崔鹏
大唐国际张家口发电厂，河北 张家口075000
摘要：随着我国电力现货市场开展，报价策略在电力市场中的作用直接影响电力企业机组的启动和负荷的变化，最终影响企业的利润，为实现火电厂利润最大化，需要考虑燃料成本的变化。当前煤炭市场复杂多变，煤价高位运行，火电企业通过配煤掺烧工作来降低燃料成本，但目前整体上侧重于基础层面，依据“燃料调度中心”系统优化配煤掺烧管控体系，基于电力现货报价策略，可以做到精准配煤掺烧，降低变动成本，可以更加深入的实现企业综合效益最大化，为此提出一些观点、方法和建议。这些观点和方法经实际工作验证，具有一定的指导意义。
关键词：配煤掺烧；负荷预测；电力现货；报价策略
1.电力现货市场报价方法
2020年我国已有8个省份开展了电力现货市场，依据电网线路的堵塞情况、区域结构等特点设计为集中式和分散式两种市场。本文主要针对集中式市场的报价策略进行分析。
1.1现货市场改变生产与收益的关系
非现货市场中，中长期电量市场的生产计划（发电小时数、发电量）由基数电量和中长期电量决定，固定成本和运行成本使电厂必须有一定的发电量才能保证有效益，发电设备年利用小时决定电厂的盈亏平衡。增加发电量基本可以降低平均成本，增加发电效益。
集中式现货市场中（以广东电力市场为例），电力市场由年度基于差价合约的中长期交易市场和现货市场构成，现货市场由全电量竞价的日前现货市场、全电量竞价的实时现货市场和独立运行的调频辅助服务市场构成。[1]基数电量和中长期电量不再决定发电小时数和发电量的生产计划，基数和中长期曲线进行差价结算，差价合约本质是零和交易，目的在于规避现货价格波动风险，成交价决定盈亏，成交量决定盈亏大小。由非现货市场中期长期实时电量偏差，转为全电量现货偏差结算，现货中标量决定生产计划。
1.2中长期市场交易策略
中长期合约可以规避现货市场风险，通过集中竞价、双边协商、挂牌等交易方式进行交易。[1]年度交易应基于中长期市场签约价格趋势，月度、周交易应基于现货市场价格、发电成本预测进行交易，一旦有利益就可以交易，获取最大的价差收益。但是，如果现货市场出清价格高时，仍然按照中长期合约结算，对电力企业将产生不利的影响。为此，基于中长期合约的上限值，为了实现利润最大化。当现货出清价格小于中长期合约价格，中长期合约按照上限签约；反之，中长期不签约。当现货出清价格小于发电成本，减少中标量，不中标或中标量维持最小；反之增加中标量，全力中标。但是现货中标价格无法准确的预测，因此以上策略无法准确预测，效益只能基于不准确预测基础上进行粗略测算。
1.3日前电能量市场交易策略
1.3.1为了实现效益最大化，要结合中长期和现货价格制定交易策略，利用网络约束发现影子价格，提升综合效益。
1.3.2预测变动成本和边际成本
按照电力系统经济学原理分析中的国外现货市场经验，在纯竞争、无约束环境下，发电企业按照边际成本参与现货市场交易可最终实现利润最大化，且达到整体纳什平衡。
火电企业进行单位燃料成本曲线的测算。通过燃料试验测算典型负荷下的平均煤耗和煤耗在线监控系统测算各负荷下的平均煤耗，利用最小二乘法拟合成机组的煤耗曲线[2]。
对某320MW火力发电厂5号机组进行煤耗曲线拟合，机组的运行能耗数据如表1所示。
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输出结果为p=[7.73e-06 0.29 8.33]。5号机组煤耗特性曲线方程为：F=0.0000077*x2+0.29*x+8.33，其中x为机组负荷约束范围是150≤x≤320，F为对应负荷的煤耗。按照500元/吨标煤计算，可得总燃料成本曲线（元/小时）函数：C=0.00462*x2+174*x+4998。对总燃料成本进行求一阶导数，可计算出边际成本函数（元/Mwh）：C’=0.00924*x+174。各负荷下平均成本与边际成本对应关系数据如下表：
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由表2可以看出，发电企业不能亏损发电，不同负荷下中标价格要高于对应的变动成本。负荷区间在250-280MW时，由于发电机组效率达到最大，此区间运行利润达到最高。
为了减少机组启停成本及损失电量利润该机组进行了汽轮机切缸改造，切缸后负荷区间为90-200MW，试验测的煤耗下降46.6g/kwh。在电网负荷低谷期间，减少了启停成本20-45万元/次，低谷时段250MW以下可选择在边际成本以下报价。尖峰时段250-280MW可按照平均成本报价。280-320MW负荷区间可根据机组辅机的运行状态进行价格申报。
2.配煤掺烧具体应用
张家口地区火电负荷主要送至北京，线路传输受风光可再生能源影响，其中夏季受光伏和北京气温影响较大，冬季受风电和北京极寒天气影响。随着近几年可再生能源的大力发展，制约张家口地区火电机组的负荷越来越明显，火电企业利润逐渐降低。合理配煤掺烧与电力现货市场报价的有机结合能够实现企业利润的最大化。
根据北京气温、张家口地区风力和天气情况，利用电力负荷预测的灰色预测技术进行负荷预测，按照各台机组的平均成本和边际成本曲线合理参与市场报价，进行厂内负荷的经济调度，同时根据煤场的煤质情况进行混配。
2.1掺烧基本原则
整体采用“煤场初混、分仓上煤、炉内混烧”的方案。不同热值的火车煤分区进行接卸，市场汽车煤热值相近的在同一区域进行 “煤场初混”；给1号原煤仓或1、6号原煤仓上高热值的煤，其它仓上煤场混煤，完成“分仓上煤”；根据负荷高低情况运行不同热值煤的制粉系统，直至启动全部制粉系统完成“炉内混烧”。
2.1.1.满足额定出力要求
xx发电厂机组磨煤机连续、稳定的出力为一期28t/h、二期30t/h，正常情况制粉系统最大出力为一期168t/h、二期180t/h。
2.1.2.最低稳燃入炉煤热值与负荷关系
为了保证锅炉稳定燃烧，必须设定各负荷段最低稳燃的煤质热值；为了杜绝脱硫超标，必须设定硫份的上限。满足各负荷段负荷需要的热值如下表：
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在调度模式下，为了保证机组能够满足AGC要求，发电厂在早晚高峰期间需要掺配热值17.8-21.33Mj/Kg的入炉煤，非高峰时段入炉煤热值低于17.8Mj/Kg经常出现机组限负荷，造成大量的发电计划和调峰考核。在电力现货模式下，可根据尖峰、峰、平、谷、低谷合理报价，提前做好配煤，给生产预留出掺配空间，实现利润最大化。
2.2经济效益
掺烧褐煤对锅炉效率、厂用电率影响不大，随着掺烧比例的增加，发电煤耗和供电煤耗略有增加,20%比例掺烧时，煤耗增加约1g，之后每增加 20% 的掺烧比例，煤耗增加不到1 g。[3]主要因为褐煤较易碾磨，磨煤机电耗率较低。且因其挥发分较高，较易着火，形成孔状煤粉粒后，加快燃尽，炉膛换 热效率高，排烟温度相对降低。基于电力现货报价合理分配厂内负荷，燃料成本明显降低，约降低6.8%。
3.结论
依据大唐集团“燃料调度中心”系统优化配煤掺烧管控体系，可以做到分级管控、优化配煤。通过设定各负荷段满足安全约束燃煤发热量，结合电力中长期“六签”中的分时段签约指导燃料计划调运，降低燃料变动成本，输煤系统依据负荷的短期预测技术分仓分时段上煤，实现现货市场中企业盈利最大化。
参考文献:
[1]国家发展改革委，国家能源局.关于印发《电力中长期交易规则》的通知.发改能源规〔2020〕889号.[EB/OL]. (2020-06-01).
[2]徐威，陈勇.煤耗在线性能试验在超临界600MW机组的应用[J].热力发电.2012.
[3]王群英，苏攀，张健，等.660 MW 机组锅炉掺烧褐煤对煤粉输送和运行成本的影响[J].热力发电.2015.