CN116051149A - 考虑用电侧新能源消纳责任的调峰费用分摊方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了考虑用电侧新能源消纳责任的调峰费用分摊方法，首先，对东北地区调峰辅助规则进行分析，建立“阶梯式”调峰辅助服务费用快速计算模型；然后，根据Shapely边际贡献理论分析调峰市场各个参与方调峰价值，建立发用电两侧调峰费用分摊模型，对于发电侧内部调峰费用分摊问题按照上网电量占比的方式分摊；对于用电侧内部调峰费用分摊问题通过设置波动趋势差异度系数、波形幅值差异度系数参数考核负荷用电与新能源发电的不匹配度，以此计算不平衡用电量，确定各自调峰辅助服务费用承担金额；本发明所提方法在提高系统新能源消纳水平的基础上，可同时保证系统的公平性和经济性，并为电网调度提供参考依据。

Description

考虑用电侧新能源消纳责任的调峰费用分摊方法

技术领域

本发明属于提升含新能源系统经济性技术领域，具体涉及考虑用电侧新能源消纳责任的调峰费用分摊方法。

背景技术

“双碳”目标下，我国新能源产业迅速发展，截止2021年底，全国新能源装机容量突破30000万千瓦，装机容量占比达到25％～30％，新能源总发电量9785亿千瓦时，占比11.8％。据统计，新能源每MW建设成本约900～11,00万元，随着各地新能源发电补贴陆续取消，新能源机组预期盈利降低，但调峰辅助费用不断升高，电力系统低碳化转型受到一定阻碍。在我国东北地区日内深调峰辅助服务费用(以下由调峰费用代指)仅仅在发电侧收支平衡，根据“谁受益，谁承担”原则，低碳化电力系统转型应由所有市场参与者共同承担其建设成本，因此建立合理的调峰费用分摊机制有助于促进调峰市场公平性，利于在未来新市场格局下资源的优化配置。

对于调峰辅助服务费用分摊方式而言，现有方式仅仅是在发电侧内部分摊，然而用电侧同样享受了低碳服务，理应承担相应的调峰辅助服务费用。在现有的市场机制下，尚无明确考虑用电侧参与的调峰辅助服务费用分摊方式。双碳目标下用电侧应承担部分清洁能源消纳责任，目前因接纳清洁能源而产生的调峰费用仅在发电侧收支平衡，考虑用电侧介入后应着力解决发用电侧调峰费用分配以及用电侧内部调峰费用分配不平衡的问题。

发明内容

本发明的目的是提供考虑用电侧新能源消纳责任的调峰费用分摊方法，解决了用电侧介入后发用电侧调峰费用分配以及用电侧内部调峰费用分配不平衡的问题。

本发明所采用的技术方案是，考虑用电侧新能源消纳责任的调峰费用分摊方法，具体按照以下步骤实施：

步骤1、采集多个火电机组历史负荷数据，根据火电机组的负荷率以及补偿规则，构建调峰费用快速计算模型，通过模型计算基于MCP出清规则下的日内深调辅助服务费用；

步骤2、基于Shapley理论中的边际贡献原理，建立发用电侧总深度调峰费用划分模型；

步骤3、建立基于上网电量占比的发电侧内部各机组调峰费用分摊模型；

步骤4、分析用电侧负荷的用电情况，基于波动趋势差异度系数、波形幅值差异度系数两个指标，构建负荷侧日内深调峰费用分摊模型；

步骤5、基于MCP出清规则下的日内深调辅助服务费用、发用电侧总深度调峰费用划分模型、负荷侧日内深度调峰费用分摊模型计算各市场参与方应承担的费用。

本发明的特点还在于：

步骤1具体过程为：

根据火电机组的负荷率以及补偿规则，构建调峰费用快速计算模型：

其中，ΔT是调峰周期，N_g为调峰火电机组数量，P_i,t为某火电机组i出力序列，P_i,max、P_i,min为火电机组i的出力上下限，β₁％、β₂％为火电机组i的一、二档有偿调峰负荷率，S_N,i为火电机组i的额定容量，

为t时刻系统一档有偿调峰费用边际出清价格，

为火电机组i在t时刻调用某火电机组的一档调峰电量；

为t时刻系统二档有偿调峰费用边际出清价格，

为火电机组i在t时刻调用某火电机组的二档调峰电量；

将火电机组历史负荷数据输入调峰费用快速计算模型，得到基于MCP出清规则下的日内深调辅助服务费用。

步骤2具体过程为：

将所有发电侧所有新能源机组、火电机组组成一个不可解列的大联盟S，将步骤1中基于MCP出清规则下的日内深调辅助服务费用作为大联盟整体调峰费用为v{{S}}，记大联盟的调峰价值为F：

v{{S}}＝F                    (5)

在大联盟稳定时，对于任一火电机组成员i而言，其调峰价值函数为v{{S_i}}，通过基于Shapley理论中的边际贡献原理，求解大联盟失去该成员后联盟调峰费用的变化值：

v{{S_i}}＝|v{{S}}-v{{S/i}}|          (6)

v{{S_i}}为大联盟v{{S}}的单元素子集的调峰价值，v{{S/i}}代表剔除成员i后的联盟S调峰费用，在典型调峰日，计某一发电机组的发电序列为：

P_T,i＝{P_T,i,1,P_T,i,2......P_T,i,t}                     (7)

剔除发电机组i后，剩余发电机组发电序列为：

P_T,n＝{P_T,n,1,P_T,n,2......P_T,n,t,n≠i}                (8)

增发量ΔP_T,n为决策变量，剔除发电机组i后，剩余发电机组增量序列及实发序列为：

ΔP_T,n＝{ΔP_T,n，1,ΔP_T,n,2......ΔP_T,n,t,n≠i}             (9)

P′_T,n＝P_T,n+ΔP_T,n,n≠i                 (10)

此时

计大联盟S中某一用户负荷i的用电序列为：

P_L,i＝{P_L,i,1,P_L,i,2......P_L,i,n}               (13)

剔除用户负荷i后剩余发电机组减发量ΔP_T,n为决策变量，实发序列计算规则同上；

-ΔP_T,n＝{ΔP_T,n，1,ΔP_T,n,2......ΔP_T,n,t,n≠i}            (14)

P′_T,n＝P_T,n+ΔP_T,n,n≠i               (15)

P′_T,n＝P_T,n+ΔP_T,n,n≠i

此时

设α：β为用电侧和发电侧应承担的调峰辅助服务费用权重之比，则：

发电侧应承担的费用：

用电侧应承担的费用：

其中，F为总调峰费用，由式(1)-(5)计算得出；

公式(5)-公式(20)为发用电侧总深度调峰费用划分模型。

步骤3中基于上网电量占比的发电侧内部各机组调峰费用分摊模型是对所有发电侧各新能源机组上网电量进行修正和对所有发电侧各火电机组上网电量进行修正，根据修正后的发电侧各新能源机组和火电机组上网电量构建发电侧内部各火电机组调峰费用分摊模型。

步骤3中对所有发电侧各新能源机组上网电量进行修正的公式为：

S′_W,k＝S_W,k*d*p*z                                (21)

其中S′_W,k为新能源机组k上网电量修正值，S_W,k为新能源机组k的实际发电量，d、p、z分别为是否供热期、利用小时数、有无补贴电价修正系数。

其中，对于火电机组，若其负荷率高于最低调峰负荷率要求，其上网电量修正方法为：

其中S′_T,j是火电机组i上网电量修正值，S_T,j,1是火电机组j处于负荷率50％～70％之间的发电量，K₁为此档电量的修正系数；S_T,j,2是火电机组j处于负荷率70％～80％之间的发电量，K₂为此档电量的修正系数；S_T,j,3是火电机组j处于负荷率80％～100％之间的发电量，K₃为此档电量的修正系数。

步骤3中根据修正后的发电侧各新能源机组上网电量构建发电侧内部各新能源机组调峰费用分摊模型：

根据修正后的发电侧各火电机组上网电量构建发电侧内部各火电机组调峰费用分摊模型表示为：

步骤4具体过程为：

步骤4.1、按等电量变换的原则，将各用户负荷用电曲线顺延新能源发电曲线进行波形变换，得新能源理想化消纳场景下各用户负荷的用电曲线，表示为：

其中P_L,i,t为用户负荷i原始用电序列；P′_L,i,t为用户负荷i在等电量变换后的理想化用电序列；P_W,t为新能源发电序列；

步骤4.2、将任一用户负荷用电曲线与理想用电曲线波形变化趋势的相似程度表示为波动趋势差异度系数，采用余弦相似度θ表示，该指标越大，代表用户负荷用电与新能源出力变化趋势的相似性越强，余弦相似度θ计算公式为：

ΔP′_L,i,t＝{P′_L,i,2-P′_L,i,1,...,P′_L,i,t+1-P′_L,i,t}t＝1...n-1     (24)

ΔP_L,i,t＝{P_L,i,2-P_L,i,1,...,P_L,i,t+1-P_L,i,t}t＝1...n-1             (25)；

步骤4.3、用户负荷用电曲线与理想用电曲线为服从同一时间序列的某一分布，采用Jensen–Shannon距离衡量两个分布的幅值差异，Jensen–Shannon距离就是波形幅值差异度系数，波形幅值差异度系数计算方法：

其中τ_Li为用户负荷i与其自身理想用电曲线波形幅值差异度，P_L,All,i为用户负荷i总用电量；

步骤4.4、将各用户负荷与新能源发电曲线的相似度表示为一个二维向量(θ，τ)，其中，θ方向为用户负荷用电趋势与新能源发电趋势的差距，两者之间不平衡量采用用户负荷原用电曲线与理想用电曲线导函数之差的定积分进行描述，修正系数为θ的数值，τ方向为用户负荷在用电幅值分布情况与新能源发电幅值分布的差距，由于τ中本身存在差的信息，故该方向上的不平衡量只需采用用户负荷用电曲线的定积分描述，修正系数为τ的数值；将用户负荷用电曲线通过插值平滑化后，得到不平衡电量计算公式：

其中，ΔS_i,θ为用户负荷i在θ方向的不平衡用电量；ΔS_i,τ为用户负荷i在τ方向的不平衡用电量；f_L,i为用户负荷i用电曲线经过插值后的函数；f′_L,i为用户负荷i用电曲线经过插值后的函数的导函数；ΔS_i为用户负荷i总不平衡用电量；

步骤4.5、对于任一电力用户，其应承担的调峰费用为：

其中，F_Cus,i为用户负荷i应承担的调峰费用，F_Cus为用电侧承担的费用。

本发明有益效果是：

在低碳化电力系统建设背景下，针对用电侧无偿享受电力系统低碳效益，经济“搭车”的问题，本发明提出一种考虑用电侧新能源消纳责任的调峰费用分摊机制，首先按照各市场成员调峰价值划分发用电侧调峰权重比值，其次在用电侧根据典型用户用电曲线与新能源发电曲线的相似度，从波形变化趋势差异度和波形幅值差异度两个角度出发，结合负荷自身用电量计算各自应承担的用电侧调峰费用。采用本发明方法能够达到“按权分配，按责分摊”的目的，贯彻了“谁收益，谁承担”的分摊理念。

本发明所采用的方法将用电侧纳入调峰费用分摊主体，充分考虑了发用电侧两侧分摊以及各自内部分摊的公平性，有利规范电力用户合理用电，促进新能源发展，并为建设适合未来低碳化电力系统的调峰市场机制提供了一定的参考。

附图说明

图1是本发明考虑用电侧新能源消纳责任的调峰费用分摊方法流程图；

图2是本发明实施例中实时调峰辅助服务费用变化示意图；

图3是本发明实施例中分时刻发、用电侧调峰责任变化示意图；

图4是本发明实施例中典型负荷与新能源发电曲线变化示意图；

图5是本发明实施例中典型负荷原始用电曲线与理想曲线变化示意图；

图6是本发明实施例中典型负荷的相似度向量图；

图7是本发明实施例中负荷1典型用电曲线插值结果示意图；

图8是本发明实施例中负荷2典型用电曲线插值结果示意图；

图9是本发明实施例中负荷3典型用电曲线插值结果示意图；

图10是本发明实施例中负荷侧调峰不平衡电量及分摊费用比例示意图；

图11是本发明实施例中无用电侧参与时各新能源机组调峰费用变化示意图；

图12是本发明实施例中用电侧后各新能源机组调峰费用变化示意图。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施方式对本发明进行详细说明。

本发明考虑用电侧新能源消纳责任的调峰费用分摊方法，具体按照以下步骤实施：

步骤1、采集多个火电机组历史负荷数据，根据火电机组的负荷率以及补偿规则，构建调峰费用快速计算模型，通过模型计算基于MCP出清规则下的日内深调辅助服务费用；具体过程为：

根据火电机组的负荷率以及补偿规则，构建调峰费用快速计算模型：

其中，ΔT是调峰周期，N_g为调峰火电机组数量，P_i,t为某火电机组i出力序列，P_i,max、P_i,min为火电机组i的出力上下限，β₁％、β₂％为火电机组i的一、二档有偿调峰负荷率，S_N,i为火电机组i的额定容量，

为t时刻系统一档有偿调峰费用边际出清价格，

为火电机组i在t时刻调用某火电机组的一档调峰电量；

为t时刻系统二档有偿调峰费用边际出清价格，

为火电机组i在t时刻调用某火电机组的二档调峰电量；

将火电机组历史负荷数据输入调峰费用快速计算模型，得到基于MCP出清规则下的日内深调辅助服务费用。

步骤2、基于Shapley理论中的边际贡献原理，建立发用电侧总深度调峰费用划分模型；具体过程为：

将所有发电侧所有新能源机组、火电机组组成一个不可解列的大联盟S，将步骤1中基于MCP出清规则下的日内深调辅助服务费用作为大联盟整体调峰费用为v{{S}}，记大联盟的调峰价值为F：

v{{S}}＝F                    (34)

在大联盟稳定时，对于任一火电机组成员i而言，其调峰价值函数为v{{S_i}}，通过基于Shapley理论中的边际贡献原理，求解大联盟失去该成员后联盟调峰费用的变化值：

v{{S_i}}＝|v{{S}}-v{{S/i}}|    (35)

v{{S_i}}为大联盟v{{S}}的单元素子集的调峰价值，v{{S/i}}代表剔除成员i后的联盟S调峰费用，在典型调峰日，计某一发电机组的发电序列为：

P_T,i＝{P_T,i,1,P_T,i,2......P_T,i,t}                            (36)

剔除发电机组i后，剩余发电机组发电序列为：

P_T,n＝{P_T,n,1,P_T,n,2......P_T,n,t,n≠i}    (37)

增发量ΔP_T,n为决策变量，剔除发电机组i后，剩余发电机组增量序列及实发序列为：

ΔP_T,n＝{ΔP_T,n，1,ΔP_T,n,2......ΔP_T,n,t,n≠i}                (38)

P′_T,n＝P_T,n+ΔP_T,n,n≠i                    (39)

此时

计大联盟S中某一用户负荷i的用电序列为：

P_L,i＝{P_L,i,1,P_L,i,2......P_L,i,n}                       (42)

剔除用户负荷i后剩余发电机组减发量ΔP_T,n为决策变量，实发序列计算规则同上；

-ΔP_T,n＝{ΔP_T,n，1,ΔP_T,n,2......ΔP_T,n,t,n≠i}                (43)

P′_T,n＝P_T,n+ΔP_T,n,n≠i                       (44)

P′_T,n＝P_T,n+ΔP_T,n,n≠i

此时

设α：β为用电侧和发电侧应承担的调峰辅助服务费用权重之比，则：

发电侧应承担的费用：

用电侧应承担的费用：

其中，F为总调峰费用，由式(1)-(5)计算得出；

公式(5)-公式(20)为发用电侧总深度调峰费用划分模型。

步骤3、建立基于上网电量占比的发电侧内部各机组调峰费用分摊模型；基于上网电量占比的发电侧内部各机组调峰费用分摊模型是对所有发电侧各新能源机组上网电量进行修正和对所有发电侧各火电机组上网电量进行修正，根据修正后的发电侧各新能源机组和火电机组上网电量构建发电侧内部各火电机组调峰费用分摊模型。

对所有发电侧各新能源机组上网电量进行修正的公式为：

S′_W,k＝S_W,k*d*p*z                         (21)

其中S′_W,k为新能源机组k上网电量修正值，S_W,k为新能源机组k的实际发电量，d、p、z分别为是否供热期、利用小时数、有无补贴电价修正系数。

根据修正后的发电侧各新能源机组构建发电侧内部各新能源机组调峰费用分摊模型：

其中，对于火电机组，若其负荷率高于最低调峰负荷率要求，其上网电量修正方法为：

其中S′_T,j是火电机组i上网电量修正值，S_T,j,1是火电机组j处于负荷率50％～70％之间的发电量，K₁为此档电量的修正系数；S_T,j,2是火电机组j处于负荷率70％～80％之间的发电量，K₂为此档电量的修正系数；S_T,j,3是火电机组j处于负荷率80％～100％之间的发电量，K₃为此档电量的修正系数。

根据修正后的发电侧各火电机组上网电量构建发电侧内部各火电机组调峰费用分摊模型表示为：

步骤4、分析用电侧负荷的用电情况，基于波动趋势差异度系数、波形幅值差异度系数两个指标，构建负荷侧日内深调峰费用分摊模型；具体过程为：

步骤4.1、按等电量变换的原则，将各用户负荷用电曲线顺延新能源发电曲线进行波形变换，得新能源理想化消纳场景下各用户负荷的用电曲线，表示为：

其中P_L,i,t为用户负荷i原始用电序列；P′_L,i,t为用户负荷i在等电量变换后的理想化用电序列；P_W,t为新能源发电序列；

步骤4.2、将任一用户负荷用电曲线与理想用电曲线波形变化趋势的相似程度表示为波动趋势差异度系数，采用余弦相似度θ表示，该指标越大，代表用户负荷用电与新能源出力变化趋势的相似性越强，余弦相似度θ计算公式为：

ΔP′_L,i,t＝{P′_L,i,2-P′_L,i,1,...,P′_L,i,t+1-P′_L,i,t}t＝1...n-1    (53)

ΔP_L,i,t＝{P_L,i,2-P_L,i,1,...,P_L,i,t+1-P_L,i,t}t＝1...n-1            (54)；

步骤4.3、用户负荷用电曲线与理想用电曲线为服从同一时间序列的某一分布，采用Jensen–Shannon距离衡量两个分布的幅值差异，Jensen–Shannon距离就是波形幅值差异度系数，波形幅值差异度系数计算方法：

其中τ_Li为用户负荷i与其自身理想用电曲线波形幅值差异度，P_L,All,i为用户负荷i总用电量；

步骤4.4、将各用户负荷与新能源发电曲线的相似度表示为一个二维向量(θ，τ)，其中，θ方向为用户负荷用电趋势与新能源发电趋势的差距，两者之间不平衡量采用用户负荷原用电曲线与理想用电曲线导函数之差的定积分进行描述，修正系数为θ的数值，τ方向为用户负荷在用电幅值分布情况与新能源发电幅值分布的差距，由于τ中本身存在差的信息，故该方向上的不平衡量只需采用用户负荷用电曲线的定积分描述，修正系数为τ的数值；将用户负荷用电曲线通过三次样条插值平滑化后，得到不平衡电量计算公式：

其中，ΔS_i,θ为用户负荷i在θ方向的不平衡用电量；ΔS_i,τ为用户负荷i在τ方向的不平衡用电量；f_L,i为用户负荷i用电曲线经过插值后的函数；f′_L,i为用户负荷i用电曲线经过插值后的函数的导函数；ΔS_i为用户负荷i总不平衡用电量；

步骤4.5、对于任一电力用户，其应承担的调峰费用为：

其中，F_Cus,i为用户负荷i应承担的调峰费用，F_Cus为用电侧承担的费用。

步骤5、基于MCP出清规则下的日内深调辅助服务费用、发用电侧总深度调峰费用划分模型、负荷侧日内深度调峰费用分摊模型计算负荷侧各市场参与方应承担的费用。

实施例

本实施例中包含6个发电商以及3个电力用户的区域系统，采用上述日内深调模型以及分配模型对1天内的日内深度调峰辅助服务费用进行计算分摊，不同电厂参数见表1。

表1

为验证所提方法有效性，本发明分别从“源-荷”两侧、源侧内部、荷侧内部三个角度进行分析：

1.“源-荷”两侧调峰价值评估与调峰辅助服务费用公平划分。

2.基于上网电量的源侧内部调峰辅助服务费用公平划分。

3.基于波形相似理论的负荷侧调峰辅助服务费用公平划分。

调峰火电机组调峰辅助服务价格以《东北电力辅助服务市场运营规则》、《东北区域发电厂并网运行管理实施细则》和《东北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》为参考，以负荷率50％为一档有偿调峰辅助服务边界，40％为二档有偿调峰辅助服务边界，由于MCP市场出清规则存在，在调峰资源紧缺时，各档调峰电量的边际出清价格往往为各档价格上限，故设置各调峰机组调峰电量报价为各档上限。新能源上网电价按无补偿上网电价0.3749元/Kwh计算，各新能源电量修正系数分别为d＝2,p＝1,z＝0.5，算例调峰辅助服务费用计算结果如图2所示。

场景1中，在分配用电侧调峰费用之前应首先划分发用电侧调峰责任，某一市场成员调峰责任由调峰价值表示，即市场失去该成员后，调峰费用的变化值。考虑发用电不同性质，为保证公平性，将发电侧调峰价值计算设置成负方向求极值的函数，将用电侧调峰价值计算设置成正方向求极值的函数。发电侧总的调峰价值与用电侧总的调峰价值比值即为发用电侧调峰价值权重比，计算结果如图3所示，取均值为F_Gen:F_cus＝2.44:1；本发明方法解决了用电侧介入后发用电侧调峰费用分配不平衡的问题。

场景2中，依据上网电量占比的修正值计算发电侧内部调峰辅助服务费用分摊金额，综合新能源出力情况来看，新能源上网电量由大到小为新能源电厂3>新能源电厂2>新能源电厂1，费用分摊计算结果为新能源场1分摊39389.41元，新能源场2分摊90668.57元，新能源场3分摊111882.02元，分摊结果与电厂上网电量排序结果匹配，达到了发电侧权责统一的目标。

场景3中，结合式(25)-(30)以及图4、图5可知，负荷1与其自身理想用电曲线的相似度向量为(0.07,0.12)，负荷2的相似度向量为(0.29,0.14)，负荷3的相似度向量为(-0.25,0.25)。如图6所示，波动趋势相似程度负荷2>负荷1>负荷3,波动幅值相似程度负荷1>负荷2>负荷3。特别地，θ∈[-1,1]，τ∈[0,1]。通过计算经验可知，θ的数值常常小于0.5，但是θ表示的是“波动趋势相似度”，τ表示的是“波动幅值差异度”，实际运算中要采用{(1-θ)，τ}或{θ，(1-τ)}来统一表示差异度或者相似度。

根据式(31)-(34)，得到各负荷与自身理想用电曲线的相似度向量后，还需求取其在各方向上的修正电量，各负荷出力序列经过插值后的平滑曲线如图7、图8、图9所示，计算得各负荷调峰不平衡电量及所占比例见图10，在用电侧任一负荷承担的调峰费用应按照该负荷调峰不平衡用电量比例分配，各负荷分摊用电侧的调峰费用比例分布为：负荷1占26.86％、负荷2占21.06％、负荷3占52.08％。

在日内发用电侧调峰责任权重比为2.44:1的场景下，综合调峰火电机组出力情况来看，火电机组A、B均达到调峰要求，无需承担调峰费用；由于目前日内实时深度调峰费用分摊机制中不涉及水电厂，故其调峰费用为0；

综合负荷用电情况来看，日内典型负荷1用电曲线与新能源出力曲线的波形变化趋势相似度为0.07，波形幅值变化幅值差异度为0.12，虽然负荷1用电曲线平稳，但是对于日内新能源消纳并未有突出贡献，结合其一天的用电量来其承担了次高的调峰辅助服务费用；典型负荷2的波形变化趋势相似度为0.29，波形幅值变化幅值差异度为0.14，相比负荷1而言两者幅值变化幅值差异度类似，用但其用电趋势对日内深度调峰起到了一定的缓解作用，因此承担了最少调峰辅助服务费用；典型负荷3的波形变化趋势相似度为-0.25，波形幅值变化幅值差异度为0.25，其用电趋势不利于新能源消纳且其高峰用电量加重了系统新能源消纳困境，因此承担了负荷中最高的调峰辅助费用。总的来说，在表2中典型负荷中调峰责任由大到小排序为负荷3>负荷1>负荷2，最终的费用分摊结果与责任排序一致，达到了负荷侧权责统一的目标，由此可知本发明方法解决了用电侧调峰费用内部公平分配问题。

表2

综合表2以及图11、12可知，新分摊模式下，发电侧总分摊费用由241940元减少至171213.03元，其中新能源电厂1减少分摊费用11606.28元，；新能源电厂2减少分摊费用26089元；新能源电厂3减少分摊费用33031.69元，费用减少后的分摊结果依旧依循各上网电量排序结果，平均降低新能源发电侧调峰费用18.52％。

通过上述方式，本发明考虑用电侧新能源消纳责任的调峰费用分摊方法，在提高系统新能源消纳水平的基础上，可同时保证系统的公平性和经济性，并为电网调度提供参考依据。

Claims (7)

1.考虑用电侧新能源消纳责任的调峰费用分摊方法，其特征在于，具体按照以下步骤实施：

步骤1、采集多个火电机组历史负荷数据，根据火电机组的负荷率以及补偿规则，构建调峰费用快速计算模型，通过模型计算基于MCP出清规则下的日内深调辅助服务费用；

步骤2、基于Shapley理论中的边际贡献原理，建立发用电侧总深度调峰费用划分模型；

步骤3、建立基于上网电量占比的发电侧内部各机组调峰费用分摊模型；

步骤4、分析用电侧负荷的用电情况，基于波动趋势差异度系数、波形幅值差异度系数两个指标，构建负荷侧日内深调峰费用分摊模型；

步骤5、基于MCP出清规则下的日内深调辅助服务费用、发用电侧总深度调峰费用划分模型、负荷侧日内深度调峰费用分摊模型计算各市场参与方应承担的费用。

2.根据权利要求1所述考虑用电侧新能源消纳责任的调峰费用分摊方法，其特征在于，步骤1具体过程为：

根据火电机组的负荷率以及补偿规则，构建调峰费用快速计算模型：

其中，ΔT是调峰周期，N_g为调峰火电机组数量，P_i,t为某火电机组i出力序列，P_i,max、P_i,min为火电机组i的出力上下限，β₁％、β₂％为火电机组i的一、二档有偿调峰负荷率，S_N,i为火电机组i的额定容量，

为t时刻系统一档有偿调峰费用边际出清价格，

为火电机组i在t时刻调用某火电机组的一档调峰电量；

为t时刻系统二档有偿调峰费用边际出清价格，

为火电机组i在t时刻调用某火电机组的二档调峰电量；

将火电机组历史负荷数据输入调峰费用快速计算模型，得到基于MCP出清规则下的日内深调辅助服务费用。

3.根据权利要求1所述考虑用电侧新能源消纳责任的调峰费用分摊方法，其特征在于，步骤2具体过程为：

将所有发电侧所有新能源机组、火电机组组成一个不可解列的大联盟S，将步骤1中基于MCP出清规则下的日内深调辅助服务费用作为大联盟整体调峰费用为v{{S}}，记大联盟的调峰价值为F：

v{{S}}＝F                                (5)

在大联盟稳定时，对于任一火电机组成员i而言，其调峰价值函数为v{{S_i}}，通过基于Shapley理论中的边际贡献原理，求解大联盟失去该成员后联盟调峰费用的变化值：

v{{S_i}}＝|v{{S}}-v{{S/i}}|                   (6)

v{{S_i}}为大联盟v{{S}}的单元素子集的调峰价值，v{{S/i}}代表剔除成员i后的联盟S调峰费用，在典型调峰日，计某一发电机组的发电序列为：

P_T,i＝{P_T,i,1,P_T,i,2......P_T,i,t}                          (7)

剔除发电机组i后，剩余发电机组发电序列为：

P_T,n＝{P_T,n,1,P_T,n,2......P_T,n,t,n≠i}                  (8)

增发量ΔP_T,n为决策变量，剔除发电机组i后，剩余发电机组增量序列及实发序列为：

ΔP_T,n＝{ΔP_T,n，1,ΔP_T,n,2......ΔP_T,n,t,n≠i}                 (9)

P′_T,n＝P_T,n+ΔP_T,n,n≠i              (10)

此时

计大联盟S中某一用户负荷i的用电序列为：

P_L,i＝{P_L,i,1,P_L,i,2......P_L,i,n}                   (13)

剔除用户负荷i后剩余发电机组减发量ΔP_T,n为决策变量，实发序列计算规则同上；

-ΔP_T,n＝{ΔP_T,n，1,ΔP_T,n,2......ΔP_T,n,t,n≠i}                 (14)

P′_T,n＝P_T,n+ΔP_T,n,n≠i                      (15)

P_T'_,n＝P_T,n+ΔP_T,n,n≠i

此时

设α：β为用电侧和发电侧应承担的调峰辅助服务费用权重之比，则：

发电侧应承担的费用：

用电侧应承担的费用：

其中，F为总调峰费用，由式(1)-(5)计算得出；

公式(5)-公式(20)为发用电侧总深度调峰费用划分模型。

4.根据权利要求1所述考虑用电侧新能源消纳责任的调峰费用分摊方法，其特征在于，步骤3中所述基于上网电量占比的发电侧内部各机组调峰费用分摊模型是对所有发电侧各新能源机组上网电量进行修正和对所有发电侧各火电机组上网电量进行修正，根据修正后的发电侧各新能源机组和火电机组上网电量构建发电侧内部调峰费用分摊模型。

5.根据权利要求1所述考虑用电侧新能源消纳责任的调峰费用分摊方法，其特征在于，步骤3中所述对所有发电侧各新能源机组上网电量进行修正的公式为：

S'_W,k＝S_W,k*d*p*z                      (21)

其中S′_W,k为新能源机组k上网电量修正值，S_W,k为新能源机组k的实际发电量，d、p、z分别为是否供热期、利用小时数、有无补贴电价修正系数；

其中，对于火电机组，若其负荷率高于最低调峰负荷率要求，其上网电量修正方法为：

其中S′_T,j是火电机组i上网电量修正值，S_T,j,1是火电机组j处于负荷率50％～70％之间的发电量，K₁为此档电量的修正系数；S_T,j,2是火电机组j处于负荷率70％～80％之间的发电量，K₂为此档电量的修正系数；S_T,j,3是火电机组j处于负荷率80％～100％之间的发电量，K₃为此档电量的修正系数。

6.根据权利要求1所述考虑用电侧新能源消纳责任的调峰费用分摊方法，其特征在于，步骤3中根据修正后的发电侧各新能源机组上网电量构建发电侧内部各新能源机组调峰费用分摊模型：

根据修正后的发电侧各新能源机组上网电量构建发电侧内部各新能源组调峰费用分摊模型表示为：

7.根据权利要求1所述考虑用电侧新能源消纳责任的调峰费用分摊方法，其特征在于，步骤4具体过程为：

步骤4.1、按等电量变换的原则，将各用户负荷用电曲线顺延新能源发电曲线进行波形变换，得新能源理想化消纳场景下各用户负荷的用电曲线，表示为：

其中P_L,i,t为用户负荷i原始用电序列；P′_L,i,t为用户负荷i在等电量变换后的理想化用电序列；P_W,t为新能源发电序列；

步骤4.2、将任一用户负荷用电曲线与理想用电曲线波形变化趋势的相似程度表示为波动趋势差异度系数，采用余弦相似度θ表示，该指标越大，代表用户负荷用电与新能源出力变化趋势的相似性越强，余弦相似度θ计算公式为：

ΔP′_L,i,t＝{P′_L,i,2-P′_L,i,1,...,P′_L,i,t+1-P′_L,i,t}t＝1...n-1   (24)

ΔP_L,i,t＝{P_L,i,2-P_L,i,1,...,P_L,i,t+1-P_L,i,t}t＝1...n-1              (25)

步骤4.3、用户负荷用电曲线与理想用电曲线为服从同一时间序列的某一分布，采用Jensen–Shannon距离衡量两个分布的幅值差异，Jensen–Shannon距离就是波形幅值差异度系数，波形幅值差异度系数计算方法：

其中τ_Li为用户负荷i与其自身理想用电曲线波形幅值差异度，P_L,All,i为用户负荷i总用电量；

步骤4.4、将各用户负荷与新能源发电曲线的相似度表示为一个二维向量(θ，τ)，其中，θ方向为用户负荷用电趋势与新能源发电趋势的差距，两者之间不平衡量采用用户负荷原用电曲线与理想用电曲线导函数之差的定积分进行描述，修正系数为θ的数值，τ方向为用户负荷在用电幅值分布情况与新能源发电幅值分布的差距，由于τ中本身存在差的信息，故该方向上的不平衡量只需采用用户负荷用电曲线的定积分描述，修正系数为τ的数值；将用户负荷用电曲线通过三次样条插值平滑化后，得到不平衡电量计算公式：

其中，ΔS_i,θ为用户负荷i在θ方向的不平衡用电量；ΔS_i,τ为用户负荷i在τ方向的不平衡用电量；f_L,i为用户负荷i用电曲线经过插值后的函数；f′_L,i为用户负荷i用电曲线经过插值后的函数的导函数；ΔS_i为用户负荷i总不平衡用电量；

步骤4.5、对于任一电力用户，其应承担的调峰费用为：

其中，F_Cus,i为用户负荷i应承担的调峰费用，F_Cus为用电侧承担的费用。

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