虛擬電廠分布式協同控制技術＊

劉建龍，黃 新，周 鐵

（上海明華電力科技有限公司，上海200090）

1 前言

虛擬電廠的核心是源網荷儲售服一體化，其中的電源，既可以是傳統的火電，也可以是新興的風電、光伏、生物質發電；既可以是大規模集中式發電，也可以是分布式零散發電，還可以是冷、熱、儲能、可控負荷等其他能源形式。虛擬電廠把它們“串聯”起來，基于互聯網和大數據、云計算、人工智能等技術，實現發電和用電自我調節，保持瞬時平衡。比如，在繁華的城市樓宇群，虛擬電廠可以實時監測中央空調、電動汽車等柔性可控負荷，環境參數以及分布式能源出力，圍繞用戶和系統需求，自動調節并優化響應質量，減少電源和電網建設投資，在創造良好舒適生活環境的同時，實現用戶和系統、技術和商業模式的雙贏。與傳統火電廠相比，虛擬電廠是一種通過市場機制聚集分布式發電、柔性負荷、儲能、電動汽車等分布式能源參與電力市場運行的運營機制，通過協調優化運行，提升虛擬電廠及參與虛擬電廠各成員的整體收益，提高可再生能源的市場參與積極性，促進電力系統實現低碳、高效的多贏市場化運營。

在這樣一個“看不見的電廠”里，電力用戶是消費者，也可能是生產者，是兼具生產者與消費者雙重身份的并網主體。比如一個電動汽車充電樁用戶，晚上電力相對富余、電價也較低時給汽車充電或儲能；白天電力相對緊張、電價也較高時可以余電上網，再賣給公共電網，作為混合型產消者與電網實現友好互動，靈活性好，參與性強。而作為中間平臺的虛擬電廠，借助先進的信息技術與管理理念和高效的分布式協同優化控制系統，可以有效地聚合城市大范圍地域內分散的分布式發電、可控負荷、儲能系統、電動汽車等資源，實現各類分布式資源的互聯共享，更好地發揮了其在能源市場中的經濟性和靈活性。而虛擬電廠各成員通過響應虛擬電廠的控制要求，對外整體參與電力系統運行調節和電力市場運營。虛擬電廠對各參與成員提出基本的市場準入和調節特性等基本要求，參與虛擬電廠的各成員應滿足虛擬電廠成員的準入條件、技術條件，本身具有可調節性，可以在一種或多種的電力市場交易類型上響應虛擬電廠的調度需求，滿足電網和電力交易市場的能源需求。

作為虛擬電廠的“大腦”，虛擬電廠云調度控制中心采用分布式協同優化控制技術，對虛擬電廠源網荷儲資源的協同控制、優化運行、高效協同起到了關鍵作用，本文對虛擬電廠協同控制系統和其中的關鍵核心技術——分布式協同優化控制技術的應用情況進行了研究和探討。

2 虛擬電廠分布式協同控制系統

虛擬電廠協同控制系統分為電網協同控制層、分布式資源現地控制層和云端協同控制層（即云端調度中心），通過三層協同控制對虛擬電廠聚合資源進行較為完善的管理和控制。對于配電網來說，虛擬電廠是一個可控的整體，可以接收和響應配電網的調度指令，使得配電網可以安全、穩定和經濟地運行；虛擬電廠云端調度中心作為整個虛擬電廠系統核心，對虛擬電廠的各種負荷和分布式能源進行集中管理與調度，可以按區域、按時間、按類型（削峰或填谷）響應配電網的調度需求，實現虛擬電廠的經濟價值最大化，協調虛擬電廠內部分布式能源的合理有序、安全穩定地運行，優化虛擬電廠的對外特性；而分布式能源現地控制層則采集并上報該分布式能源站的運行參數信息，并接收和反饋云端調度中心的調度指令，實現對分布式能源站的負荷、功率、頻率等的控制和調整，實現負荷有序轉移、故障快速切斷和分布式能源的即插即用控制，并實現虛擬電廠系統內部的快速自愈。虛擬電廠分布式協同控制系統的基本架構如圖1 所示。

圖1 虛擬電廠分布式協同控制系統架構圖

3 VPP 與網側的互動——電網協同控制層

上級電網協同控制層通過合理設計上級電網調度系統、電力交易市場等與VPP 間的互動過程及VPP 的響應策略，兼顧上級配電網需求和區域電能服務商之間的利益，是實現配電網與VPP 良性互動的重要手段。

電能聚合商通過電網協同控制層，以虛擬電廠的形式參與電網的需求響應，以面向用戶可中斷負荷的“削峰”與“填谷”調峰模式，以負荷基線為基準對負荷聚合對象執行需求響應。VPP 上級電網協同控制層實現的主要功能如下：①電能服務商信息管理；②對參與需求響應的分布式能源實體用戶用電信息進行采集并上報給電網平臺；③需求響應事件發送與接收；④按電網要求對需求響應事件進行自動響應，滿足電網調峰要求；⑤需求響應結束后，對需求響應收益進行結算。

4 VPP 云端調度控制中心——源網荷儲協同控制調度

虛擬調度控制中心是整個分布式協同控制系統的核心，負責與上級電網調度系統進行交互，把虛擬電廠的狀態和運行信息發送給上級電網系統的同時，接收上級電網的調度指令，并通過一定的算法和規則把調度指令分配和下發給接入的各分布式資源的站側智能協同控制層，同時通過各站側智能協同控制層獲取和分析各接入分布式資源的運行狀態、運行數據，分析是否滿足上級電網系統的要求，然后再對各資源進行相應的調度控制。

虛擬電廠調度控制中心部署于云端，不同于傳統電網直接調度的方式，其通過上級電網協同控制層和上級配電網通過互動滿足上級電網對VPP 的削峰填谷需求。同時，聚合的分布式資源通過虛擬電廠參與電網調峰需求響應，并可在此過程中獲得額外收益，最終實現電網、電能服務商與分布式資源的多贏。

4.1 VPP 調度控制中心與電網的互動

VPP 虛擬調度控制中心與上級配電網互動遵循下面三個原則：①在上級配電網無削峰填谷調峰需求時，每個分布式區域資源按照當前優化調度策略運行；②若上級配電網有削峰填谷調峰需求時，上級配電網下發削峰填谷調峰需求，VPP 根據自身綜合調峰成本進行報價，由上級配電網選擇相應的用戶及其調峰量；③被選中的用戶按照約定調峰量進行響應并進行收益結算。

4.2 VPP 調度控制中心運行方式

對于上級電網調度指令，虛擬電廠云端調度控制中心目前支持以下幾種運行方式。

ACE 模式：即區域控制偏差模式，它指的是虛擬電廠負荷不跟蹤基準功率，只負責調節電網功率偏差。簡單說就是周波高了就減負荷，周波低了就加負荷。

BLO 模式：指虛擬電廠只跟蹤負荷曲線的模式。簡單說就是只跟蹤電網調度給出的計劃曲線。

DER 模式：即需求響應模式，指的是正常情況下虛擬電廠和下屬的分布式能源以自己設定或客戶要求的模式運行，在電網有負荷需求時，優先快速響應和滿足電網負荷要求。可以響應全網負荷需求，也可按區域、用戶、主變等進行精準負荷需求響應。

4.3 VPP 調度控制中心對聚合分布式資源的調度

而對于VPP 聚合分布式資源的控制，虛擬電廠目前支持天然氣分布式冷熱電三聯供、停車場分布式光伏、充放換電動汽車充電樁、直流微網、儲能、園區智能樓宇空調、其他可控負荷等發電、儲能、可控負荷的即插即用接入和遠程協同控制，主要實現以下調度控制功能。

負荷優先方式：根據各分布式能源上報的負荷響應能力，優先滿足虛擬電廠或電網的負荷調節要求和負荷快速調節時間要求，響應時間快（爬坡率高）的、負荷響應足的優先調度。

成本優先方式：在滿足虛擬電廠和電網負荷要求的同時，考慮能源成本的最低和收益最大化。即在接入的能源站中，優先選擇單位生產成本低、利潤最大的分布式能源進行調度。

環保優先方式：在滿足虛擬電廠和電網負荷要求的同時，考慮環保最優，排放最小。即在接入的能源站中，設定清潔能源程度和環保排放指標，優先調度環保指標優的能源，減少二氧化碳排放。

4.4 VPP 調度控制中心的調度策略

4.4.1 基線負荷計算

接入虛擬電廠的分布式資源應具備一定的負荷調節能力，且單日累計響應時間要大于2 h，應具備和虛擬電廠虛擬調度控制中心進行數據交互的技術支持系統，并滿足虛擬電廠系統接入的基本要求，可以提供總負荷及發電、儲能、可控負荷等可調資源的96 點負荷曲線（每15 min1 點），該曲線作為該資源基線負荷認定及交易結算的基礎數據。而虛擬電廠的負荷曲線即為接入虛擬電廠的所有分布式資源的負荷曲線的疊加值。

分布式資源參與虛擬電廠的調峰交易基線負荷通過其歷史用電負荷進行滾動平均計算得出，以自然日為計算周期，以15 min 為一個計算時段，按照實際順序依次以前5 個自然日的該時段算術平均負荷作為該時段的基線負荷，計算公式如下：

式（1）中：Pbn（i）為計算日第i個時段該資源的基線負荷值；n為第n個聚合的分布式資源；Pdn（i）為滿足條件的前5 d 中，第d天第i個時段該資源的實際負荷值；N為計算當天以前的計算天數，目前取5 d。

而虛擬電廠的基線負荷為所聚合各資源基線負荷的算術和，即：

式（2）中：Pb（i）為虛擬電廠計算日第i個時段的基線負荷值；Pbn（i）為第n個聚合分布式資源計算日第i個時段的基線負荷值。

4.4.2 響應負荷分配

虛擬調度中心對各分布式資源的響應負荷進行實時計算并按時段進行負荷分配和調度，其基本分配方式如下，同時需要考慮權重、能源成本、能源站響應速度（爬坡率）、區域等因素：

式（3）（4）中：Pen（i）為第n個分布式資源當前時段所分配的響應功率；Pxn（i）為該分布式資源當前時段上報的可響應功率（具體分配時按可上調功率、可下調功率計算）；Pd（i）為當前時段電網需求負荷，假設虛擬電廠目前有n個可參與響應的分布式資源；Pe（i）為虛擬電廠總的響應功率，調節目標為Pe（i）=Pd（i）。

4.4.3 執行結果認定

虛擬電廠對參與調峰交易的各分布式資源的執行、計量、結果認定及結算的基本時段均為15 min，該資源每15 min時段的有效調峰負荷采用以下方法認定：

式（5）（6）中：虛擬電廠的P有效調峰負荷為電網分別的響應負荷Pd（i）與P實際調峰負荷之間的較小值；虛擬電廠的P實際調峰負荷為所聚合的各個分布式資源的實際運行負荷的疊加值與虛擬電廠該時段基線負荷的差；Pen（i）為虛擬電廠在該計算時段分配給該資源的調峰負荷；Pn（i）為該資源在該計算時段的15 min 實際運行負荷；Pbn（i）為該資源在該計算時段的15 min 基線負荷。

對各分布式資源的執行結果，引入調峰完成系數τ（i）進行認定，調峰完成系數計算公式如下：

當τ（i）≥0.8 時，認定該資源該15 min 時段完成調峰任務；當τ（i）＜0.8 時，認定該資源該15 min 時段未完成調峰任務。

當分布式資源在1 個自然日中參與虛擬電廠調峰的所有15 min 時段中，如果完成調峰任務的時段達到60%，則認為該資源完成了該日的調峰任務，按當日完成調峰任務的時段參與結算；如果當日完成調峰任務的時段未達到60%，則認為該資源未完成當日的虛擬電廠調峰任務，不參與當日的費用結算。

4.4.4 費用結算

在虛擬電廠參與電網調峰完成并與電網結算完成后，進行與參與調峰的各分布式資源的費用結算，結算的基本方式如下：

式（8）中：Rn為該分布式資源參加本次調峰過程所獲得的收益；為分布式資源完成調峰任務時段電量和，其中K為完成任務的15 min 的時段數量；Q為該調峰過程中電網認定的虛擬電廠總的響應電量；R為本次調峰過程中虛擬電廠總的收益費用。

根據調峰的類型（削峰、填谷）及調峰響應時間（中長期響應、隔天響應、即時響應）不同，每次參加調峰虛擬電廠獲得的補償收益不盡相同；一般在調峰響應完成并與電網結算完成后，調峰收益會隔月與參與調峰的各分布式資源進行結算。

通過VPP 云調度控制中心，實現虛擬電廠對所接入各分布式資源的運行調度和優化，滿足上級電網對負荷、響應時間、響應質量等的要求，同時在需求響應結束后實現對上級電網的費用結算以及對分布式能源響應結果的費用結算。根據上級電網的要求，VPP 虛擬調度控制中心可以實現全資源響應、分區域響應、分資源類型響應、自動響應、人工響應等不同的調度響應方式。

5 VPP 對源荷儲的控制調度——站側協同控制系統及自動需求響應

接入虛擬電廠的各分布式資源的智能協同控制與自動需求響應功能由分別部署于各分布式能源子站側的虛擬電廠現地控制模塊來實現，現地控制模塊包括智能電能表、智能傳感器、高速通信網絡、信息采集分析處理模塊、成本分析、環保指標分析、報價和結算管理、運行管理系統等，實現主要功能如下：①采集和上報各分布式能源站運行信息；②高速可靠的雙向通信系統；③自動執行需求響應以滿足調度中心的指令需求；④動態計算和分析該能源站的能源生產和調度成本、能源需求響應的成本；⑤運行智能控制。

6 應用情況及發展前景

虛擬電廠自建設投運以來，已經陸續接入多個分布式冷熱電聯供能源站、多個智慧型園區中央空調、50 多個分布式電動汽車充電站以及多個儲能系統，目前整個虛擬電廠已具備調度發電能力3 萬kW，接入可控負荷5 萬kW，儲能1 000 MW 的虛擬電廠出力能力，可響應電網削峰和填谷8 萬kW 的能力；后續還將接入分布于上海不同地區的其他分布式能源站、直流微網、電動汽車充換電站、風電、太陽能、儲能單元等其他分布式資源源，達到設計削峰和填谷能力爭取100 萬kW，到時，虛擬電廠的負荷響應能力會大大加強，對電網“削峰填谷”的響應能力也會大幅上升。虛擬電廠通過上海市電力公司需求響應平臺接收電網的需求指令，然后通過協調控制系統把調度指令下發到接入調度中心的各分布式資源站，配合電網實現“削峰填谷”服務，協調加入的各分布式資源多次參加上海電力公司的需求響應，表現出很強的適應性和靈活性，為電網削峰填谷作出一定的貢獻，自2018 年開始建設到2019 年投入試運行后至今，已多次參加上海電力公司組織的需求響應，在作出一定貢獻的同時也獲得了可觀的收益。

7 總結

隨著電力市場的逐漸開放，虛擬電廠可作為中間商為分布式發電資源和負荷用戶提供雙向互動的平臺，構建新的消費模式，通過新的業務和增值收益吸引更多的分布式能源和負荷用戶參與，從而增強虛擬電廠在市場中的競爭力。虛擬電廠的發展和壯大，可以改變分布式新能源較為松散、容量較小且出力具有隨機性等特點，促進了分布式能源的利用和發展，在一定程度上減少了傳統能源的利用，通過合理調配分布式能源和傳統能源，促進二者優勢互補，既保證一定程度的清潔能源占比，又保證電能的穩定性和可靠性。另外，近幾年出現的電力供應呈現出尖峰時刻供電短缺，低谷時段出現大容量閑置的特點，這種現象不僅增加了供電成本，而且導致大量的污染排放。虛擬電廠協同控制系統通過整合需求側資源和分布式資源，利用用戶的用電彈性，緩解峰谷時段電力供應緊張情況，從而實現調整用戶的用電習慣、降低峰谷差、提高用電負荷率及節能減排的主要目標，對于降低發電上網電價，促進電力系統經濟和安全運行具有積極的作用。