregiven，ofwhich the resultsare realistic.Theexistenceof the comprehensivebenefitsofgaspowerplant isproven.Themechanism of the comprehensivebenefitsofgaspower plantand its influence factorare analyzed.

naturalgaspowerplant；comprehensive benefits；holisticmodelmethod；operation simulation

TM715

A

1003-8930（2015）04-0007-06

10.3969/j.issn.1003-8930.2015.04.002

盧山（1989—），男，碩士研究生，從事電網規劃、電網運行方面的研究工作。Email：shanl9469@163.com

2013-11-14；

2013-12-09

國家自然科學基金項目（51261130473）；國家重點基礎研究發展計劃973計劃項目（2014CB23903）

董青（1982—），女，碩士，工程師，從事電力技術管理工作。Email：dmanguan@163.com

楊國健（1977—），男，碩士，副高級工程師，從事電網調度技術管理工作。Email：cn_yangcn@sina.com