一种适应调峰需求的机组实时成本分析系统应用

2022-11-28河北邯峰发电有限责任公司汪咏泉西安广林汇智能源科技公司耿庆庆

电力设备管理 2022年20期

河北邯峰发电有限责任公司李钢丁威汪咏泉西安广林汇智能源科技公司耿庆庆

大唐宝鸡发电公司吕建平

随着我国电网市场化不断推进，火电企业利润空间不断受到新能源增长的挤压，根据中国电力企业联合会公布的数据显示，截至2020年年底，我国煤电装机容量年利用小时数108000万kW，同比增长3.7%，同期风电和太阳能发电装机容量分别上升34.7%和24.1%。全国煤电发电量46296亿kWh，同比上升1.7%，同期风电和太阳能发电机组发电量同比上升15.1%和16.6%。但基于火电与风电发电存在重要不确定性的事实，为了保证电网供需平衡和电压稳定，火电机组“压舱石”的作用还不可动摇，大量火电机组退出电网的模式短时间内不可能出现，因此在特定不利市场环境中如何更好地生存，最大限度地适应和参与新的市场类型和形式，准确预测短期未来的机组发电成本，对火电企业市场地位提升和经济效益提升有着重要意义。

某发电公司安装两台亚临界进口型660MW机组。锅炉采用了美国福斯特惠勒能源公司生产的FW-2026/17.29-540.8型亚临界压力，一次中间再热，平衡通风，单炉膛，П型布置，固态排渣，单汽包自然循环，半露天煤粉炉。汽轮机采用德国西门子公司生产的亚临界，一次中间再热，单轴四缸四排汽凝汽式反动汽轮机，汽轮机型号：HMN，高压缸：H30-100-2中压缸：M30-63，低压缸：N30-2×10，该型机组在国内同级别机组中应用较少，工程总投资78.8亿元，实际单位投资5975元/kW，比概算批准的单位投资降低了487元/kW。1、2号机组分别于2001年3月26日和2001年9月1日先后投入商业运营。

1 成本分析系统是两个市场的需求

1.1 电量市场[1-5]

受电力市场化推动影响，同时为了有效引导电力市场由化石能源为主向可再生能源为主转换，促进电力市场资源配置，目前电量市场已经逐步脱离以计划为主的体系，因此除基础电量外的其他主要电量获取途径都是基于发电成本测算才能实现，同时所获取电量又反过来对发电成本形成较大的影响。

电网基础电量。为了保证系统稳定性和并网发电厂基础收益，电网公司根据年度负荷预测，拿出一部分电量进行现存容量分配，即所谓基础电量，同时配合给予政府批准的基础电价，作为并网火电机组的收益保障。

中长期交易电量。在当前“厂网分开，竞价上网”的思路下，给予在网上注册的重点用电客户以优先权，通过大用户谈判达成基础交易电量，电价通过磋商获得，一定时间段内有效。此部分电量电网公司仅收取过网费和一定比例的管理费用，受当前电量市场上供大于求（全国火电企业近年来年利用小时数持续下滑）影响，交易电价一般略低于基础电价。市场主体分时段申报电量、电价（不含暂不实行峰谷分时电价的用户），交易申报时段具体为“尖、峰、平、谷”多段。发电厂分时段曲线由与之成交的用户侧分时段曲线对应形成。发电企业将同一发电企业下所有机组打包参与交易，结算时按照机组上网电量比例将交易电量拆分至机组。

电力现货市场。为了实现调度运行和市场交易有机衔接，促进电力系统安全运行、市场有效运行；形成体现时间和位置特性的电能量商品价格，为市场主体提供反映市场供需和生产成本的价格信号。有利于应用市场化手段改变计划调度方式，发现电力商品价格，形成市场化的电力电量平衡机制。根据交易时间可分为日前现货市场和日内现货市场。日前现货市场是当前主要交易平台，提前一天开展交易，向交易中心申报第二天预计的发电能力和用电需求；调度部门生成比较符合实际情况的、可执行的交易计划。在充分考虑次日电网运行边界条件以及物理约束的基础上，通过集中优化，以发电费用最低为优化目标，决策次日的机组开机组合以及发电出力曲线，实现电力电量平衡、电网安全管理和资源优化配置。日内市场就是在日前市场关闭后，为市场成员提供微调发用电计划的交易平台，交易规模较小，建设初期可先不建设日内市场。

辅助调峰市场。2021年，河北电网新纳入风电项目9个、140万kW，光伏发电项目20个、401.8万kW，影响区域内新能源容量占比继续上升。火电机组深度调峰进行市场辅助服务是不可避免的趋势，也是调节能力较强的机组新的盈利增长点。

1.2 电煤市场

近年来，煤炭市场整体进入景气周期，虽然短期内有一定波动，长期来看，基本呈上扬趋势。以2021年河北省5500大卡优质动力煤价格分析，年初煤价818.75元/t，3月底略降至750.75元/t，6月末上升到978.75元/t，10月中旬上升到近十年来最高值1710元/t，其后在政策干预下，动力煤价格逐渐回落至2021年年底的822.5元/t。按河北省发展和改革委员会2022年4月发布的《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的实施意见》，其中“完善煤电价格市场化传导机制”要求，当煤炭中长期交易价格在合理区间内运行时，燃煤发电企业可在电力中长期交易中通过市场化方式充分传导燃料成本变化，即在基准价（河北南网0.3644元/kWh）基础上上下浮动20%区间内形成合理电价。根据中电联发布的2021年度全国660MW机组平均供电煤耗312.89g/kWh计算，燃煤成本分别占到发电成本的70.30%、64.64%、84.04%、146.83%、70.62%，可见燃煤成本占发电总成本的比例受煤价因素影响波动比例最高达76.53%。

2 主要成本结构及计算方式选择

火电厂主要生产成本分项包括燃料费、购入电力费、水费、材料费、工资及福利费、折旧费、管理费用、财务费用、销售费用、修理费、环保费用、其他费用。

2.1 固定成本

指与发电生产过程不直接相关费用综合，包括上述工资福利费用、土地租赁费用、折旧费用、修理费用管理费用、财务费用、销售费用以及其他费用。

一是按时间摊销的固定成本。对于工资福利费用、土地租赁费用、折旧费用、管理费用、财务费用、销售费用其他费用等只要企业存续就已经产生，不会与机组运行与否等直接相关，一般由公司财务取得年化数据，针对日发电成本分析也可以进一步按日进行分摊。如某公司两台机组总投资78.8亿元，按25年年度折旧法、残值5%计算，年折旧率为3.8%，单台机组年折旧额为1.5亿元，日折旧额为41.02万元，小时折旧额1.71万元。

二是按运行时间摊销的固定成本。主要是修理费用，因为设备的单独使用和检修费用都是随运行时间消耗，所以不论采用计划检修模式还是状态检修模式，与修理费相关性较大的还是机组运行时间。如辊式磨煤机设备厂家规定大修周期为累计运行时间3000h，大修费用140万元，但磨煤机运行时间与机组实际负荷率和安装位置有关，只能按实际运行时间进行分摊，小时分摊修理费0.0467万元。其他与主机强相关性的辅助设备则是按主机运行时间进行摊销。

2.2 变动成本

指与机组发电量直接线性相关的费用。包括燃料费、购入电力费、耗水费、环保耗材费，等等。一般情况下，机组正常运行中自带厂用电量，不产生外部购电费用，其余费用主要计算方法：

一是燃料费。燃料费包含了电厂内部用能（包括用煤耗量、燃油耗量、厂用电量）的综合值，按照DL904-2015《火力发电厂技术经济指标计算方法》，取综合供电煤耗为管控指标，其值等于发电煤耗叠加综合厂用电率损失来计算。同样，按照行业标准，可以采用正平衡计算方法和反平衡计算方法来进行燃料单耗计算。

正平衡计算。发电煤耗=消耗标煤量/发电量。发电标煤量包括入炉煤量和入炉燃油量，再折算为29307KJ/kg的标准煤量。发电量可以直接取用发电机出口功率进行计算。其优点是采集数据少，计算简单，大型火力发电机组一般采用电子皮带秤给煤设备进行实时计量，按国家计量标准计量的电子皮带秤能满足进度0.5%的称重精度，可以满足实时计量的需求。存在问题是入炉煤实时低位发热量难于获得，目前无源在线热值监测装置存在准确度和稳定性不高的问题。

其中，CC、CC分别表示燃煤、燃油成本，GC、GC分别表示燃煤、燃油耗量，PC、PO分别表示标煤单价、燃油价格。所有变量仅入炉煤低位发热量Qcar较难直接取得，基于锅炉效率在主要负荷段内变动幅度较小，可使用负荷率对应出力燃煤比与理论燃煤比修正取得，简要计算式：

其中，x表示负荷率。

反平衡计算。发电煤耗=汽轮发电机组热耗率/锅炉效率/管道效率/29307。其中，汽轮发电机组热耗率以锅炉过热器流量、过热蒸汽温度、过热蒸汽压力、给水压力、给水温度、再热汽压力、再热汽温度、高压排气压力、高压排汽温度、高压排汽流量、再热减温水流量等数据综合计算取得，其中主要难点在于过热汽流量和再热汽流量获取，实际上此位置压力损失对于机组循环效率影响较大，所以现实一般不能安装节流装置进行流量测量，其获取需要采集更多的热力系统数据进行平衡计算获取，经过各种数据反复计算得到热耗率误差比较大。

二是耗水费。发电耗水量包括原水和除盐水两部分，二者价值差距较大，一般分两部分进行计算。

其中，Chs、Ccys、Cys分别表示耗水费用、除盐水费用、原水费用；Pcys、Pys分别表示除盐水单价、原水单价，Gcys、Gys分别表示除盐水量、原水量。

除盐水量按机组补除盐水量测量值和测算价值分别在线读取和定期测算修订。原水消耗量包括工业水、消防水、生活水、水塔蒸发量和风吹损失量。其中，工业水、消防水、生活水等波动较小，正常按固定值测算。水塔蒸发量和风吹损失与机组负荷率有关。

其中，Ggys、Gshs、Gxfs、Gzfl、Gfcl分别表示工业水、消防水、生活水耗量；f（x）Gzfl+Gfcl表示用负荷率进行折算的循环水蒸发量与风吹损失量。

三是环保耗材费。当前，主要燃煤机组均已达到超净排放标准，要求烟囱排放净烟气烟尘折算浓度不高于5mg/Nm3，二氧化硫折算浓度不高于30mg/Nm3，氮氧化物折算浓度不高于50mg/Nm3。

除尘耗材费用。主要除尘模式为干式电除尘器+布袋除尘器或干式电除尘器+湿式电除尘器方案，设备费用和修理费用一般随主机修理费进行固定折算。随工作消耗的可变耗材主要是直流变耗电量、阴阳极振打装置耗电量、除尘器灰斗加热器耗电量、流化风耗电量以及输灰系统耗电量等，各种耗电量属于机组自用电项目，包含在厂高变计量范围之内，不产生直接附加耗材费用，不予计算。

脱硫耗材费用。煤粉锅炉脱硫一般以湿法石灰石脱硫为主，其他方式基本与此类似。

其中，Psf、Bf、Pf、Sar/vy、λso分别表示石粉价格、入炉煤量、发电功率、硫分烟气比、净烟气浓度等。

脱硝耗材费用。一般SCR脱硝装置均以氨气体为吸收介质，系统喷氨量有专门计量表计可直接使用。

其中，Paq、Gaq、kaq分别表示液氨（或尿素）价格、消耗量、反应系数。

3 成本预测系统基本特点

系统以云计算技术为基础进行架构规划，以微服务架构实现各功能模块化规划，实现动态成本分析系统项目的建设实施，围绕基础信息管理、系统管理、数据准备/监测、成本分析等模块，满足了电厂对动态成本分析系统平台的功能需求。

一是在线数据满足数据准确度要求。为保证信息安全，系统取数经实施管理系统获取，并在指定页面显示，应做好与信息一区数据隔离。二是填报数据应提供报表型数据录入交互接口，方便人员快速录入数据。三是设置管理分级和用户分级职能。价格敏感数据、财务管理费和人工费等数据专员应提供专用分级，浏览客户根据工作需要赋权。四是分析系统软件应该具有足够的安全性，既能迅速、准确地进行在线分析、计算，又能为运行人员和营销人员提供有效的根据和指导。五是克服非稳态数据离散问题，提升数据准确性。非稳态监测数据异常性大、一致性差、可靠性低，直接影响着建模的准确性。采用一种滑动窗口方法将电厂数据进行稳态筛选，剔除非稳态的数据，建立更加精确的预测曲线。