风电辅助服务成本测算模型和实证研究(2)

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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／（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．

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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／（ｋＷ ｈ）。

图３冬季和夏季日典型负荷曲线

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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

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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。

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