CN111244938A - 应用于电网的源网荷储协调控制方法、装置及系统 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种应用于电网的源网荷储协调控制方法、装置及系统，包括基于当前地区电网运行状态、有功实时计划和负荷预测，计算出相关参数；获取相关信息；获取优化模型，所述优化模型以地区电网运行效益最大化为优化目标，以可控设备的有功调节约束，地区电网对外联络支路总有功约束，地区电网有功平衡约束和地区电网内输电设备过载约束及输电通道有功限额约束为约束条件；基于所述相关参数和所述相关信息，求解优化模型，获得参与控制设备的有功控制指令值，并将有功控制指令值发送至对应的设备。本发明以地区电网运行效益最大化为优化目标，计及用户的控制意愿和控制代价，实现了源网荷储的柔性互动控制。
Description
技术领域
本发明属于电网调度运行控制技术领域，具体涉及一种应用于电网的源网荷储协调控制方法、装置及系统。
背景技术
当前电网依然是源随荷动的运行模式，通过调度控制集中式发电和电网设备，保证电网安全运行，以适应负荷和分布式发电电源的变化。随着分布式新能源占比不断增高、电动汽车保有量快速增加、储能电站的逐渐应用，以及负荷聚合商、智能楼宇、电动汽车平台等新的用能形式不断涌现，现有的电网调度运行控制模式，难以适应不同用户对供电可靠性差异化的要求，且电网运行的安全可靠性与经济性越来越难以兼顾，源网荷储之间实现友好互动柔性控制成为电网发展的迫切需求。
目前，泛在电力物联网环境下源网荷储协调运行与控制主要从两个方面考虑：一是从需求侧管理角度，建立市场化需求响应机制和交易平台，实现泛在源网荷储大范围汇集、多向交易和集中响应，通过市场机制引导用户主动参与电网的消峰填谷；一是从电网调度运行控制角度，主要集中在源网荷储协调控制系统架构设计，考虑如何将泛在可控资源纳入电网调度运行控制中，精准切负荷系统将签订长期合约的用户纳入到电网毫秒级控制体系中，缺少柔性互动环节，没有形成源网荷储柔性互动协调控制系统。
发明内容
针对上述问题，本发明提出一种应用于电网的源网荷储协调控制方法、装置及系统，在源网荷储可控资源接入基础上，计及可控意愿和控制代价，实现基于地区电网运行效益最大化的源网荷储协调控制。
为了实现上述技术目的，达到上述技术效果，本发明通过以下技术方案实现：
第一方面，本发明提供了一种应用于电网的源网荷储协调控制方法，包括：
基于当前地区电网运行状态、有功实时计划和负荷预测，计算出相关参数；所述相关参数包括地区电网各个有功注入节点对输电设备及输电通道的有功灵敏度和地区电网内不参与源网荷储协调控制的设备有功值；
获取相关信息；所述相关信息包括参与源网荷储协调控制的各个设备的有功上报值、上网电价、下网电价、可调上限及上调代价和可调下限及下调代价，以及地区电网对外联络支路总有功上限、总有功下限和地区电网通过联络支路的外购电价、外销电价；
获取优化模型；所述优化模型以地区电网运行效益最大化为优化目标，以可控设备的有功调节约束，地区电网对外联络支路总有功约束，地区电网有功平衡约束和地区电网内输电设备过载约束及输电通道有功限额约束为约束条件；
基于所述相关参数和所述相关信息，求解所述优化模型，获得参与控制设备的有功控制指令值，并将所述有功控制指令值发送至对应的设备，完成源网荷储协调控制。
可选地，所述相关参数的计算方法包括：
获取当前时刻t0地区电网运行状态，以及(t0+T)时刻不参与源网荷储协调控制的地区电网内发电厂、储能电站的有功实时计划和负荷的预测信息，其中，T为地区电网源网荷储协调控制的周期；
获取反映t0时刻地区电网运行状态的潮流方程，计算t0时刻地区电网各个有功注入节点对输电设备及输电通道的有功灵敏度；将(t0+T)时刻地区电网内上级调控中心调管的不参与源网荷储协调控制的发电厂组成的集合、储能电站组成的集合分别记为A和B，基于上级调控中心的发电厂有功实时计划和储能电站充放电实时计划分别确定(t0+T)时刻A中各个发电厂的有功和B中各个储能电站的有功，将(t0+T)时刻地区电网调控中心调管且不参与源网荷储协调控制的发电厂组成的集合、储能电站组成的集合分别记为C和D，基于地区电网调控中心的发电厂有功实时计划和储能电站充放电实时计划分别确定 (t0+T)时刻C中各个发电厂的有功和D中各个储能电站的有功，将(t0+T)时刻地区电网内不参与源网荷储协调控制的负荷组成的集合记为E，基于负荷预测确定(t0+T)时刻E 中的各个负荷的有功。
可选地，所述相关信息指(t0+T)时刻的相关信息，将(t0+T)时刻地区电网内参与源网荷储协调控制的发电厂组成的集合、储能电站组成的集合、负荷组成的集合分别记为F、G和H，具体为：(t0+T)时刻F中各个发电厂的有功上报值、上网电价、可调上限及上调代价和可调下限及下调代价，G中各个储能电站的有功上报值、放电电价、充电电价、可调上限及上调代价和可调下限及下调代价，H中各个负荷的有功上报值、电价、可调上限及上调代价和可调下限及下调代价，以及地区地网对外联络支路总有功上限、总有功下限和地区电网通过联络支路的外购电价、外销电价。
可选地，所述发电厂有功、储能电站有功、负荷有功和地区地网对外联络支路总有功都是指其注入地区电网或流出地区电网的有功，对于发电厂、储能电站和地区地网对外联络支路，以有功注入地区电网为正、流出地区电网为负，对于负荷，以有功流出地区电网为正、注入地区电网为负。
可选地，所述确定(t0+T)时刻A中各个发电厂的有功和B中各个储能电站的有功、确定(t0+T)时刻C中各个发电厂的有功和D中各个储能电站的有功和确定(t0+T)时刻E中的各个负荷的有功具体为：
分别根据A中各个发电厂t0时刻的有功和t0时刻之后最近的上级调控中心发电厂有功实时计划时刻的有功计划值，采用线性拟合得到相应的发电厂在(t0+T)时刻的有功；
分别根据B中各个储能电站t0时刻的有功和t0时刻之后最近的上级调控中心储能电站充放电实时计划时刻的有功计划值，采用线性拟合得到相应的储能电站在(t0+T)时刻的有功；
分别根据C中各个发电厂t0时刻的有功出力和t0时刻之后最近的地区电网调控中心发电厂有功实时计划时刻的有功计划值，采用线性拟合得到相应的发电厂在(t0+T)时刻的有功；
分别根据D中各个储能电站t0时刻的有功和t0时刻之后最近的地区电网调控中心储能电站充放电实时计划时刻的有功计划值，采用线性拟合得到相应的储能电站在(t0+T)时刻的有功；
分别根据E中各个负荷t0时刻的有功和t0时刻之后最近的负荷预测时刻的预测值，采用线性拟合得到相应的负荷在(t0+T)时刻的有功。
可选地，所述可调上限、可调下限分别为在T时间内自有功上报值能够调节到的有功上限值和有功下限值；所述上调代价、下调代价分别为在T时间内自有功上报值上调有功地区电网所支付的补偿电价和下调有功地区电网所支付的补偿电价；对于储能电站，上调是指放电有功增加或充电功率减少，下调是指放电功率减少或充电功率增加。
可选地，所述优化模型为：
式中，pi、pi.u、pi.d分别为(t0+T)时刻H中负荷i的电价、上调代价和下调代价，Pi.1、Pi分别为(t0+T)时刻H中负荷i的有功上报值和有功控制指令值，pj、pj.u、pj.d分别为(t0+T)时刻F中发电厂j的上网电价、上调代价和下调代价，Pj.1、Pj分别为(t0+T)时刻F中发电厂j的有功上报值和有功控制指令值，pks、pkb、pk.u、pk.d分别为(t0+T)时刻G中储能电站k的放电电价、充电电价、上调代价和下调代价，Pk.1、Pk分别为(t0+T)时刻G中储能电站k的有功上报值和有功控制指令值，ptb、pts分别为(t0+T)时刻地区电网通过联络支路的外购电价和外销电价，Pt为(t0+T)时刻地区电网对外联络支路的总有功；
Pi.d、Pi.u分别为(t0+T)时刻H中负荷i有功的可调下限和可调上限，Pj.d、Pj.u分别为(t0+T)时刻F中发电厂j有功的可调下限和可调上限，Pk.d、Pk.u分别为(t0+T)时刻G中储能电站k有功的可调下限和可调上限，Pt.d、Pt.u分别为(t0+T)时刻地区电网对外联络线的总有功下限和总有功上限，λ为t0时刻地区电网按其总负荷为基数的网损率，Pa为 (t0+T)时刻A中发电厂a的有功，Pb为(t0+T)时刻B中储能电站b的有功，Pc为(t0+T)时刻C中发电厂c的有功，Pd为(t0+T)时刻D中储能电站d的有功，Pe为(t0+T)时刻E中负荷e的有功；
L为(t0+T)时刻用于地区电网调控中心安全监视的输电设备和输电通道组成的集合， Pa.0、Sa.l分别为t0时刻A中发电厂a的有功及其对L中输电设备或输电通道1的有功灵敏度，Pb.0、Sb.l分别为t0时刻B中储能电站b的有功及其对L中输电设备或输电通道1的有功灵敏度，Pc.0、Sc.l分别为t0时刻C中发电厂c的有功及其对L中输电设备或输电通道1 的有功灵敏度，Pd.0、Sd.l分别为t0时刻D中储能电站d的有功及其对L中输电设备或输电通道1的有功灵敏度，Pe.0、Se.l分别为t0时刻E中负荷e的有功及其对L中输电设备或输电通道1的有功灵敏度，Pi.0、Si.l分别为t0时刻H中负荷i的有功及其对L中输电设备或输电通道1的有功灵敏度，Pj.0、Sj.l分别为t0时刻F中发电厂j的有功及其对L中输电设备或输电通道1的有功灵敏度，Pk.0、Sk.l分别为t0时刻G中储能电站k的有功及其对L中输电设备或输电通道1的有功灵敏度，Pl.0为t0时刻L中输电设备或输电通道1的有功，对于输电设备，Pl.u为按t0时刻L中输电设备1的潮流功率因数和端电压不变计算出的与其过载限额对应的有功限额，Pl.d为Pl.u的相反数，对于输电通道，Pl.u、Pl.d分别为(t0+T)时刻L中输电通道1的正向限额和反向限额。
第二方面，本发明提供了一种应用于电网的源网荷储协调控制装置，包括：
计算单元，用于基于当前地区电网运行状态、有功实时计划和负荷预测，计算出相关参数；所述相关参数包括地区电网各个有功注入节点对输电设备及输电通道的有功灵敏度和地区电网内不参与源网荷储协调控制的设备有功值；
获取单元，用于获取相关信息和优化模型，所述相关信息包括参与源网荷储协调控制的各个设备的有功上报值、上网电价、下网电价、可调上限及上调代价和可调下限及下调代价，以及地区地网对外联络支路总有功上限、总有功下限和地区电网通过联络支路的外购电价、外销电价，所述优化模型以地区电网运行效益最大化为优化目标，以可控设备的有功调节约束，地区电网对外联络支路总有功约束，地区电网有功平衡约束和地区电网内输电设备过载约束及输电通道有功限额约束为约束条件；
控制单元，用于基于所述相关参数和所述相关信息，求解所述优化模型，获得参与控制设备的有功控制指令值，并将所述有功控制指令值发送至对应的设备，完成源网荷储协调控制。
可选地，所述相关参数的计算方法包括：
获取当前时刻t0地区电网运行状态，以及(t0+T)时刻不参与源网荷储协调控制的地区电网内发电厂、储能电站的有功实时计划和负荷的预测信息，其中，T为地区电网源网荷储协调控制的周期；
获取反映t0时刻地区电网运行状态的潮流方程，计算t0时刻地区电网各个有功注入节点对输电设备及输电通道的有功灵敏度；将(t0+T)时刻地区电网内上级调控中心调管的不参与源网荷储协调控制的发电厂组成的集合、储能电站组成的集合分别记为A和B，基于上级调控中心的发电厂有功实时计划和储能电站充放电实时计划分别确定(t0+T)时刻A中各个发电厂的有功和B中各个储能电站的有功，将(t0+T)时刻地区电网调控中心调管且不参与源网荷储协调控制的发电厂组成的集合、储能电站组成的集合分别记为C和D，基于地区电网调控中心的发电厂有功实时计划和储能电站充放电实时计划分别确定 (t0+T)时刻C中各个发电厂的有功和D中各个储能电站的有功，将(t0+T)时刻地区电网内不参与源网荷储协调控制的负荷组成的集合记为E，基于负荷预测确定(t0+T)时刻E 中的各个负荷的有功。
可选地，所述相关信息指(t0+T)时刻的相关信息，将(t0+T)时刻地区电网内参与源网荷储协调控制的发电厂组成的集合、储能电站组成的集合、负荷组成的集合分别记为F、G和H，具体为：(t0+T)时刻F中各个发电厂的有功上报值、上网电价、可调上限及上调代价和可调下限及下调代价，G中各个储能电站的有功上报值、放电电价、充电电价、可调上限及上调代价和可调下限及下调代价，H中各个负荷的有功上报值、电价、可调上限及上调代价和可调下限及下调代价，以及地区地网对外联络支路总有功上限、总有功下限和地区电网通过联络支路的外购电价、外销电价。
可选地，所述确定(t0+T)时刻A中各个发电厂的有功和B中各个储能电站的有功、确定(t0+T)时刻C中各个发电厂的有功和D中各个储能电站的有功和确定(t0+T)时刻E中的各个负荷的有功具体为：
分别根据A中各个发电厂t0时刻的有功和t0时刻之后最近的上级调控中心发电厂有功实时计划时刻的有功计划值，采用线性拟合得到相应的发电厂在(t0+T)时刻的有功；
分别根据B中各个储能电站t0时刻的有功和t0时刻之后最近的上级调控中心储能电站充放电实时计划时刻的有功计划值，采用线性拟合得到相应的储能电站在(t0+T)时刻的有功；
分别根据C中各个发电厂t0时刻的有功出力和t0时刻之后最近的地区电网调控中心发电厂有功实时计划时刻的有功计划值，采用线性拟合得到相应的发电厂在(t0+T)时刻的有功；
分别根据D中各个储能电站t0时刻的有功和t0时刻之后最近的地区电网调控中心储能电站充放电实时计划时刻的有功计划值，采用线性拟合得到相应的储能电站在(t0+T)时刻的有功；
分别根据E中各个负荷t0时刻的有功和t0时刻之后最近的负荷预测时刻的预测值，采用线性拟合得到相应的负荷在(t0+T)时刻的有功；
所述优化模型为：
式中，pi、pi.u、pi.d分别为(t0+T)时刻H中负荷i的电价、上调代价和下调代价，Pi.1、Pi分别为(t0+T)时刻H中负荷i的有功上报值和有功控制指令值，pj、pj.u、pj.d分别为(t0+T)时刻F中发电厂j的上网电价、上调代价和下调代价，Pj.1、Pj分别为(t0+T)时刻F中发电厂j的有功上报值和有功控制指令值，pks、pkb、pk.u、pk.d分别为(t0+T)时刻G中储能电站k的放电电价、充电电价、上调代价和下调代价，Pk.1、Pk分别为(t0+T)时刻G中储能电站k的有功上报值和有功控制指令值，ptb、pts分别为(t0+T)时刻地区电网通过联络支路的外购电价和外销电价，Pt为(t0+T)时刻地区电网对外联络支路的总有功；
Pi.d、Pi.u分别为(t0+T)时刻H中负荷i有功的可调下限和可调上限，Pj.d、Pj.u分别为(t0+T)时刻F中发电厂j有功的可调下限和可调上限，Pk.d、Pk.u分别为(t0+T)时刻G中储能电站k有功的可调下限和可调上限，Pt.d、Pt.u分别为(t0+T)时刻地区电网对外联络线的总有功下限和总有功上限，λ为t0时刻地区电网按其总负荷为基数的网损率，Pa为 (t0+T)时刻A中发电厂a的有功，Pb为(t0+T)时刻B中储能电站b的有功，Pc为(t0+T)时刻C中发电厂c的有功，Pd为(t0+T)时刻D中储能电站d的有功，Pe为(t0+T)时刻E中负荷e的有功；
L为(t0+T)时刻用于地区电网调控中心安全监视的输电设备和输电通道组成的集合， Pa.0、Sa.l分别为t0时刻A中发电厂a的有功及其对L中输电设备或输电通道1的有功灵敏度，Pb.0、Sb.l分别为t0时刻B中储能电站b的有功及其对L中输电设备或输电通道1的有功灵敏度，Pc.0、Sc.l分别为t0时刻C中发电厂c的有功及其对L中输电设备或输电通道1 的有功灵敏度，Pd.0、Sd.l分别为t0时刻D中储能电站d的有功及其对L中输电设备或输电通道1的有功灵敏度，Pe.0、Se.l分别为t0时刻E中负荷e的有功及其对L中输电设备或输电通道1的有功灵敏度，Pi.0、Si.l分别为t0时刻H中负荷i的有功及其对L中输电设备或输电通道1的有功灵敏度，Pj.0、Sj.l分别为t0时刻F中发电厂j的有功及其对L中输电设备或输电通道1的有功灵敏度，Pk.0、Sk.l分别为t0时刻G中储能电站k的有功及其对L中输电设备或输电通道1的有功灵敏度，Pl.0为t0时刻L中输电设备或输电通道1的有功，对于输电设备，Pl.u为按t0时刻L中输电设备1的潮流功率因数和端电压不变计算出的与其过载限额对应的有功限额，Pl.d为Pl.u的相反数，对于输电通道，Pl.u、Pl.d分别为(t0+T)时刻L中输电通道1的正向限额和反向限额。
第三方面，本发明提供了一种应用于电网的源网荷储协调控制系统，包括：存储介质和处理器；
所述存储介质用于存储指令；
所述处理器用于根据所述指令进行操作以执行根据第一方面中任一项所述方法的步骤。
与现有技术相比，本发明的有益效果：
本发明提出一种应用于电网的源网荷储协调控制方法、装置及系统，将地区电网内发电厂、储能电站和负荷分为参与源网荷储协调控制的设备与不参与的设备，根据有功实时计划和负荷预测信息确定不参与源网荷储协调控制的设备有功值，计及参与源网荷储协调控制的各个设备的有功上报值、上网电价、下网电价、可调上限及上调代价和可调下限及下调代价，以及地区地网对外联络支路总有功上限、总有功下限和地区电网通过联络支路的外购电价、外销电价，建立以地区电网运行效益最大化为优化目标，考虑可控设备的有功调节约束，地区电网对外联络支路总有功约束，地区电网有功平衡约束和地区电网内输电设备过载约束及输电通道有功限额约束的优化模型，通过求解优化模型，获得参与控制设备的有功控制指令值。本发明的方法以地区电网运行效益最大化为优化目标，计及用户的控制意愿和控制代价，实现了源网荷储的柔性互动控制。
附图说明
为了使本发明的内容更容易被清楚地理解，下面根据具体实施例并结合附图，对本发明作进一步详细的说明，其中：
图1为本发明一种实施例的应用于电网的源网荷储协调控制方法流程示意图。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明的保护范围。
下面结合附图对本发明的应用原理作详细的描述。
实施例1
如图1所示，本发明实施例中提供了一种应用于电网的源网荷储协调控制方法，尤其是基于地区电网运行效益的源网荷储协调控制方法，具体包括以下步骤：
(1)基于当前地区电网运行状态、有功实时计划和负荷预测，计算出相关参数；所述相关参数包括地区电网各个有功注入节点对输电设备及输电通道的有功灵敏度和地区电网内不参与源网荷储协调控制的设备有功值；
(2)获取相关信息；所述相关信息包括参与源网荷储协调控制的各个设备的有功上报值、上网电价、下网电价、可调上限及上调代价和可调下限及下调代价，以及地区地网对外联络支路总有功上限、总有功下限和地区电网通过联络支路的外购电价、外销电价；
(3)获取优化模型；所述优化模型以地区电网运行效益最大化为优化目标，以可控设备的有功调节约束，地区电网对外联络支路总有功约束，地区电网有功平衡约束和地区电网内输电设备过载约束及输电通道有功限额约束为约束条件；
(4)基于所述相关参数和所述相关信息，求解所述优化模型，获得参与控制设备的有功控制指令值，并将所述有功控制指令值发送至对应的设备，完成源网荷储协调控制。
在本发明实施例的一种具体实施方式中，所述相关参数的计算方法包括：
获取当前时刻t0地区电网运行状态，以及(t0+T)时刻不参与源网荷储协调控制的地区电网内发电厂、储能电站的有功实时计划和负荷的预测信息，其中，T为地区电网源网荷储协调控制的周期，通常可以设置为5分钟；
获取反映t0时刻地区电网运行状态的潮流方程，计算t0时刻地区电网各个有功注入节点对输电设备及输电通道的有功灵敏度；将(t0+T)时刻地区电网内上级调控中心调管的不参与源网荷储协调控制的发电厂组成的集合、储能电站组成的集合分别记为A和B，基于上级调控中心的发电厂有功实时计划和储能电站充放电实时计划分别确定(t0+T)时刻A中各个发电厂的有功和B中各个储能电站的有功，将(t0+T)时刻地区电网调控中心调管且不参与源网荷储协调控制的发电厂组成的集合、储能电站组成的集合分别记为C和D，基于地区电网调控中心的发电厂有功实时计划和储能电站充放电实时计划分别确定 (t0+T)时刻C中各个发电厂的有功和D中各个储能电站的有功，将(t0+T)时刻地区电网内不参与源网荷储协调控制的负荷组成的集合记为E，基于负荷预测确定(t0+T)时刻E 中的各个负荷的有功；
所述相关信息是指(t0+T)时刻的相关信息，将(t0+T)时刻地区电网内参与源网荷储协调控制的发电厂组成的集合、储能电站组成的集合、负荷组成的集合分别记为F、G和H，具体为：(t0+T)时刻F中各个发电厂的有功上报值、上网电价、可调上限及上调代价和可调下限及下调代价，G中各个储能电站的有功上报值、放电电价、充电电价、可调上限及上调代价和可调下限及下调代价，H中各个负荷的有功上报值、电价、可调上限及上调代价和可调下限及下调代价，以及地区地网对外联络支路总有功上限、总有功下限和地区电网通过联络支路的外购电价、外销电价。
其中，所述发电厂有功、储能电站有功、负荷有功和地区地网对外联络支路总有功都是指其注入地区电网或流出地区电网的有功，对于发电厂、储能电站和地区地网对外联络支路，以有功注入地区电网为正、流出地区电网为负，对于负荷，以有功流出地区电网为正、注入地区电网为负；
所述可调上限、可调下限分别为在T时间内自有功上报值能够调节到的有功上限值和有功下限值；所述上调代价、下调代价分别为在T时间内自有功上报值上调有功地区电网所支付的补偿电价和下调有功地区电网所支付的补偿电价；对于储能电站，上调是指放电有功增加或充电功率减少，下调是指放电功率减少或充电功率增加。
在本发明实施例的一种具体实施方式中，所述确定(t0+T)时刻A中各个发电厂的有功和B中各个储能电站的有功、确定(t0+T)时刻C中各个发电厂的有功和D中各个储能电站的有功和确定(t0+T)时刻E中的各个负荷的有功具体为：
1)分别根据A中各个发电厂t0时刻的有功和t0时刻之后最近的上级调控中心发电厂有功实时计划时刻的有功计划值，采用线性拟合得到相应的发电厂在(t0+T)时刻的有功；
2)分别根据B中各个储能电站t0时刻的有功和t0时刻之后最近的上级调控中心储能电站充放电实时计划时刻的有功计划值，采用线性拟合得到相应的储能电站在(t0+T)时刻的有功；
3)分别根据C中各个发电厂t0时刻的有功出力和t0时刻之后最近的地区电网调控中心发电厂有功实时计划时刻的有功计划值，采用线性拟合得到相应的发电厂在(t0+T)时刻的有功；
4)分别根据D中各个储能电站t0时刻的有功和t0时刻之后最近的地区电网调控中心储能电站充放电实时计划时刻的有功计划值，采用线性拟合得到相应的储能电站在(t0+T)时刻的有功；
5)分别根据E中各个负荷t0时刻的有功和t0时刻之后最近的负荷预测时刻的预测值，采用线性拟合得到相应的负荷在(t0+T)时刻的有功。在本发明实施例的一种具体实施方式中，所述负荷预测指的是超短期负荷预测，具体的预测过程为现有技术，本发明中不做过多的赘述。
所述的基于所述相关参数和所述相关信息，求解所述优化模型，获得参与控制设备的有功控制指令值，并将所述有功控制指令值发送至对应的设备，完成源网荷储协调控制，指的是通过求解优化模型，获得(t0+T)时刻F中各个发电厂的有功控制指令值、G中各个储能电站的有功控制指令值和H中各个负荷的有功控制指令值。
在本发明实施例的一种具体实施方式中，所述优化模型为：
式中，pi、pi.u、pi.d分别为(t0+T)时刻H中负荷i的电价、上调代价和下调代价，Pi.1、Pi分别为(t0+T)时刻H中负荷i的有功上报值和有功控制指令值，pj、pj.u、pj.d分别为(t0+T)时刻F中发电厂j的上网电价、上调代价和下调代价，Pj.1、Pj分别为(t0+T)时刻F中发电厂j的有功上报值和有功控制指令值，pks、pkb、pk.u、pk.d分别为(t0+T)时刻G中储能电站k的放电电价、充电电价、上调代价和下调代价，Pk.1、Pk分别为(t0+T)时刻G中储能电站k的有功上报值和有功控制指令值，ptb、pts分别为(t0+T)时刻地区电网通过联络支路的外购电价和外销电价，Pt为(t0+T)时刻地区电网对外联络支路的总有功；
Pi.d、Pi.u分别为(t0+T)时刻H中负荷i有功的可调下限和可调上限，Pj.d、Pj.u分别为(t0+T)时刻F中发电厂j有功的可调下限和可调上限，Pk.d、Pk.u分别为(t0+T)时刻G中储能电站k有功的可调下限和可调上限，Pt.d、Pt.u分别为(t0+T)时刻地区电网对外联络线的总有功下限和总有功上限，λ为t0时刻地区电网按其总负荷为基数的网损率，Pa为 (t0+T)时刻A中发电厂a的有功，Pb为(t0+T)时刻B中储能电站b的有功，Pc为(t0+T)时刻C中发电厂c的有功，Pd为(t0+T)时刻D中储能电站d的有功，Pe为(t0+T)时刻E中负荷e的有功；
L为(t0+T)时刻用于地区电网调控中心安全监视的输电设备和输电通道组成的集合， Pa.0、Sa.l分别为t0时刻A中发电厂a的有功及其对L中输电设备或输电通道1的有功灵敏度，Pb.0、Sb.l分别为t0时刻B中储能电站b的有功及其对L中输电设备或输电通道1的有功灵敏度，Pc.0、Sc.l分别为t0时刻C中发电厂c的有功及其对L中输电设备或输电通道1 的有功灵敏度，Pd.0、Sd.l分别为t0时刻D中储能电站d的有功及其对L中输电设备或输电通道1的有功灵敏度，Pe.0、Se.l分别为t0时刻E中负荷e的有功及其对L中输电设备或输电通道1的有功灵敏度，Pi.0、Si.l分别为t0时刻H中负荷i的有功及其对L中输电设备或输电通道1的有功灵敏度，Pj.0、Sj.l分别为t0时刻F中发电厂j的有功及其对L中输电设备或输电通道1的有功灵敏度，Pk.0、Sk.l分别为t0时刻G中储能电站k的有功及其对L中输电设备或输电通道1的有功灵敏度，Pl.0为t0时刻L中输电设备或输电通道1的有功，对于输电设备，Pl.u为按t0时刻L中输电设备1的潮流功率因数和端电压不变计算出的与其过载限额对应的有功限额，Pl.d为Pl.u的相反数，对于输电通道，Pl.u、Pl.d分别为(t0+T)时刻L中输电通道1的正向限额和反向限额。
实施例2
基于与实施例1相同的发明构思，本发明实施例中提供了一种应用于电网的源网荷储协调控制装置，包括：
计算单元，用于基于当前地区电网运行状态、有功实时计划和负荷预测，计算出相关参数；所述相关参数包括地区电网各个有功注入节点对输电设备及输电通道的有功灵敏度和地区电网内不参与源网荷储协调控制的设备有功值；
获取单元，用于获取相关信息和优化模型，所述相关信息包括参与源网荷储协调控制的各个设备的有功上报值、上网电价、下网电价、可调上限及上调代价和可调下限及下调代价，以及地区地网对外联络支路总有功上限、总有功下限和地区电网通过联络支路的外购电价、外销电价，所述优化模型以地区电网运行效益最大化为优化目标，以可控设备的有功调节约束，地区电网对外联络支路总有功约束，地区电网有功平衡约束和地区电网内输电设备过载约束及输电通道有功限额约束为约束条件；
控制单元，用于基于所述相关参数，求解所述优化模型，获得参与控制设备的有功控制指令值，并将所述有功控制指令值发送至对应的设备(即发电厂、储能电站和负荷)，实施控制，完成源网荷储协调控制。
在本发明实施例的一种具体实施方式中，所述相关参数的计算方法包括：
获取t0时刻地区电网运行状态，以及(t0+T)时刻不参与源网荷储协调控制的地区电网内发电厂、储能电站的有功实时计划和负荷的预测信息，其中，T为地区电网源网荷储协调控制的周期；
获取反映t0时刻地区电网运行状态的潮流方程，计算t0时刻地区电网各个有功注入节点对输电设备及输电通道的有功灵敏度；将(t0+T)时刻地区电网内上级调控中心调管的不参与源网荷储协调控制的发电厂组成的集合、储能电站组成的集合分别记为A和B，基于上级调控中心的发电厂有功实时计划和储能电站充放电实时计划分别确定(t0+T)时刻A中各个发电厂的有功和B中各个储能电站的有功，将(t0+T)时刻地区电网调控中心调管且不参与源网荷储协调控制的发电厂组成的集合、储能电站组成的集合分别记为C和D，基于地区电网调控中心的发电厂有功实时计划和储能电站充放电实时计划分别确定 (t0+T)时刻C中各个发电厂的有功和D中各个储能电站的有功，将(t0+T)时刻地区电网内不参与源网荷储协调控制的负荷组成的集合记为E，基于负荷预测确定(t0+T)时刻E 中的各个负荷的有功；
所述相关信息是指(t0+T)时刻的相关信息，将(t0+T)时刻地区电网内参与源网荷储协调控制的发电厂组成的集合、储能电站组成的集合、负荷组成的集合分别记为F、G和H，具体为：(t0+T)时刻F中各个发电厂的有功上报值、上网电价、可调上限及上调代价和可调下限及下调代价，G中各个储能电站的有功上报值、放电电价、充电电价、可调上限及上调代价和可调下限及下调代价，H中各个负荷的有功上报值、电价、可调上限及上调代价和可调下限及下调代价，以及地区地网对外联络支路总有功上限、总有功下限和地区电网通过联络支路的外购电价、外销电价。
在本发明实施例的一种具体实施方式中，所述确定(t0+T)时刻A中各个发电厂的有功和B中各个储能电站的有功、确定(t0+T)时刻C中各个发电厂的有功和D中各个储能电站的有功和确定(t0+T)时刻E中的各个负荷的有功具体为：
分别根据A中各个发电厂t0时刻的有功和t0时刻之后最近的上级调控中心发电厂有功实时计划时刻的有功计划值，采用线性拟合得到相应的发电厂在(t0+T)时刻的有功；
分别根据B中各个储能电站t0时刻的有功和t0时刻之后最近的上级调控中心储能电站充放电实时计划时刻的有功计划值，采用线性拟合得到相应的储能电站在(t0+T)时刻的有功；
分别根据C中各个发电厂t0时刻的有功出力和t0时刻之后最近的地区电网调控中心发电厂有功实时计划时刻的有功计划值，采用线性拟合得到相应的发电厂在(t0+T)时刻的有功；
分别根据D中各个储能电站t0时刻的有功和t0时刻之后最近的地区电网调控中心储能电站充放电实时计划时刻的有功计划值，采用线性拟合得到相应的储能电站在(t0+T)时刻的有功；
分别根据E中各个负荷t0时刻的有功和t0时刻之后最近的负荷预测时刻的预测值，采用线性拟合得到相应的负荷在(t0+T)时刻的有功；
所述优化模型为：
pi.d分别为(t0+T)时刻H中负荷i的电价、上调代价和下调代价，Pi.1、Pi分别为(t0+T)时刻H中负荷i的有功上报值和有功控制指令值，pj、pj.u、pj.d分别为(t0+T)时刻F中发电厂j的上网电价、上调代价和下调代价，Pj.1、Pj分别为(t0+T)时刻F中发电厂j的有功上报值和有功控制指令值，pks、pkb、pk.u、pk.d分别为(t0+T)时刻G中储能电站k的放电电价、充电电价、上调代价和下调代价，Pk.1、Pk分别为(t0+T)时刻G中储能电站k的有功上报值和有功控制指令值，ptb、pts分别为(t0+T)时刻地区电网通过联络支路的外购电价和外销电价，Pt为(t0+T)时刻地区电网对外联络支路的总有功；
Pi.d、Pi.u分别为(t0+T)时刻H中负荷i有功的可调下限和可调上限，Pj.d、Pj.u分别为(t0+T)时刻F中发电厂j有功的可调下限和可调上限，Pk.d、Pk.u分别为(t0+T)时刻G中储能电站k有功的可调下限和可调上限，Pt.d、Pt.u分别为(t0+T)时刻地区电网对外联络线的总有功下限和总有功上限，λ为t0时刻地区电网按其总负荷为基数的网损率，Pa为 (t0+T)时刻A中发电厂a的有功，Pb为(t0+T)时刻B中储能电站b的有功，Pc为(t0+T)时刻C中发电厂c的有功，Pd为(t0+T)时刻D中储能电站d的有功，Pe为(t0+T)时刻E中负荷e的有功；
L为(t0+T)时刻用于地区电网调控中心安全监视的输电设备和输电通道组成的集合， Pa.0、Sa.l分别为t0时刻A中发电厂a的有功及其对L中输电设备或输电通道1的有功灵敏度，Pb.0、Sb.l分别为t0时刻B中储能电站b的有功及其对L中输电设备或输电通道1的有功灵敏度，Pc.0、Sc.l分别为t0时刻C中发电厂c的有功及其对L中输电设备或输电通道1 的有功灵敏度，Pd.0、Sd.l分别为t0时刻D中储能电站d的有功及其对L中输电设备或输电通道1的有功灵敏度，Pe.0、Se.l分别为t0时刻E中负荷e的有功及其对L中输电设备或输电通道1的有功灵敏度，Pi.0、Si.l分别为t0时刻H中负荷i的有功及其对L中输电设备或输电通道1的有功灵敏度，Pj.0、Sj.l分别为t0时刻F中发电厂j的有功及其对L中输电设备或输电通道1的有功灵敏度，Pk.0、Sk.l分别为t0时刻G中储能电站k的有功及其对L中输电设备或输电通道1的有功灵敏度，Pl.0为t0时刻L中输电设备或输电通道1的有功，对于输电设备，Pl.u为按t0时刻L中输电设备1的潮流功率因数和端电压不变计算出的与其过载限额对应的有功限额，Pl.d为Pl.u的相反数，对于输电通道，Pl.u、Pl.d分别为(t0+T)时刻L中输电通道1的正向限额和反向限额。
其余部分均与实施例1相同。
实施例3
基于与实施例1相同的发明构思，本发明实施例中提供了一种应用于电网的源网荷储协调控制系统，包括：存储介质和处理器；
所述存储介质用于存储指令；
所述处理器用于根据所述指令进行操作以执行根据实施例1中任一项所述方法的步骤。
其余部分均与实施例1相同。
本领域内的技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本申请可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本申请可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
以上仅为本发明的实施例而已，并不用于限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均包含在申请待批的本发明的权利要求范围之内。
Claims (12)
1.一种应用于电网的源网荷储协调控制方法，其特征在于，包括：
基于当前地区电网运行状态、有功实时计划和负荷预测，计算出相关参数；所述相关参数包括地区电网各个有功注入节点对输电设备及输电通道的有功灵敏度和地区电网内不参与源网荷储协调控制的设备有功值；
获取相关信息；所述相关信息包括参与源网荷储协调控制的各个设备的有功上报值、上网电价、下网电价、可调上限及上调代价和可调下限及下调代价，以及地区电网对外联络支路总有功上限、总有功下限和地区电网通过联络支路的外购电价、外销电价；获取优化模型；所述优化模型以地区电网运行效益最大化为优化目标，以可控设备的有功调节约束，地区电网对外联络支路总有功约束，地区电网有功平衡约束和地区电网内输电设备过载约束及输电通道有功限额约束为约束条件；
基于所述相关参数和所述相关信息，求解所述优化模型，获得参与控制设备的有功控制指令值，并将所述有功控制指令值发送至对应的设备，完成源网荷储协调控制。
2.根据权利要求1所述的一种应用于电网的源网荷储协调控制方法，其特征在于：所述相关参数的计算方法包括：
获取当前时刻t0地区电网运行状态，以及(t0+T)时刻不参与源网荷储协调控制的地区电网内发电厂、储能电站的有功实时计划和负荷的预测信息，其中，T为地区电网源网荷储协调控制的周期；
获取反映t0时刻地区电网运行状态的潮流方程，计算t0时刻地区电网各个有功注入节点对输电设备及输电通道的有功灵敏度；将(t0+T)时刻地区电网内上级调控中心调管的不参与源网荷储协调控制的发电厂组成的集合、储能电站组成的集合分别记为A和B，基于上级调控中心的发电厂有功实时计划和储能电站充放电实时计划分别确定(t0+T)时刻A中各个发电厂的有功和B中各个储能电站的有功，将(t0+T)时刻地区电网调控中心调管且不参与源网荷储协调控制的发电厂组成的集合、储能电站组成的集合分别记为C和D，基于地区电网调控中心的发电厂有功实时计划和储能电站充放电实时计划分别确定(t0+T)时刻C中各个发电厂的有功和D中各个储能电站的有功，将(t0+T)时刻地区电网内不参与源网荷储协调控制的负荷组成的集合记为E，基于负荷预测确定(t0+T)时刻E中的各个负荷的有功。
3.根据权利要求2所述的一种应用于电网的源网荷储协调控制方法，其特征在于：所述相关信息指(t0+T)时刻的相关信息，将(t0+T)时刻地区电网内参与源网荷储协调控制的发电厂组成的集合、储能电站组成的集合、负荷组成的集合分别记为F、G和H，具体为：(t0+T)时刻F中各个发电厂的有功上报值、上网电价、可调上限及上调代价和可调下限及下调代价，G中各个储能电站的有功上报值、放电电价、充电电价、可调上限及上调代价和可调下限及下调代价，H中各个负荷的有功上报值、电价、可调上限及上调代价和可调下限及下调代价，以及地区地网对外联络支路总有功上限、总有功下限和地区电网通过联络支路的外购电价、外销电价。
4.根据权利要求2所述的一种应用于电网的源网荷储协调控制方法，其特征在于：所述发电厂有功、储能电站有功、负荷有功和地区地网对外联络支路总有功都是指其注入地区电网或流出地区电网的有功，对于发电厂、储能电站和地区地网对外联络支路，以有功注入地区电网为正、流出地区电网为负，对于负荷，以有功流出地区电网为正、注入地区电网为负。
5.根据权利要求2所述的一种应用于电网的源网荷储协调控制方法，其特征在于：所述确定(t0+T)时刻A中各个发电厂的有功和B中各个储能电站的有功、确定(t0+T)时刻C中各个发电厂的有功和D中各个储能电站的有功和确定(t0+T)时刻E中的各个负荷的有功具体为：
分别根据A中各个发电厂t0时刻的有功和t0时刻之后最近的上级调控中心发电厂有功实时计划时刻的有功计划值，采用线性拟合得到相应的发电厂在(t0+T)时刻的有功；
分别根据B中各个储能电站t0时刻的有功和t0时刻之后最近的上级调控中心储能电站充放电实时计划时刻的有功计划值，采用线性拟合得到相应的储能电站在(t0+T)时刻的有功；
分别根据C中各个发电厂t0时刻的有功出力和t0时刻之后最近的地区电网调控中心发电厂有功实时计划时刻的有功计划值，采用线性拟合得到相应的发电厂在(t0+T)时刻的有功；
分别根据D中各个储能电站t0时刻的有功和t0时刻之后最近的地区电网调控中心储能电站充放电实时计划时刻的有功计划值，采用线性拟合得到相应的储能电站在(t0+T)时刻的有功；
分别根据E中各个负荷t0时刻的有功和t0时刻之后最近的负荷预测时刻的预测值，采用线性拟合得到相应的负荷在(t0+T)时刻的有功。
6.根据权利要求1所述的一种应用于电网的源网荷储协调控制方法，其特征在于：所述可调上限、可调下限分别为在T时间内自有功上报值能够调节到的有功上限值和有功下限值；所述上调代价、下调代价分别为在T时间内自有功上报值上调有功地区电网所支付的补偿电价和下调有功地区电网所支付的补偿电价；对于储能电站，上调是指放电有功增加或充电功率减少，下调是指放电功率减少或充电功率增加。
7.根据权利要求1所述的一种应用于电网的源网荷储协调控制方法，其特征在于：所述优化模型为：
式中，pi、pi.u、pi.d分别为(t0+T)时刻H中负荷i的电价、上调代价和下调代价，Pi.1、Pi分别为(t0+T)时刻H中负荷i的有功上报值和有功控制指令值，pj、pj.u、pj.d分别为(t0+T)时刻F中发电厂j的上网电价、上调代价和下调代价，Pj.1、Pj分别为(t0+T)时刻F中发电厂j的有功上报值和有功控制指令值，pks、pkb、pk.u、pk.d分别为(t0+T)时刻G中储能电站k的放电电价、充电电价、上调代价和下调代价，Pk.1、Pk分别为(t0+T)时刻G中储能电站k的有功上报值和有功控制指令值，ptb、pts分别为(t0+T)时刻地区电网通过联络支路的外购电价和外销电价，Pt为(t0+T)时刻地区电网对外联络支路的总有功；
Pi.d、Pi.u分别为(t0+T)时刻H中负荷i有功的可调下限和可调上限，Pj.d、Pj.u分别为(t0+T)时刻F中发电厂j有功的可调下限和可调上限，Pk.d、Pk.u分别为(t0+T)时刻G中储能电站k有功的可调下限和可调上限，Pt.d、Pt.u分别为(t0+T)时刻地区电网对外联络线的总有功下限和总有功上限，λ为t0时刻地区电网按其总负荷为基数的网损率，Pa为(t0+T)时刻A中发电厂a的有功，Pb为(t0+T)时刻B中储能电站b的有功，Pc为(t0+T)时刻C中发电厂c的有功，Pd为(t0+T)时刻D中储能电站d的有功，Pe为(t0+T)时刻E中负荷e的有功；
L为(t0+T)时刻用于地区电网调控中心安全监视的输电设备和输电通道组成的集合，Pa.0、Sa.l分别为t0时刻A中发电厂a的有功及其对L中输电设备或输电通道l的有功灵敏度，Pb.0、Sb.l分别为t0时刻B中储能电站b的有功及其对L中输电设备或输电通道l的有功灵敏度，Pc.0、Sc.l分别为t0时刻C中发电厂c的有功及其对L中输电设备或输电通道l的有功灵敏度，Pd.0、Sd.l分别为t0时刻D中储能电站d的有功及其对L中输电设备或输电通道l的有功灵敏度，Pe.0、Se.l分别为t0时刻E中负荷e的有功及其对L中输电设备或输电通道l的有功灵敏度，Pi.0、Si.l分别为t0时刻H中负荷i的有功及其对L中输电设备或输电通道l的有功灵敏度，Pj.0、Sj.l分别为t0时刻F中发电厂j的有功及其对L中输电设备或输电通道l的有功灵敏度，Pk.0、Sk.l分别为t0时刻G中储能电站k的有功及其对L中输电设备或输电通道l的有功灵敏度，Pl，0为t0时刻L中输电设备或输电通道l的有功，对于输电设备，Pl.u为按t0时刻L中输电设备l的潮流功率因数和端电压不变计算出的与其过载限额对应的有功限额，Pl.d为Pl.u的相反数，对于输电通道，Pl.u、Pl.d分别为(t0+T)时刻L中输电通道l的正向限额和反向限额。
8.一种应用于电网的源网荷储协调控制装置，其特征在于，包括：
计算单元，用于基于当前地区电网运行状态、有功实时计划和负荷预测，计算出相关参数；所述相关参数包括地区电网各个有功注入节点对输电设备及输电通道的有功灵敏度和地区电网内不参与源网荷储协调控制的设备有功值；
获取单元，用于获取相关信息和优化模型，所述相关信息包括参与源网荷储协调控制的各个设备的有功上报值、上网电价、下网电价、可调上限及上调代价和可调下限及下调代价，以及地区地网对外联络支路总有功上限、总有功下限和地区电网通过联络支路的外购电价、外销电价，所述优化模型以地区电网运行效益最大化为优化目标，以可控设备的有功调节约束，地区电网对外联络支路总有功约束，地区电网有功平衡约束和地区电网内输电设备过载约束及输电通道有功限额约束为约束条件；
控制单元，用于基于所述相关参数和所述相关信息，求解所述优化模型，获得参与控制设备的有功控制指令值，并将所述有功控制指令值发送至对应的设备，完成源网荷储协调控制。
9.根据权利要求8所述的一种应用于电网的源网荷储协调控制装置，其特征在于：所述相关参数的计算方法包括：
获取当前时刻t0地区电网运行状态，以及(t0+T)时刻不参与源网荷储协调控制的地区电网内发电厂、储能电站的有功实时计划和负荷的预测信息，其中，T为地区电网源网荷储协调控制的周期；
获取反映t0时刻地区电网运行状态的潮流方程，计算t0时刻地区电网各个有功注入节点对输电设备及输电通道的有功灵敏度；将(t0+T)时刻地区电网内上级调控中心调管的不参与源网荷储协调控制的发电厂组成的集合、储能电站组成的集合分别记为A和B，基于上级调控中心的发电厂有功实时计划和储能电站充放电实时计划分别确定(t0+T)时刻A中各个发电厂的有功和B中各个储能电站的有功，将(t0+T)时刻地区电网调控中心调管且不参与源网荷储协调控制的发电厂组成的集合、储能电站组成的集合分别记为C和D，基于地区电网调控中心的发电厂有功实时计划和储能电站充放电实时计划分别确定(t0+T)时刻C中各个发电厂的有功和D中各个储能电站的有功，将(t0+T)时刻地区电网内不参与源网荷储协调控制的负荷组成的集合记为E，基于负荷预测确定(t0+T)时刻E中的各个负荷的有功。
10.根据权利要求8所述的一种应用于电网的源网荷储协调控制装置，其特征在于：所述相关信息指(t0+T)时刻的相关信息，将(t0+T)时刻地区电网内参与源网荷储协调控制的发电厂组成的集合、储能电站组成的集合、负荷组成的集合分别记为F、G和H，具体为：(t0+T)时刻F中各个发电厂的有功上报值、上网电价、可调上限及上调代价和可调下限及下调代价，G中各个储能电站的有功上报值、放电电价、充电电价、可调上限及上调代价和可调下限及下调代价，H中各个负荷的有功上报值、电价、可调上限及上调代价和可调下限及下调代价，以及地区地网对外联络支路总有功上限、总有功下限和地区电网通过联络支路的外购电价、外销电价。
11.根据权利要求8所述的一种应用于电网的源网荷储协调控制装置，其特征在于：所述确定(t0+T)时刻A中各个发电厂的有功和B中各个储能电站的有功、确定(t0+T)时刻C中各个发电厂的有功和D中各个储能电站的有功和确定(t0+T)时刻E中的各个负荷的有功具体为：
分别根据A中各个发电厂t0时刻的有功和t0时刻之后最近的上级调控中心发电厂有功实时计划时刻的有功计划值，采用线性拟合得到相应的发电厂在(t0+T)时刻的有功；
分别根据B中各个储能电站t0时刻的有功和t0时刻之后最近的上级调控中心储能电站充放电实时计划时刻的有功计划值，采用线性拟合得到相应的储能电站在(t0+T)时刻的有功；
分别根据C中各个发电厂t0时刻的有功出力和t0时刻之后最近的地区电网调控中心发电厂有功实时计划时刻的有功计划值，采用线性拟合得到相应的发电厂在(t0+T)时刻的有功；
分别根据D中各个储能电站t0时刻的有功和t0时刻之后最近的地区电网调控中心储能电站充放电实时计划时刻的有功计划值，采用线性拟合得到相应的储能电站在(t0+T)时刻的有功；
分别根据E中各个负荷t0时刻的有功和t0时刻之后最近的负荷预测时刻的预测值，采用线性拟合得到相应的负荷在(t0+T)时刻的有功；
所述优化模型为：
式中，pi、pi.u、pi.d分别为(t0+T)时刻H中负荷i的电价、上调代价和下调代价，Pi.1、Pi分别为(t0+T)时刻H中负荷i的有功上报值和有功控制指令值，pj、pj.u、pj.d分别为(t0+T)时刻F中发电厂j的上网电价、上调代价和下调代价，Pj.1、Pj分别为(t0+T)时刻F中发电厂j的有功上报值和有功控制指令值，pks、pkb、pk.u、pk.d分别为(t0+T)时刻G中储能电站k的放电电价、充电电价、上调代价和下调代价，Pk.1、Pk分别为(t0+T)时刻G中储能电站k的有功上报值和有功控制指令值，ptb、pts分别为(t0+T)时刻地区电网通过联络支路的外购电价和外销电价，Pt为(t0+T)时刻地区电网对外联络支路的总有功；
Pi.d、Pi.u分别为(t0+T)时刻H中负荷i有功的可调下限和可调上限，Pj.d、Pj.u分别为(t0+T)时刻F中发电厂j有功的可调下限和可调上限，Pk.d、Pk.u分别为(t0+T)时刻G中储能电站k有功的可调下限和可调上限，Pt.d、Pt.u分别为(t0+T)时刻地区电网对外联络线的总有功下限和总有功上限，λ为t0时刻地区电网按其总负荷为基数的网损率，Pa为(t0+T)时刻A中发电厂a的有功，Pb为(t0+T)时刻B中储能电站b的有功，Pc为(t0+T)时刻C中发电厂c的有功，Pd为(t0+T)时刻D中储能电站d的有功，Pe为(t0+T)时刻E中负荷e的有功；
L为(t0+T)时刻用于地区电网调控中心安全监视的输电设备和输电通道组成的集合，Pa.0、Sa.l分别为t0时刻A中发电厂a的有功及其对L中输电设备或输电通道l的有功灵敏度，Pb.0、Sb.l分别为t0时刻B中储能电站b的有功及其对L中输电设备或输电通道l的有功灵敏度，Pc.0、Sc.l分别为t0时刻C中发电厂c的有功及其对L中输电设备或输电通道l的有功灵敏度，Pd.0、Sd.l分别为t0时刻D中储能电站d的有功及其对L中输电设备或输电通道l的有功灵敏度，Pe.0、Se.l分别为t0时刻E中负荷e的有功及其对L中输电设备或输电通道l的有功灵敏度，Pi.0、Si.l分别为t0时刻H中负荷i的有功及其对L中输电设备或输电通道l的有功灵敏度，Pj.0、Sj.l分别为t0时刻F中发电厂j的有功及其对L中输电设备或输电通道l的有功灵敏度，Pk.0、Sk.l分别为t0时刻G中储能电站k的有功及其对L中输电设备或输电通道l的有功灵敏度，Pl.0为t0时刻L中输电设备或输电通道l的有功，对于输电设备，Pl.u为按t0时刻L中输电设备l的潮流功率因数和端电压不变计算出的与其过载限额对应的有功限额，Pl.d为Pl.u的相反数，对于输电通道，Pl.u、Pl.d分别为(t0+T)时刻L中输电通道l的正向限额和反向限额。
12.一种应用于电网的源网荷储协调控制系统，其特征在于，包括：存储介质和处理器；
所述存储介质用于存储指令；
所述处理器用于根据所述指令进行操作以执行根据权利要求1～8中任一项所述方法的步骤。
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|---|---|---|---|---|
| CN113300354A (zh) * | 2021-04-29 | 2021-08-24 | 国网电力科学研究院有限公司 | 电网运行效能最优的源网荷储有功协调控制方法及装置 |
| CN114374203A (zh) * | 2021-12-20 | 2022-04-19 | 国网甘肃省电力公司电力科学研究院 | 一种基于电价引导及意愿的源荷储调度决策系统及方法 |
Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110401186A (zh) * | 2019-07-13 | 2019-11-01 | 国网天津市电力公司 | 地区电网源网荷储多元协调泛在调度控制系统 |
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2020
- 2020-01-16 CN CN202010045879.7A patent/CN111244938B/zh active Active
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| CN114374203B (zh) * | 2021-12-20 | 2024-03-01 | 国网甘肃省电力公司电力科学研究院 | 一种基于电价引导及意愿的源荷储调度决策系统及方法 |
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