风电辅助服务成本测算模型和实证研究

风电辅助服务模型

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第４４掌第１２期

２０１１年１２月

中国电力

ＥＬＥＣＴＲＩＣＰＯＷＥＲ

Ｖ０１．４４．№．１２

Ｄ∞。２０１１

风电辅助服务成血铡算模型和实证研究

谢国辉，李琼慧

（国网能源研究院，北京１０００５２）

摘要：大规模风力发电并网引起的辅助服务成本已占到了一定比例。结合我同实际情况．分析大规模风电并网对电力系统辅助服务的主要影响要素，建立风电辅助服务成本的定量测算模型。以我国某省级电网为实际案例测算风电引起的调峰、调频和旋转备用辅助服务成本。案例分析表明．大规模风电并网将引起

该省级电网辅助服务成本大幅上升．调峰成本占主要部分。

关键词：大规模风电并网：辅助服务成本：测算模型中图分类号：ＴＭ７３２

文献标志码：Ａ

文章编号：１００４．９６４９（２０１１）１２—００８２．０４

荷变化幅度及方向的关系…。如果把风电出力等效

０引言

风电出力具有随机性和波动性。为维持电力实时平衡、确保电网安全稳定运行．需要为风电接入提供大量的调峰、调频、调压和备用等辅助服务，增加了电力系统运行成本。

国外风电并网研究结果表明．当风电比例在２０％以下时．风电引起的平衡成本为１．０—３．５欧元／（ＭＷ ｈ）；当风电比例达到２０％时。成本为２．０～４．５欧元／（ＭＷ ｈ）‘１＿，折合人民币２０－－４５元／（ＭＷ ｈ）。大规模风电引起的系统辅助服务成本已经占到一定比例．迫切需要研究适应我国实际情况的风电辅助服务成本。这对于优化电网结构和电源结构．完善风电并网运行管理，降低辅助服务成本．提高电力系统运行经济性等方面都具有重要意义。

目前．已有风电对调峰、调频、备用等辅助服务影响的研究Ｌ２－３Ｊ．以及针对风电引起的备用需求．探讨如何优化发电计划和电网运行方式安排ｆ“１．较少涉及大规模风电引起的辅助服务成本分析和测箅问题。本文将结合我国实际情况。测算并分析大规模风电并网的系统辅助服务成本以及带来的影响。

１

为负荷．其与原始负荷卺加在一起可以构成等效负荷曲线。如果负荷变化趋势和风电出力变化趋势一致．则等效负荷曲线变得平滑．风电就有正调峰作用，对电力系统运行有利：反之，负荷变化趋势和风电功率变化趋势相反．风电接入后系统等效负荷曲线峰谷差加大．风电呈现出反调峰特性．使电网调峰问题更加突出．不利于电力系统安全稳定运行。

就国内风能资源来看．中国的“三北”地区的风资源大部分具有反调峰特性．即在夜间负荷低谷时正好又是风电大发的时段。吉林省冬季典型日负荷与风电出力的对比如图ｌ所示．对比原始负荷与等效负荷可以发现．等效负荷峰谷差显著加大。如果全额接纳风电．则需要本地常规电源为系统提供更多的调峰服务。本地电源调峰能力有限时．还需要调用其他区域的调峰资源参与涮整风电出力．

风电辅助服务需求分析

时刻

一风电出力＋负荷－．－等效负荷

１．１

调峰需求

风电的大规模接入将对电网调峰带来较大影

图１Ｆｉｇ．１

吉林冬季典型日负荷与风电出力变化曲线

Ｔｙｐｉｃａｌｄａｉｌｙｗｉｎｔｅｒｌｏａｄａｎｄｗｉｎｄｐｏｗｅｒｏｕｔｐｕｔ

ｐｒｏｆｉｌｅｓｉｎＪｉｌｉｎｐｒｏｖｉｎｃｅ

响．体现在风电出力对系统负荷峰谷差的影响。峰谷差的变化取决于风电日内出力变化幅度及方向与负

收稿Ｅｌ期：２０１卜０８－ｌＯ

作者简介：谢国辉（１９８ｌ一），男，福建漳州人，工学博士，从事新能源优化调度、电力系统分析等研究。

Ｅ－ｍａｉｌ：ｘｉｅｇｕｏｈｕｉ＠ｓｇｅｒｉ．ｓｇｃｃ．ｃｏｍ．ｃａ

风电辅助服务模型

第１２期谢国辉等：风电辅助服务成本测算模型和实证研究

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１．２调频需求

由于自然界风速的不断变化．风力发电机的出力也随时变化。大量风电功率的波动增加了系统调频的难度．而系统频率的变化又会影响风电机组的运行状态。风电出力的不稳定性。使得运行火电机组被迫大幅度参与系统调频丁作．而火电机组调节速度较慢，难以完全适应风电的大幅度快速变化。随着风电的快速增长．风电突变幅度将继续增大．会对电网频率质量造成较大影响。

１．３旋转备用需求

风电出力的波动性和不稳定性．使得大规模风电并网将大量增加系统的旋转备用需求。不考虑充足的旋转备用容量资源．风电在实际调度运行中将严霞威胁电网的实时电力平衡和电网安全稳定运行。因此。需要充分预计到风电波动可能引起的系统备用容量需求．需要统筹规划一定比例快速调节的电源（例如燃机、调节性能高的水电站）．满足系统秒级、分钟级、小时级以及事故备用等需求。

２风电辅助服务成本测算模型

２．１调峰成本模型

风电引起的ｉｌ爿峰成本应为常规电源参与深度调峰而少发电量的收益。

火电机组少发电量的收益为：

ｃＲ＝‰（Ｊ‰晶。％ＰＮ一。Ｐ）

（１）

式中：Ｃ。为调峰成本；％为单位调峰成本；Ｋ。为基本调峰系数；ＰＮ为机组额定容量；Ｐ为机组实际

出力．

为计算常规火电机组在风电接人情况下的出力．本文以系统运行成本最低为目标．满足电力平衡、机组出力特性等约束条件建立数学模型。模拟分析火电全年出力的变化曲线。

ｍｉｎＦ＝ｆｓ．。＋五．。

（２）ｒ

，Ｉ

五，＝∑ｆ∑［ａ．１．Ｐｃ＾，＋（１－ｕ，－）Ｉｓ；】－ｑ，。）

（３）

ｆ＝ｌ

、ｉ＝ｌ

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，

五，ｗ－∑∑Ｃ

ｉ Ｐｗ＾。

（４）

，

∑（只＾。一Ｐｗ＾。）＝Ｒ，。＋Ｐｚ．。

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Ｐｃ．ｆ．“。≤Ｐｃ．ｆ．ｆ≤Ｅ．１．。（Ｈ。一。一Ⅱ¨）（ｔ，。一，一Ｚ．。。）≥ｏ（％．，一ｕ。一。）（正，。一。一Ｚ．。。）≥ｏ

式中：ｉ为机组号，扛１，２，…，，，，为火电机组、水电站和风电场的总数；ｔ＝ｌ，２，…，ｒ，ｒ为时段数；，是系统运行成本以．。和石．。分别是火电机组和风电场的运

行成本；只。。、啄．。和Ｐｗ＾。、ｃ“分别是火电、风电的发电出力和其单位发电出力的运行成本；矽，、Ｓ．为火电机组ｉ在ｔ时段运行状态和启动费用；Ｐｎ，和Ｐ７．分别是时段ｆ系统负荷和外送受功率；Ｐｃ。。；。和只＾～分别为机组ｉ的最小和不同时期最大发电出力（分为供热期和非供热期）；ｚ。、Ｔ．。分别为机组ｉ允许最小连续开机时间和允许最小连续停机时间。

２．２调频成本模型

风电出力波动引起的调频成本应为实际ＡＧＣ机组参与系统频率上下调节而发生的成本。调频成本计算较为复杂．与实际发生的调频容量、调频次数和时间等密切相关。为简化分析．本文按风电出力分钟级平均波动幅度估算调频成本。

华瓦Ｐｗ矾

（５）

式中：乃为提供调频服务时间段；Ｐｗ为风电分钟级波动功率；矾为单位调频成本。

２．３旋转备用模型

风电引起的旋转备用成本应为其他机组提供旋转备用容量而少发电量的收益。计算公式为：

Ｃｒ＿瓦ＲＵｒ（６）

式中：Ｚ为提供旋转备用服务时间段；尺为其他机组预留备用容量总和；以为单位旋转备用成本。

３风电辅助服务成本实证研究

考虑吉林省级电网２０１１年负荷预测、风电出力特性和电源结构等冈索．测算该省级电网接入３５００ＭＷ风电所引起的系统辅助服务成本。

算例描述

２０１１年吉林省电源结构以燃煤火电为主．有４１

台抽凝式供热机组和６台纯凝火电机组．总容量分

别达到９３６０ＭＷ和３０６０ＭＷ：水电和风电容量分别为１

０００

ＭＷ和３

５００

ＭＷ。

根据预测．该省风电发电量占用电量的比例将电力供需形势表现为供远大于求。不仅如此，该省供根据多年测风数据．该省风电５ｒａｉｎ级平均出奄３ｊ

３．１

超过１０％。假设风电按１０％保证容量参与系统电力平衡．备用率按２０％计算．电力盈余达到２０％，该省热机组占全部火电机组容量的７０％多，加之低谷时段风电呈现明显反调峰特性．使得冬季系统的调峰十分困难．弃风问题突出。风电可能引起较可观的辅

助服务成本。

力波动占风电总装机容量的４．５％、小时级平均出力波动占１１．４％。根据该省所在区域电网颁布的辅助服务管理办法…．确定调峰、调频和备用的单位成本．分别为０．５０无／（ｋＷ ｈ）、０．１２元／（ｋＷ－ｈ）和０．０２元／（ｋＷ ｈ）。

风电辅助服务模型

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中国电力

第４４卷

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时刻（以小时计）

图２冬季一周内火电和风电出力变化曲线

Ｆｉｇ．２

Ｗｅｅｋｌｙｔｈｅｒｍａｌａｎｄｗｉｎｄｐｏｗｅｒｏｕｔｐｕｔｖａｒｉａｔｉｏｎｐｒｏｆｉｌｅｓｉｎｗｉｎｔｅｒ

３．２不同类型辅助服务测算

（１）调峰成本测算。根据式（２），采用ＣＰＬＥＸ［８］求解器．模拟计算该省级电网在接入风电和不接人风电２种情况下的火电出力变化量．从而计算火电为风电深度调峰的电量。图２显示冬季一周内生产模拟情况．

图３显示，由于风电接入，火电在部分低谷时段参与了深度调峰。统计负荷低谷时段风电大发引起的常规火电机组深度有偿调峰。结果表明．由于该省接入３．５ＧＷ风电，风电的总发电量为６．５１ＴＷ．ｈ．火电处于深度调峰状态运行而少发的电量为１．１４ＴＷ．ｈ．占该省风电全年总发电量的１９％。

７７６６

务时间约为３２２４ｈ。

按调频单位成本０．１２元／（ｋＷ．ｈ）计算．调频成本为６０９３万元．相当于增加了风电调频成本０．９４分／（ｋＷ ｈ）。

（３）旋转备用成本测算。根据式（６）计算，旋转备用容量取为风电小时波动容量３９９ＭＷ。由于风电引起的旋转备用需求主要体现在高峰负荷平衡的时段，提高旋转备用的时间仅统计高峰时段。根据２０１０年该省级电网实际负荷曲线初步统计．全年高峰小时数大约为ｌ

８２５ｈ。

备用的单位成本为０．０２元／（ｋＷ．ｈ）．旋转备用成本为１４５６万元．相当于增加了系统辅助服务成本０．２２分／（ｋＷ ｈ）。

３．２测算结果评估

２０１１年该省风电比例超过１０％１ｊ寸．将大幅增加该省电力系统调峰、调频和旋转备用需求。初步测算，风电引起的总辅助服务成本为９．９１分／（ｋＷ．ｈ）．占该省风电标杆上网电价比例的１７．１％。调峰成本占辅助服务成本的绝大部分。这与该省级电网风电呈现的反调峰特性密切相关．同时也客观地反映了该省级电网面临较大的调峰压力．

事善稼妪

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００：００

０４：００

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１２：００

１６：００

２０：００

２４：００

时刻

如果进一步考虑调压等其他辅助服务成本．预计该省级电网风电并网引起的辅助服务费用将超过０．１０兀／（ｋＷ ｈ）。

图３冬季和夏季日典型负荷曲线

Ｆｉｇ．３

Ｔｙｐｉｃａｌｌｏａｄｐｒｏｆｉｌｅｓｉｎｗｉｎｔｅｒａｎｄｓｕｍｍｅｒ

据此测算。按调峰单位成本０．５０元／（ｋＷ ｈ）计算．２０１１年常规电源为风电提供辅助服务而导致的有偿调峰成本为５．７亿元．相当于增加了风电辅助服务成本８．７５分／（ｋＷ ｈ）。

（２）调频成本测算。根据式（５）计算，风电５

ｍｉｎ

５结语

大规模风电并网将带来电力系统辅助服务成本大幅上升。本文建立了风电引起的调峰、调频和旋转备用成本的定量测算模型．实证研究了我国某省级电网在接人风电比例超过１０％情景下，各项辅助服务成本变化情况。案例分析表明，该省风电引起的辅

级波动容量为１５７．５ＭＷ。按该省级电网实际ＡＧＣ动作次数初步统计．平均动作１０６次／ｄ，提供调频服

风电辅助服务模型

第１２期谢国辉等：风电辅助服务成本测算模型和实证研究

ｈ枣￡

助服务成本达到９．９１分／（ｋＷ ｈ），进一步考虑其他成本，预计将超过０．１０元ｌ（ｋＷ－ｈ）。此外，由于该省风电出力呈现明显的反调峰特性．调峰成本在总辅助服务成本中占到了绝大部分．一定程度上反映出该省级电网将面临较大的调峰压力。

的有功调度系统设计［Ｊ］．电力系统自动化，２０１１，３５（１）：１．６．

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ｓｔｕｄｙｓｈｏｗｓｔｈａｔａｎｃｉｌｌａｒｙｓｅｒｖｉｃｅｃｏｓｔｓ，ｅｓｐｅｃｉａｌｌｙｔｈｅｌｏａｄｒｅｇｕｌａｔｉｏｎｃｏｓｔ，ｗｉｌｌｉｎｃｒｅａｓｅｒａｐｉｄｌｙｗｉｔｈｗｉｎｄｐｏｗｅｒｉｎｇｅｒａｔｉｏｎ．

Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｌａｒｇｅ－ｓｃａｌｅｗｉｎｄｐｏｗｅｒｉｎｔｅｇｒａｔｉｏｎ；ａｎｃｉｌｌａｒｙｓｅｒｖｉｃｅｃｏｓｔ；ｃａｌｃｕｌａｔｉｎｇｍｏｄｅｌ

及实施最佳的管理方案．以减少俄亥俄河流域水中的营养负荷，改善当地及区域的水质。上游的改进还可减缓墨西哥

▲美国电科院获美农业部资金实施水质交易试点项目

美国电科院（ＥＰＲＩ）从美农业部和相关企业分

别筹到了１００万美元和４０万美元．用于在俄亥河流域的水质交易试点项目．

该项目旨在通过引入市场机制手段．使那些面临高污染控制成本的企业通过从低控污成本企业购买减排指标的方式，最终实现改善水质的更高效和更低廉。

该项目的另一个目标是支持农业水土保持机制的推广

湾地域水的缺氧状况。

该项目是ＥＰＲＩ２００９年建立的俄亥俄河流域多项环保指标交易计划的一部分．其中减排指标还包括氮、磷及温室气体。

该项目的参与方包括３家电厂和５０个农场．涉及俄亥俄、印第安那、肯塔基、西弗吉尼亚、伊利诺斯及田纳西等州。而整个的多项环保指标交易计划将有４６家电厂、上千家废水处理商及２３万多家农户参与．

Ｐ８～“■

风电辅助服务模型

风电辅助服务成本测算模型和实证研究

作者：作者单位：刊名：英文刊名：年，卷(期)：

谢国辉， 李琼慧， XIE Guo-hui， LI Qiong-hui国网能源研究院,北京,100052中国电力

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本文链接：/Periodical_zgdl201112018.aspx

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