调度发电范文（精选8篇）
调度发电 第1篇
进入21世纪以来,随着能源短缺迹象的加剧和能源需求的增加,能源价格高企,迫使人们思考如何更有效地利用一次能源和二次能源。世界各大主要经济体不约而同地提出了智能电网的愿景,重点发展新能源和新一代互联网等七大战略性新兴产业。藉此良好发展契机,我国正积极构建以能源互联网为主要特征的新型能源体系,开展相关核心基础技术研究,以实现国家跨越式发展的重大战略目标[1]。
从传统电网体系向能源互联网体系转换过程中,具有间歇性、随机性和波动性特点的可再生能源得以快速发展,但也给传统“发电跟随负荷变”的调度运行方式提出了挑战。因此,从需求侧来解决电力实时平衡问题已成为近期研究的热点,这也是能源互联网实施的关键基础技术之一。
早期的需 求侧管理 以直接负 荷控制(Direct Load Control,DLC)为主,但随着电力市场化改革的进行,原有的需求侧管理已不能同时满足维持系统可靠性和提高市场运行效率的要求,为此引入了需求响应(Demand Response,DR)技术[2]。需求响应通过电价信号和激励机制来改变电力用户固有的电力消费模式,在高峰时刻削减部分负荷以缓解对高峰电源的需求或按指令来关闭某些负荷,实现综合利用供电侧和需求侧资源的目的[3]。在美国多家独立 系统运营 商(Independent System Operator, ISO)/ 区域输电组织(Regional Transmission Organization,RTO)实施的需求响应项目已证明了电网运行“负荷跟随发电变”的巨大经济效益[4]。
然而,需求响应参与的用户较少,且一般都是在用电高峰时段被动地调用以削减峰荷、减少高峰备用需求,未能充分发挥需求侧资源对电网的贡献潜能。为此,学者们开始研究如何让用户侧资源更为广泛、主动地参与市场及运行,即应用需求调度 (Demand Dispatch,DD)[5,6]作为发电调度的补充来更高效地优化电网运行。
从“发电跟随负荷”的传统发电调度转变为“发电跟随负荷与负荷跟随发电相融合”的双向调度,是未来电网运行控制中电力系统功率动态平衡的一个发展趋势。文献 [7] 的研究结果表明,用电激励可减少低谷时段风电弃电,提高风能利用效率;可中断负荷可增加高峰时段的备用资源,提高系统运行的经济性。文献 [8] 提出了“多级协调、逐级细化”的多时间尺度协调的柔性负荷响应调度模型与策略,充分利用不同时间点的负荷资源,有效平衡风电预测功率不确定性所引起的功率不平衡量,减少系统备用容量。目前关于双向调度的研究仍聚焦于如何利用需求侧资源更好地消纳风电的具体应用上。为了更好地挖掘双向调度的价值,需要对需求调度进行体系性研究,包括其基础理论、在调度自动化领域如何应用以及市场规则等。
1 需求调度的定义与特征
需求调度是需求响应发展到一定阶段的进化结果,可看作是需求响应的扩展与延伸。文献 [5] 与文献 [6] 分别对需求调度进行了定义,本文综合这2个定义将需求调度概括为:需求调度是对发电调度进行补充的一种运行模式,通过双向调节用户侧的资源(增加 / 减少负荷需求或增加 / 减少用户侧的分布式发电),与发电调度协调实现电网更为高效的优化运行。
1.1 用户侧资源的特性
用户侧的资源一般具有以下特性。
1)多样性。用 户侧有各 种各样的 资源,如DLC、备用电源、智能楼宇的通风采暖空调、智能家电、水泵、电动汽车、用户侧储能、用户表计后的分布式发电等,其自然特性也千差万别。
2)可控性。不仅参与DLC的负荷、商业 / 工业用户所拥有的备用发电机等是可控的,随着通信技术的发展,具备通信功能的智能家电或电动汽车等也可被调度员灵活控制[5]。
3)不确定性。用户侧资源的使用具有不确定性,这也为可调度负荷的容量和时间带来了不确定性[6]。
4)周期性。一些负荷(如水泵、空调、热水器等) 的运行需要一个连续的工作周期。
5)快速响应性。需求侧资源不像发电机组那样有爬坡速率等约束,可以近实时地响应调度控制命令、价格信号,甚至是本地的系统频率信号,进而实现对负荷需求的快速调节。
1.2 需求侧资源的特性
需求侧资源可由ISO/RTO、电力公司、聚合商、第三方虚拟发电厂、服务提供方或用户自身进行控制,使得需求调度具有以下主要特征。
1)连续可用性。在未达到总耗能限制前,可调度的需求侧资源是连续可用的,而不像传统需求响应那样仅在高电价或系统紧急时调用。
2)用户广泛、主动参与。传统需求响应中只有一小部分用户参与,而需求调度则使用户参与的范围更广、程度更深,但用户自愿、主动地参与需求调度需要良好的激励机制。
3)双向调节能力。需求调度可对负荷、分布式发电进行双向调节,相应地可提供正旋转备用和负旋转备用。
4)多时间尺度的服务能力。需求侧资源的响应时间可以从几个小时直到1 s,不仅可以提供小时到分钟级的同步备用服务、分钟到秒级的调频服务,还可以提供秒级的一次调频功能。此外,需求侧资源还可以参与时间尺度更长的容量市场。
5)与发电调度的协调性。需求调度是发电调度的补充,目标是实现电网的优化运行,更好地消纳间歇性可再生能源发电。
需求侧资源的主动调节不仅能够平抑峰谷、提高效率、消纳新能源、提高一次设备利用率以及减少损耗,还形成了全新的商业机会,带来运营模式和运行控制技术的变革。
2 需求调度与发电调度的愿景
2.1 需求调度对传统发电调度的影响
传统发电调度包括发电调度计划和自动发电控制(Automatic Generation Control,AGC)。发电计 划会从年计划滚动安排到月计划、周计划、日计划直至日前和日内发电计划,最后进入实时调度。整个调度过程需要安全约束机组组合(Security Constrained Unit Commitment,SCUC)、安全约束 经济调度 (Security Constrained Economic Dispatch,SCED)、AGC等工具来保证运行可靠性[9]。
调度运行中考虑了可调度需求侧资源的灵活性之后,电力的实时平衡可以通过调度发电出力和需求侧资源来实现。聚合的需求侧资源可提供时间尺度为从几个小时到几秒的旋转备用和调频等辅助服务。例如,对于风电的出力变化,按小时调度的负荷可采用“跟随发电”的控制模式来跟随某特定区域的部分或全部风电,减少对发电机组旋转备用的需求; 控制时间尺度为几秒至几分钟的负荷提供调频辅助服务;如果控制时间尺度在1 s内,可利用负荷的频率下垂特性自治地响应本地电网频率的变化,以减少频率误差[6]。
由于每个单独的负荷有最小 / 最大可调功率、所需电能和时间以及在给定的时间段循环开启和关闭的次数限制,聚合后的负荷也将具有最小 / 最大功率调节能力以及总可调度电量约束,这将有别于传统发电机组在调频、旋转备用中的可用性。
2.2 需求调度与发电调度运行模式构想
发电调度与需求调度的协调运行模式如图1所示。
图中左侧为传统的发电调度模式,通过调度网内集中式发电厂、抽水蓄能电站的功率以满足负荷的需求及全网辅助服务(如频率调节、旋转备用和电压调节)的要求。增加需求调度后,调度员可进一步利用需求侧资源维持电力的实时平衡。与发电侧资源一样,需求侧资源可以参与中长期市场、日前市场、日内市场和实时市场,提供容量、电能、辅助服务等市场商品。需求调度也可部署在市场之外的系统紧急的环境中,此时需求调度的补偿和执行通过合同的形式来规定。
2.3 需求调度与发电调度的协调
在应用功能上,需求调度对传统发电调度中的SCUC、SCED、AGC等算法提出了新的要求。
在传统调度和机组组合问题中,需求是固定的, 且是一个估计的值,而增加了需求调度之后,一些用户变得柔性,虽然总用电量是给定的,但可以在时间轴上进行部分平移。考虑需求调度的SCUC问题可写成以下一般形式:min(燃料成本 + 启动成本 + 未投运电能成本 + 未投运备用成本–可调度需求的成本), 即取该多项式的最小值。
约束条件中除了传统的负荷 / 发电实时功率平衡约束、发电机组约束、运行备用平衡约束、电网运行约束外,还需增加与需求侧资源相关的约束:
1)可调度需求的运行约束,为可调度需求的功率上下限约束;
2)可调度需求的总消耗电能约束,如电动汽车充满电后无法继续消耗电能。
文献 [10] 的研究结果表明通过需求调度可提高火电机组的运行效率,文献 [11] 通过Illinois的案例研究表明,需求调度和概率风电预测都有助于大量风电在电力市场中的高效运行。考虑需求调度的SCED也可以使用SCUC的一般形式模型,只不过机组组合变量已根据日前市场和可靠性评估组合进行了确定。
传统AGC调频基于 区域控制 误差(Area Control Error,ACE),但考虑了可调度需求的调频潜能之后可对传统的AGC进行扩展,使需求侧资源参与频率稳定和调节,即自动发电与需求控制(Automatic Generation and Demand Control,AGDC)[12]。因系统中40% ~ 60% 负荷为电动机或感应负荷,聚合的需求侧资源具有下垂特性。聚合负荷对频率偏离有自稳定或自然响应,这是负荷对频率的一次调频作用。根据电网中可再生能源发电的波动情况进行可调度负荷的频率参考值调整,可实现二次调频。根据可再生能源发电出力及负荷的预测值进行可调度负荷的频率参考值调整,将实现三次调频。电网中的智能负荷元件,如空调、冰箱、热水器、储能系统、电动汽车群、小型可控的分布式电源等,都是潜在的快速调频资源。
由于需求侧资源的快速响应特性,其调频潜能甚至优于传统发电机组,自治需求响应[13]正是基于该特性,使负荷直接响应于系统频率而不是调度控制中心的控制信号或价格信号。
2.4 需求调度的发展状况
在引入需求调度的概念之前,需求响应技术已在美国ISO/RTO得到了广泛应用。2011年,美国ISO/ RTO需求响应资源的潜在贡献达到了32 488 MW, 比2010年增长了6.3%。从2009年以来,需求响应的市场潜在贡献每年增长了4.1%[3]。根据PJM的报告,需求响应的实施使得无约束区域的出清电价下降10%~20% 左右,有约束区域的电价下降了30% 左右。加拿大的一个典型需求调度案例是New Brunsrick的Power Shift Atlantic项目[14],该项目针对北美风能渗透率最高的沿海区域,通过2个虚拟发电厂来控制热水器、空调、通风机、制冷系统等负荷,持续跟踪风力发电的变动,保持电力实时平衡, 降低了现有发电设备所需提供的辅助服务。应用需求调度提高能效的另一个经典案例是丹麦的缓解可再生能源波动项目[5],该项目研发的电力单元控制器整合了风电、火电和负荷管理,应用到孤岛运行的电网中以维持电力实时平衡。
在我国,不论是需求响应还是需求调度,在工程实践上都还处于起步阶段。我国于2012年实施的首个智能电网需求响应项目[15]采用了自动需求响应 (Automatic Demand Response,ADR)技术,验证了我国需求响应市场潜力巨大,使用恰当的激励机制能够有效削减用电高峰负荷。
3 国内发展需求调度面临的挑战与建议
需求调度优化了电网运行方式,提高了可再生能源利用的可能性,促进了需求侧资源的灵活性, 但实现需求调度与发电调度的协调运行面临很多技术、市场与经济方面的挑战,本文从总体技术部署、通信系统、计量与结算等3个角度分析了实施需求调度所面临的技术挑战,需求调度的技术挑战见表1所列。
表2则从趸售 / 零售市场规则、用户的定价与激励、费用与补偿、对电力公司的奖励、市场监管等角度分析了实施需求调度所面临的市场与经济挑战。根据表1和表2所列需求调度的技术挑战、市场与经济挑战的分析,建议我国实施需求调度可分两步走。
实施需求调度的第一步是完善需求调度与发电调度所必需的通信基础设施,开发电力供应商与用户之间的互操作规范,形成需求调度与发电调度的总体技术体系架构。在需求调度与发电调度的愿景中,可调度的需求侧资源越来越多,为输电侧、配电侧、用电侧提供了更多的选择。在输电侧,输电公司可在SCUC、SCED、AGC中协调发电资源和需求侧资源,实现电网的优化运行和资源的优化配置,更好地补偿风电、太阳能发电的间歇性、波动性;在配电侧或聚合商侧,配电公司需要对特性各异的需求侧资源进行有效监控与管理、优化组合以及削减预测等;在用电侧,需求侧根据控制中心的调度指令或价格信号,实现本地的最优运行。因此,需求调度与发电调度的总体技术体系架构应包含覆盖至输电侧、配电侧、用户侧的需求调度监控体系,以便有效地监视、管理和控制众多的需求调度资源。
基于需求调度与发电调度的愿景,需求调度与发电调度的总体技术体系架构如图2所示。
在需求调度与发电调度的总体技术体系架构中,部署的信息系统包括:
1)配置在输电侧的具有需求调度监控功能的能量管 理系统(Energy Management System,EMS)/电力市场 管理系统(Market Management System, MMS);
2)配置在配电侧的具有需求调度监控功能的配电管 理系统(Distribution Management System, DMS);
3)配置在聚 合商侧的 需求调度 管理系统 (Demand Dispatch Management System,DDMS);
4)配置在用户侧的家庭能量管理系统(Home Energy Management System,HEMS)/ 楼宇能量管理系统(Building Energy Management System,BEMS);
5)智能电表、远动终端(Remote Terminal Unit, RTU)以及适应需求调度的计量基础设施。
需求调度成功实施的关键是计量基础设施,其可对用户负荷和用户发电机组进行调度可用性和有效性的监控和记录。对通信系统的要求则必须是安全和近实时的,具有满足支持需求调度所有功能的运行特征和性能特性,例如可用性和吞吐容量。
此外,需求调度的特征之一为大量用户主动参与,电力供应商与用户间的互操作必须实现自动化, 即电力供应商随时将当前的电价情况、负荷情况、电网运行状态等信息传达给用户,而用户可根据收到的信息立刻做出反应,执行电力供应商强制的或建议的操作。另一方面,用户也可主动向电力供应商发出需求反馈,电力供应商根据反馈信息做出调整和调度,这个自动化的过程可基于Open ADR 2.0规范实现[18,19]。
针对我国的分级调度机制,设计了适应我国国情的分层需求调度与发电调度的总体技术方案,分层的需求调度管理如图3所示。
在该体系架构中,省级需求调度管理模块位于上层,与下层的地区需求调度管理、聚合商需求调度管理、大用户需求调度管理等系统或模块进行通信。省级EMS/MMS、地区级DMS中需增加需求调度管理模块,并通过调度数据网进行通信;聚合商聚合了表计后的居民负荷、楼宇负荷、分布式发电、社区储能和电动汽车,通过Internet与省级需求调度管理模块通信;一些大用户的需求调度管理直接通过专线与省级需求调度管理模块通信。下级需求调度管理模块直接将可调度的负荷量及可用状态实时传送到EMS系统,并将可提供的服务及价格提交给MMS系统以参与市场竞价;同时接受EMS的调度命令和MMS的价格信号,对可调度的需求侧资源进行近实时的控制。
实施需求调度的第二步是制定符合我国电网运营模式的需求调度趸售 / 零售市场规则。需求调度运行模式的出现使得配网级别的负荷、表计后的分布式发电可以参与到趸售市场和零售市场,并通过影响需求曲线而对市场价格产生影响[20]。借鉴国外需求响应项目的经验教训,需构建更为公平的利益共享费率结构和补偿方案,以激励用户主动、积极地参与需求调度,促进电网中需求调度的灵活性和可持续性。
4 结语
需求调度是从传统电网体系向能源互联网体系转换的一项关键基础技术。在需求调度与发电调度的协调运行模式中,需求侧资源在配电 / 零售、输电 / 趸售之间可以起到桥梁作用。完善的通信基础设施及电力供应商与用户间的互操作规范,是实现需求调度与发电调度总体技术架构的必要条件。为保证需求侧资源可以灵活、可持续地参与需求调度,需要制定适应需求调度的监管 / 市场规则和经济补偿手段等。
深圳输配电价试点改革的正式落地以及新一轮电改方案的出台,将改变电网的盈利模式,重塑电力产业链,并推动电力市场的发展。在此背景下,需求调度将为新能源发电企业、火电企业、电网公司、新兴的电力分销商 / 聚合商带来全新的商业机会,并因此受益。
摘要：在以能源互联网为主要特征的新型能源体系中,具有间歇性、波动性特点的可再生能源发电给传统“发电跟随负荷变”的调度运行方式提出了极大的挑战。利用可调度的需求侧资源实现“负荷跟随发电变”的需求调度,是对传统发电调度方式的补充。在明确需求调度的定义与特征的基础上,构想了需求调度与发电调度的运行模式及其协调方式。在这种模式下,发电侧资源与需求侧资源被双向调度,以实现电力实时平衡控制;需求侧资源可以与发电侧资源一样,参与各类市场。总结了国内外需求调度实践,分析了我国实施需求调度的技术及市场与经济挑战,提出了需求调度与发电调度的总体技术体系架构。
调度发电 第2篇
一、填空题（40分，每题2分）
1.为了加强湖南电力调度管理，执行国家节能环保政策，保障电力系统安全、优质、经济运行，维护发电、供电（包括输电、变电、配电，以下简称供电）、用电等各方的合法权益，特制定本规程。
2.湖南电力系统系指接入湖南电网的发电、供电、用电设施和为保证这些设施正常运行所需的继电保护及安全自动装置（以下简称保护装置）、调度自动化和通信设施、计量装置等构成的整体。
3.调度管理的任务是组织、指挥、指导、协调电力系统的运行，保证实现下列基本要求：⑴ 按资源优化配置原则，实现优化调度，减少环境污染，充分发挥电力系统的发、供电设备能力，最大限度地满足社会和人民生活用电的需要；⑵ 按照电力系统运行的客观规律和有关规定，确保电力系统安全、稳定、连续、正常运行，电能质量符合国家规定标准；⑶ 按照电力市场规则，依据有关合同或者协议，维护发电、供电、用电等各方的合法权益。
4.各发、供、用电单位和各级调度机构，应遵守调度纪律，服从统一调度。5.省调所辖发电厂和变电站的设备发生异常，值班人员应及时向省调值班调度员汇报。省调值班调度员应及时将系统运行的重大变化告相关运行单位值班人员。
6.不属华中网调和省调管辖的设备，如改变运行方式及其状态对湖南电力系统有影响时，应经省调值班调度员同意。
7.调度系统的值班人员依法执行公务，有权拒绝各种非法干预。
8.发电厂应在每日12:00前向电力调度机构计划部门上报次日发电机组的可调出力、机组备用的变化情况，并报告影响其发电设备能力的缺陷和故障。9.发电厂、变电站的关口计量装置应有独立的计量回路，因改造等原因造成计量装置不能正常运行时，应及时做好 投退时间、表码、负荷水平的记录，并报省调。11.并网调度协议应以书面形式签订，其内容包括：双方义务、并网条件及要求、调度管理、技术管理、违约责任和其他要求等。
12.发电企业未与电网经营企业和相应的调度机构签定,购售电合同及《并网调度协议》的新设备不应接入系统运行。
13.不能在当时内完成的临时检修，省调值班调度员一般不予受理，但事故抢修、为解除对人身或设备安全严重威胁的检修，可随时向省调值班调度员申请，值班调度员应予以安排。14.设备检修完毕，除按要求恢复设备状态外，还应将因设备检修而影响的调度自动化和通信等二次设备恢复到正常状态。
15.调度自动化系统设备检修或操作以及影响二次系统安全防护的工作，应按调度管辖范围提前向调度自动化管理部门提出申请，经批准后方可进行。开工前应征得相应调度自动化值班人员同意；完工后应告知调度自动化值班人员。
16.通信设备检修和操作应按调度管辖范围提前向通信调度提出申请，经批准后方可进行。开工前应征得相应通信调度许可；完工后应告知相应通信调度。17.操作指令票的预发可以采用电话、传真和电子文档传送方式。18.解列操作时，应先将解列点有功潮流调至接近零，一般宜由小系统向大系统送少量的有功，无功潮流调至尽量小，使解列后的两个系统频率和电压均在允许范围内。19.母线倒闸操作时，应考虑对母差保护的影响和二次回路相应的切换，各组母线电源与负荷分布是否合理，应尽量避免在母差保护退出的情况下进行母线倒闸操作。
20.零起升压的发电机容量应足以防止发生自励磁，发电机强励退出，保护均可靠投入，但联跳其它非零起升压回路断路器的压板退出。
二、判断题（20分，每题1分，正确的在括号内打“∨”，错误的打“╳”）
1.湖南电力系统与华中电力系统解列运行时，省调负责调频，并指定主、辅调频厂。主调频厂调整出力使系统频率保持在50±0.2Hz以内运行。当频率偏差大于±0.2Hz时，辅助调频厂应不待调度指令立即参加调频。当频率超出规定，调频厂无调整能力时应立即报告值班调度员。（X）
2.发电机组应参与电力系统一次调频，其参数整定值由各单位生产技术部门给定。（X）3.调度对象的主要职责是：及时向值班调度员汇报设备异常运行情况，并按调度要求上报运行信息；自行处理本规程规定可以自行处理的事项；执行电力系统重大事件汇报制度；按照值班调度员的要求，实施系统安全稳定运行的防范措施。（X）
4.并入湖南电力系统运行的发电、输电、变电等相关设备，不论其产权归属或管理方式，均应纳入相应电力调度机构的调度管辖范围。（O）
5.发、供电单位行政领导人发布的指示，如涉及省调调度权限时，应经省调调度员同意才能执行。（O）
6.调度对象不得无故不执行或延误执行调度指令。调度对象不执行或延误执行调度指令，其后果由支持该受令人的领导负责。（X）7.发电厂设备发生临时性缺陷、燃料质量等原因需要调整日发电调度计划的，应于12小时前向省调值班调度员提出申请，经同意后执行。（X）
8.新设备投产试运行因故中止时间超过72小时或投产因故推迟120小时，则其投产试运行申请作废。需要投产试运行时，应另提申请。（X）
9.发、变电设备检修时间从调度通知开工时起，到正式投运或恢复备用时为止。机炉试运行、试验或其他运行前的一切准备工作，均不算在检修时间内。（X）
10．新（扩、改）建工程设计的稳定措施应与相关的一次设备同步投入运行。系统改造性的稳定措施，应在规定时间内投入运行。（O）11.新增、更新改造保护装置或保护回路接入其他设施，应征得相应调度机构的值班调度员同意。（O）
12.值班人员应对保护装置进行巡视检查、每月进行3次微机保护装置采样值检查、每周进行1次故障录波装置手动启动录波检查。发现缺陷或异常应立即报告值班调度员、通知维护单位处理，并做好记录。（X）
13.除紧急情况外，公网电话不应作为接、发调度指令的通信工具。（X）
14.调度对象根据值班调度员下达的即时操作指令或预发的操作指令票拟写倒闸操作票，但不得按预定的时间自行操作。（X）15.当系统局部电压降低，使发电机或调相机过负荷时，有关发电厂或变电站的值班人员应联系有关调度采取措施（包括降低有功，增加无功及限制低电压地区负荷等），以消除发电机或调相机的过负荷。（O）
16.新设备冲击次数：变压器、消弧线圈、电抗器为5次，线路、电容器、母线、断路器、隔离开关等为3次。（O）
17.电压监视控制点电压偏差超出电力调度规定的电压曲线值的±7%，时间不允许超过1小时，或偏差超出±10%，时间不允许超过30分钟。（X）
18.机组失磁引起系统振荡，可不待调度指令，立即将失磁机组解列。（X）19.调度自动化系统出现异常，省调无法监视厂站数据时，在自动化系统异常未处理好之前暂不进行系统倒闸操作，但危及系统安全的应急操作除外。（O）
20.当地调、发电厂、变电站（监控中心）与省调通信联系完全中断时，如通信设备故障影响到保护装置的正确动作，则应按规定将可能误动的保护装置退出运行。（O）
三、选择题：（20分，每题1分，每题只有一个正确答案，将正确答案编号填入相应的括号内）
1、湖南电力系统运行遵循＿B＿的原则。各级调度机构按照分工在其调度管辖范围内实施电力调度管理。
A统一调度、分层管理 B统一调度、分级管理 C.统一调度、分区管理。
2、列入调度管辖范围的设备，其＿B＿等改变，应经产权所有单位批准，并报相应调度机构备案。结线变更等应征得相应调度机构同意。
A、运行参数； B、铭牌参数； C、接线方式。
3、各运行单位应保证在任何时间内都有＿B在主控制室（监控中心）。
A、值班人员； B、调度对象； C、生产领导。
4、省调值班调度员只对调度对象发布调度指令。非调度对象＿C＿＿＿省调值班调度员的调度指令。
A、可以转达； B、可以接受； C、无权受理。
5、值班调度员对调度对象发布调度指令、进行调度联系时，应使用普通话和统一的＿B＿；双方应先交换调度代号、姓名，作好记录，复诵无误，双方应录音。
A、安全规程； B、调度术语； C、操作规程。
6、调度对象应及时向值班调度员汇报＿C＿的执行情况。遇有危及人身、设备及电力系统安全情况时，调度对象应按有关规定处理，处理后应立即报告有关调度机构的值班调度员。A、设备操作； B、保护操作； C、调度指令。
7、对于严重违反调度纪律的行为，电力调度机构应通告有关单位处理，同时取消违反调度纪律者的调度对象资格，被取消资格者＿C＿月后提出申请，经相应电力调度机构考试合格后，方可再次获得调度对象资格。A、半年； B、一个； C、三个。
8、在预计投产前2个月，＿C＿应按调度机构要求报送电气主设备、保护装置、调度自动化和通信等图纸和资料。A、基建单位； B、运行单位；
C、新设备业主单位（业主委托单位）。
9、同一个回路或一个单元的设备检修应配合进行。即电气一次设备相互配合；一次与二次设备相互配合、同步检修；＿B＿相互配合。A、机、炉、电； B、机、炉、变； C、机、炉、线路。
10、计划检修不能按时开工，超过计划开工时间＿C＿小时，该检修工作票作废。需要工作时应另提申请：
A、24； B、36； C、72。
11、线路自动重合闸、振荡解列、低频低压减载装置、强行励磁、电网稳定器、低频解列、低频自启动、自动切机、调相改发电等安全自动装置，未经＿C＿同意，不得退出。A、省调有关专业人员； B、本单位总工程师； C、省调值班调度员
12、在一次设备转冷备用或检修状态后，若该设备保护装置有工作，值班调度员＿B＿ 操作，值班人员在得到值班调度员许可后，根据现场工作票的工作要求退出相应的保护装置，工作结束后，值班人员应及时将保护装置恢复到调度许可开工前的状态。A、应下逐项操作指令进行； B、不另行下令；
C、应下综合操作指令进行。
13、通过调度自动化系统实施遥控、遥调控制的厂站端自动化设备检修完毕，应经＿B＿测试通过后方可投入运行。A、检修人员；
B、相关调度自动化值班人员； C、值班人员。
14、通信设备实行＿B＿维护原则。A、统一； B、属地化； C、委托。
15、黑启动方案应包括启动电源、启动步骤、负荷恢复及快速启动的组织和技术措施等，其关键环节应通过实验进行验证，并根据系统情况每年进行一次修编，一般＿B＿进行一次修订。
A、2年； B、3年； C、4年。
16、闭锁式载波纵联保护在交信中收发信机的通道3db告警灯亮时，可以＿C＿： A、不退保护； B、退保护；
C、不退保护，但应报告值班调度员并通知维护单位进行检查。
17、下列＿B＿操作，发令单位不用填写操作指令票，调度指令即时下达即时执行，但应作好记录：
A、新设备投产；
B、保护装置的投退或定值调整； C、变压器由运行转检修。
18、操作指令的执行应遵守发令、复诵、录音、＿C＿等制度。A、监护、记录； B、监护、汇报； C、记录、汇报。
19、发电机与系统或两系统之间并列如无特殊规定，应采用准同期并列。并列条件：⑴ 相序相同；⑵ 频率基本相等，频差不大于0.5Hz；⑶ 并列点两侧电压基本相等，220千伏及以下电压级电压差不大于额定电压的20%，500千伏电压级电压差不大于额定电压的＿B＿。A、5%； B、10%； C、15%。
20、省调调度管辖范围内的设备月度检修计划，相关单位应在月前＿＿B＿天报省调，经综合平衡后，由省调于月前5天下达有关单位。A、15； B、10； C、12。
四、调度术语解释及问答题（20分，每题2分）
1、《湖南电力调度规程》所指的设备“冷备用状态”是：
对于线路、母线、发电机、变压器等电气设备，其断路器断开，断路器两侧相应隔离开关处于上位置，相关接地隔离开关断开。
2、“退出重合闸”的含义是：
指重合闸采用“停用”方式，即将“方式”开关切换到“停用”位置，断开重合闸合闸出口压板。
3、“具备受电条件” 的含义是：
新设备安装、调试、验收完毕，符合《新设备投运方案》中的投运条件。
4、“旋转备用容量”的含义是：
运转设备随时可能发出的最大出力与实际出力之差。
5、“具备停电条件”的含义是：
准备停电设备停下后不会使其他设备过载或线路稳定破坏，或由该准备停电设备供电的用户负荷已转走或已经停电，对有“T” 接用户或电厂的线路还包括“T”接户或电厂的线路有一个明显断开点不会向该线路倒送电。
6、“检修可以开工”的含义是：
准备检修设备已处于检修状态（或设备检修所要求的状态），⑴ 对调度：电气设备的状态转换已经完成，已转为检修状态（或设备检修所要求的状态）。
⑵ 对现场：安全措施全部布置完毕，符合《电业安全工作规程》的要求，设备处于检修状态（或设备检修所要求的状态）。
7、“检修竣工，具备复电条件” 的含义是：
设备已检修好，检修人员已撤离检修现场，工作票已收回，设备处于调度通知检修开工时的状态。
8、如何处理发电机进相或高功率因数运行时，由于受到干扰而引起的失步事故？
9、电力系统发生哪些重大事件时，相关单位应按《湖南电力调度规程》的《重大事件汇报制度》向省调汇报？
电力系统发生事故出现负荷损失，发电机组故障、输变电设备损坏、故障，调度自动化和通信设备异常等事件时，相应地调、发电厂在按调度管辖范围组织处理的同时，应立即将发生重大事件的情况向省调相应部门汇报。
10、系统发生振荡，发电厂应采取哪些措施尽快消除振荡？
系统发生振荡时，立即报告上级调度，在上级调度的统一指挥下，进行协调处理，并应采取下列措施尽快消除振荡：
1、与系统并列运行的发电厂和变电站，应不待省调值班调度员指令，立即充分利用发电机、调相机的过负荷能力增加励磁，将电压提高到最大允许值，强励动作后，在规定时间内不得手动解除。
2、频率升高的发电厂，应立即自行降低有功出力，但不得使频率低于49.9Hz，频率降低的发电厂，自行增加有功出力，必要时，水电厂迅速启动备用机组，但不得使频率高于50.1Hz。
调度发电 第3篇
钢铁、石化等众多高耗能企业一般都拥有自备电厂,一方面供应企业自身的电力负荷需求,另一方面可以利用企业生产过程中产生的富余副产煤气进行发电,减少煤气放散,节约生产成本。合理地制定自备电厂各台机组的出力计划及煤气分配消耗计划,提高高耗能企业的用能用电管理水平,对实现高耗能企业发用电自平衡,降低企业生产成本及环境问题的改善都有着重要的现实意义[1,2,3]。
当前,高耗能企业自备电厂自发电调度的研究,通常是在考虑一定量富余煤气或基于富余煤气预测的情况下进行的。文献[4]通过情景方法来表述负荷需求预测和煤气发生量预测的不确定性,建立了以发用电成本最小为目标函数的自备电厂自发电优化调度模型,以得到自备电厂各台发电机组优化的出力计划及优化的煤气分配方案;文献[5]基于HP-Elman-LSSVM对自备电厂煤气供入量进行预测,建立以自备电厂各锅炉负荷之和最大化为目标函数的锅炉经济运行优化调度模型,来寻找各锅炉的经济运行点,为自备电厂内煤气的分配提供参考;文献[6-7]提出了用电企业与地方电网之间关口平衡的概念,以考虑自备电厂各机组性能相关约束的关口平衡为优化目标,优化自备电厂各机组的功率输出,以实现自备电厂发用电自平衡。这类研究将自备电厂视为高耗能企业富余煤气的消纳用户,而自备电厂的发电能力和能耗需求无法反馈到高耗能企业全局煤气优化分配中,这不仅限制了自备电厂的发电量,而且导致高耗能企业煤气资源的优化分配不是最优的。因此,可以将高耗能企业的煤气优化调度考虑到自备电厂自发电调度中,以实现自备电厂和煤气资源的最优调度。
针对高耗能企业煤气资源的优化调度,以煤气系统更为复杂典型的钢铁企业为例,目前已有很多理论成果和实际应用。文献[8]从钢铁企业全局煤气系统出发,建立了以煤气系统全局生产成本最小为优化目标的多周期动态优化调度混合整数线性规划(mixed integer linear programming,MILP)模型;文献[9]考虑钢铁企业内3种煤气的混合使用,通过各用户使用各类煤气的经济效益系数来建立企业经济效益最大化的煤气调度优化模型;文献[10]采用贝叶斯理论推理来确定各个用户的煤气优化调度分配量;文献[11]深入研究了锅炉和煤气柜权重因子对煤气优化调度的影响;文献[12]建立了基于煤气柜和自备电厂紧密配合调节的煤气系统动态调度优化模型;这些文献更加注重煤气系统全局的调度优化,将富余煤气以相应的煤—电转换率折合成发电收益考虑到目标函数中,以减少煤气的放散,而对自备电厂耗能特性和发电能力未进行深入探讨。
此外,自备电厂的自发电调度与电力系统机组组合(unit commitment,UC)问题类似。电力系统机组组合是在满足系统负荷需求、旋转备用需求以及机组性能相关约束等条件下,考虑各机组的燃料特性,确定各调度时段机组启停和出力计划,使总运行费用最小。自备电厂自发电调度则是基于一定量燃料资源,在满足各机组性能相关约束等条件下,考虑各机组的燃料特性,确定燃料分配方案,使总发电量最大。电力系统机组组合与自备电厂自发电调度目标函数虽然不同,但调度原理类似,都需要考虑发电机组的耗能特性来确定最优的发电计划,使总运行费用最小或发电量最大。当前电力系统机组组合问题的研究已比较成熟,许多优化理论和算法都被前人应用于求解该问题。文献[13,14,15]对近些年来机组组合的形式、数学建模方法以及各类求解算法做了很详细的综述。在众多的优化算法中,基于混合整数算法来求解机组组合问题越来越受到众多研究学者的青睐,并得到广泛应用[16,17,18,19]。基于此,本文将电力系统机组组合问题的研究方法引入到自备电厂自发电调度中,在自备电厂内建立机组组合混合整数规划模型,以期得到最大发电量。
总体来说,目前分别针对煤气资源调度和自备电厂自发电调度的研究都已有很多理论成果,但对于综合考虑自备电厂自发电调度和煤气资源调度的研究还比较少见。进行基于煤气调度的高耗能企业自备电厂自发电综合优化调度,其主要目标是为企业内煤电系统的电力生产和煤气调度提供科学的指导,增加自备电厂发电量、减少煤气放散,从而提高能源利用效率、节约生产成本、提高企业竞争力。基于上述背景,本文对自备电厂自发电调度问题和全局煤气调度问题分别进行分步优化建模和综合优化建模。分步优化包括不考虑自备电厂机组组合的煤气调度优化和基于一定燃料的自备电厂机组组合优化;综合优化是指基于煤气调度的自备电厂自发电综合优化调度。文中针对某钢铁企业实际算例,分别应用分步优化模型和综合优化模型进行求解,通过对优化结果的分析可知,采用综合优化调度的方法,不仅能够得到更多的自备电厂发电量,而且其放散量也比分步优化少。
1 煤电系统运行优化调度模型
本文以煤电系统(煤气系统和发电系统)更为复杂和典型的某钢铁企业为例,对自备电厂机组组合问题和煤气调度问题分别进行分步优化调度建模和综合优化调度建模。煤电系统拓扑如图1所示,将自备电厂作为煤气系统的一个调度单元,3条煤气主管道分别将焦化厂炼焦过程中产生的焦炉煤气(coke oven gas,COG)、炼铁过程中产生的高炉煤气(blast furnace gas,BFG)、脱碳炼钢过程中产生的转炉煤气(linze-donawitz gas,LDG)输送到相应的单一煤气用户或经混合站供给混合煤气用户作为生产燃料用能。
分步优化调度建模中,首先,建立了不考虑自备电厂机组组合的煤气调度非线性数学模型,模型以高耗能企业煤气系统运行成本(包括生产用户能量亏缺成本、放散成本、缓冲用户收益、煤气柜波动成本以及生产用户热值波动成本等)最小化为目标函数,考虑物料平衡约束、煤气用户热值约束、能量供应速率约束等约束条件;然后,将煤气调度模型中供应给自备电厂的煤气优化量作为燃料参数输入,建立以发电量最大为优化目标的自备电厂机组组合模型,模型中考虑了各机组的出力约束、爬坡约束及耗能特性相关约束。
综合优化调度模型是将煤气调度模型与自备电厂机组组合模型通过能量守恒和流量平衡耦合,建立以自备电厂发电量最大、煤电系统运行成本最小为优化目标的基于煤气调度的高耗能企业自备电厂自发电综合优化调度模型。
1.1 煤气调度模型
1.1.1 目标函数
不考虑自备电厂耗能特性的煤气调度模型,以各个生产用户的煤气使用方案为决策量。设置总调度时长为T,各调度时段长度均为Δt。
高耗能企业煤气调度模型以煤气系统运行成本最小化为目标函数:
式中:u,d,g,b,h分别表示煤气系统的生产用户、放散塔、煤气类型、缓冲用户和煤气柜;Cu,t,Cd,g,t,Gb,t,Wh,g,t,Wu,t分别为t时段煤气系统的生产用户能量亏缺成本、放散成本、缓冲用户收益、煤气柜波动成本以及生产用户热值波动成本。
煤气系统要保障生产用户的能量供给,但当煤气供应严重不足时允许其能量亏缺。模型中引入亏缺惩罚系数来避免该情况的出现,亏缺成本为:
式中:为用户u的能量亏缺量;λu为生产用户单位能量亏缺量所对应的惩罚系数。
在富余煤气超出了系统缓冲能力时,允许部分煤气放散以保障煤气系统的平衡,由此带来的放散成本为:
式中:为放散塔d的放散量;λd为放散塔d放散单位体积的煤气所对应的惩罚系数。
缓冲用户的收益包括富余煤气外供居民燃料、化学制品以及供给自备电厂发电等所带来的收益,缓冲用户收益通过收益系数表示为:
式中:为流入缓冲用户b的能量;λb为缓冲用户b消耗单位能量所对应的收益系数。
煤气柜在发挥存余补缺作用过程中,需要保证操作的安全性。煤气柜柜位要尽量在限定的柜位上下限之间或期望柜位上,越限会导致相应的惩罚量,有
式中:和分别为高于上限和低于下限的差量;分别为高于和低于期望值的差量;λhup,λhdown,λhΔ分别为对应的越限惩罚系数。
实际生产过程中,煤气热值的波动会对生产的质量和产量有影响。因此,模型中通过对热值波动设置相应的惩罚系数,来抑制煤气供应的热值不稳定。用户热值波动成本Wu,t为:
式中:λsh为生产用户u的热值波动惩罚系数;Eu,t为t时段用户u的能量需求量;为t时段煤气g流入用户u的流量值。
1.1.2 主要约束条件分析
高耗能企业的煤气系统是一个复杂网络,建模过程中需要考虑系统各个部分的约束限制。
煤气系统的运行需要满足物料平衡约束。对于连接各调度单元的主管道z,流入的煤气量与流出的煤气量要满足流量守恒:
煤气系统的煤气产耗平衡约束为:
式中:分别为t时段煤气g流入缓冲用户b和煤气柜h的流量值;为t时段煤气g流出煤气柜h的流量值。
不同的生产用户对煤气的热值需求不同,煤气的供应需要满足用户热值的上下限要求:
式中:分别为煤气用户的热值上、下限;huser,t为t时段供应给煤气用户的热值;为t时段流入煤气用户的能量,需要满足式(10)所示公式。
式中:hg为煤气g的热值。
对于缓冲用户,其能量供应还需要满足相应的调节速率范围:
式中:Rb为单位时间内的调节速率限值。
对于多种煤气经混合站混合后供应给不同煤气用户,还需要满足:
式中:为t时段煤气g由调度单元a流入混合站m的流量;为t时段煤气g由混合站m流入调度单元u的流量;hm为经混合站m混合后的热值。该约束保证了经混合站供给煤气用户的热值一致性,是一个非线性约束。
此外,高耗能企业煤气调度模型还需要考虑煤气柜柜位限制约束、放散约束、输送管道相关约束等约束条件,在文献[20]中已有详细叙述。
1.2 自备电厂机组组合模型
1.2.1 目标函数
高耗能企业自备电厂机组组合模型的建立通常是基于煤气预测或一定量燃料情况下进行的。本文将以分步优化调度中煤气调度模型供应给自备电厂的煤气优化量作为本模型的数据输入,以机组出力、启停和煤气分配方案为决策量,以发电量最大为目标函数:
式中:I为自备电厂燃气机组台数;pit为t时段机组i的出力值。
1.2.2 主要约束条件分析
自备电厂的发电耗能需要满足物料平衡约束:
式中:Qit为t时段机组i的耗气量;fI,t为t时段流入自备电厂的煤气量。
发电机组的燃料特性与机组出力有关:
式中:ai,bi,ci为煤耗特性系数,是已知量;Fit为t时段机组i的能耗量。
需要满足:
式中:uit为0-1变量,表示机组的运行状态,其值为1表示开机,为0表示停机;hI,t为t时段流入自备电厂的煤气热值,在模型中与fI,t均是已知量。
式(15)所示约束是一个非线性约束,对大规模系统的求解会产生收敛速度慢等问题,因此电力系统机组组合问题中通常对其进行分段线性化处理,建立机组组合混合整数线性规划(UC-MILP)模型[21]。由于自备电厂的机组规模较小,煤气调度模型已是非线性模型,所以本文将建立自备电厂机组组合混合整数非线性规划(UC-MINLP)模型,以便更准确地反映自备电厂各机组的燃料特性。
自备电厂发电机组的运行过程中,还需要满足机组的出力约束及爬坡约束:
式中:yit和zit为0-1变量,分别表示机组的开、停机时刻;pimax和pimin分别为机组出力的上、下限;Rui和Rdi分别为机组的爬坡和滑坡限制;SUi和SDi分别为机组最大开停机速率。
此外,自备电厂机组组合实际建模中,还需要考虑机组初始状态约束、启停状态约束等约束条件,可参见文献[21,22]中的相关内容。
1.3 综合优化调度模型
基于煤气调度的高耗能企业自备电厂自发电综合优化调度模型,以自备电厂发电量最大、煤电系统运行成本最小为优化目标,将自备电厂各机组的耗能特性与全厂的煤气调度综合考虑:
综合优化调度模型在分步优化调度模型约束条件的基础上,部分约束需进行相应的修改。流入自备电厂的煤气流量fI,t和热值hI,t由已知量转变为未知量。由于整个系统已满足式(8)的产耗平衡约束,式(14)所示约束需要修改为:
2 算例分析
本文根据某钢铁企业煤气发生量预测参数以及各个生产用户、缓冲用户等调度单元的生产计划内的能量需求、热值需求、流量限制等参数,并考虑自备电厂各机组性能及耗能特性来应用分步优化调度模型及综合优化调度模型。文中所涉及的MILP模型,采用CPLEX求解器进行求解,该求解器基于分枝切割法常被用来求解大规模实际优化问题[23];对于MINLP模型,采用MINOS求解器进行求解,该求解器综合简化梯度法和拟牛顿法,适合于求解大规模、高维度的线性和非线性规划问题。
2.1 模型参数
高耗能企业内的煤电系统综合优化调度,由于煤电系统内有许多调度单元,每个调度单元都有各自用能波动规律,调度时段过短会导致高耗能企业内各用能设备的频繁调整,加剧设备损耗;调度时段过长,又会使调度时段内短时间、大幅度的波动得不到有效的调度,导致煤气系统不平衡[20]。因此,本文基于煤气调度的自备电厂机组组合综合优化调度为日内滚动调度,调度周期为10个时段,每个调度时段为30 min。各调度时段所对应的煤气发生预测量如表1所示,其中煤气体积均为标准状况下的气体体积;自备电厂机组组合建模中,各机组出力特性、爬坡能力、初始状态以及煤耗特性参数如表2所示,其中MU和MD分别表示机组的最小开机时间和最小停机时间,P0和IS分别表示机组出力及已维持时间。
煤电系统中,煤气用户包括生产用户和缓冲用户,为了保证生产产品的质量和数量,模型中对供应给生产用户的煤气设置相应的煤气热值波动惩罚系数和能源亏缺惩罚系数;各煤气用户、煤气柜、放散塔等各调度单元的能耗特性以及在各调度时段的能量需求如附录A所示。
2.2 优化结果及分析
根据煤电系统煤气发生量预测参数、各煤气用户的生产计划和能耗特性等相关模型输入参数以及自备电厂各机组的相关性能参数,分别应用分步优化调度模型和综合优化调度模型。对比两种优化方式的优化结果(如表3所示及附录B所示)可知,综合优化调度模型相比于分步优化调度不仅能够增加自备电厂的发电量,而且可以减少放散,同时满足企业生产用户的用能需求。
从图2和图3可以看出,在t1,t2,t10这3个调度时段内,供给自备电厂的能量均达到能量需求上限;在t3至t9调度时段内,则没有达到该能量上限值。对于分步优化调度中,自备电厂的燃料供应已在煤气调度中给定,自备电厂各机组的发电能力与煤气优化分配没有相互考虑。而对于基于煤气调度的高耗能企业自备电厂自发电综合优化调度模型,由于部分发电机组没有满发或一些灵活的发电机组的开机运行,会影响煤气分配方案,在t3至t9时段可能会多消耗煤气资源,以获得更多的发电量而减少放散;如t3至t7调度时段综合优化调度中,自备电厂的能量消耗量相对分步优化调度有所增加,发电量也相对有所增加。在t3至t6调度时段,供应给自备电厂的高炉煤气相对分步优化调度有所增加,为保证煤气的热值限制,高热值的焦炉煤气也有相应的增加,但由于自备电厂的能量供应在时间上是连续的,且相邻调度时段需要满足一定的能量供应速率约束,所以在t3时段,自备电厂的能量供应没有达到上限的情况下,即便高炉煤气有剩余,焦炉煤气柜和高炉煤气柜能够提供燃料支撑,但是为保证后续煤气资源的安全供应和当前调度时段煤气系统的平衡,还是要放散掉部分低热值的高炉煤气;不过相对于分步优化调度,综合优化调度的总体放散量减少了2.28%,如表4所示。
基于煤气调度的高耗能企业自备电厂自发电综合优化调度不仅能够增加自备电厂的发电量,减少煤气放散,而且对其他煤气用户的煤气供应及热值稳定性也有积极影响。
由图4和图5可知,在t5至t8调度时段,综合优化调度中生产用户的热值波动相对更加稳定,这与综合优化调度中,自备电厂煤气供应的变化有内在的联系。图2中,在t5和t6调度时段,相对于分步优化调度,综合优化调度中供应给自备电厂的煤气热值相对较低,而能量供应量相对要高,说明综合优化调度中,自备电厂消耗了更多低热值的高炉煤气,而将高热值的焦炉煤气供应给其他重要的煤气用户使用,有利于其热值稳定性,减少热值波动。因此,将自备电厂机组组合与煤气调度综合考虑,能够协调自备电厂和其他煤气用户的煤气使用方案,更加合理地分配煤气资源,增加发电量,提高生产用户煤气供应的热值稳定性,对保证产品质量具有重要意义。
此外,基于煤气调度的高耗能企业自备电厂自发电综合优化调度中,煤气柜柜位波动更加频繁,这是因为对于大幅度、长时间的煤气量波动,常常需要煤气柜、自备电厂等缓冲用户协调配合,以取得良好的调节效果,实现煤气资源的高效利用[24]。
总体来说,基于煤气调度的高耗能企业自备电厂自发电综合优化调度,能够在保证生产用户所需燃料安全供应的基础上,更加合理地协调煤气资源的利用方式,增加自备电厂的发电量,减少煤气放散,降低煤电系统的运行成本。
3 结语
本文针对高耗能企业自备电厂的自发电调度问题,考虑煤气系统的优化运行,分别进行了分步优化调度建模和综合优化调度建模。通过实际算例,验证了基于煤气调度的高耗能企业自备电厂自发电综合优化调度能够达到增加自备电厂发电量、减少煤气放散的目的,具有良好的经济效益和环境效益。本文所提的综合优化调度方法能够适用于带有燃气机组的高耗能企业自备电厂煤电系统的综合优化调度,为高耗能企业内煤电系统的电力生产和煤气调度提供科学的指导。
需要说明的是,本文将高耗能企业内的煤气产生量预测值以及自备电厂等煤气用户的煤气需求量预测值作为已知参数,而实际工程中,煤气产生量及各用户需求量预测也是一个值得研究的问题。此外,有些高耗能企业自备电厂存在可灵活调节的燃煤火电机组,而且高耗能企业部分负荷具有良好的可调度性,将这些可灵活调节的燃煤机组以及可调度性良好的生产负荷考虑到电力系统调度中,不仅对电力系统的经济运行具有积极作用,而且在电力市场环境下,通过适当地调度机制能够减少高耗能企业的用电成本。因此,将高耗能企业自备电厂出力调度及部分可中断负荷生产计划考虑到上级电力系统调度中,同样是后续工作中值得研究的问题。
附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。
摘要：为增加高耗能企业自备电厂的发电量,减少煤气放散,提高煤气资源的利用效率,在煤气调度模型和自备电厂自发电调度模型分步优化调度的基础上,通过能量守恒和流量平衡将两模型进行耦合,提出了一种以自备电厂发电量最大、煤电系统运行成本最小为优化目标的基于煤气调度的高耗能企业自备电厂自发电综合优化调度模型。通过实际算例,纵向对比了各调度时段分步优化调度和综合优化调度的发电量及煤气放散量等影响煤电系统运行成本的关键因素。对比结果表明,综合优化调度能够增加自备电厂的发电量、减少煤气放散,具有良好的经济效益和环境效益。
多目标发电调度策略与方法 第4篇
国家能源发展战略和电力资源优化配置要求实现安全、经济、节能、竞争、环保、低碳、“三公”的发电调度。在不同时期,政府所关注的发电计划决策目标不尽相同,因此需要全面、灵活地统筹兼顾多个优化目标,实现多个决策目标之间的相互协调。
针对发电计划的多目标优化问题,传统方法是采用在目标函数中引入权重因子的方式,通过权重因子的大小来反映各目标的重要程度。权重系数的相对大小将直接影响不同机组的出力计划,但目标函数中权重系数的微小差别有可能造成优化结果中相应的决策变量取值出现较大的偏差。为此,本文提出以优先级的方式协调各调度目标,既体现了国家在当前时期的能源战略,又体现了决策者心目中对各目标的权重。
随着节能发电调度工作[1]的开展,火电机组的脱硫装置覆盖率逐步提高,脱硫效率的高低成为反映机组环保特性的重要指标,在能耗水平相同的情况下,应当优先采用脱硫效率高的机组发电。目前,关于节能发电调度的模型与方法,国内已有较多文献[2,3,4,5,6,7,8,9,10]。其中,部分文献在发电调度模型中综合考虑了节能与环保的目标[6,7,8,9,10]。
本文将重点研究以优先级方式实现节能与减排2个目标的协调。为此,本文基于多目标规划中的分层序列法,并以当前节能发电调度模式中节能、环保的相互协调为背景,建立了两阶段的发电调度计划决策模型。该模型以优先级为方式,通过不同阶段的优化建模,实现了主、次优化目标之间的相互协调和相互衔接,使节能和减排2个目标的发电计划编制过程更为透明、合理,在节能的前提下,追求减排效率。
1 基于分层序列法的建模思路
分层序列法是处理多目标规划问题的一种常用方法,其基本思想是将各优化目标按照重要性进行排序,分层次逐步求取优化解。假设给出的优化目标重要性序列为f1(x),f2(x),,fn(x),首先对第1个目标f1(x)求取最优解,并找出所有最优解的集合R1,在R1内求取第2个目标f2(x)的最优解,依此类推。
节能发电调度以节能性为主要优化目标,在保证节能性的同时,兼顾发电计划的环保性。为此,基于分层序列法,本文将发电计划分为2个阶段进行求解:第1阶段考虑节能性,确定不同能耗机组之间负荷率的差异;第2阶段考虑环保性,在保证各等级机组平均负荷率不变的前提下,根据脱硫效率调整同类型机组之间的负荷率差异,在保证节能性的同时,提升发电计划的环保水平。
本文以某省级电网的火电机组为对象进行建模,对火电机组的日出力曲线进行优化,停机的火电机组不作考虑,其余类型的机组按照固定出力进行处理。
2 基于分层序列法的两阶段发电计划模型
2.1 第1阶段模型
在第1阶段的模型中,对不同煤耗机组的平均负荷率进行优化。假设根据煤耗的不同,可将电网中的火电机组分为K个等级,并按照能耗水平从低到高进行排序。
第1阶段的目标函数为:
第1阶段主要考虑以下约束条件。1)电量平衡约束
2)机组负荷率范围
3)不同容量等级机组间的负荷率差异约束
式中:λk为第k个等级机组的平均负荷率;S(k)为第k个等级的机组集合;Pjmax为第j台机组的容量;T0为机组相邻2个出力点之间的时间间隔;E为火电系统整日所需平衡的电量;λk-和λk分别为机组负荷率的取值上、下限,由机组的出力-范围及电网运行情况所决定;e1>0,为第1阶段机组负荷率差的调控系数;珋ck为第k个等级机组的煤耗标幺值,可将电网中煤耗最低机组的煤耗值作为基准值;dk,1≥0,dk,2≥0,为第k个与第k+1个等级机组之间的2个负荷率差松弛因子,加入松弛因子的目的是避免模型无解。
正常情况下,由于目标函数是对松弛因子取最小,优化结果中松弛因子的取值应为0;而当调控系数e1取值过大或开机计划不合理时,优化结果中松弛因子的取值将大于0,此时应对调控系数或开机计划作出合理的调整。
在第1阶段的优化结果中,约束条件(式(4))使得不同类机组之间的平均负荷率之差与其能耗水平之差成正比关系,能耗越小的机组,其利用率越高,体现了发电计划节能性的要求;而调控系数e1的取值反映了节能发电调度力度的大小。
2.2 第2阶段模型
第1阶段的优化过程实现了不同能耗水平机组间的负荷率差异性,各等级机组的平均负荷率确定后,满足平均负荷率要求的所有可能的机组出力结果构成了第1阶段的最优解集合R1,集合R1保证了调度计划的节能性。在相同能耗水平的机组之间,可根据脱硫效率对机组的负荷率进行第2阶段的调整,在集合R1的基础上进一步提升发电计划的环保水平。同时,在第2阶段的优化过程中,精细化地考虑了机组的出力约束、爬坡能力约束、电量约束、线路潮流约束等电网运行约束条件,以制定节能、环保、安全相协调的发电计划。
第2阶段的目标函数为:
第2阶段主要考虑以下约束条件。
1)负荷平衡约束
2)机组出力范围
3)机组爬坡能力约束
4)机组电量约束
5)同等级机组的平均负荷率约束
对于第k个等级,有
6)同等级机组间的负荷率差异约束
假设每个等级的Nk台机组事先已按照脱硫效率高低排序,对于第k个等级,有
7)线路潮流约束
本文考虑直流潮流模型,线路潮流约束可写为:
式中:Nk为第k个容量等级的机组台数;N为机组的总台数;Pj,t为机组j在t时段的出力;Dt为火电系统在t时段需要平衡的负荷;Pjmin和Pjmax分别为机组j的最小、最大出力;ΔPj-和ΔP-j为机组j的爬坡能力限值;μj为在第2阶段优化中机组j的平均负荷率;T为所考虑的时段总数,本文中取T=96,则时间间隔T0=1/4;e2>0,为第2阶段机组负荷率差的调控系数;珋ρj为机组脱硫效率的标幺值,可将同等级机组中脱硫效率的最低值作为基准值;ri(k,1)和ri(k,2)为第k个等级的机组之间负荷率差的松弛因子;Pl-和Pl分别为线路l的热传输极限;Gl,i为机组i所在节点-对线路l的发电机输出功率转移分布因子;M为系统的节点数量;Gl,m为节点m对线路l的发电机输出功率转移分布因子;Dm,t为节点m在t时段的母线负荷值;L为潮流约束对应的线路集合;δl>0,为线路潮流约束的松弛因子;Ω1,为线路潮流松弛因子的惩罚系数。
电网的安全运行是制定发电计划的前提。在节能发电调度背景下,大小机组的发电出力将存在较大差别,更容易造成电网的部分输电设备重载运行,使电网某些薄弱环节出现阻塞。在这种情况下,必须对机组出力作出合理的调整,以保障电网运行的安全性。调整出力的结果可能使得小机组的负荷率高于大机组,从而牺牲一部分的节能性与环保性。
在本模型的目标函数中,线路潮流松弛因子δl的惩罚系数Ω远大于负荷率差松弛因子ri(k,1)和ri(k,2)的系数,为了使目标函数值最小,线路潮流约束将比负荷率差异约束更为严格。当负荷率差异约束与线路潮流约束出现矛盾时,模型会优先满足安全性,使得线路潮流松弛因子δl=0,并以最小的调整量来实现节能性、环保性与安全性之间的协调。若电网的开机组合与负荷分布不协调,可能出现线路阻塞无法消除的情况,即无论怎样调整机组出力,均有δl>0,此时δl的大小反映了对应线路潮流越限的程度,应对开机计划作出针对性的调整。
3 算例分析
3.1 场景设计
本文以某省级电网某日的实际负荷数据为基础,对本文模型进行测算分析。采用当天实际的机组组合方案,将所有开机的火电机组各时段的实际出力分别相加,得到火电系统需要平衡的负荷,对开机的火电机组的日出力曲线进行优化;而将非燃煤机组的出力视为定值。火电机组所需要平衡的总负荷曲线如图1所示。
3.2 节能性指标分析
本模型第1阶段考虑节能性的优化,通过对调控系数e1的调整,可获得不同的节能效益。在不同的调控系数下,火电系统的总煤耗和平均煤耗计算结果如表1所示。本文采用机组的设计煤耗值进行计算。
从表1的计算数据可知,调控系数e1越大,不同能耗水平的机组间平均负荷率的差异越大,电网的煤耗越低,节能效果越明显。
本文是在机组启停状态确定的情况下对机组出力进行优化,但由于机组出力范围的限制,小机组即便处于最小技术出力,其负荷率仍然较高,因此e1的取值不宜过大,否则小机组的负荷率可能不满足其取值范围限制。在中长期计划中,可让小机组在电网出力宽裕的时候作为冷备用关停,以降低小机组的平均负荷率,进一步拉开大小机组之间的利用率差距,从而取得更大的节能效益。
本文取e1=0.9的场景进行分析。第1阶段各机组的平均负荷率如图2所示。图中:横坐标从左至右表示机组发电序位表,按照能耗从低到高排序,随着能耗从低到高变化,机组的平均负荷率呈阶梯状下降。
3.3 环保性指标分析
在第2阶段的优化过程中,同类型机组之间的负荷率依据脱硫效率进行区分。取e2=0.9,与只进行第1阶段优化的结果进行对比,系统的SO2排放量统计结果如表2所示。根据南方电网节能发电调度评价规范,本文中煤的含硫率取为1.2%,燃烧过程中SO2转化率取为80%。
从统计结果可见,两阶段的平均煤耗相同,第2阶段在保证节能性的基础上,进一步提升了电网的环保水平,SO2排放量降低。
第2阶段各机组的平均负荷率如图3所示。图中:横坐标从左至右表示机组发电序位表,不同类机组间按照能耗从低到高排序,同类机组之间按照脱硫效率从高到低排序。
由图3可见,同类型机组的负荷率根据脱硫效率不同有所差异,而不同类型机组间的负荷率仍保持第1阶段中的大小关系,低能耗机组的平均负荷率依然高于高能耗机组,计算结果体现了以节能为主、兼顾环保的优化思想。
3.4 安全性与节能性和环保性之间的协调
在节能发电调度模式下,大机组的出力大幅提升,小机组出力相应降低,将对电网中某些线路的潮流具有正贡献作用,造成这些线路的潮流大幅增加,形成网络阻塞。
为说明本文模型中发电计划的安全性与节能性和环保性之间的协调过程,在网络中根据上述原则选择某条线路,同时该线路的传输容量极限修改为原来的90%。在此情况下,该线路将发生潮流越限,为了消除阻塞,保证安全约束条件不被破坏,电网中小机组的出力将有所提升,大机组的出力将相应下降,从而牺牲了一定的节能性与环保性。在该场景下,消除阻塞后机组的平均负荷率曲线如图4所示。
由图4可看出,为保证电网运行的安全性,部分排序靠后机组的负荷率有所提升,相对于图3的场景,根据发电序位表的顺序,机组的平均负荷率不再呈单调下降趋势。消除阻塞前后电网的煤耗和SO2排放量如表3所示。
从统计结果可见,消除阻塞后电网的平均煤耗和平均SO2排放量均有所增加。而由于目标函数是求取最小的松弛因子,模型将以最小的调整量,达到节能、环保、安全的最佳协调结果。
4 结论
1)针对多目标的发电计划决策问题,本文提出了以优先级方式协调不同发电调度目标的方法。该方法不仅适用于节能发电调度,也适用于其他调度模式下发电计划不同主、次优化目标之间的相互协调。
2)以当前节能发电调度模式为研究对象,本文建立了基于分层序列法的两阶段发电调度决策模型。节能发电调度以电网安全运行为前提,以节能为主要目标,兼顾环保,建立了两阶段优化模型。第1阶段以节能性为目标,优化不同能耗水平机组的平均负荷率,保证低能耗机组的利用率高于高能耗机组;在第1阶段优化结果的基础上,第2阶段考虑环保性,同类型机组间通过脱硫效率进行区分,在不损失节能性的基础上提升电网的环保水平;同时,在各阶段综合考虑了机组运行约束与电网安全约束,并通过在目标函数中引入线路潮流松弛因子的惩罚系数,满足线路的安全约束;在出现线路阻塞的情况下,模型将以最优的方式实现发电计划节能性、环保性与安全性之间的协调。
3)基于某省级电网某日的实际负荷数据,以电网煤耗、SO2排放量及机组平均负荷率作为关键指标,对比了不同优化阶段的计算结果,验证了两阶段优化算法的正确性;分析了线路阻塞消除前后相关指标的变化情况,论证了本文模型的有效性和科学性。
摘要：采用多目标规划中的分层序列法,以节能发电调度为背景,建立了以优先级方式协调不同目标发电调度计划的决策模型。模型以发电计划的安全性为前提,以节能性为主目标,同时兼顾考虑环保性。第1阶段以节能性为优化目标,区分不同能耗机组的平均负荷率;第2阶段以环保性为优化目标,在第1阶段的优化结果基础上,根据脱硫效率对能耗相当的机组进行区分。在目标函数中,通过对约束条件松弛因子添加不同的惩罚系数,实现了发电计划节能性、环保性、安全性之间的精确协调。基于某省级电网的数据,对两阶段优化模型进行了算例分析,验证了文中模型的科学性和有效性,所述方法对以优先级方式协调各种优化目标具有重要的参考价值。
关键词：发电计划,多目标,节能减排,分层序列法,两阶段优化
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水库生态-发电优化调度及应用研究 第5篇
1研究区域概况
牛路岭水库是一座兼发电和防洪综合效益的大型水库, 水库为年调节水库, 多年平均年来水量为22.44亿m3, 多年平均流量为71.1m3/s;设计洪水位107.94 m, 相应库容6.25亿m3;正常蓄水位105.0 m, 相应库容5.297 5亿m3;死水位为80.0m, 相应库容1.125 5亿m3;防洪限制水位, 5月15日- 10月31日为105.0m, 11月1-15日为106.8 m。牛路岭电站单机容量为2万kW, 总装机容量为8万kW, 电站以发电生产经营为主。为充分利用水库现有水资源, 延续和发展牛路岭电站在海南电网中的作用, 又拟建一个从牛路岭水库取水的引水式电站, 该电站位于牛路岭水库下游约10km处, 与牛路岭水库存在着较大的水头落差, 该处的水位较牛路岭电站平均尾水位约低12~13 m, 若在该处建站发电, 水头可提高20% 左右, 从而其发电量较牛路岭电站现状会有较大的提高。通过分析, 牛路岭电站装机容量拟定为6万kW, 拟建电站装机容量拟定为5.0万kW。牛路岭水库电站工程主要功能是发电, 拟建电站建成后, 由于电站发电引水, 牛路岭电站至拟建电站区间河段水深将变浅, 流速变小, 对河道生态系统会有一定的影响。 为减少电站运行对下游河道生态系统的影响, 需开展生态-发电调度以满足河道内生态需水量, 但生态调度所引起的电量损失令人担忧, 因此, 在实施生态调度的同时使得电站效益损失最小是牛路岭水库运行调度的主要任务。现拟定流量调度原则如下:1水库下泄流量首先保证牛路岭电站下游河道的生态需水量, 这部分水量同时可用于牛路岭电站发电, 表1中列出了3种生态需水量, 且给出了Tennant法评价结果;2满足生态需水量后, 剩余的水量优先供给拟建电站 (由于拟建电站水头大, 发电效率高) ;3若满足拟建电站发电需水要求后仍有剩余时, 再将剩余的水量再供给牛路岭电站发电, 若大于水轮机组的最大过机流量, 则将多余水量进行弃水处理。
2水库生态-发电调度模型建立
河道生态需水是水库生态调度的基础, 河道生态需水确定后方能实施有效的生态调度。关于河道生态需水的确定, 国外主要采用国外采用Tennant法、ABF法、7Q10法、R2Cross法、 BBM法和IFIM法等[11], 我国大部分地区具有较长的历史流量资料, 常采用最小月平均流量法、改进的7Q10法、逐月最小生态径流法和逐月频率法等计算方法。本文采用逐月最小、次小生态流量法和新逐月频率法[12]来计算最小、次小和适宜生态需水量, 并参考Tennant法[13]对3种方法进行合理性评价分析。
牛路岭水库是一座兼发电和防洪综合效益的大型水库, 本文为了分析生态调度对水库功能的影响, 选择以发电量最大作为调度目标, 将生态需水量作为约束条件处理。
2.1目标函数
式中:E为牛路岭水库2电站的总发电量;E1、E2分别为牛路岭电站、拟建电站发电量;N1，i、N2，i分别为牛路岭电站、拟建电站第i时段的时均出力;T为总时段数;Δt为时段长。
2.2约束条件
约束条件为常规调度约束和河道生态约束, 主要考虑以下几方面约束。
(1) 水量平衡约束。
式中:Vi、Vi+1分别为第i时段初、末的水库库容, m3;Qri为第i时段坝址处天然来水流量, m3/s;Qdi为第i时段2电站的总发电引水流量, m3/s;Qqi为第i时段除电站引水外的弃水流量, m3/s;T为总时段数;Δt为时段长, 旬。
(2) 发电引水流量约束。
式中:Qdk，i为电站k第i时段的发电引水流量, m3/s;QLk、QUk分别为电站k的水轮机组最小发电启动流量、水轮机组最大过机流量, m3/s。电站1、2分别为牛路岭电站、拟建电站。
(3) 水位约束。
式中:Zi为第i时段水库水位, m;ZL为水库死水位, m;非汛期ZU为正常蓄水位, m, 汛期ZU为防洪限制水位, m。
(4) 电站出力约束。
式中:Nk，i为电站k第i时段时均出力, kW;NLk、NUk分别为电站k的最小发电出力、最大发电出力, kW。
(5) 调度期始末水位约束。为了使计算结果更接近于水库实际运行情况, 调度期始末水位采用水库实际运行水位。
式中:Z0、ZT分别为调度期初、末水位, m;Zc0、ZmT分别为调度期初、末的实际运行水位, m。
(6) 生态约束。生态约束条件为下泄流量应满足河道生态需水要求, 即在任一时段, 通过牛路岭电站下泄到下游河道的流量必须大于或等于该时段河道的生态需水量。根据生态调度需求, 本研究采用水文学方法确定了河道生态需水量过程 (见表1) 。结合牛路岭水库运行特点, 根据牛路岭水库调度原则, 设置生态约束条件如下:
若Qe, i≤Qi≤Qe, i+QU2时, 则
若Qi>Qe, i+QU2时, 则
式中:Qi为第i时段水库总下泄流量, m3/s;Q1，i、Q2，i分别为电站1 (牛路岭电站) 、电站2 (拟建电站) 第i时段的引水流量, m3/s, 包括发电引水流量与弃水流量之和;Qe，i为第i时段牛路岭电站下游河道生态需水量, m3/s;QU2为拟建电站的水轮机组最大过机流量, m3/s。
(6) 其他约束。包括水库泄流能力曲线约束, 水库水位库容曲线约束等。
2.3优化算法
经分析, 本文采用遗传算法对上述模型进行求解。遗传算法最早是由美国密执安大学的Holland教授于1975年提出[14], 是模拟自然界生物适者生存进化原则, 基于自然选择和遗传原理, 通过种群交叉变异进化寻优的启发式搜索算法。其优点是仅需根据解求得相应的适应度, 对求解问题没有可微性和其他方面的要求, 应用广泛, 鲁棒性强;主要缺点是优化复杂函数时易过早收敛, 陷入局部最优。对于水库优化调度, 其约束条件大都是复杂且非线性的, 如果参数选择不当, 则很难得到满意解。因此, 许多学者从不同角度对遗传算法在水库优化调度的应用中进行了改进[15-17], 且在一定程度上提高了求解质量和求解速度。通过分析, 本文对编码方式、交叉算子、变异算子、罚函数及最优个体保存策略进行了如下设置:
在编码方式上, 采用实数编码, 个体的每一向量 (基因) 即为水库下泄流量的真值;遗传算法交叉概率Pc和变异概率Pm的选择是影响遗传算法性能的关键所在, 直接影响算法的收敛性。本文采用文献[15]提出的方法, 对Pc和Pm以自适应方式选定。
罚函数是遗传算法中处理约束条件的重要方法, 本文根据不同约束条件的重要性和特点, 设计了不同权重的罚函数因子, 对不满足约束条件的个体进行降低目标函数值的惩罚, 将有约束问题转换为无约束问题。
最优个体保存策略是使得遗传算法程序能够成功收敛的重要环节, 本文通过对过去代和当前代中已出现的几个最优个体进行保留, 并用它们替换当前代中目标函数值最小的几个个体, 以此保证已出现的最优个体不因选择、交叉和变异等过程而遗失。
本算法对其他参数如初始种群数量、迭代代数等进行了敏感性分析, 最终确定初始种群数量为60, 迭代代数为100。
本文模型的遗传算法求解原理:以水库总下泄流量为决策变量, 根据'流量调度原则'及模型中的约束条件对两电站进行分水处理, 并求出目标函数值, 即两电站发电量总和, 通过上述遗传算法思想对决策变量进行选择、交叉、变异操作, 利用最优个体保存策略和罚函数的设定, 最终求出最优解, 即最大发电量。
2.4模型输入
针对牛路岭电站下游河道的主要生态问题, 依据流量调度原则, 本文考虑4种水库调度方式:1传统调度方式 (不考虑生态需水量) ;2考虑最小生态需水量的调度方式;3考虑次小生态需水量的调度方式;4考虑适宜生态需水量的调度方式。对1991-2011年共21a系列逐日入库水量进行频率计算分析, 选取丰 (10%) 、平 (50%) 、枯 (90%) 3个代表年的径流资料作为径流输入。
3生态调度结果与分析
3.1一库两站生态-发电调度模型结果分析
(1) 流量调度结果分析。利用本文模型, 对选取的3种代表年分别按上述4个方案进行优化调度计算, 结果表明:在丰水年, 牛路岭电站下泄流量可以满足最小、次小和适宜生态需水量过程;在平水年及枯水年, 由于满足适宜生态需水量过程不符合水库调度基本规则, 因此平水年和枯水年仅可满足最小、次小生态需水量调度过程。限于篇幅, 本文只列出3种典型生态需水量调度过程, 如图1~图3所示。
(2) 各生态调度方案的年发电量结果分析。由表2分析可知, 不同的生态需水量程度分别对年发电量产生一定的制约作用, 随着生态需水量程度的加大, 年发电量不同程度的减小, 但对于不同代表年的发电量, 制约程度却不尽相同。在丰水年, 由于水库来水量较大, 生态与发电用水矛盾较小, 在满足最小、 次小生态需水量前提下, 发电量仅减少0.26%和1.26%, 在满足适宜生态需水量前提下, 发电量减少5.26%;遇平水年, 在满足最小、次小生态需水量前提下, 发电量分别减少了2.20%和4.49%, 影响不大;遇枯水年, 在满足最小、次小生态需水量的情况下, 发电量分别减少了4.34%和8.54%, 生态用水对发电效益影响略大。
3.2联合调度结果与现状调度结果比较
为了更明确地说明牛路岭水库一库2站联合优化调度的实际意义, 本文在不改变目标函数、模型输入参数和牛路岭电站约束条件的情况下, 对牛路岭水库现状 (即不考虑拟建电站) 进行优化调度, 将联合调度结果与牛路岭水库现状的调度结果进行对比分析, 结果如表3所示。
由表3可见, 从牛路岭水库现状优化调度的结果分析, 生态需水量对调度结果的影响很小, 原因在于引水流量仅从牛路岭电站下泄, 无分水情况, 故发电量变化很小;一库2站联合优化调度的结果已在表2中分析, 各代表年在不同的生态要求下, 年发电量递减, 减幅递增, 且发电量减少的百分比逐渐明显, 原因在于增加了拟建电站, 此时引水流量不仅从牛路岭电站下泄, 且分一部分水于拟建电站发电, 随着生态流量的增加, 牛路岭电站发电量增加, 同时拟建电站发电量和总发电量减少, 且总发电量减少的幅度较为明显, 由此可见, 在联合调度中, 拟建电站的发电量在总发电量中占显著地位;从联合调度与现状调度的结果比较来看, 联合调度较现状调度的发电量显著增加, 平水年尤为明显, 增幅在25%左右;枯水年增幅最小, 且变幅较大, 主要原因是枯水年来水量少, 需要优先考虑生态需水量, 剩余可供给拟建电站发电的水量较少, 并且随着生态需水量的增加, 拟建电站可利用的水量愈少, 导致拟建电站的发电量的增加值减少, 从而总发电量的增加值也减少, 因此在枯水年, 发电量较现状调度的增量不及丰水年和平水年明显, 拟建电站在一库2站联合调度中的作用也不及丰水年和平水年显著。
综合分析, 无论考虑生态需水量与否, 联合调度较现状调度的发电量均有很大程度的增加。对于水库决策者, 在各代表年, 可以兼顾下游河道的实际情况及对发电量的需求, 采取合适的调度方案, 以确保水库经济效益的最大化。基于表2与表3的相关结果分析, 本文建议在丰水年采取适宜生态需水量进行生态-发电调度, 平水年采取次小生态需水量调度, 枯水年采取最小生态需水量调度。
4结语
(1) 本文以牛路岭一库2站联合调度为例, 建立了水库生态-发电优化调度模型, 并开发了求解该模型的遗传算法程序, 进而分析了生态需水量对水库发电效益的影响。同时将联合调度结果与牛路岭水库现状调度结果进行了比较分析, 结果表明, 在兼顾河道生态需水的基础上, 一库2站联合调度可明显增加牛路岭水库的总发电量。对于牛路岭水库调度方案的选择, 本文给出了相应地建议。
(2) 计算实例表明, 本文建立的水库生态- 发电调度模型和求解方法切实可行, 拟建电站的建设很有必要性, 一库2站联合生态-发电优化调度模型具有实际意义, 既为牛路岭水库的调度提供了依据和技术支撑, 又可为类似水库生态-发电调度的研究提供借鉴, 同时, 也是对水库生态调度研究的一个补充。
(3) 河流生态需水研究包括生态基流及生态洪水2方面内容, 本文重点研究了基于生态基流的水库调度, 而生态洪水与水库的调度细则有待进一步研究。
调度发电 第6篇
电力市场是一种基于经济手段的管理机制, 既包括电力系统运行设备、实现电力交易的应用系统、交易场所等“硬件”, 也包括电力系统运行技术、交易规则、经营管理等“软件”。电力市场技术支持系统正是基于计算机、网络通信等技术应运而生, 为进行电力交易提供技术支持的交互式应用平台。
本文结合电网商业化运营要求和独立发电企业实际需求, 研究设计了面向发电企业的竞价交易决策支持系统。该系统可帮助发电企业适应电力交易业务需求, 实现竞价方案的生产、上报、调整和下达等业务流程及优化决策辅助功能, 以及查询、分析和统计历史决策方案、优化模拟等高级辅助功能
1系统设计与实现
1.1设计原则
发电报价辅助决策系统核心思想是用户在该系统的支持下, 在竞价上网过程中能够科学有效地作出决策最经济机组调度方式和最优报价。该系统既满足系统对安全性、保密性、可靠性和响应速度的要求, 又能满足用户使用简单、操作方便、人机界面友好的要求, 并便于今后系统扩展。
1.2系统结构
发电报价辅助决策系统是以售电盈利最大化为主目标生成报价决策, 为调度决策人员提供报价方案供选择, 并提供成本分析、交易查询、计划调整等功能的决策工具。根据系统设计目标, 整个系统共划分为6大功能子系统, 每个子系统由数个模块组成, 系统总体结构图如图1所示。
机组信息管理子系统负责管理、查询发电企业各机组的技术参数, 为电价成本分析子系统提供机组资料。电价成本分析子系统是发电厂商进行报价的基础, 主要是分析发电成本构成和影响因素。系统电价预测子系统主要进行系统电价的预测和管理工作, 用于分析电价变化趋势。竞价决策支持子系统制定竞价上网发电计划和辅助服务计划, 为调度决策人员提供多种优选方案。市场交易管理子系统实现电力交易数据的申报, 采集和统计各时段网上实际交易的电量及相关数据。合同管理子系统用于管理期货、现货、实时和辅助服务交易合同等, 也是交易结算的依据。系统运行管理子系统负责系统的运行和维护, 初始化数据设置及用户功能权限设置等。
1.3数据流图
系统数据由数据管理模块实现数据采集, 采集数据的同时, 数据通过操作接口直接存入后台数据库。所有对数据的读写接口以Web Service方式实现。获取数据时, 客户端通过发起数据操作请求, 由服务器端调用对应的Web Service服务提取数据, 数据以XML方式进行传输, 最后在用户浏览器中表现。提交数据时, 客户端输入参数与环境变量, 以表单方式提交到服务器, 服务器调用相应Web Service服务完成数据传输与计算, 同时更新数据库和返回结果到客户端。系统数据流图如图2所示。
1.4系统逻辑结构
系统依照多层架构设计, 实现表现层、业务层、数据操作层与数据层的隔离。表现层主要实现各B/S模式业务子系统, 同时为以后考虑移动办公需要提供移动信息发布功能。业务层主要根据设置、数据和计算模型实现各子系统业务。数据访问层利用Web Servies和企业库实现数据读取。系统逻辑结构如图3所示。
2技术路线
由于发电厂生产信息数据量大, 且电力系统安全稳定性要求高, 采用大型商用数据库系统更有保障, 系统选用Windows XP操作系统, 后台数据管理数据库采用SQL Server 2008, 开发工具选用VS2008, 采用面向对象设计方法实现, 发布服务器采用IIS5.0。
系统以B/S (Browser/Server) 模式实现各子系统, 支持多用户分权限操作。权限管理依照用户、角色、功能层次管理, 即用户属于角色, 角色具备权限。设计中采用多层B/S体系结构, 有效分离用户界面、业务逻辑、数据流和数据管理各层次, 方便系统升级与维护。数据库访问通过企业库实现, 解决了异构数据库支持与数据库移植问题。采用B/S体系结构, 更适用于网上信息发布, 而客户端运行浏览器即可, 操作使用简单。
3系统运行情况
结合某发电厂历史运行数据, 模拟电力市场运行开发了发电报价辅助决策系统。该系统基于Web方式, 采用B/S体系结构, 集成电力市场运营理论、经济学分析方法和计算机信息技术, 具有通用性、实用性、可扩展性和易维护性。
系统主界面如图4所示, 电价成本分析运行界面如图5所示。
成本报价功能模块运行界面及调度决策显示界面如图6, 图7所示。
4结束语
随着我国电力市场的发展及市场规则的确定, 该系统的开发与设计有待进一步完善。如报价决策系统是本系统的核心部分, 影响发电厂商制定竞价策略的因素很多, 因此形成的报价方案需要更全面而深入的考虑。且该系统的各个功能子集, 在功能和性能上均需要与电力市场技术支持系统中的其他子系统配合协调, 才能达到较好的效果和更优异的系统整体性能。系统涉及的信息数据量大, 数据吞吐量大。如何在现有的系统架构和硬件基础上实现数据的高速交换、实时采集、多点下载、分布式查询、结果统计与信息海量存储等功能, 均有待进一步完善。
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汀江流域智能发电调度一体化系统 第7篇
关键词：中小型流域,水电站,发电调度系统,集中调度
0 引言
汀江流域上的水电站均为单机容量小于50MW的径流或中型调节库容的水电站,且大多由民间资本开发建设。由于地(县)规划权隶属不同以及建设时间不同等,常出现发电流量不匹配、雨水情测报系统不完善、凭经验调度等问题,缺乏信息系统支撑,造成水耗高、弃水多,水资源得不到充分利用。为解决汀江流域8座径流式水电站群统一调度问题,建设了汀江流域智能发电调度一体化系统,本文详细阐述该系统建设思路,并介绍其功能和特点。
1 建设思路和系统总体框架
1.1 建设思路
汀江流域智能发电调度一体化系统由汀江流域8座水电站和电网企业按比例共同出资建设。考虑到水电站装机容量小、资金有限等因素,系统尽量利用汀江流域现有设备、网络和数据资源,只建设少量的水文遥测站,其它所需信息数据分别从电网企业、水电站、气象局、水文局、水利局、防汛办等单位获取。考虑到未来信息建设架构及与其它单位的系统相衔接,该系统采用统一的标准体系作支撑,建立安全、有效的信息交换体系,实现各单位间、各信息实体间的信息互通和共享。系统力求界面友好、人机交互性强、简洁实用、清晰明了,便于操作、运行和管理,采用安全加密技术保证系统和信息的安全,并开放信息服务。
1.2 系统总体框架
系统采用B/S模式和面向对象的设计方法,从逻辑上可划分为基础设施、服务和应用3个层次,如图1所示。
(1)应用层是系统直接面向业务人员的部分,位于系统的上层,完成网厂发电调度一体化管理业务。
(2)服务层是系统承上启下的部分,位于系统的中间层,为系统提供组件支撑及计算模型,向上为业务应用提供公共服务,向下与数据存储管理系统及信息采集系统进行交互,是实现应用系统之间、应用系统与其它平台之间信息交换、传输、共享的核心。
(3)基础设施层是系统的基础部分,位于系统的最基层,涉及雨水情、流量、水电站运行情况等实时信息的自动采集,防汛、水文、气象等其它行业信息的汇集,信息传输网络,各类信息存储管理的数据存储管理系统以及系统运行环境等。
2 系统组成和功能模块
2.1 系统组成
2.1.1 信息采集系统
改造流域内已有的水文测站,并根据系统需要建设必要的水文遥测站,以监测流域水位、流量和流速。对水电站自动化系统进行改造,解决水电站自动化系统与系统信息交互问题(主要是兼容问题),将水电站调速器、导叶开度等实时运行信息导入系统高层应用软件并参与校核。开发接口软件,建立与水文、气象、水利、防汛等单位信息系统的连接,获取雨水情、水文等相关信息。
2.1.2 通信传输网
新增的水文遥测站均采用GPRS通信方式,其它则沿用原来的通信方式,以超短波、有线电话、GSM、GPRS、光纤等混合通信方式组成系统通信网。
2.1.3 高级应用软件
系统包括发电弃水预警、调度计划生成系统、效益分析系统、综合展示、模拟仿真、Web发布等6个基本应用功能模块。模块间有机连为一体,采用智能化计算,必要时也可进行人工干预。
2.1.4 系统安全防护
系统安全体系依托现有网络系统及安全保障措施,按照国家电网公司有关要求,结合网络扩建、数据库建设以及应用系统开发等完善相应的安全保障机制,主要从数据、管理和应用3个层面来进行全面考虑,保证网络信息的安全和服务的有效性。
2.2 系统功能模块
2.2.1 综合数据库
综合数据库充分利用已有数据库资源,从现有数据库抽取所需数据,同时增建新的数据库,共有水文气象数据库、水电站运行数据库、水利工程数据库、空间数据库、调度业务数据库等6个数据库,分别用于存储水文、气象、水利、地理、水电站运行信息和调度计划等业务信息。
2.2.2 数据汇集
建立数据汇集平台,从水文、气象、防汛和水电站等单位汇集雨水情、流量、气象、水库、水电站发电信息等数据,并进行数据汇集交换和整合转换。
2.2.3 数据值班
建立数据值班管理模块,对汇集的数据进行检验、纠错、预警、备份等操作,具备数据纠错人工干预、数据质控规则配置管理、数据使用情况统计、数据备份配置管理等功能。
2.2.4 支撑平台
支撑平台以流域电子地图和遥感图为基础,将发电调度管理业务与GIS技术相结合,实现对空间与属性数据的管理与展示。
2.2.5 计算模型
系统采用操作简便、弹性较好、适用性强、具备一定精度的水箱模型进行来水预报。在入库水量(径流)及各区间径流预测成果及其它各类信息的支持下,采用“以水定电”模式,构建流域水电站群调度计划函数,自动生成发电调度计划,安排水电站机组开停机:运用发电效益分析模型测算水电站耗水率等指标,对流域内水电站发电效率和发电调度效果进行评价。
2.2.6 Web发布
建立Web信息发布系统,通过系统权限控制为流域地/县调、水电站提供水电站、雨水情、气象等信息,以及流域预报计划、发电调度计划、各类图片/文档/报表资料的查询与分析统计等服务。
2.2.7 系统维护
系统维护模块提供完整、齐全的用户和角色新增、修改、删除等功能,以便简单、方便地进行模块权限控制的管理。
3 系统特点
(1)运用水箱模型进行流域来水预报。汀江流域水电站群有多断面、多区间、人为调控频繁、组合复杂等特点,采用多层、分单元、串/并联结构设计的水箱模型作为径流流域来水预报模型,具有操作简便、弹性较好、能适用于各种不同的气候等特点。其单元、流域的峰、量预报合格率达80%左右,预报与实测过程亦能相互吻合,较好地解决了流域来水精确计算的问题。
(2)采用动态模型实时智能校正技术来实时修改模型参数。开发“动态模型实时智能校正”软件,以预报、实测、反推的实时信息对来水预报成果进行综合分析与评价,并以此为据对模型参数、变量和预报进行实时自动校正,以提高预报成果精度。实时智能校正计算流程如图2所示。
(3)汇集多来源数据并基于GIS平台实现动态展示。采用自动化技术,通过VHF、GPRS、光纤等通信手段,从防汛、气象、水文、水电站等多单位实时采集、整合流域水电站群调度所需的雨洪、水电站实时工况等多来源数据,并基于GIS平台动态展示多来源的雨洪、水电站实时工况数据及来水预报数据。
(4)智能编制水电站群发电调度计划。根据流域径流式水电站的水头、出力、装机容量、发电耗水量和各水电站的分时电价等信息,建立发电效益分析模型,结合电网负荷情况,自动生成整个流域水电站的发电调度计划,并通过WebGIS平台发布。
(5)实现水电站群发电调度计划的模拟仿真。建立发电调度仿真平台,可以实时模拟或历史再现不同发电调度计划的执行过程,在流域概化图上展现模拟发电调度计划执行过程中各水库在什么时间、来了多少水、能发多少电。
(6)直观展示发电效益。引入耗水率指标,通过效益分析模型自动统计指定时间内的水电站发电效益,量化评估水电站管理和水电调度管理水平。
4 结束语
节能发电调度与电力工业节能减排 第8篇
一、什么是节能发电调度
电力调度理念的演变是与电力行业发展面临的宏观环境紧密相联的。上世纪90年代电力市场化改革以前, 各国的电力行业都以垂直一体化的垄断模式运行, 电力系统运行调度的准则是满足安全可靠供电前提下的经济调度, 即实现安全约束下运行成本最小, 这是一种基于机组变动成本 (主要是燃料成本) 的调度方法;在环境保护越来越得到重视, 发电生产中污染物排放限制越来越严格的情况下, 环保目标被引入发电调度, 实现安全约束下运行成本和污染排放最小成为电力调度的优化目标;为应对天然气价格上涨对燃气电厂的不利影响, 美国在讨论2005年能源法案 (Energy Policy Act of 2005, EPAct05) 时提出了“效率调度”的概念, 即使高效率的燃气机组总能优先于较低效率的机组发电;此外, 还有研究者提出了考虑经济、环保、安全的多目标优化调度, 在经济目标中不但考虑发电变动成本而且考虑网损因素等。
鉴于能源和环境问题的凸显, 电力行业节能减排的紧迫需要, 我国提出了节能发电调度的理念。节能发电调度是指在保障电力可靠供应的前提下, 按照节能、经济的原则, 优先调度可再生发电资源, 按机组能耗和污染物排放水平由低到高排序, 依次调用化石类发电资源, 最大限度地减少能源、资源消耗和污染物排放。仅从节能角度讲, 我国提出的“节能调度”有点类似于美国的“效率调度”, 但节能调度的内涵更加丰富, 它是在满足安全约束条件下, 集节能、环保、经济为一体的多目标优化调度。节能调度是我国电力调度制度的一次重大变革, 将对我国电力行业发展带来深远的影响。目前, 国家已确定了河南、江苏、四川、广东、贵州为首批试点省份, 并将逐步向全国推开。
二、为什么要实行节能发电调度
长期以来, 我国发电调度一直以电厂或发电机组大致平均分配发电量指标, 大小火电机组不论能耗高低, 都享有基本相同的发电小时数。这种传统的调度模式导致我国的电力生产仍处于高耗能、高污染、低效率的粗放式增长, 与我国确立的科学发展观、建设资源节约型、环境友好型社会的总体目标不符。因此, 国务院在有关文件中明确要求:“优化调度可再生能源、核电等清洁能源发电, 鼓励高效、环保机组多发电, 充分发挥市场机制作用, 尽快建立并实施节能、环保、经济的发电调度方式。”节能调度并非单纯的企业生产管理的优化行为, 其推行对于电力行业自身、国家以及电力市场建设均意义非凡。
实施节能发电调度是实现电力行业节能减排和保障国家能源安全的需要。我国经济发展面临严峻的资源和环境约束, 一些高耗能高污染产业过快增长, 经济增长的资源和环境成本过高、代价过大。电力行业是我国的能源消耗大户, 其节能潜力的充分挖掘, 不但是电力行业自身节能减排的需要, 而且是缓解我国能源供应压力, 保障国家能源安全的需要。2005年, 我国电力工业平均供电煤耗370克/千瓦时, 比国际先进水平高40～50克左右, 相当于一年多燃用约1.6亿吨原煤。若实行节能调度, 充分利用高效的机组发电, 逐步淘汰能耗高的小火电, 全国可以减少发电用煤约7000万吨标准煤, 万元产值能耗可以降低3.15%, 将为“十一五”期间能耗降低20%的目标贡献近1/6, 居全国各大行业之首。可见, 如果节能调度的改革能够被切实执行, 我国2010年比2005年的1.43吨标准煤下降20%目标的实现将得到有力的保障。
实施节能发电调度是促进电力工业经济增长方式转变的需要。我国电力工业自上世纪80年代中期开始, 为鼓励投资办电的积极性, 逐步形成了按照平均分配电量的调度方式。但随着电力供需趋于平衡, 这种计划方式下的调度方法给小火电发展培植了温床, 遏制了节能工作的开展, 使得电源结构持续恶化, 也使得电力工业增长方式低效、粗放。2005年, 全国单机10万千瓦及以下小火电机组1.15亿千瓦, 占火电装机容量的比重达29.4%;全国电力行业发电用原煤11.1亿吨, 占煤炭消费总量的近50%, 占一次能源消费总量的36%, 排放二氧化硫占全国排放总量的53%。节能发电调度将打破延续多年的大平均调度模式, 通过实施按照机组能耗和污染排放水平确定次序的调度规则, 优化资源配置, 建立提高能源利用效率、降低污染排放的新机制、新体制, 大大提升电力系统整体效率和效益水平, 加快企业从高投入、高能耗、高污染、低效益的粗放型增长向高增长、高效益、低投入、低能耗、低污染的集约型增长转变, 实现电力工业的又好又快发展。
实施节能发电调度是加快电力产业结构优化升级的需要。我国电力产业结构不合理的矛盾仍然十分突出, 特别是能耗高、高污染的小火电机组比重过高。节能调度方式下, 单机规模大且具有脱硫、脱硝设施的燃煤机组将占有优势, 而小火电只能参与剩余份额的竞争, 甚至会出现无电可发、不能上网的生存困境。因此, 节能调度的实施将加快中国电源结构的调整, 加速电力企业分化, 使可再生能源发电、大型环保机组得到支持, 而小煤电和燃油发电机组将逐步退出市场。这将对加速我国电力产能优胜劣汰, 促进电力产业结构整体优化升级产生积极的推动作用。
实施节能发电调度是推进电力市场化改革的需要。电力市场化改革是电力体制改革的基本方向, 节能调度的推行将对电力市场的构建和完善起到积极的作用。通过优化调度, 使节能发电调度和市场机制有机结合, 可形成一套鼓励先进、奖优罚劣的运行机制。可再生、节能、高效、低污染的机组获得优先发电权, 而能耗高、污染大、违反国家政策和有关规定的机组逐步减少发电权, 必然会对电力行业投融资起到良性的引导作用。节能调度还可能推进电价改革, 催生新的电价机制的形成。电价政策在促进节能环保、推动经济结构调整等方面具有不可替代的作用, 是最直接、最灵敏、最有效的一种手段。如果节能环保的电价机制能够引发与市场经济相适应的电价机制的最终形成, 那么节能调度的“蝴蝶效应”就会显现由市场发现价格, 以价格引导投资, 就可以更好地发挥电力市场配置资源的基础性作用, 我国电力市场的运行体系及电力工业的可持续发展长效机制将得以建立。
三、企业、国家共促节能发电调度, 落实电力工业节能减排
节能调度不是单纯的电力企业内部管理和技术问题, 而是一个涉及多方利益调整的重大社会、经济问题, 需要企业微观管理和国家宏观政策的共同配合, 运用技术、经济、行政、法律等手段多管齐下, 通盘考虑、合力解决。
1.对电网企业优化节能调度的建议。
按照《办法》要求, 在做好试点工作的基础上全面实施电网节能调度。试点地区要以确保电力系统安全稳定运行和连续供电为前提, 以节能、环保为目标, 通过对各类发电机组按能耗和污染物排放水平排序, 以分省排序、区域内优化等方式实施优化调度, 并与电力市场建设相结合, 充分发挥电力市场的作用, 努力做到单位电能生产中能耗和污染物排放最少。未开展试点的地区, 要全面推行差别电量计划, 在各地区安排年度发电量计划时逐渐减少小火电机组的发电小时数, 为将来全面实施节能发电调度做好准备工作。
按照《办法》要求, 尽快制定出各调度单位节能发电调度的实施细则。节能调度对调度规则做出了重大改变, 对于电网而言, 将面临重新分配负荷、计算潮流分布、电网阻塞、备用负荷等问题, 工作量大且较为繁杂。应尽快制定出相应的实施细则, 依据机组设计煤耗做出排序表、测定各类火电机组煤耗特性曲线、建立综合节能优化发电调度模型等等。
充分发挥电网调度对于供给侧和需求侧的杠杆调节作用, 撬动整个电力行业节能减排。电网除了降低自身线损、提高输电能效水平外, 还要通过优化调度实现电源与用户联动, 实现资源合理配置, 撬动整个电力行业节能降耗。应从发电侧调整电源结构, 优化电源布局, 加快火电“上大压小、节能减排”;从销售侧引导用户科学用电, 节约用电;全面执行差别电价政策, 提高高耗能产品差别电价标准, 清理和纠正在电价方面对高耗能高污染行业的优惠政策, 配合政府完成“十一五”降低用电单耗指标。
估算和分析实施节能调度对市场各方利益的影响, 建立企业自觉节能减排的补偿机制。 (1) 妥善解决发电权交易中的利益补偿问题。为促进小机组顺利关停, 应使机组在关停后可在一定期限继续享受发电量计划指标, 并可通过转让电量指标获得一定经济补偿;关停早的机组, 获得的电量补偿和享受期限应更多、更长一些;关停机组的自备电厂企业或趸售电网在用电价格方面应享受一定优惠;解决好关停机组涉及的职工安置、债务、土地开发等善后事宜。 (2) 妥善解决辅助服务中的利益补偿问题。对于节能调度排序后更多地承担系统调峰、调频、调压、无功、备用等辅助服务的企业, 电网公司、发电企业 (特别是调度方式改变后的优势企业) 应向其提供辅助服务费用, 以提高辅助服务的积极性。
恰当处理节能发电调度实施中的一些具体问题。如一些耗能较高的小机组 (统调地方机组) 主要处于负荷中心, 对电网的安全稳定运行起着至关重要的作用, 在短期内无法退出运行;而一些综合利用 (供气/热) 的机组尽管能耗较高, 但对当地的经济发展、环境保护、节能降耗起着无法替代的作用, 在节能调度具体实施中应该考虑这些因素。此外, 部分地区存在电网调度权不统一, 还有以自发自用为主的一些自备电厂、地方备用电厂和部分小水电等, 应该理顺和明确各自的责任。总之, 节能发电调度的实施应避免“一刀切”, 充分考虑不同地区的具体情况。
2.配套政策建议。
继续建立健全区域电力市场体系, 为节能优化调度的顺利开展创造宽松的电力供需环境。区域电力市场的建立有利于充分竞争, 引导合理投资和优化产业结构;可使电力资源在一个更大范围内优化配置, 合理调整季节性、时段性电力负荷的差异, 实现水火互补、省际间的余缺调剂, 从而化解节能调度与省内电源供给不足的矛盾, 创造相对宽松的电力供需环境, 为节能调度的开展提供必要的前提。
加强能源审计, 为实现节能、环保、经济的多目标优化调度奠定必要的计量基础。竞价规则的修正、节能环保电价的形成及节能、排污标准的制定, 以及对节能减排总体状况的判断和监管等, 都需要加强能源统计和核算, 建立科学的节能减排数据体系。国家虽然自2005年以来在加强能源统计制度建设方面采取了较多措施, 但仍然存在能耗统计口径不一、能源消耗标准混乱、能耗数据可比性和可靠性差等问题。针对我国的电力行业而言, 目前应加大能源审计的力度, 修订和完善电力行业节能规范、节能标准, 加强相关指标的测算和计量工作, 建立节能系数、环保折价系数、综合能耗等一揽子节能减排量化标准, 为执行节能、环保、经济的多目标优化调度、实现电力行业节能减排奠定必要的计量基础。
实行节能环保的电价政策, 实现节能调度与市场的有机衔接。 “水火置换”、“以大代小”等发电权交易手段, 虽然使各方的利益得到了适当平衡, 但实质上仍延袭了传统计划方式分配发电指标的做法, 只能是一种过渡方式。加快电力市场化的建设, 通过市场的手段解决能耗的问题, 是电力节能减排的根本途径。作为电力市场最基本、最核心的要素, 电价政策在促进节能环保、推动电力结构调整等方面具有不可替代的作用。从长远看, 应进一步深化电力价格改革, 将节能因子和环境排放因子纳入到电价中, 形成激励清洁能源发展的电价机制, 从而使高耗能、高污染的外部成本内在化, 让电价全面地反映供求关系、资源稀缺程度和环境污染状况等信息, 更好地发挥电力市场配置资源的基础性作用, 激励相关企业自觉节能减排, 真正建立起电力行业节能减排的长效机制。
修改电力市场竞价上网规则, 使之适应节能减排的需要。在电力市场价格形成机制尚未理顺、节能环保电价尚未形成的情况下, 应对目前的竞价规则进行修正。由于高能耗小机组尤其是老机组的造价比较低, 按照目前“低价优先, 竞价上网”的原则, 将无法限制小机组多发电。因此, 除财务成本外, 还应将单位能耗、单位排污指标、运输成本、网损等因素考虑在内, 依据各要素的权重、系数建立一个复合竞价模型, 按照复合竞价模型进行排序上网。这样可较全面地兼顾经济、节能、环保因素, 激励发电企业自觉节能减排, 并将效益最终传递到全社会, 从根本上限制住小机组多发电。此外, 这样的复合竞价规则也可反过来催生新的电价机制, 有助于建立与发电环节竞争相适应的上网电价形成机制, 可大大促进电力市场的建设。
加强对调度机构执行节能调度的监管工作, 对节能优化调度工作的高效运作进行及时、有效的监管。电力监管部门应建立一套涵盖信息发布、披露、监管、查询、纠正和处罚的机制, 增强社会公众对节能调度相关信息的知情权, 逐步解决监管部门与电力企业, 发电企业与电网企业信息不对称问题。对相关单位节能调度方案的执行情况进行督导, 统计、分析相关信息并定期向社会公布, 维护市场主体的合法权益, 同时对节能调度中出现的缺位、违规行为做出及时的纠正和处罚。
运用财税等政策工具促进节能减排。 (1) 必要的财政补贴不可少。中小燃煤机组的上网电价较低, 而节能环保的机组上网电价较高, 实施节能调度可能会增加电网公司购电成本。因此, 国家应出台相应的政策对电网公司进行适当的补贴。 (2) 完善支持节能降耗的相关税收制度。财政部应进一步研究支持生物质能发电、地热能、太阳能等可再生能源开发利用的税收优惠政策;对于高排放、高污染的企业, 应加强环保监督检查, 并征收排污税, 提高发电企业的环保违法成本。此外, 开展排污、取水许可指标交易。按期关停的机组可转让污染物排放指标、取水许可指标, 获得一定经济补偿。
建立落后产能退出机制。为鼓励和引导关闭、淘汰高耗能和高污染企业, 应妥善解决好人员安置、债务、土地开发等善后事宜, 按期关停的机组在一定期限内可享受发电量指标, 并可通过转让发电量、排污和取水指标、用电价格优惠等政策获得一定经济补偿;企业内部无法消化和解决的, 国家应根据关停后的实际节能减排量, 通过转移支付等方式给予适当补贴或奖励;积极稳妥地处理“上大”和“压下”的关系, 应“先建设后关停”或“先改造后关停”;做好关停机组的电力接续工作, 制定周密的电力供应预案, 加快配套电网建设, 切实保障关停机组企业或地区的电力安全可靠供应。
总之, 必须构建一个以市场为导向、企业为主体、政策做支撑的三位一体的节能发电调度实施平台, 才能确保电力工业节能减排的有效落实和电力工业的又好又快发展。
[感谢国家发改委体改所基础设施研究中心史立新主任、黄云鹏博士、华北电力大学董军教授对本文的指导和建议。]
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