风电辅助服务成本测算模型和实证研究(2)

时间：2026-01-22

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

ｋ厶

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

ｒ

，

五，ｗ－∑∑Ｃ

ｉＰｗ＾。

（４）

，

∑（只＾。一Ｐｗ＾。）＝Ｒ，。＋Ｐｚ．。

扛ｌ

ｓ．ｔ．

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