陳 剛，那廣宇，王琛淇，李成偉，周 喆，王 鑫，王嘉媛，黃博南

（1. 國網(wǎng)遼寧省電力有限公司 阜新供電公司，遼寧 阜新123000；2. 國網(wǎng)遼寧省電力有限公司，遼寧 沈陽110006；3. 東北大學(xué) 信息科學(xué)與工程學(xué)院，遼寧 沈陽110819）

0 引言

隨著新能源在能源系統(tǒng)中所占比重的日益增加，大大緩解了由于傳統(tǒng)化石能源削減而帶來的能源短缺問題.風(fēng)電的隨機(jī)性、不確定性和波動(dòng)性，使得傳統(tǒng)的電力調(diào)度，無法有效地解決棄風(fēng)現(xiàn)象[1].在此背景下，虛擬電廠通過聚合新能源、儲(chǔ)能裝置、柔性負(fù)荷等資源進(jìn)行系統(tǒng)協(xié)調(diào)優(yōu)化控制，消納風(fēng)電，實(shí)現(xiàn)資源的優(yōu)化配置[2].

虛擬電廠（Virtual Power Plant,VPP）整合分布式能源中儲(chǔ)能裝置和需求側(cè)響應(yīng)的靈活調(diào)用，可以平抑風(fēng)電波動(dòng)[3],實(shí)現(xiàn)虛擬電廠收益的最大化.柔性負(fù)荷作為促進(jìn)新能源消納[4]的有效手段，通過電價(jià)措施改變用戶用能習(xí)慣，實(shí)現(xiàn)負(fù)荷的削峰填谷，提高風(fēng)電利用率[5-6]，提高社會(huì)整體利潤[7].負(fù)荷替代[8]通過電熱能源間的相互轉(zhuǎn)化，改變電熱需求，商業(yè)樓宇的熱能可以通過電采暖器轉(zhuǎn)換裝置轉(zhuǎn)化為電力需求[9].綜合需求響應(yīng)[10]的應(yīng)用尚處于探索階段，考慮多種不同能源的需求及其相互間的轉(zhuǎn)化關(guān)系，進(jìn)一步拓寬系統(tǒng)運(yùn)行的靈活性，促進(jìn)其經(jīng)濟(jì)穩(wěn)定運(yùn)行[11].三北地區(qū)為滿足冬季供暖季的熱力需求，CHP機(jī)組工作在“以熱定電”模式下，高熱電比限制了機(jī)組的電力調(diào)節(jié)，壓縮機(jī)組的調(diào)峰空間，風(fēng)電的上網(wǎng)空間縮小，引發(fā)高比例棄風(fēng)[12].負(fù)荷替代通過將供暖用戶的需求轉(zhuǎn)化為電力需求，減小對(duì)CHP 機(jī)組熱出力的需求，拓寬機(jī)組的調(diào)節(jié)范圍，機(jī)組靈活性大幅提高.VPP 參與市場定價(jià)，通過需求響應(yīng)的調(diào)節(jié)，增大風(fēng)電消納量[13].VPP 中需求響應(yīng)的協(xié)調(diào)運(yùn)行可以在不同類型市場中競價(jià)，實(shí)現(xiàn)VPP 效益的最大化[14].VPP 參與能源市場競價(jià)，可充分發(fā)揮虛擬電廠的商業(yè)價(jià)值，通過市場手段大幅提升可再生能源和需求資源的價(jià)值[3,18].

針對(duì)虛擬電廠參與市場競價(jià)方面，國內(nèi)外已有研究建立基于價(jià)格激勵(lì)信息的需求響應(yīng)調(diào)度的模型[13].在考慮新能源出力和市場電價(jià)不確定性的基礎(chǔ)上，文獻(xiàn)[14]建立計(jì)及需求響應(yīng)的日前、日內(nèi)、實(shí)時(shí)三階段市場交易.在參與市場交易時(shí)，文獻(xiàn)[15]、文獻(xiàn)[16]都僅考慮了電力市場的交易.文獻(xiàn)[17]、文獻(xiàn)[19]基于博弈論，建立多個(gè)虛擬電廠參與競價(jià)的策略.在市場競價(jià)策中，虛擬電廠不僅可以作為能源的銷售方還可以作為能源的購買者，充分發(fā)掘了其市場交易者的靈活性，有利于能源市場的經(jīng)濟(jì)穩(wěn)定運(yùn)行[5].綜上所述，有關(guān)虛擬電廠參與競價(jià)策略的研究主要集中于考慮電力需求響應(yīng)和可再生能源出力不確定性方面的優(yōu)化調(diào)度，在市場競價(jià)策略方面考慮電熱綜合能源系統(tǒng)和綜合需求響應(yīng)對(duì)市場競價(jià)的影響相對(duì)較少.

基于此，本文在考慮綜合需求響應(yīng)和儲(chǔ)能特性的基礎(chǔ)上，建立包含虛擬電廠的競價(jià)策略.虛擬電廠既可向外售能，也可從外界購入能量，系統(tǒng)各競價(jià)參與者都可以參與到價(jià)格的制定過程中，投標(biāo)信息對(duì)各參與者公布，參與者根據(jù)價(jià)格信息，做出相應(yīng)的出力調(diào)整，以達(dá)到利益最大化.建立兩階段競價(jià)策略，下層市場各參與者（包括虛擬電廠、火電機(jī)組和CHP 機(jī)組）最小化自身成本，優(yōu)化投標(biāo)量，上層系統(tǒng)市場運(yùn)營商最小化系統(tǒng)購能成本，優(yōu)化投標(biāo)價(jià)格.上下層間通過基于供需平衡調(diào)整價(jià)格和投標(biāo)量，達(dá)到平衡，促進(jìn)風(fēng)電消納，優(yōu)化市場運(yùn)行.市場參與者對(duì)價(jià)格信息做出相應(yīng)的出力調(diào)整，促進(jìn)能源市場的健康穩(wěn)定發(fā)展.本文考慮電熱綜合能源系統(tǒng)，不局限于電力系統(tǒng)，增加系統(tǒng)運(yùn)行的靈活性.

1 虛擬電廠建模

本文所研究的系統(tǒng)框架見圖1.其中虛擬電廠包含風(fēng)力發(fā)電廠、儲(chǔ)能設(shè)備、電負(fù)荷、熱負(fù)荷.虛擬發(fā)電廠和傳統(tǒng)機(jī)組以自身利益最大化為目標(biāo)，向交易中心提交交易量，市場交易中心整合各方信息，以日前和日內(nèi)能源運(yùn)行調(diào)度成本最小為目標(biāo)，確定次日能源價(jià)格，并將價(jià)格信息公布.各參與者根據(jù)公布的信息調(diào)整自身投標(biāo)量再次匯報(bào)給市場交易中心，雙方基于能量平衡調(diào)節(jié)投標(biāo)量和價(jià)格，直至交易的達(dá)成.

圖1 系統(tǒng)整體架構(gòu)Fig.1 overall framework of system

1.1 綜合需求響應(yīng)建模

目前已有的虛擬電廠優(yōu)化調(diào)度，大多僅考慮電力負(fù)荷的需求響應(yīng).熱負(fù)荷同電負(fù)荷一樣具有一定的可控性，熱負(fù)荷也可作為需求響應(yīng)的一種.綜合能源需求響應(yīng)，考慮了負(fù)荷轉(zhuǎn)移和負(fù)荷替代.建筑物的熱負(fù)荷可以通過電采暖裝置，將電需求轉(zhuǎn)化為熱需求.建筑物內(nèi)的熱需求可以從兩部分得到，一部分來源于熱網(wǎng)，另一部分轉(zhuǎn)化為電力需求.晚間風(fēng)電高發(fā)期，棄風(fēng)現(xiàn)象嚴(yán)重，抬高夜間熱價(jià)，降低電價(jià)，促使建筑物熱負(fù)荷更多消耗棄風(fēng)電量，提高風(fēng)電消納量.夜間熱負(fù)荷的減少削減了對(duì)CHP 機(jī)組熱量的需求，機(jī)組的調(diào)節(jié)能力升高，可以促進(jìn)風(fēng)電上網(wǎng)，提高風(fēng)電消納量.本文考慮電熱替代型負(fù)荷，系統(tǒng)的熱負(fù)荷總量由兩部分組成，一部分是價(jià)格型熱負(fù)荷，另一部分是替代型負(fù)荷由電負(fù)荷轉(zhuǎn)化為熱負(fù)荷.

式中，Hall為系統(tǒng)內(nèi)總的熱負(fù)荷，MW；He為價(jià)格型（分時(shí)熱價(jià)型）熱負(fù)荷，MW；He-h為通過電轉(zhuǎn)熱得到的熱負(fù)荷量，MW；Pe-h為系統(tǒng)中通過電轉(zhuǎn)熱所消耗的電能，MW；β為電熱轉(zhuǎn)化效率，轉(zhuǎn)化效率為0.95.

分時(shí)電價(jià)是目前應(yīng)用最廣泛的需求響應(yīng)激勵(lì)措施，用戶根據(jù)電價(jià)信息更改用能習(xí)慣，進(jìn)行負(fù)荷的削峰填谷.在文中，由于同時(shí)考慮了熱負(fù)荷，電熱負(fù)荷基于分時(shí)價(jià)格引導(dǎo)的需求響應(yīng)所建立的模型相同，都是由于價(jià)格變動(dòng)信息引起的負(fù)荷轉(zhuǎn)移，建模過程中的自彈性系數(shù)和互彈性系數(shù)計(jì)算式為

式中，ett為自彈性系數(shù)；為互彈性系數(shù)；為t時(shí)刻負(fù)荷的變化量；為t時(shí)刻的價(jià)格變化量；為時(shí)刻的價(jià)格變化量；dt為t時(shí)刻的負(fù)荷量；λt為t時(shí)刻的價(jià)格；λt'為時(shí)刻的價(jià)格.

由此得到一個(gè)調(diào)度時(shí)段內(nèi)（1 d）的電力彈性矩陣為

式中，n為時(shí)段數(shù).

調(diào)用需求響應(yīng)后的負(fù)荷需求可表示為

熱負(fù)荷的需求彈性與電負(fù)荷相同，這里不再贅述.分時(shí)型電熱需求響應(yīng)自彈性系數(shù)取-0.2，互彈性系數(shù)取0.03.電負(fù)荷分時(shí)時(shí)段的劃分參考文獻(xiàn)[11]，峰、谷、平分時(shí)電價(jià)為0.80 元/(kW·h)，0.45 元/(kW·h)和0.60 元/(kW·h).參考文獻(xiàn)[9]，市場售熱價(jià)格為分時(shí)熱價(jià)，峰時(shí)段（23：00-7：00）熱價(jià)為0.50 元/(kW·h)，平時(shí)段（7：00-11：00 和17：00-23：00）熱價(jià)為0.45 元/(kW·h)，谷時(shí)段（11：00-17：00）熱價(jià)為0.43 元/(kW·h).

1.2 虛擬電廠的市場投標(biāo)策略

虛擬電廠售給虛擬電廠內(nèi)部的負(fù)荷電價(jià)低于市場售電價(jià)，因此虛擬電廠內(nèi)的風(fēng)電首先滿足自身需求后再售給外部市場（虛擬電廠看作一個(gè)整體，最大化虛擬電廠與外部的交互收益），以虛擬電廠與外部交互利益的最大化為目標(biāo)建立虛擬電廠的優(yōu)化目標(biāo)為

式中，Ct,DA為虛擬電廠日前t時(shí)刻出售能量獲得的收益，元；Ct,RT為由風(fēng)電引起的日內(nèi)t時(shí)刻不平衡電量懲罰項(xiàng)，元；為t時(shí)刻儲(chǔ)能的退化成本，元；Cop,t為日前虛擬電廠日前t時(shí)刻購買能量的成本，元.

下面分別介紹目標(biāo)函數(shù)中的各部分成本，計(jì)算前虛擬電廠日前t時(shí)刻購買能量的成本，首先需要得到虛擬電廠在t時(shí)刻的需求電量：

式中，pe,t為虛擬電廠在t時(shí)刻的需求電功率，MW；為虛擬電廠日前t時(shí)刻實(shí)行分時(shí)電價(jià)后的電負(fù)荷需求響應(yīng)量，MW；pw,t,pre為虛擬電廠內(nèi)t時(shí)刻預(yù)測的風(fēng)電出力，MW；pt,cha為儲(chǔ)能設(shè)備t時(shí)刻的充電功率，MW；pt,dis為儲(chǔ)能設(shè)備t時(shí)刻的放電功率，MW；η為儲(chǔ)能裝置的放電效率，pe-h,t為t時(shí)刻用于電轉(zhuǎn)熱的電功率，MW.

式中，λe,t為t時(shí)刻購買單位電量的成本，元/(kW·h)；λh,t為t時(shí)刻單位熱量成本，元/ (kW·h)；均為分時(shí)負(fù)荷能量價(jià)格.pe,t為日前市場t時(shí)刻虛擬電廠從外購入的電功率，MW；ph,t為日前市場t時(shí)刻虛擬電廠從外購入的熱功率，MW，Δt為單位時(shí)段的長度，取1 h.

式中，λe,vpp為VPP 電廠投標(biāo)單位電能價(jià)格，元/(kW·h)；pvpp,t為 VPP 電廠t時(shí)刻售電量，MW；其中

儲(chǔ)能成本高，本文儲(chǔ)能裝置容量小，充放電功率小，由風(fēng)電引起的偏差通過火電機(jī)組調(diào)節(jié).風(fēng)電相較于日前高發(fā)時(shí)由于火電機(jī)組較高的調(diào)節(jié)成本，多發(fā)的風(fēng)電會(huì)被棄掉，不足的部分由火電機(jī)組調(diào)節(jié)，

式中，λtdeg為單位電量儲(chǔ)能電池的退化成本，取0.009 元/(kW·h)；chη為儲(chǔ)能的充電效率；Pt,ch為t時(shí)刻儲(chǔ)能的充電功率，MW；Pt,dis為t時(shí)刻儲(chǔ)能的放電功率，MW；ηdis為儲(chǔ)能的放電效率.

電儲(chǔ)運(yùn)行約束為

式中，EESS,t為t時(shí)刻的儲(chǔ)電量，MW；為電儲(chǔ)的最大充放電功率，MW；EESS,max為儲(chǔ)電設(shè)備容量的上限，MW.

其余常規(guī)機(jī)組利潤最大化，火電機(jī)組的目標(biāo)函數(shù)為

式中，CF為火電機(jī)組收益，元；CC,e,t為火電機(jī)組在t時(shí)刻售電收益，元；CC,t為常規(guī)機(jī)組在t時(shí)刻的成本，元.

式中，λi,e為火電機(jī)組i的交易電價(jià)，元/(kW·h)；pi,t為火電機(jī)組i在t時(shí)刻的日前交易電量，MW；Δpi,t為火電機(jī)組i在t時(shí)刻不平衡量的調(diào)整量（風(fēng)電日內(nèi)出力少于日前預(yù)測的量），

式中，ia、ib、ic為火電機(jī)組電出力的二次項(xiàng)、一次項(xiàng)和常數(shù)項(xiàng).

CHP 機(jī)組的目標(biāo)函數(shù)為

式中，F(xiàn)CHP為CHP 機(jī)組收益，元；CCHP,e,t為CHP 機(jī)組t時(shí)刻售電收益，元；CCHP,h,t為CHP 機(jī)組t時(shí)刻售熱收益，元；CCHP,t為CHP 機(jī)組t時(shí)刻的成本，元.λj,e為CHP 機(jī)組j的售電價(jià)格，元/(kW·h)；λj,h為CHP 機(jī)組j的售熱價(jià)格，元/(kW·h).pj,t為CHP機(jī)組j在t時(shí)刻的售電量，MW；hj,t為CHP 機(jī)組j在t時(shí)刻的售熱量，MW；λj,h為市場的交易熱價(jià)，元/(kW·h)；dj，ej，fj，hj，oj，lj為CHP 機(jī)組j成本的各項(xiàng)系數(shù).

2 能量市場架構(gòu)

整個(gè)區(qū)域除虛擬電廠（Virtual Power Plant，VPP）外還有常規(guī)機(jī)組，如熱電廠、CHP 機(jī)組等.要達(dá)成投標(biāo)，除了使虛擬電廠的利益最大化的同時(shí)，還要使得整個(gè)區(qū)域的成本最小，因此在區(qū)域市場架構(gòu)中，將虛擬電廠的目標(biāo)作為下層函數(shù)，區(qū)域成本最小作為上層函數(shù)進(jìn)行優(yōu)化，整個(gè)區(qū)域的成本包括日前成本和為應(yīng)對(duì)風(fēng)電波動(dòng)的日內(nèi)調(diào)節(jié)成本.

2.1 日前市場

日前市場的優(yōu)化方程為

式中，Ct,n,DA為日前市場t時(shí)刻設(shè)備n的能源成本，元；K為總設(shè)備數(shù).

式中，λn,e為t時(shí)刻設(shè)備n的售電價(jià)格，元/(kW·h)；λn,h為t時(shí)刻設(shè)備n的售熱價(jià)格，元/(kW·h)；pn,t為t時(shí)刻設(shè)備n的交易電量，MW；hn,t為t時(shí)刻設(shè)備n的交易熱量，MW.

2.2 日內(nèi)市場

日內(nèi)市場的優(yōu)化目標(biāo)是在日內(nèi)市場中最小化能量不平衡所引起的調(diào)節(jié)成本優(yōu)化目標(biāo)為

式中，Ci,t,RT為火電機(jī)組i在t時(shí)刻的平衡成本，元.

式中，pi,ti,t為火電機(jī)組i在t時(shí)刻的調(diào)節(jié)功率，MW，取其絕對(duì)值.

本文參考國家發(fā)展改革委關(guān)于完善風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)政策的通知：2020 年起指導(dǎo)價(jià)需低于當(dāng)?shù)厝济簷C(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià).據(jù)國家政策，取風(fēng)電上網(wǎng)競價(jià)電價(jià)區(qū)間為[0.15，0.29]元/(kW·h).參考文獻(xiàn)[20]市場出清電價(jià)基本處于[0.3,0.4]元/(kW·h)，出清電價(jià)較為穩(wěn)定，本文取火電機(jī)組競價(jià)電價(jià)區(qū)間為[0.28，0.38]元/(kW·h) CHP 機(jī)組競價(jià)電價(jià)區(qū)間為[0.25，0.38]元/(kW·h)，參考文獻(xiàn)[9]取競價(jià)熱價(jià)區(qū)間為[0.2，0.35]元/(kW·h).

2.3 兩階段投標(biāo)策略

如上文虛擬電廠的優(yōu)化目標(biāo)和整個(gè)區(qū)域的市場架構(gòu)可看出，各市場參與者都以自身利益最大化為目標(biāo)，而市場運(yùn)營者的目標(biāo)為最小化成本.本文提出兩階段的市場交易系統(tǒng)來研究參與者和市場運(yùn)營者間的運(yùn)營策略，系統(tǒng)的兩階段投標(biāo)策略流程圖見圖2.通過使用兩層的系統(tǒng)構(gòu)架，參與者與市場經(jīng)營者間通過投標(biāo)，調(diào)整價(jià)格和投標(biāo)量，最終達(dá)到平衡.

圖2 市場投標(biāo)雙層結(jié)構(gòu)Fig.2 market bidding two-level structure

在下層優(yōu)化中，虛擬電廠和常規(guī)機(jī)組首先依據(jù)先前與之類似風(fēng)電出力情況下的投標(biāo)價(jià)格進(jìn)行優(yōu)化調(diào)度.通過虛擬電廠利益最大化得到風(fēng)電的并網(wǎng)量，儲(chǔ)能設(shè)備的充放電策略以及從外界購入的能量.投標(biāo)價(jià)格在第一次優(yōu)化過程中采用先前與之相似的成功投標(biāo)方案的價(jià)格信息，其后參與者根據(jù)價(jià)格信息調(diào)整投標(biāo)量，下層優(yōu)化過程每一次迭代中價(jià)格是固定值.下層優(yōu)化將各設(shè)備出力和儲(chǔ)能設(shè)備的充放電結(jié)果遞交給上層調(diào)度，上層調(diào)度進(jìn)而依據(jù)下層的投標(biāo)量，以系統(tǒng)總運(yùn)行成本最小優(yōu)化市場出清價(jià)格.并在每一次迭代中將價(jià)格信息公布給各市場參與者，參與者根據(jù)能源價(jià)格信息，調(diào)整投標(biāo)價(jià)格，再次進(jìn)行下層設(shè)備出力的優(yōu)化.并將結(jié)果傳遞給上層，直至整個(gè)區(qū)域內(nèi)的各參與者達(dá)到均衡，投標(biāo)完成.通過價(jià)格信息引導(dǎo)各市場參與者改變各時(shí)刻投標(biāo)量達(dá)到市場能量平衡.提出的策略中，底層參與者可以得到價(jià)格和能源量的非空值作為上層優(yōu)化參數(shù).相反的，對(duì)應(yīng)于底層優(yōu)化，市場運(yùn)營商得到個(gè)投標(biāo)者的出清價(jià)格，提出的方法可以得到唯一的平衡.

風(fēng)電的不確定性相較于負(fù)荷的波動(dòng)大得多，本文日內(nèi)市場僅考慮由風(fēng)電波動(dòng)引起的機(jī)組調(diào)節(jié).火電機(jī)組成本相較于CHP 機(jī)組的成本低，由火電機(jī)組進(jìn)行由風(fēng)電不確定性引起的不平衡量的調(diào)節(jié).設(shè)日內(nèi)預(yù)測波動(dòng)方差為0.05，利用蒙特卡洛法生成1 000 種日內(nèi)風(fēng)電出力[5]，再利用概率距離削減技術(shù)將場景削減至5 種，采用概率期望值的方式計(jì)算日內(nèi)調(diào)節(jié)，對(duì)于雙層優(yōu)化模型，上下層經(jīng)過有限次的相互調(diào)節(jié)，達(dá)到均衡，參考文獻(xiàn) [21]采用粒子群算法求解.

3 算例分析

算例系統(tǒng)中包括一個(gè)虛擬電廠，4 個(gè)火電機(jī)組（每臺(tái)參數(shù)按文獻(xiàn)[22]中最大發(fā)電功率為200MW的火電機(jī)組設(shè)備參數(shù)計(jì)算）、6 個(gè)CHP 機(jī)組（每臺(tái)參數(shù)按文獻(xiàn)[22]中最大發(fā)電功率為300 MW 的CHP機(jī)組設(shè)備計(jì)算）和一個(gè)負(fù)荷聚合商.參考現(xiàn)今電廠進(jìn)煤價(jià)格，文中設(shè)每噸煤的價(jià)格為600 元/t.虛擬電廠中包中的風(fēng)力發(fā)電機(jī)裝機(jī)容量為400 MW，一個(gè)容量為30 MW·h 的儲(chǔ)能設(shè)備,最大充放電功率為3MW，充放電效率均為0.9，電、熱負(fù)荷.可用于電熱轉(zhuǎn)化熱負(fù)荷占總熱負(fù)荷的5%日前預(yù)測負(fù)荷聚合商和虛擬電廠內(nèi)部的熱負(fù)荷一天內(nèi)的用能基本不發(fā)生變化，分別為900 MW 和40 MW.

文中對(duì)比3 種不同情景（情景一為市場統(tǒng)一定價(jià)且不考慮需求響應(yīng)和儲(chǔ)能；情景二為兩階段競價(jià)策略，不考慮需求響應(yīng)和儲(chǔ)能；情景三為本文所提出的考慮綜合需求響應(yīng)和儲(chǔ)能的兩階段競價(jià)策略.）.

虛擬電廠風(fēng)電出力、聚合商處及虛擬電廠內(nèi)電負(fù)荷預(yù)測見圖3.

圖3 日前風(fēng)電及電負(fù)荷預(yù)測Fig.3 wind power and electric load forecast

虛擬電廠在市場運(yùn)行中既向外售能，也可從外部購能.虛擬電廠內(nèi)的熱負(fù)荷由電轉(zhuǎn)熱裝置供給或由外部的CHP 機(jī)組供給.

圖4 各情景下的風(fēng)電消納Fig.4 wind power consumption under various scenarios

系統(tǒng)中只有虛擬電廠內(nèi)存在風(fēng)電場，風(fēng)電出力首先由虛擬電廠內(nèi)部的負(fù)荷消納，仍有風(fēng)電無法消納時(shí)，出售給市場運(yùn)行商，滿足外部市場的負(fù)荷需求.由于虛擬電廠出售給市場運(yùn)行商的電價(jià)比常規(guī)火電廠低，因此可以促進(jìn)風(fēng)電的消納.從圖4 可以看出，情景二比情景一消納的風(fēng)電量大，情景一能源價(jià)格為統(tǒng)一售價(jià)，風(fēng)電價(jià)格比情景二高，且沒有競價(jià)措施，導(dǎo)致風(fēng)電消納量較低.情景三相對(duì)于情景二在0：00-5：00 消納了更多的棄風(fēng)，由于綜合需求響應(yīng)和儲(chǔ)能的作用，負(fù)荷曲線得到了削峰填谷，熱負(fù)荷轉(zhuǎn)化為電負(fù)荷也促進(jìn)了風(fēng)電的進(jìn)一步消納，消納量較情景一有所提升.

從圖5 中可以看出，在不同的日前預(yù)測誤差下，虛擬電廠對(duì)外收益隨預(yù)測誤差的增加，收益減少.系統(tǒng)內(nèi)風(fēng)電的預(yù)測誤差由常規(guī)機(jī)組進(jìn)行調(diào)節(jié)，隨預(yù)測誤差的增加，由于偏差的懲罰，虛擬電廠收益減小.

圖5 VPP 在不同風(fēng)電預(yù)測波動(dòng)方差下的收益Fig. 5 benefits of VPP under different wind power prediction fluctuation variance

兩階段競價(jià)策略的競標(biāo)信息對(duì)大眾公布，市場競標(biāo)者的參與積極性大幅提高，利于能源市場的健康、良性發(fā)展.同時(shí)考慮分時(shí)型需求響應(yīng)和儲(chǔ)能，實(shí)現(xiàn)了負(fù)荷的移峰填谷和能量的時(shí)空平移，增大了風(fēng)電的消納量，經(jīng)濟(jì)性也大幅提高.為滿足熱負(fù)荷需求，CHP 機(jī)組工作在“以熱定電”的工作模式下，限制了電出力的調(diào)節(jié)空間，因此仍存在棄風(fēng).

本文考慮了將建筑物中部分熱負(fù)荷通過電加熱的方式轉(zhuǎn)化為電負(fù)荷，這樣在夜間風(fēng)電高發(fā)期間，通過電負(fù)荷轉(zhuǎn)熱負(fù)荷的方式，減少了系統(tǒng)對(duì)CHP 機(jī)組嚴(yán)格熱需求的限制，隨著熱需求的減少，CHP 機(jī)組的電出力可以實(shí)現(xiàn)靈活調(diào)節(jié)，夜間降低機(jī)組出力，提升風(fēng)電上網(wǎng)空間，減小棄風(fēng)量.由圖4 可以看出情景二相較于情景一消納量增加，經(jīng)濟(jì)效益提高.

4 結(jié)論

（1）結(jié)合綜合需求響應(yīng)和虛擬電廠技術(shù)，提出兩階段競價(jià)策略優(yōu)化系統(tǒng)運(yùn)行，上下層之間通過價(jià)格及投標(biāo)量的調(diào)整達(dá)到平衡，各參與者均可參與競價(jià)，促進(jìn)能源市場的健康穩(wěn)定發(fā)展.虛擬電廠在未來將成為能源市場的重要組成部分.

（2）綜合考慮電熱能源系統(tǒng)，不僅僅局限于電力系統(tǒng).本文的綜合能源需求響應(yīng)同時(shí)考慮了電熱分時(shí)型負(fù)荷，還引入了電熱替代型負(fù)荷.算例表明兩階段競價(jià)策略調(diào)動(dòng)了各參與者的積極性，提高了系統(tǒng)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性的同時(shí)增大了風(fēng)電消納率.

（3）考慮綜合需求響應(yīng)和儲(chǔ)能間的相互協(xié)調(diào)，使得系統(tǒng)運(yùn)行更加靈活多變，進(jìn)一步優(yōu)化系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)運(yùn)行，增大風(fēng)電消納.