1.本发明涉及电力系统技术领域，具体涉及一种基于源网荷储协调电力系统的优化调度方法、系统和设备。
背景技术：2.能源互联网连接能源生产和能源消费，其中，源网荷储是一种包含“电源、电网、负荷、储能、人”等各能源参与方互联的基础平台，能够实现互联网式的双向交互、平等共享及服务增值。其中，“源-网-荷-储”各环节协调互动是实现能源互联的关键功能技术。
3.随着光伏等新能源的快速发展，在网新能源发电就地消纳和存储的问题越来越突出。
4.目前，电网在不同的运行时间段执行的电价不同，尖段和峰段的电价高于平段和谷段的电价。因此，在网储能单元可以在平段和谷段充电，尖段和峰段放电，以缓解在新能源供电时，电网的波动及不稳定性。
技术实现要素：5.有鉴于此，本发明的目的在于提供一种基于源网荷储协调电力系统的优化调度方法、系统和设备，以解决现有技术中存在的在尖段或峰段对在网储能单元充电无法应对电网的波动及供应不稳定的问题。
6.根据本发明实施例的第一方面，提供一种基于源网荷储协调电力系统的优化调度方法，包括：
7.获取当前时刻在网负载的总用电功率，及，在网新能源发电单元的总发电功率；
8.比较所述总用电功率与总发电功率的大小，并，判断当前时刻所属用电时段；其中，当前时刻所属用电时段包括：尖段、峰段、平段、谷段；
9.若所述总用电功率小于或等于所述总发电功率，且当前时刻所属用电时段为尖段或峰段，控制在网储能单元待机。
10.优选地，所述方法，还包括：
11.若所述总用电功率小于或等于所述总发电功率，且当前时刻所属用电时段为平段或谷段，控制在网新能源发电单元为在网储能单元充电。
12.优选地，所述控制在网新能源发电单元为在网储能单元充电，具体为：
13.若所述总用电功率小于所述总发电功率时：
14.计算所述总发电功率与总用电功率的差值；
15.计算市电总供电功率与预设比例系数的乘积；
16.控制在网储能单元的充电功率为所述差值和乘积之和；
17.或者，
18.若所述总用电功率等于所述总发电功率时：
19.控制在网储能单元的充电功率为市电总供电功率与预设比例系数的乘积。
20.优选地，所述方法，还包括：
21.若总用电功率大于总发电功率，且当前时刻所属用电时段为尖段或峰段，控制在网储能单元放电，为在网负载补给电能。
22.优选地，所述控制在网储能单元放电，为在网负载补给电能，具体为：
23.当所述总用电功率与总发电功率的差值大于在网储能单元的最大放电功率时，控制所述在网储能单元以自身的最大放电功率放电；
24.当所述总用电功率与总发电功率的差值小于在网储能单元的最大放电功率时，控制所述在网储能单元的放电功率为所述总用电功率与总发电功率的差值。
25.优选地，所述方法，还包括：
26.若总用电功率大于总发电功率，且当前时刻所属用电时段为平段或谷段，控制市电为在网负载补充电能，并将市电多余的电能为在网储能单元充电。
27.优选地，所述控制市电为在网负载补充电能，并将市电多余的电能为在网储能单元充电，具体为：
28.控制在网储能单元的充电功率为市电总供电功率与市电为在网负载供电功率的差值；其中，所述市电为在网负载供电功率为所述总用电功率与总发电功率的差值。
29.根据本发明实施例的第二方面，提供一种基于源网荷储协调电力系统的优化调度系统，其特征在于，包括：
30.获取模块，用于获取当前时刻在网负载的总用电功率，及，在网新能源发电单元的总发电功率；
31.比较模块，用于比较所述总用电功率与总发电功率的大小，并，判断当前时刻所属用电时段；其中，当前时刻所属用电时段包括：尖段、峰段、平段、谷段；
32.控制模块，用于若所述总用电功率小于或等于所述总发电功率，且当前时刻所属用电时段为尖段或峰段，控制在网储能单元待机。
33.根据本发明实施例的第三方面，提供一种电子设备，包括：
34.处理器和存储器，其中，所述存储器中存储有程序指令；
35.所述处理器用于执行存储器中存储的程序指令，并执行上述一种基于源网荷储协调电力系统的优化调度方法。
36.根据本发明实施例的第四方面，提供一种计算机可读存储介质，包括：
37.所述计算机可读存储介质存储有至少一个指令，所述至少一个指令被处理器执行上述一种基于源网荷储协调电力系统的优化调度方法。
38.本发明的实施例提供的技术方案可以包括以下有益效果：
39.本发明通过比较当前时刻在网负载的总用电功率与在网新能源发电单元的总发电功率的大小，并结合当前时刻所属用电时段，若总用电功率小于或等于总发电功率，且用电时段为尖段或峰段，控制在网储能单元待机，由于尖段或峰段电网的波动和供应本来就不稳定，若此时对在网储能单元充电，会造总用电功率急剧上升，严重影响电网的稳定，因此本技术中控制储能单元待机，且时刻准备着为在网负载补给电能，能够有效地减小电网的波动、市电供应的峰谷差、减小峰谷比，得到在网储能单元的最优化运行策略，实现了源网荷储之间的柔性调节和控制。
40.应当理解的是，以上的一般描述和后文的细节描述仅是示例性和解释性的，并不
能限制本发明。
附图说明
41.此处的附图被并入说明书中并构成本说明书的一部分，示出了符合本发明的实施例，并与说明书一起用于解释本发明的原理。
42.图1是根据一示例性实施例示出的一种基于源网荷储协调电力系统的优化调度方法的流程图；
43.图2是根据一示例性实施例示出的一种基于源网荷储协调电力系统的电气系统示意图；
44.图3是根据另一示例性实施例示出的一种基于源网荷储协调电力系统的优化调度方法的流程图；
45.图4是根据一示例性实施例示出的一种基于源网荷储协调电力系统的优化调度系统图。
具体实施方式
46.这里将详细地对示例性实施例进行说明，其示例表示在附图中。下面的描述涉及附图时，除非另有表示，不同附图中的相同数字表示相同或相似的要素。以下示例性实施例中所描述的实施方式并不代表与本发明相一致的所有实施方式。相反，它们仅是与如所附权利要求书中所详述的、本发明的一些方面相一致的装置和方法的例子。
47.实施例一
48.图1是根据一示例性实施例示出的一种基于源网荷储协调电力系统的优化调度方法的流程图，如图1所示，该方法包括：
49.步骤s11、获取当前时刻在网负载的总用电功率，及，在网新能源发电单元的总发电功率；
50.步骤s12、比较所述总用电功率与总发电功率的大小，并，判断当前时刻所属用电时段；其中，当前时刻所属用电时段包括：尖段、峰段、平段、谷段；
51.步骤s13、若所述总用电功率小于或等于所述总发电功率，且当前时刻所属用电时段为尖段或峰段，控制在网储能单元待机。
52.需要说明的是，本实施例提供的技术方案，适用于如图2所示的源网荷储协调电力系统中，用于新能源就地消纳、存储以及能源分配等情况。
53.参见图2，在源网荷储协调电力系统中，包括：多个新能源发电单元(由于篇幅有限，图2中只示出了一个)，多个负载(如图2中的负载1，负载2，负载3.....负载n)，多个储能单元。正常工作情况下，由在网新能源发电单元(包括但不限于光伏发电单元、风力发电单元、地热发电单元等)为在网负载供电，当在网新能源发电单元发电功率不足时，由在网储能单元进行补充放电，以保证负载的正常用电。
54.参见图2，当前时刻在网负载的总用电功率为负载1、负载2
……
负载n的用电功率之和；在网新能源发电单元的总发电功率为光伏发电单元、风力发电单元、地热发电单元等所有在网新能源发电单元的发电功率之和。发电可以为直流电也可通过逆变器将直流电转化为交流电。
55.需要说明的是，根据所属用电时段、电价以及用电情况，将一天分为4各阶段，即：尖段、峰段、平段、谷段。可以根据情况7：00-11：00、19:00-23:00是峰段，11：00-19：00是平段，23:00-第二天7：00是谷段，尖段在峰段内。其中，尖段、峰段、平段、谷段的用电时段可以根据所在区域的用电实际情况进行相应的调节。
56.在具体实践中，首先设定进行时间段，并根据电价以及用电情况，将时间分为尖段、峰段、平段、谷段等。通过对当前时刻在网负载(点d、e
……
n)的总用电功率进行检测及汇总p
负
，并统计在网新能源发电单元的总发电功率p
发
。同时，每t秒(为可调参数，可默认为10秒)判断一次p
负
与p
发
的大小关系，并根据当前时刻所属用电时段信息调节储能单元的运行策略，如：储能单元充电、放电、待机等。
57.可以理解的是，本实施例提供的技术方案，通过比较当前时刻在网负载的总用电功率与在网新能源发电单元的总发电功率的大小，并结合当前时刻所属用电时段，若总用电功率小于或等于总发电功率，且用电时段为尖段或峰段，控制在网储能单元待机，由于尖段或峰段电网的波动和供应本来就不稳定，若此时对在网储能单元充电，会造总用电功率急剧上升，严重影响电网的稳定，因此本技术中控制储能单元待机，且时刻准备着为在网负载补给电能，能够有效地减小电网的波动、市电供应的峰谷差、减小峰谷比，得到在网储能单元的最优化运行策略，实现了源网荷储之间的柔性调节和控制。
58.步骤s13中“若所述总用电功率小于或等于所述总发电功率，且当前时刻所属用电时段为尖段或峰段，控制在网储能单元待机”在具体实践中，还包括：
59.1、若总用电功率p
用
小于等于总发电功率p
发
，且当前时刻所属用电时段为平段或谷段，控制在网新能源发电单元为在网储能单元充电。
60.在具体实践中，所述控制在网新能源发电单元为在网储能单元充电，具体为：
61.1)若总用电功率p
用
小于总发电功率p
发
时：
62.计算所述总发电功率p
发
与总用电功率p
用
的差值；
63.计算市电总供电功率p与预设比例系数k的乘积；
64.控制在网储能单元p
储
的充电功率为所述差值和乘积之和。
65.需要说明的是，本实施例提供的技术方案为：p
储
＝(p
发-p
用
)+p
×
k。其中，k在0.1-0.8之间，这里主要是考虑了市电变压器以及当前时刻在网负载的总用电功率的使用经验情况。变压器一般使用系数在0.85左右，考虑变压器的最新负载以及最大负载情况，变压器一般有0.1-0.8的余量可以给储能系统充电。
66.2)若总用电功率p
用
等于总发电功率p
发
时：
67.控制在网储能单元p
储
的充电功率为市电总供电功率p与预设比例系数k的乘积。
68.需要说明的是，本实施例提供的技术方案为：p
储
＝p
×
k，例如，若市电总供电功率p为1000w，预设比例系数k根据历史使用经验情况，k的取值范围在0.1-0.8之间，即p
储
取值范围在[100w，800w]之间。
[0069]
2、在具体实践中，所述方法，还包括：
[0070]
若总用电功率p
用
大于总发电功率p
发
，且当前时刻所属用电时段为尖段或峰段，控制在网储能单元p
储
放电，为在网负载补给电能。
[0071]
1)所述控制在网储能单元p
储
放电，为在网负载补给电能，具体为：
[0072]
当所述总用电功率p
用
与总发电功率p
发
的差值大于在网储能单元p
储
的最大放电功
率时，控制所述在网储能单元p
储
以自身的最大放电功率放电；
[0073]
即：若p
用-p
发
＞p
储max
，则p
储
＝p
储max
；
[0074]
2)当所述总用电功率p
用
与总发电功率p
发
的差值小于在网储能单元p
储
的最大放电功率时，控制所述在网储能单元p
储
的放电功率为所述总用电功率p
用
与总发电功率p
发
的差值；即：若p
用-p
发
≤p
储max
，则p
储
＝p
用-p
发
。
[0075]
3、在具体实践中，所述方法，还包括：
[0076]
1)若总用电功率p
用
大于总发电功率p
发
，且当前时刻所属用电时段为平段或谷段，控制市电为在网负载补充电能，并将市电多余的电能为在网储能单元p
储
充电，具体为：
[0077]
控制在网储能单元p
储
的充电功率为市电总供电功率p与市电为在网负载供电功率的差值；其中，所述市电为在网负载供电功率为所述总用电功率p
用
与总发电功率p
发
的差值；即：p
储
＝p-(p
用-p
发
)。
[0078]
可以理解的是，本实施例提供的技术方案，通过比较p
用
、p
发
、p
储
、p的大小关系并进行分类，且根据当前时刻所属用电时段控制在网储能单元p
储
充电、放电或待机，实现了储能系统的最优化运行策略，且能够减少峰谷比，实现平滑供电。
[0079]
基于上面论述可知，本发明的技术方案有多种实现方式，图3是根据另一示例性实施例示出的一种基于源网荷储协调电力系统的优化调度方法的流程图，如图3所示，该方法包括：
[0080]
步骤s21、获取当前时刻在网负载的总用电功率，及，在网新能源发电单元的总发电功率；
[0081]
步骤s22、比较所述总用电功率与总发电功率的大小，并，判断当前时刻所属用电时段；
[0082]
步骤s23、若总用电功率大于总发电功率，且当前时刻所属用电时段为尖段或峰段，控制在网储能单元放电，为在网负载补给电能；
[0083]
步骤s24、若总用电功率大于总发电功率，且当前时刻所属用电时段为平段或谷段，控制市电为在网负载补充电能，并将市电多余的电能为在网储能单元充电；
[0084]
步骤s25、若总用电功率小于总发电功率，且当前时刻所属用电时段为尖段或峰段，控制在网储能单元待机；
[0085]
步骤s26、若总用电功率小于总发电功率，且当前时刻所属用电时段为平段或谷段，控制在网新能源发电单元为在网储能单元充电，网储能单元充电；
[0086]
步骤s27、若总用电功率等于总发电功率，且当前时刻所属用电时段为尖段或峰段，控制在网储能单元待机；
[0087]
步骤s28、若总用电功率等于总发电功率，且当前时刻所属用电时段为平段或谷段，控制在网新能源发电单元为在网储能单元充电。
[0088]
可以理解的是，本实施例提供的技术方案，在不同的用电情况下，采用不同的供电策略，保证了负载的正常运行，同时能够减小市电供应的峰谷差、减小峰谷比，得到在网储能单元的最优化运行策略，实现了源网荷储之间的柔性调节和控制。
[0089]
实施例二
[0090]
图4是根据一示例性实施例示出的一种基于源网荷储协调电力系统的优化调度系统400，如图4所示，该系统包括：
[0091]
获取模块401，用于获取当前时刻在网负载的总用电功率，及，在网新能源发电单元的总发电功率；
[0092]
比较模块402，用于比较所述总用电功率与总发电功率的大小，并，判断当前时刻所属用电时段；其中，当前时刻所属用电时段包括：尖段、峰段、平段、谷段；
[0093]
控制模块403，用于若所述总用电功率小于或等于所述总发电功率，且当前时刻所属用电时段为尖段或峰段，控制在网储能单元待机。
[0094]
需要说明的是，本实施例提供的技术方案，适用于如图2所示的源网荷储协调电力系统中。
[0095]
可以理解的是，本实施例提供的技术方案，获取模块401，用于获取当前时刻在网负载的总用电功率，及，在网新能源发电单元的总发电功率，比较模块402，用于比较所述总用电功率与总发电功率的大小，并，判断当前时刻所属用电时段，其中，当前时刻所属用电时段包括：尖段、峰段、平段、谷段，控制模块403，用于若所述总用电功率小于或等于所述总发电功率，且当前时刻所属用电时段为尖段或峰段，控制在网储能单元待机，由于尖段或峰段电网的波动和供应本来就不稳定，若此时对在网储能单元充电，会造总用电功率急剧上升，严重影响电网的稳定，因此本技术中控制储能单元待机，且时刻准备着为在网负载补给电能，能够有效地减小电网的波动、市电供应的峰谷差、减小峰谷比，得到在网储能单元的最优化运行策略，实现了源网荷储之间的柔性调节和控制。
[0096]
实施例三
[0097]
本实施例提供一种电子设备，包括：
[0098]
处理器和存储器，其中，所述存储器中存储有程序指令；
[0099]
所述处理器用于执行存储器中存储的程序指令，并执行上述基于源网荷储协调电力系统的优化调度方法。
[0100]
需要说明的是，本实施例中各模块的实现方式及有益效果，可参见实施例一中相关步骤的介绍，本实施例不再赘述。
[0101]
实施例四
[0102]
本实施例提供一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有至少一个指令，所述至少一个指令被处理器执行时实现上所述的基于源网荷储协调电力系统的优化调度方法。
[0103]
需要说明的是，本实施例中各模块的实现方式及有益效果，可参见实施例一中相关步骤的介绍，本实施例不再赘述。
[0104]
可以理解的是，上述各实施例中相同或相似部分可以相互参考，在一些实施例中未详细说明的内容可以参见其他实施例中相同或相似的内容。
[0105]
需要说明的是，在本发明的描述中，术语“第一”、“第二”等仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。此外，在本发明的描述中，除非另有说明，“多个”的含义是指至少两个。
[0106]
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特定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，并且本发明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，这应被本发明
的实施例所属技术领域的技术人员所理解。
[0107]
应当理解，本发明的各部分可以用硬件、软件、固件或它们的组合来实现。在上述实施方式中，多个步骤或方法可以用存储在存储器中且由合适的指令执行系统执行的软件或固件来实现。例如，如果用硬件来实现，和在另一实施方式中一样，可用本领域公知的下列技术中的任一项或他们的组合来实现：具有用于对数据信号实现逻辑功能的逻辑门电路的离散逻辑电路，具有合适的组合逻辑门电路的专用集成电路，可编程门阵列(pga)，现场可编程门阵列(fpga)等。
[0108]
本技术领域的普通技术人员可以理解实现上述实施例方法携带的全部或部分步骤是可以通过程序来指令相关的硬件完成，所述的程序可以存储于一种计算机可读存储介质中，该程序在执行时，包括方法实施例的步骤之一或其组合。
[0109]
此外，在本发明各个实施例中的各功能单元可以集成在一个处理模块中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个模块中。上述集成的模块既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能模块的形式实现。所述集成的模块如果以软件功能模块的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，也可以存储在一个计算机可读取存储介质中。
[0110]
上述提到的存储介质可以是只读存储器，磁盘或光盘等。
[0111]
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发明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一定指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何的一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。
[0112]
尽管上面已经示出和描述了本发明的实施例，可以理解的是，上述实施例是示例性的，不能理解为对本发明的限制，本领域的普通技术人员在本发明的范围内可以对上述实施例进行变化、修改、替换和变型。
技术特征：1.一种基于源网荷储协调电力系统的优化调度方法，其特征在于，包括：获取当前时刻在网负载的总用电功率，及，在网新能源发电单元的总发电功率；比较所述总用电功率与总发电功率的大小，并，判断当前时刻所属用电时段；其中，当前时刻所属用电时段包括：尖段、峰段、平段、谷段；若所述总用电功率小于或等于所述总发电功率，且当前时刻所属用电时段为尖段或峰段，控制在网储能单元待机。2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，还包括：若所述总用电功率小于或等于所述总发电功率，且当前时刻所属用电时段为平段或谷段，控制在网新能源发电单元为在网储能单元充电。3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述控制在网新能源发电单元为在网储能单元充电，具体为：若所述总用电功率小于所述总发电功率时：计算所述总发电功率与总用电功率的差值；计算市电总供电功率与预设比例系数的乘积；控制在网储能单元的充电功率为所述差值和乘积之和；或者，若所述总用电功率等于所述总发电功率时：控制在网储能单元的充电功率为市电总供电功率与预设比例系数的乘积。4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，还包括：若总用电功率大于总发电功率，且当前时刻所属用电时段为尖段或峰段，控制在网储能单元放电，为在网负载补给电能。5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述控制在网储能单元放电，为在网负载补给电能，具体为：当所述总用电功率与总发电功率的差值大于在网储能单元的最大放电功率时，控制所述在网储能单元以自身的最大放电功率放电；当所述总用电功率与总发电功率的差值小于在网储能单元的最大放电功率时，控制所述在网储能单元的放电功率为所述总用电功率与总发电功率的差值。6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，还包括：若总用电功率大于总发电功率，且当前时刻所属用电时段为平段或谷段，控制市电为在网负载补充电能，并将市电多余的电能为在网储能单元充电。7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所述控制市电为在网负载补充电能，并将市电多余的电能为在网储能单元充电，具体为：控制在网储能单元的充电功率为市电总供电功率与市电为在网负载供电功率的差值；其中，所述市电为在网负载供电功率为所述总用电功率与总发电功率的差值。8.一种基于源网荷储协调电力系统的优化调度系统，其特征在于，包括：获取模块，用于获取当前时刻在网负载的总用电功率，及，在网新能源发电单元的总发电功率；比较模块，用于比较所述总用电功率与总发电功率的大小，并，判断当前时刻所属用电时段；其中，当前时刻所属用电时段包括：尖段、峰段、平段、谷段；
控制模块，用于若所述总用电功率小于或等于所述总发电功率，且当前时刻所属用电时段为尖段或峰段，控制在网储能单元待机。9.一种电子设备，其特征在于，包括：处理器和存储器，其中，所述存储器中存储有程序指令；所述处理器用于执行存储器中存储的程序指令，并执行如权利要求1～7任一项所述基于源网荷储协调电力系统的优化调度方法。10.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述计算机可读存储介质存储有至少一个指令，所述至少一个指令被处理器执行时实现如权利要求1～7中任意一项所述的基于源网荷储协调电力系统的优化调度方法。
技术总结本发明涉及电力系统技术领域，具体涉及一种基于源网荷储协调电力系统的优化调度方法、系统和设备，本发明通过比较当前时刻在网负载的总用电功率与在网新能源发电单元的总发电功率的大小，并结合当前时刻所属用电时段，若总用电功率小于或等于总发电功率，且用电时段为尖段或峰段，控制在网储能单元待机，由于尖段或峰段电网的波动和供应本来就不稳定，若此时对在网储能单元充电，会造总用电功率急剧上升，严重影响电网的稳定，因此本申请中控制储能单元待机，且时刻准备着为在网负载补给电能，能够有效地减小电网的波动、市电供应的峰谷差、减小峰谷比，得到在网储能单元的最优化运行策略，实现了源网荷储之间的柔性调节和控制。制。制。
技术研发人员：赖元华 刘秤明 袁金荣 林宝伟 车伏龙
受保护的技术使用者：国创能源互联网创新中心（广东）有限公司
技术研发日：2022.07.25
技术公布日：2022/11/1
