节能发电调度对低效电厂的影响及对策研究

卞韶帅，黄 新，施 峻，王 曙

（1.上海明华电力技术工程有限公司，上海 200090；2.上海外高桥发电有限责任公司，上海 200137）

当前电力调度正由计划发电调度向节能发电调度转变。这必然会给电力企业带来巨大影响，特别是低效电厂（机组）能够获得的发电小时数将越来越少，处于不利局面。上海电网的节能发电调度方案是基于网内高效发电机组代发部分低效发电机组发电量的发电量置换模式开展的，同时政府机关通过建立相关的补偿机制来平衡各发电公司间以及与电网公司间的利益分配。

某发电有限公司（以下简称电厂）共安装有4台320MW机组，自20世纪90年代初陆续投产以来，已接近运行20年，期间4台机组陆续进行了汽轮机通流部分改造、脱硫、脱硝系统改造等重大工程，起到了节能减排的作用。然而随着上海电网装机容量的不断扩大、用电情况的变化以及外来电的持续增长，4台机组逐步由原来的主力机组转变为非主力机组，按《上海电网节能发电调度工作实施方案》，4台机组均属于低效机组系列。自实施节能发电调度方案以来，机组调停次数逐年增加、负荷率逐年下降，电厂的各项主要经济性指标也均比往年要差。置换电量的补偿收益相较于发原合同电量对电厂是否有利，是否能抵消机组效率下降以及机组启停带来的损失，尚不得而知。而且目前国内在节能调度制度对发电厂（特别是低效电厂）的影响及对策方面的研究也较少。因此，有必要开展节能发电调度对电厂的综合影响和对策研究。

1 节能发电调度对电厂的影响

1.1 置换电量收益分析

电厂近两年利润均有所增加，但电厂的燃料费用也有所下降，需要综合分析节能发电调度电价、置换电量、煤耗、煤价等对电厂收益的影响。为此，建立了置换电量收益分析模型如下：

式中 a——上网电价（不含税，包括合同电价与环保电价）；

b——售电煤耗（按综合厂用电率计算，或称综合供电煤耗）；

c——售电燃料变动成本；

d——其他变动成本，如运行材料费、排污费、副产品的处置费等，基本与三项费用接近；

e——固定成本及税收费用；

f——三项费用（运行材料费、排污费、粉煤灰处理费）；

g——预结代发电收益；

w——电厂收益；

p——节能发电调度电价（不含税），其中系数bmin为自2011年起电厂实际统计供电煤耗的最低值；

x——上网电量；

y——置换上网电量；

z——售电标煤单价（不含税）。

考虑影响电厂收益的各因素之间相互独立、线性无关，则指标w的全增量可近似表达为：

式中 Δw——各因素单独影响所造成的收益增减之和。

令当前期下标为1，比较期下标为0。

（1）置换上网电量变化对收益的影响

令x1-x0=y0-y1，则：

可见如果置换上网电量增加（发电上网电量减少），只有在a1-b1z1-d1-p1＜0的情况下电厂收益偏差才为正，即节能调度电价在大于发电边际收益（上网电价-燃料变动成本-其他变动成本）的情况下，节能调度才能给电厂带来收益增加。

（2）节能调度电价变化对收益的影响

由于按《上海电网节能发电调度工作实施方案》规定，计算节能发电调度电价时供电煤耗取历年最低值，可见如果当年供电煤耗小于自2011年至上年的历年供电煤耗最低值，则电厂收益越高。如果当年供电煤耗大于历年最低值，则当年供电煤耗对节能调度电价无影响。

（3）售电煤耗变化对收益的影响

可见售电煤耗越低，电厂收益越高。

如果置换上网电量、供电煤耗同时变化，对电厂收益的综合影响为：

（4）标煤单价变化对收益的影响

可见标煤单价越低，电厂收益越高。

如果煤价、置换上网电量同时变化，对电厂收益的影响为：

通过计算电厂某年数据可得，当年节能发电调度电价大于电厂发电边际收益，与发相同合同基数电量相比，电厂是盈利的。同时亦可见标煤单价、煤耗的变化对电厂收益的影响都要远大于节能发电调度电价、置换电量的变化。

假设在计划合同电量、发电小时数不变的情况下，通过减少置换电量来提高负荷率，降低煤耗，电厂的收益必然相对增加更多，但这并不能降低网内火力发电整体煤耗水平和能源消耗，与国家节能降耗的政策亦不相符。

假设在计划合同电量、实际发电量、置换电量不变的情况下，通过减少运行小时数来提高负荷率，降低煤耗，电厂的收益必然也会增加更多。

假设在计划合同电量、发电小时数不变的情况下，由于置换电量的增加导致电厂负荷率下降（实际上，电厂负荷率下降的影响因素较多，并非完全是置换电量所致），煤耗升高。在这种情况下，按上文计算的发电边际收益必然下降，节能发电调度边际收益增加，但是由于煤耗升高导致电厂收益的减少可能会大于节能调度边际收益对电厂收益的增加从而导致电厂亏损。

1.2 节能调度电价、电量临界值分析

（1）节能调度电价临界值

按照经济学理论，边际收益（销售收入-变动成本）是决定企业生产某一产品或停产的重要指标。目前低效机组仍存在发电边际收益，存在生产的动力。因此，对低效电厂而言，所谓节能调度电价临界值即电厂的发电边际收益。如果节能调度电价大于或等于发电边际收益，说明节能调度政策低效电厂是可以接受。如果节能调度电价小于发电边际收益，说明节能调度对电厂而言是亏损的，电厂积极性不高。

（2）节能调度电量临界值

在节能调度电价大于发电边际收益的前提下，负荷率下降、煤耗升高导致电厂收益的减少亦有可能会大于节能调度边际收益对电厂收益的增加从而导致电厂的亏损。

分析模型如下：

式中 Δy——置换上网电量增加值。

即置换电量增加导致的收益增加要大于煤耗升高导致收益的减少的情况下电厂才能不亏损。基于上文的各项数据，假设计划基数电量、运行小时数不变，假设负荷率下降完全由置换电量增加所致，根据全厂平均煤耗数据可推算得煤耗增量与置换电量增量间的多项式关系：

代入后求解可得：置换电量需增加1753.6 kW·h，负荷率从59%降至37.6%，煤耗增加25.3g／（kW·h），电厂才能做到不亏损，如此低的负荷率对电厂而言是不可接受的。可见，在执行节能发电调度时，应保证电厂的负荷率不低于历年负荷率，置换电量的增加不应降低电厂的负荷率。

1.3 机组启停损失分析

机组的启停损失是机组变动成本的一种。机组启停损失与机组的容量、启停方式等有关。根据启停过程各阶段的特点及影响因素分别估算损失量，求出每个阶段的损失因子，然后按线性法则求和，即得总损失［1］。

一般，机组启停过程可分为以下几个阶段：降负荷（P1）——停运（P2）——点火准备（P3）——点火至冲转（P4-1）——冲转至并网（P4-2）——升负荷（P5）——设备热稳定（P6）

因此，一次全部启停过程总的损失（按照其经济价值折算成标煤）可用下列线性关系表示：

式中 Ki——各阶段的损失因子；Pi——各阶段的时间。

根据电厂实际运行数据进行计算，可得出：

热态启停过程的平均损失估算式为：

冷态启停过程的平均损失估算式为：

根据两式可估算得机组的每次平均热态启停损失和冷态启停损失分别为289吨标煤和535吨标煤，按标煤单价720元／吨，折合人民币分别约21万元和39万元。

1.4 节能调度固定成本补偿分析

从目前的节能发电调度电价机制来看，对于高效机组，目前的电价主要是考虑补偿其置换发电量带来的生产变动成本。而对于低效机组，目前的电价主要是考虑补偿其沉没成本（即由于节能发电调度而不可回收的固定成本），即上网电价—变动成本。

当前我国环境保护的压力越来越大，国家规定燃煤发电机组必须安装脱硫、脱硝和除尘环保设施，这些环保设施投资大，运行维护成本高，必然增加发电企业的成本。为此，国家推行了在现行上网电价基础上执行脱硫、脱硝和除尘电价加价的环保电价政策。然而在当前节能发电调度的政策下，对于低效机组，其节能发电调度电价中的上网电价部分实际上采用的是购售电合同中的上网电价，其并不包含环保电价，机组由于节能发电调度如调停，其环保设施不能投运，就不能获得相应的环保电价（注：目前低效机组置换电价中实际已部分考虑了脱硫电价，但在《实施方案》中没有具体体现），相应的固定成本得不到回收，造成了低效机组的损失，且随着置换电量的逐年增加，电厂损失更加明显。

因此，建议可从电网节能调度收益空间中对低效机组的该项损失进行明确补偿或者低效机组节能发电调度电价中的上网电价部分应包含环保电价。

2 电厂节能发电调度对策

2.1 机组调峰方式选择

目前电网对电厂进行节能调度的方式主要有调停和低负荷运行。机组煤耗特性曲线一般为抛物线，机组负荷低于70%后其煤耗就开始急剧增加，长时间低负荷运行显然是不经济的；而机组调停每次启停损失也不小，若调停时间较短，则采用这种运行方式也就不适合了。所以通过这两种方式的经济性比较可求得一个临界时间Tcr。

设电厂有I台机组，每台机组的供电煤耗特性曲线为Bi=aiN+bi，如果在所有机组均参与运行的情况下，各带Nii负荷；而当有J台机组各带Nij负荷，剩余机组（I-J）台调停的情况下，则整个电厂的燃料损耗为：

式中 Bij——第i台机组在带Nij负荷时的煤耗，g／

kWh；

Bi0——第i台机组在带额定负荷时的煤耗，g／

kWh；

ΔBsi——第i台机组启停损失，t标煤。

而在所有机组都以低负荷Nii运行的情况下，全厂总的燃料损耗为：

上述两种方式的燃料损耗之差为：

分析式（16），得知当Δ＜0时，它表明低负荷运行方式燃料损耗比有机组调停方式要小；反之Δ＞0时，则有机组调停方式的损耗要小。若令Δ=0，则可求得临界时间Tcr：

可见临界时间Tcr的大小与机组的供电煤耗特性、启停损失、调停机组数及调峰负荷都有关。临界时间的含义是：当电厂低负荷调峰运行时间超过临界时间时，应将机组停运，并将其负荷转移到其他机组上。

设电厂有2台机组参与调停，并简化为每台机组的供电煤耗特性曲线及启停损耗基本一致，按一台机组一次启停损耗400t标煤，每台机组的运行负荷都为130MW，与额定负荷下的供电煤耗差35g／（kW·h），调停后其余机组运行在260MW，与额定负荷下的供电煤耗差4.5g／（kW·h），则计算可得临界时间Tcr=50.4小时。

目前机组的调停、停运时间以及相应的负荷转移都由电网的负荷曲线及电网调度来决定，电厂自主选择的余地较小。电厂可根据调度提供的发电计划、节能发电调度发电量计划，根据上述模型的计算结果，来选择是否进行机组调停和调停机组数量，并与调度进行沟通。只要机组的调峰运行时间大于临界时间，就应将机组停运，并将其负荷转移到其他机组上，以提高负荷率。

2.2 基于耗煤量指标和脱硝加价收益的负荷优

化分配

目前上海电网实现的是单机AGC的调度方式，因此全厂负荷优化分配并不具备条件。然而，在节能调度模式下，全厂可能有多台机组处于低负荷状态且AGC模式切除，因此可以考虑这几台机组间的负荷优化分配。

常规负荷优化分配是指根据总负荷指令，合理分配各台机组的负荷，保证各台机组运行在允许的负荷范围内，并使得各机组的总耗煤量最小［2］。如果纯考虑基于煤耗量最小进行负荷分配，有些机组分配的负荷会低于脱硝系统的最低投运负荷，从而导致脱硝加价收益的损失。如果为了保证机组能投入脱硝，则其煤耗量又不是最优。因此需要比较脱硝加价收益和最佳煤耗量与脱硝煤耗量差值损失。

最优负荷分配的目标函数为：

式中 B——总煤耗量，t／h；

Bi——第i台机组的煤耗量，t／h；

Ni——第i台机组负荷指令，MW；

N——参与负荷优化分配的机组台数。

约束条件：

式中 N——总负荷指令；

Ni，max——第i台机组负荷上限（MW）；

Ni，min——第i台机组负荷脱硝下限（MW）。

需要保证脱硝加价的收益大于煤耗量增加成本、尿素等消耗品的成本：

且需保证脱硝加价的机组组合的收益最大：

式中 Nj——第j台机组负荷指令，MW；

N——参与负荷优化分配的机组台数；

OPMV——按耗煤量指标计算的最小煤耗，t／h；

C——标煤单价，元／t；

M——按耗煤量最优分配负荷低于脱硝负荷下限

的机组台数；m＜n；

Ρ——综合厂用电率，%；

NH3——尿素等消耗品成本，元／h。

上述问题实际上是一种多目标优化问题，可采用动态规划法求解上述方程组。

以1～3号机组参与负荷优化分配、总负荷450MW为例，计算结果见表1。

表1 负荷分配结果表

2.3 机组启停优化措施

为了减少机组启停损失，一方面应尽可能缩短机组启停时间，另外也应尽可能减少启停过程中的油耗、电耗。

2.3.1 节油措施

（1）在磨煤机入口的热风道上安装暖风器来加热一次风进行制粉，当热风温度达到启磨煤机条件后，在汽轮机冲转前应尽早起磨；

（2）锅炉的A层制粉系统使用了微油点火及稳燃系统。锅炉启动时，应尽可能采用微油点火，以减少锅炉点火启动和助燃用油；

（3）机组启动应考虑通过合理的高压缸预加热达到减小高压缸热应力损伤、缩短机组启动时间的目的；

（4）机组冷态启动应尽量采用滑参数启动；

（5）停炉前应提前做好入炉煤的掺配工作。

2.3.2 节电措施

（1）锅炉启动上水可考虑用辅汽母管蒸汽作为小汽轮机低压汽源驱动一组汽动给水泵上水；

（2）机组启动初期可考虑单侧送、引风机运行，延后启动另一侧送、引风机；

（3）可通过1、4号循环水母管之间的联络门，使4台机循环水相通。满足任一机组启动时凝汽器建立真空的需要；

（4）将凝结水泵电机等由原定速运行改为变频调速运行，达到节电效果。

3 结语

（1）为提高低效电厂（机组）的积极性，节能发电调度电价不应低于发电企业的发电边际收益。

（2）煤耗、煤价的变化对电厂收益的影响都要远大于节能调度电价、电量的变化。因此在节能发电调度过程中，电厂仍应通过提高负荷率等手段以降低煤耗水平。

（3）低效机组因节能发电调度而损失了环保电价对其环保设施固定成本的补偿、增加了启停损失等变动成本。这些损失在当前的节能发电调度方案中并没有明确补偿。建议政府有关机构进一步完善节能发电调度电价定价机制及经济补偿办法。

（4）通过调停临界时间计算、低负荷全厂负荷优化分配等措施的实施，可提高机组的运行经济性，对同类型机组也具有积极的指导意义。

［1］ 任曙，沈友望.国产200MW机组启停方式燃料损耗计算方法的研究［J］.中国电机工程学报，1987，7（5）：32-36.

［2］ 沈丛奇，归一数，方炯.火电厂全厂负荷优化分配及其控制方式的研究［J］.华东电力，2005，33（3）：18-21.SHEN Cong-qi，GUI Yi-shu，FANG Jiong.Study of optimal load distribution in power plant and its control method［J］.East China Electric Power，2005，33（3）：18-22.