考虑虚拟电厂的电力系统灵活性提升方案研究

韩 亮，张维静，胡娱欧，张 晶，郭鸿业，陈启鑫

（1. 国家电网公司 华北分部，北京 100053；2. 电力系统及发电设备控制和仿真国家重点实验室（清华大学 电机系），北京 100084）

0 引言

应对全球气候变化，我国提出了“碳达峰、碳中和”的战略目标，同时要求加快全国统一电力市场建设，力图通过发挥市场在资源优化配置中的基础性作用，保障新型电力系统的能源安全供应、能源利用效率、能源高质量发展。

高比例新能源并网给新型电力系统带来了较大的消纳压力，随之而来的，还有风电与光伏的出力波动和不确定性对系统运行可靠性、电能供应质量及社会经济成本的影响。以京津唐电网为例，规划至2025年不考虑外来电容量的情况下，新能源占比将达到系统装机规模的40%，燃气等调节性资源占比16%，常规火电占比44%。电能量市场交易机制下系统将产生弃风容量1.02 亿kW，分析原因在于系统的灵活性调节能力不足，尤其是冬季“以热定电”的运行的模式大大约束了系统的调节空间。可见挖掘灵活性资源，拉大系统电力平衡的调节弹力，满足高比例新能源的并网及消纳需求，保障系统运行的可靠性和经济性，是京津唐新型电力系统建设的关键任务之一。

目前国内外专家和学者提升系统灵活性的主要措施可以分为两个维度：一是针对现有资源进行技术改造，降低机组最小技术出力［1］，扩大机组调节范围，实现热电解耦运行［2］，释放机组灵活性等，相应的技术方案已在国内外电力系统中广泛应用，此处不再赘述。二是设计灵活性交易产品或配置灵活性资源，改进系统的调度方式。文献［3］基于美国电力市场对比分析了灵活调节服务（flexible ramping product，FRP）与传统辅助服务的区别，认为FRP 机制有效弥补了灵活调节资源市场的不足；文献［4］提出基于系统爬坡的实时调度方法，通过提高决策频率改进调度算法，实现对现有资源的灵活性挖掘；文献［5］、文献［6］分别提出配置储能和需求侧响应机制，通过优化实时调度、加强两者的协同运行，补充系统灵活性缺口；文献［7］、文献［8］从优化调度虚拟电厂的角度先后提出配网与虚拟电厂互动出清方法，以提升系统需求侧响应能力。无一例外的是，国内外专家对灵活性的研究多是构建短时调度优化模型，解决系统中有实时灵活性需求时的资源调度出清问题，但是对系统整体运行的经济性、可靠性考虑不足。在系统实际运行中，单日系统经济性最优的建模方式可能导致大型储能、水电等资源整体调度性能不佳，通过对比多时段耦合优化市场与考虑系统爬坡约束的单时段市场的运行结果，证实了多时段耦合优化市场运行成本更低，且更大程度减少了爬坡能力的分配［9］。

系统的灵活性提升方案，不仅要解决短时、局部的灵活性资源调度或系统弃风等问题，还应兼顾系统运行的安全、灵活、经济及环保等综合性能。为此，文献［10］建立了涵盖系统运行灵活、经济、环保及技术等多维属性的指标集，通过层次分析法和模糊综合评价法相结合建立了系统灵活性的综合评价体系。相较爬坡资源不足的期望和技术不确定性灵活性指数等单一灵活性评价指标［11］，综合评价更加全面，但也由于涉及指标众多，不同的指标权重分配方式结果差异较大，导致数据难以收集，评价体系难以实际推广应用。

综上，提升京津唐新型电力系统的灵活性调节能力，一是配置系统灵活性资源。从源端加强技术改造，增配储能等资源以增强系统调节弹性；从荷端，通过市场机制挖掘以虚拟电厂为代表的可调节性负荷，扩大系统电力平衡的调节范围和空间。二是建立面向灵活性的市场出清模型，涵盖机组启停、检修安排等要素，支撑多资源、多品种、多日优化，实现贴近实际的系统精细化运行模拟。三是构建考虑系统综合效率的评价方法，评估适用于京津唐电网的提升方案。因此，本文基于京津唐规划系统，首先提出加强煤电机组改造、建立基于虚拟电厂的需求侧响应机制及基于可调节性负荷的需求侧响应方案；其次构建面向灵活性资源配置的多日协调优化模型，支撑不同灵活性提升方案的全年精细化运行模拟；最后筛选基于环保经济综合效益最佳的灵活性提升方案，为未来新型电力系统规划建设提供参考。

1 灵活性提升方案

1.1 加强机组灵活性改造

京津唐规划系统中燃煤和燃气机组占比达到55%，但是由于两者兼顾系统供热功能，在冬季基于“以热定电”的模式发电，导致机组最小技术出力被进一步上抬至70%，最新的运行经验表明，热电解耦、低压稳燃等技术改造可降低机组最小出力至20%左右，届时可释放系统空间1.8万MW。

改造后机组的出力约束和爬坡约束可以表示为

1.2 设置需求响应机制

需求侧资源依据类型可以分为分布式电源、储能、负荷资源等。需求侧资源可独立参与需求侧响应，也可以通过虚拟电厂实现需求侧响应。虚拟电厂通过先进的通信、计量、控制等技术，对上可以通过市场价格信号的引导实现系统削峰填谷，对下可协同控制电厂内能源转换设备、储能、分布式电源、柔性负荷资源。目前已有技术相对成熟的虚拟电厂参与京津唐市场交易，但是更多需求侧资源尚未形成综合响应模式。因而，本文以储能和柔性负荷构成的虚拟电厂为例，说明虚拟电厂参与上级电网的出清模型及其内部各项资源的运行约束条件。当系统中仅有柔性负荷参与需求侧响应时，其运行约束可以参考式（4）。

（1）储能资源运行约束。以电化学储能为例，出力约束可以表示为

忽略不计储能的可变运行成本，虚拟电厂的响应成本可以用柔性负荷的平均响应成本表示，即

CVPP=Cˉf。

2 电力系统运行模型

基于系统灵活性资源运行约束，构建时序负荷曲线的系统运行模型，进一步考虑燃煤及燃气机组组合、机组检修计划、水电多日优化等要素。

2.1 机组检修安排

合理的机组检修计划是保障系统运行可靠性、减少机组发电成本、延长机组使用寿命的关键。综合评估系统的运行情况，优化分配机组启停、出力计划，评价系统运行经济性、可靠性等指标，都要以检修计划为前提。本文以启发式方法为指导，通过等备用方法安排机组检修计划。

2.1.1 目标函数

2.2 机组组合模型

2.2.1 目标函数

机组组合模型，是控制各时段机组出力分配方式，从而控制系统整体运行成本最直接的方式。因此，市场化调度以运行成本最低为优化目标，考虑机组启停成本、系统切负荷损失、新能源弃电损失，具体可以表示为

式中：Dt为t时刻的系统总负荷。

（2）新能源机组出力约束

考虑新增风电、光伏选址集中于原新能源建设片区，且新能源出力随机性强。依据历史出力曲线预测各新能源场站未来出力曲线，并设置新能源实际出力和预测出力如下

（3）水电出力约束及多日协调优化

水电机组模拟出力，应结合规划水电站位置、规模和历史出力水平确定。考虑京津唐规划水电站在原电站位置扩建，且水电装机容量占比较小。为了充分发挥水电效益，使水电、火电有效配合以优化电力系统运行方式，文章依据水库库容、历史出力等信息设置水电出力模式为部分出力带基荷供电，剩余电力、电量依据系统“削峰”需求确定。

因此，依据丰水、枯水、平水时期平均发电量设置水电机组月度发电量和强迫出力，依据系统每日削峰填谷需求确定机组运行时段的具体出力。此时，水电机组出力约束可以表示为

（6）网络约束

基于直流潮流建立线路及断面传输约束，可以

2.3 经济调度模型

2.3.1 目标函数

经济调度模型更侧重解决系统爬坡等满足电网安全稳定运行的问题。目标函数表示为

式中：C(Pi,t)为系统各类能源运行成本。

2.3.2 约束条件

在机组组合模型约束的基础上，进一步增加考虑系统改造机组、储能、需求侧响应的约束条件，见式（1）—式（4）。

2.4 基于虚拟电厂的需求侧响应模型

由于种种原因系统在某时段或者某节点供电能力不足产生切负荷时或由于调节能力不足产生新能源弃电时，启动需求侧响应机制。整体模型以需求侧响应成本最小为优化目标，如式（18）所示

进一步考虑式（2）—式（4）中的储能及柔性负荷运行约束，完成基于虚拟电厂需求侧响应模拟。

当系统中仅有柔性负荷时，公式（18）中储能成本为0。对应于系统调峰或切负荷容量需求，将需求侧响应主体的响应容量、响应时间，依据各自的响应价格由低到高排序，至满足该时段系统需求侧响应容量需求，完成需求侧响应资源调度和出清。

3 实例分析

本文基于京津唐电力系统规划方案进行模拟分析，针对系统保供、保消纳的运行需求，分别从机组改造、基于虚拟电厂的需求侧响应、基于可调负荷的需求侧响应3个维度研究分析系统运行效益，形成兼顾系统运行效率及低碳经济的系统建设方案。

整体分析思路如图1所示。

图1 系统模拟运行流程Fig.1 System simulation operation

3.1 基本参数及方案设置

京津唐2025年电力系统供需比为1.64，最大负荷95 000 MW。考虑外来电的情况下，常规火电机组装机容量占比39.6%，燃气和水电可调节性电源装机占比14.3%，燃气占比10.1%，水电0.3%，抽蓄3.9%；风电、光伏类间歇性电源装机占比36.2%，风电占比18.6%，光伏占比17.6%，外电占比9.8%。

考虑新能源出力随机性及负荷弹性需求，设置系统备用容量中风光出力及负荷贡献率分别为20%、5%。需求侧响应成本1 500 元/MWh，切负荷成本2 000 元/MWh，碳排放成本参考当前碳交易市场，设为49元/t。机组运行成本参数见表1。

表1 机组运行参数Table 1 System operating parameters

以系统运行成本最小为优化目标，考虑系统平衡、备用、机组等运行条件约束，生成基于市场经济调度的系统运行结果，系统切除风电1.02亿kWh。

方案1：机组灵活性改造。依据当前系统调峰缺口，以技术改造降低常规燃煤机组最小出力为装机容量的30%为依据，折算改造燃煤机组容量。

方案2：基于虚拟电厂的需求侧响应。以燃煤机组灵活性改造后释放的调节容量等效配置虚拟电厂的储能功率容量，储能运行小时数设置为10 h。其余系统弃风需求通过柔性负荷满足。

方案3：基于可调负荷的需求侧响应。设定需求侧响应资源为价格敏感的电力调节性负荷，并足够支撑系统调峰需求。将需求侧资源以市场出清电价的2倍、3倍、4倍及以上电价划分档位，各档位内的负荷用户随机生成报价序列，被调用负荷依据系统运行需求，增加或减少用电。

3.2 系统灵活性提升方案对比

采用本文提出的系统运行模拟模型及约束对上述3 个方案进行全年逐日运行模拟，对比各方案系统综合效率。

3.2.1 基于成本的综合效率评价指标

系统综合效率涵盖经济成本、环保效益、运行可靠性、灵活性等各个层面，体现在指标中可以表示为机组发电成本、碳排放量、清洁能源利用率、失负荷概率、系统上/下调裕度等。不同指标之间交互作用，从宏观角度看，系统上/下调裕度越大，清洁能源利用率越高，相应运行成本越低；具体到节点或区域中，由于节点或区域负荷需求、网络阻塞等各方面因素的综合影响，上述关系将不再确定且难以量化。

从京津唐提升灵活性的整体目标出发，本文选取经济成本指标反映系统的综合效率，如图2 所示。通过运行成本反映系统的灵活性、新能源消纳水平及可靠性；依据碳交易市场价格，将系统碳排放量折算为碳排放成本，反映系统的环保水平；在此基础上，进一步考虑不同方案的投运成本或市场化交易成本，形成基于“投资-运行-环保”全成本的灵活性方案评价指标。

图2 “投资-运行-环保”全成本的指标分解Fig.2 Index decomposition of total cost based on“system investment-operation-environmental protection”

3.2.2 系统运行结果对比

系统运行结果见表2 所示。对比可以看出，方案1 通过灵活性改造，进一步加强了燃煤机组作为压舱石满足系统基荷用电，燃气、抽蓄机组支撑系统灵活性调节需求的功能定位。具体地，燃煤机组通过改造降低了机组最小技术出力，减少发电量3.81亿kWh，燃气机组增发1.70亿kWh，抽蓄电站增放电量1.09亿kWh，风电与光伏电站发电1.02亿kWh，可见燃煤与新能源机组之间并非一对一置换出力的关系，当燃煤机组释放调峰空间时，系统需要调度足够的调节性资源才能保障风光等间歇性能源稳定出力、全额消纳。

表2 年度运行结果对比Table 2 Comparison of annual operating results

方案3 中，当需求侧响应电价2 倍于当前市场出清电价时，系统调节电量为0.92 亿kWh，当需求侧响应电价上升为3 倍水平时，可支撑系统新能源全额消纳。从运行结果来看，方案3 中的灵活性资源优先调用柔性负荷及抽蓄电站，因而抽蓄电站的充、放电量最大，燃气机组发电量有所缓解，其余指标未见明显变化。

方案2通过虚拟电厂的需求侧响应机制，将系统的灵活性资源由燃气机组变更为运行成本较低的储能与柔性负荷，因此燃气机组发电量大幅减少，系统发电成本降低，相应地，充裕的燃气资源支撑系统旋转及空闲备用率最高，可靠性提升。相较方案3，方案2减少柔性负荷0.88亿kWh，大大降低了对负荷资源灵活性的需求，缓解了交易执行难度。

3.2.3 系统综合效率对比

基于3.1.1节提出的全成本分析方式，计算不同灵活性提升方案的系统经济性成本见表3。系统调节成本依据不同灵活性提升方案，包括常规燃煤机组技术改造成本、储能规划建设成本和需求侧响应成本。其中，常规燃煤机组深度调峰改造平均成本为400元/kW，抽蓄电站和一般电化学储能电站的建设成本为4 400元/kW。环保成本依据《2020年中国碳价调查报告》设置的碳排成本为49元/t。

表3 年度运行经济性对比Table 3 Economic comparison of annual operation

方案1 综合成本最低。这是因为方案1 通过技术改造扩大了燃煤机组的出力范围，当系统有调峰需求时，燃煤机组压低出力给低成本的风光电站，但是调度了更多燃气机组出力保障风光出力的稳定性，因而系统环保成本最低，发电成本却是最高的。

方案2综合成本略高于方案1，处于第二位。优势在于，方案2 设置了更低成本的虚拟电厂作为调节型资源，因而方案2 的系统运行成本是3 个方案中最低的。但方案2的储能投运成本和环保成本较高。储能投运成本随着技术的进步将持续降低，当储能投运成本降低至当前成本的一半，即2 200元/kW时，系统调节成本仅为256.83亿元。但方案2中燃煤机组未经灵活性改造，受限于最小技术出力约束，系统碳排放量较大，环保成本较高。即使到2050 年，储能投运成本降低的情况下，方案2 的综合成本依然高于方案1。

方案3 的综合成本最高，细分其成本构成不难看出，方案3 对发电侧能源结构没有本质的优化调整，针对系统运行中电力电量平衡及新能源消纳需求更多是依赖于需求侧资源的调度支撑，因而其系统调节成本较低，但是系统运行成本和碳排成本均处于高位，无明显优势。从实际运营角度，需求侧响应容量是市场主体的自主行为，达到系统安全稳定低碳运行，对需求侧响应容量及市场电价也有较高的要求。

综上，3 个方案均可有效地提升京津唐电力系统的灵活性调节能力，支撑规划年新能源全额消纳。具体来讲，京津唐系统中燃气等调节型资源份额较大，因此当方案1 释放更多的燃煤机组出力空间给新能源时，系统具备充足的调节能力保障新能源出力的稳定性和能源供应的持续性，因而方案1运行效果和经济性最佳。方案2通过虚拟电厂的运作可有效地降低调节型资源的成本，从而降低系统的发电成本，提升系统备用容量，随着未来储能技术发展，储能投运成本进一步降低，届时方案2的经济性和效用优势将更为显著。方案3的系统运行及调节成本较低，但是单独运行时面临的需求侧资源的调度能力、碳排量指标等压力较大，更适合作为方案1、方案2的补充调节方案。

4 结束语

为响应国家双碳建设目标，本文针对京津唐新型电力系统中高比例可再生能源并网消纳的运行需求，从加强机组灵活性改造、建设虚拟电厂以实现需求侧响应以及基于柔性负荷进行需求侧响应3个维度提出灵活性提升方案，构建了考虑不同灵活性资源、多日协调运行的系统精细化运行模型，并基于当前灵活性改造及储能投建成本，测算提出适用于京津唐规划系统的灵活性提升方案。具体结论如下：

（1）从系统运行效率、经济、环保3个维度的综合成本对比发现，针对燃煤机组进行灵活性改造是保障京津唐规划年电力供应及新能源全额消纳最为经济有效的灵活性提升方案，单独以柔性负荷进行需求侧响应的方案综合成本最差。

（2）针对燃煤机组灵活性改造的提升方案运行中需要系统配备充足的调节型容量以保障电网安全稳定运行，调节资源的成本越低，系统的运行成本则越低。基于虚拟电厂的需求侧响应可有效地降低系统运行成本，但是碳排放情况仍需优化。因此，基于京津唐规划系统，将方案1与方案2有机结合，可以实现系统综合成本及运行成本双降。而不同方案之间的优化配比将是作者下一步研究的重点内容。D