节能发电（精选12篇）
节能发电 篇1
引言
能源是我国经济的重要基础, 而随着经济的高速发展, 我国能源消耗也迅速增加。中国和世界大多数国家一样, 在能源发展过程中饱受资源环境、技术水平、经济条件和社会等综合性客观因素的制约, 存在着诸多能源问题。比如:
(1) 有限资源条件下的粗犷开采和低效利用, 造成资源枯竭和进口依赖性问题。
(2) 能源生产无法满足快速增长的能源需求, 导致能源价格飙升, 并阻碍经济发展的能源瓶颈问题。
(3) 简单低效的电力输配方式, 一旦遇到自然灾害便无法保证供应的能源安全问题。
(4) 因能源高度开发、低效利用和大量排放导致的环境污染问题。
我国把节能基本分为工业节能、建筑节能、交通节能、城市与民用节能、农业及农村节能。因工业能源消耗量最大, 实施技术改造后节能效果最明显, 所以本文是通过国家节能量审核中的案例, 介绍工业节能技改方法及节能量确定的计算方法, 对此类型技改的节能量确定起到引导性作用。
1 工业能耗现状
“十一五”期间, 工业能源消耗总量逐年增加, 由2005年的15.95亿吨标煤增加到2010年的24亿吨标煤左右, 占全社会总能耗的比重由2005年的70.9%上升到2010年的73%左右, 钢铁、有色金属、建材、石化、化工、和电力六大高耗能能行业的能源消耗量占GDP的比重由2005年的41.8%下降到2010年的30.3%。《节能减排“十二五”规划》中明确了节能目标, 到2015年, 全国万元国内生产总值能耗下降到0.869吨标准煤 (按2005年价格计算) , 比2010年的1.034吨标准煤下降16% (比2005年的1.276吨标准煤下降32%) 。“十二五”期间, 实现节约能源6.7亿吨标准煤。
工业节能降耗存在一些问题, 一是产业结构调整进展缓慢, 高耗能企业增长过快, 工业能源消耗增速过高;二是行业间和企业间发展不平衡, 先进生产能力和落后生产能力并存, 总体技术装备水平不高, 单位产品能耗水平参差不齐;三是企业技术创新能力不强, 无法支撑节能发展需求;四是市场化节能机制尚待完善, 企业节能内生动力不足;五是工业节能管理基础薄弱, 节能服务能力与市场需求发展不相适应。要想实现工业节能, 必须在源头上就加以控制, 提高能源的利用效率, 应运而生的就有了一些节能措施, 如能源资源优化开发利用与合理配置、生产工艺系统节能、CDQ、RTR等节能技术。
2 节能量奖励政策
2007年8月, 为实现“十一五”期间单位国内生产总值能耗降低20%左右的约束性指标, 根据《国务院关于加强节能工作的决定》 (国发[2006]28号) 和《国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知》 (国发[2007]15号) , 中央财政安排必要的引导资金, 采取“以奖代补”方式对十大重点节能工程给予适当支持和奖励。
2011年6月30日, 为加快推广先进节能技术, 提高能源利用效率, 实现“十二五”期间单位国内生产总值能耗降低16%的约束性指标, 根据《节约能源法》和《国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》, 中央财政将继续安排专项资金, 采取“以奖代补”方式, 对企业实施节能技术改造给予适当支持和奖励。奖励金额按项目技术改造完成后实际取得的节能量和规定的标准确定。
3 案例分析
我国推行的节能技术改造国家财政奖励项目在“十一五”期间得到了很大的成就, 这种奖励机制使得多数企业对技术改造积极性大增, 在工业节能方面起到了非常大的作用。但是节能量的确切计算是一个问题, 主要体现在空间边界和时间边界确定不清、计量器具配备不完善的问题。下面以实际案例介绍节能量审核过程。
3.1 受审核方项目节能技术描述
受审核方是一家钢铁厂, 主要生产生铁、钢和材, 下设炼铁厂、炼钢厂、宽厚板厂等。主要生产设备有团球竖炉、带烧机、高炉、转炉等。此项目是利用高炉炼铁的过程中产生的高炉煤气, 其热值较高, 原来都是排空或火炬燃烧, 而现在是将高炉煤气送入锅炉燃烧, 将水加热成过热蒸汽, 过热蒸汽推动汽轮机, 带动发电机转动产生电能, 发电站发出的电进行并网, 实现能源利用的最大化。
3.2 审核的实施办法
依据财政部、国家发展改革委发布的《节能技术改造财政奖励基金管理暂行办法》、《节能项目节能量审核指南》、《节能量确定和监测方法》、企业提交的财政节能奖励资金申请报告和相关国家标准、行业标准及设备标准等, 审核组对该项目实施前、后能源利用、能源计量监测、生产运行等情况进行审核, 通过检查企业 (项目) 能源消耗的购入、使用、库存记录和台帐、能源统计报表、财务报表、产品生产报表、能源监测报告等内容, 客观公正、实事求是的核定项目实际节能量。
3.3 项目实施前 (后) 的生产情况
3.4 项目节能量计算方法及计算过程
计算公式:DE=Mo[Kpt-ps) 】/1
ΔE-项目节能量, 单位为吨标准煤;K-每万千瓦时电力折合的等价值折标煤量, 单位为吨标煤/万千瓦时 (按国家统计局发布的当年发电) ;Pt-项目实施后电站总发电量, 单位为万千瓦时;Ps-项目实施后电站自用电量, 单位为万千瓦时;Mo-改造前产品产量, 单位为吨;M1-改造后产品产量, 单位为吨。
空间边界:发电站及所在电网时间边界:2010年为技改实施的一年
此项目改造后的数据采用稳定发电一整年的数据, 发电量为419615000 kWh, 自用电量为29789400 kWh。
外供的电量的折合标煤量= (419615000-29789400) /10000*3.5=136439tce
改造前产品产量 (2008) =3193165*0.5+2925578*0.5+2922320=5981692t
改造前产品产量 (2009) =3769725*0.5+3828518*0.5+3408390=7207512t
改造前平均产品产量= (5981692+7207512) /2=6594602t
改造后产品产量 (2011) =4609133*0.5+4758580*0.5+4434619=9118476t
节能量=136439*6594602/9118476=98674tce
3.5 计算偏差原因及建议
受审核方提出的预计节能量是采用理论计算得到的, 而此次审核结果是以项目实施后一年的数据计算得到的, 且所用数据均经过现场核实, 实际自用电量的所占发电量的比例比预计的要大, 发电天数也略小于预计天数, 所以导致受审核方提出的预计节能量存在一定的偏差。预计节能量为104650吨标煤, 实际节能量为98674吨标煤, 相差比例为0.057。
为提高审核发现与结论的可靠性, 审核人员在证据收集过程中, 应遵循以下原则:
(1) 多角度取证原则:对任何可能影响审核结论的证据, 可采取数据追溯或计算检验等方法, 从多个角度予以验证。
(2) 交叉检查原则:如果存在多种确定节能量的方法, 应进行交叉检查, 提高审核发现和审核结论的可信度。
(3) 外部评价原则:在无法进行实际观测或判断的情况下, 可以借助客观第三方的评价, 例如相关检测机构出具的检测报告等。
4 结论
通过对技改完成的企业予以国家财政奖励资金的方式, 增加了高耗能企业节能技改的积极性, 同时也暴露出一些问题, 如资金使用情况不明确及节能量评价方法不合理等。本文就高炉煤气发电项目进行了节能量计算, 规范了该类型项目的实际节能量审核的方法。高耗能企业要开展节能减排工作经验交流和推广活动, 发挥典型项目的示范和引导作用。企业要以节能减排为重心, 加强对职工的宣传教育和培训工作, 加强节能管理工作。从生产的每一道流程出发, 制定节能措施, 建立有效的节能规章制度。通过学习培训, 提高职工对节能减排的认识度, 在企业内部形成自觉有效的节能减排氛围。政府要加强对企业的监管和指导, 确保财政奖励资金用到节能减排项目上, 做到专款专用。
摘要：我国能源虽然总量丰富, 但人均拥有量低、能源资源分布不均衡、能源资源开发难度大, 现已成为能源利用的一大瓶颈, 这就要求我们进行技术革新, 同时必须进行节能减排。因其工业能耗在各个行业中最大, 所以本文重点进行工业节能的探讨。为了加强高耗能企业对节能改造的积极性, 国家下达技术改造奖励制度中规定, 奖励资金与节能量挂钩。这项政策对全国的节能减排工作起到了很大作用, 并得到了预期效果。
关键词：能源利用,节能减排,工业节能,节能量
参考文献
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[3]杨申仲, 杨炜.行业节能减排技术与能耗考核[M].北京:机械工业出版社, 2011.[3]杨申仲, 杨炜.行业节能减排技术与能耗考核[M].北京:机械工业出版社, 2011.
[4]高秀清, 胡霞, 屈殿银.新能源应用技术[M].北京:化学工业出版社, 2011.[4]高秀清, 胡霞, 屈殿银.新能源应用技术[M].北京:化学工业出版社, 2011.
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[7]M.B.麦克尔罗伊著;王聿绚.能源展望、挑战与机遇.北京:科学出版社, 2011.[7]M.B.麦克尔罗伊著;王聿绚.能源展望、挑战与机遇.北京:科学出版社, 2011.
节能发电 篇2
为认真管理落实中国华能集团公司安函〔2014〕13 号 《关于认真开展 2014 年全国节能宣传周和全国低碳日活动的通知》，根据吉林公司的安排我厂进行了认真的安排部署。
一、组织召开专题会议进行研究安排部署。
1、机组运行期间加强运行人员的小指标管理工作，加强对各运行参数的调整，保证其在设计范围以内，提高机组的效率，认真开展好节能工作。
2、做好设备维护工作，减少设备的跑冒滴漏，认真的做好设备的节能工作。
3、机组大修期间做好设备的检修工作，保质保量的完成检修任务，在检修期间认真做好节能工作，杜绝浪费的现象，为提高机组的效率，做好设备准备工作。
二、加强宣传，提高员工的节能环保意识。
提高员工的节约意识，节约一滴水、一度电、一滴油、一克燃料，认真做好节能环保工作。
三、做好设备的节能改造工作，保证设备的安全运行，提高机组的效率。
四、做为生物质发电项目，做好设备的运行维护管理，做好节能减排工作是我厂的特殊使命，我厂全体员工将认真做好本职工作，为节能减排做出自己的贡献。
节能发电 篇3
关键词：火力发电企业节能减排创新管理
引言
进入新世纪以来，我国启动了一系列的电力体制改革举措，电力工业迎来了新一轮高速成长期，特别是“厂网分开”的制度创新，我国发电企业取得了长足的发展，市场化建设成绩斐然。但是我们也必须清醒地认识到，在当前新的历史发展形势下，由电源建设决定的电力生产力已经不再是决定电力发展的主要矛盾，一次能源的有效供给与环境保护已上升为电力发展的主要矛盾。在电力工业大力发展的形势下，如何保障经济社会发展对电力需求的同时最大限度的节约化石能源的使用量以及如何在保障经济社会发展对电力需求的同时减少三废的排放量成为我国发电企业亟需解决的关键问题。
1发电企业燃料管理问题
我国是一个以煤炭为主要能源的国家，煤炭的需求量一直增长。20世纪50年代煤炭在中国的一次能源消费结构中的比重为90%以上。在以后发展的几十年，由于我国石油工业的发展，煤炭的需求比重逐年下降。依据我国的能源资源条件、煤炭开发情况和供需变化，到2020年我国的煤炭消费在能源结构中仍将维持在60%以上。
作为火力发电企业，煤炭为电厂需求的主要能源。随着近年来煤电双方供求关系的市场化以及工业发展用煤需求的快速增长，煤炭价格一路飙升，这给火力发电企业带来巨大的生产经营压力。虽然合同煤在发电企业总用煤量中占有相当比例，但是相当部分的用煤量需要电厂自行从市场购入。然而上网电价是相对刚性的，电价“市场煤”与“计划电”的持续矛盾，使企业的经营压力增大，资金链十分脆弱，发电企业处境艰难。
此外，煤炭企业提供的用于发电的煤炭品质下降现象，进一步增加了电力企业的生产成本。由于政策要求的电煤供应价格和煤炭的市场价存在一定的价差，导致煤炭企业的收益受损，因此，煤炭行业采取降低煤炭的质量，以次充好的措施，来弥补其损失。劣质煤可能造成煤炭燃烧不彻底，发热量不够，对发电机组造成损害，最终可能导致设备停机，影响发电企业的安全生产。
以上问题都是影响发电企业安全生产和企业盈利的重要问题，需要发电企业在内部管理控制中予以重视并着手解决。
2发电企业节能减排状况分析
火力发电所用煤炭在锅炉中燃烧后，排放的燃煤锅炉烟气是气体和烟尘的混合物，其中包含大量的大气污染物，如二氧化硫、二氧化氮、二氧化碳碳氢化合物等。据相关资料显示，“十一五”期间我国燃煤电厂二氧化硫排放总量呈上升趋势，与“十一五”规划确定的到2010年我国主要污染物的排放总量降低10%的目标差距很大。2002年，我国温室气体二氧化碳的排放量占全球二氧化碳排放总量的146%。我国在参与《联合国气候变化框架公约》活动中面临巨大压力，如不能采取有效措施，减少温室气体排放将可能影响我国国际形象和地位。
鉴于以上压力，我国环保部门的监管举措日趋严格。相比以前情况，发电企业面临的环保形势也日益严峻。发电企业因个别项目违反环保要求而导致“项目停批”和“区域限批”现象时有发生。发电企业的节能减排同样面临严峻的局势，由于我国煤炭资源灰分、硫分偏高，我国火力发电企业污染气体的排放量也占到全国排放量的相当比例，如火电企业二氧化硫排放量占全国排放量的54%，我国发电企业成为节能减排重点治理对象。以上这些问题的解决已成为制约电厂发展的重要因素。
3发电企业节能减排管理对策
在面临诸多发展问题的情况下，发电企业寄希望于政府采取政策解决所有问题是不现实的。发电企业必须认真分析问题产生原因，调整企業内部燃料管理和节能减排管理模式，通过持续管理创新，化挑战为机遇，提高企业效益和竞争力，谋求企业的长足发展。
发电企业在争取政府宏观调控政策支持的基础上，要做到自身政策的改进。首先，为了保证发电企业安全生产，发电企业要建立完善自身的供应链。目前，煤炭能源紧缺现象日益严重，给电力企业造成困难，采取煤电联营是解决这一问题的出路。火电企业应积极开拓煤炭开发业务，煤电一体化，建立完善的集团内部供应链，优化企业的供应链，获取更大的新业务的收益。其次，发电企业燃料管理方面，企业要严把煤炭进厂质量关。关键要做好煤炭管理人员的选拔工作，提高煤炭管理人员的素质，凡是发现煤炭检测过程中不按规范操作，职业道德差的员工，马上进行处理。同时应对煤炭检测的程序进行规范，对煤炭的调运环节、采样环节、制化样环节严格管理和监督。再次，为了避免劣质煤对发电机组的损害，同时提高劣质煤的利用率，减少污染排放，可以采取配煤掺烧的方法，即通过煤粉进入炉膛前将不同的煤种依据一定原则按一定比例进行混配。最后，通过技术手段对发电机组和辅助构造进行改造，实现节能增效。在发电企业内部建立标准，使每位员工都成为节能减排的践行者。
4结论
本文通过对发电企业燃料管理问题和企业节能减排状况进行分析，提出了发电企业节能减排创新管理的各种对策，使发电企业面临的巨大的节能减排压力得以缓解，对火力发电企业节能减排工作具有一定指导意义。
参考文献：
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[2]高树婷我国温室气体排放量估测初探[J]环境科学研究1994，7（6）：56-59
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节能发电调度旋转备用计划优化 篇4
节能发电调度以节能、环保为目标,以全电力系统内发、输、供电设备为调度对象,优先调度可再生和清洁发电资源,按能耗和污染物排放水平,由低到高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]。节能发电调度改变了国内以往的计划电量调度方式,也不同于国际上普遍实行的以发电报价排序形成交易计划的市场机制。这种单纯以降低系统运行能耗为目标的发电调度方式,使得电力系统的旋转备用集中由少数小容量、高能耗机组承担,由此可能引发系统备用安全问题。因此,为促进节能发电调度顺利实施,需要研究节能发电调度科学、合理的旋转备用计划。
节能发电调度方式下的旋转备用计划优化问题涉及2个重要方面:一是旋转备用模型的建立;二是旋转备用计划与发电出力计划如何配合。针对旋转备用建模,文献[2]运用保险理论研究了电力市场环境下备用容量的集中和分散优化的决策模型和算法;文献[3]建立了在电力市场环境下一种计及发电机组可用率水平的备用需求分配模型。文献[4]考虑系统运行的可靠性,建立了多目标分层决策模型,采用遗传算法求解。
针对旋转备用计划与发电出力计划配合问题,文献[5,6]分别提出了日前和实时节能发电调度发电计划的模型和算法;文献[7]针对不同发电调度模式,统一对旋转备用计划和发电出力计划建模;文献[8]提出了融合旋转备用的机组组合算法,即根据系统旋转备用容量效益最大为目标,确定最佳的机组组合方案,然后在此基础上,以机组的燃料费用最小为目标,将旋转备用作为发电出力计划的约束条件进行电能量和备用容量的联合优化。
上述研究成果基本上是针对电力市场,目前尚未见到针对节能发电调度方式下旋转备用计划优化问题的学术研究文献。本文将具体针对节能发电调度模式,在上述文献研究基础上,研究2种旋转备用优化决策模型;然后,分别选用旋转备用计划和发电出力计划独立建模分步优化、统一建模联合优化2种思路,构建不同的节能发电调度模型,再基于启发式动态规划方法求解。
1 旋转备用优化决策模型
1.1等备用原则
等备用原则描述为:在满足电力系统运行总旋转备用需求和机组备用调节速率基础上,参与节能发电调度的在线运行机组按照相等比例,预留发电容量作为系统旋转备用。
下面建立相应的数学模型。
1)旋转备用的初始等备用分配
式中:α为系统等旋转备用比例,根据系统总旋转备用需求RD和机组总容量
2)初始等备用分配的调整
按式(1)确定的初始等备用分配可能不满足机组备用调节速率约束,如果不满足约束,将低调节速度机组承担的旋转备用依次转移给高调节速度机组,直至满足系统备用调节速度的要求。为此,本文提出基于最小二乘的等备用优化决策调整模型:
满足2类约束条件:
1)系统总旋转备用需求:
2)机组旋转备用限值:
式中:Rtotal为系统旋转备用容量需求;Ri,min和Ri,max分别为机组i的旋转备用容量限值。
等备用原则使得备用责任分散,这对于保障电力系统安全稳定运行是必要的。等备用原则的缺点是不能实现系统运行能耗最小目标。
1.2能耗最小原则
等备用原则并不能实现能耗最小的目标,因此考虑按能耗最小原则建立旋转备用优化决策模型。数学模型如下:
式中:Pi为机组i的有功出力,fi(Pi)为机组i的耗量特性函数。
在式(4)和式(5)基础上增加约束条件:
1)系统有功功率平衡:
2)机组有功功率限值:
3)旋转备用和有功功率约束:
2 优化旋转备用计划的节能发电调度模型
2.1 旋转备用和发电出力计划建模的思想
旋转备用和发电出力计划的优化建模可以是独立建模或统一建模。独立建模可以实现不同量纲目标函数的分步优化。统一建模存在2种方式:一是将发电出力计划和旋转备用计划二者目标函数统一量纲;二是将旋转备用计划作为发电出力计划的约束条件。在节能发电调度模式下,由于上述建立的2种旋转备用优化决策模型和单纯以降低系统能耗为目标的发电出力计划,二者量纲不尽相同,因而旋转备用计划和发电出力计划可以独立建模,或者建立以旋转备用计划作为发电出力计划的约束条件、而以降低系统能耗为目标函数的统一的节能发电调度模型。
2.2 节能发电调度独立建模
节能发电调度独立建模,优化模型中无需考虑旋转备用的目标函数和约束条件,建立日前节能发电调度数学模型如下:
式中:i为机组编号,i=1,2,…,I,I为机组总数;t为时段编号,t=1,2,…,T,T为时段数;Ui,t=1表示机组i为运行状态,Ui,t=0表示为停机状态;Pi,t为机组i在t时段的有功出力;fi(Pi,t)为机组i的耗量特性函数;Si为机组i的启动耗量。
约束条件在式(7)～式(9)基础上,增加时段间的耦合约束:
1)爬坡约束:
2)机组启停时间约束:
式中:Pupi和Pdowni分别为机组爬坡速率限值;Ti,t-1为机组i在t-1时段已连续运行(正值)或连续停机(负值)的时间;Toni和Toffi分别为机组的最小开机和停机时间。
2.3 节能发电调度统一建模
在该方式下,节能发电调度模型需要增加旋转备用优化变量及其约束条件,数学模型如下:
式中:Rt=(R1,t,R2,t,…,RI,t)为机组旋转备用向量,表示共同影响机组i的耗量函数fi。
模型(13)的约束条件是在模型(10)的约束条件基础上再增加旋转备用约束条件(式(4)、式(5)、式(9))。
32种节能发电调度模型的求解方法
3.1 发电出力计划的启发式动态规划算法
本文基于启发式动态规划算法[9],实现旋转备用计划和发电出力计划独立建模分步优化、统一建模联合优化2种节能发电调度模型的求解。统一建模的节能发电调度模型,首先通过启发式方法形成日前每个时段的可行状态集合,针对每种可行的机组组合状态均进行旋转备用优化,然后修正该状态下机组的有功功率限值,在此基础上,再进行每个阶段的路径寻优;独立建模的节能发电调度模型,则在确定的机组组合方式下,同时进行发电出力计划和旋转备用计划的优化求解。
3.2 旋转备用的优化算法
对于上述2类模型涉及的旋转备用优化算法,等备用原则采用约束线性的最小二乘算法,能耗最小原则采用线性规划算法求解。
3.32类节能发电调度模型的实现方式
独立建模分布式优化和统一建模联合优化的实现方式分别如图1、图2所示。
4 算例分析
本文通过一个简单的算例,采用国内某地区实际电网中10台火电机组的数据,进行节能发电调度日前24时段发电出力计划和旋转备用计划优化的模拟分析,以上述建立的旋转备用优化模型及其2种实现方式求解。以每台机组最大功率段对应的平均煤耗近似作为该机组的能耗参数,见表1。约束条件暂不考虑电网安全约束。日前24时段负荷预测见图3,每个时段系统总旋转备用取为该时段负荷的10%。整个优化过程在MATLAB 6.5上编程实现。
4.12种实现方式的优化结果分析
可以看出,2种节能发电调度旋转备用计划的优化结果从总煤耗和求解时间上都不同。统一建模联合优化方式得到的系统总煤耗比独立建模分步优化方式更佳,但需要增加优化的求解时间。这是因为统一建模需要对每种机组组合状态都进行迭代求解,而独立建模仅需要在最终确定的机组组合上进行旋转备用计划决策,故统一建模目标函数值要优于独立建模,但独立建模计算时间相对较短。因此,2种实现方式各有利弊,其机组组合结果见附录A。
4.22种旋转备用计划优化结果分析
以统一建模联合优化的结果为例,选取1号600 MW、4号300 MW、8号125 MW机组的旋转备用计划进行分析比较,如图4所示。
如图4(a)所示,1号机组的平均煤耗最低,故按能耗最小原则,24时段内均无旋转备用计划;而按等备用原则,由于等比例承担了系统的旋转备用,故在全时段内均有备用计划安排。
如图4(b)所示,4号机组按平均煤耗排序为第5位,由于在低谷时段没有进入机组组合,故2种决策方式下均无旋转备用计划;而在系统腰荷时段,相比高峰时段(例如时段11-12),按能耗最小原则4号机组承担了更多的旋转备用,原因是在高峰时段,小容量机组启机,系统大部分的旋转备用集中到小容量机组上。
从图4(c)看出,8号机组在2种旋转备用决策方式下仅在系统高峰时段承担旋转备用,原因是8号机组的平均煤耗最高,仅在系统高峰时段进入机组组合,并且按能耗最小原则所承担的旋转备用要远大于按等备用原则。
综上所述,按等备用原则优化机组的旋转备用计划,机组等比例承担系统运行的旋转备用,此时不能获得能耗最低目标;而按能耗最小原则进行优化,系统旋转备用计划大部分集中到中小容量机组上,不过,此时由于大容量机组发电出力接近容量极限,这可能是系统运行潜在的安全隐患。
5 结语
本文研究了日前节能发电调度的旋转备用计划,按等备用和能耗最小2种原则建立了旋转备用计划优化决策模型,提出了旋转备用计划和发电出力计划的独立建模分步优化、统一建模联合优化的2种实现方式。算例分析表明,2种优化的实现方式各有利弊,统一建模方式计算结果优于独立建模,但独立建模计算时间相对较短;按等备用和能耗最小原则优化旋转备用计划能够体现不同的决策意愿,这与机组的耗量特性、系统旋转备用需求等密切相关。
本文建立的旋转备用优化决策模型和实现方式可以为节能发电调度模式制定相应的备用计划提供参考。不过,这些也仅仅是初步的构想,如何精细化制定节能发电调度的旋转备用计划有待进一步深入研究。
附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。
参考文献
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厂区风力发电节能减排方案设计 篇5
金王集团
厂区风力发电节能减排方案设计
青岛创统科技发展有限公司
一、概述
节能减排指的是减少能源浪费和降低废气排放。我国“十一五”规划纲要提出，“十一五”期间单位国内生产总值能耗降低20％左右、主要污染物排放总量减少10％。这是贯彻落实科学发展观、构建社会主义和谐社会的重大举措；是建设资源节约型、环境友好型社会的必然选择；是推进经济结构调整，转变增长方式的必由之路；是维护中华民族长远利益的必然要求。通过节能减排我国能在应对全球气候变化方面做出重要贡献。作为人类社会面临的共同挑战，气候变化已经成为当前国际社会高度关注的全球问题。我国的温室气体排放总量已接近世界第一排放大国美国，近年来更是呈高速增长的趋势。同时，尽管我国人均排放大大低于发达国家，但已接近世界平均水平。节能减排作为实现经济发展和保护环境双赢的有效途径，不仅是我国自身可持续发展的内在要求，也是为全球减缓气候变化做出的重要贡献。面对国家政策以及全球环境的大趋势，迫切需要进一步加强节能减排工作，控制污染物排放。
为了实现“十一五”规划的节能减排目标，国家不仅出台了一系列的法律法规，健全节能减排的相关政策体系，而且投资十大节能工程，总计500余个节能项目。2008年4月1日实施的修改后的《节能法》明确将节约资源作为我国的一项基本国策。实行节能目标责任制和节能考核评价制度，将节能目标完成情况作为对地方人民政府及其负责人考核评价的内容，这一重要制度创新有利于扭转少数地区、部门存在的正面追求经济增长的发展观和政绩观。新政策体系另一个突出的特点是在行政手段之外，越来越多地引入和应用市场机制和税收、补贴等经济激励措施，调动企业积极性，促进节能减排。
放眼全球，世界各国都在加大对风力机、太阳能等可再生能源的开发利用。近十几年的实践证明，风力发电与太阳能发电是可再生新能源中技术发展最快、最有可能实现产业化、商品化的技术。可以预言，风力发电与太阳能电势必会得到广泛的推广应用。在具备了丰富的风力资源和太阳能资源的青岛地区，利用风力发电和太阳能发电无疑将会成为企业节能减排的最明智之选。
二、在金王集团厂区安装风力发电与太阳能发电的可行性分析
金王集团厂区所在的青岛市属于季风气候，有着得天独厚的风能资源，尤其是每年的春、秋、冬季的风力资源丰富。据青岛气象统计，年平均风速大于5m/s，青岛创统科技发展有限公司
每年中风速大于等于3级风的吹刮时间大约在7000小时左右，非常适合使用风力发电机。
金王集团厂区面积大，建筑物高度普遍不高，风力流畅。风力机塔杆设计为18m，则厂区内的风况不会受到建筑物的影响，良好的风况会提高可利用的风能。
大自然的风、光能源具有互补性，未来保证电能供给的稳定性，采用风光互补的配套方案会更加彰显新能源的优势。
青岛位于我国太阳辐射的三类地区，太阳能比较丰富，具备利用太阳能的良好条件。将太阳能光伏板置于周围没有高大障碍物的地方，有利于太阳能的采集。
综合以上几个方面的分析，金王集团厂区内安装风力发电机和太阳能发电设备是可行的。
三、发电系统的配置方案
根据工厂的实际情况，拟对整个厂区安装总容量100kW的风力机组，10kW的太阳能光伏板。
具体配置可以采取两种方案：
1、2、采用10台10Kw的风力机组，加上10kW的太阳能光伏板。采用20台5kW的风力机组，加上10kW的太阳能光伏板。
风力机系统方案如下：
该系统的配置方案已得到广泛的应用，并且可以保证其运行的可靠性。系统中所使用的控制器主要起整流、限定电压和安全保护的作用。该系统正常运行时，控制器可以将风力发电机组产生的交流电整流成直流电，然后通过逆变器转变为交流电输送到工厂的电网上，从而可以减少工厂对电网电量的需求，达到减少能量消耗的目的，节约了电网的能源也就意味着减少了污染物的排放，青岛创统科技发展有限公司
可以满足目前政策对于工厂企业减少污染物排放的指标。一旦逆变器或者电网出现故障，控制器也可以将机组产生的交流电通过加载电阻箱来消耗掉，从而保证整个系统的安全性，提高了整个系统的可靠性。
四、预计发电量
根据金王集团厂区所处的位置以及相关气象资料和经验估计，每台10kW的风力机每年的发电量预计为40000kWh，则10台风力机的总发电量为400000kWh。而10kW太阳能光伏板每年的发电量预计在10000kWh左右。则该系统的年总发电量在410000kWh。
以上估计均是保守估计，实际发电量应该会高于该估计值。
五、成本与收益对比 成本预算：
目前，每台10kW风力机包括塔杆和控制逆变一体机的总价格约为24400美元，（按目前6.83的汇率计算）约合人民币16.6万元，则10台风机的初期投资为166万元。每台5kW风力机包括塔杆和控制逆变一体机的总价格约为10万元，20台5kW风机的价格则为200万。
以目前的技术来考虑，太阳能发电的成本约为25000元/kW，则系统采用的10kW光伏板的投资为25万。
该系统总的投资就为191万—225万之间。收益预算：
整个系统的年发电量为410000kWh，工业用电每度电按0.7元计算，则每年可以节约电费为0.7元/kWh*410000 kWh=28.7万元。预计6-7年内可以收回初期投资。而风力机发电系统与太阳能发电系统的设计使用年限最少为15年。
通过对安装风力发电系统和太阳能发电系统的成本与收益的对比分析可以明显的感受到使用新能源带来的好处。安装风力发电系统和太阳能发电系统后，企业与工厂至少会有9年的时间享受新能源带来的资本效益而在这期间设备的维修与保养费用要远远低于使用电网供电的费用。企业与工厂在享受新能源利益的同时也响应了国家关于节能减排的政策。
六、综述
通过以上的分析与计算，安装风力发电系统和太阳能发电系统不仅可以响应
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节能发电 篇6
摘要：由于我国能源结构的不断调整以及天然气的普及应用，所以大部分地区已经采用了9E联合循环发电机组。虽然设备性能较为良好且经济指标比较先进，但是依然需要结合当地电网的运行特点，做技术改进和运行的优化，提升节能降耗性能，降低运行成本。本文通过阐述9E燃气-蒸汽联合循环发电机组的相关概念，并分析研究了通过节能措施来提升发电机组的节能运行能力。
关键词：节能降耗；9E燃气-蒸汽联合循环发电机组；节能运行
我国虽然是能源生产大国和消费大国，但是我国的能源利用率却并不高，要提高国家能源效益，确保经济的持续发展，必须在节能降耗上采取有效措施。因此我国大部分地区都已使用9E燃气-蒸汽联合循环发电机组。根据当地电网运行特点，对9E燃气-蒸汽联合循环发电机组采取有效的节能措施，可以进一步的起到节能的目的。
一、9E燃气-蒸汽联合循环发电机组相关概念
联合循环系统由两个系统组成，即蒸汽轮机系统与燃气轮机系统联合组合成的联合循环发电配置。因使用燃烧工质的不同，分为天然气、高炉煤气、燃油等联合循环燃机，如果按功率的不同，可以分类成小型、微型、重型等一些类型燃机。重型燃机与小型燃机各有优缺点，对于重型燃机来说，使用寿命比较长。对轻型燃机来讲，其结构轻便且紧凑，但是使用寿命相对较短。
（一）联合系统中的蒸汽轮机系统
蒸汽循环中的主要设备是蒸汽轮机，在进气参数上面，可以分为多参数与单参数。一般设备选择使用是依据余热锅炉的蒸汽参数来确定。联合循环系统中蒸汽轮机的特点有三个。第一个特点，需要满足机器快速启动的要求，需要采取一定的措施来提高其性能。第二个特点，由于功率从100%直线下降为45%时，蒸汽的压力却线性降低然后恒定不变，因此需要采用滑压运行方法，不能使用恒常不变的调压方式。第三个特点，在联合循环系统中，蒸汽轮机不具有回热给水加热系统，导致此轮机与常规蒸汽轮机想比，由低压缸排向凝器的蒸汽流量要更多。所以应该改进联合循环系统中蒸汽轮机的凝汽器与低压缸，来增大此轮机换热面积与通流能力。
（二）联合系统中的燃气轮机系统
燃气轮机系统的工作原理，即轴流压气机将外部空气吸入设备里，然后经过压缩后，将压缩气体送到燃烧室，与燃烧室的燃料进行混合后，使用受控方法将混合物进行定压燃烧。其形成的高压高温烟气进入到透平段，在经过膨胀运行后，带动动叶片高速旋转，引起转子旋转运动，其输出的功率一部分用于驱动压缩机，其他部分用于对机械设备的驱动。燃气轮机需要在启动设备的带动下从静止启动，达到一定转速后，在燃机点火运行并及时与启动设备脱离。因从燃气轮机中出来的烟气温度一般在500℃以上，在普遍情况下，都被回收利用。由于燃气轮机负荷适应能力好且启动停止速度快，所以燃气轮机一般应用于电力供应不足且经济发展比较快的调峰电站和地区。
燃气轮机系统主要包括主体构成和整机系统两个部分。其主体由燃烧室、透平段和压气机组成。因透平段与燃烧室在高温环境下，且要承受因燃气轮机启动与停机时产生的热冲击，因此这两个部件的性能是影响轮汽机寿命的主要因素。为了保证轮机的运行寿命，需要使用空气冷却技术以及钴基等耐高温材料与耐温涂层。燃气轮机系统的整体系统除了基本部件外，需要具备良好的调节保安系统以及附属系统与设备，如起动装置、空气过滤器、润滑系统、消防设备等。
（三）关于联合循环系统中的余热锅炉
在联合系统中，余热锅炉利用燃气轮机排除的烟气来生产蒸汽。因燃气轮机排出的温度很高，所以余热锅炉用对流换热的方式来进行生产，其具备几个特点，第一，采用的汽包比平常锅炉的要大。第二，通常使用的是空间系数比较好的翅片管。第三，一般将余热锅炉的排烟温度定为150℃以下。
二、在9E燃气-蒸汽联合循环发电机组中的节能运行中的有效节能降耗措施
（一）降耗措施在燃气轮机的节能运行
1、预热天然气
因为我国的联合循环机一般用于调峰，因此机器启停运行比较频繁，所以为了使机组能够较为经济的运行，需要在不影响安全运行的条件下，对循环机组进行改造，减少其启停机次数。燃气轮机的燃烧与燃烧室的动态特征受天然气温度变化的影响，为了满足9E机组的燃烧要求，应该将天然气的温度控制在20℃左右。通过热水锅炉加热来控制天然气的问题，热水锅炉具备温控单元，能够对低温启动和高温停用实行自动控制，从而保证天然气的温度一直处于比较好的状态，提升联合循环机组的经济性能与安全性能。
2、使联合循环系统下的燃气轮机机组冷态启动时间改善
依据相关机组启动数据，可以了解到机组的冷态启动为启动主要方式。从启动燃气轮机开始，到联合循环机组带满负荷运行，这个时间段大约为4个小时。对于调峰电厂来讲，必须保证启动时间短，保证能快速响应电网调度，保证机组的运行经济性。虽然对燃气轮机来说，其启动较为迅速且运行较为稳定，但余热锅炉厚壁以及金属蒸汽轮机在受热后会有应力变形情况，所以其启动时间受到了一定的限制。
保证满足燃气轮机快速启动的要求，联合循环机组可以从以下方面优化快速启动项目。第一方面，在保证机组安全前提下，降低汽轮机加负荷和冲转的时间。第二方面，降低余热锅炉侧生成的等待时间，且使其满足汽轮机冲转要求的蒸汽参数。第三方面，不仅要优化燃气轮机以及疏水系统的运行性能，而且需要优化燃气轮机和锅炉的启动时间。
通过此优化调节，与优化前启动方式相比，将燃气轮机从启动到汽机冲转的启动时间缩减了将近20min，能够节省天然气达2000m?，并有效减少了机组的启动时间，缩减了机组启动耗费的天然气。
3、改善冷却循环方式
在燃气轮机停机后，因燃气机润滑油系统与燃气轮机的燃油温度较高，因此冷却需要循环水。一般在常规下，要开启1台300KW功率的循环泵对循环水进行长时间的冷卻。依据数据分析，在出环境温度在1-10℃条件下，可以使用内冷水冷却，而不使用循环泵，或改用功率较低的小型循环泵进行冷却，降低对燃气轮机在低温环境里的备用电能的损耗。
4、使燃气轮机的离线水洗周期改善
因燃气轮机的长时间运行，其热效率会慢慢降低。所以为了保证燃气轮机的热效率，需要定期对燃气机的性能进行测算，并与GE公司的折算公式相结合，统计分析燃油轮机的周期负荷下降值、实际气耗等参数，根据分析结果，制定出合理的离线水洗周期。在使用该措施后，可以将燃气轮机的负荷下降率降低1%-2%，提升发电经济效益。
（二）降耗措施在蒸汽轮机与锅炉的节能运行
1、改善汽轮机的疏水系统
因燃气轮机运行启动频繁，余热锅炉在升温升压的过程里，因疏水温度高且流量大，导致排污降温池有很多蒸汽冒泡，且有翻滚出2m左右的水柱翻滚出，在此情况下，即使将循环冷却水开到最大量，也只能稍微缓解此现象。特别此现象在蒸汽轮机中更为明显，如果燃气轮机将封闭母线架设置在排污降温池的正上方，将影响设备运行的安全性，且会导致热能的严重浪费和循环冷却水的消耗，因此在对汽轮机的疏水系统进行改进时，可以在以下方面来实施：
对汽轮机的疏水系统进行改进，可以改善其操作流程方面。在汽机的高、低旁阀启动后，且高旁阀前的汽温在150℃以上，此时手动强制关闭疏水至全厂疏扩气动门。在汽机挂闸后，使汽轮机的运转速度达到600r/min时关闭。在汽轮机负载达到15%的额定负荷时，使汽轮机的所有疏水关闭。通常在正常停机情况下，在气机负荷降低到15%时，应该强制关闭在汽轮机高、低旁阀门前的疏水至全厂疏扩气动门，开启其余的疏水气动门。应当延迟疏水至全厂疏扩气动门的开启时间，使其开启时间在汽轮机高、低阀门关闭之后。如果使用这种操作的话，能够防止高温疏水大流量连续的进入排污降温池，且能够确保疏水的稳定性以及连续性。通过优化操作流程后，不仅对其存在的不安全性进行了改进，而且在一定程度上提升了机组的热能效率，降低了工业循环水的使用量。
2、在机组启停的过程中进行优化辅机启停的措施
厂用电率是衡量联合循环机组经济性能的主要经济技术指标之一，减少辅机耗电是降低厂用电率的主要措施，除了对辅机进行变频改造等技术措施外，通过对辅机在运行方面存在的节电潜力的挖掘，可减少机组启停过程损耗，，降低机组厂用电率。如循环水泵在机组冷态启动时先启动小泵，在高旁投入前再启动 一台大泵，第二台汽机并网后根据负荷情况启动，热态启动过程先启小泵运行，抽真空后即启动一台循环水大泵，第二台循环水泵并网后根据机组负荷情况启动；停机时当汽轮机负荷低于一定值（如9E机组汽机负荷40MW）时停运一台循环水泵，机组解列后转速低于2500rpm且确认无蒸汽排入凝汽器时，开启高旁减温水10%并打开本减温水电动门，启动循环水小泵，停运另外一台循环水泵。冷却塔风机机组启动过程当高旁投入后根据循环水池水温上涨情况逐台启动，停机时燃机开始降负荷时即可停运全部风机。凝结水泵在启机时等待主汽压力到一定值（如0.2MPa）时启动，停机时轴封退出主汽压力泄至0时停运。
3、改善对热力设备水汽系统的保养措施
因热力设备在停运时会受到腐蚀，因此需要采取一定的保护措施，在停用保养上，应该使用将热风干燥设备保养和余热锅炉开机保养相结合的方法。这个方法要求，每月必须进行一次余热锅炉的开机保养，在锅炉带压放水一周后，将热风干燥装置启动。
（三）合理布置发电岛
在联合循环中，应该对燃气轮机、蒸汽轮机、余热锅炉以及发电机进行合理的布局，其布置的合理性与否，直接影响了联合循环装置的运行性能。在2GTG&HRSC+ISTG联合循环配置中，通常有几组不同的布置。一般情况下，不应该选取主蒸汽管道长的布置方式，因为会降低联合循环机的热经济性能与调峰性能。在技术经济较为合理且在场地允许的情况下，使联合循环机组的布置对称且紧凑，并尽可能的缩减主蒸汽管道的长度。比如不应该选用以下（b）式联合循环布置方式。
2GTG&HRSC+ISTG联合循环布置方式图
GT为燃气轮机；ST为汽轮机；G为发电机；HRSG为余热锅炉
结束语
因节能降耗关系了国家的能源效益，所以必须加强对其的重视度，应不断改进节能措施，在施行节耗措施时，应该分别进行分析，如从燃气轮机上改进节能运行方、及从蒸汽轮机改进节耗措施，并合理的布置机组的布局，通过不同的节耗措施，达到提高节耗的有效性的目的。
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值，也就是说项目进度落后了。如果发现延后的工作是在关键路径上，或者如果该项工作的延误会给后续工作产生总要影响或者给工程项目带来高风险，就要马上采取措施，以便在以后的工期内消除延误工作带来的影响。相反，如果工作是一个正的进度差异或者认为不会给工程带来高风险，就不应该增加资源来加速项目的进度。财务管理部门和工程管理部门周期性地测量项目成本执行效果，可以描述项目已完工部分的赢得值和为实现赢得值而实际产生的费用之间的关系。
7、项目进度与成本的偏差识别和分析
经过之前的成本核算和绩效评估，通过赢得值法中四个评价指标可以发现出项目中的费用和进度偏差。项目中偏差产生的原因是多种多样的，例如：最初项目计划制定对设计周期估计不足、采购中遇到供应商无法及时供货、现场安装发现设备缺损等，无论何种情况发生，最终都会体现为项目运行偏差。
8、完工成本預测
在通过对实际成本和测算成本比较基础上，结合进度的绩效测量，财务管理部门和项目管理人员可以快速、独立的预测项目全部完成时所需的总成本。
9、改进措施
在以上实际进度与成本偏差识别的基础上，项目管理人员可以对项目状况进行更深层次的分析，从而判断出项目当前的状况属于哪一类，对项目整体运行趋势有一个了解并采取相应的措施。
在项目的实际运行过程中，往往会产生偏差，甚至是很大的偏差，这就要求项目的相关管理人员对项目费用和进度的进展状态随时进行监控。将国际上先进的工程公司普遍采用的赢得值法用于对工程项目的费用、进度综合分析控制。通过工程成本的动态集成管理，克服了以往费用与进度分开控制的缺陷，通过以资金已经转化为工程成果的量来衡量工程项目实际进度和耗费资源的情况实现动态的工程项目监控。通过经常地、及时地费用进、度绩效分析，可以及早地发觉费用、进度差异，以便在情况变坏之前能够采取纠偏措施。从项目实践来看，有效的避免了电网建设项目超预算导致无法按期进行工程决算的问题。
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Web认证、MAC地址认证和802.1x认证是电力调度数据网常用的集中终端授权访问控制的方法。Web认证的方式比较便捷，无需安装相应的软件，但其认证系统存在较大的安全隐患，容易出现网络堵塞，因此，安全性能一般。MAC地址认证比较简单、有效，但需要对所有用户的MAC地址进行记录，因此不适合用户较多和移动终端的情况，且其维护和配置都相对复杂。802.1x认证是一种认证策略，其具有逻辑端口和物理端口的双重性质，能够对认证端口进行辨别，除了802.1x的广播报文和认证协议，不允许其他端口通过。在实际应用过程中，可以根据电力调度数据网的实际情况来选择合适的认证方式，实现电力调度数据网的应用接入安全。
结束语
总而言之，电力调度数据网的安全性，对电力企业供电的稳定和人民的用电安全都有着重要的作用。因此，相关的法律法规对于电力调度数据网的网络提出了很高的要求。要保障电力调度数据网在复杂的网络环境中的安全，就需要积极应用安全技术，以减少各种安全隐患，提高电力调度数据网的自动化水平和安全性能，保障其平稳、安全运行。
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节能发电调度协调理论及应用 篇7
为实现节能减排目标,引导电源结构向高效率、低污染方向发展,2007年8月,国家发展和改革委员会等部门提出了《节能发电调度办法(试行)》(以下简称《办法》),要求改革现行发电调度方式,开展节能发电调度[1,2,3,4,5,6]。
实施节能发电调度是一项涉及面广且复杂的系统工程,因此,节能发电调度在相关方面的协调模式及运作机制,是需要重点研究的内容之一。文献[1]建立了兼顾安全与经济的电力系统优化调度协调理论,文献[2]提出了基于时间尺度的节能发电调度协调模型及算法。
本文在文献[1-2]的基础上,为调度协调理论赋予了节能减排的新内涵,并进行了扩展。阐述了节能发电调度协调理论的整体架构,在空间尺度与时间尺度上,提出了4种国家、区域、省3级节能发电调度的协调调度交易机制及模型,并进行了比较分析。在电力生产环节,提出了促进全社会节能减排的理念。在经济补偿机制及区域经济协调发展环节,提出了“节能发电调度跨省跨区协调模型”,需要考虑跨省跨区资源优化配置与公平配置的有效协调,实现节能减排的帕累托改进。
1 节能发电调度协调理论的整体架构
节能发电调度需主要考虑9方面的协调问题。
a.在空间尺度上的协调。在空间尺度上,节能发电调度要考虑国家、区域、省(跨区、跨省及省内)3级节能发电调度计划在各时间尺度上的相互优化协调。
b.在时间尺度上的协调。在时间尺度上,节能发电调度需要考虑年度、季度、月度机组发电组合基础方案、日前、滚动、实时平衡节能发电调度和偏差及电网阻塞在线校正控制之间在空间尺度上的相互优化协调。
c.在电力生产环节上的协调。电力生产环节一般包括发电、输配电、零售及用户等连续性环节。节能发电调度需要考虑在电力生产环节上的节能减排及优化协调。
d.在优化目标上的协调。节能发电调度的目标通常包括节能减排型目标和安全稳定运行及连续可靠供电的安全型目标,在优化目标上的协调,研究的是如何协调安全和节能减排双重目标、如何实现安全约束下的节能减排社会效益最大化的问题。
e.与电网安全稳定控制策略的协调。在时间尺度和空间尺度上,国家、区域、省3级的年度、季度、月度机组发电组合基础方案、日前、滚动、实时平衡节能发电调度和偏差及电网阻塞在线校正控制[7,8,9,10,11,12,13,14],需要考虑与其相适应的电网安全稳定控制策略进行协调。
f.在有功与无功控制对象上的协调。节能发电调度需要协调有功优化出力和无功优化出力的关系,以满足安全运行条件下的节能减排效益最大化。
g.与“三公”调度的协调。节能发电调度需要考虑与公开、公平、公正的“三公”调度的协调。
h.节能发电调度跨省跨区协调模型与经济补偿机制的协调。不同的节能发电调度跨省跨区协调模型,对应不同的经济补偿机制及结算模式。节能发电调度跨省跨区协调模型需要考虑与经济补偿机制的协调。
i.节能发电调度跨省跨区协调模型与区域经济发展的协调。节能发电调度跨省跨区协调模型,需要考虑与各区域各省经济发展的协调。
限于篇幅,本文主要讨论节能发电调度在时间尺度、空间尺度、电力生产环节、经济补偿机制、区域经济协调发展等方面的协调机制及协调模型,并略去数学模型的描述。至于节能发电调度在电网安全稳定控制策略、有功和无功控制、优化目标、“三公”调度等方面的协调,参见文献[1]。
为简化叙述,本文将国家、区域、省级电力调度中心和电力交易中心的功能合并在一起进行论述,并分别简称为国调、区域调和省调,把年度、季度、月度机组发电组合基础方案也称作年度、季度、月度节能发电调度计划或节能发电调度。把国家、区域、省3级节能发电调度简称为3级节能发电调度。
2 节能发电调度在时间尺度上的协调
节能发电调度在时间尺度上的协调及安全校正机制如图1所示。
年度、季度、月度机组发电组合基础方案的编制原则应该与日前、滚动、实时平衡节能发电调度的编制原则相一致。节能发电调度在时间尺度上的协调模型与算法,详见文献[2]。
3 节能发电调度在空间尺度上的协调
节能发电调度在空间尺度上主要有以下4种协调模型(依次简称为协调模型Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ):能耗省内排序、区域内优化、区域间协调;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;省内能耗排序、高效节能环保机组参与的跨省跨区竞争发电;兼顾协调模型Ⅱ与协调模型Ⅲ。
3.1 在空间尺度上的协调模型Ⅰ
3.1.1 协调模型Ⅰ的主要思路
协调模型Ⅰ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(其中,对于非供热的燃煤火力发电机组按照供电煤耗等微增率的原则分配发电负荷),然后按照边际能耗的不同,区域内进行优化、区域间进行协调,边际能耗低的省的电能流向边际能耗高的省,也就是对各省边际机组(被调用的最后一台发电机组)考虑网损因素后的供电煤耗(简称边际供电煤耗)进行比较,对边际供电煤耗较高的省依次调整安排停机,对边际供电煤耗较低的省依次调整安排启机,直至各省的边际供电煤耗趋同,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。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,按照《办法》要求,确定机组节能发电调度计划。这种操作方式是以各省边际供电煤耗趋同为目标,进行省间、区域间电能交换,统一以能耗为标准排序;省内电力电量即使平衡,边际能耗高的省也要接受边际能耗低的省的电能。
3.1.2 协调模型Ⅰ的协调调度方法
各省调在各时间级(年度、季度、月度、日,下同)首先进行省内电力电量平衡(节能发电调度计划预安排)。在考虑上一时间级的机组节能发电调度计划的基础上,根据当前时间级的省内电力供需状况、电网安全约束条件、机组发电排序表等,进行当前时间级的省内节能发电调度计划预安排;同时,为下一时间级节能发电调度预留一定的调度控制空间,这样,在考虑主要不确定性因素的基础上,使当前时间级优化调度与下一时间级优化调度之间就能够自然衔接,确保节能发电调度的调度流畅性,最大限度实现节能减排目标。各省调在规定的时间内向区域调申报该时间级节能发电调度计划预安排等。
区域调在区域内各省节能发电调度计划预安排的基础上,依据本区域内各省机组排序表、各机组申报的可调发电能力、区域直接调度电厂的能耗,综合考虑跨省输电联络线的输电能力和网损及上一时间级跨区跨省节能调度计划、同时为下一时间级优化调度预留一定的调度控制空间,进行优化调度预决策,直至区域中各省的边际供电煤耗趋同,或跨省输电联络线达到输送容量的极限,形成省间联络线电能交换计划预安排,向国调申报。
国调根据各区域调申报的区域内省间联络线电能交换计划预安排、国调直接调度电厂的能耗,综合考虑跨区域联络线输电能力约束及上一时间级跨区域调度计划,按照跨区边际能耗的不同,区域间进行协调决策,形成当前时间级的跨区域电能交换计划(跨区域购售电节能发电调度计划),同时为下一时间级优化调度预留一定的调度控制空间。
区域调根据国调制定的当前时间级跨区域电能交换计划、区域直接调度电厂的能耗,在考虑上一时间级区域内节能发电调度计划及跨省电能交换计划、同时为下一时间级优化调度预留一定的调度控制空间的基础上,进行区域优化决策,形成当前时间级区域内节能发电调度计划及跨省电能交换计划(跨省购售电节能发电调度计划)。
省调根据区域调制定的当前时间级跨省电能交换计划,在考虑上一时间级机组节能发电调度计划、同时为下一时间级优化调度预留一定的调度控制空间的基础上,相应调整(修正)机组节能发电调度计划预安排,形成当前时间级的机组节能发电调度计划。
上述采用“自下而上预决策及申报、自上而下决策、整体优化(全国优化),多级多类优化协调、逐级逐类细化”的协调机制,考虑了3级节能发电调度在当前时间级之间的相互协调,以及当前时间级的3级节能发电调度与上一时间级、下一时间级的相互优化协调。上述协调模型,有利于打破省间、区域间壁垒,能够实现资源在全国范围内的优化配置。在空间尺度及时间尺度上的节能发电调度协调,如图2所示。
3.2 在空间尺度上的协调模型Ⅱ
3.2.1 协调模型Ⅱ的主要思路
协调模型Ⅱ要求,在保证电网安全稳定运行及连续可靠供电的前提下,省内按照能耗排序、区域内按照各省边际供电综合能耗(即考虑电煤运输费、电煤运输损耗、网损等因素后的供电煤耗)优化、区域间按照各省边际供电综合能耗协调。也就是对各省边际供电综合能耗进行优化协调,直至各省的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电能交换计划。各省电力调度交易机构,根据跨省跨区联络线电能交换计划以及省内电力需求,按照《办法》要求,确定机组节能发电调度计划。
协调模型Ⅱ的协调调度方法与协调模型Ⅰ的不同之处在于区域内按照各省边际供电综合能耗优化、区域间按照各区域(各省)边际供电综合能耗协调,其他相同。
3.2.2 考虑输电线损、能耗、电煤运输费及运输损耗(边际供电综合能耗)的跨省跨区输电边界条件
为简化分析,仅考虑省内机组向外送电的跨省跨区输电线损。
假设有i、j 2省,i省的平均供电煤耗率为fi,j省的平均供电煤耗率为fj,i、j 2省之间的输电线损率为Kij。机组电煤运输费及运输损耗折合成电煤。在i省,每发1度电,其平均供电煤耗率相对fi增加Fi,即每发1度电,i省考虑电煤运输费及运输损耗的平均供电煤耗为Ai=fi+Fi。在j省,每发1度电,其平均供电煤耗率相对fj增加Fj,即每发1度电,j省考虑电煤运输费,以及运输损耗的平均供电煤耗为Aj=fj+Fj。
假设fi>fj,且Fi>Fj(i省距离煤炭基地较远,j省距离煤炭基地较近),那么,Ai>Aj。在我国,跨省跨区输电,一般情况下,即使fi<fj,但Fi垌Fj,也可能Ai>Aj,否则,会出现煤电倒流。从降低能耗的角度,可能由j省机组替代i省机组发电(j省向i省送电)。假设j省向i省送电电量为Wi,考虑跨省跨区输电网损电量,j省的实际外送电量应为Wj=Wi/(1-Kij)。
如果不进行跨省跨区替代发电(j省向i省送电),即由i省自己的机组发电,则电量Wi的综合煤耗量为Bi=Ai×Wi;如果进行跨省跨区替代发电,即由j省向i省送电,考虑到跨省区输电损耗因素,j省电量Wj的综合煤耗量应为Bj=Aj×Wj=Aj×Wi/(1-Kij)。因此,跨省跨区替代发电(j省向i省送电)实现全系统供电煤耗降低的必要条件是Bj<Bi,即Aj/(1-Kij)<Ai,整理可得Kij<(fi+Fi-fj-Fj)/(fi+Fi)。Kij<(fi+Fi-fjFj)/(fi+Fi)是开展跨省跨区j省向i省送电的边界条件。
考虑输电线损、能耗、电煤运输费及运输损耗的跨省跨区输电,一般不会出现电能流向与一次能源流向相反的情况(煤电倒流)。
3.3 在空间尺度上的协调模型Ⅲ
协调模型Ⅲ要求,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(在省内高效节能环保机组自愿的前提下,省级电力公司以委托代理的方式组织高效节能环保机组,参与国家或区域调度交易);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。
即:跨省跨区建立基于能耗、排放标准的市场准入机制,根据跨省跨区的市场需求,按照双边/多边协商或集中撮合或挂牌进行跨省跨区交易,省内按照发电排序表发电。在节能调度中,应保证跨省跨区电量优先落实的原则。
协调模型Ⅲ的协调调度方法,与文献[1]中的协调调度方法类似。
3.4 在空间尺度上的协调模型Ⅳ
协调模型Ⅳ要求,在保证电网安全稳定运行及连续可靠供电的前提下,首先以月度机组基本利用小时(基本电量、发电利用小时低限标准、低限标准电量)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,促使电量向高效节能环保机组转移;然后根据各省的剩余发电能力及电力需求(电力电量平衡情况),开展高效节能环保机组参加的月度跨省跨区交易;在日前调度及实时调度中,按照协调模型Ⅱ开展节能调度,在满足跨省跨区输电容量约束的前提下,实现各省电力电量供需平衡和跨省跨区边际供电综合能耗(或跨省跨区边际价格)趋同。对在日前节能调度及实时节能调度中的差异电量,根据差异电量的来源确定其结算价格。协调模型Ⅳ的协调调度方法如下:
a.政府有关部门结合当地实际情况,安排所有并网机组的月度基本电量(发电利用小时低限标准、低限标准电量)[3,4];
b.每月下旬,根据省内月度电力需求,确定下一月度预计的机组省内节能发电调度电量;
c.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[3,4](也称作发电权出让机组)与多发电机组[3,4](也称作发电权受让机组)之间,开展省内次月发电权交易;
d.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电能交换计划;
e.根据省内电力需求、跨省跨区联络线月度电能交换计划等,预计下一月度的机组节能发电调度电量;
f.在日前调度及实时调度中,按照协调模型Ⅱ执行,开展节能调度。
跨省跨区交易采用基于能耗、污染物排放的市场准入机制。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[5](补偿电量)的高能耗小火电机组,向省外出售发电权,进行跨省跨区发电权交易,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电能交换计划。
协调模型Ⅳ的详细运作机制、经济补偿机制及结算模式,见文献[4]中的模式10。
3.5 协调模型Ⅰ~Ⅳ的比较分析
协调模型Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ按照“自下而上预决策及申报、自上而下决策”的原则,首先形成跨省跨区联络线电能交换计划(协调模型Ⅰ根据各省边际供电能耗进行协调确定,协调模型Ⅱ根据各省边际供电综合能耗进行协调确定,协调模型Ⅲ按照跨省跨区的电力需求、利用市场机制确定),确保跨省跨区电量优先落实,然后再确定机组节能发电调度电量。协调模型Ⅳ首先根据省内电力需求,确定机组在省内的节能发电调度电量,然后根据各省的剩余发电能力及电力需求,确定跨省跨区联络线电能交换计划;最后按照节能发电调度的发电序位表,组织日前和实时节能发电调度,促使发电量由高能耗机组向低能耗机组的转移(按照边际供电综合能耗进行发电权强行转移)。协调模型Ⅳ可以进行跨省跨区的高耗能小火电机组与高效节能环保机组的发电权交易,进一步实现节能减排。
协调模型Ⅰ仅要求根据能耗排序确定发电量,没有考虑跨省跨区电煤运输费用及不同省份发电成本的差异,按照协调模型Ⅰ,部分负荷集中地区的发电机组煤耗低于煤炭基地的发电机组煤耗,导致电能流向与一次能源流向相反的情况(煤电倒流)出现,从而降低电力资源优化配置的水平;协调模型Ⅰ也不能以价格信号合理地引导电源的投资。协调模型Ⅱ、Ⅲ则可以规避上述问题,协调模型Ⅱ、Ⅲ能够体现跨省跨区经营管理成本、煤炭的运输费用等各种重要因素。
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)。
4 节能发电调度在电力生产环节的协调
在发电环节,改变传统的发电调度方式,改变各类机组平均分配发电利用小时数的传统调度模式,以电网安全稳定运行及连续可靠供电为约束,以节能、环保、经济、公平为目标,以电力系统内发、输、供电设备为调度对象,根据年度、季度、月度、日前机组发电组合基础方案,按照发电排序表(见《办法》),优先调度可再生和清洁发电资源以及高效节能环保机组发电,限制能耗高、污染大的机组发电,促进电力系统高效、清洁运行。同时,优化火电厂生产过程,尽可能进行节能减排。也可考虑在火电厂推行合同能源管理机制,进行电厂节能减排。
在输配电环节,合理安排、调整电网运行方式,尽量降低输配电损耗。
在电力零售及用户环节,加强需求侧管理,以市场信号科学引导用户合理用电,为节能发电调度的实施创造更大的操作空间,进一步提高节能减排的成效。节能发电调度不能局限于电力工业的内部,应逐步通过市场价格唤起全社会的节能意识。在重视降低单位发电能耗指标的同时,还应逐步通过市场价格抑制低效电力需求,以价格机制实现电力需求侧管理,实现发电、输配电和用电全过程的节能减排。
5 节能发电调度跨省跨区协调模型与经济补偿机制的协调
实施节能发电调度,需要建立一套行之有效的节能发电调度经济利益补偿机制以及结算模式,否则将影响节能发电调度的顺利实施;不同的跨省跨区协调模型,对应不同的经济补偿机制及结算模式。适合协调模型Ⅰ、Ⅱ的经济补偿机制,见文献[4]中的模式9;适合协调模型Ⅲ的经济补偿机制,见文献[3-4]中的模式1~8;适合协调模型Ⅳ的经济补偿机制,见文献[4]中的模式10。
6 节能发电调度跨省跨区协调模型与区域经济发展的协调
我国目前实行的是中央和省2级财政,客观上形成的政治经济关系是以省为基础,国民经济发展计划和规划也是以省为基础制订的,国家的大政方针、宏观调控政策(包括电价机制)通过省级政府实施。各区域各省的经济发展水平、能源结构、电力需求水平、电价体系有较大差别。实施节能发电调度后,不同的跨省跨区协调模型,可能会对各省的利益及经济发展产生影响。因此,节能发电调度的跨省跨区协调模型,应考虑现行的财政体制和经济发展格局,应与各区域及区域内各省经济发展相协调,在资源优化配置时,应全面贯彻区域经济协调发展的科学发展观,解决资源配置的公平性问题,支持各省经济的发展。
实现基本公共服务均等化、引导生产要素跨区跨省合理流动,是逐步缩小各区域及区域内各省发展差距、促进各区域各省经济协调发展的重要途径。因此,在国家还没有真正实现“基本公共服务均等化和生产要素合理流动”的缩小区域发展差距、促进各区域各省协调发展之前,节能发电调度的跨省跨区协调模型,要考虑跨省跨区资源优化配置与公平配置的有效协调,实现节能减排的帕累托改进。
7 结语
本文及文献[1-4]建立了节能发电调度协调理论,从空间尺度、时间尺度、电力生产环节、经济补偿机制、区域经济协调发展、控制对象、电网安全稳定控制策略、优化目标、“三公”调度等9个方面,研究了节能发电调度面临的多种复杂的协调要求,提出了节能发电调度的协调调度模型及协调调度机制,确保节能发电调度的调度流畅性,最大限度地实现电力节能减排目标。
由于《办法》取消了发电企业的年度、月度发电计划,仅根据次日的供需情况、电网约束及机组的发电排序来确定发电企业次日的电力生产(次日机组节能发电调度计划),可能给发电企业的日常生产、经营工作等带来不确定性,这里提出的节能发电调度协调模型,使发电企业在安排生产计划、经营指标时,便于有序地组织生产。
摘要：建立了节能发电调度协调理论的整体架构,重点研究了节能发电调度在空间尺度、时间尺度、电力生产环节、经济补偿机制、区域经济协调发展等方面的协调机制及协调模型。在空间尺度与时间尺度上,提出了“自下而上预决策及申报、自上而下决策、多级优化协调、逐级细化”的国家、区域、省3级节能发电调度的协调调度机制、协调调度模型及算法,该模型不仅考虑了3级节能发电调度在当前时间级的以电力系统安全稳定运行和连续可靠供电为约束、以节能减排为优化目标的协调,也考虑了当前时间级的3级节能发电调度与上一时间级、下一时间级之间的相互优化协调,确保节能发电调度的调度流畅性,最大限度地实现电力节能减排目标。
节能发电调度试点在贵州正式启动 篇8
近日, 国家发展改革委批准同意了《贵州省节能发电调度试点工作方案》, 2007年12月30日贵州省在全国率先启动节能发电调度试点工作。节能发电调度在贵州启动的当天, 全省发电消耗标煤减少约592吨, 预计全年贵州省可减少原煤消耗30万吨, 减少二氧化硫排放1.5万吨。
节能发电调度改变了传统的发电调度方式, 取消了按行政计划分配发电量指标的做法, 制定并实施新的调度规则, 也就是以节能、环保为目标, 合理调用电力系统内发、供电设备能力, 优先调度可再生和清洁发电资源, 按照机组能耗和污染物排放水平, 由低到高进行排序, 依次调用化石类发电资源, 最大限度地降低能源消耗, 减少污染物排放, 保证电力系统的高效、清洁运行。
节能发电调度的实施, 对实现“十一五”时期节能降耗、污染减排的两个约束性指标, 以及保护生态环境都将发挥十分重要的作用。■
节能发电 篇9
1 煤耗向330 g/kW·h迈进
电力专家朱成章对2008年我国发电企业供电煤耗完成349 g/kW·h的成绩给予很高的评价, 认为2008年完成的供电煤耗与1978年相比, 每千瓦·时降低了122 g, 这个成绩非常了不起。
华能集团供电煤耗2008年已降至333.59 g/kW·h, 逼近世界发达国家330 g/kW·h的平均水平。该集团2008年在完成全年发电量同比增长13.1%的同时, 供电煤耗同比降低6.1 g/kW·h。其2009年的目标是完成供电煤耗330.09 g/kW·h。这将达到世界发达国家330 g/kW·h的平均水平。
2008年, 大唐集团全年完成供电煤耗335.1 g/kW·h, 同比降低7.79 g/kW·h, 比全国平均水平低14.2 g/kW·h。供电煤耗6年降低了36.03 g/kW·h, 下降幅度居全国同行业第一, 累计节约标煤2 650×104 t, 折合原煤3 580×104 t。2009年大唐集团完成供电煤耗330.09 g/kW·h的目标。
华电、国电、中电投3家电企在较好完成上年度任务的同时, 也要求2009年将供电煤耗控制在335 g/kW·h左右。
朱成章认为, 尽管现有机组煤耗降低空间有限, 随着“上大压小”政策的推进, 一些煤耗较高的火电机组陆续退出市场, 更多煤耗参数高的大容量机组入市, 预计2009年全国6 000 kW及以上电厂供电标准煤耗有可能会降至340 g/kW·h以下。
2 脱硫装机容量比例继续上升
根据国家发展改革委2009年2月20日公布的2008年度火电厂烟气脱硫产业有关信息, 2008年底, 我国火电厂烟气脱硫装机容量超过3.79×108 kW, 约占煤电装机总容量的66%。2007年底, 我国火电厂烟气脱硫装机容量超过2.70×108 kW, 约占火电装机总容量的50%。火电厂烟气脱硫装机容量增幅非常明显。
2008年华能集团有51台, 1 892.4×104 kW的脱硫装置投入运行, 其中, 现役机组脱硫改造42台、1 413.4×104 kW。截至2008年底, 该集团公司安装脱硫设施的机组容量达到6 003.4×104 kW, 占燃煤机组容量的86.3%。2009年, 该集团公司将建成9家～10家节能环保型燃煤发电厂, 并要求加强污染物排放控制, 确保各类污染物达标排放。
2008年大唐集团全年投入节能减排资金20×108元, 新增脱硫机组43台, 1 731×104 kW, 火电机组脱硫装备率达到85%, SO2排放率同比下降58%。2009年将继续加快环保设施建设步伐, 除列入关停计划的小火电机组外, 在役火电机组要全部实现脱硫;新建机组要保证脱硫等环保设施同步、高质量投入运行, 确保即投产即达标排放。
华电、国电、中电投三家电企也都表示, 2009年将进一步加大脱硫装置安装使用力度, 实现达标排放。
尽管安装脱硫装置存在投资巨大、占地面积不小、部分老厂改造困难、运行成本较高等问题, 但五大电企在增加脱硫装机容量、控制污染物排放比率上目标明确, 彰显了电力央企在履行社会责任、保护生态环境上的坚定决心。
专家认为, 国家对火电企业减排问题的高度重视, 将促成各大电企所定目标的实现, 届时, 我国火电厂烟气脱硫装机容量可能将超过4×108 kW、占煤电装机总容量的75%以上。
摘要：利用国家发改委发布的数据, 解析出2008年我国6000 kW及以上电厂煤耗已经提前完成了“十一五”规划的节能标准, 火电厂烟气脱硫装机容量约占煤电装机总容量的66%, 在节能减排方面取得了显著成效。
水泥余热发电节能量计算方法探讨 篇10
据相关专家分析, 在余热发电系统投入运行后, 熟料产量会受到一定影响, 煤耗和电耗会有所上升, 标准煤耗会上升3~4kg/t, 综合电耗会上升2~4k Wh/t, 也就是说余热电站每多发lk Wh的电, 窑系统将多消耗1~1.12kg标准煤的燃料[1,2]。在生产管理中, 我们需要避免的是能耗上升幅度较大和系统运行不正常的情况。然而有些水泥企业单独设置发电部门, 对熟料生产和余热发电分别考核, 这就造成了两系统争风的问题, 最终导致熟料煤耗的增加。为此本文提出一种新的余热发电节能量计算方法, 供大家交流。
1 现阶段余热发电节能量的计算方法
现阶段余热发电节能量的计量方法如下:
式中:
Es———统计期内余热发电系统的节能量, kgce;
k———每千瓦时电力折合的标准煤量, kgce/k Wh, 取统计报告期上一年度国家公布的电力折算系数;
qhe———统计期内余热电站发电量, k Wh;
q0———统计期内余热电站自用电量, k Wh。
李黎[3]等人认为, 以窑系统+余热发电系统的前后实际消费电量差评价余热发电项目经济效益较易操作, 因为水泥企业余热发电的发电量只能自己消耗而不能外售, 因此如果企业余热电站发的电多, 外购的电也就相应减少。但是, 单纯考虑节电量而不考虑窑系统的煤耗, 实际上也是只考虑了余热发电系统。
单纯考虑电站的发电量, 在煤价便宜的情况下 (1kg标准煤的价格与1k Wh电的购电价格之比小于0.7的条件下, 采用其他措施可以增加水泥生产综合效益) , 企业会考虑增加熟料煤耗以增加发电量, 或是在单独考核发电部门业绩的情况下, 也会造成熟料能耗的增加。因此, 在计算余热发电节能量时必须综合考虑发电系统和生产系统。
探讨水泥企业余热发电节能量计算的新方法, 不但可以规范余热发电项目节能量的计算, 指导企业和第三方节能量审核机构对使用余热锅炉发电产生的节能量进行计算, 同时也可以避免部分企业利用非余热进行发电, 造成不必要的能源浪费。
2 综合考虑窑系统后的计算方法
新的计算方法综合考虑了水泥窑系统和余热发电系统。经过调研发现, 余热发电系统对窑系统既有正面影响又有负面影响。如:对窑尾高温风机、窑尾和窑头电除尘器有正面的影响;对增湿塔、生料磨、煤磨及窑系统的操作会产生负面影响, 有时甚至会对窑系统的用风产生影响。为了简化计算, 新方法只考虑窑系统熟料煤耗, 并根据熟料28d抗压强度进行修正。
节能量的计算, 是将余热发电系统的供电量折算成标准煤后再减去由于余热发电的影响而发生变化的那部分熟料综合煤耗作为余热发电项目的节能量。
水泥余热发电项目节能量的计算公式:
式中:
ehe———统计期内余热发电量折算的单位熟料标准煤量, kgce/t;
er———统计期内修正后的熟料综合煤耗, kgce/t;
ea———基期修正后的熟料综合煤耗, kgce/t;
a———统计期内熟料强度等级修正系数;
eqt———统计期内除余热发电外采用其他节能措施引起的节能量, kgce/t;
P′CL———统计期内的熟料总产量, t。
如果企业的窑系统在统计期内又采用了其他的节能措施, 那么在计算余热发电节能量时应扣除由于这种节能措施引起的节能量。当某些生产企业采用两条或多条水泥熟料生产线共用发电机组时, 如每条生产线都有其他节能措施, 在计算eqt时应按每条生产线的熟料产量计算加权平均值。
3 两种节能量计算方法示例
现举例说明采用两种方法计算余热发电项目节能量的不同之处。表1是企业1两条2 500t/d生产线、共用一台汽轮发电机组的余热发电投入运行前后相关参数;表2是企业2一条2 500t/d生产线的相关参数。
3.1 采取公式 (1) 计算的节能量
3.1.1 企业1余热发电项目节能量的计算
取k=0.333kgce/k Wh, 将表1数据代入式 (1) , 得:
3.1.2 企业2余热发电项目节能量的计算
取k=0.326kgce/k Wh, 将表2数据代入式 (1) , 得:
1) 2012年4月:
2) 2012年5月:
3.2 采取公式 (2) 计算的节能量
3.2.1 企业1余热发电项目节能量的计算
1) 余热发电量折标准煤的计算
由表1数据计算出:
2) 熟料强度等级修正系数
A为统计期内熟料平均28d抗压强度。
两条生产线的熟料强度相差不大, 故修正系数取小数点后两位, 即为1.00。
3) 余热发电节能量的计算
计算时, 取eqt=0, 将表1数据代入式 (2) , 得:
3.2.2 企业2余热发电项目节能量的计算
1) 2012年4月
(1) 余热发电量折标准煤的计算
(2) 熟料强度等级修正系数
(3) 余热发电节能量的计算
2) 2012年5月
(1) 余热发电量折标准煤的计算
(2) 熟料强度等级修正系数
(3) 余热发电节能量的计算
余热发电运行前后的熟料煤耗均由企业给出, 如需计算, 可依据GB16780—2012中的公式 (1) 进行。
表3为采用两种计算方法计算的节能量。
注:变化率的计算为: (方法2-方法1) /方法1, 正号表示节能量增加, 负号表示节能量降低。
3.3 结果分析
表3中企业1的数据显示, 与采用公式 (1) 相比, 用公式 (2) 计算的结果变大了, 2010年5月份的余热发电节能量增加了5.9%, 而两个月的熟料产量之比只增加了1.4%, 熟料28d抗压强度变化不大。因此, 造成节能量增加的原因只能是由于2010年5月的熟料煤耗较之前的熟料煤耗降低了, 也即投入余热发电后企业的熟料综合煤耗是下降的, 说明余热发电系统对窑系统带来了正面影响, 将正面影响部分也作为节能量的一部分, 也是对余热发电项目的一种鼓励。当然, 这些数据仅代表企业1该月的生产状况。
表3中企业2在2012年4月份的节能量, 采用公式 (2) 的结果较公式 (1) 的增加了7.9%。主要原因是因为该月的熟料煤耗较2007年5月降低的缘故, 修正后的单位熟料煤耗降低了0.8kgce, 而造成煤耗降低的直接原因则是熟料产量的增加, 后者比前者增加了约29.4%。与此相比, 2012年5月的熟料产量增加比例为17.7%, 而该月的熟料煤耗则与2007年5月的相当。修正后的单位熟料煤耗增加了1.1kgce。因此采用公式 (2) 计算的节能量较公式 (1) 计算的结果降低了近16.6%, 说明余热发电给窑系统带来了负面影响, 也即余热发电系统利用了本该用于生产熟料的热耗来发电。因此, 这部分热耗要从节能量中扣除。
由此可见, 在保持熟料产量基本不变的情况下, 余热发电系统对生产系统有一定的影响, 主要是对熟料煤耗的影响。余热发电的初衷是利用窑头和窑尾废气余热进行发电, 而不是利用正常的生产用热发电。如果是正面的影响, 则对企业投资余热发电项目是一种鼓励, 如果是负面的影响, 必须杜绝, 方法之一便是从节能量的计算入手。
采用公式 (2) 计算余热发电节能量, 突出了熟料综合煤耗, 而不仅仅考虑余热发电量, 因为, 窑系统和发电系统是一个整体, 相互影响, 相互依托, 不能一分为二。公式 (1) 虽然简单, 由于只考虑了余热发电系统, 具有一定的片面性。因此, 推荐采用公式 (2) 进行余热发电节能量的计算。
4 结束语
新的余热发电节能量计算方法综合考虑了窑系统和余热发电系统, 将熟料综合煤耗也作为计算节能量的参数之一, 可以避免企业为了多发电而影响窑系统的正常生产。尽管有些企业在多发电的同时也能保证窑系统不受影响, 但大多数企业的余热发电系统对窑系统还是有一定的负面影响的。因此, 新的节能量计算方法在一定程度上也可以限制企业的非正常发电行为, 实现真正的节能减排。
文中的数据由企业提供, 且不具有广泛的代表性, 数据也比较单薄, 难以对公式形成支撑, 如果企业有兴趣的话, 可以提供更多的数据以供公式的验证和完善公式的科学性。
参考文献
[1]方仕鹏.余热发电效率及对窑系统的影响及对策[J].新世纪水泥导报, 2010 (3) :19-21.
[2]唐金泉.水泥窑纯低温余热发电技术评价方法的探讨[J].中国水泥, 2007 (5) :58-62.
节能发电 篇11
为加强民用建筑节能管理，提高能源利用效率，改善室内热环境，国家建设部在2000年出台了《民用建筑节能管理规定》，要求在《建筑气候区域标准》划定的严寒和寒冷地区设置集中采暖的新建、扩建的居住建筑及其附属设施中均要执行本节能规定，国家鼓励发展下列建筑节能技术（产品）：
新型节能墙体和屋面的保温、隔热技术与材料。
节能门窗的保温隔热和密闭技术。
集中供热和热、电、冷联产联供技术。
供热采暖系统温度调控和分户热量计量技术与装置。
太阳能、地热等可再生能源应用技术及设备。
建筑照明节能技术与产品。
空调制冷节能技术与产品。
其他技术成熟、效果显著的节能技术和节能管理技术。
为认真贯彻落实国家建筑节能及墙体改革方面的法律、法规、政策、标准，邹县发电厂生活南区工程在规划设计、建设过程中，结合工程实际，积极探索采用节能的新材料、新技术、新工艺，在保证工程适用、美观的前提下，达到了山东省《居住建筑节能设计标准》（DBJ-022-2003）规定的节能要求，提高了居住舒适度，并顺利通过山东省墙改建筑节能专项检查组的检查验收，获得建筑节能认定证书。
1.主体结构采取的节能措施
主体结构用砖全部采用邹县发电厂鲁源新型建材厂利用电厂工业废渣生产的粉煤灰免烧标砖，整个小区共使用粉煤灰免烧砖18836千块，节约粘土2.8万立方。
水泥基本上全部采用散装水泥，共使用散装水泥24000余吨。
混凝土及砌筑砂浆中，提倡掺加粉煤灰代替部分水泥，不但节约了水泥，还增加了混凝土、砂浆的和易性，保证了施工质量，共使用粉煤灰3200余吨。
2.维护结构采取的节能措施
本小区工程采用外墙外保温工艺技术，对围护结构全部采取了隔热保温处理。
外墙：选用山东省建筑科学研究院研究开发的舒惠牌外墙保温板，利用专用挂件锚固和专用胶粘贴相结合的方式对所有外墙进行隔热保温处理，最大限度地减少室内能源损失。本小区使用的外墙外保温板是由厚50mm、密度不低于18kg/m3的阻燃型聚苯乙烯泡沫塑料板为保温层和厚度为6mm、以玻璃纤维網格布增强的聚合物水泥砂浆保护层复合而成的。保护层的材料与配比在材料的复合机理方面具有突出创新。其主要作用是提高外墙外保温板的抗冲击强度、抗风压、抗裂、抗渗、耐火及耐久性能。保温板根据现场施工的要求制定不同的尺寸，由车间加工而成。稳定性好，不易产生变形裂缝。工程实践表明，外墙外保温板的固定牢靠，足以承受最不利条件下各种荷载组合的作用，而不致与基层分离、脱落。由于外墙外保温板为预制，且单块面积不大，更有利于提高保温系统的稳定性，有效地控制变形裂缝。施工效率高。外墙外保温板系统除具有一般外保温系统的保温效果显著、可保护主体结构等优点外，与现场整体施工的粘贴聚苯板薄抹灰外保温系统相比，还具有施工简便、减少现场湿作业、提高施工效率、加快施工进度等优点，其工程造价也有所降低。本小区共用外墙保温板82000m2。
屋面：在结构层上采用粘贴8cm厚聚苯板，上用膨胀蛭石找坡的方式，对屋顶进行隔热保温处理，使屋面保温隔热效果更加理想。经过对居民调查走访，本小区顶楼住户反映，采取此种屋面保温方式，冬季和夏季室内舒适度大大好于老的住宅楼。本小区屋面共用聚苯板27200m2。
地下室顶板：结合采暖方式，在地下室顶板上铺设3cm厚聚苯板，用于割断室内地暖的流失和地下室潮湿及冷暖气流对一楼住户的影响，一层住户的居住舒适度也大大得到提升。共使用聚苯板21700m2。
分户门：选用导热系数≤0.02W/m2K的保温、隔音、防盗一体门，共用714樘。
外窗：采用塑钢4+6+5中空玻璃保温隔音窗，保温隔音效果良好。
飘窗：除选用塑钢4+6+5中空玻璃窗外，在窗台底板底部、顶板顶部均粘贴聚苯板作隔热保温处理。
3.电气节能措施
室内照明：全部采用节能灯具，虽然初期投入加大，但从长远利益来讲，用电节能效果良好。小区共使用欧普节能灯7874盏。
楼梯公用照明：全部采用红外线感应控制，实现了人到灯亮、人走灯灭，即节约了电力资源，也减少了老式白炽灯炮易坏频繁更换的麻烦。
供配电系统：安装了无功补偿器，选用高效节能干式变压器，采用分户循环显示、预缴电费刷卡电表。
4.采暖节能措施
本小区采暖采用舒适度较高、采暖效果好、利用电厂发电余热、能够进行分户分室计量温控的“低温地板辐射采暖技术”，冬季提供35℃左右的热水供暖，在地板辐射系统环行后，回水至工业用水池，供生产使用。
给水及采暖泵采用变频节能控制，不但能延长系统寿命，且节能1/3以上。
通过以上节能措施，本生活区建筑节能效果充分满足了国家对居住建筑节能65%的要求。
基于节能发电调度优化模型的探究 篇12
关键词：电力市场,节能,调度模式
0 引言
我国过去实行考虑机组容量的均衡发电调度模式在一定时期内调动了投资电源项目建设的积极性, 促进了电力工业的快速发展, 但同时也导致了高效环保的大火电机组、水电及核电等清洁能源机组的发电能力无法充分发挥, 高污染、高能耗的小火电机组却能多发电的情况, 造成了能源资源浪费和环境污染。为加快建设资源节约型, 环境友好型的社会, 节能发电调度的开展势在必行。
本文根据节能发电调度原则, 针对电网火电机组提出既考虑电网购电成本和机组发电煤耗消耗量最小的双目标模糊优化短期交易计划制定策略, 建立多目标模糊优化模型。
1 节能发电调度对传统调度模式的影响
能发电调度方式优先调度可再生能源、高效环保发电机组, 同时兼顾经济社会效益目标的最大化, 以此来推动电力工业健康发展, 正迎合了当前社会经济节能降耗和电力市场化改革目的的要求。落实节能减排工作任务, 对于减少能源消耗、建设资源节约型社会和环境友好型社会、推动国民经济可持续发展具有重要意义。
1.1 节能发电调度模式的分析
节能发电调度适用于所有并网运行的发电机组, 上网电价暂按国家现行管理办法执行。在调度优先级上, 各类发电机组按以下顺序确定序位:
1) 无调节能力的风能、太阳能、海洋能、水能等可再生能源发电机组;
2) 有调节能力的水能、生物质能、地热能等可再生能源发电机组和满足环保要求的垃圾发电机组;
3) 核能发电机组;
4) 按“以热定电”方式运行的燃煤热电联产机组, 余热、余气、余压、煤矸石、洗中煤、煤层气等资源综合利用发电机组;
5) 天然气、煤气化发电机组;
6) 其他燃煤发电机组, 包括未带热负荷的热电联产机组;
7) 燃油发电机组。
1.2 节能发电调度对传统调度模式的影响
电力行业落实节能减排有三大主要任务:改进发电调度方式、关停小火电机组和加大脱硫力度。其中, 改进发电调度方式又是电力行业节能减排的主要环节。改进调度方式, 不仅仅是技术上的电量平移, 它将对投资政策、电价政策和企业生产经营稳定产生深刻影响, 需要通过综合措施才能解决。
对于电力市场中的发电主体, 火电机组在集中竞价的电力现货市场中, 按机组报价进行发电排序, 这一过程既给出了调度依据, 又给出了系统边际电价, 实现了市场的价格发现功能。节能调度是按煤耗排序, 暂时仍按批复电价作为上网电价。在这种情况下, 为保证各发电企业公平竞争及实时经济调度, 其调度原则、方案应模型化。
2 节能发电调度优化模型
与常规经济调度一样, 节能调度也应包括两个过程:一是机组的组合排序过程。二是机组发电容量的实时调度过程。
带模糊约束的模糊多目标决策模型可以表示为:
其中x为n维决策列向量, min表示“尽可能使目标函数小”。由于fi之间往往是相互制约甚至相互矛盾的, 因此不一定能找到一个解x, 使fi都可以达到最优, 这正是多目标规划所反映的实际问题中的多目标决策的困难性与复杂性, 所以人们提出关于最优解范畴的多种概念。
2.1 模糊多目标规划方法
对目标函数F (x) =[f1 (x) f2 (x) …fm (x) ]T在约束条件下的模糊极小值求取方法步骤如下:
1) 求出每一目标分量fi (x) 的模糊子集, 每个目标对应的隶属度函数为μ (fi (x) ) , i=1, 2…;
2) 用最大隶属度原则求x*, 使x*在满足约束条件还满足:μ0 (x*) =max[μ (f1 (x) ) ^μ (f2 (x) ) ^…^μ (fn (x) ) ], x∈Ω
3) 这样对于多目标最小化问题, 引入模糊隶属度变量μ后, 可化为单目标优化问题。
2.2 双目标节能发电调度模型
PGi (t) 为机组i在时间段t的出力。νi为机组i的能耗参数, 即机组每兆瓦出力消耗煤耗所产生的费用。
2.3 目标函数的模糊化
求解该模型采用模糊数学中最大隶属度原则。为确定等价模型, 先确定各单目标函数的隶属函数。选择半直线形函数为它们的隶属函数, 目标隶属函数用式 (6) 表示。
2.4 双目标模糊优化节能发电调度模型
将模型M1转化为满足两个目标及所有约束条件的隶属度即满意度的最大化问题, 通过式 (6) 将模型M1转化为双目标模糊优化模型M2:
本文设弹性系数βi为0.1, 则δ0i即为0.1c0i。
由于假定机组在交易周期采用一次报价曲线, 则购电成本目标函数为二次型, 即式 (3) 等价为:
因此模型M2约束条件中的第一个不等式约束为二次不等式, 为此采用逐步线性化方法求解。
因此, 该不等式约束等价为:
模型M2成为线性规划问题如下:
用单纯形法求解该模型, 求出最大满意度及最优负荷分配结果。
3 结论
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