CN106972532A - 一种基于调峰辅助服务补偿的风电分区电价估算方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于调峰辅助服务补偿的风电分区电价估算方法，通过收集受端电网常规技术参数，获取电网负荷预测曲线、风电预测功率曲线、电网内火电机组启停机计划，考虑风电接入引起的火电机组深度调峰费用和启停费用以及抽蓄机组参与风电调峰的补偿费用，对风电曲线按照其所需的调峰手段进行分区，并对不同区域按照其对应的调峰辅助服务补偿费用进行电价估算。本发明根据风电的消纳难度与调峰机组调峰裕度对风电实行分区,并考虑火电和抽蓄机组各自参与风电调峰消纳的边际成本效益进行风电电价估算，有利于解决由于调峰成本原因而产生的弃风限电现象，有助于减少风电资源的浪费，提高风电机组和风电场的经济效益。

Description

一种基于调峰辅助服务补偿的风电分区电价估算方法

技术领域

本发明属于电气工程领域，尤其涉及一种风电分区电价估算方法。

背景技术

随着能源危机与环境污染问题的越来越严重，以风电为代表的可再生能源迎来了快速发展。我国截止到2015年年底风电累计装机容量达到145204MW，占全球风电份额的33.6％，2014年新增装机容量23351MW，2015年新增装机容量30500MW。由于风资源本身的特性，使得风电场的输出功率具有很强的波动性与反调峰特性，大规模的风电接入消纳需要电网极强的调峰能力。目前在国内，常用的有偿调峰手段有抽水蓄能电站抽发调峰、火电机组深度运行调峰、火电机组启停调峰等，但包括调峰在内的辅助服务补偿均不考虑风电分摊费用，即提供调峰服务的抽蓄、火电等机组无法从调峰服务收益方——风电处得到相匹配的补偿，其调峰消纳风电的积极性自然会受到很大影响，导致受端电网不愿意接纳风电：2016年第一季度我国弃风192亿千瓦时，平均弃风率26％，其中甘肃、吉林、宁夏和新疆弃风最为严重，弃风率分别高达48％、53％、35％和49％。而风电分区定以不同电价是一种可行的补偿受端电网调峰辅助服务的方案，满足了“优质优价”的经济合理性，从而能更好地调动受端电网的调峰积极性，增加风电消纳，因此如何定量地对风电进行分区以及定价具有重要意义。

发明内容

本发明提出一种基于调峰辅助服务补偿的风电分区电价估算方法，使风电电价与调峰补偿相协调，满足“谁受益，谁承担”的辅助服务补偿原则，解决当前风电入网价格与调峰补偿成本脱节及其带来因经济性原因而产生的弃风限电问题。

要解决的技术问题是：

针对目前存在的由于无法从风电企业这得到相应的调峰补偿，导致有调峰能力的机组因经济性原因而无法发挥其能力因其弃风限电现象，或者提供了调峰服务而无法得到补偿的不公平现状，提供一种平衡多主体利益、满足“谁受益，谁承担”辅助服务补偿原则的风电电价估算方法。该方法根据风电的消纳难度与调峰机组调峰裕度对风电实行分区，并考虑火电和抽蓄机组各自参与风电调峰消纳的边际成本效益完成风电电价估算，该方法原理清晰、容易实现。

为实现上述目的，本发明采用如下技术方案：

一种基于调峰辅助服务补偿的风电分区电价估算方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤1、收集受端电网常规技术参数，获取该电网次日火电机组启停机计划U_i(t)、电网负荷预测曲线P_d(t)、风电预测功率曲线P_w(t)，计算所述电网系统技术出力下限和无偿调峰下限；

所述受端电网常规技术参数，包括火电机组总数N_g，各火电机组i的出力上、下限P_i ^max、P_i ^min，上、下爬坡速率R_Ui、R_Di，无偿调峰下限P_i ^TF；包括抽蓄机组台数N_p，各抽蓄机组k的发电功率上、下限抽蓄机组k的额定抽水功率P_Sk，抽蓄机组储能容量上、下限其中，i为火电机组编号，k为抽蓄机组编号；

根据次日各火电机组启停机计划U_i(t)，计算出电网火电机组能够达到的无偿调峰下限计算电网火电机组能够达到的技术出力下限为其中，t为时段编号，一天分为若干个时段；U_i(t)为火电机组i在时刻t的开停机状态，0为停机，1为开机；

所述技术出力下限指一台火电机组的出力最低可以达到技术下限；当火电机组功率处于技术出力下限到无偿调峰下限之间时，可以获得调峰补偿；当功率在无偿调峰下限到最大值之间时，没有调峰补偿；

所述电网负荷预测曲线P_d(t)可以从调度中心获得，风电预测曲线P_w(t)可从调度中心或风电场获得；

步骤2、设定三条风电分段曲线P₁(t)、P₂(t)、P₃(t)，在时间-功率二维直角坐标轴上，将风电功率分为4个区域，分区方式如图2所示；其中：横坐标轴到P₁(t)为第一区域，该区域风电不需要任何有偿调峰即可消纳，该区域输出风电电量为W₁，电价为v₁，因为无须调峰，风电质量高，因此定价高；P₁(t)到P₂(t)之间的区域为第二区域，该区域风电需要受端电网抽水蓄能机组抽水消纳，在这段区间，火电已经降出力到无偿调峰下限，此时还有风电未消纳，于是利用抽蓄抽水把这部分风电储存起来，该区域输出风电电量为W₂，电价为v₂；P₂(t)到P₃(t)之间的区域为第三区域，该区域风电需要受端电网火电机组有偿调峰消纳，火电继续降出力到技术出力下限为止，该区域输出风电电量为W₃，电价为v₃；P₃(t)到风电预测功率曲线P_w(t)为第四区域，该区域受端电网抽蓄机组抽水和火电机组降出力到技术下限后，还有风电未被消纳，需要火电停机调峰消纳或者由于消纳成本过高而弃风限电(由电价决定，如果第四档电价没有低至能够补偿启停调峰费用，就会弃风；如果电价足够低，就会启停调峰，但此时可能还会有一定的风电弃掉，因为停机调峰而留出的发电空间也是有限的)，该区域输出风电电量为W₄，电价为v₄；电价v₁至v₄是从高往低；

其中：曲线P₁(t)及电价v₁确定方法为：根据净负荷曲线P_n(t)＝P_d(t)-P_w(t)，即风电全部消纳时的火电出力，对运行时间t分时段，分别判断火电无偿调峰能否消纳该时刻全部风电：如果P_n(t)≥P_TF(t)，则令P₁(t)＝P_w(t)，说明该时刻全部风电均被归为第一区域；如果P_n(t)<P_TF且P_d(t)>P_TF(t)，则P₁(t)＝P_d(t)-P_TF(t)，说明该时刻只有部分风电被归为第一区域，余下部分风电被归为其他区域，需要配合其他调峰措施消纳；若P_d(t)≤P_TF(t)，则有P₁(t)＝0，说明无偿调峰能够消纳的风电为零；第一区域电量该部分风电无需承担消纳成本，电价v₁＝v_g，其中v_g为当地煤电标杆电价；所述标杆电价v_g为政府主管机关公布；

曲线P₂(t)及电价v₂确定方法为：对运行时间t分时段，分别判断该时刻余下风电P_w(t)-P₁(t)能被各抽蓄机组抽发调峰消纳部分：若(表示任给)，即该时刻余下风电功率不足以使任一抽蓄机组动作，则有P₂(t)＝P₁(t)，说明没有风电处于第二区域；若(表示存在)，即余下风电功率能被抽蓄机组抽水消纳，则最大消纳量为M_t为抽蓄机组组合数，此时令余下风电需要更进一步的调峰手段消纳；第二区域电量为第二区域风电电价v₂＝ηv_g，其中η为各抽蓄机组抽发能量转换效率；

曲线P₃(t)及电价v₃确定方法为：对运行时间t分时段，分别判断该时刻余下风电P_w(t)-P₂(t)能被火电深度调峰消纳部分：若P_w(t)-P₂(t)≤min{P_n(t),P_TF(t)}-(P_min(t)+αP_d(t))，即该时刻余下风电功率能被火电深度调峰全部消纳，则令P₃(t)＝P_w(t)；若P_w(t)-P₂(t)>min{P_n(t),P_TF(t)}-(P_min(t)+αP_d(t))，即该时刻余下风电功率大于火电机组深度调峰消纳能力，则有：

P₃(t)＝P₂(t)+min{P_n(t),P_TF(t)}-(P_min(t)+αP_d(t))

其中，α为系统旋转备用系数，第三区域电量第三区域风电需要火电机组深度调峰，应做出相应深度调峰电量补偿，即降低风电购入价格，因此第三区域风电价v₃＝v_g-k_tf，其中k_tf为火电深度调峰补偿标准；所述系统旋转备用系数表示火电要留出一定的裕度以防负荷突然变化，该裕度称为旋转备用，大小为一般为α*负荷，α为3％-5％；所述火电深度调峰补偿标准由发电设备技术管理和成本核算要求确定，可以依据《发电机组辅助服务管理细则》确定；

步骤3、确定第四区域风电电价v₄

按风电输出电网售电收入最大的风电电价为第四部分风电价，具体计算如下：

(3.1)建立电网内全部火电机组组合运行模拟模型

目标函数：表示总购电费用与辅助服费用之和最小，其中P_i(t)为火电机组i在t时刻的出力，P_tfi(t)为火电机组i在t时刻的深度调峰贡献功率，S_sui(t)、S_sdi(t)分别为需要在t时刻支付给火电机组i的启动、停机辅助服务费用，F_w为风电购电费用，表达式如下：

其中W_u为风电实际消纳量。

约束条件如下:

u_i(t)P_i ^min≤P_i(t)≤u_i(t)P_i ^max (14)

-R_Di≤P_i(t)-P_i(t-1)≤R_Ui (15)

P_Sk(t)＝u_Sk(t)P_Sk (17)

u_Gk(t)+u_Sk(t)≤1 (18)

E_k(t)-E_k(t-1)＝ηP_Sk(t)-P_Gk(t) (19)

P_tfi(t)≥u_i(t)·P_TFi-P_i(t) (21)

其中约束(1)为系统功率平衡约束，约束(2)为旋转备用系数确定的系统备用约束，约束(3)火电出力上下限约束，约束(4)为火电爬坡约束，约束(5)-(6)为抽蓄功率约束，约束(8)、(9)为抽蓄水库容量约束，约束(10)-(11)为火电启停调峰辅助服务贡献计算式；其中：D_w(t)为风电在t时刻的弃风率，即弃风功率/风电功率；u_Gk(t)为抽蓄机组k在时刻t的发电状态，0为不发电，1为发电，u_Sk(t)为各抽蓄机组k在时刻t的抽水状态，0为不抽水，1为抽水，P_Gk(t)为各抽蓄机组k在t时刻的发电功率，P_Sk(t)为抽蓄机组k在t时刻的抽水功率，E_k(t)为抽蓄机组k在时刻t的储能大小；k_ud为火电机组启停调峰补偿标准；火电深度调峰、抽蓄抽水调峰，每调峰一度风电就需要一度电的补偿，在第四区域是火电机组启停调峰，补偿费用取决于停机容量，而调峰电量是停机容量*停机时间，不像前面区域这样一一对应，因此需要单独计算。

(3.2)第四区域电价计算

令v₄以X元/kWh为步长，从0到v₃取值进行电网全部火电机组组合逐点计算，分别得到不同v₄下的风电售电收入；取风电售电收入最大时的风电价为最终的风电第四区域电价。本步骤目的是找出风电售电收入最大的第四区域电价；对于每一个风电电价，都做一次机组组合，机组组合的目标函数是总购电成本最小，此时有一个风电售电收入；然后改变风电电价，再做一次机组组合，比较风电售电收入。找到风电售电收入最大的第四区域电价。

优选地，所述技术出力下限取最大值的40％，无偿调峰下限取最大值的50％。

优选地，所述计价步长X为0.01元。

本发明根据发电设备技术管理和成本核算要求(《发电机组辅助服务管理细则》)，考虑风电接入引起的调峰辅助服务费用，对风电曲线按照其所需的调峰手段进行分区，并对不同区域风电进行电价估算，达到以下效果：

1、通过设定三条风电分段曲线P₁(t)、P₂(t)、P₃(t)，在时间-功率二维直角坐标轴上，将风电功率分为4个区域，并对不同区域按照其对应的调峰辅助服务补偿进行电价估算，从而将不同质量的风电区分开，无需调峰的高质量风电定以较高电价，需要调峰的低质量风电定义较低电价，解决了缺少风电价格核算技术手段问题和风电入网价格与调峰补偿成本脱节问题，达到风电分区定价目的；

2、引入净负荷曲线与受端电网无偿调峰下限、技术出力下限比较，以确定分段曲线P₁(t)、P₃(t)，与现行发电机组技术管理(《发电机组辅助服务管理细则》)计算标准一致，使风电降低电价所减少的受端电网购风电费用与风电引起的火电深度调峰费用一致，提高受端电网火电深度调峰积极性；

3、针对抽水蓄能机组抽水调峰，专门划分风电第二区域对应，使风电降低电价所减少的受端电网购风电费用与抽水蓄能机组调峰损耗费用一致，弥补目前抽水蓄能机组无法从风电获得损耗补偿的空白，提供抽水蓄能机组调峰积极性；

4、确定第四区域电价时，取风电售电收入最大的风电第四区域电价，在第四区域电价的选取方式上保证了风电有合理的较高收入。

附图说明

图1为确定分段线P₁(t)、P₂(t)、P₃(t)的风电分段曲线流程图；

图2为风电按其消纳难度分区示意图；

图3为实例1的负荷预测曲线

图4为实例1的风电预测功率曲线；

图5为实例1的风电分区结果；

图6为不同第四区域风电电价下风电企业收入；

图7、8为实例2的风电预测功率曲线与负荷预测曲线；

图9为实例2的风电分区结果。

具体实施方式

为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。此外，下面所描述的本发明各个实施方式中所涉及到的技术特征只要彼此之间未构成冲突就可以相互组合。

实例1

图3、4为华中某地某日风电预测功率曲线P_w(t)与负荷预测曲线P_d(t)，以此为例进行实例说明。

1、收集受端电网常规技术参数，获取该电网次日火电机组启停机计划U_i(t)、风电预测功率曲线P_w(t)如图3、电网负荷预测曲线P_d(t)如图4，计算所述电网系统技术出力下限和无偿调峰下限；

所述受端电网常规技术参数，包括火电机组总数N_g，各火电机组i的出力上、下限P_i ^max、P_i ^min，上、下爬坡速率R_Ui、R_Di，无偿调峰下限P_i ^TF；包括抽蓄机组台数N_p，各抽蓄机组k的发电功率上、下限抽蓄机组k的额定抽水功率P_Sk，抽蓄机组储能容量上、下限其中，i为火电机组编号，k为抽蓄机组编号；

根据次日各火电机组启停机计划U_i(t)，计算出电网火电机组能够达到的无偿调峰下限计算电网火电机组能够达到的技术出力下限为其中，t为时段编号，一天分为24个时段；U_i(t)为火电机组i在时刻t的开停机状态，0为停机，1为开机，本实例中火电计划全部启动。本实例中受端电网共有7台火电机组，具体参数如表1所示，其中可得上下爬坡速率相同，各火电技术出力下限为出力上限的40％，无偿调峰下限为出力上限的50％；共有2台抽水蓄能机组，发电功率下限为上限的50％，抽水额定功率与发电功率下限一致，抽发转换效率均为0.75：

表1火电机组参数

表2抽水蓄能机组参数

负荷预测与风电预测值如表3所示：

表3负荷及风电预测数据

2、设定三条风电分段曲线P₁(t)、P₂(t)、P₃(t)，在时间-功率二维直角坐标轴上，将风电功率分为4个区域；其中：横坐标轴到P₁(t)为第一区域，该区域风电不需要任何有偿调峰即可消纳，该区域输出风电电量为W₁，电价为v₁；P₁(t)到P₂(t)之间的区域为第二区域，该区域风电需要受端电网抽水蓄能机组抽水消纳，该区域输出风电电量为W₂，电价为v₂；P₂(t)到P₃(t)之间的区域为第三区域，该区域风电需要受端电网火电机组有偿调峰消纳，该区域输出风电电量为W₃，电价为v₃；P₃(t)到风电出力曲线P_w(t)为第四区域，该区域受端电网抽蓄机组抽水和火电机组降出力到技术下限后，还有风电未被消纳，需要火电停机调峰消纳或者由于消纳成本过高而弃风限电，该区域输出风电电量为W₄，电价为v₄；电价v₁至v₄是从高往低；

2.1、根据步骤2确定曲线P₁(t)及v₁。根据净负荷曲线P_n(t)＝P_d(t)-P_w(t)，对时刻t从1到24分别判断火电无偿调峰能否消纳该时刻全部风电：如果P_n(t)≥P_TF(t)，则有P₁(t)＝P_w(t)，说明该时刻全部风电均被归为第一区域；如果P_n(t)<P_TF且P_d(t)>P_TF(t)，则有P₁(t)＝P_d(t)-P_TF(t)，说明该时刻只有部分风电被归为第一区域，余下部分风电被归为其他区域，需要配合其他调峰措施消纳；若P_d(t)≤P_TF(t)，则有P₁(t)＝0，说明无偿调峰能够消纳的风电为零。第一区域电量该部分风电无需承担消纳成本，电价v₁＝v_g＝0.45元/kWh。

2.2、根据步骤2确定第二条分段线P₂(t)及v₂。从时刻t从1到24，分别判断余下风电P_w(t)-P₁(t)能被抽蓄机组抽发调峰消纳部分：若(表示任给)，即该时刻余下风电功率不足以使任一抽蓄机组动作，则有P₂(t)＝P₁(t)，说明没有风电处于第二区域；若(表示存在)，即余下风电功率能被抽蓄机组抽水消纳，则最大消纳量为M_t为抽蓄机组组合数，此时令余下风电需要更进一步的调峰手段消纳；第二区域电量为第二区域风电价v₂＝ηv_g＝0.75*0.45＝0.3375元/kWh，取v₂＝0.33元/kWh。

2.3、根据步骤2确定第三条分段线P₃(t)及v₃。从时刻t从1到24，分别判断余下风电P_w(t)-P₂(t)能被火电深度调峰消纳部分：若P_w(t)-P₂(t)≤min{P_n(t),P_TF(t)}-(P_min(t)+αP_d(t))，即该时刻余下风电功率能被火电深度调峰全部消纳，则令P₃(t)＝P_w(t)；若P_w(t)-P₂(t)>min{P_n(t),P_TF(t)}-(P_min(t)+αP_d(t))，即该时刻余下风电功率大于火电机组深度调峰消纳能力，则有：

P₃(t)＝P₂(t)+min{P_n(t),P_TF(t)}-(P_min(t)+αP_d(t))

其中，α为系统旋转备用系数，第三区域电量第三部分风电需要火电机组深度调峰，应做出相应深度调峰电量补偿，因此第三区域风电价v₃＝v_g-k_tf＝0.45-0.15＝0.30元/kWh。

3、根据步骤3搭建机组组合模型，具体目标函数与约束如步骤3所示。以0.1元/kWh为步长，对v₄＝0到v₄＝v₃＝0.30元/kWh进行运行模拟，得到不同风电第四区域电价下风电售电收入，如图6所示。取风电售电收入最大时的风电价为最终的风电第四区域电价。在本实例中v₄＝0.20元/kWh时，风电起风售电收入最大。风电分区结果如图5、表4所示。

表4风电分区电量及其对于电价

	区域电量/MWh	电量占比	电价/(元/kWh)
				第1区域	0-12203	76.40％	0.45
第2区域	12203-13544	8.39％	0.33
				第3区域	13544-14897	8.47％	0.30
第4区域	14897-15973	6.74％	0.20

由图5可知，本实例中风电分区主要发生在0-6小时之间，在7小时往后所有风电都归在第一区域，即在无偿调峰范围内就可以消纳该时刻所有风电。对比负荷预测曲线和风电预测曲线(图3、图4)，可以看到在0至6小时，负荷处于低谷，而风电处于大发时刻，因此这段时间内风电在无偿调峰范围内消纳出现困难，需要调峰辅助服务进行调峰消纳，本发明所述方法也正在这个时段内将风电分成4个区域。由表4可知：第一区域风电电量占比76.40％，电价0.45元/kWh；第二区域风电电量占比8.39％，电价0.33元/kWh；第三区域风电电量占比8.47％，电价0.30元/kWh；第四区域风电电量占比6.74％，电价0.20元/kWh。从结果看，将近1/4的风电需要支付不同程度的调峰辅助服务费用，若全部定以较高电价(比如0.45元/kWh)，则会产生23.60％的弃风，风电场则会损失第二、三、四区域风电的售电收入，经济损失至少为84.84万元(这里只计算了第二、三区域售电收入，因为不确定第四区域的售电量，所以没有计算第四区域风电售电收入)；而在分区定价后，第二、三区域风电均能成功消纳，弃风成功限制在第四区域，即小于6.74％。在本实施例中，本发明成功解决由于调峰成本原因而产生的弃风限电现象，减少风电资源的浪费，增加风电场的经济收入。

实施例2：

图7、8为华中某地某日负荷预测曲线P_d(t)与风电预测功率曲线P_w(t)，以此为例进行实例说明。

1、收集受端电网常规技术参数，获取该电网次日火电机组启停机计划U_i(t)、风电预测功率曲线P_w(t)如图7、电网负荷预测曲线P_d(t)如图8，计算所述电网系统技术出力下限和无偿调峰下限；

所述受端电网常规技术参数，包括火电机组总数N_g，各火电机组i的技术出力上、下限P_i ^max、P_i ^min，上、下爬坡速率R_Ui、R_Di，无偿调峰下限P_i ^TF；包括抽蓄机组台数N_p，各抽蓄机组k的发电功率上、下限抽蓄机组k的额定抽水功率P_Sk，抽蓄机组储能容量上、下限其中，i为火电机组编号，k为抽蓄机组编号；

根据次日各火电机组启停机计划U_i(t)，计算出电网火电机组能够达到的无偿调峰下限计算电网火电机组能够达到的技术出力下限为其中，t为时段编号，一天分为24个时段；U_i(t)为火电机组i在时刻t的开停机状态，0为停机，1为开机，本实施例中火电机组计划全部启动。具体火电机组和抽水蓄能机组参数与实施例1相同，详见表1和表2。负荷预测与风电预测值如表5所示：

表5负荷及风电预测数据

时刻/t	1	2	3	4	5	6	7	8
									风电预测值Pw/MW	1054	870	893	1375	1465	1360	1112	1057
负荷预测值Pd/MW	3425	3334	3339	3490	4025	4457	4323	4479
									时刻/t	9	10	11	12	13	14	15	16
风电预测值Pw/MW	960	920	695	1108	1367	922	904	1026
									负荷预测值Pd/MW	4680	4776	4596	4202	4336	4403	4786	5337
时刻/t	17	18	19	20	21	22	23	24
									风电预测值Pw/MW	1008	1319	930	651	646	437	460	446
负荷预测值Pd/MW	5317	4912	4629	4492	5073	4812	4128	3527

2、设定三条风电分段曲线P₁(t)、P₂(t)、P₃(t)，在时间-功率二维直角坐标轴上，将风电功率分为4个区域；其中：横坐标轴到P₁(t)为第一区域，该区域风电不需要任何有偿调峰即可消纳，该区域输出风电电量为W₁，电价为v₁；P₁(t)到P₂(t)之间的区域为第二区域，该区域风电需要受端电网抽水蓄能机组抽水消纳，该区域输出风电电量为W₂，电价为v₂；P₂(t)到P₃(t)之间的区域为第三区域，该区域风电需要受端电网火电机组有偿调峰消纳，该区域输出风电电量为W₃，电价为v₃；P₃(t)到风电出力曲线P_w(t)为第四区域，该区域受端电网抽蓄机组抽水和火电机组降出力到技术下限后，还有风电未被消纳，需要火电停机调峰消纳或者由于消纳成本过高而弃风限电，该区域输出风电电量为W₄，电价为v₄；电价v₁至v₄是从高往低：

2.1、根据步骤2确定曲线P₁(t)及v₁。根据净负荷曲线P_n(t)＝P_d(t)-P_w(t)，对时刻t从1到24分别判断火电无偿调峰能否消纳该时刻全部风电：如果P_n(t)≥P_TF(t)，则有P₁(t)＝P_w(t)，说明该时刻全部风电均被归为第一区域；如果P_n(t)<P_TF且P_d(t)>P_TF(t)，则有P₁(t)＝P_d(t)-P_TF(t)，说明该时刻只有部分风电被归为第一区域，余下部分风电被归为其他区域，需要配合其他调峰措施消纳；若P_d(t)≤P_TF(t)，则有P₁(t)＝0，说明无偿调峰能够消纳的风电为零。第一区域电量该部分风电无需承担消纳成本，电价v₁＝v_g＝0.45元/kWh。

2.2、根据步骤2确定第二条分段线P₂(t)及v₂。从时刻t从1到24，分别判断余下风电P_w(t)-P₁(t)能被抽蓄机组抽发调峰消纳部分：若(表示任给)，即该时刻余下风电功率不足以使任一抽蓄机组动作，则有P₂(t)＝P₁(t)，说明没有风电处于第二区域；若(表示存在)，即余下风电功率能被抽蓄机组抽水消纳，则最大消纳量为M_t为抽蓄机组组合数，此时令余下风电需要更进一步的调峰手段消纳；第二区域电量为第二区域风电价v₂＝ηv_g＝0.75*0.45＝0.3375元/kWh，取v₂＝0.33元/kWh。

2.3、根据步骤2确定第三条分段线P₃(t)及v₃。从时刻t从1到24，分别判断余下风电P_w(t)-P₂(t)能被火电深度调峰消纳部分：若P_w(t)-P₂(t)≤min{P_n(t),P_TF(t)}-(P_min(t)+αP_d(t))，即该时刻余下风电功率能被火电深度调峰全部消纳，则令P₃(t)＝P_w(t)；若P_w(t)-P₂(t)>min{P_n(t),P_TF(t)}-(P_min(t)+αP_d(t))，即该时刻余下风电功率大于火电机组深度调峰消纳能力，则有：

P₃(t)＝P₂(t)+min{P_n(t),P_TF(t)}-(P_min(t)+αP_d(t))

其中，α为系统旋转备用系数，第三区域电量第三部分风电需要火电机组深度调峰，应做出相应深度调峰电量补偿，因此第三区域风电价v₃＝v_g-k_tf＝0.45-0.15＝0.30元/kWh。

3、由于火电深度调峰已完全消纳风电，则第四区域风电电量为0，不需要计算第四区域风电电价。风电分段电价结果如下表6所示，风电分区如图9所示。

表6风电分区电量及其对于电价

	区域电量/MWh	电量占比	电价/(元/kWh)
				第1区域	0-21463	93.38％	0.45
第2区域	21463-22462	4.35％	0.33
				第3区域	22462-22984	2.27％	0.30
第4区域	22984-22984	0	—

由图9可知，本实例中风电分区主要发生在0-5小时之间，在6小时往后所有风电都归在第一区域，即在无偿调峰范围内就可以消纳该时刻所有风电。对比负荷预测曲线和风电预测曲线(图7、图8)，可以看到在0至5小时，负荷处于低谷；而风电高峰处于5小时、13小时、17小时左右，有三个高峰时段，在后两个高峰时段负荷较大，因此风电能在无偿调峰范围内消纳，而在第一个风电高峰时段，负荷处于低谷水平，因此这段时间内风电在无偿调峰范围内消纳出现困难，需要调峰辅助服务进行调峰消纳，本发明所述方法在这个时段内将风电分成3个区域(抽水蓄能机组抽水调峰和火电深度调峰即能消纳所有风电，第四区域电量为0)：第一区域风电电量占比93.38％，电价0.45元/kWh；第二区域风电电量占比4.35％，电价0.33元/kWh；第三区域风电电量占比2.27％，电价0.30元/kWh。从结果看，若全部定以较高电价(比如0.45元/kWh)，则会产生6.62％的弃风，风电场则会损失第二、三区域风电的售电收入，经济损失为48.63万元(第二、三区域风电售电收入之和)；而在分区定价后，第二、三区域风电均能成功消纳，弃风率为0。在本实施例中，本发明成功解决由于调峰成本原因而产生的弃风限电现象，减少风电资源的浪费，增加风电场的经济收入。

本领域的技术人员容易理解，以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (3)

1.一种基于调峰辅助服务补偿的风电分区电价估算方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤1、收集受端电网常规技术参数，获取该电网次日火电机组启停机计划U_i(t)、电网负荷预测曲线P_d(t)、风电预测功率曲线P_w(t)，计算所述电网系统技术出力下限和无偿调峰下限；

所述受端电网常规技术参数，包括火电机组总数N_g，各火电机组i的技术出力上、下限P_i ^max、P_i ^min，上、下爬坡速率R_Ui、R_Di，无偿调峰下限P_i ^TF；包括抽蓄机组台数N_p，各抽蓄机组k的发电功率上、下限抽蓄机组k的额定抽水功率P_Sk，抽蓄机组k储能容量上、下限其中，i为火电机组编号，k为抽蓄机组编号；

根据次日各火电机组启停机计划U_i(t)，计算出电网火电机组能够达到的无偿调峰下限计算电网火电机组能够达到的技术出力下限为其中，t为时段编号，一天分为若干个时段；U_i(t)为火电机组i在时刻t的开停机状态，0为停机，1为开机；

所述技术出力下限指一台火电机组的出力最低可以达到技术下限；当火电机组功率处于技术出力下限到无偿调峰下限之间时，可以获得调峰补偿；当功率在无偿调峰下限到最大值之间时，没有调峰补偿；

所述电网负荷预测曲线P_d(t)可以从调度中心获取，风电预测曲线P_w(t)可从调度中心或风电场获得；

步骤2、设定三条风电分段曲线P₁(t)、P₂(t)、P₃(t)，在时间-功率二维直角坐标轴上，将风电功率分为4个区域；其中：横坐标轴到P₁(t)为第一区域，该区域风电不需要任何有偿调峰即可消纳，该区域输出风电电量为W₁，电价为v₁；P₁(t)到P₂(t)之间的区域为第二区域，该区域风电需要受端电网抽水蓄能机组抽水消纳，该区域输出风电电量为W₂，电价为v₂；P₂(t)到P₃(t)之间的区域为第三区域，该区域风电需要受端电网火电机组有偿调峰消纳，该区域输出风电电量为W₃，电价为v₃；P₃(t)到风电预测功率曲线P_w(t)为第四区域，该区域在受端电网抽蓄机组抽水和火电机组降出力到技术下限后，还有风电未被消纳，需要火电停机调峰消纳或者由于消纳成本过高而弃风限电，该区域输出风电电量为W₄，电价为v₄；电价v₁至v₄是从高往低；

其中：曲线P₁(t)及电价v₁确定方法为：根据净负荷曲线P_n(t)＝P_d(t)-P_w(t)，对运行时间t分时段，分别判断火电无偿调峰能否消纳该时刻全部风电：如果P_n(t)≥P_TF(t)，则令P₁(t)＝P_w(t)，说明该时刻全部风电均被归为第一区域；如果P_n(t)<P_TF且P_d(t)>P_TF(t)，则P₁(t)＝P_d(t)-P_TF(t)，说明该时刻只有部分风电被归为第一区域，余下部分风电被归为其他区域，需要配合其他调峰措施消纳；若P_d(t)≤P_TF(t)，则有P₁(t)＝0，说明无偿调峰能够消纳的风电为零；第一区域电量该部分风电无需承担消纳成本，电价v₁＝v_g，其中v_g为当地煤电标杆电价；所述标杆电价v_g为政府主管机关公布；

曲线P₂(t)及电价v₂确定方法为：对运行时间t分时段，分别判断该时刻余下风电P_w(t)-P₁(t)能被各抽蓄机组抽发调峰消纳部分：若(表示任给)，即该时刻余下风电功率不足以使任一抽蓄机组动作，则有P₂(t)＝P₁(t)，说明没有风电处于第二区域；若(表示存在)，即余下风电功率能被抽蓄机组抽水消纳，则最大消纳量为M_t为抽蓄机组组合数，此时令余下风电需要更进一步的调峰手段消纳；第二区域电量为第二区域风电电价v₂＝ηv_g，其中η为各抽蓄机组抽发能量转换效率；

曲线P₃(t)及电价v₃确定方法为：对运行时间t分时段，分别判断该时刻余下风电P_w(t)-P₂(t)能被火电深度调峰消纳部分：若P_w(t)-P₂(t)≤min{P_n(t),P_TF(t)}-(P_min(t)+αP_d(t))，即该时刻余下风电功率能被火电深度调峰全部消纳，则令P₃(t)＝P_w(t)；若P_w(t)-P₂(t)>min{P_n(t),P_TF(t)}-(P_min(t)+αP_d(t))，即该时刻余下风电功率大于火电机组深度调峰消纳能力，则有：

P₃(t)＝P₂(t)+min{P_n(t),P_TF(t)}-(P_min(t)+αP_d(t))

其中，α为系统旋转备用系数，第三区域电量第三区域风电需要火电机组深度调峰，应做出相应深度调峰电量补偿(即降低风电购入价格)，因此第三区域风电价v₃＝v_g-k_tf，其中k_tf为预设的火电深度调峰补偿标准；所述系统旋转备用系数表示火电要留出一定的裕度以防负荷突然变化，该裕度称为旋转备用，大小为一般为α*负荷，α为3％-5％；所述火电深度调峰补偿标准由发电设备技术管理和成本核算要求确定；

步骤3、确定第四区域风电电价v₄

按风电输出电网售电收入最大的风电电价为第四区域风电价，具体计算如下：

(3.1)建立电网内全部火电机组组合运行模拟模型

目标函数：表示总购电费用与辅助服费用之和最小，其中P_i(t)为火电机组i在t时刻的出力，P_tfi(t)为火电机组i在t时刻的深度调峰贡献功率，S_sui(t)、S_sdi(t)分别为需要在t时刻支付给火电机组i的启动、停机辅助服务费用，F_w为风电购电费用，表达式如下：

其中W_u为风电实际消纳量；

约束条件如下:

$\underset{i=1}{\overset{Ng}{\&Sigma;}}{P}_i\left(t\right)+\underset{k=1}{\overset{Np}{\&Sigma;}}{P}_{Gk}\left(t\right)-\underset{k=1}{\overset{Np}{\&Sigma;}}{P}_{Sk}\left(t\right)+P_w\left(t\right)\&CenterDot;(1-D_w(t\left)\right)=P_d\left(t\right)---\left(1\right)$

$\begin{array}{c}\underset{i}{\overset{Ng}{\mathrm{\&Sigma;}}}{P}_i^{\max }-P_i\left(t\right)\&GreaterEqual;{\mathrm{\&alpha;P}}_d\left(t\right)\\ \underset{i}{\overset{Ng}{\mathrm{\&Sigma;}}}{P}_i\left(t\right)-P_i^{\min }\&GreaterEqual;{\mathrm{\&alpha;P}}_d\left(t\right)\end{array}---\left(2\right)$

u_i(t)P_i ^min≤P_i(t)≤u_i(t)P_i ^max (3)

-R_Di≤P_i(t)-P_i(t-1)≤R_Ui (4)

$u_{Gk}\left(t\right)P_{Gk}^{\min }\&le;P_{Gk}\left(t\right)\&le;u_{Gk}\left(t\right)P_{Gk}^{\max }---\left(5\right)$

P_Sk(t)＝u_Sk(t)P_Sk (6)

u_Gk(t)+u_Sk(t)≤1 (7)

E_k(t)-E_k(t-1)＝ηP_Sk(t)-P_Gk(t) (8)

$E_k^{\min }\&le;E_k\left(t\right)\&le;E_k^{max}---\left(9\right)$

P_tfi(t)≥u_i(t)·P_TFi-P_i(t) (10)

$\begin{array}{c}{S}_{\mathrm{sui}}\left(t\right)\&GreaterEqual;k_{\mathrm{ud}}\&CenterDot;[u_i\left(t\right)-u_i(t-1)]\\ S_{\mathrm{sdi}}\left(t\right)\&GreaterEqual;k_{\mathrm{ud}}\&CenterDot;[u_i(t-1)-u_i\left(t\right)]\end{array}---\left(11\right)$

其中约束(1)为系统功率平衡约束，约束(2)为旋转备用系数确定的系统备用约束，约束(3)火电出力上下限约束，约束(4)为火电爬坡约束，约束(5)-(6)为抽蓄功率约束，约束(8)、(9)为抽蓄水库容量约束，约束(10)-(11)为火电启停调峰辅助服务贡献计算式；其中：D_w(t)为风电在t时刻的弃风率，即弃风功率/风电功率；u_Gk(t)为抽蓄机组k在时刻t的发电状态，0为不发电，1为发电，u_Sk(t)为各抽蓄机组k在时刻t的抽水状态，0为不抽水，1为抽水，P_Gk(t)为各抽蓄机组k在t时刻的发电功率，P_Sk(t)为抽蓄机组k在t时刻的抽水功率，E_k(t)为抽蓄机组k在时刻t的储能大小；k_ud为火电机组启停调峰补偿标准；

(3.2)第四区域电价计算

令v₄以X元/kWh为步长，从0到v₃取值进行电网全部火电机组组合逐点计算，分别得到不同v₄下的风电售电收入；取风电售电收入最大时的风电价为最终的风电第四区域电价。

2.权利要求1所述的风电分区电价估算方法，其特征在于，所述技术出力下限取最大值的40％，无偿调峰下限取最大值的50％。

3.权利要求1所述的风电分区电价估算方法，其特征在于，所述计价步长X为0.01元。