燃煤機組調峰運行的碳經濟性分析

袁榮勝， 俞 聰， 劉 明， 嚴俊杰

(1.西安交通大學 能源與動力工程學院，西安 710049；2.華電電力科學研究院有限公司，杭州 310000)

2020年9月，習近平總書記在第七十五屆聯合國大會一般性辯論上發表重要講話，指出我國二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和[1]。電力行業是能源消費及生產大戶，也是二氧化碳氣體排放的重要來源。為推動雙碳目標下電力行業的低碳化發展，我國將不斷提高電力系統中新能源發電的比例，構建新能源占比逐漸提高的新型電力系統。但是，由于風電、光伏發電具有強烈的時變特性，電網供應側的不確定性增加，電力系統的不穩定性增強。為消納逐漸增長的新能源電力，需要目前占電力行業主體地位的煤電機組承擔電力系統的調峰任務[2]。

燃煤機組提供調峰輔助服務使得機組長期偏離設計工況運行，造成機組運行安全性和壽命下降，也導致機組能耗增加、運行成本提高[3]。當前有關煤電機組調峰變負荷運行的經濟性研究主要集中在經濟性評估模型和調峰節能策略研究2個方面。

在調峰經濟性評估模型方面，楊韻等[4]將燃煤機組調峰分為基本調峰、不投油深度調峰和投油深度調峰3個出力階段，建立燃煤機組分段調峰成本模型，分析了煤電調峰各出力階段的成本特性。高明非[5]從燃煤機組調峰運行特征方面入手，建立機組變工況運行分析模型，獲得不同工況下煤粉鍋爐和循環流化床(CFB)鍋爐機組經濟運行特性。靳旺宗[6]以某660 MW超臨界燃煤機組為研究對象，建立機組變負荷調峰能耗分段二次曲線計算模型，得到機組調峰狀態下負荷率與熱耗、廠用電率和供電煤耗等經濟指標的對應關系。Akpan等[7]建立了煤電機組調峰運行的冪函數熱耗率變化模型，并在此模型基礎上對煤電機組變負荷的能耗特性進行了預測。Wang等[8]將電力需求側需求響應函數融合到煤電機組調峰特性函數中，并探討了煤電機組調峰經濟性與相應的調峰補償機制。

在提高經濟性的調峰節能策略研究方面，崔曉寧等[9]計算發現機組深度調峰時鍋爐總損失約97%來自燃料燃燒與換熱損失，通過強化傳熱手段減小工質與高溫煙氣傳熱溫差是有效的調峰節能策略。周文臺等[10]研究發現機組深度調峰時各燃燒器著火不一致是產生再熱汽溫偏差的原因，提出在磨煤機出口安裝煤粉分配器可以減輕機組調峰時的鍋爐工況惡化，提高經濟性，實現節能。董竹林等[11]結合最小二乘支持向量機和混沌粒子群優化算法建立了變工況熱耗率預測模型，并確定了660 MW機組各典型負荷下的最優初壓，提出基于性能試驗優化曲線的滑壓策略，有效提高了機組變負荷速率和調峰運行過程的經濟性。此外，馬達夫等[12]提出采取精細化燃燒調整措施實現鍋爐超低負荷穩燃。王印松等[13]通過優化設計火電機組送風系統，在一定程度上提升了煤電機組調峰運行的經濟性。

以上學者對燃煤機組調峰時的經濟性評價和節能策略等問題進行了深入探討，結果表明隨著負荷率的降低，燃煤機組發電效率降低，從而帶來機組單位發電碳排放率升高。然而，對于電力系統而言，燃煤機組調峰運行為新能源消納提供保證，電力系統整體碳排放量以及單位發電碳排放率下降。以往的研究缺乏考慮新能源消納對燃煤調峰碳經濟性的綜合影響，為此筆者首先建立了燃煤機組碳經濟性分析模型，模型既可對機組不同調峰負荷率情景下的碳排放強度進行數量角度的評價，也可以通過計算機組消納單位新能源發電碳經濟性變化指標，對機組碳經濟性進行質量角度的評價。然后選取典型參數燃煤機組作為研究對象，計算典型機組消納新能源發電的各種碳經濟性指標。最后，通過對典型燃煤機組調峰運行碳經濟性指標的對比分析，得出有關雙碳背景下燃煤機組調峰碳經濟性的結論。

1 燃煤機組調峰碳經濟性分析模型

雙碳戰略背景下，碳排放被賦予一定的經濟價值，燃煤機組調峰時由于工況惡化引起的單位發電碳排放率增加，將帶來額外的碳經濟成本。對燃煤機組調峰碳經濟性分析時，首先應建立燃煤機組碳排放預測模型，對機組各個負荷率點單位發電碳排放率進行預測研究，并在此基礎上求解燃煤機組不同負荷率下的單位發電成本。此外，由于機組在未來電力系統中的貢獻主要是用于消納新能源發電，評估燃煤機組調峰碳經濟性，還應建立考慮新能源發電消納的評估模型，以計算消納單位新能源發電碳排放增長率、碳排放成本增長率等碳經濟性指標的變化，綜合評估燃煤機組在電力系統中的貢獻。

1.1 燃煤機組變負荷碳經濟性分析模型

1.1.1 燃煤機組單位發電碳排放率預測模型

燃煤機組單位發電碳排放率Am是指機組每發一度電所產生的二氧化碳排放量，表征機組運行時碳排放強度，是一個數量指標。燃煤機組在用于調峰變負荷運行時，將不同負荷率下的單位發電碳排放率數據點連接形成一條平滑的變負荷碳排放特性曲線，如圖1所示。可以看出，曲線具有凹函數、隨著負荷率下降單調遞增以及負荷率趨于0時單位發電碳排放率趨于無窮的數學特性。

圖1 某660 MW機組不同負荷率下碳排放特性曲線[14]Fig.1 Carbon emission characteristic curves of a 660 MW unit under different load rates[14]

對于燃煤機組變負荷碳排放特性曲線，取機組滿負荷運行工況為基準工況，則曲線的數學描述見式(1)：

(1)

式中：X為燃煤機組負荷率，即變負荷工況下電負荷與額定工況電負荷的比值；Am0為燃煤機組基準工況下單位發電碳排放率，g/(kW·h)；f(X)為任意負荷率下燃煤機組單位發電碳排放率與燃煤機組基準工況下單位發電碳排放率的比值。

基準工況下單位發電碳排放率Am0為：

(2)

式中：MCO2和MC分別為二氧化碳和碳的摩爾質量，g/mol；ηb為鍋爐效率；ηp為管道效率；Lhv為燃料低位熱值，MJ/kg；wC為燃料中碳質量分數；OF為燃料的碳氧化率；q0為基準工況下汽輪機熱耗率，kJ/(kW·h)。

f(X)表征燃煤機組調峰變負荷運行時的碳排放變化特點。傳統研究中多采用二次函數形式來表達f(X)[15]，但是由于二次函數的近0有界性不滿足上述f(X)近0無窮性的基本數學特征，這種表達方式在X<40%的調峰情景時誤差很大，相比實際數據點誤差超過10%，且隨著負荷率X的降低，誤差還會進一步增大。國外學者Akpan等[16]提出使用冪函數來表達f(X)，冪函數可以很好地滿足f(X)的各種數學特征，有利于保證全工況計算的準確性，但Akpan建立的冪函數模型中考慮機組實際參數影響較少，尤其缺乏對機組主汽調節閥節流損失帶來的碳排放附加量的考慮。為此，筆者提出冪-正弦疊加函數來表達f(X)，具體形式如下：

f(X)=X-R+sin[F·(1-X)]

(3)

式中：R為劣化系數，表征隨著負荷率X的下降機組單位發電碳排放率的增長程度，也即特性曲線的陡峭程度，與機組變工況運行方式(定壓/滑壓)、再熱級數、冷卻方式和主蒸汽焓值(初參數)相關；F為調節級主汽節流損失修正系數，與機組變工況主汽流量調節形式(單閥控制、順序閥控制等)相關。

實際模型應用中，R和F可以通過已知的穩定工況點數據使用待定系數法求解。

因此，建立的冪-正弦疊加函數變負荷碳排放預測模型基本形式如下：

(4)

取實際曲線點X=0.5時Am,0.5和X=0.3時單位發電碳排放率Am,0.3作為已知點，利用待定系數法求解R和F，畫出模型計算曲線，觀察其他實際點(X=0.9，X=0.8等)落在曲線上的程度，以驗證模型的可靠性。以某660 MW燃煤機組調峰單位發電碳排放率實際數據為例[14]，待定系數法結果如圖2所示。

圖2 待定系數法驗證冪-正弦疊加函數模型準確性Fig.2 Verification of the accuracy of the power-sine superposition function model by the method of undetermined coefficients

由圖2可知，使用冪-正弦疊加函數變負荷碳排放預測模型計算所得曲線與實際曲線重合度很高，相對誤差小于1%，滿足工程精度要求。

為方便比較不同燃煤機組調峰變負荷運行時碳排放強度的提升幅度，定義基準工況到某一負荷率X工況下單位發電碳排放率絕對增長量ΔAm和相對增長幅度εA：

(5)

式中：Am,X為某一負荷率X工況下燃煤機組單位發電碳排放率，g/(kW·h)。

1.1.2 機組單位發電燃煤和碳排放成本預測模型

在雙碳背景下，由于碳排放權交易市場等的建立，碳排放本身被賦予一定的經濟價值。燃煤機組深度調峰在帶來電站煤耗成本、損耗成本、投油成本增加的同時，在碳交易市場背景下，由于產生的碳排放量增多還相對地帶來額外的碳排放成本。本研究主要關注燃煤機組調峰時額外產生的煤耗成本和碳排放成本。燃煤機組不同負荷率情景下的單位發電燃煤成本的計算如下：

(6)

式中：Cm為單位發電燃煤成本，元/(MW·h)；Dm為煤價，元/t。

定義燃煤機組不同負荷率情景下的單位發電碳排放成本為Cc,用來表征燃煤機組每發一度電產生的二氧化碳排放量在碳排放權交易市場的售價，可由式(7)計算得到：

Cc=Am·Dc/1 000

(7)

式中：Dc為碳交易市場收盤碳價(文中碳價均指此碳價)，元/t。

因此，燃煤機組不同負荷率情景下的單位發電燃煤和碳排放成本之和Ct滿足：

Ct=Cm+Cc

(8)

為方便比較不同燃煤機組調峰變負荷運行時單位發電燃煤和碳排放成本之和Ct的變化情況，定義基準工況到某一負荷率X工況下單位發電燃煤和碳排放成本之和增長量ΔCt和相對增長幅度εC如下：

(9)

式中：Ct0為燃煤機組基準工況下單位發電燃煤和碳排放成本之和，元/(MW·h)；Ct,X為某一負荷率X工況下單位發電燃煤和碳排放成本之和，元/(MW·h)。

1.2 考慮新能源發電消納碳經濟性評估模型

1.2.1 考慮可再生影響的電力系統碳經濟性模型

在新能源發電占比提高的新型電力系統中，為維持系統電負荷的相對穩定，燃煤機組需要承擔消納時變特性強烈的新能源發電的任務。為方便研究納入新能源發電對電力系統和燃煤機組的影響，筆者提出電力系統單元假設。本文的電力系統單元是指僅由新能源發電和燃煤機組組成的電力系統，初始電力系統單元由滿負荷發電功率為P0的燃煤機組維持，當電力系統單元中納入新能源發電量占電力系統單元總發電量比例(以下簡稱新能源發電比例)為K時，為維持電力系統單元總電負荷的穩定，燃煤機組實時負荷率X與K滿足如下關系：

X=1-K

(10)

在電力系統單元中引入新能源發電會減少電力系統單元的碳排放量。電力系統單元減少的小時碳排放量主要為燃煤機組減少的小時碳排放量與引入新能源發電增加的小時碳排放量之差。利用第1.1節建立的燃煤調峰變負荷碳排放預測模型，煤電機組消納K·P0的新能源發電，電力系統碳排放絕對減少量ΔEsys為：

ΔEsys=E0-[E0·(1-K)·f(1-K)+

K·P0·Are]

(11)

式中：E0為原未消納新能源發電滿負荷運行的燃煤機組小時碳排放量，g/h；Are為引入的新能源單位發電碳排放率，g/(kW·h)。

對于電力系統單元，由于整個系統單元電負荷仍維持P0，電力系統單元的單位發電碳排放率降低。電力系統單元單位發電碳排放率絕對減少量ΔAsys為：

ΔAsys=Am0-[Am0·(1-K)·

f(1-K)+K·Are]

(12)

進一步分析電力系統從包含低比例新能源發電K1的電力系統轉變為包含高比例新能源發電K2的新型電力系統，電力系統單位發電碳排放成本Csys的減少量ΔCsys以及單位發電碳排放成本下降率εsys，滿足如下關系式：

(13)

式中：Csys,K1、Csys,K2分別為包含低比例新能源發電K1的電力系統單位發電碳排放成本和包含高比例新能源發電K2的新型電力系統單位發電碳排放成本，元/(MW·h)。

1.2.2 考慮可再生影響的機組調峰碳經濟性模型

對于燃煤電站，其在承擔調峰任務時，單位發電碳排放率不降反升，燃煤機組承擔消納新能源發電任務時，燃煤機組單位發電碳排放率增長量ΔAm為：

ΔAm=Am0·f(1-K)-Am0

(14)

進一步分析電力系統從包含低比例新能源發電K1轉變為包含高比例新能源發電K2時，燃煤機組單位發電碳排放成本Cc的增長量ΔCc以及單位發電碳排放成本下降率εc的計算公式如下：

(15)

式中：Cc,K1、Cc,K2分別為包含低比例新能源發電K1的電力系統單位發電碳排放成本和包含高比例新能源發電K2的燃煤機組單位發電碳排放成本，元/(MW·h)。

為進一步研究燃煤機組消納單位新能源發電時的碳經濟性變化情況，定義電力系統單元中新能源發電與燃煤機組單位發電碳排放率強度關聯指標ω，ω的含義為消納單位新能源發電燃煤機組單位發電碳排放率的增長量，其計算公式為：

(16)

ω是站在燃煤電站碳經濟性角度，評估電力系統單元中燃煤機組消納新能源發電能力的重要指標。ω越大，意味著燃煤機組消納單位新能源發電的單位發電碳排放率增長越多，燃煤機組消納新能源發電的電力系統減碳效果越弱，燃煤機組消納新能源發電的碳經濟性越差。反之，ω越小，說明該燃煤機組消納新能源發電的碳經濟性越好。

ω的變化可以反映燃煤機組消納單位新能源發電的額外碳排放成本的變化。當電力系統從包含低比例新能源發電K1轉變為包含高比例新能源發電K2時，燃煤機組消納單位新能源發電的額外碳排放成本變化量ΔCω以及消納單位新能源發電的額外碳排放成本相對變化率εω的計算式如下：

(17)

式中：Cω,K1、Cω,K2分別為包含低比例新能源發電K1的電力系統和包含高比例新能源發電K2的新型電力系統中燃煤機組消納單位新能源發電的額外碳排放成本，元/(h·MW2)。

2 典型燃煤機組調峰碳經濟性對比

2.1 研究機組基本信息與碳經濟模型系數

所選取的典型燃煤機組包括某300 MW亞臨界、某600 MW亞臨界、某600 MW超臨界、某1 000 MW超超臨界機組，根據提供的熱力性能計算書，4臺典型機組基本信息見表1，其中THA工況表示熱耗率驗證工況。

表1 研究機組基本信息Tab.1 Basic information of the research unit

煤質是影響燃煤機組調峰碳經濟性的重要外部因素。在研究機組碳經濟性時，為更好地說明機組自身特性因素的影響，假定4臺機組的煤質相同。根據IPCC數據庫，某典型煤種的單位熱值碳含量為25.8 kg/GJ，而標準煤低位熱值為29.27 MJ/kg，因此換算得煤中碳質量分數為0.76。設置4臺機組THA工況下的管道效率為98%、鍋爐效率為92%、燃煤碳氧化率為98%。

基于機組基本信息和上述基本假設，使用第1節中建立的碳排放預測模型，可獲得4臺機組運行在基準工況下的單位發電碳排放率Am0。對于模型中的待定系數R和F，根據4臺機組熱力性能計算書中已經提供的50%THA和30%THA實際數據點，使用待定系數法即可求解得到。4臺機組碳經濟模型中的關鍵系數求解結果見表2。

表2 4臺機組碳經濟模型系數Tab.2 Carbon economy model coefficients of four units

2.2 典型燃煤機組調峰碳經濟性對比

基于第2.1節中對4臺典型機組基本信息的總結和模型系數的求解，圖3給出了4臺機組單位發電碳排放率的預測結果。

由圖3可知，在相同負荷率條件下，大容量高參數機組單位發電碳排放率低于低參數機組。這是因為燃煤機組容量越大、參數越高，其同一負荷率下發電效率相對越高，在假設相同煤質的條件下，發電煤耗率也就越低，對應單位發電碳排放率越低。因此，從產生碳排放量的角度來看，大容量高參數燃煤機組具備更好的碳經濟性。

圖3 典型燃煤機組不同負荷率下的單位發電碳排放率Fig.3 Carbon emission rates per unit power generation of typical coal-fired units with different load rates

未來納入高比例新能源發電的新型電力系統，將對燃煤機組的靈活性提出更高要求。根據我國煤電機組電廠深度調峰改造的經驗，未來燃煤機組深度調峰負荷率將普遍達到30%，最低可達20%。由圖3可以看出，在30%負荷率下，燃煤機組運行工況相比設計工況有所惡化。為更好地對比4臺典型機組深度調峰碳經濟性的惡化程度，計算機組基準工況到30%深度調峰工況的單位發電碳排放率增長情況，如表3所示。

表3 基準工況到30%深度調峰工況的單位

發電碳排放增長情況

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

本文研究忽略燃煤調峰帶來的損耗成本和投油成本，只考慮額外帶來的煤耗成本和碳排放成本。煤耗成本變化是燃煤機組變負荷運行時成本變化的主要因素，考慮煤價的變動性，取煤價分別為1 000元/t、1 500元/ t、2 000元/ t，碳交易市場收盤碳價為60元/t，計算機組調峰時由煤耗成本和碳排放成本構成的單位發電總成本的變化曲線，如圖4所示。

碳價是決定燃煤機組調峰運行時額外碳排放成本的關鍵因素。自碳交易市場正式啟動以來，碳價存在一定的變動性，且預測隨著未來各類碳政策的推行，碳價仍將繼續上下波動。取煤價為1 500元/t，研究碳價處于55元/t、75元/t和100元/t時某1 000 MW超超臨界燃煤機組額定工況運行以及30%深度調峰運行時的單位發電碳排放成本，如表4所示。

圖4 典型燃煤機組不同煤價與負荷率情景下單位發電總成本Fig.4 Total unit cost of electricity for typical coal-fired units under different coal price and load rate scenarios

表4 碳價變動對燃煤機組單位發電碳排放成本的影響Tab.4 Impact of carbon price fluctuation on the carbon emission cost per unit power generation of coal-fired units

取煤價為1 500元/t，碳價為60元/t，進一步比較4臺典型機組由基準工況到30%深度調峰工況帶來的單位發電燃煤成本增長量ΔCm、單位發電碳排放成本增長量ΔCc、單位發電燃煤和碳排放成本之和增長量ΔCt，如表5所示。

表5 基準工況到30%深度調峰工況各成本增長量Tab.5 Cost increase from baseline case to 30% deep peak shaving case 單位：元/(MW·h)

結合表3、表4、表5和圖4可以看出，機組容量、初參數越高，在用于深度調峰時，其單位發電碳排放率絕對增長量和增長幅度都越低，總成本增加越少，經濟效益相對越好。1 000 MW等級燃煤機組用于30%深度調峰時，其單位發電碳排放率增長幅度相比300 MW等級燃煤機組低約2.3個百分點，單位發電煤和碳排放成本之和增長量相比300 MW等級燃煤機組可低約16元/(MW·h)。分析原因為所研究的1 000 MW等級機組回熱級數更多并配置有外置式蒸汽冷卻器，熱力系統的完善程度更高、能量利用效率相比300 MW等級機組更高，因此調峰運行時其工況劣化系數R更小(案例中1 000 MW等級機組R=0.06，300 MW等級機組R=0.09)，這就使得在下降相同負荷率的條件下，1 000 MW等級機組相比300 MW等級機組的單位發電碳排放率增長幅度以及單位發電煤和碳排放成本之和增長量都較小。

因此，站在節約成本的角度，大容量高參數機組在調峰方面比小容量低參數機組更具優勢。但同時可以看到，即使是當前較為先進的1 000 MW等級機組，其應用于30%負荷率的深度調峰，煤和碳排放成本之和增長量仍超過40元/(MW·h)，說明燃煤機組承擔新能源消納的任務，付出的成本代價是巨大的，亟待建立合理的政策支撐，以補償燃煤機組用于調峰的經濟效益降低。

3 新能源發電對機組碳經濟性的影響

3.1 納入新能源發電的影響分析

基于第1節中建立碳經濟分析模型時所做的電力系統單元的假設，一個電力系統單元中燃煤機組所處的負荷率X與其消納新能源發電比例K，滿足X=1-K的互補關系。在本文第2節已對典型燃煤機組不同負荷率X下的碳經濟性進行了詳細探討。P0發電容量的燃煤機組消納新能源發電K·P0越多，為維持電力系統單元的電負荷穩定性，其調峰所處的負荷率X相應越低，兩者一一對應。因此，電力系統單元中燃煤機組消納新能源發電比例K升高，將帶來參與調峰燃煤機組的單位發電總成本急劇升高，在30%深度調峰工況運行時煤和碳排放成本之和增加超過40元/(MW·h)。

然而，對于整個電力系統而言，納入新能源發電是有利的。在維持電力系統負荷穩定的前提下，隨著新能源發電的增加，整個電力系統的單位發電碳排放率將逐漸降低。新能源發電由于生產、運輸、建設、運營以及回收處理等會在其生命周期內產生一定的碳排放，根據相關研究，新能源單位發電碳排放率Are約為4.5 g/(kW·h)[17]。為更好地對比分析納入新能源發電對燃煤機組碳排放成本和電力系統總體碳排放成本的影響，仍取碳價為60元/t，以P0=1 000 MW的電力系統單元為例，計算電力系統單元中不同新能源發電比例K條件下燃煤機組單位發電碳排放成本Cc和電力系統單位發電碳排放成本Csys，結果如圖5所示。

圖5 不同新能源發電比例下燃煤機組和電力系統單位發電碳排放成本Fig.5 Carbon emission cost for coal-fired units and power system per unit power generation with different renewable power ratios

由圖5可知，未來新型電力系統中納入高比例新能源發電，將使得整個電力系統的單位發電碳排放成本大幅度降低，有利于雙碳目標的實現，但對于電力系統中的燃煤機組，其單位發電碳排放率提升，運行經濟效益下降。在未來納入K=0.8的高比例新能源發電的情形下，電力系統由于碳排放減少帶來的單位發電碳排放成本減少約30元/(MW·h)，相比K=0.1的低比例新能源發電情景成本下降幅度約75%；然而，燃煤機組單位發電碳排放成本增加約5元/(MW·h)，相比K=0.1的低比例新能源發電情景增長幅度約為12%。

因此，燃煤機組消納新能源發電的調峰是一種以損失自身碳經濟效益為代價，提高整個電網經濟效益的行為。應給予電力系統單元中參與調峰的燃煤機組一定的調峰補償，以抵消其效益損失，促進燃煤電站響應調峰的積極性。

3.2 典型燃煤機組消納新能源發電碳經濟性研究

為進一步對比不同參數等級燃煤機組消納新能源發電的碳經濟性，仍以上述4臺典型機組為例，計算燃煤機組在不同新能源發電比例的電力系統單元中，消納單位新能源發電單位發電碳排放率絕對增長量ω，結果如圖6所示。

ω越大，說明該參數等級燃煤機組消納單位新能源發電的單位發電碳排放率增加越多,從碳經濟性角度考慮，此時燃煤機組消納新能源發電的電力系統減碳效果越弱，機組調峰帶來的電力系統減碳效益越低。從圖6可以看出，研究范圍的300 MW等級機組的ω遠高于其他容量機組，且隨著K的增大，ω增長很快。因此，4臺典型燃煤機組消納相同新能源發電時，300 MW等級機組對電力系統減碳貢獻弱，相對電力系統碳經濟性最差，1 000 MW等級機組對電力系統減碳貢獻最強，相對碳經濟性最好。

電力系統單元中高比例新能源發電的加入會增加燃煤機組的運行成本，降低燃煤機組碳經濟性。計算4臺典型機組在新能源發電比例K=0.1增長到K=0.8情景下的消納單位新能源發電單位發電碳排放率增長量ω的增量Δω，并取碳價為60元/t，計算燃煤機組消納單位新能源發電額外碳排放成本增量ΔCω和消納單位新能源發電額外碳排放成本相對變化率εω，結果如表6所示。

表6 新能源發電比例從0.1增長至0.8時燃煤機組消納單位新能源發電碳成本變化量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，站在碳經濟性角度考慮，消納高比例新能源發電，會使燃煤機組消納單位新能源發電的額外碳排放成本提高，提高幅度超過60%。當新能源發電比例為0.8時，300 MW等級燃煤機組消納單位新能源發電額外碳排放成本增量相比新能源發電比例為0.1時增加約92%，增長幅度比大容量高參數的1 000 MW等級超超臨界機組高約30個百分點。300 MW等級機組消納高比例新能源發電時的單位碳排放成本增長量約為1 000 MW等級機組的6倍。因此，在未來高比例新能源發電的情景下，大容量高參數機組消納單位新能源發電的碳經濟性要高于中低容量機組。

4 結 論

(1) 新型電力系統中，應用燃煤機組消納新能源發電將會大幅提升整個電力系統的碳經濟性，但用于調峰的燃煤機組的碳經濟性隨之下降。在納入0.8高比例新能源發電的假設情景下，電力系統由于碳排放減少帶來的單位發電碳排放成本減少約30元/(MW·h)，相比K=0.1的低比例新能源發電情景成本下降幅度約為75%；然而，燃煤機組單位發電碳排放成本增加約5元/(MW·h)，相比K=0.1的低比例新能源發電情景增長幅度約為12%。

(2) 對一個電力系統單元，隨著燃煤機組消納新能源發電比例的提高，機組消納單位新能源發電的碳排放成本隨之提高。在0.8高比例新能源發電的假設情景下，300 MW等級燃煤機組消納單位新能源發電額外碳排放成本增量相比低新能源發電情景增加約92%，即使對于1 000 MW等級機組，其消納單位新能源發電額外碳排放成本增長幅度也超過60%。

(3) 大容量高參數燃煤機組在用于調峰時碳經濟性更好。30%深度調峰工況下，1 000 MW等級機組相比300 MW等級機組可以節約單位發電煤和碳排放成本之和約16元/(MW·h)；在電力系統中新能源發電比例從0.1提升至0.8情景下，1 000 MW等級機組消納單位新能源發電額外碳排放成本相對變化率相比300 MW等級機組低約30個百分點。