基于電力運營大數據分析實現節能減排

方世清

中國神華神皖能源有限責任公司 合肥 230041

摘要：研究解決全國火電機組出力系數普遍較低，旋轉備用率偏大的問題。通過對近年來安徽電網發電、用電負荷特性數據以及2014年全國大機組競賽的大量數據進行挖掘和分析，提出了解決問題的幾個方案：一是優化電力調度，減少機組在網運行時間；二是增加機組利用小時；三是優化機組設計，降低主輔設備出力富裕度，按IEC標準定義濕冷機組的銘牌；四是發電集團內部機組電量分配優化；五是國家能源局修訂電量偏差不大于2%的監管政策。據此可大幅提高火電機組的出力系數，降低旋轉備用率和發電煤耗，減少主要污染物排放量，實現企業經濟效益和社會效益雙豐收。

關鍵詞：出力系數；優化電力調度；優化機組設計；節能減排

doi: 10.11959/j.issn.2096-0271.2015043

Based on the Power Operating Data Analysis to Achieve Energy Conservation and Emissions Reduction

Fang Shiqing

China Shenhua Shenwan Energy Co., Ltd., Hefei 230041, China

Abstract: To solve the questions that the thermal power unit efficiency coefficient is generally low and spinning reserve ratio is large, amounts of data mining and analysis about the electricity load characteristic data of power generation in Anhui power grid and the 2014 national competition in the large sets have been done in recent years. The five solutions were proposed. The proposed solutions can dramatically improve the efficiency coefficient of thermal power unit. At the same time, spinning reserve rate, the power generation coal consumption and the main pollutant emissions will be reduced. Thus, the enterprise economic and social benefits will be double achieved.

Key words: efficiency coefficient, optimization of power dispatch, optimize the design of the unit, energy conservation and emission

1

引言

在國家《煤電節能減排升級與改造行動計劃》（以下簡稱“行動計劃”）、安徽“新電改”和光伏扶貧試點省等系列政策推動下，給安徽火電行業帶來了新的機遇和挑戰。優先消納新能源電量等政策，推動了光伏和風電項目的快速發展。在夏季的高溫天氣，光伏發電最大限度地彌補了尖峰時刻火電的出力，有效降低火電機組的峰谷差，風電又加大了火電的調峰深度。新電改兩頭放開政策對火電企業推動能源技術革命、降低工程造價、降低運營成本、提高管理水平提出了更高的要求。新常態下用電增速放緩，新增火電項目可能會采用市場化方式來運作，發電企業競相與電力用戶直接簽訂長期的量價協議，上網電價低于現行的標桿電價。因此，對火電投資將更加慎重，對于來之不易的火電新項目，如何運作才能給企業和社會帶來更大的效益是必須要思考的問題。

2

安徽電網發用電運營數據分析

2013-2014年安徽省各行業用電分布及占比情況，見表1。

表1 2013-2014年安徽各行業用電情況

從表1可以看出，影響安徽用電增長的主要因素是第二產業用電，其次是第三產業用電和連續的高溫天氣。2013年和2014年的全社會用電量和最高負荷相當，但2014年2 300萬千瓦以上負荷運行時間比2013年少203.8 h。2013年居民用電比2014年多20億千瓦時，相當于每人多用電33.3 kWh，主要是2013年安徽省7月下旬至8月中下旬連續30天35℃以上高溫所致。

2.1

電網負荷特性數據

2014年，安徽電網最大用電負荷 2 715萬千瓦，年平均用電負荷率88.47%，最大用電負荷率93.97%（8月24日），最低用電負荷率64.48%（1月24日）。1 400~1 800萬千瓦負荷段累計運行時間6 442 h，占全年時間的73.54%，2 300萬千瓦以上負荷占全年時間的0.97%。最大用電峰谷差946.5萬千瓦（2月10日），最小用電峰谷差92萬千瓦（5月28日），如圖1所示。

圖1 2014年安徽電網各負荷段累計運行時間

2.2

安徽發電機組運營數據分析

2014年安徽省電力調度（以下簡稱安徽省調）裝機運營數據見表2。

表2 2014年安徽省調裝機運營情況^[1]

從表2可以統計出，30萬千瓦及以上機組共2 306萬千瓦，占全省發電機組總容量的87.87%，發電量為1 168.5億千瓦時， 占全省發電量的91.16%。60萬等級機組占58.7%，所以，分析安徽發電機組特性主要是以30萬等級和60萬等級機組為主。

從圖2 可以看出，安徽省2014年30~100萬千瓦機組出力系數較2013年下降了5%左右。

圖2 2013-2014年安徽省30~100萬千瓦機組平均出力系數

圖3是2014年安徽省26臺30萬千瓦等級的機組利用小時與出力系數曲線。其年平均出力系數為71.8%，最大出力系數為77.0 %（J廠#3#4機組），最大利用小時為5 644.4 h（E廠# 6機組），最小出力系數為61.1%（B廠#3 機組），最小利用小時為801.5 h（B廠#3機組）。

圖3 30萬千瓦等級機組利用小時與出力系數

從圖3可以看出，低利用小時可以做到最高出力系數，如J廠# 3 # 4機利用小時為1 868 h，出力系數為77.0%。30萬等級機組負荷特性主要表現在以下方面：一是把電量轉移到超/超超臨界機組代發，自發電量減少，只是在迎峰度夏或特殊情況下才發電；二是區域電網線路檢修或潮流限制必須開機發電；三是概念錯誤，以為只要機組在網就能多發電量，忽視了出力系數對機組經濟性和污染物排放的影響。例如I廠#1/2機利用小時為4 767.2 h，比C廠的#1/2機4 881.9 h低114.7 h，其出力系數反而比C廠高0.9%。C廠的#3/4機利用小時為5 2 34 h，出力系數只有68.7%，應該說非常不經濟、不環保。圖4所展示的是2014年安徽省26臺30萬千瓦等級的機組檢修備用時間與出力系數曲線。

從圖4可以分析出：一是檢修備用時間越長，越能提高機組的出力系數，B廠的#3 機組屬于特例，這是由網架結構和特殊時期運行方式安排引起的，因為30萬機組煤耗高，主要污染物排放大，電廠從經濟效益和社會效益考慮主動少發電或不發電；二是在網運行時間越長，出力系數越低，如E廠#5機累計在網運行7 457. 8 h，盡管其利用小時達到5 213.4 h，但是因其檢修備用只有54.3天，所以出力系數只有69.9 %。而I廠#1/#2機在網運行時間為6 519.7 h，因為每臺機組平均安排了93.3天檢修備用時間，盡管年利用小時只有4 767.2 h，但其出力系數卻達到了73.1%，與60萬等級平均出力系數相同。

圖4 30萬千瓦等級機組檢修備用時間與出力系數

圖5所展示的是2014年安徽省21臺60萬千瓦等級的機組利用小時與出力系數曲線。60萬千瓦等級機組最大出力系數為75.2 %（I廠# 2 機），最大利用小時為5 794.9 h（K廠#1機），最小出力系數為71.1%（A廠#2機），最小利用小時為4 605.4 h（J廠#2機），兩者不對應。從圖5可以分析出：一是60萬等級機組的負荷特性優于30萬機組，其出力系數和利用小時分別比30萬機組高1.7%和660.0 h，出力系數最大差僅4.1%（30萬機組為14.5%），主要原因是30萬機組轉出代發的電量多，60萬機組轉入代發的電量多；二是有些電廠還是強調機組多在網上運行，造成出力系數偏低。出力系數控制最好的是J廠#2機組，其利用小時比B廠平均利用小時少597.2 h，出力系數卻比B廠高2.9%。

圖5 2014年60萬千瓦等級機組利用小時與出力系數

圖6所展示的是21臺60萬千瓦等級的機組檢修備用時間與出力系數曲線。

圖6 2014年60萬千瓦等級機組檢修備用時間與出力系數

從圖6可以分析出：A廠#2機出力系數為71.1%，年利用小時為4 707.4 h，檢修備用天數為89.0天，累計在網運行時間為6 624 h，分別比J廠#6機低3.2%、高102 h、多17.5天。

圖7所展示是合肥J廠60萬等級# 5機組的負荷特性，與圖1安徽電網負荷特性基本一致。該機組在安徽電網最具有代表性，2013年和2014年發電出力系數分別為73%和78%。而電網年平均用負荷率分別為88.08%和88.47%，兩者相差10%以上。原因有兩點：一是兩者定義不同，發電機組出力系數為x = e/(r×t)×100%。其中，x為出力系數，e為發電量，r為機組銘牌功率，t為機組在網運行時間。x值的大小不僅取決于e，還與t有關系。用電負荷率=日用電量/當日最高用電負荷×100%。二是低負荷段1 400~1 800萬千瓦機組開機方式較多， 旋轉備用容量大，春節前后尤為突出。在負荷1 400 ~1 500萬千瓦，用電負荷率為88 .47%且30萬以上機組全部開機的條件下，可以反算出這些機組的出力系數應為68.6% ~73.5%。2014年J廠#5機累積停運50.6天，如果在50%~70%負荷段再調停備用20天，則該機組出力系數可提高5%，達到78.9%。

圖7 2013-2014年某廠60萬千瓦級機組各負荷段運行時間

2.3

光伏發電對火電機組的影響

預計2020年安徽電網光伏發電800萬千瓦。根據2014年光伏發電實際運行數據（見表3）預測2020 年光伏發電量為54.4億千瓦時。

表3 2014-2020年安徽光伏發電數據

氣溫最高的時間是6月20日-8月31日（如圖8所示），光輻射最強的時間是10:00-16:00時（如圖9所示），800萬千瓦的太陽能電力在夏季高溫天氣將很好地調節火電出力，縮小火電機組夏季峰谷差，加大冬季火電峰谷差。可再生能源電量的100%消納，將使今后火電機組設備利用小時遠低于2014年水平。

圖8 安徽省2014年各月平均氣溫

圖9 2015年2月合肥地區太陽輻射與氣溫

3

2014年全國60萬千瓦及以上超/ 超超臨界機組運營數據分析

圖10是2014年21個省246臺60~100萬千瓦超/超超臨界機組年平均出力系數與利用小時分布情況。

圖10 2014年全國60萬以上超（超）臨界機組利用小時與出力系數

從圖10可以看出，這246臺機組的出力系數x 與利用小時也不完全對應。對2014年246臺60~100萬超/超超臨界機組的發電煤耗f和出力系數x的數據進行擬合，得出二者之間的函數關系式：f = -0.002x²-0.125x+305.5。出力系數x從60%提高到80%，Δf=8.1g/（kW·h）。

表4是2014年21個省246臺60~100萬千瓦等級超/超超臨界機組年平均出力系數、利用小時、供電煤耗、在網運行時間等參數，按出力系數大小排序。

表4 2014年全國246臺60萬千瓦及以上超超臨界機組負荷特性數據

從表4中選取出力系數有代表性的廣東省和山東省進行分析比較：廣東省22臺機組平均裝機容量為78.7萬千瓦、在網時間為7 092 h、出力系數為65%、供電煤耗為301.9g/（kW·h），合計發電量為797.8億千瓦時；而山東省19臺機組平均裝機容量為73.1萬千瓦、在網時間為7 276.3 h、出力系數為78.5%、供電煤耗為294.0 g/（kW·h），合計發電量為792.3億千瓦時。兩省機組平均出力系數相差13.5%，供電煤耗相差7.9g/（kW·h）。如果廣東省的22臺機組平均多備用51天，則這些機組的平均出力系數可以達到山東省的78.5%，每年可節約標準煤（以下簡稱標煤）62.6萬噸，按不含稅標煤價500元/噸計算，電廠可節約成本31 300萬元，且對節能減排意義深遠。

4

電力運營大數據應用

從安徽省乃至全國電力運營大數據分析可以發現，目前全國火電機組出力系數偏低是普遍存在的問題，主要原因：一是經濟結構調整使用電量增速趨緩；二是新能源電力項目發展迅速且電網100%消化新能源電量；三是火電裝機規模不斷增加；四是發電企業片面追求機組長時間在網運行；五是電力節能調度政策執行不到位，最小旋轉備用率遠遠超過《電力系統技術導則》^[2]規定的“負荷備用容量為最大發電負荷的2%～5%，事故備用容量為最大發電負荷的10%左右，但不小于系統一臺最大機組的容量”標準。提高火電機組出力系數的方法有4種：一是通過優化機組設計，提高機組本質出力系數；二是在利用小時一定的情況下通過優化電力調度，減少機組在網運行時間；三是爭取更多的電力市場份額，增加機組的利用小時；四是在省級發電集團（公司）內部開展電量優化、開機方式優化，提高各機組的出力系數，確保能耗低、排放少的機組多發電。

4.1

優化機組設計，提高機組本質出力系數

目前火電機組熱效率一般在43%~47%，50 %以上的能量在煤電轉化過程中損失了，提高機組效率應從設計開始。目前，安徽省已“核準”和取得“路條”機組1 130萬千瓦，初步設計時應最大限度地降低主輔機富裕度，從本質上提高商業運營期機組的出力系數。國內目前汽輪機的銘牌工況定義標準有兩種：一是根據GB50660-2011，TRL工況滿發作為銘牌；二是根據IEC60045-1，T-MCR工況滿發作為銘牌。目前國內常規濕冷機組采用GB定義銘牌，空冷機組采用IEC定義銘牌。按GB定義，某廠66萬千瓦汽輪機在進汽參數27 MPa/600/620℃條件下，TRL工況下出力66萬千瓦，即機組的銘牌功率，T-MCR 工況下出力69.7萬千瓦，VWO工況下出力71.7萬千瓦；如果按IEC定義，則該機組的銘牌功率為69.7萬千瓦。按國家發展和改革委員會（以下簡稱“發改委”）核準容量66萬千瓦建設該項目，如果執行IEC定義， 則對應GB定義銘牌為6 3萬千瓦，主輔設備富裕度相比GB 標準可降低5%左右，相應的初投資、運營期廠用電率會有一定程度的下降，機組本質上的出力系數會提高（1/63-1/66）×100%=0.072 15%，供電煤耗也會因出力系數的提高而有所下降。受國家核準權下放及“新電改”方案的影響，新機組投產后增容工作會受到限制， 機組按GB定義設計66萬千瓦遺留的富裕度將成為資源的永久浪費。

目前，安徽省30萬千瓦及以上機組已經改造了34臺，增加出力81萬千瓦。現役沒有增容的機組1 066萬千瓦，再加上正在建設的1 130萬千瓦新機組，如果按5%的比率增容，可增加容量118萬千瓦。如果對未建成的1 130萬千瓦機組按IEC標準定義設計銘牌功率，可節約大量的投資。

4.2

優化電力運行調度，提高機組出力系數

2014年安徽省30萬千瓦機組、60萬千瓦機組、100萬千瓦機組的出力系數分別為71.8%、73.1%和81.6%。如果安徽省發展和改革委員會牽頭，華東能源監管局、安徽電力調度機構、電力交易中心和各發電集團共同參與，開展以提高機組出力系數為目標的技術和管理攻關，每臺機組在現有調停備用時間的基礎上再多調停備用20天，則每臺機組出力系數均可提高5%~6%。根據GB2158-2007《常規燃煤發電機組單位產品能源消耗限額》，機組出力系數在86%以上，供電煤耗的修正系數k=1；出力系數在75%~85%，k=1.01；出力系數在60%~75%， k=1.020 1。300~1 000 MW機組出力系數從65%~90%^[3]，每提高1%可節約供電煤耗0.5~0.7 g/（kW·h），出力系數提高5%~6%，降低供電煤耗3 g/（kW·h）左右，見表5。

表5 增加備用時間對出力系數率的影響

表6是2014年浙江省4臺60萬千瓦和2臺100萬千瓦機組年度發電量、檢修備用天數和出力系數。C機和D機的發電量比A、B 機組少2 ~3億千瓦時，由于其檢修備用時間多20 ~30天，其出力系數反而高出0.6%~1.7%；E和F是100萬千瓦機組，由于機組長期在網運行，檢修備用時間僅20天左右，因此，它們的出力系數也僅有73%左右。從出力系數對供電煤耗影響的角度來說，同安徽省一樣，優化電力調度的空間還很大，這6臺機組的出力系數代表了浙江省所有火電機組的負荷特性。

表6 2014年浙江省某廠6臺600~1 000 MW機組檢修備用時間、發電量與出力系數

優化電力運行調度提高機組出力系數需要解決的幾個問題：一是成立以提高機組出力系數為目標的領導小組，省能源局為組長，電力調度和交易中心為副組長，相關發電集團參加；二是研發用電負荷低于60%裝機規模時段的開機方式，在年度合同計劃下達后，各發電企業必須嚴格按研究成果，服從調度中心下達的開機方式；三是鼓勵低能耗低排放的機組多發替代電； 四是各發電企業年度實際發電量與計劃電量之間的差值在下個年度計劃電量中予以調整；五是各發電企業應積極主動、合理地安排機組檢修和備用時間；六是電力調度部門盡可能地減少因電網結構或線路檢修而導致的發電企業出力系數偏低的問題。

4.3

按能耗總量最小原則優化開機方式，實現排放總量最小

截至2015年8月，安徽省調度30萬千瓦等級以上主力燃煤機組共2 768萬千瓦火電機組容量，各類計劃電量合計1 288億千瓦時，隸屬央地12家能源企業。2015年1-8月安徽省30萬千瓦及以上火電機組容量及能耗水平見表7。

表7 2015年8月安徽30萬千瓦及以上機組統計

假定2015年某月某日安徽省最大用電負荷1 500萬千瓦（暫不考慮其他機組及新能源發電對應的用電負荷），以2014年安徽省平均用電負荷率88%^[3]、最小旋轉備用率12%^[1]、電廠上網率95%計算，當日用電量為31 680萬千瓦時，當日理論最大開機容量為1 658萬千瓦，實際考慮地區負荷、照付不議機組、煤矸石機組等因素，優化前可能出現的開機方式及耗標煤總量見表8。

表8 31 680萬千瓦用電量可能出現的開機容量及能耗

假定日上網電量31 680萬千瓦時，全省55臺機組按能耗總量最小原則優化開機方式，則全年1 288億千瓦時的計劃電量就可以節約標煤110萬噸，優化效果見表9。如果全國各省市都開展能耗排放總量最小調度策略，則經濟效益和社會效益將更加可觀。

表9 31 680萬千瓦用電量按能耗總量最小原則優化前后各項指標

從表9可以看出，優化后各類機組的平均出力系數達到82.58%，比表4中全國最好的山東省還高4.08%，最小旋轉備用率也接近5%標準。中國大唐集團公司安徽分公司、阜陽華潤電力有限公司、安徽省皖能股份有限公司和中國電力投資集團公司安徽分公司4家發電集團電量和開機方式組合可以內部消化，而其他小的發電集團或獨立發電公司則因機組少、參數低，可能出現常年一臺機組運行，需要與其他發電能力富裕的集團進行替代交易電量，由此會帶來交易價格和優化產生的附加利潤不好分配的問題，這也是體制問題。

5

結束語

通過對安徽電網和發電企業負荷的特性數據以及2014年全國大機組競賽的大量數據挖掘和分析，可以得出以下結論。

（1）受節能調度政策影響，常規火電100萬千瓦機組出力系數高于60萬等級機組，超超臨界機組高于亞臨界機組。

（2）利用小時低的機組出力系數不一定小，利用小時高的機組出力系數不一定大，在年度電量一定的情況下，減少機組在網運行時間可以提高機組的出力系數， 出力系數每提高1%，可以降低發電煤耗0.5~0.7 g/kW·h。

（3）修訂年度合同與執行電量偏差不大于2%的政策，將上年度某發電企業相對全省其他發電企業平均多（或少）發的電量，在下一年度的合同電量中予以調整，由電力調度機構在電網結構和潮流約束允許條件下，最大限度地提高全省機組的出力系數。如果安徽省某廠2臺66萬千瓦機組年度計劃電量66億千瓦時，超2%的電量就是1.32億千瓦時，按安徽現行煤價計算，僅增加利潤2 000萬元左右，這種利用政策漏洞搶發電的策略在各發電企業中普遍存在，導致2014年安徽省調度30萬千瓦及以上機組的出力系數難以提高。如果加以改變，使出力系數能提高5%，按實際年發電量1 168.4億千瓦時計算，可節約標煤29萬噸。

（4）優化機組設計，降低主輔設備出力富裕度，按IEC標準定義濕冷機組的銘牌功率，可使機組本質出力系數提高0.072 15%。如果安徽即將建設的1 130萬千瓦濕冷機組按IEC標準定義機組的銘牌功率，年利用小時按5 000 h計算，可使因本質出力系數的提高節約標煤24.5 t。

參考文獻

[1] 國網安徽省電力公司. 安徽電網2015年度運行方式, 2015

State Grid Anhui Electric Power Company. An hui Power Gr id Operation Mode for 2015, 2015

[2] 原中華人民共和國水利電力部.《電力系統技術導則》（試行）SD13 1-8 4 . 電力技術, 1985(6): 2~8

Ministry of Water Resources and Electric Power of the People's Republic of China. Electric power system technical guidance (onatrialbasis) SD131-84. Electric Power, 1985(6): 2~8

[3] GB2158-2007. 常規燃煤發電機組單位產品能源消耗限額, 2007

GB2158-2007. The Norm of Energy Consumption per Unit Product of General Coal-Fired Power Set, 2007

方世清，男，現為中國神華神皖能源有限責任公司副總經理、高級工程師，長期從事火電廠熱控自動化、信息化、生產和經營管理、電廠優化運行、數字化管理、系統集成方面的研究工作，目前負責公司發展戰略規劃。

總結

以上是生活随笔為你收集整理的【2015年第4期】基于电力运营大数据分析实现节能减排的全部內容，希望文章能夠幫你解決所遇到的問題。

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