CN115018554A - 一种计及综合能源资源的虚拟电厂二次调频方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种计及综合能源资源的虚拟电厂二次调频方法，包括：构建虚拟电厂参与二次调频的市场机制；构建日前市场机制下综合能源虚拟电厂参与二次调频的优化竞标模型，求解该优化竞标模型的目标函数，得到综合能源虚拟电厂的竞标调频容量、容量价格和里程价格以及综合能源虚拟电厂各聚合主体的调频容量；构建日内市场机制下综合能源虚拟电厂参与二次调频的优化模型，求解该优化模型的目标函数，得到综合能源虚拟电厂各聚合主体的调频里程及综合能源虚拟电厂最终获得的调频收益。本发明构建了二次调频市场机制，综合能源虚拟电厂参与二次调频日前‑日内两阶段滚动竞价决策，进而，可以进行综合能源资源相互替代能力评估。
Description
技术领域
本发明涉及综合能源虚拟电厂系统，特别涉及一种计及综合能源资源的虚拟电厂二次调频方法。
背景技术
需要构建以新能源为主体的新型电力系统，一方面，新能源发电的大规模并网，电力系统呈现出新能源渗透率不断提升的新型特征，系统惯量降低，频率安全面临严峻挑战；另一方面，可用于参与调频的传统机组减少，通过在发电侧增加发电机的备用容量的传统调频方式不能在大范围内快速响应。综合能源系统可以实现多能协调增加系统调频灵活性，综合能源系统中的电热储能设备、柔性负荷、可替代负荷等响应资源可用于解决电力系统频率问题。近年来，美国、欧洲等辅助服务市场已经向第三方参与者和非传统能源开放[1]，如电池储能和工业需求响应等。但是由于这些灵活性资源分散布置、独立控制，并不能直接连接到输电网，无法统筹区域内灵活性资源获得经济性最优调频方案。而虚拟电厂通过先进的通信、计量、控制等丰富的调控手段实现将多种资源集成互补，将多个主体进行集成统一调度[2]，不受地域限制，可以根据运行条件灵活调度，在解决调频问题中具有优越性。
同时，在综合能源多能互补的背景下，虚拟电厂具有多主体利益相关和高灵活性的特点，其参与市场能力得到很大提升。文献[3]表明虚拟电厂可以影响在批发电力市场价格的变化。文献[4]通过虚拟电厂聚集商业需求响应参与日前市场。文献[5]表明虚拟电厂可以通过利用不同资源间的互补特性降低需求侧响应和可再生能源等资源的不确定性带来的成本。文献[6]建立了一个两阶段的随机模型，以优化虚拟电厂在能量市场和备用市场的竞价。但这些文献多集中于虚拟电厂参与日前能量市场的优化调度，并未对虚拟电厂参与调频辅助服务市场竞标过程进行完整建模，对调频辅助服务市场条件下虚拟电厂优化调度结果对电力系统频率影响也缺少研究。
[参考文献]
[1]N.Good and P.Mancarella,“Flexibility in Multi-Energy Communitieswith Electrical and Thermal Storage:A Stochastic,Robust Approach for Multi-Service Demand Response,”IEEE Transactions on Smart Grid,vol.10,no.1,pp.503-513,Jan,2019.
[2]田立亭,程林,郭剑波,王宣元,云秋晨,高文忠.虚拟电厂对分布式能源的管理和互动机制研究综述[J].电网技术,2020,44(06):2097-2108.
[3]Y.Cao,C.Li,X.Liu,“Optimal Scheduling of Virtual Power Plant withBattery Degradation Cost,”IET Generation Transmission&Distribution,vol.10,no.3,Apr,2016.
[4]A.Wss,B.Eg,A.Es,“Techno-Economic Assessment of Consumers'Participation in the Demand Response Program for Optimal Day-Ahead Schedulingof Virtual Power Plants-Science Direct,”Alexandria Engineering Journal,vol.59,no.1,pp.399-415,Apr,2020.
[5]M.M.Othman,Y.G.Hegazy,A.Y.Abdelaziz,“Electrical Energy Managementin Unbalanced Distribution Networks Using Virtual Power Plant Concept,”Electric Power Systems Research,vol.145,pp.157-165,Apr,2017.
[6]N.Pourghaderi,M.Fotuhi-Firuzabad,M.Moeini-Aghtaie,“CommercialDemand Response Programs in Bidding of a Technical Virtual Power Plant,”IEEETransactions on Industrial Informatics,vol.14,no.11,pp.5100-5111,Oct,2018.
发明内容
针对上述现有技术，本发明提出了一种计及综合能源资源的虚拟电厂二次调频方法，构建了二次调频市场机制，综合能源虚拟电厂参与二次调频日前-日内两阶段滚动竞价决策，进而，可以进行综合能源资源相互替代能力评估。
为了解决上述技术问题，本发明所述虚拟电厂二次调频方法，主要包括：
1)构建虚拟电厂参与二次调频的市场机制，包括日前市场模型和日内市场模型；
所述日内市场模型是：在日内市场，各竞标主体根据日前市场中标结果，在日内市场按照满足运行日实时调频成本最低为目标进行优化出清，各中标主体根据出清结果进行出力，并在运行日结束时进行日前-日内市场联合收益结算。
2)构建日前市场机制下综合能源虚拟电厂参与二次调频的优化竞标模型，求解该优化竞标模型的目标函数，得到综合能源虚拟电厂的竞标调频容量、竞标调频容量价格、竞标调频里程价格以及综合能源虚拟电厂聚合电池储能主体、聚合储热设备主体、聚合柔性负荷主体和聚合可替代负荷主体的调频容量；
3)构建日内市场机制下综合能源虚拟电厂参与二次调频的优化模型，求解该优化模型的目标函数，得到综合能源虚拟电厂聚合电池储能主体、聚合储热设备主体、聚合柔性负荷主体和聚合可替代负荷主体的调频里程及综合能源虚拟电厂最终获得的调频收益，同时综合能源虚拟电厂考虑聚合资源的时滞特性进行实时仿真评估调频效果；
4)以步骤3)得到的综合能源虚拟电厂聚合电池储能主体、聚合储热设备主体、聚合柔性负荷主体和聚合可替代负荷主体的调频里程作为虚拟电厂参与二次调频市场的实际出力。
进一步讲，本发明所述方法的步骤1)中，所述日前市场模型是：在日前市场中，运营中心公布调频容量与调频性能需求，各竞标主体基于自身优化运行策略将容量价格、里程价格以及调频容量作为竞标标的参与日前市场竞标；运营中心以满足二次调频需求容量成本最低为目标进行出清，公布各竞标主体中标容量、容量价格、里程价格；所述日内市场模型是：在日内市场，各竞标主体根据日前市场中标结果，在日内市场按照满足运行日实时调频成本最低为目标进行优化出清，各中标主体根据出清结果进行出力，并在运行日结束时进行日前-日内市场联合收益结算。
本发明所述方法步骤2)的具体步骤包括：
2-1)确定虚拟电厂参与日前二次调频市场竞标的收益：
其中：NT为调度时刻总数；t为调频时刻，其值在1-NT之间；
分别为综合能源虚拟电厂的竞标容量价格与里程价格；
分别为综合能源虚拟电厂的调频容量与调频里程；
2-2)在二次调频市场机制下构建基于综合能源系统的满足二次调频市场需求的虚拟电厂模型；
其中：NT为调度时刻总数；t为调频时刻，其值在1-NT之间；Ni为电池储能的总数，i为电池储能序号；Nn为柔性负荷的总数，n为柔性负荷序号；Nj为可替代负荷的总数，j为可替代负荷序号；
为储热设备的总数，
为储热设备序号；ND为调度周期内快速调频信号总数；D为快速调频信号在调度周期内的信号个数，其值在1-ND之间；NA为调度周期内传统调频信号总数；A为传统调频信号在调度周期内的信号个数，其值在1-NA之间；
分别为综合能源虚拟电厂聚合电池储能、柔性负荷、可替代负荷、储热设备的单位调频容量成本；
分别为综合能源虚拟电厂聚合电池储能、柔性负荷、可替代负荷、储热设备的单位调频里程成本；
分别为电池储能、柔性负荷、可替代负荷、储热设备的调频容量；
分别为电池储能、柔性负荷、可替代负荷、储热设备的调频里程；
2-3)根据日前二次调频市场公布的调节需求信息调频效果的初步评估，如下所示
其中：
分别为综合能源虚拟电厂响应快速调频信号和传统调频信号的调频里程，
分别为响应快速调频信号和传统调频信号的综合能源虚拟电厂的调频容量；RegD，RegA分别为日内市场快速调频信号和传统调频信号系数；ωD，ωA为调频误差惩罚系数；
2-4)综合能源虚拟电厂日前优化竞标模型的目标函数如下：
maxF1＝ω1f1-ω2f2-ω3f3
其中：ω1，ω2，ω3分别为函数惩罚系数，
2-5)求解上述目标函数，得到综合能源虚拟电厂的竞标调频容量
竞标调频容量价格
竞标调频里程价格
以及综合能源虚拟电厂聚合电池储能主体、聚合储热设备主体、聚合柔性负荷主体和聚合可替代负荷主体的调频容量
本发明所述方法中步骤3)的具体步骤包括：
3-1)确定综合能源虚拟电厂在二次调频日内市场获得的收益：
其中：NT为调度时刻总数；t为调频时刻，其值在1-NT之间；ND为调度周期内快速调频信号总数；D为快速调频信号在调度周期内的信号个数，其值在1-ND之间；NA为调度周期内传统调频信号总数A为传统调频信号在调度周期内的信号个数，其值在1-NA之间；RegD， RegA分别为日内市场快速调频信号和传统调频信号系数；
分别为综合能源虚拟电厂的竞标容量价格与里程价格；
为虚拟电厂所处位置的节点边际电价；
为虚拟电厂参与日前市场中标容量，其值由二次调频日前市场根据步骤2)中虚拟电厂竞标调频容量
进行日前出清后获得；
分别为根据传统调频信号调整后的用于计算的中标容量、根据快速调频信号调整后的用于计算的中标容量；
分别为综合能源虚拟电厂参与调频的里程、响应快速调频信号的调频里程、参与传统调频信号的调频里程；
3-2)对各聚合主体调频里程的分配，如下所示：
其中：Ni为电池储能的总数，i为电池储能序号；Nn为柔性负荷的总数，n为柔性负荷序号；Nj为可替代负荷的总数，j为可替代负荷序号；
为储热设备的总数，
为储热设备序号；
分别为综合能源虚拟电厂聚合电池储能、柔性负荷、可替代负荷、储热设备的单位容量成本；
分别为综合能源虚拟电厂聚合电池储能、柔性负荷、可替代负荷、储热设备的单位里程成本；
分别为综合能源虚拟电厂的竞标调频容量与竞标调频里程；
分别为电池储能、柔性负荷、可替代负荷、储热设备的调频容量；
分别为电池储能、柔性负荷、可替代负荷、储热设备的调频里程；
3-3)综合能源虚拟电厂参与二次调频日内市场优化模型的目标函数如下：
maxF2＝ω4f4-ω5f5
其中：ω4，ω5分别为函数惩罚系数；
3-4)求解上述优化模型的目标函数，得到综合能源虚拟电厂聚合电池储能主体、聚合储热设备主体、聚合柔性负荷主体和聚合可替代负荷主体的调频里程
及综合能源虚拟电厂最终获得的调频收益f4。
与现有技术相比，本发明的有益效果是：
本发明提出的综合能源虚拟电厂聚合了包括电池储能、储热设备、柔性负荷、可替代负荷等多种分布式电热资源，充分利用了电热资源间互补特性，提高了资源利用效率。此外，本发明所提出的综合能源虚拟电厂优化竞标方法，对竞标过程进行了完整建模，为虚拟电厂聚合综合能源系统多种资源参与二次调频提供了一种有效方案，并通过对改进的IEEE 33节点配电和45节点热网耦合系统算例的基础上进行仿真计算，获得综合能源虚拟电厂参与二次调频市场的最优策略与收益，证明了本发明的有效性。
附图说明
图1是调频市场信号图，其中，(a)是调频市场快速调频信号图，(b)是调频市场传统调频信号图；
图2是调频市场里程因子图；
图3是本发明所述的储热设备结构图；
图4是综合能源虚拟电厂参与二次调频市场模型框图；
图5是本发明所述算例网络拓扑图；
图6是本发明算例中虚拟电厂参与调频市场竞标中标容量图；
图7是本发明算例中虚拟电厂各聚合主体参与调频容量图；
图8是本发明算例中虚拟电厂调频效果图；
图9是本发明算例中电池储能和储热装置能量状态图，其中，(a)是原始算例中储热设备能量状态图，(b)是原始算例中电池储能能量状态图，(c)是对比算例中电池储能能量状态图；
图10是本发明算例中不同场景下电池储能寿命与虚拟电厂收益对比图，其中，(a)是不同场景下电池储能寿命，(b)是不同场景下各聚合主体参与调频市场收益情况。
具体实施方式
下面结合附图及具体实施例对本发明做进一步的说明，但下述实施例绝非对本发明有任何限制。
本发明提出的一种计及综合能源资源的虚拟电厂二次调频方法的设计思路是：
1)构建虚拟电厂参与二次调频的市场机制，主要包括日前市场和日内市场模型，所述日前市场模型是：在日前市场中，运营中心公布调频容量与调频性能需求，各竞标主体基于自身优化运行策略将容量价格、里程价格以及调频容量作为竞标标的参与日前市场竞标；运营中心以满足二次调频需求容量成本最低为目标进行出清，公布各竞标主体中标容量、容量价格、里程价格；所述日内市场模型是：在日内市场，各竞标主体根据日前市场中标结果，在日内市场按照满足运行日实时调频成本最低为目标进行优化出清，各中标主体根据出清结果进行出力，并在运行日结束时进行日前-日内市场联合收益结算。调频市场公布调频信号与里程因子分别如图1和图2所示；
2)构建日前市场机制下综合能源虚拟电厂参与二次调频的优化竞标模型，首先，对所述综合能源系统虚拟电厂模型进行建模，各聚合主体的分布式资源模型包括柔性负荷模型、可替代负荷模型、热泵模型和电储热设备模型；进一步，在确定的二次调频日内市场机制的基础上建立综合能源虚拟电厂优化竞标模型，以综合能源虚拟电厂收益最大和调频效果最优为目标函数进行优化，优化约束条件除满足电储热设备、柔性负荷、可替代负荷、热泵等设备自身约束外，还需满足虚拟电厂聚合条件约束，求解该优化竞标模型的目标函数，得到综合能源虚拟电厂的竞标调频容量、竞标调频容量价格、竞标调频里程价格以及综合能源虚拟电厂聚合电池储能主体、聚合储热设备主体、聚合柔性负荷主体和聚合可替代负荷主体的调频容量；
3)构建日内市场机制下综合能源虚拟电厂参与二次调频的优化模型，根据日前市场中综合能源虚拟电厂中标结果，市场运营中心根据实时调频需求优化出清，综合能源虚拟电厂以收益最大和调频效果最优为目标建立优化聚合目标函数，求解该优化模型的目标函数，得到综合能源虚拟电厂聚合电池储能主体、聚合储热设备主体、聚合柔性负荷主体和聚合可替代负荷主体的调频里程及综合能源虚拟电厂最终获得的调频收益；
4)以步骤3)得到的综合能源虚拟电厂聚合电池储能主体、聚合储热设备主体、聚合柔性负荷主体和聚合可替代负荷主体的调频里程作为虚拟电厂参与二次调频市场的实际出力。设置对比算例，对综合能源虚拟电厂中电力系统资源与热力系统资源的相互替代能力进行评估，重点对综合能源资源的相互替代作用对参与市场竞争的收益能力的影响进行评估。
步骤1)所述的构建虚拟电厂参与的二次调频市场机制，内容如下：
二次调频市场运营中心在运行前一天(日前)10:00公布系统需要在调频市场购买的调频容量需求、性能需求以及调频里程因子。通过预测下一运行日的负荷曲线,分别取峰荷和谷荷的0.7％作为这两个时段的调频需求。
二次调频市场运营中心将调频资源按照调频性能分为传统调频资源和快速响应调频资源：传统调频资源受爬坡速率约束较大，主要用于响应传统调频信号,包括燃气机组、煤电机组等；快速响应调频可通过瞬时增加或减少出力来进行调频，受能量约束较大，主要基于动态调频信号运行。
参与调频服务的虚拟电厂及其他竞标主体进行报价，其交易标的主要包括：容量报价、里程报价和调频容量。根据各资源的调频性能指标采用里程因子来调整报价，如公式(1-1) 和(1-2)所示。
式中
和
分别为未经过调整的容量报价和里程报价，
为该调频资源的历史调频性能指标，βl,t为里程因子，即该资源的里程调用率。
和
分别为调整后的容量报价和里程报价。
日前下午2:00进行预出清，市场运营中心在容量价格和里程价格的基础上，考虑由于竞标主体参加调频而不能参与能量市场的机会成本。所以在日前预出清的过程中，根据预测的实时市场的节点边际价格和各竞标主体的投标价格得到排序价格，根据排序价格从低到高排序进行预出清，并于日前下午4:00发布出清结果。
排序价格计算方法如公式(1-3)所示。
式中
为出清排序价格，
为调整后的容量报价，
为调整后的里程报价，
为由于竞标主体因参与调频市场而不能参与能量市场而产生的机会成本。
日前市场出清以购买所需调频产品的成本最小为目标，如公式(1-4)所示：
式中，NT为调度时刻总数；t为调频时刻，其值在1-NT之间；Nl为竞标主体l总数，
为购买所需调频产品的成本，；
和
分别为竞标主体l调频的容量价格和里程价格；
和
分别为竞标主体l的调频容量和调频里程。
日内调频实时市场主要用于解决日前辅助服务不足问题，其运行机制与日前市场相似。出清过程中容量报价和里程报价不变，根据实时电价重新计算排序价格，并根据此价格进行收益结算。
式中，NT为调度时刻总数；t为调频时刻，其值在1-NT之间；ND为调度周期内快速调频信号总数；D为快速调频信号在调度周期内的信号个数，其值在1-ND之间；NA为调度周期内传统调频信号总数；A为传统调频信号在调度周期内的信号个数，其值在1-NA之间；
为综合能源虚拟电厂在调频市场最终获得的收益；
为节点边际价格；
为调度周期内节点边际价格的平均值；
分别为综合能源虚拟电厂的参与调频市场的出清容量价格与里程价格；RegD，RegA分别为日内市场快速调频信号和传统调频信号系数；
为综合能源虚拟电厂的实时调频里程；
分别为综合能源虚拟电厂响应快速调频信号和传统调频信号的实时调频里程；
分别为虚拟电厂参与日前市场中标容量、根据传统调频信号调整后的中标容量、根据快速调频信号调整后的用于计算的中标容量。
日内市场出清机制需要调频容量和调频里程均满足调频需求，即：
式中，Nl为竞标主体l总数，
分别为竞标主体l的出清容量和出清里程，
为市场的调频需求容量，Pt need,d为市场的调频需求里程。
步骤2)所述的构建日前市场机制下综合能源虚拟电厂参与二次调频的优化竞标模型的内容如下：
综合能源虚拟电厂考虑各聚合主体内部分布式能源的运行状态、调度成本等信息与市场侧获取的竞标信息构建竞标策略。为获取综合能源虚拟电厂各聚合主体的运行参数与聚合成本信息，构建综合能源虚拟电厂聚合模型。
2-1)综合能源系统虚拟电厂聚合模型
2-1-1)柔性负荷模型：柔性负荷可根据电网需求在一定范围内进行增减负荷，通过参与电网运行控制，实现与电网的能量交换。
柔性负荷的补偿成本如式(2-1)所示：
式中，NT为调度时刻总数,t为调频时刻，其值在1-NT之间。
为第n个柔性负荷集群主体在t时段的调频补偿金额，
为第n个柔性负荷集群主体在t时段参与需求响应的电功率。αn,t为柔性负荷主体补偿金额系数，与该时段分时电价和需求响应的次数与时间有关。μn为负荷削减的0-1状态变量，为1时表示削减。γn为柔性负荷削减系数。
柔性负荷响应电网控制模型如式(2-2)、(2-3)：
式中，μn为负荷削减的0-1状态变量，为1时表示削减。γn为柔性负荷削减系数。
为柔性负荷削减电功率，
为柔性负荷进行负荷削减之后的电功率。
式中，μn为负荷n削减的0-1状态变量，为1时表示削减。μt，μt-1分别为t和t-1时刻的负荷削减0-1状态变量，
为负荷参与削减最短响应时长。
2-1-2)可替代负荷模型：
可替代负荷的电、热负荷是可以灵活转换的，可以通过不同的能源替代用户的用能需求。本发明通过在综合能源热网系统中配备储热设备，增加可替代负荷响应的灵活性和聚合主体的竞争力。可替代负荷的运行模型如式(2-4)、(2-5)所示。
式中，
为可替代负荷j响应前的电(热)负荷，
为可替代负荷j响应后的电(热)负荷，
为实际参与响应的电(热)负荷。
可替代负荷出力不得超过本时段最大负荷且受一定比例限制。
式中，
为可替代负荷j响应调频变化的电功率。
为可替代负荷j响应调频变化的热功率。γj,t为负荷转换系数。
2-1-3)热泵模型：
热泵动态模型如式(2-6)所示
式中，Ta,k，Tm,k和T0分别为第k台热泵的内部温度、介质温度和环境温度。Ca,k，Cm.k分别为空气热容和介质热容。Ra,k，Rm,k空气热阻和介质热阻。Ta,k和Tm,k分别为空气和介质中的温度。
为热泵t时刻热功率。
热泵调控过程需满足能量转化关系如式(2-7)所示
式中，
为热泵t时刻热功率，
为热泵t时刻电功率，
为热泵供热效率。
2-1-4)电池储能模型：
电池储能电量约束条件：
式中，
为t时刻电池储能的可用容量，
为t-1时刻电池储能的可用容量,δe,s为电池储能的自放电率,
为电池储能充电功率，
为电池储能放电功率，
和
分别为电池储能的充电效率和放电效率，Δt为电池储能充放电时间。
电池储能的荷电状态(SOC)表示为：
式中，SOCi,t为第i个电池储能的荷电状态，
为第i个电池储能在t时刻的可用容量，
为第i个电池储能的额定容量。
式中，SOCi,t为第i个电池储能的荷电状态，SOCi,t 为荷电状态下限，
为荷电状态上限。
电池储能的循环寿命成本取决于充放电循环行为，频繁的充放电会缩短电池寿命，电池寿命计算如式(2-11)所示：
式中，TC为电池储能的寿命。NDOD为电池储能在恒定DOD下总循环次数。NDOD,day为电池储能的日平均循环次数。
DOD＝1-SOC (2-12)
式中,SOC为电池储能的荷电状态，DOD为放电深度。
式中,N100,eq为电池储能在放电深度为100％时的循环次数。NDOD为电池储能在恒定DOD下总循环次数。keq为换算系数。
ΔDOD＝DOD,start-DOD,end (2-14)
式中，ΔDOD为储能设备放电深度变化量，DOD,start为储能设备开始放电时的放电深度， DOD,end为储能设备结束放电时的放电深度。
近似得储能循环放电深度可由式(2-15)所示：
式中,N100,eq为电池储能在放电深度为100％时的循环次数。ΔDOD为储能设备放电深度变化量。keq为换算系数。
电池储能计及全寿命周期的成本包括运行成本、运维成本和寿命日损耗成本。
式中，
为电池储能计及全寿命周期的成本，
为电池储能的寿命损耗成本,
为电池储能的运行成本,
为电池储能的运维成本。
式中，t为调频时刻，其值在1-NT之间。
为电池储能的寿命日损耗成本,
为电池储能的单位容量建设成本，
为第i个电池储能的额定容量，r为投资利率,TC为电池储能的寿命。
式中，t为调频时刻，其值在1-NT之间。
为电池储能的运行成本,
为分时电价，
为电池储能充电功率，
为电池储能放电功率，
式中，t为调频时刻，其值在1-NT之间。
为电池储能的运维成本，
为第i个电池储能的额定容量，
为运维系数。
2-1-5)储热设备模型的结构如图3所示，本发明中的储热设备包括常压热水箱和换热器，接入热网的方式为间接连接。阀门可在不同操作模式之间切换。在储热过程中，阀门C、B、E、F和G打开，阀门A、D关闭，以允许水箱中的冷水通过热交换器。热水从上部管道进入，相同数量的冷水从下部管道流出，倾斜的温度层向下移动。在放热过程中，阀门B 和C关闭，阀门A、D、E、F和G打开。冷水从底部流出，同样数量的热水从上部管道流出，斜温层向上移动。
式中，
为t时刻储热设备的可用容量，ρ为介质密度，c为介质比热容，
为储热设备体积，
为储热设备介质温度，Tco为环境温度。
式中，
为储热设备损失能量，Tin，Tout为储热设备进水温度和出水温度，
为水流量，
为循环过程中热量损失。
式中，
为循环过程中热量损失。h为对流换热系数，W为储热设备表面积。
为储热设备介质温度，Tco为环境温度。
式中，
分别为储热设备在t时刻和t-1时刻的可用容量，
为储热设备损失能量,
分别为储热设备充放热效率，
分别为储热设备充放热功率。Δt为储热设备充放热时间。
由于储热设备的寿命较长，价格较低，本发明只考虑储热设备运行成本和储热设备的运维成本。
式中，
为储热设备计及全寿命周期的成本，
为储热设备运行成本，
为储热设备的运维成本。
式中，NT为调度时刻总数，t为调频时刻，其值在1-NT之间。
为储热设备的运维成本。
为储热设备单位建设成本，
为储热设备额定容量，TC,tes为储热设备寿命， r为投资利率,ε2为运维系数。
式中，NT为调度时刻总数，t为调频时刻，其值在1-NT之间。
为储热设备运行成本，Cop为储热设备的能效比，
分别为储热设备充放热功率。
在二次调频市场机制下构建基于综合能源系统的满足二次调频市场需求的虚拟电厂聚合模型：
其中：Ni为电池储能的总数，i为电池储能序号；Nn为柔性负荷的总数，n为柔性负荷序号；Nj为可替代负荷的总数，j为可替代负荷序号；
为储热设备的总数，
为储热设备序号；ND为调度周期内快速调频信号总数；D为快速调频信号在调度周期内的信号个数，其值在1-ND之间；NA为调度周期内传统调频信号总数；A为传统调频信号在调度周期内的信号个数，其值在1-NA之间；
分别为综合能源虚拟电厂聚合电池储能、柔性负荷、可替代负荷、储热设备的单位调频容量成本；
分别为综合能源虚拟电厂聚合电池储能、柔性负荷、可替代负荷、储热设备的单位调频里程成本；
分别为电池储能、柔性负荷、可替代负荷、储热设备的调频容量；
分别为电池储能、柔性负荷、可替代负荷、储热设备的调频里程；
2-2)综合能源虚拟电厂优化竞标模型
在所建立的综合能源虚拟电厂模型的基础上，在步骤1)确定的二次调频日前市场机制上，进行综合能源虚拟电厂优化竞标，综合能源虚拟电厂参与二次调频市场模型框图如图4 所示。确定虚拟电厂参与日前二次调频市场竞标的收益：
其中：NT为调度时刻总数；t为调频时刻，其值在1-NT之间；
分别为综合能源虚拟电厂的竞标容量价格与里程价格；
分别为综合能源虚拟电厂的调频容量与调频里程；
根据日前二次调频市场公布的调节需求信息调频效果的初步评估，如下所示
其中：ND为调度周期内快速调频信号总数；D为快速调频信号在调度周期内的信号个数，其值在1-ND之间；NA为调度周期内传统调频信号总数；A为传统调频信号在调度周期内的信号个数，其值在1-NA之间；
分别为综合能源虚拟电厂响应快速调频信号和传统调频信号的调频里程，
分别为响应快速调频信号和传统调频信号的综合能源虚拟电厂的调频容量；RegD，RegA分别为日内市场快速调频信号和传统调频信号系数；ωD，ωA为调频误差惩罚系数；
综合能源虚拟电厂日前优化竞标模型的目标函数如下：
maxF1＝ω1f1-ω2f2-ω3f3
(2-30)
其中：ω1，ω2，ω3分别为函数惩罚系数。
该模型除满足综合能源虚拟电厂各聚合主体自身约束外，所需满足其他约束如下：
式中，Ni为电池储能的总数，i为电池储能序号。Nn为柔性负荷的总数，n为柔性负荷序号。Nj为可替代负荷的总数，j为可替代负荷序号。
为储热设备的总数，
为储热设备序号。
为综合能源虚拟电厂容量聚合激励系数。
为综合能源虚拟电厂的容量价格。
分别为综合能源虚拟电厂聚合电池储能、柔性负荷、可替代负荷、储热设备的容量成本。
分别为综合能源虚拟电厂聚合电池储能、柔性负荷、可替代负荷、储热设备的调频容量。
式中，ND为调度周期内快速调频信号总数；D为快速调频信号在调度周期内的信号个数，其值在1-ND之间；NA为调度周期内传统调频信号总数A为传统调频信号在调度周期内的信号个数，其值在1-NA之间；Ni为电池储能的总数，i为电池储能序号。Nn为柔性负荷的总数，n为柔性负荷序号。Nj为可替代负荷的总数，j为可替代负荷序号。
为储热设备的总数，
为储热设备序号。
为综合能源虚拟电厂里程聚合激励系数。
为综合能源虚拟电厂的里程价格。
分别为电池储能、柔性负荷、可替代负荷、储热设备的调频里程。
分别为综合能源虚拟电厂聚合电池储能、柔性负荷调整后的容量成本。
分别为综合能源虚拟电厂聚合可替代负荷、储热设备调整后的单位容量成本。
式中，Ni为电池储能的总数，i为电池储能序号。Nn为柔性负荷的总数，n为柔性负荷序号。Nj为可替代负荷的总数，j为可替代负荷序号。
为储热设备的总数，
为储热设备序号。
分别为电池储能、柔性负荷、可替代负荷、储热设备的竞标容量。
为综合能源虚拟电厂的调频容量。
式中，：NT为调度时刻总数；t为调频时刻，其值在1-NT之间；ND为调度周期内快速调频信号总数；D为快速调频信号在调度周期内的信号个数，其值在1-ND之间；NA为调度周期内传统调频信号总数A为传统调频信号在调度周期内的信号个数，其值在1-NA之间； k为第t各调度时段快速调频信号序号，其值在t-1到NDt/NT之间。s为第t各调度时段传统调频信号序号，其值在t-1到NAt/NT之间。Ni为电池储能的总数，i为电池储能序号。 Nn为柔性负荷的总数，n为柔性负荷序号。Nj为可替代负荷的总数，j为可替代负荷序号。
为储热设备的总数，
为储热设备序号。
为综合能源虚拟电厂的调频里程。
分别为响应快速调频信号的电池储能和柔性负荷的调频里程。
分别为响应传统调频信号的可替代负荷和储热设备的调频里程。
式中，
分别为各聚合主体ξ的调频里程和调频容量。
求解上述目标函数，得到综合能源虚拟电厂的竞标调频容量
竞标调频容量价格
竞标调频里程价格
以及综合能源虚拟电厂聚合电池储能主体、聚合储热设备主体、聚合柔性负荷主体和聚合可替代负荷主体的调频容量
步骤3)所述的构建日内市场机制下综合能源虚拟电厂参与二次调频的优化模型的内容如下：
在二次调频市场日内市场中，构建综合能源虚拟电厂参与二次调频日内市场的优化模型如下：
确定综合能源虚拟电厂在二次调频日内市场获得的收益：
其中：NT为调度时刻总数；t为调频时刻，其值在1-NT之间；ND为调度周期内快速调频信号总数；D为快速调频信号在调度周期内的信号个数，其值在1-ND之间；NA为调度周期内传统调频信号总数A为传统调频信号在调度周期内的信号个数，其值在1-NA之间；RegD， RegA分别为日内市场快速调频信号和传统调频信号系数；
分别为综合能源虚拟电厂的竞标容量价格与里程价格；
为虚拟电厂所处位置的节点边际电价；
为虚拟电厂参与日前市场中标容量，其值由二次调频日前市场根据步骤2)中虚拟电厂竞标调频容量
进行日前出清后获得；
分别为根据传统调频信号调整后的用于计算的中标容量、根据快速调频信号调整后的用于计算的中标容量；
分别为综合能源虚拟电厂参与调频的里程、响应快速调频信号的调频里程、参与传统调频信号的调频里程；
对各聚合主体调频里程的分配，如下所示：
其中：NT为调度时刻总数；t为调频时刻，其值在1-NT之间；ND为调度周期内快速调频信号总数；D为快速调频信号在调度周期内的信号个数，其值在1-ND之间；NA为调度周期内传统调频信号总数A为传统调频信号在调度周期内的信号个数，其值在1-NA之间；Ni为电池储能的总数，i为电池储能序号；Nn为柔性负荷的总数，n为柔性负荷序号；Nj为可替代负荷的总数，j为可替代负荷序号；
为储热设备的总数，
为储热设备序号；
分别为综合能源虚拟电厂聚合电池储能、柔性负荷、可替代负荷、储热设备的单位容量成本；
分别为综合能源虚拟电厂聚合电池储能、柔性负荷、可替代负荷、储热设备的单位里程成本；
分别为综合能源虚拟电厂的竞标调频容量与竞标调频里程；
分别为电池储能、柔性负荷、可替代负荷、储热设备的调频容量；
分别为电池储能、柔性负荷、可替代负荷、储热设备的调频里程；
综合能源虚拟电厂参与二次调频日内市场优化模型的目标函数如下：
maxF2＝ω4f4-ω5f5
(3-3)
其中：ω4，ω5分别为函数惩罚系数；
求解上述优化模型的目标函数，得到综合能源虚拟电厂聚合电池储能主体、聚合储热设备主体、聚合柔性负荷主体和聚合可替代负荷主体的调频里程
及综合能源虚拟电厂最终获得的调频收益f4。
综合能源虚拟电厂考虑聚合资源的时滞特性进行实时仿真评估调频效果。综合能源虚拟电厂考虑聚合资源的时滞特性进行实时仿真进行调频效果评估的模型如式(3-4)所示：
式中，t为调频时刻。Δf为频率偏移量，
为频率偏移量在t时刻的微分。Heq为系统惯性常量。D为系统负荷阻尼系数。τes，τcut，τctrl，τrep，τtes分别为电池储能时滞系数，柔性负荷调控时滞系数，柔性负荷削减时滞系数，可替代负荷时滞系数，储热设备时滞系数。Pt e,s,R，Pt fle,R，
Pt tes,R分别为t时刻电池储能调频里程，柔性负荷调频里程，可替代负荷调频里程，储热设备调频里程。
步骤4)综合资源相互替代能力评估
以步骤3)得到的综合能源虚拟电厂聚合电池储能主体、聚合储热设备主体、聚合柔性负荷主体和聚合可替代负荷主体的调频里程作为虚拟电厂参与二次调频市场的实际出力。并构建不包含热力系统资源的对比场景，依据综合能源虚拟电厂参与日前调频市场竞标中标结果并按照日内市场实时调频里程计算对比场景虚拟电厂的最终收益，评估综合能源资源间相互替代作用。
研究材料：
本文对141节点的配电网系统和33节点的热网进行改进，形成综合能源系统作为虚拟电厂聚集区。如图3所示，配电网中的节点45、68、104、112、130配置电池储能，选择节点4、12、28、29、42、55、58、61、79、85、91、124、136作为柔性负荷节点，选择节点32、47、72、109、137作为可替代负荷节点，选择热网中的节点1、15、24、28、31 配置储热装置，同时耦合配置热泵。
在步骤2)所建立的调频市场机制下，将上述图1和图2的调频信号数据和调频里程数据代入步骤3)中所得到的综合能源虚拟电厂参与二次调频市场优化竞标模型，优化求解得到综合能源虚拟电厂参与二次调频市场的竞标标的以及中标容量，如图6所示。进一步得到综合能源虚拟电厂各聚合主体参与二次调频容量情况如图7所示。
应用步骤3)所提出的虚拟电厂优化竞标模型参与调频市场竞标，将竞标结果迭代入步骤4)，在各聚合主体间进行功率分配，并根据综合能源虚拟电厂在日内市场实际出力情况计算虚拟电厂的实际收益如表1所示，并计算虚拟电厂各聚合主体参与调频的成本与收益情况如表2所示。综合能源虚拟电厂在日内市场调频效果仿真如图8所示。
表1
表2
为对比评估综合能源虚拟电厂中电热资源互补影响，设置如下对比场景分析储热装置对综合能源虚拟电厂经济性以及对储电设备寿命的影响。
对比场景：仅考虑虚拟电厂聚合电力系统可调控资源(即电池储能与柔性负荷)参与二次调频市场。
图9展示了应用本发明中的不同场景下，电池储能与储热设备能量状态情况，其中图9 (a)和图9(b)分别表示原始场景中电池储能和储热设备参与二次调频日内市场能量状态情况，而图9(c)表示对比场景中电池储能的能量状态情况，可以看出热力系统中可调控资源的运行可使电池储能的能量状态处于比较健康的状态，有效减轻电池储能的出力压力，对电池储能具有一定的替代性和互补性。图10(a)展示了在不同场景下电池储能寿命情况，图10(b)展示了在不同场景下各聚合主体参与二次调频市场的净收益情况，可以看出热力系统可调控资源的参与有效提高了电池储能的寿命，并大大提高了虚拟电厂的经济性。
相比较传统电力系统虚拟电厂，本发明所提出的综合能源虚拟电厂由于同时聚合了电热资源，使得不同能源间在经济与性能上的互补特性得以体现，使虚拟电厂参与二次调频的市场竞争力大大提升。
尽管上面结合附图对本发明进行了描述，但是本发明并不局限于上述的具体实施方式，上述的具体实施方式仅仅是示意性的，而不是限制性的，本领域的普通技术人员在本发明的启示下，在不脱离本发明宗旨的情况下，还可以做出很多变形，这些均属于本发明的保护之内。
Claims (5)
1.一种计及综合能源资源的虚拟电厂二次调频方法，其特征在于，包括：如下步骤：
1)构建虚拟电厂参与二次调频的市场机制，包括日前市场模型和日内市场模型；
2)构建日前市场机制下综合能源虚拟电厂参与二次调频的优化竞标模型，求解该优化竞标模型的目标函数，得到综合能源虚拟电厂的竞标调频容量、竞标调频容量价格、竞标调频里程价格以及综合能源虚拟电厂聚合电池储能主体、聚合储热设备主体、聚合柔性负荷主体和聚合可替代负荷主体的调频容量；
3)构建日内市场机制下综合能源虚拟电厂参与二次调频的优化模型，求解该优化模型的目标函数，得到综合能源虚拟电厂聚合电池储能主体、聚合储热设备主体、聚合柔性负荷主体和聚合可替代负荷主体的调频里程及综合能源虚拟电厂最终获得的调频收益；同时，综合能源虚拟电厂考虑聚合资源的时滞特性进行实时仿真评估调频效果；
4)以步骤3)得到的综合能源虚拟电厂聚合电池储能主体、聚合储热设备主体、聚合柔性负荷主体和聚合可替代负荷主体的调频里程作为虚拟电厂参与二次调频市场的实际出力。
2.根据权利要求1所述的虚拟电厂二次调频方法，其特征在于，步骤1)中，所述日前市场模型是：在日前市场中，运营中心公布调频容量与调频性能需求，各竞标主体基于自身优化运行策略将容量价格、里程价格以及调频容量作为竞标标的参与日前市场竞标；运营中心以满足二次调频需求容量成本最低为目标进行出清，公布各竞标主体中标容量、容量价格、里程价格；
所述日内市场模型是：在日内市场，各竞标主体根据日前市场中标结果，在日内市场按照满足运行日实时调频成本最低为目标进行优化出清，各中标主体根据出清结果进行出力，并在运行日结束时进行日前-日内市场联合收益结算。
3.根据权利要求1所述的虚拟电厂二次调频方法，其特征在于，步骤2)的具体步骤包括：
2-1)确定虚拟电厂参与日前二次调频市场竞标的收益：
其中：NT为调度时刻总数；t为调频时刻，其值在1-NT之间；
分别为综合能源虚拟电厂的竞标容量价格与里程价格；
分别为综合能源虚拟电厂的调频容量与调频里程；
2-2)在二次调频市场机制下构建基于综合能源系统的满足二次调频市场需求的虚拟电厂模型；
其中：NT为调度时刻总数；t为调频时刻，其值在1-NT之间；Ni为电池储能的总数，i为电池储能序号；Nn为柔性负荷的总数，n为柔性负荷序号；Nj为可替代负荷的总数，j为可替代负荷序号；
为储热设备的总数，
为储热设备序号；ND为调度周期内快速调频信号总数；D为快速调频信号在调度周期内的信号个数，其值在1-ND之间；NA为调度周期内传统调频信号总数；A为传统调频信号在调度周期内的信号个数，其值在1-NA之间；
分别为综合能源虚拟电厂聚合电池储能、柔性负荷、可替代负荷、储热设备的单位调频容量成本；
分别为综合能源虚拟电厂聚合电池储能、柔性负荷、可替代负荷、储热设备的单位调频里程成本；
分别为电池储能、柔性负荷、可替代负荷、储热设备的调频容量；
分别为电池储能、柔性负荷、可替代负荷、储热设备的调频里程；
2-3)根据日前二次调频市场公布的调节需求信息调频效果的初步评估，如下所示
其中：
分别为综合能源虚拟电厂响应快速调频信号和传统调频信号的调频里程，
分别为响应快速调频信号和传统调频信号的综合能源虚拟电厂的调频容量；RegD，RegA分别为日内市场快速调频信号和传统调频信号系数；ωD，ωA为调频误差惩罚系数；
2-4)综合能源虚拟电厂日前优化竞标模型的目标函数如下：
maxF1＝ω1f1-ω2f2-ω3f3
其中：ω1，ω2，ω3分别为函数惩罚系数，
2-5)求解上述目标函数，得到综合能源虚拟电厂的竞标调频容量
竞标调频容量价格
竞标调频里程价格
以及综合能源虚拟电厂聚合电池储能主体、聚合储热设备主体、聚合柔性负荷主体和聚合可替代负荷主体的调频容量
4.根据权利要求1所述的虚拟电厂二次调频方法，其特征在于，步骤3)的具体步骤包括：
3-1)确定综合能源虚拟电厂在二次调频日内市场获得的收益：
其中：NT为调度时刻总数；t为调频时刻，其值在1-NT之间；ND为调度周期内快速调频信号总数；D为快速调频信号在调度周期内的信号个数，其值在1-ND之间；NA为调度周期内传统调频信号总数A为传统调频信号在调度周期内的信号个数，其值在1-NA之间；RegD，RegA分别为日内市场快速调频信号和传统调频信号系数；
分别为综合能源虚拟电厂的竞标容量价格与里程价格；
为虚拟电厂所处位置的节点边际电价；
为虚拟电厂参与日前市场中标容量，其值由二次调频日前市场根据步骤2)中虚拟电厂竞标调频容量
进行日前出清后获得；
分别为根据传统调频信号调整后的用于计算的中标容量、根据快速调频信号调整后的用于计算的中标容量；
分别为综合能源虚拟电厂参与调频的里程、响应快速调频信号的调频里程、参与传统调频信号的调频里程；
3-2)对各聚合主体调频里程的分配，如下所示：
其中：Ni为电池储能的总数，i为电池储能序号；Nn为柔性负荷的总数，n为柔性负荷序号；Nj为可替代负荷的总数，j为可替代负荷序号；
为储热设备的总数，
为储热设备序号；
分别为综合能源虚拟电厂聚合电池储能、柔性负荷、可替代负荷、储热设备的单位容量成本；
分别为综合能源虚拟电厂聚合电池储能、柔性负荷、可替代负荷、储热设备的单位里程成本；
分别为综合能源虚拟电厂的竞标调频容量与竞标调频里程；
分别为电池储能、柔性负荷、可替代负荷、储热设备的调频容量；
分别为电池储能、柔性负荷、可替代负荷、储热设备的调频里程；
3-3)综合能源虚拟电厂参与二次调频日内市场优化模型的目标函数如下：
maxF2＝ω4f4-ω5f5
其中：ω4，ω5分别为函数惩罚系数；
3-4)求解上述优化模型的目标函数，得到综合能源虚拟电厂聚合电池储能主体、聚合储热设备主体、聚合柔性负荷主体和聚合可替代负荷主体的调频里程
及综合能源虚拟电厂最终获得的调频收益f4。
5.根据权利要求1所述的虚拟电厂二次调频方法，其特征在于，步骤2)和3)中，利用CPLEX求解器按照时间尺度进行目标函数的求解，直至生成最优解。
Priority Applications (1)
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| CN202210757782.8A CN115018554A (zh) | 2022-06-30 | 2022-06-30 | 一种计及综合能源资源的虚拟电厂二次调频方法 |
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| CN202210757782.8A CN115018554A (zh) | 2022-06-30 | 2022-06-30 | 一种计及综合能源资源的虚拟电厂二次调频方法 |
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| CN115018554A true CN115018554A (zh) | 2022-09-06 |
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| CN (1) | CN115018554A (zh) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN115796406B (zh) * | 2023-02-13 | 2023-04-18 | 浙江浙能能源服务有限公司 | 一种用于虚拟电厂的优化调节方法及系统 |
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- 2022-06-30 CN CN202210757782.8A patent/CN115018554A/zh active Pending
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| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN115796406B (zh) * | 2023-02-13 | 2023-04-18 | 浙江浙能能源服务有限公司 | 一种用于虚拟电厂的优化调节方法及系统 |
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