基于排污成本累加的節(jié)能減排發(fā)電調(diào)度模型研究

王 徭,陳昆亮

（1.長春供電公司,吉林 長春 134000;2.華北電力大學,北京 102206）

隨著國民經(jīng)濟的持續(xù)快速發(fā)展,全社會對電力的需求顯著增加。為了給國民經(jīng)濟的發(fā)展提供強大的動力支持,緩解全國性的缺電局面,電力工業(yè)得到了迅速的發(fā)展。從2004年開始全國每年新增裝機容量約保持在5 000萬kW以上,2009年底我國電力總裝機已達8.6億kW,全國范圍的持續(xù)用電緊張局面基本緩解。然而,與發(fā)達國家相比,我國低效率、高能耗的傳統(tǒng)型增長方式轉變相對較慢,電力行業(yè)二氧化硫和煙塵排放量仍然很高[1]。

黨的十六屆五中全會明確提出了在2010年人均GDP比2000年翻一番的目標,2010年單位國內(nèi)生產(chǎn)總值能源消耗比“十五”期末下降20%的具體要求。電力工業(yè)作為能耗大戶,具有很大的節(jié)能空間,如果措施得當,減少煤炭等能源消耗,對緩解我國能源供應壓力,保障國家能源安全,構筑低碳環(huán)保社會具有重要的戰(zhàn)略意義。面對新形勢,業(yè)內(nèi)人士將目光投向電力的重要環(huán)節(jié)——發(fā)電調(diào)度,掀起了由政府統(tǒng)一政策指導,保證電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行為前提,逐步將節(jié)能、環(huán)保因素納入發(fā)電調(diào)度體系,發(fā)電調(diào)度方式改革的大趨勢[2-3]。

1 傳統(tǒng)發(fā)電調(diào)度模型研究

1.1 傳統(tǒng)發(fā)電調(diào)度模型

傳統(tǒng)經(jīng)濟發(fā)電調(diào)度是分層、分區(qū)、協(xié)調(diào)的發(fā)電調(diào)度,一般以全網(wǎng)總煤耗或總發(fā)電成本最小為目標,依據(jù)機組運行特性和等耗量微增率原則進行機組發(fā)電計劃的制定。傳統(tǒng)經(jīng)濟發(fā)電調(diào)度模型因其經(jīng)典的理論和廣泛的應用,成為現(xiàn)代發(fā)電調(diào)度研究的典范和參考。傳統(tǒng)經(jīng)濟發(fā)電調(diào)度模型的目標函數(shù)以系統(tǒng)總供電煤耗最小為目標函數(shù),用minB（Uij, Pij）表示,主要包含機組運行耗量和啟動耗量兩部分[4-6]：

傳統(tǒng)發(fā)電調(diào)度模型的基本約束條件如下[7-8]。

a.有功功率平衡約束

b. 機組最大出力、最小出力約束

式中：i為機組號,i=1,2,…,n,n為總機組數(shù);j為時段,j=1,2,…,m,m為總時段;Uij為機組i時段j的運行狀態(tài),Uij=1為機組運行, Uij=0為停機;Pij為機組i時段j的有功出力;Si為機組i的啟動煤耗;Bij（Pij）為機組i時段j的耗煤量,BRO,U,j為系統(tǒng)最低備用,ΔPU,i為機組最大上升功率,ΔPD,i為機組最大下降功率。

1.2 傳統(tǒng)發(fā)電調(diào)度模型的優(yōu)先排序求解法

1.2.1 機組組合

作為傳統(tǒng)發(fā)電調(diào)度的重要組成,機組組合是在保證系統(tǒng)安全的條件下,在所研究周期內(nèi)合理選擇運行機組和安排開停計劃,使其周期內(nèi)系統(tǒng)消耗總標煤量最少。在電力系統(tǒng)負荷變化很大,僅調(diào)節(jié)機組出力大小不能滿足負荷變化需求時,應合理安排機組開停計劃。應用優(yōu)先排序算法求機組組合步驟如下。

a.將系統(tǒng)機組按可用狀態(tài)分類,必開機組排在最前面,必停機組排在最后;可開停機組按最小單位耗量μmin由小到大排列,生成機組優(yōu)先排序表。

b.求機組最大出力之和、最小出力之和。

c.在優(yōu)先次序表上選擇符合機組約束條件（機組出力上下限、機組爬坡速率、機組備用等）和負荷平衡條件的最小機組號k,按等耗量微增率原則計算k臺機組滿足負荷微增率λk。如果λk≤μk,k臺機組最小,如果λk＞μk,繼續(xù)試k+1臺機組。

d.重復（a）～（c）步驟,計算一天各負荷對應的組合,檢查機組最短停機時間和最短開機時間,將低于最短停機時間的機組改為開機。得到最終機組啟停機表K。

1.2.2 負荷最優(yōu)分配

a.根據(jù)機組啟停表K,通過拉格朗日極值法求每個時段的等耗量微增率初值λk。

b.求出λk對應時段j運行k臺機組出力之和∑Pi,比較∑Pi和負荷平衡需求Qj,如果∑Pi＞Qj,則將初值λk減少某一小量進行修正,如果∑Pi＜Qj,則將初值λk增加某一小量進行修正。

c.重復（a）、（b）步驟,直到∑Pi=Qj為止,求得各臺機組負荷最優(yōu)分配[4]。

2 基于污染成本累加的發(fā)電調(diào)度模型

為了更好地履行國家低碳經(jīng)濟的發(fā)展要求,推進節(jié)能減排調(diào)度模式是確保節(jié)能與環(huán)保順利開展的必要手段。本文基于節(jié)能減排發(fā)電調(diào)度辦法的基本思路,從發(fā)電成本的角度出發(fā),建立了以系統(tǒng)總發(fā)電成本最小的目標函數(shù),將系統(tǒng)燃料耗量成本和二氧化硫排污收費相加,突出了環(huán)保成本的重要性。其中,系統(tǒng)燃料耗量成本可以直接由系統(tǒng)供電煤耗與單位煤價折換而成;系統(tǒng)二氧化硫排污收費則需要引入二氧化硫排污收費率,再將二氧化硫排污收費率與二氧化硫排放量做乘積得到。其中,對未完成煙氣脫硫設施建設或二氧化硫排污超標的機組,二氧化硫排污收費按正常標準的雙倍收取。

2.1 節(jié)能減排調(diào)度模型的建立

考慮排污費的成本累加節(jié)能發(fā)電調(diào)度模型以考慮環(huán)保因素的系統(tǒng)發(fā)電總成本最小為目標函數(shù),用A表示,數(shù)學表達式為

式中：B為系統(tǒng)發(fā)電所消耗的燃料成本;C為系統(tǒng)二氧化硫氣體排污費用。

系統(tǒng)發(fā)電所用的燃料成本可以表述為

式中：Uij為機組i時段j的運行狀態(tài),其中Uij=1為機組運行,Uij=0為機組停機;Pij為機組i時段j的有功出力;Bij（Pij）為機組i時段j的耗煤量; R為該系統(tǒng)所在地區(qū)的單位煤價（各地區(qū)系統(tǒng)的單位煤價不同）;Sij為機組i時段j的啟動費用。二氧化硫排污費用可以表述為

式中：q為該地區(qū)的二氧化硫排污收費率,各地區(qū)二氧化硫排污收費率不同,具體依據(jù)國務院批準的《征收工業(yè)燃煤二氧化硫排污費試點方案》。PF （zi,Pij）為二氧化硫排放量,可表示成：

式中：zi為機組i的二氧化硫排污系數(shù),可由《燃煤鍋爐煙塵和二氧化硫排放量核定技術方法——物料衡定法（試行）》[9-10]確定;Lij為機組二氧化硫濃度Ni是否超標,如果超標Lij為1,不超標Lij為0。

考慮排污費的成本累加節(jié)能發(fā)電調(diào)度模型的約束條件除了須滿足系統(tǒng)有功功率平衡約束、機組最大（最?。┏隽s束、機組升降功率速度約束、機組最小運停時間（含啟動時間）約束、系統(tǒng)最低旋轉備用約束5個基本約束外,還增加了二氧化硫氣體排放濃度限制約束條件,此約束用來判斷是否要征收因二氧化硫濃度超標而加倍的排放費。

式中：Ni為機組i在時段j的二氧化硫排放濃度; Nmax為機組鍋爐二氧化硫最高允許排放濃度,2000年12月31日前建成使用鍋爐Nmax=1 200 mg/m3, 2001年1月1日起建成使用鍋爐Nmax=900mg/m3。

2.2 節(jié)能減排調(diào)度模型的求解

結合二氧化硫排污率,將傳統(tǒng)經(jīng)濟調(diào)度中的等耗量微增率原則轉化為相應的考慮環(huán)保因素的關于成本的微增率原則,并通過比較不同機組的單位負荷的成本消耗得到新的機組初始序位表,然后按照傳統(tǒng)經(jīng)濟發(fā)電調(diào)度相同的方法進行機組組合和負荷分配。

首先,根據(jù)每臺機組的煤耗性能曲線和煤耗成本以及污染物排放收費標準,計算每臺機組的單位發(fā)電功率對應的邊際成本,其中邊際成本包括燃煤費和二氧化硫排放費,本文暫定義最小單位負荷對應的成本統(tǒng)稱為最小單位邊際成本。

假設發(fā)電機組i的煤耗性能曲線可表示為二次曲線Bi=ai?P2i+bi?Pi+ci,機組的排污系數(shù)為zi,則機組的污染排放量為PFi=Bi?zi,并假設本文所研究的邊際成本曲線都是單調(diào)遞增連續(xù)可微的下凸函數(shù)（凹函數(shù)）。

則機組的單位邊際成本μ′i可表示為

對式（12）,當曲線為凹函數(shù)時,其求極小值的計算過程如下：

將上述計算的結果代入式（12）中,可得機組的最小單位邊際成本：

將原有的等耗量微增率原理轉化為關于邊際成本的等微增率。因此,計算目標函數(shù)時引入新的拉格朗日乘子λ′k,化為無條件極值問題。

本文定義λ′k為關于邊際成本的等微增率,則式（16）的含義是要使系統(tǒng)總的發(fā)電成本最小,只需各臺機組關于邊際成本的等微增率均相等。

按照上述方法比較不同機組的最小單位邊際成本,可以得到考慮環(huán)保因素的機組初始序位表,然后按照優(yōu)先排序法對機組進行機組組合和負荷分配。

節(jié)能減排發(fā)電調(diào)度負荷最優(yōu)分配的解法流程同傳統(tǒng)發(fā)電調(diào)度基本相同,但它是在考慮了節(jié)能和環(huán)保兩方面因素的組合中融進了污染成本,計算使系統(tǒng)總煤耗量和污染物排放環(huán)保代價之和最小的機組負荷分配結果,兼顧了節(jié)能以及環(huán)保兩方面,真正達到了雙贏。

本文結合某電網(wǎng)機組實際參數(shù)和文獻[11]中的電力系統(tǒng)相關實例數(shù)據(jù),通過插值處理得到本算例數(shù)據(jù),并通過優(yōu)先次序法計算各時段系統(tǒng)的機組組合和負荷經(jīng)濟分配,并對系統(tǒng)供電煤耗、污染物排放量等結果進行對比分析。

實例中,模型選取的研究周期為24個時段,系統(tǒng)總機組數(shù)為10臺機組,并已知總負荷需求、機組運行特性和環(huán)保參數(shù)等見文獻[11-12],其中系統(tǒng)最低旋轉備用取每個時段總負荷需求的10%,機組最高允許的二氧化硫排放濃度均為900 mg/m3,該系統(tǒng)的二氧化硫排污收費率為1.2元/ kg。

案例計算結果如表1、表2所示,分別描繪了傳統(tǒng)及節(jié)能環(huán)保模型下的機組規(guī)定時段負荷的分配,其中,節(jié)能環(huán)保發(fā)電調(diào)度模型與傳統(tǒng)經(jīng)濟發(fā)電調(diào)度模型總發(fā)電成本對比如表3所示。

從上述結果可知,兩種節(jié)能發(fā)電調(diào)度模型24個時段負荷經(jīng)濟分配（含最大、最小出力、平均出力）的結果大致相同,均表現(xiàn)大機組多發(fā)、滿發(fā),小機組少發(fā)、不發(fā)的規(guī)律,且滿足系統(tǒng)負荷平衡需求。在機組出力分布上的差異主要體現(xiàn)在：考慮排污費的成本累加節(jié)能發(fā)電調(diào)度模型由于模型改變較大,在負荷上升和下降較快時（時段3～7、時段16～18）2號、3號、4號、5號機組出力大小發(fā)生明顯變化。考慮排污成本累加發(fā)電調(diào)度模型從費用角度考慮了二氧化硫污染氣體造成的經(jīng)濟損失成本,即二氧化硫排污收費,全天系統(tǒng)總發(fā)電成本4 281 100元,比傳統(tǒng)經(jīng)濟模型減少了20 576元,比等能耗水平下考慮污染物排放的節(jié)能發(fā)電調(diào)度模型（按標準煤耗計算）減少了17 016元,這主要取決于二氧化硫排放收費的大幅度降低,但浪費了一部分燃料成本。

表1 傳統(tǒng)發(fā)電調(diào)度模型負荷經(jīng)濟分配結果MW

表2 考慮排污成本累加的發(fā)電調(diào)度模型負荷經(jīng)濟分配結果MW

表3 2種發(fā)電調(diào)度模型總發(fā)電成本對比元

3 傳統(tǒng)發(fā)電調(diào)度與節(jié)能發(fā)電調(diào)度的比較

3.1 兩種模式的目標比較

傳統(tǒng)經(jīng)濟發(fā)電調(diào)度模型是在確保電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行和連續(xù)供電前提下,綜合考慮了系統(tǒng)有功功率平衡約束、機組最大（最?。┏隽s束、機組升降功率約束、機組啟停約束、系統(tǒng)最低旋轉備用約束等約束條件,最終達到系統(tǒng)總燃料耗量最小的目標。

節(jié)能減排發(fā)電調(diào)度模型從量和費兩方面加強了發(fā)電調(diào)度中的環(huán)保因素。本文提出的考慮排污成本累加的發(fā)電調(diào)度模型,將機組的煤耗轉化成成本,并累加二氧化硫排放收費,從而建立了保證節(jié)能減排效果最優(yōu)條件下的系統(tǒng)發(fā)電成本最小目標。

3.2 兩種模式的原理比較

傳統(tǒng)經(jīng)濟發(fā)電調(diào)度模型根據(jù)《動力系統(tǒng)調(diào)度管理規(guī)程》編制動力系統(tǒng)和系統(tǒng)內(nèi)各發(fā)電廠日負荷調(diào)度曲線,使整個動力系統(tǒng)在最經(jīng)濟方式下運行,本著發(fā)電煤耗最小或發(fā)電成本低的機組先運行,發(fā)電煤耗量大或發(fā)電成本高的機組后運行的原則。采用等耗量微增率法進行各發(fā)電廠間的有功負荷分配,當僅改變負荷分配無法滿足負荷需求變化時,就需要通過機組組合,滿足系統(tǒng)負荷需求,使系統(tǒng)總煤耗最小。

節(jié)能減排發(fā)電調(diào)度模型則根據(jù)《節(jié)能發(fā)電調(diào)度辦法（試行）》污染物排放水平的度量標準建立調(diào)度模型。考慮排污費的成本累加節(jié)能發(fā)電調(diào)度模型是在計算出燃煤成本的基礎上,依據(jù)《征收工業(yè)燃煤二氧化硫排污費試點方案》的規(guī)定確定二氧化硫排放收費標準（對于機組排放濃度超標的采取加倍收取二氧化硫排放費的辦法）,通過比較發(fā)電機組的累加成本（燃煤成本和二氧化硫排放收費之和）來確定機組組合,并通過等邊際微增率原則進行機組負荷分配,從而達到節(jié)能減排的最大收益。

3.3 兩種模式的效果比較

傳統(tǒng)經(jīng)濟發(fā)電調(diào)度模型最大優(yōu)點是能使系統(tǒng)總煤耗量最低,從而具有較高的實用性。但是在安排系統(tǒng)開停機計劃時沒有考慮機組二氧化硫排放水平,很可能造成環(huán)境污染嚴重,并因此導致高昂的環(huán)保治理或罰款費用,還可能導致環(huán)保機組發(fā)電能力無法充分發(fā)揮,甚至會造成水電、核電機組等可再生和清潔發(fā)電資源因“調(diào)度計劃”的限制而不能上網(wǎng)發(fā)電。

節(jié)能減排調(diào)度發(fā)電調(diào)度模型逐步將環(huán)保因素納入發(fā)電調(diào)度體系,根據(jù)電力系統(tǒng)實際情況,減少或限制高耗能高污染的發(fā)電資源?？紤]排污費的成本累加節(jié)能發(fā)電調(diào)度模型以整個系統(tǒng)燃煤成本和二氧化硫排放收費之和最小為目標,把環(huán)保因素轉化為發(fā)電成本的一部分,從而使這個模型下的發(fā)電調(diào)度結果在整個系統(tǒng)時段中最為經(jīng)濟,達到了節(jié)能環(huán)保的統(tǒng)一。

4 結束語

節(jié)能減排的發(fā)展策略是我國現(xiàn)階段電力工業(yè)改革深化的必由之路,其實施意味著能源利用效率的提高、污染物排放量的降低和電力工業(yè)結構布局的優(yōu)化。結合節(jié)能發(fā)電調(diào)度辦法和國家環(huán)境保護行業(yè)標準,提出了基于排污成本累加的發(fā)電調(diào)度模型。在結合傳統(tǒng)經(jīng)濟發(fā)電調(diào)度模型的基礎上,綜合考慮了污染物排放水平、排放收費及其排放濃度限制約束,從量和費兩方面,建立了考慮排污成本的以全網(wǎng)總發(fā)電成本最小的目標函數(shù),并通過算例分析了模型的有效性。

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