CN113822712A - 一种发电成本及供热成本分析方法和分析系统 - Google Patents

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CN113822712A CN202111093591.8A CN202111093591A CN113822712A CN 113822712 A CN113822712 A CN 113822712A CN 202111093591 A CN202111093591 A CN 202111093591A CN 113822712 A CN113822712 A CN 113822712A
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Abstract

本发明提供一种发电成本及供热成本分析方法和分析系统，分析方法包括以下步骤：获取机组的运行数据、特征数据和燃料数据，机组运行数据包括机组负荷、厂用电率、机组抽汽量、抽汽温度、抽汽压力以及燃料实时消耗量，特征数据包括余热锅炉的锅炉效率、管道效率，燃料数据包括燃料价格、燃料低位发热量；根据运行数据、特征数据和燃料数据计算出热电联产机组的实时供热比值；根据实时供热比值、运行数据、特征数据和燃料数据计算出机组的实时供电成本及实时供热成本；显示实时供热比值、实时供电成本及实时供热成本。本发明可以准确获取燃气机组的供电燃料成本以及供热燃料成本，为机组电量营销、竞价策略起到巨大的支撑作用。

Description

一种发电成本及供热成本分析方法和分析系统
技术领域
本发明涉及热电联产机组发电成本以及供热成本的分析技术领域，具体涉及一种发电成本及供热成本分析方法和分析系统。
背景技术
相比于常规燃煤发电，燃气发电具有单位发电量污染物排放少、运行方式灵活、能源利用效率高等特点，有利于优化能源结构、电源结构、电力运行方式，解决环境污染、气候变化等问题。但由于燃气机组实际运行中采用热电联产的方式，既存在发电运行由有供热运行，能量的来源均为燃气燃烧，因此在计算燃气电厂发电成本时，机组供热部分所消耗的燃气量会对总燃料消耗量造成影响，使得总燃料消耗量的数据不准确，从而导致燃料成本的计算不准确，并影响机组电量营销、竞价策略的策划。
发明内容
本发明的目的在于克服现有技术中的缺点与不足，提供一种发电成本及供热成本分析方法和分析系统，可以准确地获取燃气机组的供电燃料成本以及供热燃料成本，有利于用户准确地计算出燃料成本，为机组电量营销、竞价策略起到巨大的支撑作用。
本发明的一个实施例提供一种发电成本及供热成本分析方法，包括以下步骤：
获取机组的运行数据、特征数据和燃料数据，其中，所述机组运行数据包括机组负荷、厂用电率、机组抽汽量、抽汽温度、抽汽压力以及燃料实时消耗量，所述特征数据包括余热锅炉的锅炉效率、管道效率，所述燃料数据包括燃料价格、燃料低位发热量；
根据所述运行数据、特征数据和燃料数据计算出热电联产机组的实时供热比值；
根据所述实时供热比值、运行数据、特征数据和燃料数据计算出所述机组的实时供电成本及实时供热成本；
显示所述实时供热比值、实时供电成本及实时供热成本。
相对于现有技术，本发明的发电成本及供热成本分析方法，可以根据机组的运行数据、特征数据和燃料数据，准确地计算出机组的实时供电成本及实时供热成本，然后将所述实时供电成本及实时供热成本显示给用户查看，有利于用户准确地计算出燃料成本，为机组电量营销、竞价策略起到巨大的支撑作用。
进一步，所述根据所述运行数据、特征数据和燃料数据计算出热电联产机组的实时供热比值，包括以下步骤：
α＝Qgr/Qsr；
Qgr＝Dcq×Δh；
Qsr＝mrl×Qcoal×ηg×ηgd；
mrl＝Gf×Qarnet/Qcoal；
其中，α表示所述实时供热比值，Qgr表示燃气机组供热量，Qsr表示汽轮机的总热耗量， Dcq表示所述机组抽汽量，Δh表示联产供热焓差，mrl表示燃气机组入炉标煤量，Qcoal表示标煤的发热量，ηg表示所述锅炉效率，ηgd表示所述管道效率，Gf表示所述燃料实时消耗量，Qarnet表示所述燃料低位发热量。
进一步，所述实时供热成本通过以下步骤计算得到：
Crl＝Rr×Gf/Wf；
其中，Crl表示所述实时供热成本，Rr表示所述燃料价格，Gf表示所述燃料实时消耗量， Wf表示机组负荷。
进一步，所述实时供电成本通过以下步骤计算得到：
J＝Gf×(1-α)×Rr/[Wf×(1-Lcy)]；
其中，J表示所述实时供电成本，Lcy表示所述厂用电率。
本发明的一个实施例还提供一种发电成本及供热成本分析系统，包括：数据采集模块、供热比计算模块、供热成本及供电成本计算模块以及显示输出模块；
所述数据采集模块，用于获取机组的运行数据、特征数据和燃料数据，其中，所述机组运行数据包括机组负荷、厂用电率、机组抽汽量、抽汽温度、抽汽压力以及燃料实时消耗量，所述特征数据包括余热锅炉的锅炉效率、管道效率，所述燃料数据包括燃料价格、燃料低位发热量；
所述供热比计算模块，用于根据所述运行数据、特征数据和燃料数据计算出热电联产机组的实时供热比值；
所述供热成本及供电成本计算模块，用于根据所述实时供热比值、运行数据、特征数据和燃料数据计算出所述机组的实时供电成本及实时供热成本；
所述显示输出模块，用于显示所述实时供热比值、实时供电成本及实时供热成本。
相对于现有技术，本发明的发电成本及供热成本分析系统，可以根据机组的运行数据、特征数据和燃料数据，准确地计算出机组的实时供电成本及实时供热成本，然后将所述实时供电成本及实时供热成本显示给用户查看，有利于用户准确地计算出燃料成本，为机组电量营销、竞价策略起到巨大的支撑作用。
进一步，所述供热比计算模块根据所述运行数据、特征数据和燃料数据计算出热电联产机组的实时供热比值时，执行以下步骤：
α＝Qgr/Qsr；
Qgr＝Dcq×Δh；
Qsr＝mrl×Qcoal×ηg×ηgd；
mrl＝Gf×Qarnet/Qcoal；
其中，α表示所述实时供热比值，Qgr表示燃气机组供热量，Qsr表示汽轮机的总热耗量， Dcq表示所述机组抽汽量，Δh表示联产供热焓差，mrl表示燃气机组入炉标煤量，Qcoal表示标煤的发热量，ηg表示所述锅炉效率，ηgd表示所述管道效率，Gf表示所述燃料实时消耗量，Qarnet表示所述燃料低位发热量。
进一步，所述所述供热成本及供电成本计算模块计算所述实时供热成本时，包括以下步骤：
Crl＝Rr×Gf/Wf；
其中，Crl表示所述实时供热成本，Rr表示所述燃料价格，Gf表示所述燃料实时消耗量， Wf表示机组负荷。
进一步，所述所述供热成本及供电成本计算模块计算所述实时供电成本时，包括以下步骤：
J＝Gf×(1-α)×Rr/[Wf×(1-Lcy)]；
其中，J表示所述实时供电成本，Lcy表示所述厂用电率。
进一步，所述机组负荷、厂用电率、机组抽汽量、抽汽温度以及抽汽压力通过SIS系统获得，所述燃料实时消耗量通过燃料计量表获得。
进一步，所述燃料数据为天然气数据或燃煤数据，所述燃料数据通过燃料管理系统获得。
为了能更清晰的理解本发明，以下将结合附图说明阐述本发明的具体实施方式。
附图说明
图1为本发明一个实施例的发电成本及供热成本分析方法的流程图。
图2为本发明一个实施例的发电成本及供热成本分析系统的模块连接图。
1、数据采集模块；2、供热比计算模块；3、供热成本及供电成本计算模块；4、显示输出模块。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
请参阅图1，其是本发明一个实施例的发电成本及供热成本分析方法的流程图，所述发电成本及供热成本分析方法包括以下步骤：
S1：获取机组的运行数据、特征数据和燃料数据，其中，所述机组运行数据包括机组负荷、厂用电率、机组抽汽量、抽汽温度、抽汽压力以及燃料实时消耗量，所述特征数据包括余热锅炉的锅炉效率、管道效率，所述燃料数据包括燃料价格、燃料低位发热量。
其中，所述机组负荷、厂用电率、机组抽汽量、抽汽温度以及抽汽压力通过SIS系统获得，所述燃料实时消耗量通过燃料计量表获得。
以广东东莞燃机为例，其配置为2台472.52MW燃气-蒸汽联合循环热电联产机组，并建设60公里供热管网，对应的所述运行参数如表1。
表1：2021年6月17日东莞燃机#2机组运行数据表
时间 负荷 厂用电率 抽汽量 抽汽温度 抽汽压力 燃料耗量
W<sub>f</sub> L<sub>cy</sub> D<sub>cq</sub> T P G<sub>f</sub>
MW ％ t/h ℃ MPa m<sup>3</sup>/h
6.17 09：38 394.98 1.78 43.58 304.39 1.31 77842
6.17 09：39 395.12 1.78 43.68 304.46 1.31 77842
6.17 09：40 396.09 1.78 44.28 304.97 1.31 77842
6.17 09：41 394.56 1.78 44.24 304.12 1.31 77842
6.17 09：42 395.45 1.78 43.78 304.32 1.31 77842
6.17 09：43 395.22 1.78 43.95 304.45 1.31 77842
6.17 09：44 395.31 1.78 44.02 304.72 1.31 77842
6.17 09：45 395.27 1.78 43.99 304.68 1.31 77842
所述特征数据来源于机组本身的历史值，通过人工维护调用获取。其对应的所述特征数据如表2。
表2：东莞燃机的2台机组特征数据
机组 锅炉效率 管道效率
符号 η<sub>g</sub>/％ η<sub>gd</sub>/％
#1 0.93 0.99
#2 0.92 0.99
所述燃料数据针对燃气机组，燃料为天然气数据；针对燃煤机组类型，燃料为燃煤数据；所述燃料数据通过燃料管理系统获得。对应的所述燃料数据如表3。
表3：东莞燃机机组燃料数据
Figure RE-GDA0003358912170000051
S2：根据所述运行数据、特征数据和燃料数据计算出热电联产机组的实时供热比值；
其中，所述实时供热比值是指统计期内汽轮机组向外供出的热量与汽轮机组热耗量的百分比；其中统计期间汽轮机向外供出的热量，为抽汽量与抽汽热焓值的乘积；而所述抽汽焓值与所述抽汽压力和抽汽温度关联。
S3：根据所述实时供热比值、运行数据、特征数据和燃料数据计算出所述机组的实时供电成本及实时供热成本；
S4：显示所述实时供热比值、实时供电成本及实时供热成本。
相对于现有技术，本发明的发电成本及供热成本分析方法，可以根据机组的运行数据、特征数据和燃料数据，准确地计算出机组的实时供电成本及实时供热成本，然后将所述实时供电成本及实时供热成本显示给用户查看，有利于用户准确地计算出燃料成本，为机组电量营销、竞价策略起到巨大的支撑作用。
优选地，所述根据所述运行数据、特征数据和燃料数据计算出热电联产机组的实时供热比值，包括以下步骤：
α＝Qgr/Qsr；
Qgr＝Dcq×Δh；
Qsr＝mrl×Qcoal×ηg×ηgd；
mrl＝Gf×Qarnet/Qcoal；
其中，α表示所述实时供热比值，Qgr表示燃气机组供热量，Qsr表示汽轮机的总热耗量， Dcq表示所述机组抽汽量，Δh表示联产供热焓差，mrl表示燃气机组入炉标煤量，Qcoal表示标煤的发热量，ηg表示所述锅炉效率，ηgd表示所述管道效率，Gf表示所述燃料实时消耗量，Qarnet表示所述燃料低位发热量。
优选地，所述实时供热成本通过以下步骤计算得到：
Crl＝Rr×Gf/Wf；
其中，Crl表示所述实时供热成本，Rr表示所述燃料价格，Gf表示所述燃料实时消耗量， Wf表示机组负荷。
优选地，所述实时供电成本通过以下步骤计算得到：
J＝Gf×(1-α)×Rr/[Wf×(1-Lcy)]；
其中，J表示所述实时供电成本，Lcy表示所述厂用电率。
本实施例中，取2021年6月17日09时45分#2机组数据作为实例计算。汽轮机中抽汽量为Dcq＝43.99t/h，联产供热焓差为h，根据抽汽温度304.68℃以及抽汽压力1.31MPa，查询蒸汽焓值表得到h＝3053.68kJ/kg；总共热量为Qgr，汽轮机总热耗量为Qsr，燃气机组发电量为 Wf＝395.27MW，生产厂用电率为Lcy＝1.78％。燃气机组单位时间供气量为Gf＝77842Nm3/h，燃料的低位发热量为Qarnet＝35.665MJ/Nm3，标煤的发热量为Qcoal＝29308kJ/kg，燃气机组余热锅炉的锅炉效率为ηg＝0.92，管道效率为ηgd＝0.99。则：
燃气机组入炉标煤量为：mrl＝Gf×Qarnet/Qcoal＝77842×35665.5/29308/1000＝94.73(吨/h)；
汽轮机的总热耗量可由以下公式得到：
Qsr＝mrl×Qcoal×ηg×ηgd＝Gf×Qarnet×ηg×ηgd＝94.73×29308×0.92×0.99＝2528.7(GJ/h)；
燃气机组供热量为：Qgr＝Dcq×Δh＝43.99×3053.68＝134.3(GJ/h)；
燃气机组供热比：α＝Qgr/Qsr＝5.31％；
入炉标煤量与供热比的乘积为供热标煤量，供热标煤量为：mgr＝mrl×α＝5.03(t/h)；
则燃气机组发电标煤量为：mfd＝mrl-mgr＝89.7(t/h)；
且燃气机组供电标煤耗为：bg＝mfd/[Wf×(1-Lcy)]＝89.7/(395.27×(1-1.78％))＝231(g/kWh)；
其中，所述燃气机组发电标煤量和燃气机组供电标煤耗为中间过程量，可体现燃机机组的能耗情况。
所述实时发电燃料成本：Crl＝Rr×Gf/Wf＝1.94×77842/395.27＝382.05(元/MWh)；
所述实时供电度电成本分摊为：J＝Gf×(1-α)×Rr/[Wf×(1-Lcy)]＝77842×(1-5.31％)× 1.94/(395.27×(1-1.78％))＝368.32(元/MWh)；
其中，所述机组负荷、厂用电率、机组抽汽量、抽汽温度以及抽汽压力通过SIS系统获得，所述燃料实时消耗量通过燃料计量表获得；所述燃料数据为天然气数据或燃煤数据，所述燃料数据通过燃料管理系统获得；所述锅炉效率和所述管道效率根据以下方式获取：1)电厂SIS系统已有，开发接口读取；2)电厂无在线数据，根据实际情况手动输入并由第三方校核。
请参阅图2，本发明的一个实施例还提供一种发电成本及供热成本分析系统，包括：数据采集模块1、供热比计算模块2、供热成本及供电成本计算模块3以及显示输出模块4；
所述数据采集模块1，用于获取机组的运行数据、特征数据和燃料数据，其中，所述机组运行数据包括机组负荷、厂用电率、机组抽汽量、抽汽温度、抽汽压力以及燃料实时消耗量，所述特征数据包括余热锅炉的锅炉效率、管道效率，所述燃料数据包括燃料价格、燃料低位发热量；
所述供热比计算模块2，用于根据所述运行数据、特征数据和燃料数据计算出热电联产机组的实时供热比值；
所述供热成本及供电成本计算模块3，用于根据所述实时供热比值、运行数据、特征数据和燃料数据计算出所述机组的实时供电成本及实时供热成本；
所述显示输出模块4，用于显示所述实时供热比值、实时供电成本及实时供热成本。
相对于现有技术，本发明的发电成本及供热成本分析系统，可以根据机组的运行数据、特征数据和燃料数据，准确地计算出机组的实时供电成本及实时供热成本，然后将所述实时供电成本及实时供热成本显示给用户查看，有利于用户准确地计算出燃料成本，为机组电量营销、竞价策略起到巨大的支撑作用。
在一个可行的实施例中，所述供热比计算模块2根据所述运行数据、特征数据和燃料数据计算出热电联产机组的实时供热比值时，执行以下步骤：
α＝Qgr/Qsr；
Qgr＝Dcq×Δh；
Qsr＝mrl×Qcoal×ηg×ηgd；
mrl＝Gf×Qarnet/Qcoal；
其中，α表示所述实时供热比值，Qgr表示燃气机组供热量，Qsr表示汽轮机的总热耗量， Dcq表示所述机组抽汽量，Δh表示联产供热焓差，mrl表示燃气机组入炉标煤量，Qcoal表示标煤的发热量，ηg表示所述锅炉效率，ηgd表示所述管道效率。
在一个可行的实施例中，所述所述供热成本及供电成本计算模块3计算所述实时供热成本时，包括以下步骤：
Crl＝Rr×Gf/Wf；
bg＝mfd/[Wf×(1-Lcy)]；
mfd＝mrl-mgr；
mgr＝mrl×α；
其中，Crl表示所述实时供热成本，Rr表示所述燃料价格，Gf表示所述燃料实时消耗量， Wf表示机组负荷，mfd表示燃气机组发电标煤量，mgr表示供热标煤量。
在一个可行的实施例中，所述所述供热成本及供电成本计算模块3计算所述实时供电成本时，包括以下步骤：
J＝Gf×(1-α)×Rr/[Wf×(1-Lcy)]；
其中，J表示所述实时供电成本，Lcy表示所述厂用电率。
在一个可行的实施例中，所述机组负荷、厂用电率、机组抽汽量、抽汽温度以及抽汽压力通过SIS系统获得，所述燃料实时消耗量通过燃料计量表获得。
在一个可行的实施例中，所述燃料数据为天然气数据或燃煤数据，所述燃料数据通过燃料管理系统获得。
尽管已经示出和描述了本发明的实施例，对于本领域的普通技术人员而言，可以理解在不脱离本发明的原理和精神的情况下可以对这些实施例进行多种变化、修改、替换和变型，本发明的范围由所附权利要求及其等同物限定。

Claims (10)

1.一种发电成本及供热成本分析方法，其特征在于，包括以下步骤：
获取机组的运行数据、特征数据和燃料数据，其中，所述机组运行数据包括机组负荷、厂用电率、机组抽汽量、抽汽温度、抽汽压力以及燃料实时消耗量，所述特征数据包括余热锅炉的锅炉效率、管道效率，所述燃料数据包括燃料价格、燃料低位发热量；
根据所述运行数据、特征数据和燃料数据计算出热电联产机组的实时供热比值；
根据所述实时供热比值、运行数据、特征数据和燃料数据计算出所述机组的实时供电成本及实时供热成本；
显示所述实时供热比值、实时供电成本及实时供热成本。
2.根据权利要求1所述的发电成本及供热成本分析方法，其特征在于，所述根据所述运行数据、特征数据和燃料数据计算出热电联产机组的实时供热比值，包括以下步骤：
Figure DEST_PATH_IMAGE002
其中，α表示所述实时供热比值，Qgr表示燃气机组供热量，Qsr表示汽轮机的总热耗量，Dcq表示所述机组抽汽量，
Figure DEST_PATH_IMAGE004
表示联产供热焓差，mrl表示燃气机组入炉标煤量，Qcoal表示标煤的发热量，ƞg表示所述锅炉效率，ƞgd表示所述管道效率，Gf表示所述燃料实时消耗量，Qarnet表示所述燃料低位发热量。
3.根据权利要求2所述的发电成本及供热成本分析方法，其特征在于，所述实时供热成本通过以下步骤计算得到：
Crl=Rr×Gf/Wf；
其中，Crl表示所述实时供热成本，Rr表示所述燃料价格，Wf表示机组负荷。
4.根据权利要求3所述的发电成本及供热成本分析方法，其特征在于，所述实时供电成本通过以下步骤计算得到：
J=Gf×(1-α)×Rr /[Wf×(1-Lcy)]；
其中，J表示所述实时供电成本，Lcy表示所述厂用电率。
5.一种发电成本及供热成本分析系统，其特征在于，包括：数据采集模块、供热比计算模块、供热成本及供电成本计算模块以及显示输出模块；
所述数据采集模块，用于获取机组的运行数据、特征数据和燃料数据，其中，所述机组运行数据包括机组负荷、厂用电率、机组抽汽量、抽汽温度、抽汽压力以及燃料实时消耗量，所述特征数据包括余热锅炉的锅炉效率、管道效率，所述燃料数据包括燃料价格、燃料低位发热量；
所述供热比计算模块，用于根据所述运行数据、特征数据和燃料数据计算出热电联产机组的实时供热比值；
所述供热成本及供电成本计算模块，用于根据所述实时供热比值、运行数据、特征数据和燃料数据计算出所述机组的实时供电成本及实时供热成本；
所述显示输出模块，用于显示所述实时供热比值、实时供电成本及实时供热成本。
6.根据权利要求5所述的发电成本及供热成本分析系统，其特征在于，所述供热比计算模块根据所述运行数据、特征数据和燃料数据计算出热电联产机组的实时供热比值时，执行以下步骤：
Figure DEST_PATH_IMAGE006
其中，α表示所述实时供热比值，Qgr表示燃气机组供热量，Qsr表示汽轮机的总热耗量，Dcq表示所述机组抽汽量，
Figure DEST_PATH_IMAGE004A
表示联产供热焓差，mrl表示燃气机组入炉标煤量，Qcoal表示标煤的发热量，ƞg表示所述锅炉效率，ƞgd表示所述管道效率，Gf表示所述燃料实时消耗量，Qarnet表示所述燃料低位发热量。
7.根据权利要求6所述的发电成本及供热成本分析系统，其特征在于，所述所述供热成本及供电成本计算模块计算所述实时供热成本时，包括以下步骤：
Crl=Rr×Gf/Wf；
其中，Crl表示所述实时供热成本，Rr表示所述燃料价格，Gf表示所述燃料实时消耗量，Wf表示机组负荷。
8.根据权利要求7所述的发电成本及供热成本分析系统，其特征在于，所述所述供热成本及供电成本计算模块计算所述实时供电成本时，包括以下步骤：
J=Gf×(1-α)×Rr /[Wf×(1-Lcy)]；
其中，J表示所述实时供电成本，Lcy表示所述厂用电率。
9.根据权利要求5所述的发电成本及供热成本分析系统，其特征在于，所述机组负荷、厂用电率、机组抽汽量、抽汽温度以及抽汽压力通过SIS系统获得，所述燃料实时消耗量通过燃料计量表获得。
10.根据权利要求5所述的发电成本及供热成本分析系统，其特征在于，所述燃料数据为天然气数据或燃煤数据，所述燃料数据通过燃料管理系统获得。
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杨静等: "热电联产燃气机组上网供电燃料成本精细计算", 《节能》 *

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