CN113972655B - 一种源网荷储协同优化控制方法及装置 - Google Patents

一种源网荷储协同优化控制方法及装置 Download PDF

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Abstract

一种源网荷储协同优化控制方法及装置，该方法包括获取一预定时间后的新能源发电预测值、负荷预测值、与上级电网交换功率计划值；计算下一时刻源网荷储系统中需要调整的功率变化量△Pyc；根据功率变化量△Pyc判断系统是否增加或减小出力：若系统需要增加出力，则安排储能放电；若系统需要减小出力，则安排储能充电。该装置用于执行该方法。本发明可解决100％新能源电力系统的稳定运行控制问题，在考虑储能寿命基础上合理安排储能充放电，充分调动新能源与柔性可调控负荷的协同控制能力，保证电网稳定运行并提升新能源利用率。

Description

一种源网荷储协同优化控制方法及装置
技术领域
本发明涉及电力系统运行控制技术领域，特别涉及一种源网荷储协同优化控制方法和装置。
背景技术
双碳目标下，打造源网荷储协同互动的多能互联电网，是构建以新能源为主体的新型电力系统的关键技术和重要举措。间歇性的新能源高比例接入给电网带来诸多问题，特别是100％新能源的电力系统，没有传统的旋转电源作为系统备用和调节对象，做好发电和用电计划安排是维持电网稳定的关键。为减小新能源出力的不确定性和波动性造成的影响，以负荷与新能源超短期预测数据为基础，需制定实时发用电计划，通过源、网、荷、储协同控制，实现电网安全稳定运行，并提高新能源消纳能力。
发明内容
本发明针对100％新能源电网运行特点，提供一种源网荷储协同优化控制方法和装置，实现源、网、荷、储协同控制。
本发明第一方面提供了一种源网荷储协同优化控制方法，包括如下步骤：
获取一预定时间后的新能源发电预测值、负荷预测值、与上级电网交换功率计划值；
计算下一时刻源网荷储系统中需要调整的功率变化量△Pyc；
根据功率变化量△Pyc判断系统是否增加或减小出力：
若系统需要增加出力，则安排储能放电；若系统需要减小出力，则安排储能充电。
进一步的，所述功率变化量△Pyc按照下式计算：
其中，ΔPL为预定时间△t内负荷功率的总变化量，ΔPjh为预定时间△t内上级电网下发的交换功率计划值的变化量，ΔPnGi为预定时间△t内第i个新能源出力的变化量，N为新能源数量。
进一步的，所述根据功率变化量△Pyc判断系统是否增加或减小出力的步骤按照如下判断：
若ΔPyc＞0，则系统需增加出力，储能放电；
若ΔPyc＜0，则系统需减小出力，储能充电。
进一步的，储能放电时或储能充电时，判断储能充/放电功率是否可完全承担负荷的变化量：
若|△Psmax|＞|△Pyc|，则储能充/放电功率可完全承担负荷的变化量，实际第k个储能出力变化量为储能k在下一时刻的功率为Psk＝Psk0+ΔPsk；其中，ΔPskm为单个储能最大充电增量，ΔPsmax为系统中M个储能的最大出力增量，Psk0为储能k的当前功率；
若|△Psmax|＜|△Pyc|，则储能充/放电功率无法满足负荷的变化量，实际储能k在下一时刻的放电功率为Psk,fm，充电功率为Psk,cm；其中，Psk,fm为储能k的最大放电功率，Psk,cm为储能k的最大充电功率。
进一步的，若储能充/放电功率无法满足负荷的变化量：则投入新能源；
系统需要增加出力时，则新能源i下一时刻的出力为PnGi＝PnGi,f+ΔPnGi,xd；PnGi,f为新能源i下一时刻的预测功率值，ΔPnGi,xd为新能源i限电功率，若无限电情况，则ΔPnGi,xd＝0；
系统需要减小出力时，则新能源i下一时刻的出力为PnGi＝PnGi,f-ΔPnGi,xd，新能源i的限电功率为
进一步的，系统需要增加出力时，判断投入新能源的出力是否满足负荷的变化量：
如果是，则结束；
如果否，则减小可调控负荷的功率ΔPLj。
进一步的，所述可调控负荷的功率ΔPLj为：
本发明的第二方面提供了一种源网荷储协同优化控制装置，用于执行如前所述的方法，包括：
预测模块，获取一预定时间后的新能源发电预测值、负荷预测值、与上级电网交换功率计划值；
功率变化量计算模块，计算下一时刻源网荷储系统中需要调整的功率变化量△Pyc；
判断及控制模块，根据功率变化量△Pyc判断系统是否增加或减小出力：
若系统需要增加出力，则安排储能放电；若系统需要减小出力，则安排储能充电。
本发明的第三方面提供了一种源网荷储协同优化控制系统，该系统包括：
存储器以及一个或多个处理器；
其中，所述存储器与所述一个或多个处理器通信连接，所述存储器中存储有可被所述一个或多个处理器执行的指令，所述指令被所述一个或多个处理器执行，以使所述一个或多个处理器用于执行如前所述的方法。
本发明的第四方面提供了一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机可执行指令，当所述计算机可执行指令被计算装置执行时，可操作来执行如前所述的方法。
综上所述，本发明公开了一种源网荷储协同优化控制方法及装置，该方法包括获取一预定时间后的新能源发电预测值、负荷预测值、与上级电网交换功率计划值；计算下一时刻源网荷储系统中需要调整的功率变化量△Pyc；根据功率变化量△Pyc判断系统是否增加或减小出力：若系统需要增加出力，则安排储能放电；若系统需要减小出力，则安排储能充电。该装置用于执行该方法。本发明可解决100％新能源电力系统的稳定运行控制问题，在考虑储能寿命基础上合理安排储能充放电，充分调动新能源与柔性可调控负荷的协同控制能力，保证电网稳定运行并提升新能源利用率。
附图说明
图1是本发明实施例提供的源网荷储协同优化控制方法流程示意图；
图2是本发明一具体实施例提供的源网荷储协同优化控制方法流程示意图；
图3是本发明实施例提供的源网荷储协同优化控制装置结构框图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明了，下面结合具体实施方式并参照附图，对本发明进一步详细说明。应该理解，这些描述只是示例性的，而并非要限制本发明的范围。此外，在以下说明中，省略了对公知结构和技术的描述，以避免不必要地混淆本发明的概念。
本发明针对100％新能源电网运行特点，提供一种源网荷储协同优化控制方法，实现源、网、荷、储协同控制。
为了实现上述目的，本发明的源网荷储协同优化调控方法根据新能源及负荷预测数据与电网交换功率计划安排下一时刻储能充放电功率、电源出力、负荷用电。
本发明第一方面提供了一种源网荷储协同优化控制方法，如图1所示，包括如下步骤：
步骤S100，获取一预定时间△t后的新能源发电预测值、负荷预测值、与上级电网交换功率计划值。新能源与负荷预测数据一般为15分钟一个点，即△t＝15分钟。
步骤S200，计算下一时刻源网荷储系统中需要调整的功率变化量△Pyc。具体的，功率变化量△Pyc按照下式计算：
其中，ΔPL为预定时间△t内负荷功率的总变化量，ΔPjh为预定时间△t内上级电网下发的交换功率计划值的变化量，ΔPnGi为预定时间△t内第i个新能源出力的变化量，N为新能源数量。
步骤S300，根据功率变化量△Pyc判断系统是否增加或减小出力：若系统需要增加出力，则安排储能放电；若系统需要减小出力，则安排储能充电。
进一步的，所述根据功率变化量△Pyc判断系统是否增加或减小出力的步骤按照如下判断：
若ΔPyc＞0，则系统需增加出力，储能放电；
若ΔPyc＜0，则系统需减小出力，储能充电。
储能充放电计划：
第k个储能当前剩余容量为SOCk，上下限为SOCkmin、SOCkmax；当前功率为Psk0，最大充电功率为Psk,cm，最大放电功率为Psk,fm。
1)若ΔPyc＞0，则系统需增加出力，储能需放电。
若第k个储能的SOCk≤SOCkmin，则△Psk＝0；否则，单个储能最大放电增量为：
2)若ΔPyc＜0，则系统需减小出力，储能需充电。
单个储能最大充电增量为：
则系统中M个储能的最大出力增量为：
进一步的，储能放电时或储能充电时，判断储能充/放电功率是否可完全承担负荷的变化量：
若|△Psmax|＞|△Pyc|，则储能充/放电功率可完全承担负荷的变化量，实际第k个储能出力变化量为储能k在下一时刻的功率为Psk＝Psk0+ΔPsk；其中，ΔPskm为单个储能最大充电增量，ΔPsmax为系统中M个储能的最大出力增量，Psk0为储能k的当前功率；
若|△Psmax|＜|△Pyc|，则储能充/放电功率无法满足负荷的变化量，实际储能k在下一时刻的放电功率为Psk,fm，充电功率为Psk,cm；其中，Psk,fm为储能k的最大放电功率，Psk,cm为储能k的最大充电功率。
进一步的，若储能充/放电功率无法满足负荷的变化量：则投入新能源。
系统需要增加出力时，若系统内存在限电的新能源，应投入该新能源，则新能源i下一时刻的出力为PnGi＝PnGi,f+ΔPnGi,xd；PnGi,f为新能源i下一时刻的预测功率值，ΔPnGi,xd为新能源i限电功率，若无限电情况，则ΔPnGi,xd＝0；
系统需要减小出力时，则新能源i下一时刻的出力为PnGi＝PnGi,f-ΔPnGi,xd，新能源i的限电功率为
进一步的，系统需要增加出力时，判断投入新能源的出力是否满足负荷的变化量：
如果是，则结束；
如果否，则减小可调控负荷的功率ΔPLj，所述可调控负荷的功率ΔPLj为：
具体的，如图2所示，为本发明的源网荷储协同优化控制方法的详细流程示意图。
本发明的第二方面提供了一种源网荷储协同优化控制装置，如图3所示，用于执行如前所述的方法，包括：预测模块，获取一预定时间后的新能源发电预测值、负荷预测值、与上级电网交换功率计划值；功率变化量计算模块，计算下一时刻源网荷储系统中需要调整的功率变化量△Pyc；判断及控制模块，根据功率变化量△Pyc判断系统是否增加或减小出力：若系统需要增加出力，则安排储能放电；若系统需要减小出力，则安排储能充电。其具体的控制条件，如上述方法中所述，在此不再赘述。
本发明的第三方面提供了一种源网荷储协同优化控制系统，该系统包括：
存储器以及一个或多个处理器；
其中，所述存储器与所述一个或多个处理器通信连接，所述存储器中存储有可被所述一个或多个处理器执行的指令，所述指令被所述一个或多个处理器执行，以使所述一个或多个处理器用于执行如前所述的方法。
本发明的第四方面提供了一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机可执行指令，当所述计算机可执行指令被计算装置执行时，可操作来执行如前所述的方法。
综上所述，本发明公开了一种源网荷储协同优化控制方法及装置，该方法包括获取一预定时间后的新能源发电预测值、负荷预测值、与上级电网交换功率计划值；计算下一时刻源网荷储系统中需要调整的功率变化量△Pyc；根据功率变化量△Pyc判断系统是否增加或减小出力：若系统需要增加出力，则安排储能放电；若系统需要减小出力，则安排储能充电。该装置用于执行该方法。本发明可解决100％新能源电力系统的稳定运行控制问题，在考虑储能寿命基础上合理安排储能充放电，充分调动新能源与柔性可调控负荷的协同控制能力，保证电网稳定运行并提升新能源利用率。
应当理解的是，本发明的上述具体实施方式仅仅用于示例性说明或解释本发明的原理，而不构成对本发明的限制。因此，在不偏离本发明的精神和范围的情况下所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。此外，本发明所附权利要求旨在涵盖落入所附权利要求范围和边界、或者这种范围和边界的等同形式内的全部变化和修改例。

Claims (8)

1.一种源网荷储协同优化控制方法，其特征在于，包括如下步骤：
获取一预定时间后的新能源发电预测值、负荷预测值、与上级电网交换功率计划值；
计算下一时刻源网荷储系统中需要调整的功率变化量△Pyc；
根据功率变化量△Pyc判断系统是否增加或减小出力：
若系统需要增加出力，则安排储能放电；若系统需要减小出力，则安排储能充电；
储能放电时或储能充电时，判断储能充/放电功率是否可完全承担负荷的变化量：
若|△Psmax|＞|△Pyc|，则储能充/放电功率可完全承担负荷的变化量，实际第k个储能出力变化量为储能k在下一时刻的功率为Psk＝Psk0+ΔPsk；其中，ΔPskm为单个储能最大充电增量，ΔPsmax为系统中M个储能的最大出力增量，Psk0为储能k的当前功率；
若|△Psmax|＜|△Pyc|，则储能充/放电功率无法满足负荷的变化量，实际储能k在下一时刻的放电功率为Psk,fm，充电功率为Psk,cm；其中，Psk,fm为储能k的最大放电功率，Psk,cm为储能k的最大充电功率；
若储能充/放电功率无法满足负荷的变化量：则投入新能源；
系统需要增加出力时，则新能源i下一时刻的出力为PnGi＝PnGi,f+ΔPnGi,xd；PnGi,f为新能源i下一时刻的预测功率值，ΔPnGi,xd为新能源i限电功率，若无限电情况，则ΔPnGi,xd＝0；
系统需要减小出力时，则新能源i下一时刻的出力为PnGi＝PnGi,f-ΔPnGi,xd，新能源i的限电功率为
2.根据权利要求1所述的源网荷储协同优化控制方法，其特征在于，所述功率变化量△Pyc按照下式计算：
其中，ΔPL为预定时间△t内负荷功率的总变化量，ΔPjh为预定时间△t内上级电网下发的交换功率计划值的变化量，ΔPnGi为预定时间△t内第i个新能源出力的变化量，N为新能源数量。
3.根据权利要求1或2所述的源网荷储协同优化控制方法，其特征在于，所述根据功率变化量△Pyc判断系统是否增加或减小出力的步骤按照如下判断：
若ΔPyc＞0，则系统需增加出力，储能放电；
若ΔPyc＜0，则系统需减小出力，储能充电。
4.根据权利要求3所述的源网荷储协同优化控制方法，其特征在于，系统需要增加出力时，判断投入新能源的出力是否满足负荷的变化量：
如果是，则结束；
如果否，则减小可调控负荷的功率ΔPLj。
5.根据权利要求4所述的源网荷储协同优化控制方法，其特征在于，所述可调控负荷的功率ΔPLj为：
6.一种源网荷储协同优化控制装置，其特征在于，用于执行如权利要求1-5任一项所述的方法，包括：
预测模块，获取一预定时间后的新能源发电预测值、负荷预测值、与上级电网交换功率计划值；
功率变化量计算模块，计算下一时刻源网荷储系统中需要调整的功率变化量△Pyc；
判断及控制模块，根据功率变化量△Pyc判断系统是否增加或减小出力：
若系统需要增加出力，则安排储能放电；若系统需要减小出力，则安排储能充电；
储能放电时或储能充电时，判断储能充/放电功率是否可完全承担负荷的变化量：
若|△Psmax|＞|△Pyc|，则储能充/放电功率可完全承担负荷的变化量，实际第k个储能出力变化量为储能k在下一时刻的功率为Psk＝Psk0+ΔPsk；其中，ΔPskm为单个储能最大充电增量，ΔPsmax为系统中M个储能的最大出力增量，Psk0为储能k的当前功率；
若|△Psmax|＜|△Pyc|，则储能充/放电功率无法满足负荷的变化量，实际储能k在下一时刻的放电功率为Psk,fm，充电功率为Psk,cm；其中，Psk,fm为储能k的最大放电功率，Psk,cm为储能k的最大充电功率；
若储能充/放电功率无法满足负荷的变化量：则投入新能源；
系统需要增加出力时，则新能源i下一时刻的出力为PnGi＝PnGi,f+ΔPnGi,xd；PnGi,f为新能源i下一时刻的预测功率值，ΔPnGi,xd为新能源i限电功率，若无限电情况，则ΔPnGi,xd＝0；
系统需要减小出力时，则新能源i下一时刻的出力为PnGi＝PnGi,f-ΔPnGi,xd，新能源i的限电功率为
7.一种源网荷储协同优化控制系统，其特征在于，该系统包括：
存储器以及一个或多个处理器；
其中，所述存储器与所述一个或多个处理器通信连接，所述存储器中存储有可被所述一个或多个处理器执行的指令，所述指令被所述一个或多个处理器执行，以使所述一个或多个处理器用于执行权利要求1-5任一项所述的方法。
8.一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机可执行指令，当所述计算机可执行指令被计算装置执行时，可操作来执行权利要求1-5任一项所述的方法。
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