專利名稱：電力市場發(fā)電機組上網電量的控制及相應結算方法
技術領域：
本發(fā)明涉及一種由電網經營企業(yè)(含電網調度機構)根據發(fā)電公司通過技術支持系統(tǒng)自行申報的、反映一次能源轉換為電能效率的各機組變動成本，按照效率優(yōu)先原則，實施發(fā)電機組上網電量控制，并完成相應電費結算的方法。
目前，國外都是按“價格優(yōu)先”控制發(fā)電機上網的順序。其實現(xiàn)方法是發(fā)電商和批發(fā)商或用戶直接見面；電網經營企業(yè)通過兼有信息交換和控制功能的計算機網絡(稱為技術支持系統(tǒng))，收集每臺機組的報價，按照價格由低到高實施發(fā)電機的上網控制；每三、五分鐘確定一個調度電價，再按時間加權變換為每半小時一個電價。能夠近于實時地對全網各結點的電力、電量確定價格與結算并實施監(jiān)控。國外實現(xiàn)上述功能的這種技術支持系統(tǒng)投入巨大，如美國加州花了三億二千萬美元。
國內按“價格優(yōu)先”控制上網電力電量的系統(tǒng)還處于試運行階段。六個試點省份(東北三省、山東、上海和浙江)都是參照國外的“價格優(yōu)先”原則開發(fā)技術支持系統(tǒng)，其特點是由發(fā)電企業(yè)自由報價競爭，但僅以一部分電量例如不到20％實行競價上網。上述試點單位按“報價”控制的方法或者由于出現(xiàn)了惡意報價，而被政府有關主管部門明令暫停；或者操作繁雜，超出了現(xiàn)階段的實際需要；或者其技術支持系統(tǒng)脫離國情，可能導致額外的運作成本等等。
我國與西方發(fā)達國家的電力工業(yè)發(fā)展階段不同，國情有別。我國電力系統(tǒng)發(fā)電機組上網控制所面臨的特定難題主要有1、發(fā)電側利益主體多元化，實行多種電價，過去傳統(tǒng)的按等微增率控制機組出力的方法已不可用；2、老火電機組能耗高，效率低，變動成本高，但上網電價低。從節(jié)約一次能源的觀點看，理應限制這類機組上網發(fā)電；但從“報價”水平及降低電價的表層看，這類機組卻應該多發(fā)。3、老火電廠裝機容量小，職工人數多，退休人員多，需要考慮這類電廠的歷史貢獻，對這些電廠做作出合理安排。4、老電廠一般是省電力公司內部統(tǒng)一核算的發(fā)電企業(yè)，它與省電力公司既有關聯(lián)交易又有交叉補貼關系。其中個別老火電廠有可能因設備老化，早已停發(fā)；或因退休人員多，裝機容量小等原因，對省電力公司來說也是一個不小的負擔。另外，在輸配電定價機制確立之前，老水電廠確實又是省電力公司賴以維持的重要財力來源。5、新火電和新水電廠的能耗低、效率高，變動成本低，但因它執(zhí)行的是還本付息電價，電價也很高。與上述老電廠的情況相對照，可知這是一對矛盾。另外，新電廠一般是獨立發(fā)電公司，與省電力公司沒有利益上的直接關聯(lián)，加上省電力公司又事實上掌握著發(fā)電機組的控制權，使上述矛盾變成了“剪不斷，理還亂”的棘手事。因此，目前只有兩種選擇其一，省電力公司交出對發(fā)電機組的控制權；其二，省電力公司所屬的電廠統(tǒng)統(tǒng)分離成為獨立電廠。對方案一，大家都知道目前不可取，于是要求“網廠分離”就成了當前的唯一選擇?？墒牵鶕笆隼碛?，這還得要一個過程，不能急于求成。另外，即使網廠分開了，也僅僅解決了網廠之間可能聯(lián)手擠壓獨立發(fā)電公司的問題。而將被一并切斷的網廠之間交叉補貼問題，卻需要以解決電網經營企業(yè)的價格機制為前提。6、目前電力相對富余，尤其是豐水期，水電大都會棄水，火電有大量的機組停運，例如新火電機組雖然效率高，但因價格高影響其機組的年利用小時數。地方政府和有關用電企業(yè)、發(fā)電企業(yè)和省電力公司，自然想到了降價促銷。可是怎樣降，降多少，降價損失怎樣分攤等等，又是一件講不清的事政府和高能耗用電企業(yè)認為還降得不夠，認為是他們給電力企業(yè)帶來了充分利用水電的機會；而電網經營企業(yè)又認為由于增加了電網高峰時段的需求，不得不短時增開火電機組，由此增加的啟停費用遠遠大于增加的廉價電量所帶來的經濟利益。
我國電力行業(yè)由于電源結構上存在因新老發(fā)電企業(yè)歷史沿革不同所帶來的上述高效高價、網廠不分等問題，按“價格優(yōu)先”組織上網電源，顯得步履維艱。
本發(fā)明旨在提供一種全新的控制方法，解決現(xiàn)有方法的弊端以及我國電力系統(tǒng)發(fā)電機組上網控制所面臨的一系列特定難題，最大限度地實現(xiàn)資源的優(yōu)化配置，達到提高效率、調度“三公”(公平、公正、公開)，并使發(fā)電側降低電價的好處轉移給最終用戶的目的。
本發(fā)明的實現(xiàn)方法是這樣的由電網經營企業(yè)(含電網調度機構)根據發(fā)電公司通過技術支持系統(tǒng)自行申報的、反映一次能源轉換為電能效率的各機組變動成本，按照效率優(yōu)先原則，實施對發(fā)電機組上網電力電量的控制與相應的電費結算，1、所述的各發(fā)電機組一次能源轉換為電能的效率是這樣得來的它由發(fā)電公司自行(或專門的試驗機構)結合機組檢修通過試驗得出；或由發(fā)電機組制造廠家提供；或通過對歷史運行數據進行計算分析得到。各機組的效率可以采用多種表達形式，例如換算為相應一次能源的耗費，并攤進相應的運營、維護費用，將其轉換為用貨幣表示的該機組單位上網電能所需的一次能源及維修、人工費用，即與單位上網電量相應的變動成本Pi，Pi一經確定后，應記錄在發(fā)電公司與電網經營公司之間的合同中。
發(fā)電公司與電網經營公司之間的這份合同除記錄Pi之外，還要反映各發(fā)電企業(yè)不同的歷史沿革所帶來的苦樂不均問題。把由于退養(yǎng)職工多或還本付息壓力大等因素分離出來，再參照電網總的年度上網電量規(guī)?；蛩哪硞€百分數(例如90％)以及各機組歷年上網電量水平，轉換為機組的年上網電量和上網電價，把各發(fā)電企業(yè)由于不同的歷史沿革所帶來的退養(yǎng)職工多或還本付息壓力等因素，剝離出來，集中處理為各類機組具有可比、接近平衡的上網電量或年利用小時數、但有著可能很不相同、甚至相差懸遠的上網電價。把反映企業(yè)歷史沿革的這兩個參數也寫進合同，并由電網經營企業(yè)依此包銷，分別成為包銷電量Qc和包銷電價Pc，這份合同因此也稱之為包銷合同。這項歷史遺留問題的清理工作需要政府有關部門的大力支持、配合。不過，作為一種簡易的啟動方式，就用前幾年實際上網電量數據平均值的某個百分數(例如90％)作為包銷電量Qc；以現(xiàn)行電價作為包銷電價Pc也未嘗不可。
2、所述的技術支持系統(tǒng)是一個包括發(fā)電廠數據申報、包銷合同管理、電能量分時數據采集、調度自動化系統(tǒng)、發(fā)電上網控制和電費結算等模塊并兼有信息交換、處理和控制功能的電網調度自動化計算機網絡。電網控制指揮中心(電網調度機構)以一定的方式通過各模塊控制全電網的電力電量供需平衡和安全穩(wěn)定運行。
發(fā)電廠數據申報模塊完成各機組變動成本Pi的申報和可調出力、啟停調峰和備用容量等有償輔助服務的控制管理(有償輔助服務由電網調度機構另行結算，不在本發(fā)明討論之列)。本發(fā)明既適用于目前尚未安裝這套設施的電網，又能適應有了這套設施而趨于或實現(xiàn)了實時運作的電網條件。
包銷合同管理模塊完成各機組的包銷電量Qc和包銷電價Pc的管理與結算，還可根據需要來決定是否把它作為電網經營公司與發(fā)電公司的總的最終清算窗口。包銷合同管理模塊要將包銷合同中的包銷電量Qc分解成到季、到月、到周、到日、到每半小時的負荷輪廓曲線Pf，并不時滾動更新。還要將發(fā)電機組的可調出力Pa與負荷輪廓曲線Pf對照。由Pa所形成的電量稱Qa(可調電量)；由Pf所形成的電量為Qc。當Pa低于Pf時所影響的電量要從包銷電量中扣除，用以作為輔助服務中別的機組可調出力項下的獎勵性支付基金。
電能量分時數據采集系統(tǒng)，是用以采集電網各計量關口電能量數據的一套龐大的系統(tǒng)。它采集的發(fā)電機組等關口電量數據帶有時標(時間間隔可短到一至三分鐘)，并通過通信網絡(電話通信網絡或數據通信網絡)遠傳給電費結算模塊。這套系統(tǒng)是決定發(fā)電上網控制及其結算的時間跨度的關鍵設施，因此，它是實時電力市場的必備設施。本發(fā)明既適用于目前尚未安裝這套設施的電網，又能適應有了這套設施而趨于或實現(xiàn)了實時運作的電網條件。
調度自動化系統(tǒng)是目前國內電網已普遍使用的設施。其中的自動發(fā)電控制(AGC)，是實現(xiàn)全網機組上網電量控制的主要工具。由于本發(fā)明選取的關鍵參數Pm具有一系列獨有的特性，所以在本發(fā)明的具體實施中，技術支持系統(tǒng)中的上網電量數據采集、發(fā)電上網控制與結算模塊就將十分簡潔，用目前的電網調度自動化手段就可處理。只是到了供需直接見面，電網經營公司退出電力電量的購銷活動之后，才需要實時電力市場的實現(xiàn)手段與方法。調度自動化系統(tǒng)中還包括電網安全監(jiān)控模塊，用于對電網安全穩(wěn)定進行計算、分析或校核。當電網經濟與安全發(fā)生矛盾時，電網經濟性能必須以安全穩(wěn)定為前提。本發(fā)明可以定量分析出電網各不同安全穩(wěn)定措施的開銷或成本。本發(fā)明不涉及調度自動化系統(tǒng)的內部組成。
發(fā)電上網控制模塊是根據經濟性能(如Pi和輔助服務)對發(fā)電機組上網排序并控制發(fā)電機組上網電量的關鍵設施。電網控制指揮中心(電網調度機構)的控制行為通過它得以實現(xiàn)。
電費結算模塊的結算結果既可以與發(fā)電公司定期清算，也可以輸入包銷合同管理模塊，由包銷合同管理模塊連同包銷合同的執(zhí)行結果一并與發(fā)電公司定期清算。本模塊的控制功能通過發(fā)電自動控制設施(通常稱為AGC，是電網調度自動化的重要組成部分。)直接控制發(fā)電機組的出力，實現(xiàn)本發(fā)明的目的。由于電網一般都已具有AGC，因此，本發(fā)明既適用于目前尚未具備發(fā)電機組上網排序手段的電網，又能適應有了該模塊而趨于或實現(xiàn)了實時運作的電網條件。
3、所述的電網經營企業(yè)(指省電力公司，含電網調度機構)與發(fā)電公司就機組的控制、電能、電費結算關系。
發(fā)電公司按照發(fā)電機組的實際上網電量V和全網最高變動成本Pm以及提供的有償輔助服務，同調度機構進行資金結算?；蛘咧贿M行這筆資金的權益結算，留待財務部門定期清算。
按實際上網電量V和最高變動成本Pm結算的那部分電費，以及有償輔助服務費Ra，由財務部門交由電網調度機構運作。
合同雙方必須根據全網最高變動成本(調度價)Pm(或者，當機組未上網期間，按機組的實際變動成本Pi)和包銷合同訂定的包銷電價Pc之間的價差，及包銷電量Qc相互找補差額。
發(fā)電公司從電網調度機構和省電力公司收到的資金總額包括如下三部分一、根據包銷合同與省電力公司財務部門相互找補差價的部分；二、根據實際上網電量和全網最高變動成本，從電網調度機構結算的收益；三、提供有償輔助服務所得到的收益。第一塊收入，主要反映電廠歷史沿革的差別；第二塊收入，反映了效率優(yōu)先的原則各機組變動成本的高低決定了實際上網電量多寡。第三塊作為電網調度機構的成本，用于支付電廠或機組提供的輔助服務(本發(fā)明僅一般涉及)。以某發(fā)電機組的某一定時間區(qū)段為例，若設包銷電量為Qc，包銷電價為Pc，變動成本為Pi，相應于包銷合同時間跨度(同期)的實際上網電量為V，全網最高變動成本為Pm，輔助服務收入為Ra；那么，發(fā)電公司的該機組實際可得毛收入Rr，可用下述數學公式表示Rr＝Qc(Pc-Pm)+VPm+Ra(1)上式右邊的三項分別對應于前述發(fā)電公司的三部分收入式(1)右邊第一項，發(fā)電公司按機組包銷電價(Pc)與全網最高變動成本(Pm)之間的差價和包銷電量(Qc)與省電力公司財務部門結算。若Pc與Pm的差為負值，即Pm大于Pc，這意味著發(fā)電公司向省電力公司財務部門退回該差價。
式(1)右邊第二項，發(fā)電公司實際上網電量(V)、按全網最高變動成本(Pm)作為結算價，與電網調度機構結算所得收入。因此，全網最高變動成本(Pm)又稱為調度價。不過，發(fā)電公司還得沖銷相應電量(V)反映燃料、維修及人工費用的變動成本(Pi)費用，才是發(fā)電公司實際意義上的所得，即凈收入R＝Qc(Pc-Pm)+V(Pm-Pi)+Ra(2)式(1)右邊第三項為提供輔助服務所得到的收益。
式(2)是計算機組凈收入的公式，當機組的變動成本Pi大于全網最高變動成本Pm時，如果不考慮有償輔助服務所得到的收益，機組上網發(fā)電反而對發(fā)電公司不利。因為，這時V(Pm-Pi)為負值，意味著發(fā)電公司的凈收入還會減少。所以，發(fā)電公司為了自身的利益，在其Pi大于Pm時，會主動要求將機組停下來?；蛘哒f，發(fā)電公司有壓力要將機組的Pi降下來。
這樣，在技術支持系統(tǒng)中，與發(fā)電機組上網電力電量控制及其經濟利益緊密相關的六個參數可分為三組第一組，Qc和Pc，由包銷合同確定，一旦包銷合同生效，它們就成定數。但是為了防止發(fā)電公司作弊在合同簽訂之后為擠著上網而虛降變動成本。技術支持系統(tǒng)還必須進行如下處理在發(fā)電公司未提交相關機組變動成本降低的有效證明材料(并應向其他發(fā)電公司公布)之前，所降變動成本幅值的一部(例如一半)，必須從包銷電價Pc中減掉。
這是本發(fā)明中用于防止惡意提供數據的有效方法發(fā)電公司虛降變動成本，雖然必定在上網序列中靠前了，可能提前完成Qc，并進而超發(fā)，但發(fā)電公司的決策者就面臨一項風險超發(fā)的那一塊得利，能否彌補得了由于包銷電價Pc降低所帶來的損失呢？在技術支持系統(tǒng)中作如上處理也為發(fā)電公司降價銷售提供了一個契機對由于發(fā)電公司上述降價而留給電網經營公司的這一塊利益，必須被列為向用戶降價的基金。同時，這項措施又消除了因網廠不分，可能出現(xiàn)網廠聯(lián)手擠壓獨立發(fā)電公司的弊端，消除了獨立發(fā)電公司的擔心。
第二組，V和Pi，由發(fā)電公司自己掌握，關鍵是反映機組效率的變動成本Pi。雖然Pi同負荷水平密切相關，但一臺機組或一個廠、一個發(fā)電公司的變動成本在某個期間內是相對固定的，這是一個很重要的客觀事實，除非機組進行了大的改造，或由于燃料(價格、質量)波動、水電站開始或面臨棄水。這些都是可公開、可監(jiān)管的事件，不會受上述制衡機制約束(以便鼓勵發(fā)電公司進行技術改造提高效率和充分利用廉價、清潔能源)。
第三組，Pm和Ra，由電網經營公司(含電網調度機構)掌握。有償輔助服務的定價，例如機組啟停一次或低于最低技術出力的補償金額等，都可以根據運行數據或同類機組的數據，或通過專門試驗來確定，因此確定輔助服務收入Ra不會成為障礙。
再看Pm，因為它類似于實時電力市場的邊際成本，無疑是發(fā)電公司最值得關注、值得不放心的參數。本發(fā)明中的Pm完全不同于實時電力市場中的邊際成本(Pm)，雖然兩者的形式完全一樣。在實時電力市場中，Pm為電網動態(tài)的上網電量邊際價格，腳標m表示邊際(marginal)；而我們采用全網最高變動成本(Pm)，腳標m表示最大(max)。兩者的概念完全不同。
在“報價競爭”的實時電力市場中，發(fā)電上網控制的方法是上網容量達到預測負荷需求后，上網序列的最后一臺機組的報價(邊際價格)就作為所有上網機組的結算電價。由于電網負荷需求是動態(tài)的，因此邊際價格，即上網電量的結算價格也是動態(tài)的。按照實時市場的定價方法，上述計算發(fā)電公司收入的公式應該是積分形式，或準確地說，是每三、五分鐘計算一次各項的代數和，再累加取代數和完成當日的電費結算。
根據定積分計算的牛頓—萊布尼茲定理，我們可以在確定的積分區(qū)間內，先分別積分再進行相應運算。也就是說，發(fā)電廠收入的最終結算結果與幾部分收入合并結算還是分別結算無關，只與邊際價格和結算時段有關。另外，實時電力市場的邊際價格又是一個價格的參照標準，低于這個標準的所有機組不但可以上網，而且就按這個價格標準結算。邊際價格每變化一次，就得確定一次積分區(qū)間，進行相應計算。這就是實時電力市場必得以龐大的技術支持系統(tǒng)為基礎的緣由。
根據上述數學原理，并注意到在包銷電量Qc之內都是按包銷電價Pc結算的事實，結合電網的實際情況進行研究，不難在不同的季節(jié)、不同的負荷水平下界定不同的機組變動成本，把它作為相應結算時段的全網最高變動成本，也就是調度結算價格(稱調度價)。例如，豐、枯水期各取一個全網最高變動成本就可以了，甚至全年取同一個也未嘗不可。因為，在包銷電量Qc之內，發(fā)電公司的總收入與調度價并沒有關系。也就是說在我們的方法中，無論怎樣確定“邊際價格”或“調度價格”與發(fā)電公司都沒有經濟上的益損關系。
上面所討論的是機組上網運行、且實際上網電量尚未超出包銷電量Qc時的電費結算情況。
當機組實際上網電量超出包銷電量Qc之后，按照下述方法結算其電費在全網總包銷電量完成前，只要機組實際上網電量超過其包銷電量Qc而進入超發(fā)，就將尚未完成包銷電量的機組序列中的最低變動成本Pii作為超過包銷電量機組的結算價格。隨著第二、第三臺機組陸續(xù)進入超發(fā)，結算價格就隨之梯次升高。即超發(fā)部分的凈收入R＝(Pii-Pi)(V-Qc)(3)這種結算方法體現(xiàn)了同網同質同價的原則(超過包銷電量機組的結算電價均相同)。
在全網總包銷電量完成之后，全網最高變動成本Pm已不能用，電網的基本格局必定是若干高能耗機組未完成包銷電量；一些低能耗機組已超額完成了包銷電量。電網經營企業(yè)已有一定的超額獲利(源自于機組間變動成本的差別)，已有能力將高能耗機組的未完成的包銷電量買斷，或理解為履行包銷合同的能力。這意味著所有機組都已處在同一起跑線上，企業(yè)沿革不同導致的苦樂不均已隨包銷合同的履行而解決，面對的是一塊新增電量，怎么辦？本發(fā)明為定量地解決這一問題構筑了如下技術平臺。
有兩種處理方式第一種是最簡潔的方式由于這一塊電量數量并不多，不妨仍沿用前述方法，將尚未完成包銷電量的機組序列中的最低變動成本Pii作為超過包銷電量機組的結算價格。隨著后續(xù)機組陸續(xù)進入超發(fā)，結算價格再隨之梯次升高，最終接近或等于Pm。當電網負荷水平不高，可能到結算期結束，高能耗機組還會因缺少上網機會，遠未完成包銷電量！第二種，電網負荷較重，高能耗機組也因上網多發(fā)，也很快加入超發(fā)機組的隊伍，即全部機組都完成了包銷電量，只是低能耗機組超得多一些。這時，問題就顯得復雜些。它實質上等價于這么兩個問題其一，在“三段式電價(把最終用戶承擔的電價分為上網電價、輸電價格和售電價格三部分)”中，怎樣確定發(fā)電上網電價？是適當提高上網電價？還是保持在Pm不變，將電網經營企業(yè)獲得的超額利潤作為向用戶的降價基金？還是用來增強電網經營公司的實力？這需由政府決定，不屬本發(fā)明討論的范圍。
其二，又回到了問題的起點用隨負荷需求的動態(tài)排序形成的機組邊際變動成本(因本發(fā)明中的Pm已不能用)，加上本發(fā)明中抑制惡意提供數據和制約網廠聯(lián)手作弊的方法進行實時結算處理，雖然這是日后從根本上解決問題的出路，但對目前的電網條件來說確實還不值得。因為這一塊電量數量并不多(才占總上網電量的10％左右)。當然，對已具備實時運作條件的電網來說，完全可以采用實時控制的方法。不過，從前面的分析可以看出，我國目前除了從技術支持系統(tǒng)的意義上說不具備建立實時電力市場的條件之外，主要還有三點1、以電價為具體表現(xiàn)的電力企業(yè)的歷史問題待理順；2、網廠不分；3、供需未直接見面。
另外，如果出現(xiàn)某(些)機組全年都沒有運行過(可能性很大)，除了表示超發(fā)機組的超發(fā)部分的電量結算價不會超過該機組的變動成本之外，還表示該機組已到了考慮退役的時候了。
最后，所發(fā)明的上電量控制與結算方法，還能夠定量地給出全電網在各不同負荷水平下的電網調峰的成本。這些就不做更深入的分析了。
下面我們對未能上網機組的電費結算進行討論當機組不運行時，發(fā)電公司收入中就沒有實際上網電量V那一項。僅有省電力公司按相應時段的合同電量Qc(由負荷輪廓曲線分解、確定)、以及按一個合理的價格進行補償性結算的那一塊。因此，現(xiàn)在的問題歸結為按一個什么價格來結算這種“虛電量”呢？如果建成了完善的技術支持系統(tǒng)，實現(xiàn)了電力市場的實時運作，那么調度價就是當時的系統(tǒng)邊際價，也就是當時的系統(tǒng)邊際成本。某臺機組之所以未能上網，就因為它的變動成本大于系統(tǒng)邊際成本(對“價格優(yōu)先”的報價上網電力市場來說，這種情況是因為機組的“報價”高于系統(tǒng)的邊際“報價”)。
在包銷電量之內，按包銷電價和系統(tǒng)上述邊際價格對它補差，可理解為向它購買了上網電量指標，為效率高的機組騰出了市場空間。因此，給它一定的補償是合理的，在實時電力市場，因為有龐大的技術支持系統(tǒng)，所以是可行的。
然而，建立實時電力市場的技術支持系統(tǒng)是一項耗資巨大的工程，不是短時間可以實現(xiàn)的。那么，能否在既不需要多大投入、又能實現(xiàn)資源的優(yōu)化配置呢？前面我們已經講到，把電網運行機組中變動成本最大的一臺機組的變動成本(也可經測算后略微提高一點，為發(fā)電公司留出合理的獲利空間)作為一個結算時段中的調度價Pm，可大大簡化發(fā)電公司與調度機構的結算工作量。
對上網運行的機組，若其上網電量在包銷電量的數額之內，設定的上網調度價Pm不會對發(fā)電公司的最終結算造成數額上的影響(據定積分的計算定理)。
對未能上網運行的機組，若其上網電量未超出包銷電量的額度，就不能按上述調度價Pm來補差額。因為，Pm與Pi之間有一段可觀的差額。所以，必須按Pc與每臺機組的實際變動成本Pi來補差價。這就是說，對未能上網的機組，前述計算發(fā)電公司收益的公式必須修改為R＝Qc(Pc-Pi)(4)從上面我們對包銷電量之內的上網與未上網機組結算情況的分析可以看出。這種方法不僅很好地解決了上網與未上網的利益矛盾，而且，結算工作也相當簡單，根本就不需要龐大的計算機系統(tǒng)。
另外，把未上網機組的補差幅度由Pm改為Pi，有其更深的含義與作用鼓勵變動成本高的機組讓出市場空間，客觀上等于建立了一個實時、高效的電量調濟交易所，這是本發(fā)明的一個很有經濟價值與實際意義的特色。在本發(fā)明中，把發(fā)電機組啟停調峰和長時間在技術出力之下運行作為有償輔助服務處理的目的，就是為了方便發(fā)電公司準確地測算和申報變動成本。
下面結合附圖，對本發(fā)明做進一步敘述。


圖1、發(fā)電上網出力控制與結算技術支持系統(tǒng)物理連接示意2、Qc被分解到每半小時的負荷輪廓曲線Pf(示意圖)。其中，Qc(MWh)表示包銷電量(兆瓦時)；Pf(MW)將包銷電量分解到每半小時變化一次的發(fā)電出力功率(兆瓦)。
圖3、可調出力曲線Pa與負荷輪廓曲線Pf的匹配示意圖。其中，Pa表示每半小時變化一次的機組實際的可調出力(兆瓦)；Qa為Pa的積分，即相應于Pa的可調電量(兆瓦時)；ΔQc-ΔQa為Pa小于Pf時的相應電量。
圖4、發(fā)電機組同電網調度機構的控制、電費與結算關系圖。其中，F(xiàn)表示發(fā)電機組；CW表示省電力公司財務部門；D表示電網調度機構；V表示機組的實際上網電量；Ra表示有償輔助服務收入；圖5、發(fā)電機組上網電量控制與結算示意圖。其中，Pc包銷電價；Pm電網最大變動成本；Pi機組實際變動成本；Pii尚未完成包銷電量的機組序列中的最低變動成本；Qc機組的包銷電量；Pi’機組(可能)虛降變動成本；V機組的實際上網電量；V1全網總上網電量完成之日，超發(fā)機組的相應上網電量。
一、如圖1所示，發(fā)電上網電量控制與結算技術支持系統(tǒng)由發(fā)電廠數據申報、包銷合同管理、電能量分時數據采集、調度自動化系統(tǒng)、發(fā)電上網控制和電費結算等模塊并兼有信息交換、處理和控制功能的電網調度自動化計算機網絡。
(一)電網控制指揮中心(電網調度機構)以一定的方式通過各模塊控制全電網的電力電量供需平衡和安全穩(wěn)定運行。
(二)發(fā)電廠數據申報模塊通過電話或數字通信網絡完成各機組變動成本Pi的申報和可調出力、啟停調峰和備用容量等有償輔助服務的控制管理。
(三)包銷合同管理模塊完成各機組的包銷電量Qc和包銷電價Pc的管理與結算，還可根據需要來決定是否把它作為電網經營公司與發(fā)電公司的總的最終清算窗口。
(四)電能量分時數據采集系統(tǒng)，是用以采集電網各計量關口電能量數據的一套龐大的系統(tǒng)。它采集的發(fā)電機組等關口電量數據帶有時標(時間間隔可短到一至三分鐘)，并通過通信網絡(電話通信網絡或數據通信網絡)遠傳給結算模塊。
(五)調度自動化系統(tǒng)是目前國內電網已普遍使用的設施。其中的自動發(fā)電控制(AGC)，是實現(xiàn)全網機組上網電量控制的主要工具。由于本發(fā)明選取的關鍵參數Pm具有一系列獨有的特性，所以在本發(fā)明的具體實施中，技術支持系統(tǒng)中的上網電量數據采集、發(fā)電上網控制與結算模塊就將十分簡潔，用目前的電網調度自動化手段就可處理。只是到了供需直接見面，電網經營公司退出電力電量的購銷活動之后，才需要實時電力市場的實現(xiàn)手段與方法。調度自動化系統(tǒng)中還包括電網安全監(jiān)控模塊，用于對電網安全穩(wěn)定進行計算、分析或校核。調度自動化系統(tǒng)的內部組成圖中未予標示。
(六)發(fā)電上網控制模塊是根據經濟性能(如Pi和輔助服務)對發(fā)電機組上網排序并控制發(fā)電機組電力電量的關鍵設施。電網控制指揮中心(電網調度機構)的控制行為通過它得以實現(xiàn)。
(七)電費結算模塊的結算結果既可以與發(fā)電公司定期清算，也可以輸入包銷合同管理模塊，由包銷合同管理模塊連同包銷合同的執(zhí)行結果一并與發(fā)電公司定期清算。
(八)信息的交換、處理由電網的電話或數字通信網絡(由載波、微波、光纜構成)，以及電網的局域、廣域計算機網絡實現(xiàn)。這些手段對電力系統(tǒng)來說現(xiàn)已基本具備。
二、如圖2所示，為了保證電網電源的持續(xù)與均衡，并保證有足夠的備用容量。包銷合同管理模塊要將包銷合同中的包銷電量Qc分解成到季、到月、到周、到日、到每半小時的負荷輪廓曲線Pf，由電網調度機構負責整個電網任何時候的發(fā)電能力與負荷的平衡，并不時滾動更新。當機組未能上網發(fā)電時，就采用同期的Qc計算其應得電費。
三、如圖3所示，包銷合同管理模塊還要將發(fā)電機組的可調出力Pa與負荷輪廓曲線Pf對照。由Pa所形成的電量稱Qa；由Pf所形成的電量為Qc。當Pa低于Pf時所影響的電量(圖中標為1、2和3，其總電量為ΔQc-ΔQa)，應記錄下來，并從包銷電量中扣除，用以作為輔助服務中別的機組可調出力項下的獎勵基金。
四、如圖4所示，M1表示發(fā)電公司就其機組的實際上網電量從電網調度機構收到的電費，其值為M1＝VPm+Ra；M2表示發(fā)電公司就其機組的包銷電量與省電力公司財務部門相互找補差額，其值為M2＝Qc(Pc-Pm)，當M2為負值時，表示由發(fā)電公司向省電力公司付款；當機組未能上網時M2＝Qc(Pc-Pi)；M3表示調度機構的開銷全部來自于省公司財務部門。
五、如圖5所示，將機組的上網電量分成兩個區(qū)段(指以其包銷電量為界的兩個區(qū)段)和兩種狀態(tài)(指上網與未能上網)的三種不同情況分別進行電費結算。
(一)在包銷電量之內當機組上網時，其凈收入R＝Qc(Pc-Pm)+V(Pm-Pi)+Ra；毛收入Rr＝Qc(Pc-Pm)+VPm+Ra；(二)在包銷電量之內當機組未能上網時，其凈收入R＝Qc(Pc-Pi)；(三)當超過包銷電量之后在全網的總包銷電量完成之前，只要機組實際上網電量超過包銷電量Qc而進入超發(fā)，就將尚未完成包銷電量的機組序列中的最低變動成本Pii作為超過包銷電量機組的結算價格。隨著第二、第三臺機組陸續(xù)進入超發(fā)，結算價格就的結算價格。隨著第二、第三臺機組陸續(xù)進入超發(fā)，結算價格就隨之梯次升高，最終接近或等于Pm。即，毛收入Rr＝Pii(V-Qc)；凈收入R＝(Pii-Pi)(V-Qc)(四)在全網的總包銷電量完成之后，雖然本發(fā)明中的調度價Pm已不適用，因所涉及的上網電量已不多，不妨仍作同樣處理，即毛收入Rr＝Pii(V-Qc)；凈收入R＝(Pii-Pi)(V-Qc)(五)如若某發(fā)電公司虛降機組變動成本，在其未提交機組變動成本降低的相應有效證明(并應向其他發(fā)電公司公布)之前，所降變動成本幅值的一部(例如一半)，必須從包銷電價中減掉(如圖中虛線所示)，該金額作為向最終用戶的降價基金。此舉消除了網廠聯(lián)手作弊的利益驅動。
(六)在包銷電量之內，發(fā)電公司的總收入與調度價Pm并沒有關系。電費結算的工作量大為簡化。
(七)在電網所有發(fā)電公司(一個發(fā)電公司一般有多臺機組)都完成了包銷電量之日起，調度價Pm為日后電價改革，實行“三段式電價”，以及為進行輸配分開估測“過網費”等提供了很好的模擬、測算環(huán)境。并且，當全網完成了總包銷電量后，電網經營企業(yè)多得了一塊超額利潤，也可作為向最終用戶的降價基金，從而構成向最終用戶降低電價的定量分析平臺。
(八)第一臺機組完成包銷電量之后，它就開始擠占高能耗機組的上網電量空間，高能耗機組雖不上網發(fā)電，但按包銷電量和包銷電價與其變動成本之間的差價獲得收入，它肯定滿意；低能耗機組也可獲得比其變動成本高的收入，它也會滿意。這種高、低能耗機組之間相互轉讓上網電量份額的效果，相當于創(chuàng)辦了一個上網電量調劑交易所。
本發(fā)明具有下述明顯的優(yōu)勢與特色1、采用“效率優(yōu)先”的原則，既符合國家的能源政策，又避免了市場技能和市場環(huán)境方面的欠缺可能帶來的弊端首先，象上述高低能耗機組之間自動地轉讓上網電量份額的功能，就是本發(fā)明的一大特色。尤其是水火電機組之間的相互調濟，節(jié)能效果和經濟效益的無疑十分巨大。
其次，解決了網廠之間可能出現(xiàn)的聯(lián)手作弊，擠壓競爭對手的利益驅動，消除了獨立發(fā)電公司的顧慮。給網廠分開留下了必要的緩沖時間，為電力行業(yè)的改革避免采用硬著陸方式提供了條件。也是本發(fā)明的一大特色。
2、符合我國目前的國情和電力發(fā)展水平，目前國內電網現(xiàn)有的調度自動化設施就可滿足本發(fā)明的基本需要。不必急于投資建設龐大的實時技術支持系統(tǒng)，既使得每個省級電網節(jié)省數千萬元的投資，又極大地加快了改革的進程。是本發(fā)明的又一大特色。
3、為降低電價，讓最終用戶得利，為發(fā)電公司和電網經營企業(yè)降價銷售、開拓市場提供了定量分析和具體實施的較好方式，具有很好的社會、經濟效益。也是本發(fā)明的又一特色。
4、發(fā)電機組上網電力電量的控制與電費結算方法設計科學、新穎簡潔，駕簡駑繁，幾乎兼有現(xiàn)有發(fā)電上網控制方法的所有優(yōu)點，又避免了它們的缺點。而且可以移植給實時電力市場。是本發(fā)明的第五個特色。
5、能夠很方便地逐步推進、過渡到實時電力市場和供需直接見面的全面開放電力市場，避免了因情況不熟，倉促實施可能出現(xiàn)的失誤與損失。是本發(fā)明的第六個特色。
6、經濟學信息豐富。從供需平衡、電價空間、到電源布點、建設時機、邊際價格、網絡損耗、電網瓶頸等等都可以定性或定量給出真實的經濟學、會計學信息。尤其是對電網整體或電網經營企業(yè)以及各發(fā)電公司、或發(fā)電機組的固定成本、變動成本和機會成本都能夠給出動態(tài)、完整與客觀的信息。例如，全年不同時期、不同電網條件、不同負荷水平下Pm的變動情況就包含了很豐富的信息。是本發(fā)明的第七個特色。
7、充分考慮了新老電力企業(yè)的歷史沿革，兼顧了它們的利益。不會造成各相關利益主體的財務和既得利益的大的調整與震動。是一種有關各方都易于接受的改革模式和具體推進、操作方式。是本發(fā)明的第八個特色。
綜上所述，本發(fā)明具有重大的社會效益和經濟效益，對構筑適合中國國情的電力市場有廣泛的推廣使用價值。
權利要求
1.一種電力市場發(fā)電機組上網電量的控制及相應結算方法，其特征是由電網經營企業(yè)(含電網調度機構)根據發(fā)電公司通過技術支持系統(tǒng)自行申報的、反映一次能源轉換為電能效率的各機組變動成本，按照效率優(yōu)先原則，實施對發(fā)電機組上網電量的控制與相應的電費結算，(1)所述的技術支持系統(tǒng)是一套包括發(fā)電廠數據申報、包銷合同管理、電能量分時數據采集、調度自動化系統(tǒng)、發(fā)電上網控制和電費結算模塊(或子系統(tǒng))，并兼有信息交換、處理和控制功能的電網調度自動化計算機網絡。電網經營企業(yè)(含電網調度機構)以一定的方式通過有關模塊對全電網機組的電力電量進行直接或間接控制，實現(xiàn)電網的供需平衡和安全穩(wěn)定運行，(2)所述的電網各機組變動成本是相應于實際上網電量、并折算成貨幣形式的單位上網電量變動成本，由各發(fā)電公司根據燃料、運輸的價格、質量或水情(對水電廠而言)，在扎實的基礎工作之上提出，并不時作一定幅度的調整，預先向電網調度機構申報，(3)所述的機組上網電量的電費結算為將機組的上網電量分成兩個區(qū)段和兩種狀態(tài)的三種不同情況分別進行電費結算。1)、在包銷電量之內當機組上網時，其凈收入R＝Qc(Pc-Pm)+V(Pm-Pi)+Ra；其中R為機組應得到的凈收入；Qc為包銷電量；Pc為包銷電價；Pm為全網最高變動成本，又稱為調度價；V為機組在結算期內的實際上網電量；Pi為機組變動成本；Ra為機組提供輔助服務的收入。2)、在包銷電量之內當機組未能上網時，其凈收入R＝Qc(Pc-Pi)；3)、當超過包銷電量之后無需理會全網的總包銷電量是否完成，只要機組進入超發(fā)，就將尚未完成包銷電量的機組序列中的最低變動成本作為超過包銷電量機組的結算價格。隨著第二、第三臺機組陸續(xù)進入超發(fā)，結算價格就隨之梯次升高，最終接近或等于Pm。這種情況下，機組的凈收入為R＝(Pii-Pi)(V-Qc)；其中，Pii為未完成包銷電量的機組序列中的最低變動成本。
2.根據權利要求1所述的電力市場發(fā)電機組上網電量的控制及相應結算方法，其特征是所述的電能量分時數據采集子系統(tǒng)不構成對本發(fā)明的限制。所述的電能量分時數據采集子系統(tǒng)未投入僅影響本發(fā)明電費結算的時間跨度和發(fā)電公司調整、申報機組變動成本的時間跨度。
3.根據權利要求1所述的電力市場發(fā)電機組上網電量的控制及相應結算方法，其特征是所述的發(fā)電廠數據申報模塊不構成對本發(fā)明的限制。所述的發(fā)電廠數據申報模塊未投入僅影響發(fā)電公司調整、申報機組變動成本的時間跨度。
4.根據權利要求1所述的電力市場發(fā)電機組上網電量的控制及相應結算方法，其特征是所述的發(fā)電上網控制和電費結算模塊不構成對本發(fā)明的限制。所述的發(fā)電上網控制和電費結算模塊未投入僅影響電量結算的時間跨度和增加入工數據處理的工作量，以及發(fā)電公司調整、申報機組變動成本的時間跨度。
5.根據權利要求1所述的電力市場發(fā)電機組上網電量的控制及相應結算方法，其特征是各機組變動成本反映了一次能源轉換為電能的效率1)、它隨燃料的價格、質量或水情作一定幅度的波動，是可以公開的事件；2)、發(fā)電公司出于自身利益的原因，決不會將它虛報得比實際大；3)、發(fā)電公司有壓力和動力將它盡可能地降下來；4)、由于機組的效率不會為零，也不會為無限大，也不會沒有任何理由地突變，因此，對發(fā)電公司申報的變動成本異乎尋常的下降，且未能作出合理解釋，在本發(fā)明中被作為惡意提供數據對待，并在包銷電價中減掉該降低幅值的一部，作為向最終用戶的降價基金。
6.根據權利要求1所述的電力市場發(fā)電機組上網電量的控制及相應結算方法，其特征是Pm(全網最高變動成本，又稱調度價)，在所述的包銷電量之內，發(fā)電公司的總收入與調度價并沒有關系；而在所述的包銷電量之外，它為日后電價改革，實行“三段式電價”，以及為進行輸配分開估測“過網費”等提供了很好的模擬、測算環(huán)境。并且，當全網完成了總包銷電量后，電網經營企業(yè)多得了一塊超額利潤，也可作為向最終用戶的降價基金，從而構成向最終用戶降價的定量分析平臺。
全文摘要
一種通過技術支持系統(tǒng)收集發(fā)電機組的變動成本,按照反映機組效率特性的該變動成本對機組上網排序,并對上網電量進行控制與結算的方法。技術支持系統(tǒng)是一個包括發(fā)電廠數據申報、包銷合同管理、電能量分時數據采集、發(fā)電上網控制和電費結算模塊并兼有信息交換、處理和控制功能的計算機網絡。電網調度機構以一定的方式通過各模塊控制電網機組的上網電量,實現(xiàn)供需平衡和完成相應的電費結算。本發(fā)明容易實現(xiàn),適應性強。適合我國的國情和電力發(fā)展水平。
文檔編號G06F19/00GK1256465SQ99115679
公開日2000年6月14日 申請日期1999年12月6日 優(yōu)先權日1999年12月6日
發(fā)明者歐陽永熙 申請人:歐陽永熙