CN112510709B - 火电机组调峰成本及边际贡献计算系统与方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种火电机组调峰成本及边际贡献计算系统与方法，其中，计算系统包括内部数据采集模块、外部数据采集模块、调峰成本计算模块、调峰收益计算模块、调峰边际贡献计算模块和显示输出模块，分别采集火电机组调峰期间的机组内部数据和机组外部数据，分别计算火电机组调峰期间平均度电成本和火电机组调峰期间收益，计算火电机组调峰期间边际贡献。本发明针对目前在深度调峰规则下，火电企业参与调峰辅助服务市场，可获得调峰电量和调峰服务补偿费用，但调峰收益能否抵消调峰过程的调峰成本，是一个难题，由此开展深度调峰下的边际贡献分析，厘清机组调峰状态下的成本以及度电边际贡献，为企业调峰报价提供指导性意见。

Description

火电机组调峰成本及边际贡献计算系统与方法

技术领域

本发明涉及火电发电领域，更具体地，涉及一种火电机组调峰成本及边际贡献计算系统与方法。

背景技术

为促进清洁能源消纳，进一步检验市场规则的有效性、合理性以及技术支持系统的稳定性和实用性，电力调峰辅助服务市场模拟运行正式启动。燃煤机组深度调峰情况下，机组负荷率一般低至30％～40％，甚至20％，极端情况下需投油稳燃。低负荷运行，机组煤耗将显著增加，并提高机组相关设备以及主要部件的折旧率，并提高跳机风。深度调峰情况下，机组频繁在较低负荷率下波动运行，炉膛整体温度水平下降，汽耗、厂用电率增加，锅炉效率降低，供电煤耗显著升高。另外，燃煤机组频繁参与深度调峰过程，相关主辅机、阀门附件等设备折旧速率增加，同时将深度调峰带来的跳机等风险计入经济损失，燃煤机组长期处于调峰状态将会对其设备损耗带来较大的负担，电厂将为此付出较高运维费用以保证运行稳定性及安全性。另外一方面，深度调峰过程中，由于机组负荷过低，不得不才有投油稳燃方式以保证机组安全运行，由此造成的燃油费用也是一笔不小的开销。但根据电力市场规则，机组参与调峰将获得调峰补贴，由此需对具体调峰状况进行分析，厘清机组调峰的经济性。

机组深度调峰工况下，其供电煤耗升高，单位度电成本升高，另外由于负荷率低，发电量减少，发电利润降低；但另外一方面，机组调峰将会带来额外的调峰补贴，深度调峰运行过程中机组所发的电量将在机组正常运行过程中进行补偿，此部分电量也会产生利润，但调峰收益能否抵消调峰过程带来的机组设备损耗费用和运行成本带来额外收益，是火电企业参与调峰与否的亟需问题。由此本发明专利对燃煤机组的调峰过程进行盈亏分析，以期获得不同调峰负荷下的机组获利情况，由此判别机组是否应该进行调峰。

发明内容

本发明实施例提供一种克服上述问题或者至少部分地解决上述问题的一种火电发电机组调峰成本及边际贡献计算系统与方法。

根据本发明实施例的第一方面，提供了一种火电机组调峰成本及边际贡献计算系统，包括内部数据采集模块、外部数据采集模块、调峰成本计算模块、调峰收益计算模块、调峰边际贡献计算模块和显示输出模块；

所述内部数据采集模块，用于采集火电机组调峰期间的机组内部数据；

所述外部数据采集模块，用于采集火电机组调峰期间的机组外部数据；

所述调峰成本计算模块，用于根据火电机组调峰期间的机组内部数据和机组外部数据，计算火电机组调峰期间平均度电成本；

所述调峰收益计算模块，用于根据火电机组调峰期间的机组内部数据和机组外部数据，计算火电机组调峰期间收益；

所述调峰边际贡献计算模块，用于根据火电机组调峰期间平均度电成本和火电机组调峰期间收益，计算火电机组调峰边际贡献。

在上述技术方案的基础上，本发明实施例还可以作出如下改进。

可选的，所述机组内部数据包括火电机组调峰期间的机组装机容量、机组负荷、机组平均负荷率、调峰时长，机组负荷与煤耗关系、机组负荷与油耗关系、调峰折旧维护成本、燃煤采购价格，燃油采购价格和各机组各负荷段调峰报价。

可选的，所述机组外部数据包括电力市场调峰信息数据，具体包括各等级机组的分摊系数、补偿标准、市场整体负荷率和度电电价数据。

可选的，所述火电机组调峰期间平均度电成本为机组参与调峰所产生的燃煤度电成本、燃油度电成本、机组调峰折旧度电维护成本以及调峰度电分摊成本的总和，其中，调峰度电分摊成本为机组在电力市场总调峰补偿费用中的分摊费用。

可选的，所述总调峰补偿费用为单位统计周期内各类机组补偿费用之和，所述调峰度电分摊成本为机组在调峰交易时段运行的机组分摊费用，其中，机组类型包括煤电、核电、水电、气电、风电、光伏和生物质发电机组。

可选的，所述火电机组调峰期间收益为机组参与调峰所获取的调峰补偿费用、电量电费收入以及有偿调峰电量所产生的电量收益之和。

可选的，所述调峰补偿费用为机组参与调峰后电力市场所补偿给该机组的调峰费用，所述电量电费收入为调峰期间机组供电量与电价的乘积，所述有偿调峰电量是指发生调峰的单位统计周期内，煤电、核电机组在调峰分档区间内平均负荷率低于有偿调峰基准而形成的未发积分电量，所述有偿调峰电量所产生的电量收益为所述有偿调峰电量在非调峰阶段，机组正常运行所补偿后产生的电量收益。

可选的，所述火电机组调峰边际贡献为所述火电机组调峰期间收益与火电机组调峰期间平均度电成本之差。

根据本发明实施例的第二方面，提供了一种火电机组调峰成本及边际贡献计算方法，包括：

分别采集火电机组调峰期间的机组内部数据和机组外部数据；

根据所述机组内部数据和所述机组外部数据，分别计算火电机组调峰期间平均度电成本和火电机组调峰期间收益；

根据火电机组调峰期间平均度电成本和火电机组调峰期间收益，计算火电机组调峰期间边际贡献。

本发明实施例提供的一种火电机组调峰成本及边际贡献计算系统与方法，分别采集火电机组调峰期间的机组内部数据和机组外部数据，分别计算火电机组调峰期间平均度电成本和火电机组调峰期间收益，计算火电机组调峰期间边际贡献。针对目前在深度调峰规则下，火电企业参与调峰辅助服务市场，可获得调峰电量和调峰服务补偿费用，但调峰收益能否抵消调峰过程的调峰成本，是一个难题，由此开展深度调峰下的边际贡献分析，厘清机组调峰状态下的成本以及度电边际贡献，为企业调峰报价提供指导性意见。

附图说明

图1为本发明实施例提供的一种火电机组调峰成本及边际贡献计算系统结构示意图；

图2为本发明实施例提供的一种火电机组调峰成本及边际贡献计算方法流程图。

具体实施方式

下面结合附图和实施例，对本发明的具体实施方式作进一步详细描述。以下实施例用于说明本发明，但不用来限制本发明的范围。

图1为本发明实施例提供的一种火电机组调峰成本及边际贡献计算系统结构示意图，计算系统包括内部数据采集模块、外部数据采集模块、调峰成本计算模块、调峰收益计算模块、调峰边际贡献计算模块和显示输出模块。

其中，内部数据采集模块，用于采集火电机组调峰期间的机组内部数据；外部数据采集模块，用于采集火电机组调峰期间的机组外部数据；调峰成本计算模块，用于根据火电机组调峰期间的机组内部数据和机组外部数据，计算火电机组调峰期间平均度电成本；调峰收益计算模块，用于根据火电机组调峰期间的机组内部数据和机组外部数据，计算火电机组调峰期间收益；调峰边际贡献计算模块，用于根据火电机组调峰期间平均度电成本和火电机组调峰期间收益，计算火电机组调峰边际贡献。

可以理解的是，基于背景技术中的需求，本发明实施例提出了一种能够计算火电机组调峰期间的边际贡献的方法，首先，在火电机组调峰期间，分别采集火电机组的内部数据和外部数据，根据火电机组的内部数据和外部数据，分别计算火电机组调峰期间的平均度电成本和调峰期间收益。根据火电机组调峰期间的平均度电成本和调峰收益，计算火电机组调峰边际贡献，并将计算的火电机组调峰期间的平均度电成本和调峰收益以及调峰边际贡献进行显示。

本发明实施例分别采集火电机组调峰期间的机组内部数据和机组外部数据，分别计算火电机组调峰期间平均度电成本和火电机组调峰期间收益，计算火电机组调峰期间边际贡献。针对目前在深度调峰规则下，火电企业参与调峰辅助服务市场，可获得调峰电量和调峰服务补偿费用，但调峰收益能否抵消调峰过程的调峰成本，是一个难题，由此开展深度调峰下的边际贡献分析，厘清机组调峰状态下的成本以及度电边际贡献，为企业调峰报价提供指导性意见。

在一种可能的实施例方式中，机组内部数据包含调峰期间机组装机容量(MW)(包括燃煤机组装机容量以及核电机组装机容量)、机组负荷(MW)、机组平均负荷率(％)、调峰时长(h)，机组负荷(MW)与煤耗关系(g/kWh)、机组负荷(MW)与油耗关系(t/MWh)、调峰折旧维护成本(元/MWh)、燃煤采购价格(元/吨)，燃油采购价格(元/吨)、各机组各负荷段调峰报价(元/MWh)。

本发明实施例中，平均负荷率是指煤电、核电机组在交易统计周期内单位时刻负荷率的平均值，平均负荷率小于有偿调峰基准时获得辅助服务补偿。其中，平均负荷率＝统计周期内的单位时刻发电功率之和/(时刻数量×机组容量)×100％。比如，调峰基准如下表1：

表1

类型	有偿调峰基准
		煤电	负荷率50％
核电	负荷率75％

本发明实施例中，机组负荷与煤耗的关系、机组负荷与油耗以及机组负荷与维护成本的关系见下表2所示：

表2

负荷	度电供电煤耗率	度电油耗率	度电维护成本
				MW	g/kWh	g/kWh	元/kWh
122.5	362.6	0	0
				140	356.1	0	0
157.5	350.1	0	0
				175	344.6	0	0
210	335.3	0	0
				245	328.3	0	0
280	323.4	0	0
				315	320.7	0	0
350	320.3	0	0

在一种可能的实施例方式中，机组外部数据包含电力市场调峰信息数据，如各等级机组的分摊系数、补偿标准(元/kWh)、市场整体负荷率(％)等；度电电价数据(元/kWh)。

可以理解的是，本本发明实施例中，深度调峰交易中的煤电、核电机组以机组各档负荷率作为一个报价区间，燃煤发电企业和核电企业在规定各档内分别报价，具体分档及报价上下限见表3和表4。

表3

表4

核电机组分档	负荷率调节区间	调峰报价范围(元/MWh)
			第一档	50％≤负荷率＜75％	0-80
第二档	负荷率＜50％	80-200

本实施例中，调峰对象为海南某350MW燃煤机组，其供电标煤价为A(元/吨)，电费为E(元/千瓦时)，调峰发电容量占比为α(调峰机组容量该机组装机容量占比，％)，燃煤机组装机为C_机组(C_机组＝350MW)，市场总装机C_总，其中燃煤机组装机C_燃煤、核电机组装机C_核电。机组正常运行时负荷率β₀下的供电煤耗为b₀，厂用电率η₀；机组深度调峰下，负荷率β_调峰下的供电煤耗为b_调峰，厂用电率η_调峰。其中β_调峰∈(β’_min,β’_max)，β₀∈(β’_max,β_max)，β’_min和β’_max分别为有偿调峰机组下限负荷和上限负荷，对于本350MW机组，分别为35％和50％；β_max为机组最高负荷率100％。

在一种可能的实施例方式中，所述火电机组调峰期间平均度电成本为机组参与调峰所产生的燃煤度电成本、燃油度电成本、机组调峰折旧度电维护成本以及调峰度电分摊成本的总和，其中，调峰度电分摊成本为机组在电力市场总调峰补偿费用中的分摊费用。

其中，总调峰补偿费用为单位统计周期内各类机组补偿费用之和，所述调峰度电分摊成本为机组在调峰交易时段运行的机组分摊费用，其中，机组类型包括煤电、核电、水电、气电、风电、光伏和生物质发电机组。

可以理解的是，本实施例中，煤电、核电档内市场出清价格是指交易时段内煤电、核电各档实际调用到的最后一台调峰机组的报价。深度调峰补偿费用为单位统计周期内各类机组补偿费用之和，计算方式为：

深度调峰补偿费用＝K×[∑(煤电第i档有偿调峰电量×第i档出清价格)+∑(核电第j档有偿调峰电量×第j档出清价格)]，其中i＝1,2,3,4；j＝1,2。本实施例中，调节系数K取值范围0-2。目前在市场初期K暂取1。

本发明实施例中，深度调峰补偿费用由调峰交易时段运行的煤电、核电、水电、气电、风电、光伏和生物质发电机组分摊。当燃煤机组负荷率≤50％时，为调峰方式，机组分摊费用＝[各机组实际积分发电量/全部分摊机组(电厂)实际积分电量之和]×全部补偿费用。调峰支出＝调峰分摊+供电成本。以单位时间(1小时)调峰运行为例，单位时间发电量为β_调峰×C×1h，供电量＝发电量×(1-厂用电率)，调峰度电油耗成本为b_投油，度电维护成本为b_维护，则有机组供电成本B_调峰成本为：

B_调峰成本＝A×(b_调峰+b_投油+b_维护)×(β_调峰×C×1h)×(1-η_调峰)。

本实施例中，燃煤机组不同负荷段调峰报价ψ_i(核电为ψ_i ^核电)，不考虑火电35％负荷以下，核电50％负荷以下情况，全部补偿费用B_{全部补偿费用}见下表5：

表5

调峰分摊费用B_分摊费用为：

B_分摊费用＝(α×C_机组×1h)/(C_燃煤+C_核电)×B_{全部补偿费用}；

则可得到：调峰支出＝调峰分摊费用B_分摊费用+供电成本B_调峰成本。

在一种可能的实施例方式中，机组调峰期间的收益包括机组参与调峰所获取的调峰补偿费用、电量电费收入以及有偿调峰电量所产生的电量收益之和。

其中，调峰补偿费用为机组参与调峰后电力市场所补偿给该机组的调峰费用；所述电量电费收入为调峰期间机组供电量与电价的乘积；所述有偿调峰电量是指发生调峰的单位统计周期内，煤电、核电机组在调峰分档区间内平均负荷率低于有偿调峰基准而形成的未发积分电量；有偿调峰电量所产生的电量收益为该有偿调峰电量在机组正常运行(非调峰阶段)所补偿后产生的电量收益。

机组调峰期间不考虑电量补偿的收益计算方法：调峰收入＝电费收入+调峰补偿，其中深度调峰过程单位时间电费收入为：

I_{调峰电费收入}＝E×(β_调峰×C×1h)×(1-η_调峰)；

该燃煤机组调在调峰负荷率β_调峰时，调峰补偿费用B_{调峰补偿费用}见下表6：

表6

根据表6可得到，不考虑调峰电量补偿的调峰收入＝电费收入I_调峰+调峰补偿B_{调峰补偿费用}。

本发明实施例中，有偿调峰电量是指发生调峰的单位统计周期内，煤电、核电机组在调峰分档区间内平均负荷率低于有偿调峰基准而形成的未发积分电量。即：

有偿调峰电量＝调峰时长×(有偿调峰基准-调峰平均负荷率)×机组容量。

燃煤电厂调峰基准为50％负荷率，有偿调峰电量在电力市场无需调峰运行时，对机组进行电量补偿，此部分会对电厂带来电费收益。

根据前述，调峰补偿电量C_补偿电量为：

C_补偿电量＝(β_max-β_调峰)×C×1h＝(50％-β_调峰)×350MW×1h。

机组正常运行(未调峰)情况下，机组度电供电成本B₀为：

B₀＝A×b₀；

机组正常运行过程单位时间度电电费收入为：

I₀＝E。

则补偿电量的收益为“(电费-供电成本)×调峰补偿电量”，即调峰有偿电量收益：

B_{有偿电量收益}＝(I₀-B₀)×C_补偿电量＝(E-A×b₀)×[(β_max-β_调峰)×C×1h]。

由于调峰补偿电量时，并未知机组负荷率情况，只能确定在调峰基准负荷之上，则此时机组运行煤耗b₀介于正常运行最小煤耗b_min以及最大煤耗b_max之间(但可确定b_max<b_调峰)，有b_min<b₀≤b_max≤b_调峰，则有偿电量收益为一个范围值，即：

(E-A×b_max)×[(50％-β_调峰)×C×1h]≤B_{有偿电量收益}≤(E-A×b_min)×[(50％-β_调峰)×C×1h]；

所以考虑有偿调峰补偿电量后的调峰收益为：

考虑电量补偿的调峰收益＝(I_{调峰电费收入}+B_{调峰补偿费用})+B_{有偿电量收益}。

在一种可能的实施例方式中，火电机组调峰边际贡献为所述火电机组调峰期间收益与火电机组调峰期间平均度电成本之差。

可以理解的是，根据上述调峰收益以及调峰成本计算，则可得到调峰边际贡献：

I_{调峰边际贡献}＝(I_{调峰电费收入}+B_{调峰补偿费用})-(B_分摊费用+B_调峰成本)+B_{有偿电量收益}

本实施例中，由于只有火电以及核电参与有偿调峰过程，并且火电以及核电的装机占总装机占比较低，全网低负荷运行时，基本所有的火电及核电均需要调峰运行，只有调峰深度的区别。另外，目前火电调峰一般不会低于35％负荷，核电调峰不低于50％负荷，则该段调峰负荷不做考虑。由于各机组各单位报价以及各机组调峰负荷无法提前完全获知，由此作出以下假设：

调峰过程中，火电及核电均参与报价，且所有档位以最高价出清；火电最低调峰负荷率均为35％，核电调峰最低负荷率均为50％。调峰运行时，省内全网火电调峰负荷率默认相同，核电调峰负荷率为50％。调峰运行时，所有机组(火电及核电)所有档位以最高价出清。

本实施例中，通过电力市场以及煤炭市场调研，2020年10月电价E＝0.398元/(kW·h)，标煤价格A＝675元/吨，市场火电总装机容量C_燃煤＝2760MW，核电装机C_核电＝1300MW，研究对象机组容量C_机组＝350MW，在35％的调峰负荷率下，不考虑机组调峰折旧成本(b_维护＝0元/kWh)以及投油成本(b_投油＝0元/kWh)。火电各档位出清价分别为：ψ₁＝50、ψ₂＝80、ψ₃＝120、ψ₄＝200；核电出清价ψ₁ ^核电＝80、ψ₂ ^核电＝120，单位：元/兆瓦时。调峰过程以及机组正常运行，该350MW机组综合厂用电率均为5.3％，即η_调峰＝η₀＝5.3％。

本实施例1：以火电机组调峰负荷35％(机组负荷为122.5MW)为例计算，如下。

1)总成本：

B_调峰成本＝675×(362.6+0+0)×(35％×350)×(1-0.053)＝28606元/h；2)度电成本：

度电成本＝总成本/供电量＝28606/[122.5×(1-0.053)]＝246.6元/MWh；3)调峰电费收入：

I_{调峰电费收入}＝E×(β_调峰×C×1h)×(1-η_调峰)＝0.398×(35％×350)×10⁶×(1-0.053)＝46171.0元/h；4)总补偿费用：

B_{全部补偿费用}＝C_燃煤×[(50％-45％)×ψ₁+(45％-40％)×ψ_25％+(40％-35％)×ψ₃]+C_核电×(75％-50％)×ψ₁ ^核电

＝2760×(5％×50+5％×80+5％×120)+1300×25％×80＝60500元/h

5)分摊费用：

B_分摊费用＝(α×C_机组×1h)/(C_燃煤+C_核电)×B_{全部补偿费用}

＝36％×350×60500/(2760+1300)＝1878元/h；

6)补偿费用：

B_{调峰补偿费用}＝C_机组×[(50％-45％)×ψ₁+(45％-40％)×ψ₂+(40％-β_调峰)×ψ₃]＝350×(5％×50+5％×80+5％×120)＝4375元/h

7)调峰有偿补偿电量：

C_补偿电量＝(β_max-β_调峰)×C×1h＝(50％-35％)×350MW×1h＝52.5MWh；

8)不含调峰补偿的边际贡献I_{调峰边际贡献}：

I_{调峰边际贡献}’＝(I_{调峰电费收入}+B_{调峰补偿费用})-(B_分摊费用+B_调峰成本)＝(46171+4375)-(28606+1878)＝20062元/h；

9)有偿电量收益范围：

8593元/h＝(398-234.3)×52.5≤B_{有偿电量收益}(398-217.8)×52.5＝9460元/h则计入调峰电量补偿后总的边际贡献范围：

20062+8593＝28655元/h≤I_{调峰边际贡献}≤20062+9460＝29522元/h。

实施例2：该机组不同负荷下每小时调峰所产生的电量补偿边际贡献，即每小时“调峰盈利”情况，如下表7和表8所示，表7为不同调峰负荷以及正常负荷下的度电贡献，表8为不同调峰负荷下的调峰补偿及电量补偿边际贡献范围。

表7

负荷	有偿调峰负荷	度电供电煤耗率	折旧维修成本	总成本	度电成本	电费收入	度电贡献
								MW	MW	g/KWH	元/MWH	元/h	元/MWh	元/h	元/MWh
122.5	52.5	362.6	0	28606.8	246.6	46171.0	151.4
								140	35	356.1	0	32101.6	242.1	52766.8	155.9
157.5	17.5	350.1	0	35504.3	238.0	59362.7	160.0
								175	0	344.6	0	38833.7	234.3	65958.6	163.7
210		335.3	0	45346.6	228.0	79150.3	170.0
								245		328.3	0	51789.5	223.2	92342.0	174.8
280		323.4	0	58311.4	219.9	105533.7	178.1
								315		320.7	0	65061.5	218.1	118725.4	179.9
350		320.3	0	72188.7	217.8	131917.1	180.2

表8

参见图2，提供了本发明实施例的一种火电机组调峰成本及边际贡献计算方法，包括：201、分别采集火电机组调峰期间的机组内部数据和机组外部数据；202、根据机组内部数据和机组外部数据，分别计算火电机组调峰期间平均度电成本和火电机组调峰期间收益；203、根据火电机组调峰期间平均度电成本和火电机组调峰期间收益，计算火电机组调峰期间边际贡献。

可以理解的是，本发明实施例提供的火电机组调峰成本及边际贡献计算方法主要包括以下步骤：

步骤1：采集机组内部数据，包括调峰期间机组装机容量(MW)(包括燃煤机组装机容量以及核电机组装机容量)、机组负荷(MW)、机组平均负荷率(％)、调峰时长(h)，机组负荷(MW)与煤耗关系(g/KWh)、机组负荷(MW)与油耗关系(t/MWh)、调峰折旧维护成本(元/MWh)、燃煤采购价格(元/吨)，燃油采购价格(元/吨)、各机组各负荷段调峰报价(元/MWh)等。

以及采集机组外部数据，包括包含电力市场调峰信息数据，如各等级机组的分摊系数、补偿标准(元/kWh)、市场整体负荷率(％)等；度电电价数据(元/kWh)。

步骤2：计算机组调峰期间平均度电成本(调峰度电支出)，包括机组参与调峰所产生的燃煤度电成本、燃油度电成本、机组调峰折旧度电维护成本以及调峰度电分摊成本的总和。即：

度电成本＝调峰度电分摊+度电供电成本+燃油度电成本+机组调峰折旧度电维护成本。

其中调峰燃煤度电成本为供电煤耗与煤价的乘积；燃油度电成本为燃油供电油耗与油价的乘积；机组调峰折旧度电维护成本为历史统计数据，直接输入；调峰分摊成本为该机组在整个电力市场调峰分摊费用，根据机组所在区域的调峰补偿及分摊规则进行计算。

步骤3：计算机组调峰期间的收益(即调峰收入)，包括机组参与调峰所获取的调峰补偿费用、电量电费收入以及有偿调峰电量所产生的电量收益之和。即：

调峰收入＝电费收入+调峰补偿费用+电量补偿收益；

其中调峰补偿费用为机组参与调峰后电力市场所补偿给该机组的调峰费用，根据机组所在区域的调峰补偿规则进行计算；所述电量电费收入为调峰期间机组供电量与电价的乘积；有偿调峰电量是指发生调峰的单位统计周期内，煤电、核电机组在调峰分档区间内平均负荷率低于有偿调峰基准而形成的未发积分电量；有偿调峰电量所产生的电量收益为该有偿调峰电量在机组正常运行(非调峰阶段)所补偿后产生的电量收益，为有偿补偿电量与度电边际贡献的乘积，且度电边际贡献为度电电价与度电成本之差。

步骤4：计算机组调峰边际贡献。调峰贡献为调峰收益与调峰成本之差，根据步骤2及步骤3所得的结果进行计算获得，由此得到机组在不同调峰负荷段、不同调峰报价情况下的调峰边际贡献，依据此结果衡量机组调峰是否具有收益以及收益情况。

本发明实施例提供的火电机组调峰边际成本和边际贡献计算系统及计算方法，分别计算火电机组调峰期间平均度电成本和火电机组调峰期间收益，计算火电机组调峰期间边际贡献。针对目前在深度调峰规则下，火电企业参与调峰辅助服务市场，可获得调峰电量和调峰服务补偿费用，但调峰收益能否抵消调峰过程的调峰成本，是一个难题，由此开展深度调峰下的边际贡献分析，厘清机组调峰状态下的成本以及度电边际贡献，为企业调峰报价提供指导性意见。

尽管已描述了本申请的优选实施例，但本领域内的技术人员一旦得知了基本创造概念，则可对这些实施例作出另外的变更和修改。所以，所附权利要求意欲解释为包括优选实施例以及落入本申请范围的所有变更和修改。

显然，本领域的技术人员可以对本申请进行各种改动和变型而不脱离本申请的精神和范围。这样，倘若本申请的这些修改和变型属于本申请权利要求及其等同技术的范围之内，则本申请也意图包括这些改动和变型在内。

Claims (7)

1.一种火电机组调峰成本及边际贡献计算系统，其特征在于，包括内部数据采集模块、外部数据采集模块、调峰成本计算模块、调峰收益计算模块、调峰边际贡献计算模块和显示输出模块；

所述内部数据采集模块，用于采集火电机组调峰期间的机组内部数据；

所述外部数据采集模块，用于采集火电机组调峰期间的机组外部数据；

所述调峰成本计算模块，用于根据火电机组调峰期间的机组内部数据和机组外部数据，计算火电机组调峰期间平均度电成本；

所述调峰收益计算模块，用于根据火电机组调峰期间的机组内部数据和机组外部数据，计算火电机组调峰期间收益；

所述调峰边际贡献计算模块，用于根据火电机组调峰期间平均度电成本和火电机组调峰期间收益，计算火电机组调峰边际贡献，由此得到机组在不同调峰负荷段、不同调峰报价情况下的调峰边际贡献，依据此结果衡量机组调峰对企业是否具有收益以及收益情况；

所述机组内部数据包括火电机组调峰期间的机组装机容量、机组负荷、机组平均负荷率、调峰时长，机组负荷与煤耗关系、机组负荷与油耗关系、调峰折旧维护成本、燃煤采购价格，燃油采购价格和各机组各负荷段调峰报价；

所述机组外部数据包括电力市场调峰信息数据，具体包括各等级机组的分摊系数、补偿标准、市场整体负荷率和度电电价数据。

2.根据权利要求1所述的计算系统，其特征在于，所述火电机组调峰期间平均度电成本为机组参与调峰所产生的燃煤度电成本、燃油度电成本、机组调峰折旧度电维护成本以及调峰度电分摊成本的总和，其中，调峰度电分摊成本为机组在电力市场总调峰补偿费用中的分摊费用。

3.根据权利要求2所述的计算系统，其特征在于，所述总调峰补偿费用为单位统计周期内各类机组补偿费用之和，所述调峰度电分摊成本为机组在调峰交易时段运行的机组分摊费用，其中，机组类型包括煤电、核电、水电、气电、风电、光伏和生物质发电机组。

4.根据权利要求1所述的计算系统，其特征在于，所述火电机组调峰期间收益为机组参与调峰所获取的调峰补偿费用、电量电费收入以及有偿调峰电量所产生的电量收益之和。

5.根据权利要求4所述的计算系统，其特征在于，所述调峰补偿费用为机组参与调峰后电力市场所补偿给该机组的调峰费用，所述电量电费收入为调峰期间机组供电量与电价的乘积，所述有偿调峰电量是指发生调峰的单位统计周期内，煤电、核电机组在调峰分档区间内平均负荷率低于有偿调峰基准而形成的未发积分电量，所述有偿调峰电量所产生的电量收益为所述有偿调峰电量在非调峰阶段，机组正常运行所补偿后产生的电量收益。

6.根据权利要求1所述的计算系统，其特征在于，火电机组调峰边际贡献为所述火电机组调峰期间收益与火电机组调峰期间平均度电成本之差。

7.一种火电机组调峰成本及边际贡献计算方法，其特征在于，包括：

分别采集火电机组调峰期间的机组内部数据和机组外部数据；

根据所述机组内部数据和所述机组外部数据，分别计算火电机组调峰期间平均度电成本和火电机组调峰期间收益；

根据火电机组调峰期间平均度电成本和火电机组调峰期间收益，计算火电机组调峰期间边际贡献，由此得到机组在不同调峰负荷段、不同调峰报价情况下的调峰边际贡献，依据此结果衡量机组调峰对企业是否具有收益以及收益情况；所述机组内部数据包括火电机组调峰期间的机组装机容量、机组负荷、机组平均负荷率、调峰时长，机组负荷与煤耗关系、机组负荷与油耗关系、调峰折旧维护成本、燃煤采购价格，燃油采购价格和各机组各负荷段调峰报价；

所述机组外部数据包括电力市场调峰信息数据，具体包括各等级机组的分摊系数、补偿标准、市场整体负荷率和度电电价数据。

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