CN117293926B - 一种源网荷储一体化平台资源实时调度方法及装置 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种源网荷储一体化平台资源实时调度方法及装置。方法包括：获取计算当日的固定计算参数以及平台实时运行参数；根据平台实时运行参数，计算源网荷储一体化平台需要从电网购入的购入电量，与固定计算参数中电网允许平台下网电量最大值和下网电量最小值进行比较，确定比较结果；判断储能状态及峰谷电价时段，并根据比较结果，设定储能实时出力，并根据储能实时出力，计算得到风机实际出力、光伏实际出力负荷实际出力、电网实际下网电量以及电网实际下网电量；根据风机实际出力、光伏实际出力、负荷实际出力、电网实际下网电量以及储能实时出力，向源网荷储一体化平台中对应的协控子系统发送功率追踪指令，完成平台资源实时调度。

Description

一种源网荷储一体化平台资源实时调度方法及装置
技术领域
本发明涉及智能电网技术领域，并且更具体地，涉及一种源网荷储一体化平台资源实时调度方法及装置。
背景技术
针对高能耗产业，为满足能耗双控指标考核，降低碳排放量，需要利用清洁能源发电供给高能耗负荷，使其每年消纳新能源电量不低于2亿千瓦时且新能源消纳占比不低于整体电量50%。但是风能、光能作为优质的清洁能源发电有明显的缺点,其受天气因素、环境温度、光照强度等的影响较大，其出力的间歇性与波动性较大。由于电力系统调峰能力不足，而且受到传输容量的限制，长期以来，西北等区域弃风弃光问题严重。
储能系统凭借其快速吞吐能力、灵活调节能力和充放电一体的特性 ,能有效的进行电力系统需求侧管理 ,消除用电高峰和低谷期间的峰谷差 ,平滑负荷，提高设备的利用率和使用寿命。将储能系统及风光发电、负荷作为整体引入到电力系统中，构成源网荷储一体化，既能保证最大化消纳新能源，减少弃风弃光情况，又能平滑风光波动，减少对电网的冲击，提高系统供电可靠性。
源网荷储一体化强化源网荷储各环节间协调互动，充分挖掘项目内部灵活性调节能力和需求侧资源，有利于提升系统运行效率和电源开发综合效益，是实现电力系统高质量发展的客观需要，是构建新能源供给消纳体系的现实举措，对于促进西北地区能源转型和经济社会发展具有重要意义。
充分认识源网荷储一体化项目建设的必要性、特殊性，准确把握“一体化”项目性质特点，积极探索形成符合实际的“一体化”项目发展路径。为促进源网荷储一体化项目落地，结合并网要求及源网荷储一体化项目的经济性，合理的优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源的实时调度方法成为亟待解决的技术问题。
发明内容
针对现有技术的不足，本发明提供一种源网荷储一体化平台资源实时调度方法及装置。
根据本发明的一个方面，提供了一种源网荷储一体化平台资源实时调度方法，包括：
获取计算当日的固定计算参数以及平台实时运行参数；
根据平台实时运行参数，计算源网荷储一体化平台需要从电网购入的购入电量；
将购入电量与固定计算参数中电网允许平台下网电量最大值和下网电量最小值进行比较，确定比较结果；
判断储能状态及峰谷电价时段，并根据比较结果，设定储能实时出力，并根据储能实时出力，计算得到风机实际出力、光伏实际出力负荷实际出力、电网实际下网电量以及电网实际下网电量；
根据风机实际出力、光伏实际出力、负荷实际出力、电网实际下网电量以及储能实时出力，向源网荷储一体化平台中对应的协控子系统发送功率追踪指令，完成平台资源实时调度。
可选地，固定计算参数包括：储能最大当日等效循环次数N；电网允许平台下网电量的最大值及最小值Pgrid_max、Pgrid_min；储能实际运行允许的储能荷电状态SOC下限SOCmin1、上限SOCmax1；储能利用峰谷价差减少购电成本允许的储能荷电状态SOC下限SOCmin2、上限SOCmax2。
可选地，平台实时运行参数包括：风机出力Pw_0、光伏出力Ppv_0、负荷功率Pload_0、余热功率Phr_0、储能荷电状态SOC，当日累积等效循环次数n，储能充电功率上限Pbat_max_ch以及储能放电功率上限Pbat_max_dis。
可选地，购入电量计算公式为：
Pgrid_xu=Pload_0-Phr_0-Pw_0-Ppv_0
式中，Pw_0为风机出力，Ppv_0为光伏出力、Pload_0为负荷功率、Phr_0为余热功率。
可选地，判断储能状态及峰谷电价时段，并根据比较结果，设定储能实时出力，并根据储能实时出力，计算得到风机实际出力、光伏实际出力负荷实际出力、电网实际下网电量以及电网实际下网电量，包括：
当Pgrid_xu<Pgrid_min时，若储能荷电状态SOC未达到实际运行允许的储能荷电状态SOC上限SOCmax1、当日累积等效循环次数n未达到储能最大当日等效循环次数N，并且当储能充电功率上限Pbat_max_ch小于电网允许平台下网电量的最小值与购入电量的差值Pgrid_min-Pgrid_xu时，则利用储能充电吸收购入电量差值Pbat=Pgrid_min-Pgrid_xu，此时若处于谷电期，更新储能实时出力为Pbat=min(Pbat_max_ch，Pgrid_max-Pgrid_xu），风机实际出力为P'w= Pw_0、光伏实际出力为P'pv= Ppv_0、负荷实际出力为P'load= Pload_0，电网实际下网电量为P'grid=Pgrid_xu+Pbat；
当Pgrid_xu<Pgrid_min时，若储能荷电状态SOC未达到实际运行允许的储能荷电状态SOC上限SOCmax1、当日累积等效循环次数n未达到储能最大当日等效循环次数N，并且当储能充电功率上限Pbat_max_ch大于电网允许平台下网电量的最小值与购入电量的差值Pgrid_min-Pgrid_xu时，则利用储能以最大功率Pbat_max_ch充电，此时经储能补偿后的购入电量为Pgrid_xu=Pgrid_xu+Pbat，若仍小于电网实时下网电量的最小值Pgrid_min，考虑弃风弃光，总弃电量Pwasted=Pgrid·_min-Pgrid_xu，根据风光度电成本分配弃风量Pw_wasted= min（Pw_0，Pwasted），弃光量Ppv_wasted=Pwasted-Pw_wasted，此时输出指令：储能实时出力Pbat=Pbad_max_ch，风机实际出力大小P'w= Pw_0-Pw_wasted、光伏实际出力大小P'pv= Ppv_0-Ppv_wasted、负荷实际出力P'load= Pload_0，电网实际下网电量为P'grid=Pgrid_min；
当Pgrid_xu<Pgrid_min时，若储能已达到实际运行允许的储能荷电状态SOC上限SOCmax1或者当日累积等效循环次数n已达到储能最大当日等效循环次数N，则储能实时出力Pbat=0，总弃电量Pwasted= Pgrid_min-Pgrid_xu，根据风光度电成本分配弃风量Pw_wasted= min（Pw_0，Pwasted），弃光量Ppv_wasted=Pwasted-Pw_wasted，此时输出指令：储能实时出力Pbat=0，风机实际出力P'w= Pw_0-Pw_wasted、光伏实际出力P'pv= Ppv_0-Ppv_wasted、负荷实际出力P'load= Pload_0，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_min，其中，
Pgrid_xu为购入电量，Pgrid_min为电网允许平台下网电量的最小值，Pw_0为风机出力，Ppv_0为光伏出力、Pload_0为负荷功率。
可选地，判断储能状态及峰谷电价时段，并根据比较结果，设定储能实时出力，并根据储能实时出力，计算得到风机实际出力、光伏实际出力负荷实际出力、电网实际下网电量以及电网实际下网电量，还包括：
当Pgrid_xu>Pgrid_max时，若储能荷电状态SOC未达到实际运行允许的储能荷电状态SOC下限SOCmin1、当日累积等效循环次数n未达到储能最大当日等效循环次数N，并且当储能放电功率上限|-Pbat_max_dis|大于购入电量与平台下网电量的最大值的差值|Pgrid_max-Pgrid_xu|时，则利用储能放电补偿该购入电量差值Pbat=Pgrid_max-Pgrid_xu，此时若处于峰电期，则利用储能放电，缓解电网调峰压力，更新储能实时出力为Pbat=-min(Pbat_max_dis，Pgrid_xu-Pgrid_min），此时输出指令：风机实际出力P'w= Pw_0、光伏实际出力P'pv= Ppv_0、负荷实际出力P'load=Pload_0，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_xu+Pba；
当Pgrid_xu>Pgrid_max时，若储能荷电状态SOC未达到实际运行允许的储能荷电状态SOC下限SOCmin1、当日累积等效循环次数n未达到储能最大当日等效循环次数N，并且当储能放电功率上限|-Pbat_max_dis|小于购入电量与平台下网电量的最大值的差值|Pgrid_max-Pgrid_xu|时，则利用储能以最大功率-Pbat_max_dis放电，经储能补偿后的购入电量为Pgrid_xu=Pgrid_xu+Pbat，考虑下负荷，下负荷量Pload_sub=Pgird_xu-Pgird_max，此时输出指令：储能实时出力Pbat=-Pbat_max，风机实际出力P'w= Pw_0、光伏实际出力P'pv=Ppv_0、负荷实际出力P'load= Pload_0-Pload_sub，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_max；
当Pgrid_xu>Pgrid_max时，若储能已达到实际运行允许的储能荷电状态SOC下限SOCmin1或者当日累积等效循环次数n已达到储能最大当日等效循环次数N，则储能不动作，储能实时出力Pbat=0，考虑下负荷量Pload_sub=Pgird_xu-Pgird_max，输出指令：储能实时出力Pbat=0，风机实际出力P'w= Pw_0、光伏实际出力P'pv= Ppv_0、负荷实际出力P'load= Pload_0-Pload_sub，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_max，其中
Pgrid_xu为购入电量，Pgrid_max为电网允许平台下网电量的最大值，Pw_0为风机出力，Ppv_0为光伏出力、Pload_0为负荷功率。
可选地，判断储能状态及峰谷电价时段，并根据比较结果，设定储能实时出力，并根据储能实时出力，计算得到风机实际出力、光伏实际出力负荷实际出力、电网实际下网电量以及电网实际下网电量，还包括：
当Pgrid_min≤Pgrid_xu≤ Pgrid_max时，若处于谷电时段，并且储能荷电状态SOC小于利用峰谷价差减少购电成本的储能荷电状态SOC上限SOCmax2及当日累积等效循环次数n未达到储能最大当日等效循环次数N，则利用谷电期的网电为储能充电，若日内超短期此时的电池储能功率Pbat_0>0，则更新储能实时出力Pbat=min（min(Pbat_0，Pgrid_max-Pgrid_xu），Pbat_max_ch），若日内超短期此时的电池储能功率Pbat_0<0，更新储能实时出力Pbat=min（Pgrid_max-Pgrid_xu，Pbat_max_ch），输出指令：风机实际出力P'w= Pw_0、光伏实际出力P'pv= Ppv_0、负荷实际出力P'load= Pload_0，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_xu+Pbat；
当Pgrid_min≤Pgrid_xu≤ Pgrid_max时，若处于谷电时段，并且储能荷电状态SOC不小于利用峰谷价差减少购电成本允许的储能荷电状态SOC上限SOCmax2或者当日累积等效循环次数n已达到储能最大当日等效循环次数N，则平台不动作，输出指令：储能实时出力Pbat=0，风机实际出力P'w= Pw_0、光伏实际出力P'pv= Ppv_0、负荷实际出力P'load= Pload_0，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_xu+Pbat，其中，
Pgrid_xu为购入电量，Pgrid_min为电网允许平台下网电量的最小值，Pgrid_max为电网允许平台下网电量的最大值，Pw_0为风机出力，Ppv_0为光伏出力、Pload_0为负荷功率。
可选地，判断储能状态及峰谷电价时段，并根据比较结果，设定储能实时出力，并根据储能实时出力，计算得到风机实际出力、光伏实际出力负荷实际出力、电网实际下网电量以及电网实际下网电量，还包括：
当Pgrid_min≤Pgrid_xu≤ Pgrid_max时，若处于峰电时段，并且储能荷电状态SOC大于利用峰谷价差减少购电成本允许的储能荷电状态SOC下限SOCmin2及当日累积等效循环次数n未达到储能最大当日等效循环次数N，若日内超短期此时的电池储能功率Pbat_0<0，则更新储能实时出力Pbat=-min（min(-Pbat_0，Pgrid_xu-Pgrid_min），Pbat_max_dis），若日内超短期此时的电池储能功率Pbat_0>0，更新储能实时出力Pbat=-min（Pgrid_xu-Pgrid_min，Pbat_max_dis），输出指令：风机实际出力P'w= Pw_0、光伏实际出力P'pv= Ppv_0、负荷实际出力P'load= Pload_0，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_xu+Pbat；
当Pgrid_min≤Pgrid_xu≤ Pgrid_max时，若处于峰电时段，并且储能荷电状态SOC小于利用峰谷价差减少购电成本允许的储能荷电状态SOC下限SOCmin2或者当日累积等效循环次数n已达到储能最大当日等效循环次数N，则平台不动作，此时输出指令：储能实时出力Pbat=0，风机实际出力P'w= Pw_0、光伏实际出力P'pv= Ppv_0、负荷实际出力P'load= Pload_0，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_xu+Pbat，其中，
Pgrid_xu为购入电量，Pgrid_min为电网允许平台下网电量的最小值，Pgrid_max为电网允许平台下网电量的最大值，Pw_0为风机出力，Ppv_0为光伏出力、Pload_0为负荷功率。
可选地，判断储能状态及峰谷电价时段，并根据比较结果，设定储能实时出力，并根据储能实时出力，计算得到风机实际出力、光伏实际出力负荷实际出力、电网实际下网电量以及电网实际下网电量，还包括：
当Pgrid_min≤Pgrid_xu≤ Pgrid_max时，若处于平电时段，并且储能荷电状态SOC大于利用峰谷价差减少购电成本允许的储能荷电状态SOC下限SOCmin2且当日累积等效循环次数n未达到储能最大当日等效循环次数N，若日内超短期此时的电池储能功率Pbat_0>0，更新储能实时出力Pbat=min（min(Pbat_0，Pgrid_max-Pgrid_xu），Pbat_max_ch），若日内超短期此时的电池储能功率Pbat_0<0，则更新储能实时出力Pbat=-min（min(-Pbat_0，Pgrid_xu-Pgrid_min），Pbat_max_dis），输出指令：风机实际出力P'w= Pw_0、光伏实际出力P'pv= Ppv_0、负荷实际出力P'load= Pload_0，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_xu+Pbat；
当Pgrid_min≤Pgrid_xu≤ Pgrid_max时，若处于平电时段，并且储能荷电状态SOC小于利用峰谷价差减少购电成本允许的储能荷电状态SOC下限SOCmin2或者当日累积等效循环次数n已达到储能最大当日等效循环次数N，则平台不动作，输出指令：储能实时出力Pbat=0，风机实际出力P'w= Pw_0、光伏实际出力P'pv= Ppv_0、负荷实际出力P'load= Pload_0，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_xu+Pbat，其中，
Pgrid_xu为购入电量，Pgrid_min为电网允许平台下网电量的最小值，Pgrid_max为电网允许平台下网电量的最大值，Pw_0为风机出力，Ppv_0为光伏出力、Pload_0为负荷功率。
根据本发明的另一个方面，提供了一种源网荷储一体化平台资源实时调度装置，包括：
获取模块，用于获取计算当日的固定计算参数以及平台实时运行参数；
第一计算模块，用于根据平台实时运行参数，计算源网荷储一体化平台需要从电网购入的购入电量；
比较模块，用于将购入电量与固定计算参数中电网允许平台下网电量最大值和下网电量最小值进行比较，确定比较结果；
第二计算模块，用于判断储能状态及峰谷电价时段，并根据比较结果，设定储能实时出力，并根据储能实时出力，计算得到风机实际出力、光伏实际出力负荷实际出力、电网实际下网电量以及电网实际下网电量；
指令发送模块，用于根据风机实际出力、光伏实际出力、负荷实际出力、电网实际下网电量以及储能实时出力，向源网荷储一体化平台中对应的协控子系统发送功率追踪指令，完成平台资源实时调度。
根据本发明的又一个方面，提供了一种计算机可读存储介质，所述存储介质存储有计算机程序，所述计算机程序用于执行本发明上述任一方面所述的方法。
根据本发明的又一个方面，提供了一种电子设备，所述电子设备包括：处理器；用于存储所述处理器可执行指令的存储器；所述处理器，用于从所述存储器中读取所述可执行指令，并执行所述指令以实现本发明上述任一方面所述的方法。
从而，本申请提供一种源网荷储一体化平台资源实时调度方法，通过优先考虑系统内部功率自我消纳，并计算下网需求量，与电网允许的下网功率范围相比较，对储能、风光机组以及工业硅负荷下发动作指令的方法，实现优化电能调配，供给负荷用电，最大限度消纳新能源发电，实现经济最优化，满足电网对百兆瓦级源网荷储一体化园区的并网要求的功能。
附图说明
通过参考下面的附图，可以更为完整地理解本发明的示例性实施方式：
图1是本发明一示例性实施例提供的源网荷储一体化平台资源实时调度方法的流程示意图；
图2是本发明一示例性实施例提供的源网荷储一体化平台资源实时调度装置的结构示意图；
图3是本发明一示例性实施例提供的电子设备的结构。
具体实施方式
下面，将参考附图详细地描述根据本发明的示例实施例。显然，所描述的实施例仅仅是本发明的一部分实施例，而不是本发明的全部实施例，应理解，本发明不受这里描述的示例实施例的限制。
应注意到：除非另外具体说明，否则在这些实施例中阐述的部件和步骤的相对布置、数字表达式和数值不限制本发明的范围。
本领域技术人员可以理解，本发明实施例中的“第一”、“第二”等术语仅用于区别不同步骤、设备或模块等，既不代表任何特定技术含义，也不表示它们之间的必然逻辑顺序。
还应理解，在本发明实施例中，“多个”可以指两个或两个以上，“至少一个”可以指一个、两个或两个以上。
还应理解，对于本发明实施例中提及的任一部件、数据或结构，在没有明确限定或者在前后文给出相反启示的情况下，一般可以理解为一个或多个。
另外，本发明中术语“和/或”，仅仅是一种描述关联对象的关联关系，表示可以存在三种关系，例如，A和/或B，可以表示：单独存在A，同时存在A和B，单独存在B这三种情况。另外，本发明中字符“/”，一般表示前后关联对象是一种“或”的关系。
还应理解，本发明对各个实施例的描述着重强调各个实施例之间的不同之处，其相同或相似之处可以相互参考，为了简洁，不再一一赘述。
同时，应当明白，为了便于描述，附图中所示出的各个部分的尺寸并不是按照实际的比例关系绘制的。
以下对至少一个示例性实施例的描述实际上仅仅是说明性的，决不作为对本发明及其应用或使用的任何限制。
对于相关领域普通技术人员已知的技术、方法和设备可能不作详细讨论，但在适当情况下，技术、方法和设备应当被视为说明书的一部分。
应注意到：相似的标号和字母在下面的附图中表示类似项，因此，一旦某一项在一个附图中被定义，则在随后的附图中不需要对其进行进一步讨论。
本发明实施例可以应用于终端设备、计算机系统、服务器等电子设备，其可与众多其它通用或专用计算系统环境或配置一起操作。适于与终端设备、计算机系统、服务器等电子设备一起使用的众所周知的终端设备、计算系统、环境和/或配置的例子包括但不限于：个人计算机系统、服务器计算机系统、瘦客户机、厚客户机、手持或膝上设备、基于微处理器的系统、机顶盒、可编程消费电子产品、网络个人电脑、小型计算机系统﹑大型计算机系统和包括上述任何系统的分布式云计算技术环境，等等。
终端设备、计算机系统、服务器等电子设备可以在由计算机系统执行的计算机系统可执行指令(诸如程序模块)的一般语境下描述。通常，程序模块可以包括例程、程序、目标程序、组件、逻辑、数据结构等等，它们执行特定的任务或者实现特定的抽象数据类型。计算机系统/服务器可以在分布式云计算环境中实施，分布式云计算环境中，任务是由通过通信网络链接的远程处理设备执行的。在分布式云计算环境中，程序模块可以位于包括存储设备的本地或远程计算系统存储介质上。
示例性方法
图1是本发明一示例性实施例提供的源网荷储一体化平台资源实时调度方法的流程示意图。本实施例可应用在电子设备上，如图1所示，源网荷储一体化平台资源实时调度方法100包括以下步骤：
步骤101，获取计算当日的固定计算参数以及平台实时运行参数。
可选地，固定计算参数包括：储能最大当日等效循环次数N；电网允许平台下网电量的最大值及最小值Pgrid_max、Pgrid_min；储能实际运行允许的储能荷电状态SOC下限SOCmin1、上限SOCmax1；储能利用峰谷价差减少购电成本允许的储能荷电状态SOC下限SOCmin2、上限SOCmax2。
可选地，平台实时运行参数包括：风机出力Pw_0、光伏出力Ppv_0、负荷功率Pload_0、余热功率Phr_0、储能荷电状态SOC，当日累积等效循环次数n，储能充电功率上限Pbat_max_ch以及储能放电功率上限Pbat_max_dis。
其中，储能最大当日等效循环次数，其中，βj为储能历史运行每日等效循环次数，D为储能历史运行天数。
步骤102，根据平台实时运行参数，计算源网荷储一体化平台需要从电网购入的购入电量。
可选地，购入电量计算公式为：
Pgrid_xu=Pload_0-Phr_0-Pw_0-Ppv_0
式中，Pw_0为风机出力，Ppv_0为光伏出力、Pload_0为负荷功率、Phr_0为余热功率。
步骤103，将购入电量与固定计算参数中电网允许平台下网电量最大值和下网电量最小值进行比较，确定比较结果；
步骤104，判断储能状态及峰谷电价时段，并根据比较结果，设定储能实时出力，并根据储能实时出力，计算得到风机实际出力、光伏实际出力负荷实际出力、电网实际下网电量以及电网实际下网电量；
可选地，判断储能状态及峰谷电价时段，并根据比较结果，设定储能实时出力，并根据储能实时出力，计算得到风机实际出力、光伏实际出力负荷实际出力、电网实际下网电量以及电网实际下网电量，包括：
当Pgrid_xu<Pgrid_min时，若储能荷电状态SOC未达到实际运行允许的储能荷电状态SOC上限SOCmax1、当日累积等效循环次数n未达到储能最大当日等效循环次数N，并且当储能充电功率上限Pbat_max_ch小于电网允许平台下网电量的最小值与购入电量的差值Pgrid_min-Pgrid_xu时，则利用储能充电吸收购入电量差值Pbat=Pgrid_min-Pgrid_xu，此时若处于谷电期，则利用储能充电提高新能源消纳，更新储能实时出力为Pbat=min(Pbat_max_ch，Pgrid_max-Pgrid_xu），风机实际出力为P'w= Pw_0、光伏实际出力为P'pv= Ppv_0、负荷实际出力为P'load= Pload_0，电网实际下网电量为P'grid=Pgrid_xu+Pbat；
当Pgrid_xu<Pgrid_min时，若储能荷电状态SOC未达到实际运行允许的储能荷电状态SOC上限SOCmax1、当日累积等效循环次数n未达到储能最大当日等效循环次数N，并且当储能充电功率上限Pbat_max_ch大于电网允许平台下网电量的最小值与购入电量的差值Pgrid_min-Pgrid_xu时，则利用储能以最大功率Pbat_max_ch充电，此时经储能补偿后的购入电量为Pgrid_xu=Pgrid_xu+Pbat，若仍小于电网实时下网电量的最小值Pgrid_min，考虑弃风弃光，总弃电量Pwasted=Pgrid·_min-Pgrid_xu，根据风光度电成本分配弃风量Pw_wasted= min（Pw_0，Pwasted），弃光量Ppv_wasted=Pwasted-Pw_wasted，此时输出指令：储能实时出力Pbat=Pbad_max_ch，风机实际出力大小P'w= Pw_0-Pw_wasted、光伏实际出力大小P'pv= Ppv_0-Ppv_wasted、负荷实际出力P'load= Pload_0，电网实际下网电量为P'grid=Pgrid_min；
当Pgrid_xu<Pgrid_min时，若储能已达到实际运行允许的储能荷电状态SOC上限SOCmax1或者当日累积等效循环次数n已达到储能最大当日等效循环次数N，则储能实时出力Pbat=0，总弃电量Pwasted= Pgrid_min-Pgrid_xu，根据风光度电成本分配弃风量Pw_wasted= min（Pw_0，Pwasted），弃光量Ppv_wasted=Pwasted-Pw_wasted，此时输出指令：储能实时出力Pbat=0，风机实际出力P'w= Pw_0-Pw_wasted、光伏实际出力P'pv= Ppv_0-Ppv_wasted、负荷实际出力P'load= Pload_0，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_min，其中，
Pgrid_xu为购入电量，Pgrid_min为电网允许平台下网电量的最小值，Pw_0为风机出力，Ppv_0为光伏出力、Pload_0为负荷功率。
可选地，判断储能状态及峰谷电价时段，并根据比较结果，设定储能实时出力，并根据储能实时出力，计算得到风机实际出力、光伏实际出力负荷实际出力、电网实际下网电量以及电网实际下网电量，还包括：
当Pgrid_xu>Pgrid_max时，若储能荷电状态SOC未达到实际运行允许的储能荷电状态SOC下限SOCmin1、当日累积等效循环次数n未达到储能最大当日等效循环次数N，并且当储能放电功率上限|-Pbat_max_dis|大于购入电量与平台下网电量的最大值的差值|Pgrid_max-Pgrid_xu|时，则利用储能放电补偿该购入电量差值Pbat=Pgrid_max-Pgrid_xu，此时若处于峰电期，则利用储能放电，缓解电网调峰压力，更新储能实时出力为Pbat=-min(Pbat_max_dis，Pgrid_xu-Pgrid_min），此时输出指令：风机实际出力P'w= Pw_0、光伏实际出力P'pv= Ppv_0、负荷实际出力P'load=Pload_0，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_xu+Pba；
当Pgrid_xu>Pgrid_max时，若储能荷电状态SOC未达到实际运行允许的储能荷电状态SOC下限SOCmin1、当日累积等效循环次数n未达到储能最大当日等效循环次数N，并且当储能放电功率上限|-Pbat_max_dis|小于购入电量与平台下网电量的最大值的差值|Pgrid_max-Pgrid_xu|时，则利用储能以最大功率-Pbat_max_dis放电，经储能补偿后的购入电量为Pgrid_xu=Pgrid_xu+Pbat，考虑下负荷，下负荷量Pload_sub=Pgird_xu-Pgird_max，此时输出指令：储能实时出力Pbat=-Pbat_max，风机实际出力P'w= Pw_0、光伏实际出力P'pv=Ppv_0、负荷实际出力P'load= Pload_0-Pload_sub，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_max；
当Pgrid_xu>Pgrid_max时，若储能已达到实际运行允许的储能荷电状态SOC下限SOCmin1或者当日累积等效循环次数n已达到储能最大当日等效循环次数N，则储能不动作，储能实时出力Pbat=0，考虑下负荷量Pload_sub=Pgird_xu-Pgird_max，输出指令：储能实时出力Pbat=0，风机实际出力P'w= Pw_0、光伏实际出力P'pv= Ppv_0、负荷实际出力P'load= Pload_0-Pload_sub，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_max，其中
Pgrid_xu为购入电量，Pgrid_max为电网允许平台下网电量的最大值，Pw_0为风机出力，Ppv_0为光伏出力、Pload_0为负荷功率。
可选地，判断储能状态及峰谷电价时段，并根据比较结果，设定储能实时出力，并根据储能实时出力，计算得到风机实际出力、光伏实际出力负荷实际出力、电网实际下网电量以及电网实际下网电量，还包括：
当Pgrid_min≤Pgrid_xu≤ Pgrid_max时，若处于谷电时段，并且储能荷电状态SOC小于利用峰谷价差减少购电成本的储能荷电状态SOC上限SOCmax2及当日累积等效循环次数n未达到储能最大当日等效循环次数N，则利用谷电期的网电为储能充电，若日内超短期此时的电池储能功率Pbat_0>0，则更新储能实时出力Pbat=min（min(Pbat_0，Pgrid_max-Pgrid_xu），Pbat_max_ch），若日内超短期此时的电池储能功率Pbat_0<0，说明日内预测与实时风光出力情况出现较大偏差，更新储能实时出力Pbat=min（Pgrid_max-Pgrid_xu，Pbat_max_ch），输出指令：风机实际出力P'w=Pw_0、光伏实际出力P'pv= Ppv_0、负荷实际出力P'load= Pload_0，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_xu+Pbat；
当Pgrid_min≤Pgrid_xu≤ Pgrid_max时，若处于谷电时段，并且储能荷电状态SOC不小于利用峰谷价差减少购电成本允许的储能荷电状态SOC上限SOCmax2或者当日累积等效循环次数n已达到储能最大当日等效循环次数N，则平台不动作，输出指令：储能实时出力Pbat=0，风机实际出力P'w= Pw_0、光伏实际出力P'pv= Ppv_0、负荷实际出力P'load= Pload_0，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_xu+Pbat，其中，
Pgrid_xu为购入电量，Pgrid_min为电网允许平台下网电量的最小值，Pgrid_max为电网允许平台下网电量的最大值，Pw_0为风机出力，Ppv_0为光伏出力、Pload_0为负荷功率。
可选地，判断储能状态及峰谷电价时段，并根据比较结果，设定储能实时出力，并根据储能实时出力，计算得到风机实际出力、光伏实际出力负荷实际出力、电网实际下网电量以及电网实际下网电量，还包括：
当Pgrid_min≤Pgrid_xu≤ Pgrid_max时，若处于峰电时段，并且储能荷电状态SOC大于利用峰谷价差减少购电成本允许的储能荷电状态SOC下限SOCmin2及当日累积等效循环次数n未达到储能最大当日等效循环次数N，若日内超短期此时的电池储能功率Pbat_0<0，则更新储能实时出力Pbat=-min（min(-Pbat_0，Pgrid_xu-Pgrid_min），Pbat_max_dis），若日内超短期此时的电池储能功率Pbat_0>0，说明日内预测与实时风光出力情况出现较大偏差，更新储能实时出力Pbat=-min（Pgrid_xu-Pgrid_min，Pbat_max_dis），输出指令：风机实际出力P'w= Pw_0、光伏实际出力P'pv=Ppv_0、负荷实际出力P'load= Pload_0，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_xu+Pbat；
当Pgrid_min≤Pgrid_xu≤ Pgrid_max时，若处于峰电时段，并且储能荷电状态SOC小于利用峰谷价差减少购电成本允许的储能荷电状态SOC下限SOCmin2或者当日累积等效循环次数n已达到储能最大当日等效循环次数N，则平台不动作，此时输出指令：储能实时出力Pbat=0，风机实际出力P'w= Pw_0、光伏实际出力P'pv= Ppv_0、负荷实际出力P'load= Pload_0，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_xu+Pbat，其中，
Pgrid_xu为购入电量，Pgrid_min为电网允许平台下网电量的最小值，Pgrid_max为电网允许平台下网电量的最大值，Pw_0为风机出力，Ppv_0为光伏出力、Pload_0为负荷功率。
可选地，判断储能状态及峰谷电价时段，并根据比较结果，设定储能实时出力，并根据储能实时出力，计算得到风机实际出力、光伏实际出力负荷实际出力、电网实际下网电量以及电网实际下网电量，还包括：
当Pgrid_min≤Pgrid_xu≤ Pgrid_max时，若处于平电时段，并且储能荷电状态SOC大于利用峰谷价差减少购电成本允许的储能荷电状态SOC下限SOCmin2且当日累积等效循环次数n未达到储能最大当日等效循环次数N，若日内超短期此时的电池储能功率Pbat_0>0，更新储能实时出力Pbat=min（min(Pbat_0，Pgrid_max-Pgrid_xu），Pbat_max_ch），若日内超短期此时的电池储能功率Pbat_0<0，则更新储能实时出力Pbat=-min（min(-Pbat_0，Pgrid_xu-Pgrid_min），Pbat_max_dis），输出指令：风机实际出力P'w= Pw_0、光伏实际出力P'pv= Ppv_0、负荷实际出力P'load= Pload_0，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_xu+Pbat；
当Pgrid_min≤Pgrid_xu≤ Pgrid_max时，若处于平电时段，并且储能荷电状态SOC小于利用峰谷价差减少购电成本允许的储能荷电状态SOC下限SOCmin2或者当日累积等效循环次数n已达到储能最大当日等效循环次数N，则平台不动作，输出指令：储能实时出力Pbat=0，风机实际出力P'w= Pw_0、光伏实际出力P'pv= Ppv_0、负荷实际出力P'load= Pload_0，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_xu+Pbat，其中，
Pgrid_xu为购入电量，Pgrid_min为电网允许平台下网电量的最小值，Pgrid_max为电网允许平台下网电量的最大值，Pw_0为风机出力，Ppv_0为光伏出力、Pload_0为负荷功率。
具体地，日内超短期此时的电池储能功率Pbat_0以超短期风力和光伏预测功率以及负荷预测模型为依据，通过超短期日内寻优得到。
步骤105，根据风机实际出力、光伏实际出力、负荷实际出力、电网实际下网电量以及储能实时出力，向源网荷储一体化平台中对应的协控子系统发送功率追踪指令，完成平台资源实时调度。
1、本发明针对并网型百兆瓦级源网荷储一体化项目设计实时调度方案，考虑了电网对百兆瓦级源网荷储一体化园区的并网要求，设置下网功率上限Pgrid_max、下限Pgrid_min；
2、本发明考虑储能系统实时运行时，电池充放电不一致可能造成实时充放电功率比最大充放电功率小，设置实时读取储能充放电功率上限Pbat_max_ch、Pbat_max_dis；
3、本发明设计储能系统通过利用网电的峰谷价差减小购电成本，提高并网型百兆瓦级源网荷储一体化园区的经济性；
4、本发明设计当实时与超短期日内预测风光出力近似时，以通过日内优化得到的储能系统初始出力Pbat_0为实时出力，为后续可能出现风光大发时预留充电容量，风光小发时预留放电容量，通过实时预测与超短期预测相关联来保证长期“一体化”园区的经济性。
通过载入实时运行参数，计算“一体化”平台需要从电网购入的购入电量：Pgrid_xu=Pload_0-Phr_0-Pw_0-Ppv_0。将购入电量Pgrid_xu与电网允许平台下网电量的范围（Pgrid_min,Pgrid_max）做比较，若购入电量Pgrid_xu在范围之外，储能系统优先出力来满足电网对百兆瓦级源网荷储一体化园区的并网要求，从而减少弃风弃光量及下负荷量，提高“一体化”园区经济性；当实时动作处于峰谷电价时，且此时Pgrid_xu处于政策决定的电网允许平台下网电量的范围内时，储能系统在谷电价时充电，在峰电价时放电，充分通过储能系统利用峰谷价差减少购电成本，从而实现经济最优化；当实时与超短期日内预测风光出力近似时，以通过日内优化得到的储能系统初始出力Pbat_0为实时出力，为后续可能出现风光大发时预留充电容量，风光小发时预留放电容量，通过实时预测与超短期预测相关联来保证长期“一体化”园区的经济性。
从而，本申请提供一种源网荷储一体化平台资源实时调度方法，通过优先考虑系统内部功率自我消纳，并计算下网需求量，与电网允许的下网功率范围相比较，对储能、风光机组以及工业硅负荷下发动作指令的方法，实现优化电能调配，供给负荷用电，最大限度消纳新能源发电，实现经济最优化，满足电网对百兆瓦级源网荷储一体化园区的并网要求的功能。
示例性装置
图2是本发明一示例性实施例提供的源网荷储一体化平台资源实时调度装置的结构示意图。如图2所示，装置200包括：
获取模块210，用于获取计算当日的固定计算参数以及平台实时运行参数；
第一计算模块220，用于根据平台实时运行参数，计算源网荷储一体化平台需要从电网购入的购入电量；
比较模块230，用于将购入电量与固定计算参数中电网允许平台下网电量最大值和下网电量最小值进行比较，确定比较结果；
第二计算模块240，用于判断储能状态及峰谷电价时段，并根据比较结果，设定储能实时出力，并根据储能实时出力，计算得到风机实际出力、光伏实际出力负荷实际出力、电网实际下网电量以及电网实际下网电量；
指令发送模块250，用于根据风机实际出力、光伏实际出力、负荷实际出力、电网实际下网电量以及储能实时出力，向源网荷储一体化平台中对应的协控子系统发送功率追踪指令，完成平台资源实时调度。
可选地，固定计算参数包括：储能最大当日等效循环次数N；电网允许平台下网电量的最大值及最小值Pgrid_max、Pgrid_min；储能实际运行允许的储能荷电状态SOC下限SOCmin1、上限SOCmax1；储能利用峰谷价差减少购电成本允许的储能荷电状态SOC下限SOCmin2、上限SOCmax2。
可选地，平台实时运行参数包括：风机出力Pw_0、光伏出力Ppv_0、负荷功率Pload_0、余热功率Phr_0、储能荷电状态SOC，当日累积等效循环次数n，储能充电功率上限Pbat_max_ch以及储能放电功率上限Pbat_max_dis。
可选地，购入电量计算公式为：
Pgrid_xu=Pload_0-Phr_0-Pw_0-Ppv_0
式中，Pw_0为风机出力，Ppv_0为光伏出力、Pload_0为负荷功率、Phr_0为余热功率。
可选地，第二计算模块240，包括：
第一计算子模块，用于当Pgrid_xu<Pgrid_min时，若储能荷电状态SOC未达到实际运行允许的储能荷电状态SOC上限SOCmax1、当日累积等效循环次数n未达到储能最大当日等效循环次数N，并且当储能充电功率上限Pbat_max_ch小于电网允许平台下网电量的最小值与购入电量的差值Pgrid_min- Pgrid_xu时，则利用储能充电吸收购入电量差值Pbat=Pgrid_min-Pgrid_xu，此时若处于谷电期，更新储能实时出力为Pbat=min(Pbat_max_ch，Pgrid_max-Pgrid_xu），风机实际出力为P'w= Pw_0、光伏实际出力为P'pv= Ppv_0、负荷实际出力为P'load= Pload_0，电网实际下网电量为P'grid=Pgrid_xu+Pbat；
第二计算子模块，用于当Pgrid_xu<Pgrid_min时，若储能荷电状态SOC未达到实际运行允许的储能荷电状态SOC上限SOCmax1、当日累积等效循环次数n未达到储能最大当日等效循环次数N，并且当储能充电功率上限Pbat_max_ch大于电网允许平台下网电量的最小值与购入电量的差值Pgrid_min- Pgrid_xu时，则利用储能以最大功率Pbat_max_ch充电，此时经储能补偿后的购入电量为Pgrid_xu=Pgrid_xu+Pbat，若仍小于电网实时下网电量的最小值Pgrid_min，考虑弃风弃光，总弃电量Pwasted= Pgrid·_min-Pgrid_xu，根据风光度电成本分配弃风量Pw_wasted= min（Pw_0，Pwasted），弃光量Ppv_wasted=Pwasted-Pw_wasted，此时输出指令：储能实时出力Pbat=Pbad_max_ch，风机实际出力大小P'w= Pw_0-Pw_wasted、光伏实际出力大小P'pv= Ppv_0-Ppv_wasted、负荷实际出力P'load= Pload_0，电网实际下网电量为P'grid=Pgrid_min；
第三计算子模块，用于当Pgrid_xu<Pgrid_min时，若储能已达到实际运行允许的储能荷电状态SOC上限SOCmax1或者当日累积等效循环次数n已达到储能最大当日等效循环次数N，则储能实时出力Pbat=0，总弃电量Pwasted= Pgrid_min-Pgrid_xu，根据风光度电成本分配弃风量Pw_wasted= min（Pw_0，Pwasted），弃光量Ppv_wasted=Pwasted-Pw_wasted，此时输出指令：储能实时出力Pbat=0，风机实际出力P'w= Pw_0-Pw_wasted、光伏实际出力P'pv= Ppv_0-Ppv_wasted、负荷实际出力P'load= Pload_0，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_min，其中，
Pgrid_xu为购入电量，Pgrid_min为电网允许平台下网电量的最小值，Pw_0为风机出力，Ppv_0为光伏出力、Pload_0为负荷功率。
可选地，第二计算模块240，还包括：
第四计算子模块，用于当Pgrid_xu>Pgrid_max时，若储能荷电状态SOC未达到实际运行允许的储能荷电状态SOC下限SOCmin1、当日累积等效循环次数n未达到储能最大当日等效循环次数N，并且当储能放电功率上限|-Pbat_max_dis|大于购入电量与平台下网电量的最大值的差值|Pgrid_max-Pgrid_xu|时，则利用储能放电补偿该购入电量差值Pbat=Pgrid_max-Pgrid_xu，此时若处于峰电期，则利用储能放电，缓解电网调峰压力，更新储能实时出力为Pbat=-min(Pbat_max_dis，Pgrid_xu-Pgrid_min），此时输出指令：风机实际出力P'w= Pw_0、光伏实际出力P'pv=Ppv_0、负荷实际出力P'load= Pload_0，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_xu+Pba；
第五计算子模块，用于当Pgrid_xu>Pgrid_max时，若储能荷电状态SOC未达到实际运行允许的储能荷电状态SOC下限SOCmin1、当日累积等效循环次数n未达到储能最大当日等效循环次数N，并且当储能放电功率上限|-Pbat_max_dis|小于购入电量与平台下网电量的最大值的差值|Pgrid_max-Pgrid_xu|时，则利用储能以最大功率-Pbat_max_dis放电，经储能补偿后的购入电量为Pgrid_xu=Pgrid_xu+Pbat，考虑下负荷，下负荷量Pload_sub=Pgird_xu-Pgird_max，此时输出指令：储能实时出力Pbat=-Pbat_max，风机实际出力P'w= Pw_0、光伏实际出力P'pv=Ppv_0、负荷实际出力P'load= Pload_0-Pload_sub，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_max；
第六计算子模块，用于当Pgrid_xu>Pgrid_max时，若储能已达到实际运行允许的储能荷电状态SOC下限SOCmin1或者当日累积等效循环次数n已达到储能最大当日等效循环次数N，则储能不动作，储能实时出力Pbat=0，考虑下负荷量Pload_sub=Pgird_xu-Pgird_max，输出指令：储能实时出力Pbat=0，风机实际出力P'w= Pw_0、光伏实际出力P'pv= Ppv_0、负荷实际出力P'load=Pload_0-Pload_sub，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_max，其中
Pgrid_xu为购入电量，Pgrid_max为电网允许平台下网电量的最大值，Pw_0为风机出力，Ppv_0为光伏出力、Pload_0为负荷功率。
可选地，第二计算模块240，还包括：
第七计算子模块，用于当Pgrid_min≤Pgrid_xu≤ Pgrid_max时，若处于谷电时段，并且储能荷电状态SOC小于利用峰谷价差减少购电成本的储能荷电状态SOC上限SOCmax2及当日累积等效循环次数n未达到储能最大当日等效循环次数N，则利用谷电期的网电为储能充电，若日内超短期此时的电池储能功率Pbat_0>0，则更新储能实时出力Pbat=min（min(Pbat_0，Pgrid_max-Pgrid_xu），Pbat_max_ch），若日内超短期此时的电池储能功率Pbat_0<0，更新储能实时出力Pbat=min（Pgrid_max-Pgrid_xu，Pbat_max_ch），输出指令：风机实际出力P'w= Pw_0、光伏实际出力P'pv= Ppv_0、负荷实际出力P'load= Pload_0，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_xu+Pbat；
第八计算子模块，用于当Pgrid_min≤Pgrid_xu≤ Pgrid_max时，若处于谷电时段，并且储能荷电状态SOC不小于利用峰谷价差减少购电成本允许的储能荷电状态SOC上限SOCmax2或者当日累积等效循环次数n已达到储能最大当日等效循环次数N，则平台不动作，输出指令：储能实时出力Pbat=0，风机实际出力P'w= Pw_0、光伏实际出力P'pv= Ppv_0、负荷实际出力P'load= Pload_0，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_xu+Pbat，其中，
Pgrid_xu为购入电量，Pgrid_min为电网允许平台下网电量的最小值，Pgrid_max为电网允许平台下网电量的最大值，Pw_0为风机出力，Ppv_0为光伏出力、Pload_0为负荷功率。
可选地，第二计算模块240，还包括：
第九计算子模块，用于当Pgrid_min≤Pgrid_xu≤ Pgrid_max时，若处于峰电时段，并且储能荷电状态SOC大于利用峰谷价差减少购电成本允许的储能荷电状态SOC下限SOCmin2及当日累积等效循环次数n未达到储能最大当日等效循环次数N，若日内超短期此时的电池储能功率Pbat_0<0，则更新储能实时出力Pbat=-min（min(-Pbat_0，Pgrid_xu-Pgrid_min），Pbat_max_dis），若日内超短期此时的电池储能功率Pbat_0>0，更新储能实时出力Pbat=-min（Pgrid_xu-Pgrid_min，Pbat_max_dis），输出指令：风机实际出力P'w= Pw_0、光伏实际出力P'pv= Ppv_0、负荷实际出力P'load= Pload_0，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_xu+Pbat；
第十计算子模块，用于当Pgrid_min≤Pgrid_xu≤ Pgrid_max时，若处于峰电时段，并且储能荷电状态SOC小于利用峰谷价差减少购电成本允许的储能荷电状态SOC下限SOCmin2或者当日累积等效循环次数n已达到储能最大当日等效循环次数N，则平台不动作，此时输出指令：储能实时出力Pbat=0，风机实际出力P'w= Pw_0、光伏实际出力P'pv= Ppv_0、负荷实际出力P'load= Pload_0，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_xu+Pbat，其中，
Pgrid_xu为购入电量，Pgrid_min为电网允许平台下网电量的最小值，Pgrid_max为电网允许平台下网电量的最大值，Pw_0为风机出力，Ppv_0为光伏出力、Pload_0为负荷功率。
可选地，第二计算模块240，还包括：
第十一计算子模块，用于当Pgrid_min≤Pgrid_xu≤ Pgrid_max时，若处于平电时段，并且储能荷电状态SOC大于利用峰谷价差减少购电成本允许的储能荷电状态SOC下限SOCmin2且当日累积等效循环次数n未达到储能最大当日等效循环次数N，若日内超短期此时的电池储能功率Pbat_0>0，更新储能实时出力Pbat=min（min(Pbat_0，Pgrid_max-Pgrid_xu），Pbat_max_ch），若日内超短期此时的电池储能功率Pbat_0<0，则更新储能实时出力Pbat=-min（min(-Pbat_0，Pgrid_xu-Pgrid_min），Pbat_max_dis），输出指令：风机实际出力P'w= Pw_0、光伏实际出力P'pv= Ppv_0、负荷实际出力P'load= Pload_0，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_xu+Pbat；
第十二计算子模块，用于当Pgrid_min≤Pgrid_xu≤ Pgrid_max时，若处于平电时段，并且储能荷电状态SOC小于利用峰谷价差减少购电成本允许的储能荷电状态SOC下限SOCmin2或者当日累积等效循环次数n已达到储能最大当日等效循环次数N，则平台不动作，输出指令：储能实时出力Pbat=0，风机实际出力P'w= Pw_0、光伏实际出力P'pv= Ppv_0、负荷实际出力P'load= Pload_0，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_xu+Pbat，其中，
Pgrid_xu为购入电量，Pgrid_min为电网允许平台下网电量的最小值，Pgrid_max为电网允许平台下网电量的最大值，Pw_0为风机出力，Ppv_0为光伏出力、Pload_0为负荷功率。
示例性电子设备
图3是本发明一示例性实施例提供的电子设备的结构。如图3所示，电子设备30包括一个或多个处理器31和存储器32。
处理器31可以是中央处理单元（CPU）或者具有数据处理能力和/或指令执行能力的其他形式的处理单元，并且可以控制电子设备中的其他组件以执行期望的功能。
存储器32可以包括一个或多个计算机程序产品，所述计算机程序产品可以包括各种形式的计算机可读存储介质，例如易失性存储器和/或非易失性存储器。所述易失性存储器例如可以包括随机存取存储器（RAM）和/或高速缓冲存储器（cache）等。所述非易失性存储器例如可以包括只读存储器（ROM）、硬盘、闪存等。在所述计算机可读存储介质上可以存储一个或多个计算机程序指令，处理器31可以运行所述程序指令，以实现上文所述的本发明的各个实施例的软件程序的方法以及/或者其他期望的功能。在一个示例中，电子设备还可以包括：输入装置33和输出装置34，这些组件通过总线系统和/或其他形式的连接机构（未示出）互连。
此外，该输入装置33还可以包括例如键盘、鼠标等等。
该输出装置34可以向外部输出各种信息。该输出装置34可以包括例如显示器、扬声器、打印机、以及通信网络及其所连接的远程输出设备等等。
当然，为了简化，图3中仅示出了该电子设备中与本发明有关的组件中的一些，省略了诸如总线、输入/输出接口等的组件。除此之外，根据具体应用情况，电子设备还可以包括任何其他适当的组件。
示例性计算机程序产品和计算机可读存储介质
除了上述方法和设备以外，本发明的实施例还可以是计算机程序产品，其包括计算机程序指令，所述计算机程序指令在被处理器运行时使得所述处理器执行本说明书上述“示例性方法”部分中描述的根据本发明各种实施例的方法中的步骤。
所述计算机程序产品可以以一种或多种程序设计语言的任意组合来编写用于执行本发明实施例操作的程序代码，所述程序设计语言包括面向对象的程序设计语言，诸如Java、C++等，还包括常规的过程式程序设计语言，诸如“C”语言或类似的程序设计语言。程序代码可以完全地在用户计算设备上执行、部分地在用户设备上执行、作为一个独立的软件包执行、部分在用户计算设备上部分在远程计算设备上执行、或者完全在远程计算设备或服务器上执行。
此外，本发明的实施例还可以是计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序指令，所述计算机程序指令在被处理器运行时使得所述处理器执行本说明书上述“示例性方法”部分中描述的根据本发明各种实施例的方法中的步骤。
所述计算机可读存储介质可以采用一个或多个可读介质的任意组合。可读介质可以是可读信号介质或者可读存储介质。可读存储介质例如可以包括但不限于电、磁、光、电磁、红外线、或半导体的系统、系统或器件，或者任意以上的组合。可读存储介质的更具体的例子（非穷举的列表）包括：具有一个或多个导线的电连接、便携式盘、硬盘、随机存取存储器（RAM）、只读存储器（ROM）、可擦式可编程只读存储器（EPROM或闪存）、光纤、便携式紧凑盘只读存储器（CD-ROM）、光存储器件、磁存储器件、或者上述的任意合适的组合。
以上结合具体实施例描述了本发明的基本原理，但是，需要指出的是，在本发明中提及的优点、优势、效果等仅是示例而非限制，不能认为这些优点、优势、效果等是本发明的各个实施例必须具备的。另外，上述公开的具体细节仅是为了示例的作用和便于理解的作用，而非限制，上述细节并不限制本发明为必须采用上述具体的细节来实现。
本说明书中各个实施例均采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其它实施例的不同之处，各个实施例之间相同或相似的部分相互参见即可。对于系统实施例而言，由于其与方法实施例基本对应，所以描述的比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。
本发明中涉及的器件、系统、设备、系统的方框图仅作为例示性的例子并且不意图要求或暗示必须按照方框图示出的方式进行连接、布置、配置。如本领域技术人员将认识到的，可以按任意方式连接、布置、配置这些器件、系统、设备、系统。诸如“包括”、“包含”、“具有”等等的词语是开放性词汇，指“包括但不限于”，且可与其互换使用。这里所使用的词汇“或”和“和”指词汇“和/或”，且可与其互换使用，除非上下文明确指示不是如此。这里所使用的词汇“诸如”指词组“诸如但不限于”，且可与其互换使用。
可能以许多方式来实现本发明的方法和系统。例如，可通过软件、硬件、固件或者软件、硬件、固件的任何组合来实现本发明的方法和系统。用于所述方法的步骤的上述顺序仅是为了进行说明，本发明的方法的步骤不限于以上具体描述的顺序，除非以其它方式特别说明。此外，在一些实施例中，还可将本发明实施为记录在记录介质中的程序，这些程序包括用于实现根据本发明的方法的机器可读指令。因而，本发明还覆盖存储用于执行根据本发明的方法的程序的记录介质。
还需要指出的是，在本发明的系统、设备和方法中，各部件或各步骤是可以分解和/或重新组合的。这些分解和/或重新组合应视为本发明的等效方案。提供所公开的方面的以上描述以使本领域的任何技术人员能够做出或者使用本发明。对这些方面的各种修改对于本领域技术人员而言是非常显而易见的，并且在此定义的一般原理可以应用于其他方面而不脱离本发明的范围。因此，本发明不意图被限制到在此示出的方面，而是按照与在此公开的原理和新颖的特征一致的最宽范围。
为了例示和描述的目的已经给出了以上描述。此外，此描述不意图将本发明的实施例限制到在此公开的形式。尽管以上已经讨论了多个示例方面和实施例，但是本领域技术人员将认识到其某些变型、修改、改变、添加和子组合。

Claims (8)

1.一种源网荷储一体化平台资源实时调度方法，其特征在于，包括：
获取计算当日的固定计算参数以及平台实时运行参数；
根据所述平台实时运行参数，计算源网荷储一体化平台需要从电网购入的购入电量；
将所述购入电量与所述固定计算参数中电网允许平台下网电量最大值和下网电量最小值进行比较，确定比较结果；
判断储能状态及峰谷电价时段，并根据所述比较结果，设定储能实时出力，并根据所述储能实时出力，计算得到风机实际出力、光伏实际出力负荷实际出力、电网实际下网电量以及电网实际下网电量；
根据所述风机实际出力、所述光伏实际出力、所述负荷实际出力、所述电网实际下网电量以及所述储能实时出力，向所述源网荷储一体化平台中对应的协控子系统发送功率追踪指令，完成平台资源实时调度；其中，
所述固定计算参数包括：储能最大当日等效循环次数N；电网允许平台下网电量的最大值Pgrid_max及最小值Pgrid_min；储能实际运行允许的储能荷电状态SOC下限SOCmin1、上限SOCmax1；储能利用峰谷价差减少购电成本允许的储能荷电状态SOC下限SOCmin2、上限SOCmax2；
所述平台实时运行参数包括：风机出力Pw_0、光伏出力Ppv_0、负荷功率Pload_0、余热功率Phr_0、储能荷电状态SOC，当日累积等效循环次数n，储能充电功率上限Pbat_max_ch以及储能放电功率上限Pbat_max_dis；
所述购入电量计算公式为：
Pgrid_xu=Pload_0-Phr_0-Pw_0-Ppv_0
式中，Pw_0为风机出力，Ppv_0为光伏出力、Pload_0为负荷功率、Phr_0为余热功率；
判断储能状态及峰谷电价时段，并根据所述比较结果，设定储能实时出力，并根据所述储能实时出力，计算得到风机实际出力、光伏实际出力负荷实际出力、电网实际下网电量以及电网实际下网电量，包括：
当Pgrid_xu< Pgrid_min时，若储能荷电状态SOC未达到实际运行允许的储能荷电状态SOC上限SOCmax1、当日累积等效循环次数n未达到储能最大当日等效循环次数N，并且当储能充电功率上限Pbat_max_ch小于电网允许平台下网电量的最小值与购入电量的差值Pgrid_min -Pgrid_xu时，则利用储能充电吸收购入电量差值Pbat=Pgrid_min-Pgrid_xu，此时若处于谷电期，更新储能实时出力为Pbat=min(Pbat_max_ch，Pgrid_max-Pgrid_xu），风机实际出力为P'w = Pw_0、光伏实际出力为P'pv = Ppv_0、负荷实际出力为P'load= Pload_0，电网实际下网电量为P'grid=Pgrid_xu+Pbat；
当Pgrid_xu< Pgrid_min时，若储能荷电状态SOC未达到实际运行允许的储能荷电状态SOC上限SOCmax1、当日累积等效循环次数n未达到储能最大当日等效循环次数N，并且当储能充电功率上限Pbat_max_ch大于电网允许平台下网电量的最小值与购入电量的差值Pgrid_min -Pgrid_xu时，则利用储能以最大功率Pbat_max_ch充电，此时经储能补偿后的购入电量为P'grid_xu=Pgrid_xu+Pbat，若仍小于电网实时下网电量的最小值Pgrid_min，考虑弃风弃光，总弃电量Pwasted=Pgrid·_min-Pgrid_xu，根据风光度电成本分配弃风量Pw_wasted= min（Pw_0，Pwasted），弃光量Ppv_wasted=Pwasted-Pw_wasted，此时输出指令：储能实时出力Pbat=Pbad_max_ch，风机实际出力大小P'w =Pw_0-Pw_wasted、光伏实际出力大小P'pv = Ppv_0-Ppv_wasted、负荷实际出力P'load= Pload_0，电网实际下网电量为P'grid=Pgrid_min；
当Pgrid_xu< Pgrid_min时，若储能已达到实际运行允许的储能荷电状态SOC上限SOCmax1或者当日累积等效循环次数n已达到储能最大当日等效循环次数N，则储能实时出力Pbat=0，总弃电量Pwasted= Pgrid_min-Pgrid_xu，根据风光度电成本分配弃风量Pw_wasted= min（Pw_0，Pwasted），弃光量Ppv_wasted=Pwasted-Pw_wasted，此时输出指令：储能实时出力Pbat=0，风机实际出力P'w =Pw_0-Pw_wasted、光伏实际出力P'pv = Ppv_0-Ppv_wasted、负荷实际出力P'load= Pload_0，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_min。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，判断储能状态及峰谷电价时段，并根据所述比较结果，设定储能实时出力，并根据所述储能实时出力，计算得到风机实际出力、光伏实际出力负荷实际出力、电网实际下网电量以及电网实际下网电量，还包括：
当Pgrid_xu > Pgrid_max时，若储能荷电状态SOC未达到实际运行允许的储能荷电状态SOC下限SOCmin1、当日累积等效循环次数n未达到储能最大当日等效循环次数N，并且当储能放电功率上限|-Pbat_max_dis|大于购入电量与平台下网电量的最大值的差值|Pgrid_max-Pgrid_xu|时，则利用储能放电补偿该购入电量差值Pbat=Pgrid_max-Pgrid_xu，此时若处于峰电期，则利用储能放电，缓解电网调峰压力，更新储能实时出力为Pbat=-min(Pbat_max_dis，Pgrid_xu-Pgrid_min），此时输出指令：风机实际出力P'w = Pw_0、光伏实际出力P'pv = Ppv_0、负荷实际出力P'load=Pload_0，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_xu+Pba；
当Pgrid_xu > Pgrid_max时，若储能荷电状态SOC未达到实际运行允许的储能荷电状态SOC下限SOCmin1、当日累积等效循环次数n未达到储能最大当日等效循环次数N，并且当储能放电功率上限|-Pbat_max_dis|小于购入电量与平台下网电量的最大值的差值|Pgrid_max-Pgrid_xu|时，则利用储能以最大功率-Pbat_max_dis放电，经储能补偿后的购入电量为P'grid_xu=Pgrid_xu+Pbat，考虑下负荷，下负荷量Pload_sub=Pgird_xu-Pgird_max，此时输出指令：储能实时出力Pbat=-Pbat_max，风机实际出力P'w = Pw_0、光伏实际出力P'pv=Ppv_0、负荷实际出力P'load = Pload_0-Pload_sub，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_max；
当Pgrid_xu > Pgrid_max时，若储能已达到实际运行允许的储能荷电状态SOC下限SOCmin1或者当日累积等效循环次数n已达到储能最大当日等效循环次数N，则储能不动作，储能实时出力Pbat=0，考虑下负荷量Pload_sub=Pgird_xu-Pgird_max，输出指令：储能实时出力Pbat=0，风机实际出力P'w = Pw_0、光伏实际出力P'pv = Ppv_0、负荷实际出力P'load = Pload_0-Pload_sub，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_max。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，判断储能状态及峰谷电价时段，并根据所述比较结果，设定储能实时出力，并根据所述储能实时出力，计算得到风机实际出力、光伏实际出力负荷实际出力、电网实际下网电量以及电网实际下网电量，还包括：
当Pgrid_min≤Pgrid_xu≤ Pgrid_max时，若处于谷电时段，并且储能荷电状态SOC小于利用峰谷价差减少购电成本的储能荷电状态SOC上限SOCmax2及当日累积等效循环次数n未达到储能最大当日等效循环次数N，则利用谷电期的网电为储能充电，若日内超短期此时的电池储能功率Pbat_0>0，则更新储能实时出力Pbat=min（min(Pbat_0，Pgrid_max-Pgrid_xu），Pbat_max_ch），若日内超短期此时的电池储能功率Pbat_0<0，更新储能实时出力Pbat=min（Pgrid_max-Pgrid_xu，Pbat_max_ch），输出指令：风机实际出力P'w = Pw_0、光伏实际出力P'pv = Ppv_0、负荷实际出力P'load= Pload_0，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_xu+Pbat；
当Pgrid_min≤Pgrid_xu≤ Pgrid_max时，若处于谷电时段，并且储能荷电状态SOC不小于利用峰谷价差减少购电成本允许的储能荷电状态SOC上限SOCmax2或者当日累积等效循环次数n已达到储能最大当日等效循环次数N，则平台不动作，输出指令：储能实时出力Pbat=0，风机实际出力P'w = Pw_0、光伏实际出力P'pv = Ppv_0、负荷实际出力P'load= Pload_0，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_xu+Pbat。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，判断储能状态及峰谷电价时段，并根据所述比较结果，设定储能实时出力，并根据所述储能实时出力，计算得到风机实际出力、光伏实际出力负荷实际出力、电网实际下网电量以及电网实际下网电量，还包括：
当Pgrid_min≤Pgrid_xu≤ Pgrid_max时，若处于峰电时段，并且储能荷电状态SOC大于利用峰谷价差减少购电成本允许的储能荷电状态SOC下限SOCmin2及当日累积等效循环次数n未达到储能最大当日等效循环次数N，若日内超短期此时的电池储能功率Pbat_0<0，则更新储能实时出力Pbat=-min（min(-Pbat_0，Pgrid_xu-Pgrid_min），Pbat_max_dis），若日内超短期此时的电池储能功率Pbat_0>0，更新储能实时出力Pbat=-min（Pgrid_xu-Pgrid_min，Pbat_max_dis），输出指令：风机实际出力P'w = Pw_0、光伏实际出力P'pv = Ppv_0、负荷实际出力P'load= Pload_0，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_xu+Pbat；
当Pgrid_min≤Pgrid_xu≤ Pgrid_max时，若处于峰电时段，并且储能荷电状态SOC小于利用峰谷价差减少购电成本允许的储能荷电状态SOC下限SOCmin2或者当日累积等效循环次数n已达到储能最大当日等效循环次数N，则平台不动作，此时输出指令：储能实时出力Pbat=0，风机实际出力P'w = Pw_0、光伏实际出力P'pv = Ppv_0、负荷实际出力P'load= Pload_0，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_xu+Pbat。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，判断储能状态及峰谷电价时段，并根据所述比较结果，设定储能实时出力，并根据所述储能实时出力，计算得到风机实际出力、光伏实际出力负荷实际出力、电网实际下网电量以及电网实际下网电量，还包括：
当Pgrid_min≤Pgrid_xu≤ Pgrid_max时，若处于平电时段，并且储能荷电状态SOC大于利用峰谷价差减少购电成本允许的储能荷电状态SOC下限SOCmin2且当日累积等效循环次数n未达到储能最大当日等效循环次数N，若日内超短期此时的电池储能功率Pbat_0>0，更新储能实时出力Pbat=min（min(Pbat_0，Pgrid_max-Pgrid_xu），Pbat_max_ch），若日内超短期此时的电池储能功率Pbat_0<0，则更新储能实时出力Pbat=-min（min(-Pbat_0，Pgrid_xu-Pgrid_min），Pbat_max_dis），输出指令：风机实际出力P'w = Pw_0、光伏实际出力P'pv = Ppv_0、负荷实际出力P'load= Pload_0，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_xu+Pbat；
当Pgrid_min≤Pgrid_xu≤ Pgrid_max时，若处于平电时段，并且储能荷电状态SOC小于利用峰谷价差减少购电成本允许的储能荷电状态SOC下限SOCmin2或者当日累积等效循环次数n已达到储能最大当日等效循环次数N，则平台不动作，输出指令：储能实时出力Pbat=0，风机实际出力P'w = Pw_0、光伏实际出力P'pv = Ppv_0、负荷实际出力P'load= Pload_0，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_xu+Pbat。
6.一种源网荷储一体化平台资源实时调度装置，其特征在于，包括：
获取模块，用于获取计算当日的固定计算参数以及平台实时运行参数；
第一计算模块，用于根据所述平台实时运行参数，计算源网荷储一体化平台需要从电网购入的购入电量；
比较模块，用于将所述购入电量与所述固定计算参数中电网允许平台下网电量最大值和下网电量最小值进行比较，确定比较结果；
第二计算模块，用于判断储能状态及峰谷电价时段，并根据所述比较结果，设定储能实时出力，并根据所述储能实时出力，计算得到风机实际出力、光伏实际出力负荷实际出力、电网实际下网电量以及电网实际下网电量；
指令发送模块，用于根据所述风机实际出力、所述光伏实际出力、所述负荷实际出力、所述电网实际下网电量以及所述储能实时出力，向所述源网荷储一体化平台中对应的协控子系统发送功率追踪指令，完成平台资源实时调度；其中，
所述固定计算参数包括：储能最大当日等效循环次数N；电网允许平台下网电量的最大值Pgrid_max及最小值Pgrid_min；储能实际运行允许的储能荷电状态SOC下限SOCmin1、上限SOCmax1；储能利用峰谷价差减少购电成本允许的储能荷电状态SOC下限SOCmin2、上限SOCmax2；
所述平台实时运行参数包括：风机出力Pw_0、光伏出力Ppv_0、负荷功率Pload_0、余热功率Phr_0、储能荷电状态SOC，当日累积等效循环次数n，储能充电功率上限Pbat_max_ch以及储能放电功率上限Pbat_max_dis；
所述购入电量计算公式为：
Pgrid_xu=Pload_0-Phr_0-Pw_0-Ppv_0
式中，Pw_0为风机出力，Ppv_0为光伏出力、Pload_0为负荷功率、Phr_0为余热功率；
第二计算模块，包括：
第一计算子模块，用于当Pgrid_xu< Pgrid_min时，若储能荷电状态SOC未达到实际运行允许的储能荷电状态SOC上限SOCmax1、当日累积等效循环次数n未达到储能最大当日等效循环次数N，并且当储能充电功率上限Pbat_max_ch小于电网允许平台下网电量的最小值与购入电量的差值Pgrid_min - Pgrid_xu时，则利用储能充电吸收购入电量差值Pbat=Pgrid_min-Pgrid_xu，此时若处于谷电期，更新储能实时出力为Pbat=min(Pbat_max_ch，Pgrid_max-Pgrid_xu），风机实际出力为P'w = Pw_0、光伏实际出力为P'pv = Ppv_0、负荷实际出力为P'load= Pload_0，电网实际下网电量为P'grid=Pgrid_xu+Pbat；
第二计算子模块，用于当Pgrid_xu< Pgrid_min时，若储能荷电状态SOC未达到实际运行允许的储能荷电状态SOC上限SOCmax1、当日累积等效循环次数n未达到储能最大当日等效循环次数N，并且当储能充电功率上限Pbat_max_ch大于电网允许平台下网电量的最小值与购入电量的差值Pgrid_min - Pgrid_xu时，则利用储能以最大功率Pbat_max_ch充电，此时经储能补偿后的购入电量为P'grid_xu=Pgrid_xu+Pbat，若仍小于电网实时下网电量的最小值Pgrid_min，考虑弃风弃光，总弃电量Pwasted= Pgrid·_min-Pgrid_xu，根据风光度电成本分配弃风量Pw_wasted= min（Pw_0，Pwasted），弃光量Ppv_wasted=Pwasted-Pw_wasted，此时输出指令：储能实时出力Pbat=Pbad_max_ch，风机实际出力大小P'w = Pw_0-Pw_wasted、光伏实际出力大小P'pv = Ppv_0-Ppv_wasted、负荷实际出力P'load= Pload_0，电网实际下网电量为P'grid=Pgrid_min；
第三计算子模块，用于当Pgrid_xu< Pgrid_min时，若储能已达到实际运行允许的储能荷电状态SOC上限SOCmax1或者当日累积等效循环次数n已达到储能最大当日等效循环次数N，则储能实时出力Pbat=0，总弃电量Pwasted= Pgrid_min-Pgrid_xu，根据风光度电成本分配弃风量Pw_wasted= min（Pw_0，Pwasted），弃光量Ppv_wasted=Pwasted-Pw_wasted，此时输出指令：储能实时出力Pbat=0，风机实际出力P'w = Pw_0-Pw_wasted、光伏实际出力P'pv = Ppv_0-Ppv_wasted、负荷实际出力P'load= Pload_0，电网实际下网电量P'grid=Pgrid_min。
7.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述存储介质存储有计算机程序，所述计算机程序用于执行上述权利要求1-5任一所述的方法。
8.一种电子设备，其特征在于，所述电子设备包括：
处理器；
用于存储所述处理器可执行指令的存储器；
所述处理器，用于从所述存储器中读取所述可执行指令，并执行所述指令以实现上述权利要求1-5任一所述的方法。
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