[发明专利]一种基于双层控制的光储联合系统控制方法

权利要求书

1.一种基于双层控制的光储联合系统控制方法，其特征是，它包括以下内容：

1)建立光储联合系统数学模型

为求取光储联合系统的最优配置，首先需要建立与经济指标相关目标函数，光储联合系统容量配置的目的是根据系统用电功率和负荷需求，在保证系统用电可靠性的前提下，合理配置光储联合系统容量，使经济性最优，其目标函数F为：

F＝min{I₁+I₂+I₃+I₄-O₂-O₃-O₄} (1)

(a)光伏系统收益I₁，光伏系统收益为建设光伏系统最直接带来的效益，是通过光伏供给负荷以减少传统购电费用所带来的收益；

其中，光伏系统收益I₁＝给负荷供电的售电收益S₁-光伏系统成本O₁

O₁＝P₀C_PV (3)

式中，q为光储系统的售电电价，P_l(t)为t时段的负荷需求，Δt为功率数据的采样间隔，T为测试周期，P₀为光伏装机容量，C_PV为光伏容量单价；

(b)环保效益I₂，环保效益是指使用光伏系统减少购买传统火力发电附带的效益，

I₂＝αE_PVρ_fossil+E_PV·ρ_CO2η_CO2 (4)

式中，α为太阳能替代标准煤发电系数，即1kWh光伏发电替代标准煤的质量，E_PV为光伏发电总量，ρ_fossil为煤的单价，ρ_CO2为CO₂在电网中的交易价格，η_CO2为1MWh的电能向大气排放的CO₂的质量；

(c)延缓配电网容量扩建效益I₃，安装储能系统能够延缓地区的配电网扩建速度，使用储能平衡当地负荷增长需求，

式中，e_up为配电网单位容量扩建费用，P_ba为储能系统充放电功率，i为折旧率，n为光储系统全寿命周期，取20年；

(d)政府补贴I₄，光伏补贴是为了促进清洁能源的使用所下发的补贴，其补贴程度根据地区不同而具有差异，

I₄＝β·E_PV (6)

式中，β为光伏补贴系数，E_PV为光伏发电总量；

(e)电池储能配置成本O₂，储能系统成本包括购买储能系统的容量及功率成本，具体表示为

O₂＝C_p·P_ES.rated+C_e·E_ES.rated (7)

式中，C_p和C_e分别为储能系统的功率成本和容量成本，P_ES.rated和E_ES.rated分别为储能系统的额定功率和容量；

(f)从电网中的购电成本O₃，不能由光储联合系统供给的负荷依旧使用购电方式弥补，这部分购电是由系统中传统电源供给的，

式中，P_g(t)为t时刻从电网购电的功率，s为从电网中购电的电价；

(g)运行维护成本O₄，运行维护成本主要体现在大型光伏电站及储能系统中，光储联合系统容量过小时，则可以忽略运维成本，

式中λ为运维系数，O₁为光伏系统成本，O₂为电池储能配置成本，n₁为光伏系统的寿命，n₂为储能系统的寿命；

(h)建立评价指标：装机充裕度k_z

定义装机充裕度为：

其中，P_z为光伏装机容量，P_loadmax为负荷出力峰值；当装机充裕度等于1时，光伏装机容量与负荷出力峰值相等；

2)基于分时电价的外层控制设计

外层控制设计计及分时电价的影响，当给出一个确定的分时电价政策和负荷曲线时，储能系统的控制方法也能随之确定；

(i)储能系统的动作时机分析

①光伏功率与负荷功率的关系分为三种情况：

情况1：

P_PV(t)≤P_load(t)(t∈T) (11)

其中，P_PV(t)为t时刻的光伏出力，P_load(t)为t时刻的负荷功率，T为一个集合，表示系统所处的全部时刻，当处于情况1时，显然此时储能系统无法储能；

情况2：

P_PV(t)P_load(t),E_PV≤E_load.peak(t∈T) (12)

其中，E_PV为光伏发电总量，E_load.peak为系统电价高峰时刻所需供给的负荷电量，当处于情况2时，光储联合系统无法(或刚好)供给全部峰时负荷需求；

情况3：

P_PV(t)P_load(t),E_PVE_load.peak(t∈T) (13)

当处于情况3时，光储联合系统能够供给全部峰时负荷需求且有剩余；

②不同地区的分时电价有所不同，随着储能系统的发展，储能系统动作成本的降低，储能系统的动作模式也随着时间变化或地区变化有所不同，因此设计一套储能系统的动作模式，以应对不同状况；根据上述分析，设计储能电池根据以下系统运行状态进行动作：

i.初始投入时刻：储能电池初始投入系统应当留有一定的储能裕量，并根据负荷与光伏系统的匹配程度投入运行；

ii.运行模式切换时机：

根据系统处于的不同时刻，储能系统进入不同的运行模式，根据模式的不同，改变储能系统的充放电方式；

iii.储能系统终止时刻：

根据系统经济性及储能系统SOC约束，确定储能系统充电和放电终止时刻；

(j)储能系统运行模式分析

储能系统采取两种模式动作：

①储能系统动作模式1：

根据负荷所在地区的相关政策确定当地峰谷时段，当系统处于高峰时刻时进入模式1，

系统充电条件为式(15)：

其中，P_PV为光伏出力，P_load为负荷功率，P_ES.rated为储能系统的额定功率，SOC_min为储能系统SOC下限，SOC_max为储能系统SOC上限，当储能系统充电时，判断储能系统功率限制和SOC数值，在保证储能系统运行安全的情况下对储能系统进行充电；

系统放电条件为式(16)：

其中，B为储能系统成本，Q_h高峰时刻购电成本，放电时刻应判断储能系统成本与高峰时刻购电成本的数值，设高峰时刻购电成本大于储能系统成本，此时系统满足条件进行放电，由储能供给高峰负荷，当储能供给电能不足部分则由购电方式补齐，若储能系统无法充电则弃光；

②储能系统动作模式2：

当系统处于负荷低谷时刻则进入模式2，

系统充电条件为式(17)：

系统充电条件同模式1，

系统放电条件为式(18)：

其中，B为储能系统成本，Q_l为负荷低谷时刻购电成本，判断储能系统成本与负荷低谷时刻购电成本的数值，当低谷电价大于储能成本时，则按模式1相同方式由储能系统供给低谷负荷，当低谷电价小于储能成本时，则储能系统此时不放电，由购电方式满足低谷负荷需求，以确保经济性，若储能系统无法充电则弃光；

3)基于能量管理系统的内层控制设计

内层控制通过能量优化管理规划储能系统内部每个储能单元的动作情况和顺序来保证每个电源模块最优的效率和寿命，同时也能达到储能电池分批报废的效果；

内层控制的实现流程如下：

a.初始化

初始化环节包括修正根据外层控制得到的容量配置，同时确定各个储能单元的编号，并对各个模块的初始SOC量进行确定，在保持编号的基础上根据初始SOC量分组，得出分组数量和每组模块数量，分组方法为式(19)；

其中soc_ini为储能单元的SOC初值，[SOC_min,SOC₁]至[SOC_N-1,SOC_max]分别表示储能分组Group 1至Group N所对应的SOC范围；

b.设定优先级

对于初始化设定的各组储能模块的充放电优先级PR进行设定，充电与放电优先级可不同；

当分组总数为N时：

其中i,j,n,k为储能组编号，i,j,n,k未必不相等；

c.运行控制

根据运行情况与预设优先级调整不同模块组的充放电运行情况，一般情况由优先级PR最高的模块组充放电，特殊情况下改由次高优先级模块组充放电，选择表达式为式(21)：

其中PR_select表示所选取的模块组优先级，max(PR)为最高的模块组优先级，PR_select(last)为上一次的模块组优先级；

d.修正

当内层控制按照外层控制预设的运行轨迹运行一遍之后，统计此时的储能系统的功率、容量、充放电效率、寿命等因素，并据此修正外层控制目标函数的结果，

F_re＝min{I_1.re+I_2.re+I_3.re+I_4.re-O_2.re-O_3.re-O_4.re} (22)

其中，I_1.re为修正后的光伏系统收益，I_2.re为修正后的环保效益，I_3.re为修正后的延缓配电网容量扩建效益，I_4.re为修正后的政府补贴，O_2.re修正后的电池储能配置成本，O_3.re为修正后的从电网中的购电成本，O_4.re修正后的运行维护成本。