节能发电调度技术
节能发电调度技术（精选8篇）
节能发电调度技术 第1篇
1.1 节能发电调度定义
《节能发电调度办法 (试行) 》规定, “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”。
1.2 节能发电调度基本原则
“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、区域间协调的方式, 实施优化调度, 并与电力市场建设工作相结合, 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。”
1.3 节能发电调度与传统调度区别
节能发电调度是响应节能减排的时代要求而提出的, 比传统的发电调度更具有可持续发展性, 两者的区别主要体现在以下两点:
1) 节能发电调度强调节能减排, 更利与能源的可持续发展。节能发电调度将淘汰高能耗高污染的小机组, 而更好的发展节能、高效、环保的大机组, 坚持节能优先, 比传统的发电调度方式更具可持续发展性。
2) 节能发电调度体现市场运作机制, 更具可操作性。不同于传统的发电调度实行行政计划和平均分配的原则, 节能发电调度采取优化配置的方式对能源和污染物排放水平进行排序, 同时综合考虑了个发电厂的运行特点, 引进市场运作机制, 使得发电调度更有活力, 更具可操作性。
2 热电联产的内涵
2.1 一般的火力发电概况
“火力发电是指利用煤、石油、天然气等固体、液体、气体燃料燃烧时产生的热能, 通过发电动力装置转换成电能的一种发电方式。”一般的火力发电厂通过燃烧煤炭只产生一种产品电, 而在发电的过程中, 大量的热能被循环水带走, 白白地排放到大气中, 不仅造成了空气污染, 也产生了热能浪费, 导致火电厂能源利用率不高, 一般仅为35%左右。
2.2 热电联产技术概况
热电联产, 简称CHP, 作为当前最具发展潜力的能源产业, 其总能效可达90%以上, 是指同时产生电能、机械能和有用热能中的任何一种形式, 简单说来就是在同一电厂中将供热和发电联合在一起, 包括双重目标的发电厂、废热处理利用系统、区域供热系统和总能量系统等。
热电联产将普通电厂本来废弃的热量加以利用, 为工业和家庭提供廉价的取暖用热, 这样可大大提高热效率。通常的火力发电, 其效率约为30～35%。这意味着每产出1兆焦的电能, 就有2兆焦的热量白白浪费掉。将这部分热量重新用来加热水, 完全可以满足工厂附近区域的工厂和住宅区的取暖需要。热电联产通常采用蒸气轮机驱动发电机发电, 而将废气用来对现有锅炉装置补充加热, 其总效率可达80%。
2.3 热电联产技术优点
热电联产将不同品位的热能分级利用, 即高品位的热能用于发电, 低品位的热能用于集中供热, 不仅大大提高了能源的利用率, 同时减少了环境污染, 具有节约能源、改善环境、提高供热质量、增加电力供应等综合效益。
2.4 热电联产应用类型
热电联产通过种应用类型来达到节能减排的目的, 其中主要包括以下四种: (1) 大型热电厂; (2) 区域性热电厂, 一个热电厂向几十户以上的企业供热; (3) 企业建设的自备热电厂, 为本企业或同时向周围其他企业供热; (4) 多功能热电厂, 即热电厂供热、供电、供煤气、供冷的同时, 还利用炉渣生产建筑材料和化肥, 用循环水的余热养鱼、养鳖等, 进一步提高热电厂的综合经济效益, 让热电厂变得更清洁。
3 热电联产机组的节能发电调度技术研究
3.1 节能可行性
热电联产可以将一般废弃的热量重新用来加热水用以满足工厂附近区域的工厂和住宅区的取暖用热需要。同时热电联产通常采用蒸气轮机驱动发电机发电, 而将废气用来对现有锅炉装置补充加热, 其总效率可达80%。
3.2 减排可行性
热电厂由于锅炉容量大、除尘效果好、烟囱高、还可实现炉内脱硫除硝, 相比于小锅炉、火电厂, 其环境效益和社会效益非常巨大。
3.3 安全可行性
热电联产一方面极大地减轻了城市供电负荷, 增强了供电安全性, 另一方面是热能与电能产生更加高效安全化。
3.4 经济可行性
由于热电联产不仅利于能源的综合利用, 还可以补充电源、提高供热质量, 同时还有节约城市用地、改善城市形象的作用, 经济效益明显。
4 热电联产机组的节能发电调度技术实践
4.1 节能效益
资料显示, “北京市“十一五”期间“上大压小”计划拟关停小机组60.4万kW, 用新建105万kW热电机组替代, 新机组全年总耗煤量247万t (其中发电耗煤量为174万t) ”, 这将带来巨大的节能效益。
4.2 环境效益
初步估计, 我国目前的热电联产每年可节约能源3000万吨以上标准煤, 减少二氧化碳排放6500多万吨, 减少二氧化硫排放60万吨, 减少灰渣排放1300万吨, 其环境效益和社会效益非常巨大。
4.3 经济效益
热价和电价是热电联产设施保证经济效益的主要方式, 城市热会力计入热源和管网成本, 同时因为考虑到煤价价格会适度提高, 估计可能在30～35元/m2的水平;因此, 燃煤热电联产的热价有竞争力。
4.4 安全效益
从保证电力供应的角度看, 扩建热电还有利于减轻本地电力供应负荷, 增强电网无功支撑能力。而从能源生产方面来看, 热点的生产过程更加规范有序, 也减少了安全事故的发生。
5 总结
通过上述对热电联产机组的节能发电调度技术的可行性研究与实践分析, 可以得出以下结论:热电联产是集产电与产热与一体的高效能源利用形式, 不仅可以降低能源消耗, 还可以提高空气质量, 同时利于综合利用, 具有经济效益, 安全系数也较高。我们应该积极鼓励热电联产技术的推广应用。
参考文献
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[2]国务院办公厅.国务院办公厅关于转发发展改革委等部门节能发电调度办法 (试行) 的通知[Z].2007-08-02.
[3]景春梅., 节能发电调度与电力工业节能减排, [J]经济师.2008.528-29
[4]郭江, 热电联产的成果与展望, [J]《, 中国能源》, 1996年第9期
[5]马建伟, 热电联产机组在线监测与调度支持系统研究报告[R].河南电力试验研究院, 2008.
节能技术在发电厂电除尘中的应用 第2篇
关键词：节能技术；发电厂；电除尘；应用
中图分类号：TH45 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）06-0047-02
能源节约利用关系到各项生产建设的可持续开展，随着节能减排力度的加大以及煤炭市场价格波动，使火电厂发展形势日趋严峻。火电厂要想获得经济效益与社会效益，就要找到节能减耗的方法，实现成本的节约与优化。电除尘器是发电厂生产不可缺少的设备，但依然存在一些不足，比如，电除尘耗能高，火电厂成本升高等。下文将对电除尘器工作原理、应用进行分析，提出几点优化对策。
1 电除尘器技术的应用特点
1.1 除尘效率高
电除尘器在开始除尘以后，会借助电场的延长来将除尘的速率提高，四个电场是电除尘器的一个特点，如果是常规粉尘状态，能使除尘效率达89%以上；而使用的是5个以上电场除尘器则除尘效率更高。在除尘器使用到一定时期以后，电极容易出现腐蚀或者老化造成除尘效果不显著[1]。
1.2 设备具有较小的阻力与较低的能耗
设备阻力损失、供电装置、加热保温以及振动电动机是电除尘器能耗的主要部件，主要能耗为阻力损失，占总能耗的较大比重，通常，100～200 Pa是除尘器阻力值，占袋式除尘器的1/4，但因为存在较低的总能耗，并且元件更换不及时也会降低运行总费用[2]。
1.3 使用范围广
通常，电除尘器能够铺集粒径大小为0.2 um，烟气温度为200～300 ℃之间，如果烟气温度参数出现波动则会降低除尘能力，模块化是电除尘器主要结构，大型化装置趋势强。
2 电除尘器工作原理
电除尘器通常处于静电场状态下，在阴阳两极中存在气体电离层，电离层中生成大量的电子、负荷离子等造成电场聚集过多烟雾尘粒相互结合形成荷电，荷电粒子承受电场作用能够分两极移动，最终分离出烟雾中的尘粒以及气体，使气体得到净化。但是两极荷电尘粒能够将部分电荷释放出来，在高压静电场作用下实现带电尘粒两极化运行[3]。
当尘粒全部集中到两极板表面时，可以使用打压振动法减少聚集在极板表面的灰尘，使全部尘粒被集中起来。运行原理如图1所示。
3 电除尘器在节能提高能效上的应用
电除尘器在运行当中，能效与电晕功率之间存在相关性，除尘效率增大的情况下电晕功率也会增加。但也存在特殊情况，比如，在使用低硫煤炭或者高比电阻粉时，也会受到反电晕的影响，将电除尘器电压增大时将造成反电晕超过限度，致使除尘的效率下降，还会使电阻粉尘在达到尘极以后，使电荷释放过多。荷电粉尘如果释放受阻，将出现电位梯度，造成电位梯度过大。当粉尘接近临界值时，粉尘将超出临界值，电晕极性将相反产生逆向正离子，这是因为粉尘层间隙形成局部击穿，产生正离子以后又出现电晕极，在电晕区带有正负粒子。这种结果下就会造成电流与电压增大，收尘的效果不佳。由此，反晕现象的产生是造成电阻粉尘的一个可能性，将造成电能消耗过大，使收尘效率降低[4]。
4 提高电除尘器除尘效率的方法
当前，社会生产与生活对技能环保越来越注重，并积极贯彻节能环保理念，当前，出现了越来越多性能高、自动化强的除尘器，这一代除尘器系统电源能够自动控制与操作，有越来越多的人应用，为人们更好的使用电除尘器提供了支持。下面将提出一些提高电除尘器除尘效率的方法。
4.1 改进电除尘器阴极线
阴极线改进方法主要体现在检修计划上，鉴于阴极线会不断受到粉尘冲刷进而造成严重的氧化或者磨损问题，造成检修的同时需要机组长时间处于停运状态。受损的阴极线如果没有得到改进或者增强，将造成除尘效率降低，使电除尘消耗过多电能。
为了杜绝这类事件发生，电厂通常会在机组A级检修阶段改进阴极线，使用混合极配比，这种配比形式能够使电晕分布更加均匀、密度更强，进而对反电晕的产生进行抑制；在确保运行效率基础上扩大煤种使用范围，还能够将电场死区消除，提升收尘实效性[5]。
4.2 改进电除尘器阳极板的方法
通常情况下，除尘效率增加与集尘面积相关，并呈正比关系，是保证除尘效率增强的重要方法。提高除尘效率的一个重要方法就是扩大集尘面积。集尘面积能够将量电阻粉尘带来的危害克服，减少出现恶劣工况对除尘器运行效率的影响。阳极面积通常较大，在进行阳极板改进的同时还要对除尘外壳进行解体，并要在检修过程中冲刷收尘极，改进过后的收尘极板节能效果更强。
4.3 改进电除尘器可控硅
改变控制电压是控制主回路阴阳极的一个重要方法，方法是对主回路阴阳极可控硅的电压进行控制，从而得知阴阳极是否存在断电情况，可控硅与电子开关在功能上一致，通过对功耗的削减能够使通断性能快速增大，进而提高电除尘器系统运行效率。
4.4 改进电除尘器电源
电除尘器电源改造也是一个非常重要的内容，主要是对新型高频电源进行改造，确保参数控制更加稳定、准确，进而使节能效率增强。电除尘器的高频电源提供的是无波直流电源，使静电除尘器在次火花点电压下运行，进而将电除尘器供电电压与电流提高，使电晕功率增大了，将电除尘器效率提高。高频电源所提供的直流电使脉动幅度增大时，将获得脉动幅度很大的电压波形，针对这种情况，不仅能够将适合的电压波形提高，还能够最大限度的将除尘效率提高。
4.5 改进电除尘器控制器
低压控制器与高压控制器是控制器的主要类型，两种控制器负责不同的输入电压，高压控制器负责对整流变输入电压调整，而低压控制器则对阴极、阳极振动电机、排灰电机、瓷套电加热器、仓壁振动控制器进行调节，使这些电气启动与运行更加安全、平稳，更好的对除尘控制器进行改进，进而将电除尘器运行效率增强[6]。最后是对电除尘脉冲供电方式进行改进，这是节能效果最好的一种供电形式，通过利用电容储能特性以及电感、电压特性对运行电流、电压进行控制。
应用此方法的优势较多，不仅能够将除尘效率提高，还能够对电除尘器运行时产生的电晕现象进行控制，进而将光能与热能消耗降低，实现节能减排效果。
5 结 语
通过在电厂电除尘器中应用节能技术不仅能够使改造成本降低，还能够得到电厂工人以及管理人员的一致认可，认为电除尘器应用数量与设计都彼此相关，使电除尘器性能将大大改善，进而获得经济效益与社会效益。由此，不断优化设计电除尘器，使用最新的节能技术不仅能够使电除尘效率提高，降低电厂能源消耗，延长除尘器使用寿命，更能为电厂可持续发展创造条件。
参考文献：
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[5] 张华琪.油田热电厂#1～#3炉电除尘整流变高压隔离开关操作机构的改造[J].科技展望，2015，（17）.
节能发电调度与电力工业节能减排 第3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。]
参考文献
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节能发电调度技术 第4篇
国务院办公厅2007年8月2日转发了国家发改委、环保总局、电监会、能源办等四部委共同制定的《节能发电调度办法(试行)》(国发办[2007]53号,以下简称《办法》)[1,2]。《办法》提出了节能发电调度模式的主要思路:改变传统的发电调度方式,取消平均分配发电利用小时数的做法,在保障电力可靠供应的前提下,按照节能、环保的原则,优先调度可再生发电资源,按照机组类型、能耗和污染物排放水平确定机组的发电次序,严格进行安全校核,大范围优化发电机组排序和机组组合,最大限度地减少能源消耗和污染物排放。该模式要求在保证电网安全稳定运行及连续可靠供电的前提下,分省按照机组能耗进行排序,然后按照边际能耗的不同在区域内进行优化、区域间进行协调。
目前,河南、四川等试点省正着手进行节能发电调度,实施发电调度后,减少了能耗高、污染大的小火电机组的发电利用小时数,充分发挥高效、环保、节能大机组的节能减排优势,可以达到节能减排的目的[3~9]。但由于各省(市)的装机构成存在很大差异,同一区域的各省(市)之间也存在着很大的节能空间。如果使得电力由边际能耗低的省流向边际煤耗高的省,就能在更大的范围内进行节能调度,加大节能减排效果的目的。
在实行节能发电调度的同时,我们也要进行区域电网电力市场的建设,通过市场进行资源优化配置,降低购电成本。本文就是要分析区域电网节能调度和电力市场竞价之间的联系,构造一种兼顾电力市场竞价交易的区域电网节能优化调度的算法和模型。使得通过区域优化,达到节约一次性能源、降低购电成本、优化资源配置的目的。
1 区域电网发电调度数学模型
1.1 区域电网节能调度数学模型
区域电网节能调度的目的是追求在全区域的范围内最大限度地节能,也就是使得全区域的总煤耗最小。这就需要在省内排序的基础上进行省间电力交换,电力由边际供电煤耗低的省份向边际供电煤耗高的省份流动。
各省的用电需求一定,如果各省的电都由本省的机组来发,就需要把各省的机组由煤耗从小到大的顺序排序,煤耗小的先发,根据用电需求得出边际机组。现在要在区域内优化,目标函数就是全区域的总煤耗最小。在分省排序的基础上,如果煤耗低省份的边际外机组经过网损折算后比高煤耗省份的边际内机组的煤耗还低,则可以进行替换,很显然,每发生一次这样的替换,都降低了全区域的总煤耗。由此可见,在分省排序的基础上进行省间替换,目标函数就变为了煤耗降低量最大。其数学模型为:
式(1)~(4)中:m为边际外机组的数目;n为边际内机组的数目;di,max为边际内机组i的机组容量;Pj,max为边际外机组j的机组容量;xi,j为边际内机组i被边际外机组j替换的容量,可以等价为线路潮流;CCRn(xi,j)为内边际机组的煤耗函数;CCRw(xi,j)为外边际机组的煤耗函数;Li,j(xx,j)表示省间网损折算成煤耗的非线性函数。
1.2 区域电力市场竞价交易数学模型
区域电网电力市场竞价的目的是追求全区域的总购电费最低。各省的用电需求一定,如果各省的电都由本省的机组来发,就需要把各省的机组按申报电价由低到高的顺序排序,申报电价低的优先发电,根据用电需求得出边际内机组和边际外机组。然后在省内排序的基础上进行区域内优化,电能由边际电价低的省份流向边际电价高的省份。在分省排序的基础上,如果边际电价低省份的边际外机组的报价加上输电成本后比边际电价省份的边际内机组的申报电价还低,则可以进行替换,很显然,每发生一次这样的替换,都降低了全区域的总购电费。由此可见,在分省排序的基础上进行省间替换,区域电力市场竞价交易的目标函数就变为了购电成本节约量最大。其数学模型为:
式(5)~(8)中:m为边际外机组的数目;n为边际内机组的数目;di,max为边际内机组i的机组容量;Pj,max为边际外机组j的机组容量;xi,j为边际内机组i被边际外机组j替换的容量,可以等价为线路潮流;SPn(xi,j)为内边际机组的报价函数;SPw(xi,j)为外边际机组的报价函数;Li,j(xx,j)表示输电成本折算成报价的非线性函数。
1.3 兼顾电力市场竞价的区域电网节能发电调度模型
从1.1节和1.2节的分析,我们可以看出节能调度和电力市场竞价具有相同的数学结构。其中节能调度的排序依据为机组的煤耗,竞价交易排序的依据为机组的报价。所以式(1)中为边际内外机组的煤耗函数之差,而式(5)中为边际内外机组的报价函数之差。虽然在竞价交易中,各发电企业的报价存在博弈,但机组的报价都会围绕发电成本报价。发电成本分为固定成本和变动成本,变动成本与机组的煤耗有着直接的关系。煤耗小的机组变动成本就低,反之高煤耗的机组也就意味着变动成本较高。所以就总体而言,大机组具有低煤耗,发电成本相对较小,在竞价交易中的申报价格往往低于小机组,从而具有竞争优势。从这种意义上说,节能调度与电力市场竞价交易具有相同的目标。通过市场竞价交易,也能达到节能降耗的目的。但由于各个电厂的固定成本存在一定的区别,而且变动成本除了与煤耗有关外,还与煤价有关,产煤省与非产煤省的煤价存在着一定的差别。所以两种调度机制不能完全等同,可以通过设置煤耗和价格的权重,将两种市场机制结合起来,建立一种兼顾电力市场竞价的区域电网节能调度模型。
构造机组排序参数函数PC(xi,j):
系统目标函数变为了,排序参数和最小,也就是通过省间替换,排序参数节约最大,即:
各种约束条件与1.1节,1.2节的模型一致。
从上面的分析我们可以看出,3种模式具有相同的数学模型,可以采用相同的算法解决跨省调度的问题。
2 区域电网发电调度算法
通过第1节的分析,我们发现无论采用何种市场机制进行调度,都可以先给参与市场的机组分配一个排序参数,这个参数有可能是机组的煤耗,可能是机组的申报电价,也可能是两者的以一定权重计算出来的一个值。区域电网省间调度可以将机组进行分省排序,排序参数低的机组优先满足本省,根据该省的用电需求确定出边际排序参数;然后在省内排序的基础上进行省间优化,电力由边际排序参数低的省份向边际排序参数高的省份流动。
省间的电力流动实际上就是省间的发电机组的替代,可以看作是一种省间的发电权转让,可以采用撮合的办法来解决这一问题。撮合交易是来自经济学领域的一个概念。买家按照报价由高到低依次排优先级,卖价按照报价由低到高依次排优先级。首先撮合优先级最高的买家和卖家的交易,然后撮合优先级次高的市场成员的交易,以此类推。高低匹配的撮合过程使得交易量可达到市场均衡时所能成交的最大量。如果减少某一对交易对象间的交易量,这部分交易量不能转移给报价差比其大的交易对,因为撮合过程保证了报价差大的交易对已经获得了尽可能大的交易量;如果这部分交易量转移给报价差比其小的交易对,不可能使总交易量增加,而以减少报价差大的交易量来增加报价小的交易量将使得总效用减少。可见,撮合交易能实现社会生产者与消费者剩余的最大化。同理,采用撮合的办法解决区域电网发电调度问题,可以实现总“节约排序参数”最大化,从而达到全区域总排序参数最小的目标。
在算法中我们考虑了跨省输电的线损折算和跨省联络线的输电限制。具体的算法流程如下:
(1)确定各省(市)的最小开机机组,这些机组的排序参数值设为0,优先发电。
(2)将省(市)的发电机组按排序参数由低到高排序,排序参数低者优先满足本省。
(3)根据省(市)的用电需求,找出各省(市)的边际发电机组。边际发电机组就将该省(市)的所有机组分为了边际内机组和边际外机组。
(4)构造发电替换匹配队。具体方法为将各个省(市)的边际外机组的排序参数除以(1-省间网损)折算到其他省(市),并与其他省(市)的边际内机组进行匹配。用其他省(市)的边际内机组的排序参数值减去该折算值,如果排序参数值之差大于0,则形成一个匹配对。依次循环,直至列出全部的匹配对。
(5)将匹配对按照排序参数差由大到小进行排序,排序参数差最大者优先“中标”,意味着组成该匹配队的两台机组进行替代发电。替代量为替代方的发电能力、被替方的发电能力和省间输电能力三者中的最小值。
(6)更新匹配对。先将上一步“中标”机组的可替换电力减去替代量,然后将可替换电力为0的机组从匹配队列中清除。
(7)更新省间联络线的可用容量。
(8)转到4进行“中标”,直至匹配队列为空或者省间联络线达到输送容量极限。
将以上算法的替换结果进行分省统计,得出跨省交易电力。
算法流程图如图1。
3 测算分析
为了分析区域电网实行节能发电调度的节能效果和对省公司购电成本的影响,我们取华中电网的冬季和夏季各一个典型日进行了模拟测算。对于节能调度模式和竞价模式采取第2节所示的模型和第3节所示的算法先省内排序,然后在省内排序的基础上进行省间替换。替换后统计各省的平均购电煤耗和平均购电价。某省的平均购电煤耗指供应本省用电需求的发电平均煤耗,如果发电来源于外省,则将外省的发电煤耗折算到本省。平均购电价的计算同理,如果发电来源于外省,则将外省的发电煤耗折算到本省,并加上跨省输电费。对于兼顾电力市场竞价的节能调度模式,我们取式(9)中的m值为0.7,n值为0.3,该模式简称兼顾模式。
测算中作如下假设:
(1)按照《办法》所规定的顺序,水电等优质能源先发,所以将省的发电需求先减去水电等优质能源的发电量,剩下的为火电的发电需求。我们的测算仅针对常规煤电机组。
(2)机组煤耗值采用设计煤耗。
(3)省内的安全约束用分区限制和最小开机代替。
(4)跨省输电必须满足跨省联络线的输送能力约束。
(5)先确定开机机组组合,所有开机机组采用等比例调峰。
3.1 节能分析
表1给出了不同模式下各省的平均煤耗。从表中我们可以看出,节能调度模式的平均煤耗要大大低于等利用小时,充分体现了节能调度带来的节能减排效应。在此模式下,夏季的平均煤耗要低于冬季的平均煤耗,因为夏季四川,湖南等水电大发,火电机组的发电需求减少,按照煤耗低的大机组优先发电的原则,小机组不能进入机组组合,所以夏季的平均煤耗较低。竞价交易,各机组按照固定成本加变动成本的报价方式,大机组煤耗下,变动成本相对较低,报价普遍低于小机组,所以在这种模式下也能取得一定的节能效果。但由于某些小机组已经运行多年,而大机组多为新建机组,还贷压力大,所以有些小机组也存在竞价优势。由于这个原因的存在,其节能效果比节能调度模式的节能力度要小一些。从表2我们可以看到,采用节能调度的节煤效果最显著,全区域全年可以节煤436万吨;其次是兼顾模式,可以节煤398万吨。
3.2 省公司购电成本分析
节能调度要顺利实施,就必须兼顾各方的利益,做到多赢,所以我们做了省公司平均购电成本的比较分析。表3给出了不同模式下各省平均购电价的数据,在测算中,等利用小时和节能调度模式下的购电价采用各电厂的批复电价,竞价模式和兼顾模式采用各企业的发电报价。从表中,我们可以看出,实行节能调度后,电网企业的平均购电成本有所升高,这是由于小机组大多未装脱硫设备,所以批复电价略低一些。而采用竞价交易和兼顾模式下,电网企业的购电成本就得到了降低,取得了很好的社会效益。
3.3 跨省交易量分析
我们对节能调度模式和兼顾模式的跨省交易进行了比较分析,所得测算结果如表4和表5所示。从表4我们可以看到在冬季跨省交易量不大,受电省为江西和四川。江西主要因为全省小机组偏多,四川则由于为水电大省,枯水期水电出力较小。从表5我们可以看到,夏季的跨省交易量明显大于冬季。同时我们还可以发现节能调度模式下,华中电网在夏季出现了煤电倒送现象,就是湖南、重庆等省的电力向产煤大省河南倒送。出现这种现象的原因,一是夏季湖北等省的水电满发,并供当地使用,使火电的边际机组容量上升,与河南相比形成竞争优势。而采用兼顾模式考虑了企业的发电成本,河南省的煤价低,与外省相比具有竞争优势,所以该模式下可以避免了能源倒流的现象。从表4和表5中,我们还可以看到,采用兼顾模式,跨省交易量增大,有利于全区域的资源的优化。
4 结论
本文分析了区域电网节能调度和电力市场竞价交易的数学模型,发现两者具有相同的数学结构,并且从某种意义上说两者具有类似的目标函数。在此基础上,本文提出了兼顾电力市场竞价交易的节能调度模型。通过华中电网的实际数据进行了各种模式的分析测算,通过测算证明了竞价交易也具有节能的效果。而兼顾电力市场竞价交易的节能调度模型,在节能效果仅次于节能调度的基础上,还具有降低省公司购电成本,增加跨省交易量,优化省间资源流动的效果,是一种值得推荐的区域电网节能调度模型。
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节能发电调度技术 第5篇
国家“十一五”规划明确提出,到2010年全国单位国内生产总值(GDP)能耗和主要污染物排放总量分别比2005年降低20%和10%[1,2]。2005年,火电SO2排放量1 328万t,占全国排放总量的52%;烟尘排放约 360万t,占全国排放总量的30%。2006年,全国火力发电机组装机容量约占总装机容量的75%,平均供电标准煤耗比发达国家高出10%。由此可见,电力行业作为节能减排的重点行业,节能减排任务仍很艰巨。目前,有不少文献从调度和市场的角度探讨了电力行业节能减排模式。
文献[3]提出了能耗约束的电力市场模式,但没有考虑新老机组并存的现状。文献[4]提出了一种效率优先的调度模型,但没有给出求解算法。文献[5]提出了兼顾政府宏观调控与市场机制的节能发电调度模式,符合中国国情。文献[6]论述了市场环境下,发电侧节能减排的政策、法规及发展思路,提出对化石燃料发电征收高税、增大可再生能源配额的方案。文献[7]结合中国国情,设计了7种节能发电调度模式并进行了比较,最后提出了几种节能发电调度由纯行政命令模式向完全市场竞争模式过渡的方式。文献[8,9]在节能减排和电力市场衔接方面也进行了有益的探索。文献[10,11]虽然讨论了调度或交易方面的节能减排,但均侧重发电侧内在的效率提高,没有将交易竞价与调度结合起来。
本文在文献[4]基础上,结合两部制电价提出了一种适合中国单边电力市场的节能减排调度模式。
1 基本原理
本文提出的节能减排模式采用两部制电价,即将容量电价与可变成本电价分离,相应的电量也分为合同电量和剩余电量(负荷预测电量与合同电量之差)。全网按边际可变成本报价出清。容量合同可以转让:低效机组转让容量合同电量比自身发电能获得更多收益;高效机组由于固定成本已从自身的容量合同中得到补偿,因此,购入的合同电量作为“额外合同电量”上网发电。不同类型机组按《节能减排调度方法(试用)》中的排序原则上网,同类机组在能耗相同时,按污染物排放量递增顺序上网。从而实现全网的节能减排,达到节能的社会效益。
2 调度交易规则及结算方法
本文提出的节能减排模式的调度交易流程如图1所示。
2.1 容量合同交易
由于各电厂的实际情况不一,必然存在固定成本回收程度不同的问题,在竞价上网时就会影响上网电价,使上网电价不能真实反映其能耗。为此,用一部分电量(合同电量Qc和合同电价ρc)专门补偿机组的成本差异,将前n年机组上网电量的平均值乘以系数K确定当年的总合同电量Qc[4]。
容量合同是用来弥补各电厂固定成本差异、补偿机组固定投资的,因此,合同电价由等额支付折算法[12,13]计算的固定成本确定。
在参与容量合同交易的电厂进行卖出与买入报价后,交易中心按双方价差最大原则进行匹配,同时进行最高、最低限价。限价计算的原则为电网公司收购电量费用不大于实施该模式前的费用。
容量合同交易只进行容量合同电量的交易,即低效机组将其容量合同电量转让给高效机组,卖方按报价结算,买方按差价结算。某时段双方的收益结算方式为:
式中:Fout,t为容量合同出让方转让容量合同的收益;Fin,t为容量合同收购方购入容量合同的收益;j为机组类型,最多有7种类型;i为机组号;t为时段号;Qji,tb为第j类机组i在时段t的成交电量;ρt,cb为时段t的合同电量交易电价;ρjt,vf为第j类机组可变成本边际电价。
交易中心与有合同电量机组按合同电量与合同电价的乘积结算,其结算额πc为:
式中: ρji,c为第j类机组i的容量电价;Nj为第j类竞价机组的数量;Qji,tc为第j类机组i的容量合同电量。
同类型高、低效机组合同电量交易效果见图2。
图2中,ρc2为合同购入机组的容量电价,ρt,cb应在其实际容量电价ρji,c上下波动,正常应在ρji,c下方。从图2中可看出,高能耗机组由于能耗高,容量成本低,在现有模式下虽然有上网电量但耗能太多,低能耗机组则相反。在本模式下,高能耗机组转让容量合同,可以回收部分投资,低能耗机组收购容量合同,双方可变成本的差值为社会节能效益,由此可见在该模式下可充分调动双方的积极性。
2.2 能耗排序
可变成本包括燃料费、生产性用水费等,可表征机组能耗[14]。可变成本高意味着机组能耗高,反之则能耗低。该参数由电厂自行结合机组检修(或专门机构)通过试验得出,也可由机组制造厂家提供,或通过对运行数据计算得出。可变成本等于生产单位电量所消耗的一次能源,电厂上网电量扣除到参考节点的网损电量后可得实际上网电量,通过网损电量调节可变成本的差异。可变成本排序结果决定机组上网电量的多少。
为防止发电厂互相串通哄抬可变成本电价,应对报价设定限价并由第三方进行监督,对违者重罚以保证可变成本的报价不严重偏离其真实值。
电力调度交易中心根据各机组的检修情况,将合同电量分解成季、月、星期、日、30 min和15 min的负荷轮廓曲线,并时刻更新,以可变成本小的最先完成其在某时段的容量合同,剩余电量按可变成本从小到大的顺序排序上网,机组有上网电量时,按全网的边际可变成本结算。能耗结算额πji,v为:
式中:Ft(ρji,tv)为时段t第j类机组全网的边际可变成本电价;ρji,tv为第j类机组i在时段t的可变成本报价;Qji,tf为第j类机组i的上网电量;s为第j类机组i到参考节点的网损;T为全天竞价时段总数。
2.3 污染物排放排序
为达到节能减排的社会效益,本模式按照《节能发电调度办法(试行)》规定的原则进行调度。具体方法如下:
1)将全网所有机组按照《节能发电调度办法(试行)》的规定分成7类,确定各机组上网优先级;
2)同优先级的机组按能耗递增顺序进行排序,在能耗相同时,根据污染物排放水平由低到高排序;
3)根据排序结果,将各电厂电量累加,直到满足剩余电量为止,最后一个上网机组的报价为可变成本边际价格。
机组先按能耗排序上网,当能耗相同时按污染物排放量上网,再用网损系数调节燃料差别,考虑污染物排放和能耗的结算额πji,vw为:
式中:
F(ρji,tv,wji,t)为能耗与排放的竞争结果,当同类型不同机组能耗相同时以排放量大小排序,否则以能耗排序确定上网电量;ρjt,vf为第j类机组在时段t的全网可变成本边际电价;ρjn,tv和ρjm,tv为相比较的2个机组的可变成本报价;ρji,tv(Pi)为第j类机组i的报价曲线;wji,t(Pi)为污染的排放量曲线,均是功率Pi的函数。
3 数学模型
根据本文提出的节能减排模式的调度交易机理,所建模型以全天各机组的能耗最小、排放最低为优化目标,约束条件为功率和容量约束、与时间有关的约束、电网安全约束等[15]。
目标函数表示为:
式中:
Cc为容量合同中的固定成本费用;Ce为能耗结算费用。
本文提出的数学模型的特点是:
1)采用容量合同,使新老机组在同一高度上竞争,解决了不同电厂不同机组由于还贷付息方案不同而产生的较大的发电成本差异问题,解决了老机组能耗高报价低、新机组能耗低报价高的问题。
2)由于容量合同可以自由转让,高效机组可以取代低效机组发电,实现了机组高低能耗的互换,低效机组通过转让合同电量回收固定成本,高效机组通过收购的容量合同形成额外合同电量,增加利润,有利于淘汰低效机组,鼓励高效机组多发电。
3)对所有机组均按上报的可变成本排序,很好地解决了能耗与报价不一致的弊端,通过统一的可变成本边际电价进行调度,保证了各机组参与竞争的公平性。
4)本模型将能耗与购电费用相统一,在追求高效低排放时,也追求电网公司购电费用最少,两者并无矛盾;将高低效机组的成本回收转变为容量合同交易博弈,减少了提高电价的因素,降低了电网公司风险,稳定了配电侧的电价,符合中国目前电力市场只开放发电侧的现状。
5)该数学模型将电力市场与节能减排紧密结合,有利于资源的优化配置,不仅考虑了能耗,而且增加了表征排放的变量,实现能耗与排放的竞争,符合中国能源政策,有利于国家宏观调控。
4 模型求解
本模型在建立之初就将电量分成容量费用和剩余电量费用。合同电量在交易中心进行转让,交易中心只与合同方结算容量费用;剩余电量费用结算根据全网的边际可变成本结算,而边际可变成本不仅与机组类型有关,而且与能耗和排放关联。因此,首先将机组按一次能源分成7类;在同一类内再根据机组的能耗排序,能耗相同时根据排放量排序,由剩余电量确定全网的预出清电价和各机组的剩余电量,再根据各机组的预上网电量对各约束条件进行校验,若满足约束则确定全网统一出清电价并按此电价结算,否则重新计算,直至满足约束为止。具体算法步骤如下。
步骤1:将网内各机组按一次能源分类,确定各机组优先级。
步骤2:计算容量合同电量和容量电价。
步骤3:确定某时段的总电量和剩余电量。
步骤4:从最高优先级开始,本级机组对剩余电量按能耗排序,能耗相同时按排放量排序。
步骤5:若本级机组不能满足剩余电量要求,则加载下一级机组,重复步骤4直至电力电量平衡。
步骤6:电力电量平衡后,将各机组上网电量代入约束条件,满足约束则转步骤7,否则根据约束条件修正机组出力,转步骤4。
步骤7:确定预出清边际电价,按照式(6)结算。
5 节能减排模型与传统模式的比较
传统模式只以报价高低决定机组上网电量多少,未考虑机组能耗和排放问题。节能减排模型以能耗最小、排放最少为优化目标,将系统购电费与能耗排放结合,传统模式纯粹以系统购电费用最小为优化目标,两者寻优目标不同,传统模式下,一般采用一部制电价。本模型电价类似两部制电价,将电价分成容量电价和可变成本电价,容量电价专门用来回收固定成本,可变成本是能耗和排放的具体体现,以可变成本的大小决定上网电量,有利于节能减排,同时并未增加电网公司的负担,有利于配电网电价的稳定,适合中国现阶段电力市场的现状。
6 算例分析
采用某地区电网实际数据进行计算。该地区共有机组12台,装机容量为125 MW至600 MW不等,总容量为3 350万kW,各机组的装机容量及某时段的相关数据见附录A表A1。
按照本文所述节能减排模式进行分析,各机组按正常方式博弈。限于篇幅,本算例只考虑1个时段、2种类型机组的报价过程,其他时段类似,只需累加即可。按前述算法,将全部机组按类型分成水电和火电2类,水电优先权高于火电。竞价结果如表1所示。
表1中合同电价只列出了卖价,合同电量指本机组自身的合同电量与购入的合同电量之和,竞争电量指除合同电量外的由能耗和排放决定的剩余电量,实际电量是合同电量与竞争电量之和。本文模式与传统模式对比结果见表2。
从表2可以看出,传统模式需要18.83万元的购电费,污染物排放为13.9 kg,而本文模式购电费只有16.85万元,降低了10.5%,污染排放13.3 kg,排放减少了4.3%,能耗降低了13.4%。通过对比可以看出,本文新模式在降低污染的同时,不仅没有增加电网公司的经济负担,反而削减了购电费用,说明高、低效机组实现了互换,有利于中国建立节能减排电力市场。
7 结语
本文结合中国电力工业节能减排的实际情况,提出了一种综合能耗与排放最小的发电侧节能减排新模型。该模型通过容量合同有效地解决了各电厂固定成本差异问题,对其能耗和排放进行竞争上网,同时不会增加电网公司的购电风险。算例证明本文节能减排新模式的有效性,对建立适应中国国情的单边节能减排电力市场有一定指导意义,适合中国只开放发电侧电力市场的需要,也有利于中国电力工业的节能减排及能源的优化配置。
附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。
节能发电调度技术 第6篇
关键词：节能发电调度,节能减排,行政手段,经济补偿机制,发电权交易,结算模式,利用率低限标准
0 引言
节能发电调度[1,2,3,4,5]是以节能减排[6,7,8,9]为核心优化目标提出的电力工业发电调度规则,是在以往曾经实行的供电煤耗等微增调度方式的基础上,对现行的按照机组容量大致平均分配发电小时数的调度方式的制度性变革,旨在建立一种以能耗和污染物排放水平为基准的发电调度方式,在保证电网安全稳定运行及连续可靠供电的前提下,最大限度发挥可再生能源及其他清洁能源的作用,最大限度减少化石燃料的使用。为此,政府有关部门颁布了《节能发电调度办法》[1](以下简称《办法》),适用于所有并网运行的发电机组,包括并入主网运行的各类公用电厂、企业自备电厂的发电机组,以及与主网相连接的地方电网的发电机组。
实施节能发电调度,将引起各方利益(包括跨省跨区之间、发电企业之间、电网企业、自备电厂企业、地方政府税收等)的重大调整,解决利益调整的最佳办法是采用市场机制,而中国目前电力市场机制还很不成熟,市场在电力资源配置中的基础性作用还没有形成规范的制度,能否建立一套行之有效的节能发电调度经济利益补偿机制及结算模式,将影响节能发电调度的顺利实施。
在上述背景下,本文针对节能发电调度需要妥善解决的5种主要经济补偿问题,提出了设计节能发电调度经济补偿机制的核心思路,设计了节能发电调度的4种基于行政手段的经济补偿机制及结算模式,并进行了比较分析。
1 节能发电调度需要妥善解决的经济补偿问题
《办法》中的节能发电调度,是电力节能减排的极限化,其力度最大、最坚决,但引起的利益调整也最大。节能发电调度需要妥善处理的主要经济补偿问题为:
1)小火电机组的经济补偿问题。实施节能发电调度后,对小火电机组的冲击最大,大部分小火电机组将全年没有发电机会,如果缺乏必要的经济补偿机制,难以实现小火电关停工作的平稳、和谐推进。其补偿方案及优惠政策,应与国务院《关于加快关停小火电机组的若干意见》(以下简称国发[2007]2号文)相衔接。
2)列入发电组合基础方案、少发电机组的经济补偿问题。实施节能发电调度后,部分火电机组虽然列入发电组合基础方案,但发电利用小时数少,依靠实际发电收入难以保证机组基本的生产运行费用,可能影响连续可靠供电,需要配套的经济补偿机制,保证机组处于正常状态。
3)参与调峰、调频、备用的“边缘机组”(以下简称为辅助服务机组)的经济补偿问题。实施节能发电调度后,部分火电机组只能参加调峰、备用,年利用小时在几百、甚至只有几十小时,这些“边缘机组”依靠实际发电收入难以补偿机组基本的生产运行维护费用(包括人员备用、燃料备用、设备维护和保养、现金流等),需要开机时,可能开不了机,影响连续可靠供电,为保证机组处于正常备用状态,需要配套的经济补偿机制。
4)对于以火电为主的省份,实施节能发电调度后,电网企业购电成本将可能上升,增加电网企业的经营压力。
5)拥有自备电厂的企业用电成本上升的经济补偿问题。按照《办法》要求,实施节能发电调度后,部分自备电厂机组发电小时将明显下降、甚至需要关停,企业需要从电网供电,用电成本将大幅上升,对拥有自备电厂并符合国家产业政策的企业,将造成冲击,影响市场竞争力,为保证其竞争优势,按照国发[2007]2号文,对其用电价格应给予适当补偿。
因此,实施节能发电调度,必须建立一套行之有效的经济补偿机制。
2 节能发电调度经济补偿机制的设计原则和思路
2.1 节能发电调度经济补偿机制的设计原则
节能发电调度经济补偿应坚持以下原则:
1)坚持合理补偿和有限补偿的原则。由节能发电调度受益较多的电厂,利用发电利用小时增加带来的边际收益,对非受益方给予适当经济补偿;应该设定合理的经济补偿范围和尺度,避免过度补偿。
2)坚持利益格局平稳调整原则。坚持利益格局平稳调整,实现和谐平稳过渡,是确保节能发电调度顺利实施的重要前提。经济补偿机制应充分考虑电网公司、各发电厂之间、自备电厂企业等的利益格局调整,从电网公司角度考虑,经济补偿办法要确保电网公司的购电成本不受大的影响,从电厂角度出发,经济补偿办法应鼓励高效环保机组参与节能发电调度的积极性,同时,小火电机组获得一定的经济补偿,实现各方利益平稳调整。
3)坚持因地制宜的原则。鉴于各省经济发展水平、电力供求状况、上网电价水平、电源结构差异较大,应坚持因地制宜原则,由国家制定节能发电调度经济补偿的指导意见,各省结合当地情况,制定各自具体的经济补偿办法。
2.2 节能发电调度经济补偿机制设计的核心思路
节能发电调度经济补偿机制设计的核心思路是:实行经济补偿机制与节能发电调度相分离,即在电网运行中机组的实际节能发电调度出力按照《办法》的要求执行,经济补偿机制以及结算办法则由经济补偿政策确定。
政府有关部门结合当地的实际情况,按照一定的原则,给出制定机组基本电量的原则,确定机组的年度、月度基本电量(也可称为“基础电量”、“权益电量”、“利用率低限标准”、“基本利用小时”、“发电利用小时低限标准”),确定大用户直购电量及优惠电价,确定补偿期内的关停机组的补偿电量(关停机组的补偿年限按照国发[2007]2号文的规定执行)。
节能发电调度电量高于基本电量的机组,应对节能发电调度电量低于基本电量的机组进行补偿,经济补偿价格可以由政府确定、也可以通过市场方式(双边/多边磋商、集中撮合交易或挂牌交易)确定。亦即:发电机组按照《办法》要求实现节能发电,高效环保机组多发电,充分发挥其节能减排优势,满足发电调度的节能减排目标(实现节能发电调度的目标要求)。采用政府宏观调控(通过制定基本电量等)与市场机制(补偿发电量指标交易、发电权交易、跨省跨区外送电交易等)相结合的方法或通过行政手段解决利益调整问题,建立节能发电调度在过渡时期的经济补偿机制,最大程度缓解利益调整引发的社会问题。
需要说明的是,基本电量、年度或月度预计的节能发电调度电量(节能发电调度电量为上网电量),作为经济补偿及结算的依据、发电厂安排生产计划的参考,不作为日前调度及实时调度(实际节能发电调度)的依据。本文中的“基本电量”、“补偿电量”,为机组的计划上网电量。月度实际上网电量(或月度预计的节能发电调度电量)超过月度基本电量的机组,称为多发电机组;月度实际上网电量(或月度预计的节能发电调度电量)低于月度基本电量的机组,称为少发电机组。对于自备电厂的企业,如果由于节能发电调度影响其自备电厂的发电量,其经济补偿方案为:要么按照影响的发电容量,确定自备电厂企业的优惠电量及优惠电价,按照大用户直购电处理[6](以下简称为政府批准的大用户直购电);要么对自备电厂按照非自备电厂的少发电机组的经济补偿方案处理,上述两者只能选择其一。
2.3 设计节能发电调度经济补偿机制需要考虑的因素选择
在现行电价体系下,设计节能发电调度经济补偿机制需要重点解决的2个核心问题是如何确定基本电量和补偿电价,因此,设计经济补偿机制时,需要考虑以下6种因素中的1种或几种:(1)经济补偿机制的行政手段与市场手段;(2)经济补偿机制的全电量分摊模式与增量分摊模式;(3)经济补偿机制的事前模式与事后模式;(4)基于不同节能发电调度跨省跨区协调模式的经济补偿机制;(5)经济补偿机制的“一揽子”解决方案与“分散”解决方案;(6)经济补偿模式,要考虑本省的经济发展水平、电价水平、电源结构、能源供求状况(如电煤供应及其价格)等。根据上述6种因素,可以设计多种经济补偿机制。
3 基于行政手段的经济补偿机制设计
基于行政手段的经济补偿机制的主要思路是:政府有关部门确定经济补偿标准及补偿价格。
3.1 行政手段的经济补偿机制之一(模式1)
模式1的主要思路是:按照《办法》执行节能发电调度后,机组基本电量以月度为单位事后推算。每月上旬将上一月度的实际节能发电调度电量分为以下2部分:
1)月度基本电量。该电量是按照上月省内实际售电量扣除政府批准的该月度大用户直购电量和补偿期内的关停机组的该月补偿电量后,倒推得到基本上网电量。测算机组省内发电平均利用小时数,确定各类机组的上月基本电量(也可以根据事先确定的差别电量制定原则[6]测算全省各类机组的上月实际省内差别电量,作为各类机组的上月基本电量);对于上一月度的多发电机组,该电量按照政府批复的上网电价结算;对于上一月度的少发电机组、辅助服务机组,该电量减去其实际上网电量为应得补偿电量。考虑到辅助服务机组启停调峰次数等造成运行成本上升,其补偿电量需再乘以大于1的系数,并根据每台机组参与辅助服务情况对该系数进行分挡。
2)边际电量。该电量是机组上一月度的实际上网电量超出该月基本电量的部分,该电量由上月跨省跨区外送电量、上月代发其他机组基本电量(简称替代发电量)、上月政府批准的大用户直购电量等构成。上月代发其他机组基本电量的电价(即上月代发电量结算电价)为未发电或少发电机组的加权平均上网电价减去政府确定的经济补偿价格(与有补偿电量的机组结算的价格,比如每千瓦时电补偿0.06元);由上月跨省跨区外送电电价、上月大用户直购电价、上月代发电量结算电价等可形成上月边际电量的加权平均电价(即边际电量的结算电价)。
在进行结算时,关停机组的补偿电量按照政府确定的补偿价格结算。对多发电机组,其上月基本电量按照政府批复的上网电价进行结算,其上月边际电量,根据上月边际电量的结算电价结算。对少发电机组,其实际上网电量按照政府批复的上网电价进行结算,其少发的电量按照政府确定的补偿价格结算。
模式1中的机组月度基本电量,也可以按照以下办法确定:按照全年省内负荷及用电情况预测,扣除政府批准的大用户直购电量和关停机组的补偿电量后,测算各类并网机组的年度基本利用小时数(基本电量),并分解到月。每月上旬,根据节能发电调度实际结果,调整上一月度的基本利用小时数。每月上旬调整基本利用小时数后,应考虑年初测算的全年基本利用小时数不变的情况下,动态修正年内剩余后续各月度的基本利用小时数。根据年度用电的实际情况,必要时对年初预测的全年基本利用小时数(基本电量)进行等比例调整。
模式1的经济补偿机制本质上是由政府确定替代发电经济补偿标准。该模式的事后推算方式可以合理确定机组基本电量。按照发电机组实际上网电量与基本电量的差额和经济补偿标准,计算经济补偿费用的总支出额度,在所有并网发电机组实际上网电量大于其基本电量的增量电量中进行分摊。该模式也称为增量电量分摊模式或增量收益分摊模式(简称为增量分摊模式),其实质是:经济补偿费用在超过基本电量的上网电量中解决;采用增量补偿的形式,对电网公司的购电成本将不会产生特别大的影响,而发电企业之间的利益格局调整,主要通过调整机组基本电量与确定经济补偿标准方式解决。
3.2 行政手段的经济补偿机制之二(模式2)
确定并网发电机组的月度基本电量的方法,与模式1相同。对于关停机组的补偿电量、机组少发的电量按照政府确定的经济补偿标准结算。
对于实际上网电量小于基本电量的机组,按照经济补偿标准,对少发的电量给予补偿,并将所有需要补偿的费用总额,在所有实际上网电量中进行分摊(相对于政府批复的上网电价,等比例调低所有并网发电机组的实际上网电量的结算电价),也就是:所有节能发电的实际上网电量均以政府批复的电价进行结算,仅扣除需要补偿费用总额的分摊。
需要说明的是,跨省跨区外送电量、大用户直购电量也可以在多发电机组的实际上网电量中进行分摊,仅替代发电量在所有并网发电机组的实际上网电量中进行分摊。
在模式2中,政府有关部门可以仅核定少发电机组(包括可能少发电的机组、补偿期内的关停机组、辅助服务机组等)的基本电量(利用率低限标准)及经济补偿标准,对高效环保的多发电机组可以不给出基本电量,取消年度发电计划。
模式2是按照发电机组实际上网电量低于基本电量的差额和经济补偿标准,计算经济补偿费用的总支出额度,在所有并网发电机组的实际上网电量中进行分摊。该模式称为全电量分摊模式。按照全电量分摊模式,将会造成以下不公平现象:(1)少发电机组实际上网电量将被纳入补偿费用分摊范围,与被补偿的属性相矛盾,对被补偿机组不公平;(2)多发电机组的所有实际上网电量全部作为分摊基数,将获得更多利益(相对被补偿机组),但如果经济补偿标准过高,也不尽合理;(3)按照全电量分摊模式,对被补偿机组(比如小火电)电价低于标杆上网电价的省份,可能会增加电网公司的购电成本。
3.3 行政手段的经济补偿机制之三(模式3)
对于少发电机组与多发电机组的基本电量制定办法,对少发电机组的经济补偿,以及对并网机组的结算办法,与模式1中的相同。
对于补偿期内的关停机组、自备电厂的企业用电成本上升问题,政府进行财政补贴或出台优惠政策(部分优惠政策可参见国发[2007]2号文)。经济发展水平较高的省份可采用该方式。
对于辅助服务机组,依据国家电监会《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》(电监市场[2006]43号文)以及各区域电监局制定的区域并网发电厂辅助服务管理暂行办法实施细则给予补偿。
模式3将补偿期内的关停机组、辅助服务机组、自备电厂的企业,与少发电机组的经济补偿分开考虑,是一种经济补偿的“分散”解决方案。模式3对少发电机组的补偿,是一种增量电量分摊模式。
3.4 行政手段的经济补偿机制之四(模式4)
对于少发电机组与多发电机组的基本电量制定办法,对少发电机组的经济补偿,以及对并网机组的结算办法,与模式2中的相同。
对于补偿期内的关停机组、辅助服务机组、自备电厂的企业等的补偿办法与模式3中的相同。
模式4是一种经济补偿的“分散”解决方案,对少发电机组的补偿,是一种全电量分摊模式。
4 模式1~模式4的比较
模式1、模式3的经济补偿机制是一种增量补偿(分摊)模式,模式2、模式4的经济补偿机制是一种全电量分摊模式;相对增量分摊模式,全电量分摊模式将可能增加电网公司的购电成本;多发电机组将获得更多利益;少发电机组得到的补偿与经济补偿标准和基本电量(利用率低限标准)密切相关,少发电机组的实际上网电量也被纳入补偿费用分摊范围,与被补偿的属性相矛盾,对少发电机组不公平。经济补偿费用应该通过在超过基本电量(利用率低限标准)的上网电量中解决。
模式1~模式4给出的机组基本电量是以月度为单位事后推算得到的,即执行节能发电调度后按照事先确定的原则推算,不存在偏差电量的处理问题。
模式1、模式2分别提出的对各类发电机组的经济补偿机制,是采用“一揽子”经济补偿方案,简称“一揽子”解决方案。“一揽子”解决方案能够统筹全盘考虑,容易做到各类经济补偿的公平合理。
模式3、模式4的经济补偿机制中,少发电机组的经济补偿问题、关停机组的经济补偿问题、辅助服务机组的经济补偿问题、自备电厂企业的用电成本上升的经济补偿问题等是分开考虑的,简称“分散”解决方案。
模式1~模式4的行政补偿手段,操作简单,比较适合于不具备搞市场补偿机制的省份(适合于市场垄断力较大的省份)。
5 结语
实施节能发电调度后,不同的经济补偿机制必然会对相关主体的利益产生影响。建立科学、合理的节能发电调度经济补偿机制,对确保节能发电调度顺利实施、维护电网安全稳定运行及连续可靠供电、促进相关各方和谐发展,具有重要意义。本文提出了设计节能发电调度经济补偿机制的核心思路,设计了基于行政手段的节能发电调度经济补偿机制,并进行了比较研究。
需要指出的是,节能发电调度经济补偿机制关系到企业间的利益调整,而解决利益调整问题的最好手段是市场机制,作者将另文给出基于市场机制的节能发电调度经济补偿机制。
参考文献
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节能发电调度技术 第7篇
节能发电调度[1,2,3,4,5,6]是以节能减排为核心优化目标提出的电力工业发电调度规则。实施节能发电调度将引起各方利益的重大调整。文献[1]给出了设计节能发电调度经济补偿机制的核心思路,设计了基于行政手段的4种节能发电调度经济补偿机制,但是,解决利益调整的最佳办法是采用市场机制,而中国目前电力市场机制还很不成熟,市场在电力资源配置中的基础性作用还没有形成规范的制度。因此,本文在文献[1]的基础上,设计了6种基于市场机制与政府宏观调控的节能发电调度经济补偿机制(为兼顾文献[1]的延续性,本文将这6种模式分别定义为模式5、模式6、模式7、模式8、模式9、模式10),对10种经济补偿机制进行了比较分析。
1 基于市场机制的经济补偿机制设计
为了叙述方便,以下合称为经济补偿市场机制。
1)对于多发电机组[1],其月度实际节能发电调度电量(或月度事先制定的节能发电调度电量)超出月度基本电量的部分,通过补偿发电量指标交易、发电权交易(替代发电)、跨省跨区外送电交易、大用户直购电交易等[4],从市场上按照市场电价(双边/多边协商电价、集中撮合交易电价、挂牌交易电价)购买发电权,补足月度基本电量与月度实际节能发电调度电量(或月度事先制定的节能发电调度电量)的差额;其月度基本电量按照政府批复的上网电价进行结算。
2)对于补偿期内的关停机组(比如小火电机组),通过补偿发电量指标交易[4],向多发电机组出售其月度补偿电量的发电权,获得一定经济补偿。
3)对于少发电机组[1]及参与调峰、调频、备用等辅助服务的机组(以下简称为辅助服务机组),其机组实际上网电量(或月度事先制定的节能发电调度电量)低于月度基本电量的部分,通过发电权交易等市场手段,将其发电权有偿转让给多发电机组(向多发电机组出售其月度少发电量的发电权),获得一定的经济补偿。其机组实际上网电量(或月度事先制定的节能发电调度电量)按照政府批复的上网电价进行结算。
4)若有余量没有成交,则通过电力交易平台强制进行发电量置换交易[3](类似证券市场的强制平仓)。
需要说明的是:(1)补偿发电量指标交易、发电权交易、大用户直购电交易、跨省跨区电力外送交易等交易的先后顺序,可根据每个省(区域)实际情况调整;(2)跨省跨区外送电量、大用户直购电量,也可以按照多发电机组的节能发电调度电量(上网电量)进行分摊,不再进行跨省跨区外送电交易、大用户直购电交易,仅进行发电权交易(替代发电交易)。
1.1 基于市场机制的经济补偿机制之一(模式5)
模式5的主要思路是:每月上旬将上一月度实际上网电量分为以下2部分:
1)月度基本电量。该电量的确定方法与文献[1]中的模式1一样。
2)市场交易电量。机组月度实际节能发电调度电量超出月度基本电量的属于机组市场交易电量,该电量由上月跨省跨区外送电量、上月代发其他机组基本电量(替代发电)、上月政府批准的大用户直购电量[1]等构成。
根据机组月度实际节能发电调度电量与月度基本电量的偏差,多发电机组与补偿期内的关停小火电机组、少发电机组、辅助服务机组之间,通过经济补偿市场机制,实现经济补偿及结算。
模式5的经济补偿机制本质上是一种政府宏观调控(通过制定基本电量、补偿电量等)与市场机制(发电权交易等)相结合的方法解决利益调整问题,补偿价格由市场形成。
模式5是一种增量补偿模式,它通过市场机制,由节能发电调度受益较多的电厂,利用发电利用小时数增加带来的边际收益,对非受益方给予适当经济补偿。该模式是一种事后推算模式,不存在偏差电量的处理问题。
1.2 基于市场机制的经济补偿机制之二(模式6)
政府有关部门,结合当地的实际情况,确定并网发电机组的年度基本电量,并分解到月,形成机组月度基本电量。
电力调度交易部门,考虑相关因素,制定并网发电机组的月度节能发电调度电量。
根据事先制定的机组月度节能发电调度电量与月度基本电量的偏差,多发电机组与补偿期内的关停小火电机组、少发电机组、辅助服务机组之间,通过经济补偿市场机制,实现经济补偿及结算。
基本电量的偏差调整方法以及在实际节能发电调度中出现的偏差电量调整方法参见文献[3]。
模式6的年度基本电量是一种政府宏观调控手段。该模式是一种按照制定的规则、事先测算并确定基本电量、事后进行偏差调整的模式,存在偏差电量的处理问题。
模式6、模式5适合省内能耗排序、省电力公司作为省内高效环保机组的委托代理、参与跨省跨区竞争(这也是目前的跨省跨区电能交易机制)的协调模型。
1.3 基于市场机制的经济补偿机制之三(模式7)
对于少发电机组与多发电机组的基本电量制定办法,对少发电机组的经济补偿,以及对并网机组的结算办法,与模式5中的相同。对于关停机组、辅助服务机组、自备电厂的企业等的补偿办法与文献[1]的模式3相同。
模式7将关停机组、辅助服务机组、自备电厂的企业,与少发电机组的经济补偿分开考虑,是一种经济补偿的“分散”解决方案。
1.4 基于市场机制的经济补偿机制之四(模式8)
对于少发电机组与多发电机组的基本电量制定办法,对少发电机组的经济补偿,以及对并网机组的结算办法,与模式6中的相同。对于关停机组、辅助服务机组、自备电厂的企业等的补偿办法与文献[1]的模式3相同。
模式8也是一种经济补偿的“分散”解决方案。
1.5 基于市场机制的经济补偿机制之五(模式9)
1)政府有关部门,根据省内电力需求,扣除政府批准的大用户直购电量和关停机组的补偿电量后,安排全省所有并网机组的年度基本电量,并分解到每个月,形成机组月度基本电量。
2)每月下旬,所有并网运行机组按照边际变动成本申报超过月度基本电量的发电价格。若机组未能及时进行申报,则其报价默认为同类型机组所有报价中的最低报价。
3)每月下旬,各省根据省内电力需求,确定下一月度发电组合基础方案。
4)国家、区域电力调度交易机构在各省机组月度发电组合基础方案的基础上,对各省边际机组(被调用的最后一台发电机组)考虑网损因素后的边际供电煤耗(或考虑跨省跨区电煤运输成本及网损的各省边际供电综合能耗)进行比较,直至各省的边际供电煤耗(或边际供电综合能耗)趋同,或跨省跨区输电联络线达到输送容量的极限,形成跨省跨区联络线交换电量计划。对于外送电省,其外送电价为跨省跨区优化后的该省边际机组的报价(或该省所有并网运行机组按照边际变动成本申报报价的平均价格)加上省内输电费。对于购电省,其购电价为外送电省的外送电价加上跨省跨区输电电价等。
5)各省电力调度交易机构,根据跨省跨区联络线交换电量计划以及省内电力需求,调整下一月度发电组合基础方案,确定下一月度预计的机组节能发电调度电量。
6)根据机组月度节能发电调度电量与月度基本电量的偏差,多发电机组与补偿期内的关停小火电机组、少发电机组之间,通过经济补偿市场机制,实现经济补偿及结算。
基本电量的偏差调整方法以及在实际节能发电调度中出现的偏差电量调整方法,参见文献[3]。
模式9首先形成跨省跨区联络线月度交换电量计划,确保跨省跨区电量优先落实,充分发挥大电网优化配置能源资源的作用,然后进行省内发电权交易等。该模式适合能耗省内排序、区域内优化、区域间协调的协调模型,也适合省内能耗排序、区域内及区域间按照各省边际发电综合能耗优化协调的协调模型,该模式给出了一种确定跨省跨区联络线交换电量电价的办法。
1.6 基于市场机制的经济补偿机制之六(模式10)
模式10的主要思路是:
1)所有并网机组的月度基本电量的确定办法与模式9一样。
2)每月下旬,根据省内月度电力需求、扣除政府批准的月度大用户直购电量,确定下一月度预计的机组省内节能发电调度电量。
3)按照省内节能发电调度电量与月度基本电量的偏差,少发电机组(也称为发电权出让机组)与多发电机组(也称为发电权受让机组)之间,开展省内次月发电权交易,促使发电量向高效节能环保机组转移,建立经济补偿的市场机制。
4)根据各省的剩余发电能力及电力需求,开展次月的跨省跨区电能交易,形成跨省跨区联络线月度交换电量计划。跨省跨区交易采用基于能耗、污染物排放标准的市场准入机制。按照自愿的原则,利用在省内发电权交易中,发电权受让机组申报的报价(或跨省跨区外送电交易单独报价),参与跨省跨区售电;购电方为各省电力公司,购电省的外购电量分为2部分:一是该省缺电,省电力公司向省外购电;二是根据本省的节能减排的总体目标,省电力公司代表还有发电量指标[4](补偿电量)的高耗能小火机组,向省外出售发电权,进行跨省跨区发电权交易,建立跨省跨区经济补偿的发电权市场机制,并实现节能减排。跨省跨区交易结果经过安全校核后,形成跨省跨区联络线月度交换电量计划。
5)根据省内电力需求、跨省跨区联络线月度交换电量计划等,预计下一月度的机组节能发电调度电量。
6)在日前调度及实时调度中,按照省内能耗排序、区域内及区域间按照各省边际供电综合能耗优化协调的协调模型,开展节能调度。
7)按照各发电权受让机组在本省发电权交易中成交电量的比例分摊外送电量电费及大用户直购电量电费。发电权受让机组在本省发电权交易中成交电量、分摊的外送电量及大用户直购电量,在本模式中统称为发电权受让机组的月度发电权交易电量(机组月度基本电量与月度发电权交易电量之和不能大于预计的机组月度节能发电调度电量)。
8)各发电机组的月度实际上网电量由月度基本电量、月度发电权交易电量、实际节能调度时强行转移的偏差电量这3部分组成。各发电机组的月度基本电量,按照政府批复电价结算;根据月度发电权交易合同,对发电权受让机组、发电权出让机组结算。对在实际节能调度时强行转移的偏差电量,根据偏差电量的来源确定其结算价格。
模式10首先进行省内发电权交易(进行省内电力电量平衡),然后进行跨省跨区交易,形成跨省跨区联络线月度交换电量计划,最后安排节能发电调度电量。模式10可以进行跨省跨区的高耗能小火机组与高效环保机组的发电权交易,进一步实现节能减排。
2 主要经济补偿机制的比较
设计节能发电调度经济补偿机制需要重点解决的2个核心问题是如何确定基本电量和补偿电价。本文及文献[1]设计了基于基本电量(基本利用小时)的经济补偿机制;根据基本电量的不同制定办法(事前制定或事后推算),以及超过基本电量的上网电量(边际电量、市场交易电量)的电价不同确定办法(行政手段、市场手段),设计了10种主要的节能发电调度经济补偿机制。本文及文献[1]设计的经济补偿机制,可以实现在节能发电调度方式下的经济补偿,各机组的节能发电调度电量按照《节能发电调度办法》[2]确定,与之并行的是一个事先测算或事后推算的机组基本利用小时标准(基本电量),以此基本电量和节能发电调度电量之间的差值,采用行政手段或市场机制(发电权交易为主),建立多发电机组和少发电机组之间的经济补偿机制。
2.1 模式1~模式10的共同点
模式1~模式10的经济补偿机制的共同点是给予各类机组基本电量。模式1~模式10中的机组基本电量是一种在过渡期内的政府宏观调控手段,仅作为建立经济补偿机制的基础及电量结算的依据,不作为实际调度发电的依据。
2.2 基于行政手段的经济补偿机制与基于市场机制的经济补偿机制的比较
模式1~模式4的机组边际电量(机组实际节能发电调度电量超过基本电量的部分)的结算电价由政府确定,并由政府确定替代发电的补偿价格,是一种行政补偿手段;模式5~模式10的各类市场交易电量(机组节能发电调度电量超过基本电量的部分)是通过双边/多边协商或集中撮合交易、挂牌自愿认购交易形成的。补偿价格在市场中形成,是一种宏观调控与市场机制相结合的补偿手段。
相比较而言,在实行行政补偿手段(由政府确定替代发电的补偿价格)时,如果补偿价格制定得不合理,可能导致发电企业的不满。通过市场自发的力量,以自愿为原则形成补偿价格,无疑是协调各方矛盾的最佳选择。但是,行政补偿手段操作简单,比较适合于不具备搞市场补偿机制的省份。
2.3 经济补偿机制的全电量分摊模式与增量分摊模式的比较
模式2、模式4的经济补偿机制是一种全电量分摊模式;在该类模式下,将所有需要补偿的费用总额,在所有上网电量中进行分摊,也就是:所有节能发电实际产生的上网电量均以政府批复的电价为基准进行结算,仅扣除需要补偿费用总额的分摊。按照全电量分摊模式,将会造成相关各方的不公平[1]。
模式1、模式3、模式5~模式10的经济补偿机制是一种增量补偿(分摊)模式,在该类模式下,经济补偿费用通过在超过基本电量的上网电量中解决;该类模式可以合理确定机组基本电量标准,采用增量补偿的形式,对电网公司的购电成本将不会产生特别大的影响,而发电企业之间的利益格局调整,主要通过调整机组基本电量标准与市场机制相结合的方式解决(也可以通过政府确定经济补偿标准的方式解决)。
模式1、模式3、模式5~模式10所建立的经济补偿机制可以达到以下目标:(1)对补偿期内的关停小火电机组、少发电机组、辅助服务机组,其基本电量的部分或补偿电量的全部由高效环保的多发电机组代发,获得一定的经济补偿;(2)对高效环保的多发电机组,除了获得按照政府批复电价结算的基本电量(基本收益)之外,还可获得边际效益,发挥其节能减排的优势,同时承担部分社会责任;(3)自备电厂的企业获得优惠电量及优惠电价;(4)通过基本电量和市场交易电量或边际电量的结算,有效解决关停小火电机组、少发电的机组、辅助服务机组、自备电厂的企业等的经济补偿问题,解决利益调整可能引发的社会问题,尽可能地做到利益再分配的公平合理;(5)尽量规避省级电网经营企业因节能发电调度可能造成的购电成本大幅上升所带来的经营风险。
2.4 经济补偿机制的事前模式与事后模式的比较
模式1~模式5、模式7给出的机组基本电量是以月度为单位事后推算得到的,即执行节能发电调度后按照事先确定的原则推算,不存在偏差电量的处理问题。
模式6、模式8~模式10给出的机组基本电量是事先按照一定的规则制定年度基本电量,然后分解到月,并根据实际情况事后进行偏差调整;该类模式存在偏差电量的处理问题。需要说明的是,模式1~模式4也可以以事前模式给出机组年度基本电量,然后分解到月。
2.5 基于不同跨省跨区协调模式的经济补偿机制比较
在空间尺度上,节能发电调度需要考虑省内、跨省、跨区之间的协调。节能发电调度在空间尺度上主要有以下4种协调模型:(1)能耗省内排序、区域内优化、区域间协调(简称协调模型Ⅰ)。(2)省内能耗排序、区域内及区域间按照各省边际供电综合能耗优化协调(简称协调模型Ⅱ)。(3)省内能耗排序、高效节能环保机组参与跨省跨区竞争发电(简称协调模型Ⅲ),在该模式下,在保证电网安全稳定运行及连续可靠供电的前提下,利用市场机制,考虑综合能耗折算、省内电力电量平衡情况,优先安排(确定)跨省跨区交换电量(高效环保机组参与,如果省级电力公司作为省内电厂的委托代理进行外送电交易时,外送电价与参与外送的电厂协商);然后根据跨省跨区交换电量和省内电力需求,按照发电排序表,安排机组节能发电调度电量。(4)兼顾协调模型Ⅱ与协调模型Ⅲ(简称协调模型Ⅳ),在该模式下,在保证电网安全稳定运行及连续可靠供电的前提下,首先以机组月度基本电量为基础,根据预计的机组省内节能发电调度电量,在省内开展月度发电权交易,促使电量向高效环保机组转移;然后根据各省电力电量平衡情况,发挥跨省跨区电网优化配置能源资源的作用,开展高效环保机组参加的月度跨省跨区外送电交易(包括跨省跨区发电权交易);在日前调度及实时调度中,按照协调模型Ⅱ开展节能调度。
协调模型Ⅲ不仅适合试点期间的节能发电调度(区域内仅部分省份实行节能发电调度),而且也适合全国所有省份实施节能发电调度(或区域内所有省份实行节能发电调度)。协调模型Ⅰ,Ⅱ,Ⅳ仅适合全国所有省份实施节能发电调度(或区域内所有省份实行节能发电调度)。
不同跨省跨区协调模式,对应不同的经济补偿机制及结算模式。模式1~模式8适合协调模型Ⅲ,模式9适合协调模型Ⅰ和Ⅱ,模式10适合协调模型Ⅳ。
2.6 经济补偿机制的“一揽子”解决方案与“分散”解决方案的比较
模式1、模式2、模式5、模式6、模式9、模式10的经济补偿机制,是采用“一揽子”经济补偿方案通盘考虑。模式3、模式4、模式7、模式8的经济补偿机制,是采用经济补偿的“分散”解决方案。在模式9、模式10中,关停机组、自备电厂的企业等的补偿问题,也可以单独考虑。
“一揽子”解决方案能够统筹全盘考虑,容易做到公平合理;而“分散”解决方案,不容易做到公平合理。
2.7 各种经济补偿机制的适用性
在设计经济补偿机制时,应事先测算补偿费用的总额度以及发电企业的盈利能力(财务状况);如果补偿费用的总额度大于发电企业的盈利能力,或发电企业的整体盈利能力很差(比如以火电为主的省份,如果电煤价格上涨速度快并且很高,上网电价的调整不能弥补其亏损,火电企业将普遍亏损),为了实施节能发电调度,实现节能减排的目标,应考虑部分或全部补偿费用由政府财政承担(政府进行财政补贴或出台优惠政策),其余补偿费用由节能发电调度受益较多的发电企业承担(比如模式1~模式10中,对于补偿期内的关停机组、自备电厂的企业等的补偿费用,可以考虑由政府进行财政补贴或出台优惠政策)。
3 主要经济补偿机制经济学解释及结论
模式1~模式10的操作方法落实了国家节能发电调度的各项政策,有效解决了补偿期内的关停小火电机组、少发电的机组、参与辅助服务的机组、自备电厂的企业等的经济补偿问题,现有的利益格局调整相对较小,兼顾了公平,容易调动各方参与节能发电调度的积极性,有利于节能发电调度的顺利开展。模式1~模式10(特别是模式1、模式3、模式5~模式10)是在一定环境条件下,按照“和谐共赢”理念设计的,显然,其经济补偿机制实现了资源有效配置、公平配置、有效利用信息及激励相容,符合微观经济学的机制设计理论。
需要说明的是,目前实施的“成本+收益”上网电价体系(基于成本和年预计发电量制定的上网电价定价机制),与《节能发电调度办法》[2]不相适应;与节能发电调度相适应的上网电价定价机制是否出台以及何时出台,无法预料。本文及文献[1]主要研究基于现有定价机制的节能发电调度经济补偿方案。
design and analysis of economic compensation mechanism based
[2]国务院.国务院办公厅关于转发发展改革委等部门《节能发电调
度办法(试行)》的通知(国办发[2007]53号文)[EB/OL].[2008-
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dispatching mode and operational mechanism considering market
[4]尚金成,张立庆.电力节能减排与资源优化配置技术的研究与应
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[5]胥传普,杨立兵,刘福斌.关于节能降耗与电力市场联合实施方
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implementation scheme of energy conservation measures and
[6]耿建,高宗和,张显,等.节能电力市场初探.电力系统自动化,
investigation on power market design considering social energy
市场理论及应用、电力系统优化调度协调理论及应用、节能发电调度理论及应用、机制设计理论及应用、电力节能减排理论体系与关键技术支撑体系。E-mail:jinchengshang@
参考文献
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[2]国务院.国务院办公厅关于转发发展改革委等部门《节能发电调度办法(试行)》的通知(国办发[2007]53号文)[EB/OL].[2008-05-12].http://www.sdpc.gov.cn/2cfb/2cfbqt/2007qita/t20070828-156042.ht m.
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瓦斯发电技术与节能减排研究 第8篇
关键词：节能减排,瓦斯,发电技术
一、前言
改革开放三十年来, 中国经济飞速发展, 科学技术发展迅猛, 瓦斯在社会生产生活中的应用越来越多, 广泛的应用到居民生活、发电、化工工业等各个领域。瓦斯虽在民用方面普及速度较快, 但在发电及工业生产等方面的应用还是差强人意的。特别是瓦斯用于发电使用, 还处于起步阶段, 瓦斯发电的原理即是使用内燃机的技术, 利用瓦斯燃烧产生的热能转换成电能, 技术成熟度高, 投资后效果也迅速而有效。据估算, 我国瓦斯储量约为35万亿m3, 约占世界瓦斯储量的第三位。瓦斯产品的主要成份是CH4, 其排放到环境中所形成的温室效应是CO2的24倍, 对自然环境污染非常的大。所估计, 我国每年从煤田中排出的煤矿瓦斯折合成纯CH4达130多亿m3, 目前利用量目前不到10亿m3。由于没有合适的利用途径, 因此只能无谓的排放到大气中去, 即对环境造成了破坏, 也浪费了能源。如果将其中80亿m3用来发电, 可发电260kWh, 可产生巨大的经济效益, 在低碳经济发展背景下, 也可取得良好的社会价值和环保效益。
二、瓦斯的特性及其采集
瓦斯是有机物在经过了漫长的岁月发生碳化而开成的, 无色无味, 浓度达到上限时会发生爆炸, 有一定的危险性, 但其却是一项较为清洁的能源, 充分利用后可产生巨大的经济效益。其采集方式主要有:一是利用地面钻井方式进行开采, 瓦斯中甲烷的含量在百分之九十以下, 成分的特性和天然气类似, 多用于民用及发电和化工原料方面, 技术成熟, 可行性强;二是利用地面上的输送系统及井下的瓦斯抽放系统开采, 这种方式取得的瓦斯中甲烷含量在3%到80%之间, 但危险性较大, 可能会发生爆炸现象, 因此目前有采集价值的与其浓度都在30%以上, 浓度在6%-3 0%之间瓦斯的利用是一个难点, 此项应用技术虽然已有一定的进展, 但技术的安全性还有待进一步的研究;三是利用煤矿通风的方式来排出瓦斯, 瓦斯中甲烷含量低于1%, 被称为风排瓦斯, 技术难度非常的大, 一般做排空处理。
三、瓦斯的预处理系统
瓦斯发电技术重要环节是在瓦斯的预处理功能上, 要及时进行净化处理, 把瓦斯中的粉尘、水分、硅氧烷及硫化物等气体去除后, 使其温度、供气的压力以及流量等参数符合内燃发电机的要求, 再进行发电工作。瓦斯预处理系统的设备主要包除湿的过滤器、罗茨风机、精密过滤器、冷凝器等和各种阀门、管道及测量仪表等组成。其主要的过程包括:一是通过过滤器对瓦斯进行脱水处理, 降低水份含量, 同时通过过滤功能, 降低粉尘含量;二是通过罗茨风机设备, 实再加压气体的操作;三是通过冷却器, 去除其中的有害气体, 实现脱硫的效果;四是通过精密过滤器, 将气体输送到内燃发电机里面进行发电。
通过瓦斯预处理系统, 实现了自动稳压的功能, 促进了内燃发电机组供气压力的稳定, 同时系统有风机超压保护装置, 建立起内燃机所需的适宜的压力和温度。为促进气体性能的检测, 采用检测仪对气体进行在线检测, 根据程序的设置情况, 来跟踪调节气体的流量。
通过情况下, 通过控制系统变频调节风机转速可实现发电机组入口的气体流量和压力。如果电机组负荷减低或者停机的时候, 会自动开启通往火炬的焚烧系统, 实现了数据采集、在线检测、报警和自动停机等功能。
四、瓦斯的发电以及节能减排
瓦斯发电站是由瓦斯的开采系统、输变电系统、瓦斯的预处理的系统、余热利用的系统以及内燃机的发电机等组成。瓦斯发电的主要流程包括:瓦斯的抽放站储气柜瓦斯的预处理系统内燃发电机等。
储气柜的主要作用解决抽放瓦斯时所出现的不稳定的现象, 在实际操作中, 内燃发电机可能会出现检修、故障、调整等情况, 影响了瓦斯的输送系统的供气均衡。储气柜的功能即可稳定气体实现缓冲及平衡。
内燃发电机可正常工作的临界条件是瓦斯中的甲烷含量在30%以上方可正常进行, 瓦斯在燃烧过程中, 内燃发动机可排出400氏度以上的烟气, 如将这些烟气回收, 在余热锅炉中生成蒸汽, 供应生产及生活需要, 避免了热量的浪费, 减少了环境的污染。
在低碳经济发展背景下, 使用瓦斯这种燃料发电, 即充分利用了资源, 又解决了环境污染问题, 有着非常良好的社会效益与经济效益。通过测算可以看到, 由于瓦斯燃料基本没有成本, 用于发电的成本仅0.0 8元/kWh左右。以10MW瓦斯发电站为例, 机组年运行成本约640万元, 年收入可达2800万元。项目总投资约4000万元, 1.5年即可收回投资。
瓦斯发电项目充分利用了资源, 减少了温室气体的排放量, 实现了环境保护, 并可减少了对于煤炭等战略资源的消耗, 减轻火力发电企业对于环境所造成的极大的污染。并可通过国家的项目政策, 通过申请CDM项目, 得到国家的减的排费支持。有非常高的经济和社会效益。
五、结束语
瓦斯发电的技术在我国有着巨大的发展前景, 目前我国这项技术还处于起步阶段, 有很多技术问题尚需要深入研究, 开展此项技术的研究可实现发电技术进步与节能减排工作双重目的, 在低碳经济发展背景下, 瓦斯发电的技术对于环境保护有很大的促进作用。因此, 要积极开展瓦斯发电技术的研究, 促进节能减排, 推进技术进步, 带动环保、经济、社会效益的共同进步, 以其实现煤矿瓦斯“零”排放, “零”污染的目标。
参考文献
[1]李强.煤炭瓦斯气体净化技术研究[D].西安科技学院, 2002 (09)
[2]刘春青.LIU Chun-qing瓦斯发电技术研究与实践[期刊论文]-科技情报开发与经济2011, 21 (10)
节能发电调度技术
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