促进新能源并网消纳的备用及调峰辅助服务成本分摊方法

摘要

本发明提供一种促进新能源并网消纳的备用及调峰辅助服务成本分摊方法，包括以下步骤：确定基于生产模拟的新能源并网消纳模型的目标函数和约束条件；计算新能源并网后的备用辅助服务成本；计算新能源风电机组收益；计算备用辅助服务分摊成本；计算风电接入导致的调峰辅助服务分摊成本。本发明提供一种促进新能源并网消纳的备用及调峰辅助服务成本分摊方法，通过建立考虑新能源并网后引起额外服务服务成本的消纳模型，分析不同情景下新能源引起的备用及调峰辅助服务成本，提出新能源并网后辅助服务成本的分摊方案；可以有效提高传统电源提供辅助服务积极性并保证提供者的利益，减少弃风/弃光，保证系统经济运行。

说明书

技术领域

本发明涉及一种分摊方法，具体涉及一种促进新能源并网消纳的备用及调峰辅助服务成 本分摊方法。

背景技术

我国的风电发展呈现发展速度快、风电场规模大、输送距离远、输送电压高、处于电网 末端等特点。由于我国风能资源丰富地区距离负荷中心较远，大规模的风力发电无法就地消 纳，有又没有相应的辅助服务激励措施等因素，更加剧了风电对地区电网消纳能力的影响， 弃风严重。

现阶段，不少发达国家已经成功实现了辅助服务与电能服务的解捆，开辟出了高效的在 辅助服务市场，市场参与者分别提交备用容量报价和备用电量报价。根据容量价格进行排序。 如果系统运行中需要这些发电机提供电量，则从容量价格中标的发电机组中按电量标价从低 到高的次序获取所需电量。成功的报价者不论其是否被调度，都将得到一笔备用容量费用， 在备用容量被调度加载时，报价者还将得到一笔电量电费。这种机制有利于提高机组提供备 用辅助服务的积极性，从而为新能源的发展提供良好条件。

我国大部分辅助服务的调用按照“按需调度”的原则，由电力调度机构根据发电机组特 性和电网情况，安排发电机组承担辅助服务。

随着风电光伏等新能源的快速发展，其并网对系统辅助服务的需求日益增加，即需要电 力系统其他类型机组提供更多的辅助服务，若仍旧执行我国现行的辅助服务管理机制，现有 补偿规则没有考虑风电等类似新能源引发的辅助服务需求增量问题，并且，备用辅助服务费 用在全网发电电源间分摊，若按现有规则分摊实质上相当于由其它类型机组多承担了分摊费 用，侵蚀了其它类型的机组的合理利益，以至于传统机组不愿意为风电承担备用而导致弃风 严重。

发明内容

为了克服上述现有技术的不足，本发明提供一种促进新能源并网消纳的备用及调峰辅助 服务成本分摊方法，通过建立考虑新能源并网后引起额外服务服务成本的消纳模型，分析不 同情景下新能源引起的备用及调峰辅助服务成本，提出新能源并网后辅助服务成本的分摊方 案；可以有效提高传统电源提供辅助服务积极性并保证提供者的利益，减少弃风/弃光，保证 系统经济运行。

为了实现上述发明目的，本发明采取如下技术方案：

本发明提供一种促进新能源并网消纳的备用及调峰辅助服务成本分摊方法，所述方法包 括以下步骤：

步骤1：确定基于生产模拟的新能源并网消纳模型的目标函数和约束条件；

步骤2：计算新能源并网后的备用辅助服务成本；

步骤3：计算新能源风电机组收益；

步骤4：计算备用辅助服务分摊成本；

步骤5：计算风电接入导致的调峰辅助服务分摊成本。

所述步骤1中，基于生产模拟的新能源并网消纳模型的目标函数表示为：

$\left(\begin{array}{c}\mathrm{VOBJ}=\min (\mathrm{\Sigma \Sigma }{c}^{\mathrm{output}}\left(p\right)+\Sigma c^{\mathrm{trans}}\left(p_{\mathrm{trans}}\right)+\Sigma c^{\mathrm{investment}}\left(p_{\mathrm{investment}}\right)+\\ \underset{i}{\Sigma }{\mathrm{Cost}}_i·(R_t^{\mathrm{up}.i}-R_t^{\mathrm{dn}.i})·{\mathrm{Prob}}^i+\underset{i}{\Sigma }{\mathrm{Cost}}_i·(P_t^{\mathrm{up}.i}-P_t^{\mathrm{dn}.i})\end{array}\right)---\left(1\right)$

其中，VOBJ为系统总成本；ΣΣc^output(p)为发电成本，p为发电容量；Σc^trans(p_trans)为 传输成本，p_trans为传输容量；Σc^investment(p_investment)为新增投资成本，p_investment为新增投资容量； 为备用成本，Probⁱ为第i台常规机组的可提供备用的概率，Cost_i为对应于Probⁱ的提供备用成本，和分别为第i台常规机组t时刻的提供的向上和向下 的备用容量；为调峰成本，Cost_i为机组i提供调峰时单位成本，为 第i台常规机组t时刻的向上调峰量，为第i台常规机组t时刻的向下调峰量。

基于生产模拟的新能源并网消纳模型目标函数对应的约束条件包括等式约束和不等式约 束；所述等式约束包括电力系统内电平衡约束和电力系统内热平衡约束，不等式约束包括机 组组合特性约束、备用约束和调峰约束。

所述电力系统内电平衡约束表示为：

$\underset{{i\in I}_r}{\Sigma }{P}_{i,t}+\underset{r\in R}{\Sigma }((1-L_{\mathrm{loss}})·P_{\mathrm{trans}})=P_{r,t}^{\mathrm{load}}+\underset{{i\in I}_{\mathrm{elecsto}}}{\Sigma }{P}_{i,t}^{\mathrm{stoload}}\forall t\in T,r\in R---\left(2\right)$

其中，式中等号左侧为区域r内所有常规机组发出功率和减去损耗后与外区域的交换功 率，右侧为区域r内的负荷和电储能装置作为负荷的功率，且P_i，t为第i台常规机组在t时刻的 发电功率，L_loss为线路损耗，P_trans为传输线功率，为区域r内t时刻负荷功率，为 电储能装置作为负荷的功率，I_r为所有参与调度机组，I_elecsto为所有电储能装置作为负荷的数 量，R为电平衡区，T为整个计算时段；

所述电力系统内热平衡约束表示为：

$\underset{{i\in I}_a}{\Sigma }{H}_{i,t}=H_{a,t}^{\mathrm{load}}+\underset{{i\in I}_{\mathrm{heat}\_\mathrm{sto}}}{\Sigma }{H}_{i,t}^{\mathrm{sto}\_\mathrm{load}}\forall t\in T,a\in A---\left(3\right)$

其中，式中左侧为地区a内所有热能出力的和，右侧为地区a内的热负荷与热储能装置 作为负荷的功率，H_i,t为第i台常规机组在t时刻的热功率，为地区a内t时刻热负荷功 率，为地区a内t时刻热储能装置功率，I_a为所有供热机组数目，I_{heat_sto}为地区a内 热储能装置作为热负荷的数量，T为整个计算时段，A为热平衡区。

所述机组组合特性约束包括机组发电功率约束、机组爬坡率约束和机组启停时间约束；

(1)机组发电功率约束表示为：

$P_{i,t}^{\min }\le P_{i,t}\le P_{i,t}^{\max }---\left(4\right)$

其中，P_i,t为第i台发电机组在t时刻的发电功率，和分别为第i台发电机组在t时 刻的发电功率上下限；

(2)机组爬坡率约束表示为：

$\Delta P_{i,t}\le \Delta P_{i,t}^{\max }---\left(5\right)$

其中，ΔP_i,t为第i台发电机组在t时刻的发电功率变化值，为第i台发电机组在t时 刻的发电功率变化最大值；

(3)机组启停时间约束表示为：

T^on≥T^minon,T^off≥T^minoff   (6)

其中，T^on和T^off分别为发电机组启动和停止时间，T^minon和T^minoff分别为发电机组启动和 停止时间下限值。

所述备用约束包括向上备用电量约束和向下备用电量约束，分别表示为：

$\mathrm{Cap}{P}_{a,i}·\mathrm{VP}{\mathrm{on}}_{a,i}-{\mathrm{VP}}_{a,i}\ge \underset{i}{\Sigma }{\mathrm{VR}}_{a,i}^{\mathrm{up}}---\left(7\right)$

${\mathrm{VP}}_{a,i}-\mathrm{CapP}{\min }_{a,i}·\mathrm{VPo}{n}_{a,i}\ge \underset{i}{\Sigma }{\mathrm{VR}}_{a,i}^{\mathrm{dn}}---\left(8\right)$

其中，CapP_a,i分别为a区域中第i台发电机组的机组容量，VPon_a,i表示a区域中第i台发 电机组是否在线，VP_a,i为a区域中第i台发电机组出力，为a区域中第i台发电机组可提 供的向上调节量，CapPmin_a,i为a区域中第i台发电机组的最小出力，为a区域中第i台 发电机组可提供的向下调节量。

所述调峰约束包括向上调峰容量约束和向下调峰容量约束；

向上调峰容量约束表示为：

${\mathrm{VP}}_{\mathrm{at}}^{\mathrm{up}.i}\le {\mathrm{CapP}}_{\mathrm{at}}---\left(9\right)$

向下调峰容量约束表示为：

$\min {\mathrm{CapP}}_{\mathrm{at}}\le {\mathrm{VP}}_{\mathrm{at}}^{\mathrm{dn},i}\le {\mathrm{CapP}}_{\mathrm{at}}---\left(10\right)$

其中，为向上调峰容量；CapP_at为机组额定容量；minCapP_at为机组最小技术出力； 为向下调峰容量。

所述步骤2中，新能源并网后的备用辅助服务成本用表示，有：

${\mathrm{Cost}}_{\mathrm{new}}^{\mathrm{reserve}}=(C_{\mathrm{current}}+{\mathrm{Cost}}_{\mathrm{reserve}\_\mathrm{wind}})*110\%---\left(11\right)$

其中，C_current为现有机制下补偿备用辅助服务成本，Cost_{reserve_wind}为新能源并网后引起额 外的辅助服务成本，表示为：

Cost_{reserve_wind}＝Cost_{wind_forecasting_error}-Cost_{perfect_wind}   (12)

其中，Cost_{wind_forecasting_error}为新能源预报误差为20％的系统备用成本，Cost_{perfect_wind}为新 能源预报误差为0时的系统备用成本，分别表示为：

${\mathrm{Cost}}_{\mathrm{wind}\_\mathrm{forecasting}\_\mathrm{error}}=\underset{i}{\Sigma }{\mathrm{Cost}}_i·(R_{t\_\mathrm{winderror}}^{\mathrm{up}.i}-R_{t\_\mathrm{winderror}}^{\mathrm{dn}.i})·{\mathrm{Prob}}^i---\left(13\right)$

${\mathrm{Cost}}_{\mathrm{perfect}\_\mathrm{wind}}=\underset{i}{\Sigma }{\mathrm{Cost}}_i·(R_{t\_\mathrm{perfect}\_\mathrm{wind}}^{\mathrm{up}.i}-R_{t\_\mathrm{perfect}\_\mathrm{wind}}^{\mathrm{dn}.i})·{\mathrm{Prob}}^i---\left(14\right)$

其中，Probⁱ为第i台常规机组的可提供备用的概率，Cost_i为对应于Probⁱ的提供备用成 本，和分别为第i台常规机组t时刻在风电预报误差为20％时提供的向上和 向下的备用容量，和分别为第i台常规机组t时刻在风电预报误差为0时提 供的向上和向下的备用容量。

所述步骤3中，新能源风电机组收益用B_wind表示，有：

B_wind＝C_{curtail_Reduced}*P_wind   (15)

其中，C_{curtail_Reduced}为系统提供备用后减少的弃风电量，P_wind为风电价格。

所述步骤4中，备用辅助服务分摊成本用Wind_propotion表示，有：

Wind_propotion＝B_wind-Wind_taken   (16)

其中，Wind_taken为风电承担的成本，为比较不同的备用辅助服务补偿机制，分为以下两种 情况：

(a)由风电企业单独承担时，风电承担的成本表示为：

Wind_taken＝Wind′_taken＝Cost_{reserve_wind}   (17)

其中，Wind′_taken为风电企业单独承担的成本，Cost_{reserve_wind}为新能源并网后引起额外的辅 助服务成本；

(b)由风电企业和用户按照预报误差比例共同承担时，风电承担的成本表示为：

Wind_taken＝Wind″_taken+Load_taken   (18)

其中，Wind″_taken和Load_taken分别为风电企业承担的成本和用户承担的备用成本，分别表示 为：

Wind″_taken＝Cost_{reserve_wind}*(σ_wind/(σ_wind+σ_load))   (19)

Load_taken＝Cost_{reserve_wind}*(σ_load/(σ_wind+σ_load))   (20)

其中，σ_wind风电预报误差，σ_load为负荷预报误差。

所述步骤5中，风电接入导致的调峰辅助服务分摊成本采用有风电接入与无风电接入导 致的调峰辅助服务成本的差值进行计算，有：

${\mathrm{Cost}}_{\mathrm{peak}\_\mathrm{re}\_\mathrm{wind}}={\mathrm{Cost}}_{\mathrm{peak}}^{\mathrm{wind}}-{\mathrm{Cost}}_{\mathrm{peak}}^{\mathrm{no}\_\mathrm{wind}}---\left(21\right)$

其中，Cost_{peak_re_wind}为风电接入导致的调峰辅助服务分摊成本；为有风电接入导 致的调峰辅助服务成本，无风电接入导致的调峰辅助服务成本，分别表示为：

${\mathrm{Cost}}_{\mathrm{peak}}^{\mathrm{wind}}=\Sigma {\mathrm{Cost}}_i·(P_{t\_\mathrm{wind}}^{\mathrm{up}.i}-P_{t\_\mathrm{wind}}^{\mathrm{dn}.i})---\left(22\right)$

${\mathrm{Cost}}_{\mathrm{peak}}^{\mathrm{no}\_\mathrm{wind}}=\Sigma {\mathrm{Cost}}_i·(P_{t\_\mathrm{no}\_\mathrm{wind}}^{\mathrm{up}.i}-P_{t\_\mathrm{no}\_\mathrm{wind}}^{\mathrm{dn}.i})---\left(23\right)$

其中，和分别表示有风电接入时的第i台常规机组t时刻的向上调峰量和向下 调峰量；和分别表示在没有风电接入时的第i台常规机组t时刻的向上调峰量 和向下调峰量。

与现有技术相比，本发明的有益效果在于：

本发明提供一种促进新能源并网消纳的备用及调峰辅助服务成本分摊方法，通过建立考 虑新能源并网后引起额外服务服务成本的消纳模型，分析不同情景下新能源引起的备用及调 峰辅助服务成本，提出新能源并网后辅助服务成本的分摊方案；可以有效提高传统电源提供 辅助服务积极性并保证提供者的利益，减少弃风/弃光，保证系统经济运行。

附图说明

图1是促进新能源并网消纳的备用及调峰辅助服务成本分摊方法流程图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明作进一步详细说明。

如图1，本发明提供一种促进新能源并网消纳的备用及调峰辅助服务成本分摊方法，所 述方法包括以下步骤：

步骤1：确定基于生产模拟的新能源并网消纳模型的目标函数和约束条件；

步骤2：计算新能源并网后的备用辅助服务成本；

步骤3：计算新能源风电机组收益；

步骤4：计算备用辅助服务分摊成本；

步骤5：计算风电接入导致的调峰辅助服务分摊成本。

所述步骤1中，基于生产模拟的新能源并网消纳模型的目标函数表示为：

$\left(\begin{array}{c}\mathrm{VOBJ}=\min (\mathrm{\Sigma \Sigma }{c}^{\mathrm{output}}\left(p\right)+\Sigma c^{\mathrm{trans}}\left(p_{\mathrm{trans}}\right)+\Sigma c^{\mathrm{investment}}\left(p_{\mathrm{investment}}\right)+\\ \underset{i}{\Sigma }{\mathrm{Cost}}_i·(R_t^{\mathrm{up}.i}-R_t^{\mathrm{dn}.i})·{\mathrm{Prob}}^i+\underset{i}{\Sigma }{\mathrm{Cost}}_i·(P_t^{\mathrm{up}.i}-P_t^{\mathrm{dn}.i})\end{array}\right)---\left(1\right)$

其中，VOBJ为系统总成本；ΣΣc^output(p)为发电成本，p为发电容量；Σc^trans(p_trans)为 传输成本，p_trans为传输容量；Σc^investment(p_investment)为新增投资成本，p_investment为新增投资容量； 为备用成本，Probⁱ为第i台常规机组的可提供备用的概率，Cost_i为对应于Probⁱ的提供备用成本，和分别为第i台常规机组t时刻的提供的向上和向下 的备用容量；为调峰成本，Cost_i为机组i提供调峰时单位成本，为 第i台常规机组t时刻的向上调峰量，为第i台常规机组t时刻的向下调峰量。

基于生产模拟的新能源并网消纳模型目标函数对应的约束条件包括等式约束和不等式约 束；所述等式约束包括电力系统内电平衡约束和电力系统内热平衡约束，不等式约束包括机 组组合特性约束、备用约束和调峰约束。

所述电力系统内电平衡约束表示为：

$\underset{{i\in I}_r}{\Sigma }{P}_{i,t}+\underset{r\in R}{\Sigma }((1-L_{\mathrm{loss}})·P_{\mathrm{trans}})=P_{r,t}^{\mathrm{load}}+\underset{{i\in I}_{\mathrm{elecsto}}}{\Sigma }{P}_{i,t}^{\mathrm{stoload}}\forall t\in T,r\in R---\left(2\right)$

其中，式中等号左侧为区域r内所有常规机组发出功率和减去损耗后与外区域的交换功 率，右侧为区域r内的负荷和电储能装置作为负荷的功率，且P_i,t为第i台常规机组在t时刻的 发电功率，L_loss为线路损耗，P_trans为传输线功率，为区域r内t时刻负荷功率，为 电储能装置作为负荷的功率，I_r为所有参与调度机组，I_elecsto为所有电储能装置作为负荷的数 量，R为电平衡区，T为整个计算时段；

所述电力系统内热平衡约束表示为：

$\underset{{i\in I}_a}{\Sigma }{H}_{i,t}=H_{a,t}^{\mathrm{load}}+\underset{{i\in I}_{\mathrm{heat}\_\mathrm{sto}}}{\Sigma }{H}_{i,t}^{\mathrm{sto}\_\mathrm{load}}\forall t\in T,a\in A---\left(3\right)$

其中，式中左侧为地区a内所有热能出力的和，右侧为地区a内的热负荷与热储能装置 作为负荷的功率，H_i,t为第i台常规机组在t时刻的热功率，为地区a内t时刻热负荷功 率，为地区a内t时刻热储能装置功率，I_a为所有供热机组数目，I_{heat_sto}为地区a内 热储能装置作为热负荷的数量，T为整个计算时段，A为热平衡区。

所述机组组合特性约束包括机组发电功率约束、机组爬坡率约束和机组启停时间约束；

(1)机组发电功率约束表示为：

$P_{i,t}^{\min }\le P_{i,t}\le P_{i,t}^{\max }---\left(4\right)$

其中，P_i,t为第i台发电机组在t时刻的发电功率，和分别为第i台发电机组在t时 刻的发电功率上下限；

火电机组调节出力的速度比较慢，在模型中对机组的爬坡率和下降率进行了限制，更具 体的反应系统接纳风电的适应性，机组前后两个时刻的功率变化小于设定的变化最大值。

(2)机组爬坡率约束表示为：

$\Delta P_{i,t}\le \Delta P_{i,t}^{\max }---\left(5\right)$

其中，ΔP_i,t为第i台发电机组在t时刻的发电功率变化值，为第i台发电机组在t时 刻的发电功率变化最大值；

(3)机组启停时间约束表示为：

T^on≥T^minon,T^off≥T^minoff   (6)

其中，T^on和T^off分别为发电机组启动和停止时间，T^minon和T^minoff分别为发电机组启动和 停止时间下限值。

发电机组有启动后最低运行时间和关停后最低关闭时间，即机组一旦启动则机组运行的 时间要大于等于最低运行时间，机组一旦关闭则机组关闭的时间要大于等于最低关闭时间。

所述备用约束包括向上备用电量约束和向下备用电量约束，分别表示为：

$\mathrm{Cap}{P}_{a,i}·\mathrm{VP}{\mathrm{on}}_{a,i}-{\mathrm{VP}}_{a,i}\ge \underset{i}{\Sigma }{\mathrm{VR}}_{a,i}^{\mathrm{up}}---\left(7\right)$

${\mathrm{VP}}_{a,i}-\mathrm{CapP}{\min }_{a,i}·\mathrm{VPo}{n}_{a,i}\ge \underset{i}{\Sigma }{\mathrm{VR}}_{a,i}^{\mathrm{dn}}---\left(8\right)$

其中，CapP_a,i分别为a区域中第i台发电机组的机组容量，VPon_a,i表示a区域中第i台发 电机组是否在线，VP_a,i为a区域中第i台发电机组出力，为a区域中第i台发电机组可提 供的向上调节量，CapPmin_a,i为a区域中第i台发电机组的最小出力，为a区域中第i台 发电机组可提供的向下调节量。

所述调峰约束包括向上调峰容量约束和向下调峰容量约束；

向上调峰容量约束表示为：

${\mathrm{VP}}_{\mathrm{at}}^{\mathrm{up}.i}\le {\mathrm{CapP}}_{\mathrm{at}}---\left(9\right)$

向下调峰容量约束表示为：

$\min {\mathrm{CapP}}_{\mathrm{at}}\le {\mathrm{VP}}_{\mathrm{at}}^{\mathrm{dn},i}\le {\mathrm{CapP}}_{\mathrm{at}}---\left(10\right)$

其中，为向上调峰容量；CapP_at为机组额定容量；minCapP_at为机组最小技术出力； 为向下调峰容量。

通过不同情景下成本分析，可以得到新能源并网后系统新增的辅助服务成本，从而可以 给出新能源并网后适合的辅助服务补偿数额，建立新的辅助服务成本分摊。

备用辅助服务主要是由于新能源出力预测偏差所带来的，因此新能源接入导致的备用辅 助服务应该采用无新能源接入预测偏差与新能源接入综合预测偏差所导致的备用辅助服务的 差值进行计算。

所述步骤2中，新能源并网后的备用辅助服务成本用表示，有：

${\mathrm{Cost}}_{\mathrm{new}}^{\mathrm{reserve}}=(C_{\mathrm{current}}+{\mathrm{Cost}}_{\mathrm{reserve}\_\mathrm{wind}})*110\%---\left(11\right)$

其中，C_current为现有机制下补偿备用辅助服务成本，Cost_{reserve_wind}为新能源并网后引起额 外的辅助服务成本，表示为：

Cost_{reserve_wind}＝Cost_{wind_forecasting_error}-Cost_{perfect_wind}   (12)

其中，Cost_{wind_forecasting_error}为新能源预报误差为20％的系统备用成本，Cost_{perfect_wind}为新 能源预报误差为0时的系统备用成本，分别表示为：

${\mathrm{Cost}}_{\mathrm{wind}\_\mathrm{forecasting}\_\mathrm{error}}=\underset{i}{\Sigma }{\mathrm{Cost}}_i·(R_{t\_\mathrm{winderror}}^{\mathrm{up}.i}-R_{t\_\mathrm{winderror}}^{\mathrm{dn}.i})·{\mathrm{Prob}}^i---\left(13\right)$

${\mathrm{Cost}}_{\mathrm{perfect}\_\mathrm{wind}}=\underset{i}{\Sigma }{\mathrm{Cost}}_i·(R_{t\_\mathrm{perfect}\_\mathrm{wind}}^{\mathrm{up}.i}-R_{t\_\mathrm{perfect}\_\mathrm{wind}}^{\mathrm{dn}.i})·{\mathrm{Prob}}^i---\left(14\right)$

其中，Probⁱ为第i台常规机组的可提供备用的概率，Cost_i为对应于Probⁱ的提供备用成 本，和分别为第i台常规机组t时刻在风电预报误差为20％时提供的向上和 向下的备用容量，和分别为第i台常规机组t时刻在风电预报误差为0时提 供的向上和向下的备用容量。

所述步骤3中，新能源风电机组收益用B_wind表示，有：

B_wind＝C_{curtail_Reduced}*P_wind   (15)

其中，C_{curtail_Reduced}为系统提供备用后减少的弃风电量，P_wind为风电价格。

所述步骤4中，备用辅助服务分摊成本用Wind_propotion表示，有：

Wind_propotion＝B_wind-Wind_taken   (16)

其中，Wind_taken为风电承担的成本，为比较不同的备用辅助服务补偿机制，分为以下两种 情况：

(a)由风电企业单独承担时，风电承担的成本表示为：

Wind_taken＝Wind′_taken＝Cost_{reserve_wind}   (17)

其中，Wind′_taken为风电企业单独承担的成本，Cost_{reserve_wind}为新能源并网后引起额外的辅 助服务成本；

(b)由风电企业和用户按照预报误差比例共同承担时，风电承担的成本表示为：

Wind_taken＝Wind″_taken+Load_taken   (18)

其中，Wind″_taken和Load_taken分别为风电企业承担的成本和用户承担的备用成本，分别表示 为：

Wind″_taken＝Cost_{reserve_wind}*(σ_wind/(σ_wind+σ_load))   (19)

Load_taken＝Cost_{reserve_wind}*(σ_load/(σ_wind+σ_load))   (20)

其中，σ_wind风电预报误差，σ_load为负荷预报误差。

经过计算发现，如果单纯由风电场承担其引发的辅助服务成本有时过于困难，不足部分 可考虑由用户和风电场按照预报误差大小按比例承担，用户承担的部分备用辅助服务成本费 用在实际运行中可从发电机组收取，辅助服务费用可在电费中体现。

国外发达国家近30年经济发展迅速，核电比重一度增长较快，火电调峰问题早在60年 代初就提到议事日程。他们不仅对原设计为基本负荷的机组进行适应调峰运行的改造，而且 还研究设计了一批大容量中间负荷机组，尤其西欧和日本，对新机组的机动性很重视，新设 计的大机组多采用螺旋管圈水冷壁、薄壁缸、窄法兰或套箍结构。焊接转子和容易较大的旁 路系统。这些机组为500MW以上，甚至1000MW的超临街机组也都设计成可变压与两班制 运行，早年美国对此重视不够，近年美国电力研究协会组织了好几个设备制造厂、电力公司 和顾问工程公司选定了四台实际基荷机组进行示范性的改造、试验和研究，最后据此写出了 一份通用性的导则。

《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》将调峰辅助服务分为无偿调峰和有偿调峰2类： 无偿调峰是机组应达到的基本调峰能力，不进行补偿；基本能力之上的为有偿调峰，采用事 先确定补偿标准、定额补偿的方案。在有偿调峰与无偿调峰的划分标准上各区域各不相同。 比如：华北地区要求非供热火电机组的基本调峰能力应达到额定容量的50％；华中地区则要 求300MW及以上机组达到50％，300MW以下达到45％。各地标准的确定大都通过调研、 座谈等定性方法确定。

由于风电并网后大多数情况下会增大系统的峰谷差，给系统调峰带来困难，而现有的辅 助服务调峰补偿机制，辅助服务费用在全网传统电源间分摊，而且也没有考虑风电引发的辅 助服务需求增量问题，因此，已不适应目前越来越多风电并网情况。步骤5在分析计算风电 并网后调峰成本变化的基础上，给出了应对大规模风电并网的调峰辅助服务建议。

所述步骤5中，风电接入导致的调峰辅助服务分摊成本采用有风电接入与无风电接入导 致的调峰辅助服务成本的差值进行计算，有：

${\mathrm{Cost}}_{\mathrm{peak}\_\mathrm{re}\_\mathrm{wind}}={\mathrm{Cost}}_{\mathrm{peak}}^{\mathrm{wind}}-{\mathrm{Cost}}_{\mathrm{peak}}^{\mathrm{no}\_\mathrm{wind}}---\left(21\right)$

其中，Cost_{peak_re_wind}为风电接入导致的调峰辅助服务分摊成本；为有风电接入导 致的调峰辅助服务成本，无风电接入导致的调峰辅助服务成本，分别表示为：

${\mathrm{Cost}}_{\mathrm{peak}}^{\mathrm{wind}}=\Sigma {\mathrm{Cost}}_i·(P_{t\_\mathrm{wind}}^{\mathrm{up}.i}-P_{t\_\mathrm{wind}}^{\mathrm{dn}.i})---\left(22\right)$

${\mathrm{Cost}}_{\mathrm{peak}}^{\mathrm{no}\_\mathrm{wind}}=\Sigma {\mathrm{Cost}}_i·(P_{t\_\mathrm{no}\_\mathrm{wind}}^{\mathrm{up}.i}-P_{t\_\mathrm{no}\_\mathrm{wind}}^{\mathrm{dn}.i})---\left(23\right)$

其中，和分别表示有风电接入时的第i台常规机组t时刻的向上调峰量和向下 调峰量；和分别表示在没有风电接入时的第i台常规机组t时刻的向上调峰量 和向下调峰量。

下面主要分析了火电调峰机组进行深调峰时付出的成本。

由于深度调峰发电电源付出的代价为，发电电源深调峰时付出的经济成本以及由于深调 峰减少的发电量而减少的收益，即：

P_{Peak_re}＝P_{caol_deep}+P_caol+G_reduced   (24)

P_{caol_deep}＝(C_{coal_deep}-C_{coal_regular})*G_{deep_re}*C_caol   (25)

其中，P_{caol_deep}发电电源深调峰时付出的经济成本，P_caol为火电价格，G_reduced为发电电源 由于深调峰而减少的发电量，C_{coal_deep}为深调峰时对应的煤耗率，C_{coal_regular}为发电调峰时对 应的煤耗率，G_{deep_re}为电量，C_caol为煤价。

风电收益为由于系统提供了辅助服务减少的弃风电量乘以风电上网电价，风电收益：

B_wind＝C_{curtail_Reduced}*P_wind   (26)

由以上公式进行计算，单位风电并网后引起的调峰成本近150/MWh，因此，风电并网后 为保证传统电源的利益，并提高传统电源提供调峰辅助服务的积极性，至少在现有补偿价格 上增加风电并网后引起的调峰成本，即至少增加150/MWh。

现行规则规定深调峰补偿价格为5000元/万千瓦时。按照补偿成本及适当受益的原则， 对于深度调峰的发电机组补偿新增的成本为200元/MWh，即考虑风电并网引起额外的调峰成 本后，对深度调峰的补偿价格建议为7000元/万千瓦时。

风电接入电网导致的调峰成本由风电出力波动引起，主要是客观原因，目前可由消费者 来承担比较合适，实际运行中可从所有发电机组收取，辅助服务费用可在电费中体现。

经过以上测算发现：

按照上网电量方式分摊备用辅助服务成本的话，会导致风电承担的辅助服务成本小于其 引发的程度，因此要求风电加入现行辅助服务成本分摊模式就有失公平，需加以改进。

风电接入电网导致的备用成本主要由风电预报误差引起，主要是主观因素，因此，这部 分成本按照风电和负荷的预报误差比例分摊比较合适；风电接入电网导致的调峰成本由风电 出力波动引起，主要是客观原因，比较合理目前可由消费者来承担比较合适(在远期，可由 市场进行补偿)，实际运行中可从所有发电机组收取，辅助服务费用可在电费中体现。

表1为风电并网引起的备用成本及风电收益，表2为风电并网引起的单位容量备用成本， 表3为按照原来分摊机制各类电源分摊备用成本数额结果，表4为风电并网引起的备用成本 不同分摊结果，表5为不同火电最低出力情景下各类机组发电量，表6为风电并网后不同调 峰深度发电侧成本分析结果。

表1

不同情景 风电容量(MW) 系统运行费用(百万元) 风电收益(MWh) 备用成本(百万元) 风电并网前 0 8.95 0 1.2 风电并网后 2500 8.85 1000 1.8

表2

表3

  火电 风电 水电 发电量(MWh) 1200000 60000 60000 承担备用分摊(百万元) 1.6 0.1 0.1

表4

不同风电并网容量 由风电企业承担 由风电企业和用户共同承担 承担额度(百万) 0.6 0.4/0.2 因减少弃风收益(百万) 0.6 0.6 风电整个收益(百万) 0 0.2

表5

表6

最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，所属领域 的普通技术人员参照上述实施例依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换， 这些未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，均在申请待批的本发明的权利要求 保护范围之内。