高比例可再生能源电力现货市场中燃煤机组启动成本计算方法研究

吕当振，陈 珣，曾 俊，伍奕涵，胡 臻,冷尔唯

(1.高效清洁发电技术湖南省重点实验室(国网湖南省电力有限公司电力科学研究院)，湖南 长沙 410007;2.湖南大学 机械与运载工程学院，湖南 长沙 410082)

在“碳中和、碳达峰”的目标指引下，可再生能源电力占比逐年攀升[1]，《“十四五”可再生能源发展规划》中指出，到2025年，我国非化石能源消费占比20%左右，预计到2030年比重将达到25%左右，其中风电和太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。然而可再生能源发电的间歇性和波动性导致传统燃煤机组的变工况(包括启停、变负荷和最低负荷运行)频率显著增加[2-4]，使得机组发电成本增加。考虑到电力现货市场改革稳步推进，科学透明的燃煤机组发电成本计算方法的建立迫在眉睫，在启停、变负荷和最低负荷运行三种主要的变工况中，机组启停带来的成本增加最为显著，需要开展针对性的研究[2,5]。

燃煤机组启动费用随机组温度状态变动，根据停机时长将机组启动工况分为三类：冷态启动、温态启动、热态启动。机组启动费用主要由燃料费用等短期启动成本与机组维修费等中长期启动成本构成，分别对应发电机从停机状态开机到并网产生的燃料费、材料费和厂用电费，以及启动过程中设备损伤造成的维修等中长期费用[6-8]。随着可再生能源占比快速增长，燃煤机组启停等变工况频率显著增加，相应的维修成本也相应增大[4]。然而，燃煤发电厂维修费是由启动和基荷运行等多工况耦合作用的结果，这导致单独对启动工况的维修费等中长期成本计算难度大。

目前启动工况的中长期成本计算方法主要包括以下几种。第一种方法[9]是在启动成本中添加一个固定的中长期成本项，但该项成本较难确定，无法有效反映启动中长期成本。第二种方法[10]采用一个固定的单次启动小时成本项，中长期成本只和启动时间相关，该方法是对启动工况中长期成本的一种简单线性化处理，但是同上一种方法一样，依然没有解决成本如何确定的难题。第三种方法[6]将中长期成本交给设备制造商确定，在制造商和发电厂所有者之间的长期服务协议中规定一个函数关系式，以发电厂的运行状态(包括启动次数和运行时间)作为自变量，总维修费作为因变量，这使得启动和基荷运行的中长期成本将由长期服务协议直接决定，而与实际损伤状况无关。第四种方法是一种基于大数据的方法[5]，英国Intertek公司依托美国国家可再生能源实验室开展的西部风光可再生能源整合研究项目(WWSIS)，通过对全球400多个电厂开展为期20多年的特征数据综合分析，获得了不同类型机组在不同运行工况下的中长期成本，其中启动工况的中长期成本主要包括启动导致的维修费和等效强迫停运率(EFOR)升高的费用，比变负荷和最低负荷的中长期成本高一个数量级，这显示了启动工况在变工况中的重要性。该项研究成果被广泛用于火电机组度电成本计算和电网优化调度中[2,11-14]，然而其计算成本属于全球范围内众多电厂的平均水平，无法实时精确反映特定区域电厂的启动成本动态变化。

如上所述，针对燃煤机组启动成本的计算，尤其是中长期成本的计算，国内外仍缺乏一个简洁有效的广适性方法，以应对高比例可再生能源的电力现货市场需求。基于此，本文在提出了一种燃煤机组启动成本计算方法，综合考虑燃料等短期启动成本与机组维修费等中长期启动成本，重点开展中长期启动成本计算研究，并结合300MW机组分别开展冷态、温态、热态三种状态下机组启动成本计算工作，用于指导电力现货市场运行机组参数申报、发电补偿、市场力检测与缓解等工作。

1 燃煤机组启动成本分析和计算方法

1.1 启动成本构成分析

启动成本可分为短期成本和中长期成本，其中短期成本主要包括燃料费、材料费和厂用电费等，而中长期成本主要由机组启动带来的关键部件损伤和等效强迫停运率(EFOR)提升产生的费用，这部分成本随着启动次数的增加呈现加速递增特性[5]。因此需要对维修费进行合理的拆分，以分配到启动成本中。

燃煤电厂不同工况对不同设备和部件的损伤机理较为复杂[15-16]，主要损伤机制包括由热应力引起的蠕变损伤和由连续运行引起的腐蚀损伤，两者同疲劳损伤发生协同耦合，共同导致维修费的产生[5,17]。蠕变疲劳损伤主要发生在启停等变工况中，而腐蚀疲劳损伤则在运行过程中普遍存在，两类损伤显著依赖于机组的运行参数(包括但不限于机组运行时间、出力、循环类型和频率等)，并对总维修费造成决定性的影响。本方法通过对机组维修费进行简洁有效的分拆并分配到启动工况中，从而获得更加科学的启动成本费用。

1.2 启动成本计算方法

(1)短期成本计算模型

短期成本即启动燃料消耗费用(Cfps)，计算方法参考主流的电力现货市场成本计算方法[8]，等于燃料消耗量(Fps)乘以对应价格，此处燃料泛指煤、油、气、电等，燃油价格参考0号柴油价格。考虑到CECI沿海指数综合价能够反应北方港平仓综合采购价格水平，标煤价格Pcw计算方法以此价格指数(PCECI，23 022 kJ)为基准，在此基础上加上沿海沿江煤炭运费(Pw)和内陆煤炭运费(Pt)获得标煤到厂价格

Cfps=Fps×Pcw

(1)

(2)

(2)中长期成本计算模型

长期成本计算模型对启动相关的维修费和EFOR升高导致的机会成本的增加进行计算。

启动维修费计算：如上所述，WWSIS项目[5]获取了全球几类火电机组的启动和基荷运行平均维修费，但考虑到不同时期和不同地区物价水平的差异，数据不能被直接用来衡量我国的火电机组维修费水平。因此，本文采用其中单次启动维修费和基荷运行维修费的比例用于总维修费的分摊。

假定单位有效利用小时内维修费(Cmph)一定，分拆步骤如下

(3)

Cmph=Cm/Heu

(4)

Cmps,i=Esi×Cmph

(5)

Cnlph=Cmph

(6)

式中Heu——折合有效利用小时数;

Hu——上一个大修周期年平均有效利用小时数;

Tsi——上一个大修周期某种启动(i取冷态、温态或热态启动)年平均次数;

Esi——单次某种启动(i)折合有效利用小时数，即将单次启动导致的损伤折合成特定有效利用小时数导致的损伤，取值则参考西部风光可再生能源整合研究项目的研究结果[5]中基荷运行和启动维修成本中位数，如表1所示。

表1 单次启动折合有效利用小时数Esi5

Cm——上一个大修周期年平均维修费;

Cmps,i——单次某种启动维修费;

Cnlph——单位小时空载维修费。需要说明的是，非变运行工况的维修费不考虑负荷变化的影响，因此在公式6中，单位有效利用小时内维修费被归入空载成本中作为单位小时空载维修费，以避免机组边际成本曲线非单调性的出现[18]。

EFOR升高导致的机会成本：WWSIS项目中规定EFOR指单次启动后下一年发电机组由于强迫停运和强迫降出力引起的可能损失电量与总的可能发电量之比，因此本文仅对启动后一年的机会成本上升进行计算，计算过程如下。

(7)

(8)

(9)

(10)

(11)

(12)

(13)

式中Fmax——机组额定出力的供电燃料消耗量;

Fmin——机组最小技术出力的供电燃料消耗量;

Gmax——机组额定容量;

Gmin——机组最小技术出力;

Fnl——空载燃料消耗量;

Hr——上一个大修周期年平均运行小时数;

XEFOR——单次启动对EFOR的促进量，取值参考文献[5]，见表2。

表2 单次启动对机组EFOR的促进量XEFOR/‰[5]

2 启动成本计算方法试算和分析

选取某300 MW燃煤发电机组进行启动成本计算，标煤价格计算模型采用CECI第213期23 022 kJ综合价，机组相关数据见表3～表5，通过计算获得该机组启动相关成本项。

表3 燃料价格计算

表4 机组设计和带负荷运行参数

表5 机组启动和维修相关参数

表6所示为机组单次启动成本，其中燃料费用、维修费用和EFOR升高导致的机会成本均遵循冷态>温态>热态的顺序，单次冷态启动总费用分别约为温态、热态的1.5倍和2倍。从图1可以明显看出，启动成本主要构成为燃料费，维修费和EFOR提升带来的机会成本等中长期成本对启动成本贡献占比达13%～15%，因此合理有效地将中长期成本引入启动成本计算是十分必要的。

表6 机组单次启动成本

图1 单次启动成本中不同组成百分比

3 结论

基于高比例可再生能源电力系统中燃煤机组启动频率显著升高的现状，本文选取燃煤机组启动成本作为研究对象，建立了电力现货市场环境下启动成本计算方法，用于评估启动成本中燃料费用等短期成本和维修费等中长期成本。本方法着重建立了中长期成本计算模型，将多工况耦合下的机组损伤导致的维修费和等效强迫停运率升高等中长期成本进行有效剥离，并分配到启动工况的中长期成本中。

成本计算结果表明，单次冷态启动总费用分别约为温态、热态的1.5倍和2倍，维修费和EFOR提升带来的机会成本等中长期成本对启动成本的贡献率达13%～15%。