燃煤机组度电成本及边际成本的实时获取方法

龙建平，王桢，林玥廷，林英明，李德忠，陈建，谷志勇，姜鑫

(1.湖南大唐先一科技有限公司，湖南 长沙 410007;2.中国大唐集团有限公司，北京 100032;3.广东电网有限责任公司电力调度控制中心，广东 广州 510600)

2015年3月15日，《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号文)的发布，开启了我国新一轮电力体制改革的序幕。经过几年的探索、发展及交易实践，电力市场交易机制已经逐渐趋于完善，交易电量呈较快速度增长。此外，为实现在电力市场竞争中占据主动地位，随着交易方式逐步由中长期交易向日前和实时交易方向迈进[1]，作为电力市场交易主要参与主体之一的电厂，迫切需要及时、准确掌握机组的度电成本和边际成本。

随着电力现货交易的逐步推进，对电厂成本的分析和研究也不断深入。文献[2]从一般企业的成本构成入手，介绍了火电厂的成本构成和核算方法。文献[3]研究了发电机组耗量成本和负荷的相互关系，提出了成本计算模型并进行了成本函数曲线拟合。文献[4]基于大量统计数据，根据成本占比粗略地给出了发电机组的动态成本计算模型。

尽管学者们提出了多种成本计算方法，但大多是从财务统计的角度出发，而机组性能、燃料价格是变化的，因此这些方法在实时性等方面已无法满足电厂精细化管理的要求。

综上所述，本文基于电力生产工艺原理，综合考虑电厂发电成本构成，建立统一的成本计算模型，结合计算机信息处理技术，提出燃煤机组度电成本及边际成本的实时获取方法，并进一步得到负荷与度电成本及负荷与边际成本的特性关系，为优化电力市场(特别是实时市场和滚动调频)的报价策略和提升企业燃料管理水平提供数据支撑[5-7]。

1 度电成本构成

度电成本分类方法很多[8-10]，而且不同发电集团分类方法也存在一些差异,现以大唐集团某电厂为例阐述其构成，度电成本构成见表1。

表1 某燃煤电厂度电成本构成Tab.1 Composition of cost per kWh in a coal-fired power plant

2 理论计算模型

根据燃煤机组生产工艺特点，结合电厂财务成本分析，将机组度电成本归总为度电燃料成本、脱硫剂与脱硝剂耗用成本、其他变动成本及固定成本，从而构建了燃煤机组度电成本理论计算模型。

2.1 度电燃料成本

度电燃料成本C1即每供出1 kWh电所消耗的燃料成本，且

(1)

式中：ω1为入炉煤单价;Qar,net为入炉煤低位热值;λgd为供电煤耗。

入炉煤低位热值和其单价可通过手工方式录入，也可从电厂燃料管理等系统实时采集，若存在燃油消耗，其计算方法与入炉煤一样;因此，度电燃料成本计算的关键在于准确获取机组的单位能耗。

为了实时监测机组的能耗水平和减少人工录入数据的工作量，采用反平衡法计算机组的供电煤耗[11-12]，即

(2)

式中：q为汽机热耗率；ηgl为锅炉热效率；ηgd为管道效率，通常取99 %；Lcy为发电厂用电率。

一般情况下，厂用高压变压器有功功率与机组实发功率的比值，即为厂用电率。汽轮机热耗的计算一般以凝结水流量为基准，将汽轮机本体、回热系统、凝结水系统及其他关联辅助设备和系统看作一个整体，通过输入输出能量平衡计算汽轮机消耗的热量，即

(3)

式中：Qr为热耗量；P为机组实发功率。

锅炉热效率采用反平衡法计算锅炉热效率(基准温度采用送风机入口空气温度)[13-14]，即

ηgl=1-q2-q3-q4-q5-q6.

(4)

式中:q2为排烟热损失率；q3为可燃气体未完全燃烧热损失率；q4为固体未完全燃烧热损失率；q5为锅炉散热热损失率；q6为灰渣物理显热热损失率。

2.2 脱硫剂与脱硝剂耗用成本

以主流的石灰石-石膏湿法脱硫为例，脱硫剂耗用成本[15]

(5)

式中：α1、α2分别为脱硫塔入口和出口的SO2质量浓度；β为烟囱入口烟气流量；ω2为脱硫用石灰石单价；ξ1为考虑钙硫比及CaCO3纯度的修正系数，可取0.918。

以主流的选择性催化还原法脱硝为例，脱硝剂耗用成本

(6)

式中：α3、α4分别为选择性催化还原法脱硝反应器入口和出口NOx质量浓度；ω3为脱硝用液氨或尿素单价；ξ2为考虑氨氮比及液氨或尿素纯度的修正系数。

2.3 其他变动成本

其他变动成本包含特许经营费、外购电费用、电量交易手续费、水费、材料费、环保税、税金及附加。环保税可以通过排放参数进行实时计算，即

(7)

式中：Ce为环保税成本；α5、α6、α7分别为烟囱入口的NOx、烟尘和SO2排放质量浓度；κ为当地环保税税率。

除环保税之外的其他项均为手工录入数据，其单位电量成本基本上为定值，其他变动成本

C4=Ce+χ1+χ2+χ3+χ4+χ5+χ6.

(8)

式中χ1—χ6分别为单位电量特许经营费、单位电量外购电费用、单位电量交易手续费、单位电量水费、单位电量材料费及单位电量税金及附加。

2.4 固定成本

一般将年度固定成本预算分摊到单位电量固定成本中，即

(9)

式中：C5为单位电量固定成本；γgd年度固定成本预算[16-17]。

3 样本数据处理

从理论计算模型可知，获取燃煤机组度电成本的关键在于度电燃料成本的计算。考虑到燃煤机组发电的工艺特点及煤质化验的滞后性，为了得到真实的度电燃料成本，需要对原始样本进行数据准确性甄别和稳定工况判定。

3.1 数据准确性甄别

电厂设备检测工作一般在高温、振动或腐蚀等恶劣环境之下持续进行，测点数据容易出现偏差甚至失真。为了避免测点数据偏差带入随机误差，必须对燃料成本及能耗关联的测点数据进行数据准确性判定，检测流程如图1所示。

图1 测点数据检测流程图Fig.1 The flow chart of measuring point data detection

3.2 稳定工况判定

为了消除蓄热器件或设备对能耗的影响且尽量还原现场试验环境，可参照最新的电站锅炉和汽轮机的性能试验规程，选取重要工况参数作为工况是否稳定的判定条件；通过判定一定周期数内测点数值的变化范围或变化幅度是否超过设定值，给出当前工况的状态[19]。根据煤耗在线监测系统的实际运用经验，可设置工况稳定判定条件见表2。

表2 稳定工况判定条件Tab.2 Judgement conditions for steady-state

4 应用实例与分析

4.1 度电成本特性曲线

为了验证本文所提方法的可行性，在某电厂搭建了发电成本分析支撑系统。系统从电厂分布式控制系统采集能耗和环保相关参数，从燃料入厂验收监管系统、数字化煤场、数字化标准化验室建设项目(简称燃料“三大项目”)采集煤质、煤量及煤价数据，并手工录入本年单位电量固定成本等离线数据，经过3个多月的稳定运行，得到了经过筛选和重算的100多个样本数据。近3个月稳定工况下的样本数据集如图2所示。

图2 某电厂近3个月的负荷成本样本数据集Fig.2 Sample data set of load cost for a power plant in recent three months

通过二次三项式拟合，得到某600 MW机组负荷成本特性曲线如图3所示。

图3 某600 MW机组负荷成本特性曲线Fig.3 Load cost characteristic curves of a 600 MW unit

该600 MW机组特性方程为

(10)

式中C为度电成本。

选取一些工况特征点，从而得到该600 MW机组各典型工况下的度电成本，见表3。

表3 某600 MW机组典型工况下的度电成本Tab.3 Cost per kWh under typical conditions of a 600 MW unit

同理，获取到某1 000 MW机组各典型工况下的度电成本，见表4。

表4 某1 000 MW机组典型工况下的度电成本Tab.4 Cost per kWh under typical conditions of a 1 000 MW unit

将2个机组成本特性曲线的计算结果与相应机组某2个月对应的财务核算成本报表数据进行对比，结果见表5。

表5 机组成本特性曲线计算结果与财务核算成本数据对比Tab.5 Comparison between calculation results of unit cost characteristic curve and financial accounting cost data

由表5可知:机组成本特性曲线计算结果与财务核算成本数据最大相对偏差为-3.9 %,最小相对偏差为-2.2 %，误差在工程允许范围之内。

随着时间的推移，煤价、煤质、单位电量固定成本等均发生动态变化，机组的运行特性也将发生细微变化，从而引起样本数据集的变化；为此，对新的样本数据集进行多项式拟合，实现机组度电成本特性的动态更新,根据实时负荷查询机组特性曲线，实时测算度电成本。

4.2 边际成本特性曲线

电厂除关注度电成本之外，还非常关注边际成本，即每多发1 kWh电所增加的成本，其随着度电成本动态变化[20-21]。由于总成本等于度电成本乘以电量，而功率又等于电量除以时间，将总成本对电量进行求导，得到边际成本

Cm=6.161 4P2×10-7-

6.492 4P×10-4+0.376 1.

(11)

参照度电成本取同样的工况特征点，可得到某600 MW机组各典型工况下的边际成本,见表6。

表6 某600 MW机组典型工况下的边际成本Tab.6 Marginal cost of a 600 MW unit under typical conditions

同理，可得到某1 000 MW机组各典型工况下的边际成本,见表7。

表7 某1 000 MW机组典型工况下的边际成本Tab.7 Marginal cost of a 1 000 MW unit under typical conditions

由表6、7可知：在机组稳燃负荷至满负荷区间之内，机组的边际成本随负荷的变化趋势是先降低再升高，这是由于在稳燃负荷之后，随着负荷的增加，机组效率提升，从而使边际成本逐渐降低；待达到机组的技术经济和运营效率的最高点，边际成本由逐渐降低转变为逐渐升高，转折点的位置取决于机组技术经济效率及运营管理水平等因素。

5 结束语

燃煤机组的度电成本及边际成本是电厂进行电力市场报价的重要依据。本文通过实例验证了所提出的度电成本及边际成本实时获取方法的可行性，为电厂及时掌握机组的供电成本支出提供了便利，也为优化电力市场报价策略提供了数据资产和支撑,可满足电厂成本精细化管理对数据的要求；同时，为提升燃料管理水平起到助推的作用。随着电力市场改革的不断深入，电厂对成本的分析也将会更加重视和深入[22]。