虚拟电厂控制平台关键技术需求及实施方案书合集

虚拟电厂柔性控制系统软件需求说明书目录16077虚拟电厂柔性控制系统 .项目背景电力市场是电力工业重组和市场化运营的必然产物，现货交易是我国电力市场中采用的一种重要的交易方式。从当前国内电力现货市场的电能商品模型中可以看出，传统的基于实时电价理论的电力现货（批发）市场设计忽略了电能生产和消费的时间连续性这个十分重要的特征，并假设同一时段的电能商品都是同质的，因此无法分辨不同品质的电能商品并进行合理定价。在这种定价方式下，由于光伏、风电近零边际成本的特点，将传统火力发电在以边际成本为准的竞价交易中挤出，使得市场出清价格降低，甚至出现负值，因此火力发电难以生存。而同时，光伏和风电的随机性、波动性，给电力系统的运行和控制带来重大挑战，对灵活性的需求急剧增加。电力现货交易与用户侧负荷之间也存在着矛盾。近乎刚性需求的电力消费，在电力市场中致使负荷侧的需求的变化在价格上的波动较大。一天当中，用电高峰负荷处一般市场价格会达到最高，即价格上限，而低谷负荷处则是零价格。一年中冬季和夏季，大量用户侧微负荷如取暖设备和空调的应用，用电量大，而春秋电力消耗少，电力市场通过经济的调控，必将使得用电高峰，夏天、冬天的电价贵，而事实上电力价格基本上不变，就会导致电力市场现货交易使用较少。若电力市场现货交易，电力价格一天一变，则电力市场现货交易必然激增。自2013年国家开展电力需求侧管理城市综合试点建设以来，北京、上海、苏州、唐山、佛山等城市分别建立了可服务城市运行保障工作的需求响应资源库。经过多年试点培育，我国需求响应试点工作形成了政府主导、电网企业支持、新型电能服务机构和电力用户参与的需求响应工作体系。江苏开展了大规模非生产性空调参与电网有序削峰的示范工程，首次提出针对大规模非生产性空调负荷调控实现有序削峰的需求侧管理模式；应用非生产性空调负荷调控中大量“柔性”的控制手段，实现了负荷管理从“刚性”到“柔性”的转变。安徽省2000多户公共楼宇空调负荷实现了刚柔性控制，可控容量超过100万千瓦；2016年通过尖峰电价/可中断负荷补贴，工商业用户自主响应负荷352万千瓦。2018年安徽电网已建成260万千瓦源网荷毫秒级精准切负荷系统，作为特高压交直流电网系统保护试点工程的重要组成部分，该系统实现了对大工业用户可中断负荷、燃煤电厂可中断辅机、翻水站抽水泵以及大型储能电站负荷的毫秒级精准控制。上海市也在积极开展虚拟电厂试点项目，国网上海电力公司在六个特定区域试点局部精准削峰响应，有效减低区域负载，实现“需求弹性，供需协同”。这些前期工作是对解决系统性电力供应不足和时段性电力供需不平衡等问题的积极探索，同时，也为这些试点以虚拟电厂的方式参与电力市场交易运行奠定了良好的基础。虚拟发电厂是多个分布式电源、负荷以及储能装置的集合，可作为一个特殊的发电厂运行，是一种新兴的解决分布式电源并网问题的技术；可以像传统发电厂一样对其进行控制管理，向电网提交发电计划，参与电力市场以及调峰、调频等辅助服务；同时，作为一个综合的能源管理系统，拥有自我协调、自我管理、自我控制以及自我恢复等多重功能，为可再生能源并网运行提供了实时可行的解决方案。虚拟发电厂不改变分布式电源的并网方式，通过先进的控制、通信、计量技术在更高层面的软件架构上实现多分布电源的协调优化运行。虚拟发电厂对外呈现整体功能与效果，无需改造电网而能稳定输电，并提供快速响应辅助服务，是分布式电源并入电网的一种安全有效的方法。虚拟电厂技术是需求响应技术的进一步发展，而需求响应资源及技术是虚拟电厂资源及关键技术中的重要部分。随着智能电网技术的发展，需求侧管理由传统的行政手段引导中断负荷变得更加丰富，在通信技术的支撑下，负荷侧弹性得以发挥其参与市场调节的作用，国内外需求响应项目的实施也取得很好的效果，但是，由于负荷资源参与调节需要满足一定的容量门槛以及性能要求，很多具有弹性的中小用户受到限制，无法参与到需求响应中。为了给具备储能性的中小负荷提供参与市场的机会，创造出了负荷集成的概念，负荷集成将整合需求侧中小负荷资源，通过专业技术手段充分发掘负荷资源的响应价值，与供电侧资源共同参与到市场中。随着分布式电源和集成负荷的迅速发展，电力系统必将受到巨大影响。分布式电源在电力能源中所占比重日益增多不可忽视，在发展规划中必须对其影响与发展做出预测、引导和合理设计，然而由于分布式电源本身不确定性较大，规划设计也难以准确合理，同时分布式电源的种类、原理各异，不同种类分布式电源差异性很大，而且分布式电源往往还受到气候等自然环境影响，风力、光伏发电等间歇性分布式电源的发电能源分别为风能和太阳能，自然条件的变化对其发电影响较大，导致其输出功率带有很强的波动性，接入电网后对电网频率及电压的稳定都会产生一定的冲击。因此分布式电源大比例接入电网，可再生能源扩展使用所面临的一个重要难题是如何运行管理大批地域分散、所属权各异的分布式电源。单个分布式电源发电机组接入电力系统时控制难度较大、投资成本较高。随着分布式电源渗透率的逐步扩大，其对电网运行的稳定性与安全性、电能质量以及配电网管理等方面均构成了多方面威胁。同样地，集成负荷不确定性大，种类、容量各不相同，在参与市场的时候也有同样的问题。虚拟电厂与需求响应技术关键的区别在于：需求响应往往是基于聚合及管理负荷资源，实现负荷削减、保证电网安全等目的；而虚拟电厂是将分布式发电资源和负荷资源进行聚合及协同优化运行管理，实现负荷削减、分布式发电资源运行管理、参与市场并提高总体利润或降低市场风险、提供辅助服务及保证用户用电质量等目的。电力市场背景下，为提升我国能源行业核心竞争力，推进能源领域结构性改革，基于能源互联网的大思维模式和虚拟电厂建设的时代潮流，本项目主要研究虚拟电厂智能管控关键技术。针对电力系统对分布式能源合理优化配置的实际需求，依托源网荷储友好互动系统的主站层-聚合层-资源层的框架，从就地频率自治控制、直接负荷控制、负荷柔性调控（需求响应）和重点设备能效采集等方面，研制针对资源层接入的虚拟电厂集中器样机，开发虚拟电厂运行管理平台，满足的智能管控要求，带动虚拟电厂关联产业的进一步发展。2.项目基本情况2.1.项目概况电力市场背景下，为提升我国能源行业核心竞争力，推进能源领域结构性改革，基于能源互联网的大思维模式和虚拟电厂建设的时代潮流，针对电力系统对分布式能源合理优化配置的实际需求，依托源网荷储友好互动系统的主站层-聚合层-资源层的框架，本项目主要研究虚拟电厂智能管控关键技术，从就地频率自治控制、直接负荷控制、负荷柔性调控（需求响应）和重点设备能效采集等方面，研制针对资源层接入的虚拟电厂集中器样机，开发虚拟电厂运行管理平台，满足的智能管控要求，带动虚拟电厂关联产业的进一步发展。1、就地频率自治控制一种用户负荷自适应感知电网态势变化，实现应急状态下主动切的调控方式。主要针对特高压电网紧急故障出现情况，如突发多条直流同时闭锁，大功率缺额情况急速出现，故障明显。虚拟电厂集中器采用先进的测频方法，精度较高地测频，启动低频减负荷控制功能，根据就地实时测量的频率，按预定定值进行减载控制，以协助电网频率恢复。2、直接负荷控制主动自治型模式，虚拟电厂集中器会内置直接负荷控制预案，通过感知电网频率电压变化，自主切除预先制定的负荷。并借助区块链技术实现直控负荷控制后评估。3、柔性调控执行管理接受主站的调控指令模式。一般故障多数情况下功率缺额较小，可根据全网调度资源进行多种手段的综合调配，虚拟电厂集中器可接收来自上层主站在事故处置各阶段的不同运行指令，有序调控用户可调控负荷，以协助电网调度运行。此种模式下虚拟电厂集中器具备负荷监测、负荷预测、控制交互等功能，实现远程负荷柔性调控。4、虚拟电厂集中器集高速采样、信号处理、遥控、遥信以及数据采集于一体，且控制系统和数据采集系统物理隔离，在保障数据安全的基础上灵活选择负荷切除，提升电网切负荷的多样性、快速性和准确性。5、根据复杂多变的现场环境，研制出适用于不同工程场景的壁挂式模组化虚拟电厂集中器，为全时间虚拟电厂智能管控的实际工程应用提供了装备支撑。虚拟电厂是将分布式发电资源和负荷资源进行聚合及协同优化运行管理，实现负荷削减、分布式发电资源运行管理、参与市场交易并提高总体利润或降低市场风险、提供辅助服务及保证用户用电质量等目的，示范项目正是在电力体制深化改革及电力市场建设背景下，研究虚拟电厂控制关键技术。2.2.项目目标（1）研究当前电力交易的特点，探索负荷参与虚拟电厂的完整的模式现货交易作为现代电力市场中重要的交易方式，是电力市场体系的关键环节。随着可再生能源的大规模接入，对于电力系统的灵活性要求越来越高，多种可再生能源及大量微负荷，其具有波动性、随机性和不可预测性的特点，这些电源及负荷相对难于控制。而虚拟电厂技术可实现对分散分布的大量新能源项目有效地并网运行和售电交易，利用分布式电源快速灵活调节特性和出力互补功能，提高电力系统的灵活性、经济性和安全性。使负荷更好地参与到现货市场交易成为可能，同时为其奠定了理论和实践基础。（2）通过构建基于虚拟电厂的负荷调控体系，开展典型负荷虚拟电厂的先行先试通过构建基于虚拟电厂的负荷调控体系，可以缓解电网供需平衡，实现负荷平稳运行。通过主动调整用户负荷来改善负荷曲线，能有效地实现削峰填谷，平抑电网功率波动。通过对电网存在大量柔性负荷实施直接或间接的控制，使该部分负荷参与系统频率和功率调节，从而抑制微负荷的波动性，保证新能源安全并网并增加新能源的环保效益，促进节能减排。虚拟电厂是高效利用和促进新能源和可再生能源发电的有效形式。可再生能源发电连同其他负荷分布式能源聚合成虚拟电厂的形式参与大电网的运行，构建起区域性的电能集中调控管理体系，通过内部的组合优化，可消除可再生能源发电与负荷对外部系统的间歇性和随机性影响，提高电能质量。让负荷参与到电网辅助服务，根据各资源时空差异和互补特性，提供智能技术控制策略和控制框架，从而有效提升电网的消纳能力，提高电网灵活性和调控能力，实现各类负荷平稳运行。（3）开展用户参与虚拟电厂调控的运行机制，为规模化推广奠定基础电力客户与电网互动目前并无规模化推广应用，主要实践包括部分地区的需求响应机制、峰谷分时电价，来引导用户错峰用电；楼宇、智能家居、小区等小规模试点，提供电力用户智能用电的调节手段，应用效果由于规模极小难以体现。因此，基于规模化用户的智能装备，配套以建设模式、商业激励机制，是提高电力用户与电网互动效果的必然手段。项目选取高校楼宇和充电桩用户从建设投资、共享收益以及商业激励等方面开展用户互动机制的研究。2.3.项目内容（1）辅助和支持虚拟电厂业务设计。包含源网荷储友好互动业务，如服务购买方、市场运营方、服务提供方、市场监管方；总体业务设计包括注册管理、用户信息管控、市场交易管理、直接负荷控制、柔性负荷控制、就地频率响应和结算管理等业务功能。（2）为虚拟电厂集中器研究与开发提供技术服务支撑。虚拟电厂集中器使用单相交流电源供电，在非通信状态下，有功功耗＜16W。具备采集多种数据源、本地数据转换、本地数据分析等功能。上行通信：可采用4G、以太网、光纤等与主站通信，下行通信：可采用RS-485/RS-232、HPLC、M-Bus、LoRa等与现场各种能源采集终端之间进行通信。主控模块和功能模块之间通过可插拔式连接器连接，可根据现场实际需求，灵活配置上、下行功能模块的种类和数量；借助功能模块的传输、控制信道，实现数据的传输、节点的操控，可适应各类工控现场对数据处理、传输、控制的需求。（3）辅助和支撑虚拟电厂参与电力能源市场方案。虚拟电厂参与能量市场、辅助服务市场，中长期合同市场、日前市场、日内市场和实时市场，根据市场特性，建立虚拟电厂的竞价模型，实现虚拟电厂参与电力市场，完成电能交易功能。（4）辅助和支持虚拟电厂调控方式和策略研究。包含高校楼宇负荷调控策略、电动汽车充电站与电网活动经济化运行策略，采用直接控制、柔性控制等多种控制方式，实现主动响应电网调控，优化楼宇和电动汽车充电站系统运行方式、运行模式。（5）辅助和支持虚拟电厂试点建设。包含楼宇能源虚拟机组、充电桩虚拟机组和工业电窑炉虚拟机组等多场景试点建设，开发虚拟电厂控制及运营管理平台，对虚拟机组参与电网调峰、电能市场、辅助服务市场效果进行分析和性能评价。3.编制依据3.1.政策法规（1）《关于印发<电力需求侧管理办法>的通知》,发改运行[2010]2643号；（2）《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》中发[2015]9号；（3）《电力需求侧管理办法（修订版）》，国家发展改革委等六部委，发改运行规〔2017〕1690号；（4）《国家能源局华东监管局关于印发<华东电力调峰辅助服务市场试点方案和<华东电力调峰辅助服务市场运营规则（试行）>的通知》，华东监能市场[2018]102号；（5）《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》，发改能源[2016]392号；（6）《关于深入推进供给侧结构性改革做好新形势下电力需求侧管理工作的通知》，发改运行规[2017]1690号；3.2.主要设计规范（1）《电力能效监测系统技术规范第1部分总则》（GB∕T31960.1-2015）；（2）《电力能效监测系统技术规范第2部分主站功能规范》（GB∕T31960.2-2015）；（3）《电力能效监测系统技术规范第3部分通信协议》（GB∕T31960.3-2015）；（4）《电力能效监测系统技术规范第4部分子站功能设计规范》（GB∕T31960.4-2015）；（5）《电力能效监测系统技术规范第5部分主站设计原则》（GB∕T31960.5-2015）；（6）《电力能效监测系统技术规范第6部分电力能效信息集中与交互终端技术条件》（GB∕T31960.6-2015）；（7）《电力能效监测系统技术规范第7部分电力能效监测终端技术条件》（GB∕T31960.7-2015）；（8）《电力能效监测系统技术规范第8部分安全防护要求》（GB∕T31960.8-2015）；（9）《电力能效监测系统技术规范第9部分系统检验规范》（GBT31960.9-2016）；（10）《电力能效监测系统技术规范第10部分电力能效监测终端检验规范》（GBT31960.10-2016）；（11）《电力能效监测系统技术规范第11部分电力能效集中与交互终端检验规范》（GBT31960.11-2016）；（12）《电力用户用电信息采集系统管理规范：验收管理规范》（Q/GDW380.7-2009）；（13）《智能用电服务系统技术导则》（Q/GDW/Z518-2010）；（14）《信息安全技术信息系统安全等级保护定级指南》（GB/T22240-2008）；（15）《远动设备及系统第5-104部分：传输规约采用标准传输协议集的IEC60870-5-101网络访问》（DL/T634.5104-2009）；（16）《多功能电能表通信协议》（DL/T645-2007）；（17）《电力信息系统安全检查规范》（GB∕T36047-2018）；（18）《信息安全技术物联网数据传输安全技术要求》（GB∕T37025-2018）；（19）《信息安全技术信息系统安全运维管理指南》（GB∕T36626-2018）；（20）《需求响应效果监测与综合效益评价导则》（GB∕T32127-2015）；（21）《电力需求响应系统通用技术规范》（GBT32672-2016）。4.需求分析在大受电、交直流混联、高比例清洁能源背景下，亟需构建源-网-荷-储友好互动系统，以电力互联网和电力现货市场建设为依托，聚合公司系统及社会上的海量用户侧资源，采用刚性精准控制和柔性互动的方式，应对频率失稳、设备及断面越限、新能源消纳困难、备用不足等问题，推动传统的“源随荷动”调度模式向“源网荷储泛在调度控制”模式转变，提升大电网安全稳定水平和运行效率，促进电网高质量发展。（1）大规模分布式能源(distributedenergyresources，DER)入网对电网提出了挑战，需要研究新的DER控制技术。能源互联网技术随着“互联网+”的提出以及互联网的快速发展受到越来越多的重视。虚拟电厂(virtualpowerplant，VPP)技术是一个典型代表，通过先进的信息技术，有效聚合大量地域分散安装的分布式电源、受控负荷和储能单元，实现广域范围的能源互联与共享。VPP能够结合DER的普遍需求或电力市场需求合理调整内部的优化策略，在实现内部协同运行并满足电力市场需求的同时，达到环境和经济效益的最优。（2）通过辅助及支撑虚拟电厂的实施运营，可以激励用户改变粗放型消费行为，主动参与节能节电活动，并获得相应的收益；在需求侧节约每千瓦的投资远低于新建电厂的千瓦造价；可减缓发供电边际成本的过快增长，抑制电价的上升幅度，有利于稳定电价；可强力推动电网移峰填谷，缓解拉闸限电，改善电网运行的经济性和可靠性，提高电网的运营效益；可减少发电燃料消耗，减少二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物和烟尘等污染控制费用。（3）通过辅助及支撑虚拟电厂关键技术研究，并通过积极引导楼宇和居民参与，带动规模楼宇、商业、工业等用户共同参与，发挥光伏、储能、电动汽车等内在潜力优势，推动这类资源作为储能单元参与调峰/填谷事件，继续挖掘并充分调动用户参与电力需求侧管理的积极性。电力市场化注重用户自主参与，注重帮助客户提升能源精细化管理能力建设，结合政府在节能减排以及日常管理服务业务，以政府推动、企业推进、市场主导、行业促进和社会参与多角度结合，不断提升用户认知、加强电力需求侧管理认同、提高电力运行管理水平。（4）辅助及支撑研究负荷集成商为主体运营的商业运营模式，形成政府-电网企业-负荷集成商-用户相互关联的信息链，使虚拟发电实施真正反馈电网所需，保证虚拟发电效果可监测和可验证，同时建议由主管部门对已有平台及监测设备进行整合，减轻负荷集成商和用户二次投入支出。5.项目建设方案5.1.技术路线虚拟电厂集中器物理架构如下图5.1-1所示，对上对接调控平台和虚拟电厂系统，对下实现负荷资源接入。总体来说包括实时采集、运行监控、负荷管理、数据转发及其他功能。虚拟电厂项目建设技术路线介绍如下：1、不同紧急程度的负荷控制系统控制策略研究调研现有负荷控制策略的适应性，提出快速负荷控制的需求；研究不同时间尺度负荷控制对电网安全稳定特性的影响及其机理；基于稳定量化分析技术，研究不同负荷类型控制对电网安全稳定影响；计及不同故障场景、不同负荷控制类型对象，研究针对200ms以内时间尺度满足暂态稳定的负荷控制方法；研究针对200ms至秒级时间尺度保证系统频率安全的负荷控制方法；研究针对分钟级及以上时间尺度解决断面越限、联络线超用及恢复系统旋备的负荷控制方法；提出不同紧急程度的负荷控制策略制定原则；研究紧急和次紧急不同控制需求下，计及多种交直流控制措施的配合，以保证电网安全及控制代价最优为目标的不同紧急程度下的快速负荷控制策略。2、具备高可靠冗余机制的虚拟电厂集中器组网模式研究虚拟电厂集中器下行本地组网连接设备众多，各类设备的数据类型、协议类型、数据带宽、数据速率等都不一样，这要求虚拟电厂集中器需要有多协议接入功能，兼容多设备物理接口，结合载波、无线通信技术的研究及实施进展，调研宽带载波及无线通信性能特点，梳理其对承载能源采集控制信息数据的本地传输通道的可靠性、高效性、灵活性的相互影响和技术需求，研究各种典型应用场景下的通信网络架构，研究各种网络架构扑的实时性、可靠性、可维护性、建设及运行成本，提出一种面向需求侧负荷柔性协调控制的通信网络部署及典型应用方案。3、支撑智慧能源服务平台的虚拟电厂集中器研制基于以上技术，进行支撑智慧能源服务平台的虚拟电厂集中器研制，以“模块化、平台化”作为基础设计思路，将虚拟电厂集中器设计成多个功能独立的模组结构型式，并按各地区实际需求配制相应的模组组合，形成具有不同功能的虚拟电厂集中器。4、虚拟电厂项目示范建设力争2023年7月底之前，初步完成虚拟电厂集中器、虚拟电厂集中器组网模式研究及APP应用商城的研发；2024年8月，开展全尺度虚拟电厂示范项目建设，在淮安市选择可调资源种类丰富的楼宇或工业园区，通过安装虚拟电厂集中器，部署现场通信网络，将楼宇中的中央空调、工业电窑炉、电动汽车充电桩、光伏、储能等可调资源有序整合，组建楼宇能源虚拟机组负荷控制群，开展虚拟电厂调控方式和调控策略；2024年11月，系统试运行，联合调试，验证其装备的先进性和可用性；2024年12月底前，完善试点工程中存在的问题，探索基于虚拟电厂运营模式等，验证整体的实施效果。图5.1-1物理架构5.2.系统架构虚拟电厂系统架构如下图所示。虚拟电厂运行架构如图所示，按照“统一管理、分布式接入、协同调控”运营管理模式，以电力物联网为基础，通过智能边缘计算、感知终端，运用囊括终端智能感知、数据智能融合分析、辅助管理决策等技术方式，构建虚拟电厂平台。总体系统架构从上至下由交互层、应用层、数据层和物理层构成。整个架构集中体现（如下图）：以应用层为核心，以数据层和物理层为依托，以交互层多种方式接入，全面为各层次客户提供高品质的个性化服务。图5.2-1虚拟电厂系统总体架构虚拟电厂实现分布式资源的分区聚类，形成类似传统电厂的外特性，向虚拟电厂集控平台提交注册信息、报价信息以及合同信息。虚拟电厂集控平台，负责审核虚拟电厂准入条件满足情况、接入方案、虚拟电厂外特性、虚拟电厂档案以及响应信息，接收调度云调用信息，上报响应信息。虚拟电厂交易平台依托现有统一电力市场交易平台，接收调度云下发的调度需求以及虚拟电厂集控平台提交的准入审核结果、虚拟电厂外特性和执行认定成果，结合虚拟电厂上报的注册、报价以及合同信息，进行市场出清，并同时向虚拟电厂主体、虚拟电厂集控平台以及调度云多方公布出清结果。A类虚拟电厂CPS（信息物理系统，Cyber-PhysicalSystems）主要包含楼宇空调，用户侧储能和工业用户负荷。对这三类对象进行实时调减，参与电网“削峰”辅助服务交易。B类虚拟电厂主要大用户、自备电厂、分布式光伏和三联供等几类，对这几类对象进行邀约调增或者调减，参与电网“削峰填谷”辅助服务交易。充分发挥虚拟电厂在电力交易和辅助服务等方面的灵活性调节作用，通过市场机制和价格信号鼓励和引导虚拟电厂发展，实现缓解电网调峰压力，促进清洁能源消纳，具有巨大的经济、社会以及环保效益，为保障城市电网安全、促进城市绿色发展做出巨大贡献。1、设备层：底层需求侧虚拟电厂资源，本项目只考虑楼宇中央空调、工业电窑炉和充电桩负荷；2、控制层：在楼宇部署空调智能控制终端，工业电窑炉智能控制终端，开发接口对接充电桩平台，使得虚拟机组层可以与其对接控制需求侧资源；3、虚拟机组层：建设虚拟机组控制系统。监测控制运营虚拟电厂资源，与柔性控制资源之间是集中式的控制方式，主动聚合虚拟机组资源，而终端用户向其让渡了资源的控制权，使得虚拟机组可通过价格或其它信号控制需求侧资源；4、虚拟电厂层：建设虚拟电厂平台。虚拟电厂下辖数台虚拟机组，与虚拟机组之间是分散式的控制方式，即包括指令的上传下达、数据监测。虚拟电厂平台直接参与电力市场交易，接受调控云响应指令。图5.2-2虚拟电厂软件功能示意图5.3.技术方案5.3.1.辅助及支撑虚拟电厂业务设计.总体设计虚拟电厂终端控制系统的主要业务逻辑如图5.3-1所示，采集模块兼容电、水、气、热等多种能源采集通道，具备终端采集管理功能。控制类具备客户侧设备客户侧40余类设备主流通讯协议，并设计有不少于8对模拟量控制通道。高级功能覆盖所有运营功能。图5.3-1主要业务逻辑源网荷储友好互动业务主体分五大部分：服务购买方、市场运营方、服务提供方、市场监管方，虚拟电厂作为源网荷储友好互动系统重要组成部分，其业务架构如图5.3-2所示：图5.3-2业务员主体架构示意图服务购买方：（1）政府：电网供电尖峰阶段，利用相关资金购买需增/需减服务（对应“削峰/填谷”业务）来维持电网供需平衡；（2）调峰电厂：因故无法完成调峰目标时，购买需增服务以规避可能的调峰辅助服务考核；（3）清洁能源发电厂：产生弃风弃光时，购买需增服务促进清洁能源消纳并获得相应补贴；（4）旋转备用/热备用：因故无法完成备用目标时，购买需减服务以规避可能的备用辅助服务考核。市场运营方：（1）调度机构（调度控制中心）：建设、维护市场技术支持系统，负责市场日常运营，向相关机构提供调用结果等信息；（2）用户管理机构（营销部）：建设、维护营销需求侧响应平台，负责服务提供方日常管理和业务运行。建设和维护电网公司自营的虚拟电厂。（3）交易机构（交易中心、现货市场）：负责市场成员注册管理、竞价、出清、市场交易信息披露等交易流程管理，并提供电力市场交易结算依据及相关服务。服务提供方：（1）虚拟电厂：是聚合多种分布式能源资源构成的特殊类型的发电厂，通过先进的控制、通信等技术实现分布式电源、储能系统、柔性负荷、电动汽车等分布式单元的协调控制和优化运行。运营主体分为电网公司自营和第三方运营两种类型。（2）省电动汽车公司：建设、运营江苏充电桩负荷聚合平台，管理被聚合充电运营商管理的充电设施、充电负荷、充电计量数据。作为一个整体参与到源网荷储友好互动业务中。（3）省综合能源公司：建设、运维综合能源相关系统，具备参与源网荷储电力调控业务的能力。市场监管方：（4）江苏能源监管办：会同省经信委共同审定电力调度交易机构和交易中心上报的市场交易结算明细；（5）省、市经信委：对调度机构、交易中心及服务提供方在市场交易过程中相关工作及成效进行监督检查；（6）省物价局：会同省经信委负责对专项资金收支情况的监督检查。业务设计总体业务设计包括注册管理，用户信息管控、市场交易管理、直接负荷控制、柔性负荷控制、就地频率响应和结算管理等业务功能。图5.3-3总体业务设计（1）注册管理：客户向虚拟电厂提出信息注册/信息维护/信息注销申请；其中客户分为发电型客户及负控型用户，对于发电型客户而言，除客户基本信息外，还包括电力业务许可证及银行开户许可证等相关信息。（2）用户管理：用户概况、能源设备台账、能耗数据查询，虚拟电厂与客户间基于双方需求确认合同内容；虚拟电厂公布合同信息；虚拟电厂对合同执行情况进行追踪；虚拟电厂对合同进行备份。（3）交易管理：1）交易模拟，虚拟电厂日前申报交易品种的响应价格及响应时段；交易机构初步确定市场出清价格及虚拟电厂调用名单；结合虚拟电厂内部用能单元数据，模拟执行交易出清结果，为直接交易执行提供实际效果依据。2）交易执行，虚拟电厂日前申报交易品种的响应价格及响应时段；交易机构初步确定市场出清价格及虚拟电厂调用名单；调度机构对出清结果及调用名单进行安全校核，并将校核后的调用名单下发给虚拟电厂平台；各虚拟电厂根据交易出清结果及指令响应邀约；交易中心根据实际执行情况发布交易执行结果。4）合同管理，将交易出清的有约束结果写入合同；将合同结果发布给各虚拟电厂客户和用电大客户，用于查看核对。（4）直接负荷控制：采用主动自治型模式，虚拟电厂集中器会内置直接负荷控制预案，通过感知电网频率电压变化，自主切除预先制定的负荷。并借助区块链技术实现直控负荷控制后评估。（5）柔性负荷控制：一般故障多数情况下功率缺额较小，可根据全网调度资源进行多种手段的综合调配，虚拟电厂集中器可接收来自上层主站在事故处置各阶段的不同运行指令，有序调控用户可调控负荷，以协助电网调度运行。此种模式下虚拟电厂集中器具备负荷监测、负荷预测、控制交互等功能，实现远程负荷柔性调控。（5）频率自治控制：针对特高压电网紧急故障出现情况，如突发多条直流同时闭锁，大功率缺额情况急速出现，故障明显。虚拟电厂集中器接收系统频率偏差信号与系统功率偏差信号；采集终端设备实时运行参数，计算各个终端设备的可调容量；根据终端设备的可调容量以及响应速度，分别将形成一次调频虚拟机组和二次调频虚拟机组；根据一次调频虚拟机组所聚合终端设备的功率调节性能整定一次调频系数K；向一次调频虚拟机组下发电网频率偏差信号；基于二次调频虚拟机组的调频容量进行二次调频任务分解；一次调频虚拟机组将频率偏差信号下发至终端设备智能集中器，终端设备根据频率偏差信号进行自动功率调节；）二次调频虚拟机组将调频任务以功率偏差的形式下发至各终端设备智能集中器，终端设备进行自动功率调节。（6）结算管理：计量结算，调度机构根据虚拟电厂功率基线计量其市场交易量，并对计量的用电数据进行校核；虚拟电厂对其内部单元的结算优先级、用电分摊比例等进行配置；交易中心将结算结果发布给各虚拟电厂和用电客户，确认结算结果；运营单位处理各虚拟电厂和用电客户对结算结果存在争议的情况，经过重新核对或结算，再次发布给各虚拟电厂和用电客户进行确认；确保结算结果准确无误进行交易结算。5.3.2.辅助及支撑虚拟电厂集中器研究与开发.硬件架构虚拟电厂集中器使用单相交流电源供电，在非通信状态下，有功功耗＜4W。具备采集多种数据源、本地数据转换、本地数据分析等功能。上行通信：可采用4G、以太网、光纤等与主站通信，下行通信：可采用RS-485/RS-232、HPLC、M-Bus、LoRa等与现场各种能源采集终端之间进行通信。主控模块和功能模块之间通过可插拔式连接器连接，可根据现场实际需求，灵活配置上、下行功能模块的种类和数量；借助功能模块的传输、控制信道，实现数据的传输、节点的操控，可适应各类工控现场对数据处理、传输、控制的需求。图5.3-4虚拟电厂集中器硬件架构图5.3-5硬件架构主要功能虚拟电厂集中器可通过4G专网与远程平台连接，可通过698.45（1867）协议与主站进行数据交互，是对采集终端、表计、末端传感器等进行数据采集、处理、储存、控制，同时和主站或手持设备进行数据交互的设备，并具备采集、管理能源信息的功能，对下可通过网口或串口与用户侧终端通讯，支持多种通信参数,如:串口9600，N,8,1。表5.3-6虚拟电厂集中器终端设备图虚拟电厂集中器主要功能如下表所示：主要功能序号定值名称定值精度要求备注基础设置1的唯一系列标号确定编码规则，生成的码写入2负荷类型描述字符串<=30个汉字能准确描述负荷处的位置、类型如：南京师范大学第5学生宿舍305房间空调（或电加热热水器）3以太网地址（能否根据系列标号自动生成）4数据上传速度（1240）1，代表1秒上传一次，2，代表2秒上传一次，以此类推，可适应不同的网络速度频率自治控制5按频率刚性切除功能是否启用1，启用，0或其他，不用6快速刚性切除频率定值F1（HZ）小数点后两位，如49.75Hz当检测到的频率低于F1，延时动作出口切除负荷。7快速刚性切除延时动作时间定值T1（秒）小数点后两位，如15.34秒当f<F1,t>=T1时，动作8频率滑差闭锁定值dfbzs/dt（Hz/s）小数点后两位，如5.34秒当100ms两点的频率差>=dfbzs/dt刚性切除闭锁，防止频率的急剧波动或谐波导致的频率波动造成误动作9按频率自动恢复负荷功能是否启用1，启用，0或其他，不用（前提条件，动作以后才能恢复）10按评率自动恢复负荷频率定值F2（HZ）小数点后两位，如49.95Hz当检测到的频率大于等于F1，延时确认动作出口，恢复负荷。11按评率自动恢复负荷延时确认时间定值T2（秒）小数点后两位，如15.34秒当f>=F2,t>=T2时，动作,恢复负荷直接控制12主站遥控限电可接收主站的下发遥控分闸命令，延时切除相应的负荷线路，将负荷功率限定在主站指定的目标功率范围内；13远程预购电控制可依据主站采集的用户电量，计算用户电费余额发出告警提示，并执行相应的购电跳闸功能。柔性控制14夏季制冷期间柔性调控15冬季制热期间柔性调控16空调软启停的控制17负荷停运判断定值P0测得的有功功率p<P0,判断负荷设备停运，不对设备进行任何控制。18过流保护功能是否启用1，启用，0或其他，不用19的过流保护定值（A）Is0如测得电流I>=Is0,并且t>=Ts0保护动作，跳开用电负荷设备20的过流保护延时确认定值Ts021过热保护功能是否启用1，启用，0或其他，不用22的过热保护温度定值（A）Ts如测得温度t>=Ts,并且t>=Ts1过热保护动作，跳开用电负荷设备业务逻辑设计需要构建日前、日内、实时以及紧急多场景下的负荷参与电网运行控制的运行模式，通过价格机制和辅助服务市场积极引导负荷资源主动参与电网的运行控制，建立全方位的负荷调度体系，实现负荷与电网的智能友好互动。依托源-网-荷-储友好互动系统的主站层-聚合层-资源层的框架，研制针对资源层接入的虚拟电厂集中器，同时满足的智能管控要求。虚拟电厂控制主要包括就地频率自治控制、直接负荷控制和柔性控制三部分内容，其优先级按照控制响应时间设置。就地频率自治控制实现电网频率稳定控制；直接负荷控制实现关键设备安全控制及系统的调频调压控制；柔性控制实现分钟级和日级满足削峰填谷、清洁能源消纳及系统备用的业务需求。图5.3-7控制业务逻辑图5.3-8核心业务逻辑5.3.3辅助及支持虚拟电厂参与电力能源市场方案虚拟电厂参与电力能量市场虚拟电厂的出现，将会很大程度上改变原有电力交易模式。虚拟电厂作为一个新的独立个体，可以以整体参与电力市场的电能交易。从市场功能来看，虚拟电厂可参与的市场模式有能量市场、辅助服务市场等。从时间尺度来看，虚拟电厂可参与的市场模式有中长期合同市场、日前市场、日内市场和实时市场。虚拟电厂参与单一市场模式时，根据市场特性，建立虚拟电厂的竞价模型，从而实现虚拟电厂参与电力市场，完成电能交易的功能。虚拟电厂参与市场竞价虚拟电厂参与不同功能的市场模式常用的模型考虑如下。（1）能量市场：考虑电网安全约束，经济效益最优。（2）辅助服务市场：考虑备用容量约束、调峰容量约束等，社会支付服务成本最小。（3）虚拟电厂参与不同时间尺度的市场模式常用的模型考虑如下。1）日前市场目标函数：运行成本最小或者经济效益最大。约束条件：①系统功率平衡约束；②机组出力约束；③机组爬坡约束；④系统旋转备用约束；⑤弃风量、弃光量约束；⑥网络潮流约束；⑦网络节点电压约束；⑧传统机组启停时间约束。2）日内市场目标函数：运行成本最小或经济效益最大。约束条件：①系统功率平衡约束；②机组出力约束；③机组爬坡约束；④系统旋转备用约束；⑤弃风量、弃光量约束；⑥网络潮流约束；⑦网络节点电压约束；⑧传统机组启停时间约束。3）实时市场目标函数：最小化调整成本。约束条件：①系统功率平衡约束；②出力调整量约束；③系统旋转备用约束；④弃风量、弃光量约束；⑤网络潮流约束；⑥网络节点电压约束。优化技术传统电力系统运行调度主要采用人工日前调度计划和自动发电控制相结合的调度方式。而在虚拟电厂中，用电负荷更加灵活，可再生能源出力及负荷功率具有较大的难预测性和随机性，大大削弱了日前调度计划的经济性和合理性。实际调度运行过程中，风光出力及负荷功率往往会大幅偏离预测曲线，因此采用传统粗放的日前调度方式，已无法满足可再生能源接入后虚拟电厂的调度要求。由于可再生能源及负荷的预测精度随着时间尺度的缩短而逐渐提高，针对这一特性，可以在日前调度基础上增加短时调度，构建多时间尺度协调的优化调度机制，通过多时间尺度协调逐级消除可再生能源及负荷的预测误差和随机波动造成的影响，提高系统可再生能源接纳能力，维持系统的安全、经济运行。电力系统的多时间尺度优化调度与控制框架如图所示。系统的优化调度与运行控制被划分为日级、小时级、5-15分钟级、秒级四个等级，分别对应日前计划调度、日内滚动优化、实时校正和系统自动发电控制。其中，日前计划调度、日内滚动优化、实时校正三部分组成系统的多时间尺度优化调度框架。三个时间尺度之间的典型关系如图所示。图5.3-9虚拟电厂优化调度与控制框架图5.3-10关系1）日前调度计划日前调度计划通常每24h执行一次，决策周期为一天24h，一般将决策的时间段进行离散化，时间间隔为1h。基于可再生能源及负荷的日前预测和实时电价情况，求解系统内发电机组的开停机状态和有功出力。日前调度的优化目标通常是以经济性为主，也可考虑环保性等其他目标。约束条件需考虑功率平衡约束、机组出力限制约束、系统安全性约束等。由于电力系统的运行条件总是处于变化之中，且可再生能源及负荷功率往往存在随机波动，所以仅靠日前计划难以实现系统的安全、经济运行，需要日内滚动优化、实时校正等不同时间尺度相协调。因此，日前调度还需要为下一时间尺度的调度预留一定的控制裕度，从而保留系统调度与控制的鲁棒性。2)日内滚动优化日内滚动优化通常每30min-1h执行一次，决策周期为1-2h，时间间隔为15min，是对日前调度计划的补充和修正。日内滚动优化以日前调度计划为基础，利用最新的风、光可再生能源及负荷的预测信息，遵照日前制定的机组开停机计划、储能系统充放电计划，制定各个机组计划出力的调整量。日内滚动优化与日前调度类似，主要考虑系统的运行经济性目标，也可考虑系统的调节成本。约束条件与日前类似，但一般需要将系统的运行计划调整量限定在一定的范围内，不能偏离日前计划值太远。3）实时校正实时校正通常每5-15min执行一次，决策周期为15-30min，时间间隔为5min。实时校正环节以日内运行计划为基础，利用最新的超短期可再生能源预测和负荷预测信息，对日内计划进行修正，弥补日内滚动优化环节周期较长的不足，同时还可处理某些机组未能有效跟踪计划、调节裕度不足等不确定因素。实施计划可以以经济性为目标，实现平衡有功功率偏差，增强电网有功频率的控制的需求，也可以以电网安全稳定运行为目标，实现联络线断面的功率控制，机组的出力波动控制等。5.3.4辅助及支撑虚拟电厂调控方式和策略研究高校楼宇负荷控制策略高校楼宇重点耗能对象为暖通空调，在保证高校楼宇及电网负荷需求的前提下，对系统进行实时优化控制，动态寻优在该工况下系统最低能耗时各设备的最优运行控制参数，通过直控方式实现电网的供需平衡。以电网调控指令、空调系统设备运行及环境参数等为模型输入量，通过改变空调系统运行方式、运行模式、运行参数等手段，调节楼宇用电负荷，主动响应电网调控指令，直控模型如图所示：图5.3-11暖通空调系统直控模型图5.3-12楼宇暖通空调直控流程空调负荷调控通过接收负荷缺额容量，基于空调运行模型计算接入系统的中央空调调控总负荷潜力，通过多种目标（管理优先，效率优先，市场手段等）的策略来实现负荷调控容量的分解，下达空调负荷需求响应指令，实时监控空调负荷的运行数据，执行后计算空调负荷的基线，从而实现空调负荷调控效果的评估。具体的流程如图所示：2）空调负荷直控策略利用非线性规划法等算法，采用建筑单体和建筑集群的控制方式，通过虚拟电厂平台下发直控指令，结合电网互动模型输入参数，对送风温度进行调控，精准控制空调负荷变化量，从而实现空调负荷直控。输入参数：空调设备参数、温度参数、环境参数等输出参数：空调负荷的变化量算法：非线性规划法等优化目标：精准调控空调负荷变化量，相应电网指令控制策略如下图所示：图5.3-13楼宇暖通空调直控策略充电桩与电网互动经济化运行策略规模化充电桩参与电网互动后，可以有效实现电网削峰填谷、调频调压，提高电网运行效率，节约电网企业运行成本。此外，充电桩用户可以获得电网峰谷电价差及参与调频的费用，获得额外收益。因此，充电桩与电网互动后，可以使双方达到互惠共赢的目的，实现经济利益的最大化。1.充电桩用户参与互动的经济性充电桩用户包括私人用户和集团用户。集团用户主要包括公交、公司用户等，公司用户和私人用户的运行规律接近。私人用户每天的平均运行时间不超过5小时，运行时段一般在6:00~8:30及17:00~19:00之间，每天有19小时以上的停驶时间。公交车等车辆一般运行时段5:30~21:00，每天有8小时以上的停驶时间。因此充电桩有足够的时间参与和电网之间的互动。考虑到随着电动汽车的发展，充电桩的用户将是以私人电动汽车为主流，因此以此类用户为例进行经济性分析。充电桩用户利用车辆的相对闲置时间段，参与电网的峰谷平衡和电网调频，获得电网的峰谷电价差及参与调频的费用，从而使充电桩用户获得额外的收益。（1）充电桩用户参与削峰填谷的经济性分析以一般私人用户使用汽车的规律为例，一般早晚上下班为车辆使用高峰时段，根据相关资料统计显示8：30-11：30以及13：00-18：00是车辆相对闲置的时间，这个时间段也恰和电网负荷的峰谷时段相匹配，如表所示。表5.3-1不同时段电动汽车状态和电网负荷的统计数据时间充电桩状态电网负荷电网是否需要进行峰谷调控充电桩是否可以参与峰谷调控8:00-8:30使用中否否8:30-18:00停放午间高峰负荷是是（放电，补充峰时电力供应）18:00-18:30使用中否否18:30-21:00停放晚间高峰负荷是是（放电，补充峰时电力供应）21:00-8:00停放夜间低谷负荷是是（充电，填平负荷低谷）用户在电网负荷高峰期对电网放电，即向电网进行售电，获得收入；而利用夜间或其他负荷低谷时段进行充电，即从电网购电。由于电动汽车必须保证一定的电量进行行驶，也就决定了电动汽车售出的电量必然要小于购买的电量，在此前提下，用户要获得收入就必须依赖于电价采用峰谷机制或实时电价机制。（2）充电桩用户参与电网调频、调压服务的经济性分析具有充放电功能的充电桩在本质上是一个移动式电源，当充电桩的数量达到一定数量级之后，集中参与电网的调频，等同于调频电厂作用。充电桩用户在市场机制的支持下，可以根据自身的运行特点灵活定制参与调频的策略，向电力公司提供有偿的电网调频服务，以获得相应的调频收入。按照此方式，用户提供有偿调频调压服务的收入来源有在线容量收入和参与实时调度容量的收入。用户参与调频、调压服务的收益不但和充电桩参与调频、调压服务的在线用量、在线时间有关，也与实时电价、电池的循环寿命、充放电效率等密切相关。2.电网参与互动的经济性分析从电网侧看，应用充电桩与电网互动技术，电动汽车作为分布式储能单元参与电网备用、调频、调压等服务，有助于降低电网峰谷差，提高销售电量，延缓调频电厂等建设的投资，提高电网的运行效率。（1）充电桩参与电网削峰填谷的经济性以某地区2010年1月1日的用电负荷为例，图给出了该地区当天的负荷曲线，当日该地区电网用电负荷的峰谷差为192.21MW，按每辆电动汽车动力电池容量为20kWh、25%的容量参与削峰填谷，以充电和放电功率均为5kW计算，只要有19221辆电动汽车参与削峰填谷，就可以完全补偿该日的峰谷差，节约电力公司的大量成本。图5.3-14某地区2010年1月1日全天负荷曲线（2）充电桩参与电网调频调压的经济性大规模充电桩可虚拟为调频电厂，参与电网调频。参与调频主要靠控制系统内所有发电机组输入功率总和等于系统内所有用电设备在额定频率时所消耗的有功功率总和实现的，包括机组和电网损耗。应用充电桩与电网互动技术，充电桩可参与系统的调频服务，降低用户侧功率需求，从而达到调频的效果。目前机组参与一次调频，最大可额外输出6%左右的功率，一般可输出3%左右的调频功率。按一台300MW的机组、每次调频一般能输出10MW的调频功率计算，若要达到与300MW机组相同的调频效果，按每个充电桩输出5kW的功率计算，2000个充电桩同时参与调频服务就可达到与300MW机组进行调频效果，从而可延缓或节约大量调频电厂建设的费用。5.3.5辅助及支撑虚拟电厂试点建设方案、支撑楼宇能源虚拟机组建设1.高校楼宇负荷分析（1）负荷特性图5.3.5-1高校楼宇负荷曲线图高校建筑主要是白天的学习时间，设备运行高峰时段约是8:00-20:00,其主要负荷来自于空调系统、照明系统、办公设备、动力系统等。空调系统为VRV空调，负荷占比大约在56%，负荷特性曲线详见上图。（2）负荷特点高校楼宇负荷特点情况详见表。表5.3.5-1高校楼宇负荷分类表负荷类别负荷占比主要设备安全保障负荷1%-5%应急照明、生活水泵、消防设备及监控等主要办公负荷10%-15%复印机、打印机、交换机、计算机等办公设备辅助办公负荷60%-80%办公照明、VRV空调、电梯等非办公负荷5%-10%楼道照明、开水炉等（3）调控类型高校建筑主要通过VRV空调设备的调控，实现削减负荷的目的。负荷调控情况详见表。表5.3.5-2办公楼负荷调控情况表主要设备负荷占比调控类别/方式调控策略调控时间可调负荷占比准备时间响应时长恢复投运所需时间个体占比VRV空调56%直控（柔性）变频控制分钟级0.5-1h分钟级16%直控（柔性）调节设定温度分钟级1-2h分钟级40%2.楼宇虚拟机组建设楼宇虚拟机组层聚合了底层灵活可调资源，具备负荷资源日内管理和响应虚拟电厂层调控的能力，是主站灵活可调控的“能量盒”。图5.3.5-2楼宇能源虚拟机组系统组成“能量盒”能够按照用电计划自我调节与控制，虚拟机组（负荷集成商）与电网公司达成协议以后严格管控“能量盒”的用能水平。其次，“能量盒”在按照用电计划管控自己用能水平的基础上，能与虚拟电厂层进行互动，做到互动容量大、响应速度快。（1）“能量盒”日前上报负荷预测，应通过虚拟机组可调负荷和分布式储能等调节按照日前预测量实时跟踪控制预测数据。（2）“能量盒”在严格按照日内计划做好实时调控的基础上，实时向虚拟电厂上报负荷可调量。（3）“能量盒”实时设计负荷调控方案，实施计及分布式光伏和储能的多类型负荷、多时间尺度控制。虚拟机组负荷调控模块主要开展内部负荷预测、负荷聚合和分类统计、负荷响应的容量分解方案、响应执行事件的监视以及事后评估响应评估。虚拟机组监控系统接口需要上报报装容量、可调负荷数据、执行容量数据、和主站模型交互等数据。负荷控制预案充分考虑负荷所在的区域，负荷响应特性、时间特性、可控容量大小、负荷被控的要求，制定不同优先级目标的负荷控制策略。(1)楼宇能源虚拟机组系统建设其中设备监测、负荷预测、电网互动、能效提升功能互相作用，互为支撑，设备监测为负荷预测提供数据支撑，负荷预测对调度工作也有指导作用，能效提升对互动策略进行分析评价，综合分析优化调度策略的效果，互动调度策略的执行即是集中以设备监测、负荷预测的数据为依托，进行结构、管理、技术上的优化，生成能源优化方案，指导能源调度，给用能作指导。统计分析贯穿整个能效管理，实现对能效管理的集中汇总与报告，体现能源的可用性、经济性、可靠性。虚拟电厂依据楼控系统中实时监视和负荷预测数据，基于楼控系统上报的负荷可调时间、分项可调范围以及总负荷可调范围对区域内可调度机组资源和需求侧资源进行评估计算；依据评估值修对下一时段需求侧资源的调度、调控计划以及备用；通过实时判断剩余时段是否需要对原调度计划作机组启停调整制定相应的调控指令，或依据实时监测数据和负荷预测分析是否有触发调控指令的条件产生生成相应的调控指令下发给楼控系统；楼控系统收到调度或调控指令后，基于内部负荷精细化分组，依据调度或调控指令中的目标快速分解指令并下达给终端负荷执行相应的操作，同时楼控系统内部依据实时监测和负荷预测结果也可以完成同样的用户互动操作。图5.3.5-3楼宇能源虚拟机组系统架构主要性能需求：（1）常规界面打开速度不超过3秒；（2）资源检索速度不超过15秒；（3）报表统计结果不超过60秒；（4）日常平均CPU占用率＜40%，忙时＜75%，内存占用率＜50%，最大并发时＜75%；（5）平台稳定试运行三个月以上，运行安全、稳定，达到7×24h的可靠运行能力，年可用率＞99.99%。（2）楼宇中央空调改造方案本次楼宇中央空调系统的改造主要针对淮阴师范学院（长江路校区）的图书馆的VRV多联机系统，室外主机加装通讯接口板后与专门的空调智能控制终端相连。其次是针对室内末端的改造，将所有末端空调的温控器接入到主站监控平台。同时，辅助性的加装一些环境温湿度采集的传感器，作为负荷调控的参考依据。图5.3.5-4中央空调系统改造总体架构、支撑工业电窑炉虚拟机组建设工业电窑炉设备主要组成：窑室、加热设备、通风设备、输送设备等部件，虚拟电厂平台控制连接的流程设置如下所示，窑室、加热设备、通风设备、输送设备末端的设备控制系统通过就地网络接入到智能终端，智能终端汇聚数据整理并通过本地网络加密上送到虚拟电厂平台。工业电窑炉系统的数据采集包括用电参数、热量参数实时状态和环境等数据，系统总配电柜上加装互感器和智能电表，采集电能参数；与系统的集中控制柜进行通讯，以获取热量相关的运行参数；在电窑炉系统的控制室加装采集终端，并通过有线方式向总站发送采集数据。工业电窑炉一般是大用户设备，因此跟随大用户负荷参与调度的负荷集成商方式进行处理，实现与电网友好互动。图5.3.5-5电窑炉设备接入（1）参数采集电参数采集功能包括：采集数据项包括A、B、C三相电流、电压，A、B、C三相有功、无功功率，总有功功率，总无功功率等，采集间隔可根据需求响应业务实施需求设置，间隔时间10秒到30分钟可调，默认为15分钟。运行状态参数采集包括：加热器启停状态、窑内温度、压力等，采集间隔可根据需求响应业务实施需求设置，间隔时间10秒到30分钟可调，默认为15分钟；采用以太网、RS-232或RS-485总线等方式，从电窑炉系统主机通信接口板采集上述参数。环境参数采集功能包括：采集数据项包括温度、湿度等，采集间隔可根据需求响应业务实施需求设置，间隔时间10秒到30分钟可调，默认为15分钟；主要采集室外、室内环境参数，室外通常部署一个温湿度传感器，室内需要针对典型区域，部署多个温湿度传感器，通过串口总线或以太网等获取相关温度、湿度参数。（2）自动控制工业电窑炉负荷调控装置通信模块接收来自虚拟电厂的需求响应信号，信号包括：电价信息或者邀约响应、实时响应时间、响应容量等信息；电窑炉负荷调控装置边缘计算模块对接收的需求响应信号进行解析，触发边缘计算控制模块，结合外部采集的电参数、电窑炉运行状态参数及环境参数等，通过逻辑决策的方式决策响应等级、响应容量，并向需求响应系统主站反馈并互相确认控制命令；正式生成针对电窑炉系统的调控策略，生成明确的响应等级、响应容量、响应时间等信息；根据响应等级的紧急程度，调控策略会有不同的执行方式：如果响应等级为不紧急，则电窑炉负荷调控装置既可以自动执行相关控制指令，同时也允许用户自行控制；如果响应等级为紧急，则窑炉负荷调控装置直接调节或关停窑炉运行状态。图5.3.5-6工业电窑炉控制流程图、支撑充电桩虚拟机组建设通过建设接口对接充电桩平台将能效监测数据接入，根据虚拟电厂业务运营需求调控充电桩平台负荷资源。本次充电桩虚拟机组的改造主要针对淮安洪泽供电公司附近建设两台双枪60kW有序直流充电桩，以满足私家车充电调控。（1）私家车充电负荷曲线图5.3.5-7私家车充电日负荷曲线对某地区内几个小区的50个充电桩进行实测，等比例换算为1辆私家车的负荷数据，得到私家车充电日负荷曲线如图所示。私家车在停车场充电时间多集中在12:00-14:00和19:00-4:00。（2）调控类型在整个充电过充中，可以通过直接控制电动汽车充电设备的充电功率进而参与削减充电负荷。具体调控类型见表。表5.3.5-1不同类型汽车充电负荷调控情况表电动汽车类型负荷占比调控类别/方式调控时间响应速度响应时长私家车12%直控（柔性）分钟级2-4h注：负荷占比为12:00-14:00时段不同类型充电负荷占比（3）充电站虚拟机组系统建设充电站虚拟机组系统主要对直流充电桩进行调控，同时支撑充电站的运营管理。充电桩和充电机与充电站通过以太网数据集中后与虚拟机组系统通讯。图5.3.5-8充电站虚拟机组系统组成电动汽车充电站虚拟机组系统实现通过刚柔性控制和有序引导充电实现充电站负荷灵活调控的实现。架构如图所示。图5.3.5-9充电站虚拟机组系统表5.3.5-2不同类型电动汽车调控情况表应用服务序号功能项说明单位数量1数据采集按照统一的标准规范接入采集充电桩基础数据，例如：心跳信息、充电信息、待机数据、状态等套12充电实时监控软件模块监控充电桩的基本信息，做图形化展示套13虚拟机组控制远程控制充电桩启动/停止，有序充电控制套14告警服务软件模块设置预警阀值，对充电设施和电池的过压、过流、过温以及其他异常状态进行预警提示套15计量计费对桩的计费模型进行管理套16资产管理软件模块对桩、通信设备等资产进行管理套17统计分析软件模块提供充电业务和计费业务等运营情况，包括充电桩充电电量、充电次数、充电时间、利用率等数据，以日报、月报和年报的方式进行统计汇总套18系统管理软件模块系统相关的权限、参数、配置等一系列管理功能；通过完善的用户权限管理机制来保障系统访问的安全性套19客户服务软件模块为电动汽车用户提供用户注册、信息认证、充电卡申请与绑定、充值、挂失/解挂、账户信息查询、投诉建议等服务套110微信应用基于微信公众号的充电服务软件套112Centos7Linux操作系统，开源软件套113Mysql关系型数据库，开源软件套114Redis高性能的key-value数据库，开源软件套1电动汽车充电引导策略如下图所示：1）策略输入参数站信息：电动汽车期望前往充电的充电机编号。台变信息：台变编号、台变各相总功率。充电桩信息：额定功率、充电桩编号、安全状态（正常状态、异常状态）、工作状态（空闲状态、充电状态）。2）策略输出参数输出给指定电动汽车：充电桩编号。3）电动汽车充电引导策略说明策略目标：接受虚拟电厂调度控制指令。策略计算触发方式：电动汽车充电申请：收到虚拟电厂数据平台发送来的充电申请。电动汽车充电引导策略流程如图所示。图5.3.5-10电动汽车充电引导策略流程首先根据各相的实时功率信息，分别找出轻载、中载和重载相，其次将轻载相的充电桩与电动汽车进行匹配，匹配成功则输出该充电桩编号，否则继续寻找该相其它充电桩，如果对该相充电桩轮循完毕仍没匹配成功，则将中载相的充电桩与电动汽车进行匹配，匹配成功则输出该充电桩编号，否则继续寻找该相其它充电桩，如果对该相充电桩轮循完毕仍没匹配成功，则将重载相的充电桩与电动汽车进行匹配，匹配成功则输出该充电桩编号，否则继续寻找该相其它充电桩，如果对该相充电桩轮循完毕仍没匹配成功，则显示充电桩已满，最后将结果输出。、支撑虚拟电厂业务应用APP开发开发虚拟电厂业务应用APP。结合虚拟电厂业务应用，可给客户提供虚拟电厂调控需求推送、调控策略下发、调控效果查询、虚拟电厂交易结算、其他信息查询、能效服务、充电桩服务、新能源和客户服务等功能模块。图5.3.5-11虚拟电厂应用APP建设方案（1）手机APP应用功能按照稳妥、有序的实施原则，分阶段具体工作方案如下：1）第一阶段基础服务功能开放入驻首页：展示用户数据，包含用户标签、用户状态。方案公告：向用户展示参与虚拟电厂调控业务的规则，并提供参与虚拟电厂调控业务的入口。时段分布：向用户公布每15分钟间隔调控需求。虚拟电厂调控：展示用户在一段时间参与虚拟电厂调控结果分析。奖励兑换：展示用户在一段时间参与虚拟电厂调控结果交易结算明细。2）第二阶段增值服务功能根据虚拟电厂试点建设的功能，进一步丰富客户服务：信息查询服务。提供服务记录查询、财务信息查询、用电趋势信息查询、用电负荷实时查询、用电负荷分时统计查询、电量电费查询、电子账单查询、电子发票打印和服务网点查询等服务。能效服务。提供客户能效分析统计、能效诊断、能效排名、用电分析报告和用户家电远程开关机和定时开关机、空调温度自动调节，提供需求响应在线容量评估、虚拟电厂潜力预测、虚拟电厂活跃度统计以及提供用能设备代运维服务。新能源服务。提供光伏发电量实时监测、统计分析服务、光伏发电系统新建、咨询、电费结算以及光伏设备智能运维等服务。网上热线。提供线上客服、用能设备故障报修和投诉举报等服务。家庭分项用电信息查询。向已建设非介入电表的区域用户，提供家庭内部分项用电信息查询服务，协助用户发现异常能耗和削峰填谷潜力家电。充电桩服务。提供充电桩网点查询、充电桩导航、买桩和一键报装服务。信息推送。提供根据用户用能习惯推送一些节能知识、安全用电知识和个性化建议等服务。异常用能主动推送。通过用户内部用电数据，智能识别过载、异常断电、短路等潜在故障或停电信息，向居民、小工商业用户提供提前预警和及时告知服务，降低故障影响。（2）手机APP安装应用。区别于常规用户，参与负荷虚拟电厂调控示范项目的用户，将自动分配APP登录账号，并设计扫便捷化描二维码app下载、登录的业务流程模式。手机APP中将为用户提供诸多项增值服务，如透明电服务、绿色电服务、安全电服务等综合能源服务，此外设计了参与电网虚拟电厂调控的互动服务，以及参与电网现货电能交易的交易模块等。图5.3.5-12部分手机APP界面图6.项目实施组织形式和管理措施6.1.项目实施组织形式针对本项目的体量和特点，我公司的实施组织机构为工程项目部，以项目经理为项目部的总负责人，项目部成员包含了项目部经理、项目部副经理、项目部技术负责人、质量员、安全员、研发工程师，成立了电气、软件、测试项目组。1）项目部经理：①代表我公司履行对业主合约的责任，并受业主委托行使对分包单位的管理权。②对项目进度、质量、安全、文明、环境保护向业主全面负责；③审批总进度计划及修订与调整；④审批工程项目总质量保证计划；⑤审批总材料供应计划；⑥负责组织工程成本的分析、预测及控制，对项目财务运作负责；⑦与业主、监理保持经常接触，了解业主需求，解决随机出现的问题，替业主排忧解难，确保业主的利益；⑧执行公司制定的质量政策及安全政策、环保政策。2)技术负责人：①审核项目施工方案，组织施工员根据现场情况对施工方案进行深化和优化，确保方案安全可行；②统筹策划项目总体施工组织安排，组织编制总进度计划及总质量保证计划；③策划暖通、电气及弱电专业的协调方案；④组织工程技术资料的收集、汇总、管理，负责竣工技术资料的汇编工作；⑤按工程需要组织坐标高程网布点测量成果的复核交接及日常管理工作；⑥敦促质量经理全面执行质量保证计划，参与、指导质量管理工作。3）质量员①指导项目全体员工严格执行公司的质量政策；②建立项目质量、环境保证体系，负责编制项目“质量保证计划”，报批后执行，并使之有效运作，符合公司营运及业主要求；③负责对各部门的质量管理情况定期进行内部审核，并提出内审报告；④同业主授权代表保持联络，并按要求提交报告；⑤审核各施工队伍的质量管理文件；⑥配合业主监理公司实施工程质量监控，签署定期质检报告。⑦配合业主监理，进行物料、设备的检验检测，并推行报审批准制度。⑧负责项目计量管理工作。4）安全员①全面负责项目安全生产、文明施工、环境保护；②对进场工人进行安全知识教育，并在施工前进行安全技术交底；③在项目上督促执行安全责任制；参与施工组织设计中安全措施的制定工作。④监督特种作业人员持证上岗工作，在现场设置安全标志；⑤定期进行安全检查，对事故隐患督促整改。⑥组织安全文明施工达标活动。⑦协助上级主管部门处理各种工伤事故。5）施工员①负责组织各区各专业的协调施工，满足进度和质量要求，建立完善的工程监管体系和报表制度，组织和监管工程施工；②负责施工现场总平面、临时供水供电管理及施工道路协调；③负责各施工阶段的总平面策划及工程总体进度计划策划，定期检讨、修改，确保项目总体进度目标的实现；④负责工程主要工序交叉作业的策划安排；⑤根据工程总进度计划目标及现场实际情况对月施工计划进行滚动调整管理，审核监督各分包施工单位的日、旬进度计划的编制和实施；负责月进度报告的汇总、整理、上报。6.2.项目实施管理措施1）人员管理①成立施工项目部，选择经验丰富、精明强干的项目经理1名，责成项目经理根据项目需求挑选成员及时组建项目部，并负责筛选项目的施工队伍；②项目经理组织制定项目部操作规范及内部行为准则，做好项目部人员的管理分工和项目规划，布置好项目办公场所；③项目经理及时组织项目部成员勘查现场，并根据现场情况和标书要求各成员编制各自的工作计划和施工方案；④为所有人员备齐劳保安全工具；⑤组织现场所有的管理和施工人员参加项目部的安全培训和安全交底会议；⑥为所有的项目参与人员购买齐全相应的保险，并由财务人员做好后勤保障工作。2）制定项目实施的技术标准和要求①工程开工前细化施工方案，并就项目建设的关键点和难点编制施工技术详图及操作细则；②根据实际的操作工程，编制《特种施工保证措施》等；③针对项目特征，为项目部配置齐全相应的施工及验收方面的技术规范、标准，同时编写不低于国标要求和标书规定的项目技术规范书；④根据现场勘查情况及设计方案，核实现场空间尺寸，确定控制系统的设备、线路安装位置及走向，细化施工方案图纸和施工要求。3）材料供应保障①项目经理组织全体施工、财务、生产、质量、材料等相关方面的负责人员集中学习标书文件，在理顺现场的施工工序后，核实标书的材料清单，明确材料供应数量、质量及顺序，编制《材料供应计划书》；②材料员在财务人员的配合下根据《材料供应计划书》确认合格和合适的材料供应商名录，并交由项目经理审核确认；③根据材料特性，制定好材料采购时间表，明确各种设备材料的运输和装卸方式，制定材料的交接、验收、存储管理条文；④根据项目的相关技术要求，列出自制和自加工材料清单，明确加工质量要求和损耗率；⑤采购人员根据《材料供应计划书》中材料的供应顺序及材料的供货周期，对需要预制或预先供应进行下单备料。4）制定并落实考核和奖惩制度①项目经理根据公司的规章制度，在项目部的协助下，制定项目的材料供应和进度计划，制定项目的成本、技术要求、质量指标等相关规定，以及相应的考核措施、奖惩制度。②安全员负责巡视现场的安全措施和设备，对现场的施工隐患提出整改意见，并对落实情况进行评估、反馈并汇总上报；③技术负责人在进行技术交底后，检查施工队伍的实际安装成果，考核项目的各项技术指标达标情况，对施工队伍进行指导，提出整改意见和奖惩建议；④施工员跟进落实人员就位情况，检查项目的施式进度和质量，追踪材料供应情况，对供应商、设备和材料质量、施工工程的进度和质量进行实时的监督，提出要求和改进建议，以及奖惩建议；⑤项目经理整体把控项目的材料供应、施工人员进场时间、项目进度、技术和质量指标达标情况；督促安全员、技术负责人、施工员的工作，并根据项目的实际情况评估他们的工作效率，提出修改意见、做出奖惩指示和工作决策。7.项目质量保障体系及措施7.1.质量控制的关键因素A、人员的管理与控制提高项目管理人员和主要施工人员的素质，是提高工程质量的关键。在项目实施管理过程中，首先要对项目经理、技术、施工、安全等主要管理人员和特殊工种操作人员的个人能力及经历都进行严格的考察。项目经理和项目负责人要有丰富的管理经验和技术支持。质检员、安全员和资料员均持证上岗。特殊工种施工人员要持有有效的操作证，并有多年安装工程施工经验。B、材料于机械设备管理与控制工程材料和设备由于搬运，贮存或者搬运不当，都会影响它们的质量，甚至可能造成材料和设备的报废，所以在施工过程中，要加强工程材料和设备在搬运、贮存和保管等环节的质量控制。在施工过程中，设备操作人员执行“人机固定”原则，实行定机、定人、定岗责任的三项制度。机械设备的操作人员严格遵守操作规程，防止出现安全质量事故。在施工过程中定期对设备操作人员进行培训，不断提高设备操作人员的技术素质。C、施工方法的管理与控制施工方法包括工程施工过程中所采用的技术方案，工艺流程，组织措施，检查手段等。施工方案正确与否直接影响工程项目进度、质量和投资三大目标能否顺利完成。很多工程往往由于施工方案考虑不周而拖延进度，影响质量，增加投资。7.2.项目各阶段的质量控制措施在项目研发过程中首先要做好各阶段质量的控制。研发质量管理要坚持对每一道工序实行自检、互检、交接检，并有三检记录。工序完成后由专职人员进行检查，检查合格后方可进行下道工序施工，对不合格品的处置一般采取返工，当无法返工时，重新进行施工。A、关键工序的质量控制措施包括以下两点:1）对施工组织设计或工程质量目标指出的施工过程中的质量薄弱环节或对工程质量有重要影响的施工工序，设置关键工序质量控制点进行控制。2）对关键工序的控制，除应执行一般过程控制的规定外，还由专业工程师组织编制专门的作业指导书，经项目总工程师审批后执行。B、特殊工序的质量控制措施：1）明确施工过程中的特殊工序，并制定特殊工序作业指导书，明确特殊工序的施工方法及控制措施。2）对于特殊工序，专业工长、质量检查员应负责对施工的全过程进行旁站式检查，对施工过程的参数进行连续控制，以确保施工的内在质量。3）对于特殊工序的施工过程，由专业工长负责编写施工日志，参加全过程施工的人员应在施工日志上签字，以便追溯。C、工程检验和试验的质量控制措施1）在施工方案中，规定工程施工的检验和试验的项目、位置、时间等要求，施工管理人员按规定提前做好检验和试验的准备工作。2）所有检验和试验的仪器、设备必须经过检定或校验合格方可作为检验和试验的依据。3）检验和试验项目首先应由专业工长进行自检，再由质检员进行复检，复检合格后方可报请监理工程师复核。7.3.工程质量关键点的控制A、质量控制