本发明是一种基于双层控制的光储联合系统控制方法，包括：建立指标；以及根据所建立的指标构建光储系统容量优化配置目标函数模型F，所述模型F以全寿命周期内经济性最优为目标；设计光储联合系统的双层控制，外层控制能够在保证可靠供电的前提下保证经济性最优，并能通过内层控制的能量优化管理方法保证储能单元的寿命和效率最优，确保能够找到光储联合系统的最优配置；遵循一定约束配置光储联合系统的容量，并实施如上所述控制方法，根据目标函数F，确定当F取最小值时唯一的光储联合系统配置。本发明在保证系统全寿命周期经济性最优的同时能够保证系统稳定运行，能为光储电站的建设提供指导。
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：
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O1O1＝P0CPV (3)式中，q为光储系统的售电电价，Pl(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，CPV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＝αEPVρfossil+EPV·ρCO2ηCO2 (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，EPV为光伏发电总量，ρfossil为煤的单价，ρCO2为CO2在电网中的交易价格，ηCO2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，eup为配电网单位容量扩建费用，Pba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·EPV (6)式中，β为光伏补贴系数，EPV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＝Cp·PES.rated+Ce·EES.rated (7)式中，Cp和Ce分别为储能系统的功率成本和容量成本，PES.rated和EES.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，Pg(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；
其中，Pz为光伏装机容量，Ploadmax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；
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；
PPV(t)≤Pload(t)(t∈T) (11)其中，PPV(t)为t时刻的光伏出力，Pload(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；
PPV(t)>Pload(t),EPV≤Eload.peak(t∈T) (12)其中，EPV为光伏发电总量，Eload.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；
PPV(t)>Pload(t),EPV>Eload.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；
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；
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；
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，PPV为光伏出力，Pload为负荷功率，PES.rated为储能系统的额定功率，SOCmin为储能系统SOC下限，SOCmax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；
其中，B为储能系统成本，Qh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；
其中，B为储能系统成本，Ql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；
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；
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socini为储能单元的SOC初值，[SOCmin,SOC1]至[SOCN‑1,SOCmax]分别表示储能分组Group 1至Group N所对应的SOC范围；
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；
其中i,j,n,k为储能组编号，i,j,n,k未必不相等；
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PRselect表示所选取的模块组优先级，max(PR)为最高的模块组优先级，PRselect(last)为上一次的模块组优先级；
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，Fre＝min{I1.re+I2.re+I3.re+I4.re‑O2.re‑O3.re‑O4.re} (22)其中，I1.re为修正后的光伏系统收益，I2.re为修正后的环保效益，I3.re为修正后的延缓配电网容量扩建效益，I4.re为修正后的政府补贴，O2.re修正后的电池储能配置成本，O3.re为修正后的从电网中的购电成本，O4.re修正后的运行维护成本。
一种基于双层控制的光储联合系统控制方法
技术领域
[0001] 本发明是一种基于双层控制的光储联合系统控制方法。
背景技术
[0002] 截至2020年底，我国全国光伏发电装机容量达到2.53亿千瓦，全国光伏发电量2605亿千瓦时。但光伏发电的波动性和间歇性导致弃光严重，使得我国光伏弃光率达到
2％。解决上述问题的办法主要是使用储能系统与光伏系统联合运行，目前我国大多数光伏电站均是采用这种模式。建立光储联合系统势必要研究其容量配置，以往的光储联合系统容量配置均是在保证系统稳定运行或提高光伏利用率方面进行的研究，而对于系统经济性方面鲜有研究，如何在满足需求的同时使经济效益最大化，是亟待研究的问题。
发明内容
[0003] 本发明所要解决的技术问题是，克服现有技术的不足，提供一种基于双层控制的光储联合系统控制方法，设计光储联合系统双层控制，外层控制能够在保证可靠供电的前提下保证经济性最优，并能通过内层控制的能量优化管理方法保证储能单元的寿命和效率最优，且能达到分批报废的目的。
[0004] 解决其技术问题采用的技术方案是，一种基于双层控制的光储联合系统控制方法，它包括以下内容：
[0005] 1)建立光储联合系统数学模型
[0006] 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：
[0007] F＝min{I1+I2+I3+I4‑O2‑O3‑O4} (1)
[0008] (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；
[0009] 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
[0010]
[0011] O1＝P0CPV (3)
[0012] 式中，q为光储系统的售电电价，Pl(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，CPV为光伏容量单价；
[0013] (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，[0014] I2＝αEPVρfossil+EPV·ρCO2ηCO2 (4)
[0015] 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，EPV为光伏发电总量，ρfossil为煤的单价，ρCO2为CO2在电网中的交易价格，ηCO2为1MWh的电能向大气排放的CO2的质量；
[0016] (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，
[0017]
[0018] 式中，eup为配电网单位容量扩建费用，Pba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；
[0019] (d)政府补贴I4，光伏补贴为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，
[0020] I4＝β·EPV (6)
[0021] 式中，β为光伏补贴系数，EPV为光伏发电总量；
[0022] (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
[0023] O2＝Cp·PES.rated+Ce·EES.rated (7)
[0024] 式中，Cp和Ce分别为储能系统的功率成本和容量成本，PES.rated和EES.rated分别为储能系统的额定功率和容量；
[0025] (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，
[0026]
[0027] 式中，Pg(t)为t时刻从电网购电的功率，s为从电网中购电的电价；
[0028] (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，
[0029]
[0030] 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；
[0031] (h)建立评价指标：装机充裕度kz
[0032] 定义装机充裕度为：
[0033]
[0034] 其中，Pz为光伏装机容量，Ploadmax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；
[0035] 2)基于分时电价的外层控制设计
[0036] 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；
[0037] (i)储能系统的动作时机分析
[0038] ①光伏功率与负荷功率的关系分为三种情况：
[0039] 情况1：
[0040] PPV(t)≤Pload(t)(t∈T) (11)
[0041] 其中，PPV(t)为t时刻的光伏出力，Pload(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；
[0042] 情况2：
[0043] PPV(t)>Pload(t),EPV≤Eload.peak(t∈T) (12)
[0044] 其中，EPV为光伏发电总量，Eload.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；
[0045] 情况3：
[0046] PPV(t)>Pload(t),EPV>Eload.peak(t∈T)(13)
[0047] 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；
[0048] 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：
[0049] 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；
[0050] ii.运行模式切换时机：
[0051]
[0052] 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；
[0053] iii.储能系统终止时刻：
[0054] 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；
[0055] (j)储能系统运行模式分析
[0056] 储能系统采取两种模式动作：
[0057] ①储能系统动作模式1：
[0058] 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，
[0059] 系统充电条件为式(15)：
[0060]
[0061] 其中，PPV为光伏出力，Pload为负荷功率，PES.rated为储能系统的额定功率，SOCmin为储能系统SOC下限，SOCmax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；
[0062] 系统放电条件为式(16)：
[0063]
[0064] 其中，B为储能系统成本，Qh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；
[0065] ②储能系统动作模式2：
[0066] 当系统处于负荷低谷时刻则进入模式2，
[0067] 系统充电条件为式(17)：
[0068]
[0069] 系统充电条件同模式1，
[0070] 系统放电条件为式(18)：
[0071]
[0072] 其中，B为储能系统成本，Ql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；
[0073] 3)基于能量管理系统的内层控制设计
[0074] 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；
[0075] 内层控制的实现流程如下：
[0076] a.初始化
[0077] 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)；
[0078]
[0079] 其中socini为储能单元的SOC初值，[SOCmin,SOC1]至[SOCN‑1,SOCmax]分别表示储能分组Group 1至Group N所对应的SOC范围；
[0080] b.设定优先级
[0081] 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；
[0082] 当分组总数为N时：
[0083]
[0084] 其中i,j,n,k为储能组编号，i,j,n,k未必不相等；
[0085] c.运行控制
[0086] 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)：
[0087]
[0088] 其中PRselect表示所选取的模块组优先级，max(PR)为最高的模块组优先级，PRselect(last)为上一次的模块组优先级；
[0089] d.修正
[0090] 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，[0091] Fre＝min{I1.re+I2.re+I3.re+I4.re‑O2.re‑O3.re‑O4.re} (22)[0092] 其中，I1.re为修正后的光伏系统收益，I2.re为修正后的环保效益，I3.re为修正后的延缓配电网容量扩建效益，I4.re为修正后的政府补贴，O2.re修正后的电池储能配置成本，O3.re为修正后的从电网中的购电成本，O4.re修正后的运行维护成本。
附图说明
[0093] 图1为双层控制整体流程图；
具体实施方式
[0094] 下面利用附图和实施例对本发明的一种基于双层控制的光储联合系统控制方法作进一步说明。
[0095] 技术方案：一种基于双层控制的光储联合系统控制方法，包括以下步骤：
[0096] 1.建立目标函数
[0097] 为了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如下：
[0098] F＝min{I1+I2+I3+I4‑O2‑O3‑O4} (1)
[0099] 其中各部分符号含义如下所示：
[0100] (a)光伏系统收益I1
[0101] 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。
[0102] 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
[0103]
[0104] O1＝P0CPV (3)
[0105] 式中，q为光储系统的售电电价，Pl(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，CPV为光伏容量单价。
[0106] (b)环保效益I2
[0107] 配置光储联合系统能够减少化石燃料的使用，因此定义环保效益这一指标。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，具体体现在减少火电机组排放二氧化碳，减轻大气污染和减小空气污染治理成本上。
[0108] I2＝αEPVρfossil+EPV·ρCO2ηCO2 (4)
[0109] 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，EPV为光伏发电总量，ρfossil为煤的单价，ρCO2为CO2在电网中的交易价格，ηCO2为1MWh的电能向大气排放的CO2的质量。
[0110] (c)延缓配电网容量扩建效益I3
[0111] 安装储能系统可以延缓当地地区的配电网扩建速度，可以使用储能平衡当地负荷增长需求。
[0112]
[0113] 式中，eup为配电网单位容量扩建费用，Pba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，一般取20年。
[0114] (d)政府补贴I4
[0115] 光伏补贴为政府部门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。
[0116] I4＝β·EPV (6)
[0117] 式中，β为光伏补贴系数，EPV为光伏发电总量。
[0118] (e)电池储能配置成本O2
[0119] 储能系统成本主要包括购买储能系统的容量及功率成本，具体表示为
[0120] O2＝Cp·PES.rated+Ce·EES.rated (7)
[0121] 式中，Cp和Ce分别为储能系统的功率成本和容量成本，PES.rated和EES.rated分别为储能系统的额定功率和容量。
[0122] (f)从电网中的购电成本O3
[0123] 不能由光储联合系统供给的负荷依旧使用购电方式弥补，实际上这部分购电是由系统中传统电源供给的。
[0124]
[0125] 式中，Pg(t)为t时刻从电网购电的功率，s为从电网中购电的电价。
[0126] (g)运行维护成本O4
[0127] 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则可以忽略运维成本。
[0128]
[0129] 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。
[0130] (h)建立评价指标：装机充裕度kz
[0131] 定义装机充裕度为：
[0132]
[0133] 其中Pz为光伏装机容量，Ploadmax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。
[0134] 2.建立控制策略，使光储联合系统根据指定策略运行，确保能够找到光储联合系统的最优配置；
[0135] 1)基于分时电价的外层控制设计
[0136] 设计外层控制的目的，主要是为了保证负荷稳定供电，通过确定储能系统充放电时机来保证光储联合系统经济性最优。外层控制设计计及了分时电价的影响，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。
[0137] (i)储能系统的动作时机分析
[0138] ①光伏功率与负荷功率的关系可分为以下三种情况：
[0139] 情况1
[0140] PPV(t)≤Pload(t)(t∈T) (11)
[0141] 其中，PPV(t)为t时刻的光伏出力，Pload(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。
[0142] 情况2
[0143] PPV(t)>Pload(t),EPV≤Eload.peak(t∈T) (12)
[0144] 其中，EPV为光伏发电总量，Eload.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。
[0145] 情况3
[0146] PPV(t)>Pload(t),EPV>Eload.peak(t∈T)(13)
[0147] 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。
[0148] 这三种关系直接影响到储能系统的动作情况。
[0149] 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，这就会导致储能系统的动作模式可能随着时间变化或地区变化有所不同，因此有必要设计一套储能系统的动作模式，以应对不同状况。
[0150] 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：
[0151] 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。
[0152] ii.运行模式切换时机：
[0153]
[0154] 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。
[0155] iii.储能系统终止时刻：
[0156] 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。
[0157] (j)储能系统运行模式分析
[0158] 储能系统采取两种模式动作，以下分别分析两种动作模式：
[0159] ①储能系统动作模式1：
[0160] 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。
[0161] 系统充电条件为式(15)：
[0162]
[0163] 其中，PPV为光伏出力，Pload为负荷功率，PES.rated为储能系统的额定功率，SOCmin为储能系统SOC下限，SOCmax为储能系统SOC上限。当储能系统可以充电时，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。
[0164] 系统放电条件为式(16)：
[0165]
[0166] 其中，B为储能系统成本，Qh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。
[0167] ②储能系统动作模式2：
[0168] 当系统处于负荷低谷时刻则进入模式2。
[0169] 系统充电条件为式(17)：
[0170]
[0171] 系统充电条件同模式1。
[0172] 系统放电条件为式(18)：
[0173]
[0174] 其中，B为储能系统成本，Ql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，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。
[0175] 2)基于能量管理系统的内层控制设计
[0176] 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。
[0177] 由于季节变化引起的光伏资源改变，春冬两季光照资源不足会导致难以配置最优储能系统，因此利用能量优化管理控制储能电池，保证一部分储能单元优先充电，一部分储能单元优先放电，使得最终一部分储能系统优先耗尽寿命，同时另一部分储能系统剩余寿命较长，并在春冬两季有较长的空闲时间，或可用于其他用途。
[0178] 内层控制的实现流程如下：
[0179] a.初始化
[0180] 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)。
[0181]
[0182] 其中socini为储能单元的SOC初值，[SOCmin,SOC1]至[SOCN‑1,SOCmax]分别表示储能分组Group 1至Group N所对应的SOC范围；
[0183] b.设定优先级
[0184] 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以不同。
[0185] 当分组总数为N时：
[0186]
[0187] 其中i,j,n,k为储能组编号，i,j,n,k未必不相等。
[0188] c.运行控制
[0189] 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)：
[0190]
[0191] 其中PRselect表示所选取的模块组优先级，max(PR)为最高的模块组优先级，PRselect(last)为上一次的模块组优先级。无论采取何种优先级的模块组充放电，均要保证模块组内子模块充放电效率最优。当采取内层控制时，由于能对每个储能单元的充放电状态进行控制，当充放电功率过大时，可以优先使PR较高的储能模块组先进行充放电(充放电功率较大，因此这部分电池充放电效率最低)，剩余功率由PR较低的储能模块组接纳(这部分电池充放电效率较高)。对比无法控制所有电池模块的传统储能系统控制方式，内层控制就能保证一部分储能模块的效率较高。
[0192] d.修正
[0193] 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。
[0194] Fre＝min{I1.re+I2.re+I3.re+I4.re‑O2.re‑O3.re‑O4.re} (22)[0195] 其中，I1.re为修正后的光伏系统收益，I2.re为修正后的环保效益，I3.re为修正后的延缓配电网容量扩建效益，I4.re为修正后的政府补贴，O2.re修正后的电池储能配置成本，O3.re为修正后的从电网中的购电成本，O4.re修正后的运行维护成本。
[0196] 内层控制中分组的数量和优先级可以根据不同情况设定，一般来说，分组数量越多控制越复杂，但较容易区分各个分组的剩余寿命，容易达到分批报废的效果。
[0197] 3.配置光储联合系统的容量，包括光伏电池板容量配置和储能系统容量配置两部分。实施如上所述控制方法，最后根据目标函数F，即可确定当F取最小值时唯一的光储联合系统配置。
[0198] 为验证所提方法的有效性和经济性，采用如下算例系统：吉林省某地区(大致位置：经度44.5，维度125.5，海拔225m)全年负荷、光伏数据，使用参数如表1所示。
[0199] 表1.实例中光储联合系统的参数列表
[0200]
[0201] 外层控制首次计算中，当装机充裕度为3时，即此时光伏系统容量为8803.53MW时，可得到年成本最低的配置：储能系统配置为525MW/550MWh，此时的年支出为35.6亿元，其中由光伏系统供电量为7.24×106MWh，占全年负荷总电量的40.74％。对比全部购电，利用本发明所述方法年支出降低67.94％。
[0202] 装机充裕度为3时最优配置下各项成本及收益如表2所示：
[0203] 表2.成本及收益结构表
[0204]
[0205] 根据成本构成可以看出，在配置了光储联合系统后，光伏收益已经可以抵消光储联合系统的成本，并且还有盈余，因此配置光储联合系统显然是正收益的。同时三项额外收益，包括环保收益，延缓扩建收益和政府补贴，占比较小，证明该系统并不依赖于这三项收益，尤其是政府补贴仅占全部收益的0.2％，由于我国目前对于光伏产业的补贴政策正趋于减少，利用本发明所述的配置方法可以保证在去除政府补贴后依然能够保证配置光储联合系统正向收益。
[0206] 为了表示内层控制的优势，采用随机分组设计对照组，对比二者效果，表3为两种方法的效率对比表：
[0207] 表3.采取不同方法的电池效率表
[0208]
[0209] 由此可见，内层控制充放电效率均较对照组有所增加。分组策略下优先充电的分组由于经常满功率充电，因此充电效率较低，同理放电效率亦然。
[0210] 采用两种方法的寿命对比如表4所示：
[0211] 表4.采取不同方法的电池寿命表
[0212]
[0213]
[0214] 可以看出，使用本发明所述的内层控制，电池寿命较对照组有所提高，由于春冬两季光伏输出功率较低，因此充电功率较低，内层控制中延后充电的分组一般难以充电，因此第一组与第二组的寿命消耗较大，就结果而言各组电池的寿命差距较大，这也达到了预期目标，由于一、二组寿命消耗是三、四组的一倍，因此当一、二组寿命消耗完毕后，三、四组仍能继续工作，达到了分批报废的目的。
[0215] 根据内层控制得出的结果，可以获得修正参数，其中，储能系统参数为550MW/550MWh，其充电效率为94.3％，放电效率为94.7％，寿命为4.23年，以上数据除储能功率和电量外均采取平均值，光伏装机充裕度为3。
[0216] 根据以上参数再次迭代，可得到外层控制最终年支出为35.45亿元，对比全部买电策略，年支出降低68.08％。对比首次计算结果，年支出降低0.15亿元。其中由光伏系统供电量为7.239×106MWh，占全年负荷总电量的40.73％。
[0217] 本发明实施例中的计算条件、图例、表等仅用于对本发明作进一步的说明，并非穷举，并不构成对权利要求保护范围的限定，本领域技术人员根据本发明实施例获得的启示，不经过创造性劳动就能够想到其它实质上等同的替代，均在本发明保护范围内。
