一种电力调峰辅助服务费用按责分摊方法

1.本发明涉及电力市场技术领域，尤其涉及一种电力调峰辅助服务费用按责分摊方法。


背景技术：

2.我国电源结构与电网运行特征正在发生深刻的变革。新能源发电在电源侧的比重将越来越大，该趋势增加了电网运行功率平衡难度，提高了调频、备用等辅助服务需求，电源侧的辅助服务资源已难以满足新形势下电网调峰、备用等需求。当前，调峰问题是问题比较突出的辅助服务类型之一，由于国内电力市场体系尚不健全，且新能源发电具有不确定性，增加了系统的调峰压力，以吉林电网为例，其新能源发电占比较大，系统调峰矛盾突出，受电煤紧张、外送交易、新能源发电的不确定性等因素影响，吉林电网局部时段存在“低谷过剩、高峰偏紧”的两难局面。
3.不同于国外的电网辅助服务市场发展较早，相对成熟的发展背景，我国电网辅助服务市场的发展较晚，伴随着我国电力体制改革的逐步推进，我国电力辅助服务的发展基本上经历了无偿提供、计划补偿和市场化探索三个主要阶段。无偿提供和计划补偿阶段，补偿力度都较低，难以协调各方利益，随着新能源大规模并网，由于新能源电站对区域电力系统的净负荷功率曲线的波动性较大，导致传统电力系统调节手段不足的问题越来越突出，但是区域电力系统内的各责任主体，包括区域负荷主体和新能源电站的辅助服务费用仍然沿用传统的按电量分摊的策略，在这种策略下，难以准确反应调峰的责任主体，导致用户移峰填谷的积极性、辅助服务市场的公平性均不高，使得辅助服务市场的公平性遭到破坏，系统调峰矛盾严重。


技术实现要素：

4.本发明提供一种电力调峰辅助服务费用按责分摊方法，以克服上述技术问题。
5.为了实现上述目的，本发明的技术方案是：
6.一种电力调峰辅助服务费用按责分摊方法，包括如下步骤：
7.s1，读取区域电力系统内的责任主体的功率曲线，以获取区域电力系统的净负荷功率曲线，所述责任主体包括若干子区域负荷主体和若干新能源电站；
8.s2，计算所述责任主体的功率曲线的标准差，以表征所述责任主体的功率曲线的波动性；
9.s3，计算所述区域电力系统的净负荷功率曲线的标准差，以表征所述区域电力系统的净负荷功率曲线的波动性；
10.s4，计算所述责任主体的功率曲线与区域电力系统的净负荷功率曲线之间的相关性因子，以获取所述责任主体的功率曲线与所述区域电力系统的净负荷功率曲线之间的相关性；
11.s5，根据所述责任主体的功率曲线的标准差、所述区域电力系统的净负荷功率曲
线的标准差和所述责任主体的功率曲线与区域电力系统的净负荷功率曲线之间的相关性因子，获取调峰费用分摊的权重因子；
12.s6，根据所述权重因子计算所述责任主体应支付的辅助调峰费用，完成调峰费用分摊。
13.进一步的，所述s2中责任主体的功率曲线的标准差计算如下：
[0014][0015]
式中，
[0016]
si为第i个责任主体i的功率曲线的标准差；
[0017]
p
i,t
为第i个责任主体i在功率曲线中的t时刻的功率；
[0018]
p
i,m
为第i个责任主体i在功率曲线中的功率的均值；
[0019]
n为一段时间内的总时段数。
[0020]
进一步的，所述s3中的区域电力系统的净负荷功率曲线的标准差，计算如下：
[0021][0022]
式中，
[0023]ss
为区域电力系统的净负荷功率曲线的标准差；
[0024]
p
s,t
为区域电力系统的净负荷功率曲线中的t时刻的功率；
[0025]
p
s,m
为区域电力系统的净负荷功率曲线中功率的均值。
[0026]
进一步的，所述s4中的责任主体的功率曲线与区域电力系统的净负荷功率曲线之间的协方差计算如下：
[0027][0028]
式中：
[0029]ri
为相关性因子；
[0030]
p
i,t
为第i个责任主体i在功率曲线中的t时刻的功率；
[0031]
p
s,t
为区域电力系统的净负荷功率曲线中的t时刻的功率；
[0032]
p
i,m
为第i个责任主体i在功率曲线中的功率的均值；
[0033]
p
s,m
为区域电力系统的净负荷功率曲线中的功率的均值；
[0034]
所述责任主体的功率曲线与区域电力系统的净负荷功率曲线的协方差cov(pi,ps)的计算公式如下：
[0035][0036]
式中，
[0037]
pi为责任主体的功率曲线，i表示第i个责任主体；
[0038]
ps表示区域电力系统的净负荷功率曲线；
[0039]
e[pi]为pi的期望值；
[0040]
e[ps]为ps的期望值；
[0041]
p
i,t
为第i个责任主体i在功率曲线中的t时刻的功率；
[0042]
p
s,t
为区域电力系统的净负荷功率曲线中的t时刻的功率；
[0043]
p
i,m
为第i个责任主体i在功率曲线中的功率的均值；
[0044]
p
s,m
为区域电力系统的净负荷功率曲线中的功率的均值。
[0045]
进一步的，所述s5中获取调峰费用分摊的权重因子的方法如下：
[0046][0047]
式中：
[0048]
vi为第i个责任主体的调峰费用分摊的权重因子；
[0049]
si/ss为尺度因子；
[0050]ri
为相关性因子。
[0051]
进一步的，所述s6中的责任主体应支付的辅助调峰费用计算如下：
[0052]fi
＝v
ifn
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(6)
[0053]
式中：
[0054]fi
为第i个责任主体的调峰辅助服务费用；
[0055]fn
为总的调峰辅助服务费用；
[0056]
进一步的，所述调峰费用分摊的权重因子具有归一性；
[0057]
即：
[0058][0059]
式中：m为责任主体的总数。
[0060]
进一步的，所述调峰费用分摊的权重因子具有可加性；
[0061]
即
[0062]
vi vj＝vkꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(8)
[0063]
式中：vj为第j个责任主体的调峰费用分摊的权重因子；vk表示第i个责任主体与第j个责任主体合并后的分摊因子。
[0064]
有益效果：本发明的一种电力调峰辅助服务费用分摊方法，提供了考虑子区域负荷主体和新能源电站作为责任主体参与的调峰费用分摊机制，基于“谁责任，谁付费”的原则，实现费用在子区域负荷主体和新能源电站即可再生能源发电之间的公平、合理分配。通过对负荷功率曲线的波动性和相关性的研究，确定调峰辅助服务的责任主体，对造成区域电力系统净负荷功率曲线波动的责任主体增加收费，对能够减轻区域电力系统净负荷功率曲线波动性的责任主体进行一定的奖励，由此激励各辅助服务责任主体采取措施，降低自身功率波动性，从而减少区域电力系统的总体辅助服务需求，降低区域电力系统净负荷曲线的波动性，增加电网运行的安全性。
附图说明
[0065]
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发
明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
[0066]
图1为本发明实施例中某电网冬季典型负荷功率曲线和某日风光功率曲线以及系统的净负荷功率曲线；
[0067]
图2为本发明的一种电力调峰辅助服务费用分摊方法流程图。
具体实施方式
[0068]
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
[0069]
本实施例提供了一种电力调峰辅助服务费用按责分摊方法，如图2所示，包括如下步骤：
[0070]
s1，读取区域电力系统内的责任主体的功率曲线，以获取区域电力系统的净负荷功率曲线，所述责任主体包括若干子区域负荷主体和若干新能源电站；
[0071]
具体的，区域电力系统的净负荷曲线为各若干所述子区域负荷主体的功率曲线叠加后减去若干所述新能源电站的功率曲线后，即得所述区域电力系统的净负荷功率曲线；
[0072]
新能源电站由于其自身具有波动性，对区域电力系统的净负荷曲线的波动性也有较大影响，增加了区域电力系统的调峰压力。故以所有子区域负荷主体的功率曲线之和减去所有新能源电站的功率曲线之和所形成的净负荷曲线为参考，作为区域电力系统调峰需求的评估依据，将子区域负荷主体和新能源电站定义为造成区域电力系统净负荷曲线波动的责任主体，计算所述责任主体对调峰需求的影响，综合考虑了子区域负荷主体和新能源电站两方面对区域电力系统的净负荷曲线的影响。
[0073]
如图1所示，以吉林电网冬季典型负荷功率曲线与某日风光功率曲线为例，开展算例分析，图中分别展示了吉林电网冬季典型负荷主体功率曲线和风电的功率曲线以及光伏的功率曲线。根据已知数据，可计算得区域电力系统净负荷功率曲线，即区域负荷功率曲线与所有新能源电站功率曲线之差，如图1所示，原负荷功率曲线与净负荷功率曲线的峰谷差分别为3043mw、3649mw；可见，新能源电站明显增加了区域电力系统的峰谷差。由于新能源的接入，使得净负功率荷曲线下移，实际上，峰谷差的百分值变化程度更为明显，原负荷功率曲线与净负荷功率曲线的谷峰比分别为：71.2％、57.6％，峰谷差的百分值分别为：28.8％、42.4％，可见，有新能源接入后，负荷功率曲线的波动性变大，新能源电站使得系统调峰压力显著增加。所以在当前“双碳”背景下，新能源电站大幅接入电网，新型电力系统正在逐步取代传统电力系统，新能源电站对电网运行的影响更加无法忽视，故本发明中将子区域负荷主体与新能源电站作为责任主体，进行调峰费用的分摊。
[0074]
s2，计算所述责任主体的功率曲线的标准差，以表征所述责任主体的功率曲线的波动性；
[0075]
通过计算所述责任主体的功率曲线的标准差，能够量化所述责任主体的功率曲线的波动性。标准差值越大，代表此责任主体的功率曲线波动性越大，即所述责任主体对区域电力系统的净负荷功率曲线的波动性影响越大，应承担更多辅助调峰费用。所述s2中责任
主体的功率曲线的标准差计算如下：
[0076][0077]
式中，
[0078]
si为第i个责任主体i的功率曲线的标准差；
[0079]
p
i,t
为第i个责任主体i在功率曲线中的t时刻的功率；
[0080]
p
i,m
为第i个责任主体i在功率曲线中的功率的均值；
[0081]
n为一段时间内的总时段数，如一天内的24个时段。
[0082]
s3，计算所述区域电力系统的净负荷功率曲线的标准差，以表征所述区域电力系统的净负荷功率曲线的波动性；
[0083]
所述区域电力系统的净负荷功率曲线的标准差，计算如下：
[0084][0085]
式中，
[0086]ss
为区域电力系统的净负荷功率曲线的标准差；
[0087]
p
s,t
为区域电力系统的净负荷功率曲线中的t时刻的功率；
[0088]
p
s,m
为区域电力系统的净负荷功率曲线中功率的均值。
[0089]
s4，计算所述责任主体的功率曲线与区域电力系统的净负荷功率曲线之间的协方差，以获取所述责任主体的功率曲线与所述区域电力系统的净负荷功率曲线之间的相关性；
[0090]
所述责任主体的功率曲线与区域电力系统的净负荷功率曲线之间的协方差计算如下：
[0091]
具体的，通过所述责任主体的功率曲线与所述系统净负荷曲线的协方差、所述责任主体的功率曲线的标准差和所述区域电力系统的净负荷功率曲线的标准差这三个指标进行计算；其中，协方差反映的是所述责任主体的功率曲线与所述系统净负荷曲线的变化趋势的同步性，能够量化所述责任主体对系统净负荷曲线的波动性的影响。同步性越高，即相关性越高，表示该责任主体需对系统净负荷曲线的波动的责任越大。
[0092]
对于所述责任主体对区域电力系统的影响，不能仅考虑其自身的波动性，因为在叠加的过程中，若两变量的曲线变化趋势刚好相反，则叠加后的曲线的波动性很小。所以对于所述责任主体来说，若其自身功率曲线波动的趋势和系统净负荷功率曲线的波动趋势相反，则其实质上是对调峰起到有益作用而非造成系统功率曲线波动。所以运用协方差作为指标，协方差越大时，表示二者同步性越高，也即责任主体对系统净负荷功率曲线的峰谷差的影响越大，需承担更高的辅助调峰费用。反之如果协方差为负值，表明此时责任主体对电网的平稳运行有积极作用，此时应给予相应的责任主体一定奖励。
[0093]
相关性计算公式如下：
[0094][0095]
式中：
[0096]ri
为相关性因子；
[0097]
p
i,t
为第i个责任主体i在功率曲线中的t时刻的功率；通过读取第i个责任主体在功率曲线的t时刻对应的功率数值获得；
[0098]
p
s,t
为区域电力系统的净负荷功率曲线中的t时刻的功率；通过读取系统净负荷曲线t时刻对应的点的功率数值获得；
[0099]
p
i,m
为第i个责任主体i在功率曲线中的功率的均值；通过计算第i个责任主体在功率曲线中的功率的均值获得；
[0100]
p
s,m
为区域电力系统的净负荷功率曲线中的功率的均值；通过计算区域电力系统的净负荷功率曲线的均值获得。
[0101]
所述责任主体的功率曲线与区域电力系统的净负荷功率曲线的协方差cov(pi,ps)的计算公式如下：
[0102][0103]
式中，
[0104]
pi为责任主体的功率曲线，i表示第i个责任主体；
[0105]
ps表示区域电力系统的净负荷功率曲线；
[0106]
e[pi]为pi的期望值；
[0107]
e[ps]为ps的期望值；
[0108]
p
i,t
为第i个责任主体i在功率曲线中的t时刻的功率；
[0109]
p
s,t
为区域电力系统的净负荷功率曲线中的t时刻的功率；
[0110]
p
i,m
为第i个责任主体i在功率曲线中的功率的均值；
[0111]
p
s,m
为区域电力系统的净负荷功率曲线中的功率的均值。
[0112]
具体的，若责任主体的功率曲线变化趋势和区域电力系统的净负荷功率曲线的变化趋势一致性很高，则表示该责任主体对区域电力系统波动的影响很大；反之，若变化趋势相反，则该责任主体能够起到一定的调峰作用，在费用上可以给予一定奖励。
[0113]
s5，根据所述责任主体的功率曲线的标准差、所述区域电力系统的净负荷功率曲线的标准差和所述责任主体的功率曲线与区域电力系统的净负荷功率曲线之间的协方差，获取调峰费用分摊的权重因子(即分摊因子)；
[0114]
所述s5中获取调峰费用分摊的权重因子的方法如下：
[0115]
具体的，综合利用所述责任主体的功率曲线的标准差、所述区域电力系统的净负荷功率曲线的标准差和所述责任主体的功率曲线与区域电力系统的净负荷功率曲线之间的协方差这三个指标，建立反映调峰费用分摊的权重的分摊因子的计算公式如下：
[0116][0117]
式中：
[0118]vl
为第i个责任主体的调峰费用分摊的权重因子；
[0119]
si/ss为尺度因子；
[0120]ri
为相关性因子。
[0121]
具体的，本发明通过利用分摊的权重因子实现“谁责任，谁付费”的分摊机制，保证费用能合理地分摊到各责任主体，是因为分摊因子具有以下两种性质：
[0122]
所述调峰费用分摊的权重因子具有归一性；
[0123]
能够确保所有调峰费用全部分摊到所述责任主体，即子区域负荷主体和新能源电站；所有责任主体的分摊的权重因子之和等于1，即分摊的权重因子具有归一性。
[0124]
即：
[0125][0126]
式中：m为责任主体的总数。
[0127]
其证明过程如下：
[0128][0129]
所述调峰费用分摊的权重因子具有可加性，能够使得两个或多个责任主体合并后的功率曲线的分摊的权重因子等于合并前分摊的权重因子之和(两个或多个用户使用一块电表时不会影响其总体分摊费用，也不影响其他用户的分摊费用，从而确保了分摊机制的市场公平性)。
[0130]
即
[0131]
vi vj＝vkꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(8)
[0132]
式中：vj为第j个责任主体的调峰费用分摊的权重因子；vk表示第i个责任主体与第j个责任主体合并后的分摊因子。
[0133]
其证明过程如下：
[0134][0135]
s6，根据所述权重因子计算所述责任主体应支付的辅助调峰费用，完成调峰费用分摊。
[0136]
其中，责任主体应支付的辅助调峰费用计算如下：
[0137]fi
＝v
ifn
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(6)
[0138]
式中：
[0139]fi
为第i个责任主体的调峰辅助服务费用；
[0140]fn
为总的调峰辅助服务费用；
[0141]
综上，本发明提出的一种电力调峰辅助服务费用按责分摊方法与两方面因素有关。其一为责任主体本身功率曲线的波动程度，用功率曲线的标准差指标进行衡量，功率曲线的波动性越大表示其自身具有越大的峰谷差。其二为责任主体功率曲线与系统净负荷曲线间的相关性，相关性越大，表示该责任主体对系统净负荷峰谷差的贡献越大，因此，应承担较多的调峰费用，相反，相关性越小，表示该责任主体对系统净负荷峰谷差的贡献越小，因此，应承担较少的调峰费用；当责任主体功率曲线与系统净负荷曲线间的相关性为负时，表明该责任主体的功率曲线有利于降低系统净负荷峰谷差，能够起到一定的调峰作用；该责任主体可以获得一定的调峰收益，能够一定程度上实现了调峰费用的按责分摊，并能够激励责任主体侧采取一定的措施降低区域电力系统的峰谷差。
[0142]
可以理解的是，发明中的调峰费用分摊的权重因子具有归一性和可加性，归一性保证了系统总调峰费用可以全部分摊到各责任主体，可加性一方面是该模型具有很好的扩展性和逐级分摊特性，并能够保证的市场的公平性，即任何两个或多个用户通过合谋共用一块电表时，其分摊的总费用不变。
[0143]
本发明的一个实施例如下：
[0144]
结合吉林省电网数据，以吉林电网冬季典型负荷曲线与某日风光出力曲线为例，开展算例分析。
[0145]
若由峰谷差的责任主体，即系统负荷与新能源发电，承担调峰费用时，分别按电量分摊原则和按本文所提相关性分摊原则的计算结果如表1所示。从表中数据可以看出，系统负荷曲线的标准差参数(反映功率曲线的波动性)是风电、光伏曲线的标准差参数的1.7倍和2.0倍；系统负荷曲线与净负荷曲线的相关性(反映两个功率曲线间的同步程度)是风电、
光伏曲线的1.06倍和1.05倍，可见系统负荷曲线对净负荷曲线的影响程度与风电、光伏的影响相当。然而，采用按电量分摊调峰费用时，系统负荷分摊的费用分别是风电、光伏的4.2倍和27倍，可见，负荷需要承担绝大部分调峰费用，其承担的调峰费用远大于其对峰谷差造成的实际影响。可见这种方式下的辅助服务市场缺乏公平性，容易使用户缺乏主动调峰的积极性。当采用所提出的相关性分摊模型时，系统负荷分摊的费用分别是风电、光伏的1.9倍和2.1倍，能够较为合理地体现各类主体对系统峰谷差的影响程度。此外，由于所提出的分摊模型具有可加性与归一性，风电的总分摊费用可以进一步在各风电场之间分摊。在我国当前电力工业模式下，负荷侧不直接承担辅助服务费用，因此，由常规可控电源进行分摊，本模型中仍采用按上网电量的比重进行分摊。
[0146]
表1调峰费用分摊结果
[0147][0148]
本发明的有益效果在于，与现有的分摊机制相比，这种考虑了负荷和新能源的波动性及相关性的费用分摊机制，能够建立一个更为公平的辅助服务市场，确保系统总调峰费用可以全部分摊到各责任主体。同时可以从负荷侧出发，激发责任方采取措施移峰填谷的积极性，从源头上改善电网调峰压力大的问题，增加电网运行的安全性和可靠性，使辅助服务市场更加完善。
[0149]
最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。