楊梓俊，荊江平，鄧 星，葉 婷，陳 輝，高 陽

（1.國網(wǎng)江蘇省電力有限公司，南京 210024；2.國網(wǎng)江蘇省電力有限公司 南京供電分公司，南京 210008；3.國網(wǎng)江蘇省電力有限公司 常州供電分公司，江蘇 常州 213003）

0 引言

近年來，我國電力行業(yè)電源結構、網(wǎng)架結構發(fā)生重大變化，系統(tǒng)運行管理的復雜性隨之大大增加，對系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行提出了更高要求。同時，我國局部地區(qū)棄風、棄光、棄水和系統(tǒng)調峰、北方地區(qū)供暖季電熱矛盾等問題突出，建立電力輔助服務市場機制的必要性日益凸顯［1］。江蘇電網(wǎng)區(qū)外受電、風電光伏等新能源裝機、核電機組并網(wǎng)容量不斷增加造成江蘇電網(wǎng)調峰壓力不斷增加，因此必須進一步挖掘電網(wǎng)調峰潛力［2］。2020年11月23日《江蘇電力市場用戶可調負荷參與輔助服務市場交易規(guī)則（試行）》正式印發(fā)［3］，其中明確規(guī)定江蘇電力市場用戶根據(jù)電力系統(tǒng)運行需要，可聚合其內部分布式電源、自備電廠、充電站和儲能等負荷側資源組成虛擬電廠，向調度提供增加或降低負荷的服務。

虛擬電廠作為新能源機組參與電力市場運營的新形式，通過集中控制和優(yōu)化策略，將分布式電源、儲能系統(tǒng)、電動汽車、可控負荷等分布式能源集合在一起，統(tǒng)一參與電力市場調度運行，以實現(xiàn)對電網(wǎng)系統(tǒng)穩(wěn)定的電能輸出[4]。近年來，國內對虛擬電廠的研究主要集中在對電力單元的聚合管理方面，文獻[5]、文獻[6]進一步將虛擬電廠看成一個傳統(tǒng)電廠，根據(jù)電網(wǎng)實際運行環(huán)境進行優(yōu)化，確定虛擬電廠出力。文獻[7]提出虛擬電廠內包含了風電、光伏發(fā)電等可再生能源，小型燃氣輪機等常規(guī)分布式電源、儲能系統(tǒng)以及可控負荷等，通過精細化管理，可參與外部電力市場。文獻[8]則進一步提出虛擬電廠在資源聚合方式方面分為被動聚合和主動聚合2種:被動聚合主要是對區(qū)域中的資源進行聚合表達以獲得單一聚合模型，包括基于參數(shù)辨識[9]、蒙特卡洛模擬[10]以及馬爾科夫鏈等聚合方法；主動聚合是指根據(jù)經(jīng)濟指標、性能參數(shù)等進行資源選取和優(yōu)化聚合，獲得表征該區(qū)域負荷資源的一個或多個聚合模型[11]。

國外方面，文獻[12]考慮了風力發(fā)電日前市場的風和價格的不確定性，通過預測并應用置信區(qū)間統(tǒng)計理論來解決不確定性問題，將基于高斯過程的機器學習用于估計和預測不確定變量，解決了虛擬電廠參與日前能源市場的問題。文獻[13]提出一種用于評估傳輸系統(tǒng)運營商對整個電網(wǎng)影響的聚合模型，該模型可適應虛擬電廠的分布式發(fā)電機中所包含的最相關控制器的瞬態(tài)響應，通過與虛擬電廠的實時詳細電磁瞬變模型進行比較，可以確認所提出的匯總模型的有效性，最后通過分析IEEE 39 總線系統(tǒng)的穩(wěn)定性驗證了所提出的聚合模型的準確性。文獻[14]提出了一個適應市場價格、本地需求和可再生產(chǎn)出的不確定性的虛擬電廠框架，在本地網(wǎng)絡約束下運行時，該框架分為3 個按順序協(xié)調的優(yōu)化問題:基于情景的魯棒性優(yōu)化，用于日前資源調度，具有線性化潮流；2 個后退層級優(yōu)化，用于近實時調度。最后通過某個澳大利亞真實案例研究的結果表明，該框架如何在不確定的運營環(huán)境和技術限制內有效地部署虛擬電廠，并以最大程度地發(fā)揮其多服務價值為目標進行組合。

當前電網(wǎng)采用分層分區(qū)供電方式，按電壓等級分為若干層次，在不同層次按供電能力劃分若干供電區(qū)域以安排相應的電力供應，形成區(qū)域內電力供需平衡[11]。但已有研究一方面很少考慮聚合資源的地理分布及電網(wǎng)接入點，另一方面未對內部資源進行明確的分類上報，出力計劃上報精度不高，造成調度難以有效調用。本文通過分析江蘇電力市場用戶可調負荷參與輔助服務市場的交易規(guī)則，提出了虛擬電廠參與市場運營的接入規(guī)范和實施流程，并以便于高效調度為目標，提出了虛擬電廠-虛擬機組的2級聚合管理和設計規(guī)范。

1 江蘇輔助服務市場規(guī)則概述

1.1 市場成員

江蘇輔助服務市場成員包括市場主體、電網(wǎng)企業(yè)和市場運營機構。

市場主體為參與江蘇電力市場中長期交易的電力用戶和售電公司。參與江蘇電力中長期市場批發(fā)交易的一類用戶可直接參與電力市場用戶可調負荷輔助服務市場；參與江蘇電力中長期市場零售交易的2 類用戶，通過簽約的售電公司參與電力市場用戶可調負荷輔助服務市場。

市場運營機構包括電力調度機構（江蘇電力調度控制中心）和電力交易機構（江蘇電力交易中心有限公司）。

電網(wǎng)企業(yè)為市場主體提供公平的輸配電服務和電網(wǎng)接入服務，提供報裝、計量、抄表、收費等各類供電服務，并向市場運營機構提供支撐市場化交易和市場服務所需的相關數(shù)據(jù)。

1.2 中長期可調負荷輔助服務市場組織

中長期可調負荷輔助服務市場以月度為交易中期，主要執(zhí)行步驟如下。

（1）調度機構根據(jù)電網(wǎng)運行需要，向交易機構提供中長期可調負荷輔助服務的調用需求；

（2）市場主體分日期、時段申報最大、最小出力曲線、調節(jié)價格及執(zhí)行日全天96 點的用電負荷曲線；

（3）采用集中競價方式，按照調節(jié)價格由低到高確定執(zhí)行日各個時段的中標用戶名單及調節(jié)量；

（4）執(zhí)行日，市場主體根據(jù)交易中標結果，自行調整用電負荷；

（5）交易機構按照交易出清時的基線平均負荷、申報的執(zhí)行日用電曲線和實際用電情況對市場主體予以補償和考核。

1.3 短期可調負荷輔助服務市場組織

短期可調負荷輔助服務市場在日前根據(jù)電網(wǎng)需要組織開展的次日短期可調負荷輔助服務交易，主要步驟如下。

（1）市場主體應每日（工作日）12:00前，向調度機構申報次日至下一工作日全天96 點分時用電電力預測曲線；

（2）工作日14:00 前，調度機構發(fā)布次日短時可調負荷輔助服務交易需求，包括需求量、需求時段等信息，同時告知市場主體次日基線；

（3）工作日15:00 前，市場主體申報可增加或減少用電電力、響應時段、申報價格；

（4）工作日16:00前，調度機構出清短期可調負荷輔助服務交易，發(fā)布經(jīng)安全校核的市場出清結果；

（5）工作日17:00 前，市場主體做好用電預測安排以保證執(zhí)行日實際執(zhí)行效果；

（6）執(zhí)行日，市場主體根據(jù)交易中標結果，自行調整用電負荷；

（7）調度機構根據(jù)市場主體上報的預測用電數(shù)據(jù)和實際用電數(shù)據(jù)，評估實際調節(jié)情況和有效調節(jié)電量，按日前市場出清價和有效調節(jié)電量對市場主體予以補償。

2 江蘇虛擬電廠參與輔助服務的市場環(huán)境

2021 年2 月，江蘇能源監(jiān)管辦組織啟動電力可調負荷輔助服務市場試運行，重點鼓勵訂單多、任務重的企業(yè)通過加班生產(chǎn)、降低燃煤電廠出力及用戶側儲能等方式自主調控用電負荷，通過市場化手段引導具備條件的一類用戶和售電公司等用戶側資源作為虛擬電廠參與提供輔助服務。

2.1 服務提供者

對于服務提供者，應確保調頻服務提供者具備以下基本條件。

（1）位于江蘇電網(wǎng)統(tǒng)一調頻控制區(qū)，且按照國家和行業(yè)標準應具備自動發(fā)電控制（automatic generation control，AGC）功能的，由省級及以上調度機構調管的并網(wǎng)發(fā)電單元；允許第3 方輔助服務提供者與上述發(fā)電單元聯(lián)合作為調頻服務提供者。第3方輔助服務提供者指具備提供調頻服務能力的裝置，包括儲能裝置、儲能電站等。

現(xiàn)階段，江蘇省內抽水蓄能電站、建設—經(jīng)營—轉讓（build?operate?transfer，BOT）電廠按有關規(guī)定提供調頻服務，不納入調頻市場補償范圍。

（2）允許由省級及以上電力調度機構調管的獨立第3 方輔助服務提供者作為調頻服務提供者，相關規(guī)定另行制定。

（3）申請作為調頻服務提供者的市場主體應在電力交易機構進行市場注冊。

2.2 費用繳納方

調頻市場費用繳納者包括以下各方。

（1）江蘇省內省級及以上電力調度機構（含按省級電力調度機構管理的地市級電力調度機構）直接調度的并網(wǎng)發(fā)電廠。

現(xiàn)階段，江蘇省內抽水蓄能電站、BOT電廠不納入調頻市場補償費用繳納范圍。

（2）地調及以上電力調度機構直接調度且容量為30 MW 及以上風力發(fā)電場、10 kV 及以上并網(wǎng)的集中式光伏電站，容量為4 MW/h以上的電化學儲能電站，自備電廠。

（3）位于特定區(qū)域內，以“點對網(wǎng)”方式向江蘇送電并接入國家電網(wǎng)統(tǒng)一調頻控制區(qū)的電源，按照江蘇落地電量比例繳納調頻市場補償費用。

（4）基于政府間框架協(xié)議的向江蘇年度計劃外的省間市場送電。

（5）按國家核定輸配電價參與江蘇電力市場化交易的電力用戶。

（6）其他需要繳納調頻市場補償費用的市場主體。

2.3 參與方式

對于參與江蘇調頻市場但不參與江蘇現(xiàn)貨能量市場的發(fā)電單元，在運行日全天的交易時段內，調頻容量不進行補償，調頻里程補償不參與市場定價，作為市場價格接受者。

對于同時參與江蘇調頻市場與現(xiàn)貨能量市場的發(fā)電單元，在運行日全天的交易時段內，調頻里程補償參與市場定價，對調頻容量及調頻里程進行補償。

此外，除了通過調頻方式參與輔助市場，還可以通過旋轉備用方式提供服務。旋轉備用具體指保證可靠供電、可再生能源消納，電力調度機構指定的并網(wǎng)機組（燃煤、生物質、燃氣、燃油、核電、水電機組）通過預留發(fā)電容量所提供的服務，旋轉備用必須在10 min 內能夠調用。提供旋轉備用輔助服務的發(fā)電廠在電力調度機構調用其備用容量時，應按電力調度指令調整出力，對于達不到最大出力的應如實報告電力調度機構，不按時報送的，受限時間按24 h 計算。達不到電力調度機構日前安排的最大可調容量時，根據(jù)規(guī)定的尖峰時段安排的最大可調容量與實際出力的差值，按照以下標準進行考核，考核電量=（最大可調容量-實際最大出力）×受限時間。

3 基于需求響應虛擬電廠的主輔聯(lián)營模型

本章考慮需求響應虛擬電廠的影響。由于用戶沒有及時關注電價改變、通信延時、用戶自身的用電行為等不確定性原因，基于電價的需求響應虛擬電廠實際的價格彈性系數(shù)在本質上是不確定的。對于一定的分時電價，用戶的電力需求具有隨機性，而當分時電價發(fā)生改變時，用戶電力需求量的變化量也具有一定的隨機性；基于激勵的需求響應虛擬電廠，由于零售商與用戶簽訂了需求響應合同，此時用戶可看作可中斷負荷，因此基于激勵的需求響應不確定性較低。旋轉備用的提供為了針對電網(wǎng)的不確定性本身就有一定的備用容量，若使用不確定性較高的基于電價需求響應則可能導致電網(wǎng)發(fā)生嚴重的安全性問題。故本文僅使用基于激勵的需求響應虛擬電廠來參與輔助服務市場，基于電價的需求響應虛擬電廠不再參與輔助服務市場。

（1）目標函數(shù)

發(fā)電的總成本需要包括虛擬電廠的成本，表達式為

IBDR?VPP的能量成本，需要補充

發(fā)電機組的旋轉備用成本包括虛擬電廠的成本為

IBDR?VPP的旋轉備用成本，需要補充

（2）約束條件

電能平衡約束和旋轉備用需量約束需要考慮虛擬電廠，表達式為

另外需要補充IBDR?VPP自身約束條件，IBDR?VPP 的削減量大小約束需要考慮其提供旋轉備用，表達式為

IBDR?VPP的削減量爬坡速率約束為

4 市場運營機制設計

虛擬電廠雖然可以聚合用戶側資源參與電力輔助服務市場，但具有2 個不同于傳統(tǒng)電廠的顯著特點:分布較散難以確定物理電源點、代理資源不確定性大機組參數(shù)變化。因此，虛擬電廠參與輔助服務市場必須進行相應的規(guī)范。

4.1 運營架構

根據(jù)市場細則，結合虛擬電廠規(guī)范管理的需要，江蘇可調負荷輔助服務市場的整體運營架構如圖1所示。

圖1 江蘇可調負荷輔助服務市場運營架構Fig.1 Adjustable load auxiliary service market operation framework of Jiangsu

平臺運營層包括電網(wǎng)企業(yè)相關管理與服務部門、電網(wǎng)調度機構和交易機構及其相關的支持系統(tǒng)；虛擬電廠層主要指作為虛擬電廠運營商的售電公司、可參與江蘇電力中長期批發(fā)市場交易的一類用戶及虛擬電廠運行控制平臺；資源聚合層主要指參與江蘇電力中長期市場零售交易的2 類用戶、其他用戶及其客戶側能源管理系統(tǒng)。

4.2 運營角色

電網(wǎng)企業(yè)相關管理與服務部門的運營職責包括:①對虛擬電廠的用戶代理協(xié)議、聚合用戶分布等進行審核，核心是虛擬電廠運營商所代理用戶負荷調控服務的最低電壓等級和分區(qū)分布，以進行規(guī)范管理；②向市場主體提供計量抄表、決策咨詢等供電和增值服務。

調度機構的運營職責主要是發(fā)布市場調用需求、調用虛擬電廠服務、市場出清等。

交易機構的運營職責主要是對通過電網(wǎng)企業(yè)審核的市場主體進行注冊管理，提供市場交易結算依據(jù)、通知市場主體執(zhí)行服務、向調度機構提供市場交易結果和調用結果。

5 虛擬電廠調度運行設計

由于虛擬電廠涉及用戶聚合，為便于調度運行管理，避免層級過多，售電公司應將所代理的資源聚合為虛擬電廠-虛擬發(fā)電機組2級，對于所聚合的具體用戶，由售電公司自行管理和協(xié)調控制。

5.1 調度靜態(tài)檔案管理

調度機構應管理聚合的虛擬電廠及虛擬機組基礎檔案，具體要求如下:①虛擬電廠基礎檔案信息包括電廠名稱、運營商名稱、并網(wǎng)電壓等級、所屬電網(wǎng)分區(qū)、可調資源總容量、機組數(shù)量及各機組可調容量等信息；②虛擬機組基礎檔案信息包括機組編號、并網(wǎng)電源點、聚合用戶列表、聚合資源列表、可調資源調節(jié)容量、資源分類及各類資源的調節(jié)容量和調節(jié)速率。

5.2 市場申報

虛擬電廠運營商可以向調度機構申報如下信息:①參與中長期市場時，向調度機構申報指定日期、時段的最大和最小出力曲線、調節(jié)價格及執(zhí)行日全天96點的用電負荷曲線；②參與短期可調負荷市場時主要向調度機構申報次日96點分時用電出力曲線。

5.3 調度運行監(jiān)測

調度機構應能對虛擬電廠的運行狀態(tài)進行實時監(jiān)測，以便于掌握各分區(qū)電網(wǎng)的可調資源情況。

可監(jiān)測的具體核心內容如下:①虛擬電廠運行監(jiān)測，包括各分區(qū)電網(wǎng)下各虛擬電廠總實時出力曲線、上調節(jié)曲線、下調節(jié)曲線，以及分類可調資源的實時出力曲線、上調節(jié)曲線、下調節(jié)曲線；②虛擬機組運行監(jiān)測，包括虛擬電廠內各虛擬機組的總實時出力曲線、上調節(jié)曲線、下調節(jié)曲線，以及分類可調資源的實時出力曲線、上調節(jié)曲線、下調節(jié)曲線。

6 結束語

本文分析了江蘇電力市場用戶可調負荷參與輔助服務市場的交易規(guī)則，提出了虛擬電廠參與市場運營的接入規(guī)范和實施流程，建立了基于需求響應參與的輔助服務市場模型，并以便于高效調度、降低提供輔助服務成本和提升社會綜合效益為目標，提出了虛擬電廠-虛擬機組的2 級聚合管理和設計規(guī)范，其中關鍵是要對虛擬電廠注冊市場前進行審核，在調度運行過程中進行規(guī)范化監(jiān)測，為未來可調負荷參與輔助服務市場運營提供參考依據(jù)。