CN116231764B - 一种源网荷储协调控制方法及系统 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及源网荷储技术领域，具体公开了一种源网荷储协调控制方法及系统，所述的方法包括以下步骤：获取光伏电站的预测出力功率，并根据所述的预测出力功率制定新能源计划出力功率Cjx；实时获取光伏电站的实际出力功率和与所述的光伏电站配套的储能系统的最大储存电量Gmax；计算实际出力偏差
Figure ZY_1
，其中，
Figure ZY_2
表示光伏电站的实际出力功率，T为预设的测量周期；根据实际出力偏差PC计算储能系统的最大补偿周期数Tmax，并根据最大补偿周期数Tmax调整新能源计划出力功率或光伏电站的实际出力功率。相比于现有技术，可以保证尽量满足电网需求的前提下保证光伏电站的稳定运行。

Description

一种源网荷储协调控制方法及系统
技术领域
本发明涉及源网荷储技术领域，具体涉及一种源网荷储协调控制方法及系统。
背景技术
源网荷储是以“电源、电网、负荷、储能”为整体规划的新型电力运行模式。目前，源网荷储调度体系的建立是解决高比例新能源消纳和保障电网安全稳定运行的关键手段。随着电网内风电、光伏等新能源快速增长，其出力不确定性增加了保供电难度。全网电力供应总体富余，但在部分地区部分时段电力供应能力不足，特别是夏季负荷尖峰时段尤为突出。
众所周知，风力发电和光伏发电都是“看天吃饭”。由于风力发电和光伏发电的不稳定性，在风小、没风或阴天时，利用储能技术可以让电网负荷保持稳定，风光出力大时或者用电低谷时充电，风光出力小或者用电高峰时放电。储能技术既能平滑不稳定的光伏发电和风电，提高可再生能源占比，也能配合常规火电、核电等电源，为电力系统运行提供调峰调频等辅助服务，提高电力系统的灵活性。
在实际的生产中，光伏发电系统与储能系统相结合的方式虽然可以在一定程度上解决光伏发电出力不稳定的问题，但是受限于成本和储能技术等原因，现有的储能系统中的储存电量是有限的，当光伏发电系统出力小于计划出力功率时，储能系统难以做到长时间放电，光伏发电系统难以稳定输出。
发明内容
本发明的目的在于提供一种源网荷储协调控制方法及系统，解决上述技术问题：
本发明的目的可以通过以下技术方案实现：
一种源网荷储协调控制方法，包括以下步骤：
获取光伏电站的预测出力功率，并根据所述的预测出力功率制定新能源计划出力功率Cjx；
实时获取光伏电站的实际出力功率和与所述的光伏电站配套的储能系统的最大储存电量Gmax；
计算实际出力偏差
Figure SMS_1
，其中，/>
Figure SMS_2
表示光伏电站的实际出力功率，T为预设的测量周期；
根据实际出力偏差PC计算储能系统的最大补偿周期数Tmax，并根据最大补偿周期数Tmax调整新能源计划出力功率或光伏电站的实际出力功率。
作为本发明进一步的方案：在计算所述的储能系统的最大补偿周期数Tmax的过程中，如果所述的实际出力偏差PC＜0，则最大补偿周期数Tmax按照以下公式进行计算：
Figure SMS_3
；
其中，Gext为当前时间节点储能系统的实际储存电量。
作为本发明进一步的方案：在计算所述的储能系统的最大补偿周期数Tmax的过程中，如果所述的实际出力偏差PC＞0，则最大补偿周期数Tmax按照以下公式进行计算：
Figure SMS_4
。
作为本发明进一步的方案：在计算所述的储能系统的最大补偿周期数Tmax的过程中，如果所述的实际出力偏差PC=0，则判定光伏电站刚好满足新能源计划需求，不作调整。
作为本发明进一步的方案：当所述的实际出力偏差PC＜0时，判定当前为补电状态，光伏电站和储能系统同时输出以满足新能源计划出力功率，调整所述的新能源计划出力功率，调整值按照以下公式进行计算：
Figure SMS_5
；
其中，Tyl为预留的补偿周期数。
作为本发明进一步的方案：当所述的实际出力偏差PC＞0时，判定当前为充电状态，光伏电站满足新能源计划出力功率，当最大补偿周期数Tmax＞0时，不进行调整；当最大补偿周期数Tmax=0时，对所述的光伏电站进行限电。
作为本发明进一步的方案：在设定补电状态的调整值时，当最大补偿周期数Tmax等于或小于所述的预留的补偿周期数Tyl时，调整值按照以下公式进行计算：
Figure SMS_6
。
一种源网荷储协调控制系统，包括：
数据获取模块：获取光伏电站的预测出力功率，并根据所述的预测出力功率制定新能源计划出力功率Cjx；
监测模块：实时获取光伏电站的实际出力功率和与所述的光伏电站配套的储能系统的最大储存电量Gmax；
数据处理模块：计算实际出力偏差
Figure SMS_7
，其中，/>
Figure SMS_8
表示光伏电站的实际出力功率，T为预设的测量周期；
校核模块：根据实际出力偏差PC计算储能系统的最大补偿周期数Tmax，并根据最大补偿周期数Tmax调整新能源计划出力功率或光伏电站的实际出力功率。
本发明的有益效果：
在本发明中，作为新能源的光电具有很大的不确定性，受到天气、温度等多方面因素的影响，因此其预测出力功率与实际出力功率也会存在难以预测的偏差，所以根据预测出力功率制定的计划出力功率也会与实际出力功率之间存在偏差；偏差有实际出力功率大于计划出力功率，因此光伏电站可以满足原定计划的正常运行；还有实际出力功率小于计划出力功率，在这种情况下为了保证光伏电站出力的稳定性，就需要动用储能系统中的存储电量进行调节，但是储能系统中的存储电量是有限的，不可能一直使用，而当储能系统中的存储电量用完，光伏电站并网后所提供的实际出力功率就无法再保证稳定，从而影响电网的稳定运行，因此需要对计划出力功率进行调整，以保证光伏电站的稳定运行；
实际出力偏差PC＜0代表着光伏电站的实际出力功率小于计划出力功率，需要动用出力系统的存储电量进行补电，而最大补偿周期数即为存储电量在输出的情况下所能满足计划出力功率的周期数（设定周期T的数量）；同样的，实际出力偏差PC＞0代表着光伏电站的实际出力功率大于计划出力功率，光伏电站多余的出力功率用于对储能系统进行充电，而最大补偿周期数即为储能系统充满电所需要的周期数（设定周期T的数量）；
考虑到两方面的因素，其一是储能系统本身的存储电量，其二是对电网的出力功率；因此在本实施例中，在考虑储能系统本身的存储电量的情况下尽量满足计划出力功率的需求，具体体现为在存储电量逐渐减小的情况下，逐步降低计划出力功率，而不是一次性降低计划出力功率，但值得注意的是，储能系统应该保证一定的基础存电量（也即是文中预留的补偿周期数所对应的存储电量），留待应对特殊情况。
附图说明
下面结合附图对本发明作进一步的说明。
图1是本发明一种源网荷储协调控制方法的流程示意图。
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，所描述的实施例仅仅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它实施例，都属于本发明保护的范围。
请参阅图1所示，本发明为一种源网荷储协调控制方法，包括以下步骤：
获取光伏电站的预测出力功率，并根据所述的预测出力功率制定新能源计划出力功率Cjx；
实时获取光伏电站的实际出力功率和与所述的光伏电站配套的储能系统的最大储存电量Gmax；
计算实际出力偏差
Figure SMS_9
，其中，/>
Figure SMS_10
表示光伏电站的实际出力功率，T为预设的测量周期；
根据实际出力偏差PC计算储能系统的最大补偿周期数Tmax，并根据最大补偿周期数Tmax调整新能源计划出力功率或光伏电站的实际出力功率。
在具体的操作过程中，作为新能源的光电具有很大的不确定性，受到天气、温度等多方面因素的影响，因此其预测出力功率与实际出力功率也会存在难以预测的偏差，所以根据预测出力功率制定的计划出力功率也会与实际出力功率之间存在偏差；偏差有实际出力功率大于计划出力功率，因此光伏电站可以满足原定计划的正常运行；还有实际出力功率小于计划出力功率，在这种情况下为了保证光伏电站出力的稳定性，就需要动用储能系统中的存储电量进行调节，但是储能系统中的存储电量是有限的，不可能一直使用，而当储能系统中的存储电量用完，光伏电站并网后所提供的实际出力功率就无法再保证稳定，从而影响电网的稳定运行，因此需要对计划出力功率进行调整，以保证光伏电站的稳定运行。
在本发明一种优选的实施例中，在计算所述的储能系统的最大补偿周期数Tmax的过程中，如果所述的实际出力偏差PC＜0，则最大补偿周期数Tmax按照以下公式进行计算：
Figure SMS_11
；
其中，Gext为当前时间节点储能系统的实际储存电量。
在本实施例中，在计算所述的储能系统的最大补偿周期数Tmax的过程中，如果所述的实际出力偏差PC＞0，则最大补偿周期数Tmax按照以下公式进行计算：
Figure SMS_12
。
在本实施例中，在计算所述的储能系统的最大补偿周期数Tmax的过程中，如果所述的实际出力偏差PC=0，则判定光伏电站刚好满足新能源计划需求，不作调整。
在本实施例中可以理解的是，实际出力偏差PC＜0代表着光伏电站的实际出力功率小于计划出力功率，需要动用出力系统的存储电量进行补电，而最大补偿周期数即为存储电量在输出的情况下所能满足计划出力功率的周期数（设定周期T的数量）；同样的，实际出力偏差PC＞0代表着光伏电站的实际出力功率大于计划出力功率，光伏电站多余的出力功率用于对储能系统进行充电，而最大补偿周期数即为储能系统充满电所需要的周期数（设定周期T的数量）。
在本发明另一种优选的实施例中，当所述的实际出力偏差PC＜0时，判定当前为补电状态，光伏电站和储能系统同时输出以满足新能源计划出力功率，调整所述的新能源计划出力功率，调整值按照以下公式进行计算：
Figure SMS_13
；
其中，Tyl为预留的补偿周期数。
在本实施例进一步的方案中，在设定补电状态的调整值时，当最大补偿周期数Tmax等于或小于所述的预留的补偿周期数Tyl时，调整值按照以下公式进行计算：
Figure SMS_14
。
在本实施例中，考虑到两方面的因素，其一是储能系统本身的存储电量，其二是对电网的出力功率；因此在本实施例中，在考虑储能系统本身的存储电量的情况下尽量满足计划出力功率的需求，具体体现为在存储电量逐渐减小的情况下，逐步降低计划出力功率，而不是一次性降低计划出力功率，但值得注意的是，储能系统应该保证一定的基础存电量（也即是文中预留的补偿周期数所对应的存储电量），留待应对特殊情况。
在本发明另一种优选的实施例中，当所述的实际出力偏差PC＞0时，判定当前为充电状态，光伏电站满足新能源计划出力功率，当最大补偿周期数Tmax＞0时，不进行调整；当最大补偿周期数Tmax=0时，对所述的光伏电站进行限电。
一种源网荷储协调控制系统，包括：
数据获取模块：获取光伏电站的预测出力功率，并根据所述的预测出力功率制定新能源计划出力功率Cjx；
监测模块：实时获取光伏电站的实际出力功率和与所述的光伏电站配套的储能系统的最大储存电量Gmax；
数据处理模块：计算实际出力偏差
Figure SMS_15
，其中，/>
Figure SMS_16
表示光伏电站的实际出力功率，T为预设的测量周期；
校核模块：根据实际出力偏差PC计算储能系统的最大补偿周期数Tmax，并根据最大补偿周期数Tmax调整新能源计划出力功率或光伏电站的实际出力功率。
以上对本发明的一个实施例进行了详细说明，但所述内容仅为本发明的较佳实施例，不能被认为用于限定本发明的实施范围。凡依本发明申请范围所作的均等变化与改进等，均应仍归属于本发明的专利涵盖范围之内。

Claims (3)

1.一种源网荷储协调控制方法，其特征在于，包括以下步骤：
获取光伏电站的预测出力功率，并根据所述的预测出力功率制定新能源计划出力功率Cjx；
实时获取光伏电站的实际出力功率和与所述的光伏电站配套的储能系统的最大储存电量Gmax；
计算实际出力偏差
Figure QLYQS_1
，其中，/>
Figure QLYQS_2
表示光伏电站的实际出力功率，T为预设的测量周期；
根据实际出力偏差PC计算储能系统的最大补偿周期数Tmax，并根据最大补偿周期数Tmax调整新能源计划出力功率或光伏电站的实际出力功率；
在计算所述的储能系统的最大补偿周期数Tmax的过程中，如果所述的实际出力偏差PC＜0，则最大补偿周期数Tmax按照以下公式进行计算：
Figure QLYQS_3
；
其中，Gext为当前时间节点储能系统的实际储存电量；
在计算所述的储能系统的最大补偿周期数Tmax的过程中，如果所述的实际出力偏差PC＞0，则最大补偿周期数Tmax按照以下公式进行计算：
Figure QLYQS_4
；
在计算所述的储能系统的最大补偿周期数Tmax的过程中，如果所述的实际出力偏差PC=0，则判定光伏电站刚好满足新能源计划需求，不作调整；
当所述的实际出力偏差PC＜0时，判定当前为补电状态，光伏电站和储能系统同时输出以满足新能源计划出力功率，调整所述的新能源计划出力功率，调整值按照以下公式进行计算：
Figure QLYQS_5
；
其中，Tyl为预留的补偿周期数；
在设定补电状态的调整值时，当最大补偿周期数Tmax等于或小于所述的预留的补偿周期数Tyl时，调整值按照以下公式进行计算：
Figure QLYQS_6
。
2.根据权利要求1所述的一种源网荷储协调控制方法，其特征在于，当所述的实际出力偏差PC＞0时，判定当前为充电状态，光伏电站满足新能源计划出力功率，当最大补偿周期数Tmax＞0时，不进行调整；当最大补偿周期数Tmax=0时，对所述的光伏电站进行限电。
3.一种权利要求1所述的源网荷储协调控制方法的系统，其特征在于，包括：
数据获取模块：获取光伏电站的预测出力功率，并根据所述的预测出力功率制定新能源计划出力功率Cjx；
监测模块：实时获取光伏电站的实际出力功率和与所述的光伏电站配套的储能系统的最大储存电量Gmax；
数据处理模块：计算实际出力偏差
Figure QLYQS_7
，其中，/>
Figure QLYQS_8
表示光伏电站的实际出力功率，T为预设的测量周期；
校核模块：根据实际出力偏差PC计算储能系统的最大补偿周期数Tmax，并根据最大补偿周期数Tmax调整新能源计划出力功率或光伏电站的实际出力功率。
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