《多能互補型虛擬電廠聚合調控技術要求》

ICS國際標準分類號

CCS中國標準文獻分類號

團體標準

T/CESXXX-XXXX

多能互補型虛擬電廠聚合調控技術要求

Technicalrequirementsforpolymerizationcontrolofmulti-energy

complementaryvirtualpowerplant

（征求意見稿）

XXXX-XX-XX發(fā)布XXXX-XX-XX實施

中國電工技術學會發(fā)布

T/CESXXX—XXXX

多能互補型虛擬電廠聚合調控技術要求

1范圍

本文件規(guī)定了多能互補型虛擬電廠的資源聚合、調節(jié)運行能力評估、調控運行管理、數(shù)據(jù)交互要求、

調度計劃、事故處理、繼電保護及安全自動裝置管理等要求。

本文件適用于對多能互補型虛擬電廠進行電力系統(tǒng)調度運行控制。

2規(guī)范性引用文件

下列文件對于本文件的應用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，僅注日期的版本適用于本文件。

凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適用于本文件。

GB/T14285繼電保護和安全自動裝置技術規(guī)程

GB/T31464電網運行準則

DL/T5843kV～110kV電網繼電保護裝置運行整定規(guī)程

DL/T2041-2019分布式電源接入電網承載力評估導則

3術語和定義

下列術語和定義適用于本文件。

3.1

多能互補型虛擬電廠multi-energycomplementaryvirtualpowerplant

多能互補型虛擬電廠是聚合優(yōu)化“網源荷”清潔發(fā)展的新一代智能控制技術和互動商業(yè)模式，能夠

在傳統(tǒng)電網物理架構上，依托互聯(lián)網和現(xiàn)代信息通訊技術，聚合各類資源，并應用于多種服務場景。

本標準多能互補型虛擬電廠由分布式電源、分布式儲能和可調節(jié)負荷等電力資源，溫控負荷等熱力

資源，分布式儲氣、燃氣機組等氣資源構成。

服務場景包括電、熱、氣等不同種類資源協(xié)同優(yōu)化運行控制和市場交易，實現(xiàn)電源側的多能互補、

負荷側的靈活互動，對電網提供調峰、調頻等。

多能互補型虛擬電廠應該能支撐園區(qū)、樓宇、工廠、社區(qū)等場景的運營管理，其規(guī)模應達到省級或

區(qū)域級電力市場交易準入條件。

3.2

聚合資源resourcesaggregation

由若干單體資源匯聚達到一定電力規(guī)模的聚合體，如分布式電源、分布式儲能和可調節(jié)負荷等單體

電力資源，分布式溫控負荷等單體熱力資源，分布式儲氣、燃氣機組等單體氣資源，是一個虛擬的等值

控制對象。

3.3

聚合指標aggregationmetrics

指導虛擬電廠資源聚合的指標，從而形成面向不同調節(jié)區(qū)域、響應級別、調節(jié)方向和場景的聚合調

節(jié)能力。

3.4

聚合商aggregator

聚合商主要是為用戶提供專業(yè)的需求響應技術和高效的咨詢服務，其通過聚合需求響應資源并代理

參與需求響應容量、電能量競價獲得收益。

3.5

分布式能源distributedenergyresources

分布式能源是指分布在用戶端的能源綜合利用系統(tǒng)。一次能源以氣體燃料為主，可再生能源為輔，

利用一切可以利用的資源；二次能源以分布在用戶端的熱電冷(值)聯(lián)產為主，其他中央能源供應系統(tǒng)為

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輔，實現(xiàn)以直接滿足用戶多種需求的能源梯級利用，并通過中央能源供應系統(tǒng)提供支持和補充。

3.6

響應時間responseduration

可調度資源達到響應目標后持續(xù)響應的時間，單位：分鐘。

4多能互補型虛擬電廠資源聚合

4.1聚合范圍

4.1.1電源側聚合的多能互補分布式發(fā)電資源應為電網并網運行的光伏、風電、生物質發(fā)電、燃氣輪機。

4.1.2負荷側資源應為省級智慧能源綜合服務平臺可調節(jié)負荷資源庫中的電力用戶。

4.1.3儲能側資源應為電化學儲能、儲氫罐、抽水蓄能、飛輪儲能、熱儲能等儲能設施。

4.2聚合指標

針對分布式資源調節(jié)能力，從調節(jié)區(qū)域、響應級別、調節(jié)方向、適用場景等方面進行聚合，形成面

向不同調節(jié)區(qū)域、響應級別、調節(jié)方向和場景的聚合調節(jié)能力。

多能資源均通過電能作為樞紐與電網交互，因此標準中涉及到的調節(jié)均指電功率。

4.2.1調節(jié)區(qū)域聚合

應支持按照全網、省市、地區(qū)、分區(qū)（供區(qū)）、變電站、主變、臺區(qū)多個維度對負荷資源實時聚合。

4.2.2響應時間聚合

應支持按照響應時間等級差異對分布式資源進行實時聚合。

4.2.3調節(jié)方向聚合

應支持按照向上、向下調節(jié)為對象，對分布式資源進行實時聚合。

4.2.4場景聚合

應支持按照調峰、調頻和備用等場景，對可調節(jié)負荷資源進行實時聚合。

4.2.5綜合聚合

應支持按照調節(jié)區(qū)域、響應級別、調節(jié)方向對分布式資源進行綜合聚合。

4.2.6聚合能力實時上報

應支持按照人工設定或自動周期將分布式資源調節(jié)能力的綜合聚合結果，向上級負荷調控系統(tǒng)實時

報送。

5調節(jié)運行能力評估

5.1評估范圍

5.1.1多能互補型虛擬電廠應參與電力市場，在參與市場過程中，應向市場運營機構申報調節(jié)運行能

力，應接收出清結果，并按合理策略分解后向單體負荷下達指令，保證出清結果有效執(zhí)行。

5.1.2應從響應容量，日負荷率，日負荷波動方面進行分布式電源出力評估。

5.1.3應從使用一致性、使用頻率、響應速度、響應能力方面進行柔性負荷的可調節(jié)能力評估。

5.1.4應從裝機容量、充放電效率、充放電功率、循環(huán)壽命、單位電量成本方面進行分布式儲能潛力

評估。

5.2評估指標

多能互補型虛擬電廠參與電網調峰指標應符合下列要求：

1)聚合資源的可調節(jié)量不應小于在運功率的10%；

2)接入電網的聚合資源參與電網調峰時長不應小于1h；

3)根據(jù)虛擬電廠內部資源特征及歷史調節(jié)性能設定調節(jié)速率下限，其調節(jié)速率下限最大值應為調

節(jié)容量*1%/分鐘，調節(jié)速率下限最小值應為調節(jié)容量*3%/分鐘，且絕對值不低于0.6兆瓦/分鐘；

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4)虛擬電廠調節(jié)出力應與指令調節(jié)方向一致，且可在120秒內跨出調節(jié)死區(qū)；

5)調節(jié)精度應以每15分鐘為一個時段計算偏差率并進行考核，要求虛擬電廠不超過±15%；

6)在計劃執(zhí)行過程中，虛擬電廠應及時、準確上送實時功率，數(shù)據(jù)周期不應超過15min，虛擬電廠

對計劃分解時間不應超過15min；

7)聚合資源實際最大功率應能達到申報的可調出力上限，實際最小功率應達到申報的可調出力下

限。

8)接入電網的聚合資源參與電網調峰時長不應小于1h。

5.3評估方法

根據(jù)虛擬電廠內部資源特征及歷史數(shù)據(jù)確定調節(jié)運行能力基線，然后結合不同置信區(qū)間及概率分布

確定調節(jié)運行能力評估的具體結果。

6調控運行管理

6.1調控范圍

6.1.1多能互補型虛擬電廠參與電網調度期間，啟停、運行功率應由調度機構統(tǒng)一調度。

6.1.2多能互補型虛擬電廠下屬相關設備調度權、調度管轄范圍應在聚合調度協(xié)議中明確。

6.2調控規(guī)則

6.2.1多能互補型虛擬電廠與電網企業(yè)應按平等互利、協(xié)商一致和確保電力系統(tǒng)安全運行的原則，簽訂

調度協(xié)議。調度協(xié)議的基本內容應按GB/T31464執(zhí)行。

6.2.2虛擬電廠下屬接入的分布式電源應符合DL/T2041-2019的規(guī)定。

6.2.3多能互補型虛擬電廠下屬管轄天然氣設備應符合SY/T5225相關的規(guī)定。

6.2.4多能互補型虛擬電廠應按調度機構指令，參與電力系統(tǒng)調峰、調頻、備用、安全穩(wěn)定控制等，同

時兼顧其它能源網絡的需求。

6.2.5多能互補型虛擬電廠調度值班人員在其值班期間是虛擬電廠運行、操作和故障處置的指揮人，按

照調度管轄范圍行使指揮權，并對其發(fā)布的調度指令的正確性負責。調度值班人員接收并執(zhí)行調度指令

可使用錄音電話、網絡化下令等多種方式，但發(fā)受令的人員、時間、內容等應留存記錄（可采用電子化

記錄），并可追溯。

6.2.6多能互補型虛擬電廠下屬管轄的設備，遇有危及人身、能源網絡及設備安全的情況時，可按現(xiàn)場

運行規(guī)程處理，并立即報告多能互補型虛擬電廠調度值班人員。

6.2.7多能互補型虛擬電廠下屬管轄設備運行狀態(tài)改變，對設備調控、運行能力有影響時，操作前后應

及時通知多能互補型虛擬電廠值班人員。

6.2.8多能互補型虛擬電廠應設24h有人應答的運行值班電話，報調度機構備案，并安排值班人員負責

與調度機構開展調度業(yè)務聯(lián)系。

6.2.9多能互補型虛擬電廠考慮光伏、風電、儲能、溫控負荷、電動汽車等資源聚合模型特征，以虛擬

電廠效益最大為目標構建優(yōu)化運營問題，實現(xiàn)多能互補資源統(tǒng)一優(yōu)化和協(xié)調調度。

6.2.10根據(jù)多能互補型虛擬電廠運行工況將其分為正常工作和緊急工作。正常工作工況下，參與能量

調節(jié)的資源主要包括分布式儲能資源、分布式柴油發(fā)電機資源、溫控負荷，分布式儲氣罐等，參與輔助

服務的資源要包括分布式光伏發(fā)電、分布式儲能資源等。緊急工作工況下，參與能量調節(jié)的資源主要包

括分布式儲能、分布式柴油發(fā)電機、分布式儲氣罐等，參與輔助服務的資源主要是分布式儲能資源。

6.3調控運行

6.3.1控制對象建模

1）應支持包含多級不同虛擬電廠資源在內的源網荷儲多類型控制對象的統(tǒng)一分段一體化建模；

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2）控制對象的參數(shù)應包括可調節(jié)容量、可調節(jié)狀態(tài)、可調節(jié)范圍（上限、下限）、負荷安全約束、

功率禁止調節(jié)信號、資源所屬分區(qū)等；

3）“支持采用遙調或遙控方式對不同類型虛擬電廠資源下發(fā)功率絕對值、功率增減量或啟停中斷

信號等方式來調節(jié)目標類型；

4）支持對下級電網聚合調節(jié)資源的等效控制模型構建和功率控制指令轉發(fā)。

6.3.2調節(jié)模式

調節(jié)模式應包括測試模式、調峰模式、調頻模式和分區(qū)精控模式。

1)測試模式：采用該模式測試多能互補型虛擬電廠的聚合調節(jié)性能和單體調節(jié)性能；

2)調峰模式：根據(jù)全網協(xié)同調峰和事故緊急調峰等不同調峰業(yè)務場景，該模式下聚合商接受實時

閉環(huán)調節(jié)，目標來源于調峰市場出清結果或發(fā)電計劃；

4)調頻模式：根據(jù)多資源常規(guī)協(xié)同調頻和事故緊急調頻等不同調頻業(yè)務場景，該模式下聚合商接

受實時閉環(huán)調節(jié)，目標來源市場出清結果、區(qū)域控制偏差或頻率緊急控制需求；

5)分區(qū)精控模式：根據(jù)局部電網控制業(yè)務場景，結合臺區(qū)到主網的主配網供電拓撲路徑信息確定

各資源所處分區(qū)和對重載設備的靈敏度，該模式下聚合商接受實時閉環(huán)調節(jié)，控制目標是資源關聯(lián)

分區(qū)或斷面控制偏差。

6.3.3調度計劃

多能互補型虛擬電廠應按要求向調度機構報送虛擬電廠出力計劃、聚合資源可調節(jié)能力評估等信息。

調度機構按照電網需求或電力市場日前出清結果、下發(fā)分布式電源出力計劃、分布式儲能充放電計劃、

柔性負荷功率調節(jié)計劃。多能互補型虛擬電廠在相應時間內按計劃曲線執(zhí)行。

6.3.4指令下發(fā)

應能根據(jù)負荷對象模型和實際響應，考慮負荷資源延遲時間等特性對下發(fā)指令進行可變步長和時間

預控處理，同時對調節(jié)指令進行安全校驗，包括但不限于：

1)調節(jié)能力校驗：調節(jié)指令應不超過虛擬電廠實時上送的聚合對象調節(jié)范圍、調節(jié)時長和用電狀

態(tài)約束等（如電池SOC）；

2)數(shù)據(jù)質量校驗：調節(jié)對象量測異常時，不應下發(fā)調節(jié)指令；可結合調節(jié)不確定性和中間環(huán)節(jié)多

等因素采取考慮負荷時間延遲的調峰自適應預控等校驗控制策略；

3)安全約束校驗：調節(jié)指令方向、目標值不應惡化調節(jié)對象安全運行要求；

4)調節(jié)步長校驗：調節(jié)指令不應大于調節(jié)對象最大可調節(jié)步長，不應小于調節(jié)對象調節(jié)死區(qū)，可

根據(jù)虛擬電廠資源類型差異采取變步長、逐步修正的控制策略；

5)調節(jié)響應校驗：調節(jié)對象未實際跟蹤上次指令并反向調節(jié)超過限值時不應下發(fā)新的指令。

6.3.5調節(jié)性能評價

1）應能根據(jù)聚合資源響應主站下發(fā)指令情況，實時計算統(tǒng)計調節(jié)性能指標，按照指定周期將統(tǒng)計

結果通過文件或數(shù)據(jù)庫同步等方式提供給考核分析類應用；

2）調節(jié)性能指標至少應包括響應速率、響應延時度和調節(jié)精準度等指標；

3）調節(jié)性能指標評價應支持對聚合商單次調節(jié)指令性能評價、固定周期（例如5分鐘）調節(jié)性能

評價以及長周期（日、月、年）整體調節(jié)性能指標統(tǒng)計評價；

4）調節(jié)性能評價不僅包括聚合資源控制對象，還應包括對單體資源的調節(jié)貢獻評價。

6.3.6調節(jié)效果統(tǒng)計

1）應能在虛擬電廠參與調節(jié)后自動計算調節(jié)效果指標，應能對多能互補型虛擬電廠內部單個負荷

調節(jié)貢獻進行分析，并應能將計算指標結果保存，將統(tǒng)計結果通過文件或數(shù)據(jù)庫接口方式提供給相關應

用；

2）調節(jié)效果指標至少應包括調節(jié)深度指標、調節(jié)電量指標等，部分指標計算方法見附錄A。

7數(shù)據(jù)交互要求

7.1模型類數(shù)據(jù)交互頻次不大于1天1次。模型類數(shù)據(jù)包括

a）聚合資源類型容量等基本信息；

b）調節(jié)容量、響應時長、調節(jié)速率、響應時間、調節(jié)精度等聚合資源能力、調節(jié)響應能力數(shù)據(jù)模

型；

c）單體負荷名稱、類型、額定功率、地理位置（經、緯度）、并網饋線、并網變電站等單體負荷

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基本信息。

7.2用戶側應具備實時有功、無功、電流、電壓、遙信等運行類數(shù)據(jù)交互，僅參與中長期和現(xiàn)貨交易

的運行類數(shù)據(jù)交互頻率不大于15分鐘/次，參與輔助服務交易的運行類數(shù)據(jù)交互頻次不大于1分鐘/次。

7.3數(shù)據(jù)交互應采取加密措施，不允許明文傳輸，互聯(lián)網出口帶寬應不低于100M，網絡延時不超過

500ms，數(shù)據(jù)丟包率不高于0.5%。虛擬電廠通過光纖直聯(lián)或4G（5G）無線專網等方式實現(xiàn)對所聚合調

節(jié)資源遙測、遙信的全覆蓋，網絡速率延遲不超過500ms,丟包率不高于0.5%。

7.4計量裝置應具備約定時刻凍結電能量數(shù)據(jù)能力，最小凍結間隔不大于15分鐘。

8事故處理

8.1調度機構應負責統(tǒng)一指揮調度管轄范圍內電網事故的處理。

8.2多能互補型虛擬電廠發(fā)生威脅電力系統(tǒng)安全運行的緊急情況時，調度機構值班調度員應立即采取措

施，避免事故發(fā)生和防止事故擴大。

8.3多能互補型虛擬電廠內部資源不能正常運行或不能正常參與電網調節(jié)時，虛擬電廠電氣值班人員應

立即匯報調度機構值班調度員。

8.4與電網解列后的虛擬電廠資源，未經調度機構值班調度員同意，不得擅自并網運行。在具備并網運

行條件后，多能互補型虛擬電廠電氣值班人員應及時匯報值班調度員，經同意后可重新并網運行。

9繼電保護及安全自動裝置管理

9.1多能互補型虛擬電廠繼電保護及安全自動裝置配置和定值應符合GB/T14285、DL/T584的規(guī)定。

9.2多能互補型虛擬電廠內部繼電保護與安全自動裝置定值應由調度機構負責整定和下發(fā)。

9.3多能互補型虛擬電廠應根據(jù)調度機構提供的系統(tǒng)側等值參數(shù)，對自行管轄范圍內的繼電保護及安全

自動裝置定值進行計算、校核及批準，并在規(guī)定時間內向調度機構備案定值單。

9.4調度管轄范圍內的繼電保護及安全自動裝置定值單應由多能互補虛擬電廠電氣值班員與調度值班

人員核對后執(zhí)行，執(zhí)行完畢后應及時歸檔。

9.5多能互補型虛擬電廠的繼電保護及安全自動裝置操作應按所接入電網的調度管理規(guī)程和現(xiàn)場運行管

理規(guī)程執(zhí)行。

9.6多能互補型虛擬電廠繼電保護及安全自動裝置應按規(guī)定正常投運。對于不按相關標準、制度裝設及

投入相應繼電保護及安全自動裝置的虛擬電廠，調度機構可暫時停止其并網運行或停止向其供電。

附錄A

（規(guī)范性）

部分調節(jié)指標計算方法

A.1調節(jié)深度指標

調節(jié)深度指標定義為在一個控制周期內可調節(jié)負荷控制對象朝著控制目標方向與指令下發(fā)時刻功

率的偏差最大值。

A.2調節(jié)電量指標

調節(jié)電量指標的計算方法如下式所示：

()

=????