一种微电网电动汽车充放电电价确定方法和系统与流程

1.本技术实施例涉及微电网技术领域，具体涉及一种微电网电动汽车充放电电价确定方法和系统。


背景技术：

2.未来新型电力系统，新能源发电装机规模和发电量均将大幅超过煤电成为第一大电源和发电量主体。但由于新能源发电功率出力有明显的气候和时间波动性，未来新型电力系统的供需平衡控制将由原有的“源随荷动”向“荷随源动”转变，促进电力负荷由目前的完全随机性向未来有序可控，是实现未来新型电力系统稳定运行的重要课题。
3.同时，随着电动汽车数量的大幅增加，大量电动汽车接入电网，其充放电行为会对电网产生很大的影响。有效引导电动汽车的充放电行为，推动车网双向良性互动，发挥好电动汽车的大容量、规模化、分散式、可移动充放电资源作用有利于电力系统的峰谷调节。
4.而当前主要考虑以传统化石能源发电为主要电源而制定的简单峰谷电价策略，未根据新能源发电功率变化曲线特性进行电价优化，对未来强随机性、强波动性特性的新能源发电为主要电源的微电网不具有良好适应性，对微电网用电负荷和电动汽车充放电行为向“荷随源动”转变的引导作用仍显不足，难以进一步提升微电网用电负荷和电动汽车充放电行为响应新型电力系统供电不确定性变化的能力。


技术实现要素：

5.为此，本技术实施例提供一种微电网电动汽车充放电电价确定方法和系统，根据微电网园区未来发电、用电日前预测功率的富余或短缺的比率，进行日前定价，相较当前电网峰谷平电价更贴近不同微电网运行特性，有利于实现微电网园区“荷随源动”。
6.为了实现上述目的，本技术实施例提供如下技术方案：
7.根据本技术实施例的第一方面，提供了一种微电网电动汽车充放电电价确定方法，所述方法包括：
8.获取未来若干预设时段的功率预测值；所述功率预测值包括：园区新能源负荷功率预测值p_pv(h)、园区用电负荷功率预测值p_lo(h)、储能电源充放电额定功率pr_es；
9.根据园区新能源负荷功率预测值p_pv(h)、园区用电负荷功率预测值p_lo(h)和储能电源充放电额定功率pr_es，计算储能理论可供充电功率预测值p_es_ch_max(h)和储能理论需求放电功率预测值p_es_dch_max(h)；
10.根据储能理论可供充电功率预测值p_es_ch_max(h)、储能电源日均充电电量ed_es_ch和储能电源充放电额定功率pr_es计算第一时段中储能电源实际充电功率预测值p_es_ch(h)；
11.根据储能理论需求放电功率预测值p_es_dch_max(h)、储能电源日均放电电量ed_es_dch和储能电源充放电额定功率pr_es，计算第二时段的储能电源的实际放电功率预测值p_es_dch(h)；
12.根据园区新能源负荷功率预测值p_pv(h)、园区用电负荷功率预测值p_lo(h)、第一时段中储能电源实际充电功率预测值p_es_ch(h)和第二时段的储能电源的实际放电功率预测值p_es_dch(h)计算新能源发电富余功率预测值p_pv_s(h)；
13.根据新能源发电富余功率p_pv_s(h)计算微电网园电动汽车充放电电价。
14.可选地，根据园区新能源负荷功率预测值p_pv(h)、园区用电负荷功率预测值p_lo(h)和储能电源充放电额定功率pr_es，计算储能理论可供充电功率预测值p_es_ch_max(h)；包括：
15.按发电功率为正、用电功率为负，根据园区新能源负荷功率预测值p_pv(h)、园区用电负荷功率预测值p_lo(h)计算预测差值p_pv_lo(h)；
16.若预测差值p_pv_lo(h)大于储能电源充放电额定功率pr_es，则储能理论可供充电功率预测值p_es_ch_max(h)取值为储能电源充放电额定功率pr_es；
17.否则若预测差值p_pv_lo(h)大于0，则储能理论可供充电功率预测值p_es_ch_max(h)取值为所述预测差值p_pv_lo(h)；
18.否则储能理论可供充电功率预测值p_es_ch_max(h)取值为0。
19.可选地，根据园区新能源负荷功率预测值p_pv(h)、园区用电负荷功率预测值p_lo(h)和储能电源充放电额定功率pr_es，计算储能理论需求放电功率预测值p_es_dch_max(h)，包括：
20.按发电功率为正、用电功率为负，根据园区新能源负荷功率预测值p_pv(h)、园区用电负荷功率预测值p_lo(h)计算预测差值p_pv_lo(h)；
21.若预测差值p_pv_lo(h)小于0且预测差值的绝对值大于储能电源充放电额定功率pr_es，则储能理论需求放电功率预测值p_es_dch_max(h)取值为负的储能电源充放电额定功率pr_es；
22.否则若预测差值p_pv_lo(h)小于0，则储能理论需求放电功率预测值p_es_dch_max(h)取值为所述预测差值p_pv_lo(h)；
23.否则储能理论需求放电功率预测值p_es_dch_max(h)取值为0。
24.可选地，根据储能理论可供充电功率预测值p_es_ch_max(h)、储能电源日均充电电量ed_es_ch、储能电源充放电额定功率pr_es计算第一时段中储能电源实际充电功率预测值p_es_ch(h)，包括：
25.若且且则，在第一时段的a时段p_es_ch(h)取值为p_es_ch_max(h)，在第一时段的b时段p_es_ch(h)取值为0；
26.若则在第一时段p_es_ch(h)取值为p_es_ch_max(h)；
27.根据储能理论需求放电功率预测值p_es_dch_max(h)、储能电源日均放电电量ed_es_dch、储能电源充放电额定功率pr_es，计算第二时段的储能电源的实际放电功率预测值p_es_dch(h)；包括：
28.若且且
则在第二时段的a时段p_es_dch(h)取值为p_es_ch_max(h)，在第二时段的b时段p_es_dch(h)取值为0；
29.若则在第二时段p_es_dch(h)取值为p_es_ch_max(h)。
30.可选地，根据园区新能源负荷功率预测值p_pv(h)、园区用电负荷功率预测值p_lo(h)、第一时段中储能电源实际充电功率预测值p_es_ch(h)和第二时段的储能电源的实际放电功率预测值p_es_dch(h)计算新能源发电富余功率预测值p_pv_s(h)，包括：
31.在第一时段，p_pv_s(h)＝p_pv(h)+p_lo(h)-p_es_ch(h)；
32.在第二时段，p_pv_s(h)＝p_pv(h)+p_lo(h)-p_es_dch(h)。
33.可选地，根据新能源发电富余功率p_pv_s(h)计算微电网园区内电动汽车充放电电价，包括：
34.当p_pv_s(h)≥0时，计算微电网发用电功率富余比率r_s(h)：r_s(h)＝p_pv_s(h)/pr_ev；
35.当r_s(h)大于最低限价m_low对应的功率富余度比率r_low，则微电网电价m(h)＝m_low；
36.否则，
37.其中，m_mid为平时段基础电价；m_low为最低限价；f(r)为根据r_s(h)不同区域范围预先设定的价格系数；
38.当p_pv_s(h)＜0时，计算微电网发用电功率富余比率r_s(h)：r_s(h)＝|p_pv_s(h)|/pr_ev；
39.若r_s(h)大于最高限价m_hi对应的功率富余度比率r_hi，则微电网电价m(h)＝m_hi；
40.否则，
41.其中，m_mid为平时段基础电价；m_hi为最高限价；f(r)为根据r_s(h)不同区域范围预先设定的价格系数。
42.根据本技术实施例的第二方面，提供了一种微电网电动汽车充放电电价确定系统，所述系统包括：
43.数据获取模块，用于获取未来若干预设时段的功率预测值；所述功率预测值包括：园区新能源负荷功率预测值p_pv(h)、园区用电负荷功率预测值p_lo(h)、储能电源充放电额定功率pr_es；
44.充放电功率预测模块，用于根据园区新能源负荷功率预测值p_pv(h)、园区用电负荷功率预测值p_lo(h)和储能电源充放电额定功率pr_es，计算储能理论可供充电功率预测值p_es_ch_max(h)和储能理论需求放电功率预测值p_es_dch_max(h)；
45.第一时段储能电源充电预测模块，用于根据储能理论可供充电功率预测值p_es_ch_max(h)、储能电源日均充电电量ed_es_ch和储能电源充放电额定功率pr_es计算第一时段中储能电源实际充电功率预测值p_es_ch(h)；
46.第二时段储能电源放电预测模块，用于根据储能理论需求放电功率预测值p_es_dch_max(h)、储能电源日均放电电量ed_es_dch和储能电源充放电额定功率pr_es，计算第二时段的储能电源的实际放电功率预测值p_es_dch(h)；
47.富余功率预测模块，用于根据园区新能源负荷功率预测值p_pv(h)、园区用电负荷功率预测值p_lo(h)、第一时段中储能电源实际充电功率预测值p_es_ch(h)和第二时段的储能电源的实际放电功率预测值p_es_dch(h)计算新能源发电富余功率预测值p_pv_s(h)；
48.微电网电价计算模块，用于根据新能源发电富余功率p_pv_s(h)计算微电网园电动汽车充放电电价。
49.根据本技术实施例的第三方面，提供了一种电子设备，包括：存储器、处理器及存储在所述存储器上并可在所述处理器上运行的计算机程序，所述处理器运行所述计算机程序时执行以实现上述第一方面所述的方法。
50.根据本技术实施例的第四方面，提供了一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机可读指令，所述计算机可读指令可被处理器执行以实现上述第一方面所述的方法。
51.综上所述，本技术实施例提供了一种微电网电价确定方法和系统，通过获取未来若干预设时段的功率预测值；所述功率预测值包括：园区新能源负荷功率预测值p_pv(h)、园区用电负荷功率预测值p_lo(h)、储能电源充放电额定功率pr_es；根据园区新能源负荷功率预测值p_pv(h)、园区用电负荷功率预测值p_lo(h)和储能电源充放电额定功率pr_es，计算储能理论可供充电功率预测值p_es_ch_max(h)和储能理论需求放电功率预测值p_es_dch_max(h)；根据储能理论可供充电功率预测值p_es_ch_max(h)、储能电源日均充电电量ed_es_ch和储能电源充放电额定功率pr_es计算第一时段中储能电源实际充电功率预测值p_es_ch(h)；根据储能理论需求放电功率预测值p_es_dch_max(h)、储能电源日均放电电量ed_es_dch和储能电源充放电额定功率pr_es，计算第二时段的储能电源的实际放电功率预测值p_es_dch(h)；根据园区新能源负荷功率预测值p_pv(h)、园区用电负荷功率预测值p_lo(h)、第一时段中储能电源实际充电功率预测值p_es_ch(h)和第二时段的储能电源的实际放电功率预测值p_es_dch(h)计算新能源发电富余功率预测值p_pv_s(h)；根据新能源发电富余功率p_pv_s(h)计算微电网园电动汽车充放电电价。根据微电网园区未来发电、用电日前预测功率的富余或短缺的比率，进行日前定价，相较当前电网峰谷平电价更贴近不同微电网运行特性，有利于实现微电网园区“荷随源动”。
附图说明
52.为了更清楚地说明本发明的实施方式或现有技术中的技术方案，下面将对实施方式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示例性的，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，还可以根据提供的附图引伸获得其它的实施附图。
53.本说明书所绘示的结构、比例、大小等，均仅用以配合说明书所揭示的内容，以供熟悉此技术的人士了解与阅读，并非用以限定本发明可实施的限定条件，故不具技术上的实质意义，任何结构的修饰、比例关系的改变或大小的调整，在不影响本发明所能产生的功效及所能达成的目的下，均应仍落在本发明所揭示的技术内容能涵盖的范围内。微电网电动汽车充放电电价确定系统
54.图1为本技术实施例提供的一种微电网电动汽车充放电电价确定方法流程示意图；
55.图2为本技术实施例提供的一种微电网电动汽车充放电电价确定系统框图；
56.图3示出了本技术实施例提供的一种电子设备的结构示意图；
57.图4示出了本技术实施例提供的一种计算机可读存储介质的示意图。
具体实施方式
58.以下由特定的具体实施例说明本发明的实施方式，熟悉此技术的人士可由本说明书所揭露的内容轻易地了解本发明的其他优点及功效，显然，所描述的实施例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。
59.本技术实施例提供一种增进电能供需平衡的微电网阶梯电价优化方法，另外结合有序充电等功率限额优化控制手段，能够更好地引导微电网用电负荷控制和电动汽车充放电行为向“荷随源动”转变，促进提升微电网用电负荷和电动汽车充放电行为响应新型电力系统供电不确定性变化的能力。
60.图1示出了本技术实施例提供的微电网电价确定方法，所述方法包括：
61.步骤101：获取未来若干预设时段的功率预测值；所述功率预测值包括：所述园区新能源负荷功率预测值p_pv(h)、园区用电负荷功率预测值p_lo(h)、储能电源充放电额定功率pr_es；
62.步骤102：根据园区新能源负荷功率预测值p_pv(h)、园区用电负荷功率预测值p_lo(h)和储能电源充放电额定功率pr_es，计算储能理论可供充电功率预测值p_es_ch_max(h)和储能理论需求放电功率预测值p_es_dch_max(h)；
63.步骤103：根据储能理论可供充电功率预测值p_es_ch_max(h)、储能电源日均充电电量ed_es_ch和储能电源充放电额定功率pr_es计算第一时段中储能电源实际充电功率预测值p_es_ch(h)；
64.步骤104：根据储能理论需求放电功率预测值p_es_dch_max(h)、储能电源日均放电电量ed_es_dch和储能电源充放电额定功率pr_es，计算第二时段的储能电源的实际放电功率预测值p_es_dch(h)；
65.步骤105：根据园区新能源负荷功率预测值p_pv(h)、园区用电负荷功率预测值p_lo(h)、第一时段中储能电源实际充电功率预测值p_es_ch(h)和第二时段的储能电源的实际放电功率预测值p_es_dch(h)计算新能源发电富余功率预测值p_pv_s(h)；
66.步骤106：根据新能源发电富余功率p_pv_s(h)计算微电网电动汽车充放电电价。
67.在一种可能的实施方式中，在步骤102，根据园区新能源负荷功率预测值p_pv(h)、园区用电负荷功率预测值p_lo(h)和储能电源充放电额定功率pr_es，计算储能理论可供充电功率预测值p_es_ch_max(h)；包括：
68.按发电功率为正、用电功率为负，根据园区新能源负荷功率预测值p_pv(h)、园区用电负荷功率预测值p_lo(h)计算预测差值p_pv_lo(h)；若预测差值p_pv_lo(h)大于储能电源充放电额定功率pr_es，则储能理论可供充电功率预测值p_es_ch_max(h)取值为储能电源充放电额定功率pr_es；否则若预测差值p_pv_lo(h)大于0，则储能理论可供充电功率
预测值p_es_ch_max(h)取值为所述预测差值p_pv_lo(h)；否则储能理论可供充电功率预测值p_es_ch_max(h)取值为0。
69.在一种可能的实施方式中，在步骤102，根据园区新能源负荷功率预测值p_pv(h)、园区用电负荷功率预测值p_lo(h)和储能电源充放电额定功率pr_es，计算储能理论需求放电功率预测值p_es_dch_max(h)，包括：
70.按发电功率为正、用电功率为负，根据园区新能源负荷功率预测值p_pv(h)、园区用电负荷功率预测值p_lo(h)计算预测差值p_pv_lo(h)；若预测差值p_pv_lo(h)小于0且预测差值的绝对值大于储能电源充放电额定功率pr_es，则储能理论需求放电功率预测值p_es_dch_max(h)取值为负的储能电源充放电额定功率pr_es；否则若预测差值p_pv_lo(h)小于0，则储能理论需求放电功率预测值p_es_dch_max(h)取值为所述预测差值p_pv_lo(h)；否则储能理论需求放电功率预测值p_es_dch_max(h)取值为0。
71.在一种可能的实施方式中，在步骤103中，将一天24小时均分为n个时间段，n取值96或144或288；h1/h2/h3/h4分别为n个时间段中的某一个时间段，0＜h1＜h2＜h3＜h4＜n；在h1～(h3-1)第一时段，总体满足p_es_ch_max(h)＞0；在h3～(第二天h1-1)第二时段，总体满足p_es_dch_max(h)＜0。
72.根据储能理论可供充电功率预测值p_es_ch_max(h)、储能电源日均充电电量ed_es_ch、储能电源充放电额定功率pr_es计算第一时段中储能电源实际充电功率预测值p_es_ch(h)，包括：
73.若且且则，在(h1≤h≤h2)时间段p_es_ch(h)取值为p_es_ch_max(h)，在(h2+1)≤h≤(h3-1)时间段p_es_ch(h)取值为0；
74.若则在(h1≤h≤(h3-1))时间段p_es_ch(h)取值为p_es_ch_max(h)。
75.根据储能理论需求放电功率预测值p_es_dch_max(h)、储能电源日均放电电量ed_es_dch、储能电源充放电额定功率pr_es，计算第二时段的储能电源的实际放电功率预测值p_es_dch(h)；包括：
76.若且且则，在(h3≤h≤h4)时间段p_es_dch(h)取值为p_es_ch_max(h)，在(h4+1)≤h≤(h1-1)时间段p_es_dch(h)取值为0；
77.若则在(h3≤h≤(h1-1))时间段p_es_dch(h)取值为p_es_ch_max(h)。
78.在一种可能的实施方式中，根据园区新能源发电功率预测值p_pv(h)、用电负荷功率预测值p_lo(h)、储能电源充电功率预测值p_es_ch(h)、储能电源放电功率预测值p_es_dch(h)，计算新能源发电富余功率预测值p_pv_s(h)，包括：
79.在(h1≤h≤(h3-1)时段，p_pv_s(h)＝p_pv(h)+p_lo(h)-p_es_ch(h)；
80.在(h3≤h≤(h1-1)时段，p_pv_s(h)＝p_pv(h)+p_lo(h)-p_es_dch(h)。
81.在一种可能的实施方式中，在步骤106中，根据新能源发电富余功率p_pv_s(h)计算微电网园区内电动汽车充放电电价，包括：
82.当p_pv_s(h)≥0时，计算微电网发用电功率富余比率r_s(h)：r_s(h)＝p_pv_s(h)/pr_ev；
83.当r_s(h)大于最低限价m_low对应的功率富余度比率r_low，则微电网电价m(h)＝m_low；
84.否则，
85.其中，m_mid为平时段基础电价；m_low为最低限价；f(r)为根据r_s(h)不同区域范围预先设定的价格系数。
86.当p_pv_s(h)＜0时，计算微电网发用电功率富余比率r_s(h)：r_s(h)＝|p_pv_s(h)|/pr_ev；
87.若r_s(h)大于最高限价m_hi对应的功率富余度比率r_hi，则微电网电价m(h)＝m_hi；
88.否则，
89.其中，m_mid为平时段基础电价；m_hi为最高限价；f(r)为根据r_s(h)不同区域范围预先设定的价格系数。
90.下面对本技术实施例提供的方法进行详细介绍。
91.第一阶段，“园区阶梯电价优化策略”模块,通过“园区新能源发电预估”模块和“园区用电负荷预估”模块，持续获取相关功率在未来至少24小时每天n个时间段的预测值。
92.预测值包括新能源负荷功率预测值p_pv(h)、园区生产生活负荷的功率预测值p_lo(h)、储能电源电源充放电功率预测值p_es(h)、配套充电站充放电功率预测值p_ev(h)、储能电源电源充放电额定功率pr_es、储能电源电源日均充电电量ed_es_ch、储能电源电源日均放电电量ed_es_dch、配套充电站最大充放电功率pr_ev、配套充电站日均充电电量ed_ev_ch、配套充电站日均放电电量ed_ev_dch。其中n一般取值为48或96或288，h表示一天总时段数为n中的第h个时段。
93.第二阶段，按发电功率为正、用电功率为负，计算出考虑新能源发电、生产生活负荷的园区新能源发电与负荷功率预测差值p_pv_lo(h)＝p_pv(h)+p_lo(h)。
94.第三阶段，计算储能电源的理论可供充电功率p_es_ch_max(h)预测值：
95.若p_pv_lo(h)＞pr_es，p_es_ch_max(h)＝pr_es；否则若p_pv_lo(h)＞0，
96.p_es_ch_max(h)＝p_pv_lo(h)；否则，p_es_ch_max(h)＝0；
97.第四阶段，计算储能电源的理论需求放电功率p_es_dch_max(h)预测值：
98.若p_pv_lo(h)＜0且|p_pv_lo(h)|＞pr_es，p_es_dch_max(h)＝-pr_es；否则若p_pv_lo(h)＜0，p_es_dch_max(h)＝p_pv_lo(h)；否则，p_es_dch_max(h)＝0；
99.第五阶段，为了表述方便，后述公式中的时间段均按照在0-24小时内的0～n时间段循环来描述,且0≤h1≤h2≤h3≤h4≤n。
100.h1～(h3-1)时段总体满足：p_es_ch_max(h)≥0
101.h3～(h1-1)时段总体满足：p_es_dch_max(h)≤0
102.第六阶段，计算h1～(h3-1)时段，储能电源的实际充电功率p_es_ch(h)预测值：
103.(1)若且且则，满足且p_es_ch_max(h)＞pr_es时，p_es_ch(h)＝pr_es(h1≤h≤h2)；否则，满足p_es_ch_max(h)≤pr_es时，p_es_ch(h)＝p_es_ch_max(h)(h1≤h≤h2)；否则，p_es_ch(h)＝0(h2+1)≤h≤(h3-1)；
104.(2)若且则，满足且p_es_ch_max(h)＞pr_es时，p_es_ch(h)＝pr_es(h1≤h≤(h3-1))；否则，满足p_es_ch_max(h)≤pr_es时，p_es_ch(h)＝p_es_ch_max(h)(h1≤h≤(h3-1))；
105.第七阶段，计算h3～(h1-1)时段，储能电源的实际放电功率p_es_dch(h)预测值：
106.(1)若且则，满足且|p_es_dch_max(h)|＞pr_es时，p_es_dch(h)＝pr_es(h3≤h≤h4)；否则，满足|p_es_dch_max(h)|≤pr_es时，p_es_dch(h)＝p_es_ch_max(h)(h3≤h≤h4)；否则，p_es_dch(h)＝0(h3≤h≤(h1-1)；
107.(2)若且则，满足且|p_es_dch_max(h)|＞pr_es时，p_es_dch(h)＝pr_es(h3≤h≤(h1-1))；否则，满足p_es_ch_max(h)≤pr_es时，p_es_dch(h)＝p_es_ch_max(h)(h3≤h≤(h1-1))。
108.第八阶段，计算新能源发电富余功率p_pv_s(h)预测值：
109.p_pv_s(h)＝p_pv_lo(h)-p_es_ch(h)(h1≤h≤(h3-1))；
110.p_pv_s(h)＝p_pv_lo(h)+p_es_ch(h)(h3≤h≤(h1-1))；
111.第九阶段，“园区阶梯电价优化策略”模块,通过与“园区外供电管理系统”通讯获取园区外供电价格m_gr(h)、发用电平时段基础电价m_flat、发电短缺用电峰时段最高限价m_peak、发电富余用电谷时段最低限价m_valley、最高限价m_peak时对应配套充电站最大充放电功率pr_ev的功率富余比率r_peak、最低限价m_valley对应配套充电站最大充放电功率pr_ev的功率缺口比率r_valley、峰电价档数n_peak、谷电价档数n_valley。
112.第十阶段，新能源发电富余功率p_pv_s(h)≥0时，计算p_es_ch(h)曲线对配套充电站最大充放电功率pr_ev的富余度比率r_s(h)：
113.r_s(h)＝p_es_ch(h)/pr_ev；
[0114]“园区阶梯电价优化策略”模块,按r_s(h)设定本微电网园区电价，富裕度越高电价越低。
[0115]
若r_s(h)＞r_valley，则本微电网园区电价m(h)＝m_valley；
[0116]
否则，其中，为舍去小数点后取整数。
[0117]
第十一阶段，新能源发电富余功率p_pv_s(h)＜0时，计算p_es_ch(h)曲线对配套充电站最大充放电功率pr_ev的缺口度比率r_s(h)：
[0118]
r_s(h)＝|p_es_ch(h)|/pr_ev；
[0119]“园区阶梯电价优化策略”模块,按r_s(h)设定本微电网园区电价，缺口度越高电价越高。
[0120]
若r_s(h)＞r_peak，则本微电网园区电价m(h)＝m_peak；
[0121]
否则，
[0122]
其中，为舍去小数点后取整数。
[0123]
本技术实施例根据微电网园区未来发电、用电日前预测功率的富余或短缺的比率，进行日前定价，相较当前电网峰谷平电价更贴近不同微电网运行特性，有利于实现微电网园区“荷随源动”。根据富余或短缺功率，考虑了微电网储能电源电源充放电功率、充电电量影响，有利于发挥园区自有储能电源效能。允许设定更多档位电价，有利于通过电价精细化分档进一步提升“荷随源动”引导效果。
[0124]
综上所述，本技术实施例提供了一种微电网电价确定方法和系统，通过获取未来若干预设时段的功率预测值；所述功率预测值包括：园区新能源负荷功率预测值p_pv(h)、园区用电负荷功率预测值p_lo(h)、储能电源充放电额定功率pr_es；根据园区新能源负荷功率预测值p_pv(h)、园区用电负荷功率预测值p_lo(h)和储能电源充放电额定功率pr_es，计算储能理论可供充电功率预测值p_es_ch_max(h)和储能理论需求放电功率预测值p_es_dch_max(h)；根据储能理论可供充电功率预测值p_es_ch_max(h)、储能电源日均充电电量ed_es_ch和储能电源充放电额定功率pr_es计算第一时段中储能电源实际充电功率预测值p_es_ch(h)；根据储能理论需求放电功率预测值p_es_dch_max(h)、储能电源日均放电电量ed_es_dch和储能电源充放电额定功率pr_es，计算第二时段的储能电源的实际放电功率预测值p_es_dch(h)；根据园区新能源负荷功率预测值p_pv(h)、园区用电负荷功率预测值p_lo(h)、第一时段中储能电源实际充电功率预测值p_es_ch(h)和第二时段的储能电源的实际放电功率预测值p_es_dch(h)计算新能源发电富余功率预测值p_pv_s(h)；根据新能源发电富余功率p_pv_s(h)计算微电网园电动汽车充放电电价。根据微电网园区未来发电、用电日前预测功率的富余或短缺的比率，进行日前定价，相较当前电网峰谷平电价更贴近不同微电网运行特性，有利于实现微电网园区“荷随源动”。
[0125]
基于相同的技术构思，本技术实施例还提供了一种微电网电动汽车充放电电价确定系统，如图2所示，所述系统包括：
[0126]
数据获取模块201，用于获取未来若干预设时段的功率预测值；所述功率预测值包
括：园区新能源负荷功率预测值p_pv(h)、园区用电负荷功率预测值p_lo(h)、储能电源充放电额定功率pr_es；
[0127]
充放电功率预测模块202，用于根据园区新能源负荷功率预测值p_pv(h)、园区用电负荷功率预测值p_lo(h)和储能电源充放电额定功率pr_es，计算储能理论可供充电功率预测值p_es_ch_max(h)和储能理论需求放电功率预测值p_es_dch_max(h)；
[0128]
第一时段储能预测模块203，用于根据储能理论可供充电功率预测值p_es_ch_max(h)、储能电源日均充电电量ed_es_ch和储能电源充放电额定功率pr_es计算第一时段中储能电源实际充电功率预测值p_es_ch(h)；
[0129]
第二时段放电预测模块204，用于根据储能理论需求放电功率预测值p_es_dch_max(h)、储能电源日均放电电量ed_es_dch和储能电源充放电额定功率pr_es，计算第二时段的储能电源的实际放电功率预测值p_es_dch(h)；
[0130]
富余功率预测模块205，用于根据园区新能源负荷功率预测值p_pv(h)、园区用电负荷功率预测值p_lo(h)、第一时段中储能电源实际充电功率预测值p_es_ch(h)和第二时段的储能电源的实际放电功率预测值p_es_dch(h)计算新能源发电富余功率预测值p_pv_s(h)；
[0131]
微电网电价计算模块206，用于根据新能源发电富余功率p_pv_s(h)计算微电网园电动汽车充放电电价。
[0132]
本技术实施方式还提供一种与前述实施方式所提供的方法对应的电子设备。请参考图3，其示出了本技术的一些实施方式所提供的一种电子设备的示意图。所述电子设备20可以包括：处理器200，存储器201，总线202和通信接口203，所述处理器200、通信接口203和存储器201通过总线202连接；所述存储器201中存储有可在所述处理器200上运行的计算机程序，所述处理器200运行所述计算机程序时执行本技术前述任一实施方式所提供的方法。
[0133]
其中，存储器201可能包含高速随机存取存储器(ram：random access memory)，也可能还包括非不稳定的存储器(non-volatile memory)，例如至少一个磁盘存储器。通过至少一个物理端口203(可以是有线或者无线)实现该系统网元与至少一个其他网元之间的通信连接，可以使用互联网、广域网、本地网、城域网等。
[0134]
总线202可以是isa总线、pci总线或eisa总线等。所述总线可以分为地址总线、数据总线、控制总线等。其中，存储器201用于存储程序，所述处理器200在接收到执行指令后，执行所述程序，前述本技术实施例任一实施方式揭示的所述方法可以应用于处理器200中，或者由处理器200实现。
[0135]
处理器200可能是一种集成电路芯片，具有信号的处理能力。在实现过程中，上述方法的各步骤可以通过处理器200中的硬件的集成逻辑电路或者软件形式的指令完成。上述的处理器200可以是通用处理器，包括中央处理器(central processing unit，简称cpu)、网络处理器(network processor，简称np)等；还可以是数字信号处理器(dsp)、专用集成电路(asic)、现成可编程门阵列(fpga)或者其他可编程逻辑器件、分立门或者晶体管逻辑器件、分立硬件组件。可以实现或者执行本技术实施例中的公开的各方法、步骤及逻辑框图。通用处理器可以是微处理器或者该处理器也可以是任何常规的处理器等。结合本技术实施例所公开的方法的步骤可以直接体现为硬件译码处理器执行完成，或者用译码处理器中的硬件及软件模块组合执行完成。软件模块可以位于随机存储器，闪存、只读存储器，
可编程只读存储器或者电可擦写可编程存储器、寄存器等本领域成熟的存储介质中。该存储介质位于存储器201，处理器200读取存储器201中的信息，结合其硬件完成上述方法的步骤。
[0136]
本技术实施例提供的电子设备与本技术实施例提供的方法出于相同的发明构思，具有与其采用、运行或实现的方法相同的有益效果。
[0137]
本技术实施方式还提供一种与前述实施方式所提供的方法对应的计算机可读存储介质，请参考图4，其示出的计算机可读存储介质为光盘30，其上存储有计算机程序(即程序产品)，所述计算机程序在被处理器运行时，会执行前述任意实施方式所提供的方法。
[0138]
需要说明的是，所述计算机可读存储介质的例子还可以包括，但不限于相变内存(pram)、静态随机存取存储器(sram)、动态随机存取存储器(dram)、其他类型的随机存取存储器(ram)、只读存储器(rom)、电可擦除可编程只读存储器(eeprom)、快闪记忆体或其他光学、磁性存储介质，在此不再一一赘述。
[0139]
本技术的上述实施例提供的计算机可读存储介质与本技术实施例提供的方法出于相同的发明构思，具有与其存储的应用程序所采用、运行或实现的方法相同的有益效果。
[0140]
需要说明的是：
[0141]
在此提供的算法和显示不与任何特定计算机、虚拟装置或者其它设备有固有相关。各种通用装置也可以与基于在此的示教一起使用。根据上面的描述，构造这类装置所要求的结构是显而易见的。此外，本技术也不针对任何特定编程语言。应当明白，可以利用各种编程语言实现在此描述的本技术的内容，并且上面对特定语言所做的描述是为了披露本技术的最佳实施方式。
[0142]
在此处所提供的说明书中，说明了大量具体细节。然而，能够理解，本技术的实施例可以在没有这些具体细节的情况下实践。在一些实例中，并未详细示出公知的方法、结构和技术，以便不模糊对本说明书的理解。
[0143]
类似地，应当理解，为了精简本技术并帮助理解各个发明方面中的一个或多个，在上面对本技术的示例性实施例的描述中，本技术的各个特征有时被一起分组到单个实施例、图、或者对其的描述中。然而，并不应将该公开的方法解释成反映如下意图：即所要求保护的本技术要求比在每个权利要求中所明确记载的特征更多的特征。更确切地说，如下面的权利要求书所反映的那样，发明方面在于少于前面公开的单个实施例的所有特征。因此，遵循具体实施方式的权利要求书由此明确地并入该具体实施方式，其中每个权利要求本身都作为本技术的单独实施例。
[0144]
本领域那些技术人员可以理解，可以对实施例中的设备中的模块进行自适应性地改变并且把它们设置在与该实施例不同的一个或多个设备中。可以把实施例中的模块或单元或组件组合成一个模块或单元或组件，以及此外可以把它们分成多个子模块或子单元或子组件。除了这样的特征和/或过程或者单元中的至少一些是相互排斥之外，可以采用任何组合对本说明书(包括伴随的权利要求、摘要和附图)中公开的所有特征以及如此公开的任何方法或者设备的所有过程或单元进行组合。除非另外明确陈述，本说明书(包括伴随的权利要求、摘要和附图)中公开的每个特征可以由提供相同、等同或相似目的的替代特征来代替。
[0145]
此外，本领域的技术人员能够理解，尽管在此所述的一些实施例包括其它实施例
中所包括的某些特征而不是其它特征，但是不同实施例的特征的组合意味着处于本技术的范围之内并且形成不同的实施例。例如，在下面的权利要求书中，所要求保护的实施例的任意之一都可以以任意的组合方式来使用。
[0146]
本技术的各个部件实施例可以以硬件实现，或者以在一个或者多个处理器上运行的软件模块实现，或者以它们的组合实现。本领域的技术人员应当理解，可以在实践中使用微处理器或者数字信号处理器(dsp)来实现根据本技术实施例的虚拟机的创建装置中的一些或者全部部件的一些或者全部功能。本技术还可以实现为用于执行这里所描述的方法的一部分或者全部的设备或者装置程序(例如，计算机程序和计算机程序产品)。这样的实现本技术的程序可以存储在计算机可读介质上，或者可以具有一个或者多个信号的形式。这样的信号可以从因特网网站上下载得到，或者在载体信号上提供，或者以任何其他形式提供。
[0147]
应该注意的是上述实施例对本技术进行说明而不是对本技术进行限制，并且本领域技术人员在不脱离所附权利要求的范围的情况下可设计出替换实施例。在权利要求中，不应将位于括号之间的任何参考符号构造成对权利要求的限制。单词“包含”不排除存在未列在权利要求中的元件或步骤。位于元件之前的单词“一”或“一个”不排除存在多个这样的元件。本技术可以借助于包括有若干不同元件的硬件以及借助于适当编程的计算机来实现。在列举了若干装置的单元权利要求中，这些装置中的若干个可以是通过同一个硬件项来具体体现。单词第一、第二、以及第三等的使用不表示任何顺序。可将这些单词解释为名称。
[0148]
以上所述，仅为本技术较佳的具体实施方式，但本技术的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本技术揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本技术的保护范围之内。因此，本技术的保护范围应以所述权利要求的保护范围为准。

技术特征：
1.一种微电网电动汽车充放电电价确定方法，其特征在于，所述方法包括：获取未来若干预设时段的功率预测值；所述功率预测值包括：园区新能源负荷功率预测值p_pv(h)、园区用电负荷功率预测值p_lo(h)、储能电源充放电额定功率pr_es；根据园区新能源负荷功率预测值p_pv(h)、园区用电负荷功率预测值p_lo(h)和储能电源充放电额定功率pr_es，计算储能理论可供充电功率预测值p_es_ch_max(h)和储能理论需求放电功率预测值p_es_dch_max(h)；根据储能理论可供充电功率预测值p_es_ch_max(h)、储能电源日均充电电量ed_es_ch和储能电源充放电额定功率pr_es计算第一时段中储能电源实际充电功率预测值p_es_ch(h)；根据储能理论需求放电功率预测值p_es_dch_max(h)、储能电源日均放电电量ed_es_dch和储能电源充放电额定功率pr_es，计算第二时段的储能电源的实际放电功率预测值p_es_dch(h)；根据园区新能源负荷功率预测值p_pv(h)、园区用电负荷功率预测值p_lo(h)、第一时段中储能电源实际充电功率预测值p_es_ch(h)和第二时段的储能电源的实际放电功率预测值p_es_dch(h)计算新能源发电富余功率预测值p_pv_s(h)；根据新能源发电富余功率p_pv_s(h)计算微电网园电动汽车充放电电价。2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，根据园区新能源负荷功率预测值p_pv(h)、园区用电负荷功率预测值p_lo(h)和储能电源充放电额定功率pr_es，计算储能理论可供充电功率预测值p_es_ch_max(h)；包括：按发电功率为正、用电功率为负，根据园区新能源负荷功率预测值p_pv(h)、园区用电负荷功率预测值p_lo(h)计算预测差值p_pv_lo(h)；若预测差值p_pv_lo(h)大于储能电源充放电额定功率pr_es，则储能理论可供充电功率预测值p_es_ch_max(h)取值为储能电源充放电额定功率pr_es；否则若预测差值p_pv_lo(h)大于0，则储能理论可供充电功率预测值p_es_ch_max(h)取值为所述预测差值p_pv_lo(h)；否则储能理论可供充电功率预测值p_es_ch_max(h)取值为0。3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，根据园区新能源负荷功率预测值p_pv(h)、园区用电负荷功率预测值p_lo(h)和储能电源充放电额定功率pr_es，计算储能理论需求放电功率预测值p_es_dch_max(h)，包括：按发电功率为正、用电功率为负，根据园区新能源负荷功率预测值p_pv(h)、园区用电负荷功率预测值p_lo(h)计算预测差值p_pv_lo(h)；若预测差值p_pv_lo(h)小于0且预测差值的绝对值大于储能电源充放电额定功率pr_es，则储能理论需求放电功率预测值p_es_dch_max(h)取值为负的储能电源充放电额定功率pr_es；否则若预测差值p_pv_lo(h)小于0，则储能理论需求放电功率预测值p_es_dch_max(h)取值为所述预测差值p_pv_lo(h)；否则储能理论需求放电功率预测值p_es_dch_max(h)取值为0。4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，根据储能理论可供充电功率预测值p_es_ch_max(h)、储能电源日均充电电量ed_es_ch、储能电源充放电额定功率pr_es计算第一时段中
储能电源实际充电功率预测值p_es_ch(h)，包括：若且且则，在第一时段的a时段p_es_ch(h)取值为p_es_ch_max(h)，在第一时段的b时段p_es_ch(h)取值为0；若则在第一时段p_es_ch(h)取值为p_es_ch_max(h)；根据储能理论需求放电功率预测值p_es_dch_max(h)、储能电源日均放电电量ed_es_dch、储能电源充放电额定功率pr_es，计算第二时段的储能电源的实际放电功率预测值p_es_dch(h)；包括：若且ed_es_dch，则在第二时段的a时段p_es_dch(h)取值为p_es_ch_max(h)，在第二时段的b时段p_es_dch(h)取值为0；若则在第二时段p_es_dch(h)取值为p_es_ch_max(h)。5.如权利要求1所述的方法，其特征在于，根据园区新能源负荷功率预测值p_pv(h)、园区用电负荷功率预测值p_lo(h)、第一时段中储能电源实际充电功率预测值p_es_ch(h)和第二时段的储能电源的实际放电功率预测值p_es_dch(h)计算新能源发电富余功率预测值p_pv_s(h)，包括：在第一时段，p_pv_s(h)＝p_pv(h)+p_lo(h)-p_es_ch(h)；在第二时段，p_pv_s(h)＝p_pv(h)+p_lo(h)-p_es_dch(h)。6.如权利要求1所述的方法，其特征在于，根据新能源发电富余功率p_pv_s(h)计算微电网园区内电动汽车充放电电价，包括：当p_pv_s(h)≥0时，计算微电网发用电功率富余比率r_s(h)：r_s(h)＝p_pv_s(h)/pr_ev；当r_s(h)大于最低限价m_low对应的功率富余度比率r_low，则微电网电价m(h)＝m_low；否则，其中，m_mid为平时段基础电价；m_low为最低限价；f(r)为根据r_s(h)不同区域范围预先设定的价格系数；当p_pv_s(h)＜0时，计算微电网发用电功率富余比率r_s(h)：r_s(h)＝|p_pv_s(h)|/pr_ev；若r_s(h)大于最高限价m_hi对应的功率富余度比率r_hi，则微电网电价m(h)＝m_hi；否则，其中，m_mid为平时段基础电价；m_hi为最高限价；f(r)为根据r_s(h)不同区域范围预
先设定的价格系数。7.一种微电网电动汽车充放电电价确定系统，其特征在于，所述系统包括：数据获取模块，用于获取未来若干预设时段的功率预测值；所述功率预测值包括：园区新能源负荷功率预测值p_pv(h)、园区用电负荷功率预测值p_lo(h)、储能电源充放电额定功率pr_es；充放电功率预测模块，用于根据园区新能源负荷功率预测值p_pv(h)、园区用电负荷功率预测值p_lo(h)和储能电源充放电额定功率pr_es，计算储能理论可供充电功率预测值p_es_ch_max(h)和储能理论需求放电功率预测值p_es_dch_max(h)；第一时段储能电源充电预测模块，用于根据储能理论可供充电功率预测值p_es_ch_max(h)、储能电源日均充电电量ed_es_ch和储能电源充放电额定功率pr_es计算第一时段中储能电源实际充电功率预测值p_es_ch(h)；第二时段储能电源放电预测模块，用于根据储能理论需求放电功率预测值p_es_dch_max(h)、储能电源日均放电电量ed_es_dch和储能电源充放电额定功率pr_es，计算第二时段的储能电源的实际放电功率预测值p_es_dch(h)；富余功率预测模块，用于根据园区新能源负荷功率预测值p_pv(h)、园区用电负荷功率预测值p_lo(h)、第一时段中储能电源实际充电功率预测值p_es_ch(h)和第二时段的储能电源的实际放电功率预测值p_es_dch(h)计算新能源发电富余功率预测值p_pv_s(h)；微电网电价计算模块，用于根据新能源发电富余功率p_pv_s(h)计算微电网园电动汽车充放电电价。8.一种电子设备，包括：存储器、处理器及存储在所述存储器上并可在所述处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器运行所述计算机程序时执行以实现如权利要求1-7任一项所述的方法。9.一种计算机可读存储介质，其特征在于，其上存储有计算机可读指令，所述计算机可读指令可被处理器执行以实现如权利要求1-7任一项所述的方法。

技术总结
本申请实施例公开了一种微电网电动汽车充放电电价确定方法和系统，涉及电网领域，通过获取未来若干预设时段的功率预测值；计算储能理论可供充电功率预测值P_es_ch_max(h)和储能理论需求放电功率预测值P_es_dch_max(h)、第一时段中储能电源实际充电功率预测值P_es_ch(h)、第二时段的储能电源的实际放电功率预测值P_es_dch(h)、新能源发电富余功率预测值P_pv_s(h)；根据新能源发电富余功率P_pv_s(h)计算微电网园区内电动汽车充放电电价。根据微电网园区未来发电、用电日前预测功率的富余或短缺的比率，进行日前定价，相较当前电网峰谷平电价更贴近不同微电网运行特性，有利于实现微电网园区“荷随源动”。。。


技术研发人员：李伟硕 曹传喜 高承其 魏光村 吕秀英 邹贵彬 刘益青
受保护的技术使用者：山东亿联数字能源科技有限公司
技术研发日：2023.04.24
技术公布日：2023/7/25