CN116187509A - 一种电力系统生产成本测算的方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种电力系统生产成本测算的方法及装置，方法包括：将电力系统生产成本测算分为电源侧成本测算部分、电网侧成本测算部分和负荷侧成本测算部分，根据风速、光照和负荷数据全时序数据构建成本测算模型；本发明构建了电网全系统成本模型，明确全系统成本构成及各分量之间的相互作用关系，可用于分析成本可优化空间，进而构建以协调系统全时序成本和电网效益为目标的电网规划优化方法，合理分配各方利益、引导优化全系统成本，达到提升电网规划方案的经济和社会效益的目的。

Description

一种电力系统生产成本测算的方法及装置

技术领域

本发明涉及的技术领域是生产成本测算技术领域，尤其涉及一种电力系统生产成本测算的方法及装置。

背景技术

电力系统成本类型主要包括投资成本、运行成本、阻塞成本、网损成本、可靠性成本、安全性成本、减排成本等，而在市场环境下存在着电网公司输配电与源荷侧供用电的博弈，当前缺乏从电网规划层面引导协调省级电网中各方利益以降低全系统电力成本的方法，特别是缺乏电网规划视角下的全系统成本测算模型。

发明内容

本部分的目的在于概述本发明的实施例的一些方面以及简要介绍一些较佳实施例。在本部分以及本申请的说明书摘要和发明名称中可能会做些简化或省略以避免使本部分、说明书摘要和发明名称的目的模糊，而这种简化或省略不能用于限制本发明的范围。

鉴于上述存在的问题，提出了本发明。

因此，本发明解决的技术问题是：当前缺乏从电网规划层面引导协调省级电网中各方利益以降低全系统电力成本的方法，特别是缺乏电网规划视角下的全系统成本测算模型。

为解决上述技术问题，本发明提供如下技术方案：

第一方面，本发明实施例提供了一种电力系统生产成本测算的方法，包括：

将电力系统生产成本测算分为电源侧成本测算部分、电网侧成本测算部分和负荷侧成本测算部分，根据风速、光照和负荷数据全时序数据构建成本测算模型；

根据实际成本数据，利用所述成本测算模型进行成本测算。

作为电力系统生产成本测算的方法的一种优选方案，其中：

所述电源侧成本测算部分包括火力发电成本测算、水力发电成本测算、风力发电成本测算、光伏发电成本测算和储能电站成本测算；

所述电网侧成本测算部分包括输电线路和变电站的建设成本、网损成本以及设备的运维成本；

所述负荷侧成本测算部分包括电网公司成本、用户成本、非参与者成本、发电公司成本以及社会成本。

所述火力发电成本测算包括固定成本、变动成本、环境与社会成本、辅助服务成本以及灵活性改造成本；

火力发电的固定成本C_t,f由下式计算得到：

/>

式中，C_t,inv表示单位千瓦火电机组的投资和建设成本，单位为$/kW；C_t,om表示单位千瓦对应火电年维护成本，单位为$/kWh；T_t表示火电满负荷运行小时数，单位为h；C_RFt表示火电项目投资的资本回收周期；i_t表示火电项目投资的折现率；N_t表示火电厂的运行年限；

火力发电的变动成本Ct,v计算公式如下：

式中，Q_c为标准煤的热值，单位为kcal/kg；q为火力发电使用的燃烧煤的热值，单位为kcal/kg；b为火力发电标准煤耗，单位为g/kWh；p_c为煤炭价格，单位为$/g；Ct,w为水费；C_t,p为外购动力费；

所述灵活性改造成本C_gf为单位容量成本乘以改造容量，其计算公式如下：

式中，z_gf,i表示第i个火电机组单位容量改造成本；

和/>

分别为改造前和改造后的最小技术出力；/>

和/>

分别为实施了非投油调峰改造和投油调峰改造后的机组最低出力。

作为电力系统生产成本测算的方法的一种优选方案，其中：

所述风力发电成本测算包括固定成本、变动成本以及并网成本；

所述风力发电的固定成本表示为单位发电量的风力发电成本年值C_w,f，其计算公式为：

式中，C_w,inv为单位千瓦风电机组的投资和建设成本，包括设备费、设备运输安装费、土建费、征地费、修路费、风电场预付等，单位为$/kW；C_w,rent为单位发电量对应的风电场年租赁成本，单位为$/kWh；C_w,om为单位容量对应的风电场年替换/检修成本，单位为$/kW；T_wind为风电年利用小时数；λ_RFw为风电项目投资的资本回收系数，指在预定的回收期内，按复利计息的条件下，每年回收额相当投资额的比率；i_w为风电项目投资的折现率；N_w为风电场的运行年限；

所述风力发电的并网成本C_wa可表示为：

C_wa＝C_w,bl+C_w,bk+C_w,c

式中，C_w,bl为平衡风电功率的随机波动性和功率预测误差的成本；C_w,bk为常规机组或其他可控资源为补充可再生能源发电随机波动性造成的较低置信容量所付出的成本；C_w,c为单位风电发电量对应的火电满负荷小时数降低所引发的成本；a₃、a₂、a₁、a₀为平衡成本多项式系数；ρ_w为风电并网比例，即风力发电量占总发电量的比例；α_w为风电置信容量；b₂，b₁，b₀为风电置信容量多项式系数；C_t,inv为单位千瓦火电机组的投资和建设成本，单位为$/kW；λ_RFt为火电项目投资的资本回收系数；Tw为风电年利用小时数；ΔC_t为火力发电平准化成本的增加量；E_t为火电发电量；E_w为风力发电量；

所述光伏发电的变动成本C_sv可表示为：

C_sv＝b_svq_s,t+c_sv

其中，b_sv、c_sv为光伏电站变动成本的系数；q_s,t为光伏电站某时刻t的发电量；

所述光伏发电的并网成本C_sa可表示为：

C_sa＝C_s,bl+C_s,bk

式中，C_s,bl为平衡成本；C_s,bk为备用成本；

所述储能电站成本测算包括固定成本C_es,f，计算公式为：

C_es,f＝P_es×p×T_es×N_es

式中，P_es为储能系统总容量；p为单位容量成本；T_es为年工作时间；N_es为项目运行年限。

作为电力系统生产成本测算的方法的一种优选方案，其中：

所述电网侧成本C_trans表示为输送单位功率所需的输电成本年值，如下式所示：

E_trans＝E_line-E_loss

E_line＝P_rateT_line

式中，C_infra表示输变电设备基础设施总投资的年值，单位为$；C_loss表示换流站和输电线路造成的年电能损耗成本，即输电损耗电量与平准化发电成本的乘积，单位为$；C_tO&M表示输变电设备运维成本年值，单位为$；E_trans表示除去各种损耗之后负荷中心实际接收的电量，单位为kWh；E_line表示年输送电量，单位为kWh；E_loss表示输变电设备的年损耗电量，单位为kWh；P_rate表示输电线路和换流站的额定容量，单位为kW；T_line表示输电线利用小时数，单位为h；

其中输变电设备基础设施总投资的年值C_infra表示为高压直流输电工程总投资折算的年值，如下式所示：

C_infra＝(C_line+C_coner)×CRF₃

C_conver＝2×P_rate×I_conver

C_linne＝L_e×I_line

式中，C_line表示输电线路总投资，单位为$；C_conver表示换流站总投资，单位为$；CRF₃表示输变电设备投资的资本回收系数；P_rate表示输电线路和换流站的额定容量，单位为kW；I_conver表示换流站的单位千瓦成本，单位为$/kW；L_e表示输电线路的长度，单位为km；I_line表示每公里输电线路的投资成本，单位为$/km；i₃表示输变电设备投资折现率；N₃表示输电线路运行周期。

作为电力系统生产成本测算的方法的一种优选方案，其中：

所述换流站和输电线路造成的年电能损耗成本C_loss是指远距离高压输送过程中换流站和输电线路等设备造成电能损耗折算的成本年值，即年损耗电量C_gen乘以平准化发电成本E_loss，如下式所示：

C_loss＝C_gen×E_loss

E_loss＝E_{loss_c}+E_{loss_l}

E_{loss_c}＝2×r_{loss_c}×P_rate×τ

式中，E_{loss_c}表示换流站的年损耗电量，单位为kWh；E_{loss_l}表示输电线路的年损耗电量，单位为kWh；r_{loss_c}表示输送额定功率时换流站的功率损失率，单位为％；P_rate表示输电线路和换流站的额定容量，单位为kW；τ表示大负荷损失小时数，单位为h；R表示线路的单位长度电阻，单位为Ω/km；L_e表示输电线路的长度，单位为km；U_n表示线路的额定电压，单位为V；

所述输变电设备运维成本年值C_O&M的计算如下式所示：

C_O&M＝(C_line+C_conver)×r_oper

式中，C_line表示输电线路总投资，单位为$；C_conver表示换流站总投资，单位为$；r_oper为年运维费率。

作为电力系统生产成本测算的方法的一种优选方案，其中：

所述负荷侧成本测算部分的电网公司成本C_u计算公式为：

式中，F_Mi为第i年可中断负荷措施的项目管理费，一般取为设备费用的一个百分比；I_i为第i年给予参与者的优惠电费；K_i为第i年的现值系数；N为项目实施的年数；

所述负荷侧成本测算部分的用户成本C_p包括承担的设备初投资成本、增加的运行和维修费用以及给予工人的加班补贴费等，其计算公式为：

式中，F_Pi为用户在第i年的直接费用；K_i为第i年的现值系数；N为项目实施的年数；

所述负荷侧成本测算部分的非参与者成本C_un计算公式为：

式中，F_Mi为第i年可中断负荷措施的项目管理费，一般取为设备费用的一个百分比；I_i为第i年给予参与者的优惠电费；ΔQ_i是第i年可中断负荷措施的实际中断量；ΔP_i为第i年实施可中断负荷措施时的峰谷电价差；K_i为第i年的现值系数；N为项目实施的年数。

所述负荷侧成本测算部分的发电公司成本C_f计算公式为：

式中，ΔQ_i是第i年可中断负荷措施的实际中断量；ΔPfi为发电公司在第i年的上网峰谷电价差；K_i为第i年的现值系数；N为项目实施的年数；

所述负荷侧成本测算部分的社会成本C_s计算公式为：

式中，F_Mi为第i年可中断负荷措施的项目管理费，一般取为设备费用的一个百分比；F_Pi为用户在第i年的直接费用；K_i为第i年的现值系数；N为项目实施的年数。

第二方面，本发明实施例提供了一种电力系统生产成本测算的系统，其特征在于，包括：

建模模块，用于将电力系统生产成本测算分为电源侧成本测算部分、电网侧成本测算部分和负荷侧成本测算部分，根据风速、光照和负荷数据全时序数据构建成本测算模型；

测算模块，用于根据实际成本数据，利用所述成本测算模型进行成本测算。

作为电力系统生产成本测算的系统的一种优选方案，其中：

所述建模模块包括：电源侧成本测算子模块，用于进行火力发电成本测算、水力发电成本测算、风力发电成本测算、光伏发电成本测算和储能电站成本测算；

电网侧成本测算子模块，用于进行测算输电线路和变电站的建设成本、网损成本以及设备的运维成本；

负荷侧成本测算子模块，用于进行测算电网公司成本、用户成本、非参与者成本、发电公司成本以及社会成本；

所述测算模块根据实际成本数据，利用所述建模模块生成的成本测算模型进行成本测算。

第三方面，本发明实施例提供了一种计算设备，包括：

存储器和处理器；

所述存储器用于存储计算机可执行指令，所述处理器用于执行所述计算机可执行指令，当所述一个或多个程序被所述一个或多个处理器执行，使得所述一个或多个处理器实现如本发明任一实施例所述的电力系统生产成本测算的方法。

第四方面，本发明实施例提供了一种计算机可读存储介质，其存储有计算机可执行指令，该计算机可执行指令被处理器执行时实现所述的电力系统生产成本测算的方法。

本发明的有益效果：本发明构建了电网全系统成本模型，明确全系统成本构成及各分量之间的相互作用关系，可用于分析成本可优化空间，进而构建以协调系统全时序成本和电网效益为目标的电网规划优化方法，合理分配各方利益、引导优化全系统成本，达到提升电网规划方案的经济和社会效益的目的。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其它的附图。其中：

图1是本发明第一个实施例所述的电力系统生产成本测算的方法中的电网全系统成本模型总体结构图；

图2是本发明第一个实施例所述的电力系统生产成本测算的方法中的电网全系统成本模型电源侧成本结构图；

图3是本发明第一个实施例所述的电力系统生产成本测算的方法中的电网全系统成本模型电网侧成本结构图；

图4是本发明第一个实施例所述的电力系统生产成本测算的方法中的电网全系统成本模型负荷侧成本结构图；

图5是本发明第二个实施例所述的电力系统生产成本测算的方法中仿真实例中的步骤流程示意图；

图6是本发明第二个实施例所述的电力系统生产成本测算的方法中仿真实例中的地理网络结构图；

图7是本发明第二个实施例所述的电力系统生产成本测算的方法中仿真实例中的四季典型日负荷图；

图8是本发明第二个实施例所述的电力系统生产成本测算的方法中仿真实例中的四季典型日火力发电出力数据图；

图9是本发明第二个实施例所述的电力系统生产成本测算的方法中仿真实例中的四季典型日风电及光伏的出力数据图；

图10是本发明第二个实施例所述的电力系统生产成本测算的方法中仿真实例中的考虑源网荷全系统成本的规划后网架结构图；

图11是本发明第二个实施例所述的电力系统生产成本测算的方法中仿真实例中的单独考虑电源规划后网架结构图。

具体实施方式

为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合说明书附图对本发明的具体实施方式做详细的说明，显然所描述的实施例是本发明的一部分实施例，而不是全部实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本发明的保护的范围。

在下面的描述中阐述了很多具体细节以便于充分理解本发明，但是本发明还可以采用其他不同于在此描述的其它方式来实施，本领域技术人员可以在不违背本发明内涵的情况下做类似推广，因此本发明不受下面公开的具体实施例的限制。

其次，此处所称的“一个实施例”或“实施例”是指可包含于本发明至少一个实现方式中的特定特征、结构或特性。在本说明书中不同地方出现的“在一个实施例中”并非均指同一个实施例，也不是单独的或选择性的与其他实施例互相排斥的实施例。

本发明结合示意图进行详细描述，在详述本发明实施例时，为便于说明，表示器件结构的剖面图会不依一般比例作局部放大，而且所述示意图只是示例，其在此不应限制本发明保护的范围。此外，在实际制作中应包含长度、宽度及深度的三维空间尺寸。

同时在本发明的描述中，需要说明的是，术语中的“上、下、内和外”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。此外，术语“第一、第二或第三”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。

本发明中除非另有明确的规定和限定，术语“安装、相连、连接”应做广义理解，例如：可以是固定连接、可拆卸连接或一体式连接；同样可以是机械连接、电连接或直接连接，也可以通过中间媒介间接相连，也可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。

实施例1

参照图1-4，为本发明的第一个实施例，该实施例提供了一种电力系统生产成本测算的方法，包括：

S1：将电力系统生产成本测算分为电源侧成本测算部分、电网侧成本测算部分和负荷侧成本测算部分，根据风速、光照和负荷数据全时序数据构建成本测算模型；

更进一步的，电源侧成本测算部分包括火力发电成本测算、水力发电成本测算、风力发电成本测算、光伏发电成本测算和储能电站成本测算。其中火力发电成本测算包括固定成本、变动成本、环境与社会成本、辅助服务成本以及灵活性改造成本；水力发电成本测算包括固定成本，其他变动成本、开停机费用等可以忽略不计；风力发电成本测算包括固定成本、变动成本以及并网成本；光伏发电成本测算包括固定成本、变动成本以及并网成本；储能电站成本测算包括固定成本。

电网侧成本指将功率从电源输送到负荷中心所需的输电基础设施建设投资及运维成本的总和，包括输电线路和变电站的建设成本、网损成本以及上述设备的运维成本。其中输电线路和变电站的建设成本由高压直流输电线路和换流站两部分的建设成本组成；网损成本是远距离高压输送过程中换流站和输电线路等设备造成电能损耗折算的成本；输变电设备运维成本是全寿命周期内对换流站、输电线路等输变电设备进行运行维护所需的成本。

负荷侧成本测算部分包括电网公司成本、用户成本、非参与者成本、发电公司成本以及社会成本。其中电网公司成本为项目实施年限内的可中断负荷措施的项目管理费与参与者的优惠电费之和的加权累加；用户成本包括承担的设备初投资成本、增加的运行和维修费用以及给予工人的加班补贴费等；非参与者成本为项目实施年限内的可中断负荷措施的负荷实际中断量与避免成本的乘积的加权和；发电公司成本为参与可中断负荷措施前后的损失，即在其上网后减少的电费收入；社会成本为实施可中断负荷措施的全部费用，即项目实施年限内的可中断负荷措施的项目管理费与用户费用之和。

应说明的是，传统的电力系统规划往往是分别考虑电源规划与电网规划，没有考虑源网荷成本之间的相互影响，导致其规划结果不精确,本发明所提出的考虑源网荷之间的相互影响的全系统生产成本模型更能有效，精准地计算整个电力系统的生产成本，使电网的在源、网、荷各方面经济性达到综合平衡，同时也能站在更高角度去指导电网规划，具有实际意义。

S2：所述电源侧成本测算部分包括火力发电成本测算、水力发电成本测算、风力发电成本测算、光伏发电成本测算和储能电站成本测算；

更进一步的，所述火力发电成本测算包括固定成本、变动成本、环境与社会成本、辅助服务成本以及灵活性改造成本；

火力发电的固定成本C_t,f由下式计算得到：

式中，C_t,inv表示单位千瓦火电机组的投资和建设成本，单位为$/kW；C_t,om表示单位千瓦对应火电年维护成本，单位为$/kWh；T_t表示火电满负荷运行小时数，单位为h；C_RFt表示火电项目投资的资本回收周期；i_t表示火电项目投资的折现率；N_t表示火电厂的运行年限；

火力发电的变动成本Ct,v计算公式如下：

式中，Qc为标准煤的热值，单位为kcal/kg；q为火力发电使用的燃烧煤的热值，单位为kcal/kg；b为火力发电标准煤耗，单位为g/kWh；p_c为煤炭价格，单位为$/g；Ct,w为水费；C_t,p为外购动力费；

所述环境与社会成本分为环境和社会两个层面，环境层面主要是火电企业对周围自然环境造成的影响，社会层面主要是火电企业对职工、周围社区及公众的身体健康造成的影响；

所述辅助服务成本指发电商的备用供给成本，包括备用的容量成本、备用的机会成本和备用的使用成本；

备用的容量成本是指机组提供备用容量所发生的机组的折旧费等固定费用；备用的机会成本为机组因为提供备用而使得发电量减少，从而使得其在电能市场的利润减少的部分利润；备用的使用成本指当处于旋转备用的机组被使用时所发生发电燃料成本，以及处于冷备用状态的机组被使用时的启动成本、停机时的汽水损失；

所述灵活性改造成本C_gf为单位容量成本乘以改造容量，其计算公式如下：

式中，z_gf,i表示第i个火电机组单位容量改造成本；

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分别为改造前和改造后的最小技术出力；/>

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分别为实施了非投油调峰改造和投油调峰改造后的机组最低出力；

所述水力发电成本测算包括固定成本，其他变动成本、开停机费用等可以忽略不计。

所述风力发电成本测算包括固定成本、变动成本以及并网成本；

所述风力发电的固定成本表示为单位发电量的风力发电成本年值C_w,f，其计算公式为：

式中，C_w,inv为单位千瓦风电机组的投资和建设成本，包括设备费、设备运输安装费、土建费、征地费、修路费、风电场预付等，单位为$/kW；C_w,rent为单位发电量对应的风电场年租赁成本，单位为$/kWh；C_w,om为单位容量对应的风电场年替换/检修成本，单位为$/kW；T_wind为风电年利用小时数；λ_RFw为风电项目投资的资本回收系数，指在预定的回收期内，按复利计息的条件下，每年回收额相当投资额的比率；i_w为风电项目投资的折现率；N_w为风电场的运行年限；

所述风力发电的并网成本C_wa可表示为：

C_wa＝C_w,bl+C_w,bk+C_w,c

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式中，C_w,bl为平衡风电功率的随机波动性和功率预测误差的成本；C_w,bk为常规机组或其他可控资源为补充可再生能源发电随机波动性造成的较低置信容量所付出的成本；C_w,c为单位风电发电量对应的火电满负荷小时数降低所引发的成本；a₃、a₂、a₁、a₀为平衡成本多项式系数；ρ_w为风电并网比例，即风力发电量占总发电量的比例；α_w为风电置信容量；b₂，b₁，b₀为风电置信容量多项式系数；C_t,inv为单位千瓦火电机组的投资和建设成本，单位为$/kW；λ_RFt为火电项目投资的资本回收系数；Tw为风电年利用小时数；ΔC_t为火力发电平准化成本的增加量；E_t为火电发电量；E_w为风力发电量；

所述光伏发电成本测算包括固定成本、变动成本以及并网成本；

所述光伏发电的固定成本包括光伏发电系统成本、运行维护成本、融资成本、对光伏电站的土地成本、设备更新成本、税收成本等；

所述光伏发电的变动成本C_sv可表示为：

C_sv＝b_svq_s,t+c_sv

其中，b_sv、c_sv为光伏电站变动成本的系数；q_s,t为光伏电站某时刻t的发电量；

所述光伏发电的并网成本C_sa可表示为：

C_sa＝C_s,bl+C_s,bk

式中，C_s,bl为平衡成本；C_s,bk为备用成本；

所述储能电站成本测算包括固定成本C_es,f，计算公式为：

C_es,f＝P_es×p×T_es×N_es

式中，P_es为储能系统总容量；p为单位容量成本；T_es为年工作时间；N_es为项目运行年限。

应说明的是，火力发电的环境与社会成本为火电企业根据自身发展情况，在遵守低碳经济和清洁生产的前提下，减少生产经营过程中对环境和社会产生不利影响所投入的成本。环境与社会成本可以分为环境和社会两个层面，环境层面主要是火电企业对周围自然环境造成的影响，社会层面主要是火电企业对职工、周围社区及公众的身体健康造成的影响。

火力发电的辅助服务成本指发电商的备用供给成本，包括备用的容量成本、备用的机会成本和备用的使用成本。备用的容量成本是指机组提供备用容量所发生的机组的折旧费等固定费用；备用的机会成本为机组因为提供备用而使得发电量减少，从而使得其在电能市场的利润减少的部分利润；备用的使用成本指当处于旋转备用的机组被使用时所发生发电燃料成本，以及处于冷备用状态的机组被使用时的启动成本、停机时的汽水损失。

还应说明的是，从发电类型的角度对电源侧成本的求解进行分类，能全面且精确地测算电源侧成本。

S3：所述电网侧成本测算部分包括输电线路和变电站的建设成本、网损成本以及设备的运维成本；

更进一步的，所述电网侧成本C_trans表示为输送单位功率所需的输电成本年值，如下式所示：

E_trans＝E_line-E_loss

E_line＝P_rateT_line

式中，C_infra表示输变电设备基础设施总投资的年值，单位为$；C_loss表示换流站和输电线路造成的年电能损耗成本，即输电损耗电量与平准化发电成本的乘积，单位为$；C_tO&M表示输变电设备运维成本年值，单位为$；E_trans表示除去各种损耗之后负荷中心实际接收的电量，单位为kWh；E_line表示年输送电量，单位为kWh；E_loss表示输变电设备的年损耗电量，单位为kWh；P_rate表示输电线路和换流站的额定容量，单位为kW；T_line表示输电线利用小时数，单位为h；

其中输变电设备基础设施总投资的年值C_infra表示为高压直流输电工程总投资折算的年值，即将线路总投资成本和换流站总投资成本折算后的年值，如下式所示：

C_infra＝(C_line+C_conver)×CRF₃

C_conver＝2×P_rate×I_conver

C_line＝L_e×I_line

式中，C_line表示输电线路总投资，单位为$；C_conver表示换流站总投资，单位为$；CRF₃表示输变电设备投资的资本回收系数；P_rate表示输电线路和换流站的额定容量，单位为kW；I_conver表示换流站的单位千瓦成本，单位为$/kW；L_e表示输电线路的长度，单位为km；I_line表示每公里输电线路的投资成本，单位为$/km；i₃表示输变电设备投资折现率；N₃表示输电线路运行周期。

所述换流站和输电线路造成的年电能损耗成本C_loss是指远距离高压输送过程中换流站和输电线路等设备造成电能损耗折算的成本年值，即年损耗电量C_gen乘以平准化发电成本E_loss，如下式所示：

C_loss＝C_gen×E_loss

E_loss＝E_{loss_c}+E_{loss_l}

E_{loss_c}＝2×r_{loss_c}×P_rate×τ

式中，E_{loss_c}表示换流站的年损耗电量，单位为kWh；E_{loss_l}表示输电线路的年损耗电量，单位为kWh；r_{loss_c}表示输送额定功率时换流站的功率损失率，单位为％；P_rate表示输电线路和换流站的额定容量，单位为kW；τ表示大负荷损失小时数，单位为h；R表示线路的单位长度电阻，单位为Ω/km；L_e表示输电线路的长度，单位为km；U_n表示线路的额定电压，单位为V；

所述输变电设备运维成本年值C_O&M的计算如下式所示：

C_O&M＝(C_line+C_conver)×r_oper

式中，C_line表示输电线路总投资，单位为$；C_conver表示换流站总投资，单位为$；r_oper为年运维费率。

应说明的是，从系统全时序成本的角度对电网侧成本的求解进行分类，能全面且精确地测算电网侧成本。

S4：所述负荷侧成本测算部分包括电网公司成本、用户成本、非参与者成本、发电公司成本以及社会成本。

更进一步的，所述负荷侧成本测算部分的电网公司成本C_u计算公式为：

式中，F_Mi为第i年可中断负荷措施的项目管理费，一般取为设备费用的一个百分比；I_i为第i年给予参与者的优惠电费；K_i为第i年的现值系数；N为项目实施的年数；

所述负荷侧成本测算部分的用户成本C_p包括承担的设备初投资成本、增加的运行和维修费用以及给予工人的加班补贴费等，其计算公式为：

式中，F_Pi为用户在第i年的直接费用；K_i为第i年的现值系数；N为项目实施的年数；

所述负荷侧成本测算部分的非参与者成本C_un计算公式为：

式中，F_Mi为第i年可中断负荷措施的项目管理费，一般取为设备费用的一个百分比；I_i为第i年给予参与者的优惠电费；ΔQ_i是第i年可中断负荷措施的实际中断量；ΔP_i为第i年实施可中断负荷措施时的峰谷电价差；K_i为第i年的现值系数；N为项目实施的年数。

所述负荷侧成本测算部分的发电公司成本C_f计算公式为：

式中，ΔQ_i是第i年可中断负荷措施的实际中断量；ΔPfi为发电公司在第i年的上网峰谷电价差；K_i为第i年的现值系数；N为项目实施的年数；

所述负荷侧成本测算部分的社会成本C_s计算公式为：

式中，F_Mi为第i年可中断负荷措施的项目管理费，一般取为设备费用的一个百分比；F_Pi为用户在第i年的直接费用；K_i为第i年的现值系数；N为项目实施的年数。

应说明的是，将所有参与负荷侧电力市场交易的各方成本进行核算，能全面且精确地测算负荷侧成本。

实施例2

参照图5-11，为本发明的一个实施例，提供了一种电力系统生产成本测算的方法，为了验证本发明的有益效果，通过仿真实验进行科学论证。

S1：根据风速、光照和负荷数据全时序数据构建全时序负荷需求场景

根据全时序负荷曲线、风电出力曲线、光伏出力曲线，确定系统全时序的净负荷需求曲线。风速、光照和负荷数据全时序数据直接对应反馈发电量、发电效率、设备损耗等客观情况。

S2：以周(168h)为周期执行机组组合，确定火电机组的开机状态

以发电费用和排放费用之和最小为目标函数，考虑火电最小开机时间、最小停机时间等约束，采用序贯计算策略，对全年全时序场景执行周机组组合，确定火电机组的开停机状态。

S3：在火电机组的开机状态确定的情况下，执行日前(24h)经济调度确定系统中各个机组的出力

在S2确定火电开机状态的基础上，通过日前经济调度模拟电力市场交易，确定系统中各个机组和储能的出力曲线，以满足每个小时的净负荷需求，从而得到全时序的潮流断面。

S4：通过场景聚类选取典型场景及其发生概率，构建考虑源网荷全系统成本的源网协调规划模型

通过场景聚类从全时序场景中选取典型场景，根据源、网、荷的成本模型，构建最小化投资、运行、维护等总成本的源网协调规划模型，并考虑系统功率平衡、设备物理约束、安全性和可靠性等约束。

S5：求解源网协调规划模型确定火电灵活性改造和线路投资决策

通过混合整数优化求解方法确定火电灵活性改造、线路投资等决策变量。

S6：根据决策方案下的全时序场景和源网荷成本模型测算电力系统生产成本

根据火电灵活性改造、线路投资等决策变量的数值，结合S3确定的全时序场景，构建最终的成本测算全时序场景；根据源、网、荷的成本模型，计算最终的年度电力系统生产成本。

本发明以2021年某地实际电力系统作为算例，其地理网络结构如图6所示。

该区域共有39个节点，1号节点为1个220kV变电站、2-6号节点为5个110变电站，7节点为火力发电厂，8-39节点为负荷节点(含储能)。线路系统参数如表1所示，其中线路编号1-5的单位电抗为0.13Ω/km,线路编号6-45的单位电抗为0.4Ω/km。

表1系统网络参数

本发明选春、夏、秋、冬四个季节作为典型场景，各场景出现的概率均等，其典型日负荷如图7所示。

该区域风力发电已装机容量为23MW，预计今年安装风力发电装机容量为3MW；光伏发电装机容量10MW，预计今年安装光伏力发电装机容量为6MW；储能设备装机容量3MW；火力发电装机容量40MW。使用年限均为20年；火电机组的投资和建设成本为16万元/MW；火电年维护成本为180元/MWh；火电满负荷运行小时数4850小时；光伏发电建设和投资成本为10万元/MW；光伏发电年利用小时数860小时；风力发电建设和投资成本为14万元/MW；风电年利用小时数1580小时；贴现率为10％；资本回收系数为3％；平衡光伏和风电功率的随机波动性和功率预测误差的成本为200元/MWh；光伏发电维护成本为100元/MWh；风力发电维护成本为105元/MWh；储能建设和投资成本为3.5万元/MW。线路投资成本12.8万元/km；输变电设备功率损失率为4％；线路运维成本为100元/km；可中断负荷补偿成本为0.5元/kWh；新能源源上网电价为0.55元/kWh；火力发电上网电价为0.35元/kWh；用户侧峰、平、谷电价为别为1.0元/kWh、0.75元/kWh、0.40元/kWh。

首先以发电费用和排放费用之和最小为目标函数，考虑火电最小开机时间、最小停机时间等约束，采用序贯计算策略，对全年全时序场景执行周机组组合，确定火电机组的出力数据，各场景的火力发电出力数据如图8所示。

在火电机组的开机状态确定的情况下，执行日前(24h)经济调度确定系统中各个机组的出力，各场景的风电及光伏的出力数据如图9所示。

采用粒子群算法对考虑源网荷全系统成本的源网协调规划模型进行求解，种群数设定为30，最大迭代次数100次。得到的网架结构(方案1)如图10所示。

经考虑系统功率平衡、设备物理约束、安全性和可靠性等约束后，规划结果显示在18-27、4-25、4-26、5-30、5-16、19-20节点之间建设5条线路，并在18、25、26、20、30、16节点建设风力发电设备，总装机容量6MW；在8、9、27、38节点增加光伏发电设备，总容量3MW；并为适应大规模新能源接入，并对7号节点的火力发电机组进行灵活性改造。最终该方案下电力系统各部分生产成本如下所示。

表2方案1电力系统各部分生产成本

从表2可以看出，因夏季制冷和冬季供暖需求，导致夏季和冬季负荷普遍大于春秋，使得火力发电成本呈现夏冬高、春秋低的现象。风力和光伏发电受季节性气候的影响也特别明显，风力发电在春、冬季因季风气候，风力资源充足，其冬季发电成本几乎可以达到夏季的2倍。光伏发电受气温及光照影响较大，其夏季发电成本最大，可以与风力发电形成季节性互补，减少弃风弃光导致的电能损失。

在安全可靠性的约束下，新建5条输电线路以满足就地消纳新能源发电的要求。因本发明采用的考虑全系统成本的规划方法，综合考虑了源网荷成本之间的相互影响，其电网侧的电能损耗成本直接受到发电侧季节性的影响。此外，因为发电侧冬季峰谷差最大，可能出现中断负荷的情况，导致负荷侧成本中的各指标值升高。

传统的电力系统规划往往是分别考虑电源规划与电网规划，没有考虑源网荷成本之间的相互影响，导致其规划结果不精确，本发明将优先考虑电源规划的规划方法与考虑全系统成本的规划方法，进行对比分析。优先考虑电源规划得到的网架结构(方案2)如图11所示。表3列出了方案2四种典型场景下电力系统各部分生产成本。

表3方案2电力系统各部分生产成本

规划结果显示在18-27、4-25、4-26、5-30、5-16、20-30节点之间建设5条线路，并在18、25、26、20、30、16节点建设风力发电设备，总装机容量6MW；在8、9、27、38节点增加光伏发电设备，总容量3MW；并为适应大规模新能源接入，并同样对7号节点的火力发电机组进行灵活性改造。但与考虑全系统成本的规划方案不同的是，因优先考虑电源规划的发电成本最低，导致其输变电设备投资增加，其线路损耗也同样增加。因其只注重发电成本的减少，会使负荷峰谷差进一步加大，导致中断负荷增加，最终使负荷侧成本增加。将其结果与规划方案1的结果进行对比，如表4所示。

表4两种方案下各项指标的比较

在优先考虑电源规划的方案2中，建设支路20-30，而没有建设支路19-20，从电源规划经济性角度而言，该方案的投建能够最大化利用当地的丰富的风光资源，但没有考虑风光等新能源就地消纳的问题，造成了系统内电能质量的下降，峰谷差变大，可中断负荷增大，在一定方面上影响了用户负荷侧的用电。而另一方面，在电网成本方面，因没有考虑最佳建设路径，导致新增线路过长，输变电投资成本加大。因此，从综合来看，考虑系统总成本的规划方案1更优于优先考虑电源规划的方案2。

综上所述，本发明所提出的考虑源网荷之间的相互影响的全系统生产成本模型更能有效，精准地计算整个电力系统的生产成本，使电网的在源、网、荷各方面经济性达到综合平衡，同时也能站在更高角度去指导电网规划，具有实际意义。

应说明的是，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非限制，尽管参照较佳实施例对本发明进行了详细说明，本领域的普通技术人员应当理解，可以对本发明的技术方案进行修改或者等同替换，而不脱离本发明技术方案的精神和范围，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。

Claims (10)

1.一种电力系统生产成本测算的方法，其特征在于，包括：

将电力系统生产成本测算分为电源侧成本测算部分、电网侧成本测算部分和负荷侧成本测算部分，根据风速、光照和负荷数据全时序数据构建成本测算模型；

根据实际成本数据，利用所述成本测算模型进行成本测算。

2.如权利要求1所述的电力系统生产成本测算的方法，其特征在于，包括：

所述电源侧成本测算部分包括火力发电成本测算、水力发电成本测算、风力发电成本测算、光伏发电成本测算和储能电站成本测算；

所述电网侧成本测算部分包括输电线路和变电站的建设成本、网损成本以及设备的运维成本；

所述负荷侧成本测算部分包括电网公司成本、用户成本、非参与者成本、发电公司成本以及社会成本；

所述火力发电成本测算包括固定成本、变动成本、环境与社会成本、辅助服务成本以及灵活性改造成本；

火力发电的固定成本C_t,f由下式计算得到：

式中，C_t,inv表示单位千瓦火电机组的投资和建设成本，单位为$/kW；C_t,om表示单位千瓦对应火电年维护成本，单位为$/kWh；T_t表示火电满负荷运行小时数，单位为h；C_RFt表示火电项目投资的资本回收周期；i_t表示火电项目投资的折现率；N_t表示火电厂的运行年限；

火力发电的变动成本Ct,v计算公式如下：

式中，Q_c为标准煤的热值，单位为kcal/kg；q为火力发电使用的燃烧煤的热值，单位为kcal/kg；b为火力发电标准煤耗，单位为g/kWh；p_c为煤炭价格，单位为$/g；Ct,w为水费；C_t,p为外购动力费；

所述灵活性改造成本C_gf为单位容量成本乘以改造容量，其计算公式如下：

式中，z_gf,i表示第i个火电机组单位容量改造成本；

和/>

分别为改造前和改造后的最小技术出力；/>

和/>

分别为实施了非投油调峰改造和投油调峰改造后的机组最低出力。/>

3.如权利要求1所述的电力系统生产成本测算的方法，其特征在于，包括：

所述风力发电成本测算包括固定成本、变动成本以及并网成本；

所述风力发电的固定成本表示为单位发电量的风力发电成本年值C_w,f，其计算公式为：

式中，C_w,inv为单位千瓦风电机组的投资和建设成本，包括设备费、设备运输安装费、土建费、征地费、修路费、风电场预付等，单位为$/kW；C_w,rent为单位发电量对应的风电场年租赁成本，单位为$/kWh；C_w,om为单位容量对应的风电场年替换/检修成本，单位为$/kW；T_wind为风电年利用小时数；λ_RFw为风电项目投资的资本回收系数，指在预定的回收期内，按复利计息的条件下，每年回收额相当投资额的比率；i_w为风电项目投资的折现率；N_w为风电场的运行年限；

所述风力发电的并网成本C_wa可表示为：

C_wa＝C_w,bl+C_w,bk+C_w,c

式中，C_w,bl为平衡风电功率的随机波动性和功率预测误差的成本；C_w,bk为常规机组或其他可控资源为补充可再生能源发电随机波动性造成的较低置信容量所付出的成本；C_w,c为单位风电发电量对应的火电满负荷小时数降低所引发的成本；a₃、a₂、a₁、a₀为平衡成本多项式系数；ρ_w为风电并网比例，即风力发电量占总发电量的比例；α_w为风电置信容量；b₂，b₁，b₀为风电置信容量多项式系数；C_t,inv为单位千瓦火电机组的投资和建设成本，单位为$/kW；λ_RFt为火电项目投资的资本回收系数；T_w为风电年利用小时数；ΔC_t为火力发电平准化成本的增加量；E_t为火电发电量；E_w为风力发电量；

所述光伏发电的变动成本C_sv可表示为：

C_sv＝b_sv q _s,t+c _sv

其中，b_sv、c_sv为光伏电站变动成本的系数；q_s,t为光伏电站某时刻t的发电量；

所述光伏发电的并网成本C_sa可表示为：

C _sa＝C_s,bl+C_s,bk

式中，C_s,bl为平衡成本；C_s,bk为备用成本；

所述储能电站成本测算包括固定成本C_es,f，计算公式为：

C_es,f＝P_es×p×T_es×N_es

式中，P_es为储能系统总容量；p为单位容量成本；T_es为年工作时间；N_es为项目运行年限。

4.如权利要求1所述的电力系统生产成本测算的方法，其特征在于，包括：

所述电网侧成本C_trans表示为输送单位功率所需的输电成本年值，如下式所示：

E_trans＝E_line-E_loss

E_line＝P_rateT_lime

式中，C_infra表示输变电设备基础设施总投资的年值，单位为$；C_loss表示换流站和输电线路造成的年电能损耗成本，即输电损耗电量与平准化发电成本的乘积，单位为$；C_tO&M表示输变电设备运维成本年值，单位为$；E_trans表示除去各种损耗之后负荷中心实际接收的电量，单位为kWh；E_line表示年输送电量，单位为kWh；E_loss表示输变电设备的年损耗电量，单位为kWh；P_rate表示输电线路和换流站的额定容量，单位为kW；T_line表示输电线利用小时数，单位为h；

其中输变电设备基础设施总投资的年值C_infra表示为高压直流输电工程总投资折算的年值，如下式所示：

C_infra＝(C_line+C_conver)×CRF₃

C_conver＝2×P_rate×I_conver

C_line＝L_e×I_line

式中，C_line表示输电线路总投资，单位为$；C_conver表示换流站总投资，单位为$；CRF₃表示输变电设备投资的资本回收系数；P_rate表示输电线路和换流站的额定容量，单位为kW；I_conver表示换流站的单位千瓦成本，单位为$/kW；L_e表示输电线路的长度，单位为km；I_line表示每公里输电线路的投资成本，单位为$/km；i₃表示输变电设备投资折现率；N₃表示输电线路运行周期。

5.如权利要求4所述的电力系统生产成本测算的方法，其特征在于，包括：

所述换流站和输电线路造成的年电能损耗成本C_loss是指远距离高压输送过程中换流站和输电线路等设备造成电能损耗折算的成本年值，即年损耗电量C_gen乘以平准化发电成本E_loss，如下式所示：

C_loss＝C_gen×E_loss

E_loss＝E_{loss_c}+E_{loss_l}

E_{loss_c}＝2×r_{loss_c}×P_rate×τ

式中，E_{loss_c}表示换流站的年损耗电量，单位为kWh；E_{loss_l}表示输电线路的年损耗电量，单位为kWh；r_{loss_c}表示输送额定功率时换流站的功率损失率，单位为％；P_rate表示输电线路和换流站的额定容量，单位为kW；τ表示大负荷损失小时数，单位为h；R表示线路的单位长度电阻，单位为Ω/km；L_e表示输电线路的长度，单位为km；U_n表示线路的额定电压，单位为V；

所述输变电设备运维成本年值C_O&M的计算如下式所示：

C_O&M＝(C_line+C_conver)×r_oper

式中，C_line表示输电线路总投资，单位为$；C_conver表示换流站总投资，单位为$；r_oper为年运维费率。

6.如权利要求1所述的电力系统生产成本测算的方法，其特征在于，包括：

所述负荷侧成本测算部分的电网公司成本C_u计算公式为：

式中，F_Mi为第i年可中断负荷措施的项目管理费，一般取为设备费用的一个百分比；I_i为第i年给予参与者的优惠电费；K_i为第i年的现值系数；N为项目实施的年数；

所述负荷侧成本测算部分的用户成本C_p包括承担的设备初投资成本、增加的运行和维修费用以及给予工人的加班补贴费等，其计算公式为：

式中，F_Pi为用户在第i年的直接费用；K_i为第i年的现值系数；N为项目实施的年数；

所述负荷侧成本测算部分的非参与者成本C_un计算公式为：

式中，F_Mi为第i年可中断负荷措施的项目管理费，一般取为设备费用的一个百分比；I_i为第i年给予参与者的优惠电费；ΔQ_i是第i年可中断负荷措施的实际中断量；ΔP_i为第i年实施可中断负荷措施时的峰谷电价差；K_i为第i年的现值系数；N为项目实施的年数；

所述负荷侧成本测算部分的发电公司成本C_f计算公式为：

式中，ΔQ_i是第i年可中断负荷措施的实际中断量；ΔPfi为发电公司在第i年的上网峰谷电价差；K_i为第i年的现值系数；N为项目实施的年数；

所述负荷侧成本测算部分的社会成本C_s计算公式为：

式中，F_Mi为第i年可中断负荷措施的项目管理费，一般取为设备费用的一个百分比；F_Pi为用户在第i年的直接费用；K_i为第i年的现值系数；N为项目实施的年数。

7.一种电力系统生产成本测算的系统，其特征在于，包括：

建模模块，用于将电力系统生产成本测算分为电源侧成本测算部分、电网侧成本测算部分和负荷侧成本测算部分，根据风速、光照和负荷数据全时序数据构建成本测算模型；

测算模块，用于根据实际成本数据，利用所述成本测算模型进行成本测算。

8.如权利要求7所述的电力系统生产成本测算的系统，其特征在于，包括：

所述建模模块包括：电源侧成本测算子模块，用于进行火力发电成本测算、水力发电成本测算、风力发电成本测算、光伏发电成本测算和储能电站成本测算；

电网侧成本测算子模块，用于进行测算输电线路和变电站的建设成本、网损成本以及设备的运维成本；

负荷侧成本测算子模块，用于进行测算电网公司成本、用户成本、非参与者成本、发电公司成本以及社会成本；

所述测算模块根据实际成本数据，利用所述建模模块生成的成本测算模型进行成本测算。

9.一种计算设备，包括：

存储器和处理器；

所述存储器用于存储计算机可执行指令，所述处理器用于执行所述计算机可执行指令，该计算机可执行指令被处理器执行时实现权利要求1至6任意一项所述电力系统生产成本测算的方法的步骤。

10.一种计算机可读存储介质，其存储有计算机可执行指令，该计算机可执行指令被处理器执行时实现权利要求1至6任意一项所述电力系统生产成本测算的方法的步骤。

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