本發明屬于電力系統的，具體涉及多類型虛擬電廠參與市場調節容量優化分配方法及系統。

背景技術：

1、在當前我國電力系統發展背景下，隨著“雙碳”目標的提出，我國電力系統正逐步轉型為以新能源為主體的新型電力系統，面臨新的供需平衡形勢。受自然條件因素的影響，風電和光伏等新能源發電的實際出力具有明顯的隨機性和波動性，導致了電力系統中靈活性資源需求陡增。然而，以火電機組為主的電力系統由于運行靈活性不足，對風電和光伏的消納以及電力系統安全穩定運行帶來了諸多挑戰。儲能與靈活調節是平抑電力系統電源波動的重要手段，因此在新型電力系統中合理加入靈活的調節資源是實現當前電力系統穩定運行的有效手段。

2、虛擬電廠作為一種新型的能源管理與調度技術，通過聚合分布式能源、可控負荷、儲能系統等資源，能夠提供靈活的調節能力，支持電力系統的安全經濟運行。虛擬電廠通過協同管理不同類型的能源資源，不僅能夠參與電力市場中的電能交易，還能在調頻、調峰、備用等多個時間尺度內提供靈活性服務，有效填補電力系統的靈活性缺口，促進新能源的消納。隨著電力市場改革的推進，虛擬電廠的市場地位逐步提升，尤其是在參與容量市場、電力現貨市場等方面展現出巨大的潛力。

3、近年來，國家出臺了多項政策，支持虛擬電廠的參與和發展。2021年，《關于推動虛擬電廠發展的指導意見》提出，虛擬電廠應通過市場化手段獲得合理收益，激發各類市場主體參與其中。然而，目前虛擬電廠的收益機制尚不完善，市場價值尚未充分體現，尤其是在其靈活調節能力的定價和容量分配方面，虛擬電廠尚缺乏有效的市場策略，導致投資者投資意愿較低，限制了虛擬電廠的進一步發展。

4、因此，結合雙碳背景下我國電力市場建設的新形勢，亟需構建虛擬電廠在多元市場下的容量分配策略，以解決當前虛擬電廠的市場參與收益問題，進一步推動其在電力系統中的廣泛應用與發展。

技術實現思路

1、本發明的目的是提出多類型虛擬電廠參與市場調節容量優化分配方法及系統，通過建立電源型、負荷型、儲能型、混合型虛擬電廠的運行特性模型，并根據運行特性制定不同虛擬電廠參與電能量與輔助服務市場的交易策略。在該策略下，考慮不同類型虛擬電廠所提供的“源-荷-儲”能力占比不同，以多類型虛擬電廠聯合收益最大為目標，構建多類型虛擬電廠最優調節容量方案，并利用條件風險價值cvar進行風險評估與決策優化，以最大化收益并降低風險。

2、本發明提出多類型虛擬電廠參與市場調節容量優化分配方法，包括：

3、構建電源型、負荷型、儲能型、混合型虛擬電廠參與市場的運行特性模型；

4、根據風險價值評估cvar模型，以虛擬電廠參與主輔市場進行容量分配時風險最小與收益最大為目標函數，并設置建模約束條件，建立虛擬電廠容量分配模型；

5、將電源型、負荷型、儲能型、混合型虛擬電廠結合電能量市場需求、調峰市場需求、調頻市場需求進行聯合優化，依據所述虛擬電廠容量分配模型判斷是否滿足聯合運行優化最優目標值以及是否滿足所述約束條件，若滿足則優化分配結束，若不滿足繼續聯合優化過程。

6、進一步的，所述電源型虛擬電廠參與市場的運行特性模型具體為：

7、對于光伏發電出力，通過計算虛擬電廠所涵蓋區域的光伏發點出力概率密度，計算區域內虛擬電廠的光伏發電出力期望值：

8、

9、

10、式中：b(mt,nt)表示太陽輻射的beta分布函數；m和n表示對應beta分布參數；為t時段光伏出力預測值；μ為太陽光輻射的平均值；σ為太陽光輻射的方差；

11、對于風力發電出力，計算其概率密度進而求出其出力期望值：

12、

13、其中：k和l分別是weibull分布的規模參數和形狀參數。

14、進一步的，所述負荷型虛擬電廠參與市場的運行特性模型包括可轉移負荷數學模型和可中斷負荷數學模型：

15、可轉移負荷數學模型具體為：

16、dt＝dt+dt,up-dt,down(30)

17、式中：dt表征進行分時電價激勵后的t時段負荷需求值；dt表征進行分時電價激勵前的t時段負荷需求值；dt,up表征t時段負荷的增加量；dt,down表征t時段負荷的減少量，dt,up與dt,down成在t時段互斥，且在整個調度周期內負荷的總量不變，即：

18、

19、約束條件如下：

20、

21、

22、式中，bt,up表征t時段負荷的最大增加比重，bt,down表征t時段負荷的最大減少比重；prt表征t時段的實際電價，prref表征t時段的參考電價；εup和εdown分別表征負荷增加和負荷減少關于電價的彈性系數；

23、可中斷負荷數學模型包括補償容量費用模型和中斷容量費用模型，其中，補償容量表示用戶側的可中斷負荷量，補償容量費用模型如下：

24、

25、式中，表示t時段的補償容量費用，表示t時段的補償容量，βt,j表示t時段的補償電價；

26、中斷容量表示實際中斷的負荷量，中斷容量費用模型如下：

27、

28、式中，表示t時段的中斷容量費用，表示t時段的中斷容量，γt,j表示t時段的中斷電價。

29、進一步的，所述儲能型虛擬電廠參與市場的運行特性模型具體為：

30、在電池放電時段，儲能單元荷電狀態的估算模型如下：

31、

32、式中，soc0表示電池的初始荷電狀態，soct表示放電δt時間后電池的荷電狀態，id表示放電電流，ηd表示放電效率，c表示電池的總電量；

33、在電池充電時段，儲能單元soc的估算模型如下：

34、

35、式中，ic表示充電電流，ηc表示充電效率。

36、進一步的，所述混合型虛擬電廠參與市場的運行特性模型包括電源型、負荷型、儲能型虛擬電廠參與市場的運行特性模型至少兩個運行特性模型的組合。

37、進一步的，所述虛擬電廠容量分配模型的風險最小目標函數具體為：

38、假設x為可控電源出力的決策變量，y為負荷以及風光的不可控電源出力的隨機變量，則在為置信水平α下的風險價值ηα計算公式如下：

39、

40、式中：為收益函數不大于邊界值g(x,y)的概率。

41、進一步的，所述虛擬電廠容量分配模型的收益最大目標函數包括以下三部分：1)vpp參與多元市場的購售電收益2)vpp在實時運行中各場景下的期望收益，表示為可中斷負荷的效用加上不平衡懲罰，再減去vpp總成本；3)基于cvar的風險收益，用風險系數和cvar之積來表示；具體公式為：

42、

43、式中：β為風險系數，0≤β≤1，β值取決于決策者對風險和回報的權衡，β值越大，表示vpp運營決策者對風險越厭惡，其運行策略越保守，更傾向于規避不確定性因素所帶來的風險；t為總時間；q為場景總數；pq為場景q出現的概率；代表在時間t、場景q下的日前電價以及vpp對內部負荷的供電電價；δt代表單位時間間隔，單位為h；表示vpp在日前市場的購售電功率，如果該值為正，vpp將向市場出售電能，如為負，vpp將從市場購買電能；表示vpp內部負荷；表示可中斷負荷功率；uqt為時間t、場景q下的不平衡懲罰；為vpp總成本；η為var值；α為置信水平；ξq為輔助變量；

44、其中，vpp總成本構成如下：

45、

46、

47、式中：依次為各虛擬電廠參與市場時的運行成本；αpv、αwt分別為光伏與風力發電的運維費用系數；ag、bg、cg為火電機組的成本系數；αl、βl為可中斷負荷的補償系數；αess為儲能設備的運維成本系數；分別為對應場景對應時段內的光伏出力、風電出力、火電出力、可中斷負荷量、儲能放電、充電量。

48、進一步的，所述設置建模約束條件，具體包括：

49、1)vpp有功功率平衡約束

50、

51、式中：表示vpp實際出力與競標出力的偏差量，任一時刻，它們中一個為正值，另一個為零；

52、2)火電機組約束

53、

54、式中：μqt為0-1變量，表示機組運行狀態；為出力上下限；δpup、δpdown為上下爬坡速率；為允許的最小開、停時間；為累積開、停機時間；

55、3)儲能約束

56、

57、式中：為最大充放電功率；

58、4)可中斷負荷約束

59、

60、式中：γqt為0-1變量，表示可中斷負荷的調用狀態；為可中斷負荷的上下限；

61、5)競標值約束

62、多元市場競標出力上下限約束如下：

63、

64、6)條件風險約束

65、所采用cvar對收益與風險間的關系進行衡量，條件風險約束如下所示：

66、

67、本發明還提出多類型虛擬電廠參與市場調節容量優化分配系統，包括：

68、運行特性模型構建模塊，用于構建電源型、負荷型、儲能型、混合型虛擬電廠參與市場的運行特性模型；

69、容量分配模型構建模塊，用于根據風險價值評估cvar模型，以虛擬電廠參與主輔市場進行容量分配時風險最小與收益最大為目標函數，并設置建模約束條件，建立虛擬電廠容量分配模型；

70、優化分配模塊，用于將電源型、負荷型、儲能型、混合型虛擬電廠結合電能量市場需求、調峰市場需求、調頻市場需求進行聯合優化，依據所述虛擬電廠容量分配模型判斷是否滿足聯合運行優化最優目標值以及是否滿足所述約束條件，若滿足則優化分配結束，若不滿足繼續聯合優化過程。

71、本發明的有益效果是：使虛擬電廠在在充分發揮自身優勢的同時，一方面跟隨風光出力保證了發電計劃的執行，另一方面也根據現行電力市場的不同機制，設計多元市場下合理的容量分配機制，實現對內外部影響因素更精確的考慮并通過仿真結果體現，有利于揭示各項因素對虛擬電廠運行的影響，也能夠在外部機制、政策、系統運行條件等變化的情況下及時研判應對策略，可幫助虛擬電廠和運營單位更好謀劃其參與市場的方式，促進新型電力行業良好健康發展。