本发明公开了一种基于需求侧响应的光伏‑电池微电网混合能量调度管理方法，包括：1)设计光伏发电系统的光伏电流等效电路模型；2)建立光伏发电系统最大功输出率模型；……；5)建立光伏‑电池微电网系统的总经济收益模型；6)建立光伏‑电池微电网系统最高经济收益NPV和最高自给率SSR的模型；7)建立如下能量调度管理策略，控制光伏‑电池微电网系统中由锂电池组成的蓄能电池单元在以下状态之间切换。本发明充分考虑了用户负载和光伏电力源的季节性特征，将光伏‑电池微电网的能量调度管理策略采用两种策略混合的方式，充分发挥储能系统的作用，实现两种策略实时无缝切换，达到提高其经济效益的同时，兼顾了系统的可靠性和环保性。
1.一种基于需求侧响应的光伏-电池微电网混合能量调度管理方法，其特征在于：包括以下步骤：
式中：IPH为光伏电流，单位为A；I0为二极管模型反向饱和电流，单位为A；a为理想参数因子；Rsh为分流电阻，单位为Ω；Rs为串联电阻，单位为Ω；IPV为模拟光伏系统供电电流，VPV为模拟光伏系统供电电压；
3)光伏系统的蓄能电池单元采用锂离子电池，在考虑锂离子电池的荷电状态下，建立锂离子电池的电压与电流之间的方程关系如下：式中：V为锂离子电池的电压，单位为V；E0为锂离子电池的开路电压，单位为V；K为偏振常数，单位为V/Ah；Q为锂离子电池的容量；∫it为累计充电电量；A为指数区域振幅，单位为V；i为锂离子电池的电流；i*为过滤电流；R为内部电阻；B为指数区时间常数的倒数；
4)用锂离子电池充放电次数测算锂离子电池的寿命，锂离子电池充放电次数与充放电深度之间的关系如下：式中：N为锂离子电池充放电次数，DOD表示锂离子电池充放电深度，c、m、d为通过拟合确定的参数；
根据充放电深度的标准，建立单位年内锂离子电池的充放电次数与标准条件下的检测循环次数关系的方程：式中:Nst为标准条件下的检测循环次数；Nred单位年内锂离子电池的充放电次数；DODi为第i次循环充放电中锂离子电池充放电深度；DODST为标准检测条件下的充放电深度；Ri取值为周期数，一般取值0.5和1；
将标准条件下的检测循环次数计算所得Lcycle与产品标准寿命Lcal进行比较，为保证光伏-电池微电网系统供电可靠性，锂离子电池寿命取其小值：L＝min(Lcycle,Lcal) (7)
5)建立光伏-电池微电网系统的总经济收益模型Ry为：
其中：RER,y是由光伏系统、蓄能电池单元的接入，减少从电网购电，带来的经济收益；
M为单位年内小时数，一年中M设定取值为8760小时；ELr,t是动态市场电价；PL,t为t时刻用户负载，PGim,t为t时刻电网输出的电量；
REX,y是光伏-电池微电网系统输出电能获得的经济收益，PGex,t为t时刻电网购入电量；ELw,t是单位电量实时批发动态电价，即光伏-电池微电网系统将额外电能向电网售出的电价；
RPS,y是由光伏-电池微电网系统中的蓄能电池单元根据动态市场电价和用户负载需求，进行峰值调节获得的经济收益，RPS,y＝(max(PL,t)-max(PGim,t))·GFPS，GFPS为单位电量每年因峰值调节获得的经济收益；
PG,t是电网向光伏-电池微电网系统的交换功率，当电网向光伏-电池微电网输电时，为正值，当光伏-电池微电网向电网售电，为负值；
6)建立光伏-电池微电网系统最高经济收益NPV和最高自给率SSR的模型：式中：Cinv为系统建设投资成本；Cmai,y为运行维护成本，Crep,y为置换成本；Ry为光伏-电池微电网系统的总经济收益；dr为折现率；T是指光伏系统的标准使用寿命，T的设定取值为
Cinv＝UICbattery·CAPbattery+UICPV·CAPPV (12)式中：UICbattery为单位电池容量成本；CAPbattery为电池储能容量；UICPV为单位光伏容量成本；CAPPV为光伏系统容量；
其中，在全生命周期内，由于蓄能电池单元的使用寿命低于光伏系统的使用寿命，因此蓄能电池单元存在置换成本，其置换费用与蓄能电池单元投资成本一致；另外光伏-电池微电网系统还存在运行维护成本，设定每年运行维护成本不变，即：Crep,y＝UICbattery·CAPbattery·rrep,battery+UICPV·CAPPV·rrep,PV (13)式中：rrep,battery为全生命周期内，蓄能电池单元运行维护参数因子；rrep,PV为全生命周期内，光伏系统运行维护参数因子；
M为单位年内小时数，一年中M设定取值为8760小时；
对上述最高经济收益NPV和最高自给率SSR的模型求解，找出Pareto最优解；
7)建立如下能量调度管理策略，控制光伏-电池微电网系统中由锂离子电池组成的蓄能电池单元在以下状态之间切换：①在寒冷季节，当TTe时，蓄能电池单元在以下三种状态之间切换：情况1：PNet,t≥PH时，蓄能电池单元以PH大小进行放电，约束条件为：PG,t≥PH,
情况2：PNet,t≤PL时，光伏-电池微电网中蓄能电池单元处于荷电状态PMchar,t≤PB,t≤0，同时为了保证用户负载用电的经济性，这时需要满足PG,t≤PH；此外根据直流母线与交流母线的功率交换情况，分为以下A、B两种情况：A、PB,t+PPV,t≥0：
光伏系统除了对蓄能电池单元进行荷电，还承担负载功率，即功率从直流母线转移至交流母线，即光伏-电池微电网系统满足功率条件：(PB,t+PPV,t)·ηinv＝PL,t-PG,t；
除了光伏系统全部对蓄能电池单元进行荷电，而且电网也通过直交流母线对蓄能电池单元进行充电，即功率从交流母线转移至直流母线，即光伏-电池微电网系统满足功率条件：PB,t+PPV,t＝(PL,t-PG,t)·ηinv；
情况3：PL＜PNet,t＜PH时，光伏系统和光伏-电池微电网满足负载，功率从直流母线流向交流母线，微电网中蓄能电池单元处于不充电也不放电状态，即光伏-电池微电网系统满足功率条件：PB,t＝0，PPV,t·ηinv＝PL,t-PG,t；
Ts和Te分别指传统的微电网能量调度运行策略的起始点和结束点，或者说TS和Te分别指基于需求侧响应的光伏-电池微电网混合能量调度管理方法的结束点和起始点；
T表示光伏-电池微电网系统运行的时间轴的任意时刻；
PNet,t表示电网净供电功率，PNet,t＝PL,t-PPV,t·ηinv，光伏-电池微电网系统中除去光伏系统直接供电的剩余负载；
PH为用于确定光伏-电池微电网中蓄能电池单元的充放电状态的参考上限值；
PL为用于确定光伏-电池微电网中蓄能电池单元的充放电状态的参考下限值；
PG,t是电网向光伏-电池微电网系统的交换功率，当电网向光伏-电池微电网输电时，为正值，当光伏-电池微电网向电网售电，为负值；
PB,t是蓄能电池单元的荷电功率，当蓄能电池单元处于放电状态时，为正值，当蓄能电池单元处于充电状态时，为负值；
ηinv表示直流母线和交流母线之间的逆变器转化效率，取数值为0.95；
PMdisc,t表示蓄能电池单元处于放电状态时的最小值，即下限值；
PMchar,t表示蓄能电池单元处于充电状态时的最大值，即上限值；
②在温暖季节，当Ts≤T≤Te时，采用传统的微电网能量调度运行策略，具体如下：Ⅰ、光伏系统供电功率满足负载
当光伏系统供电功率满足用户负载需求时，即 时，蓄能电池单元处于荷电状态，当蓄能电池单元充满之后，额外电力以单位电量实时批发动态电价ELw,t输送到电网，接受电网的能量调度；
Ⅱ、光伏系统供电功率不能满足负载，即 时，又分以下两种情况：
1)光伏-电池储能微电网系统处于离网运行状态：这时光伏系统不满足用户负载需求的部分由蓄能电池单元进行补偿供电，即处于放电状态，且由光伏系统和蓄能电池单元满足用户负载需求；
2)光伏-电池储能微电网系统处于并网运行状态：这时光伏系统不满足用户负载需求的部分由蓄能电池单元进行补偿供电，且以最大功率供电仍然不能满足用户负载需求，这时光伏-电池微电网系统从电网以动态市场电价ELr,t进行购电。
基于需求侧响应的光伏-电池微电网混合能量调度管理方法
技术领域
[0001] 本发明涉及微电网能量调度管理方法，尤其涉及一种基于需求侧响应的混合能量调度管理方法。
背景技术
[0002] 分布式微电网系统的工程化普及应用本身虽然能够很大程度缓解环境和能源危机，但随着其在电网系统中的渗透率逐渐提高，对电网造成的不良影响也愈加明显。由于分布式电力源(风力发电、光伏发电等)受外部(风速、光照、温度等)影响较大，其供电功率存在很大的波动，并网之后无疑影响了电网供电可靠性，增加了电能调度管理的复杂度。为了降低微电网系统的不良因素，在微电网系统中加入储能系统成为解决该问题的主要方法，并得到广泛应用。但由于储能系统的高成本特点，同时也带来了微电网系统的经济性问题，储能容量的大小是影响储能系统单元经济性的主要参数，因此在设计微电网能量调度管理方案时，储能容量优化配置成为不得不面临的问题。
[0003] 在设计微电网能量调度管理方法时，更多是以微电网渗透率(保证分布式电源最大功率输出)和用户失电率(供电可靠性)为主要优化对象和研究内容。但微电网的工程化普及应用，针对社区住宅微电网系统，其微电网供电可靠性得到保证的情况下，其经济性因素是影响商业化和进一步普及的主要因素，因此应当充分考虑影响微电网的经济运行的外部市场环境和自然环境。
发明内容
[0004] 有鉴于此，本发明的目的是提供一种基于需求侧响应的光伏-电池微电网混合能量调度管理方法，以解决光伏-电池微电网系统中电池储能容量优化配置问题，并实现在充分考虑影响微电网经济运行的内外部因素、以及保证供电可靠性和环保性的基础上，提高微电网的经济效益。
[0005] 本发明基于需求侧响应的光伏-电池微电网混合能量调度管理方法，包括以下步骤：
[0006] 1)设计光伏系统的光伏电流等效电路模型如下：
[0007]
[0008] 式中：IPH为光伏电流，单位为A；I0为二极管模型反向饱和电流，单位为A；a为理想参数因子；Rsh为分流电阻，单位为Ω；Rs为串联电阻，单位为Ω；IPV为模拟光伏系统供电电流，VPV为模拟光伏系统供电电压；
[0009] 2)建立光伏系统最大功率输出模型如下：
[0010] PPV,mpp＝max(VPV,IPV) (2)
[0011] 3)光伏系统的蓄能电池单元采用锂离子电池，在考虑锂离子电池的荷电状态下，建立电池的电压与电流之间的方程关系如下：
[0012]
[0013]
[0014] 式中：V为锂离子电池的电压，单位为V；E0为锂离子电池的开路电压，单位为V；K为偏振常数，单位为V/Ah；Q为锂离子电池的容量；∫it为累计充电电量；A为指数区域振幅，单位为V；i为锂离子电池的电流；i*为过滤电流；R为内部电阻；B为指数区时间常数的倒数；
[0015] 4)用标准充放电次数测算锂离子电池的寿命，锂离子电池充放电次数与充放电深度之间的关系如下：
[0016]
[0017] 式中：N为锂离子电池充放电次数，DOD表示锂离子电池充放电深度，c、m、d为通过拟合确定的参数；
[0018] 根据充放电深度的标准，建立充放电次数与锂离子电池的循环使用寿命关系的方程：
[0019]
[0020] 式中:Nst为标准条件下的检测循环次数；Nred单位年内锂离子电池的充放电次数；DODi为第i次循环充放电中锂离子电池充放电深度；DODST为标准检测条件下的充放电深度；
Ri取值为周期数，一般取值0.5和1；
[0021] 将循环次数计算所得Lcycle与产品标准寿命Lcal进行比较，为保证光伏-电池微电网系统供电可靠性，锂离子电池寿命取其小值：
[0022] L＝min(Lcycle,Lcal) (7)
[0023] 5)建立光伏-电池微电网系统的总经济收益模型Ry为：
[0024] Ry＝REX,y+RER,y+RPS,y (8)
[0025] 其中：RER,y是由光伏、蓄能电池单元的接入，减少从电网购电，带来的经济收益；M为单位年内小时数，一年中M设定取值为8760小时；ELr,t是动
态市场电价；PL,t为t时刻用户负载，PGim,t为t时刻电网输出的电量；
[0026] REX,y是光伏-电池微电网系统输出电能获得的经济收益，PGex,t为t时刻电网购入电量；ELw,t是单位电量实时批发动态电价，即光伏-电池微电网系统将额外电能向电网售出的电价；
[0027] RPS,y是由光伏-电池微电网系统中的蓄能电池单元根据市场电价和用户负载需求，进行峰值调节获得的经济收益，RPS,y＝(max(PL,t)-max(PGim,t))·GFPS，GFPS为单位电量每年因峰值调节获得的经济收益；
[0028] PGim,t和PGex,t的约束条件如下：
[0029]
[0030]
[0031] PG,t是电网向光伏-电池微电网系统的交换功率，当电网向微电网输电时，为正值，当微电网向电网售电，为负值；
[0032] 6)建立光伏-电池微电网系统最高经济收益NPV和最高自给率SSR的模型：
[0033]
[0034] 式中：Cinv为系统建设投资成本；Cmai,y为运行维护成本，Crep,y为置换成本；Ry为系统总收益；dr为折现率；T是指光伏系统的标准使用寿命，T的设定取值为25年；其中：
[0035] Cinv＝UICbattery·CAPbattery+UICPV·CAPPV (12)
[0036] 式中：UICbattery为单位电池容量成本；CAPbattery为电池储能容量；UICPV为单位光伏容量成本；CAPPV为光伏电力源容量；
[0037] 其中，在系统全生命周期内，由于蓄能电池单元的使用寿命低于光伏系统的使用寿命，因此蓄能电池单元存在置换成本，其置换费用与蓄能电池单元投资成本一致；另外光伏-电池微电网系统还存在运行维护成本，设定每年运行维护成本不变，即：
[0038] Crep,y＝UICbattery·CAPbattery·rrep,battery+UICPV·CAPPV·rrep,PV (13)[0039] 式中：rrep,battery为全生命周期内，蓄能电池单元运行维护参数因子；rrep,PV为全生命周期内，光伏系统运行维护参数因子；
[0040] 最高自给率SSR的模型如下：
[0041]
[0042] M为单位年内小时数，一年中M设定取值为8760小时；
[0043] 对上述最高经济收益NPV和最高自给率SSR的模型求解，找出Pareto最优解；
[0044] 7)建立如下能量调度管理策略，控制光伏-电池微电网系统中由锂电池组成的蓄能电池单元在以下状态之间切换：
[0045] ①在寒冷季节，当TTe时，蓄能电池单元在以下三种状态之间切换：
[0046] 情况1：PNet,t≥PH时，蓄能电池单以PH大小进行放电，约束条件为：
[0047] PB,t≥PH,
[0048] 0≤PB,t≤PMdisc,t；
[0049] 情况2：PNet,t≤PL时，微电网中蓄能电池单元处于荷电状态PMchart≤PB,t≤0，同时为了保证用户负载用电的经济性，这时需要满足PG,t≤PH；此外根据直流母线与交流母线的功率交换情况，分为以下A、B两种情况：
[0050] A、PB,t+PPV,t≥0：
[0051] 光伏系统除了对电池进行荷电，还承担负载功率，即功率从直流母线转移至交流母线，即光伏-电池微电网系统满足功率条件：(PB,t+PPV,t)·ηinv＝PL,t-PG,t；
[0052] B、PB,t+PPV,t＜0：
[0053] 除了光伏系统全部对电池进行荷电，而且电网也通过直交流母线对电池进行充电，即功率从交流母线转移至直流母线，即光伏-电池微电网系统满足功率条件：PB,t+PPV,t＝(PL,t-PG,t)·ηinv；
[0054] 情况3：PL＜PNet,t＜PH时，光伏系统和电网满足负载，功率从直流母线流向交流母线，微电网中蓄电池系统处于不充电也不放电状态，即光伏-电池微电网系统满足功率条件：PB,t＝0，PPV,t·ηnv＝PL,t-PG,t；
[0055] Ts和Te分别指传统的微电网能量调度运行策略的起始点和结束点，或者说Ts和Te分别指基于需求侧响应的光伏-电池微电网混合能量调度管理方法的结束点和起始点；
[0056] T表示光伏-电池微电网系统运行的时间轴，任意时刻；
[0057] PNet,t表示电网净供电功率，PNet,t＝PL,t-PPV,t·ηinv，光伏-电池微电网系统中除去光伏电力源直接供电的剩余负载；
[0058] PH为用于确定微电网中蓄能电池单元的充放电状态的参考上限值；
[0059] PL为用于确定微电网中蓄能电池单元的充放电状态的参考下限值；
[0060] PL,t为用户用电需求的负载功率；
[0061] PPV,t为光伏系统的输出功率；
[0062] PG,t是电网向微电网系统的交换功率，当电网向微电网输电时，为正值，当微电网向电网售电，为负值；
[0063] PB,t是蓄能电池单元的荷电功率，当蓄能电池单元处于放电状态时，为正值，当蓄电池单元处于充电状态时，为负值；
[0064] ηinv表示直流母线和交流母线之间的逆变器转化效率，取数值为0.95；
[0065] PMdisc,t表示蓄能电池单元处于放电状态时的最小值，即下限值；
[0066] PMchar,t表示蓄能电池单元处于充电状态时的最大值，即上限值；
[0067] ②在温暖季节，当Ts≤T≤Te时，采用传统的微电网能量调度运行策略，其存在以下两种情况：
[0068] I、光伏系统供电功率满足负载
[0069] 当光伏系统供电功率满足用户负载需求时，即 时，蓄能电池单元处于荷电状态，当蓄能电池单元充满之后，额外电力以单位电量实时批发动态电价ELw,t输送到电网，接受电网的能量调度；
[0070] Ⅱ、光伏系统供电功率不能满足负载，即 时，又分以下两种情况：
[0071] 1)光伏-电池储能微电网系统处于离网运行状态：这时光伏系统不满足用户负载需求的部分由蓄能电池单元进行补偿供电，即处于放电状态，且由光伏系统和电池系统满足用户负载需求。
[0072] 2)光伏-电池储能微电网系统处于并网运行状态：这时光伏系统不满足用户负载需求的部分由蓄能电池单元进行补偿供电，且以最大功率供电仍然不能满足用户负载需求，这时光伏-电池微电网系统从电网以动态市场电价ELr,t进行购电。
[0073] 本发明的有益效果：
[0074] 本发明基于需求侧响应的光伏-电池微电网混合能量调度管理方法，其充分考虑了用户负载和光伏电力源的季节性特征，将光伏-电池微电网的能量调度管理策略采用两种策略混合的方式，充分发挥储能系统的作用，实现两种策略实时无缝切换，达到提高其经济效益的同时，兼顾了系统的可靠性和环保性。
附图说明
[0075] 图1为光伏-电池储能微电网总体系统结构图；
[0076] 图2为光伏系统的单二极管模型图；
[0077] 图3为锂离子电池模型的等效电路图；
[0078] 图4为蓄电池充放电次数与充放电深度之间的关系；
[0079] 图5为微电网多目标动态优化调度的流程框图；
[0080] 图6为基于需求侧响应的的混合能量调度运行策略SSR-NPV关系图；
[0081] 图7为基于需求侧响应的混合能量调度运行策略流程简图；
[0082] 图8为基于需求侧响应的混合能量调度运行下净功率PNet,t与Ts、Te参数关系图；
[0083] 图9为电池价格成本下降50％下系统SSR-NPV关系图；
[0084] 图10为基于需求侧响应的混合能量调度管理策略CAPbattery-NPV关系图；
[0085] 图11为基于需求侧响应的混合能量调度管理策略与传统能量管理调度策略对比图；
[0086] 图12为传统能量调度运行策略流程简图。
具体实施方式
[0087] 下面结合附图和实施例对本发明作进一步描述。
[0088] 如图所示，本实施例基于需求侧响应的光伏-电池微电网混合能量调度管理方法，包括以下步骤：
[0089] 1)设计光伏系统的光伏电流等效电路模型。光伏系统的输出功率主要取决于光照强度和温度，如图2所示，本实施例中采用的光伏电流等效模型为单二极管模型，具体如下：
[0090]
[0091] 式中：IPH为光伏电流，单位为A；I0为二极管模型反向饱和电流，单位为A；a为理想参数因子；Rsh为分流电阻，单位为Ω；Rs为串联电阻，单位为Ω。IPV为模拟光伏系统供电电流，VPV为模拟光伏系统供电电压。
[0092] 2)建立光伏系统最大功率输出模型如下：
[0093] PPV,mpp＝max(VPV,IPV) (2)
[0094] 采用最大功率点跟踪控制(MPPT)以保证光伏系统最大功率输出，本实施例中选取光伏组件型号No.is STP255-20/Wd，其最大输出功率为255KW，光伏组件参数如表1所述。
[0095] 表1光伏单二极管模型中表征参数
[0096]
[0097] 3)光伏系统的蓄能电池单元采用锂离子电池，锂离子蓄能电池单元采用改进Shepherd模型，在考虑锂离子电池的荷电状态下，建立电池的电压与电流之间的方程关系如下，其等效电路如下图3所示。
[0098]
[0099]
[0100] 式中：V为锂离子电池的电压，单位为V；E0为锂离子电池的开路电压，单位为V；K为偏振常数，单位为V/Ah；Q为锂离子电池的容量；∫it为累计充电电量；A为指数区域振幅，单位为V；i为锂离子电池的电流；i*为过滤电流；R为内部电阻；B为指数区时间常数的倒数。
[0101] 此外，锂离子电池相关参数总结如下表2所示。
[0102] 表2锂离子电池模型参数表
[0103]
[0104] 4)用标准充放电次数测算锂离子电池的寿命，电池寿命和充放电深度之间的关系如下图4所示，锂离子电池充放电次数与充放电深度之间的关系如下：
[0105]
[0106] 式中：N为锂离子电池充放电次数，DOD表示锂离子电池充放电深度，c、m、d为通过拟合确定的参数；
[0107] 根据充放电深度的标准，建立充放电次数与锂离子电池的循环使用寿命关系的方程：
[0108]
[0109] 式中:Nst为标准条件下的检测循环次数；Nred单位年内锂离子电池的充放电次数；DODi为第i次循环充放电中锂离子电池充放电深度；DODST为标准检测条件下的充放电深度；
Ri取值为周期数，一般取值0.5和1；
[0110] 将循环次数计算所得Lcycle与产品标准寿命Lcal进行比较，为保证光伏-电池微电网系统供电可靠性，锂离子电池寿命取其小值：
[0111] L＝min(Lcycle,Lcal) (7)
[0112] 5)建立光伏-电池微电网系统的总经济收益模型Ry为：
[0113] Ry＝REX,y+RER,y+RPS,y (8)
[0114] 其中：RER,y是由光伏、蓄能电池单元的接入，减少从电网购电，带来的经济收益，M为一年内小时数，本实施例中取M＝8760(一年365天乘以每天24小时等于8760个小时)；ELr,t是动态市场电价；PL,t为t时刻用户负载功率，PGim,t为t时刻电网输出的电量；
[0115] REX,y是光伏-电池微电网系统输出电能获得的经济收益，PGex,t为t时刻电网购入电量；
[0116] RPS,y是由光伏-电池微电网系统中的蓄能电池单元根据市场电价和用户负载需求，进行峰值调节获得的经济收益，RPS,y＝(max(PL,t)-max(PGim,t))·GFPS，GFPS为单位电量每年因峰值调节获得的经济收益；
[0117] PGim,t和PGex,t的约束条件如下：
[0118]
[0119]
[0120] 6)建立光伏-电池微电网系统最高经济收益NPV和最高自给率SSR的模型：
[0121]
[0122] 式中：Cinv为系统建设投资成本；Cmai,y为运行维护成本，Crep,y为置换成本；Ry为系统总收益；dr为折现率；T是指光伏组件的使用寿命，现有国家标准规定的光伏组件的使用寿命为T＝25年，当然根据国家标准的改变，光伏组件的标准使用寿命还可为其它值。
[0123] 关于光伏-电池微电网系统中光伏系统和电池系统的成本参数如下表3所示。
[0124] 表3光伏-电池微电网系统各模块成本
[0125]
[0126] 表3所示成本参数包括逆变器、控制器等元器件的安装和运行维护成本。即光伏-电池微电网系统中所有组件成本均包含在电池系统或者光伏系统中，因此光伏-电池微电网系统总成本即等于电池系统成本加上光伏系统成本，其计算如式(12)所示：
[0127] Cinv＝UICbattery·CAPbattery+UICPV·CAPPV (12)
[0128] 式中：UICbattery为单位电池容量成本；CAPbattery为电池储能容量；UICPV为单位光伏容量成本；CAPPV为光伏电力源容量。
[0129] 其中，在系统全生命周期内，电池系统由于寿命低于光伏寿命周期，存在置换成本，其置换费用与电池系统投资成本一致。另外针对运行维护成本的计算，这里为便于计算，设定每年运行维护成本不变，即：
[0130] Crep,y＝UICbattery·CAPbattery·rrep,battery+UICPV·CAPPV·rrep,PV (13)[0131] 式中：rrep,battery为全生命周期内，蓄能电池单元运行维护参数因子；rrep,PV为全生命周期内，光伏系统运行维护参数因子。
[0132] 自给率SSR表示用户电力需求中微电网供电的比例，最高自给率SSR如下：
[0133]
[0134] 对上述最高经济收益NPV和最高自给率SSR的模型求解，找出Pareto最优解。本实施例中具体采用基于非支配排序多目标遗传算法(NSGA-II)对最高经济收益NPV和最高自给率SSR的模型进行求解，该遗传算法来自MATLAB的全局优化工具箱，根据求解效率和求解精度对算法的参数配置如下表4所示。
[0135] 表4多目标遗传算法参数配置表
[0136]
[0137] 7)建立分别适用于寒冷季节和温暖季节的两种能量调度管理策略，通过应用电池储能系统对用户负载补偿供电，降低用户负载从电网高价购电满足“峰值”功率需求，补偿系统因储能系统增加的成本，使得系统获得额外经济收益，控制光伏-电池微电网系统中由锂电池组成的蓄能电池单元在以下状态之间切换：
[0138] ①在寒冷季节(TTe)，蓄能电池单元在以下三种状态之间切换：
[0139] 情况1：PNet,t≥PH时，蓄电池尽可能以PH大小进行放电，约束条件为：
[0140] PB,t≥PH，0≤PB,t≤PMdisc,t；
[0141] 情况2：PNet,t≤PL时，微电网中蓄能电池单元处于荷电状态PMchart≤PB,t≤0，同时为了保证用户负载用电的经济性，这时需要满足PG,t≤PH；此外根据直流母线与交流母线的功率交换情况，分为以下A、B两种情况：
[0142] A、PB,t+PPV,t≥0：
[0143] 光伏系统除了对电池进行荷电，还承担负载功率，即功率从直流母线转移至交流母线，即光伏-电池微电网系统满足功率条件：(PB,t+PPV,t)·ηinv＝PL,t-PG,t；
[0144] B、PB,t+PPV,t＜0：
[0145] 除了光伏系统全部对电池进行荷电，而且电网也通过直交流母线对电池进行充电，即功率从交流母线转移至直流母线，即光伏-电池微电网系统满足功率条件：PB,t+PPV,t＝(PL,t-PG,t)·ηinv；
[0146] 情况3：PL＜PNet,t＜PH时，光伏系统和电网满足负载，功率从直流母线流向交流母线，微电网中蓄电池系统处于不充电也不放电状态，即光伏-电池微电网系统满足功率条件：PB,t＝0，PPV,t·ηnv＝PL,t-PG,t；
[0147] Ts和Te分别指传统的微电网能量调度运行策略的起始点和结束点，或者说Ts和Te分别指基于需求侧响应的光伏-电池微电网混合能量调度管理方法的结束点和起始点；
[0148] T表示光伏-电池微电网系统运行的时间轴，任意时刻；
[0149] PNet,t表示电网净供电功率，PNet,t＝PL,t-PPV,t·ηinv，光伏-电池微电网系统中除去光伏电力源直接供电的剩余负载；
[0150] 针对在Ts和Te时间范围之外，光伏-电池微电网系统采用基于需求侧响应的光伏-电池微电网混合能量调度管理方法时，为确定微电网中电池储能系统的充放电状态，同样需要引入两个参数：PH和PL；两个上下限参数参考值；
[0151] PL,t为用户用电需求的负载功率；
[0152] PPV,t为光伏系统的输出功率；
[0153] PG,t是电网向微电网系统的交换功率，当电网向微电网输电时，为正值，当微电网向电网售电，为负值；
[0154] PB,t是蓄能电池单元的荷电功率，当蓄能电池单元处于放电状态时，为正值，当蓄电池单元处于充电状态时，为负值；
[0155] ηinv表示直流母线和交流母线之间的逆变器转化效率，取数值为0.95；
[0156] PMdisc,t表示蓄能电池单元处于放电状态时的最小值，即下限值；
[0157] PMchar,t表示蓄能电池单元处于充电状态时的最大值，即上限值；
[0158] ②在温暖季节，当Ts≤T≤Te时，采用传统的微电网能量调度运行策略，其存在以下两种情况：
[0159] I、光伏系统供电功率满足负载
[0160] 当光伏系统供电功率满足用户负载需求时，即 时，蓄能电池单元处于荷电状态，当蓄能电池单元充满之后，额外电力以单位电量实时批发动态电价ELw,t输送到电网，接受电网的能量调度；
[0161] Ⅱ、光伏系统供电功率不能满足负载，即 时，又分以下两种情况：
[0162] 1)光伏-电池储能微电网系统处于离网运行状态：这时光伏系统不满足用户负载需求的部分由蓄能电池单元进行补偿供电，即处于放电状态，且由光伏系统和电池系统满足用户负载需求。
[0163] 2)光伏-电池储能微电网系统处于并网运行状态：这时光伏系统不满足用户负载需求的部分由蓄能电池单元进行补偿供电，且以最大功率供电仍然不能满足用户负载需求，这时光伏-电池微电网系统从电网以动态市场电价ELr,t进行购电。
[0164] 表5两种能量调度管理策略组合应用运行时间表
[0165]
[0166]
[0167] 表6基于需求侧响应的能量调度管理策略下电池工作状态及约束条件
[0168]
[0169] 本实施例中，步骤1)中光伏电流等效电路模型和步骤2)中光伏系统最大功率输出模型涉及能量调度管理策略中的PPV,t(PPV,t为光伏系统的输出功率)以保证系统无论处于何种状态，光伏系统都处于最大功率跟踪控制状态，保证最大功率输出；步骤3中建立光伏系统的蓄电池的电压与电流之间的方程关系涉及Pchar,t；图7中Pchar,t表示蓄电池单元的荷电状态，Pdisc,t表示蓄电池单元的放电状态；步骤4中用标准充放电次数测算锂离子电池的寿命，测算出的锂离子电池寿命如表3所示取值为15年，小于光伏系统寿命25年，系统以25年为寿命周期，因此锂离子电池需要计算置换成本(Crep,y为置换成本)，用于计算系统的收益(NPV)；步骤6)建立光伏-电池微电网系统最高经济收益NPV和最高自给率SSR的模型，是表达基于需求侧响应的光伏-电池微电网混合能量调度管理方法的两个目标函数模型。
[0170] 图7是基于动态批发市价的能量调度运行策略流程简图，其展示出了控制光伏-电池微电网系统中蓄能电池单元在几种工作状态之间切换的流程关系。系统以t-1电池状态SOCt-1、负载功率PL,t和光伏功率PPV,t作为系统的输入，通过功率供需关系计算锂离子电池储能系统充放电功率，结合决策变量TS、Te和PH、PL的关系，对系统的几种工作状态进行无缝切换，以锂离子电池储能系统和电网的工作状态PB,t和PG,t确定整体系统运行方案。其中，无论在任意工作状态都需要尽可能减少用户从电网购电，即min(|PG,t|)，以使微电网系统获得最大的经济效益(NPV取最大)；同样无论在任意工作状态都需要尽可能减少用户从电网购电，即min(|PG,t|)，增加满足用户负载需求中微电网系统的供电比例，即系统获得最高的自给率(SSR取最高)。
[0171] 最后说明的是，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非限制，尽管参照较佳实施例对本发明进行了详细说明，本领域的普通技术人员应当理解，可以对本发明的技术方案进行修改或者等同替换，而不脱离本发明技术方案的宗旨和范围，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。
