[发明专利]一种基于调峰辅助服务补偿的风电分区电价估算方法

摘要

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。

主权项

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Ui(t)、电网负荷预测曲线Pd(t)、风电预测功率曲线Pw(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Ng，各火电机组i的技术出力上、下限Pimax、Pimin，上、下爬坡速率RUi、RDi，无偿调峰下限PiTF；包括抽蓄机组台数Np，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PSk，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Ui(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；Ui(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Pd(t)可以从调度中心获取，风电预测曲线Pw(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Pw(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Pn(t)＝Pd(t)‑Pw(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Pn(t)≥PTF(t)，则令P1(t)＝Pw(t)，说明该时刻全部风电均被归为第一区域；如果Pn(t)<PTF且Pd(t)>PTF(t)，则P1(t)＝Pd(t)‑PTF(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Pd(t)≤PTF(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＝vg，其中vg为当地煤电标杆电价；所述标杆电价vg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Pw(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Mt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＝ηvg，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Pw(t)‑P2(t)能被火电深度调峰消纳部分：若Pw(t)‑P2(t)≤min{Pn(t),PTF(t)}‑(Pmin(t)+αPd(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)＝Pw(t)；若Pw(t)‑P2(t)>min{Pn(t),PTF(t)}‑(Pmin(t)+αPd(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{Pn(t),PTF(t)}‑(Pmin(t)+αPd(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＝vg‑ktf，其中ktf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Pi(t)为火电机组i在t时刻的出力，Ptfi(t)为火电机组i在t时刻的深度调峰贡献功率，Ssui(t)、Ssdi(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，Fw为风电购电费用，表达式如下：其中Wu为风电实际消纳量；约束条件如下:Σi=1NgPi(t)+Σk=1NpPGk(t)-Σk=1NpPSk(t)+Pw(t)·(1-Dw(t))=Pd(t)---(1)]]>ΣiNgPimax-Pi(t)≥αPd(t)ΣiNgPi(t)-Pimin≥αPd(t)---(2)]]>ui(t)Pimin≤Pi(t)≤ui(t)Pimax                (3)‑RDi≤Pi(t)‑Pi(t‑1)≤RUi                   (4)uGk(t)PGkmin≤PGk(t)≤uGk(t)PGkmax---(5)]]>PSk(t)＝uSk(t)PSk                        (6)uGk(t)+uSk(t)≤1                         (7)Ek(t)‑Ek(t‑1)＝ηPSk(t)‑PGk(t)            (8)Ekmin≤Ek(t)≤Ekmax---(9)]]>Ptfi(t)≥ui(t)·PTFi‑Pi(t)                (10)Ssui(t)≥kud·[ui(t)-ui(t-1)]Ssdi(t)≥kud·[ui(t-1)-ui(t)]---(11)]]>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：Dw(t)为风电在t时刻的弃风率，即弃风功率/风电功率；uGk(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，uSk(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，PGk(t)为各抽蓄机组k在t时刻的发电功率，PSk(t)为抽蓄机组k在t时刻的抽水功率，Ek(t)为抽蓄机组k在时刻t的储能大小；kud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。