本發(fā)明屬于電廠調度，具體涉及一種多時間尺度的光伏儲能虛擬電廠調控優(yōu)化方法及系統(tǒng)。

背景技術：

1、本部分的陳述僅僅是提供了與本發(fā)明相關的背景技術信息，不必然構成在先技術。

2、隨著電力技術的發(fā)展，光伏發(fā)電和儲能技術在電力系統(tǒng)中的應用越來越廣泛。然而，在光伏儲能系統(tǒng)和虛擬電廠的整合及應用中存在諸多問題，影響了其在電力系統(tǒng)中的穩(wěn)定運行和經(jīng)濟效益。

3、目前光伏和儲能系統(tǒng)的獨立運行模式較為常見，缺乏將多種分布式能源集成到虛擬電廠(vpp)中的有效方法，無法實現(xiàn)資源的優(yōu)化配置和統(tǒng)一調控，導致電力系統(tǒng)的運行效率低、調度靈活性差。隨著分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)大量的接入配電網(wǎng)，尤其是在農村電網(wǎng)中，供電半徑長且負荷相對穩(wěn)定，光伏發(fā)電的隨機性和間歇性使得電壓優(yōu)化控制難度大幅增加；頻繁的電壓波動影響電網(wǎng)穩(wěn)定性和供電質量，可能損害用戶設備并增加電能損耗。

4、現(xiàn)有技術缺乏在多時間尺度下對儲能系統(tǒng)的有效調控手段，尤其是在應對光伏發(fā)電波動方面，無法充分發(fā)揮儲能系統(tǒng)的調節(jié)作用，影響電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性和可靠性。缺少慣量及一次調頻支撐能力對光伏發(fā)電單元和儲能系統(tǒng)的慣量及一次調頻支撐能力的在線評估；在電網(wǎng)頻率波動時，缺乏有效的慣量支撐和調頻能力，影響電力系統(tǒng)的穩(wěn)定運行。在現(xiàn)有配電網(wǎng)不增加新的無功電源的前提下，難以實現(xiàn)分布式光伏的最大程度消納和經(jīng)濟優(yōu)化調度，無法充分利用電價信息和負荷預測，導致儲能系統(tǒng)運行成本高、經(jīng)濟效益低。

技術實現(xiàn)思路

1、為解決上述問題，本發(fā)明提出了一種多時間尺度的光伏儲能虛擬電廠調控優(yōu)化方法及系統(tǒng)，將光伏發(fā)電和儲能系統(tǒng)集成到虛擬電廠中，通過對虛擬電廠的慣量及一次調頻支撐能力進行在線評估，實現(xiàn)虛擬電廠的調控，完成電力資源的優(yōu)化配置，提高電力系統(tǒng)運行的穩(wěn)定可靠性。

2、根據(jù)一些實施例，本發(fā)明的第一方案提供了一種多時間尺度的光伏儲能虛擬電廠調控優(yōu)化方法，采用如下技術方案：

3、一種多時間尺度的光伏儲能虛擬電廠調控優(yōu)化方法，包括：

4、獲取虛擬電廠中的光伏發(fā)電單元和儲能系統(tǒng)的實時運行數(shù)據(jù)；

5、基于所獲取的實時運行數(shù)據(jù)進行光伏儲能虛擬電廠的多時間尺度調控，得到光伏發(fā)電單元和儲能系統(tǒng)的分層調控策略；

6、根據(jù)所得到的分層調控策略構建光伏發(fā)電單元和儲能系統(tǒng)的慣量模型；

7、基于所構建的慣量模型實時監(jiān)測光伏發(fā)電單元和儲能系統(tǒng)的輸出功率，結合輸出功率的實時監(jiān)測結果來評估慣量和一次調頻能力；

8、根據(jù)慣量和一次調頻能力的評估結果進行光伏儲能虛擬電廠的分級優(yōu)化，實現(xiàn)多時間尺度的光伏虛擬電廠調控優(yōu)化。

9、作為進一步的技術限定，在所述多時間尺度調控的過程中，根據(jù)光伏儲能虛擬電廠的動態(tài)響應時間進行光伏發(fā)電單元和儲能系統(tǒng)的分層調控；所述多時間尺度包括短時間尺度、中時間尺度和長時間尺度。

10、進一步的，當動態(tài)響應時間在秒級到分鐘級時屬于短時間尺度，則實時監(jiān)測光伏發(fā)電單元的發(fā)電量，基于自適應控制策略調節(jié)儲能系統(tǒng)功率；當動態(tài)響應時間在分鐘級到小時級時屬于中時間尺度，則基于機器學習預測未來幾小時的光伏發(fā)電單元的輸出功率，根據(jù)輸出功率預測值調儲能系統(tǒng)的充放電計劃，實現(xiàn)虛擬電廠的需求側管理；當動態(tài)響應時間在小時級到年度級別甚至年度級別以上時屬于長時間尺度，則對光伏發(fā)電單元和儲能系統(tǒng)進行長期需求預測，根據(jù)預測結果進行資源的優(yōu)化配置。

11、作為進一步的技術限定，在構建光伏發(fā)電單元和儲能系統(tǒng)的慣量模型的過程中，分別構建光伏發(fā)電單元慣量模型和儲能系統(tǒng)慣量模型，所構建的光伏發(fā)電單元慣量模型至少與光照強度、所處環(huán)境溫度和時間延遲相關，所構建的儲能系統(tǒng)慣量模型與儲能系統(tǒng)內阻、開路電壓、充放電狀態(tài)和荷電狀態(tài)相關。

12、作為進一步的技術限定，根據(jù)所構建的慣量模型實時監(jiān)測光伏發(fā)電單元和儲能系統(tǒng)的輸出功率，得到模擬電網(wǎng)的頻率變化，調整光伏發(fā)電單元和儲能系統(tǒng)輸出功率的調整速度和幅度，得到用于評估慣量和一次調頻能力的調頻響應指標。

13、作為進一步的技術限定，所述評價結果至少包括電壓超出安全范圍、響應速度不足和電網(wǎng)穩(wěn)定性不達標；當電壓超過安全范圍時，通過調整儲能系統(tǒng)的放電量使得電壓回到安全范圍；當響應速度不足時，通過優(yōu)化算法調整儲能系統(tǒng)的反應速度；當電網(wǎng)穩(wěn)定性不達標時，根據(jù)電網(wǎng)不穩(wěn)定的原因調整儲能系統(tǒng)容量或者重新進行電網(wǎng)的調度。

14、根據(jù)一些實施例，本發(fā)明的第二方案提供了一種多時間尺度的光伏儲能虛擬電廠調控優(yōu)化系統(tǒng)，采用如下技術方案：

15、一種多時間尺度的光伏儲能虛擬電廠調控優(yōu)化系統(tǒng)，包括：

16、獲取模塊，其被配置為獲取虛擬電廠中的光伏發(fā)電單元和儲能系統(tǒng)的實時運行數(shù)據(jù)；

17、調控模塊，其被配置為基于所獲取的實時運行數(shù)據(jù)進行光伏儲能虛擬電廠的多時間尺度調控，得到光伏發(fā)電單元和儲能系統(tǒng)的分層調控策略；

18、構建模塊，其被配置為根據(jù)所得到的分層調控策略構建光伏發(fā)電單元和儲能系統(tǒng)的慣量模型；

19、評估模塊，其被配置為基于所構建的慣量模型實時監(jiān)測光伏發(fā)電單元和儲能系統(tǒng)的輸出功率，結合輸出功率的實時監(jiān)測結果來評估慣量和一次調頻能力；

20、優(yōu)化模塊，其被配置為根據(jù)慣量和一次調頻能力的評估結果進行光伏儲能虛擬電廠的分級優(yōu)化，實現(xiàn)多時間尺度的光伏虛擬電廠調控優(yōu)化。

21、根據(jù)一些實施例，本發(fā)明的第三方案提供了一種計算機可讀存儲介質，采用如下技術方案：

22、一種計算機可讀存儲介質，其上存儲有程序，該程序被處理器執(zhí)行時實現(xiàn)如本發(fā)明第一方案所述的一種多時間尺度的光伏儲能虛擬電廠調控優(yōu)化方法中的步驟。

23、根據(jù)一些實施例，本發(fā)明的第四方案提供了一種電子設備，采用如下技術方案：

24、一種電子設備，包括存儲器、處理器及存儲在存儲器上并在處理器上運行的程序，所述處理器執(zhí)行所述程序時實現(xiàn)如本發(fā)明第一方案所述的一種多時間尺度的光伏儲能虛擬電廠調控優(yōu)化方法中的步驟。

25、根據(jù)一些實施例，本發(fā)明的第五方案提供了一種計算機程序產(chǎn)品，采用如下技術方案：

26、一種計算機程序產(chǎn)品，包括軟件代碼，所述軟件代碼中的程序執(zhí)行如本發(fā)明第一方案所述的一種多時間尺度的光伏儲能虛擬電廠調控優(yōu)化方法中的步驟。

27、與現(xiàn)有技術相比，本發(fā)明的有益效果為：

28、本發(fā)明基于電價進行虛擬電廠的多時間尺度調控優(yōu)化，解決了現(xiàn)有技術中光伏儲能系統(tǒng)和虛擬電廠集成應用所存在的難題，通過多時間尺度的調控實時調節(jié)光伏儲能系統(tǒng)的輸出，有效平滑光伏發(fā)電的波動，減少了對電網(wǎng)的沖擊，顯著提高電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性和可靠性；

29、本發(fā)明采用分層分級的電壓優(yōu)化控制策略，在不增加新的無功電源的前提下，顯著改善了配電網(wǎng)的電壓控制問題，確保分布式光伏并網(wǎng)點的電壓在安全范圍內，減少因過電壓導致的設備損壞和電能損耗，降低配電網(wǎng)的運行和維護成本；

30、本發(fā)明通過在線評估光伏發(fā)電單元和儲能系統(tǒng)的慣量及一次調頻能力，根據(jù)評估結果動態(tài)調整儲能系統(tǒng)的輸出功率，提供有效的慣量支撐，增強了電力系統(tǒng)的調頻能力，確保電網(wǎng)頻率穩(wěn)定；

31、本發(fā)明結合電價信息和負荷預測，優(yōu)化儲能系統(tǒng)的充放電計劃，在提高分布式光伏消納能力的同時，最大化經(jīng)濟效益。減少電能損耗和運行成本，提高光伏儲能系統(tǒng)的經(jīng)濟效益，提供虛擬電廠內各能源單元的協(xié)同工作策略，增強了電力系統(tǒng)的靈活性和可靠性，支持虛擬電廠的高效運營，全面提升光伏儲能系統(tǒng)的調控能力和電力系統(tǒng)的運行效率。