节能发电调度论文

节能发电调度论文（精选9篇）

节能发电调度论文 篇1

0 引言

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

$\begin{array}{l}\alpha =\frac{R{}_{\text{D}}}{{\displaystyle \sum _{i=1}^{{\rm I}}{\rm P}}{}_{i,\max }}(1)\\ R{}_{i^{\prime }}=\alpha {\rm P}{}_{i,\max }(2)\end{array}$

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${\displaystyle \sum _{i=1}^{{\rm I}}{\rm P}}{}_{i,\max }$确定;Ri′为机组i的旋转备用初始分配。

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:

$\min \parallel R{}_i-R{}_{i^{\prime }}\parallel {}_2^2(3)$

满足2类约束条件:

1)系统总旋转备用需求:

${\displaystyle \sum _{i=1}^{{\rm I}}R}{}_i\ge R{}_{\text{t}\text{o}\text{t}\text{a}\text{l}}(4)$

2)机组旋转备用限值:

$R{}_{i,\min }\le R{}_i\le R{}_{i,\max }(5)$

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:

$\min {\displaystyle \sum _{i=1}^{{\rm I}}f}{}_i({\rm P}{}_i)(6)$

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:

${\displaystyle \sum _{i=1}^{{\rm I}}{\rm P}}{}_i={\rm P}{}_{\text{D}}(7)$

2)机组有功功率限值:

${\rm P}{}_{i,\min }\le {\rm P}{}_i\le {\rm P}{}_{i,\max }(8)$

3)旋转备用和有功功率约束:

${\rm P}{}_i+R{}_i\le {\rm P}{}_{i,\max }(9)$

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:

$\begin{array}{l}\min F(U{}_{i,t},{\rm P}{}_{i,t})={\displaystyle \sum _{t=1}^{{\rm T}}{\displaystyle \sum _{i=1}^{{\rm I}}[}}U{}_{i,t}f{}_i({\rm P}{}_{i,t})+\\ U{}_{i,t}(1-U{}_{i,t-1})S{}_i](10)\end{array}$

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:

$\{\begin{array}{l}{\rm P}{}_{i,t}-{\rm P}{}_{i,t-1}\le {\rm P}{}_i^{\text{u}\text{p}}\\ {\rm P}{}_{i,t-1}-{\rm P}{}_{i,t}\le {\rm P}{}_i^{\text{d}\text{o}\text{w}\text{n}}\end{array}(11)$

2)机组启停时间约束:

$\{\begin{array}{l}(u{}_{i,t-1}-u{}_{i,t})({\rm T}{}_{i,t-1}-{\rm T}{}_i^{\text{o}\text{n}})\ge 0\\ (u{}_{i,t}-u{}_{i,t-1})(-{\rm T}{}_{i,t-1}-{\rm T}{}_i^{\text{o}\text{f}\text{f}})\ge 0\end{array}(12)$

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:

$\begin{array}{l}\min F(U{}_{i,t},{\rm P}{}_{i,t})={\displaystyle \sum _{t=1}^{{\rm T}}{\displaystyle \sum _{i=1}^{{\rm I}}[}}U{}_{i,t}f{}_i(\mathit{R}{}_t)+\\ U{}_{i,t}(1-U{}_{i,t-1})S{}_i](13)\end{array}$

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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节能发电调度论文 篇2

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。

节能发电调度协调理论及应用 篇3

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。

发电厂节能管理标准 篇4

节能管理标准

第一条 范围

本标准规定了（以下简称我公司）节能管理职能、管理内容与要求、检查与考核。

本标准适用于我公司的节能管理，是其它节能管理办法的指导性文件。

本标准所称能源，是指煤炭、燃油、汽油、煤油、柴油、绝缘油、润滑油、电力、蒸汽、水资源等。第二条 引用标准

国务院：《节约能源管理暂行条例》；

能源部：《火力发电厂节约能源规定》（试行草案）

山东电力工业局：《节能全过程管理办法》 第三条 管理职能

一、职能分工

1、节能办公室是公司节能管理监督工作的归口管理部门。在节能领导小组的领导下，负责公司节能管理监督的日常工作。

2、节能办公室设立节能管理员，对公司各部门各级节能员的工作有业务指导和监督责任。

3、公司各单位、部室负责本单位及所管辖范围的生产与非生产用能的管理工作。

4、成立以总经理为组长的领导小组，并设三级节能网，各科室、分场、班组设节能员，实行统一领导，分级管理层层负责。

二、责任与权限

（一）节能管理体系

1、公司建立以总经理代表为组长的节能领导小组，并设节能办公室，领导全厂节能工作，负责贯彻上级有关方针、政策法规、审查我公司有关节能规划、措施、实施细则，协调各部门有关工作。

2、公司各部门成立以主任或科室负责人为组长的节能工作组，负责本单位的节能工作，编制实施本单位节能计划，指导班组开展节能工作，组织本单位节能项目的实施，并对其工作进行考评。

3、班组设有节能员，负责节能计划的实施和节能管理工作。

（二）公司节能领导小组

1、领导全厂节能工作，负责贯彻执行上级有关方针、政策、法规。

2、优化生产工艺结构，大力推进节能技术进步。

3、审定并落实本厂的有关节能规划、措施、实施细则，协调各部门之间节能工作。

4、组织召开三级节能网的工作会议。

5、组织有关人员定期对节能工作进行检查、分析、总结、考核。

6、审定全厂节能奖惩办法及节能奖励方案。

（三）节能办公室

1、协助公司领导组织编制全厂节能规划和节能实施计划。

2、定期检查节能规划和计划的执行情况。

3、对公司内各部门的技术经济指标进行分析和检查、总结，针对能源消耗存在问题，向公司领导提出节能改进意见和措施。

4、定期向节能管理机构和公司领导小组及有关单位报送有关能源统计报表。

5、做好全公司生产与非生产用能的检查、监督和考核工作。

6、做好生产与非生产用能、节能改造项目完成后的检测工作．

7、健全生产与非生产用能原始记录和统计台帐。

8、指导本公司各单位节能小组开展工作。

9、制定节能奖罚考核办法，拟定节能奖励方案，并负责实施。

10、协调开展以节能降耗为中心的各项劳动竞赛。

11、推广节能产品，淘汰高耗能设备，采用新技术、新工艺加强设备节能技术改造，并提出改进意见。

12、在生产调度中，加强设备的合理调度，以达到节能降耗的目的。

13、加强对运行指标的监督，检查监督日常生产中全公司各单位的用能情况。

14、组织协调车间开展运行小指标竞赛活动。

15、制订合理地设备运行方式，降低能耗。

16、加强运行指标的检查，并提出改进意见。

17、制定设备节能改造和更新计划、规划，并负责实施。

18、严格设备的工艺质量、技术要求，对不符合节能规定的设备，向设备责任单位下达整改通知。

（四）节能办主任

1、负责公司节能领导小组的日常工作。

2、负责组织编制全公司节能规划和节能实施计划。

3、定期检查节能规划和计划的执行情况，并向公司节能领导小组提出报告。

4、对公司内各部门的技术经济指标进行分析和检查，总结经验，针对能源消耗存在的问题，向公司领导提出节能改进意见和措施。

5、协助公司领导开展节能宣传教育、提高广大职工节能意识，组织节能培训，对节能员工的工作进行指导。

6、协助公司领导制定，审定全公司节能奖的分配办法和方案。

（五）节能管理员

1、在节能办公室主任的领导下，具体负责节能管理工作。

2、督促检查各车间节能工作的落实情况。

3、编制公司生产经营计划，并负责统计考核。

4、建立健全能源数据统计的原始记录、报表，力求做到资料齐全。

5、上报各种能源统计报表，做到准确、及时、全面。

6、组织各车间对设备进行技术革新和维护。

（六）各车间、科室节能员

1、在本单位节能组长领导下，负责本单位日常节能工作。

2、负责编制本单位节能规划和节能实施计划。

3、检查本单位规划和计划执行情况，并向本单位组长和节能办公室提出书面报告。

4、对本单位的技术经济指标进行分析检查，针对存在的问题向本单位组长提出改进意见和措施。

5、负责本单位节能培训，并对班组节能进行业务指导。

（七）班组节能员职责

1、在本单位节能组长和节能专职人领导下，负责班组节能工作。

2、认真执行本单位下达的节能计划，并组织实施。

3、检查本班组节能工作完成情况，针对存在的问题向本单位节能专职人提出报告和改进意见。

三、管理内容与要求

（一）节能基础管理

1、根据企业实际情况制定综合能耗考核定额及单项经济指标，制定能源规划和实施计划。

2、做好能源消耗的统计工作，并建立健全能源消耗原始记录和统计台帐。

3、各车间部门应根据国家计量法和计量工作规定，配备能源计量器具。能源计量器具的选型、精确度、测量范围和数量应能满足能源管理的需要，并建立校验、使用和维护制度。

4、属于强检的仪表，必须制定强检计划，及时进行联系上级有关部门进行强检，并保留强检证书。

5、节能办公室负责监督检查和指导能源计量器具的工作。并定期向公司节能领导小组报告，能源计量器具的配备、使用和校验情况。

6、节能工作是发电厂经济承包责任制的重要组成部分，应纳入整个电厂的生产经营工作中去。

7、节能办公室制定节能计划和各种能源消耗标准；发电标准煤耗率、供电标准煤耗率、厂用电率、发电水耗率、补水率、各种动力、电力设备的用油消耗标准，办公室负责各种机动车辆用油标准，并承包落实到各有关单位。

8、生产技术科并制定每月生产经营指标，按月度下达到各分管单位。

9、车间运行根据四值小指标竞赛办法考核。

10、各单位应把各种能耗定额分解落实到班组、建立能源使用责任制进行考核与经济责任挂钩。

11、非生产用能必须与生产用能严格分开，要加强对生活用能的管理，每月对非生产用电、用汽、用水抄表计量，建立原始记录，并抄报生技科备案。

12、定期对非生产用能进行巡检，发现问题及时处理。

13、节能管理员会同统计人员进行能耗分析，开展能量平衡工作，每月召开一次公司级节能分析会，总结经验，布置工作。

会议由公司节能领导小组组长主持，各单位节能组长参加并汇报各单位本月度的节能工作开展情况，公司节能专职人汇报公司节能工作情况。

14、三级节能网每季召开一次网员会议，总结分析上季度节能工作的开展情况，交流经验，布置工作任务。

三级节能网会议由公司节能领导小组副组长主持，三级节能网员参加。

（二）运行的节能管理

1、运行人员要树立整体节能意识，不断总结经验，使各项运行参数达额定值运行，以提高全厂经济性。

2、根据电网调度要求，确定机组运行方式，达到经济运行目的。

3、通过试验编制主要辅机运行特性曲线，在运行中，尤其是低负荷运行时，对辅机经济调度，开展辅机单耗竞赛。

4、落实配煤责任制，根据不同煤种及锅炉运行特性，研究确定掺烧方式和掺烧配比，并严格执行。

5、锅炉司炉要掌握入炉煤变化，根据煤的分析报告及炉膛燃烧工况进行燃烧调整、经常检查各运行参数是否与额定相等。否则应及时分析、处理，凡影响燃烧调整的缺陷，应通知检修及时消除。按规定及时清焦吹灰，根据煤种确定露点，努力降低排烟温度，提高锅炉效率。

6、改善操作技术，努力节约点火用油和助燃用油。

7、保持汽轮机在最有利背压下运行。合理调整循环水泵运行方式，每月进行一次真空严密性试验。当真空下降速度大干 400Pa／min（3mmHg／min）时，应检查泄漏原因，及时消除。在凝结器铜管清洁状态和凝结器真空严密性良好的状况下，绘制不同循环水温度出力与端差关系曲线，作为运行监督依据。

8、保持高压加热器投入率在95％以上，严格执行运行规程，保持高加旁路的严密性。

9、加强化学监督，做好水处理工作，严格执行锅炉定期排污制度，防止各通流部分发生腐蚀、结垢和积盐。

（三）设备维护和试验

1、加强设备管理，搞好设备检修和维护，坚持“质量第一”的方针，及时消除设备缺陷，使设备处于最佳状态。结合设备检修定期对锅炉受热面、空气预热器、汽机通流部分、凝结器和加热器等设备进行彻底清洗，以提高热效率。特别在大、小修期间，凝结器必须用高压水枪清洗铜管，凉水塔应进行除垢、清除泥污，疏通水增装置。

2、通过检修消除泄漏，建立查漏堵漏制度，检查设备存在的“跑、冒、滴、漏”现象并及时消除。

3、保持热力设备、管道及阀门保温良好。保温效果的检测应列入大修竣工验收项目，当年没有大修的设备也必须检测一次，由环境温度为25℃时，保温层表面温度不得超过50℃。

4、做好热力试验工作，除进行机组大修前后的热效率试验外，亦应进行特殊项目的试验，为设备评价和改进提供依据；还要进行主要辅机的性能试验，提供监督曲线以及经济调度的资料和依据。

5、每3～5年进行一次能量平衡测试工作，其中包括燃料、电量、热平衡要进行煤耗率、厂用电率及影响因素分析。

6、锅炉应进行优化燃烧调整试验，对煤颗粒度及其分配均匀性，一、二次风配比及总风量、炉膛火焰中心位置等进行调整试验。

（四）技术革新

1、节能改造工程项目，必须采用合理的先进工艺设备，其能耗不应高于国内先进指标。工程项目的可行性研究和初步设计，必须有合理利用能源的专题论证，凡不符合节能要求的项目，生技科不予立项。

2、各有关单位应编制节能改造的中长期规划和节能计划，并组织实施。

3、在设备更新中，已被淘汰的产品不得购进和更换。在用被淘汰产品必须制订更换计划并于限期内更换。

4、节能技术改造资金，从设备折旧资金和企业留用的生产基金中开支，重点节能技术改造项目，要优先安排计划，安排资金，落实单位和项目负责人，并组织实施，专款专用。

5、保持炉膛及尾部受热面清洁，提高传热效率。

6、保持锅炉顶部及护墙的严密性，采用新材料、新工艺或改造原有结构解决漏风问题。

7、对高耗能的辅机配套电机，应结合检修，有计划、有步骤地改为节能型电机

（五）燃料管理

1、加强燃料管理，根据市场变化提高进煤质量，做好煤炭的检斤、检质、取样化验、亏吨索赔等工作。

2、做好燃料接卸工作，做到按规定的时间和要求将燃料卸完、卸净。

3、入炉煤皮带称运行正常，实物校验均在合格范围内。

4、用于煤质检验的煤样，应保证取样的代表性，要符合标准要求的自动采样，并按规程规定进行工业分析。

5、煤场的管理应合理分类堆放，防止自燃和发热量损失。配合运行部应每月进行一次煤场盘点。

（六）节约能源

1、加强全公司的用能管理和考核，采取有效措施加强用水、用汽、用电的计量，严禁能源的流多和浪费。

2、千方百计节约用水，根据厂区水量和水质情况，进行全厂水量平衡，并以此进行控制和调整。

3、对水的闭式循环冷却系统，要采取防止结垢和腐蚀的措施，并根据厂区供水条件，经过计算，制订出经济合理地循环浓缩倍率范围。

4、充分回收利用各冷却水。

5、要减少各种汽水损失，合理降低排污率。做好机炉等热力设备的疏水、排污及启、停的排汽和放水的回收。汽水损失率不大于2％（不包括机组启停以及供热燃油用汽不回收部分）。

6、控制非生产用汽的用量，非生产用汽的热损失应从发电煤耗中扣除。

7、严格非生产用电的控制，严禁长明灯现象存在。

四、检查与考核

1、公司节能领导小组每年举行一次节能先进单位评选活动，对节能工作中做出显著成绩的单位和个人予以表彰和奖励。

2、节能办公室应不定期对全公司节能工作，生产和非生产用能工作进行检查，发现问题及时通知有关单位限期整改。

3、鼓励全公司职工积极参加节能工作，对节约能源提出合理化建议的，根据建议采纳后的经济效益，按国家有关规定对建议人予以奖励。对建议未采纳者予以鼓励。以保持职工为节能降耗提出合理化建议的积极性。公司鼓励职工对浪费能源现象提出批评。

4、对节能降耗项目，经节能办公室核实，公司节能领导小组批准，可按国家有关规定，提出节约能源奖金予以奖励。节能项目凡是预期未完成的单位，根据情况提出批评，扣除节能奖，并限期完成。限期仍完不成者，除追究单位负责人责任外，加扣月度奖，并取消单位当年评先资格。

基于节能发电调度优化模型的探究 篇5

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

考虑电网安全约束的节能发电调度 篇6

经济调度(Economic Dispatch,ED)是电力系统运行中一类典型的优化问题,其目的是在满足负荷需求和各项运行约束条件的基础上,合理分配各台机组负荷使得系统发电成本最低。ED对于提高系统运行的经济性和可靠性都具有重要意义[1]。近年来,全球能源危机和环境问题愈演愈烈,仅考虑经济效益的传统ED不符合资源节约型和环境友好型的社会发展战略。为此,我国专门制定了《节能发电调度办法(试行)》,旨在保证电网安全稳定运行的前提下,实现电力工业的节能减排[2]。

目前,已有大量文献针对节能发电调度问题进行了探索和实践。文献[3]建立了以发电能耗最少为目标函数的发电调度优化模型,并将其应用于四川电网发电实时调度;文献[4]提出了综合考虑煤耗和有功网损的ED模型;文献[5]建立了市场环境下兼顾购电费用和煤耗的发电调度模型。然而,上述3类模型均忽视了燃煤火电机组在发电过程中产生的污染气体对环境造成的负面影响。事实上,减少污染气体排放也是节能发电调度的一项重要内容。文献[6]将污染物排放量限制直接加入到ED模型的约束条件中,该方法存在由于排污指标选择不当而导致模型无可行解的缺点。文献[7,8,9]将燃煤机组的发电成本最小和污染气体排放量最小同时作为目标函数,构建了电力系统环境经济调度模型,但只考虑了发电侧的负荷最优分配,忽略了系统安全约束,所得调度方案不能保证电网运行在安全区域。

本文构建的节能发电调度模型以同时减少系统发电成本、有功网损和污染气体排放量为优化目标,并计及了支路潮流、系统备用等安全约束条件。针对模型呈现出多目标、多约束、非线性的特点,联合采用多目标优化和多属性决策技术对其进行求解。最后,以IEEE 30节点系统为例来验证所提发电调度方法的合理性和有效性。

1 节能发电调度模型

1.1 目标函数

(1)发电成本

对于燃煤火电机组,通过减少发电成本可达到节约一次能源的目的。燃煤机组的耗量特性一般可采用二次函数来表示,则系统发电成本F为:

式中:NG为系统内机组数;ai、bi、ci为机组i的发电成本系数;Pi为机组i的有功出力。

(2)有功网损

对于电力系统,通过降低网络损耗可达到节约二次能源的目的。有功网损Ploss可表示为:

式中:NL为支路数;Gk为支路k的电导;Vi和Vj分别为节点i和j的电压幅值;θij为节点i和j间的电压相角差。

(3)污染气体排放量

燃煤机组排放的污染气体主要有硫氧化物、氮氧化物等,各气体排放量都可与机组有功出力建立函数关系。不失一般性,本文采用了污染气体综合排放模型:

式中:E为污染气体总排放量;αi、βi、γi、ζi、λi为机组i的污染气体排放量系数。

1.2 约束条件

(1)功率平衡约束

计及系统网损的功率平衡约束为:

式中:PD为系统负荷需求。本文通过交流潮流计算来获取网损,因此功率平衡约束可采用非线性潮流方程来代替.即.

式中:PGi、QCi分别为节点i的机组有功出力和无功出力;PDi、QDi分别为节点i的有功负荷和无功负荷;Bij为支路i-j的电纳。

(2)机组出力约束

式中:Pimax、Pimin分别为机组i的有功出力上限和下限。

(3)机组爬坡约束

式中:P0i为机组i在前一调度时段的出力;URi、DRi分别为机组i功率上升量和下降量的限值。若计及机组爬坡约束,需将式(6)修正为:

(4)支路潮流约束

式中:SLi、Slimax分别为支路i传输的功率及上限。

(5)备用约束

式中:SR为系统的备用需求,可取为系统当前调度时段总负荷的10%。

1.3 数学模型

综上所述,节能发电调度的数学模型可表示为:

式中:P为各机组(不含平衡机)有功出力构成的控制向量,P=[P2,P3,…,PNc]T,平衡机的有功出力P1通过潮流计算获取;h、g分别为等式约束和不等式约束。

2 模型求解

2.1 总体思路

节能发电调度是一类典型的多目标优化问题,各目标之间是相互冲突的,1个目标的改善有可能引起另1个目标性能的降低。与单目标ED问题的本质区别在于,多目标发电调度问题的最优解不是唯一的,即不存在使发电成本、有功网损、污染气体排放量同时达到最小的解,而是存在1个非劣解的集合,称为Pareto最优集。因此,求解模型(11)的目的是找到其Pareto最优集,并根据Pareto前沿的分布情况进行决策,为运行人员提供最优调度方案。鉴于此,本文联合应用多目标优化和多属性决策技术对模型进行求解。

2.2 多目标优化

多目标进化算法(Multi-objective Evolutionary Algorithms,MOEAs)的兴起为多目标优化问题的求解提供了1种新思路。这类方法的优点是无需事先给出目标函数之间的优先关系,运行人员只需从Pareto最优集中选择出满足要求的折中方案。目前,以遗传算法、粒子群算法为框架的MOEAs已经被用来求解多目标发电调度问题。多目标差分进化[10]是一种较新的MOEAs,具有收敛速度快、所得Pareto最优解分布均匀等优点。与大多数进化算法一样,多目标差分进化存在控制参数难以选择的缺点。为避免繁重的参数试探工作,文献[11]引入自适应调整控制参数策略,提出了一种自适应多目标差分进化算法(Self-adaptive Multi-objective Differential Evolution,SaMODE)。本文利用SaMODE来获取模型式(11)的Pareto最优集,算法流程见文献[11],在此不详述。

2.3 多属性决策

基于信息熵的多属性决策方法[12]具有概念清晰、计算简单等特点,在电力系统相关研究中获得了大量应用。应用熵权决策法从Pareto最优集中提取出最优调度方案的步骤如下:

(1)建立规范化决策矩阵。设包含有关n个方案m个属性的决策矩阵为A=(aij)n×n,规范化决策矩阵为R={rij}n×m,由于发电成本、有功网损、污染气体排放量均为成本型属性,则:

(2)建立列归一化矩阵

其中,

(3)计算第j个属性输出的信息熵

当时,规定。

(4)计算属性权重向量w=(w1,…,wm),

其中,

(5)计算各非劣解的综合属性值

(6)依据zi(w)的大小对非劣解进行排序,综合属性值最大的解即为最优调度方案。

3 算例分析

IEEE 30节点系统共有6台发电机组,有功负荷为283.4 MW,不计机组爬坡约束,系统单线图见文献[13],机组参数如表1所示。

在多目标优化阶段,SaMODE的种群规模设为30,最大迭代次数取500,求得Pareto'前沿如图1所示,Pareto最优集中分别代表发电成本最小、有功网损最小、污染气体排放量最小的极端解见表2。

由图1、表2可得:

(1)采用SaMODE求出的Pareto最优解在目标空间上分布较均匀,可为各目标函数之间的权衡提供丰富的信息。

(2)若运行人员以降低能耗为目标,当选择发电成本最小或有功网损最小的调度方案时,对环保不利;若运行人员选择污染气体排放量最小的调度方案时,则以增加能耗为代价。因此,需要权衡各方面的因素,充分利用Pareto最优解本身的信息,辅助运行人员作出决策。

在多属性决策阶段,利用Pareto最优解构成决策矩阵,采用熵权法求出属性权重向量为w=(0.0078,0.9109,0.0813),由式(16)计算出各非劣解的综合属性值并进行排序,从而得出最优调度方案,见表3。为验证本文模型的有效性,表3还给出了系统初始调度方案和不计及安全约束情况下的最优调度方案。

由表3可知:

(1)优化后的调度方案与初始调度方案相比,一次能耗、二次能耗和污染气体排放量均有了显著的降低。

(2)在不计及安全约束的情况下得出的最优调度方案出现了支路潮流越限,电网运行存在安全隐患;计及安全约束后得出的最优调度方案能满足支路潮流约束。由此表明了在发电调度模型中计及安全约束的必要性。

记系统初始负荷为PL,表4给出了负荷需求分别为1.05PL、1.1PL、1.15PL时的最优调度方案。可以看出,本文方法可应用于不同负荷需求下的发电调度优化,对负荷波动具有较好的适应性。

4 结论

本文建立了多目标优化发电调度模型,该模型以同时降低系统发电成本、有功网损和污染气体排放量为目标函数,并考虑了支路潮流、系统备用等安全约束。联合应用多目标优化和多属性决策技术对模型进行求解,利用自适应多目标差分进化算法来获取Pareto最优集后,采用熵权决策法辅助运行人员提取出最优调度方案。IEEE 30节点系统算例结果表明,所提方法能在降低能源消耗的同时,减少污染物排放,可为节能发电调度提供参考。

摘要：对传统电力系统经济调度模型进行修正。以发电成本、有功网损和污染气体排放量最小为目标,构建了节能减排环境下的多目标发电调度模型,模型中计及了支路潮流约束和系统备用约束。针对模型呈现出多目标、多约束、非线性的特点,结合多目标优化和多属性决策技术对其进行求解。利用自适应多目标差分进化算法求出Pareto最优集后,采用熵权决策法从中提取出最优调度方案。IEEE 30节点系统算例结果验证了所提发电调度方法的有效性。

节能发电调度论文 篇7

日前调度的相关技术支持系统广泛应用于各区域电网[1]、省网。华北电网安全节能发电调度日前调度功能的核心算法就是安全约束机组组合(SCUC)。本系统包含SCUC和安全约束经济调度(SCED)两大功能,既优化机组组合又完成机组的经济调度,并满足各种安全约束和各类辅助服务需求。本系统的日前调度可实现节能发电调度、电量进度发电调度、成本调度、市场竞争[2]等调度模式。

SCUC属于包含整数的优化问题[3],该问题的研究最早可追溯到20世纪40年代,有多种求解方法,如优先顺序法[4]、动态规划法[5]、拉格朗日松弛法[6]、遗传算法[7,8]等。优先顺序法属于依靠直观判断或调度经验寻找最优解,该方法没有严格的理论依据,但计算速度快,至少能够给出一个次优解;动态规划法是解决多时段决策过程最优化的一种数学方法,通过枚举各种可能的组合状态寻找最优解,但随着时段和机组个数的增加,该方法会出现维数灾;拉格朗日松弛法是求解优化问题的常用算法,可解决含整数变量的机组组合问题[9],但该方法较为复杂,迭代过程中可能会出现振荡;遗传算法等一些智能优化算法虽然计算鲁棒性较好,但是优化过程不透明,工程应用中不利于优化结果的解释。

华北电网安全节能发电调度辅助决策系统采用混合整数规划[10]建立SCUC模型,通过分支定界法求解SCUC模型。为保证算法的工程实用性,在建立优化模型时进行了适当的工程处理,引入violation和violation penalty weights两类参数,确保优化模型始终有解。目标函数构造方面,本系统由费用和约束惩罚2部分组成。

1 日前调度功能

日前调度模块考虑电力电量平衡、发电设备安全约束、输电网络安全约束、辅助服务需求等多种约束条件,编制以15 min为时间间隔的日发电计划和辅助服务计划。通过调整优化目标系数和violation penalty weights,日前调度模块能够支持节能发电调度、电量进度发电调度、成本调度、市场竞争等多种日前计划编制模式[10]。

2 日前调度优化模型

日前调度优化模型对电力系统进行了合理的简化,通过建立、求解线性混合整数规划模型[11]来实现日前调度功能。

2.1 本系统日前调度优化模型

日前调度模块在不改变优化模型的前提下,通过改变部分参数就可以实现多种调度模式。

$\min {\displaystyle \sum _{i,t}C}{}_{i,t}y{}_{i,t}{\rm P}{}_{i,t}+C{}_{i,t}^{\text{a}}y{}_{i,t}{\rm P}{}_{i,t}^{\text{a}}+C{}_{i,t}^{\text{u}}U{}_i+W{}_{i,t}V{}_{i,t}(1)$

$\text{s}.\text{t}.{\displaystyle \sum _i{\rm P}}{}_{i,t}+V{}_{p,t}\ge {\rm P}{}_{d,t}(2)$

${\displaystyle \sum _i{\rm P}}{}_{i,t}^{\text{a}}+V{}_t^{\text{a}}\ge {\rm P}{}_t^{\text{a}}(3)$

${\displaystyle \sum _{i}S}{}_{i,l}({\rm P}{}_{i,t}+{\rm P}{}_{i,t}^{\text{a}})-V{}_{l,t}\le {\rm P}{}_{l,\max }(4)$

$\frac{1}{4}{\displaystyle \sum _t{\rm P}}{}_{i,t}+V{}_w\ge W{}_i(5)$

-yi,tri,t≤yi,t(Pi,t+Pai,t-Pi,t-1)≤yi,tri,t (6)

yi,tPi,min≤yi,t(Pi,t+Pai,t)≤yi,tPi,max (7)

yi,tPai,min≤yi,tPai,t≤yi,tPai,t,max (8)

Vi,t≥0 (9)

式中:Pi,t为机组i有功;Ci,t为机组i单位有功对应的系数,不同含义的系数可以实现不同的调度模式;Pai,t 为机组i提供辅助服务;Cai,t 为机组i提供单位辅助服务的系数;Ui为机组启动变量,为0,1变量,机组启动时为1,其余状态为0;Cui,t 为机组启动的费用或成本;Vi,t为Vp,t,Vat ,Vl,t,Vw的集合。式(2)表示t时段电力平衡。式(3)表示t时段辅助服务满足需求。式(4)表示各元件不过载,Si,l为机组i对元件l的灵敏度系数。式(5)表示机组i全天电量之和不低于分解到日的合同电量。Vp,t,Vat ,Vl,t,Vw分别代表功率平衡约束、辅助服务需求约束、元件过载约束、合同电量约束的violation项,当这些变量大于0时表明对应的约束条件被突破。式(6)、式(7)分别表示提供主能量和辅助服务需求后满足机组爬坡约束、最大最小技术出力。式(8)表示机组提供的辅助服务满足其辅助服务提供能力。

2.2 violation和violation penalty weights

传统的优化模型由优化变量、目标函数、约束条件3部分组成。其基本形如下式所示:

min CX (10)

s.t. BX≥A (11)

X≥0 (12)

式中:X为优化列向量;B,C,A分别为对应的系数矩阵、系数行向量和列向量。

在工程实践中,该优化模型可能无解,原因在于约束条件之间存在矛盾。例如日前调度优化模型中,满足某地区负荷需求,就会造成某些元件过载,2个约束条件无法同时满足,此时应用式(10)~式(12)的优化模型计算无法收敛。

为解决该问题,本系统引入violation和violation penalty weights两类参数,方法如下,在约束中加入violation项,作为优化变量,将violation与violation penalty weights相乘加入到目标函数中,violation penalty weights是远大于Ci的常数:

min CX+WV (13)

s.t. BX+V≥A (14)

X≥0 (15)

V≥0 (16)

当式(11)中的约束条件不发生矛盾,即式(10)~式(12)有解时,由于Wi远大于Ci,因此Vi被优化为0,此时式(10)~式(12)与式(13)~式(16)完全等价。当式(11)中部分约束条件相互矛盾,在式(10)~式(12)的优化模型中无法同时满足时,可以通过变量V保证式(14)中的约束条件得以满足。对应到式(11)中即为相互矛盾的约束条件,部分得以满足,部分被突破,Vi所对应的Wi越大,该约束越不容易被突破。

相对式(11)而言,式(14)中约束条件都可以被突破,被突破的约束产生大于0的Vi,因此目标函数中感受到一个较大的整数WiVi,Wi越大,对应的约束条件越不容易被突破。正是violation的加入,保证了式(13)~式(16)永远有解,violation penalty weights的加入为约束条件被突破的可能性分了等级,violation penalty weights越大对应的约束条件越不容易被突破。由此而建立的优化模型既保证工程实用性,又符合客观实际性。

2.3 多种调度模式的实现

通过系数C和权重W,该优化模型可以实现多种调度模式。Cit取煤耗曲线时,就实现了节能发电调度,此时目标函数含义为耗煤量最小。将煤耗曲线乘以煤价就实现了成本调度。如果用报价曲线替代Cit,目标函数则转变为社会福利最大化,此时的优化模型可以实现市场竞争调度,并能计算出节点边际电价[12]。如果将所有机组的Cit取相同的曲线,优化过程则忽略机组之间的费用差异,电量进度约束起主要作用,此时的优化模型代表电量进度调度模式。同理,对辅助服务的系数C取不同含义的数值,该模型同样可以实现不同的优化含义,如考虑报价辅助服务优化、成本的辅助服务优化、节能的辅助服务优化等。

日前调度模块所采用的模型是基于准交流潮流模型(改进直流潮流模型加相应的补偿),无法精确考虑无功影响。为了精确校核日前调度结果,本系统开发了研究态全网络多时段安全校核功能。该功能可以选择多个时间节点对日前调度结果进行精确的交流潮流校核,确保日前调度结果满足安全运行要求。

3 功能流程说明

以上介绍本系统所采用的SCUC模型,以及将其工程实用化的方法。本节从工程应用的角度介绍日前调度、研究态全网络多时段安全校核。

日前调度功能需要的数据有:全天96点的负荷预测以及96点辅助服务需求,次日检修计划,96点联络线计划,固定出力安排(如某些机组因实验要求,需要在某一时间段内执行一条固定出力曲线,因而不参与优化),机组性能下降信息(如由于煤质下降或辅机设备缺陷造成机组最大技术出力下降、最小技术出力上升、爬坡速率下降等信息)。根据以上信息优化机组出力及辅助服务需求。

为了加快计算速度,日前调度采用SCUC+SFT(同时可行性测试)+SCUC的流程。首先指定几个显著的阻塞断面作为支路约束条件进行第1次SCUC优化。根据优化结果运行SFT扫描。SFT的作用是进行潮流计算,根据计算结果判定哪些支路越限,将新发现的越限支路作为约束条件添加到SCUC模型中,进行第2次优化。根据工程实际应用情况一般进行一次SFT计算就可以捕捉到绝大多数阻塞线路。这样既减少了SCUC模型的维度、缩短了计算时间,又保证优化结果可以被工程应用接受。根据网络的实际情况也可以采用SFT与SCUC多次迭代的流程。流程如图1所示。

为确保日前调度结果无安全隐患,采用研究态全网络多时段安全校核对日前调度结果进行分析。将日前调度结果作为输入量,计算多时段全网络交流潮流,网损不平衡量由自动发电控制(AGC)机组承担。校核结果可显示网络越限情况,并提醒调度人员。根据越限提示,调度人员调整部分机组计划,以确保发电计划结果满足电网安全运行。

4 算例

以节能调度和电量进度发电调度为例说明日前调度功能。系统负荷预测、辅助服务需求见图2。

在相同的拓扑结构下,分别应用节能发电调度和电量进度发电调度安排次日发电计划。选取600 MW机组a和200 MW机组b的结果进行分析比较。表1为5个点的煤耗微增率。

图3为节能调度下机组a,b的日前调度结果。由于机组a容量大、效率高、煤耗微增率低,因此在次日发电计划中几乎满发,机组b容量小、效率低、煤耗微增率高,全天几乎压机组下限运行。

图4为电量进度调度下机组a,b的日前调度结果。在电量进度调度模式下,机组煤耗曲线相同,全天电量按照负荷曲线的形状分配到各机组上,以此保证各机组以相同的发电进度完成计划电量。

图5为电厂c的机组组合结果(在0:00所有机组均处于开机状态),该厂拥有3台60 MW机组,机组煤耗微增率偏高。在下半夜负荷低谷的情况下3台机组均被优化停机。

5 结语

华北电网安全节能发电调度辅助决策系统中的日前调度功能实现了SCUC在大电网多机组电力系统中的实际应用。本系统突破传统优化的建模方法,将目标费用与约束惩罚项有机结合后作为目标函数。所有的约束条件均为软约束,可以突破,由此保证了计算收敛。研究态全网络多时段安全校核功能确保日前调度结果满足安全运行要求。该系统为调度人员提供了多种优化目标的调度手段,实现了节能发电调度、电量进度发电调度、成本调度,同时为将来市场竞争、采用节点边际电价定价体系提供了技术支持和保障。

摘要：华北电网安全节能发电调度辅助决策系统中的日前调度模块实现了机组组合和安全约束经济调度两大功能,制定日发电计划既符合各种安全约束又满足各类辅助服务需求。采用同一个优化模型,通过修改输入信息实现节能发电调度、电量进度发电调度、成本调度、市场竞争等多种调度模式。引入violation和violation penalty weights两类参数,确保优化模型始终有解,满足工程实际应用的要求。采用同时可行性测试与优化计算相迭代的方法缩短了计算时间。日前调度模型为混合整数规划模型,采用分支定界法进行求解。为了精确校核日前调度结果,该系统开发了研究态全网络多时段安全校核功能,选择多个时间节点对日前调度结果进行精确的交流潮流校核,确保日前调度结果满足安全运行要求。

关键词：安全约束机组组合,安全约束经济调度,混合整数规划,分支定界法

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[11]The ILOG CPLEX website[EB/OL].[2008-04-04].http://www.ilog.com/product/cplex.

节能发电调度论文 篇8

建设“资源节约型、环境友好型”[1]社会的总体战略,迫切要求对现行发电调度方式进行改革。为此,国务院颁布了《节能发电调度办法(试行)》[2],要求降低能源消耗,减少污染物排放。

目前,作为电能计划重要组成部分的月度电能计划,传统方法基本上采取平均分配发电量及利用小时数的模式[3,4],相对简单和粗略,与节能减排发电调度不相适应。因此,应合理改进发电调度模式,积极促进节能、环保、经济调度的实施[5]。

根据《节能发电调度办法(试行)》规定:“同类型火力发电机组按照能耗水平由低到高排序,节能优先;能耗水平相同时,按照污染物排放水平由低到高排序”。根据此办法,省级电网的主要机组发电序位大致为:(I)风电单元;(II)水电单元;(III)按“以热定电”方式运行的燃煤热电联产机组;(IV)非供热火电机组。

结合我国目前许多省份的实际电源结构分布情况,对月度电能计划制定问题,可依据上述发电序位,首先将第(I)、(II)、(III)类发电单元列入组合方案,而第(IV)类非供热火力发电单元具体组合方案则需要结合机组能耗和污染物排放水平以及该类单元计划电能总空间等信息确定。由此可见,第(IV)类非供热火电机组实际上充当了边际类机组集合的角色,它们成为制定月度电能计划的主要对象[6,7,8,9]。其中,文献[7-9]的三种方法能够适应不同应用侧重的需求:综合耗量优化法[7]可考虑月度电量波动特性及其对综合耗量非线性的影响;综合成本加权法[8]可在负荷率偏差调整约束范围内、根据多指标综合加权的结果对相关发电单元/机组的月度电能交易计划进行适当调整;负荷率偏差法[9]可在负荷率偏差调整约束范围内、根据多指标综合排序结果对部分发电单元/机组的月度电能交易计划进行适当调整。文献[7-9]的方法是介于传统方法与节能调度方法之间的一种折中和过渡,凡是未关停的直调机组均能获得相当比重的电能计划指标,其执行节能减排调度的力度不够彻底,有待改进。

基于上述分析,本文研究了节能发电调度模式下如何模拟制定非供热火力发电单元月度电能计划的方法,在综合考虑煤耗和污染物排放水平的条件下,给出了非供热火电单元月度电能计划组合方案和具体形成月度电能计划的计算方法,并将该方法计算结果与传统方法计算结果进行了对比分析,以侧重考察对系统相关因素的影响。

1 非供热火电单元组合方案与月度电能总空间分解方法

1.1 有关电能空间之间的相互关系

设非供热火电单元集合待制定计划月份的发电口径电能总空间为W,它需要依据机组能耗和污染物排放水平等信息,分解到各个非供热火电单元。其中,哪些非供热火力发电单元参与W的分解决定了最终的组合与计划方案。组合方案与计划值可以在一个过程中同时完成。

设可能参与W分解的非供热火力发电单元总数为N,第i单元最终分解的电能子空间为Wi,它们满足如式(1)关系:

对Wi等于0的单元,表示其未能进入月度电能计划组合方案。

当求得Wi后,随后的工作就是将其分解到计划月份的某一天中。设分解到第d天(设计划月份共有D天)的电能值为,则其满足关系:

式(3)表示所有非供热火电单元某日的电能分解值之和应等于该日的此类发电单元集合的总发电空间W(d),它由该日的负荷系数乘以W得到。

上面阐述了非供热火电单元集合发电口径月度电能总空间、各单元电能子空间及其每日的分解值之间的关系。接下来重点分析如何进行分解以及如何确定组合方案的问题。

1.2 组合方案与月度电能总空间的分解

将月度电能总空间W分解到各单元的具体步骤如下:

a)非供热火电单元能耗与排放指标的分档与单元组合优先级的确定

设第i个单元单位电能煤耗平均水平为αi1,g/k Wh,单位电能污染物排放综合治理成本为αi2,元/k Wh,单位电能上网电价为Pri,元/kWh。

依据《节能发电调度办法(试行)》:“同类型火力发电机组按照能耗水平由低到高排序,节能优先;能耗水平相同时,按照污染物排放水平由低到高排序”。对月度电能计划,可以参照上述精神执行。

对所有非供热火电单元,依据αi1的最大和最小值,进行单位电能煤耗平均水平分档处理;类似地,依据αi2的最大和最小值,进行单位电能污染物排放综合治理成本分档处理。具体分档数量如下:

式中:α1step为单位电能煤耗平均水平分档间距,g/k Wh;α2step为单位电能污染物排放综合治理成本分档间距,元/k Wh;α1max、α1min分别为单位电能煤耗平均水平的最大和最小值,g/k Wh;α2max、α2min分别为单位电能污染物排放综合治理成本的最大和最小值,元/k Wh。

由式(4)和式(5)可知,当

时(k1=1~Mα1),该单元单位电能煤耗平均水平被归到第k1档;当

时(k2=1~Mαα),该单元单位电能污染物排放综合治理成本被归到第k2档。

于是,非供热火电单元被组合的优先级次序按如下方式确定:

按照单位电能煤耗平均水平档次数值由小到大排序,小者优先;单位电能煤耗平均水平档次相同时,按照单位电能污染物排放综合治理成本档次数值由小到大排序,也是小者优先。于是N个非供热火电单元就被赋予了不同的组合优先等级,记为Kpri∈[1,N]。

b)组合优先级高的单元(Kpri数值低者)的月度电能子空间的确定

设优先级处于第1~Kpr的单元已经正式进入组合方案,且其月度电能子空间也已经求得,接下来就要决定优先级等于Kpr+1的单元是否进入组合方案?如果正式进入组合方案,其月度电能子空间又应该是多少?

设优先级等于Kpr+1的单元原先的单元序号为i,则其是否被组合以及月度电能子空间结果由下述关系确定:

其中,

式中:ΔW为优先级处于第1~Kpr单元承担电能计划后剩余的发电空间,万k Wh;Ci为第i个非供热火电单元装机容量,万kW;为第i个非供热火电单元计划月份第d天的检修容量,万kW;为第i个非供热火电单元计划月份第d天检修容量对应的检修小时数,h;ρi为第i个非供热火电单元相对于额定容量的负载率。

可以通过整定不同的ρi,对节能减排发电调度的力度进行动态调整。在过渡期,为防止高性能机组占有了过多的电能计划空间、导致给其他相对低性能机组所剩余的电能计划空间较小的问题,可以根据具体情况将ρi整定得略低些;经过一段时间后,ρi可以随着节能减排发电调度力度的不断提高而逐步增加,例如600 MW大机组的ρi最终可以提高到0.9或0.95左右,以便充分发挥高性能大机组的节能减排优势。

至此,就求得了依照《节能发电调度办法(试行)》而获得的各非供热火电单元月度电能子空间(等于0值为没能进入组合方案)。因此,上述过程同时完成了组合方案和月度电能子空间形成两件事情。

2 非供热火电单元月度电能计划编制方法

在第1节求得各单元月度电能子空间Wi后,接下来就要具体计算计划月份各单元的月度电能计划值。

设最终纳入月度电能计划组合方案的非供热火力发电单元集合为Ω,它包含的单元数≤N。

各单元月度电能计划值的计算过程如下:

首先根据各单元某日实际可用满容量发电量占Ω集合中总的可用满容量发电量的比重折算出第i个单元第d天的计划初值:

该式结果满足第d天Ω集合中所有单元计划值之和等于W(d)约束。

然后利用上述结果及Wi约束再按如下方式修正计划值:

只要各单元满足Wi约束,Ω集合自然就满足W约束。

由于由式(12)计算的结果,可能又不满足W(d)约束,故需要再次修正:

因此,利用式(12)和式(13)交替迭代若干次,就可以得到同时满足W(d)和W约束的解。

需注意,在上述交替迭代求解过程中,还需满足最大可发电量约束,即其值必须满足如式(14)关系:

至此,就求得了Ω集合中所有单元计划月份的具体计划值(分解到所在月份的每一天)。

3 算例

3.1 计算条件

设某系统内参与月度电能计划制定的直调非供热火力发电机组及其基础数据列于表1,其中,最后一列为由1.2节方法形成的机组组合优先等级(由于实际系统中暂缺乏具体排放数据,故表1优先等级主要依据能耗指标形成,当能耗指标相同时,具有脱硫装置的机组优先等级靠前);非供热火电机组集合某计划月份(以4月为例)的电能总空间为362 629万k Wh。4月份的负荷系数如表2所列。在计算过程中取发电企业平均购煤价格为480元/t,电网公司平均购电价格为0.60元/k Wh,另外,考虑到厂用、旋转备用率等因素,在计划模拟计算过程中,式(10)中的ρi取0.88。

3.2 发电计划及对电网相关因素的影响

为对照,表3给出了4月份按照节能发电调度模式和传统方式(有效单位容量等利用小时数)所获得的电能计划值。限于篇幅,表3只列出了各单元月度电能子空间计算结果。

由表3可见,对节能发电调度模式,部分性能低劣的机组,无法进入月度电能计划组合方案,处于无计划电能可分的境地。

与表3结果对应的电网公司购电成本、发电机组煤耗列于表4。

由表4可知:

(1)对传统方式,电网公司从非供热火电单元购电的总费用为127 265.51万元,而对节能发电调度模式,电网公司购电总费用增加到127 880.01万元,增量为614.5万元,增加率为0.4%。

(2)对传统方式,非供热火电单元的总煤耗为121.33万t,而对节能发电调度模式,煤耗降到119.17万t,降低量为2.16万t,降低率为1.7%。

(3)若以电网发电用煤平均价格480元/t估算,因节约2.16万t煤而折合节约的购煤成本为1 036.8万元。

(4)因节约2.16万t煤而减排的CO2量为:2.16万t×2 620 kg/t=0.565 92亿kg。若按火力发电厂CO2治理成本0.03元/kg(较低碳税率)估算,则可节约CO2治理成本169.776万元。随着碳税率的逐步上调,如增加到0.3元/kg比较正常的价位,则可节约CO2治理成本1 697.76万元。

此处只分析了在CO2减排方面的效益,如果再包括硫化物、氮化物、灰渣、废水等排放治理成本的节约效应,则效益会更加显著。

(5)由上述结果可得,节能发电调度模式相对于传统方式,正效益之和=燃煤成本节约量+CO2治理成本节约量(暂不计其他污染物治理成本节约效益)=1 036.8+1 697.76=2 734.56万元。该值减去电网公司购电成本上升量614.5万元,可得全系统(包括发电企业、电网企业、环境与社会)的净效益=2 734.56-614.5=2 120.06万元。可观的净效益为今后从市场机制角度设计能够使有关各方共赢的节能发电调度利益分配机制奠定了经济基础。

4 结论

本文方法基于节能发电调度序位表和组合方案,除考虑机组装机、检修、负荷系数等基本信息外,还侧重计及了火电机组的能耗、排放指标信息,有效地在月度电能计划制定过程中贯彻了节能发电调度精神。

计算结果说明,节能减排发电调度,在取得明显的节能减排效果的同时,电网公司的购电成本可能会随之上升。但全系统净效益可观的事实也为今后从市场机制角度设计能够使有关各方共赢的节能发电调度利益分配机制奠定了经济基础。

摘要：编制月度电能计划的传统方法主要基于平均分配发电量及利用小时数的方式,相对简单和粗略,与新形势下实施节能减排发电调度不相适应。提出了一种节能发电调度模式下制定火力发电单元月度电能计划的方法。该方法在给出节能发电调度序位表和组合优先级方案的同时,即可直接获得发电单元月度电能子空间。计划制定过程除考虑机组装机容量、检修、负荷系数等基本信息外,还侧重计及了火电机组的能耗、排放指标信息。算例表明,由新方法制定的月度电能计划,具有节约燃煤、减少污染物和CO2排放的效益,但也可能会引起电网公司购电成本的上升。

关键词：电力网络,火力发电单元,节能,减排,月度电能计划,发电调度模式

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节能发电调度论文 篇9

随着能源消耗量的不断攀升, 环境污染日益严重, 国家进一步加大了推行节能减排的力度, 加强了环境能源相关法律政策的制定与实施, 对重点污染源企业及高耗能企业提出了更严、更高的要求, 并把节能减排作为我国的一项基本国策。电力行业是一次能源耗能大户, 又是节能降耗和污染物减排的重点领域, 做好电力行业节能减排工作对于顺利实现我国的节能减排目标具有重要意义。

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, 按照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, 最大限度地减少资源消耗和污染物排放。

节能调度在电力系统的开展, 尚存在一些问题, 并对节能调度的进一步精细化管理和推广应用, 以及节能潜力的进一步挖掘造成了一定的障碍, 这些问题包括:供电煤耗的准确性评估、厂用电在机组间的合理分摊、发电耗能评估精细化、节能潜力分析、负荷调节能力等。因此, 在实施节能调度的主体电网公司, 需要研究与开发基于节能调度的发电侧能效管理系统, 并制定相关的技术管理标准, 有重点、有步骤地对以上问题加以解决, 得到的研究与开发成果可以在各网省公司进行共享及推广应用。

1 功能模块设计

针对存在的问题, 在基于节能调度的发电侧能效管理系统应用功能设计时进行了充分考虑, 结合试点电厂的实际情况提出了具体的解决方案, 在此基础上, 在南方电网公司电力调度控制中心完成了本系统软件平台的开发与建设。

1) 系统首页。展示实时负荷、出力系数、今日累计发电量、平均发/供电煤耗、SO2/NOx排放浓度等关键经济及污染物排放指标, 同时可以查看到最新的通知公告以及1个月内的自动报警滚动信息。

2) 运行监视。通过该功能可查看全网各电厂的基本信息介绍、厂级运行图和各机组主辅机的实时运行及性能计算结果监视图。性能计算内容包括:锅炉效率、空预器漏风率、煤质特性、过量空气系数、机组烟气污染物排放浓度;汽轮机热耗率、汽轮机汽耗率、汽轮机装置效率、再热蒸汽压损、主蒸汽流量、再热蒸汽流量、一二段抽汽量、高中压缸效率和真空度;一次风机单耗、送风机单耗、引风机单耗、磨煤机单耗、给水泵单耗、凝结水泵单耗、循环水泵耗电率、凝汽器端差、凝结水过冷度;机组效率、机组发电/供电煤耗率、机组厂用电率、机组累计运行小时数、机组可用率、机组负荷率、机组累计发电/供电量、机组烟气污染物排放量等。机组系统状态监视如图1所示。

3) 节能分析及节能对比。通过能损分析及对比找出影响机组能损的关键因素, 然后结合耗差分析方法对关键因素进行定量分析, 依据分析结果对影响机组的关键因素进行节能技改, 使全网的机组尽量处于高水平的运行状态。

4) 正反平衡。节能调度系统需要在线计算机组的煤耗。机组煤耗的正平衡计算方法公式简单, 只需测量入炉煤流量及燃煤低位发热量。利用反平衡计算方法计算煤耗的公式复杂, 需要参与的变量较多。该功能给出了分别利用正反平衡方法在线计算机组煤耗的结果对比及不确定度分析。

5) 负荷裕度。该功能可以通过对近期时间内机组制粉系统、锅炉受热面温度、主蒸汽压力、给水流量、汽机振动及辅机性能等相关运行参数的分析, 得到机组实时的可调最大负荷。不同时期的最大可调负荷与同期机组运行数据密切相关。计算得到的结果不仅可以指导机组的优化运行, 还能够及时了解全网各机组的负荷调节能力。

6) 煤耗曲线拟合。节能调度中用来排序的煤耗曲线通常采用最小二乘法由煤耗量与负荷拟合而成。而煤耗量与负荷数据由于不确定度、丢失数据或不一致数据的侵扰等原因, 往往会出现一些不符合要求的脏数据, 这些数据参与拟合会影响煤耗特性曲线的准确性。为了得到相对准确的煤耗曲线, 必须对得到的负荷、煤耗数据进行预处理。数据预处理的技术很多, 包括数据清理、数据集成、数据变换及数据归约等。曲线拟合可采用平滑法、排除法或区间排除法等预处理技术, 可以提高曲线的拟合效果。拟合效果可以用拟合优度来检验, 如误差平方和 (Sum of Squares for Error, SSE) 、方程确定系数R-square、修正方程确定系数 (Adjusted R-square) 及均方根误差 (Root Mean Squared Error, RMSE) 。在得到煤耗曲线的基础上, 可以得到煤耗量曲线及微增率曲线。煤耗曲线拟合结果示例如图2所示。

7) 报警管理。对各类报警信息进行测点配置管理、统计展示与查询。报警测点包含三限报警配置、趋势报警配置、变化率报警配置以及开关量报警配置。

8) 数据查询。数据查询主要是对实时数据库中的测点进行查询, 可以查看单个测点的实时值及历史值, 也可以通过成组的方式查看测点的实时值、历史值及趋势图。

9) 统计报表。南方电网公司报表主要包括全网的统计报表及各电厂的对标报表, 如电厂报表包括机组、锅炉、汽机的运行及性能报表等。

10) 系统管理及其他功能。用户通过系统管理功能来完成对用户权限的管理, 角色基于资源进行授权;菜单管理提供了对网站导航菜单和目录树的维护功能;日志管理提供了对系统记录的各类日志的查询功能;站点统计主要提供对用户登录次数的统计和菜单点击率统计分析功能;个人设置可实现对个人资料信息的管理;利用短信管理功能, 管理员可以给每个用户定制自己关心的生产信息, 将报警事件、电量等信息通过短信或邮件的方式发送给用户;短信统计可以按组织机构及用户对发送过的报警短信次数、实时短信次数、上报短信次数及总次数进行统计展示;信息查询可以按电厂、机组、测点名称、优先级、时间及报警状态等进行。

2 关键技术

2.1 供电煤耗正反平衡比对

各省节能调度系统中对供电煤耗的计算, 基本都是采用反平衡的计算方法, 存在着不确定度较大的问题。同时, 系统缺乏对数据实施校正、参考比对的机制和能力。所以, 有必要利用在线的正平衡计算方法对供电煤耗等性能指标进行参考比对, 以利于节能调度的科学化、精细化实施。其中煤耗的正平衡计算中只需测量入炉煤流量及燃煤低位发热量, 计算公式为:

其中, bg为正平衡计算煤耗, 单位为g/ (k Wh) ;B为入炉煤量, 单位为g;Qr为燃煤的低位发热量, 单位为k J/kg;Qs为标煤的低位发热量, 单位为k J/kg;Wf为发电量, 单位为k Wh。

目前, 电厂一般安装了电子称重式给煤机, 可随时得到较为准确的锅炉燃煤量, 为利用正平衡计算机组煤耗创造了有利条件。

2.2 煤质参数的在线计算分析

煤质参数的在线计量目前有多种实现手段[1,2,3,4], 但都存在一些缺点和限制。目前, 煤质信息的采集基本仍采用手动录入的方式, 存在一定的人为干扰因素。系统通过对锅炉燃烧后的烟气成分分析, 利用混沌优化算法给出了一套完整的电站锅炉入炉煤元素分析和低位发热量的在线监测模型与求解算法, 不仅适用于直吹式制粉系统的锅炉, 也适用于中间仓储式制粉系统的锅炉。该技术对初值选择基本没有依赖性, 技术安全可靠、投资少, 满足调度需求。通过系统计算得到的元素分析结果见表1所列, 其中电厂燃用煤质的低位发热量为20 680 k J/kg, 而通过系统计算得到的煤质低位发热量为21 215.84 k J/kg, 与计算低位发热量相比, 误差为2.5%, 可以满足工程要求。

2.3 机组厂用电的计算

通过基于节能调度的发电侧能效管理系统发电侧子站的建立, 结合现有的厂用电率计算方法, 对以往简单按机组功率分摊厂用电的方法改进, 可精确掌握各台机组的厂用电, 对机组供电煤耗在线计算的准确率有较大程度的提高, 改进主要体现在以下2个方面。

1) 励磁变处理。对于自并励型发电机组, 励磁系统用电量属于发电机系统发出电能时本体消耗的电量, 不应计入厂用电量。

2) 公用变处理。对按机组发电功率比例计算造成的公用变厂用电分摊不均问题, 采用对供给公用设备的电量分别进行计量的办法, 对每台机组供给公用设备的电量单独加功率表进行测量, 这样就可以清楚地计量出每个机组供给公用设备的功率, 进而可以准确地计算出每台机组的厂用电率。某公用设备功率测量如图3所示。

2.4 精细化耗能分析

节能发电调度主要以机组供电煤耗为主要参考指标进行发电排序和优化。为了更科学、全面地评价发电侧的能源消耗状态, 有必要开展基于节能调度的发电侧能效管理系统研究, 对发电侧锅炉效率、汽机热耗、发电机效率、厂用电等主要环节的耗能指标进行监测和能效分析, 有利于进一步深入掌握发电侧耗能情况。

2.5 发电主要环节节能潜力分析

通过对锅炉、汽机及厂用电等电厂主要生产环节节能潜力分析, 利用能损分析与耗差分析相结合的方法既可实时掌握系统各部分能损情况及节能潜力, 又可定量地根据影响量大小调整关键参数或对影响该参数的设备进行技改, 优化机组性能, 提高机组经济性。

通过能损分析中的各部分节能潜力值以及各部分能量损失比例, 可得出节能潜力较大、损失比例严重的量, 再通过能量流程图找出影响机组能量转换中损失最大的关键因素或过程, 最后通过耗差分析定量得出关键因素对供电煤耗的影响及影响量的大小, 对影响比较大的因素进行技改, 减少能量损失。

2.6 机组出力调节能力实时评估前期研究

利用反向传播 (Back Propagation, BP) 神经网络方法, 综合考虑制粉系统出力、锅炉受热面温度、主蒸汽压力、给水流量、汽机振动及辅机性能等相关运行参数[5], 可计算出机组的实时可调出力。该技术只需参考机组近期的实际运行数据, 适用于任何燃煤机组, 具有较为广泛的应用性, 既可以使电厂能够了解自身的实时发电能力, 又可以使电网根据各机组实时情况及时调整网内各机组出力, 以应对电网安全与经济运行的需要。实时负荷裕度计算结果见表2所列。

3 结语

基于节能调度的发电侧能效管理系统平台已于2013年下半年开发完成, 并于2013年底在南方电网公司电力调度控制中心正式上线运行。该系统的研究与开发, 可帮助发电节能调度企业较为全面、实时地掌握直调机组发电综合能效情况, 并指导相应电厂有针对性地开展节能降耗工作, 充分发挥节能发电调度的效益和作用。据此形成的节能调度管理方面相关的技术标准, 可为全网的节能调度提供重要的技术参考, 对于电网企业全面开展节能调度管理工作、提升节能管理水平具有重要意义。

摘要：针对电网实施节能调度时普遍遇到的煤质参数在线分析、机组厂用电精确计量、供电煤耗率在线正反平衡计算准确率对比、电网节能调度效果评估、负荷调节能力等问题进行深入分析, 提出了相应解决方案, 并在南方电网公司总调建立了基于节能调度的发电侧能效管理系统软件平台。该系统的应用使企业能够对全网发电机组综合能耗情况进行全面掌控和评估, 可以指导电厂有针对性地开展节能降耗工作。

关键词：煤质分析,正反平衡,负荷裕度,节能潜力,厂用电计算

参考文献

[1]程光坤煤质在线分析技术应用现状和功能定位分析[J].热力发电, 2009, 38 (2) :71-73.CHENG Guang-kun.Status quo of utilizing coal quality on-line analysis technology and orientation analysis of its function[J].Thermal Power Generation, 2009, 38 (2) :71-73, 84.

[2]潘晶.燃煤电厂应用煤质在线检测技术的现状及前景[J].东北电力技术, 2007, 28 (1) :43-47.PAN Jing.Current status and forecasting on on-line detecting technology of applied coal quality for coal-fired power plant[J].Northeast Electric Power Technology, 2007, 28 (1) :43-47.

[3]刘福国.电站锅炉入炉煤元素分析和发热量的软测量实时监测技术[J].中国电机工程学报, 2005, 25 (6) :139-145.LIU Fu-guo.Real time identification technique for ultimate analysis and calorific value of burning coal in utility boiler[J].Proceedings of the CSEE, 2005, 25 (6) :139-145.

[4]常建平.入炉煤元素分析和飞灰含碳量的软测量实时监测[D].北京:华北电力大学, 2006.