節能發電調度對低效電廠的影響及對策研究

卞韶帥，黃 新，施 峻，王 曙

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

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

某發電有限公司（以下簡稱電廠）共安裝有4臺320MW機組，自20世紀90年代初陸續投產以來，已接近運行20年，期間4臺機組陸續進行了汽輪機通流部分改造、脫硫、脫硝系統改造等重大工程，起到了節能減排的作用。然而隨著上海電網裝機容量的不斷擴大、用電情況的變化以及外來電的持續增長，4臺機組逐步由原來的主力機組轉變為非主力機組，按《上海電網節能發電調度工作實施方案》，4臺機組均屬于低效機組系列。自實施節能發電調度方案以來，機組調停次數逐年增加、負荷率逐年下降，電廠的各項主要經濟性指標也均比往年要差。置換電量的補償收益相較于發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。而且目前國內在節能調度制度對發電廠（特別是低效電廠）的影響及對策方面的研究也較少。因此，有必要開展節能發電調度對電廠的綜合影響和對策研究。

1 節能發電調度對電廠的影響

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，需要綜合分析節能發電調度電價、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——上網電價（不含稅，包括合同電價與環保電價）；

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——預結代發電收益；

w——電廠收益；

p——節能發電調度電價（不含稅），其中系數bmin為自2011年起電廠實際統計供電煤耗的最低值；

x——上網電量；

y——置換上網電量；

z——售電標煤單價（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，則指標w的全增量可近似表達為：

式中 Δw——各因素單獨影響所造成的收益增減之和。

令當前期下標為1，比較期下標為0。

（1）置換上網電量變化對收益的影響

令x1-x0=y0-y1，則：

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

（2）節能調度電價變化對收益的影響

由于按《上海電網節能發電調度工作實施方案》規定，計算節能發電調度電價時供電煤耗取歷年最低值，可見如果當年供電煤耗小于自2011年至上年的歷年供電煤耗最低值，則電廠收益越高。如果當年供電煤耗大于歷年最低值，則當年供電煤耗對節能調度電價無影響。

（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。

如果置換上網電量、供電煤耗同時變化，對電廠收益的綜合影響為：

（4）標煤單價變化對收益的影響

可見標煤單價越低，電廠收益越高。

如果煤價、置換上網電量同時變化，對電廠收益的影響為：

通過計算電廠某年數據可得，當年節能發電調度電價大于電廠發電邊際收益，與發相同合同基數電量相比，電廠是盈利的。同時亦可見標煤單價、煤耗的變化對電廠收益的影響都要遠大于節能發電調度電價、置換電量的變化。

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

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

假設在計劃合同電量、發電小時數不變的情況下，由于置換電量的增加導致電廠負荷率下降（實際上，電廠負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，按上文計算的發電邊際收益必然下降，節能發電調度邊際收益增加，但是由于煤耗升高導致電廠收益的減少可能會大于節能調度邊際收益對電廠收益的增加從而導致電廠虧損。

1.2 節能調度電價、電量臨界值分析

（1）節能調度電價臨界值

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

（2）節能調度電量臨界值

在節能調度電價大于發電邊際收益的前提下，負荷率下降、煤耗升高導致電廠收益的減少亦有可能會大于節能調度邊際收益對電廠收益的增加從而導致電廠的虧損。

分析模型如下：

式中 Δy——置換上網電量增加值。

即置換電量增加導致的收益增加要大于煤耗升高導致收益的減少的情況下電廠才能不虧損。基于上文的各項數據，假設計劃基數電量、運行小時數不變，假設負荷率下降完全由置換電量增加所致，根據全廠平均煤耗數據可推算得煤耗增量與置換電量增量間的多項式關系：

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

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。根據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：降負荷（P1）——停運（P2）——點火準備（P3）——點火至沖轉（P4-1）——沖轉至并網（P4-2）——升負荷（P5）——設備熱穩定（P6）

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

式中 Ki——各階段的損失因子；Pi——各階段的時間。

根據電廠實際運行數據進行計算，可得出：

熱態啟停過程的平均損失估算式為：

冷態啟停過程的平均損失估算式為：

根據兩式可估算得機組的每次平均熱態啟停損失和冷態啟停損失分別為289噸標煤和535噸標煤，按標煤單價720元／噸，折合人民幣分別約21萬元和39萬元。

1.4 節能調度固定成本補償分析

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

當前我國環境保護的壓力越來越大，國家規定燃煤發電機組必須安裝脫硫、脫硝和除塵環保設施，這些環保設施投資大，運行維護成本高，必然增加發電企業的成本。為此，國家推行了在現行上網電價基礎上執行脫硫、脫硝和除塵電價加價的環保電價政策。然而在當前節能發電調度的政策下，對于低效機組，其節能發電調度電價中的上網電價部分實際上采用的是購售電合同中的上網電價，其并不包含環保電價，機組由于節能發電調度如調停，其環保設施不能投運，就不能獲得相應的環保電價（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），相應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，建議可從電網節能調度收益空間中對低效機組的該項損失進行明確補償或者低效機組節能發電調度電價中的上網電價部分應包含環保電價。

2 電廠節能發電調度對策

2.1 機組調峰方式選擇

目前電網對電廠進行節能調度的方式主要有調停和低負荷運行。機組煤耗特性曲線一般為拋物線，機組負荷低于70%后其煤耗就開始急劇增加，長時間低負荷運行顯然是不經濟的；而機組調停每次啟停損失也不小，若調停時間較短，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濟性比較可求得一個臨界時間Tcr。

設電廠有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負荷；而當有J臺機組各帶Nij負荷，剩余機組（I-J）臺調停的情況下，則整個電廠的燃料損耗為：

式中 Bij——第i臺機組在帶Nij負荷時的煤耗，g／

kWh；

Bi0——第i臺機組在帶額定負荷時的煤耗，g／

kWh；

ΔBsi——第i臺機組啟停損失，t標煤。

而在所有機組都以低負荷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Δ＜0時，它表明低負荷運行方式燃料損耗比有機組調停方式要小；反之Δ＞0時，則有機組調停方式的損耗要小。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、調停機組數及調峰負荷都有關。臨界時間的含義是：當電廠低負荷調峰運行時間超過臨界時間時，應將機組停運，并將其負荷轉移到其他機組上。

設電廠有2臺機組參與調停，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標煤，每臺機組的運行負荷都為130MW，與額定負荷下的供電煤耗差35g／（kW·h），調停后其余機組運行在260MW，與額定負荷下的供電煤耗差4.5g／（kW·h），則計算可得臨界時間Tcr=50.4小時。

目前機組的調停、停運時間以及相應的負荷轉移都由電網的負荷曲線及電網調度來決定，電廠自主選擇的余地較小。電廠可根據調度提供的發電計劃、節能發電調度發電量計劃，根據上述模型的計算結果，來選擇是否進行機組調停和調停機組數量，并與調度進行溝通。只要機組的調峰運行時間大于臨界時間，就應將機組停運，并將其負荷轉移到其他機組上，以提高負荷率。

2.2 基于耗煤量指標和脫硝加價收益的負荷優

化分配

目前上海電網實現的是單機AGC的調度方式，因此全廠負荷優化分配并不具備條件。然而，在節能調度模式下，全廠可能有多臺機組處于低負荷狀態且AGC模式切除，因此可以考慮這幾臺機組間的負荷優化分配。

常規負荷優化分配是指根據總負荷指令，合理分配各臺機組的負荷，保證各臺機組運行在允許的負荷范圍內，并使得各機組的總耗煤量最小［2］。如果純考慮基于煤耗量最小進行負荷分配，有些機組分配的負荷會低于脫硝系統的最低投運負荷，從而導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。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。

最優負荷分配的目標函數為：

式中 B——總煤耗量，t／h；

Bi——第i臺機組的煤耗量，t／h；

Ni——第i臺機組負荷指令，MW；

N——參與負荷優化分配的機組臺數。

約束條件：

式中 N——總負荷指令；

Ni，max——第i臺機組負荷上限（MW）；

Ni，min——第i臺機組負荷脫硝下限（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臺機組負荷指令，MW；

N——參與負荷優化分配的機組臺數；

OPMV——按耗煤量指標計算的最小煤耗，t／h；

C——標煤單價，元／t；

M——按耗煤量最優分配負荷低于脫硝負荷下限

的機組臺數；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優化問題，可采用動態規劃法求解上述方程組。

以1～3號機組參與負荷優化分配、總負荷450MW為例，計算結果見表1。

表1 負荷分配結果表

2.3 機組啟停優化措施

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

2.3.1 節油措施

（1）在磨煤機入口的熱風道上安裝暖風器來加熱一次風進行制粉，當熱風溫度達到啟磨煤機條件后，在汽輪機沖轉前應盡早起磨；

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

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

（4）機組冷態啟動應盡量采用滑參數啟動；

（5）停爐前應提前做好入爐煤的摻配工作。

2.3.2 節電措施

（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動一組汽動給水泵上水；

（2）機組啟動初期可考慮單側送、引風機運行，延后啟動另一側送、引風機；

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

（4）將凝結水泵電機等由原定速運行改為變頻調速運行，達到節電效果。

3 結語

（1）為提高低效電廠（機組）的積極性，節能發電調度電價不應低于發電企業的發電邊際收益。

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

（3）低效機組因節能發電調度而損失了環保電價對其環保設施固定成本的補償、增加了啟停損失等變動成本。這些損失在當前的節能發電調度方案中并沒有明確補償。建議政府有關機構進一步完善節能發電調度電價定價機制及經濟補償辦法。

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

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

［2］ 沈叢奇，歸一數，方炯.火電廠全廠負荷優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，FANG Jiong.Study of optimal load distribution in power plant and its control method［J］.East China Electric Power，2005，33（3）：18-22.