虛擬電廠負(fù)荷多目標(biāo)優(yōu)化調(diào)度策略分析

鄭霓虹

（南京國電南自電網(wǎng)自動化有限公司）

0 引言

目前我國為了實(shí)現(xiàn)碳中和的目標(biāo)，需要調(diào)整能源結(jié)構(gòu)，積極發(fā)展清潔能源，減少化石能源的使用。但是從當(dāng)前能源開發(fā)利用情況來看，面臨著大規(guī)模的分布式新能源接入電網(wǎng)，其間歇性、隨機(jī)波動性的沖擊將使電力系統(tǒng)面臨大的挑戰(zhàn)。傳統(tǒng)意義上的電力系統(tǒng)負(fù)荷優(yōu)化通過調(diào)度發(fā)電側(cè)能源來完成，但在新能源電力快速發(fā)展下，傳統(tǒng)電力系統(tǒng)負(fù)荷由調(diào)度優(yōu)化已經(jīng)無法滿足實(shí)際需要，智能電網(wǎng)的快速發(fā)展為負(fù)荷側(cè)需求響應(yīng)參與電力系統(tǒng)負(fù)荷優(yōu)化調(diào)度創(chuàng)設(shè)了條件，需求響應(yīng)可以在價格激勵作用下引導(dǎo)用戶管理負(fù)荷，最終實(shí)現(xiàn)發(fā)電側(cè)和負(fù)荷側(cè)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(shù)和軟件架構(gòu)的支持，在多個技術(shù)的綜合配合下能夠整合和優(yōu)化各類資源的使用。虛擬電廠的本質(zhì)是一個資源和能源協(xié)調(diào)配合和分散使用的系統(tǒng)。虛擬電廠的運(yùn)作模式和發(fā)電站的模式十分類似，電力資源的整合利用關(guān)系到虛擬電廠的運(yùn)作成效。比如制定發(fā)電時間表、限定發(fā)電上限、控制經(jīng)營成本等，在這些功能的支持下，一個獨(dú)立的虛擬電廠能夠隨時和電力運(yùn)營的參與者獲得聯(lián)系，通過直接和通信中心聯(lián)系為電網(wǎng)的運(yùn)行做出貢獻(xiàn)。在全面整合資源信息的基礎(chǔ)上，整個虛擬電廠還會在比較大的范圍內(nèi)將這些信息整合在一起，統(tǒng)籌規(guī)劃資源的利用，從而為整個虛擬電廠的穩(wěn)定運(yùn)行提供重要支持。

2 負(fù)荷側(cè)對虛擬電廠優(yōu)化調(diào)度的影響

（1）基于分時電價的需求響應(yīng)對虛擬電廠調(diào)度的影響

基于分時電價的需求響應(yīng)是指用戶能夠自主響應(yīng)分時電價變化，并根據(jù)實(shí)際情況來調(diào)整用電需求。站在經(jīng)濟(jì)適用的角度，在電價出現(xiàn)變化的情況下，負(fù)荷側(cè)電力用戶會根據(jù)自身發(fā)展需求來調(diào)整用電方式，優(yōu)化用電結(jié)構(gòu)。虛擬電廠會借助分時電價引導(dǎo)電力用戶參與到負(fù)荷調(diào)節(jié)工作中，通過削峰填谷的方式來緩解高峰用電系統(tǒng)的供電壓力。負(fù)荷轉(zhuǎn)化率在實(shí)施分時電價管理之后，負(fù)荷會從高電價時間段朝著低電價時間段轉(zhuǎn)變。

（2）基于負(fù)荷激勵的需求響應(yīng)對虛擬電廠優(yōu)化調(diào)度產(chǎn)生的影響

根據(jù)電力系統(tǒng)供需狀況相關(guān)政策要求，用戶在發(fā)生系統(tǒng)性或區(qū)域性電網(wǎng)緊急情況下降低電力需求，可獲得直接補(bǔ)償或電價折扣優(yōu)惠。傳統(tǒng)的激勵計劃包括直接負(fù)荷控制和可中斷負(fù)荷，市場環(huán)境下的激勵計劃包括需求側(cè)競價、緊急需求響應(yīng)以及容量市場／輔助服務(wù)等。在開展研究分析的時候選擇負(fù)荷功率較大、可以自由調(diào)節(jié)的高載能負(fù)荷作為重要的中斷負(fù)荷，在高載能負(fù)荷系統(tǒng)達(dá)到一定運(yùn)行速度的時候根據(jù)投切的實(shí)際情況來調(diào)節(jié)高能負(fù)荷，具體流程如下：

1）可中斷用戶根據(jù)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(jù)電源負(fù)荷情況制定發(fā)電調(diào)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(fù)荷的調(diào)度計劃是否可行，如不行則再次與虛擬電廠協(xié)商調(diào)整調(diào)度計劃，最終雙方認(rèn)可，虛擬電廠確定最終可中斷負(fù)荷調(diào)度容量。

3 負(fù)荷側(cè)和發(fā)電側(cè)協(xié)調(diào)運(yùn)行對虛擬電廠優(yōu)化調(diào)度的影響

發(fā)電側(cè)資源包含常規(guī)意義上的電源和新能源，本文所研究的常規(guī)能源是水電機(jī)組和火電機(jī)組，新能源包含風(fēng)力發(fā)電和光伏發(fā)電。水電機(jī)組的調(diào)節(jié)能力強(qiáng)，調(diào)節(jié)速度較快，但受季節(jié)因素的影響，火電機(jī)組的調(diào)整容量是裝機(jī)容量的三成到五成，機(jī)組運(yùn)行時可調(diào)節(jié)范圍較小，且調(diào)節(jié)速度緩慢。風(fēng)力發(fā)電和光伏發(fā)電具有不穩(wěn)定、預(yù)測精準(zhǔn)度不高的特點(diǎn)，在風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電超過一定范圍時，僅僅依靠電源無法滿足風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電的負(fù)荷需求。在此期間考慮到用戶需求響應(yīng)的作用機(jī)理，通過分時電價、可中斷負(fù)荷激勵措施能夠引導(dǎo)用戶因地制宜地調(diào)節(jié)和改善用電結(jié)構(gòu)，通過完成負(fù)荷移峰填谷來增加新能源消納的能力。

傳統(tǒng)意義上的負(fù)荷優(yōu)化調(diào)度是通過協(xié)調(diào)常規(guī)意義上的電源來實(shí)現(xiàn)的，然而常規(guī)電源的發(fā)電成本比較高，在發(fā)電的過程中還會出現(xiàn)污染。負(fù)荷側(cè)和發(fā)電側(cè)協(xié)調(diào)運(yùn)行后會改變負(fù)荷的運(yùn)行曲線，之后會對整個系統(tǒng)的運(yùn)行環(huán)境、運(yùn)行成本消耗產(chǎn)生深刻的影響。在負(fù)荷曲線被改變之后，新能源的消納量會增加，常規(guī)意義上的電源發(fā)電量降低，相應(yīng)地，整個系統(tǒng)的運(yùn)行成本也會被降低。

4 虛擬電廠負(fù)荷多目標(biāo)優(yōu)化調(diào)度策略模型

本文根據(jù)負(fù)荷側(cè)和發(fā)電側(cè)協(xié)調(diào)運(yùn)行虛擬電廠多目標(biāo)負(fù)荷優(yōu)化調(diào)度的特點(diǎn)打造出發(fā)電成本、新能源、環(huán)境成本，考慮環(huán)境成本后電量成本目標(biāo)負(fù)荷優(yōu)化調(diào)度模型，將分目標(biāo)乘除法理論應(yīng)用到虛擬電廠多目標(biāo)負(fù)荷優(yōu)化調(diào)度，減少人為主觀因素對實(shí)驗(yàn)的干擾，提升優(yōu)化方案的科學(xué)性。

4.1 策略模型

（1）可中斷負(fù)荷模型

負(fù)荷側(cè)需求響應(yīng)一端可以向下劃分為激勵需求響應(yīng)和價格需求響應(yīng)，激勵需求響應(yīng)會通過中斷的方式來調(diào)整負(fù)荷的使用。另外，通過系統(tǒng)負(fù)荷操作能夠調(diào)節(jié)電力系統(tǒng)的資源應(yīng)用，根據(jù)用戶的需要來為其提供相應(yīng)的數(shù)據(jù)信息。虛擬電廠控制中心還會向用戶發(fā)布負(fù)荷削減指令，用戶根據(jù)自己的情況從中獲得補(bǔ)償。

（2）虛擬電廠優(yōu)化模型

虛擬電廠VPP控制中心會根據(jù)實(shí)際情況來調(diào)節(jié)電力資源，根據(jù)系統(tǒng)響應(yīng)需求來合理調(diào)控電力系統(tǒng)的負(fù)荷資源，對每一個分布狀態(tài)的資源和能源利用情況進(jìn)行調(diào)控。在經(jīng)過一系列的設(shè)備轉(zhuǎn)化和交互之后，電力公司可以通過熱補(bǔ)償?shù)姆绞絹砑畎l(fā)電，目標(biāo)函數(shù)如下：

（3）約束條件

熱電聯(lián)產(chǎn)CHP在具體運(yùn)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(diào)節(jié)，后面一面的熱電比是可以結(jié)合實(shí)際情況做出調(diào)節(jié)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(lián)產(chǎn)CHP、熱電負(fù)荷IL的虛擬電廠VPP，其中，熱電聯(lián)產(chǎn)CHP通過以熱定電的方式運(yùn)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(lián)產(chǎn)CHP 0.616元／kW。

（2）本算例分布式電源參數(shù)

PV：功率上限為10MW，功率下限為0MW，運(yùn)行成本系數(shù)9.6元／MW－1；

CHP1：功率上限為10MW，功率下限為4MW，發(fā)電效率為0.4，爬坡率0.10MW.min－1，熱電比1.5，運(yùn)行成本系數(shù)47元／MW－1；

CHP2：功率上限為6MW，功率下限為1MW，發(fā)電效率為0.35，爬坡率0.05MW.min－1，熱電比1.7，運(yùn)行成本系數(shù)47元／MW－1。

（3）負(fù)荷預(yù)測和光伏預(yù)測曲線

光伏、負(fù)荷預(yù)測如圖1所示。假設(shè)虛擬現(xiàn)場預(yù)測波動方差為0.1，負(fù)荷預(yù)測的波動方差為0.01，執(zhí)行工業(yè)峰谷電價。

圖1 熱電負(fù)荷、光伏出力預(yù)測曲線

（4）結(jié)果分析

本文使用遺傳算法解決預(yù)測曲線，在權(quán)重系數(shù)出現(xiàn)變化的時候，電力公司成本和虛擬電廠收益的兩個目標(biāo)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(fù)荷和增加熱出力的補(bǔ)償，成本也會增加。為了能夠保證虛擬電廠的收益，取二者權(quán)重為0.5時的情況作為參照。在實(shí)踐操作中設(shè)置兩個運(yùn)行策略，第一個運(yùn)行策略是虛擬電廠和電網(wǎng)互動，通過可中斷負(fù)荷參與響應(yīng)實(shí)現(xiàn)對電網(wǎng)的資源應(yīng)用。由于可中斷補(bǔ)償會隨著調(diào)用量的變化出現(xiàn)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(fù)荷數(shù)值，且補(bǔ)償費(fèi)用較低的用戶會率先削減負(fù)荷。第二個策略是熱電互補(bǔ)。引入熱電互補(bǔ)之后，由于熱補(bǔ)償價格低于可中斷負(fù)荷補(bǔ)償成本，電力公司優(yōu)先增加CHP發(fā)電量，用戶可中斷負(fù)荷削減量在時間段和數(shù)量上表現(xiàn)出不斷減少的狀態(tài)。受CHPI單位成本比較少的影響，優(yōu)先增加CHPI出力，一直到CHPI的單位成本達(dá)到最大的狀態(tài)。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(dá)到一種較高的水平。CHP2發(fā)電成本會處于一種不斷增加的狀態(tài)。僅僅考慮中斷負(fù)荷調(diào)整，電力公司的補(bǔ)償費(fèi)用為4.835萬元，結(jié)合熱電互補(bǔ)電力公司補(bǔ)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(fù)荷參與響應(yīng)以及熱電互補(bǔ)協(xié)調(diào)都能夠提升VPP的收益。

圖2 雙目標(biāo)最優(yōu)解集

5 結(jié)束語

綜上所述，隨著新能源電力快速發(fā)展和電力系統(tǒng)對分布式能源的日益重視，本文在綜合考慮負(fù)荷側(cè)需求響應(yīng)和發(fā)電側(cè)常規(guī)電源對新能源系統(tǒng)運(yùn)作影響的基礎(chǔ)上，以新能源消納量最大，系統(tǒng)運(yùn)行成本最小為目標(biāo)，打造考慮虛擬電廠經(jīng)濟(jì)性和快速性的多目標(biāo)優(yōu)化調(diào)度模型，通過算例驗(yàn)證計及負(fù)荷側(cè)和發(fā)電側(cè)協(xié)調(diào)運(yùn)行的虛擬電廠通過負(fù)荷優(yōu)化調(diào)度，最終有效減少了系統(tǒng)運(yùn)行成本，提升了新能源消納水平。