基于需求侧管理的虚拟电厂系统转让专利
申请号 : CN202110357721.8
文献号 : CN113097999B
文献日 : 2022-04-19
发明人 : 陈明福 , 姚德全 , 陈昆灿 , 张家杭 , 林伟 , 朱朱
申请人 : 中国电建集团福建省电力勘测设计院有限公司
摘要 :
本发明涉及一种虚拟电厂系统，特别是一种基于需求侧管理的虚拟电厂系统，其要点在于，通过需求侧管理，主动地利用以电动汽车为代表的可控负荷特性，合理安排其用电计划，发挥与储能等类似的功能，从而实现多品类电力能源的利用；通过需求侧管理，在预测用电负荷的基础上，主动的将可控负荷与分布式电源等组成一个整体，通过统一的调度管理，统筹地安排各部分的出力或者用电计划，满足用户用电需求，从而实现各类资源的综合与合理利用；所述虚拟电厂系统主动与公用电网设备进行统一调度，与公用电网设备的供电能力进行统筹，实现对配电网可靠供电、削峰填谷、减小峰谷差的效果，减少设备多余投资、使得电网设施和投资的利用率更加合理。
权利要求 :
1.基于需求侧管理的虚拟电厂系统，其特征在于，包括如下组成：
1)虚拟电厂能量管理系统，来自配电网的分布式电源通过线路及开关连接至能量管理系统的汇集点；分布式电源的能量管理单元和公用电网的能量管理单元均与虚拟电厂能量管理系统建立通信连接，并提供各自发电功率预测信息给虚拟电厂能量管理系统；
2)需求侧管理系统，一端与用电负荷预测单元连接，接收用户侧的预测用电负荷，另一端与虚拟电厂能量管理系统建立双向通信连接，向虚拟电厂能量管理系统发送预测用电负荷，并接收虚拟电厂能量管理系统的用电计划信息；
3)所述用户侧的用电负荷包括可控负荷和不可控负荷，二者容量分别是Lctl、Lunctl，并满足Lpr＝Lctl+Lunctl，Lpr为配电网全部预测用电负荷；其中可控负荷包括可转换负荷、可平移负荷和可调节负荷，三者的容量占比对应分别为a、b、c，并满足a+b+c＝100％；
需求侧管理系统中设置有可控负荷用电计划单元，根据虚拟电厂能量管理系统的用电计划调整可控负荷用电计划，并通过可控负荷用电计划单元调整用电用户侧的用电需求；
4)供电虚拟电厂所在配电网的公用电网，其变压器容量或者专供线路的供电能力为Sgd，并且满足Sgd≥Lunctl‑Lctl×a，最严重的情况下，即当分布式电源出力Pdg＝0，配电网仅剩不可控负荷时，将可转换负荷转为发电状态后，使得公用电网供电能力不小于该配电网需网供负荷，公用电网不过载，具体如下：
定义配电网初始负载率F初始＝(Lpr‑Pdg)/Sgd，不可控负荷负载率Functl＝Lunctl/Sgd；
S1：如果Pdg≥Lpr，则全部可控负荷Lctl均处于用电状态；
S2：如果0≤Pdg≤Lpr：
S2.1如果F初始<80％，则全部可控负荷Lctl均处于用电状态；
S2.2如果80％≤F初始≤100％，且Functl<80％，则：先后从0到100％调整可转换负荷、可平移负荷和可调节负荷的停电比例Ja、Jb、Jc，调整顺序为：令Jb＝Jc＝0，优先调整Ja；如果Ja＝1，则令Jc＝0，其次调整Jb；如果Ja＝Jb＝1，最后调整Jc，使之满足虚拟电厂的总负载率F虚拟＝[Lpr‑Lctl(a×Ja+b×Jb+c×Jc)]/Sgd<80％，其中
0≤Ja、Jb、Jc≤100％；
S3：如果F初始>100％，且80％≤Functl≤100％，则：先后调整可转换负荷、可平移负荷和可调节负荷的停电比例Ja、Jb、Jc，调整顺序为：令Jb＝Jc＝0，优先调整Ja；如果Ja＝1，则令Jc＝0，其次调整Jb；如果Ja＝Jb＝1，最后调整Jc，使之满足虚拟电厂的总负载率F虚拟＝[Lpr‑Lctl(a×Ja+b×Jb+c×Jc)]/Sgd<100％，其中0≤Ja、Jb、Jc≤100％；
如果Ja＝Jb＝Jc＝1，且80％≤F虚拟＝[Lpr‑Lctl(a+b+c)]/Sgd＝Lunctl/Sgd＝Functl≤100％，则停止全部可控负荷的用电；
S4：如果F初始>100％，且Functl>100％，则：令Ja＝Jb＝1，停止全部可平移负荷和可调节负荷的用电，调整可转换负荷为发电状态，出力系数为Jag，并满足Sgd≥Lunctl‑Lctl×a×Jag，即公用电网供电能力不小于该配电网需网供负荷，公用电网不过载。
说明书 :
基于需求侧管理的虚拟电厂系统
技术领域
[0001] 本发明涉及一种虚拟发电厂，特别是一种基于需求侧管理的虚拟电厂系统。
背景技术
[0002] 传统的配电网供电模式，主要是由公用电网的变电站、环网柜或者开闭所，通过线路和并网开关连接至住宅区、商业区、工业园区或综合体等用户的配电室或变压器进行供
电。随着以分布式光伏、分散式风电、分布式能源站等为代表的分布式电源的发展和就近接
入用户侧，扩展了传统的配电网供电模式，提高了对用户的供电可靠性和资源的利用率。
电。随着以分布式光伏、分散式风电、分布式能源站等为代表的分布式电源的发展和就近接
入用户侧，扩展了传统的配电网供电模式，提高了对用户的供电可靠性和资源的利用率。
[0003] 为了对各分布式电源进行协调和管理，现有技术提出了一种“虚拟发电厂”，从而通过联网和通信架构将分布式电源进行了聚合和优化，以提升资源的合理配置和利用。然
而，现有的虚拟电厂仅限于对分布式电源进行协调控制，对于用电规模逐渐增大的、以电动
汽车为代表的可控负荷，仅限于在概念上提出，而无具体调控措施，大多只能单方面被动地
响应可控负荷的用电需求，无法主动地利用其可控性的特点。另外，现有的虚拟电厂并未将
公用电网与分布式电源一起实现统筹利用，导致公用电网供电能力预留裕度过大、输变电
设备利用率低、投资浪费。
而，现有的虚拟电厂仅限于对分布式电源进行协调控制，对于用电规模逐渐增大的、以电动
汽车为代表的可控负荷，仅限于在概念上提出，而无具体调控措施，大多只能单方面被动地
响应可控负荷的用电需求，无法主动地利用其可控性的特点。另外，现有的虚拟电厂并未将
公用电网与分布式电源一起实现统筹利用，导致公用电网供电能力预留裕度过大、输变电
设备利用率低、投资浪费。
发明内容
[0004] 本发明的目的在于根据现有技术的不足之处而提供一种能够统筹调控可控负荷、公用电网、提高供电能力的优化配置、以及提高输变电设备利用率、避免浪费的基于需求侧
管理的虚拟电厂系统。
管理的虚拟电厂系统。
[0005] 本发明所述目的是通过以下途径来实现的：
[0006] 基于需求侧管理的虚拟电厂系统，其要点在于，包括如下组成：
[0007] 1)虚拟电厂能量管理系统，来自配电网的分布式电源通过线路及开关连接至能量管理系统的汇集点；分布式电源的能量管理单元和公用电网的能量管理单元均与虚拟电厂
能量管理系统建立通信连接，并提供各自发电功率预测信息给虚拟电厂能量管理系统；
能量管理系统建立通信连接，并提供各自发电功率预测信息给虚拟电厂能量管理系统；
[0008] 2)需求侧管理系统，一端与用电负荷预测单元连接，接收用户侧的预测用电负荷，另一端与虚拟电厂能量管理系统建立双向通信连接，向虚拟电厂能量管理系统发送预测用
电负荷，并接收虚拟电厂能量管理系统的用电计划信息；
电负荷，并接收虚拟电厂能量管理系统的用电计划信息；
[0009] 3)所述用户侧的用电负荷包括可控负荷和不可控负荷，二者容量分别是Lctl、Lunctl，并满足Lpr＝Lctl+Lunctl，Lpr为配电网全部预测用电负荷；其中可控负荷包括可转换负
荷、可平移负荷和可调节负荷，三者的容量占比对应分别为a、b、c，并满足a+b+c＝100％；
荷、可平移负荷和可调节负荷，三者的容量占比对应分别为a、b、c，并满足a+b+c＝100％；
[0010] 需求侧管理系统中设置有可控负荷用电计划单元，根据虚拟电厂能量管理系统的用电计划调整可控负荷用电计划，并通过可控负荷用电计划单元调整用电用户侧的用电需
求；
求；
[0011] 4)供电虚拟电厂所在配电网的公用电网，其变压器容量或者专供线路的供电能力为Sgd，并且满足Sgd≥Lunctl‑Lctl×a，最严重的情况下，即当分布式电源出力Pdg＝0，配电网仅
剩不可控负荷时，将可转换负荷转为发电状态后，使得公用电网供电能力不小于该配电网
需网供负荷，公用电网不过载，具体如下：
剩不可控负荷时，将可转换负荷转为发电状态后，使得公用电网供电能力不小于该配电网
需网供负荷，公用电网不过载，具体如下：
[0012] 定义配电网初始负载率F初始＝(Lpr‑Pdg)/Sgd，不可控负荷负载率Functl＝Lunctl/Sgd。
[0013] 则虚拟电厂系统运行和控制策略如下：
[0014] S1：如果Pdg≥Lpr，则全部可控负荷Lctl均处于用电状态；
[0015] S2：如果0≤Pdg≤Lpr：
[0016] S2.1如果F初始<80％，则全部可控负荷Lctl均处于用电状态；
[0017] S2.2如果80％≤F初始≤100％，且Functl<80％，则：
[0018] 先后从0到100％调整可转换负荷、可平移负荷和可调节负荷的停电比例Ja、Jb、Jc，调整顺序为：令Jb＝Jc＝0，优先调整Ja；如果Ja＝1，则令Jc＝0，其次调整Jb；如果Ja＝Jb＝1，
最后调整Jc，使之满足虚拟电厂的总负载率F虚拟＝[Lpr‑Lctl(a×Ja+b×Jb+c×Jc)]/Sgd<80％，
其中0≤Ja、Jb、Jc≤100％；
最后调整Jc，使之满足虚拟电厂的总负载率F虚拟＝[Lpr‑Lctl(a×Ja+b×Jb+c×Jc)]/Sgd<80％，
其中0≤Ja、Jb、Jc≤100％；
[0019] S3：如果F初始>100％，且80％≤Functl≤100％，则：
[0020] 先后调整可转换负荷、可平移负荷和可调节负荷的停电比例Ja、Jb、Jc，调整顺序为：令Jb＝Jc＝0，优先调整Ja；如果Ja＝1，则令Jc＝0，其次调整Jb；如果Ja＝Jb＝1，最后调整
Jc，使之满足虚拟电厂的总负载率F虚拟＝[Lpr‑Lctl(a×Ja+b×Jb+c×Jc)]/Sgd<100％，其中0≤
Ja、Jb、Jc≤100％；
Jc，使之满足虚拟电厂的总负载率F虚拟＝[Lpr‑Lctl(a×Ja+b×Jb+c×Jc)]/Sgd<100％，其中0≤
Ja、Jb、Jc≤100％；
[0021] 如果Ja＝Jb＝Jc＝1，且80％≤F虚拟＝[Lpr‑Lctl(a+b+c)]/Sgd＝Lunctl/Sgd＝Functl≤100％，则停止全部可控负荷的用电；
[0022] S4：如果F初始>100％，且Functl>100％，则：
[0023] Ja＝Jb＝1，停止全部可平移负荷和可调节负荷的用电，调整可转换负荷为发电状态，出力系数为Jag，满足Sgd≥Lunctl‑Lctl×a×Jag，即公用电网供电能力不小于该配电网需网
供负荷，公用电网不过载。
供负荷，公用电网不过载。
[0024] 这样，通过调整调整可控负荷的用电计划，确保实际用电侧的用电负荷等于整个虚拟电厂系统的总出力。所述可控负荷中的可平移负荷为时空性设备负荷，如电动汽车、洗
衣机；可调节负荷为温控性设备负荷，如空调、热水器、冰箱等；可转换负荷为充放性负荷，
如电动汽车等。
衣机；可调节负荷为温控性设备负荷，如空调、热水器、冰箱等；可转换负荷为充放性负荷，
如电动汽车等。
[0025] 由此本发明具有如下技术效果：
[0026] 1、通过需求侧管理，主动地利用以电动汽车为代表的可控负荷特性，合理安排其用电计划(例如用电规模)，能够转为放电状态，发挥与储能类似的功能，从而实现多品类电
力能源的利用；
力能源的利用；
[0027] 2、通过需求侧管理，在预测用电负荷的基础上，主动的将可控负荷与分布式电源组成一个整体，通过统一的调度管理，统筹地安排各部分的出力或者用电计划，满足用户用
电需求，从而实现各类资源的综合与合理利用；
电需求，从而实现各类资源的综合与合理利用；
[0028] 3、另外，本发明所述虚拟电厂系统主动与公用电网设备进行统一调度，与公用电网设备的供电能力进行统筹，实现对配电网可靠供电、削峰填谷、减小峰谷差的效果，同时
将电网规模和供电能力裕度控制在合理范围、减少设备多余投资、使得电网设施和投资的
利用率更加合理。
将电网规模和供电能力裕度控制在合理范围、减少设备多余投资、使得电网设施和投资的
利用率更加合理。
附图说明
[0029] 图1为本发明所述基于需求侧管理的虚拟电厂系统的能量管理中信息采集流程示意图。
[0030] 图2为本发明所述基于需求侧管理的虚拟电厂系统的能量管理中能量调度流程示意图。
[0031] 下面结合实施例对本发明做进一步描述。
具体实施方式
[0032] 最佳实施例：
[0033] 参照附图1‑2，本发明所述分布式电源包括分布式光伏、分散式风电、分布式能源站等。各个电源均通过线路等电气设备连接至虚拟电厂汇集点(例如变电站、配电室的母
线)，该汇集点通过线路和并网开关与用户建立电气联系。
线)，该汇集点通过线路和并网开关与用户建立电气联系。
[0034] 本发明所示能量管理系统(单元)简称“EMS”，是调度自动化系统(含硬、软件)总称，包含现有技术中所述的数据采集与监视(SCADA)、自动发电控制(AGC)与计划、网络应用
分析等功能，可实现数据采集、网络监控、能量调度和网络数据分析等。本发明所述虚拟电
厂的能量管理系统包含需求侧管理系统，包括如下组成：
分析等功能，可实现数据采集、网络监控、能量调度和网络数据分析等。本发明所述虚拟电
厂的能量管理系统包含需求侧管理系统，包括如下组成：
[0035] 1)虚拟电厂能量管理系统，来自配电网内的分布式电源通过线路及开关连接至能量管理系统的汇集点；分布式电源的能量管理单元和公用电网的能量管理单元均与虚拟电
厂能量管理系统建立通信连接，并提供各自发电功率预测信息给虚拟电厂能量管理系统，
其中分布式电源提供发电功率预测信息；公用电网侧提供公用电网设备供电能力信息；
厂能量管理系统建立通信连接，并提供各自发电功率预测信息给虚拟电厂能量管理系统，
其中分布式电源提供发电功率预测信息；公用电网侧提供公用电网设备供电能力信息；
[0036] 2)需求侧管理系统，一端与用电负荷预测单元连接，接收用户侧的预测用电负荷，另一端与虚拟电厂能量管理系统建立双向通信连接，向虚拟电厂能量管理系统发送预测用
电负荷，并接收虚拟电厂能量管理系统的用电计划信息。需求侧管理模块根据收到的预测
负荷信息、分析并提取其中的可控负荷信息；
电负荷，并接收虚拟电厂能量管理系统的用电计划信息。需求侧管理模块根据收到的预测
负荷信息、分析并提取其中的可控负荷信息；
[0037] 所述用户侧的用电负荷包括可控负荷、不可控负荷，容量分别为Lctl、Lunctl，并满足Lpr＝Lctl+Lunctl，Lpr为配电网全部预测用电负荷。
[0038] 可控负荷包括：可转换负荷、可平移负荷和可调节负荷三类，容量占比分别为a、b、c，满足a+b+c＝100％。
[0039] 需求侧管理系统中设置有可控负荷用电计划单元，根据虚拟电厂能量管理系统的用电计划调整可控负荷用电计划，并通过可控负荷用电计划单元调整用电用户侧的用电需
求；
求；
[0040] 以上，可转换负荷为充放性负荷，如电动汽车等，能够调整减小、甚至转换至放电状态；可平移负荷为时空性设备负荷，如洗衣机等；可调节负荷为温控性设备负荷，如空调
等。
等。
[0041] (4)供电虚拟电厂所在配电网的公网，其变压器容量或者专供线路的供电能力为Sgd。并且满足Sgd≥Lunctl‑Lctl×a，即最严重的情况下，当分布式电源出力Pdg＝0，配电网仅剩
不可控负荷，将可转换负荷转为发电状态后，使得公用电网供电能力不小于该配电网需网
供负荷，公用电网不过载。
不可控负荷，将可转换负荷转为发电状态后，使得公用电网供电能力不小于该配电网需网
供负荷，公用电网不过载。
[0042] (5)定义配电网初始负载率F初始＝(Lpr‑Pdg)/Sgd，不可控负荷负载率Functl＝Lunctl/Sgd。
[0043] 虚拟电厂系统提供可控负荷用电计划如下：
[0044] S1：如果Pdg≥Lpr，则全部可控负荷Lctl均处于用电状态；
[0045] S2：如果0≤Pdg≤Lpr：
[0046] 1)如果F初始<80％，则全部可控负荷Lctl均处于用电状态；
[0047] 2)如果80％≤F初始≤100％，且Functl<80％，则：
[0048] 从0到100％、先后调整可转换负荷、可平移负荷和可调节负荷的停电比例Ja、Jb、Jc，满足F虚拟＝[Lpr‑Lctl(a×Ja+b×Jb+c×Jc)]/Sgd<80％，其中0≤Ja、Jb、Jc≤100％。调整顺序
为：首先令Jb＝Jc＝0，优先调整Ja；其次如果Ja＝1，令Jc＝0，再调整Jb；最后如果Ja＝Jb＝1，
最终调整Jc。
为：首先令Jb＝Jc＝0，优先调整Ja；其次如果Ja＝1，令Jc＝0，再调整Jb；最后如果Ja＝Jb＝1，
最终调整Jc。
[0049] 3)如果F初始>100％，且80％≤Functl≤100％，则：
[0050] 从0到100％、先后调整可转换负荷、可平移负荷和可调节负荷的停电比例Ja、Jb、Jc，满足F虚拟＝[Lpr‑Lctl(a×Ja+b×Jb+c×Jc)]/Sgd<100％，其中：Ja、Jb、Jc的调整顺序同步骤
2)。
2)。
[0051] 如果Ja＝Jb＝Jc＝1，且80％≤F虚拟＝[Lpr‑Lctl(a+b+c)]/Sgd＝Lunctl/Sgd＝Functl≤100％，则即停止全部可控负荷的用电。
[0052] 4)如果F初始>100％，且Functl>100％，则：
[0053] Ja＝Jb＝1，停止全部可平移负荷和可调节负荷的用电，调整可转换负荷为发电状态，出力系数为Jag，满足Sgd≥Lunctl‑Lctl×a×Jag，即公用电网供电能力不小于该配电网需网
供负荷，公用电网不过载。
供负荷，公用电网不过载。
[0054] 综上所述，虚拟电厂的能量管理系统对所接收信息进行综合分析并作出决策，发出调度指令至各个单元，指令包括：(1)至虚拟电厂侧：分布式电源计划出力、需求侧管理计
划。其中：需求侧管理计划指令发送至需求侧管理模块，由需求侧管理模块制定可控负荷的
具体用电计划，例如用电规模、时间分布、用电或者放电状态等。以上各部分计划出力，组成
虚拟电厂计划总出力。(2)至公用电网侧：公用电网计划出力。以上虚拟电厂计划出力+公用
电网计划出力＝电源总出力。(3)至用户侧：根据需求侧管理模块制定的可控负荷用电计
划，用户预测负荷相应地调整为用户实际负荷，并且满足用户实际负荷＝电源总出力，实现
电力供给与用电需求的平衡。
划。其中：需求侧管理计划指令发送至需求侧管理模块，由需求侧管理模块制定可控负荷的
具体用电计划，例如用电规模、时间分布、用电或者放电状态等。以上各部分计划出力，组成
虚拟电厂计划总出力。(2)至公用电网侧：公用电网计划出力。以上虚拟电厂计划出力+公用
电网计划出力＝电源总出力。(3)至用户侧：根据需求侧管理模块制定的可控负荷用电计
划，用户预测负荷相应地调整为用户实际负荷，并且满足用户实际负荷＝电源总出力，实现
电力供给与用电需求的平衡。
[0055] 本发明提出一种含需求侧管理的虚拟电厂系统，主要是适用于住宅区、商业区、工业园区或综合体等配电网，电压等级包括且不限于10千伏、35千伏、110千伏。分布式电源类
型，包括且不限于分布式光伏电站(屋顶或地面光伏)、分散式风电场(陆上或海上风电)、分
布式能源站(包括燃煤、燃气等机组)等。
型，包括且不限于分布式光伏电站(屋顶或地面光伏)、分散式风电场(陆上或海上风电)、分
布式能源站(包括燃煤、燃气等机组)等。
[0056] 本发明未述部分与现有技术相同。