发电机组的收益确定方法、装置、存储介质以及电子装置

1.本技术涉及新能源及节能技术领域，具体而言，涉及一种发电机组的收益确定方法、装置、存储介质以及电子装置。


背景技术：

2.为了减少火电机组的碳排放，同时消纳高比例可再生能源，通常需要将火电机组进行深度调峰，但是目前火电机组大多以热电联产机组为主，调峰能力不足，为响应供暖期热负荷需求，热电机组采用“以热定电”机制，发电出力与供热出力具有耦合关系，最小发电出力提高，系统调峰能力不足产生了更大的矛盾。
3.当前为了解决调峰能力不足的问题，可以将火电机组热电解耦，达到增大系统的调峰能力的效果。但是对燃气热电联产机组进行热电解耦改造需要增设储热设备，需要投入大量资金，因此需要对机组热电解耦经济性进行准确的评价，从而评估热电解耦改造是否具备可行性。
4.针对相关技术中无法准确的判断机组热电解耦改造是否具备可行性的问题，目前尚未提出有效的解决方案。


技术实现要素：

5.本技术提供一种发电机组的收益确定方法、装置、存储介质以及电子装置，以解决相关技术中无法准确的判断机组热电解耦改造是否具备可行性的问题。
6.根据本技术的一个方面，提供了一种发电机组的收益确定方法。该方法包括：确定目标发电机组的运行收益数据，并通过运行收益数据计算目标发电机组热电解耦后调峰运行的收益，其中，运行收益数据至少包括以下之一：市场收益、启停补偿收益、奖励费用收益；确定目标发电机组的运行成本数据，并通过运行成本数据计算目标发电机组热电解耦后调峰运行的成本，其中，运行成本数据至少包括以下之一：设备启停成本、排污成本、燃气成本；通过调峰运行的收益和调峰运行的成本计算目标发电机组在预设投资回报指标下的投资回报值。
7.可选地，通过调峰运行的收益和调峰运行的成本计算目标发电机组在预设投资回报指标下的投资回报值包括：通过下式计算得到目标发电机组在预设投资回报指标下的投资回报值：
[0008][0009]
其中，n
pt
为投资回报值，vf为投资目标发电机组解耦配置的投资成本，δw
in-δw
out
为目标发电机组解耦后调峰运行得到的净收益，δw
in
为目标发电机组热电解耦后调峰运行的收益，δw
out
为目标发电机组热电解耦后调峰运行的成本。
[0010]
可选地，通过运行收益数据计算目标发电机组热电解耦后调峰运行的收益包括：
通过下式计算得到目标发电机组热电解耦后调峰运行的收益：
[0011][0012]
其中，δw
in
为目标发电机组热电解耦后调峰运行的收益，m1为第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的市场收益，m2为目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的启停补偿收益，m3为所述目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的所述奖励费用收益,t为一天中目标发电机组的调峰运行时段数。
[0013]
可选地，在计算得到目标发电机组热电解耦后调峰运行的收益之前，该方法还包括：通过下式计算得到第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的市场收益：
[0014][0015]
其中，m1为第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的市场收益，为第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的第一服务收益，为第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的第二服务收益，为第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的分摊收益；通过下式计算得到目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的启停补偿收益：
[0016]
m2＝k
×
0.5pn×
s，
[0017]
其中，k为目标发电机组热电解耦后在调峰运行期间的启停次数，pn为目标发电机组热电解耦后的额定容量，s为目标发电机组热电解耦后启停一次的补偿价格；通过下式计算得到所述目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的所述奖励费用收益：
[0018]
m3＝pj·
(d1+d2)
·
dc+ω
·
(d1+d2)
·
dw，
[0019]
其中，m3为所述目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的所述奖励费用收益，d1为单位增量收益；d2为下限降低奖励结算增量收益；dc为目标发电机组热电解耦压减电量在总替代电量中的占比：dw为目标发电机组新增奖励电量在总替代量中的占比；pj为目标发电机组热电解耦压减电量，ω为目标发电机组奖励优先发电量。
[0020]
可选地，在计算得到第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的市场收益之前，该方法还包括：通过下式计算得到第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的第一服务收益：
[0021][0022]
式中，是第t时段内目标发电机组热电解耦后在第一目标地区获取的第一服务收益，是第t时段内目标发电机组热电解耦后的日前发电预计划功率，是第t时段内目标发电机组热电解耦后在第一目标地区的日前市场的中标功率，t
出清，第一目标地区日前市场
是第一目标地区日前市场出清时段，是第t时段第一目标地区的市场边际出清价格；通过下式计算得到第t
时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的第二服务收益：
[0023][0024]
其中，是第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的第二服务收益，是第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行的平均发电负荷率，是第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行的发电负荷率，pn是目标发电机组的额定容量，t
出清，第二目标地区
是第二目标地区出清时段，是第t时段第二服务的边际出清价格；通过下式计算得到第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的分摊收益：
[0025][0026]
式中，是第t时段内目标发电机组热电解耦后在第二服务中调峰运行的分摊费用，e
i,t
是第t时段内目标发电机组热电解耦前发电负荷率高于全部发电机组平均发电负荷率部分的发电量，其中，i表示发电机组的编号，是第t时段目标发电机组热电解耦后在第二服务中调峰运行的分摊总费用。
[0027]
可选地，在计算得到第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的第二服务收益之前，该方法还包括：通过下式计算得到第t时段内目标发电机组热电解耦后在第一目标地区市场中标的功率：
[0028][0029]
其中，是第t时段内目标发电机组热电解耦后在第一目标地区市场中标的功率，是第t时段内目标发电机组热电解耦后的日前发电预计划，是第t时段内目标发电机组热电解耦后在第一目标地区的日前市场中标功率，是第t时段内目标发电机组热电解耦后的日内发电计划，是第t时段内目标发电机组热电解耦后在第一目标地区的日内市场的中标功率；通过下式计算得到第t时段内目标发电机组热电解耦后在第二目标地区的发电负荷率：
[0030][0031]
其中，为第t时段内目标发电机组热电解耦后在第二目标地区的发电负荷率，p
t
为第t时段内目标发电机组热电解耦后的功率，为第t时段内目标发电机组热电解耦后在第一目标地区市场中标的功率，pn为目标发电机组的额定功率；通过下式计算得到第t时段内目标发电机组热电解耦后的平均发电负荷率:
[0032][0033]
其中，为第t时段内目标发电机组热电解耦后在第二目标地区的平均发电负荷率，p
i,t
为第t时段内每个发电机组热电解耦后的功率，为第t时段内每个发电机组热电解耦后在第一目标地区市场中标的功率，为每个发电机组的额定功率。
[0034]
可选地，通过运行成本数据计算目标发电机组热电解耦后调峰运行的成本包括：通过下式得到目标发电机组热电解耦后调峰运行的成本:
[0035][0036]
其中，m4为第t时段内目标发电机组热电解耦后的启停成本，m5为第t时段内目标发电机组热电解耦后的排污成本，m6为第t时段内目标发电机组热电解耦后的燃气成本。
[0037]
可选地，在通过运行成本数据计算目标发电机组热电解耦后调峰运行的成本之前，该方法还包括：通过下式计算得到第t时段内目标发电机组热电解耦后的启停成本：m4＝f
·sgas
，式中，f为燃机启停一次的燃气消耗量，s
gas
为当季天然气价格；通过下式计算得到第t时段内目标发电机组热电解耦后的排污成本：m5＝∑wjsj，式中，wj为第j种污染物的排污费用，sj为第j种污染物的排放量；通过下式计算得到第t时段内目标发电机组热电解耦后的燃气成本：m6＝δf(p)
·sgas
，式中，δf(p)为目标发电机组在热电解耦前后燃气消耗量的差值，s
gas
为当季天然气价格。
[0038]
可选地，在通过调峰运行的收益和调峰运行的成本计算目标发电机组在预设投资回报指标下的投资回报值之后，该方法还包括：将目标发电机组的投资回报值与投资回报阈值进行对比，得到投资预测结果，其中，投资预测结果用于指示在投资回报值小于投资回报阈值的情况下，对目标发电机组执行投资操作，在投资回报值大于等于投资回报阈值的情况下，禁止对目标发电机组执行投资操作。
[0039]
根据本技术的另一方面，提供了一种发电机组的收益确定装置。该装置包括：第一计算单元，用于确定目标发电机组的运行收益数据，并通过运行收益数据计算目标发电机组热电解耦后调峰运行的收益，其中，运行收益数据至少包括以下之一：市场收益、启停补偿收益、奖励费用收益；第二计算单元，用于确定目标发电机组的运行成本数据，并通过运行成本数据计算目标发电机组热电解耦后调峰运行的成本，其中，运行成本数据至少包括以下之一：设备启停成本、排污成本、燃气成本；第三计算单元，用于通过调峰运行的收益和调峰运行的成本计算目标发电机组在预设投资回报指标下的投资回报值。
[0040]
根据本发明实施例的另一方面，还提供了一种非易失性存储介质，非易失性存储介质包括存储的程序，其中，程序运行时控制非易失性存储介质所在的设备执行一种发电机组的收益确定方法。
[0041]
根据本发明实施例的另一方面，还提供了一种电子装置，包含处理器和存储器；存储器中存储有计算机可读指令，处理器用于运行计算机可读指令，其中，计算机可读指令运
行时执行一种发电机组的收益确定方法。
[0042]
通过本技术，采用以下步骤：确定目标发电机组的运行收益数据，并通过运行收益数据计算目标发电机组热电解耦后调峰运行的收益，其中，运行收益数据至少包括以下之一：市场收益、启停补偿收益、奖励费用收益；确定目标发电机组的运行成本数据，并通过运行成本数据计算目标发电机组热电解耦后调峰运行的成本，其中，运行成本数据至少包括以下之一：设备启停成本、排污成本、燃气成本；通过调峰运行的收益和调峰运行的成本计算目标发电机组在预设投资回报指标下的投资回报值。解决了相关技术中无法准确的判断机组热电解耦改造是否具备可行性的问题。通过计算热电解耦改造后的收益和成本，确定改造后的净利润是否大于改造成本，进而达到了准确判断机组热电解耦改造是否具备可行性的效果。
附图说明
[0043]
构成本技术的一部分的附图用来提供对本技术的进一步理解，本技术的示意性实施例及其说明用于解释本技术，并不构成对本技术的不当限定。在附图中：
[0044]
图1是根据本技术实施例提供的发电机组的收益确定方法的流程图；
[0045]
图2为根据本技术实施例提供的一种以机组背压运行方案进行热电解耦为例的机组运行区间示意图；
[0046]
图3为火电机组深度调峰时机组负荷率与其气耗量关系示意图；
[0047]
图4为火电机组深度调峰时机组负荷率与其气体污染物排放的关系示意图；
[0048]
图5是根据本技术实施例提供的发电机组的收益确定装置的示意图。
具体实施方式
[0049]
需要说明的是，在不冲突的情况下，本技术中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。下面将参考附图并结合实施例来详细说明本技术。
[0050]
为了使本技术领域的人员更好地理解本技术方案，下面将结合本技术实施例中的附图，对本技术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技术一部分的实施例，而不是全部的实施例。基于本技术中的实施例，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，都应当属于本技术保护的范围。
[0051]
需要说明的是，本技术的说明书和权利要求书及上述附图中的术语“第一”、“第二”等是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。应该理解这样使用的数据在适当情况下可以互换，以便这里描述的本技术的实施例。此外，术语“包括”和“具有”以及他们的任何变形，意图在于覆盖不排他的包含，例如，包含了一系列步骤或单元的过程、方法、系统、产品或设备不必限于清楚地列出的那些步骤或单元，而是可包括没有清楚地列出的或对于这些过程、方法、产品或设备固有的其它步骤或单元。
[0052]
根据本技术的实施例，提供了一种发电机组的收益确定方法。
[0053]
图1是根据本技术实施例提供的发电机组的收益确定方法的流程图。如图1所示，该方法包括以下步骤：
[0054]
步骤s102，确定目标发电机组的运行收益数据，并通过运行收益数据计算目标发
电机组热电解耦后调峰运行的收益，其中，运行收益数据至少包括以下之一：市场收益、启停补偿收益、奖励费用收益。
[0055]
具体的，调峰运行的收益可以为每个发电机组进行电力生产带来的运行收益，其中，发电机组可以为进行热电解耦改造后的火电机组，热电解耦后机组摆脱“以热定电”运行的束缚，在负荷低谷时参与调峰，使得机组发电量大大降低，进入深度调峰。在火电机组热电解耦后，可以获得三部分的收益，通过三部分收益组成调峰运行的收益，其中包括：市场收益，可以通过向不同地区出售火电机组热电解耦后产出的电能获得，例如，火电机组热电解耦后通过参与华北电力调峰辅助服务市场获得调峰服务收益；启停补偿收益，在参与调峰的过程中，对每个火电机组热电解耦进行启停调峰补偿，燃气火电机组启停调峰一次，按机组容量补偿1000元/mw，按整套机组容量的一半计算其启停补偿费用m2，例如，图2为根据本技术实施例提供的一种以机组背压运行方案进行热电解耦为例的机组运行区间示意图，如图2所示，按照机组年启停次数为100次计算，则供暖季约启停25次，该机组由二托一转换为一拖一启停调峰可获得调峰补偿费用为1125万元。奖励费用收益，对火电机组热电解耦所在的火电厂使用火电机组热电解耦与清洁能源机组进行替代，可以获得对应的奖励费用收益。
[0056]
步骤s104，确定目标发电机组的运行成本数据，并通过运行成本数据计算目标发电机组热电解耦后调峰运行的成本，其中，运行成本数据至少包括以下之一：设备启停成本、排污成本、燃气成本。
[0057]
具体的，调峰运行的成本可以为每个发电机组进行电力生产时产生的成本，例如，设备启停成本，火电机组在运行过程中参与启停调峰使得机组每启停一次都将消耗大量的燃气，会产生燃气消耗带来的成本；排污成本，火电机组热电解耦后，机组发电量降低使得燃气消耗量降低，而当机组进入低负荷深度调峰而处于扩散燃烧模式时，燃气机组燃气消耗量将大大增加，且此时燃气排放污染物已超标，所以会产生排污造成的污染治理费用；燃气成本，火电机组热电解耦后，机组在运行时需要使用大量的燃气，使用燃气会产生大量成本。三部分成本组合会得到调峰运行的成本。
[0058]
步骤s106，通过调峰运行的收益和调峰运行的成本计算目标发电机组在预设投资回报指标下的投资回报值。
[0059]
具体的，可以通过计算调峰运行的收益和调峰运行的成本之间的差值，计算得到火电机组热电解耦后每年的调峰运行得到的收益，并根据火电机组热电解耦改造产生的成本，计算该机组收回成本的时间，即该机组的投资回报值。
[0060]
例如，机组热电解耦改造成本及运行维护费用为20000万元，火电机组热电解耦后的使用寿命为20年，每年的调峰运行得到的收益为13174.26万元。则将机组热电解耦改造成本及运行维护费用除以每年的调峰运行得到的收益得到可以收回成本的年限为1.5年，即该机组的投资回报值为1.5年。
[0061]
本技术实施例提供的发电机组的收益确定方法，通过确定目标发电机组的运行收益数据，并通过运行收益数据计算目标发电机组热电解耦后调峰运行的收益，其中，运行收益数据至少包括以下之一：市场收益、启停补偿收益、奖励费用收益；确定目标发电机组的运行成本数据，并通过运行成本数据计算目标发电机组热电解耦后调峰运行的成本，其中，运行成本数据至少包括以下之一：设备启停成本、排污成本、燃气成本；通过调峰运行的收
益和调峰运行的成本计算目标发电机组在预设投资回报指标下的投资回报值。解决了相关技术中无法准确的判断机组热电解耦改造是否具备可行性的问题。通过计算热电解耦改造后的收益和成本，确定改造后的净利润是否大于改造成本，进而达到了准确判断机组热电解耦改造是否具备可行性的效果。
[0062]
可选地，在本技术实施例提供的发电机组的收益确定方法中，通过调峰运行的收益和调峰运行的成本计算目标发电机组在预设投资回报指标下的投资回报值包括：通过下式计算得到目标发电机组在预设投资回报指标下的投资回报值：
[0063][0064]
其中，n
pt
为投资回报值，vf为投资目标发电机组解耦配置的投资成本，δw
in-δw
out
为目标发电机组解耦后调峰运行得到的净收益，δw
in
为目标发电机组热电解耦后调峰运行的收益，δw
out
为目标发电机组热电解耦后调峰运行的成本。
[0065]
具体的，通过上述公式，将投资成本除以调峰运行后的净收益，即可得到投资回报值，也即回收机组热电解耦改造成本的时间。例如，机组热电解耦改造成本及运行维护需要的投资成本vf为20000万元，火电机组热电解耦后的使用寿命为20年，每年的调峰运行得到的收益δw
in-δw
out
为13174.26万元。则将机组热电解耦改造成本及运行维护费用除以每年的调峰运行得到的收益得到可以收回成本的年限为1.5年，即该机组的投资回报值为1.5年。
[0066]
可选地，在本技术实施例提供的发电机组的收益确定方法中，通过运行收益数据计算目标发电机组热电解耦后调峰运行的收益包括：通过下式计算得到目标发电机组热电解耦后调峰运行的收益：
[0067][0068]
其中，δw
in
为目标发电机组热电解耦后调峰运行的收益，m1为第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的市场收益，m2为目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的启停补偿收益，m3为所述目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的所述奖励费用收益,t为一天中目标发电机组的调峰运行时段数。
[0069]
具体的，在计算火电机组热电解耦后调峰运行的收益时，需要使用市场的统一边际出清价格，其中，市场按每15分钟时段进行统一边际出清，所以在计算的过程中需要按照15分钟对每日的调峰运行时间进行划分。所以，在计算得到第t时段的市场收益、启停补偿收益和奖励费用收益后，需要按照每天的调峰运行时间，即时段的个数进行计算并求和，得到每天的调峰运行的收益，并按照每年中调峰运行天数进行求和，得到每年的调峰运行的收益。例如，在每年的供暖季的120天中需要进行调峰运行，则将120天中每天的调峰运行的收益进行求和，得到每年的调峰运行的收益。
[0070]
可选地，在本技术实施例提供的发电机组的收益确定方法中，在计算得到目标发电机组热电解耦后调峰运行的收益之前，该方法还包括：通过下式计算得到第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的市场收益：
[0071][0072]
其中，m1为第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的市场收益，为第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的第一服务收益，为第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的第二服务收益，为第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的分摊收益；通过下式计算得到目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的启停补偿收益：
[0073]
m2＝k
×
0.5pn×
s，
[0074]
其中，k为目标发电机组热电解耦后在调峰运行期间的启停次数，pn为目标发电机组热电解耦后的额定容量，s为目标发电机组热电解耦后启停一次的补偿价格；通过下式计算得到所述目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的所述奖励费用收益：
[0075]
m3＝pj·
(d1+d2)
·
dc+ω
·
(d1+d2)
·
dw，
[0076]
其中，m3为所述目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的所述奖励费用收益，d1为单位增量收益；d2为下限降低奖励结算增量收益；dc为目标发电机组热电解耦压减电量在总替代电量中的占比：dw为目标发电机组新增奖励电量在总替代量中的占比；pj为目标发电机组热电解耦压减电量，ω为目标发电机组奖励优先发电量。
[0077]
具体的，在计算每年的调峰运行的收益之前，需要先进行第t时段内火电机组热电解耦后调峰运行获取的市场收益m1和火电机组热电解耦后调峰运行获取的奖励费用收益m3的计算，其中,第t时段内火电机组热电解耦后调峰运行获取的市场收益m1可以由第t时段内火电机组热电解耦后调峰运行获取的第一服务收益、第t时段内火电机组热电解耦后调峰运行获取的第二服务收益、第t时段内火电机组热电解耦后调峰运行获取的分摊收益三部分求和得到，例如，为1000万元，为500万元，为3000万元，则m1即为4500万元。
[0078]
需要说明的是，在计算火电机组热电解耦后调峰运行获取的奖励费用收益m3之前，需要先计算可以获得奖励的在火电机组热电解耦后的新增调节容量，其中，每万千瓦新增调节容量的奖励电量为：
[0079][0080]
某机组新增的可以活动的奖励电量为：ω＝h
·
δp，替代电量为：p
t
＝ω+pj，
[0081]
式中：p
t
为清洁能源替代电量，单位为亿千瓦时；pj为燃气机组热电解耦压减电量，单位为亿千瓦时，ω为机组奖励优先发电量，单位为亿千瓦时，δp指机组符合奖励的调节容量，指当年单位调节容量奖励电量，单位为亿千瓦时/万千瓦，∑δp为当年所有奖励调节容量之和，单位为万千瓦，w为当年燃气电厂总发电量，单位为亿千瓦时，a为奖励电量规模系数，可以取1.5％。通过上述公式可以计算得到燃气机组热电解耦压减电量pj和机组奖励优先发电量ω，并将pj和ω带入第t时段内火电机组热电解耦后调峰运行获取的奖励费用收益m3的计算公式中，得到第t时段内火电机组热电解耦后调峰运行获取的奖励费用收益m3。
[0082]
例如，图2为根据本技术实施例提供的一种以机组背压运行方案进行热电解耦为例的机组运行区间机组示意图，如图2所示，火电机组热电解耦由抽凝运行转换为背压运行，按照奖励上限计算，机组可获得奖励电量为：ω＝h
·
δp＝0.1
×
27＝2.7亿千瓦时电量。单时段热电解耦压减电量为0.000495亿千瓦时，则按照每天调峰运行8小时，机组供热季可压减电量为1.9008亿千瓦时。取单位增量收益d1＝0.11元/千瓦时，供暖季下限降低奖励结算增加d2＝0.01元/千瓦时，则第t时段内火电机组热电解耦后调峰运行获取的奖励费用收益m3为1.9008*(0.11+0.01)*0.413+2.7*(0.11+0.01)*0.587＝2844万元。
[0083]
需要说明的是，还需要对目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的启停补偿收益m3进行计算，在参与调峰的过程中，对每个火电机组热电解耦进行启停调峰补偿，燃气火电机组启停调峰一次，按机组容量补偿1000元/mw，按整套机组容量的一半计算其启停补偿费用m2，例如，图2为根据本技术实施例提供的一种以机组背压运行方案进行热电解耦为例的机组运行区间示意图，如图2所示，按照机组年启停次数为100次计算，则供暖季约启停25次，该机组由二托一转换为一拖一启停调峰可获得调峰补偿费用为1125万元。
[0084]
可选地，在本技术实施例提供的发电机组的收益确定方法中，在计算得到第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的市场收益之前，该方法还包括：通过下式计算得到第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的第一服务收益：
[0085][0086]
式中，是第t时段内目标发电机组热电解耦后在第一目标地区获取的第一服务收益，是第t时段内目标发电机组热电解耦后的日前发电预计划功率，是第t时段内目标发电机组热电解耦后在第一目标地区的日前市场的中标功率，t
出清，第一目标地区日前市场
是第一目标地区日前市场出清时段，是第t时段第一目标地区的市场边际出清价格；通过下式计算得到第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的第二服务收益：
[0087][0088]
其中，是第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的第二服务收益，是第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行的平均发电负荷率，是第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行的发电负荷率，pn是目标发电机组的额定容量，t
出清，第二目标地区
是第二目标地区出清时段，是第t时段第二服务的边际出清价格；通过下式计算得到第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的分摊收益：
[0089]
[0090]
式中，是第t时段内目标发电机组热电解耦后在第二服务中调峰运行的分摊费用，e
i,t
是第t时段内目标发电机组热电解耦前发电负荷率高于全部发电机组平均发电负荷率部分的发电量，其中，i表示发电机组的编号，是第t时段目标发电机组热电解耦后在第二服务中调峰运行的分摊总费用。
[0091]
具体的，第一目标地区可以为华北地区，第二目标地区可以为省网。在计算得到第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的市场收益之前，需要先获取，三个收益数据，并将上述三个收益数据进行求和，从而得到第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的市场收益。其中，可以为是第t时段内目标发电机组热电解耦后在第一目标地区获取的第一服务收益，例如，第t时段内火电机组热电解耦后在华北地区获取的调峰运行对应的服务费，可以为第t时段内目标发电机组热电解耦后的日前发电预计划功率，例如，第t时段内火电机组热电解耦后在华北地区获取的日前发电预计划功率，可以为第t时段内目标发电机组热电解耦后在第一目标地区的日前市场的中标功率，例如，第t时段内火电机组热电解耦后在华北地区获取的日前市场的中标功率，t
出清，第一目标地区日前市场
是第一目标地区日前市场出清时段，是第t时段第一目标地区的市场边际出清价格。
[0092]
下面是根据本实施例提供的一种可选的第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的市场收益m1的计算流程：图2为根据本技术实施例提供的一种以机组背压运行方案进行热电解耦为例的机组运行区间机组示意图，以图2中机组为例，设全天热负荷为1250gj/h，热电解耦后机组在机组腾出风电上网空间为198.515mw，机组通过报价竞标的方式参与华北市场和省网市场，取出清价格为134.63元。若在t时段机组中标调峰资源为198.515mw，则则该单一时段机组参与华北市场辅助服务费用为：198.515*0.25*134.63＝6681.52元，参与省网市场调峰辅助服务费用为：(62.38％-58.6％)*900*0.25*134.63＝1145.03元。相较于火电机组热电解耦前，机组参与省网市场可避免12.92％额定容量分摊费用，设t时段火电机组热电解耦前共需分摊5208元，则机组热电解耦参与华北电力辅助服务市场t时段收益为m1＝13034.53元，以机组平均每天参与华北电力调峰辅助服务市场8小时为例，机组供热季热电解耦调峰运行收益约为5005.26万元。
[0093]
可选地，在本技术实施例提供的发电机组的收益确定方法中，在计算得到第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的第二服务收益之前，该方法还包括：通过下式计算得到第t时段内目标发电机组热电解耦后在第一目标地区市场中标的功率：
[0094][0095]
其中，是第t时段内目标发电机组热电解耦后在第一目标地区市
场中标的功率，是第t时段内目标发电机组热电解耦后的日前发电预计划，是第t时段内目标发电机组热电解耦后在第一目标地区的日前市场中标功率，是第t时段内目标发电机组热电解耦后的日内发电计划，是第t时段内目标发电机组热电解耦后在第一目标地区的日内市场的中标功率；通过下式计算得到第t时段内目标发电机组热电解耦后在第二目标地区的发电负荷率：
[0096][0097]
其中，为第t时段内目标发电机组热电解耦后在第二目标地区的发电负荷率，p
t
为第t时段内目标发电机组热电解耦后的功率，为第t时段内目标发电机组热电解耦后在第一目标地区市场中标的功率，pn为目标发电机组的额定功率；通过下式计算得到第t时段内目标发电机组热电解耦后的平均发电负荷率：
[0098][0099]
其中，为第t时段内目标发电机组热电解耦后在第二目标地区的平均发电负荷率，p
i,t
为第t时段内每个发电机组热电解耦后的功率，为第t时段内每个发电机组热电解耦后在第一目标地区市场中标的功率，为每个发电机组的额定功率。
[0100]
具体的，计算得到第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的第二服务收益之前，还需要计算第t时段内目标发电机组热电解耦后在第二目标地区的发电负荷率和平均发电负荷率，其中，计算第t时段内目标发电机组热电解耦后在第二目标地区的发电负荷率之前，还需要进行第t时段内目标发电机组热电解耦后在第一目标地区市场中标的功率的计算，在得到第t时段内目标发电机组热电解耦后在第一目标地区市场中标的功率之后，通过下列公式得到第t时段内目标发电机组热电解耦后在第二目标地区的发电负荷率，并计算出第t时段内目标发电机组热电解耦后在第二目标地区的平均发电负荷率。
[0101][0102]
可选地，在本技术实施例提供的发电机组的收益确定方法中，通过运行成本数据计算目标发电机组热电解耦后调峰运行的成本包括：通过下式得到目标发电机组热电解耦后调峰运行的成本：
[0103][0104]
其中，m4为第t时段内目标发电机组热电解耦后的启停成本，m5为第t时段内目标发
电机组热电解耦后的排污成本，m6为第t时段内目标发电机组热电解耦后的燃气成本。
[0105]
具体的，在计算火电机组热电解耦后调峰运行的成本时，需要先计算得到第t时段的设备启停成本、排污成本、燃气成本，在计算得到第t时段的设备启停成本、排污成本、燃气成本后，需要按照每天的调峰运行时间，即时段的个数进行计算并求和，得到每天的调峰运行的成本，并按照每年中调峰运行天数进行求和，得到每年的调峰运行的成本。例如，在每年的供暖季的120天中需要进行调峰运行，则将120天中每天的调峰运行的成本进行求和，得到每年的调峰运行的成本。
[0106]
可选地，在本技术实施例提供的发电机组的收益确定方法中，在通过运行成本数据计算目标发电机组热电解耦后调峰运行的成本之前，该方法还包括：通过下式计算得到第t时段内目标发电机组热电解耦后的启停成本：m4＝f
·sgas
，式中，f为燃机启停一次的燃气消耗量，s
gas
为当季天然气价格；通过下式计算得到第t时段内目标发电机组热电解耦后的排污成本：m5＝∑wjsj，式中，wj为第j种污染物的排污费用，sj为第j种污染物的排放量；通过下式计算得到第t时段内目标发电机组热电解耦后的燃气成本：m6＝δf(p)
·sgas
，式中，δf(p)为目标发电机组在热电解耦前后燃气消耗量的差值，s
gas
为当季天然气价格。
[0107]
具体的，图3为火电机组深度调峰时机组负荷率与其气耗量关系示意图，图4为火电机组深度调峰时机组负荷率与其气体污染物排放的关系示意图。如图3和图4所示，在背压运行方式下，机组负荷率由58.6％降至36.6％时，其气耗量约由0.192nm3/kwh升至0.225nm3/kwh；co排放量由20mg/m3升至100mg/m3；nox排放量由40mg/m3升至120mg/m3。机组调峰运行时燃气消耗率和污染物排放量大幅增加。天然气气价取s
gas
＝2.51元,改造前单时段燃气消耗量58.6％*900*103*0.25*0.192＝2.5*104m3；改造后单时段调峰运行燃气消耗量36.6％*900*103*0.25*0.225＝1.85*104m3；这是因为改造后虽然燃气消耗率大大增加，但单时段内发电量减少，使得燃气消耗量反而减少。则整个调峰运行时段内机组共可节约燃气量为(2.5-1.85)*104*32*120＝2.496*107m3，所以供热季调峰运行减少的发电成本2.496
×
107×
2.51＝6264.96万元。
[0108]
需要说明的是，在基本调峰阶段即燃机负荷率高于50％时，燃气机组污染物排放一般负荷环保标准，环境损失成本基本可以忽略。热电解耦后机组负荷率降低，nox排放量约为120*0.225＝27mg/kwh；co排放量约为0.225*100＝22.5mg/kwh。则单时段内排放nox和co分别为22.23kg、18.53kg；则整个供热季燃气机组共增加nox和co排放量分别为85363.2kg、71155.2kg。取nox和co收费标准为100元/kg，则供热季共增加排污费用1565.2万元。
[0109]
燃机启停调峰消耗的燃气量增加量为：设机组启停一次消耗燃气量为8万m3，则机组供暖季启停调峰成本约为m6＝80000
×
2.51
×
25＝502万元。
[0110]
则整个供暖季燃气机组调峰运行的成本为：δw
out
＝m4+m5+m6＝-4200万元，即由于机组负荷率大幅降低，使得机组燃气消耗量相较于改造前大量节约，节省了燃气消耗成本。
[0111]
可选地，在本技术实施例提供的发电机组的收益确定方法中，在通过调峰运行的收益和调峰运行的成本计算目标发电机组在预设投资回报指标下的投资回报值之后，该方法还包括：将目标发电机组的投资回报值与投资回报阈值进行对比，得到投资预测结果，其中，投资预测结果用于指示在投资回报值小于投资回报阈值的情况下，对目标发电机组执行投资操作，在投资回报值大于等于投资回报阈值的情况下，禁止对目标发电机组执行投
资操作。
[0112]
具体的，在得到投资回报值后，将投资回报值与投资回报阈值进行对比，得到是否对目标发电机组进行投资，其中，投资回报值可以为表征投资后机组收回投资成本的年限，投资回报阈值可以为机组投资后可以使用的年限，例如，投资回报值为1.5年，投资回报阈值为20年，则表明可以进行投资。
[0113]
需要说明的是，在附图的流程图示出的步骤可以在诸如一组计算机可执行指令的计算机系统中执行，并且，虽然在流程图中示出了逻辑顺序，但是在某些情况下，可以以不同于此处的顺序执行所示出或描述的步骤。
[0114]
本技术实施例还提供了一种发电机组的收益确定装置，需要说明的是，本技术实施例的发电机组的收益确定装置可以用于执行本技术实施例所提供的用于发电机组的收益确定方法。以下对本技术实施例提供的发电机组的收益确定装置进行介绍。
[0115]
图5是根据本技术实施例的发电机组的收益确定装置的示意图。如图5所示，该装置包括：第一计算单元10，第二计算单元20，第三计算单元30。
[0116]
具体的，第一计算单元10，用于确定目标发电机组的运行收益数据，并通过运行收益数据计算目标发电机组热电解耦后调峰运行的收益，其中，运行收益数据至少包括以下之一：市场收益、启停补偿收益、奖励费用收益；
[0117]
第二计算单元20，用于确定目标发电机组的运行成本数据，并通过运行成本数据计算目标发电机组热电解耦后调峰运行的成本，其中，运行成本数据至少包括以下之一：设备启停成本、排污成本、燃气成本；
[0118]
第三计算单元30，用于通过调峰运行的收益和调峰运行的成本计算目标发电机组在预设投资回报指标下的投资回报值。
[0119]
本技术实施例提供的发电机组的收益确定装置，通过第一计算单元10确定目标发电机组的运行收益数据，并通过运行收益数据计算目标发电机组热电解耦后调峰运行的收益，其中，运行收益数据至少包括以下之一：市场收益、启停补偿收益、奖励费用收益；第二计算单元20确定目标发电机组的运行成本数据，并通过运行成本数据计算目标发电机组热电解耦后调峰运行的成本，其中，运行成本数据至少包括以下之一：设备启停成本、排污成本、燃气成本；第三计算单元30通过调峰运行的收益和调峰运行的成本计算目标发电机组在预设投资回报指标下的投资回报值。解决了相关技术中无法准确的判断机组热电解耦改造是否具备可行性的问题，通过计算热电解耦改造后的收益和成本，确定改造后的净利润是否大于改造成本，进而达到了准确判断机组热电解耦改造是否具备可行性的效果。
[0120]
可选地，在本技术实施例提供的发电机组的收益确定装置中，第三计算单元30包括：第一计算模块，用于通过下式计算得到目标发电机组在预设投资回报指标下的投资回报值：
[0121][0122]
其中，n
pt
为投资回报值，vf为投资目标发电机组解耦配置的投资成本，δw
in-δw
out
为目标发电机组解耦后调峰运行得到的净收益，δw
in
为目标发电机组热电解耦后调峰运行的收益，δw
out
为目标发电机组热电解耦后调峰运行的成本。
[0123]
可选地，在本技术实施例提供的发电机组的收益确定装置中，第一计算单元10包括：第二计算模块，用于通过下式计算得到目标发电机组热电解耦后调峰运行的收益：
[0124][0125]
其中，δw
in
为目标发电机组热电解耦后调峰运行的收益，m1为第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的市场收益，m2为目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的启停补偿收益，m3为所述目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的所述奖励费用收益,t为一天中目标发电机组的调峰运行时段数。
[0126]
可选地，在本技术实施例提供的发电机组的收益确定装置中，该装置还包括：第四计算单元，用于通过下式计算得到第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的市场收益：
[0127][0128]
其中，m1为第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的市场收益，为第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的第一服务收益，为第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的第二服务收益，为第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的分摊收益；第五计算单元，用于通过下式计算得到目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的启停补偿收益：
[0129]
m2＝k
×
0.5pn×
s，
[0130]
其中，k为目标发电机组热电解耦后在调峰运行期间的启停次数，pn为目标发电机组热电解耦后的额定容量，s为目标发电机组热电解耦后启停一次的补偿价格；第六计算单元，用于通过下式计算得到所述目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的所述奖励费用收益：
[0131]
m3＝pj·
(d1+d2)
·
dc+ω
·
(d1+d2)
·
dw，
[0132]
其中，m3为所述目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的所述奖励费用收益，d1为单位增量收益；d2为下限降低奖励结算增量收益；dc为目标发电机组热电解耦压减电量在总替代电量中的占比：dw为目标发电机组新增奖励电量在总替代量中的占比；pj为目标发电机组热电解耦压减电量，ω为目标发电机组奖励优先发电量。
[0133]
可选地，在本技术实施例提供的发电机组的收益确定装置中，该装置还包括：第七计算单元，用于通过下式计算得到第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的第一服务收益：
[0134][0135]
式中，是第t时段内目标发电机组热电解耦后在第一目标地区获取的第一服务收益，是第t时段内目标发电机组热电解耦后的日前发电预计划功率，是第t时段内目标发电机组热电解耦后在第一目标地区的
日前市场的中标功率，t
出清，第一目标地区日前市场
是第一目标地区日前市场出清时段，是第t时段第一目标地区的市场边际出清价格；第八计算单元，用于通过下式计算得到第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的第二服务收益：
[0136][0137]
其中，是第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的第二服务收益，是第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行的平均发电负荷率，是第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行的发电负荷率，pn是目标发电机组的额定容量，t
出清，第二目标地区
是第二目标地区出清时段，是第t时段第二服务的边际出清价格；第九计算单元，用于通过下式计算得到第t时段内目标发电机组热电解耦后调峰运行获取的分摊收益：
[0138][0139]
式中，是第t时段内目标发电机组热电解耦后在第二服务中调峰运行的分摊费用，e
i,t
是第t时段内目标发电机组热电解耦前发电负荷率高于全部发电机组平均发电负荷率部分的发电量，其中，i表示发电机组的编号，是第t时段目标发电机组热电解耦后在第二服务中调峰运行的分摊总费用。
[0140]
可选地，在本技术实施例提供的发电机组的收益确定装置中，该装置还包括：第十计算单元，用于通过下式计算得到第t时段内目标发电机组热电解耦后在第一目标地区市场中标的功率：
[0141][0142]
其中，是第t时段内目标发电机组热电解耦后在第一目标地区市场中标的功率，是第t时段内目标发电机组热电解耦后的日前发电预计划，是第t时段内目标发电机组热电解耦后在第一目标地区的日前市场中标功率，是第t时段内目标发电机组热电解耦后的日内发电计划，是第t时段内目标发电机组热电解耦后在第一目标地区的日内市场的中标功率；第十一计算单元，用于通过下式计算得到第t时段内目标发电机组热电解耦后在第二目标地区的发电负荷率：
[0143][0144]
其中，为第t时段内目标发电机组热电解耦后在第二目标地区的发电负荷率，p
t
为第t时段内目标发电机组热电解耦后的功率，为第t时段内目标
发电机组热电解耦后在第一目标地区市场中标的功率，pn为目标发电机组的额定功率；第十二计算单元，用于通过下式计算得到第t时段内目标发电机组热电解耦后的平均发电负荷率：
[0145][0146]
其中，为第t时段内目标发电机组热电解耦后在第二目标地区的平均发电负荷率，p
i,t
为第t时段内每个发电机组热电解耦后的功率，为第t时段内每个发电机组热电解耦后在第一目标地区市场中标的功率，为每个发电机组的额定功率。
[0147]
可选地，在本技术实施例提供的发电机组的收益确定装置中，第二计算单元20包括：第三计算模块，用于通过下式得到目标发电机组热电解耦后调峰运行的成本:
[0148][0149]
其中，m4为第t时段内目标发电机组热电解耦后的启停成本，m5为第t时段内目标发电机组热电解耦后的排污成本，m6为第t时段内目标发电机组热电解耦后的燃气成本。
[0150]
可选地，在本技术实施例提供的发电机组的收益确定装置中，该装置还包括：第十三计算单元，用于通过下式计算得到第t时段内目标发电机组热电解耦后的启停成本：m4＝f
·sgas
，式中，f为燃机启停一次的燃气消耗量，s
gas
为当季天然气价格；第十四计算单元，用于通过下式计算得到第t时段内目标发电机组热电解耦后的排污成本：m5＝∑wjsj，式中，wj为第j种污染物的排污费用，sj为第j种污染物的排放量；第十五计算单元，用于通过下式计算得到第t时段内目标发电机组热电解耦后的燃气成本：m6＝δf(p)
·sgas
，式中，δf(p)为目标发电机组在热电解耦前后燃气消耗量的差值，s
gas
为当季天然气价格。
[0151]
可选地，在本技术实施例提供的发电机组的收益确定装置中，该装置还包括：第一对比单元，用于将目标发电机组的投资回报值与投资回报阈值进行对比，得到投资预测结果，其中，投资预测结果用于指示在投资回报值小于投资回报阈值的情况下，对目标发电机组执行投资操作，在投资回报值大于等于投资回报阈值的情况下，禁止对目标发电机组执行投资操作。
[0152]
上述发电机组的收益确定装置包括处理器和存储器，上述第一计算单元10，第二计算单元20，第三计算单元30等均作为程序单元存储在存储器中，由处理器执行存储在存储器中的上述程序单元来实现相应的功能。
[0153]
处理器中包含内核，由内核去存储器中调取相应的程序单元。内核可以设置一个或以上，通过调整内核参数来解决了相关技术中无法准确的判断机组热电解耦改造是否具备可行性的问题。
[0154]
存储器可能包括计算机可读介质中的非永久性存储器，随机存取存储器(ram)和/或非易失性内存等形式，如只读存储器(rom)或闪存(flash ram)，存储器包括至少一个存储芯片。
[0155]
本技术实施例还提供了一种非易失性存储介质，非易失性存储介质包括存储的程序，其中，程序运行时控制非易失性存储介质所在的设备执行一种发电机组的收益确定方法。
[0156]
本技术实施例还提供了一种电子装置，包含处理器和存储器；存储器中存储有计算机可读指令，处理器用于运行计算机可读指令，其中，计算机可读指令运行时执行一种发电机组的收益确定方法。本文中的电子装置可以是服务器、pc、pad、手机等。
[0157]
本领域内的技术人员应明白，本技术的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本技术可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本技术可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、cd-rom、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
[0158]
本技术是参照根据本技术实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
[0159]
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
[0160]
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
[0161]
在一个典型的配置中，计算设备包括一个或多个处理器(cpu)、输入/输出接口、网络接口和内存。
[0162]
存储器可能包括计算机可读介质中的非永久性存储器，随机存取存储器(ram)和/或非易失性内存等形式，如只读存储器(rom)或闪存(flash ram)。存储器是计算机可读介质的示例。
[0163]
计算机可读介质包括永久性和非永久性、可移动和非可移动媒体可以由任何方法或技术来实现信息存储。信息可以是计算机可读指令、数据结构、程序的模块或其他数据。计算机的存储介质的例子包括，但不限于相变内存(pram)、静态随机存取存储器(sram)、动态随机存取存储器(dram)、其他类型的随机存取存储器(ram)、只读存储器(rom)、电可擦除可编程只读存储器(eeprom)、快闪记忆体或其他内存技术、只读光盘只读存储器(cd-rom)、数字多功能光盘(dvd)或其他光学存储、磁盒式磁带，磁带磁磁盘存储或其他磁性存储设备或任何其他非传输介质，可用于存储可以被计算设备访问的信息。按照本文中的界定，计算机可读介质不包括暂存电脑可读媒体(transitory media)，如调制的数据信号和载波。
[0164]
还需要说明的是，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的
包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、商品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、商品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个
……”
限定的要素，并不排除在包括要素的过程、方法、商品或者设备中还存在另外的相同要素。
[0165]
以上仅为本技术的实施例而已，并不用于限制本技术。对于本领域技术人员来说，本技术可以有各种更改和变化。凡在本技术的精神和原理之内所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本技术的权利要求范围之内。