卞韶帥，黃 新，施 峻，王 曙

（1.上海明華電力技術(shù)工程有限公司，上海 200090；2.上海外高橋發(fā)電有限責(zé)任公司，上海 200137）

當(dāng)前電力調(diào)度正由計劃發(fā)電調(diào)度向節(jié)能發(fā)電調(diào)度轉(zhuǎn)變。這必然會給電力企業(yè)帶來巨大影響，特別是低效電廠（機組）能夠獲得的發(fā)電小時數(shù)將越來越少，處于不利局面。上海電網(wǎng)的節(jié)能發(fā)電調(diào)度方案是基于網(wǎng)內(nèi)高效發(fā)電機組代發(fā)部分低效發(fā)電機組發(fā)電量的發(fā)電量置換模式開展的，同時政府機關(guān)通過建立相關(guān)的補償機制來平衡各發(fā)電公司間以及與電網(wǎng)公司間的利益分配。

某發(fā)電有限公司（以下簡稱電廠）共安裝有4臺320MW機組，自20世紀(jì)90年代初陸續(xù)投產(chǎn)以來，已接近運行20年，期間4臺機組陸續(xù)進(jìn)行了汽輪機通流部分改造、脫硫、脫硝系統(tǒng)改造等重大工程，起到了節(jié)能減排的作用。然而隨著上海電網(wǎng)裝機容量的不斷擴大、用電情況的變化以及外來電的持續(xù)增長，4臺機組逐步由原來的主力機組轉(zhuǎn)變?yōu)榉侵髁C組，按《上海電網(wǎng)節(jié)能發(fā)電調(diào)度工作實施方案》，4臺機組均屬于低效機組系列。自實施節(jié)能發(fā)電調(diào)度方案以來，機組調(diào)停次數(shù)逐年增加、負(fù)荷率逐年下降，電廠的各項主要經(jīng)濟性指標(biāo)也均比往年要差。置換電量的補償收益相較于發(fā)原合同電量對電廠是否有利，是否能抵消機組效率下降以及機組啟停帶來的損失，尚不得而知。而且目前國內(nèi)在節(jié)能調(diào)度制度對發(fā)電廠（特別是低效電廠）的影響及對策方面的研究也較少。因此，有必要開展節(jié)能發(fā)電調(diào)度對電廠的綜合影響和對策研究。

1 節(jié)能發(fā)電調(diào)度對電廠的影響

1.1 置換電量收益分析

電廠近兩年利潤均有所增加，但電廠的燃料費用也有所下降，需要綜合分析節(jié)能發(fā)電調(diào)度電價、置換電量、煤耗、煤價等對電廠收益的影響。為此，建立了置換電量收益分析模型如下：

式中 a——上網(wǎng)電價（不含稅，包括合同電價與環(huán)保電價）；

b——售電煤耗（按綜合廠用電率計算，或稱綜合供電煤耗）；

c——售電燃料變動成本；

d——其他變動成本，如運行材料費、排污費、副產(chǎn)品的處置費等，基本與三項費用接近；

e——固定成本及稅收費用；

f——三項費用（運行材料費、排污費、粉煤灰處理費）；

g——預(yù)結(jié)代發(fā)電收益；

w——電廠收益；

p——節(jié)能發(fā)電調(diào)度電價（不含稅），其中系數(shù)bmin為自2011年起電廠實際統(tǒng)計供電煤耗的最低值；

x——上網(wǎng)電量；

y——置換上網(wǎng)電量；

z——售電標(biāo)煤單價（不含稅）。

考慮影響電廠收益的各因素之間相互獨立、線性無關(guān)，則指標(biāo)w的全增量可近似表達(dá)為：

式中 Δw——各因素單獨影響所造成的收益增減之和。

令當(dāng)前期下標(biāo)為1，比較期下標(biāo)為0。

（1）置換上網(wǎng)電量變化對收益的影響

令x1-x0=y0-y1，則：

可見如果置換上網(wǎng)電量增加（發(fā)電上網(wǎng)電量減少），只有在a1-b1z1-d1-p1＜0的情況下電廠收益偏差才為正，即節(jié)能調(diào)度電價在大于發(fā)電邊際收益（上網(wǎng)電價-燃料變動成本-其他變動成本）的情況下，節(jié)能調(diào)度才能給電廠帶來收益增加。

（2）節(jié)能調(diào)度電價變化對收益的影響

由于按《上海電網(wǎng)節(jié)能發(fā)電調(diào)度工作實施方案》規(guī)定，計算節(jié)能發(fā)電調(diào)度電價時供電煤耗取歷年最低值，可見如果當(dāng)年供電煤耗小于自2011年至上年的歷年供電煤耗最低值，則電廠收益越高。如果當(dāng)年供電煤耗大于歷年最低值，則當(dāng)年供電煤耗對節(jié)能調(diào)度電價無影響。

（3）售電煤耗變化對收益的影響

可見售電煤耗越低，電廠收益越高。

如果置換上網(wǎng)電量、供電煤耗同時變化，對電廠收益的綜合影響為：

（4）標(biāo)煤單價變化對收益的影響

可見標(biāo)煤單價越低，電廠收益越高。

如果煤價、置換上網(wǎng)電量同時變化，對電廠收益的影響為：

通過計算電廠某年數(shù)據(jù)可得，當(dāng)年節(jié)能發(fā)電調(diào)度電價大于電廠發(fā)電邊際收益，與發(fā)相同合同基數(shù)電量相比，電廠是盈利的。同時亦可見標(biāo)煤單價、煤耗的變化對電廠收益的影響都要遠(yuǎn)大于節(jié)能發(fā)電調(diào)度電價、置換電量的變化。

假設(shè)在計劃合同電量、發(fā)電小時數(shù)不變的情況下，通過減少置換電量來提高負(fù)荷率，降低煤耗，電廠的收益必然相對增加更多，但這并不能降低網(wǎng)內(nèi)火力發(fā)電整體煤耗水平和能源消耗，與國家節(jié)能降耗的政策亦不相符。

假設(shè)在計劃合同電量、實際發(fā)電量、置換電量不變的情況下，通過減少運行小時數(shù)來提高負(fù)荷率，降低煤耗，電廠的收益必然也會增加更多。

假設(shè)在計劃合同電量、發(fā)電小時數(shù)不變的情況下，由于置換電量的增加導(dǎo)致電廠負(fù)荷率下降（實際上，電廠負(fù)荷率下降的影響因素較多，并非完全是置換電量所致），煤耗升高。在這種情況下，按上文計算的發(fā)電邊際收益必然下降，節(jié)能發(fā)電調(diào)度邊際收益增加，但是由于煤耗升高導(dǎo)致電廠收益的減少可能會大于節(jié)能調(diào)度邊際收益對電廠收益的增加從而導(dǎo)致電廠虧損。

1.2 節(jié)能調(diào)度電價、電量臨界值分析

（1）節(jié)能調(diào)度電價臨界值

按照經(jīng)濟學(xué)理論，邊際收益（銷售收入-變動成本）是決定企業(yè)生產(chǎn)某一產(chǎn)品或停產(chǎn)的重要指標(biāo)。目前低效機組仍存在發(fā)電邊際收益，存在生產(chǎn)的動力。因此，對低效電廠而言，所謂節(jié)能調(diào)度電價臨界值即電廠的發(fā)電邊際收益。如果節(jié)能調(diào)度電價大于或等于發(fā)電邊際收益，說明節(jié)能調(diào)度政策低效電廠是可以接受。如果節(jié)能調(diào)度電價小于發(fā)電邊際收益，說明節(jié)能調(diào)度對電廠而言是虧損的，電廠積極性不高。

（2）節(jié)能調(diào)度電量臨界值

在節(jié)能調(diào)度電價大于發(fā)電邊際收益的前提下，負(fù)荷率下降、煤耗升高導(dǎo)致電廠收益的減少亦有可能會大于節(jié)能調(diào)度邊際收益對電廠收益的增加從而導(dǎo)致電廠的虧損。

分析模型如下：

式中 Δy——置換上網(wǎng)電量增加值。

即置換電量增加導(dǎo)致的收益增加要大于煤耗升高導(dǎo)致收益的減少的情況下電廠才能不虧損。基于上文的各項數(shù)據(jù)，假設(shè)計劃基數(shù)電量、運行小時數(shù)不變，假設(shè)負(fù)荷率下降完全由置換電量增加所致，根據(jù)全廠平均煤耗數(shù)據(jù)可推算得煤耗增量與置換電量增量間的多項式關(guān)系：

代入后求解可得：置換電量需增加1753.6 kW·h，負(fù)荷率從59%降至37.6%，煤耗增加25.3g／（kW·h），電廠才能做到不虧損，如此低的負(fù)荷率對電廠而言是不可接受的。可見，在執(zhí)行節(jié)能發(fā)電調(diào)度時，應(yīng)保證電廠的負(fù)荷率不低于歷年負(fù)荷率，置換電量的增加不應(yīng)降低電廠的負(fù)荷率。

1.3 機組啟停損失分析

機組的啟停損失是機組變動成本的一種。機組啟停損失與機組的容量、啟停方式等有關(guān)。根據(jù)啟停過程各階段的特點及影響因素分別估算損失量，求出每個階段的損失因子，然后按線性法則求和，即得總損失［1］。

一般，機組啟停過程可分為以下幾個階段：降負(fù)荷（P1）——停運（P2）——點火準(zhǔn)備（P3）——點火至沖轉(zhuǎn)（P4-1）——沖轉(zhuǎn)至并網(wǎng)（P4-2）——升負(fù)荷（P5）——設(shè)備熱穩(wěn)定（P6）

因此，一次全部啟停過程總的損失（按照其經(jīng)濟價值折算成標(biāo)煤）可用下列線性關(guān)系表示：

式中 Ki——各階段的損失因子；Pi——各階段的時間。

根據(jù)電廠實際運行數(shù)據(jù)進(jìn)行計算，可得出：

熱態(tài)啟停過程的平均損失估算式為：

冷態(tài)啟停過程的平均損失估算式為：

根據(jù)兩式可估算得機組的每次平均熱態(tài)啟停損失和冷態(tài)啟停損失分別為289噸標(biāo)煤和535噸標(biāo)煤，按標(biāo)煤單價720元／噸，折合人民幣分別約21萬元和39萬元。

1.4 節(jié)能調(diào)度固定成本補償分析

從目前的節(jié)能發(fā)電調(diào)度電價機制來看，對于高效機組，目前的電價主要是考慮補償其置換發(fā)電量帶來的生產(chǎn)變動成本。而對于低效機組，目前的電價主要是考慮補償其沉沒成本（即由于節(jié)能發(fā)電調(diào)度而不可回收的固定成本），即上網(wǎng)電價—變動成本。

當(dāng)前我國環(huán)境保護(hù)的壓力越來越大，國家規(guī)定燃煤發(fā)電機組必須安裝脫硫、脫硝和除塵環(huán)保設(shè)施，這些環(huán)保設(shè)施投資大，運行維護(hù)成本高，必然增加發(fā)電企業(yè)的成本。為此，國家推行了在現(xiàn)行上網(wǎng)電價基礎(chǔ)上執(zhí)行脫硫、脫硝和除塵電價加價的環(huán)保電價政策。然而在當(dāng)前節(jié)能發(fā)電調(diào)度的政策下，對于低效機組，其節(jié)能發(fā)電調(diào)度電價中的上網(wǎng)電價部分實際上采用的是購售電合同中的上網(wǎng)電價，其并不包含環(huán)保電價，機組由于節(jié)能發(fā)電調(diào)度如調(diào)停，其環(huán)保設(shè)施不能投運，就不能獲得相應(yīng)的環(huán)保電價（注：目前低效機組置換電價中實際已部分考慮了脫硫電價，但在《實施方案》中沒有具體體現(xiàn)），相應(yīng)的固定成本得不到回收，造成了低效機組的損失，且隨著置換電量的逐年增加，電廠損失更加明顯。

因此，建議可從電網(wǎng)節(jié)能調(diào)度收益空間中對低效機組的該項損失進(jìn)行明確補償或者低效機組節(jié)能發(fā)電調(diào)度電價中的上網(wǎng)電價部分應(yīng)包含環(huán)保電價。

2 電廠節(jié)能發(fā)電調(diào)度對策

2.1 機組調(diào)峰方式選擇

目前電網(wǎng)對電廠進(jìn)行節(jié)能調(diào)度的方式主要有調(diào)停和低負(fù)荷運行。機組煤耗特性曲線一般為拋物線，機組負(fù)荷低于70%后其煤耗就開始急劇增加，長時間低負(fù)荷運行顯然是不經(jīng)濟的；而機組調(diào)停每次啟停損失也不小，若調(diào)停時間較短，則采用這種運行方式也就不適合了。所以通過這兩種方式的經(jīng)濟性比較可求得一個臨界時間Tcr。

設(shè)電廠有I臺機組，每臺機組的供電煤耗特性曲線為Bi=aiN+bi，如果在所有機組均參與運行的情況下，各帶Nii負(fù)荷；而當(dāng)有J臺機組各帶Nij負(fù)荷，剩余機組（I-J）臺調(diào)停的情況下，則整個電廠的燃料損耗為：

式中 Bij——第i臺機組在帶Nij負(fù)荷時的煤耗，g／

kWh；

Bi0——第i臺機組在帶額定負(fù)荷時的煤耗，g／

kWh；

ΔBsi——第i臺機組啟停損失，t標(biāo)煤。

而在所有機組都以低負(fù)荷Nii運行的情況下，全廠總的燃料損耗為：

上述兩種方式的燃料損耗之差為：

分析式（16），得知當(dāng)Δ＜0時，它表明低負(fù)荷運行方式燃料損耗比有機組調(diào)停方式要?。环粗ぃ?時，則有機組調(diào)停方式的損耗要小。若令Δ=0，則可求得臨界時間Tcr：

可見臨界時間Tcr的大小與機組的供電煤耗特性、啟停損失、調(diào)停機組數(shù)及調(diào)峰負(fù)荷都有關(guān)。臨界時間的含義是：當(dāng)電廠低負(fù)荷調(diào)峰運行時間超過臨界時間時，應(yīng)將機組停運，并將其負(fù)荷轉(zhuǎn)移到其他機組上。

設(shè)電廠有2臺機組參與調(diào)停，并簡化為每臺機組的供電煤耗特性曲線及啟停損耗基本一致，按一臺機組一次啟停損耗400t標(biāo)煤，每臺機組的運行負(fù)荷都為130MW，與額定負(fù)荷下的供電煤耗差35g／（kW·h），調(diào)停后其余機組運行在260MW，與額定負(fù)荷下的供電煤耗差4.5g／（kW·h），則計算可得臨界時間Tcr=50.4小時。

目前機組的調(diào)停、停運時間以及相應(yīng)的負(fù)荷轉(zhuǎn)移都由電網(wǎng)的負(fù)荷曲線及電網(wǎng)調(diào)度來決定，電廠自主選擇的余地較小。電廠可根據(jù)調(diào)度提供的發(fā)電計劃、節(jié)能發(fā)電調(diào)度發(fā)電量計劃，根據(jù)上述模型的計算結(jié)果，來選擇是否進(jìn)行機組調(diào)停和調(diào)停機組數(shù)量，并與調(diào)度進(jìn)行溝通。只要機組的調(diào)峰運行時間大于臨界時間，就應(yīng)將機組停運，并將其負(fù)荷轉(zhuǎn)移到其他機組上，以提高負(fù)荷率。

2.2 基于耗煤量指標(biāo)和脫硝加價收益的負(fù)荷優(yōu)

化分配

目前上海電網(wǎng)實現(xiàn)的是單機AGC的調(diào)度方式，因此全廠負(fù)荷優(yōu)化分配并不具備條件。然而，在節(jié)能調(diào)度模式下，全廠可能有多臺機組處于低負(fù)荷狀態(tài)且AGC模式切除，因此可以考慮這幾臺機組間的負(fù)荷優(yōu)化分配。

常規(guī)負(fù)荷優(yōu)化分配是指根據(jù)總負(fù)荷指令，合理分配各臺機組的負(fù)荷，保證各臺機組運行在允許的負(fù)荷范圍內(nèi)，并使得各機組的總耗煤量最?。?］。如果純考慮基于煤耗量最小進(jìn)行負(fù)荷分配，有些機組分配的負(fù)荷會低于脫硝系統(tǒng)的最低投運負(fù)荷，從而導(dǎo)致脫硝加價收益的損失。如果為了保證機組能投入脫硝，則其煤耗量又不是最優(yōu)。因此需要比較脫硝加價收益和最佳煤耗量與脫硝煤耗量差值損失。

最優(yōu)負(fù)荷分配的目標(biāo)函數(shù)為：

式中 B——總煤耗量，t／h；

Bi——第i臺機組的煤耗量，t／h；

Ni——第i臺機組負(fù)荷指令，MW；

N——參與負(fù)荷優(yōu)化分配的機組臺數(shù)。

約束條件：

式中 N——總負(fù)荷指令；

Ni，max——第i臺機組負(fù)荷上限（MW）；

Ni，min——第i臺機組負(fù)荷脫硝下限（MW）。

需要保證脫硝加價的收益大于煤耗量增加成本、尿素等消耗品的成本：

且需保證脫硝加價的機組組合的收益最大：

式中 Nj——第j臺機組負(fù)荷指令，MW；

N——參與負(fù)荷優(yōu)化分配的機組臺數(shù)；

OPMV——按耗煤量指標(biāo)計算的最小煤耗，t／h；

C——標(biāo)煤單價，元／t；

M——按耗煤量最優(yōu)分配負(fù)荷低于脫硝負(fù)荷下限

的機組臺數(shù)；m＜n；

Ρ——綜合廠用電率，%；

NH3——尿素等消耗品成本，元／h。

上述問題實際上是一種多目標(biāo)優(yōu)化問題，可采用動態(tài)規(guī)劃法求解上述方程組。

以1～3號機組參與負(fù)荷優(yōu)化分配、總負(fù)荷450MW為例，計算結(jié)果見表1。

表1 負(fù)荷分配結(jié)果表

2.3 機組啟停優(yōu)化措施

為了減少機組啟停損失，一方面應(yīng)盡可能縮短機組啟停時間，另外也應(yīng)盡可能減少啟停過程中的油耗、電耗。

2.3.1 節(jié)油措施

（1）在磨煤機入口的熱風(fēng)道上安裝暖風(fēng)器來加熱一次風(fēng)進(jìn)行制粉，當(dāng)熱風(fēng)溫度達(dá)到啟磨煤機條件后，在汽輪機沖轉(zhuǎn)前應(yīng)盡早起磨；

（2）鍋爐的A層制粉系統(tǒng)使用了微油點火及穩(wěn)燃系統(tǒng)。鍋爐啟動時，應(yīng)盡可能采用微油點火，以減少鍋爐點火啟動和助燃用油；

（3）機組啟動應(yīng)考慮通過合理的高壓缸預(yù)加熱達(dá)到減小高壓缸熱應(yīng)力損傷、縮短機組啟動時間的目的；

（4）機組冷態(tài)啟動應(yīng)盡量采用滑參數(shù)啟動；

（5）停爐前應(yīng)提前做好入爐煤的摻配工作。

2.3.2 節(jié)電措施

（1）鍋爐啟動上水可考慮用輔汽母管蒸汽作為小汽輪機低壓汽源驅(qū)動一組汽動給水泵上水；

（2）機組啟動初期可考慮單側(cè)送、引風(fēng)機運行，延后啟動另一側(cè)送、引風(fēng)機；

（3）可通過1、4號循環(huán)水母管之間的聯(lián)絡(luò)門，使4臺機循環(huán)水相通。滿足任一機組啟動時凝汽器建立真空的需要；

（4）將凝結(jié)水泵電機等由原定速運行改為變頻調(diào)速運行，達(dá)到節(jié)電效果。

3 結(jié)語

（1）為提高低效電廠（機組）的積極性，節(jié)能發(fā)電調(diào)度電價不應(yīng)低于發(fā)電企業(yè)的發(fā)電邊際收益。

（2）煤耗、煤價的變化對電廠收益的影響都要遠(yuǎn)大于節(jié)能調(diào)度電價、電量的變化。因此在節(jié)能發(fā)電調(diào)度過程中，電廠仍應(yīng)通過提高負(fù)荷率等手段以降低煤耗水平。

（3）低效機組因節(jié)能發(fā)電調(diào)度而損失了環(huán)保電價對其環(huán)保設(shè)施固定成本的補償、增加了啟停損失等變動成本。這些損失在當(dāng)前的節(jié)能發(fā)電調(diào)度方案中并沒有明確補償。建議政府有關(guān)機構(gòu)進(jìn)一步完善節(jié)能發(fā)電調(diào)度電價定價機制及經(jīng)濟補償辦法。

（4）通過調(diào)停臨界時間計算、低負(fù)荷全廠負(fù)荷優(yōu)化分配等措施的實施，可提高機組的運行經(jīng)濟性，對同類型機組也具有積極的指導(dǎo)意義。

［1］ 任曙，沈友望.國產(chǎn)200MW機組啟停方式燃料損耗計算方法的研究［J］.中國電機工程學(xué)報，1987，7（5）：32-36.

［2］ 沈叢奇，歸一數(shù)，方炯.火電廠全廠負(fù)荷優(yōu)化分配及其控制方式的研究［J］.華東電力，2005，33（3）：18-21.SHEN Cong-qi，GUI Yi-shu，F(xiàn)ANG Jiong.Study of optimal load distribution in power plant and its control method［J］.East China Electric Power，2005，33（3）：18-22.