CN103927590B - 信息不对称情况下的电力系统优化控制及费用计算方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及信息不对称情况下的电力系统优化控制及费用计算方法，属于电力系统控制技术领域，包括：发电厂在日前向电网公司提交调频和旋转备用等辅助服务的报价数据；电网公司根据报价数据，构建电力系统优化控制模型；求解该优化控制模型，得到发电厂的最佳控制方案，并将控制信号下发至各个发电厂；发电厂根据电网公司下发的控制信号安排发电出力，提供相应的调频和旋转备用容量；完成控制后，提供了调频和旋转备用的发电机的辅助服务费用由未提供辅助服务的发电机承担；在控制周期内的每个时段，根据所有未提供辅助服务的发电机的有功出力比例分摊。本发明可提高电力系统运行的安全性、稳定性和有序性，引导发电厂理性申报辅助服务价格。

Description

信息不对称情况下的电力系统优化控制及费用计算方法

技术领域

本发明属于电力系统控制技术领域，特别涉及信息不对称情况下的电力系统优化控制及费用计算方法。

背景技术

电力系统由发电、输电、配电和用电等环节组成。为维持电力系统的安全稳定运行或恢复电力系统安全，以及为保证电能供应，满足电压、频率质量等要求，电力系统需要充足的调频和旋转备用等辅助服务。对如何确定调频和旋转备用等辅助服务，已有许多不同的方法。在垂直一体化的电力体制下，发电厂提供调频和旋转备用等辅助服务被视为一种义务。长期无偿提供辅助服务，使得发电厂对维持电力系统安全性和可靠性的积极性不高。在电力市场环境下，发电厂是独立的市场参与者，其为电力系统运行提供的调频和旋转备用等辅助服务应该得到相应的经济补偿。在电力市场化的国家，通常是通过发电厂报价，以市场竞争的方式确定电力系统调频和旋转备用等辅助服务，且辅助服务的费用最终由用户承担。这种方式可能导致发电厂申报较高的价格，使得辅助服务价格飙升，导致市场竞争的无序性，影响电力系统的安全稳定运行。

在中国，电网公司实行有偿辅助服务补偿机制，以华北电网公司为例，辅助服务补偿所需费用由所有发电厂按上网电费的比例分摊（《华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（试行）》）。

在电力市场环境下，发电厂与电网公司是独立的市场主体，电网公司和发电厂对彼此内部的信息无法完全知晓，这种情况称为信息不对称。现有的各种方法尚不具备发现调频和旋转备用等辅助服务真实成本的功能，可能导致辅助服务市场竞争的无序性，影响电力系统安全稳定运行。因此，迫切需要找到一种在信息不对称情况下电力系统优化控制方法，提升电力系统调频和旋转备用等辅助服务的优化控制水平，完善辅助服务的价格发现机制和费用计算方法，电网公司让提供辅助服务的发电厂得到合理的经济补偿，让未提供辅助服务的发电厂承担一定的费用，从而为电力系统调频和旋转备用等辅助服务的优化控制找到一种切实可行的方法，对推进我国电力市场的建设、提升电力系统安全稳定运行产生重要作用。

发明内容

本发明的目的旨在为解决上述问题，提供一种信息不对称情况下的电力系统优化控制及费用计算方法，本发明在提高电力系统运行的安全性、稳定性和有序性的基础上，引导发电厂理性申报调频、旋转备用等辅助服务价格。

本发明提出一种信息不对称情况下的电力系统优化控制方法，其特征在于，包括以下步骤：

S1.发电厂在日前根据次日控制周期的生产计划安排，向电网公司提交发电机辅助服务报价数据，其中，发电机提供的辅助服务主要包括调频和旋转备用；

S2.电网公司根据发电厂提交的辅助服务报价数据，建立电力系统优化控制模型，该优化控制模型由目标函数和约束条件组成，包括如下步骤：

1）构建电力系统优化控制模型的目标函数，表达式如下：

$\min \underset{i=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}\underset{t=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}(C_{i,t}^r{R}_{i,t}^r+C_{i,t}^s{R}_{i,t}^s)$

其中，i是发电机的下标，N是发电机台数，t是时段的下标，T是控制周期时段数，为发电机i时段t提供的调频容量，为发电机i时段t提供的旋转备用容量，及是该优化控制模型的控制变量；

2）确立电力系统优化控制模型的约束条件，表达式如下：

（I）电力系统调频约束，即

$R_t^{r,\min }\≤\underset{i=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{R}_{i,t}^r,t=\mathrm{1,2},...,T$

其中，为时段t的电力系统调频需求下限；t＝1,2,...,T中的省略号代表从2到T之间的自然数；

（II）电力系统旋转备用约束，即

$R_t^{s,\min }\≤\underset{i=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{R}_{i,t}^s,t=\mathrm{1,2},...,T$

其中，为时段t的电力系统旋转备用需求下限；t＝1,2,...,T中的省略号代表从2到T之间的自然数；

（III）发电机容量约束，即

$R_{i,t}^r+R_{i,t}^s+P_{i,t}\≤P_{i,\max },i=\mathrm{1,2},...,N;t=\mathrm{1,2},...,T$

其中，P_i,t为时段t的发电机i的有功出力，P_i,max为发电机i的有功最大出力；i＝1,2,...,N中的省略号代表从2到N之间的自然数；t＝1,2,...,T中的省略号代表从2到T之间的自然数；

S3.求解步骤S2所述的电力系统优化控制模型，得到电力系统内所有发电机在控制周期T内每个时段的控制变量及的最优值；

S4.电网公司以控制变量及的最优值作为调控目标值，向发电机下发提供调频和旋转备用等辅助服务的控制信号；

S5.各发电机根据电网公司下发的控制信号，实时调整其有功出力，向电力系统提供相应的调频和旋转备用等辅助服务。

本发明还提出基于上述电力系统优化控制方法的电力系统调频和旋转备用等辅助服务的费用计算方法，其特征在于，包括以下步骤：

S1.发电厂按照电网公司下发的控制信号安排有功出力后，提供了调频和旋转备用等辅助服务的发电机的辅助服务费用由未提供辅助服务的发电机承担；在控制周期内的每个时段，根据所有未提供辅助服务的发电机的有功出力比例分摊，包括以下步骤：

1）确定控制周期T内每个时段的单位调频容量边际价格

在时段t所有提供了调频容量的发电机中，将调频容量报价的最大值确定为该时段的单位调频容量边际价格，标记为

2）确定控制周期T内每个时段的单位旋转备用容量边际价格

在时段t所有提供了旋转备用容量的发电机中，将旋转备用容量报价的最大值确定为该时段的单位旋转备用容量边际价格，标记为

3）统计控制周期T内每个时段中，提供了调频容量的发电机的辅助服务费用总和

$C_t^r=\underset{i=1}{\overset{N_r}{\mathrm{\Σ}}}{R}_{i,t}^r{C}_{m,t}^r,t=\mathrm{1,2},...,T$

其中，N_r是提供了调频的发电机的个数，是发电机i时段t提供的调频容量；

4）统计控制周期T内每个时段中，提供旋转备用的发电机的辅助服务费用总和

$C_t^s=\underset{i=1}{\overset{N_s}{\mathrm{\Σ}}}{R}_{i,t}^s{C}_{m,t}^s,t=\mathrm{1,2},...,T$

其中，N_s是提供了旋转备用容量的发电机的个数，是发电机i时段t提供的旋转备用容量；

5）计算控制周期T内每个时段未提供调频和旋转备用等辅助服务的发电机需要分摊的辅助服务费用

设时段t未提供辅助服务的发电机i的有功出力为未提供辅助服务发电机的有功出力之和为D_t，则：

5-1）未提供调频容量的发电机i在时段t需要分摊的调频费用为表达式如下：

$F_{i,t}^r=C_t^r\·\frac{P_{i,t}^w}{D_t}$

5-2）未提供选装旋转备用容量的发电机i在时段t需要分摊的旋转备用费用为表达式如下：

$F_{i,t}^s=C_t^s\·\frac{P_{i,t}^w}{D_t}$

6）计算控制周期T内每个时段提供了调频和旋转备用等辅助服务的发电机的经济补偿

6-1）发电机i时段t提供调频容量的经济补偿为表达式如下：

$J_{i,t}^r=R_{i,t}^r{C}_{m,t}^r$

6-2）发电机i时段t提供旋转备用容量的经济补偿为表达式如下：

$J_{i,t}^s=R_{i,t}^s{C}_{m,t}^s$

S2.未提供调频和旋转备用等辅助服务的发电机根据步骤S1所述，支付需要分摊的费用；提供辅助服务的发电机根据步骤S1所述得到相应的经济补偿。

本发明的技术特点及有益效果主要包括以下两个方面：

1）本发明方法中，发电厂向电网公司提交调频容量报价曲线和旋转备用容量报价曲线的数据；电网公司根据发电厂提交的调频容量报价曲线和旋转备用容量报价曲线的数据，构建电力系统优化控制模型；电网公司求解该优化控制模型，得到发电厂提供调频和旋转备用等辅助服务的最佳控制方案，并将控制信号下发至各个发电厂；发电厂根据电网公司下发的控制信号提供调频和旋转备用。本发明方法避免了传统人工决策辅助服务控制方案的随意性，有利于提升电力系统的安全稳定运行水平。

2）本发明方法能够辅助电网公司根据发电厂提交的辅助服务报价数据和电力系统辅助服务需求，提升电网公司调用发电机辅助服务的经济性。提供辅助服务的发电厂的辅助服务费用由未提供辅助服务的发电厂支付的方法，能够引导发电厂理性提交自身的辅助服务报价。

通常情况下，本发明提出的方法能够为调节性能好、且有提供辅助服务意愿的发电厂创造盈利的空间，大幅度提升发电厂提供辅助服务的积极性，从而为提升电力系统安全稳定运行水平提供有力的技术支撑，显示出本发明重要的现实意义和良好的应用前景。

附图说明

图1是本发明的信息不对称情况下的电力系统优化控制方法流程图；

图2是本发明中的信息不对称情况下的电力系统调频和旋转备用等辅助服务费用计算方法的流程图；

图3是本发明中的发电厂向电网公司提交的调频容量报价曲线;

图4是本发明中的发电厂向电网公司提交的旋转备用容量报价曲线;

具体实施方式

下面结合附图及实施方式对本发明作进一步详细的说明；应当理解，此处所描述的具体实施方式可用以解释本发明，但并不限定本发明；

本发明提出一种信息不对称情况下的电力系统优化控制方法，其特征在于，包括以下步骤：

S1.发电厂在日前根据次日控制周期的生产计划安排，向电网公司提交发电机辅助服务报价数据，其中，发电机提供的辅助服务主要包括调频和旋转备用；

S2.电网公司根据发电厂提交的辅助服务报价数据，建立电力系统优化控制模型，该优化控制模型由目标函数和约束条件组成，包括如下步骤：

1）构建电力系统优化控制模型的目标函数，表达式如下：

$\min \underset{i=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}\underset{t=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}(C_{i,t}^r{R}_{i,t}^r+C_{i,t}^s{R}_{i,t}^s)$

其中，i是发电机的下标，N是发电机台数，t是时段的下标，T是控制周期时段数，为发电机i时段t提供的调频容量，为发电机i时段t提供的旋转备用容量，及是该优化控制模型的控制变量；

2）确立电力系统优化控制模型的约束条件，表达式如下：

（I）电力系统调频约束，即

$R_t^{r,\min }\≤\underset{i=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{R}_{i,t}^r,t=\mathrm{1,2},...,T$

其中，为时段t的电力系统调频需求下限；t＝1,2,...,T中的省略号代表从2到T之间的自然数；

（II）电力系统旋转备用约束，即

$R_t^{s,\min }\≤\underset{i=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{R}_{i,t}^s,t=\mathrm{1,2},...,T$

其中，为时段t的电力系统旋转备用需求下限；t＝1,2,...,T中的省略号代表从2到T之间的自然数；

（III）发电机容量约束，即

$R_{i,t}^r+R_{i,t}^s+P_{i,t}\≤P_{i,\max },i=\mathrm{1,2},...,N;t=\mathrm{1,2},...,T$

其中，P_i,t为时段t的发电机i的有功出力，P_i,max为发电机i的有功最大出力；i＝1,2,...,N中的省略号代表从2到N之间的自然数；t＝1,2,...,T中的省略号代表从2到T之间的自然数；

S3.求解步骤S2所述的电力系统优化控制模型，得到电力系统内所有发电机在控制周期T内每个时段的控制变量及的最优值；

S4.电网公司以控制变量及的最优值作为调控目标值，向发电机下发提供调频和旋转备用等辅助服务的控制信号；

S5.各发电机根据电网公司下发的控制信号，实时调整其有功出力，向电力系统提供相应的调频和旋转备用等辅助服务。

本发明还提出基于上述电力系统优化控制方法的电力系统调频和旋转备用等辅助服务的费用计算方法，其特征在于，包括以下步骤：

S1.发电厂按照电网公司下发的控制信号安排有功出力后，提供了调频和旋转备用等辅助服务的发电机的辅助服务费用由未提供辅助服务的发电机承担；在控制周期内的每个时段，根据所有未提供辅助服务的发电机的有功出力比例分摊，包括以下步骤：

1）确定控制周期T内每个时段的单位调频容量边际价格

在时段t所有提供了调频容量的发电机中，将调频容量报价的最大值确定为该时段的单位调频容量边际价格，标记为

2）确定控制周期T内每个时段的单位旋转备用容量边际价格

在时段t所有提供了旋转备用容量的发电机中，将旋转备用容量报价的最大值确定为该时段的单位旋转备用容量边际价格，标记为

3）统计控制周期T内每个时段中，提供了调频容量的发电机的辅助服务费用总和

$C_t^r=\underset{i=1}{\overset{N_r}{\mathrm{\Σ}}}{R}_{i,t}^r{C}_{m,t}^r,t=\mathrm{1,2},...,T$

其中，N_r是提供了调频的发电机的个数，是发电机i时段t提供的调频容量；

4）统计控制周期T内每个时段中，提供旋转备用的发电机的辅助服务费用总和

$C_t^s=\underset{i=1}{\overset{N_s}{\mathrm{\Σ}}}{R}_{i,t}^s{C}_{m,t}^s,t=\mathrm{1,2},...,T$

其中，N_s是提供了旋转备用容量的发电机的个数，是发电机i时段t提供的旋转备用容量；

5）计算控制周期T内每个时段未提供调频和旋转备用等辅助服务的发电机需要分摊的辅助服务费用

设时段t未提供辅助服务的发电机i的有功出力为未提供辅助服务发电机的有功出力之和为D_t，则：

5-1）未提供调频容量的发电机i在时段t需要分摊的调频费用为表达式如下：

$F_{i,t}^r=C_t^r\·\frac{P_{i,t}^w}{D_t}$

5-2）未提供选装旋转备用容量的发电机i在时段t需要分摊的旋转备用费用为表达式如下：

$F_{i,t}^s=C_t^s\·\frac{P_{i,t}^w}{D_t}$

6）计算控制周期T内每个时段提供了调频和旋转备用等辅助服务的发电机的经济补偿

6-1）发电机i时段t提供调频容量的经济补偿为表达式如下：

$J_{i,t}^r=R_{i,t}^r{C}_{m,t}^r$

6-2）发电机i时段t提供旋转备用容量的经济补偿为表达式如下：

$J_{i,t}^s=R_{i,t}^s{C}_{m,t}^s$

S2.未提供调频和旋转备用等辅助服务的发电机根据步骤S1所述，支付需要分摊的费用；提供辅助服务的发电机根据步骤S1所述得到相应的经济补偿。

实施例：

以IEEE-30节点电力系统为例，为更好地说明本发明方法的原理，以1个控制时段为例，该控制时段的电力系统负荷为255MW，电力系统调频需求是6MW，电力系统旋转备用需求是30MW。

各发电机的最大技术出力参数、单位调频容量报价、单位旋转备用容量报价数据如表1所示。

表1

S1.发电厂在日前根据次日控制周期的生产计划安排，向电网公司提交发电机辅助服务报价数据，其中，发电机提供的辅助服务主要包括调频和旋转备用；

S2.电网公司根据发电厂提交的辅助服务报价数据，建立电力系统优化控制模型，该优化控制模型由目标函数和约束条件组成，包括如下步骤：

1）构建电力系统优化控制模型的目标函数，表达式如下：

$\min \underset{i=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}\underset{t=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}(C_{i,t}^r{R}_{i,t}^r+C_{i,t}^s{R}_{i,t}^s)$

其中，i是发电机的下标，N是发电机台数，t是时段的下标，T是控制周期时段数，为发电机i时段t提供的调频容量，为发电机i时段t提供的旋转备用容量，及是该优化模型的控制变量；

本实施例中，N＝6，T＝1；

2）确立电力系统优化控制模型的约束条件，表达式如下：

（I）电力系统调频约束，即

$R_t^{r,\min }\≤\underset{i=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{R}_{i,t}^r,t=\mathrm{1,2},...,T$

其中，为时段t的电力系统调频需求下限；t＝1,2,...,T中的省略号代表从2到T之间的自然数；

（II）电力系统旋转备用约束，即

$R_t^{s,\min }\≤\underset{i=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{R}_{i,t}^s,t=\mathrm{1,2},...,T$

其中，为时段t的电力系统旋转备用需求下限；t＝1,2,...,T中的省略号代表从2到T之间的自然数；

（III）发电机容量约束，即

$R_{i,t}^r+R_{i,t}^s+P_{i,t}\≤P_{i,\max },i=\mathrm{1,2},...,N;t=\mathrm{1,2},...,T$

其中，P_i,t为时段t的发电机i的有功出力，P_i,max为发电机i的有功最大出力；i＝1,2,...,N中的省略号代表从2到N之间的自然数；t＝1,2,...,T中的省略号代表从2到T之间的自然数；

S3.求解步骤S2所述的电力系统优化控制模型，得到电力系统内所有发电机在控制周期T内每个时段的控制变量及的最优值；

S4.电网公司以控制变量及的最优值作为调控目标值，向发电机下发提供调频和旋转备用等辅助服务的控制信号；

S5.各发电机根据电网公司下发的控制信号，实时调整其有功出力，向电力系统提供相应的调频和旋转备用等辅助服务。

本发明还提出基于上述方法的电力系统调频和旋转备用等辅助服务的费用计算方法实施例，其特征在于，包括以下步骤：

S1.发电厂按照电网公司下发的控制信号安排有功出力后，提供了调频和旋转备用等辅助服务的发电机的辅助服务费用由未提供辅助服务的发电机承担；在控制周期内的每个时段，根据所有未提供辅助服务的发电机的有功出力比例分摊，包括以下步骤：

1）确定控制周期T内每个时段的单位调频容量边际价格

在时段t所有提供了调频容量的发电机中，将调频容量报价的最大值确定为该时段的单位调频容量边际价格，标记为

本实施例中，单位调频容量边际价格为65.55元；

2）确定控制周期T内每个时段的单位旋转备用容量边际价格

在时段t所有提供了旋转备用容量的发电机中，将旋转备用容量报价的最大值确定为该时段的单位旋转备用容量边际价格，标记为

本实施例中，单位旋转备用容量边际价格为40.62元；

3）统计控制周期T内每个时段中，提供了调频容量的发电机的辅助服务费用总和

$C_t^r=\underset{i=1}{\overset{N_r}{\mathrm{\Σ}}}{R}_{i,t}^r{C}_{m,t}^r,t=\mathrm{1,2},...,T$

其中，N_r是提供调频的发电机的个数，是发电机i时段t提供调频的容量；

本实施例中，为393.29元；

4）统计控制周期T内每个时段中，提供旋转备用的发电机的辅助服务费用总和

$C_t^s=\underset{i=1}{\overset{N_s}{\mathrm{\Σ}}}{R}_{i,t}^s{C}_{m,t}^s,t=\mathrm{1,2},...,T$

其中，N_s是提供旋转备用的发电机的个数，是发电机i时段t提供旋转备用的容量；

本实施例中，为1218.51元；

5）计算控制周期T内每个时段未提供调频和旋转备用等辅助服务的发电机需要分摊的辅助服务费用

设时段t未提供辅助服务的发电机i的有功出力为未提供辅助服务发电机的有功出力之和为D_t，则：

5-1）未提供调频容量的发电机i在时段t需要分摊的调频费用为表达式如下：

$F_{i,t}^r=C_t^r\·\frac{P_{i,t}^w}{D_t}$

5-2）未提供选装旋转备用容量的发电机i在时段t需要分摊的旋转备用费用为表达式如下：

$F_{i,t}^s=C_t^s\·\frac{P_{i,t}^w}{D_t}$

6）计算控制周期T内每个时段提供了调频和旋转备用等辅助服务的发电机的经济补偿

6-1）发电机i时段t提供调频容量的经济补偿为表达式如下：

$J_{i,t}^r=R_{i,t}^r{C}_{m,t}^r$

6-2）发电机i时段t提供旋转备用容量的经济补偿为表达式如下：

$J_{i,t}^s=R_{i,t}^s{C}_{m,t}^s$

发电机提供的调频容量、旋转备用容量，未提供调频和旋转备用的发电机需要分摊的调频费用及旋转备用费用，以及提供了调频和旋转备用的发电机的经济补偿结果详见表2；

表2

S2.未提供辅助服务的发电机根据步骤S1所述，支付需要分摊的辅助服务费用；提供了辅助服务的发电机根据步骤S1所述得到相应的经济补偿。

尽管上面已经示出和描述了本发明的实施例，可以理解的是，上述实施例是示例性的，不能理解为对本发明的限制，本领域的普通技术人员在不脱离本发明的原理和宗旨的情况下在本发明的范围内可以对上述实施例进行变化、修改、替换和变型。

Claims (2)

1.一种信息不对称情况下的电力系统优化控制方法，其特征在于，包括以下步骤：

S1.发电厂在日前根据次日控制周期的生产计划安排，向电网公司提交发电机辅助服务报价数据，其中，发电机提供的辅助服务主要包括调频和旋转备用；

S2.电网公司根据发电厂提交的辅助服务报价数据，建立电力系统优化控制模型，该优化控制模型由目标函数和约束条件组成，包括如下步骤：

1)构建电力系统优化控制模型的目标函数，表达式如下：

$min\underset{i=1}{\overset{N}{\Σ}}\underset{t=1}{\overset{T}{\Σ}}(C_{i,t}^r{R}_{i,t}^r+C_{i,t}^s{R}_{i,t}^s)$

其中，i是发电机的下标，N是发电机台数，t是时段的下标，T是控制周期时段数，为发电机i时段t提供的调频容量，为发电机i时段t提供的旋转备用容量，及是该优化控制模型的控制变量，为机组i时段t的调频容量报价，为是机组i时段t的旋转备用容量报价；

2)确立电力系统优化控制模型的约束条件，表达式如下：

(I)电力系统调频约束，即

$R_t^{r,min}\≤\underset{i=1}{\overset{N}{\Σ}}{R}_{i,t}^r,t=1,2,...,T$

其中，为时段t的电力系统调频需求下限；t＝1,2,…,T中的省略号代表从2到T之间的自然数；

(II)电力系统旋转备用约束，即

$R_t^{s,min}\≤\underset{i=1}{\overset{N}{\Σ}}{R}_{i,t}^s,t=1,2,...,T$

其中，为时段t的电力系统旋转备用需求下限；t＝1,2,…,T中的省略号代表从2到T之间的自然数；

(III)发电机容量约束，即

$R_{i,t}^r+R_{i,t}^s+P_{i,t}\≤P_{i,max},i=1,2,...,N;t=1,2,...,T$

其中，P_i,t为时段t的发电机i的有功出力，P_i,max为发电机i的有功最大出力；i＝1,2,…,N中的省略号代表从2到N之间的自然数；t＝1,2,…,T中的省略号代表从2到T之间的自然数；

S3.求解步骤S2所述的电力系统优化控制模型，得到电力系统内所有发电机在控制周期T内每个时段的控制变量及的最优值；

S4.电网公司以控制变量及的最优值作为调控目标值，向发电机下发提供调频和旋转备用辅助服务的控制信号；

S5.各发电机根据电网公司下发的控制信号，实时调整其有功出力，向电力系统提供相应的调频和旋转备用辅助服务。

2.基于如权利要求1所述电力系统优化控制方法下的电力系统调频和旋转备用辅助服务的费用计算方法，其特征在于，包括以下步骤：

S1.发电厂按照电网公司下发的控制信号安排有功出力后，提供了调频和旋转备用辅助服务的发电机的辅助服务费用由未提供辅助服务的发电机承担；在控制周期内的每个时段，根据所有未提供辅助服务的发电机的有功出力比例分摊，包括以下步骤：

2)确定控制周期T内每个时段的单位调频容量边际价格

在时段t所有提供了调频容量的发电机中，将调频容量报价的最大值确定为该时段的单位调频容量边际价格，标记为

3)确定控制周期T内每个时段的单位旋转备用容量边际价格

在时段t所有提供了旋转备用容量的发电机中，将旋转备用容量报价的最大值确定为该时段的单位旋转备用容量边际价格，标记为

4)统计控制周期T内每个时段中，提供了调频容量的发电机的辅助服务费用总和

$C_t^r=\underset{i=1}{\overset{N_r}{\Σ}}{R}_{i,t}^r{C}_{m,t}^r,t=1,2,...,T$

其中，N_r是提供了调频的发电机的个数，是发电机i时段t提供的调频容量；

5)统计控制周期T内每个时段中，提供旋转备用的发电机的辅助服务费用总和

$C_t^s=\underset{i=1}{\overset{N_s}{\Σ}}{R}_{i,t}^s{C}_{m,t}^s,t=1,2,...,T$

其中，N_s是提供了旋转备用容量的发电机的个数，是发电机i时段t提供的旋转备用容量；

6)计算控制周期T内每个时段未提供调频和旋转备用辅助服务的发电机需要分摊的辅助服务费用

设时段t未提供辅助服务的发电机i的有功出力为未提供辅助服务发电机的有功出力之和为D_t，则：

5-1)未提供调频容量的发电机i在时段t需要分摊的调频费用为表达式如下：

$F_{i,t}^r=C_t^r\·\frac{P_{i,t}^w}{D_t}$

5-2)未提供选装旋转备用容量的发电机i在时段t需要分摊的旋转备用费用为表达式如下：

$F_{i,t}^s=C_t^s\·\frac{P_{i,t}^w}{D_t}$

7)计算控制周期T内每个时段提供了调频和旋转备用辅助服务的发电机的经济补偿

6-1)发电机i时段t提供调频容量的经济补偿为表达式如下：

$J_{i,t}^r=R_{i,t}^r{C}_{m,t}^r$

6-2)发电机i时段t提供旋转备用容量的经济补偿为表达式如下：

$J_{i,t}^s=R_{i,t}^s{C}_{m,t}^s$

S2.未提供调频和旋转备用辅助服务的发电机根据步骤S1所述，支付需要分摊的费用；提供了辅助服务的发电机根据步骤S1所述得到相应的经济补偿。