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龙图腾网恭喜中国能源建设集团天津电力设计院有限公司;天津津电供电设计所有限公司申请的专利面向多能互补和低碳化的多区域虚拟电厂优化调度方法获国家发明授权专利权，本发明授权专利权由国家知识产权局授予，授权公告号为：CN114676878B 。

龙图腾网通过国家知识产权局官网在2025-03-25发布的发明授权授权公告中获悉：该发明授权的专利申请号/专利号为：202111651917.4，技术领域涉及：G06Q10/04；该发明授权面向多能互补和低碳化的多区域虚拟电厂优化调度方法是由刘晓鸥;徐兵;陈世龙;刘剑;李学斌;刘建伟;赵号设计研发完成，并于2021-12-30向国家知识产权局提交的专利申请。

本面向多能互补和低碳化的多区域虚拟电厂优化调度方法在说明书摘要公布了：本发明涉及一种面向多能互补和低碳化的多区域虚拟电厂优化调度方法，其特征在于：包括以下步骤：步骤1、构建多区域VPP架构组织；步骤2、基于步骤1所构建的多区域VPP架构组织，制定天然气产消系统运行策略，并计算其电能消耗量、天然气产量和碳减排量；步骤3、基于步骤2所制定天然气产消系统运行策略，通过区域间能量交互实现多区域VPP的电能互补，以VPP运行效益最大化为目标，构建多区域VPP优化调度模型；步骤4、采用复合微分进化算法进行求解步骤3所构建的多区域VPP优化调度模型，进而实现面向多能互补和低碳化的多区域虚拟电厂优化调度。本发明够促进电能、热能和天然气能源的互补利用，推动电力能源低碳化转型，提升清洁可再生能源消纳能力，缓解可再生能源出力和负荷供需不匹配矛盾。

本发明授权面向多能互补和低碳化的多区域虚拟电厂优化调度方法在权利要求书中公布了：1.一种面向多能互补和低碳化的多区域虚拟电厂优化调度方法，其特征在于：包括以下步骤：步骤1、构建多区域VPP架构组织；步骤2、基于步骤1所构建的多区域VPP架构组织，制定天然气产消系统运行策略，并计算其电能消耗量、天然气产量和碳减排量；步骤3、基于步骤2所制定天然气产消系统运行策略，通过区域间能量交互实现多区域VPP的电能互补，以VPP运行效益最大化为目标，构建多区域VPP优化调度模型；步骤4、采用复合微分进化算法进行求解步骤3所构建的多区域VPP优化调度模型，进而实现面向多能互补和低碳化的多区域虚拟电厂优化调度；所述步骤3的具体步骤包括：1构建设备模型：①燃气机组PCHP,t,i＝VCHP,t,iHgηCHP,e10HCHP,t,i＝VCHP,t,iHg1-ηCHP,e-ηCHP,loss11HGB,t,i＝VGB,t,iHgηGB12式中：PCHP,t,i是i区域t时段CHP机组的电功率；HCHP,t,i是i区域t时段CHP机组的热功率；VCHP,t,i是i区域t时段CHP机组的天然气消耗量；VGB,t,i是i区域t时段燃气锅炉的天然气消耗量；ηCHP,e是CHP机组电效率；ηCHP,loss是CHP机组损耗率；ηGB是燃气锅炉效率；HGB,t,i是i区域t时段燃气锅炉的热功率；②储能单元考虑储能装置自损耗，储电、储热功率方程如下所示；SEES,t,i＝SEES,t-1,i1-σEES,i+μEESC,t,iηEESC,iPEESC,t,i+μEESD,t,iηEESD,iPEESD,t,i130≤μEESC,t,i+μEESD,t,i≤114STES,t,i＝STES,t-1,i1-σTES,i+μTESC,t,iηTESC,iQTESC,t,i+μTESD,t,iηTESD,iQTESD,t,i150≤μTESC,t,i+μTESD,t,i≤116式中：SEES,t,i、STES,t,i为i区域t时段末电储能和热储能的剩余能量，MWh；PEESC,t,i、PEESD,t,i分别为i区域t时段电储能的充电、放电功率，正为充电，负为放电；QTESC,t,i、QTESD,t,i分别为i区域t时段热储能的储热、放热功率，正为储热，负为放热；ηEESC,i、ηEESD,i分别为i区域电储能的充电、放电效率；ηTESC,i、ηTESD,i分别为i区域热储能的储热、放热效率；σEES,i、σTES,i分别为i区域的电储能、热储能的自损耗率；μEESC,t,i、μTESC,t,i分别表示i区域t时段电储能、热储能是否补充能量，否则置0，是则置1；μEESD,t,i、μTESD,t,i分别表示i区域t时段电储能、热储能是否释放能量，否则置0，是则置1；③垃圾焚烧单元垃圾焚烧电厂可同时满足区域的供电和供热需求；垃圾焚烧电厂能够提供的总能量WWI,i方程如下所示； 式中；PWI,t,i、HWI,t,i分别表示i区域t时段垃圾焚烧电厂的电功率、热功率输出；T为调度周期内总时段数；Δt为运行时间；烟气处理系统功率方程如下所示：PFG,t,i＝wFGQFG1,t,i+QFG2,t,i18式中：PFG,t,i是i区域t时刻烟气处理系统功率；wFG是烟气处理系统的功耗系数；QFG1,t,i为i区域t时刻垃圾焚烧电厂排烟管道流入烟气处理系统的烟气量；QFG2,t,i为i区域t时刻储烟装置流入烟气处理系统的烟气量；④多系统多单元协同运行天然气产消系统、垃圾焚烧单元、可再生能源单元的多系统多单元协同运行时，碳捕集单元、垃圾焚烧单元、可再生能源单元共同满足碳捕集系统、烟气处理系统的用能需求，剩余功率并入电网；PCC,t,i＝PCFGCC,t,i+PWICC,t,i+PWTCC,t,i+PPVCC,t,i19PFG,t,i＝PCFGFG,t,i+PWIFG,t,i+PWTFG,t,i+PPVFG,t,i20式中：PCC,t,i、PFG,t,i分别是t时段i区域碳捕集系统、烟气处理系统的功率；PCFGCC,t,i、PWICC,t,i、PWTCC,t,i、PPVCC,t,i分别是i区域t时段由燃煤发电机、垃圾焚烧电厂、风电、光伏向碳捕集系统提供的功率；PCFGFG,t,i、PWIFG,t,i、PWTFG,t,i、PPVFG,t,i分别是i区域t时段由燃煤发电机、垃圾焚烧电厂、风电、光伏向烟气处理系统提供的功率；PCFG,t,i＝PCFGCC,t,i+PCFGFG,t,i+PCFGN,t,i21PWI,t,i＝PWICC,t,i+PWIFG,t,i+PWIN,t,i22PWT,t,i＝PWTCC,t,i+PWTFG,t,i+PWTN,t,i23PPV,t,i＝PPVCC,t,i+PPVFG,t,i+PPVN,t,i24式中：PWI,t,i、PWT,t,i、PPV,t,i分别是i区域t时段垃圾焚烧电厂、风电、光伏的发电功率；PCFGN,t,i、PWIN,t,i、PWTN,t,i、PPVN,t,i分别是i区域t时段燃煤发电机、垃圾焚烧电厂、风电、光伏并网的功率；⑤区域间能量交互多区域VPP的各个区域间可实现电能和热能的交互，区域间能量交互方程如下所示；PIN,t,j,i＝μP,t,i,jPOUT,t,i,j1-σP,i,jLP,i,jPOUT,t,i,j25HIN,t,j,i＝μH,t,i,jHOUT,t,i,j1-σH,i,jLH,i,jHOUT,t,i,j26式中：POUT,t,i,j、PIN,t,j,i分别是t时段区域ij间存在电能交互时，i区域的输出电功率和j区域输入的电功率；HOUT,t,i,j、HIN,t,j,i分别为t时段区域ij间存在热能交互时，i区域的输出热功率和j区域输入的热功率；σP,i,j为区域ij间的单位距离电能损耗系数；σH,i,j为区域ij间的单位距离热能损耗系数；LP,i,j、LH,i,j分别为区域ij间输送电能、热能的距离，km；μP,t,i,j、μH,t,i,j分别表示t时段区域ij间是否存在电能、热能交互，否则置0，是则置1；2构建目标函数以VPP运行净利润最大化为目标进行优化，目标函数表达式如方程27所示： 式中：S是VPP内区域总数；目标函数包括，碳市场收益ICM,t,i、能量市场收益IEM,t,i、环境污染成本CE,t,i、燃煤发电机燃料成本CCFG,t,i、碳封存成本CCS,t,i、垃圾焚烧电厂成本CWI,t,i、燃气消费单元成本CGC,t,i、P2G成本CP2G,t,i、风电和光伏维护成本COM,t,i、中断负荷补偿费用CIL,t,i；其中：①碳交易收益方程如下所示：ICM,t,i＝kCQCO2,t,i-QCE,t,i＝kCγCPCFG,t,i-QCE,t,i28式中：kC为碳交易价格，万元吨；γC为碳排放基准量系数，吨MWh；②电力市场的收益表达式如方程29所示：IEM,t,i＝0.5PEM,t,iλEM1,t+λEM2,t+0.5|PEM,t,i|λEM1,t-λEM2,t29式中：PEM,t,i为i区域t时段在能源市场的交易量，正为售电，负为购电，MWh；λEM1,t、λEM2,t分别为i区域t时段VPP在能源市场的售电、购电电价，万元MWh；③VPP从电网中购电时，需支付环境污染成本，如方程30所示； 式中：R是污染物总数；Dr,g是第r种污染物排放系数，kgMWh；Hr是第r种污染物环境系数，元kg；Yr是第r种污染物罚款系数，元kg；④考虑阀点效应的燃煤发电机燃料费用方程如下所示； 式中：ai、bi、ci、di、ei分别是i区域燃煤发电机的燃料成本系数；PCFG,min,i是i区域燃煤发电机输出功率下限；⑤碳封存成本方程如下所示：CCS,t,i＝QCS,t,ikCS32QCS,t,i＝QCC,t,i-QP2G,t,i33式中：kCS是CO2封存成本系数，万元吨；⑥垃圾焚烧电厂成本仅指碳排放罚款，其表达式如下所示：CWI,t,i＝PWI,t,ikc,t,ieFG-γC34式中：eFG是垃圾焚烧电厂烟气排放量系数，吨MWh；⑦天然气消费系统成本，其表达式如下所示：CGC,t,i＝VNGM,t,ikNG35VBUY,t,i＝VCHP,t,i+VGB,t,i-VP2G,t,i36式中：VNGM,t,i是区域i购买天然气的总量，m3；kNG是天然气市场中的天然气单价，万元m3；⑧P2G运行成本如方程37所示；CP2G,t,i＝PP2G,t,ikP2G37式中：kP2G是P2G运行成本系数，万元MWh；⑨风电、光伏日常维护费用如方程38所示；COM,t,i＝λ1PWT,t,i+λ2PPV,t,i38式中：λ1、λ2分别为风电、光伏的维护成本系数，元MWh；⑩用户负荷被中断时，VPP需对用户进行补偿；中断负荷补偿费用如方程39所示； 式中：K为中断负荷等级；λCUT,k为第k级中断负荷补偿价格系数，与中断负荷等级正相关，万元MW；PCUT,k,t,i为i区域t时段第k级中断负荷总量，MW；3约束条件①各区域功率平衡约束； HCHP,t,i+HGB,t,i+HWI,t,i+HTESD,t,i＝HHL,t,i+HTESC,t,i41式中：PEL,t,i、HHL,t,i分别为i区域t时段的电负荷、热负荷，MW；PCUT,t,i为i区域t时段各级中断负荷总量；②碳捕集单元约束；PCFG,min,i≤PCFG,t,i≤PCFG,max,i42PConst,i≤PCFGCC,t,i+PWICC,t,i+PWTCC,t,i+PPVCC,t,i≤PCCS,max,t,i43PCCS,max,i＝wCeCCSPCFG,max,i44|PCFG,t+1,i-PCFG,t,i|≤ΔPCFG,i45 式中：PCFG,max,i为燃煤发电机输出功率上限；PCCS,max,i是i区域碳捕集系统的运行功耗上限；ΔPCFG,i为i区域燃煤发电机出力的爬坡速率约束；ΔPOP,i为i区域碳捕集系统功耗的爬坡速率约束；③天然气消费单元约束；CHP机组电热出力及爬坡约束方程如下所示；PCHP,min,i≤PCHP,t,i≤PCHP,max,i47HCHP,min,i≤HCHP,t,i≤HCHP,max,i48|PCHP,t+1,i-PCHP,t,i|≤ΔPCHP,i49式中：PCHP,max,i、PCHP,min,i、HCHP,max,i、HCHP,min,i分别为i区域CHP机组电出力上、下限和热出力上、下限；ΔPCHP,i为i区域CHP机组出力爬坡速率约束；燃气锅炉热出力及爬坡约束方程如下所示；HGB,min,i≤HGB,t,i≤HGB,max,i50|HGB,t+1,i-HGB,t,i|≤ΔHGB,i51式中：HGB,max,i、HGB,min,i分别为i区域燃气锅炉出力上、下限；ΔHGB,i为i区域燃气锅炉出力爬坡速率约束；④P2G运行约束0≤PP2G,t,i≤PP2G,max,i52式中：PP2G,max,i为i区域P2G设备最大运行功率；⑤储能单元约束电储能约束如方程53～56所示，鉴于热储能约束与电储能约束一致，此处不再赘述；0≤PEESC,t,i≤PEESC,max,i53PEESD,max,i≤PEESD,t,i≤054SEES,min,i≤SEES,t,i≤SEES,max,i55SEES,0,i＝SEES,24,i56式中：PEESC,max,i、PEESD,max,i分别为i区域电储能充电、放电功率最大值；SEES,min,i、SEES,max,i分别为i区域电储能的最小、最大容量；SEES,0,i、SEES,24,i分别为i区域一天内电储能剩余容量的始末值；⑥中断负荷约束0≤PCUT,k,t,i≤RCUT,k,iPEL,t,i57 式中：RCUT,k,i为i区域第k级负荷中断系数；⑦垃圾焚烧单元约束 PWI,min,i≤PWI,t,i≤PWI,max,i60|PWI,t+1,i-PWI,t,i|≤ΔPWI,i610.1VWIFG,max,i≤VWIFG,t,i≤0.9VWIFG,max,i620≤QFG3,t,i≤VL,WIFG,max,i63式中：WWI,i为i区域垃圾焚烧单元每日总能量输出；WWI,max,i为i区域垃圾焚烧单元每日总能量输出上限；PWI,max,i、PWI,min,i分别为i区域垃圾焚烧单元功率输出最大和最小值；ΔPWI,i为i区域垃圾焚烧单元出力爬坡速率约束；VWIFG,t,i为i区域t时刻储烟装置的储气量；VWIFG,max,i为i区域储烟装置的最大容量；QFG3,t,i为i区域t时刻流入储烟装置的烟气量；VL,WIFG,max,i为储烟装置管道设备的最大流量；⑧区域间互联功率约束0≤PIN,t,j,i≤PIO,max,i,j640≤POUT,t,i,j≤PIO,max,i,j65式中：PIO,max,i,j为区域ij间电能传输功率的上限。

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