面向共享储能的虚拟电厂的风光储联调联运的优化控制方法及装置与流程

1.本技术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风光储联调联运的优化控制方法、装置及存储介质。


背景技术：

2.新能源的开发利用可以有效应对能源危机和环境问题，因此近年来得到了快速发展。但是，以风电、光伏为代表的新能源具有波动性和间歇性特点，大规模并网给电力系统带来了稳定性和可靠性的挑战。因此，为了缓解新能源出现的波动性并满足功率平衡，目前广泛采用储能电站。
3.但是，相关技术中，电源侧储能电站只与单个新能源场站联合运营，使得储能设备应用成本较高。同时受制于场站弃电的不稳定，储能充放电量不饱和，导致储能电站日均充放电次数有限、资源无法被充分调用、储能生命周期较低。


技术实现要素：

4.本技术提供一种面向共享储能的虚拟电厂的风光储联调联运的优化控制方法、装置及存储介质，以至少解决上述相关技术中出现的技术问题。
5.本技术第一方面实施例提出一种面向共享储能的虚拟电厂的风光储联调联运的优化控制方法，其中，所述虚拟电厂包括多个新能源电站和单个或多个储能电站，所述方法包括以下步骤：
6.接收云平台发送的日前发电计划和电网调度中心发送的调度指令；
7.结合虚拟电厂下新能源电站和储能电站的运行数据和发电预测信息，针对每个新能源电站进行发电优化控制以及针对储能电站进行充放电优化控制，以实现所述虚拟电厂下新能源电站与储能电站的协同优化控制；
8.其中，优化控制包含适用于市场环境下的风光储一次调频、二次调频和调峰的综合优化控制与计及储能全生命周期成本的风光储优化控制。
9.本技术第二方面实施例提出一种面向共享储能的虚拟电厂的风光储联调联运优化控制装置，其中，虚拟电厂包括多个新能源电站和单个或多个储能电站，所述装置包括：
10.接收模块，用于接收云平台发送的日前发电计划和电网调度中心发送的调度指令；
11.控制模块，用于结合虚拟电厂下新能源电站和储能电站的运行数据和发电预测信息，针对每个新能源电站进行发电优化控制以及针对储能电站进行充放电优化控制，以实现所述虚拟电厂下新能源电站与储能电站的协同优化控制；
12.其中，优化控制包含适用于市场环境下的风光储一次调频、二次调频和调峰的综合优化控制与计及储能全生命周期成本的风光储优化控制。
13.本技术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。
14.本技术的实施例提供的技术方案至少带来以下有益效果：
15.本公开提供的面向共享储能的虚拟电厂的风光储联调联运的优化控制方法、装置及存储介质，提供在共享储能环境下满足安全调度约束并兼顾经济效益最大化和运行风险可控的风光储联调联运技术，虚拟电厂首先接收云平台发送的日前发电计划和电网调度中心发送的实时调度指令，根据虚拟电厂下风光储电厂的运行数据与发电预测信息实现针对每个新能源电站的发电优化控制以及针对储能电站的充放电优化控制，以实现虚拟电厂下新能源电站和共享储能场站间的协同优化控制。由此，本公开提供的方法保证了储能充放电次数、提升了新能源电站与储能电站资源利用率。
16.本技术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，或通过本技术的实践了解到。
附图说明
17.本技术上述的和/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：
18.图1为根据本技术一个实施例提供的面向共享储能的虚拟电厂的风光储联调联运的优化控制方法的流程示意图；
19.图2为根据本技术另一个实施例提供的面向共享储能的虚拟电厂的风光储联调联运的优化控制方法的流程示意图；
20.图3为根据本技术一个实施例提供的面向共享储能的虚拟电厂的风光储联调联运的优化控制装置的结构示意图。
具体实施方式
21.下面详细描述本技术的实施例，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，旨在用于解释本技术，而不能理解为对本技术的限制。
22.本技术提供的面向共享储能的虚拟电厂的风光储联调联运的优化控制方法、装置及存储介质，提供在共享储能环境下满足安全调度约束并兼顾经济效益最大化和运行风险可控的风光储联调联运技术，虚拟电厂首先接收云平台发送的日前发电计划和电网调度中心发送的实时调度指令，根据虚拟电厂下风光储电厂的运行数据与发电预测信息实现针对每个新能源电站的发电优化控制以及针对储能电站的充放电优化控制，以实现虚拟电厂下新能源电站和共享储能场站间的协同优化控制。由此，本公开提供的方法保证了储能充放电次数、提升了新能源电站与储能电站资源利用率。
23.下面参考附图描述本技术实施例的面向共享储能的虚拟电厂的风光储联调联运的优化控制方法及装置。
24.实施例一
25.图1为根据本技术一个实施例提供的面向共享储能的虚拟电厂的风光储联调联运的优化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：
26.步骤101、接收云平台发送的日前发电计划和电网调度中心发送的调度指令。
27.其中，在公开的实施例中，电网调度中心发送的调度指令可以包括日前发电计划与实时调度指令。
28.步骤102、结合虚拟电厂下新能源电站和储能电站的运行数据和发电预测信息，针对每个新能源电站进行发电优化控制以及针对储能电站进行充放电优化控制，以实现虚拟电厂下新能源电站与储能电站的协同优化控制。
29.其中，在本公开的实施例中，优化控制包含适用于市场环境下的风光储一次调频、二次调频和调峰的综合优化控制与计及储能全生命周期成本的风光储优化控制。
30.以及，在本公开的实施例中，调度指令可以包括计划功率。其中，当调度指令包括计划功率时，结合虚拟电厂下新能源电站和储能电站的运行数据和发电预测信息，针对每个新能源电站进行发电优化控制以及针对储能电站进行充放电优化控制的方法可以包括以下步骤：
31.步骤s1、根据日前发电计划与实时调度指令和虚拟电厂下新能源电站的总实际功率与发电预测功率，以及储能电站的容量、充放电能力和荷电状态窗口限值，生成针对每个新能源电站的发电控制指令以及针对储能电站的充放电控制指令；
32.步骤s2、将发电控制指令下发至虚拟电厂下新能源电站，并将充放电控制指令下发至储能电站侧控制模块，以调整新能源电站的发电量与储能电站的充放电工作模式。
33.以及，在本公开的实施例中，上述方法具体包括以下步骤：
34.步骤1、根据计划功率和虚拟电厂的总实际功率计算功率差额，并根据储能电站的容量和荷电状态窗口限值计算可控储能电站的荷电量。
35.步骤2、如果功率差额大于0，则在功率差额大于可控储能电站的荷电量时，控制储能电站的储能电池进入充电模式，当电荷量达到荷电状态窗口限值时停止对储能电池进行充电，并对所述计划功率进行修正。
36.步骤3、在功率差额小于可控储能电站的荷电量时，控制储能电站的储能电池进入充电模式。
37.步骤4、如果功率差额小于0，则在功率差额小于可控储能电站的荷电量时，控制储能电站的储能电池进入放电模式。
38.步骤5、在功率差额大于可控储能电站的荷电量时，控制储能电站的储能电池进入放电模式，并在储能电池的电量达到荷电状态窗口限值时停止对储能电池进行放电，并对计划功率进行修正。
39.以及，在本公开的另一个的实施例中，调度指令还可以包括并网功率目标值。其中，当调度指令包括并网功率目标值时，结合虚拟电厂下新能源电站和储能电站的运行数据和发电预测信息，针对每个新能源电站进行发电优化控制以及针对储能电站进行充放电优化控制的方法可以包括：确定并网功率目标值和当前实际并网功率的差值，并在差值超过第一预设限值范围时，根据预设的有功功率分配策略对新能源发电站的各个发电机组的发电量进行调整，直至当前实际并网功率调整至预设限值范围内。
40.进一步地，在本公开的又一个实施例中，调度指令还可以包括额定系统频率。以及，当调度指令包括额定系统频率时，结合虚拟电厂下新能源电站和储能电站的运行数据和发电预测信息，针对每个新能源电站进行发电优化控制以及针对储能电站进行充放电优
化控制的方法可以包括：实时检测当前系统频率，在确定当前系统频率与额定系统频率的偏差超过第二预设限值范围时，根据预设的有功-频率下垂特性曲线对有功功率出力进行调整，以实现针对新能源电站的调频功能。
41.进一步地，在本公开的又一个实施例中，调度指令还可以包括电价变化曲线信息。以及，当调度指令包括电价变化曲线信息时，结合虚拟电厂下新能源电站和储能电站的运行数据和发电预测信息，针对每个新能源电站进行发电优化控制以及针对储能电站进行充放电优化控制的方法具体可以包括以下步骤：步骤a、根据电价变化曲线信息和储能电站的充放电成本信息，计算储能电站的允许充电电价和允许放电电价。
42.步骤b、在储能电站处于充电模式时，且当前电价小于允许充电电价时，控制储能电站的储能电池进行充电。
43.步骤c、在储能电站处于放电模式时，且当前电价小于允许放电电价是，控制储能电站的储能电池进行放电。
44.进一步地，在本公开的又一个实施例中，调度指令还可以包括母线电压额定值、并网功率因素、并网无功功率额定值。以及，当调度指令包括母线电压额定值、并网功率因素、并网无功功率额定值时，结合虚拟电厂下新能源电站和储能电站的运行数据和发电预测信息，针对每个新能源电站进行发电优化控制以及针对储能电站进行充放电优化控制可以包括以下步骤：
45.步骤一、检测当前母线电压、当前并网功率因素和当前并网无功功率。
46.步骤二、根据当前母线电压、当前并网功率因素和当前并网无功功率，和母线电压额定值、并网功率因素、并网无功功率额定值，确定目标工作模式。
47.步骤三、根据目标工作模式计算需要调整的无功功率出力值，并将总无功功率出力分配到新能源电站的各个发电机组。
48.其中，在本公开的实施例中，目标工作模式可以包括动态无功调压控制模式、恒定功率因数控制模式和恒定无功功率控制模式。以及，在本公开的实施例中，动态无功调压控制模式的优先级高于恒定功率因数控制模式的优先级，恒定功率因数控制模式的优先级高于恒定无功功率控制模式的优先级。
49.进一步地，在本公开的实施例中，在动态无功调压控制模式下，根据电压偏差和系统抗阻或电压调差率计算无功功率调节量，根据无功功率调节量对无功出力进行调解。
50.进一步地，在本公开的实施例中，在恒定功率因数控制模式下，在并网功率因素超出功率因素下限或功率因素下限时，对无功出力进行调解，以使并网功率因素保持在限定范围内。
51.进一步得，在本公开的实施例中，在恒定无功功率控制模式下，获取无功功率目标值，根据无功功率目标值将无功功率分配至各功率调节系统，以使并网总无功功率达到设定的无功功率。
52.综上所述，本技术提供的面向共享储能的虚拟电厂的风光储联调联运的优化控制方法，提供在共享储能环境下满足安全调度约束并兼顾经济效益最大化和运行风险可控的风光储联调联运技术，虚拟电厂首先接收云平台发送的日前发电计划和电网调度中心发送的实时调度指令，根据虚拟电厂下风光储电厂的运行数据与发电预测信息实现针对每个新能源电站的发电优化控制以及针对储能电站的充放电优化控制，以实现虚拟电厂下新能源
电站和共享储能场站间的协同优化控制。由此，本公开提供的方法保证了储能充放电次数、提升了新能源电站与储能电站资源利用率。
53.实施例二
54.图2为根据本技术另一个实施例提供的面向共享储能的虚拟电厂的风光储联调联运的优化控制方法的流程示意图，如图2所示，所述方法可以包括：
55.步骤201、接收云平台发送的日前发电计划和电网调度中心发送的调度指令。
56.步骤202、结合虚拟电厂下新能源电站和储能电站的运行数据和发电预测信息，针对每个新能源电站进行发电优化控制以及针对储能电站进行充放电优化控制，以实现所述虚拟电厂下新能源电站与储能电站的协同优化控制。
57.其中，在本公开的实施例中，优化控制包含适用于市场环境下的风光储一次调频、二次调频和调峰的综合优化控制与计及储能全生命周期成本的风光储优化控制。
58.其中，在本公开的实施例中，关于步骤201～202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。
59.步骤202、获取新能源电站的各个发电机组的出力，根据各个发电机组的出力计算所述虚拟电厂的实际总出力。
60.步骤203、对实际总出力进行低通滤波以得到期望出力，根据实际总出力和期望出力的差值确定储能的抑制功率波动出力。
61.综上所述，本技术提供的面向共享储能的虚拟电厂的风光储联调联运的优化控制方法，提供在共享储能环境下满足安全调度约束并兼顾经济效益最大化和运行风险可控的风光储联调联运技术，虚拟电厂首先接收云平台发送的日前发电计划和电网调度中心发送的实时调度指令，根据虚拟电厂下风光储电厂的运行数据与发电预测信息实现针对每个新能源电站的发电优化控制以及针对储能电站的充放电优化控制，以实现虚拟电厂下新能源电站和共享储能场站间的协同优化控制。由此，本公开提供的方法保证了储能充放电次数、提升了新能源电站与储能电站资源利用率。
62.图3为根据本技术一个实施例提供的面向共享储能的虚拟电厂的风光储联调联运优化装置的结构示意图，如图3所示，所述装置可以包括：
63.接收模块301，用于接收云平台发送的日前发电计划和电网调度中心发送的调度指令。
64.控制模块302，用于结合虚拟电厂下新能源电站和储能电站的运行数据和发电预测信息，针对每个新能源电站进行发电优化控制以及针对储能电站进行充放电优化控制，以实现虚拟电厂下新能源电站与储能电站的协同优化控制；
65.其中，优化控制包含适用于市场环境下的风光储一次调频、二次调频和调峰的综合优化控制与计及储能全生命周期成本的风光储优化控制。
66.进一步地，在本公开的实施例中，调度指令包括日前发电计划与实时调度指令，上述控制模块302，还用于：
67.根据日前发电计划与实时调度指令和虚拟电厂下新能源电站的总实际功率与发电预测功率，以及储能电站的容量、充放电能力和荷电状态窗口限值，生成针对每个新能源电站的发电控制指令以及针对储能电站的充放电控制指令。
68.进一步地，在本公开的实施例中，上述装置还包括：
69.发送模块，用于将发电控制指令下发至虚拟电厂下新能源电站，并将充放电控制指令下发至储能电站侧控制模块，以调整新能源电站的发电量与储能电站的充放电工作模式。
70.进一步地，在本公开的实施例中，上述控制模块302，还用于：
71.根据计划功率和虚拟电厂的总实际功率计算功率差额，并根据储能电站的容量和荷电状态窗口限值计算可控储能电站的荷电量；
72.如果功率差额大于0，则在功率差额大于可控储能电站的荷电量时，控制储能电站的储能电池进入充电模式，当电荷量达到荷电状态窗口限值时停止对储能电池进行充电，并对计划功率进行修正；
73.在功率差额小于可控储能电站的荷电量时，控制储能电站的储能电池进入充电模式；
74.如果功率差额小于0，则在功率差额小于可控储能电站的荷电量时，控制储能电站的储能电池进入放电模式；
75.在功率差额大于可控储能电站的荷电量时，控制储能电站的储能电池进入放电模式，并在储能电池的电量达到荷电状态窗口限值时停止对储能电池进行放电，并对计划功率进行修正。
76.进一步地，在本公开的实施例中，调度指令包括并网功率目标值，上述控制模块302，还用于：
77.确定并网功率目标值和当前实际并网功率的差值，并在差值超过第一预设限值范围时，根据预设的有功功率分配策略对新能源发电站的各个发电机组的发电量进行调整，直至当前实际并网功率调整至所述预设限值范围内。
78.进一步地，在本公开的实施例中，调度指令包括额定系统频率，上述控制模块302，还用于：
79.实时检测当前系统频率，在确定,当前系统频率与额定系统频率的偏差超过第二预设限值范围时，根据预设的有功-频率下垂特性曲线对有功功率出力进行调整，以实现针对新能源电站的调频功能。
80.进一步地，在本公开的实施例中，调度指令包括电价变化曲线信息，上述控制模块302，还用于：
81.根据电价变化曲线信息和储能电站的充放电成本信息，计算储能电站的允许充电电价和允许放电电价；
82.在储能电站处于充电模式时，且当前电价小于允许充电电价时，控制储能电站的储能电池进行充电；
83.在储能电站处于放电模式时，且当前电价小于允许放电电价是，控制储能电站的储能电池进行放电。
84.进一步地，在本公开的实施例中，调度指令包括母线电压额定值、并网功率因素、并网无功功率额定值，上述控制模块302，还用于：
85.检测当前母线电压、当前并网功率因素和当前并网无功功率；
86.根据当前母线电压、当前并网功率因素和当前并网无功功率，和母线电压额定值、并网功率因素、并网无功功率额定值，确定目标工作模式；
87.根据目标工作模式计算需要调整的无功功率出力值，并将总无功功率出力分配到新能源电站的各个发电机组。
88.进一步地，在本公开的实施例中，目标工作模式包括动态无功调压控制模式、恒定功率因数控制模式和恒定无功功率控制模式，动态无功调压控制模式的优先级高于恒定功率因数控制模式的优先级，恒定功率因数控制模式的优先级高于恒定无功功率控制模式的优先级。
89.进一步地，在本公开的实施例中，在动态无功调压控制模式下，根据电压偏差和系统抗阻或电压调差率计算无功功率调节量，根据无功功率调节量对无功出力进行调解；在恒定功率因数控制模式下，在并网功率因素超出功率因素下限或功率因素下限时，对无功出力进行调解，以使并网功率因素保持在限定范围内；在恒定无功功率控制模式下，获取无功功率目标值，根据无功功率目标值将无功功率分配至各功率调节系统，以使并网总无功功率达到设定的无功功率。
90.进一步地，在本公开的实施例中，上述控制模块302，还用于：
91.获取新能源电站的各个发电机组的出力，根据各个发电机组的出力计算所述虚拟电厂的实际总出力；
92.对实际总出力进行低通滤波以得到期望出力，根据实际总出力和期望出力的差值确定储能的抑制功率波动出力。
93.综上所述，本技术提供的面向共享储能的虚拟电厂的风光储联调联运的优化控制装置，提供在共享储能环境下满足安全调度约束并兼顾经济效益最大化和运行风险可控的风光储联调联运技术，虚拟电厂首先接收云平台发送的日前发电计划和电网调度中心发送的实时调度指令，根据虚拟电厂下风光储电厂的运行数据与发电预测信息实现针对每个新能源电站的发电优化控制以及针对储能电站的充放电优化控制，以实现虚拟电厂下新能源电站和共享储能场站间的协同优化控制。由此，本公开提供的方法保证了储能充放电次数、提升了新能源电站与储能电站资源利用率。
94.为了实现上述实施例，本公开还提出一种计算机存储介质。
95.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。
96.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技术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。
97.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，并且本技术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，这应被本技术的实施例所属技术领域的技术人员所理解。
98.尽管上面已经示出和描述了本技术的实施例，可以理解的是，上述实施例是示例性的，不能理解为对本技术的限制，本领域的普通技术人员在本技术的范围内可以对上述实施例进行变化、修改、替换和变型。