CN113690878B - 一种微电网三切控制方法 - Google Patents

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Abstract

本发明实施例提供一种微电网三切控制方法，通过对光伏发电装置的发电量进行预测以及对各变压器的负荷用电量进行预测，并根据预测结果，将光伏发电装置切换到不同的变压器侧，从而达到新能源最大化本地消纳的目的，实现了效益最大化；同时利用储能装置在谷时电价期间充电，在峰时电价期间根据各变压器的预测负荷用电量和实际电价，将储能装置切换到不同的变压器并设置为放电，从而平抑电力峰谷需求带来的电力波动，最小化储能装置充电的机会成本，进一步实现了效益最大化。

Description

一种微电网三切控制方法
技术领域
本发明涉及供配电***新旧动能转换领域，尤其涉及一种微电网三切控制方法。
背景技术
在新能源、新科技、新交通、新趋势的背景下，能源转型、低碳发展成为时代主旋律，发电厂作为传统电力***的重要支撑和基础，响应国家绿色发展号召是大势所趋。分布式发电是将发电***以小规模、分散式的方式布置在用户附近，可独立地输出电能的***。它具有节能减排、损耗低、效率高等优点，而分布式发电还存在诸多问题，如影响电网运行安全、成本回收时间长、发电收益不稳定等问题。
在实现本发明过程中，申请人发现现有技术中至少存在如下问题：
光伏发电获得的电力无法得到充分有效的利用，从而无法达到新能源的效益最大化。
发明内容
本发明实施例提供一种微电网三切控制方法，解决充分利用新能源及传统电力***的电力供应并提高新能源的使用效益的问题。
为达上述目的，一方面，本发明实施例提供一种微电网三切控制方法，所述微电网包括：市电变压器、N个厂电变压器、光伏发电装置和储能装置，所述方法包括：
对所述市电变压器在指定的第一时间周期内的用电量进行预测，得到市电预测负荷用电量；
对所述N个厂电变压器在所述第一时间周期内的用电量进行预测，得到各厂电变压器各自的厂电预测负荷用电量；
对所述光伏发电装置在所述第一时间周期内的光伏发电量进行预测，得到光伏预测发电量；
如果所述光伏预测发电量小于或等于所述市电预测负荷用电量，则将所述光伏发电装置选择切入的变压器设置为所述市电变压器；
如果所述光伏预测发电量大于所述市电预测负荷用电量，则将所述光伏发电装置选择切入的变压器设置为所述N个厂电变压器中的厂电预测负荷用电量数值最大的一个厂电变压器；
如果所述市电变压器当前的实际电价为谷时电价，则将所述储能装置选择切入的变压器设置为所述市电变压器且将所述储能装置设置为充电状态；
如果所述市电变压器当前的实际电价为峰时电价，则根据所述市电预测负荷用电量和所述N个厂电变压器各自的厂电预测负荷用电量设置所述储能装置选择切入的变压器且设置所述储能装置为放电状态；
其中，N为大于或等于1的正整数。
进一步地，在所述如果所述光伏预测发电量小于或等于所述市电预测负荷用电量，则将所述光伏发电装置选择切入的变压器设置为所述市电变压器之后，还包括：
如果所述光伏发电装置的实际发电量小于或等于所述市电变压器的实际负荷用电量，则将所述光伏发电装置的运行状态设置为满功率发电状态；否则，将所述光伏发电装置的剩余电量上送至公共电网。
进一步地，在所述如果所述光伏预测发电量大于所述市电预测负荷用电量，则将所述光伏发电装置选择切入的变压器设置为所述N个厂电变压器中的厂电预测负荷用电量数值最大的一个厂电变压器之后，还包括：
将所述光伏发电装置的运行状态设置为满功率发电状态。
进一步地，所述对所述市电变压器在指定的第一时间周期内的用电量进行预测，得到市电预测负荷用电量，具体包括：
对所述市电变压器在指定的第一历史时间周期内的用电量进行采集，根据采集到的所述市电变压器的用电量建立市电预测负荷曲线，并根据所述市电预测负荷曲线得到所述第一时间周期内的市电预测负荷用电量。
进一步地，对所述N个厂电变压器在所述第一时间周期内的用电量进行预测，得到各厂电变压器各自的厂电预测负荷用电量，具体包括：
对所述N个厂电变压器在指定的第二历史时间周期内的用电量分别进行采集，根据采集到的各厂电变压器的用电量分别建立各厂电变压器各自对应的厂电预测负荷曲线，并根据各厂电预测负荷曲线得到在所述第一时间周期内的各厂电变压器各自的厂电预测负荷用电量。
进一步地，所述根据所述市电预测负荷用电量和所述N个厂电变压器各自的厂电预测负荷用电量设置所述储能装置选择切入的变压器且设置所述储能装置为放电状态，包括：
对所述储能装置的放电能力进行预测，得到储能预测放电量；
如果所述储能预测放电量大于所述市电预测负荷用电量，则将所述储能装置选择切入的变压器设置为所述N个厂电变压器中的厂电预测负荷用电量数值最大的一个厂电变压器，并将所述储能装置设置为按所述储能装置切入的厂电变压器对应的厂电预测负荷曲线放电，否则将所述储能装置切入市电变压器并将所述储能装置设置为按所述市电预测负荷曲线对所述市电变压器放电。
进一步地，所述N个厂电变压器包括：第一厂电变压器和第二厂电变压器；其中N＝2；
所述微电网还包括：第一三电源切换柜和第二三电源切换柜；
所述光伏发电装置通过所述第一三电源切换柜电连接市电变压器、第一厂电变压器或第二厂电变压器中的一个或多个；
所述储能装置通过所述第二三电源切换柜电连接市电变压器、第一厂电变压器或第二厂电变压器中的一个或多个；
所述将所述光伏发电装置选择切入的变压器设置为所述市电变压器，具体为：
控制所述第一三电源切换柜将所述光伏发电装置电连接到所述市电变压器；
所述将所述光伏发电装置选择切入的变压器设置为所述N个厂电变压器中的厂电预测负荷用电量数值最大的一个厂电变压器，具体为：
控制所述第一三电源切换柜将所述光伏发电装置电连接所述第一厂电变压器和第二厂电变压器中的厂电预测负荷用电量数值最大的一个厂电变压器；
所述将所述储能装置选择切入的变压器设置为所述市电变压器，具体为：
控制所述第二三电源切换柜将所述储能装置电连接到所述市电变压器；
所述根据所述市电预测负荷用电量和所述N个厂电变压器各自的厂电预测负荷用电量设置所述储能装置选择切入的变压器，具体为：
根据所述市电预测负荷用电量、所述第一厂电变压器的厂电预测负荷用电量和所述第二厂电变压器的厂电预测负荷用电量控制第二三电源切换柜将所述储能装置电连接到所述第一厂电变压器和所述第二厂电变压器之一。
上述技术方案具有如下有益效果：通过对光伏发电装置的发电量进行预测以及对各变压器的负荷用电量进行预测，并根据预测结果，将光伏发电装置切换到不同的变压器侧，从而达到新能源最大化本地消纳的目的，实现了效益最大化；同时利用储能装置在谷时电价期间充电，在峰时电价期间根据各变压器的预测负荷用电量和实际电价，将储能装置切换到不同的变压器并设置为放电，从而平抑电力峰谷需求带来的电力波动，最小化储能装置充电的机会成本，进一步实现了效益最大化。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本发明实施例之一的微电网三切控制方法的一种流程图；
图2是本发明实施例之一的微电网的一种架构示意图；
图3是本发明实施例之一的微电网三切控制方法的又一种流程图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
一方面，如图1所示，本发明实施例提供了一种微电网三切控制方法，所述方法应用于微电网控制装置，所述微电网控制装置可以是任意的具有计算功能的终端或服务器，所述微电网包括：市电变压器、N个厂电变压器、光伏发电装置和储能装置，所述方法包括但不限于以下步骤：
S100，对所述市电变压器在指定的第一时间周期内的用电量进行预测，得到市电预测负荷用电量；
在一个实施例中，市电变压器指用于为本地区供电的变压器或者用于为光伏发电装置所在地区或附近地区供电的变压器；例如，市电变压器所服务的区域可以是一个或几个居民小区，与此同时，在居民小区中或附近设置有光伏发电装置；市电变压器所服务的区域还可以是一个或几个工厂所在区域，与此同时，在工厂中或工厂附近设置有光伏发电装置；市电变压器还可以指执行峰谷电价的变压器，例如可用包括但不限于执行峰谷电价的居民用电和执行峰谷电价的工厂用电的变压器；指定的第一时间周期可以以天为周期，针对每日进行预测，也可以以多日或更长或更短的时间间隔作为一个预测和控制周期，可根据具体实践的需求确定。变压器负荷用电量的预测可以有多种可选方法包括但不限于神经网络法、小波分析预测技术、时间序列法、回归分析法等，也可以综合多种方法的预测结果进行进一步分析计算获得更准确的预测。
S101，对所述N个厂电变压器在所述第一时间周期内的用电量进行预测，得到各厂电变压器各自的厂电预测负荷用电量；
在一个实施例中，N个厂电变压器中的部分或全部变压器可以是用于为本地区供电的变压器，其部分或全部变压器也可以是用于本地区的临近地区供电的变压器；其部分或全部变压器也可以是为居民供电的变压器还可以是为工厂供电的变压器；其部分或全部变压器可以是执行峰谷电价的变压器也可以是执行一口价的变压器。
S102，对所述光伏发电装置在所述第一时间周期内的光伏发电量进行预测，得到光伏预测发电量；
在一个实施例中，在同一个指定的第一时间周期内预测市电预测负荷用电量、预测N个厂电变压器的厂电预测负荷用电量以及预测光伏发电装置的光伏预测发电量。本领域技术人员可通过公开资料获得针对光伏发电装置的发电量的预测方法，本领域技术人员也可以根据光伏发电的影响因素自行设计预测方法。
S103，如果所述光伏预测发电量小于或等于所述市电预测负荷用电量，则将所述光伏发电装置选择切入的变压器设置为所述市电变压器；
在一个实施例中，当预测到光伏发电装置在当前的周期内，例如当日内，的发电量小于等于市电预测负荷用电量，即光伏发电装置发出的电力可以在本地区被消纳，则设置光伏发电装置切入市电变压器，为本地区供电。
S104，如果所述光伏预测发电量大于所述市电预测负荷用电量，则将所述光伏发电装置选择切入的变压器设置为所述N个厂电变压器中的厂电预测负荷用电量数值最大的一个厂电变压器；
在一个实施例中，预测到光伏发电量大于本地区的市电预测负荷用电量，则在本地区无法完全消纳光伏发电装置的发电量，则将光伏发电装置切入到N个厂电变压器中的厂电预测负荷用电量数值最大的一个厂电变压器，以便能充分的消纳光伏发电装置所发出的电量。
S105，如果所述市电变压器当前的实际电价为谷时电价，则将所述储能装置选择切入的变压器设置为所述市电变压器且将所述储能装置设置为充电状态；
在一个实施例中，当本地区的市电变压器的实际电价处于谷时电价时，将储能装置切入市电变压器，使用市电变压器的电力为储能装置充电，降低充电的机会成本。通常情况下，谷时电价期间，电力需求也较低，此时可以利用储能装置将多余的电力保存起来，以便在峰时电价期间由储能装置向外输出电力，即可以实现平滑电力波动由可以最大化的扩大效益。
S106，如果所述市电变压器当前的实际电价为峰时电价，则根据所述市电预测负荷用电量和所述N个厂电变压器各自的厂电预测负荷用电量设置所述储能装置选择切入的变压器且设置所述储能装置为放电状态；
在一个实施例中，当本地区的市电变压器输出的电力的实际电价为峰时电价时，可根据不同变压器预测的负荷用电量大小及实时电价情况，在储能放电时选择切入不同变压器，实现储能收益最大化。
其中，N为大于或等于1的正整数。
在一个实施例中，N优选为2，即两个厂电变压器包括第一厂电变压器和第二厂电变压器；例如第一厂电变压器可以为2500kVA变压器，第二厂电变压器可以为630kVA变压器；市电变压器可以为1250kVA变压器；指定的第一时间周期优选为一日；优选地，市电变压器为峰谷电价，N个厂电变压器为一口电价。当预测到光伏预测发电量小于或等于市电变压器的市电预测负荷用电量，则当日光伏发电装置切入1250kVA市电变压器下进行消纳；当预测到光伏预测发电量大于市电变压器的市电预测负荷用电量，说明光伏发电装置发出的电力无法被市电变压器下的负荷完全消纳，则当日光伏发电装置切换到厂电变压器消纳；根据对630kVA生活变(即第二厂电变压器)及2500kVA变压器(即第一厂电变压器)进行负荷预测，优先将光伏发电装置切换到第一厂电变压器和第二厂电变压器中的厂电预测负荷用电量大的一方进行消纳。储能装置按照每天“一充一放”策略执行，由于1250kVA变压器(即市电变压器)侧为峰谷电价，夜晚低谷电价(即谷时电价)较低；所以在谷时电价期间，将储能装置切入到市电变压器，保证储能充电的时间段在市电侧。根据不同变压器预测的负荷大小及实时电价情况，在储能装置放电时选择切入不同变压器，实现储能收益最大化。
本发明实施例具有如下技术效果：通过对光伏发电装置的发电量进行预测以及对各变压器的负荷用电量进行预测，并根据预测结果，将光伏发电装置切换到不同的变压器侧，从而达到新能源最大化本地消纳的目的，实现了效益最大化；同时利用储能装置在谷时电价期间充电，在峰时电价期间根据各变压器的预测负荷用电量和实际电价，将储能装置切换到不同的变压器并设置为放电，从而平抑电力峰谷需求带来的电力波动，最小化储能装置充电的机会成本，进一步实现了效益最大化。
进一步地，在所述如果所述光伏预测发电量小于或等于所述市电预测负荷用电量，则将所述光伏发电装置选择切入的变压器设置为所述市电变压器之后，还包括：
如果所述光伏发电装置的实际发电量小于或等于所述市电变压器的实际负荷用电量，则将所述光伏发电装置的运行状态设置为满功率发电状态；否则，将所述光伏发电装置的剩余电量上送至公共电网。
在一个实施例中，光伏预测发电量和市电预测负荷用电量的预测值可能各自存在偏差，导致在将光伏发电装置切入到市电变压器侧后，在实际运行过程中发现光伏发电装置的实际发电量小于或等于市电变压器的实际负荷用电量，此时将光伏发电装置设置为满功率发电状态，以便可以充分利用光伏发电装置为市电变压器侧供电；当光伏发装置的实际发电量大于市电变压器的实际负荷用电量，此时，光伏发电装置发出的电力无法被市电变压器侧完全消纳，为了不浪费电力，将光伏发电装置的剩余电量上送至公共电网，以便最大化的利用新能源。
本发明实施例具有如下技术效果：根据光伏发电装置和市电变压器的实际用电量之间的关系充分利用了光伏发电装置发出的电力，实现了对新能源的最大化利用。
进一步地，在所述如果所述光伏预测发电量大于所述市电预测负荷用电量，则将所述光伏发电装置选择切入的变压器设置为所述N个厂电变压器中的厂电预测负荷用电量数值最大的一个厂电变压器之后，还包括：
将所述光伏发电装置的运行状态设置为满功率发电状态。
在一个实施例中，预测到当日的光伏发电装置的发电量无法在市电变压器侧被完全消纳，则将光伏发电装置切入到厂电变压器中厂电预测负荷用电量数值最大的一个厂电变压器侧，并将光伏发电装置设置为满功率发电状态，从而充分利用了光伏发电装置发出的电力，实现了对新能源的最大化利用。
进一步地，所述对所述市电变压器在指定的第一时间周期内的用电量进行预测，得到市电预测负荷用电量，具体包括：
对所述市电变压器在指定的第一历史时间周期内的用电量进行采集，根据采集到的所述市电变压器的用电量建立市电预测负荷曲线，并根据所述市电预测负荷曲线得到所述第一时间周期内的市电预测负荷用电量。
在一个实施例中，由于用电量的长期趋势具有重复性、周期性；每日中的用电量也具有短期的趋势，例如夏天由于空调大量使用，用电量会显著增加，且由于在指定区域内的居民数量变化不大，在不同时间周期内的同一时期，同一区域的用电量基本相同；所以可以根据历史用电量构建用电量的趋势曲线，在根据趋势曲线预测未来的用电量。第一历史时间周期可根据具体的情况确定，可以是一天或多天如一周，指定的一个或多个月等；根据采集到的指定历史时间周期内的用电量构建预测负荷曲线，根据预测负荷曲线预测第一时间周期内的预测负荷用电量。
本发明实施例具有如下技术效果：在指定地区和历史时期内，用电量的趋势周期性较显著，据此构建预测曲线可以更贴合本地区的用电量，根据此预测曲线可以更准确的预测未来的用电量。
进一步地，对所述N个厂电变压器在所述第一时间周期内的用电量进行预测，得到各厂电变压器各自的厂电预测负荷用电量，具体包括：
对所述N个厂电变压器在指定的第二历史时间周期内的用电量分别进行采集，根据采集到的各厂电变压器的用电量分别建立各厂电变压器各自对应的厂电预测负荷曲线，并根据各厂电预测负荷曲线得到在所述第一时间周期内的各厂电变压器各自的厂电预测负荷用电量。
在一个实施例中，由于用电量的长期趋势具有重复性、周期性；每日中的用电量也具有短期的趋势，例如夏天由于空调大量使用，用电量会显著增加，且由于在指定区域内的居民数量变化不大，在不同时间周期内的同一时期，同一区域的用电量基本相同；所以可以根据历史用电量构建用电量的趋势曲线，在根据趋势曲线预测未来的用电量。第一历史时间周期可根据具体的情况确定，可以是一天或多天如一周，指定的一个或多个月等；根据采集到的指定历史时间周期内的用电量构建预测负荷曲线，根据预测负荷曲线预测第一时间周期内的预测负荷用电量。
本发明实施例具有如下技术效果：在指定地区和历史时期内，用电量的趋势周期性较显著，据此构建预测曲线可以更贴合本地区的用电量，根据此预测曲线可以更准确的预测未来的用电量。
进一步地，所述根据所述市电预测负荷用电量和所述N个厂电变压器各自的厂电预测负荷用电量设置所述储能装置选择切入的变压器且设置所述储能装置为放电状态，包括：
对所述储能装置的放电能力进行预测，得到储能预测放电量；
如果所述储能预测放电量大于所述市电预测负荷用电量，则将所述储能装置选择切入的变压器设置为所述N个厂电变压器中的厂电预测负荷用电量数值最大的一个厂电变压器，并将所述储能装置设置为按所述储能装置切入的厂电变压器对应的厂电预测负荷曲线放电，否则将所述储能装置切入市电变压器并将所述储能装置设置为按所述市电预测负荷曲线对所述市电变压器放电。
在一个实施例中，在峰时电价期间，根据储能装置的储能预测放电量与各变压器的预测负荷用电量比较，使储能装置的放电输出电力优先在本地的市电变压器侧消纳，若储能装置的储能预测放电量远大于市电预测负荷用电量，则将储能装置切入到厂电变压器中的厂电预测负荷用电量数值最大的一个厂电变压器侧；在本实施例中，储能装置根据市电预测负荷曲线或厂电预测负荷曲线放电，实现更贴合市电变压器或厂电变压器的实际负荷放电，以便最大化的利用储能装置的输出电力，同时最大化实现储能收益。
进一步地，如图2所示，所述N个厂电变压器包括：第一厂电变压器和第二厂电变压器；其中N＝2；
所述微电网还包括：第一三电源切换柜和第二三电源切换柜；
所述光伏发电装置通过所述第一三电源切换柜电连接市电变压器、第一厂电变压器或第二厂电变压器中的一个或多个；
所述储能装置通过所述第二三电源切换柜电连接市电变压器、第一厂电变压器或第二厂电变压器中的一个或多个；
所述将所述光伏发电装置选择切入的变压器设置为所述市电变压器，具体为：
控制所述第一三电源切换柜将所述光伏发电装置电连接到所述市电变压器；
所述将所述光伏发电装置选择切入的变压器设置为所述N个厂电变压器中的厂电预测负荷用电量数值最大的一个厂电变压器，具体为：
控制所述第一三电源切换柜将所述光伏发电装置电连接所述第一厂电变压器和第二厂电变压器中的厂电预测负荷用电量数值最大的一个厂电变压器；
所述将所述储能装置选择切入的变压器设置为所述市电变压器，具体为：
控制所述第二三电源切换柜将所述储能装置电连接到所述市电变压器；
所述根据所述市电预测负荷用电量和所述N个厂电变压器各自的厂电预测负荷用电量设置所述储能装置选择切入的变压器，具体为：
根据所述市电预测负荷用电量、所述第一厂电变压器的厂电预测负荷用电量和所述第二厂电变压器的厂电预测负荷用电量控制第二三电源切换柜将所述储能装置电连接到所述第一厂电变压器和所述第二厂电变压器之一。
在一个实施例中，第一三电源切换柜用于远程将光伏发电装置切入市电变压器、第一厂电变压器或第二厂电变压器之一；第二三电源切换柜用于远程将储能装置切入市电变压器、第一厂电变压器或第二厂电变压器之一；第一三电源切换柜和第二三电源切换柜用于远程控制切换，避免人工手动操作，提高了安全性；第一三电源切换柜和第二三电源切换柜还用于提供过载、短路和失电压保护功能，从而进一步提高安全性和稳定性。
下面结合具体的应用实例对本发明实施例上述技术方案进行详细说明，实施过程中没有介绍到的技术细节，可以参考前文的相关描述。
本发明实施例的技术方案结合发电厂负荷特性，通过智能控制策略，安全合理引入分布式可再生能源发电，并实现新能源最大化本地消纳；配套分布式储能电池，实现发电厂配网柔性化；通过智能三切柜(即第一三电源切换柜和第二三电源切换柜)的智能控制，以发电厂实际用电负荷为触发点，从经济性角度出发实现安全、智能切换，以达到项目效益最大化、电网友好化、控制智能化。
在本发明实施例中，建设一台光储微网预制舱，整个***采用纯交流的***架构，包含约143.55kWp光伏发电***(即光伏发电装置)、100kW/497kWh智慧储能***及能量管理***(即包括储能装置和双向变流器)。设置三电源切换柜实现光伏、储能分别在三个并网点间切换，保证光伏和储能的最大化消纳，光伏发电装置采用290块495Wp单晶硅组件，安装于3栋宿舍楼顶部。储能装置采用4簇124.4kWh磷酸铁锂电池，集成于高防护预制舱内。
在本发明实施例中，市电变压器为1250kVA市电变压器，执行峰谷电价，具体电价如表1所示；第一厂电变压器为2500kVA厂用变压器，第二厂电变压器为630kVA厂用变压器，执行一口电价，0.663元/kWh。
峰 平 谷
电价 0.9999 0.6474 0.2034
时段 9-11:30；14-16:30；19-21 7-9；11:30-14；16:30-19 23-7
表1市电变压器峰谷电价
光伏切换主逻辑：本***具备负荷预测功能，以预测市电负荷大小作为主要动因。当预期光伏发电装置的光伏预测发电量小于市电变压器的市电预测负荷用电量，则当日光伏发电在1250kVA市电变压器下进行消纳；当预期光伏预测发电量大于市电变压器的市电预测负荷用电量，光伏发电无法被市电变压器下的负荷完全消纳，则当日光伏发电装置切换到厂内变压器(即第一厂电变压器或第二厂电变压器)消纳；根据对2500kVA厂用变压器(第一厂电变压器)及630kVA生活变(第二厂电变压器)进行负荷预测，优先切换到厂电预测负荷用电量大的一方进行消纳。
储能切换主逻辑：储能按照每天“一充一放”策略执行，由于1250kVA市电变压器侧为峰谷电价，夜晚低谷电价较低，故保证储能充电的时间段在市电侧(即市电变压器侧)。根据不同变压器预测的负荷大小及实时电价情况，在储能放电时选择切入不同变压器，实现储能收益最大化。
如图3是本发明实施例的又一种微电网三切控制方法流程图，首先进行负荷预测，在负荷预测中，针对各变压器例如市电变压器即1250kVA变压器以及N个厂电变压器(在此实施例中可以为第一厂电变压器即2500kVA变压器和第二厂电变压器即630kVA变压器)预测得到市电预测负荷用电量、第一厂电预测负荷用电量和第二厂电负荷用电量，以及针对光伏发电装置预测其光伏预测发电量。判断各变压器是否有掉电发生，若有掉电发生，则生成掉电报告报警，并等待掉电被处理。若没有掉电发生，则分别针对光伏发电装置和储能装置设置三电源切换柜，使光伏发电装置切入各变压器中的一个，使储能装置也切入各变压器中的一个，且设置储能装置的充放电状态。具体地，针对储能装置，当市电变压器的实际电价为谷时电价，则将储能装置切入市电变压器侧，并将储能装置设置为充电状态，否则储能装置针对当前切入的变压器放电；当储能装置的储能预测放电量大于市电预测负荷用电量，且处于峰时电价期间，则将储能装置切入到第一厂电变压器和第二厂电变压器中的厂电负荷用电量较大的一个变压器侧，并将储能装置设置为放电状态，否则，储能装置针对市电变压器放电。针对光伏发电装置，当光伏发电装置的光伏预测发电量小于或等于市电预测负荷用电量，则将光伏发电装置切入到市电变压器一侧，在实际运行过程中，若发现光伏发电装置的实际发电量大于实际的市电负荷用电量，则将余电上送，若光伏发电装置的实际发电量小于或等于实际的市电负荷用电量则将光伏发电装置设置为满功率发电。当光伏发电装置的光伏预测发电量大于市电预测负荷用电量，则将光伏发电装置切换到第一厂电变压器和第二厂电变压器中预测负荷用电量较大的一个变压器侧，并将光伏发电装置设置为满功率发电。
本发明实施例具有如下技术效果：以一种高度集成度的产品形态，为发电厂新能源微网提供一种多源、荷、储功率柔性互联、信息全景互动的产品级解决方案，实现各种能源和负载的即插即用，节约***制造成本。实践微电网智能化运行与管理，结合能源管理***实现稳态经济运行与动态稳定控制，为分布式新能源消纳与利用，大规模电动汽车有序充放电管理提供商业运营的基础条件。本发明实施例可解决发电厂***分布式电源接入、可再生能源利用、绿色出行、用户电能质量需求、电力***抗灾能力以及与智能电网的关系等问题，达到新能源最大化本地消纳的目的，实现效益最大化、电网友好化、控制智能化的效果本发明实施例还可以通过不同元素的组合，实现***的延伸应用，在发电厂整个***的不同场景需求都有着广泛的应用前景。
应该明白，公开的过程中的步骤的特定顺序或层次是示例性方法的实例。基于设计偏好，应该理解，过程中的步骤的特定顺序或层次可以在不脱离本公开的保护范围的情况下得到重新安排。所附的方法权利要求以示例性的顺序给出了各种步骤的要素，并且不是要限于所述的特定顺序或层次。
在上述的详细描述中，各种特征一起组合在单个的实施方案中，以简化本公开。不应该将这种公开方法解释为反映了这样的意图，即，所要求保护的主题的实施方案需要比清楚地在每个权利要求中所陈述的特征更多的特征。相反，如所附的权利要求书所反映的那样，本发明处于比所公开的单个实施方案的全部特征少的状态。因此，所附的权利要求书特此清楚地被并入详细描述中，其中每项权利要求独自作为本发明单独的优选实施方案。
为使本领域内的任何技术人员能够实现或者使用本发明，上面对所公开实施例进行了描述。对于本领域技术人员来说；这些实施例的各种修改方式都是显而易见的，并且本文定义的一般原理也可以在不脱离本公开的精神和保护范围的基础上适用于其它实施例。因此，本公开并不限于本文给出的实施例，而是与本申请公开的原理和新颖性特征的最广范围相一致。
上文的描述包括一个或多个实施例的举例。当然，为了描述上述实施例而描述部件或方法的所有可能的结合是不可能的，但是本领域普通技术人员应该认识到，各个实施例可以做进一步的组合和排列。因此，本文中描述的实施例旨在涵盖落入所附权利要求书的保护范围内的所有这样的改变、修改和变型。此外，就说明书或权利要求书中使用的术语“包含”，该词的涵盖方式类似于术语“包括”，就如同“包括，”在权利要求中用作衔接词所解释的那样。此外，使用在权利要求书的说明书中的任何一个术语“或者”是要表示“非排它性的或者”。
本领域技术人员还可以了解到本发明实施例列出的各种说明性逻辑块(illustrative logical block)，单元，和步骤可以通过电子硬件、电脑软件，或两者的结合进行实现。为清楚展示硬件和软件的可替换性(interchangeability)，上述的各种说明性部件(illustrative components)，单元和步骤已经通用地描述了它们的功能。这样的功能是通过硬件还是软件来实现取决于特定的应用和整个***的设计要求。本领域技术人员可以对于每种特定的应用，可以使用各种方法实现所述的功能，但这种实现不应被理解为超出本发明实施例保护的范围。
本发明实施例中所描述的各种说明性的逻辑块，或单元都可以通过通用处理器，数字信号处理器，专用集成电路(ASIC)，现场可编程门阵列或其它可编程逻辑装置，离散门或晶体管逻辑，离散硬件部件，或上述任何组合的设计来实现或操作所描述的功能。通用处理器可以为微处理器，可选地，该通用处理器也可以为任何传统的处理器、控制器、微控制器或状态机。处理器也可以通过计算装置的组合来实现，例如数字信号处理器和微处理器，多个微处理器，一个或多个微处理器联合一个数字信号处理器核，或任何其它类似的配置来实现。
本发明实施例中所描述的方法或算法的步骤可以直接嵌入硬件、处理器执行的软件模块、或者这两者的结合。软件模块可以存储于RAM存储器、闪存、ROM存储器、EPROM存储器、EEPROM存储器、寄存器、硬盘、可移动磁盘、CD-ROM或本领域中其它任意形式的存储媒介中。示例性地，存储媒介可以与处理器连接，以使得处理器可以从存储媒介中读取信息，并可以向存储媒介存写信息。可选地，存储媒介还可以集成到处理器中。处理器和存储媒介可以设置于ASIC中，ASIC可以设置于用户终端中。可选地，处理器和存储媒介也可以设置于用户终端中的不同的部件中。
在一个或多个示例性的设计中，本发明实施例所描述的上述功能可以在硬件、软件、固件或这三者的任意组合来实现。如果在软件中实现，这些功能可以存储与电脑可读的媒介上，或以一个或多个指令或代码形式传输于电脑可读的媒介上。电脑可读媒介包括电脑存储媒介和便于使得让电脑程序从一个地方转移到其它地方的通信媒介。存储媒介可以是任何通用或特殊电脑可以接入访问的可用媒体。例如，这样的电脑可读媒体可以包括但不限于RAM、ROM、EEPROM、CD-ROM或其它光盘存储、磁盘存储或其它磁性存储装置，或其它任何可以用于承载或存储以指令或数据结构和其它可被通用或特殊电脑、或通用或特殊处理器读取形式的程序代码的媒介。此外，任何连接都可以被适当地定义为电脑可读媒介，例如，如果软件是从一个网站站点、服务器或其它远程资源通过一个同轴电缆、光纤电缆、双绞线、数字用户线(DSL)或以例如红外、无线和微波等无线方式传输的也被包含在所定义的电脑可读媒介中。所述的碟片(disk)和磁盘(disc)包括压缩磁盘、镭射盘、光盘、DVD、软盘和蓝光光盘，磁盘通常以磁性复制数据，而碟片通常以激光进行光学复制数据。上述的组合也可以包含在电脑可读媒介中。
以上所述的具体实施方式，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施方式而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (6)

1.一种微电网三切控制方法，其特征在于，所述微电网包括：市电变压器、N个厂电变压器、光伏发电装置和储能装置，所述方法包括：
对所述市电变压器在指定的第一时间周期内的用电量进行预测，得到市电预测负荷用电量；
对所述N个厂电变压器在所述第一时间周期内的用电量进行预测，得到各厂电变压器各自的厂电预测负荷用电量；
对所述光伏发电装置在所述第一时间周期内的光伏发电量进行预测，得到光伏预测发电量；
如果所述光伏预测发电量小于或等于所述市电预测负荷用电量，则将所述光伏发电装置选择切入的变压器设置为所述市电变压器；
如果所述光伏预测发电量大于所述市电预测负荷用电量，则将所述光伏发电装置选择切入的变压器设置为所述N个厂电变压器中的厂电预测负荷用电量数值最大的一个厂电变压器；
如果所述市电变压器当前的实际电价为谷时电价，则将所述储能装置选择切入的变压器设置为所述市电变压器且将所述储能装置设置为充电状态；
如果所述市电变压器当前的实际电价为峰时电价，则根据所述市电预测负荷用电量和所述N个厂电变压器各自的厂电预测负荷用电量设置所述储能装置选择切入的变压器且设置所述储能装置为放电状态；
所述根据所述市电预测负荷用电量和所述N个厂电变压器各自的厂电预测负荷用电量设置所述储能装置选择切入的变压器且设置所述储能装置为放电状态，包括：
对所述储能装置的放电能力进行预测，得到储能预测放电量；
如果所述储能预测放电量大于所述市电预测负荷用电量，则将所述储能装置选择切入的变压器设置为所述N个厂电变压器中的厂电预测负荷用电量数值最大的一个厂电变压器，并将所述储能装置设置为按所述储能装置切入的厂电变压器对应的厂电预测负荷曲线放电，否则将所述储能装置切入市电变压器并将所述储能装置设置为按市电预测负荷曲线对所述市电变压器放电；
其中，所述市电预测负荷曲线通过对所述市电变压器在指定的第一历史时间周期内的用电量进行采集，根据采集到的所述市电变压器的用电量建立；各厂电变压器各自对应的厂电预测负荷曲线通过对所述N个厂电变压器在指定的第二历史时间周期内的用电量分别进行采集，根据采集到的各厂电变压器的用电量分别建立；
其中，N为大于或等于1的正整数。
2.如权利要求1所述的微电网三切控制方法，其特征在于，在所述如果所述光伏预测发电量小于或等于所述市电预测负荷用电量，则将所述光伏发电装置选择切入的变压器设置为所述市电变压器之后，还包括：
如果所述光伏发电装置的实际发电量小于或等于所述市电变压器的实际负荷用电量，则将所述光伏发电装置的运行状态设置为满功率发电状态；否则，将所述光伏发电装置的剩余电量上送至公共电网。
3.如权利要求1所述的微电网三切控制方法，其特征在于，在所述如果所述光伏预测发电量大于所述市电预测负荷用电量，则将所述光伏发电装置选择切入的变压器设置为所述N个厂电变压器中的厂电预测负荷用电量数值最大的一个厂电变压器之后，还包括：
将所述光伏发电装置的运行状态设置为满功率发电状态。
4.如权利要求1所述的微电网三切控制方法，其特征在于，所述对所述市电变压器在指定的第一时间周期内的用电量进行预测，得到市电预测负荷用电量，具体包括：
根据所述市电预测负荷曲线得到所述第一时间周期内的市电预测负荷用电量。
5.如权利要求4所述的微电网三切控制方法，其特征在于，所述对所述N个厂电变压器在所述第一时间周期内的用电量进行预测，得到各厂电变压器各自的厂电预测负荷用电量，具体包括：
根据各厂电预测负荷曲线得到在所述第一时间周期内的各厂电变压器各自的厂电预测负荷用电量。
6.如权利要求1所述的微电网三切控制方法，其特征在于，所述N个厂电变压器包括：第一厂电变压器和第二厂电变压器；其中N＝2；
所述微电网还包括：第一三电源切换柜和第二三电源切换柜；
所述光伏发电装置通过所述第一三电源切换柜电连接市电变压器、第一厂电变压器或第二厂电变压器中的一个或多个；
所述储能装置通过所述第二三电源切换柜电连接市电变压器、第一厂电变压器或第二厂电变压器中的一个或多个；
所述将所述光伏发电装置选择切入的变压器设置为所述市电变压器，具体为：
控制所述第一三电源切换柜将所述光伏发电装置电连接到所述市电变压器；
所述将所述光伏发电装置选择切入的变压器设置为所述N个厂电变压器中的厂电预测负荷用电量数值最大的一个厂电变压器，具体为：
控制所述第一三电源切换柜将所述光伏发电装置电连接所述第一厂电变压器和第二厂电变压器中的厂电预测负荷用电量数值最大的一个厂电变压器；
所述将所述储能装置选择切入的变压器设置为所述市电变压器，具体为：
控制所述第二三电源切换柜将所述储能装置电连接到所述市电变压器；
所述根据所述市电预测负荷用电量和所述N个厂电变压器各自的厂电预测负荷用电量设置所述储能装置选择切入的变压器，具体为：
根据所述市电预测负荷用电量、所述第一厂电变压器的厂电预测负荷用电量和所述第二厂电变压器的厂电预测负荷用电量控制第二三电源切换柜将所述储能装置电连接到所述第一厂电变压器和所述第二厂电变压器之一。
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