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l，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KWH。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/Kwh，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pi取0.88。

表1机组基础数据

Tab.1 Base data ofgenerating units

表2 4月份负荷系数

Tab.2 Load coefficients of April

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

度电能子空间计算结果。

表3各单元月度电能计划子空间

Tab.3 Monthly electric energy plan subspaee ofunits

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。

表4不同模式时的月度电能计划对有关影响的因素对比

Tab.4 Comparisons ofcorrelative influencing factor formonthly electric energy plan in different modes

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1 19.17万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C02量为：2.16万t x2 620 kg/t=0.565 92亿kg。若按火力发电厂C02治理成本0.03元/kg(较低碳税率)估算，则可节约c02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C02治理成本1 697.76万元。此处只分析了在C02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+C02治理成本节约量(暂不计其他污染物治理成本节约效益)=l 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。

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