本发明涉及一种交易驱动的虚拟电厂定制化构建方法，属于电力系统及其自动化技术。
背景技术：
随着屋顶光伏、园区风电、储能设备以及可控负荷等分布式资源的日益增加，电力用户的角色从传统的“消费者”转变为当前的“产消者”，在自身有用电需求的情况下，同时还具备发电能力，可根据发电能力和用电需求的相对大小、在对自身进行最优能量管理后，灵活转变“生产者”和“消费者”的角色；还可利用自身的发电能力以及柔性调节潜力为电网提供服务，其中分布式电源可为电网提供电能服务，储能设备及可控负荷可为电网提供辅助服务。
目前，产消者的余量电量只能以极低的并网电价被电网收购，不足电量却要以零售电价从售电商买入，对个体来说经济效益较低。随着分布式电源规模的扩大，在深化电力体制改革背景下，国家发改委、国家能源局于2017年11月发布了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，提出了包含直接交易、委托代售、按标杆电价收购三种指导性的分布式发电市场化交易模式，旨在通过分布式交易将分布式发电引入竞争性的市场交易，减少对分布式发电项目的政策性补贴，促使其提高自身竞争力实现持续性发展。
虚拟电厂通过先进的协调控制技术、智能计量技术以及信息通信技术将分布式电源、储能系统、需求响应资源等多种分布式资源聚合起来，对外形成统一出力，作为中间单元来参与市场交易和电网调度，可实现众多发用电设备的互联互通互动，是泛在电力物联网的典型范例，为众多体量小、位置分散的分布式资源提供了市场交易平台。
因此提出一种交易驱动的虚拟电厂定制化构建方法，将同一配电台区中的产消者集群聚合为虚拟电厂，以虚拟电厂参与日前合同交易为应用场景，根据合同规定的出力要求，以交易驱动的方式确定虚拟电厂内部产消者的次日发用电计划，实现虚拟电厂的定制化构建，不仅可以有效促进电力系统功率供需平衡、促进新能源的就地消纳，还可通过组织本地市场交易为小规模分布式资源提供获利渠道。
技术实现要素：
发明目的：为了充分利用分布式资源的发电及功率调节能力，促进新能源的就地消纳，从市场交易环节保障电力系统功率的供需平衡，本发明提供一种交易驱动的虚拟电厂定制化构建方法，将同一配电台区中的产消者集群聚合为虚拟电厂，以虚拟电厂参与日前合同交易为应用场景，根据合同规定的出力要求，以交易驱动的方式确定虚拟电厂内部产消者的次日发用电计划，实现虚拟电厂的定制化构建。
技术方案：为实现上述目的，本发明采用的技术方案为：
一种交易驱动的虚拟电厂定制化构建方法，包括如下步骤：
(1)dso根据虚拟电厂运营商上报的次日出力区间及相应报价进行日前市场出清，将出清结果形成日前交易合同下发至虚拟电厂运营商；
(2)虚拟电厂运营商向产消者集群发布本地市场初始价格；
(3)产消者集群基于本地市场价格进行最优竞标决策，向虚拟电厂运营商提交竞标策略；
(4)虚拟电厂运营商以最大化运行收益为目标、以满足虚拟电厂定制出力要求为约束，根据产消者的竞标策略更新本地市场价格，并发布至各产消者；
(5)若本地市场价格收敛，产消者根据双方最终决策结果与虚拟电厂运营商签订日前交易合同，完成虚拟电厂的定制化构建；否则返回(3)进行循环。
具体的，所述步骤(1)中，dso根据虚拟电厂运营商上报的次日出力区间及相应报价进行日前市场出清，将出清结果形成日前交易合同下发至虚拟电厂运营商，具体为：
虚拟电厂运营商基于产消者集群上报的次日出力预测数据，分别计算虚拟电厂次日各时段的出力区间及相应报价：
其中：ptn和
具体的，所述步骤(2)中，虚拟电厂运营商向产消者集群发布本地市场初始价格，具体为：
(2-1)本地市场初始购电价格
其中：
(2-2)本地市场初始售电价格
其中：
具体的，所述步骤(3)中，产消者集群基于本地市场价格进行最优竞标决策，向虚拟电厂运营商提交竞标策略，具体为：
(3-1)产消者根据下式计算发用电比率，据此确定自身身份——生产者或消费者
其中：当gdrt≥1时，产消者为生产者，反之则为消费者。由于各时段产消者的发电能力和用电需求不尽相同，所以产消者在不同时段的身份可能不同。
(3-2)产消者采用如下二次型效用函数计算消费不同电量时的自身效用
其中：μt是表征用户用电行为的用户偏好参数，ν是用户各自已定的参数，ptcon是产消者的用电功率，
(3-4)产消者基于本地市场购售电价格进行最优竞标决策，向虚拟电厂运营商提交竞标策略
1)产消者作为生产者
以i作为生产型产消者编号，产消者作为生产者时可在满足自身用电需求的基础上向虚拟电厂运营商售电。产消者i提交的竞标策略包括价格敏感系数ai,t以及售电功率极限
由于产消者内部具有中央空调、储能设备等功率可调的柔性负荷，所以其可供出售的电量对价格敏感，如下式所示。
其中：
产消者i的效益包含以下几项：自身用电效用、在本地市场售电收益、电量余量并网收益以及自身发电成本，产消者i以最大化效用为目标进行日前优化，目标函数如下式所示。
其中：λi,t为单位发电成本，本文中的分布式电源为光伏发电系统，因此发电成本为设备投资成本分摊至日发电量的单位发电成本及设备运维成本之和，为定值；
s.t.
a)功率平衡约束。产消者i自身消耗功率和在本地市场出售功率之和应等于总发电功率。
b)柔性负荷约束。产消者i自身消耗功率等于空调系统功率
c)价格弹性约束。产消者i的价格弹性受用户自身用电意愿与售电意愿的约束，应不超过每个用户自身的最大价格弹性系数。
2)产消者作为消费者
以j作为消费型产消者编号，产消者作为消费者时，提交的竞标策略包括价格敏感系数
本文中，虚拟电厂运营商可以介于零售市场电价和合同电价之间的本地市场电价向产消者售电，通过调整本地市场售电电价来改变产消者的用电功率，从而使虚拟电厂对外出力满足定制需求。产消者的用电功率与本地售电电价之间的关系如下式。
其中：
产消者j的效益包含以下几项：自身用电效用、在本地市场购电成本、自身发电成本，产消者j以最大化效用为目标进行日前优化，目标函数如下式所示。
s.t.
a)功率平衡约束。产消者j在本地市场购电功率和自身发电功率之和应等于总用电功率。
b)柔性负荷约束。同产消者作为生产者时的约束。
c)价格弹性约束。产消者j的价格弹性受用户自身用电意愿与购电意愿的约束，应不低于每个用户自身的最小价格弹性系数。
(3-5)采用步长控制法对竞标系数的决策结果进行进一步约束，防止其发生大幅度改变，具体公式如下
max{ai,t(r)-δ,ai*,t(r 1)}≤ai,t(r 1)≤min{ai,t(r) δ,ai*,t(r 1)}(23)
δ＝|rmpt(r 1)·ai,t(r)|(24)
其中：ai,t(r)为第r轮迭代过程中得到的竞标系数决策值，ai*,t(r 1)为第r 1轮迭代过程中得到的竞标系数最优值，rmpt∈[0,1]为爬坡系数。本步相当于根据步长控制要求对本地优化得到的竞标系数进行修正，从而得到本轮的竞标系数决策值。
具体的，所述步骤(4)中，虚拟电厂运营商以最大化运行收益为目标、以满足虚拟电厂定制出力要求为约束，根据产消者的竞标策略更新本地市场价格，并发布至各产消者，具体为：
(4-1)采用多场景技术模拟实际运行过程中新能源出力、用户负荷需求及交易合同违约惩罚的不确定性，将随机优化问题转化为确定性优化问题。
(4-2)采用条件风险价值对虚拟电厂交易合同违约部分进行风险度量，合理权衡虚拟电厂的运营收益及潜在风险。
(4-3)虚拟电厂运营商根据产消者提交的竞标策略，以最小化虚拟电厂定制成本为目标进行日前优化决策，优化模型构建如下：
其中：γvpp为虚拟电厂定制成本；
目标函数中各部分计算如下：
其中：
s.t.
a)功率平衡约束。虚拟电厂的对外净出力应不低于合同规定的定制出力值。
b)购售电价约束。虚拟电厂运营商对生产型产消者的购电电价应介于电网统一收购电价和合同交易电价之间，虚拟电厂运营商对消费型产消者的售电电价应介于批发市场电价和零售市场电价之间。
c)风险约束。本文认为若虚拟电厂运营商实际交付电量低于合同规定值或超过合同规定值且偏差量大于δpmax时，需要对偏差电量缴纳合同违约惩罚。其中条件风险价值vrisk中的辅助变量δxyh应满足以下约束。
其中：
(4-4)虚拟电厂运营商与产消者集群的实际交易值与计划值之间的偏差服从正态分布，如下式所示：
其中：μb和σb、μs和σs分别为虚拟电厂运营商与产消者集群进行购电与售电交易所获得的实际交付量的期望值和标准差。
(4-5)虚拟电厂运营商第r轮更新本地市场价格后，按照如下公式随机选取一定数量的产消者禁止其在下一轮迭代过程中改变竞标策略：
其中：
具体的，所述步骤(5)中，若本地市场价格收敛，产消者根据双方最终决策结果与虚拟电厂运营商签订日前交易合同，完成虚拟电厂的定制化构建，否则返回(3)进行循环，具体为：
以下式作为本地市场价格的收敛判据
其中：
附图说明
图1为本发明方法的实施流程图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明作更进一步的说明。
如图1所示为一种交易驱动的虚拟电厂定制化构建方法，下面就整个实施过程加以具体说明。
步骤一：dso根据虚拟电厂运营商上报的次日出力区间及相应报价进行日前市场出清，将出清结果形成日前交易合同下发至虚拟电厂运营商。
虚拟电厂运营商基于产消者集群上报的次日出力预测数据，分别计算虚拟电厂次日各时段的出力区间及相应报价：
其中：ptn和
步骤二：虚拟电厂运营商向产消者集群发布本地市场初始价格。
(2-1)本地市场初始购电价格
其中：
(2-2)本地市场初始售电价格
其中：
步骤三：产消者集群基于本地市场价格进行最优竞标决策，向虚拟电厂运营商提交竞标策略。
(3-1)产消者根据下式计算发用电比率，据此确定自身身份——生产者或消费者
其中：当gdrt≥1时，产消者为生产者，反之则为消费者。由于各时段产消者的发电能力和用电需求不尽相同，所以产消者在不同时段的身份可能不同。
(3-2)产消者采用如下二次型效用函数计算消费不同电量时的自身效用
其中：μt是表征用户用电行为的用户偏好参数，ν是用户各自已定的参数，
(3-4)产消者基于本地市场购售电价格进行最优竞标决策，向虚拟电厂运营商提交竞标策略
1)产消者作为生产者
以i作为生产型产消者编号，产消者作为生产者时可在满足自身用电需求的基础上向虚拟电厂运营商售电。产消者i提交的竞标策略包括价格敏感系数ai,t以及售电功率极限
由于产消者内部具有中央空调、储能设备等功率可调的柔性负荷，所以其可供出售的电量对价格敏感，如下式所示。
其中：
产消者i的效益包含以下几项：自身用电效用、在本地市场售电收益、电量余量并网收益以及自身发电成本，产消者i以最大化效用为目标进行日前优化，目标函数如下式所示。
其中：λi,t为单位发电成本，本文中的分布式电源为光伏发电系统，因此发电成本为设备投资成本分摊至日发电量的单位发电成本及设备运维成本之和，为定值；
s.t.
a)功率平衡约束。产消者i自身消耗功率和在本地市场出售功率之和应等于总发电功率。
b)柔性负荷约束。产消者i自身消耗功率等于空调系统功率
c)价格弹性约束。产消者i的价格弹性受用户自身用电意愿与售电意愿的约束，应不超过每个用户自身的最大价格弹性系数。
2)产消者作为消费者
以j作为消费型产消者编号，产消者作为消费者时，提交的竞标策略包括价格敏感系数
本文中，虚拟电厂运营商可以介于零售市场电价和合同电价之间的本地市场电价向产消者售电，通过调整本地市场售电电价来改变产消者的用电功率，从而使虚拟电厂对外出力满足定制需求。产消者的用电功率与本地售电电价之间的关系如下式。
其中：
产消者j的效益包含以下几项：自身用电效用、在本地市场购电成本、自身发电成本，产消者j以最大化效用为目标进行日前优化，目标函数如下式所示。
s.t.
a)功率平衡约束。产消者j在本地市场购电功率和自身发电功率之和应等于总用电功率。
b)柔性负荷约束。同产消者作为生产者时的约束。
c)价格弹性约束。产消者j的价格弹性受用户自身用电意愿与购电意愿的约束，应不低于每个用户自身的最小价格弹性系数。
(3-5)采用步长控制法对竞标系数的决策结果进行进一步约束，防止其发生大幅度改变，具体公式如下
δ＝|rmpt(r 1)·ai,t(r)|(24)
其中：ai,t(r)为第r轮迭代过程中得到的竞标系数决策值，
步骤四：虚拟电厂运营商以最大化运行收益为目标、以满足虚拟电厂定制出力要求为约束，根据产消者的竞标策略更新本地市场价格，并发布至各产消者。
(4-1)采用多场景技术模拟实际运行过程中新能源出力、用户负荷需求及交易合同违约惩罚的不确定性，将随机优化问题转化为确定性优化问题。
(4-2)采用条件风险价值对虚拟电厂交易合同违约部分进行风险度量，合理权衡虚拟电厂的运营收益及潜在风险。
(4-3)虚拟电厂运营商根据产消者提交的竞标策略，以最小化虚拟电厂定制成本为目标进行日前优化决策，优化模型构建如下：
其中：γvpp为虚拟电厂定制成本；
目标函数中各部分计算如下：
其中：
s.t.
a)功率平衡约束。虚拟电厂的对外净出力应不低于合同规定的定制出力值。
b)购售电价约束。虚拟电厂运营商对生产型产消者的购电电价应介于电网统一收购电价和合同交易电价之间，虚拟电厂运营商对消费型产消者的售电电价应介于批发市场电价和零售市场电价之间。
c)风险约束。本文认为若虚拟电厂运营商实际交付电量低于合同规定值或超过合同规定值且偏差量大于δpmax时，需要对偏差电量缴纳合同违约惩罚。其中条件风险价值vrisk中的辅助变量δxyh应满足以下约束。
其中：
(3-4)虚拟电厂运营商与产消者集群的实际交易值与计划值之间的偏差服从正态分布，如下式所示：
其中：μb和σb、μs和σs分别为虚拟电厂运营商与产消者集群进行购电与售电交易所获得的实际交付量的期望值和标准差。
(4-5)虚拟电厂运营商第r轮更新本地市场价格后，按照如下公式随机选取一定数量的产消者禁止其在下一轮迭代过程中改变竞标策略：
其中：
步骤五：若本地市场价格收敛，产消者根据双方最终决策结果与虚拟电厂运营商签订日前交易合同，完成虚拟电厂的定制化构建，否则返回步骤三进行循环。
以下式作为本地市场价格的收敛判据
其中：
以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出：对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。
1.一种交易驱动的虚拟电厂定制化构建方法，其特征在于：包括如下步骤：
(1)dso根据虚拟电厂运营商上报的次日出力区间及相应报价进行日前市场出清，将出清结果形成日前交易合同下发至虚拟电厂运营商；
(2)虚拟电厂运营商向产消者集群发布本地市场初始价格；
(3)产消者集群基于本地市场价格进行最优竞标决策，向虚拟电厂运营商提交竞标策略；
(4)虚拟电厂运营商以最大化运行收益为目标、以满足虚拟电厂定制出力要求为约束，根据产消者的竞标策略更新本地市场价格，并发布至各产消者；
(5)若本地市场价格收敛，产消者根据双方最终决策结果与虚拟电厂运营商签订日前交易合同，完成虚拟电厂的定制化构建；否则返回(3)进行循环。
2.根据权利要求1所述的交易驱动的虚拟电厂定制化构建方法，其特征在于：所述步骤(1)中，dso根据虚拟电厂运营商上报的次日出力区间及相应报价进行日前市场出清，将出清结果形成日前交易合同下发至虚拟电厂运营商，具体为：
虚拟电厂运营商基于产消者集群上报的次日出力预测数据，分别计算虚拟电厂次日各时段的出力区间及相应报价：
其中：ptn和
3.根据权利要求1所述的交易驱动的虚拟电厂定制化构建方法，其特征在于：所述步骤(2)中，虚拟电厂运营商向产消者集群发布本地市场初始价格，具体为：
(2-1)本地市场初始购电价格
其中：
(2-2)本地市场初始售电价格
其中：
4.根据权利要求1所述的交易驱动的虚拟电厂定制化构建方法，其特征在于：所述步骤(3)中，产消者集群基于本地市场价格进行最优竞标决策，向虚拟电厂运营商提交竞标策略，具体为：
(3-1)产消者根据下式计算发用电比率，据此确定自身身份——生产者或消费者
其中：当gdrt≥1时，产消者为生产者，反之则为消费者；由于各时段产消者的发电能力和用电需求不尽相同，所以产消者在不同时段的身份可能不同；
(3-2)产消者采用如下二次型效用函数计算消费不同电量时的自身效用
其中：μt是表征用户用电行为的用户偏好参数，ν是用户各自已定的参数，ptcon是产消者的用电功率，
(3-4)产消者基于本地市场购售电价格进行最优竞标决策，向虚拟电厂运营商提交竞标策略
1)产消者作为生产者
以i作为生产型产消者编号，产消者作为生产者时可在满足自身用电需求的基础上向虚拟电厂运营商售电；产消者i提交的竞标策略包括价格敏感系数ai,t以及售电功率极限
由于产消者内部具有中央空调、储能设备等功率可调的柔性负荷，所以其可供出售的电量对价格敏感，如下式所示：
其中：
产消者i的效益包含以下几项：自身用电效用、在本地市场售电收益、电量余量并网收益以及自身发电成本，产消者i以最大化效用为目标进行日前优化，目标函数如下式所示：
其中：λi,t为单位发电成本，本文中的分布式电源为光伏发电系统，因此发电成本为设备投资成本分摊至日发电量的单位发电成本及设备运维成本之和，为定值；
s.t.
a)功率平衡约束：产消者i自身消耗功率和在本地市场出售功率之和应等于总发电功率：
b)柔性负荷约束：产消者i自身消耗功率等于空调系统功率
c)价格弹性约束：产消者i的价格弹性受用户自身用电意愿与售电意愿的约束，应不超过每个用户自身的最大价格弹性系数：
2)产消者作为消费者
以j作为消费型产消者编号，产消者作为消费者时，提交的竞标策略包括价格敏感系数
虚拟电厂运营商可以介于零售市场电价和合同电价之间的本地市场电价向产消者售电，通过调整本地市场售电电价来改变产消者的用电功率，从而使虚拟电厂对外出力满足定制需求，产消者的用电功率与本地售电电价之间的关系如下式：
其中：
产消者j的效益包含以下几项：自身用电效用、在本地市场购电成本、自身发电成本，产消者j以最大化效用为目标进行日前优化，目标函数如下式所示：
s.t.
a)功率平衡约束：产消者j在本地市场购电功率和自身发电功率之和应等于总用电功率：
b)柔性负荷约束，同产消者作为生产者时的约束；
c)价格弹性约束，产消者j的价格弹性受用户自身用电意愿与购电意愿的约束，应不低于每个用户自身的最小价格弹性系数：
(3-5)采用步长控制法对竞标系数的决策结果进行进一步约束，防止其发生大幅度改变，具体公式如下
δ＝|rmpt(r 1)·ai,t(r)|(24)
其中：ai,t(r)为第r轮迭代过程中得到的竞标系数决策值，
5.根据权利要求1所述的交易驱动的虚拟电厂定制化构建方法，其特征在于：所述步骤(4)中，虚拟电厂运营商以最大化运行收益为目标、以满足虚拟电厂定制出力要求为约束，根据产消者的竞标策略更新本地市场价格，并发布至各产消者，具体为：
(4-1)采用多场景技术模拟实际运行过程中新能源出力、用户负荷需求及交易合同违约惩罚的不确定性，将随机优化问题转化为确定性优化问题；
(4-2)采用条件风险价值对虚拟电厂交易合同违约部分进行风险度量，合理权衡虚拟电厂的运营收益及潜在风险；
(4-3)虚拟电厂运营商根据产消者提交的竞标策略，以最小化虚拟电厂定制成本为目标进行日前优化决策，优化模型构建如下：
其中：γvpp为虚拟电厂定制成本；
目标函数中各部分计算如下：
其中：
s.t.
a)功率平衡约束，虚拟电厂的对外净出力应不低于合同规定的定制出力值：
b)购售电价约束，虚拟电厂运营商对生产型产消者的购电电价应介于电网统一收购电价和合同交易电价之间，虚拟电厂运营商对消费型产消者的售电电价应介于批发市场电价和零售市场电价之间；
c)风险约束，本虚拟电厂运营商实际交付电量低于合同规定值或超过合同规定值且偏差量大于δpmax时，需要对偏差电量缴纳合同违约惩罚，其中条件风险价值vrisk中的辅助变量δxyh应满足以下约束：
其中：
(4-4)虚拟电厂运营商与产消者集群的实际交易值与计划值之间的偏差服从正态分布，如下式所示：
其中：μb和σb、μs和σs分别为虚拟电厂运营商与产消者集群进行购电与售电交易所获得的实际交付量的期望值和标准差；
(4-5)虚拟电厂运营商第r轮更新本地市场价格后，按照如下公式随机选取一定数量的产消者禁止其在下一轮迭代过程中改变竞标策略：
其中：
6.根据权利要求1所述的可交易能源机制下虚拟电厂的构建及运行方法，其特征在于：所述步骤(5)中，若本地市场价格收敛，产消者根据双方最终决策结果与虚拟电厂运营商签订日前交易合同，完成虚拟电厂的定制化构建，否则返回(3)进行循环，具体为：
以下式作为本地市场价格的收敛判据
其中：
