解读虚拟电厂总体规划建设方案！深度教程PPT（含可编辑版）

新能源并网难题催生虚拟电厂

方案开篇指出了虚拟电厂建设的现实背景：风电、光伏等清洁能源具有随机性、间歇性和波动性，大规模高比例接入电网后，给电力系统平衡调节和安全稳定运行带来一系列挑战。

这些挑战具体表现在多个层面。保护方面，潮流改变可能导致本线路保护灵敏度降低甚至拒动，也可能引起误动，相邻线路的速断保护还可能误动并失去选择性。电压方面，分布式电源的启停和供电间歇性都会造成影响。电能质量方面，分布式发电通过电力电子逆变器并网，容易产生谐波和三相不平衡，输出功率的随机性还会造成电压波动和闪变。此外还有短路电流、通信计量、孤岛等问题。

与此同时，传统微网模式虽能协调大电网与分布式电源的矛盾，但以就地应用为主、受地理区域限制，对多区域大规模分布式能源的有效利用存在局限。季节性、时段性负荷迅猛增长也让电网峰谷差逐步扩大，传统机组调峰能力不足的问题愈发突出。

虚拟电厂到底是什么

方案给出的定义是：虚拟电厂（VPP）是一种通过先进信息通信技术和软件系统，实现分布式电源、储能系统、可控负荷、电动汽车等分布式能源资源的聚合和协调优化，以作为一个特殊电厂参与电力市场和电网运行的电源协调管理系统。

方案进一步解释，「聚合」指的是分布式能源与控制中心之间的双向通信，「通信」指的是把各种分布式能源聚合起来进行协调优化。虚拟电厂通过智能调控和通信技术，整合各种形式的分布式发电、负荷、储能等资源，使其作为一个调控性能好的整体参与电力供需调节。

从架构图来看，虚拟电厂处于电网与分布式资源之间，依托信息通信技术、智能计量技术、协调控制技术和多元聚合技术，将风电、光伏、火电、储能、充电桩、普通负荷和柔性负荷等资源聚合起来统一调控。

虚拟电厂与微网的区别

方案专门对比了虚拟电厂和微网这两种分布式电源并网形式。国内一般认为，微网是由分布式电源、储能装置、能量转换装置、相关负荷和监控保护装置汇集而成的小型发配电系统，是一个能够实现自我控制、保护和管理的自治系统，既可以与外部电网并网运行，也可以孤立运行。

微网能够协调大电网与分布式电源的技术矛盾，并具备一定的能量管理功能，但它以分布式电源与用户就地应用为主要控制目标，且受到地理区域的限制，对多区域、大规模分布式电源的有效利用及在电力市场中的规模化效益具有一定局限性。

虚拟电厂则不同。它并未改变每个分布式电源的并网方式，而是通过先进的控制、计量、通信等技术聚合不同类型的分布式能源，并通过更高层面的软件架构实现多个分布式能源的协调优化运行。它能够聚合微网所辖范围之外的分布式电源，更有利于资源的合理优化配置及利用。

两类虚拟电厂与运营模式

按功能不同，虚拟电厂可划分为商业型虚拟电厂（CVPP）和技术型虚拟电厂（TVPP）。商业型从经济角度考虑，基于用户需求、负荷预测和发电潜力预测制定最优发电计划，参与市场竞标，特点是打包交易，属于分布式资源的商业模式。技术型则从电力系统整体需求考虑，结合经济调度方案，并根据电网拓扑结构、潮流约束等条件建立安全调度模型，对最优经济调度方案进行修正，以满足配电网安全稳定运行。

两者之间存在授权与技术确认的关系：CVPP参与中长期市场、期货市场、需求响应和辅助服务市场的竞标，同时向TVPP提供成本和运行特性信息，TVPP进行技术核准与确认后，再与输电系统和传统发电厂进行技术确认。

在运营模式上，虚拟电厂通过信息手段将广域可调资源连接，实现设备数据和互动信息的计算、存储，具备能源运行管理、交易、辅助服务等功能。其目标是实现节能增效，经营管理目标是保障电网安全运行、实现市场资源优化。

系统架构：从应用层到物理部署

方案用多个层次描绘了虚拟电厂的系统架构。总体架构自下而上包括物联接入体系、能源SCADA、虚拟电厂应用和外部用户接口。物联接入体系负责通讯管理、数据采集、数据交互、策略管理等基础服务；能源SCADA层承担能源监测、数据汇集和管理决策功能；虚拟电厂应用层则涵盖能效管理、需求响应、辅助服务和能源交易等业务模块。

业务架构进一步细化了四大业务方向的功能模块。能效管理包括能耗在线监测、能耗统计分析、能效对标、能效诊断和节能策略等；能源交易涵盖售电交易发布、售电交易申报监控、售电交易出清和售电结算等；需求响应包括响应资源管理、响应能力分析、响应补贴核算和响应效果评估等；辅助服务则涉及辅助服务资源管理、辅助服务能力分析、调节指令下发和调节响应分析等。

安全架构方面，平台防护依据《电力二次系统安全防护规定》（电监会5号令）要求，按照「分区分域、安全接入、动态感知、全面防护」的安全策略，从物理、边界、应用、数据、主机、网络、终端等层次进行安全防护设计。物理架构上，虚拟电厂运营管理平台分内外网部署，内网部署平台内部管理功能的应用服务集群和数据库服务器集群，内外网边界使用强隔离装置隔离，信息外网部署外部用户使用功能的应用服务器集群，外网与互联网边界使用IPS入侵防御系统进行隔离。

业务场景：需求响应与能源交易

需求响应业务是方案重点展开的场景之一。虚拟电厂开展需求响应业务主要分为主站侧和厂站侧两个层面：主站侧完成响应能力的汇总和响应需求的分解下发；场站侧经过自身的响应能力评估整合后，上报到主站侧，同时接收主站下发的响应需求，并按照执行分发策略分发给具体的响应单元。整体设计采用响应预案管理、响应资源管理、响应能力分析、需求响应申报、需求响应执行、响应效果评价和响应补贴管理7个大模块。

能源交易业务则分为市场交易代理和分布式交易两个方面。市场交易代理主要是虚拟电厂参与省级交易平台组织的批量市场交易；分布式交易主要是指虚拟电厂运营平台综合考虑市场购入电量和自身发电量情况开展的分布式能源零售市场交易。批发市场业务流程涉及业务注册、代理交易和结算支付三个环节，零售市场交易则涵盖内部负荷和外部签约用户两类对象。

辅助服务业务方面，方案展示了日前和运行日的完整流程：日前阶段发布调频需求、最低最高报价和性能准入门槛，虚拟电厂进行申报，经过预出清、出力指标分解和正式出清后发布中标结果；运行日则涉及调频结果发布、争议处理和调频收益查询等环节。能效管理方面，方案对中央空调系统、照明系统等柔性可调节负荷制定能效控制策略，通过能源SCADA下发到调控终端执行。

现状成效与未来规划

方案汇集了多地虚拟电厂的运营情况。冀北虚拟电厂方面，电力公司削峰响应和填谷响应发布成交总额度均为120万千瓦，累计补充成本约700万元，形成占年度最大用电负荷超3%的需求侧机动调峰能力，客户通过设定的时间分段响应系数可获得最大3倍基准价的经济收益。2019年12月3日迎峰度冬需求响应专项试点交易中，共有4家虚拟电厂运营商参与，聚合226个客户，总计8.7万千瓦负荷参与，响应时长2小时，有效出清电量为1.83万千瓦时。2020年6月25日端午节填谷需求响应交易中，共2家运营商参与，出清容量1.7万千瓦，电量4.02万千瓦时。

上海虚拟电厂建设方面，天津、安徽、山东等地也在开展相关建设。

未来发展方面，方案提出结合互联网发展趋势打造「平台型」商业模式，分三步推进：第一步选取典型「点」，建设虚拟电厂运营平台，涵盖风机、光伏、储能、负荷等多种虚拟电厂类型；第二步形成业务「线」，建设虚拟电厂综合业务支撑平台，形成评测、接入、经营、运行、维护的成熟链条；第三步覆盖行业「面」，打造「分布式能源之家」，为区域内的分布式能源提供覆盖规划、投资、建设、经营、维护各环节的全方位服务。平台以「业务服务、商业流量」为运营商创造收益，以「市场红利、代理服务」为聚合商创造收益，以「政策支撑、红利传导」吸引分布式资源接入。

冀北虚拟电厂的运营数据显示，电力公司削峰响应和填谷响应发布成交总额度均为120万千瓦，累计补充成本约700万元。形成占年度最大用电负荷超3%的需求侧机动调峰能力，这一比例说明虚拟电厂已经能够在区域电力平衡中发挥实质性作用。 客户通过设定的时间分段响应系数可获得最大3倍基准价的经济收益，这一机制设计让参与用户有了更明确的收益预期，也为后续扩大参与规模提供了激励基础。

江苏虚拟电厂的两场试点交易展示了不同的交易场景。2019年12月3日迎峰度冬需求响应专项试点交易中，共有4家虚拟电厂运营商参与，聚合226个客户，总计8.7万千瓦负荷参与，响应时长2小时，参与虚拟电厂有效出清电量为1.83万千瓦时，通过交易可获得经济收益4.4万元。 2020年6月25日端午节填谷需求响应交易中，共2家运营商参与交易，出清容量1.7万千瓦，电量为4.02万千瓦时，出清价格为1.2元/千瓦时。两场交易分别对应冬季削峰和夏季填谷两类典型场景，为虚拟电厂在不同季节的调节能力提供了实践验证。