CN105631599A - 一种虚拟电厂多目标运行调度方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种虚拟电厂多目标运行调度方法，包括：以虚拟电厂的运行调度成本最小为目标函数建立模型；以风力发电和光伏发电的弃风量和弃光量带来的经济损失最小为目标函数建立模型；以节能减排的环境效益最大作为目标函数构建模型；综合上述3个目标函数，建立虚拟发电厂多目标运行调度模型。本发明提供的技术方案在考虑虚拟电厂运行调度成本最小的基础上能够有效提高新能源的消纳率，减少弃风、弃光等带来的经济损失，并兼顾节能减排的环境效益，旨在保证电网安全稳定运行的基础上实现了源-网-荷-储的协调互动以及经济效益和环境效益的双重并举。

Description

一种虚拟电厂多目标运行调度方法

技术领域

本发明涉及一种多目标运行调度方法，具体涉及一种虚拟电厂多目标运行调度方法。

背景技术

随着电力生产和需求的持续增长，能源消耗量大、资源利用率低、环境污染严重等问题日益突显且亟待解决。因而，伴随着能源压力的增加和生态文明意识的提升，节能减排、保护环境和可持续发展战略已成为社会发展的主题，风电、太阳能发电等大量新能源在电网中的渗透率逐渐提高，这也使得传统电力系统在结构、状态、控制方式等方面发生了关键性的改变。

为了协调经济增长与节能降耗之间的矛盾，适应传统电力系统的改变，智能电网技术被提出并得到了广泛研究。以智能电网技术为依托，虚拟电厂的概念得到了越来越多的关注。虚拟发电厂是通过自身的控制中心将一些传统发电厂、分布式发电机组、储能设施和可控负荷整合起来整体参与电力系统的运行。虚拟发电厂充分利用了先进的测量、通信技术和控制决策方法，有效实现了传统能源与新能源的友好配合，提高了新能源的消纳率，并积极利用用户侧可控负荷开展需求响应措施，合理减少用户侧电能消耗，在保证电网安全稳定运行的基础上实现了源-网-荷-储的协调互动以及经济效益和环境效益的双重并举。

发明内容

本发明的目的是提供一种虚拟电厂多目标运行调度方法，旨在保证电网安全稳定运行的基础上实现了源-网-荷-储的协调互动以及经济效益和环境效益的双重并举。

本发明的目的是采用下述技术方案实现的：

本发明提供一种虚拟电厂多目标运行调度方法，其改进之处在于，所述方法包括下述步骤：

(1)以虚拟电厂的运行调度成本最小为目标函数建立模型；

(2)以风力发电和光伏发电的弃风量和弃光量带来的经济损失最小为目标函数建立模型；

(3)以节能减排的环境效益最大作为目标函数构建模型；

(4)综合上述3个目标函数，建立虚拟发电厂多目标运行调度模型。

进一步地，所述步骤1中，以虚拟电厂的运行调度成本最小的目标函数模型中综合传统发电机组、新能源发电机组、储能设施、与电网的交互功率和需求响应措施。

进一步地，传统发电机组、新能源发电机组、储能设施、负荷、虚拟电厂与电网的交互功率和需求响应措施的目标函数和约束条件分别如下：

(1)传统发电机组：

虚拟电厂中的传统发电机组为可控的火力发电机组，火力发电机组的运行成本包括发电成本和启停成本，火力发电机组的运行成本如下式所示：

$C_G\left(t\right)=\underset{i=1}{\overset{N_G}{\Σ}}\[(a_i{\left(P_{G,i}^t\right)}^2+b_i{P}_{G,i}^t+c_i)U_i^t+c_{G,i}^t(1-U_i^{t-1})U_i^t\]$

式中：C_G表示传统发电机组在t时段的运行成本；N_G表示传统发电机组的总数量；表示传统发电机组的发电成本，其中表示第i台发电机组在t时段的有功出力，a_i、b_i、c_i分别为成本系数；表示传统发电机组的启停成本，其中表示第i台发电机组在t时段的启动成本系数，表示第i台发电机组在t时段的启停状态，为1表示机组处于运行状态，为0表示机组处于停机状态；、

约束条件：

①出力约束：

$P_{G,i,min}^t\≤P_{G,i}^t\≤P_{G,i,max}^t$

②机组爬坡速率约束：

$0\≤P_{G,i}^t-P_{G,i}^{t-1}\≤U_{R_i}$

$0\≤P_{G,i}^{t-1}-P_{G,i}^t\≤D_{R_i}$

式中：分别表示机组i出力的下、上限；分别表示发电机组单位时间内的最大上升和下降速率；

(2)新能源机组：

新能源发电机组包括风力发电、光伏发电、燃料电池发电、潮汐发电和生物质能发电；

风电机组和光伏机组在t时段的运行维护费用如下式所示：

$C_{W,P}\left(t\right)=C_W\left(t\right)+C_P\left(t\right)=\underset{i=1}{\overset{N_W}{\Σ}}{c}_{W,i}\·P_{W,i}^t+\underset{i=1}{\overset{N_P}{\Σ}}{c}_{P,i}\·P_{P,i}^t$

式中：C_W,P(t)表示风电机组和光伏机组在t时段的运行维护费用；N_W、N_P分别表示风电机组和光伏机组的总数量；c_W,i、c_P,i分别表示第i台风电机组和第i台光伏机组在t时段的运行维护成本系数；分别表示第i台风电机组和第i台光伏机组在t时段的有功出力；C_W(t)、C_P(t)分别表示风电机组和光伏机组在t时段的运行维护费用；

(3)储能设施：

$C_s\left(t\right)=(L_s^t+P_s^t)w_s$

$L_s^t\·P_s^t=0$

式中：C_s(t)代表t时段储能设施的调用成本；表示t时段储能设施的充电功率；表示t时段储能设施的放电功率；w_s表示储能设施单位充放电功率的成本；表示在同一时段储能设备只能充电或只能放电；

${\mathrm{SoC}}_s^t={\mathrm{SoC}}_s^{t-1}+L_s^t{\mathrm{\α}}_s-P_s^t/{\mathrm{\β}}_s$

式中：表示储能设施的荷电状态；α_s、β_s分别表示储能设施的充放电能效系数；

约束条件：

①储能设施充电功率约束：

$L_s^{\min }\≤L_s^t\≤L_s^{\max }$

②储能设施放电功率约束：

$P_s^{min}\≤P_s^t\≤P_s^{max}$

③荷电状态约束：

${\mathrm{SoC}}_s^{\min }\≤{\mathrm{SoC}}_s^t\≤{\mathrm{SoC}}_s^{\max }$

式中：表示储能设施充电功率；分别表示储能设施充电功率上、下限；表示储能设施放电功率；分别表示储能设施放电功率上、下限；表示储能设施荷电状态；分别表示储能设施荷电状态的最小、最大值；

(4)分时电价项目：

$C_{Tou}\left(t\right)=\underset{n=1}{\overset{N}{\Σ}}\[L_n^t\·{\mathrm{\ω}}_n^t-L_{n,tou}^t\·{\mathrm{\ω}}_{n,Tou}^t\]$

$L_{n,tou}^t=L_n^t+{\mathrm{\ΔL}}_{n,tou}^t$

${\mathrm{\ΔL}}_{n,tou}^t=\underset{n=1}{\overset{N}{\Σ}}{L}_n^t\·\[{\mathrm{\ϵ}}_n^{(t,t)}\·\left(\frac{{\mathrm{\ω}}_{n,Tou}^t-{\mathrm{\ω}}_n^t}{{\mathrm{\ω}}_n^t}\right)+{\mathrm{\ϵ}}_n^{(t,h)}\·\left(\frac{{\mathrm{\ω}}_{n,Tou}^h-{\mathrm{\ω}}_n^t}{{\mathrm{\ω}}_n^t}\right)\]$

${\mathrm{\ω}}_{n,Tou}^t=\left\{\begin{array}{cc}{\mathrm{\ω}}_{n,H}^t& t\∈t_H\\ {\mathrm{\ω}}_{n,M}^t& t\∈t_M\\ {\mathrm{\ω}}_{n,L}^t& t\∈t_L\end{array}\right.$

式中：C_Tou表示t时段实施分时电价的成本；N表示用户侧负荷的总数量；分别表示t时段用户n实施分时电价前后的负荷量；分别表示t时段实施分时电价前后的电价；表示t时段用户n实施分时电价前后的负荷改变量；表示用户n的需求价格自弹性系数；表示用户n的需求价格交叉弹性系数；分别表示峰期、平期、谷期的电价；t∈t_H、t∈t_M、t∈t_L分别表示峰期、平期、谷期的时段划分；

(5)可中断负荷项目的成本如下式所示：

$C_{IL}\left(t\right)=\underset{j=1}{\overset{N_{IL}}{\Σ}}{e}_j^t\·P_{IL,j}^t\·v_j^t$

式中：C_IL(t)表示实施可中断负荷项目的成本；N_IL表示能够参与可中断负荷项目的用户总数量；表示用户j实际被调用的中断容量；e_j ^t分别表示t时段对用户j的中断补偿价格；表示t时段用户j实际的被调用状态，为1时表示被调用，为0时表示不被调用；

约束条件：

①可中断负荷出力约束：

$v_j^t\·P_{IL,j,min}^t\≤P_{IL,j}^t\≤v_j^t\·P_{IL,j,max}^t$

②可中断负荷连续调用时间约束：

$\underset{t=l}{\overset{l+{\mathrm{Max}}_j^{IL}}{\Σ}}{v}_j^t\≤{\mathrm{Max}}_j^{IL}$

$\underset{t=l}{\overset{l+{\mathrm{Min}}_j^{IL}-1}{\Σ}}{v}_j^t\≥{\mathrm{Min}}_j^{IL}(v_j^l-v_j^{l-1})$

l＝1,2...,T

③可中断负荷的调用次数约束：

$\underset{t=1}{\overset{T}{\Σ}}(1-v_j^{t-1})v_j^t\≤{\mathrm{Ms}}_j^{IL}$

④可中断负荷相邻中断时间间隔约束：

|m-k|≥Min(j)

若 $v_j^{m-1}=0,v_j^m=1$

并且 $v_j^{k-1}=0,v_j^k=1$

j＝1,2...,N_IL

式中：T表示一个调度周期；分别表示用户j在t时段的最小、最大可中断量；分别表示用户j每次中断的最大可持续时间，表示用户j每次中断的最小持续时间；表示t-1时段用户j实际的被调用状态，分别表示l-1时段、l时段用户j实际的被调用状态；表示用户j可参与的最大总中断次数；Min(j)表示用户j参与相邻可中断的最小间隔时间，j表示用户，N_IL表示用户个数；分别表示m-1时段、m时段用户j实际的被调用状态；分别表示k-1时段、k时段用户j实际的被调用状态；l、m、k均表示时段；

(6)虚拟电厂与电网的功率交换：

$C_E\left(t\right)=w_{E,L}^t\·L_E^t-w_{E,P}^t\·P_E^t$

$L_E^t\·P_E^t=0$

式中：C_E(t)表示t时段虚拟电厂与电网的功率交换成本；分别表示t时段虚拟电厂向电网的购、售电量；分别表示t时段虚拟电厂向电网的单位购、售电量成本；表示同一时段虚拟电厂不可同时购售电；

约束条件：

①虚拟电厂从电网购电约束：

$L_E^{\min }\≤L_E^t\≤L_E^{\max }$

②虚拟电厂向电网售电约束

$P_E^{min}\≤P_E^t\≤P_E^{max}$

式中：分别表示购电量上、下限；分别表示售电量上、下限；

(7)并网的虚拟电厂整体运行调度成本：

$MIN\{C_1=\underset{t=1}{\overset{T}{\Σ}}\[C_G\left(t\right)+C_{W,P}\left(t\right)+C_s\left(t\right)+C_{Tou}\left(t\right)+C_{IL}\left(t\right)+C_E\left(t\right)\]\}$

式中：C₁表示并网虚拟电厂的整体运行调度成本；

约束条件：

①系统负荷平衡约束：

$\underset{i=1}{\overset{N_G}{\Σ}}{P}_{G,i}^t+\underset{i=1}{\overset{N_W}{\Σ}}{P}_{W,i}^t+\underset{i=1}{\overset{N_P}{\Σ}}{P}_{P,i}^t+P_s^t+L_E^t=\underset{n=1}{\overset{N}{\Σ}}{L}_{n,tou}^t+L_s^t+P_E^t-\underset{j=1}{\overset{N_{IL}}{\Σ}}{P}_{IL,j}^t$

②系统备用容量约束：

$\underset{i=1}{\overset{N_G}{\Σ}}{R}_{G,i}^t+\underset{j=1}{\overset{N_{IL}}{\Σ}}{P}_{IL,j}^t\≥R^t+R_W^t+R_P^t$

式中：为发电机组i提供的正备用容量；R^t为系统所需备用容量；为风电机组所需的备用容量，为光伏机组所需的备用容量。

进一步地，所述步骤2中，以风力发电和光伏发电的弃风量和弃光量带来的经济损失最小为目标函数如下式所示：

$MIN\{C_2=\underset{t=1}{\overset{T}{\Σ}}\[c_a\underset{i=1}{\overset{N_W}{\Σ}}(P_{W,i,p}^t-P_{W,i}^t)+c_b\underset{i=1}{\overset{N_P}{\Σ}}(P_{P,i,p}^t-P_{P,i}^t)\]\}$

式中：分别表示风电机组和光伏机组的计划有功出力；分别表示风电机组和光伏机组的实际利用有功出力；c_a、c_b分别表示单位弃风量和弃光量导致的经济损失；C₂表示风力发电和光伏发电的弃风量和弃光量带来的经济损失。

进一步地，所述步骤3中，以节能减排的环境效益通过发电侧火电机组产生的CO₂、SO₂、NO_X和粉尘的排放量来评估，总减排效益如下式所示：

$\begin{array}{c}MAX\{V_r=W_{{\mathrm{CO}}_2}\×V_{{\mathrm{CO}}_2}+W_{{\mathrm{SO}}_2}\×V_{{\mathrm{SO}}_2}+W_{{\mathrm{NO}}_x}+V_{{\mathrm{NO}}_x}+W_{dust}\×V_{dust}\\ ={\mathrm{\ΔL}}_d\×{\mathrm{\ρ}}_{{\mathrm{CO}}_2}+{\mathrm{\ΔL}}_d\×{\mathrm{\ρ}}_{{\mathrm{SO}}_2}+{\mathrm{\ΔL}}_d\×{\mathrm{\ρ}}_{{\mathrm{NO}}_x}+{\mathrm{\ΔL}}_d\×{\mathrm{\ρ}}_{dust}\\ ={\mathrm{\ΔL}}_d({\mathrm{\ρ}}_{{\mathrm{CO}}_2}+{\mathrm{\ρ}}_{{\mathrm{SO}}_2}+{\mathrm{\ρ}}_{{\mathrm{NO}}_x}+{\mathrm{\ρ}}_{dust})\}\end{array}$

${\mathrm{\ΔL}}_d=\underset{i=1}{\overset{N_G}{\Σ}}{P}_{G0,i}^t-\underset{i=1}{\overset{N_G}{\Σ}}{P}_{G,i}^t$

式中：分别表示CO₂、SO₂、NO_X和粉尘的减排量；分别表示CO₂、SO₂、NO_X和粉尘的单位减排价值；分别表示CO₂、SO₂、NO_X和粉尘的减排系数；ΔL_d表示发电侧火电机组减少的发电量，表示不考虑新能源发电和需求响应措施，只存在火力发电时火电机组的发电量，表示在虚拟发电厂中火电机组的发电量；表示不考虑新能源发电和需求响应措施的情况下第i台火电机组在t时段的有功出力；表示第i台发电机组在t时段的有功出力；

由以下公式求得：

$MIN\{C_{G0}=\underset{t=1}{\overset{T}{\Σ}}\underset{i=1}{\overset{N_G}{\Σ}}\[(a_i{\left(P_{G0,i}^t\right)}^2+b_i{P}_{G0,i}^t+c_i)U_i^t+c_{G,i}^t(1-U_i^{t-1})U_i^t\]\}$

$\underset{i=1}{\overset{N_G}{\Σ}}{P}_{G0,i}^t=\underset{n=1}{\overset{N}{\Σ}}{L}_n^t$

式中：C_G0表示不考虑新能源发电和需求响应措施的情况下火电机组的运行成本；a_i、b_i、c_i分别为成本系数；表示第i台发电机组在t时段的启动成本系数，表示第i台发电机组在t时段的启停状态，表示第i台发电机组在t-1时段的启停状态；表示t时段用户n的负荷量。

进一步地，所述步骤4中，虚拟发电发电厂多目标调度模型的公式为：

$\left\{\begin{array}{c}MIN\{C_1=\underset{t=1}{\overset{T}{\Σ}}\[C_G\left(t\right)+C_{W,P}(t)+C_s(t)+C_{Tou}(t)+C_{IL}(t)+C_E(t)\]\}\\ MIN\{C_2=\underset{t=1}{\overset{T}{\Σ}}\[c_a\underset{i=1}{\overset{N_W}{\Σ}}(P_{W,i,p}^t-P_{W,i}^t)+c_b\underset{i=1}{\overset{N_P}{\Σ}}(P_{P,i,p}^t-P_{P,i}^t)\]\}\\ MAX\{V_r=W_{{\mathrm{CO}}_2}\×V_{{\mathrm{CO}}_2}+W_{{\mathrm{SO}}_2}\×V_{{\mathrm{SO}}_2}+W_{{\mathrm{NO}}_x}\×V_{{\mathrm{NO}}_x}+W_{dust}\×V_{dust}\}\end{array}\right.$

约束条件为上述所有约束条件；

联合考虑以上所述三个目标函数，同时求解即可得到一组最优解集，包括传统机组、新能源发电机组的最优出力，可控负荷的最优中断调度容量以及虚拟电厂与电网的最优交互功率。

与最接近的现有技术相比，本发明提供的技术方案具有的优异效果是：

本发明提供的基于环境效益和经济效益的虚拟电厂多目标运行调度方法，在考虑虚拟电厂运行调度成本最小的基础上能够有效提高新能源的消纳率，减少弃风、弃光等带来的经济损失，并兼顾节能减排的环境效益最大化，旨在保证电网安全稳定运行的基础上实现了源-网-荷-储的协调互动以及经济效益和环境效益的双重并举。

附图说明

图1是本发明提供的虚拟电厂的运行调度示意图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明的具体实施方式作进一步的详细说明。

以下描述和附图充分地示出本发明的具体实施方案，以使本领域的技术人员能够实践它们。其他实施方案可以包括结构的、逻辑的、电气的、过程的以及其他的改变。实施例仅代表可能的变化。除非明确要求，否则单独的组件和功能是可选的，并且操作的顺序可以变化。一些实施方案的部分和特征可以被包括在或替换其他实施方案的部分和特征。本发明的实施方案的范围包括权利要求书的整个范围，以及权利要求书的所有可获得的等同物。在本文中，本发明的这些实施方案可以被单独地或总地用术语“发明”来表示，这仅仅是为了方便，并且如果事实上公开了超过一个的发明，不是要自动地限制该应用的范围为任何单个发明或发明构思。

虚拟发电厂是通过自身的控制中心将一些传统发电厂、分布式发电机组、储能设施和可控负荷整合起来整体参与电力系统的运行。储能设施可以在负荷用电低谷或新能源出力高峰时进行充电，在负荷用电高峰或新能源出力低谷时进行放电。虚拟电厂中的需求响应措施包含基于价格的分时电价措施和基于激励的可中断负荷措施，分时电价措施可引导需求侧负荷主动调整用电方案，可中断负荷措施可为虚拟电厂提供备用容量。

并网的虚拟电厂，还可根据自身利益向电网出售或购买电能，虚拟电厂的控制中心通过综合比较调用传统机组、新能源机组、储能设施、需求侧响应和与电网进行功率交互的成本，以虚拟电厂的运行调度成本最小为目标可确定各部分的调度方案。由于风力、光伏机组出力具有随机波动性，影响了系统的安全经济运行，弃风、弃光现象严重，造成了能源的浪费和一定的经济损失，因而将以风力发电和光伏发电的弃风量和弃光量带来的经济损失最小作为目标参与虚拟电厂的运行调度。除了经济效益，环境效益也十分重要，将传统火电机组的发电减少量所带来的污染物减排效益作为一项目标参与虚拟电厂的运行调度。因而，在虚拟电厂的运行调度中综合考虑以上3项目标函数可实现经济和环境的双重效益。

本发明提供的虚拟电厂的运行调度示意图如图1所示，包括下述步骤：

1、以虚拟电厂的运行调度成本最小为目标函数建立模型，模型中综合考虑了传统发电机组、新能源发电机组、储能设施、与电网的交互功率和需求响应措施。

(1)传统机组

虚拟电厂中的传统机组多为可控的火力发电机组，火力发电机组的运行成本一般包括发电成本和启停成本。

$C_G\left(t\right)=\underset{i=1}{\overset{N_G}{\Σ}}\[(a_i{\left(P_{G,i}^t\right)}^2+b_i{P}_{G,i}^t+c_i)U_i^t+c_{G,i}^t(1-U_i^{t-1})U_i^t\]$

式中：C_G表示传统机组在t时段的运行成本；N_G表示传统发电机组的总数量；表示传统机组的发电成本，其中表示第i台发电机组在t时段的有功出力，a_i、b_i、c_i分别为成本系数；表示传统机组的启停成本，其中表示第i台发电机组在t时段的启动成本系数，表示第i台发电机组在t时段的启停状态，为1表示机组处于运行状态，为0表示机组处于停机状态。

约束条件：

①出力约束

$P_{G,i,min}^t\≤P_{G,i}^t\≤P_{G,i,max}^t$

②机组爬坡速率约束

$0\≤P_{G,i}^t-P_{G,i}^{t-1}\≤{\mathrm{UR}}_i$

$0\≤P_{G,i}^{t-1}-P_{G,i}^t\≤{\mathrm{DR}}_i$

式中：分别表示机组i出力的下、上限；UR_i、DR_i分别表示机组单位时间内的最大上升和下降速率。

(2)新能源机组

虚拟电厂中包含多种新能源，新能源发电形式有风力发电、光伏发电、燃料电池发电、潮汐发电、生物质能发电等，其中风力发电和光伏发电应用的较为广泛。

风能和太阳能属于自然资源，是取之不尽用之不竭的清洁能源，因而风力发电和光伏发电的原料成本可以忽略不计，但是运行维护成本仍然需要考虑。

$C_{W,P}\left(t\right)=C_W\left(t\right)+C_P\left(t\right)=\underset{i=1}{\overset{N_W}{\Σ}}{c}_{W,i}\·P_{W,i}^t+\underset{i=1}{\overset{N_P}{\Σ}}{c}_{P,i}\·P_{P,i}^t$

式中：C_W,P(t)表示风电机组和光伏机组在t时段的运行维护费用；N_W、N_P分别表示风电机组和光伏机组的总数量；c_W,i、c_P,i分别表示第i台风电机组和第i台光伏机组在t时段的运行维护成本系数；分别表示第i台风电机组和第i台光伏机组在t时段的有功出力。

(3)储能设施

$C_s\left(t\right)=(L_s^t+P_s^t)w_s$

$L_s^t\·P_s^t=0$

式中：C_s(t)代表t时段储能设施的调用成本；表示t时段储能设施的充电功率；表示t时段储能设施的放电功率；w_s表示储能设施单位充放电功率的成本。表示在同一时段储能设备只能充电或只能放电。

${\mathrm{SoC}}_s^t={\mathrm{SoC}}_s^{t-1}+L_s^t{\mathrm{\α}}_s-P_s^t/{\mathrm{\β}}_s$

式中：表示储能设施的荷电状态；α_s、β_s分别表示储能设施的充放电能效系数。

约束条件：

①储能设施充电功率约束

$L_s^{\min }\≤L_s^t\≤L_s^{\max }$

②储能设施放电功率约束

$P_s^{min}\≤P_s^t\≤P_s^{max}$

③荷电状态约束

${\mathrm{SoC}}_s^{\min }\≤{\mathrm{SoC}}_s^t\≤{\mathrm{SoC}}_s^{\max }$

式中：分别表示储能设施充电功率上下限；分别表示储能设施放电功率上下限；分别表示储能设施荷电状态的最小、最大值。

(4)分时电价项目

$C_{Tou}\left(t\right)=\underset{n=1}{\overset{N}{\Σ}}\[L_n^t\·{\mathrm{\ω}}_n^t-L_{n,tou}^t\·{\mathrm{\ω}}_{n,Tou}^t\]$

$L_{n,tou}^t=L_n^t+{\mathrm{\ΔL}}_{n,tou}^t$

${\mathrm{\ΔL}}_{n,tou}^t=\underset{n=1}{\overset{N}{\Σ}}{L}_n^t\·\[{\mathrm{\ϵ}}_n^{(t,t)}\·\left(\frac{{\mathrm{\ω}}_{n,Tou}^t-{\mathrm{\ω}}_n^t}{{\mathrm{\ω}}_n^t}\right)+{\mathrm{\ϵ}}_n^{(t,h)}\·\left(\frac{{\mathrm{\ω}}_{n,Tou}^h-{\mathrm{\ω}}_n^t}{{\mathrm{\ω}}_n^t}\right)\]$

${\mathrm{\ω}}_{n,Tou}^t=\left\{\begin{array}{cc}{\mathrm{\ω}}_{n,H}^t& t\∈t_H\\ {\mathrm{\ω}}_{n,M}^t& t\∈t_M\\ {\mathrm{\ω}}_{n,L}^t& t\∈t_L\end{array}\right.$

式中：C_Tou表示t时段实施分时电价的成本；N表示用户侧负荷的总数量；分别表示t时段用户n实施分时电价前后的负荷量；分别表示t时段实施分时电价前后的电价；表示t时段用户n实施分时电价前后的负荷改变量；表示用户n的需求价格自弹性系数；表示用户n的需求价格交叉弹性系数；分别表示峰期、平期、谷期的电价；t∈t_H、t∈t_M、t∈t_L分别表示峰期、平期、谷期的时段划分。

(5)可中断负荷项目

$C_{IL}\left(t\right)=\underset{j=1}{\overset{N_{IL}}{\Σ}}{e}_j^t\·P_{IL,j}^t\·v_j^t$

式中：C_IL(t)表示实施可中断负荷项目的成本；N_IL表示能够参与可中断负荷项目的用户总数量；表示用户j实际被调用的中断容量；分别表示t时段对用户j的中断补偿价格；表示t时段用户j实际的被调用状态，为1表示被调用，为0表示不被调用。

约束条件：

①可中断负荷出力约束

$v_j^t\·P_{IL,j,min}^t\≤P_{IL,j}^t\≤v_j^t\·P_{IL,j,max}^t$

②可中断负荷连续调用时间约束

$\underset{t=l}{\overset{l+{\mathrm{Max}}_j^{IL}}{\Σ}}{v}_j^t\≤{\mathrm{Max}}_j^{IL}$

$\underset{t=l}{\overset{l+{\mathrm{Min}}_j^{IL}-1}{\Σ}}{v}_f^t\≥{\mathrm{Min}}_j^{IL}(v_j^l-v_j^{l-1})$

l＝1,2...,T

③可中断负荷的调用次数约束

$\underset{t=1}{\overset{T}{\Σ}}(1-v_j^{t-1})v_j^t\≤{\mathrm{Ms}}_j^{IL}$

④可中断负荷相邻中断时间间隔约束

|m-k|≥Min(j)

若 $v_j^{m-1}=0,v_j^m=1$

并且 $v_j^{k-1}=0,v_j^k=1$

j＝1,2...,N_IL

式中：分别表示用户j在t时段的最小、最大可中断量；分别表示用户j每次中断的最大可持续时间，表示用户j每次中断的最小持续时间；表示用户j可参与的最大总中断次数；Min(j)表示用户j参与相邻可中断的最小间隔时间。

(6)虚拟电厂与电网的功率交换

$C_E\left(t\right)=w_{E,L}^t\·L_E^t-w_{E,P}^t\·P_E^t$

$L_E^t\·P_E^t=0$

式中：C_E(t)表示t时段虚拟电厂与电网的功率交换成本；分别表示t时段虚拟电厂向电网的购售电量；分别表示t时段虚拟电厂向电网的单位购售电量成本。表示同一时段虚拟电厂不可同时购售电。

约束条件：

①虚拟电厂从电网购电约束

$L_E^{\min }\≤L_E^t\≤L_E^{\max }$

②虚拟电厂向电网售电约束

$P_E^{min}\≤P_E^t\≤P_E^{max}$

式中：分别表示购电量上下限；分别表示售电量上下限。

(7)并网的虚拟电厂整体运行调度成本

$MIN\{C_1=\underset{t=1}{\overset{T}{\Σ}}\[C_G\left(t\right)+C_{W,P}\left(t\right)+C_s\left(t\right)+C_{Tou}\left(t\right)+C_{IL}\left(t\right)+C_E\left(t\right)\]\}$

式中：C₁表示并网虚拟电厂的运行调度成本。

约束条件：

①系统负荷平衡约束

$\underset{i=1}{\overset{N_G}{\Σ}}{P}_{G,i}^t+\underset{i=1}{\overset{N_W}{\Σ}}{P}_{W,i}^t+\underset{i=1}{\overset{N_P}{\Σ}}{P}_{P,i}^t+P_s^t+L_E^t=\underset{n=1}{\overset{N}{\Σ}}{L}_{n,tou}^t+L_s^t+P_E^t-\underset{j=1}{\overset{N_{IL}}{\Σ}}{P}_{IL,j}^t$

②系统备用容量约束

$\underset{i=1}{\overset{N_G}{\Σ}}{R}_{G,i}^t+\underset{j=1}{\overset{N_{IL}}{\Σ}}{P}_{IL,j}^t\≥R^t+R_W^t+R_P^t$

式中：为发电机组i提供的正备用容量；R^t为系统所需备用容量；为风电机组所需的备用容量，为光伏机组所需的备用容量。

2、以风力发电和光伏发电的弃风量和弃光量带来的经济损失最小为目标函数建立模型，模型中以风、光的计划出力和实际利用有功出力差额作为弃风、弃光量。

以弃风量和弃光量导致的经济损失最小为目标函数：

$MIN\{C_2=\underset{t=1}{\overset{T}{\Σ}}\[c_a\underset{i=1}{\overset{N_W}{\Σ}}(P_{W,i,p}^t-P_{W,i}^t)+c_b\underset{i=1}{\overset{N_P}{\Σ}}(P_{P,i,p}^t-P_{P,i}^t)\]\}$

式中：分别表示风电机组和光伏机组的计划有功出力；分别表示风电机组和光伏机组的实际利用有功出力；c_a、c_b分别表示单位弃风量和弃光量导致的经济损失。

3、以节能减排的环境效益最大作为目标函数构建模型，模型中以CO2、SO2、NO_X和粉尘的减排量带来的减排效益作为衡量指标。

以虚拟电厂环境效益最大为目标函数

环境效益主要通过发电侧火电机组产生的CO₂、SO₂、NO_X和粉尘的排放量来评估。总减排效益可表示为

$\begin{array}{c}MAX\{V_r=W_{{\mathrm{CO}}_2}\×V_{{\mathrm{CO}}_2}+W_{{\mathrm{SO}}_2}\×V_{{\mathrm{SO}}_2}+W_{{\mathrm{NO}}_x}+V_{{\mathrm{NO}}_x}+W_{dust}\×V_{dust}\\ ={\mathrm{\ΔL}}_d\×{\mathrm{\ρ}}_{{\mathrm{CO}}_2}+{\mathrm{\ΔL}}_d\×{\mathrm{\ρ}}_{{\mathrm{SO}}_2}+{\mathrm{\ΔL}}_d\×{\mathrm{\ρ}}_{{\mathrm{NO}}_x}+{\mathrm{\ΔL}}_d\×{\mathrm{\ρ}}_{dust}\\ ={\mathrm{\ΔL}}_d({\mathrm{\ρ}}_{{\mathrm{CO}}_2}+{\mathrm{\ρ}}_{{\mathrm{SO}}_2}+{\mathrm{\ρ}}_{{\mathrm{NO}}_x}+{\mathrm{\ρ}}_{dust})\}\end{array}$

${\mathrm{\ΔL}}_d=\underset{i=1}{\overset{N_G}{\Σ}}{P}_{G0,i}^t-\underset{i=1}{\overset{N_G}{\Σ}}{P}_{G,i}^t$

式中：分别表示CO₂、SO₂、NO_X和粉尘的减排量；分别表示CO₂、SO₂、NO_X和粉尘的单位减排价值；分别表示CO₂、SO₂、NO_X和粉尘的减排系数；ΔL_d表示发电侧火电机组减少的发电量，表示不考虑新能源发电和需求响应措施，只存在火力发电时火电机组的发电量，表示在虚拟发电厂中火电机组的发电量。

可由以下公式求得：

$MIN\{C_{G0}=\underset{t=1}{\overset{T}{\Σ}}\underset{i=1}{\overset{N_G}{\Σ}}\[(a_i{\left(P_{G0j}^t\right)}^2+b_i{P}_{G0,i}^t+c_i)U_i^t+c_{G,i}^t(1-U_i^{t-1})U_i^t\]\}$

$\underset{i=1}{\overset{N_G}{\Σ}}{P}_{G0,i}^t=\underset{n=1}{\overset{N}{\Σ}}{L}_n^t$

4、综合考虑以上3个目标函数，可求解获得兼顾经济效益和环境效益的传统机组、新能源发电机组的最优出力，可控负荷的中断调度容量以及与电网的最优交互功率等。

以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，这些未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，均在申请待批的本发明的权利要求保护范围之内。

Claims (6)

1.一种虚拟电厂多目标运行调度方法，其特征在于，所述方法包括下述步骤：

(1)以虚拟电厂的运行调度成本最小为目标函数建立模型；

(2)以风力发电和光伏发电的弃风量和弃光量带来的经济损失最小为目标函数建立模型；

(3)以节能减排的环境效益最大作为目标函数构建模型；

(4)综合上述3个目标函数，建立虚拟发电厂多目标运行调度模型。

2.如权利要求1所述的虚拟电厂多目标运行调度方法，其特征在于，所述步骤1中，以虚拟电厂的运行调度成本最小的目标函数模型中综合传统发电机组、新能源发电机组、储能设施、与电网的交互功率和需求响应措施。

3.如权利要求2所述的虚拟电厂多目标运行调度方法，其特征在于，传统发电机组、新能源发电机组、储能设施、负荷、虚拟电厂与电网的交互功率和需求响应措施的目标函数和约束条件如下：

(1)传统发电机组：

虚拟电厂中的传统发电机组为可控的火力发电机组，火力发电机组的运行成本包括发电成本和启停成本，火力发电机组的运行成本如下式所示：

$C_G\left(t\right)=\underset{i=1}{\overset{N_G}{\Σ}}\[(a_i{\left(P_{G,i}^t\right)}^2+b_i{P}_{G,i}^t+c_i)U_i^t+c_{G,i}^t(1-U_i^{t-1})U_i^t\]$

式中：C_G表示传统发电机组在t时段的运行成本；N_G表示传统发电机组的总数量；表示传统发电机组的发电成本，其中表示第i台发电机组在t时段的有功出力，a_i、b_i、c_i分别为成本系数；表示传统发电机组的启停成本，其中表示第i台发电机组在t时段的启动成本系数，表示第i台发电机组在t时段的启停状态，为1表示机组处于运行状态，为0表示机组处于停机状态；

约束条件：

①出力约束：

$P_{G,i,min}^t\≤P_{G,i}^t\≤P_{G,i,max}^t$

②机组爬坡速率约束：

$0\≤P_{G,i}^t-P_{G,i}^{t-1}\≤U_{R_i}$

$0\≤P_{G,i}^{t-1}-P_{G,i}^t\≤D_{R_i}$

式中：分别表示机组i出力的下、上限；分别表示发电机组单位时间内的最大上升和下降速率；

(2)新能源机组：

新能源发电机组包括风力发电、光伏发电、燃料电池发电、潮汐发电和生物质能发电；

风电机组和光伏机组在t时段的运行维护费用如下式所示：

$C_{W,P}\left(t\right)=C_W\left(t\right)+C_P\left(t\right)=\underset{i=1}{\overset{N_W}{\mathrm{\Σ}}}{c}_{W,i}\·P_{W,i}^t+\underset{i=1}{\overset{N_P}{\mathrm{\Σ}}}{c}_{P,i}\·P_{P,i}^t$

式中：C_W,P(t)表示风电机组和光伏机组在t时段的运行维护费用；N_W、N_P分别表示风电机组和光伏机组的总数量；c_W,i、c_P,i分别表示第i台风电机组和第i台光伏机组在t时段的运行维护成本系数；分别表示第i台风电机组和第i台光伏机组在t时段的有功出力；C_W(t)、C_P(t)分别表示风电机组和光伏机组在t时段的运行维护费用；

(3)储能设施：

$C_s\left(t\right)=(L_s^t+P_s^t)w_s$

$L_s^t\·P_s^t=0$

式中：C_s(t)代表t时段储能设施的调用成本；表示t时段储能设施的充电功率；表示t时段储能设施的放电功率；w_s表示储能设施单位充放电功率的成本；表示在同一时段储能设备只能充电或只能放电；

${\mathrm{SoC}}_s^t={\mathrm{SoC}}_s^{t-1}+L_s^t{\mathrm{\α}}_s-P_s^t/{\mathrm{\β}}_s$

式中：表示储能设施的荷电状态；α_s、β_s分别表示储能设施的充放电能效系数；

约束条件：

①储能设施充电功率约束：

$L_s^{\min }\≤L_s^t\≤L_s^{\max }$

②储能设施放电功率约束：

$P_s^{min}\≤P_s^t\≤P_s^{max}$

③荷电状态约束：

${\mathrm{SoC}}_s^{\min }\≤{\mathrm{SoC}}_s^t\≤{\mathrm{SoC}}_s^{\max }$

式中：表示储能设施充电功率；分别表示储能设施充电功率上、下限；表示储能设施放电功率；分别表示储能设施放电功率上、下限；表示储能设施荷电状态；分别表示储能设施荷电状态的最小、最大值；

(4)分时电价项目：

$C_{Tou}\left(t\right)=\underset{n=1}{\overset{N}{\Σ}}\[L_n^t\·{\mathrm{\ω}}_n^t-L_{n,tou}^t\·{\mathrm{\ω}}_{n,Tou}^t\]$

$L_{n,tou}^t=L_n^t+{\mathrm{\ΔL}}_{n,tou}^t$

${\mathrm{\ΔL}}_{n,tou}^t=\underset{n=1}{\overset{N}{\Σ}}{L}_n^t\·\[{\mathrm{\ϵ}}_n^{(t,t)}\·\left(\frac{{\mathrm{\ω}}_{n,Tou}^t-{\mathrm{\ω}}_n^t}{{\mathrm{\ω}}_n^t}\right)+{\mathrm{\ϵ}}_n^{(t,h)}\·\left(\frac{{\mathrm{\ω}}_{n,Tou}^h-{\mathrm{\ω}}_n^t}{{\mathrm{\ω}}_n^t}\right)\]$

${\mathrm{\ω}}_{n,Tou}^t=\left\{\begin{array}{cc}{\mathrm{\ω}}_{n,H}^t& t\∈t_H\\ {\mathrm{\ω}}_{n,M}^t& t\∈t_M\\ {\mathrm{\ω}}_{n,L}^t& t\∈t_L\end{array}\right.$

式中：C_Tou表示t时段实施分时电价的成本；N表示用户侧负荷的总数量；分别表示t时段用户n实施分时电价前后的负荷量；分别表示t时段实施分时电价前后的电价；表示t时段用户n实施分时电价前后的负荷改变量；表示用户n的需求价格自弹性系数；表示用户n的需求价格交叉弹性系数；分别表示峰期、平期、谷期的电价；t∈t_H、t∈t_M、t∈t_L分别表示峰期、平期、谷期的时段划分；

(5)可中断负荷项目的成本如下式所示：

$C_{IL}\left(t\right)=\underset{j=1}{\overset{N_{IL}}{\Σ}}{e}_j^t\·P_{IL,j}^t\·v_j^t$

式中：C_IL(t)表示实施可中断负荷项目的成本；N_IL表示能够参与可中断负荷项目的用户总数量；表示用户j实际被调用的中断容量；分别表示t时段对用户j的中断补偿价格；表示t时段用户j实际的被调用状态，为1时表示被调用，为0时表示不被调用；

约束条件：

①可中断负荷出力约束：

$v_j^t\·P_{IL,j,min}^t\≤P_{IL,j}^t\≤v_j^t\·P_{IL,j,max}^t$

②可中断负荷连续调用时间约束：

$\underset{t=l}{\overset{l+{\mathrm{Max}}_j^{IL}}{\Σ}}{v}_j^t\≤{\mathrm{Max}}_j^{IL}$

$\underset{t=l}{\overset{l+{\mathrm{Max}}_j^{IL}-1}{\Σ}}{v}_j^t\≥{\mathrm{Min}}_j^{IL}(v_j^l-v_j^{l-1})$

l＝1,2...,T

③可中断负荷的调用次数约束：

$\underset{t=1}{\overset{T}{\Σ}}(1-v_j^{t-1})v_j^t\≤{\mathrm{Ms}}_j^{IL}$

④可中断负荷相邻中断时间间隔约束：

|m-k|≥Min(j)

若 $v_j^{m-1}=0,v_j^m=1$

并且 $v_j^{k-1}=0,v_j^k=1$

j＝1,2...,N_IL

式中：T表示一个调度周期；分别表示用户j在t时段的最小、最大可中断量；分别表示用户j每次中断的最大可持续时间，表示用户j每次中断的最小持续时间；表示t-1时段用户j实际的被调用状态，分别表示l-1时段、l时段用户j实际的被调用状态；表示用户j可参与的最大总中断次数；Min(j)表示用户j参与相邻可中断的最小间隔时间，j表示用户，N_IL表示用户个数；分别表示m-1时段、m时段用户j实际的被调用状态；分别表示k-1时段、k时段用户j实际的被调用状态；l、m、k均表示时段；

(6)虚拟电厂与电网的功率交换：

$C_E\left(t\right)=w_{E,L}^t\·L_E^t-w_{E,P}^t\·P_E^t$

$L_E^t\·P_E^t=0$

式中：C_E(t)表示t时段虚拟电厂与电网的功率交换成本；分别表示t时段虚拟电厂向电网的购、售电量；分别表示t时段虚拟电厂向电网的单位购、售电量成本；表示同一时段虚拟电厂不可同时购售电；

约束条件：

①虚拟电厂从电网购电约束：

$L_E^{\min }\≤L_E^t\≤L_E^{\max }$

②虚拟电厂向电网售电约束

$P_E^{min}\≤P_E^t\≤P_E^{max}$

式中：分别表示购电量上、下限；分别表示售电量上、下限；

(7)并网的虚拟电厂整体运行调度成本：

$MIN\{C_1=\underset{t=1}{\overset{T}{\Σ}}\[C_G\left(t\right)+C_{W,P}\left(t\right)+C_s\left(t\right)+C_{Tou}\left(t\right)+C_{IL}\left(t\right)+C_E\left(t\right)\]\}$

式中：C₁表示并网虚拟电厂的整体运行调度成本；

约束条件：

①系统负荷平衡约束：

$\underset{i=1}{\overset{N_G}{\mathrm{\Σ}}}{P}_{G,i}^t+\underset{i=1}{\overset{N_W}{\mathrm{\Σ}}}{P}_{W,i}^t+\underset{i=1}{\overset{N_P}{\mathrm{\Σ}}}{P}_{P,i}^t+P_s^t+L_E^t=\underset{n=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{L}_{n,tou}^t+L_s^t+P_E^t-\underset{j=1}{\overset{N_{IL}}{\mathrm{\Σ}}}{P}_{IL,j}^t$

②系统备用容量约束：

$\underset{i=1}{\overset{N_G}{\Σ}}{R}_{G,i}^t+\underset{j=1}{\overset{N_{IL}}{\Σ}}{P}_{IL,j}^t\≥R^t+R_W^t+R_P^t$

式中：为发电机组i提供的正备用容量；R^t为系统所需备用容量；为风电机组所需的备用容量，为光伏机组所需的备用容量。

4.如权利要求1所述的虚拟电厂多目标运行调度方法，其特征在于，所述步骤2中，以风力发电和光伏发电的弃风量和弃光量带来的经济损失最小为目标函数如下式所示：

$MIN\{C_2=\underset{t=1}{\overset{T}{\Σ}}\[c_a\underset{i=1}{\overset{N_W}{\Σ}}(P_{W,i,p}^t-P_{W,i}^t)+c_b\underset{i=1}{\overset{N_P}{\Σ}}(P_{P,i,p}^t-P_{P,i}^t)\]\}$

式中：分别表示风电机组和光伏机组的计划有功出力；分别表示风电机组和光伏机组的实际利用有功出力；c_a、c_b分别表示单位弃风量和弃光量导致的经济损失；C₂表示风力发电和光伏发电的弃风量和弃光量带来的经济损失。

5.如权利要求1所述的虚拟电厂多目标运行调度方法，其特征在于，所述步骤3中，以节能减排的环境效益通过发电侧火电机组产生的CO₂、SO₂、NO_X和粉尘的排放量来评估，总减排效益如下式所示：

$\begin{array}{c}MAX\{V_r=W_{{\mathrm{CO}}_2}\×V_{{\mathrm{CO}}_2}+W_{{\mathrm{SO}}_2}\×V_{{\mathrm{SO}}_2}+W_{{\mathrm{NO}}_x}\×V_{{\mathrm{NO}}_x}+W_{dust}\×V_{dust}\\ ={\mathrm{\ΔL}}_d\×{\mathrm{\ρ}}_{{\mathrm{CO}}_2}+{\mathrm{\ΔL}}_d\×{\mathrm{\ρ}}_{{\mathrm{SO}}_2}+{\mathrm{\ΔL}}_d\×{\mathrm{\ρ}}_{{\mathrm{NO}}_x}+{\mathrm{\ΔL}}_d\×{\mathrm{\ρ}}_{dust}\\ ={\mathrm{\ΔL}}_d({\mathrm{\ρ}}_{{\mathrm{CO}}_2}+{\mathrm{\ρ}}_{{\mathrm{SO}}_2}+{\mathrm{\ρ}}_{{\mathrm{NO}}_x}+{\mathrm{\ρ}}_{dust})\}\end{array}$

${\mathrm{\ΔL}}_d=\underset{i=1}{\overset{N_G}{\Σ}}{P}_{G0,i}^t-\underset{i=1}{\overset{N_G}{\Σ}}{P}_{G,i}^t$

式中：W_dust分别表示CO₂、SO₂、NO_X和粉尘的减排量；V_dust分别表示CO₂、SO₂、NO_X和粉尘的单位减排价值；ρ_dust分别表示CO₂、SO₂、NO_X和粉尘的减排系数；ΔL_d表示发电侧火电机组减少的发电量，表示不考虑新能源发电和需求响应措施，只存在火力发电时火电机组的发电量，表示在虚拟发电厂中火电机组的发电量；表示不考虑新能源发电和需求响应措施的情况下第i台火电机组在t时段的有功出力；表示第i台发电机组在t时段的有功出力；

由以下公式求得：

$MIN\{C_{G0}=\underset{t=1}{\overset{T}{\Σ}}\underset{i=1}{\overset{N_G}{\Σ}}\[(a_i{\left(P_{G0,i}^t\right)}^2+b_i{P}_{G0,i}^t+c_i)U_i^t+c_{G,i}^t(1-U_i^{t-1})U_i^t\]\}$

$\underset{i=1}{\overset{N_G}{\Σ}}{P}_{G0,i}^t=\underset{n=1}{\overset{N}{\Σ}}{L}_n^t$

式中：C_G0表示不考虑新能源发电和需求响应措施的情况下火电机组的运行成本；a_i、b_i、c_i分别为成本系数；表示第i台发电机组在t时段的启动成本系数，表示第i台发电机组在t时段的启停状态，表示第i台发电机组在t-1时段的启停状态；表示t时段用户n的负荷量。

6.如权利要求1所述的虚拟电厂多目标运行调度方法，其特征在于，所述步骤4中，虚拟发电发电厂多目标调度模型的公式为：

$\left\{\begin{array}{c}MIN\{C_1=\underset{t=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\[C_G\left(t\right)+C_{W,P}\left(t\right)+C_s\left(t\right)+C_{Tou}\left(t\right)+C_{IL}\left(t\right)+C_E\left(t\right)\]\}\\ MIN\{C_2=\underset{t=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\[c_a\underset{i=1}{\overset{N_W}{\mathrm{\Σ}}}(P_{W,i,p}^t-P_{W,i}^t)+c_b\underset{i=1}{\overset{N_P}{\mathrm{\Σ}}}(P_{P,i,p}^t-P_{P,i}^t)\]\}\\ MAX\{V_r=W_{{\mathrm{CO}}_2}\×V_{{\mathrm{CO}}_2}+W_{{\mathrm{SO}}_2}\×V_{{\mathrm{SO}}_2}+W_{{\mathrm{NO}}_x}\×V_{{\mathrm{NO}}_x}+W_{dust}\×V_{dust}\}\end{array}\right.$

约束条件为上述所有约束条件；

联合考虑以上所述三个目标函数，同时求解即可得到一组最优解集，包括传统机组、新能源发电机组的最优出力，可控负荷的最优中断调度容量以及虚拟电厂与电网的最优交互功率。