一种电力补偿用调峰辅助方法及系统与流程

本发明属于电力调峰，具体地，涉及一种电力补偿用调峰辅助系统及方法。

背景技术：

1、随着社会的进步和用电用户的不断增加，用户用电量在不断的增加，且由于用户用电相对集中，导致用电峰谷现象的出现，削峰填谷作为调整用电负荷的一种措施，通过根据不同用户的用电规律，合理地、有计划地安排和组织各类用户的用电时间，以降低负荷高峰，填补负荷低谷，减小电网负荷峰谷差，使发电、用电趋于平衡。

2、现有技术1“储能式电网调峰系统”(cn111799824a)包括与电网连接的储能设备、电网调峰控制器ii和管理平台；每个所述电网调峰控制器ii设置有唯一的id代码，所有所述id代码由管理平台统一分组管理，所述管理平台接收电网调度计算的当前电网的实时负荷和预计负荷相差的差值百分数差值a并发送给电网调峰控制器ii，所述电网调峰控制器ii在管理平台差值a的指令下，按照id代码的优先级和分组有序的对储能设备进行充电以增加电网的用电量或将储能设备存储的电量反馈给电网；现有技术利用管理平台和电网调峰控制器ii之间的双向通讯，实现用电端在电网低谷时段多用电，在高峰时段少用电和反馈电，降低电网峰谷差，使发电、供电、用电更加平稳、稳定、安全、经济。

3、在发电量不足的情况下，需要对用电负荷进行人为有计划的调整控制，随着绿色能源，比如风电、水电、光电的发展，极大的提高了发电量，可以有效解决用户用电不足的问题，但是风电、水电、光电等绿色能源易受到环境影响，导致发电量不均匀，往往需要进行储能装置对电能进行转化存储，在用电过程中，通常用电低谷时采用蓄能的方式进行电能转化存储，这样无法实现电能的及时转化存储，容易出现多余电量浪费的情况。

技术实现思路

1、为解决现有技术中存在的不足，本发明提供一种电力补偿用调峰辅助方法及系统，以电网余荷相对排序为启发点对发电厂出力进行分配，从而获得日全时段用电量标准预测值；通过将日全时段用电量标准预测值和发电厂的发电量预测值进行实时对比，实现了用电低谷时发电厂的多余电能的及时转化存储，在保证用户正常用电的基础上，有效降低多余电量浪费情况。

2、本发明采用如下的技术方案。

3、一种电力补偿用调峰辅助方法，获取发电厂的发电量预测值进行多电网之间的协同调峰，包括：

4、步骤1，基于二次规划算法，分别构建高峰时段电网余荷模型和低谷时段电网余荷模型；基于高峰、低谷时段的电网余荷最小构建调峰目标模型；

5、步骤2，基于调峰目标模型确定发电厂的网间出力分配目标模型；

6、步骤3，对于任一电网，获取电网的受电量和出力之间的偏差，并提取电网中出力正偏差最大值对应的时段作为第一调峰时段；对电网逐次切负荷得到按照时段排序的电网余荷，将所述电网余荷按照从大至小的顺序进行排序得到余荷相对排序；从余荷相对排序中提取所述第一调峰时段对应余荷的排序序位；

7、步骤4，对于多个电网，重复执行步骤3得到多个第一调峰时段对应余荷的排序序位，按照电网编号将所述排序序位构成全网余荷序列；

8、步骤5，从全网余荷序列中找出排序序位最大值，所述排序序位最大值对应的电网作为调峰电网；

9、步骤6，获取调峰电网余荷的最大值对应的出力负偏差对应的时段作为第二调峰时段；

10、步骤7，根据第一调峰时段和第二调峰时段的出力偏差确定调峰电网的出力修正幅度；基于发电厂的网间出力分配目标模型，利用所述出力修正幅度重新分配各发电厂向调峰电网的出力，并更新调峰电网余荷，得到日全时段用电量标准预测值；

11、步骤8，当发电厂的发电量预测值大于日全时段用电量标准预测值时，将发电厂的多余发电量进行储能；当发电厂的发电量预测值小于日全时段用电量标准预测值时，利用存储的电能进行补偿调控。

12、根据电网余荷方差或均方差最小，分别构建高峰、低谷时段的电网余荷最小目标模型。

13、g号电网的调峰目标模型min fg可表示为：

14、min fg＝w′gf′g+w″gf″g

15、式中，

16、w′g、w″h分别为g号电网在高峰时段、低谷时段的目标权重，取值由发电厂发电情况和电网负荷特点决定。

17、将g号电网高峰时段电网余荷模型和低谷时段电网余荷模型代入g号电网的调峰目标模型中，得到m号发电厂的网间出力分配目标模型。

18、对于调峰电网g′，m号发电厂在第一调峰时段t1送至g′号电网的出力pm,g′,t1修正为pm,g′,t1＝pm,g′,t1-pe，m号发电厂在第二调峰时段t2送至g′号电网的出力pm,g′,t2修正为pm,g′,t2＝pm,g′,t2+pe；其中pe为出力修正幅度。

19、本发明还提出了一种电力补偿用调峰辅助系统，包括：模拟分析模块，线路分析模块；

20、模拟分析模块包括数据分析子模块，调峰分析子模块，标准值拟定子模块；

21、数据分析子模块，用于基于二次规划算法，分别构建高峰时段电网余荷模型和低谷时段电网余荷模型；基于高峰、低谷时段的电网余荷最小构建调峰目标模型；基于调峰目标模型确定发电厂的网间出力分配目标模型；

22、调峰分析子模块，用于对于任一电网，获取电网的受电量和出力之间的偏差，并提取电网中出力正偏差最大值对应的时段作为第一调峰时段；对电网逐次切负荷得到按照时段排序的电网余荷，将所述电网余荷按照从大至小的顺序进行排序得到余荷相对排序；从余荷相对排序中提取所述第一调峰时段对应余荷的排序序位；对于多个电网，重复执行步骤3得到多个第一调峰时段对应余荷的排序序位，按照电网编号将所述排序序位构成全网余荷序列；从全网余荷序列中找出排序序位最大值，所述排序序位最大值对应的电网作为调峰电网；获取调峰电网余荷的最大值对应的出力负偏差对应的时段作为第二调峰时段；根据第一调峰时段和第二调峰时段的出力偏差确定调峰电网的出力修正幅度；

23、标准值拟定子模块，用于基于发电厂的网间出力分配目标模型，利用所述出力修正幅度重新分配各发电厂向调峰电网的出力，并更新调峰电网余荷，得到日全时段用电量标准预测值；

24、线路分析模块，用于当发电厂的发电量预测值大于日全时段用电量标准预测值时，将发电厂的多余发电量进行储能；当发电厂的发电量预测值小于日全时段用电量标准预测值时，利用存储的电能进行补偿调控。

25、数据分析子模块包括：数据采集单元，调峰目标模型单元，网间出力分配目标模型单元；其中，

26、数据采集单元，用于获取各电网余荷；

27、调峰目标模型单元，用于基于二次规划算法，分别构建高峰时段电网余荷模型和低谷时段电网余荷模型；根据电网余荷方差或均方差最小，分别构建高峰、低谷时段的电网余荷最小目标模型，基于高峰、低谷时段的电网余荷最小构建调峰目标模型；

28、网间出力分配目标模型单元，用于将g号电网高峰时段电网余荷模型和低谷时段电网余荷模型代入g号电网的调峰目标模型中，得到m号发电厂的网间出力分配目标模型。

29、调峰分析子模块，还用于对于调峰电网g′，m号发电厂在第一调峰时段t1送至g′号电网的出力pm,g′,t1修正为pm,g′,t1＝pm,g′,t1-pe，m号发电厂在第二调峰时段t2送至g′号电网的出力pm,g′,t2修正为pm,g′,t2＝pm,g′,t2+pe；其中pe为出力修正幅度。

30、线路分析模块包括：储能控制单元，储能调配单元，标准值比较单元；

31、标准值比较单元，用于对发电厂的发电量预测值荷日全时段用电量标准预测值进行比较；

32、储能控制单元，用于发电厂的发电量预测值大于日全时段用电量标准预测值时，发出储能指令；

33、储能调配模块，用于发电厂的发电量预测值小于日全时段用电量标准预测值时，发出补偿指令。

34、所述系统还包括：储能模块，供电模块；

35、储能模块，用于接收储能指令，将发电厂的多余发电量进行储能；

36、供电模块，用于接收补偿指令，利用存储的电能进行补偿调控。

37、储能模块包括蓄能监测单元，储能单元，供电调控单元；

38、蓄能监测单元，用于对储能单元中转化储存的电能进行统计；

39、供电调控单元，用于接收补偿指令，将转化存储的电能进行电能转化后输送到供电模块中。

40、供电模块包括发电对接单元，电网供能单元和储能对接单元；

41、发电对接单元，用于将发电厂输出电能与电网供能单元对接，进行电力输送；

42、电网供能单元，用于将电能输送到电网中；

43、储能对接单元，用于将供电调控单元产生的电能与电网供能单元对接，进行电力输送，并将储能单元与发电对接单元对接，进行电能转化存储。

44、本发明的有益效果在于，与现有技术相比，

45、本发明通过对电网的用电高峰和低谷预测，并对接入电网中的各类型发电厂的发电功率进行统一的规划，在用电低谷时，将发电厂发出的多余电量送入储能系统中进行存储。避免了发电量的浪费。在用电高峰时，当电网中所有的发电厂满负荷运转时，还不能满足电网运行负荷时，可以将之前存入储能系统中的电量反向输入电网，从而保证电网的稳定运行，实现电网的调峰。

46、本发明采用的方法，能够更加精确的预测电网的负荷，对不同类型的发电厂发电量进行预测，统一的调配所有发电厂以及储能系统的组合运行。保证了电力的不浪费以及电网的稳定运行。

47、本发明通过日全时段用电量标准预测值和发电厂的时段发电预测量的实时对比，实现发电厂日全时段的发电量监控，在保证用户正常用电的基础上，为发电厂发出的多余电能进行转化存储，且通过日全时段用电量标准预测值和发电厂的时段发电预测量进行对比的方式，实现存储电能的调配，在发电厂发出电能不足时，进行补偿，进一步保证用户的正常用电。

48、本发明通过将日全时段用电量标准预测值和发电厂的时段发电预测量进行对比，在发电厂供电量不足时，控制储能模块通过储能对接模块将存储的电能输送到电网中，进行电力补偿，进一步保证用户的正常用电，为绿色能源使用的稳定性提供保障。