一种电力补偿用调峰辅助方法及系统与流程

1.本发明属于电力调峰技术领域，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：

2.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。
3.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。
4.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。


技术实现要素：

5.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。
6.本发明采用如下的技术方案。
7.一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：
8.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；
9.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；
10.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；
11.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；
12.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；
13.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；
14.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；
15.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。
16.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。
17.g号电网的调峰目标模型min fg可表示为：
18.min fg＝w
′
gf′g+w
″
gf″g19.式中，
20.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。
21.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。
22.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p
m,g
′
,t1
修正为p
m,g
′
,t1
＝p
m,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p
m,g
′
,t2
修正为p
m,g
′
,t2
＝p
m,g
′
,t2
+pe；其中pe为出力修正幅度。
23.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；
24.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；
25.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；
26.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；
27.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；
28.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。
29.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，
30.数据采集单元，用于获取各电网余荷；
31.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；
32.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。
33.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p
m,g
′
,t1
修正为p
m,g
′
,t1
＝p
m,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p
m,g
′
,t2
修正为p
m,g
′
,t2
＝p
m,g
′
,t2
+pe；其中pe为出力修正幅度。
34.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；
35.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；
36.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；
37.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。
38.所述系统还包括：储能模块，供电模块；
39.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；
40.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。
41.储能模块包括蓄能监测单元，储能单元，供电调控单元；
42.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；
43.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。
44.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；
45.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；
46.电网供能单元，用于将电能输送到电网中；
47.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。
48.本发明的有益效果在于，与现有技术相比，
49.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。
50.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。
51.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。
52.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。
附图说明
53.图1是本发明提出的一种电力补偿用调峰辅助方法的流程图；
54.图2是本发明提出的一种电力补偿用调峰辅助系统的结构图；
55.图2中的附图标记说明如下：
56.1-模拟分析模块，2-线路分析模块，3-供电模块，4-储能模块。
具体实施方式
57.为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述。本技术所描述的实施例仅仅是本发明一部分的实施例，而不是全部实施例。基于本发明精神，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其它实施例，都属于本发明的保护范围。
58.调峰的主要目的就是调节尖峰及负荷过程，安排发电厂在负荷高峰时段多发电。对于多个电网协同调峰时，将各电网的高峰时段负荷或低谷时段负荷在对应的电网负荷序列中的高低作为启发点，引导各电网受电出力过程尽量符合本电网负荷的高低变化趋势。因此，基于各电网负荷相对排序的启发式出力分配方法，本发明提出了一种电力补偿用调峰辅助方法，如图1所示，包括：
59.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。
60.电力系统调峰旨在通过对峰值、低谷(包含抽蓄电站时)以及系统负荷的调节，最大程度地削减负荷峰谷差，使余留给调节性能较差电源的负荷需求尽量平稳，保证电网和电站的安稳经济运行。在发电厂发电量已知的条件下，可采用电网余荷方差或均方差最小构建高峰时段、低谷时段的目标函数，以保证电网余荷过程的平稳性，这种方式能够适用于
不同能源形式的发电厂。其中，电网余荷是电网剩余的可以供电的电量。比如a电网需求量是1000千瓦时，现在给a电网供入的电量是1200千瓦时。那么200千瓦时就是a电网余荷。
61.具体地，根据电网负荷特点，将全天分为高峰与低谷两段，每段建立相应的评价函数，对于g号电网，接受m号发电厂送电过程的高峰时段目标函数min f
′g如下：
[0062][0063]
式中，ω
g,1
为g号电网的高峰时段集合，c
′
g,t
为g号电网在t时段的余荷，c
′
g,i
为g号电网在波峰或者波谷时段的余荷，t为时段总数。
[0064]
t为电网的高峰时段集合中的任一时段，
[0065]
i＝1表示电网高峰时段，i＝2表示电网低谷时段；i＝ω
g,1
表征了电网的高峰时段集合中电网负荷高峰时段的不稳定性，比如夏天是用电高峰时段，但是根据工业和居民的作息时间，要区分几点到几点是高峰时段中的高峰时段，每一天的电网负荷高峰都不是稳定的。
[0066]
低谷时段目标函数min f
″g如下：
[0067][0068]
式中，ω
g,2
为g号电网的波谷时段，c
′
g,t
为g号电网在t时段的余荷，c
′
g,i
为g号电网在波峰或者波谷时间段的余荷，t为时段总数，i＝1表示电网高峰时段，i＝2表示电网低谷时段。
[0069]
g号电网的调峰目标模型min fg可表示为：
[0070]
min fg＝w
′
gf′g+w
″
gf″gꢀꢀꢀ
(3)
[0071]
式中，
[0072]w′g、w
″g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，发电厂只集中在高峰时段发电时应减小低谷时段的目标权重，或者不对低谷时段的负荷进行评价，即令w
″g＝0。
[0073]
为分析不同目标权重对二次规划模型计算结果的影响，分别给出了等目标权重、按各电站电量比例设置权重、按负荷比例设置权重3种不同方案的计算结果，如表1所示：
[0074]
表1
[0075][0076]
从表1可知，等目标权重能有效协调各电网调峰需求，均衡分配电站的送电量或耗电量；上述计算结果基本反映了各电网调峰目标的权重大小，这也验证了所提模型的准确性。
[0077]
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。
[0078]
将式(1)和(2)代入式(3)，可以得出对电网余荷峰谷分时段评价时，m号发电厂的网间出力分配目标模型如下：
[0079][0080]
式中，
[0081]
g为电网的总数，
[0082]
cmg为g号电网的负荷最大值，
[0083]
wg为g号电网的目标权重，
[0084]cg,t
为分配m号发电厂出力时面临的g号电网t时段的负荷需求，
[0085]cg,i
为g号电网在波峰或者波谷时段的负荷需求，
[0086]
p
m,g,i
为m号发电厂在波峰或波谷送至g号电网的出力，
[0087]
p
m,g,t
为m号发电厂在t时段送至g号电网的出力，
[0088]
t
′g、t
″g分别为g号电网高峰时段和低谷时段的数量，
[0089]
m为电厂总数。
[0090]
将原问题转化为由二次目标函数构成的标准二次规划问题。
[0091]
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。
[0092]
具体地，确定各电网初始受电过程，由于受电量已知，所以通过逐次切负荷可分别得到各电网受电出力过程，大部分时段的电网受电出力之和不等于发电厂出力，需要进一步将正偏差电量移至出力负偏差时段；因此，对于g号电网，以g号电网中最大正向偏差对应的时段作第一调峰时段t1。若偏差的绝对值小于给定精度，则出力修正完毕。
[0093]
在g号电网逐次切负荷过程中得到一系列按照时段排序的余荷数值，将这些余荷数值重新按照从大至小的顺序进行排序，然后提取t1对应的余荷在新排序中的位置。本发明实施例中，通过逐次切负荷得到电网余荷过程，其表征的是调节电网剩余负荷的过程，将所有电网中的剩余负荷不管是在高峰期还是低谷期都调节到最小，当电网余荷最小时，整个电网运行最平稳、最节能，不存在电量浪费。
[0094]
具体地，按从大到小的顺序，求出t1时段对应余荷c
′
g，t1
在余荷相对排序中的位置，记为排序序位o
g,t1
，1≤g≤g。
[0095]
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{o
1,t1
,o
2,t1
,
…
,o
g,t1
}。
[0096]
步骤5，从全网余荷序列{o
1,t1
,o
2,t1
,
…
,o
g,t1
}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g
′
；
[0097]
具体地，在非限制性的较优实施例中，电网1和电网3在t1时段的余荷排序序位值都小于电网2，故调峰电网g
′
＝2。
[0098]
步骤6，获取调峰电网g
′
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t2；
[0099]
通过步骤4至6进一步将正偏差电量移至出力负偏差时段，从而在保证各电网受电量不变的条件下，修正部分时段的电网受电出力以满足电站电力平衡约束；从调峰角度考虑，出力修正应遵循两个原则，一是优先减小低余荷时段出力，二是优先增加高余荷时段出力。
[0100]
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。
[0101]
具体地，根据t1、t2时段的出力偏差值和给定的出力修正步长确定适合的出力修正幅度pe。其中，出力修正步长是经验值，根据专家经验给出的。
[0102]
对于调峰电网g
′
，m号发电厂在t1时段送至g
′
号电网的出力p
m,g
′
,t1
修正为p
m,g
′
,t1
＝p
m,g
′
,t1-pe，m号发电厂在t2时段送至g
′
号电网的出力p
m,g
′
,t2
修正为p
m,g
′
,t2
＝p
m,g
′
,t2
+pe。
[0103]
根据g
′
号电网的负荷和重新分配的发电厂送至g
′
号电网的出力更新g
′
号电网余荷，得到日全时段用电量标准预测值。
[0104]
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。
[0105]
本发明提出的方法的优点如下：
[0106]
1)、二次规划方法和启发式方法均能有效解决多电网调峰需求下的电站网间出力
分配问题，不同程度地削减高峰负荷、减小负荷峰谷差和减少负荷波动，其中启发式方法无需求解目标函数，计算效率较高。
[0107]
2)、基于不同目标评价策略的二次规划模型的调峰作用存在明显差异，余荷的全时段统一评价策略能更加均衡地响应各电网调峰需求；而峰谷分段评价策略则具有更强的局部负荷调节能力。
[0108]
3)、所提网间出力分配模型与求解算法能够适用于各种能源形式电站，具有一定的推广使用价值；同时作为多电网调峰优化调度的核心技术之一，将为解决电网调峰困难、实现大电网平台下的电力资源优化配置提供一种可行的技术途径。
[0109]
本发明还提出了一种电力补偿用调峰辅助系统，如图2所示，包括：模拟分析模块1、线路分析模块2、供电模块3和储能模块4。
[0110]
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；
[0111]
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；
[0112]
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；
[0113]
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；
[0114]
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。
[0115]
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，
[0116]
数据采集单元，用于获取各电网余荷；
[0117]
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；
[0118]
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。
[0119]
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p
m,g
′
,t1
修正为p
m,g
′
,t1
＝p
m,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p
m,g
′
,t2
修正为p
m,g
′
,t2
＝p
m,g
′
,t2
+pe；其中pe为出力修正幅度。
[0120]
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；
[0121]
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；
[0122]
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；
[0123]
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。
[0124]
所述系统还包括：储能模块，供电模块；
[0125]
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；
[0126]
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。
[0127]
储能模块包括蓄能监测单元，储能单元，供电调控单元；
[0128]
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；
[0129]
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。
[0130]
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；
[0131]
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；
[0132]
电网供能单元，用于将电能输送到电网中；
[0133]
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。
[0134]
通过采用上述技术方案，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。
[0135]
本公开可以是系统、方法和/或计算机程序产品。计算机程序产品可以包括计算机可读存储介质，其上载有用于使处理器实现本公开的各个方面的计算机可读程序指令。
[0136]
计算机可读存储介质可以是可以保持和存储由指令执行设备使用的指令的有形设备。计算机可读存储介质例如可以是――但不限于――电存储设备、磁存储设备、光存储设备、电磁存储设备、半导体存储设备或者上述的任意合适的组合。计算机可读存储介质的更具体的例子(非穷举的列表)包括：便携式计算机盘、硬盘、随机存取存储器(ram)、只读存储器(rom)、可擦式可编程只读存储器(eprom或闪存)、静态随机存取存储器(sram)、便携式压缩盘只读存储器(cd-rom)、数字多功能盘(dvd)、记忆棒、软盘、机械编码设备、例如其上存储有指令的打孔卡或凹槽内凸起结构、以及上述的任意合适的组合。这里所使用的计算机可读存储介质不被解释为瞬时信号本身，诸如无线电波或者其它自由传播的电磁波、通过波导或其它传输媒介传播的电磁波(例如，通过光纤电缆的光脉冲)、或者通过电线传输的电信号。
[0137]
这里所描述的计算机可读程序指令可以从计算机可读存储介质下载到各个计算/处理设备，或者通过网络、例如因特网、局域网、广域网和/或无线网下载到外部计算机或外部存储设备。网络可以包括铜传输电缆、光纤传输、无线传输、路由器、防火墙、交换机、网关计算机和/或边缘服务器。每个计算/处理设备中的网络适配卡或者网络接口从网络接收计
算机可读程序指令，并转发该计算机可读程序指令，以供存储在各个计算/处理设备中的计算机可读存储介质中。
[0138]
用于执行本公开操作的计算机程序指令可以是汇编指令、指令集架构(isa)指令、机器指令、机器相关指令、微代码、固件指令、状态设置数据、或者以一种或多种编程语言的任意组合编写的源代码或目标代码，所述编程语言包括面向对象的编程语言—诸如smalltalk、c++等，以及常规的过程式编程语言—诸如“c”语言或类似的编程语言。计算机可读程序指令可以完全地在用户计算机上执行、部分地在用户计算机上执行、作为一个独立的软件包执行、部分在用户计算机上部分在远程计算机上执行、或者完全在远程计算机或服务器上执行。在涉及远程计算机的情形中，远程计算机可以通过任意种类的网络—包括局域网(lan)或广域网(wan)—连接到用户计算机，或者，可以连接到外部计算机(例如利用因特网服务提供商来通过因特网连接)。在一些实施例中，通过利用计算机可读程序指令的状态信息来个性化定制电子电路，例如可编程逻辑电路、现场可编程门阵列(fpga)或可编程逻辑阵列(pla)，该电子电路可以执行计算机可读程序指令，从而实现本公开的各个方面。
[0139]
最后应当说明的是，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求保护范围之内。

技术特征：
1.一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，其特征在于，包括：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；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；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；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；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；步骤6，获取调峰电网余荷的最大值对应的出力负偏差的时段作为第二调峰时段；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；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。2.根据权利要求1所述的电力补偿用调峰辅助方法，其特征在于，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。3.根据权利要求2所述的电力补偿用调峰辅助方法，其特征在于，g号电网的调峰目标模型min f
g
可表示为：min f
g
＝w
′
g
f
′
g
+w
″
g
f
″
g
式中，w
′
g
、w
″
g
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。4.根据权利要求3所述的电力补偿用调峰辅助方法，其特征在于，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。5.根据权利要求4所述的电力补偿用调峰辅助方法，其特征在于，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p
m,g
′
,t1
修正为p
m,g
′
,t1
＝p
m,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p
m,g
′
,t2
修正为p
m,g
′
,t2
＝p
m,g
′
,t2
+pe；其中pe为出力修正幅度。6.一种电力补偿用调峰辅助系统，用于实现权利要求1至5任一项所述方法，其特征在于，系统包括：模拟分析模块，线路分析模块；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；
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；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；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；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。7.根据权利要求6所述的电力补偿用调峰辅助系统，其特征在于，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，数据采集单元，用于获取各电网余荷；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；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。8.根据权利要求7所述的电力补偿用调峰辅助系统，其特征在于，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p
m,g
′
,t1
修正为p
m,g
′
,t1
＝p
m,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p
m,g
′
,t2
修正为p
m,g
′
,t2
＝p
m,g
′
,t2
+pe；其中pe为出力修正幅度。9.根据权利要求6所述的电力补偿用调峰辅助系统，其特征在于，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；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；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；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。10.根据权利要求9所述的电力补偿用调峰辅助系统，其特征在于，
所述系统还包括：储能模块，供电模块；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；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。11.根据权利要求10所述的电力补偿用调峰辅助系统，其特征在于，储能模块包括蓄能监测单元，储能单元，供电调控单元；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；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。12.根据权利要求11所述的电力补偿用调峰辅助系统，其特征在于，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；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；电网供能单元，用于将电能输送到电网中；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。

技术总结
一种电力补偿用调峰辅助方法及系统，提取电网出力正偏差最大值对应的第一调峰时段，从电网余荷相对排序中提取第一调峰时段余荷排序序位；多个第一调峰时段余荷排序序位按电网编号构成全网余荷序列；全网余荷序列中排序序位最大值对应的电网作为调峰电网，调峰电网余荷最大值对应的出力负偏差时段作为第二调峰时段；根据第一、二调峰时段的出力偏差确定调峰电网的出力修正幅度，重新分配各发电厂向调峰电网的出力后更新调峰电网余荷得到日全时段用电量标准预测值；比较发电厂的发电量预测值余日全时段用电量标准预测值，进行储能或补偿调控，实现用电低谷时发电厂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。降低多余电量浪费。降低多余电量浪费。


技术研发人员：赵小平 乔宁 陈海东 张超 张吉生 张静 李强 邵琳 吴辰宁 郭倩茹
受保护的技术使用者：国网宁夏电力有限公司
技术研发日：2023.04.21
技术公布日：2023/8/4