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新疆独山子石化电网优化运行
王晓玲， 胡永庆
独山子石化公司
新疆独山子 833600
摘要：本文对独山子石化电网运行方式的可靠性估计和系统优化进行了系统的研究。依据分时电价和基本电价推导出了外购电量的优化原则，提出了按供电边际成本进行系统优化的算法，解决了在不同燃料型的电站之间和电站与电网之间的优化问题。从而实现了独山子石化电网的运行优化。
关键词：独山子石化 运行方式优化
1
问题的提出
独山子石化电网是由两座热电厂、35kV主网和110kV系统构成，并通过110kV单回线路与北疆电网相连，电网内两座热电厂的装机容量分别为：一电厂（中温中压燃油电站）2×6MW＋1×12MW汽轮发电机组；锅炉4×65t/h
＋2x×35t/h；二电厂（高温高压燃煤电站）2×25MW＋1×50MW汽轮发电机组，锅炉5×220t/h。目前，每年大约从新疆电网购电6500万kw·h，约占电网全年总用电量的10%。执行分时计价原则。累计15分钟的月度最大下网电量（称最大需量）按20元/15分钟kw·h计算最大需量电费(也称基本电费),该电费按月结算。在安排电网运行方式时，综合考虑两座热电厂的机组检修情况和电网负荷大小，并同时考虑工业及居民用汽量大小，还计及北疆电网可能提供的支援容量进行安排。按月向新疆电力调度处上报月度用电计划。
这样就存在不能科学的依据机组和线路维修情况来合理地确定月度用电计划的问题。也没有解决如何通过峰、平、谷段的下网电量调整来减少外付电费，以保证在购得同一电量的条件下，达到最大限度地优化以节约外付电费的目的。通过科学、合理地安排机组检修计划，按照优化原则，制订对企业最有利的购电计划是非常有意义的。
2
电网运行方式优化
2.1
国内外电力系统运行优化的研究现状
在火力发电厂及电力系统以煤耗最小为目标的优化运行方面，国内外都进行了广泛的研究和应用，取得了丰硕的成果。长期以来，古典变分原理为基础的等微增率法和协调方程法的理论和方法对指导电力系统的经济运行起着很大的作用。对于发电厂、纯火电系统以及电力系统不太复杂的水、火电系统，这种理论和方法是足够用。但是，作为石油化工系统的局部电力系统在受到可靠性及市场环境下的下网电量等诸多约束条件下的优化规划和调度问题，国内还少有研究。本文针对独山子石化的电力系统，研究提高运行经济性的方法，将具有重要的社会效益和经济效益。
2.2独热电厂机组之间的负荷分配原则
如何在汽轮发电机组之间分配负荷，使电厂的成本费用最低，实现经济运行，如何在峰、平、谷段合理安排下网负荷，使外付电费最少；在安排下网负荷时减少外付电费与降低电厂的成本费用之间发生矛盾时又该如何处理。所有这些就是系统的运行优化问题。首先来讨论负荷在机组之间的分配问题。
电厂机组之间负荷分配按等微增率原则进行。按等微增率原则分配负荷得到的系统煤耗为最小。按等微增率原则分配负荷时，我们假定了发电厂的煤耗和煤耗微增率特性曲线是递增且连续可微的。实际中，有些发电厂当负荷达不到某一值时，煤耗和煤耗微增率出现间断，推导出的负荷分配原则就不完全成立。但是在纯火电系统（独山子电网就是这种情况）的实际情况，对于具有不连续特性曲线的机组和发电厂，只需对微增率特性作某些处理后，按等微增率分配负荷仍可以做为近似的方法采用。
当发电厂（或机组）的微增率特性曲线为阶梯形状，或耗量特性分段线性化，则电厂（或机组）间的负荷分配问题在数学方法上是一个线性规划问题。因此，可以用一般的线性规划法求解。
2.2.1
电厂的锅炉和汽机的特性曲线的整理和编制
通过锅炉的效率试验，可以计算出锅炉的不同负荷下对应的煤耗损失，再采用最小二乘法进行多项式拟合得到损失曲线，就得到锅炉的微增煤耗率特性曲线(锅炉特性曲线详细的整理和计算方法.可以根据等微增率法分配各锅炉的负荷。当锅炉型号相同时，将总的负荷平均分配给每台锅炉。在这种情况下，平均分配负荷和按等微增率分配负荷是一致的。由于独山子热电厂未进行过完整的锅炉效率试验，无法计算锅炉的特性曲线。我们参照国内相同蒸发量的锅炉给出其锅炉特性曲线的计算结果。
由于汽轮机的耗量曲线具有向上凸起的形状，按等微增率法分配各汽轮机的负荷,总的耗汽量不是最小，而是最大。当汽机的型号相同时，汽机间的最经济负荷不是按照负荷平均分担来决定，而是先带满一台汽机负荷后，再依次带另一台负荷，依照这种次序带负荷总是在机组启动前的那个负荷下，所有的机组运行最经济。
实际上，当排汽和进汽压力比值很小时，耗汽量特性曲线和直线相差很小。因此，对于凝汽式汽轮机，耗汽量和负荷关系可以用下式表示：
（2.1）
式中：D0
-- 无负荷时的汽轮机的耗汽量，吨/小时
d --
微增耗汽率，吨标准汽/千·千百时
P --
汽轮机负荷， MW。
汽轮机的特性曲线可以通过试验得出。当缺乏试验资料时，利用汽轮机制造厂家提供的特性曲线。
对抽汽式汽轮机,整个机组的耗量特性曲线可以用下式表示：
(2.2)
式中：
 --
汽轮机的进汽量或主蒸汽量；
--
空载损失；
--
抽汽式汽轮机整机微增耗汽率；
--
第一级抽汽微增率，也称第一级抽汽系数；
--
第二级抽汽微增率，也称第二级抽汽系数。
公式（2.2）中的、、和均可由汽轮机制造厂家提供的工况图的数据经多元线性回归分析得出。
2.2.2抽汽式汽轮机供热和发电负荷的基本原则
热电厂一般均由数台抽汽压力相同的供热式汽轮机并列运行。其抽汽量（或热力负荷）取决于热力用户的需求，电力负荷则统一调度。由于抽汽量的大小影响供热式汽轮机的特性，从而也影响系统电力负荷的分配，故必须解决热力和电力负荷分配的一般原则问题。
从式(2.2)不难决定抽汽式汽轮机之间抽汽和发电负荷经济分配的基本原则。如果热电厂有n台抽汽式汽轮机,那么供热和发电负荷经济分配的基本原则是:
(1)
根据抽汽微增率和从小到大的顺序安排各汽轮机的热力负荷;
(2)
根据整个汽轮机的发电汽耗微增率d从小到大的顺序安排各汽轮机的发电负荷。
由于热电厂满足其地区热力负荷是首要的任务，在确定厂内运行方式和选择机组运行台数时首先应满足这一总的要求。然后再安排电力负荷的经济分配。
2.3 在给定月度外购电量时的优化原则
独山子石化电网与北疆电网的电量交换依照购电合同进行。新疆电力公司在电费结算上执行分时计价办法。电费由电度电费和基本电费两部分构成，在联络线（即奎烯线）上装设有关口表对峰、平、谷段电量分时计量，并计有总电量的0.5%作为照明电量按照明电价结算，以上部分是电度电费。月度累计15分钟的最大负荷值（即最大需量）,也被关口表记录。将该值乘以单价20元/kW.15分钟为基本电费。就引出一个新问题，即如何调整在峰、平、谷段的联络线下网负荷使在购买同样的电量的条件下外付电费最少。
这个问题可以通过建立目标函数，给出约束条件，采用线性规划的一般方法求解。经过分析计算得出在给定月度外购电量时的优化原则为：峰段和平段应尽量维持下网负荷为零，所有的外购电量都由谷段下网来完成。这就使得在给定月度下网电量的条件下，外付电费最少。
实际运行中，保持PF=PP=0是不可能的。由于电网负荷的波动，汽轮机调速系统迟缓率和速度变动率的影响很难维持在一个固定的值上。为防止形成上网，通常PF和PP维持在一个范围为0～2MW之间。
2.4
月度最佳下网电量的确定
从上面的分析可知，欲使在给定月度外购电量的条件下使外付电费最少，应当调整热电厂的发电功率，以尽量安排在谷段下网。换言之，外购单位电量的边际收益不变。这样一来。外购单位电量成本（即平均电价）也不变，似乎月度外购电量可不受限制。实际上，新疆电力公司制订分时计价办法就是为了削峰填谷，独山子电网通过调整发电功率使谷段下网节约的电费实际上是帮助新疆电网调峰的收益。新疆电网与独山子电网的峰、谷出现的时间几乎一致，则在谷段为保证按既定负荷下网，热电厂的机组将被迫处于低负荷运行状态。这样将首先导致厂用电率上升。如锅炉负荷低至技术负荷以下，还必须投油枪助燃。而燃油成本为650元/吨，远远高出燃煤成本（每吨120元/吨左右），导致热电厂成本上升。如汽轮发电机所带的电功率较低，还有可能影响到外供抽汽量，为满足供热需求而被迫开减温减压器运行，从而丧失了热电联产的效益。这样也同样导致热电厂成本上升。所以谷段的下网负荷是受热电厂运行方式限制的。
另外，根据独山子石化与新疆电力公司签订的购电合同要求，每年外购电量必须达到合同规定电量的90%以上。完不成购电合同所需电量则仍按合同规定电量结算。为了不使热电厂的成本上升，则需按计划购电，否则白白付出外购电费。这样就引出了在给定的系统运行方式下，如何确定月度外购电量使独山子石化的效益最好的问题。
2.5
确定月度最佳下网电量的算法
确定月度计划下网电量的原则就是在完成购电合同规定的全年下限外购电量的前提下，实现独山子石化整体效益最大化。引入经济学的结论：使企业利润最大化的产量是由边际收入等于边际成本的点来规定的。边际成本和边际效益相等，反映在外购电量具体问题上，就是在给定的系统运行方式下，月度最佳下网电量应是使增加一个单位的下网电量导致的热电厂的总成本增加数与增加一个单位的下网电量获得的总收益增加数（即与月度计划外付电费相比的电费节约额）相等时的下网电量。也可以描述为：月度最佳下网电量就是使热电厂的供电边际成本与外购电的边际成本相等时的下网电量。下面对这个原则进行推导：
设独山子石化某段时期的总电量为P。总电量P由两部分供给：一部分是由热电厂供给的电量
，另一部分是由新疆电网供给的电量
，显然有
。设热电厂的发电平均成本只与发电量有关（近似认为供汽量不变），是发电量的函数，记为
。热电厂的发电总成本
。外购新疆电网的平均电价也只与电量有关（不考虑峰、平、谷段电量变化及事故时最大需量的影响），是购电量的函数，记为
。外购新疆电网的总电量则对应总电量P的总成本 就由两部分购成
＝
＝
(2.3)
为求出使总成本最小的点，可对求导，求出使 的极值点。
(2.4)
原对料价格为W(P)产量为P的总成本函数w=W(P)·P,其边际成本函数
(2.5)
可得出
(2.6)
从而得到总成本W的极值点的条件为
(2.7)
即电厂发电的边际成本与购电的边际成本相等时的和，就是总成本的极值点，究竟是最大值还是最小值呢？
引入一个重要的经济学原理----边际收益递减规律:当一种可变投入要素的投入量增加,而其它要素的投入量固定时,这种增加会达到这样一点,在这一点上边际产量开始下降。由于这个规律起作用,增加的可变投入要素最终会导致产量的增长减少,从而使边际成本上升。随着热电厂发电量(P-P2)的增加，其总成本,(W1(P-P2)·(P-P2),呈现先收益递增后收益递减的曲线，所以热电厂的边际成本曲线呈现U形，即先减少后增加。再对边际成本求导（即求热电厂的总成本对发电量的二阶导数）得
>0
得出极值点对应总成本的最小值。
事实上，在上述的等微增率原则中，将n台机组的总煤耗量F乘以燃煤的单位价格，并加上其它费用，我们就可以得到相对应的成本费用。相应的，等耗量微增率原则就演变为等成本费用微增率原则。按经济学的观点，等成本费用微增率就是边际成本，即因生产量变化一个单位而引起的总成本的变化。这样，将新疆电网看作为一个等值发电厂其电价看作为等值发电厂的发电成本，那么，等成本费用微增率原则就是使电厂供电的边际成本与下网购电的边际成本相等。找到了使这个条件满足的某一时段的下网电量P2，就是使总成本最少的最佳下网电量。
实际上，无论热电厂还是外网的等成本费用微增率（或称边际成本）曲线都呈现阶梯形状。上面的推论和利用线性规划方法得到的结论以及等微增率法得到的结论是一致的。可以对发电厂间（把外网等值为发电厂）按边际成本顺序载荷。这样就需要计算在负荷的不同时段和不同条件下的热电厂和外网等值电厂的边际成本。
3
热电厂供电及外网购电的边际成本的计算
3.1
热电厂的供电边际成本的计算
只考虑二电站时，首先按供热微增率从小到大的顺序安排抽汽负荷(包括减温减压器)。对给定的热电厂功率P值，依机组热力特性曲线汽耗微增率d从小到大的顺序，安排各机组的功率 值。将各机组的值和 、 代入各自的热力特性曲线公式中，求出相应的进汽量 ，再加上减温减压器的进汽量，就可以求出锅炉的总发汽量 。由于二电站锅炉的型号相同，平均分配的负荷与按等微增率法分配的结果相同，就可得到单台锅炉的负荷 ，代入锅炉的热力特性曲线就可以求出单炉燃料量 。进而求出总的燃料量F。假设热力特性曲线汽耗微增率d最小的机组增加△P（如果功率减少，应先减汽耗微增率较大的机组的功率），同样的计算过程可求出△F。如果求出的单台锅炉的负荷大于锅炉的技术负荷 ，锅炉不投油枪或瓦斯火嘴助燃，燃料就都是燃煤。设燃煤单价为b(单位为元/吨)，就可以求出不考虑厂用电和水耗的边际成本
。
(3.1)
对应于机组功率变化△P，按机组热力特性曲线有相应的机组进汽变化量
(3.2)
 为功率发生变化的机组的汽耗微增率。
对单台锅炉，其负荷变化量△DGi=△D/n(为运行锅炉台数)
按锅炉的热力特性曲线，每台锅炉燃料变化量
(3.3)
式中dL为锅炉的煤耗微增率可从表3中的数据求得，
吨煤/吨汽
 千焦/千克
将上式(3.34)和式(3.45)代入上式，有
(3.4)
计及厂用电对边际成本的修正计算是十分复杂的。因为厂用电机组的运行情况各不一样，一一予以考虑是困难的，独山子热电厂的厂用电率一般在16～20%之间。通常采用修正系数1/（1-ρ）对边际成本进行修正，ρ为厂用电量的微增率。考虑到热电厂的厂用电率较高,取1/（1-ρ）=1.2。由于新水价格低，且水耗不大，故不计入。这样，在计及厂用电后，边际成本
(3.5)
取燃料单价b
=120元/吨，
dL取平均值0.140吨煤/吨汽，从25MW机组的热力特性曲线查得di
=0.0036吨汽/kW·h
代入上式得
元/kW·h
3.2
锅炉负荷低于技术负荷时的供电边际成本计算：
如果单台锅炉负荷 ，投入油枪或瓦斯火嘴的每小时耗量已知，按油、瓦斯和煤的热值差异剔除相应的燃料量，就可以分别按燃油量或燃气量及单价、燃煤量及燃煤单价求出燃料费用，再计算边际成本。
如锅炉负荷为，煤耗量为，对应的煤耗微增率为 ，此时如减少一个单位，就需投一个油枪助燃，油枪每小时耗油量 ，燃油价格为 。对应减少一个单位，则相应的燃料耗量 。由于投油枪助燃耗油FY,则相应地减少了燃煤耗量
(3.6)
式中 、 分别为燃油和燃煤的发热量，分别为41800千焦/千克和20482千焦/千克。这样对应的有实际煤耗量
(3.7)
对应的燃煤燃油总量
(3.8)
总成本的变化量
(3.9)
对应减少一个单位，相应的汽轮发电机组的进汽量减少一个单位。由汽轮发电机组热力特性曲线公式有
式中△P为对应减少一个单位引起的汽轮发电机功率的变化量。再计及厂用电率，边际成本
(3.10)
将b=120元/吨，取平均值0.140吨煤/吨汽，d=0.0036吨汽/kW·h，=650元/吨， =0.6吨油/小时等数据代入得
元/kW·h
从 的值看出，当锅炉负荷从-1变化到时，边际成本为负值。即边际效益为0.555元。所以在安排运行方式时，应当尽量避免锅炉负荷低于技术负荷，从而避免投油助燃，增加电厂的成本。从公式中也可以看出，如果将油枪进行改动，如采用小油枪，将大大降低投油助燃的成本。
3.3
影响热电联产时的供电边际成本计算：
对给定的热电厂功率P值，当P较小时，不但导致单台锅炉负荷<，还有可能因为某台汽轮发电机组安排的电功率较低，而被迫将该机组的抽汽量 降低△。这样，为保证供汽需要就要增加减温减压器的进汽量 △ (为减温减压器微增耗汽率)，这时计算边际成本就应综合考虑热电厂的功率P值变化一个单位引起的△的变化和功率P值变化引起的进汽量的变化来计算。
设某机组在某一值时对应抽汽量，有进汽量D，此时该机组的后汽缸汽量已低到带走汽轮机鼓风机磨擦产生的热量的下限值 ，此时该机组进汽量
（3.11）
当减少一个单位时，为保证进入汽轮机后汽缸的蒸汽量不变为，只有相应地减少抽汽量 ，即由于P减少一个单位引起的机组进汽量减少的量d应与抽汽减少的量·△相等。从而有△=d/。而这部分抽汽量应由减温减压器供给。这时，汽轮发电机组的进汽量
(3.12)
而减温减压器的进汽量
(3.13)
总的蒸汽量∑D就是 与 之和。可求出由于P减少一个单位引起的蒸汽量的变化值
(3.14)
相应的
(3.15)
其中--
锅炉煤耗微增率，b
-- 燃煤单价。
由25MW机组的热力特性曲线可查得d=0.0036吨汽/kW·h，=0.75，减温减压器 =0.9，取平均煤耗微增率=0.140吨煤/吨汽，燃煤单价b=120元/吨，则 =0.0581元/kW·h。从热电厂功率P值对应的边际成本可以看出P增加一个单位边际成本非常低，远低于不计最大需量时外购电的谷段电价0.123元/kW·h。所以热电联产的效益是非常可观的。不论怎样安排下网电量，都必须首先保证机组实现热电联产。
3.4
外网购电边际成本的计算：
如前所述，按给定月度外购电量的优化原则
，外购电量应设法在谷段下网来实现。这样最大需量在正常时也就为谷段的最大负荷。通常应当使一个月中的每天的谷段时间8个小时都维持相对稳定的下网负荷，这样对在谷段形成最大需量时的谷段边际成本就可由下式求得：
=
元/kW·h
实际上由于种种原因，负荷很难维持稳定。为了准确计算边际成本，引入谷段负荷不均衡率 ，为当月的谷段最大负荷(大多数情况下也为最大需量)与月度谷段下网平均负荷之比值。根据实际运行经验，正常情况下这个比值在1.0～2.0之间变化。计算时可根据经验取值。这样在谷段形成最大需量时的边际成本为
=
(3.16)
当外购电量全部通过谷段下网来完成时，可能无法完成全年的购电合同规定的总电量下限值。按边际成本的顺序载荷就还需计算外购电量在平段和峰段的边际成本。由于最大需量在谷段形成，所以平段和峰段的边际成本就是平段和峰段的电度电价0.248元/kW·h和0.373元/kW·h。显然，这时外购电量按谷段下网的不足部分就首先由平段来完成。平段仍然不足的部分再由峰段来完成。由于是在系统负荷比谷段高的平段和峰段安排下网，电厂的边际成本不变。但由于购电的边际成本上升，使外购电量的平均成本上升。所以应设法使购电合同签订的全年购电量，与综合考虑计划检修后使边际成本最低从而平均购电成本最低的全年最优外购电量一致。
实际上，外购电量的优化问题还可以通过对全年外购电量和不同运行方式下的月度外购电量建立各自的目标函数，并引入相应的约束条件来转化为线性规划问题进行优化。对上述的系统优化运行中的几个特殊问题，可采用改变目标函数的参数和约束条件及约束条件的值的办法进行敏感性分析,从中得出有用的结论。在具体分析中，采用了美国David
R.Anderson、Pennis J.sweeney和Thomas
A.Willanms编写的管理运筹学(3.0版)计算软件。经反复计算，得出了许多非常有用的结论。这些结论与上述分析结果是一致的。
4 结论
本文以独山子石化电网为背景，依据分时电价和最大需量电价，推导出了月度最佳下网电量的优化原则。提出按等供电边际成本法来确定月度最佳下网电量的方法。经过测算，采用本文提出的优化方法使外购电量在满足购电合同限制要求的条件下，节约外付电费数十万元。
由于在优化方法中充分地考虑了热电联产的效益和机炉技术负荷的限制条件，从而大大降低了独山子石化热电厂的成本。本文提出的针对独山子石化电网的系统运行优化方法是切实可行的。也为国内石油化工行业自备电厂及电网的优化运行提供了可以借鉴的方法。
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