考慮虛擬電廠的電力系統(tǒng)靈活性提升方案研究

韓 亮，張維靜，胡娛歐，張 晶，郭鴻業(yè)，陳啟鑫

（1. 國家電網(wǎng)公司 華北分部，北京 100053；2. 電力系統(tǒng)及發(fā)電設(shè)備控制和仿真國家重點實驗室（清華大學(xué) 電機系），北京 100084）

0 引言

應(yīng)對全球氣候變化，我國提出了“碳達峰、碳中和”的戰(zhàn)略目標(biāo)，同時要求加快全國統(tǒng)一電力市場建設(shè)，力圖通過發(fā)揮市場在資源優(yōu)化配置中的基礎(chǔ)性作用，保障新型電力系統(tǒng)的能源安全供應(yīng)、能源利用效率、能源高質(zhì)量發(fā)展。

高比例新能源并網(wǎng)給新型電力系統(tǒng)帶來了較大的消納壓力，隨之而來的，還有風(fēng)電與光伏的出力波動和不確定性對系統(tǒng)運行可靠性、電能供應(yīng)質(zhì)量及社會經(jīng)濟成本的影響。以京津唐電網(wǎng)為例，規(guī)劃至2025年不考慮外來電容量的情況下，新能源占比將達到系統(tǒng)裝機規(guī)模的40%，燃氣等調(diào)節(jié)性資源占比16%，常規(guī)火電占比44%。電能量市場交易機制下系統(tǒng)將產(chǎn)生棄風(fēng)容量1.02 億kW，分析原因在于系統(tǒng)的靈活性調(diào)節(jié)能力不足，尤其是冬季“以熱定電”的運行的模式大大約束了系統(tǒng)的調(diào)節(jié)空間?？梢娡诰蜢`活性資源，拉大系統(tǒng)電力平衡的調(diào)節(jié)彈力，滿足高比例新能源的并網(wǎng)及消納需求，保障系統(tǒng)運行的可靠性和經(jīng)濟性，是京津唐新型電力系統(tǒng)建設(shè)的關(guān)鍵任務(wù)之一。

目前國內(nèi)外專家和學(xué)者提升系統(tǒng)靈活性的主要措施可以分為兩個維度：一是針對現(xiàn)有資源進行技術(shù)改造，降低機組最小技術(shù)出力［1］，擴大機組調(diào)節(jié)范圍，實現(xiàn)熱電解耦運行［2］，釋放機組靈活性等，相應(yīng)的技術(shù)方案已在國內(nèi)外電力系統(tǒng)中廣泛應(yīng)用，此處不再贅述。二是設(shè)計靈活性交易產(chǎn)品或配置靈活性資源，改進系統(tǒng)的調(diào)度方式。文獻［3］基于美國電力市場對比分析了靈活調(diào)節(jié)服務(wù)（flexible ramping product，F(xiàn)RP）與傳統(tǒng)輔助服務(wù)的區(qū)別，認為FRP 機制有效彌補了靈活調(diào)節(jié)資源市場的不足；文獻［4］提出基于系統(tǒng)爬坡的實時調(diào)度方法，通過提高決策頻率改進調(diào)度算法，實現(xiàn)對現(xiàn)有資源的靈活性挖掘；文獻［5］、文獻［6］分別提出配置儲能和需求側(cè)響應(yīng)機制，通過優(yōu)化實時調(diào)度、加強兩者的協(xié)同運行，補充系統(tǒng)靈活性缺口；文獻［7］、文獻［8］從優(yōu)化調(diào)度虛擬電廠的角度先后提出配網(wǎng)與虛擬電廠互動出清方法，以提升系統(tǒng)需求側(cè)響應(yīng)能力。無一例外的是，國內(nèi)外專家對靈活性的研究多是構(gòu)建短時調(diào)度優(yōu)化模型，解決系統(tǒng)中有實時靈活性需求時的資源調(diào)度出清問題，但是對系統(tǒng)整體運行的經(jīng)濟性、可靠性考慮不足。在系統(tǒng)實際運行中，單日系統(tǒng)經(jīng)濟性最優(yōu)的建模方式可能導(dǎo)致大型儲能、水電等資源整體調(diào)度性能不佳，通過對比多時段耦合優(yōu)化市場與考慮系統(tǒng)爬坡約束的單時段市場的運行結(jié)果，證實了多時段耦合優(yōu)化市場運行成本更低，且更大程度減少了爬坡能力的分配［9］。

系統(tǒng)的靈活性提升方案，不僅要解決短時、局部的靈活性資源調(diào)度或系統(tǒng)棄風(fēng)等問題，還應(yīng)兼顧系統(tǒng)運行的安全、靈活、經(jīng)濟及環(huán)保等綜合性能。為此，文獻［10］建立了涵蓋系統(tǒng)運行靈活、經(jīng)濟、環(huán)保及技術(shù)等多維屬性的指標(biāo)集，通過層次分析法和模糊綜合評價法相結(jié)合建立了系統(tǒng)靈活性的綜合評價體系。相較爬坡資源不足的期望和技術(shù)不確定性靈活性指數(shù)等單一靈活性評價指標(biāo)［11］，綜合評價更加全面，但也由于涉及指標(biāo)眾多，不同的指標(biāo)權(quán)重分配方式結(jié)果差異較大，導(dǎo)致數(shù)據(jù)難以收集，評價體系難以實際推廣應(yīng)用。

綜上，提升京津唐新型電力系統(tǒng)的靈活性調(diào)節(jié)能力，一是配置系統(tǒng)靈活性資源。從源端加強技術(shù)改造，增配儲能等資源以增強系統(tǒng)調(diào)節(jié)彈性；從荷端，通過市場機制挖掘以虛擬電廠為代表的可調(diào)節(jié)性負荷，擴大系統(tǒng)電力平衡的調(diào)節(jié)范圍和空間。二是建立面向靈活性的市場出清模型，涵蓋機組啟停、檢修安排等要素，支撐多資源、多品種、多日優(yōu)化，實現(xiàn)貼近實際的系統(tǒng)精細化運行模擬。三是構(gòu)建考慮系統(tǒng)綜合效率的評價方法，評估適用于京津唐電網(wǎng)的提升方案。因此，本文基于京津唐規(guī)劃系統(tǒng)，首先提出加強煤電機組改造、建立基于虛擬電廠的需求側(cè)響應(yīng)機制及基于可調(diào)節(jié)性負荷的需求側(cè)響應(yīng)方案；其次構(gòu)建面向靈活性資源配置的多日協(xié)調(diào)優(yōu)化模型，支撐不同靈活性提升方案的全年精細化運行模擬；最后篩選基于環(huán)保經(jīng)濟綜合效益最佳的靈活性提升方案，為未來新型電力系統(tǒng)規(guī)劃建設(shè)提供參考。

1 靈活性提升方案

1.1 加強機組靈活性改造

京津唐規(guī)劃系統(tǒng)中燃煤和燃氣機組占比達到55%，但是由于兩者兼顧系統(tǒng)供熱功能，在冬季基于“以熱定電”的模式發(fā)電，導(dǎo)致機組最小技術(shù)出力被進一步上抬至70%，最新的運行經(jīng)驗表明，熱電解耦、低壓穩(wěn)燃等技術(shù)改造可降低機組最小出力至20%左右，屆時可釋放系統(tǒng)空間1.8萬MW。

改造后機組的出力約束和爬坡約束可以表示為

1.2 設(shè)置需求響應(yīng)機制

需求側(cè)資源依據(jù)類型可以分為分布式電源、儲能、負荷資源等。需求側(cè)資源可獨立參與需求側(cè)響應(yīng)，也可以通過虛擬電廠實現(xiàn)需求側(cè)響應(yīng)。虛擬電廠通過先進的通信、計量、控制等技術(shù)，對上可以通過市場價格信號的引導(dǎo)實現(xiàn)系統(tǒng)削峰填谷，對下可協(xié)同控制電廠內(nèi)能源轉(zhuǎn)換設(shè)備、儲能、分布式電源、柔性負荷資源。目前已有技術(shù)相對成熟的虛擬電廠參與京津唐市場交易，但是更多需求側(cè)資源尚未形成綜合響應(yīng)模式。因而，本文以儲能和柔性負荷構(gòu)成的虛擬電廠為例，說明虛擬電廠參與上級電網(wǎng)的出清模型及其內(nèi)部各項資源的運行約束條件。當(dāng)系統(tǒng)中僅有柔性負荷參與需求側(cè)響應(yīng)時，其運行約束可以參考式（4）。

（1）儲能資源運行約束。以電化學(xué)儲能為例，出力約束可以表示為

忽略不計儲能的可變運行成本，虛擬電廠的響應(yīng)成本可以用柔性負荷的平均響應(yīng)成本表示，即

CVPP=Cˉf。

2 電力系統(tǒng)運行模型

基于系統(tǒng)靈活性資源運行約束，構(gòu)建時序負荷曲線的系統(tǒng)運行模型，進一步考慮燃煤及燃氣機組組合、機組檢修計劃、水電多日優(yōu)化等要素。

2.1 機組檢修安排

合理的機組檢修計劃是保障系統(tǒng)運行可靠性、減少機組發(fā)電成本、延長機組使用壽命的關(guān)鍵。綜合評估系統(tǒng)的運行情況，優(yōu)化分配機組啟停、出力計劃，評價系統(tǒng)運行經(jīng)濟性、可靠性等指標(biāo)，都要以檢修計劃為前提。本文以啟發(fā)式方法為指導(dǎo)，通過等備用方法安排機組檢修計劃。

2.1.1 目標(biāo)函數(shù)

2.2 機組組合模型

2.2.1 目標(biāo)函數(shù)

機組組合模型，是控制各時段機組出力分配方式，從而控制系統(tǒng)整體運行成本最直接的方式。因此，市場化調(diào)度以運行成本最低為優(yōu)化目標(biāo)，考慮機組啟停成本、系統(tǒng)切負荷損失、新能源棄電損失，具體可以表示為

式中：Dt為t時刻的系統(tǒng)總負荷。

（2）新能源機組出力約束

考慮新增風(fēng)電、光伏選址集中于原新能源建設(shè)片區(qū)，且新能源出力隨機性強。依據(jù)歷史出力曲線預(yù)測各新能源場站未來出力曲線，并設(shè)置新能源實際出力和預(yù)測出力如下

（3）水電出力約束及多日協(xié)調(diào)優(yōu)化

水電機組模擬出力，應(yīng)結(jié)合規(guī)劃水電站位置、規(guī)模和歷史出力水平確定?？紤]京津唐規(guī)劃水電站在原電站位置擴建，且水電裝機容量占比較小。為了充分發(fā)揮水電效益，使水電、火電有效配合以優(yōu)化電力系統(tǒng)運行方式，文章依據(jù)水庫庫容、歷史出力等信息設(shè)置水電出力模式為部分出力帶基荷供電，剩余電力、電量依據(jù)系統(tǒng)“削峰”需求確定。

因此，依據(jù)豐水、枯水、平水時期平均發(fā)電量設(shè)置水電機組月度發(fā)電量和強迫出力，依據(jù)系統(tǒng)每日削峰填谷需求確定機組運行時段的具體出力。此時，水電機組出力約束可以表示為

（6）網(wǎng)絡(luò)約束

基于直流潮流建立線路及斷面?zhèn)鬏敿s束，可以

2.3 經(jīng)濟調(diào)度模型

2.3.1 目標(biāo)函數(shù)

經(jīng)濟調(diào)度模型更側(cè)重解決系統(tǒng)爬坡等滿足電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的問題。目標(biāo)函數(shù)表示為

式中：C(Pi,t)為系統(tǒng)各類能源運行成本。

2.3.2 約束條件

在機組組合模型約束的基礎(chǔ)上，進一步增加考慮系統(tǒng)改造機組、儲能、需求側(cè)響應(yīng)的約束條件，見式（1）—式（4）。

2.4 基于虛擬電廠的需求側(cè)響應(yīng)模型

由于種種原因系統(tǒng)在某時段或者某節(jié)點供電能力不足產(chǎn)生切負荷時或由于調(diào)節(jié)能力不足產(chǎn)生新能源棄電時，啟動需求側(cè)響應(yīng)機制。整體模型以需求側(cè)響應(yīng)成本最小為優(yōu)化目標(biāo)，如式（18）所示

進一步考慮式（2）—式（4）中的儲能及柔性負荷運行約束，完成基于虛擬電廠需求側(cè)響應(yīng)模擬。

當(dāng)系統(tǒng)中僅有柔性負荷時，公式（18）中儲能成本為0。對應(yīng)于系統(tǒng)調(diào)峰或切負荷容量需求，將需求側(cè)響應(yīng)主體的響應(yīng)容量、響應(yīng)時間，依據(jù)各自的響應(yīng)價格由低到高排序，至滿足該時段系統(tǒng)需求側(cè)響應(yīng)容量需求，完成需求側(cè)響應(yīng)資源調(diào)度和出清。

3 實例分析

本文基于京津唐電力系統(tǒng)規(guī)劃方案進行模擬分析，針對系統(tǒng)保供、保消納的運行需求，分別從機組改造、基于虛擬電廠的需求側(cè)響應(yīng)、基于可調(diào)負荷的需求側(cè)響應(yīng)3個維度研究分析系統(tǒng)運行效益，形成兼顧系統(tǒng)運行效率及低碳經(jīng)濟的系統(tǒng)建設(shè)方案。

整體分析思路如圖1所示。

圖1 系統(tǒng)模擬運行流程Fig.1 System simulation operation

3.1 基本參數(shù)及方案設(shè)置

京津唐2025年電力系統(tǒng)供需比為1.64，最大負荷95 000 MW?？紤]外來電的情況下，常規(guī)火電機組裝機容量占比39.6%，燃氣和水電可調(diào)節(jié)性電源裝機占比14.3%，燃氣占比10.1%，水電0.3%，抽蓄3.9%；風(fēng)電、光伏類間歇性電源裝機占比36.2%，風(fēng)電占比18.6%，光伏占比17.6%，外電占比9.8%。

考慮新能源出力隨機性及負荷彈性需求，設(shè)置系統(tǒng)備用容量中風(fēng)光出力及負荷貢獻率分別為20%、5%。需求側(cè)響應(yīng)成本1 500 元/MWh，切負荷成本2 000 元/MWh，碳排放成本參考當(dāng)前碳交易市場，設(shè)為49元/t。機組運行成本參數(shù)見表1。

表1 機組運行參數(shù)Table 1 System operating parameters

以系統(tǒng)運行成本最小為優(yōu)化目標(biāo)，考慮系統(tǒng)平衡、備用、機組等運行條件約束，生成基于市場經(jīng)濟調(diào)度的系統(tǒng)運行結(jié)果，系統(tǒng)切除風(fēng)電1.02億kWh。

方案1：機組靈活性改造。依據(jù)當(dāng)前系統(tǒng)調(diào)峰缺口，以技術(shù)改造降低常規(guī)燃煤機組最小出力為裝機容量的30%為依據(jù)，折算改造燃煤機組容量。

方案2：基于虛擬電廠的需求側(cè)響應(yīng)。以燃煤機組靈活性改造后釋放的調(diào)節(jié)容量等效配置虛擬電廠的儲能功率容量，儲能運行小時數(shù)設(shè)置為10 h。其余系統(tǒng)棄風(fēng)需求通過柔性負荷滿足。

方案3：基于可調(diào)負荷的需求側(cè)響應(yīng)。設(shè)定需求側(cè)響應(yīng)資源為價格敏感的電力調(diào)節(jié)性負荷，并足夠支撐系統(tǒng)調(diào)峰需求。將需求側(cè)資源以市場出清電價的2倍、3倍、4倍及以上電價劃分檔位，各檔位內(nèi)的負荷用戶隨機生成報價序列，被調(diào)用負荷依據(jù)系統(tǒng)運行需求，增加或減少用電。

3.2 系統(tǒng)靈活性提升方案對比

采用本文提出的系統(tǒng)運行模擬模型及約束對上述3 個方案進行全年逐日運行模擬，對比各方案系統(tǒng)綜合效率。

3.2.1 基于成本的綜合效率評價指標(biāo)

系統(tǒng)綜合效率涵蓋經(jīng)濟成本、環(huán)保效益、運行可靠性、靈活性等各個層面，體現(xiàn)在指標(biāo)中可以表示為機組發(fā)電成本、碳排放量、清潔能源利用率、失負荷概率、系統(tǒng)上/下調(diào)裕度等。不同指標(biāo)之間交互作用，從宏觀角度看，系統(tǒng)上/下調(diào)裕度越大，清潔能源利用率越高，相應(yīng)運行成本越低；具體到節(jié)點或區(qū)域中，由于節(jié)點或區(qū)域負荷需求、網(wǎng)絡(luò)阻塞等各方面因素的綜合影響，上述關(guān)系將不再確定且難以量化。

從京津唐提升靈活性的整體目標(biāo)出發(fā)，本文選取經(jīng)濟成本指標(biāo)反映系統(tǒng)的綜合效率，如圖2 所示。通過運行成本反映系統(tǒng)的靈活性、新能源消納水平及可靠性；依據(jù)碳交易市場價格，將系統(tǒng)碳排放量折算為碳排放成本，反映系統(tǒng)的環(huán)保水平；在此基礎(chǔ)上，進一步考慮不同方案的投運成本或市場化交易成本，形成基于“投資-運行-環(huán)保”全成本的靈活性方案評價指標(biāo)。

圖2 “投資-運行-環(huán)保”全成本的指標(biāo)分解Fig.2 Index decomposition of total cost based on“system investment-operation-environmental protection”

3.2.2 系統(tǒng)運行結(jié)果對比

系統(tǒng)運行結(jié)果見表2 所示。對比可以看出，方案1 通過靈活性改造，進一步加強了燃煤機組作為壓艙石滿足系統(tǒng)基荷用電，燃氣、抽蓄機組支撐系統(tǒng)靈活性調(diào)節(jié)需求的功能定位。具體地，燃煤機組通過改造降低了機組最小技術(shù)出力，減少發(fā)電量3.81億kWh，燃氣機組增發(fā)1.70億kWh，抽蓄電站增放電量1.09億kWh，風(fēng)電與光伏電站發(fā)電1.02億kWh，可見燃煤與新能源機組之間并非一對一置換出力的關(guān)系，當(dāng)燃煤機組釋放調(diào)峰空間時，系統(tǒng)需要調(diào)度足夠的調(diào)節(jié)性資源才能保障風(fēng)光等間歇性能源穩(wěn)定出力、全額消納。

表2 年度運行結(jié)果對比Table 2 Comparison of annual operating results

方案3 中，當(dāng)需求側(cè)響應(yīng)電價2 倍于當(dāng)前市場出清電價時，系統(tǒng)調(diào)節(jié)電量為0.92 億kWh，當(dāng)需求側(cè)響應(yīng)電價上升為3 倍水平時，可支撐系統(tǒng)新能源全額消納。從運行結(jié)果來看，方案3 中的靈活性資源優(yōu)先調(diào)用柔性負荷及抽蓄電站，因而抽蓄電站的充、放電量最大，燃氣機組發(fā)電量有所緩解，其余指標(biāo)未見明顯變化。

方案2通過虛擬電廠的需求側(cè)響應(yīng)機制，將系統(tǒng)的靈活性資源由燃氣機組變更為運行成本較低的儲能與柔性負荷，因此燃氣機組發(fā)電量大幅減少，系統(tǒng)發(fā)電成本降低，相應(yīng)地，充裕的燃氣資源支撐系統(tǒng)旋轉(zhuǎn)及空閑備用率最高，可靠性提升。相較方案3，方案2減少柔性負荷0.88億kWh，大大降低了對負荷資源靈活性的需求，緩解了交易執(zhí)行難度。

3.2.3 系統(tǒng)綜合效率對比

基于3.1.1節(jié)提出的全成本分析方式，計算不同靈活性提升方案的系統(tǒng)經(jīng)濟性成本見表3。系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本依據(jù)不同靈活性提升方案，包括常規(guī)燃煤機組技術(shù)改造成本、儲能規(guī)劃建設(shè)成本和需求側(cè)響應(yīng)成本。其中，常規(guī)燃煤機組深度調(diào)峰改造平均成本為400元/kW，抽蓄電站和一般電化學(xué)儲能電站的建設(shè)成本為4 400元/kW。環(huán)保成本依據(jù)《2020年中國碳價調(diào)查報告》設(shè)置的碳排成本為49元/t。

表3 年度運行經(jīng)濟性對比Table 3 Economic comparison of annual operation

方案1 綜合成本最低。這是因為方案1 通過技術(shù)改造擴大了燃煤機組的出力范圍，當(dāng)系統(tǒng)有調(diào)峰需求時，燃煤機組壓低出力給低成本的風(fēng)光電站，但是調(diào)度了更多燃氣機組出力保障風(fēng)光出力的穩(wěn)定性，因而系統(tǒng)環(huán)保成本最低，發(fā)電成本卻是最高的。

方案2綜合成本略高于方案1，處于第二位。優(yōu)勢在于，方案2 設(shè)置了更低成本的虛擬電廠作為調(diào)節(jié)型資源，因而方案2 的系統(tǒng)運行成本是3 個方案中最低的。但方案2的儲能投運成本和環(huán)保成本較高。儲能投運成本隨著技術(shù)的進步將持續(xù)降低，當(dāng)儲能投運成本降低至當(dāng)前成本的一半，即2 200元/kW時，系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本僅為256.83億元。但方案2中燃煤機組未經(jīng)靈活性改造，受限于最小技術(shù)出力約束，系統(tǒng)碳排放量較大，環(huán)保成本較高。即使到2050 年，儲能投運成本降低的情況下，方案2 的綜合成本依然高于方案1。

方案3 的綜合成本最高，細分其成本構(gòu)成不難看出，方案3 對發(fā)電側(cè)能源結(jié)構(gòu)沒有本質(zhì)的優(yōu)化調(diào)整，針對系統(tǒng)運行中電力電量平衡及新能源消納需求更多是依賴于需求側(cè)資源的調(diào)度支撐，因而其系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本較低，但是系統(tǒng)運行成本和碳排成本均處于高位，無明顯優(yōu)勢。從實際運營角度，需求側(cè)響應(yīng)容量是市場主體的自主行為，達到系統(tǒng)安全穩(wěn)定低碳運行，對需求側(cè)響應(yīng)容量及市場電價也有較高的要求。

綜上，3 個方案均可有效地提升京津唐電力系統(tǒng)的靈活性調(diào)節(jié)能力，支撐規(guī)劃年新能源全額消納。具體來講，京津唐系統(tǒng)中燃氣等調(diào)節(jié)型資源份額較大，因此當(dāng)方案1 釋放更多的燃煤機組出力空間給新能源時，系統(tǒng)具備充足的調(diào)節(jié)能力保障新能源出力的穩(wěn)定性和能源供應(yīng)的持續(xù)性，因而方案1運行效果和經(jīng)濟性最佳。方案2通過虛擬電廠的運作可有效地降低調(diào)節(jié)型資源的成本，從而降低系統(tǒng)的發(fā)電成本，提升系統(tǒng)備用容量，隨著未來儲能技術(shù)發(fā)展，儲能投運成本進一步降低，屆時方案2的經(jīng)濟性和效用優(yōu)勢將更為顯著。方案3的系統(tǒng)運行及調(diào)節(jié)成本較低，但是單獨運行時面臨的需求側(cè)資源的調(diào)度能力、碳排量指標(biāo)等壓力較大，更適合作為方案1、方案2的補充調(diào)節(jié)方案。

4 結(jié)束語

為響應(yīng)國家雙碳建設(shè)目標(biāo)，本文針對京津唐新型電力系統(tǒng)中高比例可再生能源并網(wǎng)消納的運行需求，從加強機組靈活性改造、建設(shè)虛擬電廠以實現(xiàn)需求側(cè)響應(yīng)以及基于柔性負荷進行需求側(cè)響應(yīng)3個維度提出靈活性提升方案，構(gòu)建了考慮不同靈活性資源、多日協(xié)調(diào)運行的系統(tǒng)精細化運行模型，并基于當(dāng)前靈活性改造及儲能投建成本，測算提出適用于京津唐規(guī)劃系統(tǒng)的靈活性提升方案。具體結(jié)論如下：

（1）從系統(tǒng)運行效率、經(jīng)濟、環(huán)保3個維度的綜合成本對比發(fā)現(xiàn)，針對燃煤機組進行靈活性改造是保障京津唐規(guī)劃年電力供應(yīng)及新能源全額消納最為經(jīng)濟有效的靈活性提升方案，單獨以柔性負荷進行需求側(cè)響應(yīng)的方案綜合成本最差。

（2）針對燃煤機組靈活性改造的提升方案運行中需要系統(tǒng)配備充足的調(diào)節(jié)型容量以保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行，調(diào)節(jié)資源的成本越低，系統(tǒng)的運行成本則越低。基于虛擬電廠的需求側(cè)響應(yīng)可有效地降低系統(tǒng)運行成本，但是碳排放情況仍需優(yōu)化。因此，基于京津唐規(guī)劃系統(tǒng)，將方案1與方案2有機結(jié)合，可以實現(xiàn)系統(tǒng)綜合成本及運行成本雙降。而不同方案之間的優(yōu)化配比將是作者下一步研究的重點內(nèi)容。D