区域电网如何进行电力调度与电网规划？

PJM是美国最大的区域电力市场运营商,不拥有输电资产,主要对其控制区中的所有发输电设备的运行进行统一的运行调度,确保电网的安全可靠运行及满足用户需求。PJM运营全球最大的趸售电力市场,允许其市场参与者进行日前能量(Day-aheadEnergy)、实时能量(Real-timeEnergy)、辅助服务(AncillaryServices)和容量(Capacity)交易。

1. PJM的电网调度与电力市场业务

PJM的市场运营机构同市场各成员之间无经济纽带关系,保证了系统运营的公正性和独立性。通过建立董事会制度,采取CEO负责制,经营权与所有权分离,将整个区域电网的运营置于董事会监督之下,同时又设立了各类委员会,及时发现和研究各类问题,提出相应的咨询建议,供董事会参考,使得市场监督更到位,以避免大的失误。

PJM公司负责整个PJM电网区域的调度实时运行,直接调度发电机组的出力,并通过地区调度机构进行输变电设备的检修和操作。目前,PJM电网调度运行每值包括值长1名,调度人员8名,安全协调员1名,输电调度员2名,发电调度员2名,电网稳定计算员1名,计划员1名。在电力市场设计中,PJM区域电力市场的规则充分考虑保障市场参与者的选择权利,同时赋予PJM极大的市场干预力。

在PJM日前市场中,电量的交易价格由市场参与方通过日前市场报价来确定。在备用市场中,日前的负荷预测对实时市场的实时结算价格可能产生很大的影响。PJM区域的市场规则鼓励市场参与者按市场规律参与交易,同时鼓励金融交易者参与市场。随着对电网运行客观认识的提高,PJM的市场规则在不断修订中。

在PJM的市场运行中,调度运行和市场交易融为一体,密不可分。市场规则和市场交易通过调度行为体现,调度运行的结果直接影响市场参与方对市场的信心和认可。在PJM电网运行中,电网安全仍是市场运行的第一约束,阻塞成本高昂就是电网安全代价的最终体现。PJM实时监控调度的机组执行指令的情况,若机组未执行指令,这台机组(如果是边际机组)将失去定价权,只能被动接受市场价格。

PJM公司的调度运行、市场交易、实时方式计算和调整是通过大量的软件和人员支持同时进行的。调度运行人员在进行电网事故处理过程中,不直接对用户进行负荷控制,而由地区调度机构进行负荷的控制。

2. PJM的电网规划

PJM通过整合规划、培育竞争市场和完善调度运行来增强电力系统的可靠性、经济性和公平性。坚强的电网不仅有利于电力市场充分竞争,而且是实现电力供应的可靠性、经济性和公平性的物质基础。电网越大,电力市场也越大,越有利于电力市场的高效运行和资源配置效率的提高。因此,电网(含调度)是配置电力资源的重要物理手段,市场竞争是配置电力资源的重要经济手段,电网规划(含法规)则是配置电力资源的政策手段。

PJM已将其规划周期从5年延长到15年,以便更好的使电网规划符合电网的发展和用户的需求。

2.1 PJM区域电网规划的准则

PJM电网公司的规划准则包括北美电力可靠性委员会的准则和PJM电网公司输电业主提出的特别的可靠性要求准则。

PJM区域电网规划过程的特点在于：

全面整合的规划程序。全面整合所有发电业主对输电服务的需求以及所有可能的解决方案。同时,提供让投资股东参与的机会,并特别关注各州和各区域的需求。

业务需求全面整合。对电网规划、市场竞争和调度运行三者进行全面整合,输电系统的整合必须支持系统调度的需要,能够发挥能源市场的功能。

将PJM电网视作一个统一的系统来进行基础设施的管理。在规划时,须对基础设施的老化等有关问题进行充分评价,同时加强风险管理,对电力投资进行严格的成本分摊和成本回收分析。

2.2 PJM电网规划的目的

1)提供一个开放的平台,使所有投资股东都能够参与电网的系统规划。完善的市场必须为所有有意于电力建设的投资者提供参与电力系统的发展和建设的机会。

2)协调电网建设计划。由于PJM电网中有众多的输电商,因此需要对其电网建设计划进行统一协调。

3)优化区域电网规划方案。电网的发展有很多不同方案,电网规划必须从其中找出最有效、最经济的规划方案。

2.3 PJM电网规划的工具

PJM通过区域输电发展规划(RTEP)的程序进行其系统规划。该程序用来确定为适应用户运行、经济、可靠性要求而必须进行的系统升级,对所有输电网络升级、系统阻塞及可靠性问题缓解方案的可行性、效果及成本进行评估。

RTEP程序考虑了所有相关因素,包括输电商或其他组织用来缓解阻塞的输电项目、长期固定输电服务要求、发电并网要求、发电机组的退役、负荷响应及能源效率项目。

2.4 PJM电网规划考虑的影响因素

2.4.1市场因素

发电方面的因素（主要包括战略性的定点发电项目、配电资源）;

输电方面的因素（主要包括先进输电技术的发展、大区间的输电）;

负荷方面的因素（主要包括有功负荷管理/需求侧需求、配电资源）。

2.4.2非市场因素

非市场因素主要包括可靠性估计、经济性估计、运行估计及输电商的项目计划。

2.5 PJM的电网规划程序

投资者投资电网建设的实施过程为：

互联申请；

可行性研究/影响研究/设备研究；

签署互联服务协议/建设服务协议；

履行互联服务协议/建设服务协议；

商业运作。

3. PJM原控制中心技术支持系统及先进控制中心建设

3.1 PJM现有技术支持系统存在的问题

目前,PJM的技术支持系统包括三大部分:能量管理系统(EMS)、市场管理系统(MMS)、电子一体化系统(eSuite)。其中,能量管理系统(EMS)包括监控与数据采集系统(SCADA)、发电数据库(GDB)、发电自动控制(AGC)和网络应用(NA)等;市场管理系统(MMS)包括机组调度系统(UDS)、调度管理工具(DMT)、金融输电权(eFTR)和市场子系统(eMKT)等;电子一体化系统(eSuite)包括eDART、eMeter、EES、OASIS和eCAP等。

为寻求电网业务的长期发展、建立标准化的开放式软件结构、确保电网运行的安全性、引领行业标准,PJM一直在积极开发更为先进的技术支持系统。随着电网结构日益复杂、电网互联日益紧密、电力市场环境下电力交易增多导致系统潮流变化加剧、输电裕度逐渐变小,对电网的安全、稳定、经济运行带来了巨大压力,也对电网调度中心的技术支持系统提出了更高的要求。

PJM原控制中心技术支持系统,存在的主要问题包括：

信息系统类型多样,EMS、MMS系统之间联系薄弱,维修费用高；

EMS系统技术老化；

EMS/MMS潜在成本高,网络安全问题日益突出；

EMS备份中心与主控制中心位于同一区,使当前业务连续性存在风险；

可选择的合格的EMS/MMS系统供应商数量越来越少,且专利技术老化。

为此,PJM决定着手建设代表了电网运行和电力市场运营技术支持系统的发展方向的下一代先进控制中心(AdvancedControlCenter,AC2)。

在这一系统中,将引入可视化(Virtualization)和分区(Partitioning)等技术,从而实现更加强大的功能、更加安全的运行、更加方便的维护、更加节省的硬件投资,更加系统的整体规划。这将成为技术支持系统的标准。

3.2 AC2的建设目标

1)保持业务的连续性

AC2建成后将允许现有的Norristown(备用控制中心),Greensburg和Jeannette几个地方的系统退役,并建设两个大的互为备用、双向互联互通、数据保持同步运行的控制中心。新老控制中心都将具有为整个PJM服务区域提供电网与市场运行管理的功能。通过准同步方式运行,控制中心不但可以满足控制管理整个服务区,而且能提供全面、不间断的业务。

2)提高系统的灵活性

AC2将采用开放、模块化的软件架构,达到集成先进的技术、减少支持维修费用的目的。同时增强系统的扩容能力,支持新增服务功能。合作开发标准平台。

3)鼓励创新

AC2通过应用先进技术,对增值服务进行集中投资,并简化新产品的集成。

4. 结语

吸收和借鉴美国PJM电网的调度规划及先进控制中心建设的有益经验,对我国电力市场改革后，开展相关工作具有一定的借鉴和参考意义。