基于虛擬電廠優(yōu)化算法的負荷聚合商收益分析

蔣國棟，韓 韜，羅首權，吳雪瓊，張佳琦，韋戈山，王丙文，馮榮強，王必恒，陶 勇

（1.國電南瑞科技股份有限公司，南京 211106；2.國網(wǎng)電力科學研究院，南京 211106；3.廣西電網(wǎng)有限責任公司 崇左供電局，廣西 崇左 532200）

0 引言

隨著新能源技術的發(fā)展和我國對環(huán)境保護要求的提高，大量的分布式可再生能源，如光伏、風電等接入配電網(wǎng)。同時，在電力改革和節(jié)能減排的推動下，很多分布式電源，如中小型燃氣輪機、熱電聯(lián)產(chǎn)等也進入配電網(wǎng)。光伏、風電等可再生能源具有很強的不確定性，無法完美預測，因此給電網(wǎng)調(diào)度控制帶來很大的困難。分布式電源分布面廣，且單體容量小，因此產(chǎn)生的海量數(shù)據(jù)難以采集，面廣點多也造成電網(wǎng)調(diào)度中心難以直接控制。另一方面，電網(wǎng)負荷不斷上升，負荷峰谷差日益增大，電網(wǎng)面臨的調(diào)峰調(diào)頻問題突出。與此同時，很多地區(qū)棄風、棄光現(xiàn)象嚴重，新能源消納困難。為滿足短時高峰負荷需求，電力系統(tǒng)通常需要大量投資來建設發(fā)電機組及其配套輸配電網(wǎng)絡，設備利用率低，經(jīng)濟環(huán)保效益差。

建設需求側(cè)響應資源，這改變了過去單純依靠電力供應側(cè)的發(fā)展來滿足不斷增長的電力需求的發(fā)展方式，提高了能源的利用效率，降低了電網(wǎng)投資。負荷聚合商能夠成為專業(yè)化的需求響應服務商［1］。需求響應分為價格型需求響應和激勵型需求響應。價格型需求響應的響應策略分為分時電價、尖峰電價和實時電價等。激勵型需求響應的響應策略是指需求響應的實施機構(gòu)根據(jù)電力系統(tǒng)供需狀況制定相應政策，用戶在電力系統(tǒng)需要的時候或電力緊張時，減少或增加電力需求，以此獲得直接補償或其他時段的優(yōu)惠電價。其措施和策略包括直接負荷控制、可中斷負荷、需求側(cè)競價、緊急需求響應、輔助服務項目等［2］。但是傳統(tǒng)的需求響應資源調(diào)用方式簡單粗放、時效性差、自動化程度低，且由于門檻較高，大量中小型可控負荷無法參與需求響應［3］。用虛擬電廠的形式聚合各類分布式資源，獲得多類型、占比大、靈活可控的可調(diào)節(jié)功率，參與電網(wǎng)需求響應，是一種有效的解決方案。

圖1所示為虛擬電廠示意圖。針對虛擬電廠的數(shù)學建模、交易策略方面，國內(nèi)外學者們已進行了一些研究。文獻［4］討論了商業(yè)虛擬發(fā)電廠參與日前電力市場的最優(yōu)投標策略的問題，包括分布式能源、電池存儲系統(tǒng)和電力用戶。建立了3階段的隨機雙層優(yōu)化模型，利用Karush-Kuhn-Tucker最優(yōu)條件與強對偶理論轉(zhuǎn)化為混合整數(shù)線性規(guī)劃問題，并進行了求解。文獻［5］基于發(fā)電機組節(jié)能減排的目的，聚合可中斷負荷為虛擬電廠，建立了該虛擬電廠對于發(fā)電產(chǎn)業(yè)節(jié)能減排的數(shù)學模型。文獻［6］為解決新能源發(fā)電過程中功率動態(tài)平衡困難、系統(tǒng)投資成本高昂兩大問題，提出基于商業(yè)型虛擬電廠的儲能系統(tǒng)運行方式。建立虛擬電廠的數(shù)學模型，建立可提供調(diào)峰和調(diào)頻服務的虛擬電廠經(jīng)濟優(yōu)化調(diào)度模型，以各時段內(nèi)獲得收益最大為目標，采用模擬退火算法計算得到風力發(fā)電廠和電池儲能系統(tǒng)的出力。文獻［7］針對樓宇空調(diào)等其他需求側(cè)資源的虛擬電廠內(nèi)部協(xié)調(diào)優(yōu)化問題，確定了適合樓宇空調(diào)與虛擬電廠內(nèi)其他需求側(cè)資源協(xié)調(diào)運行的調(diào)節(jié)方式，建立了計及空調(diào)負荷的多類型需求響應資源的虛擬電廠的協(xié)調(diào)優(yōu)化模型，并采用線性化方法處理非線性函數(shù)，轉(zhuǎn)化為混合整數(shù)線性規(guī)劃模型進行計算求解。文獻［8］考慮風場和光伏電源出力的間歇性與不確定性，建立基于虛擬電廠的多目標調(diào)度模型，實現(xiàn)多分布式電源并網(wǎng)協(xié)調(diào)優(yōu)化運行。以虛擬電廠的收益最大作為模型的目標函數(shù)，并基于極端學習機算法建立可再生能源懲罰成本與其出力的關系，采用粒子群優(yōu)化算法求解模型。

但是，目前對于我國現(xiàn)行的電力市場和需求響應機制下負荷聚合商和用戶的收益分析，相關的研究和論述尚不多。本文對于以虛擬電廠形式進行售電的負荷聚合商，以負荷聚合商收益最大為最優(yōu)目標，建立了優(yōu)化模型。然后，以參加何種形式的需求響應為依據(jù)分為3類方式，對負荷聚合商的收益和用戶的費用進行計算，分析了所得的結(jié)果后，得出負荷聚合商的策略和建議。

1 虛擬電廠的數(shù)學模型和求解方法

分析系統(tǒng)內(nèi)各分布式資源的運行特性與調(diào)度成本，并建立相應的數(shù)學模型，是實現(xiàn)聚合與優(yōu)化調(diào)度的基礎。下面將對各分布式資源進行運行特性及運行成本分析。

1.1 優(yōu)化模型

為優(yōu)化虛擬電廠的運行方式，實現(xiàn)負荷聚合商的利益最大化，同時保障儲能電廠和柔性負荷的運營者的收益，本文建立了一種雙層優(yōu)化模型。該雙層模型如圖2所示。

上層優(yōu)化模型，上層優(yōu)化目標為負荷聚合商收益最大，其數(shù)學模型如下

式中：S為負荷聚合商收益，元；Δt為最小結(jié)算時長；S(t)為第t個時段內(nèi)供能或參與需求響應所獲收入，元/kWh；C(t)為供能付出的成本，元/kWh；下標p、h、in分別為供電、供熱和參與需求響應；下標grid、pv、ess、mt分別為與電網(wǎng)功率交互、光伏發(fā)電、儲能系統(tǒng)和燃氣輪機；Csta為負荷聚合商支付給被調(diào)用的可中斷負荷用戶的補償金額。其中

式中：pe0和Pload分別為負荷聚合商向虛擬電廠（virtual power plant,VPP）內(nèi)部電力用戶供電電價，元/kWh和供電功率，kW；ph和Ph分別為負荷聚合商向VPP內(nèi)部熱負荷供熱價格，元/kWh和功率，kW；pin和Pin分別為負荷聚合商參與電網(wǎng)需求響應獲得的補貼價格，元/kW和響應功率，kW；pe和Pgrid分別為負荷聚合商向電網(wǎng)購電電價，元/kWh和購電功率，kW，電價參照為該地區(qū)分時電價執(zhí)行情況；pg和Pmt分別為天然氣價格，元/m3和燃氣輪機發(fā)電功率，kW；ηe和LNG分別為燃氣輪機發(fā)電效率和天然氣熱值；cpv和Ppv分別為光伏發(fā)電平均發(fā)電成本，元/kWh和發(fā)電功率，kW；cess和Pess分別為儲能系統(tǒng)調(diào)用單位容量平均損耗成本元，kWh和調(diào)用功率，kW；Pess為正時表示充電，為負時表示放電。

式中：Pe_in為其他電力負荷需求響應功率，kW。

（3）儲能系統(tǒng)充、放電功率約束

1.2 求解策略

2 應用場景和運營方式

選取某工業(yè)園區(qū)作為算例，該園區(qū)將熱電聯(lián)產(chǎn)、光伏、可控負荷、儲能聚合起來，以虛擬電廠身份參與需求響應。該園區(qū)所在地區(qū)實施了需求響應政策，并制定了實施細則，細則中制定了價格型需求響應方案和激勵型需求響應方案。價格型需求響應方案適用于所有電力用戶。設該地區(qū)峰谷平分時電價機制為：峰時段為8:00—12:00和17：00—21:00，共8 h，電價為0.85元/kWh；谷時段為00:00—6:00和23:00—24:00共7 h，電價為0.17元/kWh；6:00—8:00、12:00—17:00和21:00—23:00，共9 h，電價為0.5元/kWh。負荷聚合商向園區(qū)用戶售電的電價為0.54元/kWh，為固定電價。

需求響應可中斷負荷分為下調(diào)（避錯峰）負荷和上調(diào)（填谷）負荷兩種。需求響應補償電價，單位為元/kW。下調(diào)負荷電價為標準電價×響應系數(shù)，電價標準和響應系數(shù)分別如表1和表2所示，上調(diào)負荷補貼電價為平時段8元/kW，谷時段5元/kW。

調(diào)控時間/min＜60 60-120＞120電價標準/（元·kW-1）10 12 15

該園區(qū)有分布式光伏共計10 MW，其電力成本為0.45元/kWh。園區(qū)最大負荷約為69 MW，部分負荷具備需求響應互動能力，約為5 MW，工業(yè)熱負荷均為生產(chǎn)用工業(yè)蒸汽，屬于常年性熱負荷，與季節(jié)性變化無關，為25.4 MW。圖4展示了園區(qū)典型日的負荷和光伏發(fā)電情況。熱電聯(lián)供綜合能源站建設2×10 MW燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)機組，每套機組包含1臺燃氣輪機，1臺余熱鍋爐，熱電比為1.5，發(fā)電效率為31.2%，機組按照“以熱定電”的方式運行。天然氣熱值取9.7 kWh/m3，價格為2.5元/m3，園區(qū)內(nèi)有儲能系統(tǒng)，容量為10 MW/20 MWh，建設成本為4 000萬元，儲能系統(tǒng)每充放一度電的成本設為0.6元/kWh，系統(tǒng)效率設為95%。園區(qū)通過聯(lián)絡線與電網(wǎng)相聯(lián)。

為驗證本文建立的優(yōu)化模型有效性，本文設計了3種園區(qū)負荷聚合商參與需求響應的方式，并對不同方案下與電網(wǎng)的互動功率和收益進行比較。3種方式下負荷聚合商向電網(wǎng)購電電價均為該地區(qū)執(zhí)行的分時電價，向園區(qū)負荷售電電價為固定電價。

方式一：負荷聚合商僅參與價格型需求響應。儲能系統(tǒng)根據(jù)分時電價政策低充高放獲取收益，每天進行兩次充電和兩次放電，在固定時間以固定功率運行，充電時間為2:00—4:00和14:00—16:00，放電時間為10:00—12:00和18:00—20:00，充、放電功率均為8 MW。

方式二：負荷聚合商（包含儲能）參與價格型需求響應和激勵型需求響應，同時可控負荷以獨立身份各自參與激勵型需求響應。交易中心分配的需求響應任務為在10:00—11:00和19:00—20:00兩個高峰負荷時段內(nèi)都降低用電功率6 MW，此任務由儲能系統(tǒng)和可中斷負荷平均分配完成，儲能系統(tǒng)的剩余容量用于參與價格需求響應，其充電時段和功率、參與需求響應的放電時段同方式一。

方式三：負荷聚合商參與價格型需求響應，同時儲能和可中斷負荷等各類分布式資源以虛擬電廠聚合進入負荷聚合商，參與激勵型需求響應。需求響應任務同方式二，以負荷聚合商利益最大化為目標，優(yōu)化組合可中斷負荷與儲能系統(tǒng)參與激勵型需求響應的容量、儲能系統(tǒng)參與激勵型需求響應和參與價格型需求響應的容量。此方案下，負荷聚合商響應電網(wǎng)所獲收益由該地區(qū)需求響應政策而定，即按調(diào)用次數(shù)計算收益。負荷聚合商固定支付給被調(diào)用的可中斷負荷為5元/（kW·d-1）。可中斷負荷共有5 MW，因此每天支付給其的租金為5 000×5=25 000元。

3 收益分析

3.1 負荷聚合商效益分析

應用CPLEX求解器對所建立的模型進行求解，3種方案下負荷聚合商收益如表3所示。儲能系統(tǒng)與可中斷負荷收益情況如表4所示。3種方案的VPP內(nèi)各類可調(diào)度資源的功率情況及對比分別如圖5、圖6所示。

方案負荷聚合商總收益方式一53 232方式二157 940方式三223 230

由表3可看出，負荷聚合商的總收益在方式二和方式三情況下明顯高于方式一，這是因為激勵型需求響應的收益比單純價格型需求響應要高。負荷聚合商參與價格型和激勵型疊加的需求響應，采用方式三所獲收益高于方式二。

方案儲能系統(tǒng)收益可中斷負荷收益方式一-13 204 0方式二52 880 72 000方式三17 728 95 000

由表4可看出：方式一下，儲能系統(tǒng)僅參與價格型需求響應，由于電價設置的原因，只有峰谷價差套利，因此是虧損的；方式二下，儲能系統(tǒng)參與價格型和激勵型疊加的需求響應，由于參與了回報更高的激勵型需求響應，而且得到了一半的響應量即3 MW，因此盈利；方式三下，以整個虛擬電廠為核算對象，由于儲能系統(tǒng)參與需求響應的成本相比可中斷負荷更高，因此僅調(diào)用了1 MW，因此儲能系統(tǒng)獲得收益較少。綜合表4和表5可知，負荷聚合商在方式三下比方式二的總收益高，主要是因為方式三下，儲能和可中斷負荷的配合，增加了可中斷負荷的調(diào)用量，使得負荷聚合商減少了電價峰值期從電網(wǎng)的購電，同時因租用可中斷負荷資源與電網(wǎng)進行交易獲取了利潤，因此增加了總收益。

3.2 用戶效益分析

設有一個用戶，其全天用電功率恒定為10 MW，其可中斷負荷調(diào)用容量占比與用戶用電功率占比相同，即在方式二下可中斷負荷調(diào)用容量為0.5 MW，在方式二下可中斷負荷調(diào)用容量為0.85 MW，不同方案下用戶總支出如表5所示。

方案電費支出獲得補貼總支出方式一124 900 0 124 900方式二123 200 12 000 111 200方式三123 282 4 250 119 032

由表5可看出，方式一用電支出費用最高，方式二用電支出最低，方式三用電支出介于前兩種方案之間。因此，對于因容量較小而無法直接參與激勵需求響應的用戶來說，通過負荷聚合商來參與激勵型需求響應是降低其用電支出的一種較好的方式。

4 結(jié)束語

本文商業(yè)模式是在現(xiàn)行市場規(guī)則下，設計為負荷聚合商給予需求響應參與者固定費用的方式，采用虛擬電廠的形式參與需求響應市場。本文對此建立了優(yōu)化模型，暫未考慮光伏的不確定性，對于負荷聚合商、儲能投資商和用戶，進行了收益分析。結(jié)論如下：

（1）儲能和可中斷負荷的配合，可讓負荷聚合商獲得更高收益，同時儲能投資商參與需求響應后獲得了更高的收益。

（2）若用戶是中小型客戶，無法達到需求響應門檻，參加由負荷聚合商組織的虛擬電廠可減少電費。若客戶可直接參與需求響應，獲得的收益較參與虛擬電廠為多。

（3）本應用場景下，峰谷電價越高，現(xiàn)行體制下負荷聚合商收益越低。若要在完成同樣的調(diào)峰任務下實現(xiàn)負荷聚合商相同的收益，需求響應價格調(diào)整的幅度大于峰谷電價差，這說明負荷聚合商對峰谷電價差比需求響應價格更加敏感。

因此，負荷聚合商經(jīng)營策略的具體設計，需要在建立對于本地負荷盡可能精準的模型基礎上，考慮用戶負荷的剛性、資金池容量、需求響應開發(fā)成本等方面，做出因地制宜的決策。D