杜預(yù)則，董海鷹

（蘭州交通大學(xué) 新能源與動(dòng)力工程學(xué)院 蘭州 730070）

0 引言

為緩解能源危機(jī)和化石能源燃燒所造成的溫室效應(yīng)，加快實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)，電力系統(tǒng)正向著清潔化、低碳化、智能化的方向轉(zhuǎn)型，以風(fēng)電、光伏等為代表的新能源電源發(fā)展迅速［1-3］。但由于風(fēng)光發(fā)電的強(qiáng)隨機(jī)性、波動(dòng)性和間歇性特點(diǎn)，電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性和安全性受到嚴(yán)峻挑戰(zhàn)［4-5］。

配置儲(chǔ)能是平抑風(fēng)光并網(wǎng)波動(dòng)性，提升電力系統(tǒng)新能源消納能力和靈活性的有效措施［6］。目前，電化學(xué)儲(chǔ)能具有設(shè)備機(jī)動(dòng)性好、響應(yīng)速度快、能量密度高和循環(huán)效率高等技術(shù)優(yōu)勢(shì)，是各國儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)研發(fā)創(chuàng)新的重點(diǎn)領(lǐng)域和主要增長點(diǎn)［7］。電化學(xué)儲(chǔ)能電站常見應(yīng)用場(chǎng)景有新能源電廠按比配儲(chǔ)、火儲(chǔ)聯(lián)合調(diào)峰調(diào)頻、5G 基站配儲(chǔ)、電動(dòng)汽車、虛擬電廠等［8-9］。

需求響應(yīng)是新型電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)供需的主要手段。隨著建設(shè)清潔電網(wǎng)、智能電網(wǎng)要求的提出，需求側(cè)資源在保障電力供需平衡、提升新能源消納水平方面扮演著越來越重要的角色［10］。傳統(tǒng)需求側(cè)調(diào)節(jié)資源以規(guī)模大、電價(jià)敏感性高的工業(yè)、商業(yè)負(fù)荷為主，鋰電池成本的大幅下降則吸引了響應(yīng)快、靈活性高的電動(dòng)汽車、用戶側(cè)儲(chǔ)能等新興資源大量參與調(diào)度［11］?！丁笆奈濉爆F(xiàn)代能源體系規(guī)劃》提出提升電力負(fù)荷柔性，發(fā)展需求響應(yīng)形式，到2025年，全國需求側(cè)響應(yīng)能力達(dá)到最大負(fù)荷的3%～5%，可利用量超過50 GW·h［12-13］。

聚合“風(fēng)電、光伏+用戶”的新型能源產(chǎn)消模式是解決風(fēng)光消納能力不足的重要途徑。風(fēng)電、光伏和用戶側(cè)結(jié)合形成產(chǎn)消者，能夠大幅增加能源管理的主動(dòng)性和靈活性［14］。與傳統(tǒng)電力消費(fèi)用戶不同，產(chǎn)消者具備“源荷二重性”，可以根據(jù)自身的發(fā)用電需求和市場(chǎng)價(jià)格，合理選擇運(yùn)行模式，如自發(fā)自用、余電上網(wǎng)或全額上網(wǎng)等，實(shí)現(xiàn)可再生能源的高效利用和就近消納［15］。在世界范圍內(nèi)，能源產(chǎn)消者模式已經(jīng)被廣泛應(yīng)用。澳大利亞已有超過30%的住宅用戶通過安裝屋頂光伏成為智能電網(wǎng)的能源產(chǎn)消者，按照政府上網(wǎng)政策參與配電網(wǎng)絡(luò)運(yùn)行［16］。

綜上所述，本文在競(jìng)爭(zhēng)型電力市場(chǎng)背景下，提出了一種基于主從博弈的儲(chǔ)能電站協(xié)同源荷消納新能源調(diào)控策略，將含有新能源和常規(guī)電源的虛擬電廠運(yùn)營商作為領(lǐng)導(dǎo)者，具備需求響應(yīng)和產(chǎn)消能力的負(fù)荷聚合商作為跟隨者，通過雙方價(jià)格、用能策略博弈和儲(chǔ)能電站的協(xié)同作用，實(shí)現(xiàn)新能源消納最大化和源荷運(yùn)行成本最小化。

1 系統(tǒng)組成及結(jié)構(gòu)

本文基于電力市場(chǎng)中的售電公司概念，綜合考慮電、熱能量交易和產(chǎn)消者特性，建立含虛擬電廠（Virtual Power Plant，VPP）運(yùn) 營 商、負(fù) 荷 聚 合 商（Load Aggregator，LA）、儲(chǔ)能系統(tǒng)（Energy Storage System，ESS）的系統(tǒng)結(jié)構(gòu)，如圖1 所示。VPP 運(yùn)營商位于上層，依據(jù)電網(wǎng)電價(jià)信息和能量供需關(guān)系來確定對(duì)LA 的電、熱能售價(jià)及儲(chǔ)能用量，以追求自身收益最大化。LA位于下層，依據(jù)上層發(fā)布的實(shí)時(shí)能量售價(jià)優(yōu)化一天內(nèi)的用能和儲(chǔ)能量。

圖1 系統(tǒng)結(jié)構(gòu)Fig.1 Structure of the system

VPP運(yùn)營商作為電網(wǎng)與用戶能量和信息傳輸樞紐，配備有燃?xì)廨啓C(jī)、電鍋爐、小型風(fēng)電場(chǎng)和ESS，通過制定合理的電、熱價(jià)向用戶側(cè)售能套利。相比于電網(wǎng)，運(yùn)營商能提供更靈活的實(shí)時(shí)電、熱價(jià)格，故能更好地刺激用戶進(jìn)行需求響應(yīng)，減少不合理用能。運(yùn)營商在運(yùn)行過程需要著重考慮價(jià)格波動(dòng)和能量供需不相匹配的問題，當(dāng)供電量低于負(fù)荷需求量時(shí)，運(yùn)營商需向電網(wǎng)高價(jià)購電。為了減少熱能的傳輸和轉(zhuǎn)換損耗，用戶的供熱全部由VPP 運(yùn)營商內(nèi)的燃?xì)廨啓C(jī)和電鍋爐提供，當(dāng)供熱量低于需求量時(shí)，運(yùn)營商需支付賠償費(fèi)用。

LA 整合社區(qū)內(nèi)全部具有需求響應(yīng)能力的雙向產(chǎn)消負(fù)荷和儲(chǔ)能設(shè)備，作為代理與系統(tǒng)運(yùn)營商進(jìn)行交易并接受監(jiān)管，本文假設(shè)LA 只從VPP 運(yùn)營商買電。LA內(nèi)的產(chǎn)消者具有源荷二重性，發(fā)電設(shè)備包含屋頂和工廠內(nèi)安裝的分布式光伏，負(fù)荷包含固定負(fù)荷和小比例的可轉(zhuǎn)移電負(fù)荷、可削減熱負(fù)荷。

ESS 作為靈活性調(diào)節(jié)資源引入源荷兩端，提高系統(tǒng)新能源利用率和運(yùn)行穩(wěn)定性。ESS根據(jù)用戶存入或取出的電能收取服務(wù)費(fèi)。對(duì)于VPP 運(yùn)營商，當(dāng)供電量大于負(fù)荷時(shí)，可將多余電能存入ESS，當(dāng)供電量小于負(fù)荷時(shí)，可將電能取出，同時(shí)可向電網(wǎng)購電存入ESS；對(duì)于LA，當(dāng)內(nèi)部產(chǎn)消者群分布式發(fā)電設(shè)備供電不足時(shí)，既可從系統(tǒng)運(yùn)營商買電，也可從ESS取電，當(dāng)設(shè)備供電過剩時(shí)，LA可將電能存入ESS。

2 基于主從博弈的儲(chǔ)能電站協(xié)同源荷消納新能源優(yōu)化調(diào)控模型

2.1 VPP運(yùn)營商模型

2.1.1 目標(biāo)函數(shù)

VPP 運(yùn)營商以綜合收益Pvpp最大為博弈效用函數(shù)，引入棄風(fēng)懲罰項(xiàng)，具體如下

式中：Iet為能源交易收益；Ccc為燃?xì)廨啓C(jī)運(yùn)行成本；Ceb為電鍋爐運(yùn)行成本；Cvef為向ESS 繳納的服務(wù)費(fèi)；Caw為棄風(fēng)懲罰成本；Cgb為向上級(jí)主網(wǎng)購能成本。能源交易收益Pet為

式中：pe，t為實(shí)時(shí)博弈電價(jià)，元/（kW·h）；ph，t為實(shí)時(shí)博弈熱價(jià)，元/（kW·h）；Plep，t為負(fù)荷聚合商購電量，kW；Hlhp，t為負(fù)荷聚合商購熱量，kW。

電鍋爐運(yùn)行成本Ceb為

式中：Peb，t為一天內(nèi)t時(shí)刻電鍋爐的電輸出功率，kW；Cu為單位功率運(yùn)維成本，取0.2 元/kW。

燃?xì)廨啓C(jī)運(yùn)行成本Ccc為

式中：Pchp，t為一天內(nèi)t時(shí)刻燃?xì)廨啓C(jī)的電輸出功率，kW；pg為天然氣單價(jià)，取2.5 元/m3；Qlhv為天然氣低位熱值，取9.7 kW·h/m3；ηchp為燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電效率。棄風(fēng)懲罰成本Caw為

式中：λaw為棄風(fēng)懲罰系數(shù)，取0.65 元/（kW·h）；Pwt為風(fēng)電出力大小，kW；為新能源并網(wǎng)功率，kW。

ESS繳納服務(wù)費(fèi)Cvef見式（25）—（27）。

向上級(jí)主網(wǎng)交易成本Cgb為

式中：Cbe和Cbr分別為運(yùn)營商向上級(jí)主網(wǎng)購電、熱成本，元；pge和pgr分別為主網(wǎng)售電、熱價(jià)，元/（kW·h）；Pbe，t和Hbr，t分別為運(yùn)營商向上級(jí)主網(wǎng)供電、熱功率，kW。

2.1.2 約束條件

運(yùn)營商電熱售價(jià)約束

主網(wǎng)功率交互約束

燃?xì)廨啓C(jī)運(yùn)行約束

式中：Hchp，t為t時(shí)刻燃?xì)廨啓C(jī)的熱輸出功率，kW；ηloss為散熱損失率；ηb為機(jī)組制熱效率。

電鍋爐運(yùn)行約束

式中：Heb，t為t時(shí)刻電鍋爐供熱功率，kW；ηeb為電鍋爐電熱轉(zhuǎn)換效率，取0.95。

源側(cè)電功率約束

式 中：Pyesc，t，Pyesd，t分 別 為 源 側(cè) 儲(chǔ) 能 充、放 電 功 率，kW。

源側(cè)熱功率約束

ESS運(yùn)行約束見式（28）—（31）。

2.2 LA模型

2.2.1 目標(biāo)函數(shù)

LA 以最小化用戶用能成本Cla為博弈效用函數(shù)。

式中：Cef為用戶的負(fù)荷調(diào)整成本，從舒適性表征用戶的效用成本；Cepc為購入電、熱成本，從經(jīng)濟(jì)性表征用戶的效用成本；Cles為LA 向ESS 繳納服務(wù)費(fèi)；Cebc為電制熱設(shè)備運(yùn)行成本。

Cef用能效用通常為二次、對(duì)數(shù)等遞減的凸函數(shù)［17］，本文采用二次型表達(dá)式如下

式中：α，β為電、熱能調(diào)整系數(shù)，取0.02為調(diào)整后的新電負(fù)荷，kW；為調(diào)整后的熱負(fù)荷，kW。

購入電、熱成本Cepc見式（3）。

LA向ESS繳納的服務(wù)費(fèi)Clef見式（25）—（27）。

電制熱設(shè)備運(yùn)行成本Cebc為

式中：Pebl，t為一天內(nèi)t時(shí)刻電制熱的消耗電功率，kW；Cebl為單位運(yùn)行成本，元/kW。

2.2.2 約束條件

熱負(fù)荷調(diào)整約束：本文引入熱感覺平均預(yù)測(cè)指標(biāo)（Predicted Mean Vote， PMV）描述熱負(fù)荷的柔性可調(diào)區(qū)間，詳見文獻(xiàn)［18］，在此不做贅述。

電負(fù)荷調(diào)整約束

式中：Ptel，t為t時(shí)刻的可轉(zhuǎn)移負(fù)荷，kW；Pˉtel，t為轉(zhuǎn)移后的負(fù)荷，kW；θ為轉(zhuǎn)移比例，取10%。

電制熱設(shè)備運(yùn)行約束

荷側(cè)電負(fù)荷約束

式中：Ppv，t為t時(shí)刻光伏出力功率，kW；Plesc，t，Plesd，t，分別為t時(shí)刻荷側(cè)儲(chǔ)能充、放電功率，kW。

荷側(cè)熱負(fù)荷約束

ESS運(yùn)行約束見式（28）—（31）。

2.3 儲(chǔ)能電站運(yùn)行及收益模型

2.3.1 收益模型

ESS 面向用戶租賃儲(chǔ)能使用權(quán)收取的租賃儲(chǔ)能服務(wù)費(fèi)包括容量以及功率租賃費(fèi)用等。租賃用戶設(shè)定為新能源場(chǎng)站、能源系統(tǒng)運(yùn)營商、VPP 及LA 等多類不同利益主體。本文參考相關(guān)文獻(xiàn)建立了考慮租賃客戶最大用能容量、最大功率容量、充放電功率及運(yùn)行成本的ESS收益及成本模型。

ESS充放電功率收益Iess為

式中：Icrent為ESS 租賃容量收益；Iprent為充放電功率收益；Inbl為電量平衡補(bǔ)償收益；Cinv為ESS 投資建設(shè)折算成本；Cpom為ESS充放電功率運(yùn)維成本。

ESS租賃容量收益Icrent為

充放電功率收益Iprent為

式中：pcd為充放電補(bǔ)償費(fèi)用，取0.43 元/kW［20］；和分被為客戶i在t時(shí)刻的充、放電功率，kW。

電量平衡補(bǔ)償收益Inbl為

式中：pnbl為一天內(nèi)電量不平衡單位補(bǔ)償費(fèi)用，取0.2 元/（kW·h）［21］。

ESS投資建設(shè)折算成本Cinv為

式中：r為折現(xiàn)率，取0.08；n為電站經(jīng)濟(jì)壽命，取10為單位用能投資成本，取1 250 元（/kW·h）；為單位功率投資成本，取4 375 元/kW。

ESS充放電功率運(yùn)維成本Cpom為

式中：Cpom為ESS 單位充放電功率運(yùn)維成本，取0.154 2 元/kW［19］。

2.3.2 運(yùn)行約束

本文假設(shè)ESS 獨(dú)立運(yùn)行，僅考慮針對(duì)VPP 和LA進(jìn)行電能充放服務(wù)。在一天24 h 調(diào)度時(shí)段，第t+1時(shí)刻的ESS容量表示為

式中：Eess為ESS 容量；ηess，c和ηess，d分別為ESS 充、放電效率，本文取0.95；Δt為t至t+1時(shí)刻的時(shí)間間隔。

為平衡ESS 中的能量延長電池的使用壽命，每個(gè)調(diào)度周期內(nèi)ESS初末容量相等。

任意時(shí)刻ESS容量不可超過規(guī)定限值。

LA 或VPP 運(yùn)營商使用ESS 進(jìn)行充放電時(shí)，功率不可超過規(guī)定限值。

3 模型求解

傳統(tǒng)的集中優(yōu)化方法需要在求解時(shí)明確所有博弈參與者的信息，如電源參數(shù)、用能偏好、用能價(jià)格等，但在競(jìng)爭(zhēng)型電力市場(chǎng)中，運(yùn)行信息不完全共享，各參與者需保護(hù)隱私而單獨(dú)優(yōu)化自身收益，這體現(xiàn)了分布式求解的需求［21］。在本文中VPP 運(yùn)營商的決策屬于大規(guī)模線性規(guī)劃問題，LA的決策屬于二次規(guī)劃問題，故采用分布式遺傳聯(lián)合二次規(guī)劃（Genetic Algorithm and Quadratic Programming，GAQP） 算法求解問題，以降低模型運(yùn)算的復(fù)雜度，提高尋優(yōu)速度，求解流程如下。

（1）初始化VPP，LA 及ESS 參數(shù)，i= 0，設(shè)定種群數(shù)為50，種群變異率為5%，交叉概率為80%，收斂誤差ε= 0.01。

（2）利用隨機(jī)函數(shù)初始生成m組滿足約束的VPP 運(yùn)營商售電價(jià)和售熱價(jià)，將參數(shù)通過信息系統(tǒng)傳遞至LA。

（3）i=i+1。

（4）LA 根據(jù)接收到的m組售電價(jià)與售熱價(jià)，利用Cplex 求解器求解自身可轉(zhuǎn)移電負(fù)荷、可削減熱負(fù)荷、儲(chǔ)能用量，計(jì)算并保存當(dāng)前成本，通過用戶管理系統(tǒng)將購電量與購熱量傳遞至系統(tǒng)運(yùn)營商處。

（5） VPP 運(yùn)營商根據(jù)一天內(nèi)LA 傳遞回的購電量與購熱量計(jì)算并保存當(dāng)前收益。

（6） 進(jìn)行遺傳算法選擇、變異、交叉操作生成新的VPP 運(yùn)營商售電價(jià)與售熱價(jià)，重復(fù)步驟（4）—（5），計(jì)算得到新的LA成本和運(yùn)營商收益。

4 算例分析

4.1 算例參數(shù)

為驗(yàn)證模型的正確性，本節(jié)以西北某地區(qū)局域網(wǎng)典型日負(fù)荷進(jìn)行測(cè)算。風(fēng)光出力數(shù)據(jù)如圖2 所示，電、熱負(fù)荷如圖3 所示。設(shè)置調(diào)度周期為24 h，VPP運(yùn)營商配有一臺(tái)燃?xì)廨啓C(jī)，額定功率為20 MW，ηchp=0.40，ηloss=0.05，ηb=0.85；熱價(jià)上、下限分別取0.15，0.50 元/（kW·h），上網(wǎng)電價(jià)及分時(shí)電價(jià)參考文獻(xiàn)［20］。LA 內(nèi)含有0.8 MW 電制熱設(shè)備，運(yùn)維參數(shù)見文獻(xiàn)［22］，電、熱能調(diào)整系數(shù)見文獻(xiàn)［23］；ESS 充放電效率為95%，SOC 取值范圍為0.2～0.9，SOC 租用初值設(shè)為0.5；LA 側(cè)儲(chǔ)能電站參數(shù)為6 MW/20 MW·h，VPP 運(yùn)營商側(cè)儲(chǔ)能電站參數(shù)為10 MW/20 MW·h。主從博弈存在性證明參考文獻(xiàn)［20，23］。

圖2 風(fēng)光出力Fig.2 Wind and PV outputs

圖3 電、熱負(fù)荷Fig.3 Power and thermal loads

4.2 結(jié)果分析

4.2.1 博弈結(jié)果分析

表1 為迭代過程中重要節(jié)點(diǎn)數(shù)據(jù)和收斂結(jié)果。由表1 可知：在迭代過程中VPP 運(yùn)營商收益逐漸增大，體現(xiàn)了領(lǐng)導(dǎo)者優(yōu)勢(shì)，LA 成本呈先減小后增大再減小的趨勢(shì)；第391次迭代后，領(lǐng)導(dǎo)者和跟隨者均不能通過調(diào)整自身策略獲得更好的結(jié)果，模型達(dá)到博弈均衡點(diǎn)。博弈均衡狀態(tài)下，VPP 運(yùn)營商最大凈收益為73 446.32元，LA最小成本為188 262.64 元。

表1 重要節(jié)點(diǎn)數(shù)據(jù)及收斂結(jié)果Table 1 Data and convergence results of key nodes 元

VPP 運(yùn)營商電價(jià)博弈策略如圖4 所示。從圖4可以看出，實(shí)時(shí)電價(jià)的波動(dòng)趨勢(shì)與分時(shí)電價(jià)基本一致，與風(fēng)電和光伏消納率成負(fù)相關(guān)。23：00—次日06：00，負(fù)荷水平較低，風(fēng)電出力較高，為降低消納成本，VPP 運(yùn)營商降低實(shí)時(shí)電價(jià)，引導(dǎo)LA 增加用電量；11：00—15：00 雖然屬于負(fù)荷波峰時(shí)段，但由于產(chǎn)消者內(nèi)光伏功率大發(fā)，用戶幾乎不購電，VPP運(yùn)營商只得降低電價(jià)刺激需求；19：00—22：00 負(fù)荷水平較高，此時(shí)段光伏出力為0，VPP 運(yùn)營商提高實(shí)時(shí)電價(jià)以獲取收益。此外，實(shí)時(shí)電價(jià)呈現(xiàn)的波動(dòng)性，也來源于荷側(cè)需求響應(yīng)和ESS 的參與，當(dāng)用戶通過需求響應(yīng)或使用儲(chǔ)能避免高電價(jià)帶來的用電成本時(shí)，VPP 運(yùn)營商傾向于降低電價(jià)，以此避免因電力過剩而增加棄風(fēng)懲罰。

圖4 實(shí)時(shí)電價(jià)曲線Fig.4 Time-of-use electricity price

VPP 運(yùn)營商熱價(jià)博弈策略如圖5 所示，整體可以看出：風(fēng)電大發(fā)的夜間熱價(jià)較低，其余時(shí)段熱價(jià)的波動(dòng)較為隨機(jī)；熱價(jià)低點(diǎn)出現(xiàn)在03：00—04：00，12：00—13：00，15：00—16：00，高點(diǎn)出現(xiàn)在13：00—14：00，17：00—18：00；由于負(fù)荷側(cè)的電制熱設(shè)備參與熱能調(diào)節(jié)以及熱能與電能的復(fù)雜耦合性，熱價(jià)博弈結(jié)果呈現(xiàn)波動(dòng)性。

圖5 實(shí)時(shí)熱價(jià)曲線Fig.5 Time-of-use thermal energy price

4.2.2 源荷電能調(diào)控結(jié)果分析

LA 電能調(diào)控結(jié)果如圖6 所示。由圖6 可見：在實(shí)時(shí)電價(jià)的激勵(lì)和儲(chǔ)能協(xié)同作用下，LA 在23：00 及次日01：00—03：00 購入較多電能并利用儲(chǔ)能設(shè)備存儲(chǔ)，10：00，18：00和20：00購入較少電能并利用儲(chǔ)能放電，大幅降低用電成本；13：00—15：00 光伏功率大發(fā)，用戶將盈余出力存入儲(chǔ)能設(shè)備并利用電制熱設(shè)備供熱，避免了棄電，提高了能源利用率；經(jīng)需求響應(yīng)，LA 將18：00—21：00 的峰荷轉(zhuǎn)移至00：00—07：00的腰荷時(shí)段和23：00—24：00及凌晨電價(jià)較低的谷荷時(shí)段，電負(fù)荷曲線表現(xiàn)出“削峰填谷”的特點(diǎn)，曲線波動(dòng)明顯減小。

圖6 LA電能調(diào)度結(jié)果Fig.6 LA's scheduling results of electricity

LA 熱能調(diào)控結(jié)果如圖7 所示。整體來看熱負(fù)荷均有所削減，但由于LA 在減少熱負(fù)荷時(shí)需要兼顧供熱成本和舒適度，故不同時(shí)段削減熱負(fù)荷不同，12：00—15：00 熱需求量較低，相應(yīng)削減量也較少，其余時(shí)段均維持在削減上限；11：00，LA 通過電制熱設(shè)備自供熱，既提高了用能的經(jīng)濟(jì)性又消納了此時(shí)段的多余光伏出力。

VPP 運(yùn)營商電能調(diào)度結(jié)果如圖8 所示。由圖8可以看出：ESS 和電鍋爐的協(xié)同作用消納了未上網(wǎng)的風(fēng)電功率并解決了燃?xì)廨啓C(jī)“以熱定電”造成的能源浪費(fèi)問題；02：00—06：00，13：00—15：00 以及18：00—22：00 的部分時(shí)刻，VPP 運(yùn)營商使用ESS 存儲(chǔ)多余的風(fēng)電和燃?xì)廨啓C(jī)出力，于07：00—09：00，11：00 和17：00—23：00 的部分時(shí)刻釋放，該部分功率平抑了此時(shí)的負(fù)荷曲線波動(dòng)，彌補(bǔ)了供電缺口，避免了向上級(jí)主網(wǎng)進(jìn)行高價(jià)購電。

圖8 VPP運(yùn)營商電能調(diào)控結(jié)果Fig.8 Dispatch results of VPP operators on electricity

VPP 運(yùn)營商熱能調(diào)度結(jié)果如圖9 所示。電鍋爐起到了熱電解耦的作用，既消納了多余風(fēng)電，又給與燃?xì)廨啓C(jī)一定的下調(diào)空間，降低了系統(tǒng)的運(yùn)行成本。

圖9 VPP運(yùn)營商熱能調(diào)度結(jié)果Fig.9 Dispatch results of VPP operators on thermal energy

4.2.3 ESS功率和容量調(diào)控分析

由圖10—11 可知，VPP 運(yùn)營商和LA 使用ESS功率及容量變化趨勢(shì)差異較大，這是因?yàn)樵春捎脙?chǔ)動(dòng)機(jī)不同。源側(cè)考慮在電力不足時(shí)用儲(chǔ)放電，在電力豐裕時(shí)用儲(chǔ)充電，促進(jìn)新能源的充分利用，避免棄風(fēng)懲罰。荷側(cè)在電價(jià)較高時(shí)用儲(chǔ)放電，在電價(jià)較低時(shí)充電，以節(jié)省供電和用電成本。

圖10 VPP運(yùn)營商使用儲(chǔ)能調(diào)度結(jié)果Fig.10 Dispatch results of VPP operators on stored energy

圖11 LA使用儲(chǔ)能調(diào)度結(jié)果Fig.11 Stored energy dispatch results of the LA

LA 最大使用儲(chǔ)能容量為12.63 MW·h，最大使用功率為6 MW，花費(fèi)31 906.22元；VPP運(yùn)營商最大使用儲(chǔ)能容量為13.93 MW·h，最大租用功率為10 MW，花費(fèi)42 719.20 元。ESS 運(yùn)營商收入74 625.42元，凈收益10 374.10 元。相較于傳統(tǒng)僅源側(cè)配置固定儲(chǔ)能，源荷各自租用ESS的運(yùn)營模式，該模式可更加合理地分?jǐn)們?chǔ)能成本，貼近雙方實(shí)際需求，能夠?qū)崿F(xiàn)VPP 運(yùn)營商、LA 和ESS 的收益共贏，提高儲(chǔ)能利用率。

4.2.4 經(jīng)濟(jì)性分析

為進(jìn)一步驗(yàn)證模型的有效性及經(jīng)濟(jì)性，設(shè)置3種算例場(chǎng)景，見表2。

表2 算例場(chǎng)景Table 2 Scenarios of the case

新能源消納率及經(jīng)濟(jì)性分析結(jié)果見表3。對(duì)比場(chǎng)景1和2：場(chǎng)景2的新能源消納率提高了2.27百分點(diǎn)；VPP 運(yùn)營商凈收益減少了1 720.96 元（2.40%）；LA 成本減少了7 334.00 元（3.40%）。這說明實(shí)時(shí)售能價(jià)格的引入雖然減少了VPP 運(yùn)營商的收益，但對(duì)負(fù)荷側(cè)需求響應(yīng)具有一定的激勵(lì)作用，用戶調(diào)整用能量更加頻繁，提高了消納率和經(jīng)濟(jì)性。對(duì)比場(chǎng)景2和3：場(chǎng)景3的風(fēng)電消納率提升了14.49百分點(diǎn)；VPP 運(yùn)營商凈收益增加了3 232.49 元（4.60%）；LA成本減少了15 085.51 元（7.42%）。這說明引入ESS 協(xié)同源荷進(jìn)行新能源消納效果顯著，即使繳納儲(chǔ)能服務(wù)費(fèi)用也能為雙方削減成本；同時(shí)，在博弈實(shí)時(shí)售能價(jià)格機(jī)制下，源荷兩側(cè)與儲(chǔ)能的電能交互增多，供電和用電選擇更加多樣化，源荷儲(chǔ)三方能夠?qū)崿F(xiàn)共贏。

表3 新能源消納率及經(jīng)濟(jì)性分析Table 3 New energy consumption rates and economic analysis

5 結(jié)論

本文設(shè)計(jì)了包含VPP 運(yùn)營商、LA 及ESS 的博弈協(xié)同機(jī)制，將匯聚多類分布式能源的獨(dú)立運(yùn)行VPP運(yùn)營商作為上層領(lǐng)導(dǎo)者，具備需求響應(yīng)能力的雙向產(chǎn)消LA 作為下層跟隨者，通過上下層間價(jià)格和用能策略的博弈，實(shí)現(xiàn)新能源消納和源荷儲(chǔ)收益共贏，最后通過算例仿真得到以下研究結(jié)果。

（1） 通過多場(chǎng)景對(duì)比，基于主從博弈的儲(chǔ)能電站協(xié)同源荷消納新能源調(diào)控策略能夠有效提高新能源消納率，源荷儲(chǔ)在實(shí)時(shí)電熱價(jià)機(jī)制下能夠?qū)崿F(xiàn)收益共盈。

（2） 引入儲(chǔ)能電站平抑了負(fù)荷和新能源出力曲線波動(dòng)，提高了系統(tǒng)運(yùn)行的穩(wěn)定性和經(jīng)濟(jì)性；VPP運(yùn)營商通過價(jià)格信號(hào)引導(dǎo)LA 進(jìn)行電能交互，既能提高供能收益，又能在保證用能滿意度的前提下降低用電成本，提高需求響應(yīng)能力。

（3） 源側(cè)電鍋爐和荷側(cè)電制熱設(shè)備的參與提高了燃?xì)廨啓C(jī)機(jī)組在風(fēng)電大發(fā)時(shí)段調(diào)峰的能力，進(jìn)一步增大了風(fēng)電的上網(wǎng)空間。

（4） 相較于傳統(tǒng)僅源側(cè)配置固定儲(chǔ)能，源荷各自租用儲(chǔ)能電站的運(yùn)營模式，該模式合理分?jǐn)偭藘?chǔ)能成本，貼近雙方實(shí)際需求，提高了儲(chǔ)能利用率。

（5） 本節(jié)所采用的分布式GA-QP 算法具有良好的收斂速度和效果，同時(shí)能夠保護(hù)博弈各方的數(shù)據(jù)隱私，在解決此類問題時(shí)具有一定的普適性。