东北电网区域电力市场运营技术支持系统方案的研究_裴丽颖

2004年6月吉　林　电　力Jun.2004

　　　　　　　　　　　　　　　　　　

东北电网区域电力市场运营技术支持系统方案的研究

StudyofModeandTechnicalSupportingSystemSchemeof

ElectricityMarketOperationinNortheastGrid

裴丽颖,朱玉林

(东北电力设计院,吉林　长春　130021)

摘　要:根据国务院电力体制改革方案和国家电力监管委员会关于区域电力市场建设指导意见,结合东北电网电力资源、用电负荷特点、电网技术条件以及电力体制状况等,探讨了东北电网区域电力市场的运营模式以及电力市场技术支持系统的建设方案。

关键词:电力市场;运营模式;技术支持系统

Abstract:Onthebasisofstructuralreformingschemesofelectricpowerindustry,operationmodeandschemeoftechnicalsupportingsystemofelectricitymarketinNortheastgridarediscussed.Atthesametimetheresourcesofelectricity,characteristicofelectricpowerconsumption,technicalconditionofgridandstateofelectricpowersystemetc.inNortheastgridareintroduced.

Keywords:electricitymarket;operationmode;technicalsupportingsystem

中图分类号:TM727;F713.5　　　　文献标识码:A　　　　文章编号:1009-5306(2004)03-0001-05

　　根据国家电力公司改革分四步走的总体目标,从2001年到2010年将实现第三步改革,即基本完成跨大区联网,形成全国联合电网,统一调度;实行厂网分开,建立公平、公正、公开、竞争有序、完善的发电侧电力市场。2010年以后,开始进行第四步改革,即根据条件实行发、输配、营业3个环节分开,建立起规范有序的电力市场,在更大范围内引入市场竞争机制。

目前,东北电网3个省级发电侧电力市场试点单位已经积累了一定的运行经验。东北电网EMS、电能量计量系统等相关技术支持系统也都具备良好的运行状况,因此,无论是国家相关政策还是现有的各方面条件,都已具备了建立东北电网区域电力市场的有利条件。

共同电力市场两种模式。

a.　统一电力市场　统一电力市场是在一个区域内设置一个电力市场运营机构,电能交易(包括合约交易和现货交易)和交易价格均在一个市场运营机构内形成。区域电力市场内实行统一规划、统一规则、统一管理及统一运作。

b.　共同电力市场　共同电力市场是在一个区域内设置一个区域市场运营机构和若干个市场运营分支机构,电能交易(包括合约交易和现货交易)和交易价格在市场运营机构内分层形成。区域电力市场内实行统一规划、统一规则、统一管理及协调运作。

东北电网的电源结构特点是北电南送,省间的交换功率较大,而且水电资源分布不均,因此东北电网较适宜建立统一电力市场,这样可以最经济地利用全区域的能源,有利于消除省间壁垒,提高全网的运行可靠性。当出现输电阻塞时提供消除阻塞的措施,同时协调与华北电网的电力交换。但是,从东北电网现行的调度管理体制、发电企业的通道条件以及东北网调的资源条件来看,现阶段成立统一电力市场还不具备条件,而且取消3个已渐近成熟的省

1　区域电力市场运营模式及交易方式

1.1　运营模式

根据国家电力监管委员会(简称国家电监委)颁发的《关于印发区域电力市场建设指导意见的通知》的精神,我国区域电力市场将包括统一电力市场和

收稿日期:2004-01-13

作者简介:裴丽颖(1962-),女,高级工程师,现在东北电力设计院系统处工作。

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级发电侧电力市场或改作其他电力市场运营系统都将浪费大量的投资,因此建立统一的东北区域电力市场目前存在诸多困难。

鉴于此,现阶段主要考虑网调直管的发电企业参与区域电力市场的竞价上网,而各省仅作为一个负荷或发电企业参与区域电力市场的竞价。

目前各省直管的发电企业仍参与省内竞价。随着东北区域电力市场的运营日趋规范、技术支持系统的日见成熟以及全网通信网络的完善,应逐渐增加区域电力市场竞价上网发电企业的数量,减少省级发电企业竞价上网的数量,最终过渡到统一电力市场模式。1.2　交易方式

无论东北区域电力市场的运营模式如何,东北区域电力市场的交易方式都将依据国家电监委颁发的电监市场〔2003〕21号文中的相关内容,并结合东北电网的具体情况确定。本文参照国内外电力市场的交易方式,并结合东北电网的特点,认为东北电网的交易方式主要应包括电量市场、辅助服务市场以及输电服务市场。1.2.1　电量市场

a.　合约交易　东北区域电力市场的电量交易将按照“合约交易为主,现货交易为辅”的原则进行。合约交易是指市场主体通过签订电能买卖合同进行的交易。合约交易可以按周、月、季、年或一年以上时段组织。

b.　现货交易　现货是指由发电公司竞价形成的次日24h电能交易,以及为保证电力供需的即时平衡而组织的实时电能交易。现货市场中的各发电公司在合约出力的基础上,对次日负荷的未平衡部分进行竞价。

c.　实时交易　当电网发生电源事故或负荷出现较大偏差,日前制定的预调度计划无法满足运行需要时,交易中心将组织实时电量市场交易,以维持电量平衡。针对电网出现的“欠发电”、“过发电”和“输电阻塞”现象,实时电量市场提供“实时竞价”、“过发电管理”以及“阻塞管理”3种交易形式。d.　双边交易　此种交易方式将实现发电公司和大用户之间直接进行的电力交易。双边交易应至少1个月之前进行。由发电公司和大用户直接协商确定出力曲线以及电量电价,但双边交易必须通过东北电力交易中心的核准和确认才能生效。由于双边交易与现行电网运行方式差别较大,在“十五”电力市场改革的初期,尚不具备进行双边交易的条件,待“十一五”条件成熟后逐渐开放双边交易。

e.　发电权交易　为了弥补由于机组原因引起的合约交易计划的违约、减少给市场带来的违约损失、维持稳定的电力供应,东北电力市场应建立发电权市场,作为合约电量的二级交易市场。

在发电权市场中,发电公司只能转让其无法执行的合约电量。发电权交易最迟应在实际执行日之前2个工作日进行。发电权交易应以机组为单位进行。东北电力交易中心采用集中撮合,确定发电权的交易计划,并进行安全校核。

1.2.2　辅助服务市场

a.　调频辅助服务　调频辅助服务市场提前一天进行。东北电力调度交易中心以统一购买的方式组织调频辅助服务市场。在现货市场中机组的开停机计划确定后,在开机的机组中进行调频辅助服务的竞价。具有AGC调频能力、调频速率达到门槛速率以上的机组,向东北电力交易中心申报相关数据,参与调频辅助服务市场的竞价。东北电力交易中心以综合成本最低为目标,确定调频辅助服务交易计划。

b.　备用辅助服务　备用辅助服务市场提前一天进行。东北电力交易中心在现货市场交易结束后,以统一购买的方式组织备用辅助服务市场。具有空闲发电容量的在线机组均可向东北电力交易中心申报价格,参与备用辅助服务市场的竞价。东北电力交易中心以综合成本最低为原则,确定系统中的备用辅助服务交易计划。

c.　无功功率辅助服务　由于无功功率生产及成本占总电能成本比例很少,而且其计算复杂,因此现阶段暂不考虑无功功率辅助服务市场的竞价,无功功率辅助服务是无偿服务。东北电力交易中心将根据电网的实际需要,进行无功功率服务的实时调度和考核。各发电公司应按照调度指令提供无功功率支持,将功率因数维持在额定范围内。

d.　冷备用　冷备用机组不单独组织市场交易。东北电力交易中心仅在没有竞争到电量的停运机组中,选择报价最低的若干台机组作为系统的冷备用机组。

1.2.3　输电服务市场

东北电网公司是输电服务的提供者,并承担输变电网络的建设、输变电系统的维护等职责。电网公司提供输电服务后,应向用户收取必要的输电费用。输电费用将用于弥补电网固定投资、电网运行费用、网络损耗以及支付其他相关费用,并为电网的发展

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提供资金。

输电价格的确定比较复杂。输电总成本应包括:电网运行和建设成本、网损费用、电网公司的合理利润、电网建设基金以及其他相关费用。输电费用由用电者和发电公司共同承担。输电价格应视市场运营情况每年或每月制定一次。

3.1　系统的功能要求

区域级电力市场与省级发电侧电力市场的功能要求有所不同。针对东北区域电力市场的具体要求,到“十一五”期间,其技术支持系统最终应实现以下主要功能。

a.　维持东北电网的安全可靠运行;

b.　执行区域控制功能,实现与华北电网之间的电力交易;

c.　维持发电与负荷之间的平衡;

d.　电量市场的定价、运作及市场管理;e.　辅助服务市场的定价、运作及市场管理;f.　输电服务的定价、运作及市场管理;g.　大用户直接向发电企业购电。

3.2　系统的总体结构

系统将由交易管理子系统、电量考核与结算子系统、合同管理子系统、报价处理子系统、市场分析与预测子系统、即时信息子系统及扩展的EMS、电能量计量系统组成。系统的每个子系统都有其特定的功能。3.2.1　交易管理子系统

交易管理子系统是电力市场顺利运作的基础,是系统的核心功能模块之一。该模块依据发电企业的申报数据,根据负荷预测和电网约束条件,进行电网交易计划的编制,经过安全校核后将计划结果传送给市场参与者和其他相关子系统。交易计划包括现货交易计划、实时交易计划和辅助服务计划。3.2.2　电量考核与结算子系统

该子系统从各相关子系统提取结算有关数据,考核市场成员计划的执行情况,完成电网公司与各发电企业之间的财务结算,并以加密方式送至即时信息子系统发布。其主要功能包括:电力数据统计处理,电量电费计算,调频机组辅助服务费计算,备用机组经济补偿费用计算,市场奖惩、考核费用计算及各类资金统计并生成帐单。

3.2.3　合同管理子系统

合同管理主要是监视合同的执行情况,并根据每天的发电计划执行情况进行修正,保证履行合同。系统将对合同的制定、管理、执行以及评估提供技术支持,并提供安全、可靠、灵活、方便的合同管理手段。

3.2.4　报价处理子系统

3　技术支持系统的功能要求和总体结构设计

2　区域级电力市场技术支持系统建设原则

a.　“十五”后三年,将初步建成东北电网区域电力市场,明确市场运营规则,在规则的指导下建立系统;“十一五”期间将在原有系统的基础上,根据市场改革的要求,进一步完善各项功能。

b.　系统的软件平台应提供灵活的交易机制和多样化的交易种类,为市场成员提供充分的选择权和防范风险的手段。

c.　系统应采用开放式分布结构,统筹考虑各功能模块分布,支持开放电力市场的要求,留有发展余地。

d.　系统应尽量避免重复配置,并充分利用现有的EMS、电能量计量系统和待建的SPDnet、SPTnet等资源,避免资源浪费。

e.　系统应立足于国内,优先选用国内软件产品,同时积极借鉴国外先进经验。

f.　新建电厂在基建时应考虑配置相应的电力市场技术支持系统设备。

g.　结算系统应具有安全性、保密性和公开性,以确保财务数据和交易数据的准确、安全、可靠和可信,并便于检索和监督。

h.　合同管理系统应对合同的制定、管理、执行及评估提供检索支持。该系统应提供安全、可靠、灵活和方便的合同管理手段,对合同提供全过程的跟踪管理,支持交易计划的制定(合同约束)和结算。

i.　发电侧报价辅助决策系统应具有开放性、灵活性,能适应市场规则的变化。系统应尽可能采用通用的标准化软件及硬件设备,以便于将来开发和网络连接。

j.　应建立统一的东北电网电力市场交易运作监管中心,通过相应的技术手段,保障整个东北电网的各个电厂都能够参与平等竞争和电网经济效益的合理分配,防止电力市场不完善给电网安全运行带来负面影响,最大限度地提高电网安全运行的可靠性和经济性。

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报价处理子系统接收市场参与者的注册和申报数据,并对申报数据进行预处理。其主要功能包括:注册数据、申报数据辅助服务数据及市场分析与预测子系统等所需原始数据的生成、发送、接收、合理性校验及处理。

3.2.5　市场分析与预测子系统

该子系统将对电力市场未来情况进行信息采集和分析,从而使市场参与者能够提前了解市场未来的发电预期目标、负荷预测、交易价格预测、输电网络可用传输能力及系统安全情况,便于交易决策。该子系统的主要功能包括。

a.　根据历史数据预测可能的最大负荷、出现的时间及日电量,预测未来一年内每月典型日的负荷曲线;

b.　收集和分析未来一年内每周发电和输电的检修计划、预计机组可调容量、安全约束及其他可能对系统安全产生的影响;

c.　分析未来一年内每周的备用容量、可能发生的输电网络约束、预计备用不足的时段、预计电力供应短缺的时段、电力供应过剩的时段、预计的输电网络的传输能力、预计因网络约束条件影响发电调度的情况;

d.　分析和计算供需平衡的情况;

e.　预测未来电力市场的交易价格;

f.　当市场分析与预测系统确认电网可能出现安全稳定问题时,应立即发出提示信息;

g.　分析市场历史数据,包括:负荷预测、开关状态、机组启停、检修计划、水电计划、报价数据等,作为市场分析与预测的依据。3.2.6　即时信息子系统

即时信息子系统主要完成生产数据和市场信息的存储、发布及检索,使所有市场成员能够及时地、平等地访问相关的市场信息,保证电力市场交易的公平、公正、公开。总之即时信息子系统的功能就是根据市场运营规则,向所有市场成员发布各类市场运营信息。其主要内容包括:信息查询权限管理、远程访问服务、市场公告信息发布,系统充裕性评估等信息发布,短期负荷预报、发电计划等预计划处理信息发布,超短期负荷预报、实时调度计划、结算电价等实时调度信息发布,结算信息发布,辅助服务信息发布,电力市场运营规则、临时通知等,历史数据的综合查询、下载以及信息更新提示。3.2.7　扩展的EMS子系统

EMS作为电力市场技术支持系统中一个重要的子系统,在功能上已与非电力市场运营方式下的

EMS不尽相同,它用于保障东北电网的安全稳定运行,主要由SCADA、AGC、PAS以及DTS等功能组成。市场化后,功能改变最多的是AGC和PAS高级应用软件。另外,前置机系统也应根据市场运营规则进行扩充。市场环境中EMS改造、调整的主要有以下内容。

a.　SCADA功能　根据运营规则中确定的发电企业,扩充前置机的数采容量;整理好机组启停记录和开关动作记录等信息以便用于结算。要保证数据的准确性与实时性。

b.　AGC功能　应增加发布AGC命令的记录、ACE和频率记录以及AGC功能启停时间记录并送至结算系统;AGC机组的特性数据和运行数据需送至交易管理系统,供发电计划使用;同时应完善与短期负荷预测的接口等。

c.　负荷预测　目前的负荷预测软件受运行人员经验以及软件算法实用性的制约,其准确性难以满足要求。在电力市场运营机制下,不但会影响到发电计划的可操作性,使计划调整量增大,提高了电网的购电成本,甚至会危机电网安全。因此,为提高负荷预测的准确性还有大量工作要做。建议负荷预测功能与EMS或交易管理系统采用同一平台。d.　机组组合　机组组合的效益是最显著的。但在计划经济体制下,由于人为干预和不确定因素较多,很难自动实现。在电力市场中,由于遵循“三公”原则,机组组合反而容易实现。虽然机组组合功能是在交易管理系统中,目标函数不同了,但其基本算法并没有改变,仍然适用。

e.　调度员潮流　在市场环境中更需要调度员潮流,并且对其要求更高,尤其是在实时交易市场中。其基本算法将成为电力市场中安全校核的基础。f.　静态安全分析　应适应电力市场中安全校核和拥塞处理。

3.2.8　扩展的电能量计量子系统

一个充满竞争的、高效的和多样化的电力市场要求建立精确的、可靠的、高效的、可信的电能量计量系统。在数据的采集范围、精度、实时性,系统的处理能力、开放性、灵活性等各个方面都提出了更高的要求。东北网调电能量计量子系统主要用于完成所有竞价上网发电企业机组计量关口点的分时段电能量数据的自动采集、远传和存储,以支持电力市场的运营考核、电费结算和经济补偿计算等。目前该子系统正在进行改造,改造后的系统应满足市场化的要

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求,并应具备较强的开放性和灵活性。

统偶然故障造成数据丢失或交易中断时,应有人工

补救措施;

g.　准确性　在保证符合国家有关标准的前提下,通过检测、校验等方法,确保各类数据的准确性;

h.　一致性　要保证数据的一致性,各子系统获取相同数据的来源应是唯一的;

i.　连续性　全年365天,每天24h提供连续服务;

j.　即时性　在保证EMS实时性的同时,应保证报价、交易、结算及信息发布的即时处理和数据的及时传输;

k.　易维护性　系统的结构设计应注重系统的可维护性,并提供系统运营状态实时监视信息。

目前,尽管华东区域电力市场已经建立,但尚无成功的运营经验供东北电网借鉴。因此,东北电网区域电力市场的建设及完善过程将是复杂而漫长的,将在市场的实际运营中求发展、求完善。

(责任编辑　石宝山)

4　系统的技术特性

系统应遵循国际标准化组织、国际电工技术委员会等一系列法律法规。系统的总体技术特性如下。

a.　可靠性　系统的结构设计、设备配置、软件编制要保证技术支持系统的可靠运营;

b.　安全性　保证系统及其数据的安全,并根据《全国电力二次系统安全防护总体方案》(第七稿)关于电力市场技术支持系统各子系统的安全防护要求采用适当的防护措施,对用户进行授权与管理,并考虑信息保密的时效性;

c.　开放性　采用开放式体系结构和分布式系统设计,满足电力市场不断发展的需求;

d.　兼容性　系统应能够满足硬件、软件平台的兼容以及各子系统间的互联;

e.　可扩性　适应电力市场的发展以及规则的变化,并适应新技术的发展和设备的升级换代;

f.　完整性　要保证数据和交易的完整,在系

征稿启事

　　该刊是吉林省电力工业的综合性技术期刊,主要报道国内各个电网、电厂等有关的生产运行、设计施工、技术成果以及科学管理和电力市场经销方面的经验;刊载电力工业技术方针政策、技术规范及电力统计资料;介绍动力机械和电器电机设计制造部门在产品设计改造、改型方面的经验;反映国内外电力工业发展动态,具有指导性、技术性、实用性和新颖等特点。在面向吉林省发供电、设计、安装、修造企,大专院校,科研单位发行的同时,也面向全国各有关科研单位、大专院校、发供电企业、各大图书馆发行。本刊组稿的重点内容有以下几个方面:

*　电力工业可持续发展战略及其技术经济、科学管理及市场运营*　电力工业中新技术、新工艺、新设备、新材料的应用*　电力工业的安全生产、节能与环境保护

*　电力工业的技术监督、标准化、设备诊断和状态维修

*　电力系统和发电厂自动化及其通讯技术、计算机及网络技术的应用*　电力基本建设的规划、设计、施工和调试技术*　城市电网和农村电网改造技术*　电力企业改制、档案管理*　新能源的开发利用

*　国外电力新技术、新动向

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