CN107181280B - 一种光伏消纳系统 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种光伏消纳系统，包括电力系统，电网，天然气管网，分布式能源系统，分布式能源系统包括光伏发电系统和微型燃气轮机；电力系统控制电网和分布式能源系统在不同的运行时间段运行在相应的运行模式下，光伏发电系统采用与电力系统指示的运行模式对应的光伏发电方式向用电负荷供电；微型燃气轮机采用与电力系统指示的运行模式对应的燃气发电方式向用电负荷供电；电网采用与电力系统指示的运行模式对应的电网发电方式向用电负荷供电。通过电力系统控制电网和分布式能源系统运行，实现了电网和微型燃气轮机与光伏发电系统之间的协同互补，保证了光伏发电系统的稳定运行，提高了光伏发电系统的消纳能力和利用率。
Description
技术领域
本发明涉及光伏发电技术领域，尤其涉及一种光伏消纳系统。
背景技术
光伏发电是利用半导体材料的光生伏特效应，将光能转化为电能的一种技术，在光伏发电系统中，主要包括太阳能电池板(也称光伏组件)、控制器和逆变器三大部件。目前，光伏发电系统主要分为离网光伏发电系统和并网光伏发电系统两大类型，相对于离网光伏发电系统而言，并网光伏发电系统不需要通过蓄电池储能，节省了光伏发电的开发成本，逐渐成为了光伏发电技术领域的主流发展方向。
现有技术中，并网光伏发电系统主要包括集中式大型并网光伏电站和分散式小型并网光伏电站(也称分布式光伏发电系统)两大类型，相对于集中式大型并网光伏电站而言，分布式光伏发电系统投资小、建设快、占地面积小，逐渐成为了并网光伏发电的主流，分布式光伏发电系统的运行模式是，在有太阳辐射的情况下，光伏组件将太阳能转换成电能，经并网逆变器逆变成交流电向用户供电，多余或不足的电力通过联接的电网来调节。
在实际应用中，分布式光伏发电系统一般配置在邻近用户地段，供用户自发自用，能够满足特定用户的需求，具有广阔的发展前景，然而，太阳能具有一定的随机性和间歇性，使得分布式光伏发电系统的发电不稳定，无法满足用户稳定用电的需求，即使配置了分布式光伏发电系统，也可能无法持续使用，这就使得分布式光伏发电系统的光伏消纳能力较差、利用率较低。
发明内容
本发明实施例提供了一种光伏消纳系统，用以解决现有技术中存在的分布式光伏发电系统的光伏消纳能力较差、利用率较低、发电不稳定等问题。
本发明实施例提供的具体技术方案如下：
一种光伏消纳系统，包括：电力系统，电网，天然气管网，以及分布式能源系统，分布式能源系统包括与电网相连接的光伏发电系统，以及连接在电网与天然气管网之间的微型燃气轮机，其中，
电力系统，用于在预设的控制时间范围内，获取电网以及分布式能源系统在各个运行时间段内的运行模式，每到达一个运行时间段的情况下，控制电网以及分布式能源系统中的光伏发电系统和微型燃气轮机运行在运行时间段对应的运行模式下；
光伏发电系统，用于在电力系统指示的运行模式下，采用与运行模式对应的光伏发电方式向用电负荷供电；
微型燃气轮机，用于在电力系统指示的运行模式下，采用与运行模式对应的燃气发电方式向用电负荷供电；
电网，用于在电力系统指示的运行模式下，采用与运行模式对应的电网发电方式向用电负荷供电。
较佳的，分布式能源系统还包括：连接在电网和微型燃气轮机之间的电转气设备，其中，
电转气设备，用于在电力系统指示的运行模式下，采用与运行模式对应的转换方式，执行相应的电气转换操作。
较佳的，在预设的控制时间范围内，获取预先配置的电网以及分布式能源系统在各个运行时间段内的运行模式之前，电力系统还用于执行以下操作：
确定到达预设的第一优化周期时，将以当前时刻为起始的第一预设时间段划分为多个运行时间段，并获取各个运行时间段内的预期天气数据和用电负荷的预期用电量；
每获取到一个运行时间段内的预期天气数据和用电负荷的预期用电量的情况下，基于获得的运行时间段内的预期天气数据，确定在运行时间段内光伏发电系统的预期光伏出力值，并基于在运行时间段内光伏发电系统的预期光伏出力值和用电负荷的预期用电量，确定在运行时间段内电网以及分布式能源系统与用电负荷之间的供用电关系，以及基于供用电关系，确定电网以及分布式能源系统在运行时间段内的运行模式。
较佳的，在基于供用电关系，确定电网以及分布式能源系统在运行时间段内的运行模式时，电力系统具体用于：
若光伏发电系统的预期光伏出力值不小于用电负荷的用电负荷的预期用电量，则将电网以及分布式能源系统在运行时间段内的运行模式配置为以光伏消纳为主的孤岛运行模式；
若光伏发电系统的预期光伏出力值小于用电负荷的用电负荷的预期用电量，且光伏发电系统的预期光伏出力值与微型燃气轮机的预期燃气出力值之和不小于用电负荷的预期用电量，则将电网以及分布式能源系统在运行时间段内的运行模式配置为以微型燃气轮机出力为主的孤岛运行模式；
若光伏发电系统的预期光伏出力值与微型燃气轮机的预期燃气出力值之和小于用电负荷的预期用电量，则将电网以及分布式能源系统在运行时间段内的运行模式配置为以光伏消纳为主的并网运行模式；
若光伏发电系统的预期光伏出力值接近于零，则将电网以及分布式能源系统在运行时间段内的运行模式配置为以调峰为主的并网运行模式。
较佳的，在电网以及分布式能源系统的运行过程中，电力系统还用于执行以下操作：
确定到达预设的第二优化周期时，获取以当前时刻为起始的第二预设时间段内的预期天气数据和用电负荷的预期用电量；
基于获得的以当前时刻为起始的第二预设时间段内的预期天气数据和用电负荷的预期用电量，确定在以当前时刻为起始的第二预设时间段内电网以及分布式能源系统的预期运行模式；
基于在以当前时刻为起始的第二预设时间段内电网以及分布式能源系统的预期运行模式与电网以及分布式能源系统的当前运行模式是否相同，对电网以及分布式能源系统执行相应的调整操作。
较佳的，在基于在以当前时刻为起始的第二预设时间段内电网以及分布式能源系统的预期运行模式与电网以及分布式能源系统的当前运行模式是否相同，对电网以及分布式能源系统执行相应的调整操作时，电力系统具体用于：
若在以当前时刻为起始的第二预设时间段内电网以及分布式能源系统的预期运行模式与电网以及分布式能源系统的当前运行模式相同，则调整电网以及分布式能源系统的出力值；
若在以当前时刻为起始的第二预设时间段内电网以及分布式能源系统的预期运行模式与电网以及分布式能源系统的当前运行模式不同，则控制电网以及分布式能源系统由当前运行模式切换至预期运行模式。
较佳的，若电网以及分布式能源系统运行在以光伏消纳为主的孤岛运行模式下，则，
光伏发电系统，具体用于选取所有的光伏组件作为发电组件，并在最大功率点跟踪MPPT工作状态下向用电负荷供电；
微型燃气轮机，具体用于在低负载回热循环状态下跟踪光伏发电系统的光伏出力值；
电转气设备，具体用于将光伏发电系统的多余光伏出力转换为天然气后进行储存，供微型燃气轮机获取；
电网，具体用于暂停向用电负荷供电。
较佳的，若电网以及分布式能源系统运行在以微型燃气轮机出力为主的孤岛运行模式下，则，
光伏发电系统，具体用于按照预先配置的经济调度规则，从所有的光伏组件中选取部分光伏组件作为发电组件向用电负荷供电；
微型燃气轮机，具体用于在高负载简单循环状态下向用电负荷供电；
电转气设备，具体用于暂停电气转换；
电网，具体用于暂停向用电负荷供电。
较佳的，若电网以及分布式能源系统运行在以光伏消纳为主的并网运行模式下，则，
光伏发电系统，具体用于选取所有的光伏组件作为发电组件，并在最大功率点跟踪MPPT工作状态下向用电负荷供电；
微型燃气轮机，具体用于在高负载回热循环状态下向用电负荷供电；
电转气设备，具体用于暂停电气转换；
电网，具体用于联合光伏发电系统、微型燃气轮机向用电负荷供电。
较佳的，若电网以及分布式能源系统运行在以调峰为主的并网运行模式下，则，
光伏发电系统，具体用于暂停向用电负荷供电；
微型燃气轮机，具体用于在低负载回热循环状态下跟踪电网的电网出力值；
电转气设备，具体用于将电网的多余电网出力转换为天然气后进行储存，供微型燃气轮机获取；
电网，具体用于向用电负荷供电。
一种能源系统的控制方法，该能源系统包括电网，以及分布式能源系统，分布式能源系统包括光伏发电系统、微型燃气轮机和电转气设备，其中，所述方法包括：
在预设的控制时间范围内，获取预先配置的电网以及分布式能源系统在各个运行时间段内的运行模式；
每到达一个运行时间段的情况下，控制电网以及分布式能源系统中的光伏发电系统、微型燃气轮机和电转气设备运行在该运行时间段对应的运行模式下。
较佳的，在预设的控制时间范围内，获取预先配置的电网以及分布式能源系统在各个运行时间段内的运行模式之前，包括：
确定到达预设的第一优化周期时，将以当前时刻为起始的第一预设时间段划分为多个运行时间段，并获取各个运行时间段内的预期天气数据和用电负荷的预期用电量；
每获取到一个运行时间段内的预期天气数据和用电负荷的预期用电量的情况下，基于获得的运行时间段内的预期天气数据，确定在运行时间段内光伏发电系统的预期光伏出力值，并基于在运行时间段内光伏发电系统的预期光伏出力值和用电负荷的预期用电量，确定在运行时间段内电网以及分布式能源系统与用电负荷之间的供用电关系，以及基于该供用电关系，配置电网以及分布式能源系统在运行时间段内的运行模式。
较佳的，在基于供用电关系，配置电网以及分布式能源系统在运行时间段内的运行模式时，具体包括：
若光伏发电系统的预期光伏出力值不小于用电负荷的用电负荷的预期用电量，则将电网以及分布式能源系统在运行时间段内的运行模式配置为以光伏消纳为主的孤岛运行模式；
若光伏发电系统的预期光伏出力值小于用电负荷的用电负荷的预期用电量，且光伏发电系统的预期光伏出力值与微型燃气轮机的预期燃气出力值之和不小于用电负荷的预期用电量，则将电网以及分布式能源系统在运行时间段内的运行模式配置为以微型燃气轮机出力为主的孤岛运行模式；
若光伏发电系统的预期光伏出力值与微型燃气轮机的预期燃气出力值之和小于用电负荷的预期用电量，则将电网以及分布式能源系统在运行时间段内的运行模式配置为以光伏消纳为主的并网运行模式；
若光伏发电系统的预期光伏出力值接近于零，则将电网以及分布式能源系统在运行时间段内的运行模式配置为以调峰为主的并网运行模式。
较佳的，在电网以及分布式能源系统的运行过程中，还包括：
确定到达预设的第二优化周期时，获取以当前时刻为起始的第二预设时间段内的预期天气数据和用电负荷的预期用电量；
基于获得的以当前时刻为起始的第二预设时间段内的预期天气数据和用电负荷的预期用电量，确定在以当前时刻为起始的第二预设时间段内电网以及分布式能源系统的预期运行模式；
基于在以当前时刻为起始的第二预设时间段内电网以及分布式能源系统的预期运行模式与电网以及分布式能源系统的当前运行模式是否相同，对电网以及分布式能源系统执行相应的调整操作。
较佳的，在基于在以当前时刻为起始的第二预设时间段内电网以及分布式能源系统的预期运行模式与电网以及分布式能源系统的当前运行模式是否相同，对电网以及分布式能源系统执行相应的调整操作时，具体包括：
若在以当前时刻为起始的第二预设时间段内电网以及分布式能源系统的预期运行模式与电网以及分布式能源系统的当前运行模式相同，则调整电网以及分布式能源系统的出力值；
若在以当前时刻为起始的第二预设时间段内电网以及分布式能源系统的预期运行模式与电网以及分布式能源系统的当前运行模式不同，则控制电网以及分布式能源系统由当前运行模式切换至预期运行模式。
本发明实施例的有益效果如下：
本发明实施例中，通过电力系统控制电网以及分布式能源系统在不同的运行时间段运行在相应的运行模式下，可以使电网以及分布式能源系统中的光伏发电系统和微型燃气轮机之间实现协同互补，以此来调节光伏发电系统的随机波动，补偿光伏发电系统的光伏出力值，保证了光伏发电系统的稳定运行，提高了光伏发电系统的消纳能力和利用率，也给用电负荷提供了良好的供电环境。
附图说明
图1为本发明实施例一中光伏消纳系统的拓补结构示意图；
图2为本发明实施例二中光伏消纳系统的拓补结构示意图；
图3为本发明实施例三中能源系统的控制方法的流程示意图；
图4A和图4B为本发明实施例三中光伏消纳系统的具体实施流程示意图；
图4C为本发明实施例三中在简单循环状态下，微型燃气轮机中的离心式压气机、燃烧室、涡轮和发动机之间循环运行示意图；
图4D为本发明实施例三中在回热循环状态下，微型燃气轮机中的回热器、离心式压气机、燃烧室、涡轮和发动机之间循环运行示意图；
图4E为本发明实施例三中光伏组件的输出特性曲线示意图。
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，并不是全部的实施例。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。
为了解决现有技术中存在的光伏发电系统的光伏消纳能力较差、利用率较低、发电不稳定等问题，本发明实施例提供的光伏消纳系统中，电力系统在预设的控制时间范围内，获取电网以及分布式能源系统在各个运行时间段内的运行模式，每到达一个运行时间段的情况下，控制电网以及分布式能源系统中的光伏发电系统和微型燃气轮机运行在运行时间段对应的运行模式下；光伏发电系统在电力系统指示的运行模式下，采用与运行模式对应的光伏发电方式向用电负荷供电；微型燃气轮机，在电力系统指示的运行模式下，采用与运行模式对应的燃气发电方式向用电负荷供电；电网在电力系统指示的运行模式下，采用与运行模式对应的电网发电方式向用电负荷供电。通过电力系统控制电网以及分布式能源系统在不同的运行时间段运行在相应的运行模式下，可以使电网以及分布式能源系统中的光伏发电系统和微型燃气轮机之间实现协同互补，以此来调节光伏发电系统的随机波动，补偿光伏发电系统的光伏出力值，保证了光伏发电系统的稳定运行，提高了光伏发电系统的消纳能力和利用率，也给用电负荷提供了良好的供电环境。
下面通过具体实施例对本发明方案进行详细描述，当然，本发明并不限于以下实施例。
实施例一
本发明实施例一中提供了一种如图1所示的光伏消纳系统，包括：电网100，天然气管网110，分布式能源系统120，以及电力系统130，分布式能源系统120包括与电网100相连接的光伏发电系统121，以及连接在电网100与天然气管网110之间的微型燃气轮机122，其中，
电力系统130，用于在预设的控制时间范围内，获取电网100以及分布式能源系统120在各个运行时间段内的运行模式，每到达一个运行时间段的情况下，控制电网100以及分布式能源系统120中的光伏发电系统121和微型燃气轮机122运行在该运行时间段对应的运行模式下；
光伏发电系统121，用于在电力系统130指示的运行模式下，采用与该运行模式对应的光伏发电方式向用电负荷供电；
微型燃气轮机122，用于在电力系统130指示的运行模式下，采用与该运行模式对应的燃气发电方式向用电负荷供电；
电网100，用于在电力系统130指示的运行模式下，采用与该运行模式对应的电网100发电方式向用电负荷供电。
较佳的，为了保证电网100和分布式能源系统120的顺利运行，在预设的控制时间范围内，获取预先配置的电网100以及分布式能源系统120在各个运行时间段内的运行模式之前，电力系统130还用于执行以下操作：
确定到达预设的第一优化周期时，将以当前时刻为起始的第一预设时间段划分为多个运行时间段，并获取各个运行时间段内的预期天气数据和用电负荷的预期用电量；
每获取到一个运行时间段内的预期天气数据和用电负荷的预期用电量的情况下，基于获得的运行时间段内的预期天气数据，确定在运行时间段内光伏发电系统121的预期光伏出力值，并基于在运行时间段内光伏发电系统121的预期光伏出力值和用电负荷的预期用电量，确定在运行时间段内电网100以及分布式能源系统120与用电负荷之间的供用电关系，以及基于供用电关系，确定电网100以及分布式能源系统120在运行时间段内的运行模式。在实际应用中，为了方便电力系统130确定电网100和分布式能源系统120在该运行时间段内的运行模式，可以预先定义电网100和分布式能源系统120的四种运行模式：
第一种运行模式：以光伏消纳为主的孤岛运行模式。其中，电力系统130可以在确定光伏发电系统121的预期光伏出力值不小于用电负荷的用电负荷的预期用电量的情况下，将电网100和分布式能源系统120在该运行时间段内的运行模式配置为以光伏消纳为主的孤岛运行模式。
第二种运行模式：以微型燃气轮机122出力为主的孤岛运行模式。其中，电力系统130可以在确定光伏发电系统121的预期光伏出力值小于用电负荷的用电负荷的预期用电量，且光伏发电系统121的预期光伏出力值与微型燃气轮机122的预期燃气出力值之和不小于用电负荷的预期用电量的情况下，将电网100和分布式能源系统120在运行时间段内的运行模式配置为以微型燃气轮机122出力为主的孤岛运行模式。
第三种运行模式：以光伏消纳为主的并网运行模式。其中，电力系统130可以在确定光伏发电系统121的预期光伏出力值与微型燃气轮机122的预期燃气出力值之和小于用电负荷的预期用电量的情况下，将电网100和分布式能源系统120在运行时间段内的运行模式配置为以光伏消纳为主的并网运行模式。
第四种运行模式：以调峰为主的并网运行模式。其中，电力系统130可以在确定光伏发电系统121的预期光伏出力值接近于零的情况下，将电网100和分布式能源系统120在运行时间段内的运行模式配置为以调峰为主的并网运行模式。
较佳的，为了保证电网100和分布式能源系统120中光伏发电系统121和微型燃气轮机122的出力值的精确度，实现对电网100、光伏发电系统121和微型燃气轮机122之间协同互补的准确控制，在电网100和分布式能源系统120的运行过程中，电力系统130还用于执行以下操作：
确定到达预设的第二优化周期时，获取以当前时刻为起始的第二预设时间段内的预期天气数据和用电负荷的预期用电量；
基于获得的以当前时刻为起始的第二预设时间段内的预期天气数据和用电负荷的预期用电量，确定在以当前时刻为起始的第二预设时间段内电网100以及分布式能源系统120的预期运行模式(其中，电力系统130可以采用上述运行模式的确定方式，确定在以当前时刻为起始的第二预设时间段内电网100和分布式能源系统120的预期运行模式，在此不再赘述)；
基于在以当前时刻为起始的第二预设时间段内电网100以及分布式能源系统120的预期运行模式与电网100以及分布式能源系统120的当前运行模式是否相同，对电网100以及分布式能源系统120执行相应的调整操作。在具体实施时，在基于在以当前时刻为起始的第二预设时间段内电网100以及分布式能源系统120的预期运行模式与电网100以及分布式能源系统120的当前运行模式是否相同，对电网100以及分布式能源系统120执行相应的调整操作时，可能存在但不限于以下两种情况下：
第一种情况：在以当前时刻为起始的第二预设时间段内电网100以及分布式能源系统120的预期运行模式与电网100以及分布式能源系统120的当前运行模式相同。在此情况下，电力系统130可调整电网100以及分布式能源系统120的出力值。具体地，电力系统130可获取电网100的预期电网出力值、光伏发电系统121的预期光伏出力值和微型燃气轮机122的预期燃气出力值，并基于获得的电网100的预期电网出力值、光伏发电系统121的预期光伏出力值和微型燃气轮机122的预期燃气出力值，调整电网100的当前电网出力值、光伏发电系统121的当前光伏出力值和微型燃气轮机122的当前燃气出力值。
第二种情况：在以当前时刻为起始的第二预设时间段内电网100以及分布式能源系统120的预期运行模式与电网100以及分布式能源系统120的当前运行模式不同。在此情况下，电力系统130可调整电网100以及分布式能源系统120的运行模式，即控制电网100以及分布式能源系统120由当前运行模式切换至预期运行模式。
较佳的，由于不同运行模式的确定条件不同，因此，在不同的运行模式下，电网100以及分布式能源系统120中的光伏发电系统121和微型燃气轮机122的发电方式也不同，具体如下：
若电网100以及分布式能源系统120运行在以光伏消纳为主的孤岛运行模式下，则光伏发电系统121具体用于：选取所有的光伏组件作为发电组件，并在最大功点跟踪(Maximum Power Point Tracking，MPPT)工作状态下向用电负荷供电；微型燃气轮机122具体用于：在低负载回热循环状态下跟踪光伏发电系统121的光伏出力值；电网100具体用于：暂停向用电负荷供电。
若电网100以及分布式能源系统120运行在以微型燃气轮机122出力为主的孤岛运行模式下，则光伏发电系统121具体用于：按照预先配置的经济调度规则，从所有的光伏组件中选取部分光伏组件作为发电组件向用电负荷供电；微型燃气轮机122具体用于：在高负载简单循环状态下向用电负荷供电；电网100具体用于：暂停向用电负荷供电。
若电网100以及分布式能源系统120运行在以光伏消纳为主的并网运行模式下，则光伏发电系统121具体用于：选取所有的光伏组件作为发电组件，并在MPPT工作状态下向用电负荷供电；微型燃气轮机122具体用于：在高负载回热循环状态下向用电负荷供电；电网100具体用于：联合光伏发电系统121、微型燃气轮机122向用电负荷供电。
若电网100以及分布式能源系统120运行在以调峰为主的并网运行模式下，则光伏发电系统121具体用于：暂停向用电负荷供电；微型燃气轮机122具体用于：在低负载回热循环状态下跟踪电网100的电网出力值；电网100具体用于：向用电负荷供电。
可见，在本发明实施例一提供的光伏消纳系统中，通过电力系统130控制电网100以及分布式能源系统120中的光伏发电系统121和微型燃气轮机122在不同的运行时间段运行在相应的运行模式下，可以使电网100以及分布式能源系统120中的光伏发电系统121和微型燃气轮机122之间实现协同互补，以此来调节光伏发电系统121的随机波动，补偿光伏发电系统121的光伏出力值，保证了光伏发电系统121的稳定运行，提高了光伏发电系统121的消纳能力和利用率，也给用电负荷提供了良好的供电环境。
实施例二
为了提高电网和光伏发电系统的消纳能力，实现可再生能源的安全回收和消纳，在上述实施例一的基础上，光伏消纳系统还可以包括连接在电网100和微型燃气轮机122之间的电转气设备123，图2为本发明实施例二提供的一种光伏消纳系统的拓补结构示意图，其中，
电力系统130，用于在预设的控制时间范围内，获取电网100以及分布式能源系统120在各个运行时间段内的运行模式，每到达一个运行时间段的情况下，控制电网100以及分布式能源系统120中的光伏发电系统121和微型燃气轮机122运行在该运行时间段对应的运行模式下；
光伏发电系统121，用于在电力系统130指示的运行模式下，采用与该运行模式对应的光伏发电方式向用电负荷供电；
微型燃气轮机122，用于在电力系统130指示的运行模式下，采用与该运行模式对应的燃气发电方式向用电负荷供电；
电网100，用于在电力系统130指示的运行模式下，采用与该运行模式对应的电网100发电方式向用电负荷供电；
电转气设备123，用于在电力系统130指示的运行模式下，采用与该运行模式对应的转换方式，执行相应的电气转换操作。
较佳的，电转气设备123可以包括：与电网100相连接的转换器1230，连接在转换器1230和储气罐1233之间的过滤器1231，以及与微型燃气轮机122相连接的储气罐1233，其中，
转换器1230，用于将光伏发电系统121的多余光伏出力转换为天然气后输出至过滤器1231；或者，将电网100的多余电网100出力转换为天然气后输出至过滤器1231；
过滤器1231，用于过滤电转转换器1230输出的天然气，并将过滤后的天然气存储至储气罐1233；
储气罐1233，用于存储过滤器1231输出的天然气，供微型燃气轮机122获取。
较佳的，为了保证电网100和分布式能源系统120的顺利运行，在预设的控制时间范围内，获取预先配置的电网100以及分布式能源系统120在各个运行时间段内的运行模式之前，电力系统130还用于执行以下操作：
确定到达预设的第一优化周期时，将以当前时刻为起始的第一预设时间段划分为多个运行时间段，并获取各个运行时间段内的预期天气数据和用电负荷的预期用电量；
每获取到一个运行时间段内的预期天气数据和用电负荷的预期用电量的情况下，基于获得的运行时间段内的预期天气数据，确定在运行时间段内光伏发电系统121的预期光伏出力值，并基于在运行时间段内光伏发电系统121的预期光伏出力值和用电负荷的预期用电量，确定在运行时间段内电网100以及分布式能源系统120与用电负荷之间的供用电关系，以及基于供用电关系，确定电网100以及分布式能源系统120在运行时间段内的运行模式(其中，电力系统130可以采用上述实施例一中提及的运行模式的确定方式，确定电网100以及分布式能源系统120在运行时间段内的运行模式，在此不再赘述)。
较佳的，为了保证电网100和分布式能源系统120中光伏发电系统121和微型燃气轮机122的出力值的精确度，实现对电网100、光伏发电系统121和微型燃气轮机122之间协同互补的准确控制，在电网100和分布式能源系统120的运行过程中，电力系统130还用于执行以下操作：
确定到达预设的第二优化周期时，获取以当前时刻为起始的第二预设时间段内的预期天气数据和用电负荷的预期用电量；
基于获得的以当前时刻为起始的第二预设时间段内的预期天气数据和用电负荷的预期用电量，确定在以当前时刻为起始的第二预设时间段内电网100以及分布式能源系统120的预期运行模式(其中，电力系统130可以采用上述实施例一中提及的运行模式的确定方式，确定在以当前时刻为起始的第二预设时间段内电网100和分布式能源系统120的预期运行模式，在此不再赘述)；
基于在以当前时刻为起始的第二预设时间段内电网100以及分布式能源系统120的预期运行模式与电网100以及分布式能源系统120的当前运行模式是否相同，对电网100以及分布式能源系统120执行相应的调整操作。在具体实施时，在基于在以当前时刻为起始的第二预设时间段内电网100以及分布式能源系统120的预期运行模式与电网100以及分布式能源系统120的当前运行模式是否相同，对电网100以及分布式能源系统120执行相应的调整操作时，可能存在但不限于以下两种情况下：
第一种情况：在以当前时刻为起始的第二预设时间段内电网100以及分布式能源系统120的预期运行模式与电网100以及分布式能源系统120的当前运行模式相同。在此情况下，电力系统130可调整电网100以及分布式能源系统120的出力值。具体地，电力系统130可获取电网100的预期电网出力值、光伏发电系统121的预期光伏出力值、微型燃气轮机122的预期燃气出力值和电转气设备123的转换出力值(下述称电转气设备123的转换出力值为电气转换量)，并基于获得的电网100的预期电网出力值、光伏发电系统121的预期光伏出力值、微型燃气轮机122的预期燃气出力值和电转气设备123的电气转换量，调整电网100的当前电网出力值、光伏发电系统121的当前光伏出力值、微型燃气轮机122的当前燃气出力值和电转气设备123的当前电气转换量。
第二种情况：在以当前时刻为起始的第二预设时间段内电网100以及分布式能源系统120的预期运行模式与电网100以及分布式能源系统120的当前运行模式不同。在此情况下，电力系统130可调整电网100以及分布式能源系统120的运行模式，即控制电网100以及分布式能源系统120由当前运行模式切换至预期运行模式。
较佳的，由于不同运行模式的确定条件不同，因此，在不同的运行模式下，电网100以及分布式能源系统120中的光伏发电系统121和微型燃气轮机122的发电方式也不同，具体如下：
若电网100以及分布式能源系统120运行在以光伏消纳为主的孤岛运行模式下，则光伏发电系统121具体用于：选取所有的光伏组件作为发电组件，并在MPPT工作状态下向用电负荷供电；微型燃气轮机122具体用于：在低负载回热循环状态下跟踪光伏发电系统121的光伏出力值；电转气设备123，具体用于将光伏发电系统121的多余光伏出力转换为天然气后进行储存，供微型燃气轮机122获取；电网100具体用于：暂停向用电负荷供电。
若电网100以及分布式能源系统120运行在以微型燃气轮机122出力为主的孤岛运行模式下，则光伏发电系统121具体用于：按照预先配置的经济调度规则，从所有的光伏组件中选取部分光伏组件作为发电组件向用电负荷供电；微型燃气轮机122具体用于：在高负载简单循环状态下向用电负荷供电；电转气设备123，具体用于暂停电气转换；电网100具体用于：暂停向用电负荷供电。
若电网100以及分布式能源系统120运行在以光伏消纳为主的并网运行模式下，则光伏发电系统121具体用于：选取所有的光伏组件作为发电组件，并在MPPT工作状态下向用电负荷供电；微型燃气轮机122具体用于：在高负载回热循环状态下向用电负荷供电；电转气设备123，具体用于暂停电气转换；电网100具体用于：联合光伏发电系统121和微型燃气轮机122向用电负荷供电。
若电网100以及分布式能源系统120运行在以调峰为主的并网运行模式下，则光伏发电系统121具体用于：暂停向用电负荷供电；微型燃气轮机122具体用于：在低负载回热循环状态下跟踪电网100的电网出力值；电转气设备123，具体用于将电网100的多余电网100出力转换为天然气后进行储存，供微型燃气轮机122获取；电网100具体用于：向用电负荷供电。
可见，本发明实施例二中，通过增设电转气设备123，不仅实现了可再生能源的回收，还实现了电气之间的转化，进一步地提高了电网100和分布式能源系统120的能源消纳能力。
实施例三
参阅图3所示，本发明实施例三中，提供了一种能源系统的控制方法，该能源系统的控制方法可由电力系统130来执行，该能源系统包括电网100，以及分布式能源系统120，分布式能源系统120包括光伏发电系统121、微型燃气轮机122和电转气设备123，其中，该能源系统的控制方法的具体流程如下：
步骤300：在预设的控制时间范围内，获取预先配置的电网100以及分布式能源系统120在各个运行时间段内的运行模式。
在实际应用中，为了实现对电网100以及分布式能源系统120的控制，保证电网100和分布式能源系统120的顺利运行，在执行步骤300之前，还可以定义电网100以及分布式能源系统120的运行模式。具体地，在定义电网100以及分布式能源系统120的运行模式时，可以定义但不限于以下四种运行模式：
第一种运行模式：以光伏消纳为主的孤岛运行模式。在该模式下，光伏发电系统121的预期光伏出力值不小于用电负荷的用电负荷的预期用电量。其中，光伏发电系统121具体用于选取所有的光伏组件作为发电组件，并在MPPT工作状态下向用电负荷供电；微型燃气轮机122具体用于在低负载回热循环状态下跟踪光伏发电系统121的光伏出力值；电转气设备123具体用于将光伏发电系统121的多余光伏出力转换为天然气后进行储存，供微型燃气轮机122获取；电网100具体用于暂停向用电负荷供电。
第二种运行模式：以微型燃气轮机122出力为主的孤岛运行模式。在该模式下，光伏发电系统121的预期光伏出力值小于用电负荷的用电负荷的预期用电量，且光伏发电系统121的预期光伏出力值与微型燃气轮机122的预期燃气出力值之和不小于用电负荷的预期用电量。其中，光伏发电系统121具体用于按照预先配置的经济调度规则，从所有的光伏组件中选取部分光伏组件作为发电组件向用电负荷供电微型燃气轮机122具体用于在高负载简单循环状态下向用电负荷供电；电转气设备123具体用于暂停电气转换；电网100具体用于暂停向用电负荷供电。
第三种运行模式：以光伏消纳为主的并网运行模式。在该模式下，光伏发电系统121的预期光伏出力值与微型燃气轮机122的预期燃气出力值之和小于用电负荷的预期用电量。其中，光伏发电系统121具体用于选取所有的光伏组件作为发电组件，并在MPPT工作状态下向用电负荷供电；微型燃气轮机122具体用于在高负载回热循环状态下向用电负荷供电；电转气设备123具体用于暂停电气转换；电网100具体用于联合光伏发电系统121和微型燃气轮机122向用电负荷供电。
第四种运行模式：以调峰为主的并网运行模式。在该模式下，光伏发电系统121的预期光伏出力值接近于零。其中，光伏发电系统121具体用于暂停向用电负荷供电；微型燃气轮机122具体用于在低负载回热循环状态下跟踪电网100的电网出力值；电转气设备123具体用于将电网100的多余电网100出力转换为天然气后进行储存，供微型燃气轮机122获取；电网100具体用于向用电负荷供电。
进一步地，在定义上述四种运行模式之后，电力系统130还可以基于上述四种运行模式，配置电网100以及分布式能源系统120在未来的第一预设时间段包含的各个运行时间段内的运行模式，具体包括：
步骤1A：电力系统130确定到达预设的第一优化周期时，将以当前时刻为起始的第一预设时间段划分为多个运行时间段。
步骤2A：电力系统130获取各个运行时间段内的预期天气数据和用电负荷的预期用电量，每获取到一个运行时间段内的预期天气数据和用电负荷的预期用电量的情况下，执行步骤3A—步骤5A，直至电网100以及分布式能源系统120在第一预设时间段包含的各个运行时间段内的运行模式配置完成为止。
步骤3A：电力系统130基于获得的该运行时间段内的预期天气数据，确定在该运行时间段内光伏发电系统121的预期光伏出力值。
步骤4A：电力系统130基于在该运行时间段内光伏发电系统121的预期光伏出力值和用电负荷的预期用电量，确定在该运行时间段内电网100以及分布式能源系统120与用电负荷之间的供用电关系。
步骤5A：电力系统130基于该供用电关系，确定电网100以及分布式能源系统120在该运行时间段内的运行模式。具体地，在执行步骤5A时，可能存在但不限于以下四种情况：
第一种情况：在该运行时间段内，光伏发电系统121的预期光伏出力值不小于所述用电负荷的用电负荷的预期用电量。在此情况下，电力系统130可以将电网100以及分布式能源系统120在该运行时间段内的运行模式配置为以光伏消纳为主的孤岛运行模式。
第二种情况：在该运行时间段内，光伏发电系统121的预期光伏出力值小于用电负荷的用电负荷的预期用电量，且光伏发电系统121的预期光伏出力值与微型燃气轮机122的预期燃气出力值之和不小于用电负荷的预期用电量。在此情况下，电力系统130可以将电网100以及分布式能源系统120在该运行时间段内的运行模式配置为以微型燃气轮机122出力为主的孤岛运行模式；
第三种情况：在该运行时间段内，光伏发电系统121的预期光伏出力值与微型燃气轮机122的预期燃气出力值之和小于用电负荷的预期用电量。在此情况下，电力系统130可以将电网100以及分布式能源系统120在该运行时间段内的运行模式配置为以光伏消纳为主的并网运行模式；
第四种情况：在该运行时间段内，光伏发电系统121的预期光伏出力值接近于零。在此情况下，电力系统130可以将电网100以及分布式能源系统120在该运行时间段内的运行模式配置为以调峰为主的并网运行模式。
进一步地，在电网100以及分布式能源系统120在第一预设时间段包含的各个运行时间段内的运行模式配置完成后，电力系统130即可等待第一预设时间段的到来，并在确定当前时刻与第一预设时间段的起始时刻之间的时间间隔在预设的控制时间范围内时，获取上述预先配置的电网100以及分布式能源系统120在第一预设时间段包含的各个运行时间段内的运行模式，继续执行步骤301。
步骤301：每到达一个运行时间段的情况下，控制电网100以及分布式能源系统120中的光伏发电系统121、微型燃气轮机122和电转气设备123运行在该运行时间段对应的运行模式下。
在具体实施时，为了实现对电网100以及分布式能源系统120的精准控制，在电网100以及分布式能源系统120的运行过程中，还可以对电网100以及分布式能源系统120的运行模式和/或出力值进行调整。具体地，可以采用但不限于以下方式：
步骤1B：电力系统130确定到达预设的第二优化周期时(其中，第二优化周期小于第一优化周期)，获取以当前时刻为起始的第二预设时间段内的预期天气数据和用电负荷的预期用电量。
步骤2B：电力系统130基于获得的以当前时刻为起始的第二预设时间段内的预期天气数据和用电负荷的预期用电量，确定在以当前时刻为起始的第二预设时间段内电网100以及分布式能源系统120的预期运行模式(其中，电力系统130可以采用上述运行模式的确定方式，确定电网100以及分布式能源系统120在以当前时刻为起始的第二预设时间段内的预期运行模式，在此不再赘述)。
步骤2C：电力系统130判断在以当前时刻为起始的第二预设时间段内电网100以及分布式能源系统120的预期运行模式与电网100以及分布式能源系统120的当前运行模式是否相同；若是，则执行步骤步骤2D；否则，执行步骤2F。
步骤2D：电力系统130获取在以当前时刻为起始的第二预设时间段内电网100的预期电网出力值、光伏发电系统121的预期光伏出力值、微型燃气轮机122的预期燃气出力值和电转气设备123的预期转换量。
步骤2E：电力系统130基于获得的电网100的预期电网出力值、光伏发电系统121的预期光伏出力值、微型燃气轮机122的预期燃气出力值和电转气设备123的预期转换量，调整电网100的当前电网出力值、光伏发电系统121的当前光伏出力值、微型燃气轮机122的当前燃气出力值和电转气设备123的当前转换量。
步骤2F：电力系统130调整电网100以及分布式能源系统120的运行模式，即控制电网100和分布式能源系统120中的光伏发电系统121、微型燃气轮机122和电转气设备123由当前运行模式切换至预期运行模式。
可见，本发明实施例三中，通过电力系统130控制电网100以及分布式能源系统120中的光伏发电系121统、微型燃气轮机122和电转气设备123在不同运行时间段运行在相应的运行模式下，使电网100以及分布式能源系统120中的光伏发电系统121和微型燃气轮机122之间实现协同互补，以此来调节光伏发电系统121的随机波动，保证了光伏发电系统121的稳定运行，给用电负荷提供了良好的供电环境，也提高了光伏发电系统121的消纳能力和利用率。而且，通过控制电转气设备123在不同的运行模式下执行相应的电气转换操作，不仅实现了可再生能源的回收，也实现了电气之间的转化，进一步地提高了电网100和分布式能源系统120的能源消纳能力。
实施例四
参阅图4A和图4B所示，本发明实施例四中，光伏消纳系统的具体运行流程主要包括但不限于如下步骤：
步骤400：构建包含电网100、天然气管网110和分布式能源系统120(包括光伏发电系统121、微型燃气轮机122和电转气设备123)的光伏消纳系统的拓扑结构(具体参见图2)。
步骤401：建立微型燃气轮机122的出力模型，以便后续微型燃气轮机122能够按照该出力模型出力。具体地，可以采用但不限于以下方式：
a)针对微型燃气轮机122中的离心式压气机建立如式(1)所示的出力模型：
在上述式(1)中，T1和T2分别表征离心式压气机的进口温度和出口温度；G1表征空气流量；H1和H2分别表征离心式压气机的进口空气焓值和出口空气焓值；Pe表征离心式压气机消耗的功率；π表征压比；k表征绝热系数；ηc表征离心式压气机的效率；f1和f2表征离心式压气机的稳态特性曲线，其中，该稳态特性曲线可采用最小二乘法插值求出，各项参数值可由供应商提供。
b)针对微型燃气轮机122中的燃烧室建立如式(2)所示的出力模型：
在式(2)中，V表征燃烧室的容积；Gf表征燃烧室的燃料流量；Hf表征燃烧焓；Q表征燃烧室向周围散发的散热量；ηcc表征燃烧效率。
c)针对微型燃气轮机122中的涡轮建立如式(3)所示的出力模型：
在式(3)中，f3和f4表征涡轮的特性曲线，ηt表征涡轮的工作效率。
d)针对微型燃气轮机122中的回热器建立如式(4)所示的出力模型：
在式(4)中，ηer和ηe分别表征燃气轮机在回热循环状态下的效率和在简单循环状态下的效率；Tr表征涡轮的排气温度；r表征回热器的回热度，其中，该会热度可由厂家提供；T3表征燃烧室的温度。
e)针对微型燃气轮机122中的发电机建立如式(5)所示的出力模型(假设该发电机为交流永磁异步电动机)：
在式(5)中，P0和n0分别表征发电机的额定功率和额定转速。
步骤402：定义微型燃气轮机122的两种循环状态：简单循环状态和回热循环状态。具体地，可以采用但不限于以下方式：
a)在简单循环状态下，参阅图4C所示，微型燃气轮机122中主要由离心式压气机、燃烧室、涡轮和发动机协同工作。在简单循环状态下，空气在离心式压气机中被压缩，进入燃烧室，与燃料混合燃烧后进入涡轮。涡轮做功后排出至发电机，通过发电机做功向用电负荷供电。可见，在简单循环状态下，微型燃气轮机122的发电效率仅与压比有关，循环结构较为简单，操作灵活，微型燃气轮机122可通过控制燃料流量改变涡轮出功，快速响应用电负荷的变化(一般的响应速度均在秒级范围内)。
b)在回热循环状态下，参阅图4D所示，主要由回热器、离心式压气机、燃烧室、涡轮和发动机协同工作。在回热循环状态下，空气在离心式压气机中被压缩，进入燃烧室，与燃料混合燃烧后进入涡轮，涡轮做功后排出至发电机，通过发电机做功向用电负荷供电，与此同时，由于涡轮排出的燃气温度比较高，可通过回热器将涡轮排出的高温废气预热后进入燃烧室，与燃料混合燃烧后进入涡轮。可见，在回热循环状态下，当涡轮的进口条件相同时，可减少燃料的消耗量，相比与简单循环状态，回热循环状态的发电效率较高。
步骤403：建立电转气设备123的出力模型，以便后续电转气设备123能够按照该出力模型出力。具体地，电转气设备123可通过电解水产生氢气和氧气，再由氢气和二氧化碳催化生成水和甲烷(即天然气的主要成分)，一般情况下，电转气设备123的效率可达到50％-70％。
步骤404：建立光伏发电系统121中光伏组件的出力模型，以便后续光伏组件能够按照该出力模型出力。具体地，可以采用但不限于以下方式：
一般情况下，当用电负荷RL从0变为∞时，输出电压U将从UOC变为0，输出电流将从ISC变为0，进而，即可构建出如图4E所示的光伏组件的输出特性曲线，光伏组件的输出电压和输出电流分布在该输出特性曲线上。
当然，输出功率P的大小也随电压的变化而变化，参阅图4E所示，最大功率点(Maximum Power Point，MPP)表征光伏组件的最大输出功率Pmax，MPP对应的电压和电流分别为最大功率点电压Umax和最大功率点电流Imax，最大功率点电压Umax、最大功率点电流Imax和最大输出功率Pmax之间的关系为：Pmax＝Umax Imax＝FFISCUSC，其中，FF表征光伏组件的填充因子或曲线因数，其大小为Umax和Imax构成的矩形面积B和USC和ISC构成的曲线面积A的比值。
步骤405：定义电网以及分布式能源系统120的四种运行模式。具体地，可以采用但不限于以下方式：
第一种运行模式：以光伏消纳为主的孤岛运行模式。在光伏发电系统121的预期光伏出力值不小于用电负荷的用电负荷的预期用电量的情况下，可以配置该运行模式。在该运行模式下，光伏发电系统121可以选取所有光伏组件作为发电组件，并在MPPT工作状态下向用电负荷供电；微型燃气轮机122处于低负载回热循环状态下，主要用于跟踪光伏发电系统121的光伏出力，保持分布式能源系统120的稳定供电；光伏发电系统121的多余光伏出力由电转气设备123转换为天然气，供微型燃气轮机122获取；电网100在该运行模式下暂停出力。即在该运行模式下，分布式能源系统120与电网100隔离并独立运行，具体如式(6)所示：
在式(6)中，n为所有光伏组件的数目；PV(t)为光伏组件在t时刻的光伏出力值，mGT(t)为微型燃气轮机122在t时刻的燃气出力值，PG(t)为电网100在t时刻的电网出力值；PV'(t)为用电负荷实际消纳的光伏出力值，Ld(t)为在t时刻用电负荷的用电量，PTG(t)为在t时刻电转气设备123转换的多余光伏出力。
第二种运行模式：以燃气轮机出力为主的孤岛运行模式。在光伏发电系统121的预期光伏出力值小于用电负荷的用电负荷的预期用电量，且光伏发电系统121的预期光伏出力值与微型燃气轮机122的预期燃气出力值之和不小于用电负荷的预期用电量的情况下，可以配置该运行模式。在该运行模式下，光伏发电系统121可以按照预先配置的经济调度规则，选取部分光伏组件作为发电组件向用电负荷供电；微型燃气轮机122处于高负载简单循环状态下，主要用于补充光伏发电系统121的光伏出力；电转气设备123在该运行模式下暂停运行；电网100在该运行模式下暂停出力。即在该运行模式下，分布式能源系统120与电网100隔离并独立运行，具体如式(7)所示：
在式(7)中，m为按照预先配置的经济调度规则选取出的发电组件的数量。
第三种运行模式：以光伏消纳为主的并网运行模式。在光伏发电系统121的预期光伏出力值与微型燃气轮机122的预期燃气出力值之和小于用电负荷的预期用电量的情况下，可以配置该运行模式。在该运行模式下，光伏组件可以选取所有光伏组件作为发电组件，并在MPPT工作状态下向用电负荷供电；微型燃气轮机122处于高负载回热循环状态下，主要用于补充光伏发电系统121的光伏出力；电转气设备123在该运行模式下暂停运行；电网100在该运行模式下主要用于与微型燃气轮机122协同补充光伏发电系统121的光伏出力。即在该运行模式下，分布式能源系统120与电网100并网运行，具体如式(8)所示：
第四种运行模式：以调峰为主的并网运行模式。在光伏发电系统121的预期光伏出力值接近于零的情况下，可以配置该运行模式。在该运行模式下，光伏组件暂停出力；微型燃气轮机122工作处于低负载回热循环状态下，主要用于跟踪电网100的电网100出力变化，保持分布式能源系统120的稳定供电；电网100在该运行模式下作为用电负荷的主要供电来源；电网100的多余电网100出力由电转气设备123转换为天然气，供微型燃气轮机122获取。即在该运行模式下，分布式能源系统120与电网100并网运行，具体如式(9)所示：
在式(9)中，PG'(t)为电转气设备123转换的多余电网100出力。
步骤406：针对分布式能源系统120构建如式(10)所示的最低运行成本模型，以便后续分布式能源系统120能够在最低运行成本下运行：
在式(10)中，minF为分布式能源系统120的最低运行成本的目标函数；Cgas(mGT)为微型燃气轮机122消耗的天燃气成本，其计算方法为：微型燃气轮机122消耗的天燃气总量Vt与电转气设备123产生的天然气总量Vptg之间的差值，与天然气单价Pg的乘积；COP(F)为分布式能源系统120的运行维护成本，其计算方法为：启停成本Cs、运行维护成本Co、停机维修成本Ct和其他开支Ce之和，与调节参数fr的乘积；Cm(PG)为电网100供电成本，主要根据不同峰谷时段的电价Pr和消耗电量来计算。Cad(PG)为电网100调节成本，主要根据协助补充的光伏出力值和调节单价Pv来计算。
步骤407：定义分布式能源系统120的运行约束条件，以便后续分布式能源系统120能够在该约束条件下运行，以保证分布式能源系统120运行的可靠性。具体地，运行约束条件可以包括但不限于：
a)有关供电可靠性的约束条件：在周期T内任意时刻的电力供需保持平衡，具体如式(11)所示：
b)有关光伏利用率的约束条件：分布式能源系统120的光伏消纳比例不小于预期值ηS，具体如式(12)所示：。
在式(12)中，ηPV为光伏利用率，EPV为在周期T内光伏发电系统121的光伏发电量；Epot为在周期T内可利用的光伏发电总量。
c)有关负荷变化响应速率的约束条件：分布式能源系统120中微型燃气轮机122、电网100、电转气设备123等设备的功率变化速率需保持在合理范围内，具体如式(13)所示：
在式(13)中，Pi rated为设备i的额定功率；Vi max为设备i的最大负荷变化响应速率。
d)有关电转气设备123中储气罐1233的储气容量的约束条件：储气罐1233的储气容量需保持在合理范围内，具体如式(14)所示：
SOCmin≤SOC(t)≤SOCmax ……式(14)
在式(14)中，SOC(t)为储气罐1233的储气容量，SOCmax和SOCmin分别为储气罐1233的最大储气容量和最小储气容量。
e)其他约束条件：可根据具体应用场景和使用需求进行灵活定义，例如，定义有关寿命周期的约束条件，有关启停时间的约束条件，有关备用容量的约束条件等。
步骤408：电力系统130确定到达预设的第一优化周期时，将以当前时刻为起始的第一预设时间段划分为多个运行时间段，并获取各个运行时间段内的预期天气数据和用电负荷的预期用电量。比如：电力系统130确定到达24小时的情况下，以15分钟为一个运行时间段，将以当前时刻为起始未来24小时划分为96个运行时间段，并获取各个运行时间段内的预期天气数据和用电负荷的预期用电量。
步骤409：电力系统130每获取到一个运行时间段内的预期天气数据和用电负荷的预期用电量的情况下，基于获得的该运行时间段内的预期天气数据，确定该运行时间段内光伏发电系统121预期光伏出力值，并基于该运行时间段内光伏发电系统121的预期光伏出力值和用电负荷的预期用电量，确定在该运行时间段内电网100以及分布式能源系统120与用电负荷之间的供用电关系，以及基于供用电关系，确定电网100以及分布式能源系统120在该运行时间段内的运行模式。
具体地，电力系统130可以在确定光伏发电系统121的预期光伏出力值不小于用电负荷的用电负荷的预期用电量时，将电网100以及分布式能源系统120在该运行时间段内的运行模式配置为以光伏消纳为主的孤岛运行模式；在确定光伏发电系统121的预期光伏出力值小于用电负荷的用电负荷的预期用电量，且光伏发电系统121的预期光伏出力值与微型燃气轮机122的预期燃气出力值之和不小于用电负荷的预期用电量时，将电网100以及分布式能源系统120在该运行时间段内的运行模式配置为以微型燃气轮机122出力为主的孤岛运行模式；在确定光伏发电系统121的预期光伏出力值与微型燃气轮机122的预期燃气出力值之和小于用电负荷的预期用电量时，将电网100以及分布式能源系统120在该运行时间段内的运行模式配置为以光伏消纳为主的并网运行模式；在确定光伏发电系统121的预期光伏出力值接近于零时，将电网100以及分布式能源系统120在运行时间段内的运行模式配置为以调峰为主的并网运行模式。
步骤410：电力系统130确定当前时刻与第一预设时间段的起始时刻之间的时间间隔在预设的控制时间范围内时，获取预先配置的电网以及分布式能源系统120在第一预设时间段包含的各个运行时间段内的运行模式。
步骤411：电力系统130在每到达一个运行时间段的情况下，控制电网100以及分布式能源系统120中的光伏发电系统121、微型燃气轮机122和电转气设备123运行在运行时间段对应的运行模式下。
具体地，若电网100以及分布式能源系统120运行在以光伏消纳为主的孤岛运行模式下，则光伏发电系统121具体用于：选取所有的光伏组件作为发电组件，并在MPPT工作状态下向用电负荷供电；微型燃气轮机122具体用于：在低负载回热循环状态下跟踪光伏发电系统121的光伏出力值；电转气设备123，具体用于将光伏发电系统121的多余光伏出力转换为天然气后进行储存，供微型燃气轮机122获取；电网100具体用于：暂停向用电负荷供电。
若电网100以及分布式能源系统120运行在以微型燃气轮机122出力为主的孤岛运行模式下，则光伏发电系统121具体用于：按照预先配置的经济调度规则，从所有的光伏组件中选取部分光伏组件作为发电组件向用电负荷供电；微型燃气轮机122具体用于：在高负载简单循环状态下向用电负荷供电；电转气设备123，具体用于暂停电气转换；电网100具体用于：暂停向用电负荷供电。
若电网100以及分布式能源系统120运行在以光伏消纳为主的并网运行模式下，则光伏发电系统121具体用于：选取所有的光伏组件作为发电组件，并在MPPT工作状态下向用电负荷供电；微型燃气轮机122具体用于：在高负载回热循环状态下向用电负荷供电；电转气设备123，具体用于暂停电气转换；电网100具体用于：联合光伏发电系统121、微型燃气轮机122向用电负荷供电。
若电网100以及分布式能源系统120运行在以调峰为主的并网运行模式下，则光伏发电系统121具体用于：暂停向用电负荷供电；微型燃气轮机122具体用于：在低负载回热循环状态下跟踪电网100的电网出力值；电转气设备123，具体用于将电网100的多余电网出力转换为天然气后进行储存，供微型燃气轮机122获取；电网100具体用于：向用电负荷供电。
步骤412：在电网100以及分布式能源系统120的运行过程中，电力系统130确定到达预设的第二优化周期时(其中，第二优化周期小于第一优化周期)，获取以当前时刻为起始的第二预设时间段内的预期天气数据和用电负荷的预期用电量。比如：假设以15秒为第二优化周期，确定到达15秒的情况下，开始获取以当前时刻为起始的15分钟内的预期天气数据和用电负荷的预期用电量。
步骤413：电力系统130基于获得的以当前时刻为起始的第二预设时间段内的预期天气数据和用电负荷的预期用电量，确定在以当前时刻为起始的第二预设时间段内电网100以及分布式能源系统120的预期运行模式(其中，电力系统130可以采用上述运行模式的确定方式，确定电网100以及分布式能源系统120在以当前时刻为起始的第二预设时间段内的预期运行模式，在此不再赘述)。
步骤414：电力系统130判断获得的电网100以及分布式能源系统120的预期运行模式与当前运行模式是否相同；若是，则执行步骤415；否则，执行步骤417。
步骤415：电力系统130获取在以当前时刻为起始的第二预设时间段内电网100的预期电网出力值、光伏发电系统121的预期光伏出力值、微型燃气轮机122的预期燃气出力值和电转气设备123的预期转换量。
步骤416：电力系统130基于获得的电网100的预期电网出力值、光伏发电系统121的预期光伏出力值、微型燃气轮机122的预期燃气出力值和电转气设备123的预期转换量，调整电网100的当前电网出力值、光伏发电系统121的当前光伏出力值、微型燃气轮机122的当前燃气出力值和电转气设备123的当前转换量。
步骤417：电力系统130调整电网100和分布式能源系统120的运行模式，即控制电网100和分布式能源系统120中的光伏发电系统121、微型燃气轮机122和电转气设备123由当前运行模式切换至预期运行模式。
综上所述，本发明实施例中，通过电力系统130控制电网100以及分布式能源系统120在不同的运行时间段运行在相应的运行模式下，可以使电网100以及分布式能源系统120中的光伏发电系统121和微型燃气轮机122之间实现协同互补，以此来调节光伏发电系统121的随机波动，补偿光伏发电系统121的光伏出力值，不仅保证了光伏发电系统121的稳定运行，提高了光伏发电系统121的消纳能力和利用率，也给用电负荷提供了良好的供电环境。此外，通过增设电转气设备123，不仅实现了可再生能源的回收，还实现了电气之间转化，进一步地提高了电网100以及分布式能源系统120的能源消纳能力。
本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
尽管已描述了本发明的优选实施例，但本领域内的技术人员一旦得知了基本创造性概念，则可对这些实施例作出另外的变更和修改。所以，所附权利要求意欲解释为包括优选实施例以及落入本发明范围的所有变更和修改。
显然，本领域的技术人员可以对本发明实施例进行各种改动和变型而不脱离本发明实施例的精神和范围。这样，倘若本发明实施例的这些修改和变型属于本发明权利要求及其等同技术的范围之内，则本发明也意图包含这些改动和变型在内。
Claims (10)
1.一种光伏消纳系统，其特征在于，包括：电力系统，电网，天然气管网，以及分布式能源系统，所述分布式能源系统包括与所述电网相连接的光伏发电系统，以及连接在所述电网与天然气管网之间的微型燃气轮机，其中，
所述电力系统，用于确定到达预设的第一优化周期时，将以当前时刻为起始的第一预设时间段划分为多个运行时间段，并获取各个运行时间段内的预期天气数据和用电负荷的预期用电量，以及基于各个运行时间段内的预期天气数据和用电负荷的预期用电量，分别确定所述电网以及所述分布式能源系统在相应运行时间段内的运行模式，其中，所述运行模式为以光伏消纳为主的孤岛运行模式、以所述微型燃气轮机出力为主的孤岛运行模式、以光伏消纳为主的并网运行模式和以调峰为主的并网运行模式中的一种；确定当前时刻与第一预设时间段的起始时刻之间的时间间隔在预设的控制时间范围内时，获取所述电网以及所述分布式能源系统在各个运行时间段内的运行模式，每到达一个运行时间段的情况下，控制所述电网以及所述分布式能源系统中的所述光伏发电系统和所述微型燃气轮机运行在所述运行时间段对应的运行模式下；
所述光伏发电系统，用于在所述电力系统指示的运行模式下，采用与所述运行模式对应的光伏发电方式向用电负荷供电；
所述微型燃气轮机，用于在所述电力系统指示的运行模式下，采用与所述运行模式对应的燃气发电方式向用电负荷供电；
所述电网，用于在所述电力系统指示的运行模式下，采用与所述运行模式对应的电网发电方式向用电负荷供电。
2.如权利要求1所述的光伏消纳系统，其特征在于，所述分布式能源系统还包括：连接在所述电网和所述微型燃气轮机之间的电转气设备，其中，
所述电转气设备，用于在所述电力系统指示的运行模式下，采用与所述运行模式对应的转换方式，执行相应的电气转换操作。
3.如权利要求1所述的光伏消纳系统，其特征在于，在基于各个运行时间段内的预期天气数据和用电负荷的预期用电量，分别确定所述电网以及所述分布式能源系统在相应运行时间段内的运行模式时，所述电力系统具体用于：
针对每一个运行时间段，基于获得的所述运行时间段内的预期天气数据，确定在所述运行时间段内所述光伏发电系统的预期光伏出力值，并基于在所述运行时间段内所述光伏发电系统的预期光伏出力值和用电负荷的预期用电量，确定在所述运行时间段内所述电网以及所述分布式能源系统与用电负荷之间的供用电关系，以及基于所述供用电关系，确定所述电网以及所述分布式能源系统在所述运行时间段内的运行模式。
4.如权利要求3所述的光伏消纳系统，其特征在于，在基于所述供用电关系，确定所述电网以及所述分布式能源系统在所述运行时间段内的运行模式时，所述电力系统具体用于：
若所述光伏发电系统的预期光伏出力值不小于所述用电负荷的预期用电量，则将所述电网以及所述分布式能源系统在所述运行时间段内的运行模式配置为以光伏消纳为主的孤岛运行模式；
若所述光伏发电系统的预期光伏出力值小于所述用电负荷的预期用电量，且所述光伏发电系统的预期光伏出力值与所述微型燃气轮机的预期燃气出力值之和不小于用电负荷的预期用电量，则将所述电网以及所述分布式能源系统在所述运行时间段内的运行模式配置为以所述微型燃气轮机出力为主的孤岛运行模式；
若所述光伏发电系统的预期光伏出力值与所述微型燃气轮机的预期燃气出力值之和小于用电负荷的预期用电量，则将所述电网以及所述分布式能源系统在所述运行时间段内的运行模式配置为以光伏消纳为主的并网运行模式；
若所述光伏发电系统的预期光伏出力值接近于零，则将所述电网以及所述分布式能源系统在所述运行时间段内的运行模式配置为以调峰为主的并网运行模式。
5.如权利要求1所述的光伏消纳系统，其特征在于，在所述电网以及所述分布式能源系统的运行过程中，所述电力系统还用于执行以下操作：
确定到达预设的第二优化周期时，获取以当前时刻为起始的第二预设时间段内的预期天气数据和用电负荷的预期用电量；
基于获得的以当前时刻为起始的第二预设时间段内的预期天气数据和用电负荷的预期用电量，确定在以当前时刻为起始的第二预设时间段内所述电网以及所述分布式能源系统的预期运行模式；
基于在以当前时刻为起始的第二预设时间段内所述电网以及所述分布式能源系统的预期运行模式与所述电网以及所述分布式能源系统的当前运行模式是否相同，对所述电网以及所述分布式能源系统执行相应的调整操作。
6.如权利要求5所述的光伏消纳系统，其特征在于，在基于在以当前时刻为起始的第二预设时间段内所述电网以及所述分布式能源系统的预期运行模式与所述电网以及所述分布式能源系统的当前运行模式是否相同，对所述电网以及所述分布式能源系统执行相应的调整操作时，所述电力系统具体用于：
若在以当前时刻为起始的第二预设时间段内所述电网以及所述分布式能源系统的预期运行模式与所述电网以及所述分布式能源系统的当前运行模式相同，则调整所述电网以及所述分布式能源系统的出力值；
若在以当前时刻为起始的第二预设时间段内所述电网以及所述分布式能源系统的预期运行模式与所述电网以及所述分布式能源系统的当前运行模式不同，则控制所述电网以及所述分布式能源系统由当前运行模式切换至所述预期运行模式。
7.如权利要求4所述的光伏消纳系统，其特征在于，若所述电网以及所述分布式能源系统运行在以光伏消纳为主的孤岛运行模式下，则，
所述光伏发电系统，具体用于选取所有的光伏组件作为发电组件，并在最大功率点跟踪MPPT工作状态下向用电负荷供电；
所述微型燃气轮机，具体用于在低负载回热循环状态下跟踪所述光伏发电系统的光伏出力值；
电转气设备，具体用于将所述光伏发电系统的多余光伏出力转换为天然气后进行储存，供所述微型燃气轮机获取；
所述电网，具体用于暂停向用电负荷供电。
8.如权利要求4所述的光伏消纳系统，其特征在于，若所述电网以及所述分布式能源系统运行在以所述微型燃气轮机出力为主的孤岛运行模式下，则，
所述光伏发电系统，具体用于按照预先配置的经济调度规则，从所有的光伏组件中选取部分光伏组件作为发电组件向用电负荷供电；
所述微型燃气轮机，具体用于在高负载简单循环状态下向用电负荷供电；
电转气设备，具体用于暂停电气转换；
所述电网，具体用于暂停向用电负荷供电。
9.如权利要求4所述的光伏消纳系统，其特征在于，若所述电网以及所述分布式能源系统运行在以光伏消纳为主的并网运行模式下，则，
所述光伏发电系统，具体用于选取所有的光伏组件作为发电组件，并在最大功率点跟踪MPPT工作状态下向用电负荷供电；
所述微型燃气轮机，具体用于在高负载回热循环状态下向用电负荷供电；
电转气设备，具体用于暂停电气转换；
所述电网，具体用于联合所述光伏发电系统、所述微型燃气轮机向用电负荷供电。
10.如权利要求4所述的光伏消纳系统，其特征在于，若所述电网以及所述分布式能源系统运行在以调峰为主的并网运行模式下，则，
所述光伏发电系统，具体用于暂停向用电负荷供电；
所述微型燃气轮机，具体用于在低负载回热循环状态下跟踪所述电网的电网出力值；
电转气设备，具体用于将所述电网的多余电网出力转换为天然气后进行储存，供所述微型燃气轮机获取；
所述电网，具体用于向用电负荷供电。
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Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
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| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| CB02 | Change of applicant information |
Address after: 201306 101 new office building, A, 7 new industrial park, Shanghai, Pudong New Area, 600 new Yuan South Road, Pudong New Area. Applicant after: New Austrian energy power technology (Shanghai) Co., Ltd. Applicant after: ENN SCIENCE & TECHNOLOGY DEVELOPMENT Co.,Ltd. Address before: 201406 228 yongyang Road, Yang Wang Industrial Park, South Bridge Town, Fengxian District, Shanghai Applicant before: Shanghai wisdom energy equipment Co., Ltd. Applicant before: ENN SCIENCE & TECHNOLOGY DEVELOPMENT Co.,Ltd. |
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| CB02 | Change of applicant information | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |