CN110676846A - 电力调峰方法、调度中心及电力调峰系统 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种电力调峰方法、调度中心及电力调峰系统，方法包括：获取次日预测负荷、次日预测新能源出力及次日可参与调度的高载能负荷信息；根据获取到的次日预测负荷、次日预测新能源出力及次日可参与调度的高载能负荷信息，生成仅常规能源电厂机组参与的调峰方式下的日前调度计划；根据该日前调度计划，判断次日是否存在丢弃新能源出力的情况；若是，生成常规能源电厂机组和高载能负荷共同参与的日前调度计划；基于该日前调度计划和电池储能装置对常规能源电厂和新能源电厂的出力计划进行日内修正，能提升追踪负荷变化的能力，提高调节灵活度，减小了高载能负荷离散调节对调峰的局限性，有效降低系统运行成本。

Description

电力调峰方法、调度中心及电力调峰系统

技术领域

本发明涉及电网技术领域，特别涉及一种电力调峰方法、调度中心及电力 调峰系统。

背景技术

从21世纪初，风电便作为新能源的主要形式蓬勃发展。与火电、水电、 核电等电源不同，风电出力具有间歇性、波动性和反调峰特性，且具有容量可 信度低、可预测性差等特点，风电的大规模集中开发使这些风电出力特点突显， 电力系统面临巨大调峰压力。在传统电力系统中，规划或运行决策主要考虑来 自负荷的不确定性，而在新能源电力系统中，间歇性发电所占比例较高，因此 电力系统在供需双侧都呈现出显著的随机性特征，具体可参考文献“张宏伟.供 需侧调峰方式对电力系统能效影响分析[D].保定：华北电力大学，2017”。

在我国，煤电机组和水电机组作为目前主要的调峰电源，承担系统大部分 调峰任务。但是，当燃煤机组处于低负荷运行、启停等“非常规运行”状态时， 会产生较多的烟尘及废气污染，且经济性差；常规水电和抽水蓄能机组虽然运 行灵活，环境效益显著，但由于自然条件的客观限制，未来的装机容量增幅有 限。面对今后越来越严峻的环境形势和不断增长的调峰需求，传统调峰电源远 远不够，亟待大力发展调峰性能好、环保效益高的其他调峰手段。风电等可再 生能源发电出力的间歇性、波动性和不可预测性决定了传统的仅由供电侧追踪 负荷的调度方式难以为继，利用负荷追踪风电出力变化的负荷调度方式有望在未来的电力系统运行中成为趋势。

高载能负荷是指能源价值在产值中所占比重较高的负荷，是一种能源利用 率高的工业负荷。根据高载能行业的初步调研表明，各类型高载能负荷均能在 不同程度上参与可再生能源的消纳，具有可调节的特性，部分负荷具有可中断、 可转移、可上下调节的特性，且其调节幅度和空间较大，可以满足可再生能源 消纳的需求。离散调节的高载能负荷采用多条生产线串联的生产方式，以生产 线为生产单位，通过投切计划能够实现0％-100％容量范围内的功率调节。与 商业负荷和居民用电负荷相比，具有可调节容量大、响应速度快、负荷稳定、 自动化水平高的优势，目前，我国高载能企业的用电量达到总用电量的30％ 以上，如果其中的可中断/平移负荷部分能够参与到需求响应中，对于系统调 峰能力的改善将是巨大的，具体可参考文献“王健，鲁宗相，乔颖，等.高载 能负荷提高风电就地消纳的需求响应模式研究[J].电网技术，2017， 41(7):2115-2123”。

基于以上情况，目前存在两种现有技术方案。其中，第一种现有技术方案 如下：

当风电出力超出常规电源调节能力时，若电网全额接纳此部分风电，常规 电源将被迫减小出力至非常规出力状态，甚至出现停机。为了不影响电网运行 的安全性和经济性，电网只能采取弃风措施。

该技术提出了将具有可调节和可中断特点的高载能负荷参与电网调控，形 成源荷协调优化运行模式，用于解决大规模风电消纳问题，具体可参考文献“刘 文颖，文晶，谢昶，等.考虑风电消纳的电力系统源荷协调多目标优化方法[J].中 国电机工程学报，2015，35(5):1079-1088”。具体策略如下：当常规电源调节 能力不足，无法满足风电出力波动和负荷需求时，可以通过投入或切除高载能 负荷来保证电力系统供需平衡，提升系统调峰能力，从而提高风电消纳能力， 减少弃风。

针对这一策略，建立了源荷协调多目标优化模型，对常规电源的出力情况 和高载能负荷的投切情况进行优化。以风电消纳电量最大和系统运行成本最小 为目标，目标函数如下：

maxC_GH＝C_gen+C_high-load，式中，T为调度 期间的时段数；N_W为风电场个数；

为风电场i在t时段的有功调度出力；C_gen为常规机组的发电成本；C_high-load高载能负荷的投切成本。

对离散调节的高载能负荷建模如下。高载能负荷的投切成本为：

式中，N_H为高载能负荷组数；λ_Hk为高载能负荷k的单位调节成本；

为 高载能负荷k在时段t的投切状态，

表示高载能负荷k在时段t中断运行，

表示高载能负荷k在时段t投入运行；P_Hk为高载能负荷k的单位投切容量。

高载能负荷的运行约束为投入容量约束、投切次数约束、投切时间约束， 投入容量约束为

投切次数约束为投切 时间约束为

式中，

和

分别为t时段高载能负荷 的投入容量上下限；和

分别为高载能负荷k在时段t的投入持续时间和 中断持续时间；

和分别为高载能负荷k的最小连续投入时间和最小连 续中断时间。

现有技术方案中第二种现有技术方案如下：

储能具有负荷、电源的双重特性，可实现毫秒到数天的宽时间尺度灵活双 向调节。储能分为能量型和功率型两类，分别可用于平衡变化幅度大、周期较 长的功率差和平抑幅值小、变化频率高的波动。该技术方案提出了一种基于日 前能量调度管理和实时误差控制的储能系统容量配置方案，解决微网中新能源 发电与负荷平衡问题。

该技术下的储能系统分为两类，一类是针对日前预测制定能量管理策略的 主储能电池单元，采用能量型的铅酸蓄电池，主储能单元作为日前预测管理的 重要环节，主要负责在新能源发电和微型燃气轮机发电过大的情况下，储存多 余的电量，在发电量较小的情况下，输出电量以平衡功率。另一类是辅助储能 系统，针对实时操作下的微电网系统，在日前预测和能量管理调度的基础上， 建立专门解决实时控制下误差影响的储能系统，平缓实时环境下新能源发电不 确定性以及负荷不确定性的辅助储能电池单元，从而完善整个储能系统，一般 采用功率型的超级电容器。

但以上现有技术方案还是存在一些缺陷，具体的，第一种现有技术方案的 缺陷为：(1)为了尽可能地提高风电消纳能力，电网中的调峰资源应该具有 一定的跟踪净负荷变化的能力，以离散调节方式参与调峰的高载能负荷所能提 供的可调容量大小固定，因而不能提供小范围功率变化，调节灵活性不足，这 使得离散调节的高载能负荷作为一种可以提供大量功率变化的需求响应资源 不能得到充分利用；(2)考虑工业生产实际，需要在日前得到高载能负荷投 切计划，但由于预测存在误差，日前调度计划往往与实际情况有一定的偏差。 第二种现有技术方案的缺陷为：(1)该技术用于解决针对微电网孤岛模式下 的新能源发电、负荷平衡问题，不适用于大电网的调峰问题；(2)电池储能 投资、维护成本与安装容量相关，若仅使用电池储能调峰，所需配置容量较大， 经济性较差。

发明内容

本发明提供了一种电力调峰方法、调度中心及电力调峰系统，其目的是为 了解决大规模新能源并网情况下调峰困难的问题。

为了达到上述目的，本发明的实施例提供了一种电力调峰方法，包括：

步骤1，获取次日预测负荷、次日预测新能源出力以及次日可参与调度的 高载能负荷信息；

步骤2，根据获取到的次日预测负荷、次日预测新能源出力以及次日可参 与调度的高载能负荷信息，生成仅常规能源电厂机组参与的调峰方式下的日前 调度计划；

步骤3，根据仅常规能源电厂机组参与的调峰方式下的日前调度计划，判 断次日是否存在丢弃新能源出力的情况；

步骤4，当次日存在丢弃新能源出力的情况时，生成常规能源电厂机组和 高载能负荷共同参与的日前调度计划；

步骤5，基于电力系统高载能负荷侧的电池储能装置，以及常规能源电厂 机组和高载能负荷共同参与的日前调度计划，对常规能源电厂和新能源电厂的 出力计划进行日内修正。

其中，在所述步骤3之后，所述电力调峰方法还包括：

步骤6，当次日不存在丢弃新能源出力的情况时，将仅常规能源电厂机组 参与的调峰方式下的日前调度计划作为次日的日前调度计划，并基于电力系统 高载能负荷侧的电池储能装置，以及仅常规能源电厂机组参与的日前调度计 划，对常规能源电厂和新能源电厂的出力计划进行日内修正。

其中，仅常规能源电厂机组参与的调峰方式下的日前调度计划包括：常规 能源电厂机组的启停计划、常规能源电厂和新能源电厂的出力计划。

其中，常规能源电厂机组和高载能负荷共同参与的日前调度计划包括：常 规能源电厂机组的启停计划、高载能负荷投切计划、常规能源电厂和新能源电 厂的出力计划。

其中，在所述步骤4之后，所述电力调峰方法还包括：

步骤7，将常规能源电厂机组的启停计划和出力计划发给相应的常规能源 电厂，将高载能负荷投切计划发给高载能负荷的管控单元，将新能源电厂的出 力计划和新能源的出力丢弃情况信息发给新能源电厂。

其中，所述新能源包括风和光，所述步骤5包括：

步骤5.1，将K个时段作为一个调度周期，获取t～(t+K-1)时段内的预测负 荷和预测新能源出力；

步骤5.2，求解t～(t+K-1)时段内的常规能源电厂机组、高载能负荷和电池 储能装置共同参与的日内修正模型，计算该日t～(t+K-1)时段内电池储能装置 的充/放电功率、常规能源电厂的出力计划以及风电、光伏并网功率；

步骤5.3，将步骤5.2中的计算结果作为该调度周期t～(t+K-1)时段内的正 式调度计划传回给常规能源电厂、电池储能装置、风电场、光伏电站；

步骤5.4，令t＝(t+K)执行步骤5.1至5.3进行下一次修正，直至完成次日 所包含的T个时段的滚动修正。

其中，所述电力调峰方法还包括：

步骤8，对于第i个时段，将第i时段电池储能装置的充/放电功率传给控制 单元，并通过储能状态监测单元将采集的电池储能装置的当前剩余电量和当前 温度传给控制单元；

步骤9，判断电池储能装置在第i时段是否需要充电，若需要转至步骤10， 否则，转至步骤12；

步骤10，判断电池储能装置当前温度是否超出可充电的最高温度，若电 池储能装置当前温度超出可充电的最高温度，则控制电池储能装置在第i时段 不充放电，并转步骤15，否则，转至步骤11；

步骤11，判断电池储能装置所需充电电量是否超出当前电池储能装置可 用容量，若电池储能装置所需充电电量超出当前电池储能装置可用容量，则控 制电池储能装置以电池储能装置的充电功率充电至电池储能装置最大电量并 转至步骤15，否则，控制电池储能装置以电池储能装置的充电功率充电至i时 段结束并转至步骤15；

步骤12，判断电池储能装置在第i时段是否需要放电，若电池储能装置在 第i时段需要放电，则转至步骤13，否则，控制电池储能装置在第i时段不充 放电，并转至步骤15；

步骤13，判断电池储能装置当前温度是否超出可放电的最高温度，若电 池储能装置当前温度超出可放电的最高温度，则控制电池储能装置在第i时段 不充放电，并转步骤15，否则，转至步骤14；

步骤14，判断电池储能装置所需放电电量是否超出当前电池储能装置可 用电量，若电池储能装置所需放电电量超出当前电池储能装置可用电量，则控 制电池储能装置以电池储能装置的放电功率放电至电池储能装置允许最小电 量并转至步骤15，否则，控制电池储能装置以电池储能装置的放电功率放电 至i时段结束并转至步骤15；

步骤15，判断当日是否结束，若当日结束，则结束当日的电池储能装置 充放电功率控制，否则，转至步骤8，进入下一个时段。

其中，所述步骤2包括：

根据获取到的次日预测负荷、次日预测新能源出力以及次日可参与调度的 高载能负荷信息，求解优化模型生成仅常规能源电厂机组参与的调峰方式下的 日前调度计划。

本发明的实施例还提供了一种调度中心，所述调度中心用于实现上述的电 力调峰方法的步骤。

本发明的实施例还提供了一种电力调峰系统，包括控制单元；储能状态监 测单元；安装于电力系统高载能负荷侧的电池储能装置；以及上述的调度中心；

其中，所述高载能负荷侧包括多个高载能负荷，每个所述高载能负荷与所 述电力系统的发电端之间设有投切开关，所述发电端与所述电池储能装置连 接，所述控制单元分别与所述投切开关、所述调度中心、所述储能状态监测单 元以及所述电池储能装置连接，且所述储能状态监测单元与所述电池储能装置 连接。

本发明的上述方案至少有如下的有益效果：

在本发明的实施例中，通过根据获取到的次日预测负荷、预测新能源出力 以及可参与调度的高载能负荷信息，生成仅常规能源电厂机组参与的调峰方式 下的日前调度计划，并根据该日前调度计划判断次日是否存在丢弃新能源出力 的情况，当次日存在丢弃新能源出力的情况时，生成常规能源电厂机组和高载 能负荷共同参与的日前调度计划，并基于电力系统高载能负荷侧的电池储能装 置，以及常规能源电厂机组和高载能负荷共同参与的日前调度计划，对常规能 源电厂和新能源电厂的出力计划进行日内修正，即，通过常规能源电厂机组、 高载能负荷和电池储能装置联合调峰，电池储能装置作为辅助手段参与调峰日 内修正环节，从而提升追踪负荷变化的能力，提高调节灵活度，减小了高载能 负荷离散调节对调峰的局限性，有效降低系统运行成本，减小弃风、弃光，同 时避免由于负荷及新能源出力预测误差带来的对调峰的不利影响。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施 例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述 中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付 出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图示出的结构获得其他的附图。

图1为本发明实施例中电力调峰系统的结构示意图；

图2为本发明实施例中电力调峰方法的流程图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清 楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部 的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳 动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

如图1所示，本发明的实施例提供了一种电力调峰系统，包括控制单元105；储能状态监测单元103；安装于电力系统100高载能负荷侧的电池储能 装置102；以及用于实现电力调峰方法的步骤的调度中心104。

其中，所述高载能负荷侧包括多个高载能负荷(如图1中的高载能负荷1、 高载能负荷2、高载能负荷3以及高载能负荷n，n表示高载能负荷的数量)， 每个所述高载能负荷与所述电力系统100的发电端之间设有投切开关，所述发 电端与所述电池储能装置102连接，所述控制单元105分别与所述投切开关、 所述调度中心104、所述储能状态监测单元103以及所述电池储能装置102连 接，且所述储能状态监测单元103与所述电池储能装置102连接。需要说明的 是，上述调度中心104实现的电力调峰方法将在后文进行详细描述；电力系统 100的发电端包括图1中的电源(指常规能源发电部分)以及新能源发电部分， 常规能源包括火、水等，新能源包括风、光等；图1中的负荷是指除高载能负 荷以外的其他负荷；另为便于绘图与描述，在图1中用标号101所指的虚线框 表示各高载能负荷与电力系统100的发电端之间的投切开关。

其中，上述储能状态监测单元103主要用于采集电池储能装置102的剩余 电量、温度等状态信息，以便判断当前电池储能装置102是否可以充放电；控 制单元105主要用于根据调度中心104的调度，控制电池储能装置102充放电， 以及控制各投切开关的闭合与断开，以实现对多个高载能负荷的控制。

值得一提的是，在本发明的实施例中，通过调度中心104采用高载能负荷 与电池储能装置103互补调峰的两阶段调峰策略(该策略包括日前计划环节和 日内修正环节，后文会详细描述)，首先针对次日做日前调度计划，再在当日 通过日内修正环节对该日前调度计划做修正，从而提升了电力调峰系统追踪负 荷变化的能力，提高调节灵活度，减小了高载能负荷离散调节对调峰的局限性， 有效降低系统运行成本，减小弃风、弃光，同时避免由于负荷及新能源出力预 测误差带来的对调峰的不利影响。

其中，在本发明的实施例中，调度中心所采用的调峰策略原理如下：在电 源侧调峰能力不足时，高载能负荷通过投切将部分负荷从负荷高峰、新能源出 力不足时段转移至负荷低谷、新能源出力过剩时段，提供大的、离散的功率变 化；电池储能通过充放电提供精细的连续功率变化，当离散调节的高载能负荷 调峰出现少量缺额时，将过剩风电充入电池，在高载能负荷调峰容量略有不足 或负荷高峰时期将所存电能释放，提供追踪负荷变化的能力，配合灵活调节， 用于补充变化速度较快、变化幅度较小的调峰需求。

如图2所示，本发明的实施例还提供了一种电力调峰方法，该电力调峰方 法包括：

步骤1，获取次日预测负荷、次日预测新能源出力以及次日可参与调度的 高载能负荷信息。

其中，在本发明的实施例中，上述预测负荷可以为预测负荷曲线，次日预 测负荷是指次日负荷的预测数据，次日预测新能源出力是指次日新能源出力的 预测数据，次日可参与调度的高载能负荷信息可以由高载能企业上报。其中， 上述新能源包括风、光等。

步骤2，根据获取到的次日预测负荷、次日预测新能源出力以及次日可参 与调度的高载能负荷信息，生成仅常规能源电厂机组参与的调峰方式下的日前 调度计划。

具体的，在本发明的实施例中，可根据获取到的次日预测负荷、次日预测 新能源出力以及次日可参与调度的高载能负荷信息，求解优化模型生成仅常规 能源电厂机组参与的调峰方式下的日前调度计划。

其中，上述优化模型可根据用户需要设置目标函数和约束条件，目标函数 可以是新能源消纳最大，煤耗成本最小，也可以是多优化目标。

需要说明的是，在生成仅常规能源电厂机组参与的调峰方式下的日前调度 计划时，需要将常规能源电厂上报的常规能源电厂机组初始状态作为边界条 件。其中，上述常规能源包括火、水等，即，常规能源电厂包括火电厂、水电 厂等。

且在本发明的实施例中，上述仅常规能源电厂机组参与的调峰方式下的日 前调度计划包括：常规能源电厂机组的启停计划、常规能源电厂和新能源电厂 的出力计划。即，仅常规能源电厂机组参与的调峰方式下的日前调度计划是指， 调度周期为次日24小时且只考虑常规能源电厂机组通过调节功率大小及启停 机进行调峰而不考虑负荷侧参与调峰时，各常规能源电厂机组的启停计划和电 源侧各机组(指该电力系统中的所有电源，包括火电、风电、光伏)的出力计 划。

步骤3，根据仅常规能源电厂机组参与的调峰方式下的日前调度计划，判 断次日是否存在丢弃新能源出力的情况，当次日存在丢弃新能源出力的情况 时，转至步骤4，当次日不存在丢弃新能源出力的情况时，转至步骤6。

步骤4，生成常规能源电厂机组和高载能负荷共同参与的日前调度计划。

其中，在本发明的实施例中，可根据获取到的次日预测负荷、次日预测新 能源出力以及次日可参与调度的高载能负荷信息，生成常规能源电厂机组和高 载能负荷共同参与的日前调度计划，至此完成日前计划环节。需要说明的是， 可通过求解相应的优化模型的方式生成常规能源电厂机组和高载能负荷共同 参与的日前调度计划，但不同类型的高载能负荷运行特性不同，也会有不同的 数学模型表示，可以是投切次数限制、投切时间间隔限制、生产产量限制、工 艺流程限制等等。

具体的，常规能源电厂机组和高载能负荷共同参与的日前调度计划包括： 常规能源电厂机组的启停计划、高载能负荷投切计划(即电力调峰系统中各投 切开关的断开与闭合计划)、常规能源电厂和新能源电厂的出力计划。即，常 规能源电厂机组和高载能负荷共同参与的日前调度计划是指，调度周期为次日 24小时且既考虑常规能源电厂机组通过调节功率大小及启停机进行调峰也考 虑高载能负荷投切参与调峰时，各常规能源电厂机组的启停计划、高载能负荷 投切计划和电源侧各机组(指该电力系统中的所有电源，包括火电、水电等常 规电源及风电、光伏等新能源发电)的出力计划。

其中，在生成常规能源电厂机组和高载能负荷共同参与的日前调度计划 后，上述电力调峰方法还包括步骤7，将常规能源电厂机组的启停计划和出力 计划发给相应的常规能源电厂，将高载能负荷投切计划发给高载能负荷的管控 单元(如高载能企业中控制高载能负荷的机构)，将新能源电厂的出力计划和 新能源的出力丢弃情况信息发给新能源电厂。

步骤5，基于电力系统高载能负荷侧的电池储能装置，以及常规能源电厂 机组和高载能负荷共同参与的日前调度计划，对常规能源电厂和新能源电厂的 出力计划进行日内修正。

其中，在本发明的实施例中，上述日内修正是指，调度周期为当日K个时 段，且同时考虑常规能源电厂机组通过调节功率大小及启停机参与调峰、高载 能负荷投切参与调峰及电池储能装置充/放电参与调峰时，电源侧各机组(指 该电力系统中的所有电源，包括火电、水电等常规电源及风电、光伏等新能源 发电)的出力计划和电池储能装置的充放电计划。

步骤6，将仅常规能源电厂机组参与的调峰方式下的日前调度计划作为次 日的日前调度计划，并基于电力系统高载能负荷侧的电池储能装置，以及仅常 规能源电厂机组参与的日前调度计划，对常规能源电厂和新能源电厂的出力计 划进行日内修正。

即，在本发明的实施例中，当根据仅常规能源电厂机组参与的调峰方式下 的日前调度计划，判断出次日不存在丢弃新能源出力的情况时，将仅常规能源 电厂机组参与的调峰方式下的日前调度计划作为次日的日前调度计划，将该日 前调度计划中的常规能源电厂机组的启停计划和常规能源电厂机组的出力计 划发给常规能源电厂，同时将该日前调度计划中的新能源电厂的出力计划发给 新能源电厂，使常规能源电厂将启停计划作为正式计划，并且使常规能源电厂 和新能源电厂分别将接收到的出力计划作为日内运行的参考即可。而当根据仅 常规能源电厂机组参与的调峰方式下的日前调度计划，判断出次日存在丢弃新 能源出力的情况时，需要按照上述步骤4生成常规能源电厂机组和高载能负荷共同参与的日前调度计划，并按照上述步骤5对该日前调度计划中的部分内容 进行日内修正，以有效避免由于负荷及新能源出力预测误差带来的对调峰的不 利影响。

需要说明的是，在本发明的实施例中，在上述步骤4，生成常规能源电厂 机组和高载能负荷共同参与的日前调度计划时，应考虑高载能负荷的实际情 况。具体的，对于任意高载能负荷j的生产设备m，均不能在同一时段开、关 机，且机组的启停状态和开、关机动作应一致，故有启停辅助变量约束如下式 所示：v_h,j,m,t+w_h,j,m,t≤1，v_h,j,m,t-w_h,j,m,t＝u_h,j,m,t-u_h,j,m,t-1，式中w_h,j,m,t为高载能负荷j中 单位生产设备m在t时段的停机变量，其值为1表示该生产设备由运行状态转 变为停机状态，为0表示无关机动作，v_h,j,m,t表示该生产设备m在t时段的启动 变量，其值为1表示该生产设备由关机状态启动，为0表示不存在启动动作，u_h,j,m,t表示该生产设备m在t时段的启停状态变量，其值为1表示该生产设备处 于运动状态，为0表示处于停机状态。

为了尽可能保证生产设备的性能、寿命少受影响，高载能负荷的投切需要 有一定的时间间隔维持生产设备稳定，而不能连续多次投切，且需要考虑高载 能企业的产量需求确定总工作时长而不能随意切除，故有启停时间约束如下。

其中，式(11)至(13)为最小运行时间约束，I_on,j,m为高载能负荷j的生 产设备m最初运行需持续的最短时间，若前一天结束时其为停机状态，则 I_on,j,m＝0；T_h,on,j,m为该生产设备所允许的最小持续运行时间。式(12)考虑前一 天结束时的设备运行状态对当日的影响，式(13)表示若在当日剩余时间不足 T_h,on,j,m时启动，则运行状态必须持续至当日结束。式(14)至(16)为最小停 机时间约束，I_off,j,m为生产设备最初关机状态需持续的最短时间，若前一天结 束时为开机状态，则I_off,j,m＝0；T_h,off,j,m为其所允许的最小持续运行时间。具体 约束内容与式(11)至(13)类似。

另外，由于每个可离散调节的高载能负荷的可调容量固定，因而认为产量 与各高载能负荷的运行总时长成正比，为了保证高载能企业的当日产量不受影 响，应有运行总时长约束

式中，t_or,j为订 单产量所需高载能负荷j的总生产时长，

为当日最大产量所需高载能负荷 j的总生产时长。

其中，在本发明的实施例中，当上述新能源包括风和光时，上述步骤5的 具体实现方式包括如下步骤：

步骤5.1，将K个时段作为一个调度周期，获取t～(t+K-1)时段内的预测负 荷和预测新能源出力。

步骤5.2，求解t～(t+K-1)时段内的常规能源电厂机组、高载能负荷和电池 储能装置共同参与的日内修正模型，计算该日t～(t+K-1)时段内电池储能装置 的充/放电功率、常规能源电厂的出力计划以及风电、光伏并网功率。

其中，经过步骤5.2可得到t～(t+K-1)时段内每个时刻电池储能装置的充/ 放电功率、常规能源电厂的出力计划以及风电、光伏并网功率。

步骤5.3，将步骤5.2中的计算结果作为该调度周期t～(t+K-1)时段内的正 式调度计划传回给常规能源电厂、电池储能装置、风电场、光伏电站。

步骤5.4，令t＝(t+K)执行步骤5.1至5.3进行下一次修正，直至完成次日 所包含的T个时段的滚动修正。

其中，T为在日内修正环节将一天24小时分成的时段个数，T的大小取决 于所选择的时间间隔ΔT，若ΔT＝15min，则T＝24*60/15＝96；K为日内修正环 节的调度周期，其大小为一个调度周期包含的时段个数，可根据实际情况自行 选择，若选择4h为一个调度周期，则K＝16。当然可以理解的是，为便于操作 运行，可将上述步骤5.1至5.4中t的初始值设为1。

其中，在本发明的实施例中，上述电力调峰方法还包括如下对电池储能装 置进行控制的步骤：

步骤8，对于第i个时段，将第i时段电池储能装置的充/放电功率传给控制 单元，并通过储能状态监测单元将采集的电池储能装置的当前剩余电量和当前 温度传给控制单元；其中，第i个时段为次日所包含的T个时段中的任一时段；

步骤9，判断电池储能装置在第i时段是否需要充电，若需要转至步骤10， 否则，转至步骤12；

步骤10，判断电池储能装置当前温度是否超出可充电的最高温度，若电 池储能装置当前温度超出可充电的最高温度，则控制电池储能装置在第i时段 不充放电，并转步骤15，否则，转至步骤11；

步骤11，判断电池储能装置所需充电电量是否超出当前电池储能装置可 用容量，若电池储能装置所需充电电量超出当前电池储能装置可用容量，则控 制电池储能装置以电池储能装置的充电功率充电至电池储能装置最大电量并 转至步骤15，否则，控制电池储能装置以电池储能装置的充电功率充电至i时 段结束并转至步骤15；

步骤12，判断电池储能装置在第i时段是否需要放电，若电池储能装置在 第i时段需要放电，则转至步骤13，否则，控制电池储能装置在第i时段不充 放电，并转至步骤15；

步骤13，判断电池储能装置当前温度是否超出可放电的最高温度，若电 池储能装置当前温度超出可放电的最高温度，则控制电池储能装置在第i时段 不充放电，并转步骤15，否则，转至步骤14；

步骤14，判断电池储能装置所需放电电量是否超出当前电池储能装置可 用电量，若电池储能装置所需放电电量超出当前电池储能装置可用电量，则控 制电池储能装置以电池储能装置的放电功率放电至电池储能装置允许最小电 量并转至步骤15，否则，控制电池储能装置以电池储能装置的放电功率放电 至i时段结束并转至步骤15；

步骤15，判断当日是否结束，若当日结束，则结束当日的电池储能装置 充放电功率控制，否则，转至步骤8，进入下一个时段。

综上所述，日前计划环节作用如下：决策常规能源电厂机组的启停情况， 并在判断次日存在弃新能源出力时，确定高载能负荷的投切时段及容量，方便 高载能企业提前对生产做出计划，同时也对常规能源电厂、新能源电厂的发电 情况做出一定预估。日内修正环节的作用：在日前计划的调度基准下，常规能 源电厂机组启停和高载能负荷投切固定，确定各时段系统中各常规电源(该电 力系统中除风、光发电外的其他电源，包括火电机组)功率大小和电池储能装 置辅助系统充放电功率大小，进一步补偿调峰需求，补偿能力不足则弃风、弃 光，进而减小新能源出力预测误差和负荷预测误差带来的日前计划与实际运行间的偏差。

经过日前计划环节，调度中心将高载能负荷的投切计划传给控制单元，控 制单元在当日每个时刻对需要改变投切状态的高载能负荷发出控制信号，实现 高载能负荷的精准投切。电池储能装置的充/放电状态选择及功率大小则由日 内修正所得结果与电池状态监测结果共同决定，其中当前电池储能装置可用容 量为电池储能装置最大可蓄电量减当前电池蓄电量，当前电池储能装置可用电 量为当前电池储能装置蓄电量减电池允许的最小蓄电量。

另，本发明的实施例还提供了一种调度中心，所述调度中心用于实现上述 的电力调峰方法的步骤。

需要说明的是，由于该调度中心主要用于实现上述电力调峰方法的步骤， 因此上述电力调峰方法的所有实施例均适用于该调度中心，为避免过多重复， 不再对调度中心进行赘述。

在本说明书的描述中，参考术语“一实施例”、“另一实施例”、“其他 实施例”、或“第一实施例～第X实施例”等的描述意指结合该实施例或示例 描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本发明的至少一个实施例或示例 中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不一定指的是相同的实施例或示 例。而且，描述的具体特征、结构、材料、方法步骤或者特点可以在任何的一 个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。

需要说明的是，在本文中，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体 意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者 系统不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括 为这种过程、方法、物品或者系统所固有的要素。在没有更多限制的情况下， 由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括该要素的过程、方法、 物品或者系统中还存在另外的相同要素。

上述本发明实施例序号仅仅为了描述，不代表实施例的优劣。

以上仅为本发明的优选实施例，并非因此限制本发明的专利范围，凡是利 用本发明说明书及附图内容所作的等效结构或等效流程变换，或直接或间接运 用在其他相关的技术领域，均同理包括在本发明的专利保护范围内。

Claims (10)

1.一种电力调峰方法，其特征在于，包括：

步骤1，获取次日预测负荷、次日预测新能源出力以及次日可参与调度的高载能负荷信息；

步骤2，根据获取到的次日预测负荷、次日预测新能源出力以及次日可参与调度的高载能负荷信息，生成仅常规能源电厂机组参与的调峰方式下的日前调度计划；

步骤3，根据仅常规能源电厂机组参与的调峰方式下的日前调度计划，判断次日是否存在丢弃新能源出力的情况；

步骤4，当次日存在丢弃新能源出力的情况时，生成常规能源电厂机组和高载能负荷共同参与的日前调度计划；

步骤5，基于电力系统高载能负荷侧的电池储能装置，以及常规能源电厂机组和高载能负荷共同参与的日前调度计划，对常规能源电厂和新能源电厂的出力计划进行日内修正。

2.根据权利要求1所述的电力调峰方法，其特征在于，在所述步骤3之后，所述电力调峰方法还包括：

步骤6，当次日不存在丢弃新能源出力的情况时，将仅常规能源电厂机组参与的调峰方式下的日前调度计划作为次日的日前调度计划，并基于电力系统高载能负荷侧的电池储能装置，以及仅常规能源电厂机组参与的日前调度计划，对常规能源电厂和新能源电厂的出力计划进行日内修正。

3.根据权利要求1所述的电力调峰方法，其特征在于，仅常规能源电厂机组参与的调峰方式下的日前调度计划包括：常规能源电厂机组的启停计划、常规能源电厂和新能源电厂的出力计划。

4.根据权利要求1所述的电力调峰方法，其特征在于，常规能源电厂机组和高载能负荷共同参与的日前调度计划包括：常规能源电厂机组的启停计划、高载能负荷投切计划、常规能源电厂和新能源电厂的出力计划。

5.根据权利要求4所述的电力调峰方法，其特征在于，在所述步骤4之后，所述电力调峰方法还包括：

步骤7，将常规能源电厂机组的启停计划和出力计划发给相应的常规能源电厂，将高载能负荷投切计划发给高载能负荷的管控单元，将新能源电厂的出力计划和新能源的出力丢弃情况信息发给新能源电厂。

6.根据权利要求1所述的电力调峰方法，其特征在于，所述新能源包括风和光，所述步骤5包括：

步骤5.1，将K个时段作为一个调度周期，获取t～(t+K-1)时段内的预测负荷和预测新能源出力；

步骤5.2，求解t～(t+K-1)时段内的常规能源电厂机组、高载能负荷和电池储能装置共同参与的日内修正模型，计算该日t～(t+K-1)时段内电池储能装置的充/放电功率、常规能源电厂的出力计划以及风电、光伏并网功率；

步骤5.3，将步骤5.2中的计算结果作为该调度周期t～(t+K-1)时段内的正式调度计划传回给常规能源电厂、电池储能装置、风电场、光伏电站；

步骤5.4，令t＝(t+K)执行步骤5.1至5.3进行下一次修正，直至完成次日所包含的T个时段的滚动修正。

7.根据权利要求6所述的电力调峰方法，其特征在于，所述电力调峰方法还包括：

步骤8，对于第i个时段，将第i时段电池储能装置的充/放电功率传给控制单元，并通过储能状态监测单元将采集的电池储能装置的当前剩余电量和当前温度传给控制单元；

步骤9，判断电池储能装置在第i时段是否需要充电，若需要转至步骤10，否则，转至步骤12；

步骤10，判断电池储能装置当前温度是否超出可充电的最高温度，若电池储能装置当前温度超出可充电的最高温度，则控制电池储能装置在第i时段不充放电，并转步骤15，否则，转至步骤11；

步骤11，判断电池储能装置所需充电电量是否超出当前电池储能装置可用容量，若电池储能装置所需充电电量超出当前电池储能装置可用容量，则控制电池储能装置以电池储能装置的充电功率充电至电池储能装置最大电量并转至步骤15，否则，控制电池储能装置以电池储能装置的充电功率充电至i时段结束并转至步骤15；

步骤12，判断电池储能装置在第i时段是否需要放电，若电池储能装置在第i时段需要放电，则转至步骤13，否则，控制电池储能装置在第i时段不充放电，并转至步骤15；

步骤13，判断电池储能装置当前温度是否超出可放电的最高温度，若电池储能装置当前温度超出可放电的最高温度，则控制电池储能装置在第i时段不充放电，并转步骤15，否则，转至步骤14；

步骤14，判断电池储能装置所需放电电量是否超出当前电池储能装置可用电量，若电池储能装置所需放电电量超出当前电池储能装置可用电量，则控制电池储能装置以电池储能装置的放电功率放电至电池储能装置允许最小电量并转至步骤15，否则，控制电池储能装置以电池储能装置的放电功率放电至i时段结束并转至步骤15；

步骤15，判断当日是否结束，若当日结束，则结束当日的电池储能装置充放电功率控制，否则，转至步骤8，进入下一个时段。

8.根据权利要求1所述的电力调峰方法，其特征在于，所述步骤2包括：

根据获取到的次日预测负荷、次日预测新能源出力以及次日可参与调度的高载能负荷信息，求解优化模型生成仅常规能源电厂机组参与的调峰方式下的日前调度计划。

9.一种调度中心，其特征在于，所述调度中心用于实现如权利要求1至8任一项所述的电力调峰方法的步骤。

10.一种电力调峰系统，其特征在于，包括控制单元；储能状态监测单元；安装于电力系统高载能负荷侧的电池储能装置；以及如权利要求9所述的调度中心；

其中，所述高载能负荷侧包括多个高载能负荷，每个所述高载能负荷与所述电力系统的发电端之间设有投切开关，所述发电端与所述电池储能装置连接，所述控制单元分别与所述投切开关、所述调度中心、所述储能状态监测单元以及所述电池储能装置连接，且所述储能状态监测单元与所述电池储能装置连接。

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