风电辅助服务成本测算模型和实证研究(3)

时间：2026-01-22

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

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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％。

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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／（ｋＷｈ）。

（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／（ｋＷｈ）。

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．

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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／（ｋＷｈ）。

图３冬季和夏季日典型负荷曲线