CN113964852A - 一种面向共享储能的虚拟电厂的发电控制方法及装置 - Google Patents

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CN113964852A CN202110956968.1A CN202110956968A CN113964852A CN 113964852 A CN113964852 A CN 113964852A CN 202110956968 A CN202110956968 A CN 202110956968A CN 113964852 A CN113964852 A CN 113964852A
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Abstract

本申请提出一种面向共享储能的虚拟电厂的发电控制方法、装置，虚拟电厂包括多个新能源电站和多个储能电站，在现货日前市场交易出清后获取历史运营数据和出力预测数据，历史运营数据包括虚拟电厂的日前出清结果，出力预测数据包括多个新能源电站的运行日出力预测曲线和多个储能电站的预测充放电曲线。在预设的约束条件下根据日前出清结果拟合虚拟电厂中各个新能源电站的出力曲线和各个储能电站的充放电曲线，根据出力曲线确定第一控制参数和第二控制参数，根据第一控制参数对各个新能源电站的发电量进行控制，根据第二控制参数对多个储能电站的供电量进行控制。由此，该方法优化了虚拟电厂模式下新能源电站和储能电站的组合分配提高了资源利用率。

Description

一种面向共享储能的虚拟电厂的发电控制方法及装置
技术领域
本申请涉及新能源发电技术领域，尤其涉及一种面向共享储能的虚拟电厂的发电控制方法、装置及存储介质。
背景技术
“多个新能源电站+多个储能电站”的虚拟电厂共享储能组合，在电力市场中被定义为新型市场主体的“虚拟电厂”。虚拟电厂作为直接对接电网调度的独立市场主体，可以参与现货电能量市场。并在现货电能量市场出清后，虚拟电厂整体按照出清结果进行出力发电。
目前，现有的发电控制方案在传统火电和水电企业较为成熟。但是，虚拟电厂的运营模式与传统火电和传统水电均由较大区别，现有的发电控制方案不能适用于虚拟电厂模式。因此，亟需一种面向共享储能的虚拟电厂的发电控制方法。
发明内容
本申请提供一种面向共享储能的虚拟电厂的发电控制方法、装置及存储介质，以提出一种面向共享储能的虚拟电厂的发电控制方法。
本申请第一方面实施例提出一种面向共享储能的虚拟电厂的发电控制方法，虚拟电厂包括多个新能源电站和多个储能电站，所述方法包括以下步骤：
在现货日前市场交易出清后，获取历史运营数据和出力预测数据，所述历史运营数据包括所述虚拟电厂的日前出清结果，所述出力预测数据包括所述多个新能源电站的运行日出力预测曲线和所述多个储能电站的预测充放电曲线；
在预设的约束条件下，根据所述日前出清结果拟合所述虚拟电厂中各个新能源电站的出力曲线和各个储能电站的充放电曲线，其中，所述出力曲线用于表征所述新能源电站的分时发电量，所述充放电曲线用于表征所述储能电站的分时充放电量；
根据所述出力曲线确定第一控制参数，并根据所述第一控制参数对所述各个新能源电站的发电量进行控制；
根据所述充放电曲线确定第二控制参数，并根据所述第二控制参数对所述各个储能电站的充放电量进行控制。
本申请第二方面实施例提出一种面向共享储能的虚拟电厂的发电控制装置，其中，虚拟电厂包括多个新能源电站和多个储能电站，所述装置包括：
获取模块，用于在现货日前市场交易出清后，获取历史运营数据和出力预测数据，所述历史运营数据包括所述虚拟电厂的日前出清结果，所述出力预测数据包括多个新能源电站的运行日出力预测曲线和多个储能电站的预测充放电曲线；
处理模块，用于在预设的约束条件下，根据所述日前出清结果拟合所述虚拟电厂中各个新能源电站的出力曲线，其中，所述出力曲线用于表征所述新能源电站的分时发电量，所述出力预测数据包括所述多个新能源电站的运行日出力预测曲线和所述多个储能电站的预测充放电曲线；
控制模块，用于根据所述出力曲线确定第一控制参数，并根据所述第一控制参数对所述各个新能源电站的发电量进行控制；
所述控制模块，还用于根据所述充放电曲线确定第二控制参数，并根据所述第二控制参数对所述各个储能电站的充放电量进行控制。
本申请第三方面实施例提出的计算机存储介质，其中，所述计算机存储介质存储有计算机可执行指令；所述计算机可执行指令被处理器执行后，能够实现如上第一方面所述的方法。
本申请的实施例提供的技术方案至少带来以下有益效果：
本公开提供的面向共享储能的虚拟电厂的发电控制方法、装置及存储介质，虚拟电厂包括多个新能源电站和多个储能电站，在现货日前市场交易出清后获取历史运营数据和出力预测数据，其中历史运营数据包括虚拟电厂的日前出清结果，出力预测数据包括多个新能源电站的运行日出力预测曲线和多个储能电站的预测充放电曲线。然后在预设的约束条件下，根据日前出清结果拟合虚拟电厂中各个新能源电站的出力曲线和各个储能电站的充放电曲线，再根据出力曲线确定第一控制参数和第二控制参数，并根据第一控制参数对各个新能源电站的发电量进行控制，根据第二控制参数对多个储能电站的供电量进行控制。由此，本公开提供的方法在预设的约束条件下，根据根据日前出清结果拟合虚拟电厂中各个新能源电站的出力曲线，从而优化了虚拟电厂模式下新能源电站和储能电站的组合分配，提高了资源利用率。
本申请附加的方面和优点将在下面的描述中部分给出，部分将从下面的描述中变得明显，或通过本申请的实践了解到。
附图说明
本申请上述的和/或附加的方面和优点从下面结合附图对实施例的描述中将变得明显和容易理解，其中：
图1为根据本申请一个实施例提供的面向共享储能的虚拟电厂的发电控制方法的流程示意图；
图2为面向共享储能的虚拟电厂的发电控制方法的示意图；
图3为根据本申请一个实施例提供的面向共享储能的虚拟电厂的发电控制装置的结构示意图。
具体实施方式
下面详细描述本申请的实施例，所述实施例的示例在附图中示出，其中自始至终相同或类似的标号表示相同或类似的元件或具有相同或类似功能的元件。下面通过参考附图描述的实施例是示例性的，旨在用于解释本申请，而不能理解为对本申请的限制。
本公开提供的面向共享储能的虚拟电厂的发电控制方法，虚拟电厂包括多个新能源电站和多个储能电站，在现货日前市场交易出清后获取历史运营数据和出力预测数据，其中历史运营数据包括虚拟电厂的日前出清结果，出力预测数据包括多个新能源电站的运行日出力预测曲线和多个储能电站的预测充放电曲线。然后在预设的约束条件下，根据日前出清结果拟合虚拟电厂中各个新能源电站的出力曲线和各个储能电站的充放电曲线，再根据出力曲线确定第一控制参数和第二控制参数，并根据第一控制参数对各个新能源电站的发电量进行控制，根据第二控制参数对多个储能电站的供电量进行控制。由此，本公开提供的方法在预设的约束条件下，根据根据日前出清结果拟合虚拟电厂中各个新能源电站的出力曲线，从而优化了虚拟电厂模式下新能源电站和储能电站的组合分配，提高了资源利用率。
下面参考附图描述本申请实施例的面向共享储能的虚拟电厂的发电控制方法及装置。
实施例一
图1为根据本申请一个实施例提供的面向共享储能的虚拟电厂的发电控制方法的流程示意图，如图1所示，所述方法包括以下步骤：
步骤101、在现货日前市场交易出清后，获取历史运营数据和出力预测数据。
其中，在本公开的实施例中，虚拟电厂包括多个新能源电站和多个储能电站。
以及，在本公开的实施例中，历史运营数据包括虚拟电厂的日前出清结果。历史运营数据还可以包括：新能源电站的技术指标、新能源电站的功率预测结果、上网平均网损数据、储能电站设备参数。其中，新能源电站的技术指标包括度电成本和厂用电率，储能电站设备参数包括充放电时间、容量、电量损失率。
进一步地，在本公开的实施例中，出力预测数据可以包括多个新能源电站的运行日出力预测曲线和多个储能电站的预测充放电曲线。
步骤102、在预设的约束条件下，根据日前出清结果拟合虚拟电厂中各个新能源电站的出力曲线和各个储能电站的充放电曲线。
其中，在本公开的实施例中，出力曲线用于表征新能源电站的分时发电量，充放电曲线用于表征储能电站的分时充放电量。
以及，在本公开的实施例中，根据日前出清结果拟合虚拟电厂中各个新能源电站的出力曲线的方法可以包括：根据预先确定的总出力曲线和分时电量价格，对日前出清结果对应的最小成本进行预测，并根据最小成本确定每个新能源电站的出力曲线。
具体的，在本公开的实施例中，利用成本最小目标函数计算最小成本，最小目标函数为：
Figure BDA0003220778330000051
其中，T表示计算的时段个数；UN表示机组集合；Fi(Pi(t))表示机组i在出力为Pi(t)时对应的费用；SCi(t)表示机组i停机t个时段之后开机的费用；Pi(t)表示机组i在t时段的出力值。
进一步地，在本公开的实施例中，约束条件可以包括：
(1)有功功率平衡
Figure BDA0003220778330000052
其中，Ui(t)表示机组i在时段t的状态，是机组组合问题的求解结果，等于1表示运行，等于0表示停运；D(t)表示t时段系统的有功负荷需求；LS(t)表示t时段的有功网损。
(2)KVL(电压定律)
X(t)·L(t)＝0(t＝1，…，T)
其中，X(t)表示t时段网络基本回路阻抗矩阵；L(t)表示t时段线路潮流列矢量。
(3)系统各时段升出力备用和降出力备用要求
Figure BDA0003220778330000053
Figure BDA0003220778330000054
其中：
Figure BDA0003220778330000061
Figure BDA0003220778330000062
以及，SUR(t)和SDR(t)分别表示t时段系统升出力备用和降出力备用要求；RURi(t)和RDRi(t)分别表示在t时段机组i实际可以提供的备用；OURi和ODRi分别表示机组在运行过程中时，机组的升出力和降出力变化速率；URi和DRi分别表示机组在开机和停机过程中时，机组出力变化速率。
(4)机组(含储能)出力范围约束
Figure BDA0003220778330000063
其中，(i∈UN)，
Figure BDA0003220778330000064
和P i分别表示机组i的出力上下限。
(5)储能最大运行时间和最小充电时间约束
Figure BDA0003220778330000065
Figure BDA0003220778330000066
其中：
Figure BDA0003220778330000067
Figure BDA0003220778330000068
以及，
Figure BDA0003220778330000069
和
Figure BDA00032207783300000610
表示机组i的允许最小运行和最小充电时间；
Figure BDA00032207783300000611
和
Figure BDA00032207783300000612
分别表示在t时段机组i持续运行和停运的时间。
(6)一个调度周期内储能允许充放电次数
Figure BDA00032207783300000613
其中，Ni表示机组i在一个调度周期内允许的储能允许充放电次数；SECi表示组成第i个断面的线路的集合；
(7)新能源机组在开机过程中的出力变化速率约束
Pi(t)-Pi(t-1)＝URi(i∈UN)
(8)新能源机组在停机过程中的出力变化速率约束
Pi(t-1)-Pi(t)＝DRi(i∈UN)
(9)线路传输容量约束
Figure BDA0003220778330000071
(10)虚拟电厂内部传输功率约束
Figure BDA0003220778330000072
其中，
Figure BDA0003220778330000073
表示t时段断面i的最大允许传输功率；SEC表示网络中断面的集合。
在本公开的实施例中，上述X(t)、
Figure BDA0003220778330000074
都表示成与时间t有关是考虑到在不同的时段，系统的运行方式可能不一样，例如某线路在t-1时段运行，但是在t时段不运行，系统的运行方式可能是不一样的，因此都表示成与时间有关的量。
步骤103、根据出力曲线确定第一控制参数，并根据第一控制参数对各个新能源电站的发电量进行控制。
其中，在本公开的实施例中，第一控制参数为根据出力曲线得出的最优发电量。以及，在本公开的实施例中，确定第一控制参数之后，虚拟电厂可以根据第一控制参数对新能源电站的发电量进行控制。
步骤104、根据充放电曲线确定第二控制参数，并根据第二控制参数对各个储能电站的充放电量进行控制。
以及，在本公开的实施例中，关于上述步骤的描述具体可以参照图2的面向共享储能的虚拟电厂的发电控制方法的示意图。
综上所述，本公开提供的面向共享储能的虚拟电厂的发电控制方法，虚拟电厂包括多个新能源电站和多个储能电站，在现货日前市场交易出清后获取历史运营数据和出力预测数据，其中历史运营数据包括虚拟电厂的日前出清结果，出力预测数据包括多个新能源电站的运行日出力预测曲线和多个储能电站的预测充放电曲线。然后在预设的约束条件下，根据日前出清结果拟合虚拟电厂中各个新能源电站的出力曲线和各个储能电站的充放电曲线，再根据出力曲线确定第一控制参数和第二控制参数，并根据第一控制参数对各个新能源电站的发电量进行控制，根据第二控制参数对多个储能电站的供电量进行控制。由此，本公开提供的方法在预设的约束条件下，根据根据日前出清结果拟合虚拟电厂中各个新能源电站的出力曲线，从而优化了虚拟电厂模式下新能源电站和储能电站的组合分配，提高了资源利用率。
实施例二
图3为根据本申请一个实施例提供的面向共享储能的虚拟电厂的发电控制装置的结构示意图，如图3所示，所述装置可以包括：
获取模块301，用于在现货日前市场交易出清后，获取历史运营数据，历史运营数据包括虚拟电厂的日前出清结果，出力预测数据包括多个新能源电站的运行日出力预测曲线和多个储能电站的预测充放电曲线。
处理模块302，用于在预设的约束条件下，根据日前出清结果拟合虚拟电厂中各个新能源电站的出力曲线和各个储能电站的充放电曲线，其中，出力曲线用于表征新能源电站的分时发电量，充放电曲线用于表征所述储能电站的分时充放电量。
控制模块303，用于根据出力曲线确定第一控制参数，并根据第一控制参数对各个新能源电站的发电量进行控制。
上述控制模块303，还用于根据充放电曲线确定第二控制参数，并根据第二控制参数对各个储能电站的充放电量进行控制。
其中，在本公开的实施例中，上述处理模块302，还用于：
根据预先确定的总出力曲线和分时电量价格，对日前出清结果对应的最小成本进行预测，并根据最小成本确定每个新能源电站的出力曲线。
进一步地，在本公开的实施例中，处理模块利用成本最小目标函数计算最小成本，最小目标函数为：
Figure BDA0003220778330000081
其中，T表示计算的时段个数；UN表示机组集合；Fi(Pi(t))表示机组i在出力为Pi(t)时对应的费用；SCi(t)表示机组i停机t个时段之后开机的费用；Pi(t)表示机组i在t时段的出力值。
进一步地，在本公开的实施例中，约束条件可以包括：
有功功率平衡约束；或者
KVL电压定律约束；或者
系统各时段升出力备用和降出力备用要求约束；或者
机组出力范围约束；或者
储能最大运行时间和最小充电时间约束；或者
一个调度周期内储能允许充放电次数约束；或者
新能源电站机组在开机过程中的出力变化速率约束；或者
新能源电站机组在停机过程中的出力变化速率约束；或者
线路传输容量约束；或者
虚拟电厂内部传输功率约束。
以及，在本公开的实施例中，关于上述约束条件的详细介绍可以参考上述实施例中的相关介绍，本公开实施例在此不做赘述。
综上所述，本公开提供的面向共享储能的虚拟电厂的发电控制方法、装置及存储介质，虚拟电厂包括多个新能源电站和多个储能电站，在现货日前市场交易出清后获取历史运营数据和出力预测数据，其中历史运营数据包括虚拟电厂的日前出清结果，出力预测数据包括多个新能源电站的运行日出力预测曲线和多个储能电站的预测充放电曲线。然后在预设的约束条件下，根据日前出清结果拟合虚拟电厂中各个新能源电站的出力曲线和各个储能电站的充放电曲线，再根据出力曲线确定第一控制参数和第二控制参数，并根据第一控制参数对各个新能源电站的发电量进行控制，根据第二控制参数对多个储能电站的供电量进行控制。由此，本公开提供的方法在预设的约束条件下，根据根据日前出清结果拟合虚拟电厂中各个新能源电站的出力曲线，从而优化了虚拟电厂模式下新能源电站和储能电站的组合分配，提高了资源利用率。
为了实现上述实施例，本公开还提出一种计算机存储介质。
本公开实施例提供的计算机存储介质，存储有可执行程序；所述可执行程序被处理器执行后，能够实现如图1-2或图3任一所示的方法。
在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”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申请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必须针对的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。此外，在不相互矛盾的情况下，本领域的技术人员可以将本说明书中描述的不同实施例或示例以及不同实施例或示例的特征进行结合和组合。
流程图中或在此以其他方式描述的任何过程或方法描述可以被理解为，表示包括一个或更多个用于实现定制逻辑功能或过程的步骤的可执行指令的代码的模块、片段或部分，并且本申请的优选实施方式的范围包括另外的实现，其中可以不按所示出或讨论的顺序，包括根据所涉及的功能按基本同时的方式或按相反的顺序，来执行功能，这应被本申请的实施例所属技术领域的技术人员所理解。
尽管上面已经示出和描述了本申请的实施例，可以理解的是，上述实施例是示例性的，不能理解为对本申请的限制，本领域的普通技术人员在本申请的范围内可以对上述实施例进行变化、修改、替换和变型。

Claims (10)

1.一种面向共享储能的虚拟电厂的发电控制方法，其特征在于，虚拟电厂包括多个新能源电站和多个储能电站，所述方法包括以下步骤：
在现货日前市场交易出清后，获取历史运营数据和出力预测数据，所述历史运营数据包括所述虚拟电厂的日前出清结果，所述出力预测数据包括所述多个新能源电站的运行日出力预测曲线和所述多个储能电站的预测充放电曲线；
在预设的约束条件下，根据所述日前出清结果拟合所述虚拟电厂中各个新能源电站的出力曲线和各个储能电站的充放电曲线，其中，所述出力曲线用于表征所述新能源电站的分时发电量，所述充放电曲线用于表征所述储能电站的分时充放电量；
根据所述出力曲线确定第一控制参数，并根据所述第一控制参数对所述各个新能源电站的发电量进行控制；
根据所述充放电曲线确定第二控制参数，并根据所述第二控制参数对所述各个储能电站的充放电量进行控制。
2.根据权利要求1所述的面向共享储能的虚拟电厂的发电控制方法，其特征在于，根据所述日前出清结果拟合所述虚拟电厂中各个新能源电站的出力曲线，包括：
根据预先确定的总出力曲线和分时电量价格，对所述日前出清结果对应的最小成本进行预测，并根据所述最小成本确定每个新能源电站的出力曲线。
3.根据权利要求2所述的面向共享储能的虚拟电厂的发电控制方法，其特征在于，
利用成本最小目标函数计算最小成本，所述最小目标函数为：
Figure FDA0003220778320000011
其中，T表示计算的时段个数；UN表示机组集合；Fi(Pi(t))表示机组i在出力为Pi(t)时对应的费用；SCi(t)表示机组i停机t个时段之后开机的费用；Pi(t)表示机组i在t时段的出力值。
4.根据权利要求1-3任一项所述的面向共享储能的虚拟电厂的发电控制方法，其特征在于，所述约束条件包括：
有功功率平衡约束；或者
KVL电压定律约束；或者
系统各时段升出力备用和降出力备用要求约束；或者
机组出力范围约束；或者
储能最大运行时间和最小充电时间约束；或者
一个调度周期内储能允许充放电次数约束；或者
新能源电站机组在开机过程中的出力变化速率约束；或者
新能源电站机组在停机过程中的出力变化速率约束；或者
线路传输容量约束；或者
虚拟电厂内部传输功率约束。
5.根据权利要求1所述的面向共享储能的虚拟电厂的发电控制方法，其特征在于，所述历史运营数据还包括：新能源电站的技术指标、新能源电站的功率预测结果、上网平均网损数据、储能电站设备参数；其中，所述新能源电站的技术指标包括度电成本和厂用电率，所述储能电站设备参数包括充放电时间、容量、电量损失率。
6.一种面向共享储能的虚拟电厂的发电控制装置，其特征在于，虚拟电厂包括多个新能源电站和多个储能电站，所述装置包括：
获取模块，用于在现货日前市场交易出清后，获取历史运营数据和出力预测数据，所述历史运营数据包括所述虚拟电厂的日前出清结果，所述出力预测数据包括所述多个新能源电站的运行日出力预测曲线和所述多个储能电站的预测充放电曲线；
处理模块，用于在预设的约束条件下，根据所述日前出清结果拟合所述虚拟电厂中各个新能源电站的出力曲线，其中，所述出力曲线用于表征所述新能源电站的分时发电量，所述出力预测数据包括所述多个新能源电站的运行日出力预测曲线和所述多个储能电站的预测充放电曲线；
控制模块，用于根据所述出力曲线确定第一控制参数，并根据所述第一控制参数对所述各个新能源电站的发电量进行控制；
所述控制模块，还用于根据所述充放电曲线确定第二控制参数，并根据所述第二控制参数对所述各个储能电站的充放电量进行控制。
7.根据权利要求6所述的面向共享储能的虚拟电厂的发电控制装置，其特征在于，所述处理模块，还用于：
根据预先确定的总出力曲线和分时电量价格，对所述日前出清结果对应的最小成本进行预测，并根据所述最小成本确定每个新能源电站的出力曲线。
8.根据权利要求7所述的面向共享储能的虚拟电厂的发电控制装置，其特征在于，
所述处理模块利用成本最小目标函数计算最小成本，所述最小目标函数为：
Figure FDA0003220778320000031
其中，T表示计算的时段个数；UN表示机组集合；Fi(Pi(t))表示机组i在出力为Pi(t)时对应的费用；SCi(t)表示机组i停机t个时段之后开机的费用；Pi(t)表示机组i在t时段的出力值。
9.根据权利要求6-8任一项所述的面向共享储能的虚拟电厂的发电控制装置，其特征在于，所述约束条件包括：
有功功率平衡约束；或者
KVL电压定律约束；或者
系统各时段升出力备用和降出力备用要求约束；或者
机组出力范围约束；或者
储能最大运行时间和最小充电时间约束；或者
一个调度周期内储能允许充放电次数约束；或者
新能源电站机组在开机过程中的出力变化速率约束；或者
新能源电站机组在停机过程中的出力变化速率约束；或者
线路传输容量约束；或者
虚拟电厂内部传输功率约束。
10.一种非临时性计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，所述计算机程序被处理器执行时实现如权利要求1-5任一项所述的面向共享储能的虚拟电厂的发电控制方法。
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