影响火电机组发电负荷率的五大因素及节能调度措施

影响火电机组发电负荷率的五大因素

2011年至2014年9月，华中区域六省市火电机组平均发电负荷率总体介于70%~75%之间。其中，河南71%~72%;湖北72%~78%;湖南69%~81%;江西67%~70%;四川63%~72%;重庆68%~77%。湖北、湖南、河南、重庆相对较高，基本在70%以上，江西和四川相对较低，四年有三年低于70%。

从数据上看，火电机组发电负荷率普遍不高，特别是江西和四川。下面，笔者结合此次工作开展情况，重点谈谈用电负荷率、火电旋转备用率、富余水电消纳、抽水蓄能电站利用、火电机组启停调峰等方面对火电机组发电负荷率的影响。

用电负荷率的影响。

通常用电负荷率越高，火电发电负荷率越高，用电负荷率越低，火电机组调峰任务越重，发电负荷率越低。

2011年至2014年9月，河南省平均用电负荷率最高，在87%~88%之间，湖北在82%~86%之间;四川在80%~81%之间，重庆在82~84%之间，江西省最低，除2011年为82%外，其他年份均在78~79%之间。除河南和四川外，其他省市火电机组发电负荷率高低排序与发电负荷率高低排序一致。河南是因为自备电厂太多，四川是富余水电太多。

分析湖北、江西、重庆近三年用电负荷率与火电机组发电负荷率走势，可以清晰看出两者之间的相关性。一般在汛初(如5、6月份)和汛末(如9、10月份)等用电负荷相对较轻而来水相对较好的阶段，火电机组发电负荷率与用电负荷率走势一致性较差，火电发电负荷率一般较低。而在其他时段，总体来看，火电机组发电负荷率与平均用电负荷率有较高的相关性。

火电机组旋转备用率的影响。

旋转备用容量是为了平衡电网负荷波动与负荷预计误差而留的备用容量。按照《电力系统技术导则》，旋转备用率应控制在2%~5%。旋转备用容量过大，将直接导致机组发电负荷率降低，不利于机组经济运行。目前，各电力调度机构日计划编制粗放，在满足低谷不停机情况下，机组尽可能挂网运行，且发电负荷按机组容量平均分配，计划安排没有充分考虑机组运行经济性。

旋转备用容量过大，有外在情况突然变化(如集中来水)和发电企业不愿停机等客观原因，但更主要的是厂网分开后，调度机构仍然保留在电网企业内部，发电机 组是否经济运行和调度机构没有直接利益关系，同时需要增加工作量，调度机构缺乏经济优化调度的内在动力和外部压力，旋转备用容量预留往往过大。

从数据对比分析可以发现，火电机组发电负荷率与旋转备用率之间高度相关。

以湖北省为例，2011至2013年，火电机组旋转备用率每降低1个百分点，发电负荷率约提高1个百分点。

富余水电消纳的影响。

华中区域水电比重较大，富余水电消纳对火电机组发电负荷率影响较大。从年度数据看，2012年和2014年，水电来水较好，产生了大量富余水电。为配合消纳，火电机组调峰情况较为突出，发电负荷率相对较低。如湖北省，2012年和2014年火电机组发电负荷率分别为72.83%和73.24%，比2011年77.9%低4~5个百分点，比2013年75.68%低2~3个百分点。湖南、江西、重庆均呈现这个特点，四川省加上水电装机大幅增长，火电机组发电负荷率下降幅度更大，2012年以后均在65%以下，2014年为63.21%，比2011年低约9个百分点。

抽水蓄能电站的影响。

由于华中区域抽水蓄能电站利用小时远低于设计利用小时，大部分时段基本处于停用状态，当前抽水蓄能电站对火电机组发电负荷率的影响较小。

抽水蓄能电站的利用一定要考虑整体经济性。一般情况下，利用抽水蓄能电站调峰提高火电机组发电负荷率是不经济的，能耗排放更高，因为提高火电机组发电负荷率节约的电煤成本根本无法弥补抽水蓄能电站25%的效率损失。只有在涉及富余水电消纳、顶峰能力不足、火电机组启停等情况下，使用抽水蓄能电站才可能更经济。

火电机组启停调峰的影响。

迎峰度夏期间，系统调峰任务主要由火电机组承担，火电机组发电负荷率相对较低。但火电机启停调峰有利于提高发电负荷率，是否应该动用火电机组进行启停调峰，应视情况而定。一般情况下，在深度调峰无法满足低谷富余水电消纳需求时，应该动用火电机组启停调峰。但前提是这样做的整体经济性更高，若消纳的富余水电无法弥补火电机组启停调峰成本，显然弃水更经济。

对节能发电调度的认识

总的来说，我认为节能发电调度是一项系统、复杂的工作，在这次专项监管工作中，通过了解情况和向领导同事及电力企业的同志请教，对很多具体的问题有很更深刻的认识，概括起来主要有两点：对待节能发电调度工作，要用系统思维。节能发电调度的目标是在确保电力系统安全稳定运行及电力可靠供应的前提下实现资源消耗和污染物排放最少。

节能发电调度本质上是一种优化调度，在一定电网范围内，它既有发电机组出力分配的优化，如火火机组优化、水火机组优化和水水机组优化。也有一个时间轴上的优化，即过程优化，如在一个较长时间段内，通过合理控制水库水位，提高水能资源利用效率。

乌江流域上下游水电联合优化调度就是个例子，这需要有较高的预测准确性。扩展到更大范围，还有不同电网之间的协调优化，如华中区域电网内的跨省交易优化，通过跨省协调，促进富余水电充分消纳。因此，节能发电调度不能仅看一时一事，要有系统思维，看全局。从华中区域来看，由于水电比重大，节能发电调度的主要目标和工作重心应该是充分利用水电，减少弃水，包括提高水能利用效率，只有在这个大前提下，提高火电机组发电负荷率才有意义。局领导和市场处一直在宣传和贯彻这个观念。比如2012年，水电来水较好，为促进富余水电消纳，华中能源监管局7次召开交易会商会议，协调减少区外来电，研究提出了包括水电减弃增发应急交易、川电与三峡电置换、电力交易顺序合理化(先省内基本平衡、再区域内优化配置、最后区域间余缺调剂)等意见和措施，促进多消纳富余水电30亿千瓦时以上。在此过程中，华中能源监管局也高度重视火电机组发电负荷率低的问题，多次督促调度机构合理安排火电机组运行方式，减少浮开机。

节能发电调度需要加强协调。节能发电调度涉及不同利益主体、影响因素多，要在区域范围内实现节能发电调度目标并不容易。按照大系统优化理论，应该采取分解—协调的方法。即通过对各省市节能发电调度最优的协调达到全区域最优。由于调度范围不同、厂厂和厂网利益主体不同等客观因素限制，以及行政等因素干预(政府部门计划电量执行进度、国网跨省跨区计划指令等)，现阶段各省市节能发电调度工作还有很多需要改进的地方，要在区域层面实现节能发电调度目标需要突破很多体制机制方面的障碍，这些都需要进一步加强协调。

如乌江流域上下游水电站利益主体不同，上下游协调机制建立前，下游彭水电站时常面临突然集中来水而发生弃水。这两年，在华中能源监管局的协调下，建立了上下游协调机制，很好地解决了上下游信息不畅、调度运行不协调的问题，节水增发效果明显。

做好节能发电调度应采取的措施

对于调度机构:

一是不断提高用电负荷和水情预测的准确性，预测的准确性是关键。大到电力系统规划，小到一天的运行方式安排。长期负荷预测不准，可能导致电网、电源规划不配套;短期负荷预测不准，可能导致火电机组浮开机，造成负荷率低。因此，确保较高的负荷和水情预测准确性是做好节能发电调度工作的基础性工作。

二是开展优化调度。优化调度应遵循水电优先、就近平衡的原则。首先是在省内通过水火、水水和火火机组优化调度，优先在省内进行平衡。其次根据各省供需形势和富余水电情况，优化跨省交易，在区域内实现优化配置。仍然无法平衡的情况下，通过优化跨区交易实现更大范围的配置，确保每一笔跨省跨区交易都有其必要性，避免出现为交易而交易的情况。

但是，由于提高预测准确性和优化调度需要做大量精细化工作且无经济利益，调度机构往往动力不足，工作成效离监管机构的要求还有一定的差距。
对于监管机构：

一是完善监管规章制度。从政策层面进行干预，推进精细化监管，建立经济优化调度量化考核机制。细化“三公”调度评价指标，“三公”调度不仅仅要做到发电进度平衡，更应重视调度的公正性和科学性。细化日计划编制方法;完善经济优化调度量化评价指标，如完善负荷预测准确率、旋转备用率、发电负荷率、平均发电煤耗、水电增发电量等指标。对调度机构主要行政负责人、技术负责人进行考核。完善跨省跨区电能交易会商制度。

二是推进市场化机制建设。核心是发挥市场化机制的引导作用，让电网企业和发电企业在追求自身利益的过程中实现局部利益与整体利益的统一，从而达到节能发电调度的目的。如东北能源监管局尝试通过建立电力调峰市场消纳风电的市场化举措取得了一定的成效，值得借鉴和参考。

东北风电比重占20%，加上供热影响，低谷调峰特别困难。为解决这个问题，东北能源监管局建立电力调峰市场，通过采取竞价调峰、加大调峰补偿力度、跨省调峰交易等措施，实现风火、核火之间的互补互济。从东北能源监管局介绍的情况看，火电企业调峰积极性非常高。2014年10月施行三个月，深度调峰电量同比增长35%，挖掘深度调峰潜力100万千瓦，36家火电厂首次调到40%以下。具体到华中区域，当前可以做以下几点工作。

一是建立跨省消纳富余水电补偿机制，可单独制定补偿办法或通过“两个细则”来实现。

二是制定跨省电能交易实施细则，对跨省电能交易从政策层面加以限制和引导，促进资源优化配置。

三是完善跨省跨区电能交易会商制度，建立由各省市发电企业、政府部门及相关专家组成的评价小组，重点对中长期跨省跨区交易的合理性进行评价、公布。通过凝聚更大范围的共识，监督和促进电力调度机构做好节能发电调度工作。