電網(wǎng)直購電極限規(guī)模及評估指標(biāo)體系研究

王正風(fēng)1，吳 旭1，陳 實1，宋云亭，陳得治，張 晨

(1.國網(wǎng)安徽省電力有限公司調(diào)度通信中心, 安徽 合肥 230061； 2.中國電力科學(xué)研究院有限公司，北京 100192)

0 引 言

隨著中國電力市場發(fā)展，繼廠網(wǎng)分開后，在售電側(cè)逐步引入競爭機制，在現(xiàn)行售電體制下增加了直購電交易，從而形成了“直購電+傳統(tǒng)計劃”的不完整市場體系[1]。參加直購電交易，用電企業(yè)可以減少成本，增加產(chǎn)品競爭力，擴大生產(chǎn)規(guī)模；發(fā)電企業(yè)可以增加機組利用小時數(shù)和效益[2]：因此直購電對于中國電力市場改革具有積極意義。

目標(biāo)電網(wǎng)作為直購電試點單位，在2014年建成交易平臺，同年直購電直接交易5.201×109kWh。隨著中共中央國務(wù)院《關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發(fā)[2015]9號文)發(fā)布，大用戶直購電規(guī)模進一步增大，2017年目標(biāo)電網(wǎng)直購電規(guī)模接近5.5×1010kWh，占比在所有省級電網(wǎng)中最高，但也遇到了很多問題。隨著直購電規(guī)模增大，不同容量機組利用小時數(shù)偏差增大，電網(wǎng)調(diào)峰空間降低，部分輸電斷面的流經(jīng)功率增加，增加了電網(wǎng)調(diào)度工作的壓力。為保證電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行，需要計算所能承受的直購電規(guī)模上限。

國內(nèi)外針對直購電已經(jīng)做了一定的研究。文獻[3]針對含大用戶直購電系統(tǒng)，分析了直購電對電網(wǎng)調(diào)度以及效益的影響。文獻[4]構(gòu)建了大用戶最優(yōu)直購電合同電量模型，給出電網(wǎng)最優(yōu)合同電量解。文獻[5]在直購電準(zhǔn)入標(biāo)準(zhǔn)之上，計算了各企業(yè)所能獲得的直購電量。文獻[6]提出了考慮新能源消納的大用戶直購電模型。文獻[7]提出一種基于雙邊形態(tài)技術(shù)匹配的撮合交易模型。但上述研究成果無法量化電網(wǎng)所能承受的直購電規(guī)模上限。

為進一步研究直購電規(guī)模上限，需要量化電網(wǎng)參數(shù)對直購電規(guī)模的影響。文獻[8-11]研究了直購電與電網(wǎng)政策、運營以及運行等的關(guān)系。文獻[12]分析了直購電對可利用輸電能力的影響。文獻[13]量化了直購電對網(wǎng)損的影響。文獻[14-15]建立模型，分析了直購電價變化對電廠、大用戶及電網(wǎng)公司利潤的影響。目前，尚未有量化指標(biāo)分析各參數(shù)對直購電規(guī)模的影響。

下面依托目標(biāo)電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)與歷史負(fù)荷數(shù)據(jù)，預(yù)測2018年負(fù)荷，選取典型日并確定開機方式，提出量化直購電規(guī)模上限的的計算方法。針對相關(guān)影響因素，提出指標(biāo)體系以量化各參數(shù)對直購電規(guī)模上限的影響。通過實際電網(wǎng)數(shù)據(jù)分析，驗證了所提模型的可行性與正確性。

1 目標(biāo)電網(wǎng)直購電極限規(guī)模計算

為計算直購電規(guī)模，在保證有功負(fù)荷與出力平衡的情況下，要盡可能壓縮小機組(300 MW機組)出力，提高大機組(600 MW及以上機組)利用時間。直購電規(guī)模的上限Wzmax可以通過式(1)求取。

Wzmax=(T60-T30)PN60

(1)

式中：T60和T30分別為大機組和小機組的利用小時數(shù)；PN60為大機組的額定容量總和。

由此可見，為了計算電網(wǎng)小機組的最小利用小時數(shù)，需要提前對電網(wǎng)進行負(fù)荷預(yù)測與典型日的選取，并針對各典型日確定機組的開機方式。

1.1 目標(biāo)電網(wǎng)負(fù)荷預(yù)測

首先根據(jù)歷史負(fù)荷數(shù)據(jù)，確定2018年夏天和冬天的最高峰負(fù)荷。假設(shè)2018年統(tǒng)調(diào)用電量增長比例為6%。考慮負(fù)荷預(yù)測采用的歷史數(shù)據(jù)應(yīng)遵循時效性原則，選取2016年9月至2017年8月的負(fù)荷數(shù)據(jù)作為預(yù)測基礎(chǔ)。2018年各月的最大負(fù)荷由歷史負(fù)荷按6%的年增長率確定。

雖然負(fù)荷有一定隨機性，但年負(fù)荷曲線同期相似程度較高，因此可通過對往年負(fù)荷曲線的平移和拉伸得到2018年負(fù)荷，保留了日負(fù)荷曲線變化規(guī)律。

全年負(fù)荷預(yù)測見式(2)。

(2)

1.2 典型日選取

由于開機方式的優(yōu)化及確定過程中需要對目標(biāo)電網(wǎng)的潮流、靜態(tài)安全和暫態(tài)安全進行校核，選取覆蓋2018年目標(biāo)電網(wǎng)安全穩(wěn)定邊界的典型日進行安全穩(wěn)定校核。

典型日選取應(yīng)遵循同類型日選取原則，分為工作日和節(jié)假日。從安全角度考慮，典型日選取應(yīng)覆蓋各月峰荷及節(jié)假日谷荷。全年按照各月不同負(fù)荷情況選取典型日，各月所選的典型日平均負(fù)荷應(yīng)真實反映該時間段總體負(fù)荷水平。

1.3 火電機組開機優(yōu)化

圖1給出了火電機組開機方式優(yōu)化及安全穩(wěn)定校核時遵循算流程。

圖1 開機方式優(yōu)化及直購電規(guī)模計算

首先根據(jù)典型日負(fù)荷計算火電機組總輸出功率，確定機組開機規(guī)模。根據(jù)2018年火電機組檢修計劃，在該典型日檢修的機組應(yīng)停機。從備用及穩(wěn)定角度出發(fā)，運行中應(yīng)避免電廠全停，至少保留1臺開機。然后根據(jù)開機規(guī)模安排其他機組開機方式，應(yīng)盡量減少300 MW機組開機，增加600 MW及以上機組開機。

優(yōu)化開機方式后，對電網(wǎng)進行潮流、靜態(tài)安全、暫態(tài)安全校核，確保該開機方式下：基礎(chǔ)潮流無線路及主變壓器過載，電壓水平符合要求；靜態(tài)N-1無線路及主變壓器過載，電壓水平符合要求；暫態(tài)N-1系統(tǒng)保持穩(wěn)定。

典型日最大負(fù)荷通過安全校核后，再對腰荷、谷荷情況進行電網(wǎng)安全校核，通過后即可確定該開機方式，若不通過，根據(jù)安全校核中存在的問題重新調(diào)整開機方式后繼續(xù)進行安全校核。

2 目標(biāo)電網(wǎng)直購電指標(biāo)體系

選取相關(guān)敏感參數(shù)，構(gòu)建評估指標(biāo)體系，為進一步研究直購電規(guī)模提供了依據(jù)。

2.1 直購電對系統(tǒng)調(diào)峰能力的影響

處于運行狀態(tài)機組的調(diào)峰能力，理論值等于最大可能出力和最小出力間差值。隨著國民經(jīng)濟發(fā)展和用電結(jié)構(gòu)變化，各區(qū)域電網(wǎng)不同程度出現(xiàn)了峰谷差越來越大的情況，對系統(tǒng)調(diào)峰要求也日趨苛刻。隨著交易電加入，固化了部分機組的部分甚至全部出力空間，縮小了可調(diào)出力范圍，如圖2所示。

圖2 直購電對電網(wǎng)調(diào)峰能力的影響

2.2 基于直購電合理分配確定單筆交易是否可行

為了擴大交易電規(guī)模，需要盡可能保證交易電在不同容量機組間的合理分配，杜絕交易電集中于大機組，造成機組發(fā)電不均衡。因此審核每筆交易時，可規(guī)定交易電量與該機組正常發(fā)電量間比值應(yīng)小于當(dāng)前時間點目標(biāo)電網(wǎng)交易電量剩余量與系統(tǒng)總發(fā)電剩余量間比值。

(6)

式中：Wzi為機組i在一段時間之中簽訂的交易電量；PNi為其對應(yīng)的額定功率；kj為當(dāng)前時間負(fù)荷占每一天最高峰負(fù)荷的比例；T為交易電交易持續(xù)的時間；Wz1和W1為當(dāng)前時間點已經(jīng)發(fā)出的交易電量和總的發(fā)電量；WzN和WN為預(yù)測的全年交易電量和系統(tǒng)總發(fā)電量。

2.3 扣減系數(shù)對各機組直購電量不均衡度的影響

每年年初，政府會下達各電廠經(jīng)磋商獲得的交易電量。根據(jù)各機組的扣減系數(shù)，可以得到各發(fā)電機組的年度市場電量上限。如果根據(jù)交易電計算得到的全年總電量和利用小時數(shù)太低或者太高，則認(rèn)為校核不通過，需要調(diào)整個別機組的交易電量。

假設(shè)某發(fā)電機組分到的交易電量為Wz，則其剔除容量

(7)

式中：TD為大用戶利用小時數(shù)，一般取5800 h；kT為扣減系數(shù)，300 MW機組取1，600 MW機組取0.9，1000 MW機組取0.85。因此機組的計劃容量PJ=PN-PT。

如果機組沒有分配到交易電量，則其基礎(chǔ)利用小時數(shù)為3174 h，考慮交易電量后的計劃容量，機組的基礎(chǔ)利用小時數(shù)為

(8)

其基本電量為

前人利用壓汞法的孔隙數(shù)據(jù)對儲層孔隙分形維數(shù)進行了推導(dǎo)[15-16]，提出了利進進汞體積V和其對應(yīng)的壓力P來計算孔隙結(jié)構(gòu)分形維數(shù)，即

WJ=TJPJ

(9)

基本電量和交易電量之和即為該機組的全部電量。

通過對比不同扣減系數(shù)下各機組的總發(fā)電量，分析不同機組不同扣減系數(shù)對總電量的影響，從而確定最優(yōu)扣減系數(shù)，防止不同容量機組之間獲得電量偏差過大。

2.4 負(fù)荷增長對直購電規(guī)模上限的影響

為了探究目標(biāo)電網(wǎng)負(fù)荷增長率對系統(tǒng)所能承受的直購電規(guī)模上限的影響，需要先得到不同增長比例下各時間點電網(wǎng)的總負(fù)荷。通過調(diào)整夏高頂峰負(fù)荷的大小，按照原有的各時間點對頂峰負(fù)荷所占比例，可以計算出各時間點的負(fù)荷。再根據(jù)各典型日所對應(yīng)的負(fù)荷，重新制定開機計劃。同樣，應(yīng)盡量減少300 MW機組開機，增加600 MW及以上機組開機。

獲得不同負(fù)荷增長率下全年300 MW和600 MW機組的利用小時數(shù)，通過式(1)求得所對應(yīng)的直購電規(guī)模上限。

3 計算分析

3.1 目標(biāo)電網(wǎng)直購電規(guī)模上限

3.1.1 2018年目標(biāo)電網(wǎng)負(fù)荷預(yù)測

根據(jù)目標(biāo)電網(wǎng)2016年9月至2017年8月的歷史負(fù)荷數(shù)據(jù)，提取各月的高峰和低谷負(fù)荷，預(yù)測出2018年全年目標(biāo)電網(wǎng)各月的負(fù)荷如表1所示?？梢钥闯?，最大負(fù)荷逐年顯著增大，但低谷負(fù)荷增加幅度不顯著，因此2018年各月的最大負(fù)荷按照增長率

6%計算。預(yù)測的2018年每小時的全年統(tǒng)調(diào)負(fù)荷曲線如圖3所示。

圖3 目標(biāo)電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)負(fù)荷曲線

3.1.2 典型日的選取

按照2.2節(jié)中所提典型日的選取辦法，得到2018年目標(biāo)電網(wǎng)的典型日如表2所示。

3.1.3 直購電規(guī)模上限

在滿足電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行、迎峰度夏度冬及供熱需求等約束下，2018年目標(biāo)電網(wǎng)300 MW火電機組的年最低利用小時數(shù)為3228 h(對應(yīng)發(fā)電量3.13×1010kWh，此時的600 MW及以上火電機組的最大利用小時數(shù)為5092 h(對應(yīng)發(fā)電量1.166×1011kWh)。2018年目標(biāo)電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)用電量為1.741×1011kWh，吉泉直流送入電量為4.0×109kWh，具有參與市場交易資格的統(tǒng)調(diào)火電機組(不計自備電廠)發(fā)電總量為1.479×1011kWh。

表1 目標(biāo)電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)負(fù)荷 單位：MW

若300 MW及以下機組最低利用小時數(shù)為3228 h(年發(fā)電量3.13×1010kWh)，600 MW及以上大機組滿足電網(wǎng)正常運行的最低利用小時數(shù)也取300 MW機組的計算值3228 h(年發(fā)電量7.39×1010kWh)，則利用統(tǒng)調(diào)用電量減去滿足電網(wǎng)正常運行的最低發(fā)電量，可得2018年目標(biāo)電網(wǎng)大用戶直購電交易規(guī)模上限為4.27×1010kWh。

3.2 目標(biāo)電網(wǎng)直購電指標(biāo)研究

3.2.1 直購電對電網(wǎng)調(diào)峰能力的影響分析

圖4給出了目標(biāo)電網(wǎng)每天處于運行狀態(tài)下機組的最大最小出力，圖5給出有無直購電情況下的系統(tǒng)調(diào)峰能力。在夏高和冬高時期，交易電將導(dǎo)致系統(tǒng)調(diào)峰能力的下降。

表2 目標(biāo)電網(wǎng)典型日 單位：MW

圖4 機組每天最大最小出力

圖5 直購電對系統(tǒng)調(diào)峰能力的影響

3.2.2 確定單筆交易是否可行

假設(shè)某電廠簽訂了一份在2月份的1.0×108kWh的交易電量，在此時間點，剩余的交易電量假設(shè)為4.2×1010kWh，根據(jù)1月份的發(fā)電預(yù)測，剩余的總發(fā)電量為1.434 31×1011kWh，因此KN=0.293，根據(jù)式(6)可以計算出K=0.178 1大于0.5KN，所以滿足直購電的合理分配。

3.2.3 扣減系數(shù)對機組分配電量的影響分析

對于單臺機組，改變其扣減系數(shù)，其交易電量對應(yīng)的利用小時數(shù)見圖6。無論是300 MW、600 MW還是1000 MW機組，當(dāng)其扣減系數(shù)增加后，其全部電量的利用小時數(shù)隨之減小。因此為了控制不同容量機組間所分配電量不平衡度，可以考慮增加大容量機組扣減系數(shù)、減小小容量機組的系數(shù)。

圖6 機組利用小時數(shù)隨扣減系數(shù)的變化

3.2.4 負(fù)荷增長對直購電規(guī)模的影響分析

調(diào)整夏高頂峰負(fù)荷，得到各負(fù)荷增長率下電網(wǎng)300 MW機組和600 MW機組利用小時數(shù)如表3所示，對應(yīng)的直購電規(guī)模上限如圖7所示?？梢钥闯?，當(dāng)2018年目標(biāo)電網(wǎng)負(fù)荷增長率逐漸增加時，系統(tǒng)的整體交易電量上限趨于穩(wěn)定，大約為5.27×1010kWh。對于300 MW和600 MW機組的利用小時數(shù)，二者增長幅度基本一致。

4 結(jié) 語

結(jié)合目標(biāo)電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)和歷史負(fù)荷數(shù)據(jù)，預(yù)測2018年負(fù)荷，確定開機方式，計算直購電規(guī)模上限。

表3 不同負(fù)荷增長率對應(yīng)的各機組利用小時數(shù)

圖7 不同負(fù)荷增長比例對應(yīng)直購電規(guī)模上限

對敏感參數(shù)構(gòu)建指標(biāo)體系，量化各參數(shù)對交易電規(guī)模的影響，得出以下結(jié)論：

1)由于市場作用，直購電逐漸向大機組傾斜，在量化電網(wǎng)所能承受直購電規(guī)模上限時，可以在確定開機方式時盡量多開600 MW及以上機組。按照年負(fù)荷增長率為6%計算，目標(biāo)電網(wǎng)2018年所能承受的直購電規(guī)模上限為4.27×1010kWh。

2)直購電會固化機組的一部分調(diào)峰能力，對比有無直購電下目標(biāo)電網(wǎng)的調(diào)峰能力，可以看出，在夏高和冬高時，直購電導(dǎo)致系統(tǒng)調(diào)峰能力下降。

3)隨著扣減系數(shù)增加，機組全部電量利用小時數(shù)隨之減小。為了保證不同容量機組電量的不均衡度較小，考慮增加大機組的扣減系數(shù)，同時減少小機組的扣減系數(shù)。

4)當(dāng)目標(biāo)電網(wǎng)負(fù)荷增長率逐漸增加時，系統(tǒng)的整體交易電量上限，趨于穩(wěn)定，大約為5.27×1010kWh。對于300 MW和600 MW機組的利用小時數(shù)，二者增長幅度基本一致。