本發(fā)明屬于電氣工程領(lǐng)域，尤其涉及一種風(fēng)電分區(qū)電價估算方法。
背景技術(shù)：
：隨著能源危機與環(huán)境污染問題的越來越嚴(yán)重，以風(fēng)電為代表的可再生能源迎來了快速發(fā)展。我國截止到2015年年底風(fēng)電累計裝機容量達(dá)到145204mw，占全球風(fēng)電份額的33.6％，2014年新增裝機容量23351mw，2015年新增裝機容量30500mw。由于風(fēng)資源本身的特性，使得風(fēng)電場的輸出功率具有很強的波動性與反調(diào)峰特性，大規(guī)模的風(fēng)電接入消納需要電網(wǎng)極強的調(diào)峰能力。目前在國內(nèi)，常用的有償調(diào)峰手段有抽水蓄能電站抽發(fā)調(diào)峰、火電機組深度運行調(diào)峰、火電機組啟停調(diào)峰等，但包括調(diào)峰在內(nèi)的輔助服務(wù)補償均不考慮風(fēng)電分?jǐn)傎M用，即提供調(diào)峰服務(wù)的抽蓄、火電等機組無法從調(diào)峰服務(wù)收益方——風(fēng)電處得到相匹配的補償，其調(diào)峰消納風(fēng)電的積極性自然會受到很大影響，導(dǎo)致受端電網(wǎng)不愿意接納風(fēng)電：2016年第一季度我國棄風(fēng)192億千瓦時，平均棄風(fēng)率26％，其中甘肅、吉林、寧夏和新疆棄風(fēng)最為嚴(yán)重，棄風(fēng)率分別高達(dá)48％、53％、35％和49％。而風(fēng)電分區(qū)定以不同電價是一種可行的補償受端電網(wǎng)調(diào)峰輔助服務(wù)的方案，滿足了“優(yōu)質(zhì)優(yōu)價”的經(jīng)濟合理性，從而能更好地調(diào)動受端電網(wǎng)的調(diào)峰積極性，增加風(fēng)電消納，因此如何定量地對風(fēng)電進行分區(qū)以及定價具有重要意義。技術(shù)實現(xiàn)要素：本發(fā)明提出一種基于調(diào)峰輔助服務(wù)補償?shù)娘L(fēng)電分區(qū)電價估算方法，使風(fēng)電電價與調(diào)峰補償相協(xié)調(diào)，滿足“誰受益，誰承擔(dān)”的輔助服務(wù)補償原則，解決當(dāng)前風(fēng)電入網(wǎng)價格與調(diào)峰補償成本脫節(jié)及其帶來因經(jīng)濟性原因而產(chǎn)生的棄風(fēng)限電問題。要解決的技術(shù)問題是：針對目前存在的由于無法從風(fēng)電企業(yè)這得到相應(yīng)的調(diào)峰補償，導(dǎo)致有調(diào)峰能力的機組因經(jīng)濟性原因而無法發(fā)揮其能力因其棄風(fēng)限電現(xiàn)象，或者提供了調(diào)峰服務(wù)而無法得到補償?shù)牟还浆F(xiàn)狀，提供一種平衡多主體利益、滿足“誰受益，誰承擔(dān)”輔助服務(wù)補償原則的風(fēng)電電價估算方法。該方法根據(jù)風(fēng)電的消納難度與調(diào)峰機組調(diào)峰裕度對風(fēng)電實行分區(qū)，并考慮火電和抽蓄機組各自參與風(fēng)電調(diào)峰消納的邊際成本效益完成風(fēng)電電價估算，該方法原理清晰、容易實現(xiàn)。為實現(xiàn)上述目的，本發(fā)明采用如下技術(shù)方案：一種基于調(diào)峰輔助服務(wù)補償?shù)娘L(fēng)電分區(qū)電價估算方法，其特征在于，包括以下步驟：步驟1、收集受端電網(wǎng)常規(guī)技術(shù)參數(shù)，獲取該電網(wǎng)次日火電機組啟停機計劃ui(t)、電網(wǎng)負(fù)荷預(yù)測曲線pd(t)、風(fēng)電預(yù)測功率曲線pw(t)，計算所述電網(wǎng)系統(tǒng)技術(shù)出力下限和無償調(diào)峰下限；所述受端電網(wǎng)常規(guī)技術(shù)參數(shù)，包括火電機組總數(shù)ng，各火電機組i的出力上、下限pimax、pimin，上、下爬坡速率rui、rdi，無償調(diào)峰下限pitf；包括抽蓄機組臺數(shù)np，各抽蓄機組k的發(fā)電功率上、下限抽蓄機組k的額定抽水功率psk，抽蓄機組儲能容量上、下限其中，i為火電機組編號，k為抽蓄機組編號；根據(jù)次日各火電機組啟停機計劃ui(t)，計算出電網(wǎng)火電機組能夠達(dá)到的無償調(diào)峰下限計算電網(wǎng)火電機組能夠達(dá)到的技術(shù)出力下限為其中，t為時段編號，一天分為若干個時段；ui(t)為火電機組i在時刻t的開停機狀態(tài)，0為停機，1為開機；所述技術(shù)出力下限指一臺火電機組的出力最低可以達(dá)到技術(shù)下限；當(dāng)火電機組功率處于技術(shù)出力下限到無償調(diào)峰下限之間時，可以獲得調(diào)峰補償；當(dāng)功率在無償調(diào)峰下限到最大值之間時，沒有調(diào)峰補償；所述電網(wǎng)負(fù)荷預(yù)測曲線pd(t)可以從調(diào)度中心獲得，風(fēng)電預(yù)測曲線pw(t)可從調(diào)度中心或風(fēng)電場獲得；步驟2、設(shè)定三條風(fēng)電分段曲線p1(t)、p2(t)、p3(t)，在時間-功率二維直角坐標(biāo)軸上，將風(fēng)電功率分為4個區(qū)域，分區(qū)方式如圖2所示；其中：橫坐標(biāo)軸到p1(t)為第一區(qū)域，該區(qū)域風(fēng)電不需要任何有償調(diào)峰即可消納，該區(qū)域輸出風(fēng)電電量為w1，電價為v1，因為無須調(diào)峰，風(fēng)電質(zhì)量高，因此定價高；p1(t)到p2(t)之間的區(qū)域為第二區(qū)域，該區(qū)域風(fēng)電需要受端電網(wǎng)抽水蓄能機組抽水消納，在這段區(qū)間，火電已經(jīng)降出力到無償調(diào)峰下限，此時還有風(fēng)電未消納，于是利用抽蓄抽水把這部分風(fēng)電儲存起來，該區(qū)域輸出風(fēng)電電量為w2，電價為v2；p2(t)到p3(t)之間的區(qū)域為第三區(qū)域，該區(qū)域風(fēng)電需要受端電網(wǎng)火電機組有償調(diào)峰消納，火電繼續(xù)降出力到技術(shù)出力下限為止，該區(qū)域輸出風(fēng)電電量為w3，電價為v3；p3(t)到風(fēng)電預(yù)測功率曲線pw(t)為第四區(qū)域，該區(qū)域受端電網(wǎng)抽蓄機組抽水和火電機組降出力到技術(shù)下限后，還有風(fēng)電未被消納，需要火電停機調(diào)峰消納或者由于消納成本過高而棄風(fēng)限電(由電價決定，如果第四檔電價沒有低至能夠補償啟停調(diào)峰費用，就會棄風(fēng)；如果電價足夠低，就會啟停調(diào)峰，但此時可能還會有一定的風(fēng)電棄掉，因為停機調(diào)峰而留出的發(fā)電空間也是有限的)，該區(qū)域輸出風(fēng)電電量為w4，電價為v4；電價v1至v4是從高往低；其中：曲線p1(t)及電價v1確定方法為：根據(jù)凈負(fù)荷曲線pn(t)＝pd(t)-pw(t)，即風(fēng)電全部消納時的火電出力，對運行時間t分時段，分別判斷火電無償調(diào)峰能否消納該時刻全部風(fēng)電：如果pn(t)≥ptf(t)，則令p1(t)＝pw(t)，說明該時刻全部風(fēng)電均被歸為第一區(qū)域；如果pn(t)<ptf且pd(t)>ptf(t)，則p1(t)＝pd(t)-ptf(t)，說明該時刻只有部分風(fēng)電被歸為第一區(qū)域，余下部分風(fēng)電被歸為其他區(qū)域，需要配合其他調(diào)峰措施消納；若pd(t)≤ptf(t)，則有p1(t)＝0，說明無償調(diào)峰能夠消納的風(fēng)電為零；第一區(qū)域電量該部分風(fēng)電無需承擔(dān)消納成本，電價v1＝vg，其中vg為當(dāng)?shù)孛弘姌?biāo)桿電價；所述標(biāo)桿電價vg為政府主管機關(guān)公布；曲線p2(t)及電價v2確定方法為：對運行時間t分時段，分別判斷該時刻余下風(fēng)電pw(t)-p1(t)能被各抽蓄機組抽發(fā)調(diào)峰消納部分：若(表示任給)，即該時刻余下風(fēng)電功率不足以使任一抽蓄機組動作，則有p2(t)＝p1(t)，說明沒有風(fēng)電處于第二區(qū)域；若(表示存在)，即余下風(fēng)電功率能被抽蓄機組抽水消納，則最大消納量為mt為抽蓄機組組合數(shù)，此時令余下風(fēng)電需要更進一步的調(diào)峰手段消納；第二區(qū)域電量為第二區(qū)域風(fēng)電電價v2＝ηvg，其中η為各抽蓄機組抽發(fā)能量轉(zhuǎn)換效率；曲線p3(t)及電價v3確定方法為：對運行時間t分時段，分別判斷該時刻余下風(fēng)電pw(t)-p2(t)能被火電深度調(diào)峰消納部分：若pw(t)-p2(t)≤min{pn(t),ptf(t)}-(pmin(t)+αpd(t))，即該時刻余下風(fēng)電功率能被火電深度調(diào)峰全部消納，則令p3(t)＝pw(t)；若pw(t)-p2(t)>min{pn(t),ptf(t)}-(pmin(t)+αpd(t))，即該時刻余下風(fēng)電功率大于火電機組深度調(diào)峰消納能力，則有：p3(t)＝p2(t)+min{pn(t),ptf(t)}-(pmin(t)+αpd(t))其中，α為系統(tǒng)旋轉(zhuǎn)備用系數(shù)，第三區(qū)域電量第三區(qū)域風(fēng)電需要火電機組深度調(diào)峰，應(yīng)做出相應(yīng)深度調(diào)峰電量補償，即降低風(fēng)電購入價格，因此第三區(qū)域風(fēng)電價v3＝vg-ktf，其中ktf為火電深度調(diào)峰補償標(biāo)準(zhǔn)；所述系統(tǒng)旋轉(zhuǎn)備用系數(shù)表示火電要留出一定的裕度以防負(fù)荷突然變化，該裕度稱為旋轉(zhuǎn)備用，大小為一般為α*負(fù)荷，α為3％-5％；所述火電深度調(diào)峰補償標(biāo)準(zhǔn)由發(fā)電設(shè)備技術(shù)管理和成本核算要求確定，可以依據(jù)《發(fā)電機組輔助服務(wù)管理細(xì)則》確定；步驟3、確定第四區(qū)域風(fēng)電電價v4按風(fēng)電輸出電網(wǎng)售電收入最大的風(fēng)電電價為第四部分風(fēng)電價，具體計算如下：(3.1)建立電網(wǎng)內(nèi)全部火電機組組合運行模擬模型目標(biāo)函數(shù)：表示總購電費用與輔助服費用之和最小，其中pi(t)為火電機組i在t時刻的出力，ptfi(t)為火電機組i在t時刻的深度調(diào)峰貢獻功率，ssui(t)、ssdi(t)分別為需要在t時刻支付給火電機組i的啟動、停機輔助服務(wù)費用，fw為風(fēng)電購電費用，表達(dá)式如下：其中wu為風(fēng)電實際消納量。約束條件如下:ui(t)pimin≤pi(t)≤ui(t)pimax(14)-rdi≤pi(t)-pi(t-1)≤rui(15)psk(t)＝usk(t)psk(17)ugk(t)+usk(t)≤1(18)ek(t)-ek(t-1)＝ηpsk(t)-pgk(t)(19)ptfi(t)≥ui(t)·ptfi-pi(t)(21)其中約束(1)為系統(tǒng)功率平衡約束，約束(2)為旋轉(zhuǎn)備用系數(shù)確定的系統(tǒng)備用約束，約束(3)火電出力上下限約束，約束(4)為火電爬坡約束，約束(5)-(6)為抽蓄功率約束，約束(8)、(9)為抽蓄水庫容量約束，約束(10)-(11)為火電啟停調(diào)峰輔助服務(wù)貢獻計算式；其中：dw(t)為風(fēng)電在t時刻的棄風(fēng)率，即棄風(fēng)功率/風(fēng)電功率；ugk(t)為抽蓄機組k在時刻t的發(fā)電狀態(tài)，0為不發(fā)電，1為發(fā)電，usk(t)為各抽蓄機組k在時刻t的抽水狀態(tài)，0為不抽水，1為抽水，pgk(t)為各抽蓄機組k在t時刻的發(fā)電功率，psk(t)為抽蓄機組k在t時刻的抽水功率，ek(t)為抽蓄機組k在時刻t的儲能大?。籯ud為火電機組啟停調(diào)峰補償標(biāo)準(zhǔn)；火電深度調(diào)峰、抽蓄抽水調(diào)峰，每調(diào)峰一度風(fēng)電就需要一度電的補償，在第四區(qū)域是火電機組啟停調(diào)峰，補償費用取決于停機容量，而調(diào)峰電量是停機容量*停機時間，不像前面區(qū)域這樣一一對應(yīng)，因此需要單獨計算。(3.2)第四區(qū)域電價計算令v4以x元/kwh為步長，從0到v3取值進行電網(wǎng)全部火電機組組合逐點計算，分別得到不同v4下的風(fēng)電售電收入；取風(fēng)電售電收入最大時的風(fēng)電價為最終的風(fēng)電第四區(qū)域電價。本步驟目的是找出風(fēng)電售電收入最大的第四區(qū)域電價；對于每一個風(fēng)電電價，都做一次機組組合，機組組合的目標(biāo)函數(shù)是總購電成本最小，此時有一個風(fēng)電售電收入；然后改變風(fēng)電電價，再做一次機組組合，比較風(fēng)電售電收入。找到風(fēng)電售電收入最大的第四區(qū)域電價。優(yōu)選地，所述技術(shù)出力下限取最大值的40％，無償調(diào)峰下限取最大值的50％。優(yōu)選地，所述計價步長x為0.01元。本發(fā)明根據(jù)發(fā)電設(shè)備技術(shù)管理和成本核算要求(《發(fā)電機組輔助服務(wù)管理細(xì)則》)，考慮風(fēng)電接入引起的調(diào)峰輔助服務(wù)費用，對風(fēng)電曲線按照其所需的調(diào)峰手段進行分區(qū)，并對不同區(qū)域風(fēng)電進行電價估算，達(dá)到以下效果：1、通過設(shè)定三條風(fēng)電分段曲線p1(t)、p2(t)、p3(t)，在時間-功率二維直角坐標(biāo)軸上，將風(fēng)電功率分為4個區(qū)域，并對不同區(qū)域按照其對應(yīng)的調(diào)峰輔助服務(wù)補償進行電價估算，從而將不同質(zhì)量的風(fēng)電區(qū)分開，無需調(diào)峰的高質(zhì)量風(fēng)電定以較高電價，需要調(diào)峰的低質(zhì)量風(fēng)電定義較低電價，解決了缺少風(fēng)電價格核算技術(shù)手段問題和風(fēng)電入網(wǎng)價格與調(diào)峰補償成本脫節(jié)問題，達(dá)到風(fēng)電分區(qū)定價目的；2、引入凈負(fù)荷曲線與受端電網(wǎng)無償調(diào)峰下限、技術(shù)出力下限比較，以確定分段曲線p1(t)、p3(t)，與現(xiàn)行發(fā)電機組技術(shù)管理(《發(fā)電機組輔助服務(wù)管理細(xì)則》)計算標(biāo)準(zhǔn)一致，使風(fēng)電降低電價所減少的受端電網(wǎng)購風(fēng)電費用與風(fēng)電引起的火電深度調(diào)峰費用一致，提高受端電網(wǎng)火電深度調(diào)峰積極性；3、針對抽水蓄能機組抽水調(diào)峰，專門劃分風(fēng)電第二區(qū)域?qū)?yīng)，使風(fēng)電降低電價所減少的受端電網(wǎng)購風(fēng)電費用與抽水蓄能機組調(diào)峰損耗費用一致，彌補目前抽水蓄能機組無法從風(fēng)電獲得損耗補償?shù)目瞻?，提供抽水蓄能機組調(diào)峰積極性；4、確定第四區(qū)域電價時，取風(fēng)電售電收入最大的風(fēng)電第四區(qū)域電價，在第四區(qū)域電價的選取方式上保證了風(fēng)電有合理的較高收入。附圖說明圖1為確定分段線p1(t)、p2(t)、p3(t)的風(fēng)電分段曲線流程圖；圖2為風(fēng)電按其消納難度分區(qū)示意圖；圖3為實例1的負(fù)荷預(yù)測曲線圖4為實例1的風(fēng)電預(yù)測功率曲線；圖5為實例1的風(fēng)電分區(qū)結(jié)果；圖6為不同第四區(qū)域風(fēng)電電價下風(fēng)電企業(yè)收入；圖7、8為實例2的風(fēng)電預(yù)測功率曲線與負(fù)荷預(yù)測曲線；圖9為實例2的風(fēng)電分區(qū)結(jié)果。具體實施方式為了使本發(fā)明的目的、技術(shù)方案及優(yōu)點更加清楚明白，以下結(jié)合附圖及實施例，對本發(fā)明進行進一步詳細(xì)說明。應(yīng)當(dāng)理解，此處所描述的具體實施例僅僅用以解釋本發(fā)明，并不用于限定本發(fā)明。此外，下面所描述的本發(fā)明各個實施方式中所涉及到的技術(shù)特征只要彼此之間未構(gòu)成沖突就可以相互組合。實例1圖3、4為華中某地某日風(fēng)電預(yù)測功率曲線pw(t)與負(fù)荷預(yù)測曲線pd(t)，以此為例進行實例說明。1、收集受端電網(wǎng)常規(guī)技術(shù)參數(shù)，獲取該電網(wǎng)次日火電機組啟停機計劃ui(t)、風(fēng)電預(yù)測功率曲線pw(t)如圖3、電網(wǎng)負(fù)荷預(yù)測曲線pd(t)如圖4，計算所述電網(wǎng)系統(tǒng)技術(shù)出力下限和無償調(diào)峰下限；所述受端電網(wǎng)常規(guī)技術(shù)參數(shù)，包括火電機組總數(shù)ng，各火電機組i的出力上、下限pimax、pimin，上、下爬坡速率rui、rdi，無償調(diào)峰下限pitf；包括抽蓄機組臺數(shù)np，各抽蓄機組k的發(fā)電功率上、下限抽蓄機組k的額定抽水功率psk，抽蓄機組儲能容量上、下限其中，i為火電機組編號，k為抽蓄機組編號；根據(jù)次日各火電機組啟停機計劃ui(t)，計算出電網(wǎng)火電機組能夠達(dá)到的無償調(diào)峰下限計算電網(wǎng)火電機組能夠達(dá)到的技術(shù)出力下限為其中，t為時段編號，一天分為24個時段；ui(t)為火電機組i在時刻t的開停機狀態(tài)，0為停機，1為開機，本實例中火電計劃全部啟動。本實例中受端電網(wǎng)共有7臺火電機組，具體參數(shù)如表1所示，其中可得上下爬坡速率相同，各火電技術(shù)出力下限為出力上限的40％，無償調(diào)峰下限為出力上限的50％；共有2臺抽水蓄能機組，發(fā)電功率下限為上限的50％，抽水額定功率與發(fā)電功率下限一致，抽發(fā)轉(zhuǎn)換效率均為0.75：表1火電機組參數(shù)表2抽水蓄能機組參數(shù)負(fù)荷預(yù)測與風(fēng)電預(yù)測值如表3所示：表3負(fù)荷及風(fēng)電預(yù)測數(shù)據(jù)2、設(shè)定三條風(fēng)電分段曲線p1(t)、p2(t)、p3(t)，在時間-功率二維直角坐標(biāo)軸上，將風(fēng)電功率分為4個區(qū)域；其中：橫坐標(biāo)軸到p1(t)為第一區(qū)域，該區(qū)域風(fēng)電不需要任何有償調(diào)峰即可消納，該區(qū)域輸出風(fēng)電電量為w1，電價為v1；p1(t)到p2(t)之間的區(qū)域為第二區(qū)域，該區(qū)域風(fēng)電需要受端電網(wǎng)抽水蓄能機組抽水消納，該區(qū)域輸出風(fēng)電電量為w2，電價為v2；p2(t)到p3(t)之間的區(qū)域為第三區(qū)域，該區(qū)域風(fēng)電需要受端電網(wǎng)火電機組有償調(diào)峰消納，該區(qū)域輸出風(fēng)電電量為w3，電價為v3；p3(t)到風(fēng)電出力曲線pw(t)為第四區(qū)域，該區(qū)域受端電網(wǎng)抽蓄機組抽水和火電機組降出力到技術(shù)下限后，還有風(fēng)電未被消納，需要火電停機調(diào)峰消納或者由于消納成本過高而棄風(fēng)限電，該區(qū)域輸出風(fēng)電電量為w4，電價為v4；電價v1至v4是從高往低；2.1、根據(jù)步驟2確定曲線p1(t)及v1。根據(jù)凈負(fù)荷曲線pn(t)＝pd(t)-pw(t)，對時刻t從1到24分別判斷火電無償調(diào)峰能否消納該時刻全部風(fēng)電：如果pn(t)≥ptf(t)，則有p1(t)＝pw(t)，說明該時刻全部風(fēng)電均被歸為第一區(qū)域；如果pn(t)<ptf且pd(t)>ptf(t)，則有p1(t)＝pd(t)-ptf(t)，說明該時刻只有部分風(fēng)電被歸為第一區(qū)域，余下部分風(fēng)電被歸為其他區(qū)域，需要配合其他調(diào)峰措施消納；若pd(t)≤ptf(t)，則有p1(t)＝0，說明無償調(diào)峰能夠消納的風(fēng)電為零。第一區(qū)域電量該部分風(fēng)電無需承擔(dān)消納成本，電價v1＝vg＝0.45元/kwh。2.2、根據(jù)步驟2確定第二條分段線p2(t)及v2。從時刻t從1到24，分別判斷余下風(fēng)電pw(t)-p1(t)能被抽蓄機組抽發(fā)調(diào)峰消納部分：若(表示任給)，即該時刻余下風(fēng)電功率不足以使任一抽蓄機組動作，則有p2(t)＝p1(t)，說明沒有風(fēng)電處于第二區(qū)域；若(表示存在)，即余下風(fēng)電功率能被抽蓄機組抽水消納，則最大消納量為mt為抽蓄機組組合數(shù)，此時令余下風(fēng)電需要更進一步的調(diào)峰手段消納；第二區(qū)域電量為第二區(qū)域風(fēng)電價v2＝ηvg＝0.75*0.45＝0.3375元/kwh，取v2＝0.33元/kwh。2.3、根據(jù)步驟2確定第三條分段線p3(t)及v3。從時刻t從1到24，分別判斷余下風(fēng)電pw(t)-p2(t)能被火電深度調(diào)峰消納部分：若pw(t)-p2(t)≤min{pn(t),ptf(t)}-(pmin(t)+αpd(t))，即該時刻余下風(fēng)電功率能被火電深度調(diào)峰全部消納，則令p3(t)＝pw(t)；若pw(t)-p2(t)>min{pn(t),ptf(t)}-(pmin(t)+αpd(t))，即該時刻余下風(fēng)電功率大于火電機組深度調(diào)峰消納能力，則有：p3(t)＝p2(t)+min{pn(t),ptf(t)}-(pmin(t)+αpd(t))其中，α為系統(tǒng)旋轉(zhuǎn)備用系數(shù)，第三區(qū)域電量第三部分風(fēng)電需要火電機組深度調(diào)峰，應(yīng)做出相應(yīng)深度調(diào)峰電量補償，因此第三區(qū)域風(fēng)電價v3＝vg-ktf＝0.45-0.15＝0.30元/kwh。3、根據(jù)步驟3搭建機組組合模型，具體目標(biāo)函數(shù)與約束如步驟3所示。以0.1元/kwh為步長，對v4＝0到v4＝v3＝0.30元/kwh進行運行模擬，得到不同風(fēng)電第四區(qū)域電價下風(fēng)電售電收入，如圖6所示。取風(fēng)電售電收入最大時的風(fēng)電價為最終的風(fēng)電第四區(qū)域電價。在本實例中v4＝0.20元/kwh時，風(fēng)電起風(fēng)售電收入最大。風(fēng)電分區(qū)結(jié)果如圖5、表4所示。表4風(fēng)電分區(qū)電量及其對于電價區(qū)域電量/mwh電量占比電價/(元/kwh)第1區(qū)域0-1220376.40％0.45第2區(qū)域12203-135448.39％0.33第3區(qū)域13544-148978.47％0.30第4區(qū)域14897-159736.74％0.20由圖5可知，本實例中風(fēng)電分區(qū)主要發(fā)生在0-6小時之間，在7小時往后所有風(fēng)電都?xì)w在第一區(qū)域，即在無償調(diào)峰范圍內(nèi)就可以消納該時刻所有風(fēng)電。對比負(fù)荷預(yù)測曲線和風(fēng)電預(yù)測曲線(圖3、圖4)，可以看到在0至6小時，負(fù)荷處于低谷，而風(fēng)電處于大發(fā)時刻，因此這段時間內(nèi)風(fēng)電在無償調(diào)峰范圍內(nèi)消納出現(xiàn)困難，需要調(diào)峰輔助服務(wù)進行調(diào)峰消納，本發(fā)明所述方法也正在這個時段內(nèi)將風(fēng)電分成4個區(qū)域。由表4可知：第一區(qū)域風(fēng)電電量占比76.40％，電價0.45元/kwh；第二區(qū)域風(fēng)電電量占比8.39％，電價0.33元/kwh；第三區(qū)域風(fēng)電電量占比8.47％，電價0.30元/kwh；第四區(qū)域風(fēng)電電量占比6.74％，電價0.20元/kwh。從結(jié)果看，將近1/4的風(fēng)電需要支付不同程度的調(diào)峰輔助服務(wù)費用，若全部定以較高電價(比如0.45元/kwh)，則會產(chǎn)生23.60％的棄風(fēng)，風(fēng)電場則會損失第二、三、四區(qū)域風(fēng)電的售電收入，經(jīng)濟損失至少為84.84萬元(這里只計算了第二、三區(qū)域售電收入，因為不確定第四區(qū)域的售電量，所以沒有計算第四區(qū)域風(fēng)電售電收入)；而在分區(qū)定價后，第二、三區(qū)域風(fēng)電均能成功消納，棄風(fēng)成功限制在第四區(qū)域，即小于6.74％。在本實施例中，本發(fā)明成功解決由于調(diào)峰成本原因而產(chǎn)生的棄風(fēng)限電現(xiàn)象，減少風(fēng)電資源的浪費，增加風(fēng)電場的經(jīng)濟收入。實施例2：圖7、8為華中某地某日負(fù)荷預(yù)測曲線pd(t)與風(fēng)電預(yù)測功率曲線pw(t)，以此為例進行實例說明。1、收集受端電網(wǎng)常規(guī)技術(shù)參數(shù)，獲取該電網(wǎng)次日火電機組啟停機計劃ui(t)、風(fēng)電預(yù)測功率曲線pw(t)如圖7、電網(wǎng)負(fù)荷預(yù)測曲線pd(t)如圖8，計算所述電網(wǎng)系統(tǒng)技術(shù)出力下限和無償調(diào)峰下限；所述受端電網(wǎng)常規(guī)技術(shù)參數(shù)，包括火電機組總數(shù)ng，各火電機組i的技術(shù)出力上、下限pimax、pimin，上、下爬坡速率rui、rdi，無償調(diào)峰下限pitf；包括抽蓄機組臺數(shù)np，各抽蓄機組k的發(fā)電功率上、下限抽蓄機組k的額定抽水功率psk，抽蓄機組儲能容量上、下限其中，i為火電機組編號，k為抽蓄機組編號；根據(jù)次日各火電機組啟停機計劃ui(t)，計算出電網(wǎng)火電機組能夠達(dá)到的無償調(diào)峰下限計算電網(wǎng)火電機組能夠達(dá)到的技術(shù)出力下限為其中，t為時段編號，一天分為24個時段；ui(t)為火電機組i在時刻t的開停機狀態(tài)，0為停機，1為開機，本實施例中火電機組計劃全部啟動。具體火電機組和抽水蓄能機組參數(shù)與實施例1相同，詳見表1和表2。負(fù)荷預(yù)測與風(fēng)電預(yù)測值如表5所示：表5負(fù)荷及風(fēng)電預(yù)測數(shù)據(jù)時刻/t12345678風(fēng)電預(yù)測值pw/mw105487089313751465136011121057負(fù)荷預(yù)測值pd/mw34253334333934904025445743234479時刻/t910111213141516風(fēng)電預(yù)測值pw/mw960920695110813679229041026負(fù)荷預(yù)測值pd/mw46804776459642024336440347865337時刻/t1718192021222324風(fēng)電預(yù)測值pw/mw10081319930651646437460446負(fù)荷預(yù)測值pd/mw531749124629449250734812412835272、設(shè)定三條風(fēng)電分段曲線p1(t)、p2(t)、p3(t)，在時間-功率二維直角坐標(biāo)軸上，將風(fēng)電功率分為4個區(qū)域；其中：橫坐標(biāo)軸到p1(t)為第一區(qū)域，該區(qū)域風(fēng)電不需要任何有償調(diào)峰即可消納，該區(qū)域輸出風(fēng)電電量為w1，電價為v1；p1(t)到p2(t)之間的區(qū)域為第二區(qū)域，該區(qū)域風(fēng)電需要受端電網(wǎng)抽水蓄能機組抽水消納，該區(qū)域輸出風(fēng)電電量為w2，電價為v2；p2(t)到p3(t)之間的區(qū)域為第三區(qū)域，該區(qū)域風(fēng)電需要受端電網(wǎng)火電機組有償調(diào)峰消納，該區(qū)域輸出風(fēng)電電量為w3，電價為v3；p3(t)到風(fēng)電出力曲線pw(t)為第四區(qū)域，該區(qū)域受端電網(wǎng)抽蓄機組抽水和火電機組降出力到技術(shù)下限后，還有風(fēng)電未被消納，需要火電停機調(diào)峰消納或者由于消納成本過高而棄風(fēng)限電，該區(qū)域輸出風(fēng)電電量為w4，電價為v4；電價v1至v4是從高往低：2.1、根據(jù)步驟2確定曲線p1(t)及v1。根據(jù)凈負(fù)荷曲線pn(t)＝pd(t)-pw(t)，對時刻t從1到24分別判斷火電無償調(diào)峰能否消納該時刻全部風(fēng)電：如果pn(t)≥ptf(t)，則有p1(t)＝pw(t)，說明該時刻全部風(fēng)電均被歸為第一區(qū)域；如果pn(t)<ptf且pd(t)>ptf(t)，則有p1(t)＝pd(t)-ptf(t)，說明該時刻只有部分風(fēng)電被歸為第一區(qū)域，余下部分風(fēng)電被歸為其他區(qū)域，需要配合其他調(diào)峰措施消納；若pd(t)≤ptf(t)，則有p1(t)＝0，說明無償調(diào)峰能夠消納的風(fēng)電為零。第一區(qū)域電量該部分風(fēng)電無需承擔(dān)消納成本，電價v1＝vg＝0.45元/kwh。2.2、根據(jù)步驟2確定第二條分段線p2(t)及v2。從時刻t從1到24，分別判斷余下風(fēng)電pw(t)-p1(t)能被抽蓄機組抽發(fā)調(diào)峰消納部分：若(表示任給)，即該時刻余下風(fēng)電功率不足以使任一抽蓄機組動作，則有p2(t)＝p1(t)，說明沒有風(fēng)電處于第二區(qū)域；若(表示存在)，即余下風(fēng)電功率能被抽蓄機組抽水消納，則最大消納量為mt為抽蓄機組組合數(shù)，此時令余下風(fēng)電需要更進一步的調(diào)峰手段消納；第二區(qū)域電量為第二區(qū)域風(fēng)電價v2＝ηvg＝0.75*0.45＝0.3375元/kwh，取v2＝0.33元/kwh。2.3、根據(jù)步驟2確定第三條分段線p3(t)及v3。從時刻t從1到24，分別判斷余下風(fēng)電pw(t)-p2(t)能被火電深度調(diào)峰消納部分：若pw(t)-p2(t)≤min{pn(t),ptf(t)}-(pmin(t)+αpd(t))，即該時刻余下風(fēng)電功率能被火電深度調(diào)峰全部消納，則令p3(t)＝pw(t)；若pw(t)-p2(t)>min{pn(t),ptf(t)}-(pmin(t)+αpd(t))，即該時刻余下風(fēng)電功率大于火電機組深度調(diào)峰消納能力，則有：p3(t)＝p2(t)+min{pn(t),ptf(t)}-(pmin(t)+αpd(t))其中，α為系統(tǒng)旋轉(zhuǎn)備用系數(shù)，第三區(qū)域電量第三部分風(fēng)電需要火電機組深度調(diào)峰，應(yīng)做出相應(yīng)深度調(diào)峰電量補償，因此第三區(qū)域風(fēng)電價v3＝vg-ktf＝0.45-0.15＝0.30元/kwh。3、由于火電深度調(diào)峰已完全消納風(fēng)電，則第四區(qū)域風(fēng)電電量為0，不需要計算第四區(qū)域風(fēng)電電價。風(fēng)電分段電價結(jié)果如下表6所示，風(fēng)電分區(qū)如圖9所示。表6風(fēng)電分區(qū)電量及其對于電價區(qū)域電量/mwh電量占比電價/(元/kwh)第1區(qū)域0-2146393.38％0.45第2區(qū)域21463-224624.35％0.33第3區(qū)域22462-229842.27％0.30第4區(qū)域22984-229840—由圖9可知，本實例中風(fēng)電分區(qū)主要發(fā)生在0-5小時之間，在6小時往后所有風(fēng)電都?xì)w在第一區(qū)域，即在無償調(diào)峰范圍內(nèi)就可以消納該時刻所有風(fēng)電。對比負(fù)荷預(yù)測曲線和風(fēng)電預(yù)測曲線(圖7、圖8)，可以看到在0至5小時，負(fù)荷處于低谷；而風(fēng)電高峰處于5小時、13小時、17小時左右，有三個高峰時段，在后兩個高峰時段負(fù)荷較大，因此風(fēng)電能在無償調(diào)峰范圍內(nèi)消納，而在第一個風(fēng)電高峰時段，負(fù)荷處于低谷水平，因此這段時間內(nèi)風(fēng)電在無償調(diào)峰范圍內(nèi)消納出現(xiàn)困難，需要調(diào)峰輔助服務(wù)進行調(diào)峰消納，本發(fā)明所述方法在這個時段內(nèi)將風(fēng)電分成3個區(qū)域(抽水蓄能機組抽水調(diào)峰和火電深度調(diào)峰即能消納所有風(fēng)電，第四區(qū)域電量為0)：第一區(qū)域風(fēng)電電量占比93.38％，電價0.45元/kwh；第二區(qū)域風(fēng)電電量占比4.35％，電價0.33元/kwh；第三區(qū)域風(fēng)電電量占比2.27％，電價0.30元/kwh。從結(jié)果看，若全部定以較高電價(比如0.45元/kwh)，則會產(chǎn)生6.62％的棄風(fēng)，風(fēng)電場則會損失第二、三區(qū)域風(fēng)電的售電收入，經(jīng)濟損失為48.63萬元(第二、三區(qū)域風(fēng)電售電收入之和)；而在分區(qū)定價后，第二、三區(qū)域風(fēng)電均能成功消納，棄風(fēng)率為0。在本實施例中，本發(fā)明成功解決由于調(diào)峰成本原因而產(chǎn)生的棄風(fēng)限電現(xiàn)象，減少風(fēng)電資源的浪費，增加風(fēng)電場的經(jīng)濟收入。本領(lǐng)域的技術(shù)人員容易理解，以上所述僅為本發(fā)明的較佳實施例而已，并不用以限制本發(fā)明，凡在本發(fā)明的精神和原則之內(nèi)所作的任何修改、等同替換和改進等，均應(yīng)包含在本發(fā)明的保護范圍之內(nèi)。當(dāng)前第1頁12