一种基于发电机组运行成本解析的区外电源引致辅助服务成本计算方法

技术领域

本发明涉及电力技术领域，尤其涉及一种基于发电机组运行成本解析的区外电源引致辅助服务成本计算方法。

背景技术

中国地区经济发展和与能源资源在地理上呈现逆向分布的特点，东中部地区经济发达，电力需求大，但一次能源资源不足，西部地区可提供足量电力供应，因此中国特高压交直流建设迅速，“西电东送”快速发展。预计到2020年，“西电东送”容量达到2015年的两倍，使得中国东部电网多为高比例受端电网。

对于受端电网来说，大容量区外电源的接入对发电经济性、环境保护等有积极作用。然而，由于区外交直流电源具有调峰能力相对差、单回线路容量大以及不提供调频和备用服务等特点，这些特点使得系统面临的运行管理以及安全稳定问题一方面增加系统辅助服务需求，另一方面区外电源一般不提供调频和备用等辅助服务，将使得受端电网的常规机组分担更多的辅助服务比例。两方面的作用，对受端电网机组的运行状态产生很大的影响，机组可能运行于不经济工况甚至极端工况，受端电网机组为提供辅助服务需要付出更多的运行成本。现有规程中，没有纳入对区外电源辅助服务的考核，对常规机组的考核和补偿也比较粗略，存在不公平现象。为了提高提供辅助服务的积极性，应首先计算区外电源引致的辅助服务成本，进而考虑合理的成本补偿措施。

现有技术中已有风电引致的辅助服务成本计算方法，但区外电源与单纯风电的出力特性不同，成本影响不完全一致，只计及了旋转备用容量约束，未计及一次调频备用容量约束，且未将辅助服务成本进行解析计算，难以用于成本补偿标准的指定。

发明内容

发明目的：本发明针对现有技术存在的问题，提供一种基于发电机组运行成本解析的区外电源引致辅助服务成本计算方法，该方法考虑了区外电源调节能力和系统频率稳定性要求，依据发电机运行成本构成，将区外电源引致的辅助服务成本分解计算，有助于区外电源参与辅助服务补偿和分摊的推进。

技术方案：本发明所述的基于发电机组运行成本解析的区外电源引致辅助服务成本计算方法，包括以下步骤：

(1)建立区外电源参与受端电网的经济调度模型，所述经济调度模型的约束考虑区外电源的调峰性能和调频备用容量约束；

(2)按照所述经济调度模型，优化区内外各类机组开停机状态、出力水平和留取的备用容量，得到新增区外电源的调度结果；

(3)将新增区外电源替换为等容量的常规火力发电机组的组合，再根据建立的经济调度模型，优化各类机组开停机状态、出力水平和留取的备用容量，得到替换区外电源后的调度结果；

(4)根据机组可能的运行状态和经济参数，解析由于区外电源接入可能引起机组运行成本变化的构成；

(5)根据新增区外电源和替换区外电源后的调度结果，计算两种情况下所有机组的机会成本、单位发电成本和启停成本，计算两者差值得到区外电源引致的辅助服务成本。

进一步的，步骤(1)中所述经济调度模型具体为：

min∑F＝min∑(C_Gk+C_out)+∑S_Gk

其中，F为发电成本，C_Gk为发电电量成本，C_out为启停成本，S_Gk为区外电源的电量成本，经济调度模型的约束包括：系统功率平衡约束、系统旋转备用容量约束、发电机组的出力约束和备用容量约束、机组爬坡速率约束、最小开停机时间约束，同时考虑区外电源的调峰性能和调频备用容量约束。

进一步的，所述经济调度模型的约束包括：

A、区外电源的调峰性能约束：

式中，P_out,t、为区外来电的出力、最大出力、最小出力，N_t为调度周期所分时段数，为该区外来电的日平均出力；

B、调频备用容量约束：

其中，为t时段第k台参与一次调频机组的一次调频备用容量，max{P_out,t}为t时段的最大功率缺额，Δf_*为系统的最大允许频率偏移量，K_L*为负荷的单位调节功率的标幺值，P_Load,t为t时刻的系统负荷；σ*为发电机的调差系数，P_k,N为机组k的额定容量，Y_k,t为t时刻第k台机组的开机状态，P_k,max为第k台机组的最大技术出力，P_k,t为t时刻第k台机组的实际安排出力。

进一步的，步骤(4)中区外电源接入可能引起机组运行成本变化的构成为：

a.备用容量的机会成本：C_op＝(ρ_price-C_N)×(P_N-P_t)×Δt；

b.降出力调峰的单位发电成本损失：C_loss＝C_t-C_N；

c.启停调峰的机组启停成本；

其中，ρ_price为该类机组的上网电价，C_N、P_N分别为额定工况下的发电功率和单位发电成本，P_t、C_t分别为实际运行工况下的发电功率和单位发电成本，Δt为间隔时间段。

进一步的，步骤(5)中机组的机会成本、单位发电成本和启停成本计算公式如下：

a.单个时段，所有常规机组运行备用的机会成本

b.单个时段，所有常规机组的平均单位发电成本

c.调度周期内，所有机组的启停成本

其中，为机组k所属类型的上网电价，C(·)为机组单位发电成本函数，P_k,t为t时刻功率机组k的实际安排出力，C(P_k,t)为功率机组k在t时段的单位发电成本，Δt为每个时段的长度，P_k,N为机组k的额定容量，Y_k,t为t时刻第k台机组的开机状态，N_G为功率机组集合，N_t为调度周期所分时段数，C_k,st机组k启动或者停机一次的成本。

由以上公式，计算新增区外电源和替换区外电源两种调度结果下的对应成本之差，即为该区外电源引致的备用机会成本、调峰平均单位发电成本损失和启停调峰成本损失。

有益效果：本发明与现有技术相比，其显著优点是：本发明以模拟实际调度结果为基础，计算由区外电源引致的辅助服务成本，考虑了区外电源调节能力和系统频率稳定性要求，并依据发电机运行成本构成，将区外电源引致的辅助服务成本分解计算。可用于区外电源分摊辅助服务成本以及对常规机组进行补偿的标准计算，完善我国辅助服务管理制度，提高发电厂提供辅助服务的积极性，促进高比例受端电网安全稳定经济运行。

附图说明

图1为本发明方法的总流程图；

图2是单个机组单位发电成本与发电出力的关系图；

图3为基于发电机组运行成本解析的区外电源引致机会成本和单位发电成本计算结果。

具体实施方式

下面结合具体的实施例对本发明技术方案作进一步的详细描述，以使本领域的技术人员可以更好的理解本发明并能予以实施，但所举实施例不作为对本发明的限定。

本实施例提供了一种基于发电机组运行成本解析的区外电源引致辅助服务成本计算方法，如图1所示，包括以下步骤：

(1)建立区外电源参与受端电网的经济调度模型，所述经济调度模型的约束考虑区外电源的调峰性能和调频备用容量约束。

调度模型以发电成本最小为优化目标，目标函数包含本地各类机组的发电电量成本C_Gk和启停成本C_out、区外电源的电量成本S_Gk：

min∑F＝min∑(C_Gk+C_out)+∑S_Gk

模型中的约束条件包括：系统功率平衡约束、系统旋转备用容量约束、发电机组的出力约束和备用容量约束、机组爬坡速率约束、最小开停机时间约束。上述约束都为现有技术，在此不再赘述。本模型同时还考虑区外电源的调峰性能和调频备用容量约束，具体为：

A、区外电源的调峰性能约束：

式中，P_out,t、为区外来电的出力、最大出力、最小出力，N_t为调度周期所分时段数，为该区外来电的日平均出力；

B、调频备用容量约束：

其中，为t时段第k台参与一次调频机组的一次调频备用容量，max{P_out,t}为t时段的最大功率缺额，Δf_*为系统的最大允许频率偏移量，K_L*为负荷的单位调节功率的标幺值，P_Load,t为t时刻的系统负荷；σ*为发电机的调差系数，P_k,N为机组k的额定容量，Y_k,t为t时刻第k台机组的开机状态，P_k,max为第k台机组的最大技术出力，P_k,t为t时刻第k台机组的实际安排出力。

根据实际经验，常量取值K_L*＝1.8，σ_*＝5％；根据《全国互联电网调度管理规定》中，要求频率不得超过50±0.2Hz，本实例取最大频率偏移Δf＝0.2Hz；最后，各时段的功率缺额max{P_out,t}取为该时段特高压外来电源的最大通道输送功率，调度周期为一日24个时段。

(2)按照所述经济调度模型，优化区内外各类机组开停机状态、出力水平和留取的备用容量，得到新增区外电源的调度结果；

例如，根据某省级电网设计，其机组信息和系统负荷等均较符合实际。受端电网机组信息见表1，区外电源信息见表2。

表1受端电网各机组参数

表2区外电源参数

区外电源中，编号6-11为新增区外电源。

(3)将新增区外电源替换为等容量的常规火力发电机组的组合，再根据建立的经济调度模型，优化各类机组开停机状态、出力水平和留取的备用容量，得到替换区外电源后的调度结果；

接上例，新增区外电源容量和约3800MW，替换为总容量为3900MW的等容量火电机组，信息见表3。

表3用于替换新增区外电源的受端电网各机组参数

(4)根据机组可能的运行状态和经济参数，解析由于区外电源接入可能引起机组运行成本变化的构成。

根据区外大容量电源一般具有调峰能力差、区外电源单回线路容量大、可靠性不稳定的特点，需要本地常规机组承担更多的调峰任务、预留更多的旋转备用容量和一次调频容量，导致常规机组需要降低出力运行、增加机组的启停机次数。导致单位发电成本上升，为调峰成本，闲置容量的机会成本增加，为备用容量成本；同时可能造成由于机组启停次数增加，额外增加机组启停调峰成本。

如图2所示，斜线为单个机组单位发电成本与发电出力的关系，ρ_price为该类机组的上网电价。考虑区外电源的影响，发电机组为提供调峰和备用等辅助服务，使机组运行点从A移动至B。单位发电成本上升，为调峰成本，闲置容量的机会成本增加，为备用容量成本。同时可能造成由于机组启停次数增加，额外增加机组启停调峰成本。

对于单个机组，区外电源可能引致的辅助服务增加成本构成为：

a.备用容量的机会成本：C_op＝(ρ_price-C_N)×(P_N-P_t)×Δt

b.降出力调峰的单位发电成本损失：C_loss＝C_t-C_N

c.启停调峰的机组启停成本

其中，C_N、P_N分别为额定工况下的发电功率和单位发电成本，P_t、C_t分别为实际运行工况下的发电功率和单位发电成本。

(5)根据新增区外电源和替换区外电源后的调度结果，计算两种情况下所有机组的机会成本、单位发电成本和启停成本，计算两者差值得到区外电源引致的辅助服务成本。

a.单个时段，所有常规机组运行备用的机会成本：

b.单个时段，所有常规机组的平均单位发电成本：

c.调度周期内，所有机组的启停成本：

其中，为机组k所属类型的上网电价，C(·)机组单位发电成本函数，C(P_k,t)为功率机组k在t时段的单位发电成本，Δt为每个时段的长度，C_k,st机组k启动或者停机一次的成本。

火电机组上网电价为391元/MWh，燃气机组的上网电价为690元/MWh。

由以上公式，计算新增区外电源和替换区外电源两种调度结果下的对应成本之差，即为该区外电源引致的备用机会成本、调峰平均单位发电成本损失和启停调峰成本损失，见表4。

表4区外电源引致辅助服务成本计算结果

由表4，从机会成本看，新增区外电源方案下的机会成本超过替代方案的两倍，可见机组为提供调峰、更多的旋转备用和一次调频容量，导致大量空闲开机容量，从而引发了机会成本的剧增，区外电源引致的火电机组和燃气机组备用机会成本分别为627万元、34万元，总计661万元。燃气机组装机总量小，在成本的占比也相应较小，但燃气机组的发电成本远高于火电机组，区外电源引致调峰单位发电成本增加为31.6元/MWh，引致调峰启停成本391万元。

图3对比了基于发电机组运行成本解析的区外电源引致机会成本和单位发电成本计算结果，可以看出：区外电源引致火气电机组的单位发电成本增加比例约6％-14％，相对均匀；而区外电源引致的机会成本增加比例在各时段差别较大。