龍建平，王楨，林玥廷，林英明，李德忠，陳建，谷志勇，姜鑫

(1.湖南大唐先一科技有限公司，湖南 長沙 410007;2.中國大唐集團(tuán)有限公司，北京 100032;3.廣東電網(wǎng)有限責(zé)任公司電力調(diào)度控制中心，廣東 廣州 510600)

2015年3月15日，《中共中央國務(wù)院關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見》(中發(fā)〔2015〕9號(hào)文)的發(fā)布，開啟了我國新一輪電力體制改革的序幕。經(jīng)過幾年的探索、發(fā)展及交易實(shí)踐，電力市場(chǎng)交易機(jī)制已經(jīng)逐漸趨于完善，交易電量呈較快速度增長。此外，為實(shí)現(xiàn)在電力市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)中占據(jù)主動(dòng)地位，隨著交易方式逐步由中長期交易向日前和實(shí)時(shí)交易方向邁進(jìn)[1]，作為電力市場(chǎng)交易主要參與主體之一的電廠，迫切需要及時(shí)、準(zhǔn)確掌握機(jī)組的度電成本和邊際成本。

隨著電力現(xiàn)貨交易的逐步推進(jìn)，對(duì)電廠成本的分析和研究也不斷深入。文獻(xiàn)[2]從一般企業(yè)的成本構(gòu)成入手，介紹了火電廠的成本構(gòu)成和核算方法。文獻(xiàn)[3]研究了發(fā)電機(jī)組耗量成本和負(fù)荷的相互關(guān)系，提出了成本計(jì)算模型并進(jìn)行了成本函數(shù)曲線擬合。文獻(xiàn)[4]基于大量統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，根據(jù)成本占比粗略地給出了發(fā)電機(jī)組的動(dòng)態(tài)成本計(jì)算模型。

盡管學(xué)者們提出了多種成本計(jì)算方法，但大多是從財(cái)務(wù)統(tǒng)計(jì)的角度出發(fā)，而機(jī)組性能、燃料價(jià)格是變化的，因此這些方法在實(shí)時(shí)性等方面已無法滿足電廠精細(xì)化管理的要求。

綜上所述，本文基于電力生產(chǎn)工藝原理，綜合考慮電廠發(fā)電成本構(gòu)成，建立統(tǒng)一的成本計(jì)算模型，結(jié)合計(jì)算機(jī)信息處理技術(shù)，提出燃煤機(jī)組度電成本及邊際成本的實(shí)時(shí)獲取方法，并進(jìn)一步得到負(fù)荷與度電成本及負(fù)荷與邊際成本的特性關(guān)系，為優(yōu)化電力市場(chǎng)(特別是實(shí)時(shí)市場(chǎng)和滾動(dòng)調(diào)頻)的報(bào)價(jià)策略和提升企業(yè)燃料管理水平提供數(shù)據(jù)支撐[5-7]。

1 度電成本構(gòu)成

度電成本分類方法很多[8-10]，而且不同發(fā)電集團(tuán)分類方法也存在一些差異,現(xiàn)以大唐集團(tuán)某電廠為例闡述其構(gòu)成，度電成本構(gòu)成見表1。

表1 某燃煤電廠度電成本構(gòu)成Tab.1 Composition of cost per kWh in a coal-fired power plant

2 理論計(jì)算模型

根據(jù)燃煤機(jī)組生產(chǎn)工藝特點(diǎn)，結(jié)合電廠財(cái)務(wù)成本分析，將機(jī)組度電成本歸總為度電燃料成本、脫硫劑與脫硝劑耗用成本、其他變動(dòng)成本及固定成本，從而構(gòu)建了燃煤機(jī)組度電成本理論計(jì)算模型。

2.1 度電燃料成本

度電燃料成本C1即每供出1 kWh電所消耗的燃料成本，且

(1)

式中：ω1為入爐煤?jiǎn)蝺r(jià);Qar,net為入爐煤低位熱值;λgd為供電煤耗。

入爐煤低位熱值和其單價(jià)可通過手工方式錄入，也可從電廠燃料管理等系統(tǒng)實(shí)時(shí)采集，若存在燃油消耗，其計(jì)算方法與入爐煤一樣;因此，度電燃料成本計(jì)算的關(guān)鍵在于準(zhǔn)確獲取機(jī)組的單位能耗。

為了實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)機(jī)組的能耗水平和減少人工錄入數(shù)據(jù)的工作量，采用反平衡法計(jì)算機(jī)組的供電煤耗[11-12]，即

(2)

式中：q為汽機(jī)熱耗率；ηgl為鍋爐熱效率；ηgd為管道效率，通常取99 %；Lcy為發(fā)電廠用電率。

一般情況下，廠用高壓變壓器有功功率與機(jī)組實(shí)發(fā)功率的比值，即為廠用電率。汽輪機(jī)熱耗的計(jì)算一般以凝結(jié)水流量為基準(zhǔn)，將汽輪機(jī)本體、回?zé)嵯到y(tǒng)、凝結(jié)水系統(tǒng)及其他關(guān)聯(lián)輔助設(shè)備和系統(tǒng)看作一個(gè)整體，通過輸入輸出能量平衡計(jì)算汽輪機(jī)消耗的熱量，即

(3)

式中：Qr為熱耗量；P為機(jī)組實(shí)發(fā)功率。

鍋爐熱效率采用反平衡法計(jì)算鍋爐熱效率(基準(zhǔn)溫度采用送風(fēng)機(jī)入口空氣溫度)[13-14]，即

ηgl=1-q2-q3-q4-q5-q6.

(4)

式中:q2為排煙熱損失率；q3為可燃?xì)怏w未完全燃燒熱損失率；q4為固體未完全燃燒熱損失率；q5為鍋爐散熱熱損失率；q6為灰渣物理顯熱熱損失率。

2.2 脫硫劑與脫硝劑耗用成本

以主流的石灰石-石膏濕法脫硫?yàn)槔摿騽┖挠贸杀綶15]

(5)

式中：α1、α2分別為脫硫塔入口和出口的SO2質(zhì)量濃度；β為煙囪入口煙氣流量；ω2為脫硫用石灰石單價(jià)；ξ1為考慮鈣硫比及CaCO3純度的修正系數(shù)，可取0.918。

以主流的選擇性催化還原法脫硝為例，脫硝劑耗用成本

(6)

式中：α3、α4分別為選擇性催化還原法脫硝反應(yīng)器入口和出口NOx質(zhì)量濃度；ω3為脫硝用液氨或尿素單價(jià)；ξ2為考慮氨氮比及液氨或尿素純度的修正系數(shù)。

2.3 其他變動(dòng)成本

其他變動(dòng)成本包含特許經(jīng)營費(fèi)、外購電費(fèi)用、電量交易手續(xù)費(fèi)、水費(fèi)、材料費(fèi)、環(huán)保稅、稅金及附加。環(huán)保稅可以通過排放參數(shù)進(jìn)行實(shí)時(shí)計(jì)算，即

(7)

式中：Ce為環(huán)保稅成本；α5、α6、α7分別為煙囪入口的NOx、煙塵和SO2排放質(zhì)量濃度；κ為當(dāng)?shù)丨h(huán)保稅稅率。

除環(huán)保稅之外的其他項(xiàng)均為手工錄入數(shù)據(jù)，其單位電量成本基本上為定值，其他變動(dòng)成本

C4=Ce+χ1+χ2+χ3+χ4+χ5+χ6.

(8)

式中χ1—χ6分別為單位電量特許經(jīng)營費(fèi)、單位電量外購電費(fèi)用、單位電量交易手續(xù)費(fèi)、單位電量水費(fèi)、單位電量材料費(fèi)及單位電量稅金及附加。

2.4 固定成本

一般將年度固定成本預(yù)算分?jǐn)偟絾挝浑娏抗潭ǔ杀局?，?/p>

(9)

式中：C5為單位電量固定成本；γgd年度固定成本預(yù)算[16-17]。

3 樣本數(shù)據(jù)處理

從理論計(jì)算模型可知，獲取燃煤機(jī)組度電成本的關(guān)鍵在于度電燃料成本的計(jì)算?？紤]到燃煤機(jī)組發(fā)電的工藝特點(diǎn)及煤質(zhì)化驗(yàn)的滯后性，為了得到真實(shí)的度電燃料成本，需要對(duì)原始樣本進(jìn)行數(shù)據(jù)準(zhǔn)確性甄別和穩(wěn)定工況判定。

3.1 數(shù)據(jù)準(zhǔn)確性甄別

電廠設(shè)備檢測(cè)工作一般在高溫、振動(dòng)或腐蝕等惡劣環(huán)境之下持續(xù)進(jìn)行，測(cè)點(diǎn)數(shù)據(jù)容易出現(xiàn)偏差甚至失真。為了避免測(cè)點(diǎn)數(shù)據(jù)偏差帶入隨機(jī)誤差，必須對(duì)燃料成本及能耗關(guān)聯(lián)的測(cè)點(diǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行數(shù)據(jù)準(zhǔn)確性判定，檢測(cè)流程如圖1所示。

圖1 測(cè)點(diǎn)數(shù)據(jù)檢測(cè)流程圖Fig.1 The flow chart of measuring point data detection

3.2 穩(wěn)定工況判定

為了消除蓄熱器件或設(shè)備對(duì)能耗的影響且盡量還原現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)環(huán)境，可參照最新的電站鍋爐和汽輪機(jī)的性能試驗(yàn)規(guī)程，選取重要工況參數(shù)作為工況是否穩(wěn)定的判定條件；通過判定一定周期數(shù)內(nèi)測(cè)點(diǎn)數(shù)值的變化范圍或變化幅度是否超過設(shè)定值，給出當(dāng)前工況的狀態(tài)[19]。根據(jù)煤耗在線監(jiān)測(cè)系統(tǒng)的實(shí)際運(yùn)用經(jīng)驗(yàn)，可設(shè)置工況穩(wěn)定判定條件見表2。

表2 穩(wěn)定工況判定條件Tab.2 Judgement conditions for steady-state

4 應(yīng)用實(shí)例與分析

4.1 度電成本特性曲線

為了驗(yàn)證本文所提方法的可行性，在某電廠搭建了發(fā)電成本分析支撐系統(tǒng)。系統(tǒng)從電廠分布式控制系統(tǒng)采集能耗和環(huán)保相關(guān)參數(shù)，從燃料入廠驗(yàn)收監(jiān)管系統(tǒng)、數(shù)字化煤場(chǎng)、數(shù)字化標(biāo)準(zhǔn)化驗(yàn)室建設(shè)項(xiàng)目(簡(jiǎn)稱燃料“三大項(xiàng)目”)采集煤質(zhì)、煤量及煤價(jià)數(shù)據(jù)，并手工錄入本年單位電量固定成本等離線數(shù)據(jù)，經(jīng)過3個(gè)多月的穩(wěn)定運(yùn)行，得到了經(jīng)過篩選和重算的100多個(gè)樣本數(shù)據(jù)。近3個(gè)月穩(wěn)定工況下的樣本數(shù)據(jù)集如圖2所示。

圖2 某電廠近3個(gè)月的負(fù)荷成本樣本數(shù)據(jù)集Fig.2 Sample data set of load cost for a power plant in recent three months

通過二次三項(xiàng)式擬合，得到某600 MW機(jī)組負(fù)荷成本特性曲線如圖3所示。

圖3 某600 MW機(jī)組負(fù)荷成本特性曲線Fig.3 Load cost characteristic curves of a 600 MW unit

該600 MW機(jī)組特性方程為

(10)

式中C為度電成本。

選取一些工況特征點(diǎn)，從而得到該600 MW機(jī)組各典型工況下的度電成本，見表3。

表3 某600 MW機(jī)組典型工況下的度電成本Tab.3 Cost per kWh under typical conditions of a 600 MW unit

同理，獲取到某1 000 MW機(jī)組各典型工況下的度電成本，見表4。

表4 某1 000 MW機(jī)組典型工況下的度電成本Tab.4 Cost per kWh under typical conditions of a 1 000 MW unit

將2個(gè)機(jī)組成本特性曲線的計(jì)算結(jié)果與相應(yīng)機(jī)組某2個(gè)月對(duì)應(yīng)的財(cái)務(wù)核算成本報(bào)表數(shù)據(jù)進(jìn)行對(duì)比，結(jié)果見表5。

表5 機(jī)組成本特性曲線計(jì)算結(jié)果與財(cái)務(wù)核算成本數(shù)據(jù)對(duì)比Tab.5 Comparison between calculation results of unit cost characteristic curve and financial accounting cost data

由表5可知:機(jī)組成本特性曲線計(jì)算結(jié)果與財(cái)務(wù)核算成本數(shù)據(jù)最大相對(duì)偏差為-3.9 %,最小相對(duì)偏差為-2.2 %，誤差在工程允許范圍之內(nèi)。

隨著時(shí)間的推移，煤價(jià)、煤質(zhì)、單位電量固定成本等均發(fā)生動(dòng)態(tài)變化，機(jī)組的運(yùn)行特性也將發(fā)生細(xì)微變化，從而引起樣本數(shù)據(jù)集的變化；為此，對(duì)新的樣本數(shù)據(jù)集進(jìn)行多項(xiàng)式擬合，實(shí)現(xiàn)機(jī)組度電成本特性的動(dòng)態(tài)更新,根據(jù)實(shí)時(shí)負(fù)荷查詢機(jī)組特性曲線，實(shí)時(shí)測(cè)算度電成本。

4.2 邊際成本特性曲線

電廠除關(guān)注度電成本之外，還非常關(guān)注邊際成本，即每多發(fā)1 kWh電所增加的成本，其隨著度電成本動(dòng)態(tài)變化[20-21]。由于總成本等于度電成本乘以電量，而功率又等于電量除以時(shí)間，將總成本對(duì)電量進(jìn)行求導(dǎo)，得到邊際成本

Cm=6.161 4P2×10-7-

6.492 4P×10-4+0.376 1.

(11)

參照度電成本取同樣的工況特征點(diǎn)，可得到某600 MW機(jī)組各典型工況下的邊際成本,見表6。

表6 某600 MW機(jī)組典型工況下的邊際成本Tab.6 Marginal cost of a 600 MW unit under typical conditions

同理，可得到某1 000 MW機(jī)組各典型工況下的邊際成本,見表7。

表7 某1 000 MW機(jī)組典型工況下的邊際成本Tab.7 Marginal cost of a 1 000 MW unit under typical conditions

由表6、7可知：在機(jī)組穩(wěn)燃負(fù)荷至滿負(fù)荷區(qū)間之內(nèi)，機(jī)組的邊際成本隨負(fù)荷的變化趨勢(shì)是先降低再升高，這是由于在穩(wěn)燃負(fù)荷之后，隨著負(fù)荷的增加，機(jī)組效率提升，從而使邊際成本逐漸降低；待達(dá)到機(jī)組的技術(shù)經(jīng)濟(jì)和運(yùn)營效率的最高點(diǎn)，邊際成本由逐漸降低轉(zhuǎn)變?yōu)橹饾u升高，轉(zhuǎn)折點(diǎn)的位置取決于機(jī)組技術(shù)經(jīng)濟(jì)效率及運(yùn)營管理水平等因素。

5 結(jié)束語

燃煤機(jī)組的度電成本及邊際成本是電廠進(jìn)行電力市場(chǎng)報(bào)價(jià)的重要依據(jù)。本文通過實(shí)例驗(yàn)證了所提出的度電成本及邊際成本實(shí)時(shí)獲取方法的可行性，為電廠及時(shí)掌握機(jī)組的供電成本支出提供了便利，也為優(yōu)化電力市場(chǎng)報(bào)價(jià)策略提供了數(shù)據(jù)資產(chǎn)和支撐,可滿足電廠成本精細(xì)化管理對(duì)數(shù)據(jù)的要求；同時(shí)，為提升燃料管理水平起到助推的作用。隨著電力市場(chǎng)改革的不斷深入，電廠對(duì)成本的分析也將會(huì)更加重視和深入[22]。