一种储能系统控制方法与流程

1.本发明涉及储能控制领域，具体是一种储能系统控制方法。


背景技术：

2.电力供需平衡矛盾长期存在，亟需建设新型电力负荷控制系统平抑尖峰负荷需求。目前我国仍是发展中国家，现阶段工业化城镇化深入推进，电力需求不可避免会继续增长，供给短缺是最大的能源不安全。以风光为能源主体的新型电力系统建设，其随机性及波动性使得电网压力逐渐增大，政府也因此出台了多种补贴政策，如大幅度增加工业峰谷电差价，以应对此种形式。
3.随着电化学储能的应用技术逐渐成熟，储能在新型电力系统中起到了重要的作用，主要在于：储能系统可以在光伏发电高峰期或者生产用电低谷期，作为负荷接入电网，也可以在光伏发电不足或生产用电高峰期，作为电源接入电网，使得发电、用电趋于平衡，另外，在用电谷值和峰值时，储能系统还可以运行在不同的状态，以产生经济效益。
4.但目前在微电网建设中，针对储能的最优配置方法研究极为少见，储能补贴政策较多，且各地政策不统一，而光伏发电情况又极为不稳定，受天气和时间影响，波动颇大，园区用电负荷也难以精准预测，因此储能系统何时充电合适放电，并且如何利用补贴政策及储能特点，实现利益最大化，则成为当前急需解决的问题。


技术实现要素：

5.本发明的目的在于以实现业主利益最大化为目标，推出一种储能系统控制方法，以解决上述背景技术中提出的问题。
6.为实现上述目的，本发明提供如下技术方案：
7.一种储能系统控制方法，方法如下：
8.设定优先级递降的容量费用管理策略、削峰填谷策略以及用户分时电价管理策略；
9.实时判断当前用户负荷与变电设备容量、光伏发电量的关系，结合优先级顺序选择当下执行的策略；
10.根据对储能系统当下发电是否产生经济效益的判断和/或储能系统的当前容量，控制储能系统的运行状态。
11.进一步的，执行容量费用管理策略时，判断当前用户负荷大于变电设备容量与当前光伏发电量之和是否成立，如果成立则根据储能系统的当前soc控制储能系统放电或待机，如果不成立则执行削峰填谷策略。
12.进一步的，执行削峰填谷策略时，判断当前用户负荷大于当前光伏发电量是否成立，如果成立则执行用户分时电价管理策略，如果不成立则控制储能系统待机或充电。
13.进一步的，获取当前市电电价，计算当前市电电价与储能用电成本价的大小，如果前者小于后者，则判断为储能系统当下发电不产生经济效益，否则，判断为储能系统当下发
电产生经济效益。
14.进一步的，当判断储能系统当下发电不产生经济效益时，通过计算储能系统的当前soc控制储能系统充电或待机。
15.进一步的，当判断储能系统当下发电不产生经济效益时，计算并判断储能系统的当前soc＝100％是否成立，如果成立则控制储能系统待机，如果不成立则控制储能系统充电。
16.进一步的，当判断储能系统当下发电产生经济效益时，通过计算储能系统的当前soc控制储能系统放电或待机。
17.进一步的，当判断储能系统当下发电产生经济效益时，计算并判断储能系统的当前soc＝0％是否成立，如果成立则控制储能系统待机，如果不成立则控制储能系统放电。
18.有益效果：本发明通过用电安全性和重要性对储能控制策略进行优先分级，从而提高储能系统的利用率，并可根据不同地区的政策差异，进行政策筛选，实现利益最大化；通过实时对比用户负荷、变电设备容量和光伏发电三者之间的关系，确保储能系统的充放电切换可根据用户的用电需求进行变化，避免光伏发电和用户用电的波动对电网产生影响。
附图说明
19.图1为本发明的实施流程图。
具体实施方式
20.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。
21.一种储能系统控制方法，方法如下：
22.设定容量费用管理策略、削峰填谷策略以及用户分时电价管理策略，三者的优先级递降。
23.容量费用管理策略具体指在生产用电高峰期，储能系统作为电源接入，与电网合力给负载供电，减小电网负荷峰值；在生产用电低谷期，储能系统作为负荷接入，减小电网负荷峰值谷差，使发电、用电趋于平衡，降低最高用电功率，从而降低容量费用，降低电网供电压力。
24.削峰填谷策略具体指在光伏发电高峰期，储能系统作为负荷接入，与负荷一起消纳光伏发电，避免弃光；在光伏发电不足时，储能系统作为电源接入，与光伏一起为负荷供电，完全消纳光伏发电。
25.用户分时电价管理策略指在用电谷值时，储能系统执行充电或待机；在用电峰值和平值时，储能系统执行充电或放电。
26.实时判断当前用户负荷与变电设备容量、光伏发电量的关系，结合优先级顺序选择当下执行的策略；其中用户负荷通过安装在用户进线端的电能表实时采集获得，光伏发电量通过光伏系统内电能表实时采集获得。
27.根据对储能系统当下发电是否产生经济效益的判断和/或储能系统的当前容量，控制储能系统的运行状态。
28.参见图1，具体实施步骤如下：
29.步骤1：获取用户侧变电设备容量，将其作为已知数据，依照优先权顺序选择当前所要执行的储能控制策略，确定当前时间t；
30.步骤2：判断在当前时间t这个时间点，用户负荷大于变电设备容量与当前光伏发电量之和是否成立，如果成立则储能系统的当前soc控制储能系统放电或待机，转为步骤5；如果不成立则执行削峰填谷策略，转为步骤3。
31.步骤3：判断在当前时间t这个时间点，用户负荷大于当前光伏发电量是否成立，如果成立则执行用户分时电价管理策略，转为步骤4；如果不成立则转为步骤6；
32.步骤4：获取当前市电电价，计算在当前时间t这个时间点，市电电价小于储能用电成本价是否成立；如果成立则转为步骤6，如果不成立则转为步骤5；
33.本步骤中，实时市电电价为当前区域时间段的所执行的峰平谷电价xt，yt为当前储能电池剩余电量用电成本的平均值，储能电池的电量来源包括光伏电量和市电，因此yt＝(光伏电量
×
光伏成本价 市电电量
×
市电成本价)
×
能量转换效率
÷
电量。能量转换效率为储能系统在现场实地测试获得的常数，用户分时电价管理的峰平谷电价可根据地区差异进行调整。
34.步骤5：判断储能系统soc＝0％是否成立，如成立则控制储能系统待机，如不成立则控制储能系统放电。
35.步骤6：判断储能系统soc＝100％是否成立，如成立则控制控制系统待机，如不成立则控制储能系统充电。
36.在执行上述步骤时，因为容量费用管理策略涉及用电安全，可根据设定的许可容量限定用户最大负荷值，降低用户对电网的影响，并降低容量管理费用，最为重要，因此优先权等级最高。用户最大负荷值设定为变电设备容量与当前光伏发电量之和。在步骤2中，如果负荷超过用户最大负荷值，考虑到用电安全，此时应尽快降低用户负荷对电网的影响，因此不考虑成本问题，只要储能系统的soc≠0％，就控制储能系统作为电源接入电网，合力给负载供电以减小电网的压力。
37.在判断当前用户负荷不超过用户最大负荷值，执行削峰填谷策略。在步骤3中判断当前负荷大于当前光伏发电量是否成立，如果成立则表明当前光伏发电不足，可考虑将储能系统作为电源接入电网，减小电网负荷峰值，转为步骤4判断当前投入储能系统是否能够获得经济收益。如果不成立则表明当前光伏发电过剩，可考虑将储能系统作为负荷接入电网，消纳光伏发电，避免弃光，因此转为步骤5，只要储能系统soc≠100％，即可控制储能系统充电。削峰填谷策略可平滑园区用电，降低园区用电功率波动，避免光伏弃光，提高能源利用率及园区用电稳定性
38.本方法至少具有以下优点：
39.1)储能系统的充放电状态可根据用户负荷和光伏发电的不断变化而进行改变，可应对阴雨天气光伏发电大幅度降低或园区负荷激增等突发情况，提高了储能系统的应变能力；
40.2)控制策略具备普遍适用性，可根据区域方位的变化，筛选符合当地的补贴政策，
并调整峰谷电价，而不影响控制策略的运行；
41.3)充分考虑了用户用电的安全性，设定容量费用管理，避免用户用电负荷超过变压器容量，从而提高用户用电安全，降低电网负荷压力；
42.4)充分考虑了用户用电的经济性，充分考虑储能充电的用电成本、用户用电优先级，从而降低整个用户的用电费用。
43.虽然本说明书按照实施方式加以描述，但并非每个实施方式仅包含一个独立的技术方案，说明书的这种叙述方式仅仅是为清楚起见，本领域技术人员应当将说明书作为一个整体，各实施例中的技术方案也可以经适当组合，形成本领域技术人员可以理解的其他实施方式。
44.故以上所述仅为本技术的较佳实施例，并非用来限定本技术的实施范围；即凡依本技术的权利要求范围所做的各种等同变换，均为本技术权利要求的保护范围。