基于成本分析的電力市場無功輔助服務分段報價規則研究

項中明，倪秋龍，吳 昌，任嫻婷，李綏榮

（1.國網浙江省電力有限公司，杭州 310007；2.國網浙江省電力有限公司衢州供電公司，浙江 衢州 324000；3.杭州沃瑞電力科技有限公司，杭州 310012）

0 引言

隨著發電競爭的引入和電網市場化推進，電力市場環境下輔助服務的實現越來越受到重視，無功輔助服務是電力市場下輔助服務的重要組成部分，對電網公司的運行和經營具有重要的意義。目前電力市場無功輔助服務的獲取方式包括強制性手段和市場手段兩種。文獻[1]針對光熱-光伏系統無功控制問題，提出一種基于模型預測控制的多時間尺度無功優化控制策略。文獻[2]提出強制性手段獲取方式為強制要求發電廠提供電力市場輔助服務，市場手段獲取方式的根本在于通過建立競爭市場來提供輔助服務，電力市場模式會影響輔助服務的獲取和定價。文獻[3-5]研究發現目前通過三種電力市場輔助服務的市場模式可以獲取電力市場輔助服務，選擇何種模式受電力市場成熟度的影響。文獻[6-7]分析了美國加州電力市場，指出ISO（獨立系統運營商）通過長期合同的方式從發電機組獲取無功容量。文獻[8]指出在澳大利亞電力市場中，任何運行在功率因數-0.93～0.90 范圍內的發電機都被強制要求提供無償無功輔助服務；澳大利亞電力市場存在部分未得到明確定義的無功電價。文獻[9-10]研究在英國電力市場中，無功輔助服務獲取方式為機組競標，中標機組由NGC 按月支付以機組無功容量價格構成的固定費用。對于未中標機組而言，NGC要獲取無功服務，就要在無功出力[Qdown，Qup]范圍內給予機組2.40 美元/Mvarh 的補償費用。文獻[11-13]提出當前國際上對無功定價主要分為無功容量電價和電量電價，無功容量電價主要是回收系統無功設備的投資成本。文獻[14-16]指出無功電量電價主要是回收無功的生產成本，可以概括為以下三類：忽略無功生產成本的邊際定價方法、考慮無功生產成本的邊際定價方法和基于區域市場的無功定價方法。

以上研究并未涉及無功輔助服務成本的細致分析，未給出具體的發電廠多發無功激勵方法，也沒有給出一套適合電力市場的無功輔助服務交易規則。本文以無功輔助服務成本分析理論為基礎，重點研究了基于成本的適用于市場環境下的無功輔助服務分段報價規則，并對電網側與發電側典型無功源進行成本分析。最后以某省級電網實際運行數據作為案例，分別以本文規則和現行規則進行計算，并對結果進行分析。本文的研究為電力市場下的無功輔助服務報價提供了一種新的思路和解決方案。

1 電力市場無功輔助服務規則

1.1 電力市場無功輔助服務報價規則

市場規則通常以市場化價格為手段，通過多方競價來實現市場化價格最低，將無功輔助服務根據理論服務成本劃分為多個區域，各個區域均采用實時報價策略，根據“誰受益、誰付費”的規則進行劃分，對電網受益的相關區域實現充分的市場化競價，允許無功輔助服務提供者實時上報參與無功輔助服務的容量及單價，由電網統一根據報價進行優化調度，最終按實際提供的無功輔助服務及報價進行結算，建議規則如下：

（1）無功輔助服務中進相及滯相無功分開考慮；發電廠分機組上報無功調節能力上下限及無功輔助報價。

（2）無功輔助服務買方在發電廠上報的機組無功調節能力范圍內根據實時報價對無功輔助服務進行優化調度。

（3）電廠分三段式進行報價。

區域1 費用區：發電廠從電網吸收無功（考慮升壓變無功損耗）到向電網提供一定功率因數的無功出力范圍內，此時受益方為發電廠自身，不考慮支付費用。

區域2：以單位無功容量成本為基礎確定最終市場價格，允許發電廠在此基礎上進行報價，調度機構根據各發電廠實時報價和電網無功需求進行調度，按最終實際出力和實時報價進行結算。

區域3：以機會成本為基礎來確定允許報價范圍，由發電廠在報價范圍內進行實時競價，每段要求單調遞增。

由于目前尚未實現競價，因此區域2，3 的市場價格尚未獲得，后續將對當前電網中主要的無功輔助成本進行分析。并得到基于無功輔助成本對發電機無功輔助服務的費用曲線。

1.2 發電機無功輔助服務費用曲線

根據發電機的發電功率曲線圖，當有功額定功率確定時，無功出力有一定的可調范圍，此時無功出力成本主要為其自身成本；當無功出力達到上限時（功率因數合理范圍），此時要繼續增大出力，則需要減少有功出力，此時需要考慮機會成本。因此可根據無功出力是否影響機組有功出力及無功出力的受益方，同時參照無功輔助成本計算的公式及機組成本數據，將無功輔助服務分為以下三個區域：

（1）區域1 零費用區：在本區域內發電機無功出力較少，主要用于維持自身有功發電，受益方為發電廠自身，因此電網不必向發電廠支付無功輔助服務費用。

（2）區域2 容量成本區：本區域內無功取值范圍為由發電機PQ 曲線來確定的，通常認為，該范圍內無功出力增加不影響有功出力。因此可按實際的無功出力，以單位容量成本為報價參考依據。

（3）區域3 機會成本區：在本區域，功率因數低于額定功率因數，繼續增加無功出力，將會對有功出力產生影響。此時應以機會成本作為參考基本依據，根據機組實際無功出力計算無功輔助服務的費用。

根據上述規則，由2 節中的相關計算公式可以得到圖1。

圖1 發電機無功輔助服務費用曲線

圖中Qbs為零費用區的無功范圍，無功出力大于Qbs小于Qa則為容量成本區，大于Qa小于Qb為機會成本區，Qb為發電機最大無功出力。Qa為在市場規則下，無功輔助服務通過競價方式獲取，由發電廠對區域2、3 的無功出力進行實時報價，電網根據發電廠報價及實際無功輔助服務需求擇優選取，最終按發電廠各機組實際出力進行費用計算。

目前無功輔助服務尚未實現市場報價，實際報價數據無法直接獲得，但是可通過對無功輔助服務成本進行分析，從而基于成本對市場環境下的無功輔助服務費用進行估算。

2 無功輔助服務成本分析

對目前電力系統中兩大類無功源：電網側及發電側分別建模和分析。

2.1 電網側無功輔助服務成本

2.1.1 固定成本

電網側無功出力主要由并聯電容器等無功補償裝置提供，其固定成本即投資成本可以折算到每一年，計算公式如下：

式中：A 為折算到每年的年度固定成本；i 為每年的資金回報率，可以取10%；n 為無功補償裝置預期的使用壽命；I 為總投資成本。

2.1.2 運行成本和可變成本

除了固定成本，電網側無功補償裝置還會產生一定的運行成本，運行成本等于開關設備的總價除以總操作次數得到單次操作成本。

2.2 發電側無功輔助服務成本

發電機組是發電側最主要的無功輸出設備，其成本包括下面幾個部分：

2.2.1 發電機容量成本

發電機既是有功源也是無功源，其計算公式如下：

式中：Cp為單位有功容量成本；pf為額定功率因數；Cs為單位視在容量成本；Cq為單位無功容量成本；Cph機組運行時分攤到每小時的有功功率投資成本，即有功功率固定成本；Pmax為額定出力；I 為投資成本；yr為預期壽命；af為可用率；lf為負荷率。

2.2.2 管理成本

單元無功管理成本Cm通常根據有功電價來計算，取一個比例系數來表示這部分成本及費用：

式中：Cs為無功電價；Cp為有功電價；λ 為比例系數；Qr為實發無功。

2.2.3 機會成本

發電機無功輔助服務機會成本是指當發電機為了提供更多無功出力減少一部分有功出力，此時產生的成本稱之為機會成本，機會成本的計算公式（6）如下：

式中：Cqgi（QGi）為發電機提供無功服務時所產生的機會成本；PGn為發電機的額定有功出力；SGn為發電機額定視在功率；Cpgi為發電機提供的有功價格；QGi為發電機實時無功出力；k 為合理的機會成本系數，用于調節最終發電廠的利潤率。

3 案例分析

3.1 發電側成本（火電廠典型配置）

選取浙江省某地的實際投運發電廠（嘉華發電廠）進行實地調研，收集發電機組基礎數據，根據2.2 中發電側無功輔助成本分析計算公式分別計算容量成本、機會成本、管理成本，而維修成本則直接由發電廠數據取得。能量市場的無約束有功出力為600 MW，市場清除價為300 元/MWh。保持此有功出力運行1 h。假設減少1 MW 的有功出力，能夠發2 Mvar 的無功出力，則無功的成本為150 元/Mvarh。

由表1 及2.2.1 中發電機的容量成本計算公式，求得兩種發電機組容量成本分別為8.87 和10.65，取兩種機組的平均值并給予發電廠12%的利潤率，得到基于容量成本的補償費用為10.99元/Mvarh。

表1 典型發電機組成本

同樣由表1 可知，雖然發電機配置參數不同，但由于電量的單位市場清除價相同，最終不同機組的單位機會購電成本和管理成本是相同的。從結果也可以看出，考慮機會成本進行費用測算時，導致購電費用明顯上升。

3.2 無功補償器成本（220 kV 變電站配置）

典型變電站無功補償配置：一個電抗器，四個電容器，容量每組10 Mvar。

（1）容量成本

根據調研可知35 kV 電壓等級的一組10 Mvar 的電容器投資成本約為7 萬元，電抗器投資成本約為14 萬元，若其使用壽命為15 年，則由式（1）可以得到折算到電容器、電抗器每小時的容量成本分別為1.05 元/h，2.10 元/h。

（2）運行成本

35 kV 的電容器開關售價大概50 000 元，按一天平均操作開關兩次，則開關壽命在4.1～13.7年之間，每次投切操作的成本為5～16.67 元之間，運行成本約為0.5 元/Mvarh。

3.3 基于成本的無功輔助服務費用分析

3.3.1 方案及費用計算

根據圖1 中區域2 內的情況，在早晚用電高峰時，無功功率不足會產生無功缺口，分為以下幾種情況分析：

（1）無功缺口為3 Mvar 時，由發電機供給，此時僅考慮對容量成本進行費用補償，因此支付3×10.99≈33 元/h 作為發電機費用。

（2）無功缺口為10 Mvar 時，選擇投切10 Mvar電容器，一天投切2 次，此時應支付1.55 元/h的費用。

機組發出10 Mvar 無功成本：150×10=1 500元/h。

表2、表3 可知理論上電網側的無功成本低于發電側的無功成本，但電網側無功出力能力基本上固定的，不能滿足無功輔助服務需求，電力市場適用的以發電側為主，后續規則及計算以發電側無功模型為例進行分析。

表2 各成本對比 元/Mvarh

表3 區域2，3 內費用情況 元/h

3.3.2 實例費用測算與對比

某地現有無功輔助服務費用的計算策略為按實際無功出力進行計算，費用為15 元/Mvarh，下面對高峰時段及全天進行費用測算：

（1）高峰時段

由圖2 可知，每天8:00—9:00 的時段無功缺口較大，以此為例分別采用現有策略和本文方法進行計算。

圖2 8:00—9:00 無功缺額情況對比

參考圖1，根據報價規則及費用計算方法，由于目前未實現報價，因此計算時采用成本加一定的利潤率來代替報價，由圖2 數據可計算相關費用如表4 所示。

表4 無功輔助服務費用對比

（2）24 h 時段

類似的，可以得到由該地24 h 數據得到表5。

表5 某天無功輔助服務費用對比

由表4、表5 可知，該地區采用本文所提方法費用比現有策略所需費用有明顯降低，體現了新規則的優點。此外也可以看出，在本文規則下，主要費用產生于區域2 內的費用區域。

3.3.3 結果分析

本文報價方案中圖1 中的區域1 不考慮費用，主要考慮圖1 中區域2 和區域3 的無功費用情況。區域2 中，現有策略無功費用和本文所提策略無功費用明顯的降低，單位節省4 元/Mvarh；區域3 單位費用遠高于現有方案，但目前數據來看區域3 由于無功總量較少，最終費用整體降低。現有補償方案及本文方案的購電費用及無功出力的關系如圖4 所示，圖中縱坐標為費用，單位為人民幣元，橫坐標為無功缺額Qv，10.99 元/Mvarh線段后的曲線為機會成本。

圖3 24 h 無功缺額情況對比

圖4 現有方案和本文方案費用對比

由圖4 可知：SB 為進入區域3 時，本文方案較現有方案的超額費用，而SA 則為區域1、區域2 時現有方案與本文方案的費用差額，當SB>SA時，本文方案的無功輔助服務費用超出現有方案；SB

4 結語

本文首先提出了一套完整的無功輔助服務市場報價規則，適用于電力市場下的無功輔助服務報價及補償，并根據對無功輔助服務來源分為發電側無功源和電網側無功源分別建立了成本分析模型，給出了成本計算公式并對不同類型的無功源進行了成本分析比對；然后根據發電曲線和成本公式給出了無功輔助服務分段補償曲線，在此基礎上用實際電網運行數據對現有無功輔助服務補償方法和本文方法進行費用對比分析，結果表明：在正常情況下，在無功缺額高峰及全天時段，本文方案所需費用和無功輔助市場缺額及報價相關，發電廠可以根據市場情況進行報價，買方則根據各發電廠的實時報價進行優化配置。后續應繼續研究基于本文所提市場化規則的無功優化模型及算法，以真正實現無功輔助服務的市場化。