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.中國大唐集團有限公司，北京 100032;3.廣東電網(wǎng)有限責任公司電力調(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)于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發(fā)〔2015〕9號文)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)展及交易實踐，電力市場交易機制已經(jīng)逐漸趨于完善，交易電量呈較快速度增長。此外，為實現(xiàn)在電力市場競爭中占據(jù)主動地位，隨著交易方式逐步由中長期交易向日前和實時交易方向邁進[1]，作為電力市場交易主要參與主體之一的電廠，迫切需要及時、準確掌握機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，對電廠成本的分析和研究也不斷深入。文獻[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[3]研究了發(fā)電機組耗量成本和負荷的相互關(guān)系，提出了成本計算模型并進行了成本函數(shù)曲線擬合。文獻[4]基于大量統(tǒng)計數(shù)據(jù)，根據(jù)成本占比粗略地給出了發(fā)電機組的動態(tài)成本計算模型。

盡管學(xué)者們提出了多種成本計算方法，但大多是從財務(wù)統(tǒng)計的角度出發(fā)，而機組性能、燃料價格是變化的，因此這些方法在實時性等方面已無法滿足電廠精細化管理的要求。

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)一的成本計算模型，結(jié)合計算機信息處理技術(shù)，提出燃煤機組度電成本及邊際成本的實時獲取方法，并進一步得到負荷與度電成本及負荷與邊際成本的特性關(guān)系，為優(yōu)化電力市場(特別是實時市場和滾動調(diào)頻)的報價策略和提升企業(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)電集團分類方法也存在一些差異,現(xiàn)以大唐集團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 理論計算模型

根據(jù)燃煤機組生產(chǎn)工藝特點，結(jié)合電廠財務(wù)成本分析，將機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、其他變動成本及固定成本，從而構(gòu)建了燃煤機組度電成本理論計算模型。

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為入爐煤單價;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可通過手工方式錄入，也可從電廠燃料管理等系統(tǒng)實時采集，若存在燃油消耗，其計算方法與入爐煤一樣;因此，度電燃料成本計算的關(guān)鍵在于準確獲取機組的單位能耗。

為了實時監(jiān)測機組的能耗水平和減少人工錄入數(shù)據(jù)的工作量，采用反平衡法計算機組的供電煤耗[11-12]，即

(2)

式中：q為汽機熱耗率；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組實發(fā)功率的比值，即為廠用電率。汽輪機熱耗的計算一般以凝結(jié)水流量為基準，將汽輪機本體、回熱系統(tǒng)、凝結(jié)水系統(tǒng)及其他關(guān)聯(lián)輔助設(shè)備和系統(tǒng)看作一個整體，通過輸入輸出能量平衡計算汽輪機消耗的熱量，即

(3)

式中：Qr為熱耗量；P為機組實發(fā)功率。

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

ηgl=1-q2-q3-q4-q5-q6.

(4)

式中:q2為排煙熱損失率；q3為可燃氣體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-石膏濕法脫硫為例，脫硫劑耗用成本[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；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；ξ2為考慮氨氮比及液氨或尿素純度的修正系數(shù)。

2.3 其他變動成本

其他變動成本包含特許經(jīng)營費、外購電費用、電量交易手續(xù)費、水費、材料費、環(huán)保稅、稅金及附加。環(huán)保稅可以通過排放參數(shù)進行實時計算，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?shù)丨h(huán)保稅稅率。

除環(huán)保稅之外的其他項均為手工錄入數(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、單位電量外購電費用、單位電量交易手續(xù)費、單位電量水費、單位電量材料費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)算分攤到單位電量固定成本中，即

(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

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

3.1 數(shù)據(jù)準確性甄別

電廠設(shè)備檢測工作一般在高溫、振動或腐蝕等惡劣環(huán)境之下持續(xù)進行，測點數(shù)據(jù)容易出現(xiàn)偏差甚至失真。為了避免測點數(shù)據(jù)偏差帶入隨機誤差，必須對燃料成本及能耗關(guān)聯(lián)的測點數(shù)據(jù)進行數(shù)據(jù)準確性判定，檢測流程如圖1所示。

圖1 測點數(shù)據(jù)檢測流程圖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)備對能耗的影響且盡量還原現(xiàn)場試驗環(huán)境，可參照最新的電站鍋爐和汽輪機的性能試驗規(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)測點數(shù)值的變化范圍或變化幅度是否超過設(shè)定值，給出當前工況的狀態(tài)[19]。根據(jù)煤耗在線監(jiān)測系統(tǒng)的實際運用經(jīng)驗，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)用實例與分析

4.1 度電成本特性曲線

為了驗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)，從燃料入廠驗收監(jiān)管系統(tǒng)、數(shù)字化煤場、數(shù)字化標準化驗室建設(shè)項目(簡稱燃料“三大項目”)采集煤質(zhì)、煤量及煤價數(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個多月的穩(wěn)定運行，得到了經(jīng)過篩選和重算的100多個樣本數(shù)據(jù)。近3個月穩(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個月的負荷成本樣本數(shù)據(jù)集Fig.2 Sample data set of load cost for a power plant in recent three months

通過二次三項式擬合，得到某600 MW機組負荷成本特性曲線如圖3所示。

圖3 某600 MW機組負荷成本特性曲線Fig.3 Load cost characteristic curves of a 600 MW unit

該600 MW機組特性方程為

(10)

式中C為度電成本。

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

表3 某600 MW機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機組各典型工況下的度電成本，見表4。

表4 某1 000 MW機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個機組成本特性曲線的計算結(jié)果與相應(yīng)機組某2個月對應(yīng)的財務(wù)核算成本報表數(shù)據(jù)進行對比，結(jié)果見表5。

表5 機組成本特性曲線計算結(jié)果與財務(wù)核算成本數(shù)據(jù)對比Tab.5 Comparison between calculation results of unit cost characteristic curve and financial accounting cost data

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

隨著時間的推移，煤價、煤質(zhì)、單位電量固定成本等均發(fā)生動態(tài)變化，機組的運行特性也將發(fā)生細微變化，從而引起樣本數(shù)據(jù)集的變化；為此，對新的樣本數(shù)據(jù)集進行多項式擬合，實現(xiàn)機組度電成本特性的動態(tài)更新,根據(jù)實時負荷查詢機組特性曲線，實時測算度電成本。

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間，將總成本對電量進行求導(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，可得到某600 MW機組各典型工況下的邊際成本,見表6。

表6 某600 MW機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機組各典型工況下的邊際成本,見表7。

表7 某1 000 MW機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：在機組穩(wěn)燃負荷至滿負荷區(qū)間之內(nèi)，機組的邊際成本隨負荷的變化趨勢是先降低再升高，這是由于在穩(wěn)燃負荷之后，隨著負荷的增加，機組效率提升，從而使邊際成本逐漸降低；待達到機組的技術(shù)經(jīng)濟和運營效率的最高點，邊際成本由逐漸降低轉(zhuǎn)變?yōu)橹饾u升高，轉(zhuǎn)折點的位置取決于機組技術(shù)經(jīng)濟效率及運營管理水平等因素。

5 結(jié)束語

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