虛擬電廠負荷多目標優化調度策略分析

鄭霓虹

（南京國電南自電網自動化有限公司）

0 引言

目前我國為了實現碳中和的目標，需要調整能源結構，積極發展清潔能源，減少化石能源的使用。但是從當前能源開發利用情況來看，面臨著大規模的分布式新能源接入電網，其間歇性、隨機波動性的沖擊將使電力系統面臨大的挑戰。傳統意義上的電力系統負荷優化通過調度發電側能源來完成，但在新能源電力快速發展下，傳統電力系統負荷由調度優化已經無法滿足實際需要，智能電網的快速發展為負荷側需求響應參與電力系統負荷優化調度創設了條件，需求響應可以在價格激勵作用下引導用戶管理負荷，最終實現發電側和負荷側資源的合理利用。

1 虛擬電廠

虛擬電廠的打造離不開通信技術和軟件架構的支持，在多個技術的綜合配合下能夠整合和優化各類資源的使用。虛擬電廠的本質是一個資源和能源協調配合和分散使用的系統。虛擬電廠的運作模式和發電站的模式十分類似，電力資源的整合利用關系到虛擬電廠的運作成效。比如制定發電時間表、限定發電上限、控制經營成本等，在這些功能的支持下，一個獨立的虛擬電廠能夠隨時和電力運營的參與者獲得聯系，通過直接和通信中心聯系為電網的運行做出貢獻。在全面整合資源信息的基礎上，整個虛擬電廠還會在比較大的范圍內將這些信息整合在一起，統籌規劃資源的利用，從而為整個虛擬電廠的穩定運行提供重要支持。

2 負荷側對虛擬電廠優化調度的影響

（1）基于分時電價的需求響應對虛擬電廠調度的影響

基于分時電價的需求響應是指用戶能夠自主響應分時電價變化，并根據實際情況來調整用電需求。站在經濟適用的角度，在電價出現變化的情況下，負荷側電力用戶會根據自身發展需求來調整用電方式，優化用電結構。虛擬電廠會借助分時電價引導電力用戶參與到負荷調節工作中，通過削峰填谷的方式來緩解高峰用電系統的供電壓力。負荷轉化率在實施分時電價管理之后，負荷會從高電價時間段朝著低電價時間段轉變。

（2）基于負荷激勵的需求響應對虛擬電廠優化調度產生的影響

根據電力系統供需狀況相關政策要求，用戶在發生系統性或區域性電網緊急情況下降低電力需求，可獲得直接補償或電價折扣優惠。傳統的激勵計劃包括直接負荷控制和可中斷負荷，市場環境下的激勵計劃包括需求側競價、緊急需求響應以及容量市場／輔助服務等。在開展研究分析的時候選擇負荷功率較大、可以自由調節的高載能負荷作為重要的中斷負荷，在高載能負荷系統達到一定運行速度的時候根據投切的實際情況來調節高能負荷，具體流程如下：

1）可中斷用戶根據自身用電需求向虛擬電廠申報可中斷容量；

2）虛擬電廠根據電源負荷情況制定發電調度計劃，得到可中斷容量值；

3）可中斷用戶反饋，針對可中斷負荷的調度計劃是否可行，如不行則再次與虛擬電廠協商調整調度計劃，最終雙方認可，虛擬電廠確定最終可中斷負荷調度容量。

3 負荷側和發電側協調運行對虛擬電廠優化調度的影響

發電側資源包含常規意義上的電源和新能源，本文所研究的常規能源是水電機組和火電機組，新能源包含風力發電和光伏發電。水電機組的調節能力強，調節速度較快，但受季節因素的影響，火電機組的調整容量是裝機容量的三成到五成，機組運行時可調節范圍較小，且調節速度緩慢。風力發電和光伏發電具有不穩定、預測精準度不高的特點，在風力發電、光伏發電超過一定范圍時，僅僅依靠電源無法滿足風力發電、光伏發電的負荷需求。在此期間考慮到用戶需求響應的作用機理，通過分時電價、可中斷負荷激勵措施能夠引導用戶因地制宜地調節和改善用電結構，通過完成負荷移峰填谷來增加新能源消納的能力。

傳統意義上的負荷優化調度是通過協調常規意義上的電源來實現的，然而常規電源的發電成本比較高，在發電的過程中還會出現污染。負荷側和發電側協調運行后會改變負荷的運行曲線，之后會對整個系統的運行環境、運行成本消耗產生深刻的影響。在負荷曲線被改變之后，新能源的消納量會增加，常規意義上的電源發電量降低，相應地，整個系統的運行成本也會被降低。

4 虛擬電廠負荷多目標優化調度策略模型

本文根據負荷側和發電側協調運行虛擬電廠多目標負荷優化調度的特點打造出發電成本、新能源、環境成本，考慮環境成本后電量成本目標負荷優化調度模型，將分目標乘除法理論應用到虛擬電廠多目標負荷優化調度，減少人為主觀因素對實驗的干擾，提升優化方案的科學性。

4.1 策略模型

（1）可中斷負荷模型

負荷側需求響應一端可以向下劃分為激勵需求響應和價格需求響應，激勵需求響應會通過中斷的方式來調整負荷的使用。另外，通過系統負荷操作能夠調節電力系統的資源應用，根據用戶的需要來為其提供相應的數據信息。虛擬電廠控制中心還會向用戶發布負荷削減指令，用戶根據自己的情況從中獲得補償。

（2）虛擬電廠優化模型

虛擬電廠VPP控制中心會根據實際情況來調節電力資源，根據系統響應需求來合理調控電力系統的負荷資源，對每一個分布狀態的資源和能源利用情況進行調控。在經過一系列的設備轉化和交互之后，電力公司可以通過熱補償的方式來激勵發電，目標函數如下：

（3）約束條件

熱電聯產CHP在具體運作的時候可以劃分為背壓形式和冷凝形式兩種，前一種的熱電比是十分固定的，在確定之后不可以隨意調節，后面一面的熱電比是可以結合實際情況做出調節的。CHP的電出力約束如下：

4.2 算例

本文考慮包含光伏PV、熱電聯產CHP、熱電負荷IL的虛擬電廠VPP，其中，熱電聯產CHP通過以熱定電的方式運行。

（1）本算例分布式電源單位電量成本

光伏1.2元／kWh；

熱電聯產CHP 0.616元／kW。

（2）本算例分布式電源參數

PV：功率上限為10MW，功率下限為0MW，運行成本系數9.6元／MW－1；

CHP1：功率上限為10MW，功率下限為4MW，發電效率為0.4，爬坡率0.10MW.min－1，熱電比1.5，運行成本系數47元／MW－1；

CHP2：功率上限為6MW，功率下限為1MW，發電效率為0.35，爬坡率0.05MW.min－1，熱電比1.7，運行成本系數47元／MW－1。

（3）負荷預測和光伏預測曲線

光伏、負荷預測如圖1所示。假設虛擬現場預測波動方差為0.1，負荷預測的波動方差為0.01，執行工業峰谷電價。

圖1 熱電負荷、光伏出力預測曲線

（4）結果分析

本文使用遺傳算法解決預測曲線，在權重系數出現變化的時候，電力公司成本和虛擬電廠收益的兩個目標變化如圖2所示。在虛擬電廠收益增大的時候，電力公司為刺激用戶削減負荷和增加熱出力的補償，成本也會增加。為了能夠保證虛擬電廠的收益，取二者權重為0.5時的情況作為參照。在實踐操作中設置兩個運行策略，第一個運行策略是虛擬電廠和電網互動，通過可中斷負荷參與響應實現對電網的資源應用。由于可中斷補償會隨著調用量的變化出現階段性的遞增，因此，在電價比較高的階段的時候，VPP能夠獲得更多的利潤，每個用戶都會削減負荷數值，且補償費用較低的用戶會率先削減負荷。第二個策略是熱電互補。引入熱電互補之后，由于熱補償價格低于可中斷負荷補償成本，電力公司優先增加CHP發電量，用戶可中斷負荷削減量在時間段和數量上表現出不斷減少的狀態。受CHPI單位成本比較少的影響，優先增加CHPI出力，一直到CHPI的單位成本達到最大的狀態。在14：00～16：00時間段和19：00～21：00時間段，電力資源的用價會達到一種較高的水平。CHP2發電成本會處于一種不斷增加的狀態。僅僅考慮中斷負荷調整，電力公司的補償費用為4.835萬元，結合熱電互補電力公司補貼成本為4.102萬元，成本降低15.16%，VPP的收益增加17.76%，由此可見可中斷負荷參與響應以及熱電互補協調都能夠提升VPP的收益。

圖2 雙目標最優解集

5 結束語

綜上所述，隨著新能源電力快速發展和電力系統對分布式能源的日益重視，本文在綜合考慮負荷側需求響應和發電側常規電源對新能源系統運作影響的基礎上，以新能源消納量最大，系統運行成本最小為目標，打造考慮虛擬電廠經濟性和快速性的多目標優化調度模型，通過算例驗證計及負荷側和發電側協調運行的虛擬電廠通過負荷優化調度，最終有效減少了系統運行成本，提升了新能源消納水平。