浅谈甘肃电力市场化电网调度运行模式下的常规光伏电站运维工作

陈志文 王志杰

（中节能甘肃武威太阳能发电有限公司）

0 引言

伴随着电力体制改革的不断深化和“双碳”目标的提出，以新能源为主体的新型电力系统有了较快的发展，新能源装机规模逐年增大，新能源发电占比逐步提升，对电网安全稳定性运行也带来了挑战，同时面临严峻的新能源消纳形势。为保证电网的安全稳定运行和更好的促进新能源消纳，甘肃电网通过不断探索和实践施行了甘肃电力市场体系的建设。本文阐述了在甘肃电力市场化电网调度运行模式下，各交易单元以全网用电负荷需求和联络线计划作为总竞争空间，在实时发电计划的分配、电量结算、辅助服务、“两个细则考核”等方面都不同于以往的情况下，常规光伏发电项目应在做好精细化运行维护工作基础之上，根据甘肃电力现货市场相关规则，重点开展针对性较强的运维工作，以提高项目发电利用率和收益率［1-3］。

1 甘肃新能源发电的现状

甘肃电网作为典型高比例新能源外送型电网，大量的光伏发电和风电项目开始建设并投入运行，新能源占比不断提高，在面对新能源高占比带来电网安全稳定挑战的同时也面临着严峻的新能源消纳形势。为深化落实电力体制改革的总体要求，保障电网安全的同时进一步化解弃风、弃光矛盾。甘肃电网根据自身特点和清洁能源发电的物理特性，于2014年在全国率先开展省内大用户直购电交易，2018年12月底甘肃电力现货市场启动试运行，标志着甘肃电力市场体系基本建成，其结构由中长期市场和现货市场组成如图所示。

目前甘肃电力现货市场已完成整年执行电力市场化电网调度运行模式，在该模式下各新能源项目在实时发电计划的分配、电量结算、辅助服务、“两个细则考核”等方面均有别于以往常规电网调度运行模式。

图 甘肃电力市场结构图

现阶段，新能源装机现已发展成为甘肃省内第一大电源，而常规光伏发电项目更是其中的“主力军”之一，在甘肃新能源发电中不仅占比大、装机总量大，而且发展时间早、单体项目多、容量大小差异大。同时近年来光伏发电补贴逐年减少至完全取消，光伏发电项目电价现已进入了平价时代，所以做好市场化调度运行模式下常规光伏发电项目的运维，争取在现货市场中获得更好的盈利就显得非常重要。

2 应采取的措施

2.1 合理分配电站中长期电量持仓比例

目前，中长期交易覆盖不同的时间维度的多种交易品种，它和现货交易在时间维度和职能定位上有所不同，所以最终成交价格有高低差异，因此在年初签订中长期交易电量时要结合项目所在地气候因素、项目检修计划和往年各月度历史发电量做好本年度发电能力的预测，综合考虑交易价格和选择合适的量、交易对象签订中长期电量，避免因中长期电量签订过多或较少而造成损失。

中长期电量要签订合适的量，即意味着既不能签订的过多也不能签订的较少。现货市场成员较多，价格较为理想的现货交易电量往往有较多的成员竞争，每个交易单元不一定能在量和价格上均达到理想。单纯依靠较大量的中长期电量，成交价格往往会较低，最终分解至各交易日时中长期电量较多，而实际发电量远不能完成，这种情况下就会因发电权转让而造成日前负现货较多进而造成亏损，即电发的多但结算后是亏损的。同时也不能一味的追求签订价格较理想的中长期电量，最终签订的中长期交易电量较少，分解至各交易日的中长期电量仅占实际发电量的50%以下甚至更少，这种情况会导致全网负荷富裕时产生限电弃光。所以每个项目在签订中长期电量时要结合项目所在地电网结构、自身设备和气候因素等条件，尽可能的做好自身发电能力预测，大概选择发电能力的一个合适比例来做参考签订中长期电量。

2.2 提高光功率预测的预测准确率和上传率

新能源项目参与电力现货市场所签订的中长期电量，最终会依据该项目的各交易单元每个交易日内的光功率预测和理论功率数据进行分解至每个交易日，调度机构结合电力电量平衡、通道输送电能力、电网调峰能力、电网检修等因素进行安全校核，出清后形成了日前交易曲线。各项目应保证在交易日内每个交易时段（每个交易日分为96个交易时段，每个时段15min）的发电负荷能够完成日前交易电量，即实时实际负荷曲线要至少包含覆盖日前交易曲线，高出部分为日内正现货，不足部分将产生日内负现货（日前交易曲线与中长期曲线，产生日前正负等现货）。

由于新能源发电具有随机性、波动性特点，短期预测发电曲线与实际功率曲线很难完全一致，中长期交易结算曲线依据该项目光功率短期预测在D-1日（前一日）确定。当功率预测系统预测精度偏低或预测系统出现故障造成数据上传中断时，进行日前曲线出清时将无法获取最新、更准确的功率预测数据，日前出清曲线将与实际发电能力之间存在较大偏差，会造成当日限负荷损失发电权、日内负现货较多而产生亏损以及较多的偏差考核、不平衡资金等其他费用。

光功率预测短期、超短期及理论功率数据是中长期交易分解、中长期交易结算的确定、日前现货申报准确性的关键，同时也是全网发电能力预测、组织跨省交易等工作的重要依据，所以必须要持续提高功率预测的准确性和数据上传的可靠度。

（1）做好现货市场量价申报

按照《甘肃电力现货市场交易实施细则（征求意见稿）》的相关规定，在竞价日8：30前光伏发电场要结合自身预测出力情况，在最大出力空间内按申报要求做好交易单元10个不同出力区间的量-价曲线，也可在每月1号前对交易单元进行整月的默认报价申报，或者在申报后每个竞价日8：30前根据实际情况进行调整。

申报时电力的最小单位是1MW，电价的最小单位是10元／MWh，每段需申报出力区间起点（MW）、终点（MW）和该区间的报价，注意的是按照规则每段报价设置有上、下限，因此在现货市场量价申报时应充分考虑自身发电能力、季节性和各时段的用电平衡、风光资源以及签订的中长期交易电量等因素结合市场价格变化综合考虑，选择合适的区段量和价格按时进行申报，避免遗漏。

（2）特殊时段及时修正自计划

上面已提到将一个交易日24h分解为96个交易时段，每个交易时段（15min）内，现货市场出清后的发电计划会通过新能源有功控制系统每分钟一次自动下发至各交易单元有功控制系统子站来执行。同时交易单元有功控制系统固定周期采集该交易单元实际发电出力曲线。通过两者的比较，差异达到偏差考核规则标准后按偏差考核规则统计偏差考核积分电量，产生交易单元的偏差考核并每日进行出清结算。常规新能源交易单元在实时市场可进行发电能力的二次申报（自计划申报）。

所以常规光伏发电交易单元在遇到天气多变、调度下发的出力计划频繁大幅变动、站内突发故障影响实时出力、实际出力与预测偏差较大等情况时，要及时根据卫星云图和运行经验等不晚于30min前修改自计划，尽可能的减少产生大量的偏差考核积分电量。

（3）申报跨区现货交易

甘肃电网在全网新能源大发时段不时会受电力消纳紧张产生交易单元限电情况（可根据双边出清曲线校核程度来预判当天限电情况，通常调度机构也可能会提前发布预警），交易单元应根据自身情况（电价补贴、交易价格等因素）积极申报跨区现货交易，以获取一定的发电计划，减少弃光。

（4）加强站内设备运维，提高电站设备利用率

常规光伏项目应做好站内各设备的维护，保持站内设备良好的性能和运行状态。一次发电设备方面，避免设备故障跳闸（尤其是外送输电线路和光伏集电线路）造成机组临时非计划停运，产生违约电量和在电网有发电空间时错失一定的发电机会。二次辅助系统方面，调度数据网设备、远动通信设备的正常运行与否决定着交易单元和调度之间各项数据能否做到正确传输和及时交换，在实时计划频繁、大幅变动时站内AGC系统的调节速率若不能满足要求将可能产生大量的偏差考核和超发电量的累计，电能量采集装置和采集终端中断将影响电量的结算等等，要加强各装置和系统日常的维护和保养，确保设备具有良好的运行状态，为光伏项目的运行生产提供更好的支持。

3 结束语

甘肃电力现货市场已开展了多次试运行分析和完善方案、修订相关规则，功能将更加完善、机制不断健全，更加符合自身实际和发展需要，新能源弃风弃光情况得以有效缓解，电力资源不断优化配置，不久的将来会正式运行。常规新能源光伏电站应认真研读相关方案和规则，不断总结经验，结合自身实际情况多维度考虑，及时灵活调整工作思路，做好运维生产工作，提高现货收益和项目的发电利用效率。