CN102005771B - 风、光、储微电网系统的储能容量选取方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种风、光、储微电网系统的储能容量选取方法，包括(1)确定微电网系统中风力发电和光伏发电的装机容量以及接入负荷大小和性质；(2)确定并网模式下的边界约束、仿真预测数据和负荷预测数据；(3)计算并网模式下同一时段发电功率与负荷需求的电量差；(4)计算并网模式下的储能设备容量需求；(5)确定孤岛模式下边界约束、仿真预测数据和负荷预测数据；(6)计算孤岛模式下同一时段发电功率与负荷需求的电量差；(7)计算孤岛模式下的储能设备容量需求；(8)计算微电网系统的储能容量。本发明能够对风、光、储微电网系统的储能容量进行准确地选取，为工程建设提供了科学的依据，保证了风光储微电网系统的可靠运行，节省了微电网系统工程建设的投资。

Description

风、光、储微电网系统的储能容量选取方法

技术领域

本发明属于微电网系统领域，尤其是一种风、光、储微电网系统的储能容量选取方法。

背景技术

微电网系统由分布式电源、负荷和储能设备等组成，微电网系统内部通过对分布式电源进行调控，并在满足供电质量和负荷需求等前提下，实现微电网系统的并网或孤岛运行。微电网系统相对于外网表征为一个整体，能够实现清洁能源的充分利用，提高供电可靠性。在风光储微电网系统中，储能设备是微电网系统的重要组成部分。在并网运行模式下，储能设备可起到削峰填谷、平滑分布式电源出力等功能，通常储能设备按经济运行方式保持一天不多于一个充放电循环；在孤岛运行模式下，储能设备做为主控制单元，根据光伏出力、风机出力和负荷情况进行综合调控，依靠储能设备维持微电网系统的电压和频率，并且在必要时候可采取切负荷/切机手段。由于储能设备的造价相对较高，因此，如何经济高效的进行储能容量的选取是目前工程实际一个难点。

发明内容

本发明的目的在于克服现有技术的不足，提供一种能够对风、光、储微电网系统的储能容量进行准确地选取的风、光、储微电网系统的储能容量选取方法。

本发明解决现有的技术问题是采取以下技术方案实现的：

一种风、光、储微电网系统的储能容量选取方法，包括以下步骤：

⑴确定微电网系统中风力发电和光伏发电的装机容量以及接入微电网系统的负荷大小和性质；

⑵确定并网模式下微电网系统的边界约束以及其内部分布式电源发电量的仿真预测数据和负荷预测数据；

⑶根据并网模式下的仿真预测数据，计算并网模式下同一时段发电功率与负荷需求的电量差；

⑷依据并网模式下微电网系统的电量差和相关约束，计算并网模式下的储能设备容量需求；

⑸确定孤岛模式下微电网系统的边界约束以及其内部分布式电源发电量的仿真预测数据和负荷预测数据；

⑹根据孤岛模式下的仿真预测数据，计算孤岛模式下同一时段发电功率与负荷需求的电量差；

⑺依据孤岛模式下微电网系统维持自身电压和频率的期望运行时间和孤岛模式下同一时段发电功率与负荷需求的电量差，计算孤岛模式下的储能设备容量需求；

⑻综合考虑并网模式和孤岛模式的储能设备容量需求，计算微电网系统的储能容量。

而且，所述步骤⑵并网模式下微电网系统的边界约束包括：

⑴微电网系统与主网功率交换约束；

⑵典型日风力发电有功功率仿真预测数据；

⑶典型日光伏发电有功功率仿真预测数据；

⑷典型日微电网系统负荷的有功功率预测数据；

⑸储能设备的充放电容量控制和平滑出力。

而且，所述步骤⑸孤岛模式下微电网系统的边界约束包括：

⑴孤岛模式下微电网系统维持自身电压和频率的期望运行时间；

⑵典型日风力发电有功功率仿真预测数据；

⑶典型日光伏发电有功功率仿真预测数据；

⑷典型日微电网系统负荷的有功功率预测数据；

⑸储能设备的充放电容量控制和维持微电网系统的电压、频率。

而且，所述微电网系统与主网的有功功率交换约束为：

P_mgmin≤P_mg(t)≤P_mgmax

式中，P_mgmin代表微电网系统与主网有功功率交换约束下限；P_mgmax代表微电网系统与主网有功功率交换约束上限；P_mg(t)代表微电网系统与主网的实时有功功率交换，t代表时间；

所述储能设备的充放电容量控制和平滑出力的约束为：

$\left\{\begin{array}{c}{C}_{b\min }\≤C_b\left(t\right)\≤C_{b\max }\\ I_{b\min }\≤I_b\left(t\right)\≤I_{b\max }\\ f_{\min }\≤f\≤f_{\max }\end{array}\right.$

式中，C_bmin代表微电网系统储能设备已储存电量占总容量比例的控制约束下限；C_bmax代表微电网系统储能设备已储存电量占总容量比例的控制约束上限；C_b(t)代表微电网系统储能设备已储存电量占总容量的实时比例，t代表时间。I_bmin代表微电网系统储能电池充/放电电流约束下限；I_bmax代表微电网系统储能电池充/放电电流约束上限；I_b(t)代表微电网系统储能电池实时充/放电电流，t代表时间；f代表储能系统的日充放电循环频率，f_min代表储能系统的日充放电循环频率下限，f_max代表储能系统的日充放电循环频率上限。

而且，所述步骤⑶及步骤⑹中，计算同一时段发电功率与负荷需求的电量差的方法为：

ΔP_mg(t)=P_we(t)+P_pv(t)-P_l(t)

式中，ΔP_mg(t)代表微电网系统同一时段发电功率与负荷需求的电量差，t代表时间；P_we(t)代表通过仿真得到的微电网系统风机所发有功功率；P_pv(t)代表通过仿真得到的微电网系统光伏所发有功功率；P_l(t)代表微电网系统负荷有功功率消耗预测；

而且，所述步骤⑷中，计算并网模式下的储能设备容量需求的方法为：

$\left\{\begin{array}{c}{P}_{\mathrm{mg}}\left(t\right)=\mathrm{\Δ}{P}_{\mathrm{mg}}\left(t\right)+P_{b1}\left(t\right)\\ P_{\mathrm{mg}\min }\≤P_{\mathrm{mg}}\left(t\right)\≤P_{\mathrm{mg}\max }\\ C_{b\min }\≤C_b\left(t\right)\≤C_{b\max }\\ I_{b\min }\≤I_b\left(t\right)\≤I_{b\max }\\ f_{\min }\≤f\≤f_{\max }\\ C_{b1}=({\∫P}_{b1}\left(t\right)\·\mathrm{dt})/((C_{b\max }-C_{b\min })\×\mathrm{\η})\end{array}\right.$

式中，P_mg(t)代表微电网系统与主网的实时有功功率交换，ΔP_mg(t)代表微电网系统同一时段发电功率与负荷需求的电量差，P_mgmin代表微电网系统与主网有功功率交换约束下限，P_mgmax代表微电网系统与主网有功功率交换约束上限，C_b(t)代表微电网系统储能设备已储存电量占总容量的实时比例，C_bmin代表微电网系统储能设备已储存电量占总容量比例的控制约束下限，C_bmax代表微电网系统储能设备已储存电量占总容量比例的控制约束上限，I_b(t)代表微电网系统储能电池实时充/放电电流，I_bmin代表微电网系统储能电池充/放电电流约束下限；I_bmax代表微电网系统储能电池充/放电电流约束上限；f代表储能系统的日充放电循环频率，f_min代表储能系统的日充放电循环频率下限，f_max代表储能系统的日充放电循环频率上限；P_b1(t)代表微电网系统并网模式下储能设备的充放电功率，为待求量，t代表时间；C_b1代表微电网系统并网模式下计算得到的储能设备的容量需求，为待求量；η为能量转化效率。

而且，所述步骤⑺中，计算孤岛模式下的储能设备容量需求的方法为：

$\left\{\begin{array}{c}0=\mathrm{\Δ}{P}_{\mathrm{mg}}\left(t\right)+P_{b2}\left(t\right)\\ C_{b\min }\≤C_b\left(t\right)\≤C_{b\max }\\ I_{b\min }\≤I_b\left(t\right)\≤I_{b\max }\\ f_{\min }\≤f\≤f_{\max }\\ C_{b2}\≥{\∫}_0^T{P}_{b2}\left(t\right)\·\mathrm{dt}\\ C_{b2}=({\∫P}_{b2}\left(t\right)\·\mathrm{dt})/((C_{b\max }-C_{b\min })\×\mathrm{\η})\end{array}\right.$

式中，ΔP_mg(t)代表微电网系统同一时段发电功率与负荷需求的电量差，C_b(t)代表微电网系统储能设备已储存电量占总容量的实时比例，C_bmin代表微电网系统储能设备已储存电量占总容量比例的控制约束下限，C_bmax代表微电网系统储能设备已储存电量占总容量比例的控制约束上限，I_b(t)代表微电网系统储能电池实时充/放电电流，I_bmin代表微电网系统储能电池充/放电电流约束下限；I_bmax代表微电网系统储能电池充/放电电流约束上限；f代表储能系统的日充放电循环频率，f_min代表储能系统的日充放电循环频率下限，f_max代表储能系统的日充放电循环频率上限；P_b2(t)代表微电网系统孤岛模式下储能设备的充放电功率，为待求量，t代表时间；C_b2代表微电网系统孤岛模式下计算得到的储能设备的容量需求，为待求量；η为能量转化效率。

而且，所述步骤⑻中，计算微电网系统的储能容量；

C_b=max(C_b1,C_b2)×k

式中，C_b代表计算得到的微电网系统储能设备的容量，为待求量；k为储能设备的裕度系数；C_b1代表微电网系统并网模式下计算得到的储能设备的容量需求，C_b2代表微电网系统孤岛模式下计算得到的储能设备的容量需求。

本发明的优点和积极效果是：

本发明根据微电网系统的边界约束，综合并网模式与孤岛模式的储能需求，能够对风、光、储微电网系统的储能容量进行准确地选取，为风、光、储微电网系统工程建设提供了科学的依据，保证了风光储微电网系统的可靠运行，节省了微电网系统工程建设的投资。

附图说明

图1是本发明的处理流程图；

图2是一种风机典型日的有功出力曲线；

图3是一种光伏典型日的有功出力曲线；

图4是不考虑储能设备的并网模式下有功功率电量差的日曲线；

图5是并网模式下计及约束储能充放电有功功率日曲线；

图6孤岛模式下不同时刻的储能放电容量需求日曲线。

具体实施方式

以下结合附图对本发明实施例做进一步详述。

一种风、光、储微电网系统的储能容量选取方法，如图1所示，包括以下步骤

步骤1：确定微电网系统中风力发电和光伏发电的装机容量以及接入微电网系统的负荷大小和性质；

在本步骤中，需要根据风力发电、光伏发电设备的具体安装条件来确定微电网系统中风力发电和光伏发电的装机容量以及接入微电网系统的负荷大小和性质，下面以某风、光、储微电网系统光伏发电容量为30kWp，风力发电容量为6kW，微电网系统负荷大小为15kW，微电网系统负荷包括照明负荷和电动汽车充电负荷为例进行说明。

步骤2：确定并网模式下微电网系统的边界约束以及其内部分布式电源发电量的仿真预测数据和负荷预测数据

在并网模式下微电网系统的边界约束包括以下内容：

(1)通过公式（1）得到微电网系统与主网功率交换约束：

P_mgmin≤P_mg(t)≤P_mgmax                 （1）

式中，P_mgmin代表微电网系统与主网有功功率交换约束下限；P_mgmax代表微电网系统与主网有功功率交换约束上限；P_mg(t)代表微电网系统与主网的实时有功功率交换，t代表时间。

确定并网模式下微电网系统与主网的有功功率交换约束时，需要根据微电网系统的功能定位，因为无功功率已采取就地平衡，所以只考虑微电网与主网的有功功率交换约束；

本实施例微电网系统不向上级电源反送电，微电网系统与主网有功功率交换约束为-9kW≤P_mg(t)≤0kW。

(2)依照公式（2）对典型日风力发电有功出力进行仿真，然后形成典型日风力发电有功功率曲线

P_we(t)=P_we(v，d，c，T，A，C)           （2）

式中，P_we(t)代表微电网系统风机所发实时有功功率，t代表时间；v代表风速；d代表风向；c代表风机发电容量；T代表风机类型；A代表逆变器的控制的影响；C代表风机控制系统影响。

在进行典型日风力发电有功出力仿真时，考虑风力发电的功率因数接近于1，忽略无功功率，依据风机发电容量和地区气象条件等并通过仿真软件得到预测的典型日风力发电有功功率数据，进而形成典型日风力发电有功功率曲线，图2是一种6kW风机典型日的有功出力仿真曲线。

（3）依照公式（3）对典型日光伏发电有功出力进行仿真，然后形成典型日光伏发电有功功率曲线

P_pv(t)=P_pv(p，T，c，A)                 （3）

式中，P_pv(t)代表微电网系统光伏所发实时有功功率，t代表时间；p代表光照强度；T代表温度；c代表光伏发电容量；A代表逆变器的控制的影响。

在进行典型日光伏发电有功出力仿真时，考虑光伏发电的功率因数接近于1，忽略无功功率，依据光伏发电容量和地区气象等条件并通过仿真软件预测典型日光伏发电有功功率数据，进而形成典型日光伏发电有功功率曲线：图3是一种微电网系统30kWp光伏典型日的有功出力仿真曲线。

（4）依照公式（4）对典型日微电网系统负荷的有功功率进行预测，得到微电网系统负荷的有功功率日曲线

P_l(t)=P_l(T，c，w)                     （4）

式中，P_l(t)代表微电网系统负荷实时有功功率消耗，t代表时间；T代表负荷类型；c代表微电网系统总体负荷功率；w代表气象影响。

在进行典型日微电网系统负荷的有功功率预测时，考虑无功功率已采取就地平衡，忽略负荷无功功率消耗，对典型日微电网系统负荷的有功功率进行预测。

本实施例中，微电网系统负荷选取照明负荷和电动汽车充电负荷，受天气等因素影响较小，基本只与工作时间有关，负荷在0:00～7:00按恒定值5kW计算；在7:00～12:00按恒定值15kW计算；在12:00～20:00按恒定值10kW计算；在20:00～24:00按恒定值15kW计算。

（5）储能设备的充放电容量控制和平滑出力如公式（5）所示

$\left\{\begin{array}{c}{C}_{b\min }\≤C_b\left(t\right)\≤C_{b\max }\\ I_{b\min }\≤I_b\left(t\right)\≤I_{b\max }\\ f_{\min }\≤f\≤f_{\max }\end{array}\right.---\left(5\right)$

式中，C_bmin代表微电网系统储能设备已储存电量占总容量比例的控制约束下限；C_bmax代表微电网系统储能设备已储存电量占总容量比例的控制约束上限；C_b(t)代表微电网系统储能设备已储存电量占总容量的实时比例，t代表时间。I_bmin代表微电网系统储能电池充/放电电流约束下限；I_bmax代表微电网系统储能电池充/放电电流约束上限；I_b(t)代表微电网系统储能电池实时充/放电电流，t代表时间；f代表储能系统的日充放电循环频率，f_min代表储能系统的日充放电循环频率下限，f_max代表储能系统的日充放电循环频率上限。

本实施例，储能设备的充放电容量控制和平滑约束，假设储能设备按25%-85%容量控制，储能电池充/放电电流不超过0.2C，放电电流按满足额定功率考虑，维持每天不多于一个充放电循环等，结合本实施例实际，定值如下

$\left\{\begin{array}{c}0.25\≤C_b\left(t\right)\≤0.85\\ 0\≤I_b\left(t\right)\≤0.2C\\ 0\≤f\≤1\end{array}\right.$

步骤3：根据并网模式下的仿真预测数据，通过公式（6）计算并网模式下同一时段发电功率与负荷需求的电量差，并形成微电网系统并网模式下的电量差的日曲线

ΔP_mg(t)=P_we(t)+P_pv(t)-P_l(t)                  （6）

式中，ΔP_mg(t)代表微电网系统同一时段发电功率与负荷需求的电量差，t代表时间；P_we(t)代表通过仿真得到的微电网系统风机所发有功功率；P_pv(t)代表通过仿真得到的微电网系统光伏所发有功功率；P_l(t)代表微电网系统负荷有功功率消耗预测。

微电网系统不考虑储能设备的并网模式下有功功率电量差的日曲线如图4所示。

步骤4：依据并网模式下微电网系统的有功电量差和相关约束，通过公式（7）计算并网模式下的储能设备容量需求：

$\left\{\begin{array}{c}{P}_{\mathrm{mg}}\left(t\right)=\mathrm{\Δ}{P}_{\mathrm{mg}}\left(t\right)+P_{b1}\left(t\right)\\ P_{\mathrm{mg}\min }\≤P_{\mathrm{mg}}\left(t\right)\≤P_{\mathrm{mg}\max }\\ C_{b\min }\≤C_b\left(t\right)\≤C_{b\max }\\ I_{b\min }\≤I_b\left(t\right)\≤I_{b\max }\\ f_{\min }\≤f\≤f_{\max }\\ C_{b1}={\∫P}_{b1}\left(t\right)\·\mathrm{dt}/(C_{b\max }-C_{b\min })/\mathrm{\η}\end{array}\right.---\left(7\right)$

式中，P_b1(t)代表微电网系统并网模式下储能设备的充放电有功功率，为待求量，t代表时间；C_b1代表微电网系统并网模式下计算得到的储能设备的容量需求，为待求量；η为能量转化效率。

计算并网模式下的储能设备容量需求时，为了保障储能寿命并考虑相关约束条件，计算后并形成并网模式下储能系统充放电日功率曲线如图5所示。

从上述计算可得到，储能在一个周期中，充放电容量约27.4kWh。此时，按25%～85%的电池状态区间计算，此时储能需要最少45.67kWh容量。

取能量转化效率η＝95%，并网模式下储能容量配置应为45.67/95%=48.07kWh。

步骤5：确定孤岛模式下微电网系统的边界约束以及其内部分布式电源发电量的仿真预测数据和负荷预测数据

在孤岛模式下微电网系统的边界约束包括以下内容：

（1）孤岛模式下微电网系统维持自身电压和频率的期望运行时间，用T表示，在本实施例中T=1小时；

（2）依照公式（2）对典型日风力发电有功功率进行仿真；

（3）依照公式（3）对典型日光伏发电有功功率进行仿真；

（4）依照公式4）对典型日微电网系统负荷的有功功率进行预测；

（5）储能设备的充放电容量控制和维持微电网系统的电压、频率等；

步骤6：根据孤岛模式下的仿真预测数据，根据公式（6）计算孤岛模式下同一时段发电功率与负荷需求的有功电量差，并形成微电网系统孤岛模式下的电量差的日曲线；

步骤7：依据孤岛模式下微电网系统维持自身电压和频率的期望运行时间和孤岛模式下同一时段发电功率与负荷需求的电量差，根据公式（8）计算孤岛模式下的储能设备容量需求：

$\left\{\begin{array}{c}0=\mathrm{\Δ}{P}_{\mathrm{mg}}\left(t\right)+P_{b2}\left(t\right)\\ C_{b\min }\≤C_b\left(t\right)\≤C_{b\max }\\ I_{b\min }\≤I_b\left(t\right)\≤I_{b\max }\\ f_{\min }\≤f\≤f_{\max }\\ C_{b2}\≥{\∫}_0^T{P}_{b2}\left(t\right)\·\mathrm{dt}\\ C_{b2}={\∫P}_{b2}\left(t\right)\·\mathrm{dt}/(C_{b\max }-C_{b\min })/\mathrm{\η}\end{array}---\left(8\right)\right.$

式中，P_b2(t)代表微电网系统孤岛模式下储能设备的充放电功率，为待求量，t代表时间；C_b2代表微电网系统孤岛模式下计算得到的储能设备的容量需求，为待求量；η为能量转化效率。

结合微电网系统分布式电源和负荷的出力特性曲线，在不同时刻进入1小时的孤岛模式后，储能剩余容量情况如图6所示。

从图6可以看出，在7:00时进入1小时孤岛放电运行，储能放电容量需求最大，为9.52kWh。按削峰填谷过程中，储能容量不低于25%计算（即纵坐标0代表剩余容量25％），需要储能最大容量不小于9.52/25%=38.08kWh。

考虑能量转化效率，储能容量配置应为38.08/95%=40.09kWh。

步骤8：综合考虑并网模式和孤岛模式的储能设备容量需求，通过公式（9）计算微电网系统的储能容量：

C_b=max(C_b1,C_b2)×k                （9）

式中，C_b代表计算得到的微电网系统储能设备的容量，为待求量；k为储能设备的裕度系数。

基于以上分析，在典型日情况下，为并网模式下的调控需要（-9kW～0kW），保障储能的运行寿命，储能容量应不小于48.07kWh；为满足孤岛1小时运行需要，储能容量不小于40.09kWh。设定裕度系数k＝1.25，因此得到微电网系统储能容量为60kWh。同时考虑微电网系统负荷为15kW，选取逆变功率不低于15kW。

本发明所述的实施例是说明性的，而不是限定性的，因此发明并不限于具体实施方式中所述的实施例，凡是由本领域技术人员根据本发明的技术方案得出的其他实施方式，同样属于本发明保护的范围。

Claims (8)

1.一种风、光、储微电网系统的储能容量选取方法，其特征在于：包括以下步骤：

⑴确定微电网系统中风力发电和光伏发电的装机容量以及接入微电网系统的负荷大小和性质；

⑵确定并网模式下微电网系统的边界约束以及其内部分布式电源发电量的仿真预测数据和负荷预测数据；

⑶根据并网模式下的仿真预测数据，计算并网模式下同一时段发电功率与负荷需求的电量差；

⑷依据并网模式下微电网系统的电量差和相关约束，计算并网模式下的储能设备容量需求；

⑸确定孤岛模式下微电网系统的边界约束以及其内部分布式电源发电量的仿真预测数据和负荷预测数据；

⑹根据孤岛模式下的仿真预测数据，计算孤岛模式下同一时段发电功率与负荷需求的电量差；

⑺依据孤岛模式下微电网系统维持自身电压和频率的期望运行时间和孤岛模式下同一时段发电功率与负荷需求的电量差，计算孤岛模式下的储能设备容量需求；

⑻综合考虑并网模式和孤岛模式的储能设备容量需求，计算微电网系统的储能容量。

2.根据权利要求1所述的风、光、储微电网系统的储能容量选取方法，其特征在于：所述步骤⑵并网模式下微电网系统的边界约束包括：

⑴微电网系统与主网功率交换约束；

⑵典型日风力发电有功功率仿真预测数据；

⑶典型日光伏发电有功功率仿真预测数据；

⑷典型日微电网系统负荷的有功功率预测数据；

⑸储能设备的充放电容量控制和平滑出力。

3.根据权利要求1所述的风、光、储微电网系统的储能容量选取方法，其特征在于：所述步骤⑸孤岛模式下微电网系统的边界约束包括：

⑴孤岛模式下微电网系统维持自身电压和频率的期望运行时间；

⑵典型日风力发电有功功率仿真预测数据；

⑶典型日光伏发电有功功率仿真预测数据；

⑷典型日微电网系统负荷的有功功率预测数据；

⑸储能设备的充放电容量控制和维持微电网系统的电压、频率。

4.根据权利要求2所述的风、光、储微电网系统的储能容量选取方法，其特征在于：所述微电网系统与主网的有功功率交换约束为：

P_mgmin≤P_mg(t)≤P_mgmax

式中，P_mgmin代表微电网系统与主网有功功率交换约束下限；P_mgmax代表微电网系统与主网有功功率交换约束上限；P_mg(t)代表微电网系统与主网的实时有功功率交换，t代表时间；

所述储能设备的充放电容量控制和平滑出力的约束为：

$\left\{\begin{array}{c}{C}_{b\min }\≤C_b\left(t\right)\≤C_{b\max }\\ I_{b\min }\≤I_b\left(t\right)\≤I_{b\max }\\ f_{\min }\≤f\≤f_{\max }\end{array}\right.$

式中，C_bmin代表微电网系统储能设备已储存电量占总容量比例的控制约束下限；C_bmax代表微电网系统储能设备已储存电量占总容量比例的控制约束上限；C_b(t)代表微电网系统储能设备已储存电量占总容量的实时比例，t代表时间；I_bmin代表微电网系统储能电池充/放电电流约束下限；I_bmax代表微电网系统储能电池充/放电电流约束上限；I_b(t)代表微电网系统储能电池实时充/放电电流，t代表时间；f代表储能系统的日充放电循环频率，f_min代表储能系统的日充放电循环频率下限，f_max代表储能系统的日充放电循环频率上限。

5.根据权利要求1所述的风、光、储微电网系统的储能容量选取方法，其特征在于：所述步骤⑶及步骤⑹中，计算同一时段发电功率与负荷需求的电量差的方法为：

ΔP_mg(t)=P_we(t)+P_pv(t)-P_l(t)

式中，ΔP_mg(t)代表微电网系统同一时段发电功率与负荷需求的电量差，t代表时间；P_we(t)代表通过仿真得到的微电网系统风机所发有功功率；P_pv(t)代表通过仿真得到的微电网系统光伏所发有功功率；P_l(t)代表微电网系统负荷有功功率消耗预测。

6.根据权利要求1所述的风、光、储微电网系统的储能容量选取方法，其特征在于：所述步骤⑷中，计算并网模式下的储能设备容量需求的方法为：

$\left\{\begin{array}{c}{P}_{\mathrm{mg}}\left(t\right)=\mathrm{\Δ}{P}_{\mathrm{mg}}\left(t\right)+P_{b1}\left(t\right)\\ P_{\mathrm{mg}\min }\≤P_{\mathrm{mg}}\left(t\right)\≤P_{\mathrm{mg}\max }\\ C_{b\min }\≤C_b\left(t\right)\≤C_{b\max }\\ I_{b\min }\≤I_b\left(t\right)\≤I_{b\max }\\ f_{\min }\≤f\≤f_{\max }\\ C_{b1}=({\∫P}_{b1}\left(t\right)\·\mathrm{dt})/((C_{b\max }-C_{b\min })\×\mathrm{\η})\end{array}\right.$

式中，P_mg(t)代表微电网系统与主网的实时有功功率交换，ΔP_mg(t)代表微电网系统同一时段发电功率与负荷需求的电量差，P_mgmin代表微电网系统与主网有功功率交换约束下限，P_mgmax代表微电网系统与主网有功功率交换约束上限，C_b(t)代表微电网系统储能设备已储存电量占总容量的实时比例，C_bmin代表微电网系统储能设备已储存电量占总容量比例的控制约束下限，C_bmax代表微电网系统储能设备已储存电量占总容量比例的控制约束上限，I_b(t)代表微电网系统储能电池实时充/放电电流，I_bmin代表微电网系统储能电池充/放电电流约束下限；I_bmax代表微电网系统储能电池充/放电电流约束上限；f代表储能系统的日充放电循环频率，f_min代表储能系统的日充放电循环频率下限，f_max代表储能系统的日充放电循环频率上限；P_b1(t)代表微电网系统并网模式下储能设备的充放电功率，为待求量，t代表时间；C_b1代表微电网系统并网模式下计算得到的储能设备的容量需求，为待求量；η为能量转化效率。

7.根据权利要求1所述的风、光、储微电网系统的储能容量选取方法，其特征在于：所述步骤⑺中，计算孤岛模式下的储能设备容量需求的方法为：

$\left\{\begin{array}{c}0=\mathrm{\Δ}{P}_{\mathrm{mg}}\left(t\right)+P_{b2}\left(t\right)\\ C_{b\min }\≤C_b\left(t\right)\≤C_{b\max }\\ I_{b\min }\≤I_b\left(t\right)\≤I_{b\max }\\ f_{\min }\≤f\≤f_{\max }\\ C_{b2}\≥{\∫}_0^T{P}_{b2}\left(t\right)\·\mathrm{dt}\\ C_{b2}=({\∫P}_{b2}\left(t\right)\·\mathrm{dt})/((C_{b\max }-C_{b\min })\×\mathrm{\η})\end{array}\right.$

式中，ΔP_mg(t)代表微电网系统同一时段发电功率与负荷需求的电量差，C_b(t)代表微电网系统储能设备已储存电量占总容量的实时比例，C_bmin代表微电网系统储能设备已储存电量占总容量比例的控制约束下限，C_bmax代表微电网系统储能设备已储存电量占总容量比例的控制约束上限，I_b(t)代表微电网系统储能电池实时充/放电电流，I_bmin代表微电网系统储能电池充/放电电流约束下限；I_bmax代表微电网系统储能电池充/放电电流约束上限；f代表储能系统的日充放电循环频率，f_min代表储能系统的日充放电循环频率下限，f_max代表储能系统的日充放电循环频率上限；P_b2(t)代表微电网系统孤岛模式下储能设备的充放电功率，为待求量，t代表时间；C_b2代表微电网系统孤岛模式下计算得到的储能设备的容量需求，为待求量；η为能量转化效率。

8.根据权利要求1所述的风、光、储微电网系统的储能容量选取方法，其特征在于：所述步骤⑻中，计算微电网系统的储能容量；

C_b=max(C_b1,C_b2)×k

式中，C_b代表计算得到的微电网系统储能设备的容量，为待求量；k为储能设备的裕度系数；C_b1代表微电网系统并网模式下计算得到的储能设备的容量需求，C_b2代表微电网系统孤岛模式下计算得到的储能设备的容量需求。

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