基于成本分析的电力市场无功辅助服务分段报价规则研究

项中明，倪秋龙，吴 昌，任娴婷，李绥荣

（1.国网浙江省电力有限公司，杭州 310007；2.国网浙江省电力有限公司衢州供电公司，浙江 衢州 324000；3.杭州沃瑞电力科技有限公司，杭州 310012）

0 引言

随着发电竞争的引入和电网市场化推进，电力市场环境下辅助服务的实现越来越受到重视，无功辅助服务是电力市场下辅助服务的重要组成部分，对电网公司的运行和经营具有重要的意义。目前电力市场无功辅助服务的获取方式包括强制性手段和市场手段两种。文献[1]针对光热-光伏系统无功控制问题，提出一种基于模型预测控制的多时间尺度无功优化控制策略。文献[2]提出强制性手段获取方式为强制要求发电厂提供电力市场辅助服务，市场手段获取方式的根本在于通过建立竞争市场来提供辅助服务，电力市场模式会影响辅助服务的获取和定价。文献[3-5]研究发现目前通过三种电力市场辅助服务的市场模式可以获取电力市场辅助服务，选择何种模式受电力市场成熟度的影响。文献[6-7]分析了美国加州电力市场，指出ISO（独立系统运营商）通过长期合同的方式从发电机组获取无功容量。文献[8]指出在澳大利亚电力市场中，任何运行在功率因数-0.93～0.90 范围内的发电机都被强制要求提供无偿无功辅助服务；澳大利亚电力市场存在部分未得到明确定义的无功电价。文献[9-10]研究在英国电力市场中，无功辅助服务获取方式为机组竞标，中标机组由NGC 按月支付以机组无功容量价格构成的固定费用。对于未中标机组而言，NGC要获取无功服务，就要在无功出力[Qdown，Qup]范围内给予机组2.40 美元/Mvarh 的补偿费用。文献[11-13]提出当前国际上对无功定价主要分为无功容量电价和电量电价，无功容量电价主要是回收系统无功设备的投资成本。文献[14-16]指出无功电量电价主要是回收无功的生产成本，可以概括为以下三类：忽略无功生产成本的边际定价方法、考虑无功生产成本的边际定价方法和基于区域市场的无功定价方法。

以上研究并未涉及无功辅助服务成本的细致分析，未给出具体的发电厂多发无功激励方法，也没有给出一套适合电力市场的无功辅助服务交易规则。本文以无功辅助服务成本分析理论为基础，重点研究了基于成本的适用于市场环境下的无功辅助服务分段报价规则，并对电网侧与发电侧典型无功源进行成本分析。最后以某省级电网实际运行数据作为案例，分别以本文规则和现行规则进行计算，并对结果进行分析。本文的研究为电力市场下的无功辅助服务报价提供了一种新的思路和解决方案。

1 电力市场无功辅助服务规则

1.1 电力市场无功辅助服务报价规则

市场规则通常以市场化价格为手段，通过多方竞价来实现市场化价格最低，将无功辅助服务根据理论服务成本划分为多个区域，各个区域均采用实时报价策略，根据“谁受益、谁付费”的规则进行划分，对电网受益的相关区域实现充分的市场化竞价，允许无功辅助服务提供者实时上报参与无功辅助服务的容量及单价，由电网统一根据报价进行优化调度，最终按实际提供的无功辅助服务及报价进行结算，建议规则如下：

（1）无功辅助服务中进相及滞相无功分开考虑；发电厂分机组上报无功调节能力上下限及无功辅助报价。

（2）无功辅助服务买方在发电厂上报的机组无功调节能力范围内根据实时报价对无功辅助服务进行优化调度。

（3）电厂分三段式进行报价。

区域1 费用区：发电厂从电网吸收无功（考虑升压变无功损耗）到向电网提供一定功率因数的无功出力范围内，此时受益方为发电厂自身，不考虑支付费用。

区域2：以单位无功容量成本为基础确定最终市场价格，允许发电厂在此基础上进行报价，调度机构根据各发电厂实时报价和电网无功需求进行调度，按最终实际出力和实时报价进行结算。

区域3：以机会成本为基础来确定允许报价范围，由发电厂在报价范围内进行实时竞价，每段要求单调递增。

由于目前尚未实现竞价，因此区域2，3 的市场价格尚未获得，后续将对当前电网中主要的无功辅助成本进行分析。并得到基于无功辅助成本对发电机无功辅助服务的费用曲线。

1.2 发电机无功辅助服务费用曲线

根据发电机的发电功率曲线图，当有功额定功率确定时，无功出力有一定的可调范围，此时无功出力成本主要为其自身成本；当无功出力达到上限时（功率因数合理范围），此时要继续增大出力，则需要减少有功出力，此时需要考虑机会成本。因此可根据无功出力是否影响机组有功出力及无功出力的受益方，同时参照无功辅助成本计算的公式及机组成本数据，将无功辅助服务分为以下三个区域：

（1）区域1 零费用区：在本区域内发电机无功出力较少，主要用于维持自身有功发电，受益方为发电厂自身，因此电网不必向发电厂支付无功辅助服务费用。

（2）区域2 容量成本区：本区域内无功取值范围为由发电机PQ 曲线来确定的，通常认为，该范围内无功出力增加不影响有功出力。因此可按实际的无功出力，以单位容量成本为报价参考依据。

（3）区域3 机会成本区：在本区域，功率因数低于额定功率因数，继续增加无功出力，将会对有功出力产生影响。此时应以机会成本作为参考基本依据，根据机组实际无功出力计算无功辅助服务的费用。

根据上述规则，由2 节中的相关计算公式可以得到图1。

图1 发电机无功辅助服务费用曲线

图中Qbs为零费用区的无功范围，无功出力大于Qbs小于Qa则为容量成本区，大于Qa小于Qb为机会成本区，Qb为发电机最大无功出力。Qa为在市场规则下，无功辅助服务通过竞价方式获取，由发电厂对区域2、3 的无功出力进行实时报价，电网根据发电厂报价及实际无功辅助服务需求择优选取，最终按发电厂各机组实际出力进行费用计算。

目前无功辅助服务尚未实现市场报价，实际报价数据无法直接获得，但是可通过对无功辅助服务成本进行分析，从而基于成本对市场环境下的无功辅助服务费用进行估算。

2 无功辅助服务成本分析

对目前电力系统中两大类无功源：电网侧及发电侧分别建模和分析。

2.1 电网侧无功辅助服务成本

2.1.1 固定成本

电网侧无功出力主要由并联电容器等无功补偿装置提供，其固定成本即投资成本可以折算到每一年，计算公式如下：

式中：A 为折算到每年的年度固定成本；i 为每年的资金回报率，可以取10%；n 为无功补偿装置预期的使用寿命；I 为总投资成本。

2.1.2 运行成本和可变成本

除了固定成本，电网侧无功补偿装置还会产生一定的运行成本，运行成本等于开关设备的总价除以总操作次数得到单次操作成本。

2.2 发电侧无功辅助服务成本

发电机组是发电侧最主要的无功输出设备，其成本包括下面几个部分：

2.2.1 发电机容量成本

发电机既是有功源也是无功源，其计算公式如下：

式中：Cp为单位有功容量成本；pf为额定功率因数；Cs为单位视在容量成本；Cq为单位无功容量成本；Cph机组运行时分摊到每小时的有功功率投资成本，即有功功率固定成本；Pmax为额定出力；I 为投资成本；yr为预期寿命；af为可用率；lf为负荷率。

2.2.2 管理成本

单元无功管理成本Cm通常根据有功电价来计算，取一个比例系数来表示这部分成本及费用：

式中：Cs为无功电价；Cp为有功电价；λ 为比例系数；Qr为实发无功。

2.2.3 机会成本

发电机无功辅助服务机会成本是指当发电机为了提供更多无功出力减少一部分有功出力，此时产生的成本称之为机会成本，机会成本的计算公式（6）如下：

式中：Cqgi（QGi）为发电机提供无功服务时所产生的机会成本；PGn为发电机的额定有功出力；SGn为发电机额定视在功率；Cpgi为发电机提供的有功价格；QGi为发电机实时无功出力；k 为合理的机会成本系数，用于调节最终发电厂的利润率。

3 案例分析

3.1 发电侧成本（火电厂典型配置）

选取浙江省某地的实际投运发电厂（嘉华发电厂）进行实地调研，收集发电机组基础数据，根据2.2 中发电侧无功辅助成本分析计算公式分别计算容量成本、机会成本、管理成本，而维修成本则直接由发电厂数据取得。能量市场的无约束有功出力为600 MW，市场清除价为300 元/MWh。保持此有功出力运行1 h。假设减少1 MW 的有功出力，能够发2 Mvar 的无功出力，则无功的成本为150 元/Mvarh。

由表1 及2.2.1 中发电机的容量成本计算公式，求得两种发电机组容量成本分别为8.87 和10.65，取两种机组的平均值并给予发电厂12%的利润率，得到基于容量成本的补偿费用为10.99元/Mvarh。

表1 典型发电机组成本

同样由表1 可知，虽然发电机配置参数不同，但由于电量的单位市场清除价相同，最终不同机组的单位机会购电成本和管理成本是相同的。从结果也可以看出，考虑机会成本进行费用测算时，导致购电费用明显上升。

3.2 无功补偿器成本（220 kV 变电站配置）

典型变电站无功补偿配置：一个电抗器，四个电容器，容量每组10 Mvar。

（1）容量成本

根据调研可知35 kV 电压等级的一组10 Mvar 的电容器投资成本约为7 万元，电抗器投资成本约为14 万元，若其使用寿命为15 年，则由式（1）可以得到折算到电容器、电抗器每小时的容量成本分别为1.05 元/h，2.10 元/h。

（2）运行成本

35 kV 的电容器开关售价大概50 000 元，按一天平均操作开关两次，则开关寿命在4.1～13.7年之间，每次投切操作的成本为5～16.67 元之间，运行成本约为0.5 元/Mvarh。

3.3 基于成本的无功辅助服务费用分析

3.3.1 方案及费用计算

根据图1 中区域2 内的情况，在早晚用电高峰时，无功功率不足会产生无功缺口，分为以下几种情况分析：

（1）无功缺口为3 Mvar 时，由发电机供给，此时仅考虑对容量成本进行费用补偿，因此支付3×10.99≈33 元/h 作为发电机费用。

（2）无功缺口为10 Mvar 时，选择投切10 Mvar电容器，一天投切2 次，此时应支付1.55 元/h的费用。

机组发出10 Mvar 无功成本：150×10=1 500元/h。

表2、表3 可知理论上电网侧的无功成本低于发电侧的无功成本，但电网侧无功出力能力基本上固定的，不能满足无功辅助服务需求，电力市场适用的以发电侧为主，后续规则及计算以发电侧无功模型为例进行分析。

表2 各成本对比 元/Mvarh

表3 区域2，3 内费用情况 元/h

3.3.2 实例费用测算与对比

某地现有无功辅助服务费用的计算策略为按实际无功出力进行计算，费用为15 元/Mvarh，下面对高峰时段及全天进行费用测算：

（1）高峰时段

由图2 可知，每天8:00—9:00 的时段无功缺口较大，以此为例分别采用现有策略和本文方法进行计算。

图2 8:00—9:00 无功缺额情况对比

参考图1，根据报价规则及费用计算方法，由于目前未实现报价，因此计算时采用成本加一定的利润率来代替报价，由图2 数据可计算相关费用如表4 所示。

表4 无功辅助服务费用对比

（2）24 h 时段

类似的，可以得到由该地24 h 数据得到表5。

表5 某天无功辅助服务费用对比

由表4、表5 可知，该地区采用本文所提方法费用比现有策略所需费用有明显降低，体现了新规则的优点。此外也可以看出，在本文规则下，主要费用产生于区域2 内的费用区域。

3.3.3 结果分析

本文报价方案中图1 中的区域1 不考虑费用，主要考虑图1 中区域2 和区域3 的无功费用情况。区域2 中，现有策略无功费用和本文所提策略无功费用明显的降低，单位节省4 元/Mvarh；区域3 单位费用远高于现有方案，但目前数据来看区域3 由于无功总量较少，最终费用整体降低。现有补偿方案及本文方案的购电费用及无功出力的关系如图4 所示，图中纵坐标为费用，单位为人民币元，横坐标为无功缺额Qv，10.99 元/Mvarh线段后的曲线为机会成本。

图3 24 h 无功缺额情况对比

图4 现有方案和本文方案费用对比

由图4 可知：SB 为进入区域3 时，本文方案较现有方案的超额费用，而SA 则为区域1、区域2 时现有方案与本文方案的费用差额，当SB>SA时，本文方案的无功辅助服务费用超出现有方案；SB

4 结语

本文首先提出了一套完整的无功辅助服务市场报价规则，适用于电力市场下的无功辅助服务报价及补偿，并根据对无功辅助服务来源分为发电侧无功源和电网侧无功源分别建立了成本分析模型，给出了成本计算公式并对不同类型的无功源进行了成本分析比对；然后根据发电曲线和成本公式给出了无功辅助服务分段补偿曲线，在此基础上用实际电网运行数据对现有无功辅助服务补偿方法和本文方法进行费用对比分析，结果表明：在正常情况下，在无功缺额高峰及全天时段，本文方案所需费用和无功辅助市场缺额及报价相关，发电厂可以根据市场情况进行报价，买方则根据各发电厂的实时报价进行优化配置。后续应继续研究基于本文所提市场化规则的无功优化模型及算法，以真正实现无功辅助服务的市场化。