一种储能电站和可控负荷参与调节的电网有功控制方法与流程

1.本发明涉及一种储能电站和可控负荷参与调节的电网有功控制方法，属于电网调度控制技术领域。


背景技术：

2.随着新能源装机容量的快速增加，电网中发电侧并网功率随机波动性增大，为了保障电网安全和最大化消纳新能源，就需要对全网不同类型发电厂的功率进行实时协调控制。同时，随着储能和可控负荷的大量并网，为进一步提升新能源消纳提供了新的手段，但如何在新能源电站、常规电厂等多种发电资源的互补协调控制基础上，进一步挖掘储能电站和可控负荷调节空间提升新能源消纳水平，并同时满足市场化交易需求，推动储能电站和可控负荷主体积极参与新能源消纳，还没有较好的实时控制策略。
3.专利zl201811286328.9公开了一种“权重与约束关联调整的电网实时发电控制优化决策方法”针对电力市场环境下电网安全、经济、可靠运行的多类型电源协调优化实时控制问题，提出了综合考虑发电厂出力的电网安全稳定影响特性、发电厂经济环保性能、预测性能、调节性能和现货交易执行等情况的互补协调优化控制策略，在保障电网发电控制满足实时性、安全性和经济环保要求下，最大化消纳新能源。但未考虑储能电站和可控负荷如何参与实时控制，未解决在满足电网安全运行前提下，如何充分利用多种发电资源空间和调节互补特性、同时挖掘储能电站和可控负荷调节空间实现新能源最大化消纳，又能够满足市场交易结算需求的技术问题。


技术实现要素：

4.本发明的目的在于克服现有技术中的不足，提供一种储能电站和可控负荷参与调节的电网有功控制方法，能够在保障电力市场环境下电网安全经济运行基础上，进一步利用储能电站和可控负荷调节能力提升新能源消纳能力。
5.为达到上述目的，本发明是采用下述技术方案实现的：
6.第一方面，本发明提供了一种储能电站和可控负荷参与调节的电网有功控制方法，包括：
7.确定参与协控的新能源电站、常规发电厂、储能电站、可控负荷以及对外联络线；
8.以参与协控的新能源场站和常规发电厂的有功指令值之和最大为优化目标，计及有功可调空间和电网安全运行约束，构建第一阶段优化目标函数；
9.根据第一阶段优化目标函数计算得到第一阶段优化后的新能源场站、常规发电厂、储能电站以及可控负荷的有功指令值；
10.根据第一阶段优化后的新能源电站的有功指令值确定出力受限的新能源电站，并生成新能源电站集nz；根据有功可调空间确定具备有功可调空间的储能电站和可控负荷，并生成储能电站集sz和可控负荷集lz；
11.根据新能源电站集nz、储能电站集sz以及可控负荷集lz更新有功可调空间；
12.以储能电站集sz和可控负荷集lz中的储能电站和可控负荷参与新能源电站集nz中新能源电站的有功消纳效益最大为优化目标，计及更新后的有功可调空间和电网安全运行约束，构建第二阶段优化目标函数；
13.根据第二阶段优化目标函数计算得到第二阶段优化后的新能源电站、储能电站和可控负荷的有功指令值；
14.将新能源电站集nz、储能电站集sz以及可控负荷集lz中的新能源电站、储能电站和可控负荷按照第二阶段优化后的新能源电站、储能电站和可控负荷的有功指令值执行；将新能源电站集nz、储能电站集sz以及可控负荷集lz外的新能源电站、储能电站和可控负荷以及常规发电厂按照第一阶段优化后的有功指令值执行。
15.可选的，所述有功可调空间的获取包括：
16.获取t0时刻电网运行状态数据，并基于t0时刻电网运行状态数据计算对外联络线、新能源电站、常规发电厂、储能电站以及可控负荷的有功对安全稳定输电通道的有功灵敏度；
17.获取安全稳定输电通道限额并结合对安全稳定输电通道的有功灵敏度确定电网安全运行约束；
18.获取对外联络线的有功调节限额和新能源电站、常规发电厂、储能电站以及可控负荷的有功调节速度计算参与协控的对外联络线、新能源电站、常规发电厂、储能电站以及可控负荷的有功可调空间。
19.可选的，所述计算对外联络线、新能源电站、常规发电厂、储能电站以及可控负荷的有功对安全稳定输电通道的有功灵敏度包括：
20.若相对于t0时刻，t1时刻电网拓扑结构未变化，则针对t0时刻电网运行状态数据，采用潮流计算方法计算对外联络线、新能源电站、常规发电厂、储能电站以及可控负荷的有功对电网安全稳定输电通道的有功灵敏度，作为t1时刻对外联络线、新能源电站、常规发电厂、储能电站以及可控负荷的有功对电网安全稳定输电通道的有功灵敏度；
21.否则，根据电网拓扑结构变化量对t0时刻电网运行状态数据进行相应调整，针对调整后的电网运行状态数据，采用潮流计算方法计算电网有功设备的有功对电网安全稳定输电通道的有功灵敏度，作为t1时刻对外联络线、新能源电站、常规发电厂、储能电站以及可控负荷的有功对电网安全稳定输电通道的有功灵敏度。
22.可选的，所述计算参与协控的对外联络线、新能源电站、常规发电厂、储能电站以及可控负荷的有功可调空间包括：
23.参与协控的对外联络线i1在t1时刻有功调节的可调空间上限p
tl.i1.u
和下限p
tl.i1.d
为：
24.p
tl.i1.u
＝min[p
tl.i1.0
v
tl.i1.u
(t
1-t
0-δt-δt
tl.i1
),p
tl.i1.t.max
],i1∈tl1
[0025]
p
tl.i1.d
＝max[p
tl.i1.0-v
tl.i1.d
(t
1-t
0-δt-δt
tl.i
1),p
tl.i1.t.min
],i1∈tl1
[0026]
其中，tl1为参与协控的对外联络线集，p
tl.i1.0
、v
tl.i1.u
、v
tl.i1.d
分别为t0时刻对外联络线i1的有功功率、上调有功调节速度和下调有功调节速度；p
tl.i1.t.max
和p
tl.i1.t.min
分别为t1时刻对外联络线i1的有功功率的最大值和最小值；δt为t0时刻至有功指令下发时刻的时长预估值，δt
tl.i1
为有功指令下发时刻至对外联络线i1响应有功指令起始时刻的时长预估值；
[0027]
参与协控的新能源电站i2在t1时刻有功调节的可调空间上限p
n.i2.u
和下限p
n.i2.d
为：
[0028]
p
n.i2.u
＝min[p
n.i2.0
v
n.i2.u
(t
1-t
0-δt-δt
n.i2
),p
n.i2.t.max
],i2∈n1
[0029]
p
n.i2.d
＝max[p
n.i2.0-v
n.i2.d
(t
1-t
0-δt-δt
n.i2
),p
n.i2.t.min
],i2∈n1
[0030]
其中，n1为参与协控的新能源电站集，p
n.i2.0
、v
n.i2.u
、v
n.i2.d
分别为t0时刻新能源电站i2的有功功率、上调有功调节速度和下调有功调节速度，所述有功上调速度和有功下调速度根据有功调节速度获取；p
n.i2.t.max
和p
n.i2.t.min
分别为t1时刻新能源电站i2有功功率的最大值和最小值；δt
n.i2
为有功指令下发时刻至新能源电站i2响应有功指令起始时刻的时长预估值；
[0031]
参与协控的常规发电厂i3在t1时刻有功调节的可调空间上限p
g.i3.u
和下限p
g.i3.d
为：
[0032]
p
g.i3.u
＝min[p
g.i3.0
v
g.i3.u
(t
1-t
0-δt-δt
g.i3
),p
g.i3.t.max
],i3∈g1
[0033]
p
g.i3.d
＝max[p
g.i3.0-v
g.i3.d
(t
1-t
0-δt-δt
g.i3
),p
g.i3.t.min
],i3∈g1
[0034]
其中，g1为参与协控的常规发电厂集，p
g.i3.0
、v
g.i3.u
、v
g.i3.d
分别为t0时刻常规发电厂i3的有功功率、上调有功调节速度和下调有功调节速度；p
g.i3.t.max
和p
g.i3.t.min
分别为t1时刻常规发电厂i3有功功率的最大值和最小值；δt
g.i3
为有功指令下发时刻至常规发电厂i3响应有功指令起始时刻的时长预估值；
[0035]
参与协控的储能电站i4在t1时刻有功调节的可调空间上限p
l.i4.u
和下限p
l.i4.d
为：
[0036]
p
s.i4.u
＝min[p
s.i4.0
v
s.i4.u
(t
1-t
0-δt-δt
s.i4
),p
s.i4.t.max
],i4∈s1
[0037]
p
s.i4.d
＝max[p
s.i4.0-v
s.i4.d
(t
1-t
0-δt-δt
s.i4
),p
s.i4.t.min
],i4∈s1
[0038]
其中，s1为参与协控的储能电站集，p
s.i4.0
、v
s.i4.u
、v
s.i4.d
分别为t0时刻储能电站i4的有功功率、上调有功调节速度和下调有功调节速度；p
s.i4.t.max
和p
s.i4.t.min
分别为t1时刻储能电站i4有功功率的最大值和最小值；δt
s.i4
为有功指令下发时刻至储能电站i4响应有功指令起始时刻的时长预估值；
[0039]
参与协控的可控负荷i5在时刻t1有功调节的可调空间上限p
s.i5.u
和下限p
s.i5.d
为：
[0040]
p
l.i5.u
＝min[p
l.i5.0
v
l.i5.u
(t
1-t
0-δt-δt
l.i5
),p
l.i5.t.max
],i5∈l1
[0041]
p
l.i5.d
＝max[p
l.i5.0-v
l.i5.d
(t
1-t
0-δt-δt
l.i5
),p
l.i5.t.min
],i5∈l1
[0042]
其中，l1为参与协控的可控负荷集，p
l.i5.0
、v
l.i5.u
、v
l.i5.d
分别为t0时刻可控负荷i5的有功功率、上调有功调节速度和下调有功调节速度；p
l.i5.t.max
和p
l.i5.t.min
分别为t1时刻可控负荷i5有功功率的最大值和最小值；δt
l.i5
为有功指令下发时刻至可控负荷i5响应有功指令起始时刻的时长预估值。
[0043]
可选的，所述第一阶段优化目标函数为：
[0044][0045]
其中，β
g.i3
、β
n.i2
分别为参与协控的常规发电厂i3和新能源电站i2的t0时刻控制优化决策综合指标；p
g.i3.1
、p
n.i2.1
分别为参与协控的常规发电厂i3和新能源电站i2在t0 t时刻的有功指令值，t为实时发电控制周期。
[0046]
可选的，所述电网安全运行约束为：
[0047][0048]
其中，l、g、n、tl分别为参与热备用的可控负荷集、常规发电厂集、新能源电站集、对外联络线集，l＝l1 l2、g＝g1 g2、n＝n1 n2、tl＝tl1 tl2，l2、g2、n2、tl2分别为不参与协控的可控负荷集、常规发电厂集、新能源电站集、对外联络线集；
[0049]
p
l.j4.1
＝p
′
l.j4.0
,j4∈l2
[0050]
p
g.j3.1
＝p
′
g.j3.0
,j3∈g2
[0051]
p
n.j2.1
＝p
′
n.j2.0
,j2∈n2
[0052]
p
tl.j1.1
＝p
′
tl.j1.0
,j1∈tl2
[0053]
其中，p
′
s.j4.0
、p
′
g.j3.0
、p
′
n.j2.0
、p
′
tl.j1.0
分别为t0 t时刻可控负荷j4、常规发电厂j3、新能源电站j2、对外联络线j1的有功预测值；p
l.j4.1
、p
g.j3.1
、p
n.j2.1
、p
tl.j1.1
分别为t0 t时刻可控负荷j4、常规发电厂j3、新能源电站j2、对外联络线j1的有功指令值；
[0054]
γ、f0、kf为t0时刻内网的网损系数、频率和有功静态频率特性系数；fr为内网的额定频率，εf为预设的内网频率允许偏差值；
[0055]
p
l.m4.1
、p
g.m3.1
、p
n.m2.1
、p
tl.m1.1
为参与热备用的可控负荷集、常规发电厂集、新能源电站集、对外联络线集中可控负荷m4、常规发电厂m3、新能源电站m2、对外联络线m1在t0 t时刻的有功指令值；p
l.m4.0
、p
g.m3.0
、p
n.m2.0
、p
tl.m1.0
为参与热备用的可控负荷集、常规发电厂集、新能源电站集、对外联络线集中可控负荷m4、常规发电厂m3、新能源电站m2、对外联络线
m1在t0时刻的有功指令值；
[0056]
sl为电网安全稳定输电通道集，对于电网安全稳定输电通道集中的过载监视输电设备，p
sl.d.lmt.od
、p
sl.d.lmt.fd
的值相等，为按t0时刻过载监视输电设备d的功率因数不变计算得到的过载监视输电设备d的有功过载限额；对于电网安全稳定输电通道集中的过载监视稳定断面，p
sl.d.lmt.od
、p
sl.d.lmt.fd
分别为t0 t时刻稳定断面d的正向稳定限额和反向稳定限额；
[0057]
p
sl.d.0
为t0时刻电网运行状态数据下电网安全稳定输电通道集中的过载监视输电设备/稳定断d面的有功功率；s
g.d.g.m3
、s
n.d.n.m2
、s
tl.d.tl.m1
分别为t0时刻电网运行状态数据下常规发电厂m3、新能源电站m2、对外联络线m1的并网有功对电网安全稳定输电通道的有功灵敏度；
[0058]
p
g.m3.1.us
、p
g.m3.1.ds
为常规发电厂m3的常规机组中计及有效备用后常规机组上下限；p
g.m2.1.us
、p
g.m.1.ds
为新能源电站m2的新能源机组中计及有效备用后新能源机组上下限；p
g.m1.1.us
、p
g.m1.1.ds
为对外联络线m1的输送上下限；
[0059]
μu、μd分别为预设的t0 t时刻有功正备用容量系数和负备用容量系数。
[0060]
可选的，所述生成新能源电站集nz包括：若第一阶段优化后的新能源电站i2的有功指令值小于可调空间上限p
n.i2.u
，则将其纳入新能源电站集nz中；所述生成储能电站集sz包括：若p
s.i4.u-p
s.i4.d
》0，则将储能电站i4纳入新能源电站sz中；所述生成可控负荷集lz包括：若p
l.i5.u-p
l.i5.d
》0，则将可控负荷i5纳入新能源电站lz中。
[0061]
可选的，所述根据新能源电站集nz、储能电站集sz以及可控负荷集lz更新有功可调空间包括：
[0062]
判断新能源电站集nz非空且储能电站集sz或可控负荷集lz至少一个非空是否为真，若为真，则保持新能源电站集nz中新能源电站之外的新能源电站的有功指令值不变，将新能源电站集nz中第一阶段优化后的新能源场站的有功指令值作为下限，更新有功可调空间。
[0063]
可选的，判断新能源电站集nz非空且储能电站集sz或可控负荷集lz至少一个非空是否为真，若为假，则将第一阶段优化后的新能源场站、常规发电厂、储能电站以及可控负荷的有功指令值作为最终有功指令值执行。
[0064]
可选的，所述第二阶段优化目标函数为：
[0065][0066]
其中，m
n.y2
为新能源电站集nz中新能源电站y2参与置换交易的增发有功的单位功率收益，c
s.y5
为储能电站集sz中储能电站y5参与消纳新能源电站y2有功的单位功率代价，c
l.y4
为可控负荷集lz中可控负荷y4参与消纳新能源电站y2有功的单位功率代价，p
n.y2.2
、p
s.y5.2
、p
l.y4.2
分别为新能源电站y2、储能电站y5、可控负荷y4的第二阶段优化后的有功指令值，p
′
n.y2.1
为新能源电站y2的第一阶段优化后的有功指令值。
[0067]
第二方面，本发明提供了一种储能电站和可控负荷参与调节的电网有功控制装置，所述装置包括：
[0068]
有功节点确定模块，用于确定参与协控的新能源电站、常规发电厂、储能电站、可
控负荷以及对外联络线；
[0069]
第一阶段优化模块，用于以参与协控的新能源场站和常规发电厂的有功指令值之和最大为优化目标，计及有功可调空间和电网安全运行约束，构建第一阶段优化目标函数；
[0070]
第一阶段优化结果获取模块，用于根据第一阶段优化目标函数计算得到第一阶段优化后的新能源场站、常规发电厂、储能电站以及可控负荷的有功指令值；
[0071]
参与置换交易模块，用于根据第一阶段优化后的新能源电站的有功指令值确定出力受限的新能源电站，并生成新能源电站集nz；根据有功可调空间确定具备有功可调空间的储能电站和可控负荷，并生成储能电站集sz和可控负荷集lz；
[0072]
第二阶段优化模块，用于根据新能源电站集nz、储能电站集sz以及可控负荷集lz更新有功可调空间；以储能电站集sz和可控负荷集lz中的储能电站和可控负荷参与新能源电站集nz中新能源电站的有功消纳效益最大为优化目标，计及更新后的有功可调空间和电网安全运行约束，构建第二阶段优化目标函数；
[0073]
第二阶段优化结果获取模块，用于根据第二阶段优化目标函数计算得到第二阶段优化后的新能源电站、储能电站和可控负荷的有功指令值；
[0074]
有功指令值执行模块，用于将新能源电站集nz、储能电站集sz以及可控负荷集lz中的新能源电站、储能电站和可控负荷按照第二阶段优化后的新能源电站、储能电站和可控负荷的有功指令值执行；将新能源电站集nz、储能电站集sz以及可控负荷集lz外的新能源电站、储能电站和可控负荷以及常规发电厂按照第一阶段优化后的有功指令值执行。
[0075]
可选的，所述有功可调空间的获取包括：
[0076]
获取t0时刻电网运行状态数据，并基于t0时刻电网运行状态数据计算对外联络线、新能源电站、常规发电厂、储能电站以及可控负荷的有功对安全稳定输电通道的有功灵敏度；
[0077]
获取安全稳定输电通道限额并结合对安全稳定输电通道的有功灵敏度确定电网安全运行约束；
[0078]
获取对外联络线的有功调节限额和新能源电站、常规发电厂、储能电站以及可控负荷的有功调节速度计算参与协控的对外联络线、新能源电站、常规发电厂、储能电站以及可控负荷的有功可调空间。
[0079]
可选的，所述计算对外联络线、新能源电站、常规发电厂、储能电站以及可控负荷的有功对安全稳定输电通道的有功灵敏度包括：
[0080]
若相对于t0时刻，t1时刻电网拓扑结构未变化，则针对t0时刻电网运行状态数据，采用潮流计算方法计算对外联络线、新能源电站、常规发电厂、储能电站以及可控负荷的有功对电网安全稳定输电通道的有功灵敏度，作为t1时刻对外联络线、新能源电站、常规发电厂、储能电站以及可控负荷的有功对电网安全稳定输电通道的有功灵敏度；
[0081]
否则，根据电网拓扑结构变化量对t0时刻电网运行状态数据进行相应调整，针对调整后的电网运行状态数据，采用潮流计算方法计算电网有功设备的有功对电网安全稳定输电通道的有功灵敏度，作为t1时刻对外联络线、新能源电站、常规发电厂、储能电站以及可控负荷的有功对电网安全稳定输电通道的有功灵敏度。
[0082]
可选的，所述计算参与协控的对外联络线、新能源电站、常规发电厂、储能电站以及可控负荷的有功可调空间包括：
[0083]
参与协控的对外联络线i1在t1时刻有功调节的可调空间上限p
tl.i1.u
和下限p
tl.i1.d
为：
[0084]
p
tl.i1.u
＝min[p
tl.i1.0
v
tl.i1.u
(t
1-t
0-δt-δt
tl.i1
),p
tl.i1.t.max
],i1∈tl1
[0085]
p
tl.i1.d
＝max[p
tl.i1.0-v
tl.i1.d
(t
1-t
0-δt-δt
tl.i
1),p
tl.i1.t.min
],i1∈tl1
[0086]
其中，tl1为参与协控的对外联络线集，p
tl.i1.0
、v
tl.i1.u
、v
tl.i1.d
分别为t0时刻对外联络线i1的有功功率、上调有功调节速度和下调有功调节速度；p
tl.i1.t.max
和p
tl.i1.t.min
分别为t1时刻对外联络线i1的有功功率的最大值和最小值；δt为t0时刻至有功指令下发时刻的时长预估值，δt
tl.i1
为有功指令下发时刻至对外联络线i1响应有功指令起始时刻的时长预估值；
[0087]
参与协控的新能源电站i2在t1时刻有功调节的可调空间上限p
n.i2.u
和下限p
n.i2.d
为：
[0088]
p
n.i2.u
＝min[p
n.i2.0
v
n.i2.u
(t
1-t
0-δt-δt
n.i2
),p
n.i2.t.max
],i2∈n1
[0089]
p
n.i2.d
＝max[p
n.i2.0-v
n.i2.d
(t
1-t
0-δt-δt
n.i2
),p
n.i2.t.min
],i2∈n1
[0090]
其中，n1为参与协控的新能源电站集，p
n.i2.0
、v
n.i2.u
、v
n.i2.d
分别为t0时刻新能源电站i2的有功功率、上调有功调节速度和下调有功调节速度，所述有功上调速度和有功下调速度根据有功调节速度获取；p
n.i2.t.max
和p
n.i2.t.min
分别为t1时刻新能源电站i2有功功率的最大值和最小值；δt
n.i2
为有功指令下发时刻至新能源电站i2响应有功指令起始时刻的时长预估值；
[0091]
参与协控的常规发电厂i3在t1时刻有功调节的可调空间上限p
g.i3.u
和下限p
g.i3.d
为：
[0092]
p
g.i3.u
＝min[p
g.i3.0
v
g.i3.u
(t
1-t
0-δt-δt
g.i3
),p
g.i3.t.max
],i3∈g1
[0093]
p
g.i3.d
＝max[p
g.i3.0-v
g.i3.d
(t
1-t
0-δt-δt
g.i3
),p
g.i3.t.min
],i3∈g1
[0094]
其中，g1为参与协控的常规发电厂集，p
g.i3.0
、v
g.i3.u
、v
g.i3.d
分别为t0时刻常规发电厂i3的有功功率、上调有功调节速度和下调有功调节速度；p
g.i3.t.max
和p
g.i3.t.min
分别为t1时刻常规发电厂i3有功功率的最大值和最小值；δt
g.i3
为有功指令下发时刻至常规发电厂i3响应有功指令起始时刻的时长预估值；
[0095]
参与协控的储能电站i4在t1时刻有功调节的可调空间上限p
l.i4.u
和下限p
l.i4.d
为：
[0096]
p
s.i4.u
＝min[p
s.i4.0
v
s.i4.u
(t
1-t
0-δt-δt
s.i4
),p
s.i4.t.max
],i4∈s1
[0097]
p
s.i4.d
＝max[p
s.i4.0-v
s.i4.d
(t
1-t
0-δt-δt
s.i4
),p
s.i4.t.min
],i4∈s1
[0098]
其中，s1为参与协控的储能电站集，p
s.i4.0
、v
s.i4.u
、v
s.i4.d
分别为t0时刻储能电站i4的有功功率、上调有功调节速度和下调有功调节速度；p
s.i4.t.max
和p
s.i4.t.min
分别为t1时刻储能电站i4有功功率的最大值和最小值；δt
s.i4
为有功指令下发时刻至储能电站i4响应有功指令起始时刻的时长预估值；
[0099]
参与协控的可控负荷i5在时刻t1有功调节的可调空间上限p
s.i5.u
和下限p
s.i5.d
为：
[0100]
p
l.i5.u
＝min[p
l.i5.0
v
l.i5.u
(t
1-t
0-δt-δt
l.i5
),p
l.i5.t.max
],i5∈l1
[0101]
p
l.i5.d
＝max[p
l.i5.0-v
l.i5.d
(t
1-t
0-δt-δt
l.i5
),p
l.i5.t.min
],i5∈l1
[0102]
其中，l1为参与协控的可控负荷集，p
l.i5.0
、v
l.i5.u
、v
l.i5.d
分别为t0时刻可控负荷i5的有功功率、上调有功调节速度和下调有功调节速度；p
l.i5.t.max
和p
l.i5.t.min
分别为t1时刻可控负荷i5有功功率的最大值和最小值；δt
l.i5
为有功指令下发时刻至可控负荷i5响应有功
指令起始时刻的时长预估值。
[0103]
可选的，所述第一阶段优化目标函数为：
[0104][0105]
其中，β
g.i3
、β
n.i2
分别为参与协控的常规发电厂i3和新能源电站i2的t0时刻控制优化决策综合指标；p
g.i3.1
、p
n.i2.1
分别为参与协控的常规发电厂i3和新能源电站i2在t0 t时刻的有功指令值，t为实时发电控制周期。
[0106]
可选的，所述电网安全运行约束为：
[0107][0108]
其中，l、g、n、tl分别为参与热备用的可控负荷集、常规发电厂集、新能源电站集、对外联络线集，l＝l1 l2、g＝g1 g2、n＝n1 n2、tl＝tl1 tl2，l2、g2、n2、tl2分别为不参与协控的可控负荷集、常规发电厂集、新能源电站集、对外联络线集；
[0109]
p
l.j4.1
＝p
′
l.j4.0
,j4∈l2
[0110]
p
g.j3.1
＝p
′
g.j3.0
,j3∈g2
[0111]
p
n.j2.1
＝p
′
n.j2.0
,j2∈n2
[0112]
p
tl.j1.1
＝p
′
tl.j1.0
,j1∈tl2
[0113]
其中，p
′
s.j4.0
、p
′
g.j3.0
、p
′
n.j2.0
、p
′
tl.j1.0
分别为t0 t时刻可控负荷j4、常规发电厂
j3、新能源电站j2、对外联络线j1的有功预测值；p
l.j4.1
、p
g.j3.1
、p
n.j2.1
、p
tl.j1.1
分别为t0 t时刻可控负荷j4、常规发电厂j3、新能源电站j2、对外联络线j1的有功指令值；
[0114]
γ、f0、kf为t0时刻内网的网损系数、频率和有功静态频率特性系数；fr为内网的额定频率，εf为预设的内网频率允许偏差值；
[0115]
p
l.m4.1
、p
g.m3.1
、p
n.m2.1
、p
tl.m1.1
为参与热备用的可控负荷集、常规发电厂集、新能源电站集、对外联络线集中可控负荷m4、常规发电厂m3、新能源电站m2、对外联络线m1在t0 t时刻的有功指令值；p
l.m4.0
、p
g.m3.0
、p
n.m2.0
、p
tl.m1.0
为参与热备用的可控负荷集、常规发电厂集、新能源电站集、对外联络线集中可控负荷m4、常规发电厂m3、新能源电站m2、对外联络线m1在t0时刻的有功指令值；
[0116]
sl为电网安全稳定输电通道集，对于电网安全稳定输电通道集中的过载监视输电设备，p
sl.d.lmt.od
、p
sl.d.lmt.fd
的值相等，为按t0时刻过载监视输电设备d的功率因数不变计算得到的过载监视输电设备d的有功过载限额；对于电网安全稳定输电通道集中的过载监视稳定断面，p
sl.d.lmt.od
、p
sl.d.lmt.fd
分别为t0 t时刻稳定断面d的正向稳定限额和反向稳定限额；
[0117]
p
sl.d.0
为t0时刻电网运行状态数据下电网安全稳定输电通道集中的过载监视输电设备/稳定断d面的有功功率；s
g.d.g.m3
、s
n.d.n.m2
、s
tl.d.tl.m1
分别为t0时刻电网运行状态数据下常规发电厂m3、新能源电站m2、对外联络线m1的并网有功对电网安全稳定输电通道的有功灵敏度；
[0118]
p
g.m3.1.us
、p
g.m3.1.ds
为常规发电厂m3的常规机组中计及有效备用后常规机组上下限；p
g.m2.1.us
、p
g.m.1.ds
为新能源电站m2的新能源机组中计及有效备用后新能源机组上下限；p
g.m1.1.us
、p
g.m1.1.ds
为对外联络线m1的输送上下限；
[0119]
μu、μd分别为预设的t0 t时刻有功正备用容量系数和负备用容量系数。
[0120]
可选的，所述生成新能源电站集nz包括：若第一阶段优化后的新能源电站i2的有功指令值小于可调空间上限p
n.i2.u
，则将其纳入新能源电站集nz中；所述生成储能电站集sz包括：若p
s.i4.u-p
s.i4.d
》0，则将储能电站i4纳入新能源电站sz中；所述生成可控负荷集lz包括：若p
l.i5.u-p
l.i5.d
》0，则将可控负荷i5纳入新能源电站lz中。
[0121]
可选的，所述根据新能源电站集nz、储能电站集sz以及可控负荷集lz更新有功可调空间包括：
[0122]
判断新能源电站集nz非空且储能电站集sz或可控负荷集lz至少一个非空是否为真，若为真，则保持新能源电站集nz中新能源电站之外的新能源电站的有功指令值不变，将新能源电站集nz中第一阶段优化后的新能源场站的有功指令值作为下限，更新有功可调空间。
[0123]
可选的，判断新能源电站集nz非空且储能电站集sz或可控负荷集lz至少一个非空是否为真，若为假，则将第一阶段优化后的新能源场站、常规发电厂、储能电站以及可控负荷的有功指令值作为最终有功指令值执行。
[0124]
可选的，所述第二阶段优化目标函数为：
[0125]
[0126]
其中，m
n.y2
为新能源电站集nz中新能源电站y2参与置换交易的增发有功的单位功率收益，c
s.y5
为储能电站集sz中储能电站y5参与消纳新能源电站y2有功的单位功率代价，c
l.y4
为可控负荷集lz中可控负荷y4参与消纳新能源电站y2有功的单位功率代价，p
n.y2.2
、p
s.y5.2
、p
l.y4.2
分别为新能源电站y2、储能电站y5、可控负荷y4的第二阶段优化后的有功指令值，p
′
n.y2.1
为新能源电站y2的第一阶段优化后的有功指令值。
[0127]
第三方面，本发明提供了一种储能电站和可控负荷参与调节的电网有功控制装置，包括处理器及存储介质；
[0128]
所述存储介质用于存储指令；
[0129]
所述处理器用于根据所述指令进行操作以执行根据上述方法的步骤。
[0130]
第四方面，本发明提供了一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，该程序被处理器执行时实现上述方法的步骤。
[0131]
与现有技术相比，本发明所达到的有益效果：
[0132]
本发明提供的一种储能电站和可控负荷参与调节的电网有功控制方法，1)在保障电力市场环境下电网安全经济运行基础上，提出了储能电站和可控负荷参与新能源消纳的实时控制两阶段优化策略，可进一步利用储能电站和可控负荷调节能力提升新能源消纳能力；2)在第一阶段充分利用源源互补协调消纳新能源的优化决策模型中，增加考虑了储能电站的影响，同时细化了不同对象调整空间的计算方法；第二阶段，针对受限新能源电站，通过挖掘参与置换交易的储能电站和可控负荷的调节空间，进一步提升了新能源消纳能力，同时又满足了市场交易结算需求，可促进储能电站和可控负荷主体积极参与新能源消纳。
附图说明
[0133]
图1是本发明实施例一提供的一种储能电站和可控负荷参与调节的电网有功控制方法的流程图。
具体实施方式
[0134]
下面结合附图对本发明作进一步描述。以下实施例仅用于更加清楚地说明本发明的技术方案，而不能以此来限制本发明的保护范围。
[0135]
实施例一：
[0136]
如图1所示，本发明实施例提供了一种储能电站和可控负荷参与调节的电网有功控制方法，包括以下步骤：
[0137]
1、确定参与协控的新能源电站、常规发电厂、储能电站、可控负荷以及对外联络线；
[0138]
2、以参与协控的新能源场站和常规发电厂的有功指令值之和最大为优化目标，计及有功可调空间和电网安全运行约束，构建第一阶段优化目标函数；
[0139]
3、根据第一阶段优化目标函数计算得到第一阶段优化后的新能源场站、常规发电厂、储能电站以及可控负荷的有功指令值；
[0140]
4、根据第一阶段优化后的新能源电站的有功指令值确定出力受限的新能源电站，并生成新能源电站集nz；根据有功可调空间确定具备有功可调空间的储能电站和可控负
荷，并生成储能电站集sz和可控负荷集lz；具体为：
[0141]
生成新能源电站集nz包括：若第一阶段优化后的新能源电站i2的有功指令值小于可调空间上限p
n.i2.u
，则将其纳入新能源电站集nz中；生成储能电站集sz包括：若p
s.i4.u-p
s.i4.d
》0，则将储能电站i4纳入新能源电站sz中；生成可控负荷集lz包括：若p
l.i5.u-p
l.i5.d
》0，则将可控负荷i5纳入新能源电站lz中。
[0142]
5、根据新能源电站集nz、储能电站集sz以及可控负荷集lz更新有功可调空间；具体为：
[0143]
根据新能源电站集nz、储能电站集sz以及可控负荷集lz更新有功可调空间包括：
[0144]
判断新能源电站集nz非空且储能电站集sz或可控负荷集lz至少一个非空是否为真，若为真，则保持新能源电站集nz中新能源电站之外的新能源电站的有功指令值不变，将新能源电站集nz中第一阶段优化后的新能源场站的有功指令值作为下限，更新有功可调空间。
[0145]
判断新能源电站集nz非空且储能电站集sz或可控负荷集lz至少一个非空是否为真，若为假，则将第一阶段优化后的新能源场站、常规发电厂、储能电站以及可控负荷的有功指令值作为最终有功指令值执行。
[0146]
6、以储能电站集sz和可控负荷集lz中的储能电站和可控负荷参与新能源电站集nz中新能源电站的有功消纳效益最大为优化目标，计及更新后的有功可调空间和电网安全运行约束，构建第二阶段优化目标函数；
[0147]
7、根据第二阶段优化目标函数计算得到第二阶段优化后的新能源电站、储能电站和可控负荷的有功指令值；
[0148]
8、将新能源电站集nz、储能电站集sz以及可控负荷集lz中的新能源电站、储能电站和可控负荷按照第二阶段优化后的新能源电站、储能电站和可控负荷的有功指令值执行；将新能源电站集nz、储能电站集sz以及可控负荷集lz外的新能源电站、储能电站和可控负荷以及常规发电厂按照第一阶段优化后的有功指令值执行。
[0149]
具体的：
[0150]
一、有功可调空间的获取包括：
[0151]
(1)、获取t0时刻电网运行状态数据，并基于t0时刻电网运行状态数据计算对外联络线、新能源电站、常规发电厂、储能电站以及可控负荷的有功对安全稳定输电通道的有功灵敏度；
[0152]
(2)、获取安全稳定输电通道限额并结合对安全稳定输电通道的有功灵敏度确定电网安全运行约束；
[0153]
(3)、获取对外联络线的有功调节限额和新能源电站、常规发电厂、储能电站以及可控负荷的有功调节速度计算参与协控的对外联络线、新能源电站、常规发电厂、储能电站以及可控负荷的有功可调空间。
[0154]
在步骤(1)中，计算对外联络线、新能源电站、常规发电厂、储能电站以及可控负荷的有功对安全稳定输电通道的有功灵敏度包括：
[0155]
若相对于t0时刻，t1时刻电网拓扑结构未变化，则针对t0时刻电网运行状态数据，采用潮流计算方法计算对外联络线、新能源电站、常规发电厂、储能电站以及可控负荷的有功对电网安全稳定输电通道的有功灵敏度，作为t1时刻对外联络线、新能源电站、常规发电
厂、储能电站以及可控负荷的有功对电网安全稳定输电通道的有功灵敏度；
[0156]
否则，根据电网拓扑结构变化量对t0时刻电网运行状态数据进行相应调整，针对调整后的电网运行状态数据，采用潮流计算方法计算电网有功设备的有功对电网安全稳定输电通道的有功灵敏度，作为t1时刻对外联络线、新能源电站、常规发电厂、储能电站以及可控负荷的有功对电网安全稳定输电通道的有功灵敏度。
[0157]
在步骤(3)中，计算参与协控的对外联络线、新能源电站、常规发电厂、储能电站以及可控负荷的有功可调空间包括：
[0158]
参与协控的对外联络线i1在t1时刻有功调节的可调空间上限p
tl.i1.u
和下限p
tl.i1.d
为：
[0159]
p
tl.i1.u
＝min[p
tl.i1.0
v
tl.i1.u
(t
1-t
0-δt-δt
tl.i1
),p
tl.i1.t.max
],i1∈tl1
[0160]
p
tl.i1.d
＝max[p
tl.i1.0-v
tl.i1.d
(t
1-t
0-δt-δt
tl.i
1),p
tl.i1.t.min
],i1∈tl1
[0161]
其中，tl1为参与协控的对外联络线集，p
tl.i1.0
、v
tl.i1.u
、v
tl.i1.d
分别为t0时刻对外联络线i1的有功功率、上调有功调节速度和下调有功调节速度；p
tl.i1.t.max
和p
tl.i1.t.min
分别为t1时刻对外联络线i1的有功功率的最大值和最小值；δt为t0时刻至有功指令下发时刻的时长预估值，δt
tl.i1
为有功指令下发时刻至对外联络线i1响应有功指令起始时刻的时长预估值；
[0162]
参与协控的新能源电站i2在t1时刻有功调节的可调空间上限p
n.i2.u
和下限p
n.i2.d
为：
[0163]
p
n.i2.u
＝min[p
n.i2.0
v
n.i2.u
(t
1-t
0-δt-δt
n.i2
),p
n.i2.t.max
],i2∈n1
[0164]
p
n.i2.d
＝max[p
n.i2.0-v
n.i2.d
(t
1-t
0-δt-δt
n.i2
),p
n.i2.t.min
],i2∈n1
[0165]
其中，n1为参与协控的新能源电站集，p
n.i2.0
、v
n.i2.u
、v
n.i2.d
分别为t0时刻新能源电站i2的有功功率、上调有功调节速度和下调有功调节速度，有功上调速度和有功下调速度根据有功调节速度获取；p
n.i2.t.max
和p
n.i2.t.min
分别为t1时刻新能源电站i2有功功率的最大值和最小值；δt
n.i2
为有功指令下发时刻至新能源电站i2响应有功指令起始时刻的时长预估值；
[0166]
参与协控的常规发电厂i3在t1时刻有功调节的可调空间上限p
g.i3.u
和下限p
g.i3.d
为：
[0167]
p
g.i3.u
＝min[p
g.i3.0
v
g.i3.u
(t
1-t
0-δt-δt
g.i3
),p
g.i3.t.max
],i3∈g1
[0168]
p
g.i3.d
＝max[p
g.i3.0-v
g.i3.d
(t
1-t
0-δt-δt
g.i3
),p
g.i3.t.min
],i3∈g1
[0169]
其中，g1为参与协控的常规发电厂集，p
g.i3.0
、v
g.i3.u
、v
g.i3.d
分别为t0时刻常规发电厂i3的有功功率、上调有功调节速度和下调有功调节速度；p
g.i3.t.max
和p
g.i3.t.min
分别为t1时刻常规发电厂i3有功功率的最大值和最小值；δt
g.i3
为有功指令下发时刻至常规发电厂i3响应有功指令起始时刻的时长预估值；
[0170]
参与协控的储能电站i4在t1时刻有功调节的可调空间上限p
l.i4.u
和下限p
l.i4.d
为：
[0171]
p
s.i4.u
＝min[p
s.i4.0
v
s.i4.u
(t
1-t
0-δt-δt
s.i4
),p
s.i4.t.max
],i4∈s1
[0172]
p
s.i4.d
＝max[p
s.i4.0-v
s.i4.d
(t
1-t
0-δt-δt
s.i4
),p
s.i4.t.min
],i4∈s1
[0173]
其中，s1为参与协控的储能电站集，p
s.i4.0
、v
s.i4.u
、v
s.i4.d
分别为t0时刻储能电站i4的有功功率、上调有功调节速度和下调有功调节速度；p
s.i4.t.max
和p
s.i4.t.min
分别为t1时刻储能电站i4有功功率的最大值和最小值；δt
s.i4
为有功指令下发时刻至储能电站i4响应有功
指令起始时刻的时长预估值；
[0174]
参与协控的可控负荷i5在时刻t1有功调节的可调空间上限p
s.i5.u
和下限p
s.i5.d
为：
[0175]
p
l.i5.u
＝min[p
l.i5.0
v
l.i5.u
(t
1-t
0-δt-δt
l.i5
),p
l.i5.t.max
],i5∈l1
[0176]
p
l.i5.d
＝max[p
l.i5.0-v
l.i5.d
(t
1-t
0-δt-δt
l.i5
),p
l.i5.t.min
],i5∈l1
[0177]
其中，l1为参与协控的可控负荷集，p
l.i5.0
、v
l.i5.u
、v
l.i5.d
分别为t0时刻可控负荷i5的有功功率、上调有功调节速度和下调有功调节速度；p
l.i5.t.max
和p
l.i5.t.min
分别为t1时刻可控负荷i5有功功率的最大值和最小值；δt
l.i5
为有功指令下发时刻至可控负荷i5响应有功指令起始时刻的时长预估值。
[0178]
二、电网安全运行约束为：
[0179][0180]
其中，l、g、n、tl分别为参与热备用的可控负荷集、常规发电厂集、新能源电站集、对外联络线集，l＝l1 l2、g＝g1 g2、n＝n1 n2、tl＝tl1 tl2，l2、g2、n2、tl2分别为不参与协控的可控负荷集、常规发电厂集、新能源电站集、对外联络线集；
[0181]
p
l.j4.1
＝p
′
l.j4.0
,j4∈l2
[0182]
p
g.j3.1
＝p
′
g.j3.0
,j3∈g2
[0183]
p
n.j2.1
＝p
′
n.j2.0
,j2∈n2
[0184]
p
tl.j1.1
＝p
′
tl.j1.0
,j1∈tl2
[0185]
其中，p
′
s.j4.0
、p
′
g.j3.0
、p
′
n.j2.0
、p
′
tl.j1.0
分别为t0 t时刻可控负荷j4、常规发电厂
j3、新能源电站j2、对外联络线j1的有功预测值；p
l.j4.1
、p
g.j3.1
、p
n.j2.1
、p
tl.j1.1
分别为t0 t时刻可控负荷j4、常规发电厂j3、新能源电站j2、对外联络线j1的有功指令值；
[0186]
γ、f0、kf为t0时刻内网的网损系数、频率和有功静态频率特性系数；fr为内网的额定频率，εf为预设的内网频率允许偏差值；
[0187]
p
l.m4.1
、p
g.m3.1
、p
n.m2.1
、p
tl.m1.1
为参与热备用的可控负荷集、常规发电厂集、新能源电站集、对外联络线集中可控负荷m4、常规发电厂m3、新能源电站m2、对外联络线m1在t0 t时刻的有功指令值；p
l.m4.0
、p
g.m3.0
、p
n.m2.0
、p
tl.m1.0
为参与热备用的可控负荷集、常规发电厂集、新能源电站集、对外联络线集中可控负荷m4、常规发电厂m3、新能源电站m2、对外联络线m1在t0时刻的有功指令值；
[0188]
sl为电网安全稳定输电通道集，对于电网安全稳定输电通道集中的过载监视输电设备，p
sl.d.lmt.od
、p
sl.d.lmt.fd
的值相等，为按t0时刻过载监视输电设备d的功率因数不变计算得到的过载监视输电设备d的有功过载限额；对于电网安全稳定输电通道集中的过载监视稳定断面，p
sl.d.lmt.od
、p
sl.d.lmt.fd
分别为t0 t时刻稳定断面d的正向稳定限额和反向稳定限额；
[0189]
p
sl.d.0
为t0时刻电网运行状态数据下电网安全稳定输电通道集中的过载监视输电设备/稳定断d面的有功功率；s
g.d.g.m3
、s
n.d.n.m2
、s
tl.d.tl.m1
分别为t0时刻电网运行状态数据下常规发电厂m3、新能源电站m2、对外联络线m1的并网有功对电网安全稳定输电通道的有功灵敏度；
[0190]
p
g.m3.1.us
、p
g.m3.1.ds
为常规发电厂m3的常规机组中计及有效备用后常规机组上下限；p
g.m2.1.us
、p
g.m.1.ds
为新能源电站m2的新能源机组中计及有效备用后新能源机组上下限；p
g.m1.1.us
、p
g.m1.1.ds
为对外联络线m1的输送上下限；
[0191]
μu、μd分别为预设的t0 t时刻有功正备用容量系数和负备用容量系数。
[0192]
三、第一阶段优化目标函数为：
[0193][0194]
其中，β
g.i3
、β
n.i2
分别为参与协控的常规发电厂i3和新能源电站i2的t0时刻控制优化决策综合指标；p
g.i3.1
、p
n.i2.1
分别为参与协控的常规发电厂i3和新能源电站i2在t0 t时刻的有功指令值，t为实时发电控制周期。
[0195]
四、第二阶段优化目标函数为：
[0196][0197]
其中，m
n.y2
为新能源电站集nz中新能源电站y2参与置换交易的增发有功的单位功率收益，c
s.y5
为储能电站集sz中储能电站y5参与消纳新能源电站y2有功的单位功率代价，c
l.y4
为可控负荷集lz中可控负荷y4参与消纳新能源电站y2有功的单位功率代价，p
n.y2.2
、p
s.y5.2
、p
l.y4.2
分别为新能源电站y2、储能电站y5、可控负荷y4的第二阶段优化后的有功指令值，p
′
n.y2.1
为新能源电站y2的第一阶段优化后的有功指令值。
[0198]
实施例二：
[0199]
本发明实施例还提供了一种储能电站和可控负荷参与调节的电网有功控制装置，装置包括：
[0200]
有功节点确定模块，用于确定参与协控的新能源电站、常规发电厂、储能电站、可控负荷以及对外联络线；
[0201]
第一阶段优化模块，用于以参与协控的新能源场站和常规发电厂的有功指令值之和最大为优化目标，计及有功可调空间和电网安全运行约束，构建第一阶段优化目标函数；
[0202]
第一阶段优化结果获取模块，用于根据第一阶段优化目标函数计算得到第一阶段优化后的新能源场站、常规发电厂、储能电站以及可控负荷的有功指令值；
[0203]
参与置换交易模块，用于根据第一阶段优化后的新能源电站的有功指令值确定出力受限的新能源电站，并生成新能源电站集nz；根据有功可调空间确定具备有功可调空间的储能电站和可控负荷，并生成储能电站集sz和可控负荷集lz；
[0204]
第二阶段优化模块，用于根据新能源电站集nz、储能电站集sz以及可控负荷集lz更新有功可调空间；以储能电站集sz和可控负荷集lz中的储能电站和可控负荷参与新能源电站集nz中新能源电站的有功消纳效益最大为优化目标，计及更新后的有功可调空间和电网安全运行约束，构建第二阶段优化目标函数；
[0205]
第二阶段优化结果获取模块，用于根据第二阶段优化目标函数计算得到第二阶段优化后的新能源电站、储能电站和可控负荷的有功指令值；
[0206]
有功指令值执行模块，用于将新能源电站集nz、储能电站集sz以及可控负荷集lz中的新能源电站、储能电站和可控负荷按照第二阶段优化后的新能源电站、储能电站和可控负荷的有功指令值执行；将新能源电站集nz、储能电站集sz以及可控负荷集lz外的新能源电站、储能电站和可控负荷以及常规发电厂按照第一阶段优化后的有功指令值执行。
[0207]
具体的：
[0208]
一、有功可调空间的获取包括：
[0209]
s1、获取t0时刻电网运行状态数据，并基于t0时刻电网运行状态数据计算对外联络线、新能源电站、常规发电厂、储能电站以及可控负荷的有功对安全稳定输电通道的有功灵敏度；
[0210]
s11、若相对于t0时刻，t1时刻电网拓扑结构未变化，则针对t0时刻电网运行状态数据，采用潮流计算方法计算对外联络线、新能源电站、常规发电厂、储能电站以及可控负荷的有功对电网安全稳定输电通道的有功灵敏度，作为t1时刻对外联络线、新能源电站、常规发电厂、储能电站以及可控负荷的有功对电网安全稳定输电通道的有功灵敏度；
[0211]
s22、否则，根据电网拓扑结构变化量对t0时刻电网运行状态数据进行相应调整，针对调整后的电网运行状态数据，采用潮流计算方法计算电网有功设备的有功对电网安全稳定输电通道的有功灵敏度，作为t1时刻对外联络线、新能源电站、常规发电厂、储能电站以及可控负荷的有功对电网安全稳定输电通道的有功灵敏度。
[0212]
s2、获取安全稳定输电通道限额并结合对安全稳定输电通道的有功灵敏度确定电网安全运行约束；
[0213]
s3、获取对外联络线的有功调节限额和新能源电站、常规发电厂、储能电站以及可控负荷的有功调节速度计算参与协控的对外联络线、新能源电站、常规发电厂、储能电站以及可控负荷的有功可调空间。
[0214]
s31、参与协控的对外联络线i1在t1时刻有功调节的可调空间上限p
tl.i1.u
和下限p
tl.i1.d
为：
[0215]
p
tl.i1.u
＝min[p
tl.i1.0
v
tl.i1.u
(t
1-t
0-δt-δt
tl.i1
),p
tl.i1.t.max
],i1∈tl1
[0216]
p
tl.i1.d
＝max[p
tl.i1.0-v
tl.i1.d
(t
1-t
0-δt-δt
tl.i
1),p
tl.i1.t.min
],i1∈tl1
[0217]
其中，tl1为参与协控的对外联络线集，p
tl.i1.0
、v
tl.i1.u
、v
tl.i1.d
分别为t0时刻对外联络线i1的有功功率、上调有功调节速度和下调有功调节速度；p
tl.i1.t.max
和p
tl.i1.t.min
分别为t1时刻对外联络线i1的有功功率的最大值和最小值；δt为t0时刻至有功指令下发时刻的时长预估值，δt
tl.i1
为有功指令下发时刻至对外联络线i1响应有功指令起始时刻的时长预估值；
[0218]
s32、参与协控的新能源电站i2在t1时刻有功调节的可调空间上限p
n.i2.u
和下限p
n.i2.d
为：
[0219]
p
n.i2.u
＝min[p
n.i2.0
v
n.i2.u
(t
1-t
0-δt-δt
n.i2
),p
n.i2.t.max
],i2∈n1
[0220]
p
n.i2.d
＝max[p
n.i2.0-v
n.i2.d
(t
1-t
0-δt-δt
n.i2
),p
n.i2.t.min
],i2∈n1
[0221]
其中，n1为参与协控的新能源电站集，p
n.i2.0
、v
n.i2.u
、v
n.i2.d
分别为t0时刻新能源电站i2的有功功率、上调有功调节速度和下调有功调节速度，有功上调速度和有功下调速度根据有功调节速度获取；p
n.i2.t.max
和p
n.i2.t.min
分别为t1时刻新能源电站i2有功功率的最大值和最小值；δt
n.i2
为有功指令下发时刻至新能源电站i2响应有功指令起始时刻的时长预估值；
[0222]
s33、参与协控的常规发电厂i3在t1时刻有功调节的可调空间上限p
g.i3.u
和下限p
g.i3.d
为：
[0223]
p
g.i3.u
＝min[p
g.i3.0
v
g.i3.u
(t
1-t
0-δt-δt
g.i3
),p
g.i3.t.max
],i3∈g1
[0224]
p
g.i3.d
＝max[p
g.i3.0-v
g.i3.d
(t
1-t
0-δt-δt
g.i3
),p
g.i3.t.min
],i3∈g1
[0225]
其中，g1为参与协控的常规发电厂集，p
g.i3.0
、v
g.i3.u
、v
g.i3.d
分别为t0时刻常规发电厂i3的有功功率、上调有功调节速度和下调有功调节速度；p
g.i3.t.max
和p
g.i3.t.min
分别为t1时刻常规发电厂i3有功功率的最大值和最小值；δt
g.i3
为有功指令下发时刻至常规发电厂i3响应有功指令起始时刻的时长预估值；
[0226]
s34、参与协控的储能电站i4在t1时刻有功调节的可调空间上限p
l.i4.u
和下限p
l.i4.d
为：
[0227]
p
s.i4.u
＝min[p
s.i4.0
v
s.i4.u
(t
1-t
0-δt-δt
s.i4
),p
s.i4.t.max
],i4∈s1
[0228]
p
s.i4.d
＝max[p
s.i4.0-v
s.i4.d
(t
1-t
0-δt-δt
s.i4
),p
s.i4.t.min
],i4∈s1
[0229]
其中，s1为参与协控的储能电站集，p
s.i4.0
、v
s.i4.u
、v
s.i4.d
分别为t0时刻储能电站i4的有功功率、上调有功调节速度和下调有功调节速度；p
s.i4.t.max
和p
s.i4.t.min
分别为t1时刻储能电站i4有功功率的最大值和最小值；δt
s.i4
为有功指令下发时刻至储能电站i4响应有功指令起始时刻的时长预估值；
[0230]
s35、参与协控的可控负荷i5在时刻t1有功调节的可调空间上限p
s.i5.u
和下限p
s.i5.d
为：
[0231]
p
l.i5.u
＝min[p
l.i5.0
v
l.i5.u
(t
1-t
0-δt-δt
l.i5
),p
l.i5.t.max
],i5∈l1
[0232]
p
l.i5.d
＝max[p
l.i5.0-v
l.i5.d
(t
1-t
0-δt-δt
l.i5
),p
l.i5.t.min
],i5∈l1
[0233]
其中，l1为参与协控的可控负荷集，p
l.i5.0
、v
l.i5.u
、v
l.i5.d
分别为t0时刻可控负荷i5
的有功功率、上调有功调节速度和下调有功调节速度；p
l.i5.t.max
和p
l.i5.t.min
分别为t1时刻可控负荷i5有功功率的最大值和最小值；δt
l.i5
为有功指令下发时刻至可控负荷i5响应有功指令起始时刻的时长预估值。
[0234]
二、第一阶段优化目标函数为：
[0235][0236]
其中，β
g.i3
、β
n.i2
分别为参与协控的常规发电厂i3和新能源电站i2的t0时刻控制优化决策综合指标；p
g.i3.1
、p
n.i2.1
分别为参与协控的常规发电厂i3和新能源电站i2在t0 t时刻的有功指令值，t为实时发电控制周期。
[0237]
三、电网安全运行约束为：
[0238][0239]
其中，l、g、n、tl分别为参与热备用的可控负荷集、常规发电厂集、新能源电站集、对外联络线集，l＝l1 l2、g＝g1 g2、n＝n1 n2、tl＝tl1 tl2，l2、g2、n2、tl2分别为不参与协控的可控负荷集、常规发电厂集、新能源电站集、对外联络线集；
[0240]
p
l.j4.1
＝p
′
l.j4.0
,j4∈l2
[0241]
p
g.j3.1
＝p
′
g.j3.0
,j3∈g2
[0242]
p
n.j2.1
＝p
′
n.j2.0
,j2∈n2
[0243]
p
tl.j1.1
＝p
′
tl.j1.0
,j1∈tl2
[0244]
其中，p
′
s.j4.0
、p
′
g.j3.0
、p
′
n.j2.0
、p
′
tl.j1.0
分别为t0 t时刻可控负荷j4、常规发电厂j3、新能源电站j2、对外联络线j1的有功预测值；p
l.j4.1
、p
g.j3.1
、p
n.j2.1
、p
tl.j1.1
分别为t0 t时刻可控负荷j4、常规发电厂j3、新能源电站j2、对外联络线j1的有功指令值；
[0245]
γ、f0、kf为t0时刻内网的网损系数、频率和有功静态频率特性系数；fr为内网的额定频率，εf为预设的内网频率允许偏差值；
[0246]
p
l.m4.1
、p
g.m3.1
、p
n.m2.1
、p
tl.m1.1
为参与热备用的可控负荷集、常规发电厂集、新能源电站集、对外联络线集中可控负荷m4、常规发电厂m3、新能源电站m2、对外联络线m1在t0 t时刻的有功指令值；p
l.m4.0
、p
g.m3.0
、p
n.m2.0
、p
tl.m1.0
为参与热备用的可控负荷集、常规发电厂集、新能源电站集、对外联络线集中可控负荷m4、常规发电厂m3、新能源电站m2、对外联络线m1在t0时刻的有功指令值；
[0247]
sl为电网安全稳定输电通道集，对于电网安全稳定输电通道集中的过载监视输电设备，p
sl.d.lmt.od
、p
sl.d.lmt.fd
的值相等，为按t0时刻过载监视输电设备d的功率因数不变计算得到的过载监视输电设备d的有功过载限额；对于电网安全稳定输电通道集中的过载监视稳定断面，p
sl.d.lmt.od
、p
sl.d.lmt.fd
分别为t0 t时刻稳定断面d的正向稳定限额和反向稳定限额；
[0248]
p
sl.d.0
为t0时刻电网运行状态数据下电网安全稳定输电通道集中的过载监视输电设备/稳定断d面的有功功率；s
g.d.g.m3
、s
n.d.n.m2
、s
tl.d.tl.m1
分别为t0时刻电网运行状态数据下常规发电厂m3、新能源电站m2、对外联络线m1的并网有功对电网安全稳定输电通道的有功灵敏度；
[0249]
p
g.m3.1.us
、p
g.m3.1.ds
为常规发电厂m3的常规机组中计及有效备用后常规机组上下限；p
g.m2.1.us
、p
g.m.1.ds
为新能源电站m2的新能源机组中计及有效备用后新能源机组上下限；p
g.m1.1.us
、p
g.m1.1.ds
为对外联络线m1的输送上下限；
[0250]
μu、μd分别为预设的t0 t时刻有功正备用容量系数和负备用容量系数。
[0251]
四、生成新能源电站集nz包括：若第一阶段优化后的新能源电站i2的有功指令值小于可调空间上限p
n.i2.u
，则将其纳入新能源电站集nz中；生成储能电站集sz包括：若p
s.i4.u-p
s.i4.d
》0，则将储能电站i4纳入新能源电站sz中；生成可控负荷集lz包括：若p
l.i5.u-p
l.i5.d
》0，则将可控负荷i5纳入新能源电站lz中。
[0252]
五、根据新能源电站集nz、储能电站集sz以及可控负荷集lz更新有功可调空间包括：
[0253]
判断新能源电站集nz非空且储能电站集sz或可控负荷集lz至少一个非空是否为真，若为真，则保持新能源电站集nz中新能源电站之外的新能源电站的有功指令值不变，将新能源电站集nz中第一阶段优化后的新能源场站的有功指令值作为下限，更新有功可调空间。
[0254]
判断新能源电站集nz非空且储能电站集sz或可控负荷集lz至少一个非空是否为真，若为假，则将第一阶段优化后的新能源场站、常规发电厂、储能电站以及可控负荷的有功指令值作为最终有功指令值执行。
[0255]
六、第二阶段优化目标函数为：
[0256][0257]
其中，m
n.y2
为新能源电站集nz中新能源电站y2参与置换交易的增发有功的单位功率收益，c
s.y5
为储能电站集sz中储能电站y5参与消纳新能源电站y2有功的单位功率代价，c
l.y4
为可控负荷集lz中可控负荷y4参与消纳新能源电站y2有功的单位功率代价，p
n.y2.2
、p
s.y5.2
、p
l.y4.2
分别为新能源电站y2、储能电站y5、可控负荷y4的第二阶段优化后的有功指令值，p
′
n.y2.1
为新能源电站y2的第一阶段优化后的有功指令值。
[0258]
实施例三：
[0259]
基于实施例一，本发明实施例还提供了一种储能电站和可控负荷参与调节的电网有功控制装置，包括处理器及存储介质；
[0260]
存储介质用于存储指令；
[0261]
处理器用于根据指令进行操作以执行根据上述方法的步骤。
[0262]
实施例四：
[0263]
基于实施例一，本发明实施例还提供了一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，该程序被处理器执行时实现上述方法的步骤。
[0264]
本技术提出的一种储能电站和可控负荷参与调节的电网有功控制方法，根据是否计及储能电站和可控负荷的两阶段求解策略，在新能源电站有功指令值最大化的基础上，根据受限条件计及置换或调峰辅助服务代价，实现综合效益最大化优化。阐明第一阶段不考虑储能电站和可控负荷，针对风光水火等电源协调优化控制，计及断面安全、备用要求和调峰限值等约束，求得第一阶段优化指令；第二阶段针对新能源受限但储能电站和可控负荷存在裕度的情况，在一阶段优化结果的基础上通过对储能电站和可控负荷实时置换提升新能源消纳，以电网综合效益最大为目标，计及电网和储能电站和可控负荷安全约束，求得第二阶段优化指令；以便在充分利用新能源电站、常规发电厂等多种发电资源空间和调节互补特性实现新能源消纳基础上，进一步挖掘储能电站和可控负荷辅助服务空间实现新能源最大化消纳，同时通过准确计算交易电量，为市场交易提供基础，更好地推动储能电站和可控负荷供应商积极参与新能源消纳。该方法能够实现综合效益最大化优化，具有一定的理论价值和工程价值。
[0265]
本领域内的技术人员应明白，本技术的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本技术可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本技术可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、cd-rom、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
[0266]
本技术是参照根据本技术实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
[0267]
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
[0268]
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
[0269]
以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明技术原理的前提下，还可以做出若干改进和变形，这些改进和变形也应视为本发明的保护范围。