虚拟电厂分布式协同控制技术＊

刘建龙，黄 新，周 铁

（上海明华电力科技有限公司，上海200090）

1 前言

虚拟电厂的核心是源网荷储售服一体化，其中的电源，既可以是传统的火电，也可以是新兴的风电、光伏、生物质发电；既可以是大规模集中式发电，也可以是分布式零散发电，还可以是冷、热、储能、可控负荷等其他能源形式。虚拟电厂把它们“串联”起来，基于互联网和大数据、云计算、人工智能等技术，实现发电和用电自我调节，保持瞬时平衡。比如，在繁华的城市楼宇群，虚拟电厂可以实时监测中央空调、电动汽车等柔性可控负荷，环境参数以及分布式能源出力，围绕用户和系统需求，自动调节并优化响应质量，减少电源和电网建设投资，在创造良好舒适生活环境的同时，实现用户和系统、技术和商业模式的双赢。与传统火电厂相比，虚拟电厂是一种通过市场机制聚集分布式发电、柔性负荷、储能、电动汽车等分布式能源参与电力市场运行的运营机制，通过协调优化运行，提升虚拟电厂及参与虚拟电厂各成员的整体收益，提高可再生能源的市场参与积极性，促进电力系统实现低碳、高效的多赢市场化运营。

在这样一个“看不见的电厂”里，电力用户是消费者，也可能是生产者，是兼具生产者与消费者双重身份的并网主体。比如一个电动汽车充电桩用户，晚上电力相对富余、电价也较低时给汽车充电或储能；白天电力相对紧张、电价也较高时可以余电上网，再卖给公共电网，作为混合型产消者与电网实现友好互动，灵活性好，参与性强。而作为中间平台的虚拟电厂，借助先进的信息技术与管理理念和高效的分布式协同优化控制系统，可以有效地聚合城市大范围地域内分散的分布式发电、可控负荷、储能系统、电动汽车等资源，实现各类分布式资源的互联共享，更好地发挥了其在能源市场中的经济性和灵活性。而虚拟电厂各成员通过响应虚拟电厂的控制要求，对外整体参与电力系统运行调节和电力市场运营。虚拟电厂对各参与成员提出基本的市场准入和调节特性等基本要求，参与虚拟电厂的各成员应满足虚拟电厂成员的准入条件、技术条件，本身具有可调节性，可以在一种或多种的电力市场交易类型上响应虚拟电厂的调度需求，满足电网和电力交易市场的能源需求。

作为虚拟电厂的“大脑”，虚拟电厂云调度控制中心采用分布式协同优化控制技术，对虚拟电厂源网荷储资源的协同控制、优化运行、高效协同起到了关键作用，本文对虚拟电厂协同控制系统和其中的关键核心技术——分布式协同优化控制技术的应用情况进行了研究和探讨。

2 虚拟电厂分布式协同控制系统

虚拟电厂协同控制系统分为电网协同控制层、分布式资源现地控制层和云端协同控制层（即云端调度中心），通过三层协同控制对虚拟电厂聚合资源进行较为完善的管理和控制。对于配电网来说，虚拟电厂是一个可控的整体，可以接收和响应配电网的调度指令，使得配电网可以安全、稳定和经济地运行；虚拟电厂云端调度中心作为整个虚拟电厂系统核心，对虚拟电厂的各种负荷和分布式能源进行集中管理与调度，可以按区域、按时间、按类型（削峰或填谷）响应配电网的调度需求，实现虚拟电厂的经济价值最大化，协调虚拟电厂内部分布式能源的合理有序、安全稳定地运行，优化虚拟电厂的对外特性；而分布式能源现地控制层则采集并上报该分布式能源站的运行参数信息，并接收和反馈云端调度中心的调度指令，实现对分布式能源站的负荷、功率、频率等的控制和调整，实现负荷有序转移、故障快速切断和分布式能源的即插即用控制，并实现虚拟电厂系统内部的快速自愈。虚拟电厂分布式协同控制系统的基本架构如图1 所示。

图1 虚拟电厂分布式协同控制系统架构图

3 VPP 与网侧的互动——电网协同控制层

上级电网协同控制层通过合理设计上级电网调度系统、电力交易市场等与VPP 间的互动过程及VPP 的响应策略，兼顾上级配电网需求和区域电能服务商之间的利益，是实现配电网与VPP 良性互动的重要手段。

电能聚合商通过电网协同控制层，以虚拟电厂的形式参与电网的需求响应，以面向用户可中断负荷的“削峰”与“填谷”调峰模式，以负荷基线为基准对负荷聚合对象执行需求响应。VPP 上级电网协同控制层实现的主要功能如下：①电能服务商信息管理；②对参与需求响应的分布式能源实体用户用电信息进行采集并上报给电网平台；③需求响应事件发送与接收；④按电网要求对需求响应事件进行自动响应，满足电网调峰要求；⑤需求响应结束后，对需求响应收益进行结算。

4 VPP 云端调度控制中心——源网荷储协同控制调度

虚拟调度控制中心是整个分布式协同控制系统的核心，负责与上级电网调度系统进行交互，把虚拟电厂的状态和运行信息发送给上级电网系统的同时，接收上级电网的调度指令，并通过一定的算法和规则把调度指令分配和下发给接入的各分布式资源的站侧智能协同控制层，同时通过各站侧智能协同控制层获取和分析各接入分布式资源的运行状态、运行数据，分析是否满足上级电网系统的要求，然后再对各资源进行相应的调度控制。

虚拟电厂调度控制中心部署于云端，不同于传统电网直接调度的方式，其通过上级电网协同控制层和上级配电网通过互动满足上级电网对VPP 的削峰填谷需求。同时，聚合的分布式资源通过虚拟电厂参与电网调峰需求响应，并可在此过程中获得额外收益，最终实现电网、电能服务商与分布式资源的多赢。

4.1 VPP 调度控制中心与电网的互动

VPP 虚拟调度控制中心与上级配电网互动遵循下面三个原则：①在上级配电网无削峰填谷调峰需求时，每个分布式区域资源按照当前优化调度策略运行；②若上级配电网有削峰填谷调峰需求时，上级配电网下发削峰填谷调峰需求，VPP 根据自身综合调峰成本进行报价，由上级配电网选择相应的用户及其调峰量；③被选中的用户按照约定调峰量进行响应并进行收益结算。

4.2 VPP 调度控制中心运行方式

对于上级电网调度指令，虚拟电厂云端调度控制中心目前支持以下几种运行方式。

ACE 模式：即区域控制偏差模式，它指的是虚拟电厂负荷不跟踪基准功率，只负责调节电网功率偏差。简单说就是周波高了就减负荷，周波低了就加负荷。

BLO 模式：指虚拟电厂只跟踪负荷曲线的模式。简单说就是只跟踪电网调度给出的计划曲线。

DER 模式：即需求响应模式，指的是正常情况下虚拟电厂和下属的分布式能源以自己设定或客户要求的模式运行，在电网有负荷需求时，优先快速响应和满足电网负荷要求。可以响应全网负荷需求，也可按区域、用户、主变等进行精准负荷需求响应。

4.3 VPP 调度控制中心对聚合分布式资源的调度

而对于VPP 聚合分布式资源的控制，虚拟电厂目前支持天然气分布式冷热电三联供、停车场分布式光伏、充放换电动汽车充电桩、直流微网、储能、园区智能楼宇空调、其他可控负荷等发电、储能、可控负荷的即插即用接入和远程协同控制，主要实现以下调度控制功能。

负荷优先方式：根据各分布式能源上报的负荷响应能力，优先满足虚拟电厂或电网的负荷调节要求和负荷快速调节时间要求，响应时间快（爬坡率高）的、负荷响应足的优先调度。

成本优先方式：在满足虚拟电厂和电网负荷要求的同时，考虑能源成本的最低和收益最大化。即在接入的能源站中，优先选择单位生产成本低、利润最大的分布式能源进行调度。

环保优先方式：在满足虚拟电厂和电网负荷要求的同时，考虑环保最优，排放最小。即在接入的能源站中，设定清洁能源程度和环保排放指标，优先调度环保指标优的能源，减少二氧化碳排放。

4.4 VPP 调度控制中心的调度策略

4.4.1 基线负荷计算

接入虚拟电厂的分布式资源应具备一定的负荷调节能力，且单日累计响应时间要大于2 h，应具备和虚拟电厂虚拟调度控制中心进行数据交互的技术支持系统，并满足虚拟电厂系统接入的基本要求，可以提供总负荷及发电、储能、可控负荷等可调资源的96 点负荷曲线（每15 min1 点），该曲线作为该资源基线负荷认定及交易结算的基础数据。而虚拟电厂的负荷曲线即为接入虚拟电厂的所有分布式资源的负荷曲线的叠加值。

分布式资源参与虚拟电厂的调峰交易基线负荷通过其历史用电负荷进行滚动平均计算得出，以自然日为计算周期，以15 min 为一个计算时段，按照实际顺序依次以前5 个自然日的该时段算术平均负荷作为该时段的基线负荷，计算公式如下：

式（1）中：Pbn（i）为计算日第i个时段该资源的基线负荷值；n为第n个聚合的分布式资源；Pdn（i）为满足条件的前5 d 中，第d天第i个时段该资源的实际负荷值；N为计算当天以前的计算天数，目前取5 d。

而虚拟电厂的基线负荷为所聚合各资源基线负荷的算术和，即：

式（2）中：Pb（i）为虚拟电厂计算日第i个时段的基线负荷值；Pbn（i）为第n个聚合分布式资源计算日第i个时段的基线负荷值。

4.4.2 响应负荷分配

虚拟调度中心对各分布式资源的响应负荷进行实时计算并按时段进行负荷分配和调度，其基本分配方式如下，同时需要考虑权重、能源成本、能源站响应速度（爬坡率）、区域等因素：

式（3）（4）中：Pen（i）为第n个分布式资源当前时段所分配的响应功率；Pxn（i）为该分布式资源当前时段上报的可响应功率（具体分配时按可上调功率、可下调功率计算）；Pd（i）为当前时段电网需求负荷，假设虚拟电厂目前有n个可参与响应的分布式资源；Pe（i）为虚拟电厂总的响应功率，调节目标为Pe（i）=Pd（i）。

4.4.3 执行结果认定

虚拟电厂对参与调峰交易的各分布式资源的执行、计量、结果认定及结算的基本时段均为15 min，该资源每15 min时段的有效调峰负荷采用以下方法认定：

式（5）（6）中：虚拟电厂的P有效调峰负荷为电网分别的响应负荷Pd（i）与P实际调峰负荷之间的较小值；虚拟电厂的P实际调峰负荷为所聚合的各个分布式资源的实际运行负荷的叠加值与虚拟电厂该时段基线负荷的差；Pen（i）为虚拟电厂在该计算时段分配给该资源的调峰负荷；Pn（i）为该资源在该计算时段的15 min 实际运行负荷；Pbn（i）为该资源在该计算时段的15 min 基线负荷。

对各分布式资源的执行结果，引入调峰完成系数τ（i）进行认定，调峰完成系数计算公式如下：

当τ（i）≥0.8 时，认定该资源该15 min 时段完成调峰任务；当τ（i）＜0.8 时，认定该资源该15 min 时段未完成调峰任务。

当分布式资源在1 个自然日中参与虚拟电厂调峰的所有15 min 时段中，如果完成调峰任务的时段达到60%，则认为该资源完成了该日的调峰任务，按当日完成调峰任务的时段参与结算；如果当日完成调峰任务的时段未达到60%，则认为该资源未完成当日的虚拟电厂调峰任务，不参与当日的费用结算。

4.4.4 费用结算

在虚拟电厂参与电网调峰完成并与电网结算完成后，进行与参与调峰的各分布式资源的费用结算，结算的基本方式如下：

式（8）中：Rn为该分布式资源参加本次调峰过程所获得的收益；为分布式资源完成调峰任务时段电量和，其中K为完成任务的15 min 的时段数量；Q为该调峰过程中电网认定的虚拟电厂总的响应电量；R为本次调峰过程中虚拟电厂总的收益费用。

根据调峰的类型（削峰、填谷）及调峰响应时间（中长期响应、隔天响应、即时响应）不同，每次参加调峰虚拟电厂获得的补偿收益不尽相同；一般在调峰响应完成并与电网结算完成后，调峰收益会隔月与参与调峰的各分布式资源进行结算。

通过VPP 云调度控制中心，实现虚拟电厂对所接入各分布式资源的运行调度和优化，满足上级电网对负荷、响应时间、响应质量等的要求，同时在需求响应结束后实现对上级电网的费用结算以及对分布式能源响应结果的费用结算。根据上级电网的要求，VPP 虚拟调度控制中心可以实现全资源响应、分区域响应、分资源类型响应、自动响应、人工响应等不同的调度响应方式。

5 VPP 对源荷储的控制调度——站侧协同控制系统及自动需求响应

接入虚拟电厂的各分布式资源的智能协同控制与自动需求响应功能由分别部署于各分布式能源子站侧的虚拟电厂现地控制模块来实现，现地控制模块包括智能电能表、智能传感器、高速通信网络、信息采集分析处理模块、成本分析、环保指标分析、报价和结算管理、运行管理系统等，实现主要功能如下：①采集和上报各分布式能源站运行信息；②高速可靠的双向通信系统；③自动执行需求响应以满足调度中心的指令需求；④动态计算和分析该能源站的能源生产和调度成本、能源需求响应的成本；⑤运行智能控制。

6 应用情况及发展前景

虚拟电厂自建设投运以来，已经陆续接入多个分布式冷热电联供能源站、多个智慧型园区中央空调、50 多个分布式电动汽车充电站以及多个储能系统，目前整个虚拟电厂已具备调度发电能力3 万kW，接入可控负荷5 万kW，储能1 000 MW 的虚拟电厂出力能力，可响应电网削峰和填谷8 万kW 的能力；后续还将接入分布于上海不同地区的其他分布式能源站、直流微网、电动汽车充换电站、风电、太阳能、储能单元等其他分布式资源源，达到设计削峰和填谷能力争取100 万kW，到时，虚拟电厂的负荷响应能力会大大加强，对电网“削峰填谷”的响应能力也会大幅上升。虚拟电厂通过上海市电力公司需求响应平台接收电网的需求指令，然后通过协调控制系统把调度指令下发到接入调度中心的各分布式资源站，配合电网实现“削峰填谷”服务，协调加入的各分布式资源多次参加上海电力公司的需求响应，表现出很强的适应性和灵活性，为电网削峰填谷作出一定的贡献，自2018 年开始建设到2019 年投入试运行后至今，已多次参加上海电力公司组织的需求响应，在作出一定贡献的同时也获得了可观的收益。

7 总结

随着电力市场的逐渐开放，虚拟电厂可作为中间商为分布式发电资源和负荷用户提供双向互动的平台，构建新的消费模式，通过新的业务和增值收益吸引更多的分布式能源和负荷用户参与，从而增强虚拟电厂在市场中的竞争力。虚拟电厂的发展和壮大，可以改变分布式新能源较为松散、容量较小且出力具有随机性等特点，促进了分布式能源的利用和发展，在一定程度上减少了传统能源的利用，通过合理调配分布式能源和传统能源，促进二者优势互补，既保证一定程度的清洁能源占比，又保证电能的稳定性和可靠性。另外，近几年出现的电力供应呈现出尖峰时刻供电短缺，低谷时段出现大容量闲置的特点，这种现象不仅增加了供电成本，而且导致大量的污染排放。虚拟电厂协同控制系统通过整合需求侧资源和分布式资源，利用用户的用电弹性，缓解峰谷时段电力供应紧张情况，从而实现调整用户的用电习惯、降低峰谷差、提高用电负荷率及节能减排的主要目标，对于降低发电上网电价，促进电力系统经济和安全运行具有积极的作用。