商业化运营管理子系统

1、商业化运营管理子系统系统设计报告总则现阶段我国电力市场的改革和试点正处于开放发电市场的阶段，厂网分离、竞价上网、公平竞争是实现电力市场的必然，电力交易中心必将成为电力市场的载体和主要参和协调者，秉着公开、公平、公正的原则，引导各发电厂在可变成本（电量成本）上进行竞争，刺激各发电厂强化管理，提高效率，用上网电价作为市场调节的杠杆，用市场手段指导发电企业的生产运行，指导电力市场的健康发展。电力市场综合考虑技术和经济因素，在现有电价和体制的基础上，使不同体制、不同类型的发电厂在可比的条件下公平竞争，充分发掘潜力，降低成本，提高效益，改善服务。鉴于不同类型和体制的发电厂投资方式不同，成本回收情况各异，

2、有的电力市场实行两部制电价，有的实行一部制电价。本软件在综合分析了全国各主要电力市场运作模式的基础上，深刻分析了电力市场运作的本质，进而提出了一套较为可行的电厂竞价上网软件解决方案。它是网局调度中心的电力市场技术支持系统和电厂MIS或电厂ERP管理系统的桥梁和纽带，对外收集市场信息，发布电厂竞价方案，对内传达市场信息，联系其它子系统共同产生及时、客观、准确的竞价方案，为电厂竞价成功提供科学的依据。1、和其它系统接口管理11和计划管理系统接口12和设备管理系统接口13和运行管理系统接口24和实时数据接口25和物资管理系统接口26和燃料管理系统接口27和财务管理系统接口2、市场分析预测竞争对手分析

3、市场内各竞价上网发电企业基本情况分析数据来源：（1）取电力市场编号表中的电力市场编号、电力市场名称；（2）取市场内各竞价上网发电企业基本情况表中的所有电厂编码、电厂名称；数据处理：首先，选择电力市场编号表中的第一条记录的电力市场编号，电力市场名称，从列表框中选择对应的电厂编码，电厂名称，建立电力市场编号和电厂编码的多对多的对应关系维护表中的一条维护记录；2.1.2市场内各竞价上网机组基本情况分析（电力市场编号、机组编号、机组容量、参数类型、隶属电厂）2.1.3市场内各竞价上网机组当前运行状况分析（电力市场编号、机组编号、当前运行状态）2.1.4市场内各竞价上网机组历次竞价中标情况分析2.1.4

4、.1月中标情况分析（电厂名称、容量、容量占有率、竞价市场、年度、月份、中标电量、累计中标电量、中标电量占有率、当月中标单价、累计平均中标单价、竞价收入、中标电量占发电量比例、）2.1.4.2各竞价市场每月最高价记录（电厂名称、竞价市场、月份、最高价、价格单位）2.1.4.3本厂历次中标情况分析（电厂编号、日期、招标电量、投标电量、投标价格、中标电量、中标价格、累计中标电量、累计中标电量占累计招标电量比例、网中标最高价、网中标最低价、网中标平均价、计划电量、计划设备利用小时）2.1.4.4本厂竞价上网情况分析（电厂编号、日期、竞价电量、竞价收入、上网电量、上网收入、非竞价电量、非竞价收入、竞价比

5、例、竞价电量市场占有率、发电量市场占有率）2.2市场情况分析（又称系统充裕性评估）电力市场负荷预测分析电力市场负荷预报分为长期（两年以上）、中期（两年、一年、一月）、短期（1周、1天）和超短期（指未来5分钟、10分钟、15分钟、30分钟和1小时）四类，分别使用于规划、计划、运行和控制之中。短期负荷预报预测1日1周的负荷值，主要用于短期发电计划。超短期负荷预报用于安全监视和系统调频时需提前15分钟的负荷值；用于预防控制和紧急状态处理时需提前1060分钟的负荷值。负荷预报是实现电力系统安全经济运行的基础，对于提高电网运行的安全性和经济性，改善电能质量作用显著。整个电网短期负荷预测，分24小时、48

6、小时、96小时、168小时、288小时（预测日期、预测负荷、历史负荷、预测误差、均方误差、平均误差、最大误差）。本系统电网负荷预测值主要来源于电网调度中心的负荷预测通告。整个电网运行状态查询（机组代号、状态开始时间、状态结束时间、机组状态编码）电网内各机组出力状态预测在未来竞价时段机组最高最低出力；各机组历史报价信息市场内每一台机组的日、周、月、年调度计划市场、竞争对手、电厂本身综合竞争分析当一个电厂的规模和系统容量之比较大时，如15沖上，它就形成了相对垄断能力，它的市场价格要高于平均价格。另外要考虑输电的限制、考虑市场负荷需求、竞争对手有效供应负荷、及其和历次报价的关系；228网络约束对各发

7、电厂的影响记录引起制约的网络状况，产生这些网络状况的原因；由于网络制约而引起的调度计划的改动。3、动态经济分析/3.1本厂月利润指标预计完成情况分析预计月利润当前额=当前市场结算总价（当前可变发电成本月累计总额+当前固定发电成本摊销月累计总额+当前应交税金月累计总额）月利润指标预计完成百分比=预计月利润当前额/本月计划利润总额月发电量完成情况分析月计划电量完成情况分析计划电量完成百分比=当前累计计划电量完成量/月计划总电量月竞价电量完成情况分析竞价电量完成百分比=当前累计竞价电量完成量/月计划竞价电量总量月实际电量完成情况分析月实际电量完成百分比=当前月实际电量完成量/月计划发电总量4、报价决

8、策分析41发电成本分析成本分变动成本和固定成本两类。变动成本是指成本总额会随产量的变动而变动的成本。但若就单位产品中的变动成本而言，则是不变的。发电成本中的燃料和水费都是和发电量直接联系着的，其总额会随发电量的增减成正比例增减；但从发电量的单位成本来看，则恰恰相反，单位发电量成本中的燃料和水费将保持不变，不受发电量变动的影响。（机组在同一运行负荷下）固定成本是指在一定产量的范围内成本总额不受产量增减变动的影响而固定不变的成本。但若就单位产品中固定成本而言，则和产量的增减成反比例变动。如发电成本中的材料、工资、折旧费、大修理费和管理费用等项目，就属于固定成本。其成本总额在一定的发电量的范围内是固

9、定不变的，但是随着发电量的增加，每单位发电量分摊的固定成本将相应地减少。发电厂可变成本的内容包括以下部分：（1）燃料。指电厂直接用于生产电力、热力产品所耗用的各种燃料，如煤炭、石油、天然气、液化气等；（2）水费、指企业发电用的外购水费发电厂固定成本的内容包括以下部分：（3）工资费用（4）材料费用,包括生产运行、维护和事故修理（结合大修理处理事故者除外）等消耗的材料、备品、低值易耗品等物资以及不应计入燃料项目的其它各种生产用的燃料的价值；（5）提取的职工福利费。指按规定的工资总额范围和提取比例提取的职工福利基金（6）折旧费用，指生产、管理部门和福利部门的固定资产按规定的折旧率计提的折旧费；（7）

10、提取的大修理费。指生产、管理部门和福利部门的固定资产按规定的大修理基金提存率计提的大修理费（8）其他费用。燃料成本分析实时燃料成本分析磨煤机上可以给出某一时刻给煤量累计值,一台机组对应四台给煤机,通过对四台给煤机某一时段累计给煤量值的计算,即可得出该段时间该机组的入炉煤原煤量。入炉煤单价采用煤厂加权平均值单价，相乘即得某一时段燃煤费。再根据该时段上网电量，得出单位电量燃煤单价；通过对现有油枪流量计实时数据的计算，可得出任意时间段燃油费；再根据该时段上网电量，得出单位电量燃油单价；机组大修启动过程中耗费的燃煤、燃油费计入大修费用，作固定成本分析，机组中小修启动过程中耗费的燃煤、燃油费计入中小修费

11、用，作固定成本分析，机组非正常停机后启动过程中耗费的燃煤、燃油费、日常燃油消耗、外购电费计入生产运行费用，作固定成本分析；单位发电量水成本分析从实际情况看，电厂每月单位发电量水费的支出是相对固定的，可以将上月单位发电量水费作为本月水成本分析数据,即上月水费/上月发电量,;单位发电量固定成本分析（月差额本年余额分摊法）年度第一月份单位发电量计划固定成本=（全年固定成本计划值上月期末成本差额）/全年计划发电量,上月成本差额=上月实际发电量*（上月成本月初累计计划余额/上月发电量月初累计计划余额）上月实际固定成本发生额；年度月份（2月12月）单位发电量计划固定成本=（期初本月成本累计计划余额上月成本

12、差额）/期初本月发电量累计计划余额全年固定成本的所含子项，应该由用户自由定制，按照相加公式计算产生；全年固定成本、月固定成本均单独建表存储，以便系统更加灵活，既可以满足象山东电力市场采用的当量电价结算法，也可以满足象浙江电力市场采用的差价合约竞价模式。基本设计思想就是本年应提、应计的固定成本本年按计划发电量摊销掉，在实际报价过程中，每月实际固定成本和计划固定成本有相对的差额，此差额或正或负，将此差额再平摊到本年剩余固定成本计划中，平衡全年单位发电量固定成本。火电厂单位发电量成本政策调整变量该变量值可正可负，由电力市场管理方负责制定并发布，用于平衡各电厂之间因还贷、折旧以及设备、环境、资源（特别

13、是水电、火电）等综合性差异引起的竞争不平等的问题；火电厂单位发电量成本分析火电厂单位发电量成本=单位电量燃煤单价+单位电量燃油单价+单位发电量水成本+单位发电量固定成本可变成本功率曲线分析给出任意时段可变成本随功率变化曲线；以功率为横轴,价格为纵轴,给出可变成本随功率变化曲线；成本功率曲线分析给出任意时段发电成本随功率变化曲线；以功率为横轴,价格为纵轴,给出成本随功率变化曲线；分时电价各时段价格系数调整有的电网采取峰平谷、丰水枯水分时电价，因而设置各报价时段价格系数，默认为1；本月利润价格百分比分析本月利润价格百分比=本月计划总利润/本月计划收入不含税报价综合分析由报价者根据当前机组单位成本政

14、策调整变量值、电力市场情况、竞争对手情况、及本厂历次报价情况，通过调整利润率或直接敲入价格来最终确定本次报价的功率价格曲线；含税报价分析（价格的精度为0.01元/MWH不含税报价加政府规定每千瓦税金即得含税报价；5、数据申报管理根据电力市场运行规则，各发电企业按机组和交易时段定时（时间可调整）向电力交易中心申报有关数据，包括技术（各发电单位各发电机组的特性参数）和经济（各发电单位在各时段的投标电量和投标电价）两类数据。（要求可选择任意模板数据做基础进行修改后申报；可允许一次申报几天的数据）。每一个独立核算单位每天上报一条合成后的总的竞价上网曲线，对于同一发电厂内不同所有制的不同机组，由于其可变

15、电价和容量电价都相差较大，而且作为不同的核算单位，所以应允许它们分开报价；而同一核算单位的不同机组作为一个整体统一报价。发电厂每天上午11:00前申报第二天的竞价上网数据，报价的基本数据是功率价格曲线；为了考虑机组的运行约束，发电厂应上报每一运行点的机组构成及每一机组的启停特性（最短开停机时间，启动和停机的速度和持续时间）和正常运行特性（负荷升降速率，正常运行的最高，最低可调出力），机组的运行状态决定了每一运行点的负荷升降速率。竞价上网曲线应包括以下内容：发电厂分时段报发电厂出力及相应的价格。由于每天被划分为四个时段，所以需要四条出力价格曲线，但如果各不同时段的出力价格曲线形状完全相同，则只需

16、一条基准曲线，每时段上报一不同的价格系数。出力价格曲线是分段曲线，段数由发电厂根据自身情况确定，最多为5个功率点（不包括零功率点），其中必须有最大和最小功率点。和每一运行点对应的发电厂升降负荷的速率，这个数值是由发电厂根据不同的机组组合方式及参和组合的机组的出力升降特性合成得到。每一运行点对应的机组组成方式。每一机组组成方式由哪些机组具体组成。每一台机组的最短开机、停机时间。每一台机组的空载价格。每一时段的最大最小技术出力（96或24点），此最大最小技术出力应根据机组的设计特性由省电力公司核准后确定，机组是否可以调整也可以参照此规则确定。此报价规则以独立的核算单位为实体，发电厂有权安排厂内的机

17、组组合和经济调度，原理是发电厂优化厂内的机组组合和经济调度，以最低的成本和最快的响应速度拟合报价的功率曲线，即以最快的速率使发电功率在出力的上下限范围内变化，且成本最低。由于此报价规则对发电厂和电力交易中心都是一项全新的规则，故举例说明：例如一发电厂有两台30万机组，每台30万机组在正常情况下15分钟内负荷可升降4.5万千瓦，热启动的升速为1.5万千瓦/15分钟，滑停时的减负荷速率为1万千瓦/15分钟。出力价格曲线分3段，150200，200250，250300基准出力价格曲线如下：出力(MW)价格(元/KWH)升速率(MW/15Min)降速率(MW/15Min)组合编号1500.145030

18、02000.1545453002500.245453003000.215453004000.1590906004500.17590906005000.290906005500.25090600各时段不同的价格系数23:007:007:0011:0011:0019:0019:0023:000.81.11.01.1机组组合的内部组成组合编号参和组合机组编号300301（一台30万机）600301、302两台30万机）最短开机停机时间限值及空载价格机组编号开机限值（小时）停机限值（小时）空载价格（元）3011551000302155100096点出力的上下限值时间下限上限11503002150300

19、50300600961503005.1价格数据申报（电厂名、机组代号、报价时间、竞价时间、功率值、功率单位、价格、价格单位）5.2机组调频数据申报标明是否能参加调频，调频机组调整功率上下限（电厂名、机组代号、报价时间、竞价时间、是否能参加调频标志、调整功率上限、调整功率下限、功率单位）5.3可调出力申报（电厂名、机组代号、报价时间、竞价时间、可调出力上限、可调出力下限、出力单位）5.4基本数据申报（电厂名、机组代号、启动费用、停机费用、费用单位（小数点后4位万元）、允许最小运行持续时间、允许最小停运时间、时间单位（分钟）5.5正常启停数据（电厂名、机组代号、升降标志、持续时间、时间单位（分钟）

20、、出力值、出力单位（MV）5.6机组检修启停特性数据（机组代号、开机最短时间、停机最短时间、开机最短持续时间、停机最短持续时间、一天内允许最多开停机次数）115.7开停机出力曲线5.8本厂机组运行状态（机组代号、状态开始时间、状态结束时间、机组状态编码115.9机组出力计划（机组编码、竞价时间、计划出力、计划出力度量单位、正旋转备用、负旋转备用、运行状态、边际电价、电量电费）注：最高可调出力=计划出力+正旋转备用；最低可调出力=计划出力一负旋转备用5.10机组检修计划表编号、机组编码、机组名称、开始时间、结束时间、检修性质、说明6、发电计划管理71申报计划年发电计划申报月发电计划申报周发电计划

21、申报72发电计划721年发电计划722月发电计划有功功率、无功功率、发电量长期合同一般可以以月为时间单位估算确定机组的月发电总量723周发电计划根据月计划，分解到周计划。周计划中一般可以排定机组开停机初步计划，这时也已经参考了机组申请大修的情况或事故等情况。周计划比较粗略，主要是对开停机和备用机组的描述725日发电计划73变更计划8、电厂实时调度接收9、合同管理91期货合同管理在计划经济模式下，已经发展了多种所有制并存的发电市场，基本包括三类所有制方式：普通国有电厂、外资（独资）电厂、集资电厂。其发电报价价格有很大差别。多数老电厂因为建成时间早，设备自动化水平低，投资较少且基本收回，因此发电价

22、格基本为发电运行消耗成本；新建电厂一般设备自动化水平高，但投资大，还本付息期限短，压力大，因此发电价格中既包括了发电运行成本，又包括了还本付息成本，故发电价格高出老电厂很多。老电厂多数是国有企业，新电厂多数是独资或集资企业。对待这一问题，过去的解决方法是：对非国有的新建电厂或发电公司签定一揽子合同，预定全年的发电总量和总价格；对国有发电厂统一管理，以降低煤耗，加强安全管理等为目标，未实行真正的独立核算。在新的电力市场模式下，应既体现对各电厂的不同情况分别对待，又强调各电厂地位平等，权利相同，自由竞争。因此应由省电力交易中心对所有参加的发电公司或电厂签定长期发电合同，具体内容应包括：发电总成交量

23、，发电总价格，违约处理，奖罚考核、意外情况协调等。这样定下来的单位电价就称为长期合同价。911年电力交易合同合同内详细写明各机组发电能力，机组年度合同电量、机组月度合同电量、机组年度可用率保证值、年度合同电量的分配天数，备用能力，预计维修日期时限，功率交换能力等各种情况，电交中心将根据所报情况分配发电配额。并规定未能履约时的责任和处罚。合同电量均是指上网电量而不是发电量。为确保电网备用容量，当机组实际可用率低于合同保证值时，扣减相应的年度合同电量。首先由电网经营企业根据行业规定，按机组类型核定标准值，然后根据各机组的年度检修计划确定。机组年度合同电量的分配天数：为合理确定机组只发合同电量的负荷

24、率，维持机组低负荷稳定，在年度购/售电合议庭中确定合同电量的分配天数；假设机组只发合同电量的负荷率选定在n%,则合同电量分配天数=合同电量对应的发电利用小时/n%/24912月电力交易合同机组月度合同电量=机组年度合同电量/机组年度合同电量的分配天数*机组月度合同电量的分配天数；机组月度合同电量的分配天数=机组年度合同电量的分配天数*机组月度可用天数/机组年度可用天数913周电力交易合同电力交易中心（简称电交中心）首先根据长期发电合同约束，各电厂机组是否检修、开停机情况、最低出力要求等情况，初步排出一周开停机计划表和周发电计划，它的目的是为执行长期发电合同。周计划编定后，电厂并不是立即执行，而

25、是检查机组情况，看是否满足计划要求；同时等待每日发电计划的下发，并准备参加短期发电市场的竞争。92日合同管理机组日合同电量=机组年度合同电量/合同电量分配天数每天上午10：00，各发电公司报价，在电交中心根据各发电厂报价，次日负荷预测，网络潮流、安全性分析等的要求，作出次日的日发电计划后，则开始和电交中心签定短期合同并执行。因此各机组的次日发电值中就包括了长期合同值和短期合同值。每天上午10：00，各发电公司报价，在电交中心根据各发电厂报价，次日负荷预测，网络潮流、安全性分析等的要求，作出次日的日发电计划后，则开始和电交中心签定短期合同并执行。因此各机组的次日发电值中就包括了长期合同值和短期合

26、同值。当电交中心确定了发电计划并下发给各发电公司后，各发电公司必须确认，并签定短期发电合同，合同中包括了各时段发电值、价格、考核方法、违约处理等。合同一般有标准范式。短期发电合同中内容包括：各机组发电最低出力，发电计划值，开停机时间，备用时间等，逐时段价格，微增电量边际价格等；并规定违约处理，奖罚规则等；还需说明是否参加实时电力交易，以对实时电力调度的安排做出响应。短期合同的执行，是发电公司向电力市场过渡的真正开始。短期合同价格的产生，是电力市场化的产物。虽然初期阶段，短期合同所涵括的发电量仅占发电总量的20%30%，但随着电力市场的深化，改革的深入，这部分比例会越来越大。由于短期合同价格主要

27、由电厂的发电运行边际成本决定，而把非运行因素的成本多数均摊在长期合同价格中，这样各电厂的报价就具备了可比性，就能够激励电厂的良性竞争。通过电交中心每日发布的发电成交信息，各电厂如同学生公布测试成绩一般，了解自己的位置，有危机感，有紧迫感。从而发奋进取，苦练内功，以图将来迎头赶上。10、市场结算管理电网实际结算费用包括电量电费、辅助服务费及对“约束”下机组的补偿费用。电力市场根据机组竞价的实际上网电量，按日结算。其中合同电量按合同电价结算，现货部分按现货价格结算，即机组实际上网电量在合同电量之内的部分按合同电价结算，超出合同电量的部分按现货价格结算；实际上网电量小于合同电量时，其差额电量按合同电

28、价减去机组部分成本予以补偿；具体来说，电力市场的结算管理包括：1电量电费结算管理，包括：结算金额=合同价格*合同电量+平均竞价价格*竞价电量1.1电能交易帐务管理：电厂建立电能交易明细帐，内容包括机组编码、交易开始日期、交易结束日期、交易起始时间、交易结束时间、合同发电量、合同发电价格、竞价电量、平均竞价价格、超发电量完成值、超发电量价格、计划曲线考核奖罚电量、平均竞价价格、超发电量价格、调频机组考核奖罚电量；其中计划发电完成值默认就是计划值，竞价电量由人工录入，默认就是调度公布的竞价电量，超发电量人工录入，默认值为相应时段相应机组关口表值减去日计划发电量；1.2日计划发电电量的结算；（机组号

29、、结算日期、合同发电量、合同发电价格、合同发电收入、竞价电量、竞价价格、竞价收入、日计划发电收入、货币单位）1.3实时指令调整电量的结算实时调度信息包括：发电机组按照实时调度指令进行调整后的发电量、调整电量、市场实时交易价格；若调整电量为正，发电机组实时指令发电收入=实时指令调整发电量*实时增发电价格；若调整电量为负，发电机组实际得到的补偿=实时指令调整发电量*（现货价格-实时减发电价格）调整电量=按调度指令调整后的发电量-计划发电量实时调整电量表：机组号、调整时刻、正向调整调整电量、负向调整调整电量、实时增发电价格、现货价格、实时减发电价格、货币单位；实时调整电量结算表：（机组号、结算日期、实时指令发电收入、减发电量补偿收入、货币单位）2辅助服务的