山西电网机组供热及非供热电量分解交易方案研究

徐宏锐，杨林涛，尹莉欣

(国网山西省电力公司，太原 030001)

山西电网机组供热及非供热电量分解交易方案研究

徐宏锐，杨林涛，尹莉欣

(国网山西省电力公司，太原 030001)

针对山西电网现行市场交易机制与当前电网运行方式的矛盾，介绍了根据山西电网运行特性制定的供热及非供热电量分解交易方案。从总电量上限和月度电量上限对方案特性进行了分析，并通过历史数据测算验证了该方案的有效性和可行性。

电力网；电力交易；供热电量分解；非供热电量分解

受宏观经济影响，山西省用电负荷持续低迷，电力供大于求的局面进一步凸显，电力平衡更加困难。随着新投机组陆续并网，装机规模不断攀升，供热机组、风电机组容量持续增长，电力平衡、民生供热、新能源消纳等矛盾更加突出，山西电网机组运行方式明显呈现“供热期供热机组运行(部分供热机及全部非供热机组停运)、其他时段非供热机组运行(部分非供热机组及全部供热机组停运)”的态势。为保证电网安全稳定运行，同时配合电改过渡，迫切需要有合理高效的过渡期交易机制来匹配现行的电网方式，从而促进电力市场健康发展。结合山西电网运行情况，本文研究制定过渡期交易方案供热及非供热电量分解交易方案。

1 机组供热及非供热电量分解交易方案

按照供热期和非供热期的时间分界点，将发电单元的年度发电量分解为供热期电量和非供热期电量。根据发电单元的历史利用小时数，可以分别折算得到发电单元供热期折算容量P热和非供热期折算容量P非，二者之和为发电单元的实际装机容量。各类市场交易开始前，交易中心判断发电企业机组是否为供热机组，如果是，再判断当前发电企业所得全部电量是否大于供热期以热定电电量历史值，如果大于，则该发电企业按照折算容量P非参与本次交易，否则按照常规容量参与交易；如果为非供热机组，再判断当前发电企业所得全部电量是否大于非供热期发电量的历史值，如果大于，则该发电企业按照折算容量P热参与本次交易。可以形成发电单元参与市场容量的分段函数如下。如果发电单元为供热机组，则：

(1)

如果发电单元为非供热机组，则：

(2)

式中P额——发电单元的额定容量；Q获——发电单元当前所获得的总电量；Q总——发电单元上一年总发电量；Q热——发电单元供热期以热定电电量；Q非——发电单元非供热期发电量。

同样，可以得到电量平衡公式：

Q=Q计划+Q市场=Q热+Q非

(3)

式中Q——发电单元年度总发电量；Q计划——年度计划发电量；Q市场——年度直接交易发电量；Q热——若为供热机组，该值为年度供热期以热定电电量，若为非供热机组，该值为非供热机组在供热期的发电量；Q非——年度非供热期发电量。

根据公式

P=Q/H

(4)

可以得到：

P=P计划+P市场=P热+P非

(5)

(6)

(7)

(8)

(9)

式中H——发电单元利用小时数；P——发电单元装机容量；P计划——年度计划电量折算容量；P市场——年度直接交易电量折算容量；P热——若为供热机组，该值为供热期以热定电电量折算的容量，若为非供热机组，该值为非供热机组在供热期的折算容量；P非——年度非供热期电量折算容量。

最后可以得到满足保底电量后按折算容量可获得的市场电量：

Q市场折=P折×0.75×24×365

(10)

式中Q市场折——满足保底电量后按折算容量可获得的市场电量。

方案流程图如图1所示。

图1 供热及非供热电量分解折算流程图

2 方案特性分析

2.1总电量上限分析

根据容量计算公式，可以得到发电企业电量上限公式如下：

如果发电单元为供热机组，则

Q总上限=

(11)

如果发电单元为非供热机组，则

Q总上限=

(12)

由此可以得出，本方案没有固化发电企业的电量上限，符合市场自由竞争的规律。

2.2月度电量上限分析

常规上限计算公式为

Q月上限=Q月极值-Q年计分-Q年市分

(13)

对应公式意义为：允许机组申报的月电量上限=月机组最大可上网电量—月机组年度计划分解电量-月年度直接交易分解电量。

结合本方案考虑，上限有可能为

Q月上限=P折×24×Tm

(14)

对应公式意义为：允许机组申报的月电量上限=机组折算容量×24×当月天数。

所以，月度电量上限应该取两者的较小值：

Q月上限=min(Q月极值-Q年计分-Q年市分×P折×24×Tm)

(15)

3 方案测算方法

3.1测算方法

(1)按照地理位置划分供热时段，北部机组供热期为10月15日～次年4月15日，中部机组供热期为11月1日～次年3月31日，南部机组供热期为11月15日～次年3月15日，年中其他时段为非供热期。

(2)剔除风电、光伏、水电及年内新投产机组相关数据，为避免对分析数据产生影响，剔除2014年新投产的机组数据。部分发电企业的厂内电量互转对测算产生一定影响，在计算中剔除。

(3)按照供热时段分别统计发电单元供热、非供热电量。定义供热及非供热保底量，对于供热机组就是供热期满足供热要求所需的电量，对于非供热机组就是非供热期满足机组运行所需的电量。这里不单独考虑调峰调频机组的相关电量，因总电量中已经考虑了该部分电量。

(4)按照发电单元对应的利用小时折算供热容量和非供热容量。

(5)计算满足供热及非供热保底量后，发电单元可获得最大市场量。对于供热机组，获得量为满足供热电量后，机组按照P非参与市场所获得电量；对于非供热机组，获得量为满足非供热期运行电量后，机组按照P热参与市场所获得电量。

3.2实例说明

某发电企业甲机组容量共600 MW，且为供热机组，按照供热时间段划分(10月15日～次年4月15日)，2015年供热电量Q热为21.07亿kWh，非供热期电量Q非为9.74亿kWh，实际电量为30.81亿kWh，2015年利用小时为5 135.5 h。

甲机组的保底电量即为21.07亿kWh。供热电量与非供热电量分别除以利用小时，得到供热折算容量P热及非供热折算容量P非分别为41.03和189.7 MW，那么再参与市场的容量为P非即189.7 MW，理论上可获得的最大电量为16.6亿kWh，考虑到0.75的负荷率，可获得12.46亿kWh的电量，总电量即为21.07+12.46=33.53亿kWh。

4 数据分析

4.1供热及非供热电量比分析

供热期电量比非供热期电量，如果比值越大说明季节运行特性明显，即供热运行特性明显，反之如果比值越小，说明非供热运行特性明显。供热及非供热电量比越接近1，说明机组运行季节影响较小，机组在电网中调频作用明显。

分析得到，供热及非供热电量比值最大的10家电厂全部为供热机组，这些机组实际运行中供热运行特性明显。比值最小的10家电厂全部为非供热机组，非供热运行特性明显。比值均衡的电厂正体现其在电网中的调频特性，都是电网中重要的电源支撑点。2014年和2015年数据基本一致，体现数据的有效性较强，可参考性较大。

4.2测算分析

按照方案思路，可以测算得到发电单元在满足保底电量后理论上可从市场获得的最大电量，然后对比分析测算总电量与实际总电量的偏差。分别对两年的数据进行偏差百分比最大和最小值进行比对。通过计算可知，实际电量与计算电量偏差占总量百分比最小的发电企业；全部为受季节特性影响较大的发电企业，实际电量与计算电量偏差占总量百分比最大的发电企业，全部为受季节特性影响较小的发电企业。

4.3测算值与实际值供热及非供热电量占比分析

根据方案，可以测算得到发电企业获得的供热期电量和非供热期电量以及各自的占比。对比分析2014—2015年发电企业供热电量与非供热电量的测算值与实际值的占比变化情况(见表1)，可以得出每年发电企业供热电量与非供热电量占比基本没有变化，因此本方案对供热电量和非供热电量的电量占比没有影响。

表1 供热电量与非供热电量的测算值

4.4按容量等级分析

(1)按容量等级对电量占比进行分析

按照容量等级对发电企业进行分组，对比分析各容量等级发电企业的实际发电量和测算得到的电量占比(见表2)，可以得出每年实际电量和计算电量占比基本没有变化，所以本方案不会产生机组利用小时倒挂问题。

(2)按容量等级对测算结果进行标准偏差分析

标准偏差用以衡量数据值偏离算术平均值的程度。标准偏差越小，分布越平均，反之，越不均衡。引入该指标用以衡量本方案是否违背市场“自由竞争”的原则。为了保证样本计算的精确度，本次分析严格按照各容量等级进行划分(见表3)。表3可以看出，本方案测算电量的标准偏差值全部大于实际电量值，即分布不均衡，说明本方案不会对市场的自由竞争性有干扰。

表2 各容量等级发电企业的实际发电量和测算得到的电量占比表 %

表3 各容量等级机组电量的标准偏差 %

4.5特殊情况分析

(1)如电厂地处北部寒冷地区，为非供热机组，考虑机组防冻问题，冬季需开机运行，所以季节运行特性不明显，供热及非供热电量比值不突出。

(2)个别电厂作为区域电网唯一较大的电源支撑点，其运行特性应受季节特性影响较小，但是因其机组在2014—2015年连续进行超低排放改造，使得计算得到的供热及非供热比值与其运行特性有一定差距。

5 结语

(1)按照本方案开展交易后，如果机组受季节影响越小，在满足保底电量后，可获得市场电量的机会越大；反之，受季节影响较大的机组，在满足保底电量后，机组获得市场电量的机会越小。

(2)本方案不会对年度总供热电量和非供热电量占比产生影响，也不会产生利用小时倒挂现象。同时，本方案能充分保证市场的自由竞争性。

(3)本次分析以全部的市场电量为基础数据，并未细化分析市场内各成分占比及与供热及非供热电量之间关系。因此市场内各成分，除直接交易外，如特高压电量、超低排放奖励电量、河北增供、西龙池替代电量、发电权交易电量等是按照本方案思路以折算容量还是以全容量参与市场，本文并未给出定论。需进一步深入分析各成分对供热及非供热电量的影响关系。

(4)由于基础数据有限，加之新能源占比逐年提高，本方案未能深入研究市场电量占比变化对供热及非供热电量的影响。下一步，积累基础数据，结合模拟算法，进一步分析市场电量占比变化对本方案的影响，给出定性结论。

(5)本方案的测算结果均是理论值，与实际有一定偏差。为了降低改革风险，有必要引入电力市场模拟方法，对每套方案在山西电力市场中的均衡状态及发展演化过程进行定性和定量分析比较，发现方案和规则中的设计缺陷和不足。下一步，将重点研究电力市场模拟算法，结合基础数据对本方案以及新的市场规则进行推演，检验设计方案中的不足和缺陷，提升方案完整性。

(本文编辑：严 加)

Scheme for Heating and Non-heating Power Decomposition Transaction of Shanxi Power Grid Units

XU Hongrui, YANG Lintao,YIN Lixin

(State Grid Shanxi Electric Power Company, Taiyuan 030001, China)

To solve the contradiction between the current market trading mechanism and the operation mode of Shanxi power grid, this paper introduces the scheme for heating and non-heating power decomposition transaction based on the operation characteristics of Shanxi power grid. By analyzing the scheme characteristics from the maximum limit of the total power and the maximum limit of monthly power, it verifies the validity and feasibility of the scheme through historical data calculation.

power grid; power trading; heating power decomposition; non-heating power decompositio

10.11973/dlyny201704021

徐宏锐(1984—)，男，高级工程师，从事电力市场建设、交易规则管理工作。

TM721.1

：B

：2095-1256(2017)04-0448-05

2017-05-16