CN106451505A - 一种分布式储能系统出力调控方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种分布式储能系统出力调控方法及装置，针对多个储能系统构成的一个电能平衡区域，其中集中控制器根据采集的平衡区域与大电网的交换功率实际值、计划值，以及协调控制上传的储能系统参数信息，进行平衡区域内功率需求的协调分配。兼顾功率计划差额合理分配的情况下，实现分布式储能的荷电状态一致性趋势调节，保证储能系统出力的同时，降低储能系统电池的放电深度，延长储能系统电池使用寿命。

Description

一种分布式储能系统出力调控方法及装置

技术领域

本发明涉及一种分布式储能系统出力调控方法及装置，属于电力系统优化调度技术领域。

背景技术

随着主动式配电网技术和新能源技术的发展，人们对于配用电的安全性、可靠性及供电质量提出了更高的要求。配电网络中分布式储能的优点在于储能充放电的灵活控制，可有效减少可再生能源输出功率的波动性，提高可再生能源的接入能力。

储能设备主要分为化学储能、电磁储能和物理储能，其中由于电池化学储能系统具有能量密度大、安装场地灵活、建设周期短，自放电小、充放电效率高的特点，广泛应用于电力行业，承担电网波动平抑、调频、调峰等任务。

现有国内储能出力控制策略研究主要针对单个储能设备考虑，缺乏从系统角度对分布式多储能系统的协调控制。随着配用电网络中储能设备的大量接入，在考虑地理分散分布的多储能系统设备容量、健康状态、变流器模块工作情况下不同的储能系统的当前功率输出能力不同，当配电网出现功率缺额时，如何制定合理的功率分配方法，快速准确调节分布式储能设备输出功率是亟需解决的问题。

发明内容

本发明的目的是提供一种分布式储能系统出力调控方法及装置，用于解决现有技术中缺乏从系统角度对分布式多储能系统的协调控制问题。

为解决上述技术问题，本发明提出一种分布式储能系统出力调控方法，包括以下十个方法方案：

方法方案一，包括以下步骤：

1)以若干个分布式储能系统作为一个平衡区域，采集平衡区域与大电网的交换功率实际值S^*，与S^p作差，S^p为平衡区域与大电网交换功率的计划值，获得功率差额ΔS＝S^p-S^*，ΔS＞0表示平衡区域用电不足，功率差额ΔS＜0表示平衡区域用电超额；

2)对于任意一个储能系统m，采集储能系统m的当前出力出力调整参与状态A_m、电池装机容量E_m及电池当前荷电状态储能系统m的计划出力目标值通过以下公式得出：

其中，F_m表示储能系统m的功率差额分配系数，与出力调整参与状态A_m、电池装机容量E_m、当前荷电状态及设置的出力功率调整系数f_m相关；表示储能系统m向电网输出功率，处于放电状态，表示储能系统m向电网吸收功率，处于充电状态；ΔS＞0时，所述出力功率调整系数f_m与当前荷电状态负相关，ΔS＜0时，所述出力功率调整系数f_m与当前荷电状态正相关；

当ΔS＞0，时，储能系统m的计划出力目标值且所述计划出力目标值与当前荷电状态正相关：当前荷电状态越大，储能系统m的计划出力目标值越大，也就是储能系统m向电网吸收计划出力的大小随着荷电状态的增大而减小；

当ΔS＞0，时，储能系统m的计划出力目标值且所述计划出力目标值与当前荷电状态正相关：当前荷电状态越大，储能系统m的计划出力目标值越大，也就是储能系统m向电网输出计划出力的大小随着荷电状态的增大而增大；

当ΔS＜0，时，储能系统m的计划出力目标值且所述计划出力目标值与当前荷电状态正相关：当前荷电状态越大，储能系统m的计划出力目标值越大，也就是储能系统m向电网吸收计划出力的大小随着荷电状态的增大而减小；

当ΔS＜0，时，储能系统m的计划出力目标值且所述计划出力目标值与当前荷电状态正相关：当前荷电状态越大，储能系统m的计划出力目标值越大，也就是储能系统m向电网输出计划出力的大小随着荷电状态的增大而增大；

3)下发储能系统m的出力计划目标值。

方法方案二：在方法方案一的基础上，进一步的，所述储能系统m出力功率调整系数f_m是根据平衡区域与大电网交换功率的功率差额ΔS和储能系统m的荷电状态的出力调节区域设置的；将储能系统m的荷电状态定义七个出力调节区域：SOC<10为放电死区，10<SOC≤20为充电高能区，20<SOC≤40为充电优势区，40<SOC≤60为充放电平衡区，60<SOC≤80为放电优势区，80<SOC≤90为放电高能区，SOC>90为充电死区；

当功率差额ΔS＜0时：SOC<10，对应f_m＝0；10<SOC≤20，对应f_m＝0.4；20<SOC≤40，对应f_m＝0.8；40<SOC≤60，对应f_m＝1；60<SOC≤80，对应f_m＝1.2；80<SOC≤90，对应f_m＝1.6；SOC>90，对应f_m＝2.0；

当功率差额ΔS＞0时：SOC<10，对应f_m＝2.0；10<SOC≤20，对应f_m＝1.6；20<SOC≤40，对应f_m＝1.2；40<SOC≤60，对应f_m＝1；60<SOC≤80，对应f_m＝0.8；80<SOC≤90，对应f_m＝0.4；SOC>90，对应f_m＝0。

方法方案三：在方法方案一的基础上，进一步的，所述功率差额分配系数F_m通过以下公式得出：

方法方案四、五、六：分别在方法方案一、二、三的基础上，进一步的，判断平衡区域与大电网交换功率的功率差额ΔS是否超出设定的上限或下限，当超出时，顺序执行步骤2)和步骤3)。

方法方案七、八、九：分别在方法方案一、二、三的基础上，进一步的，当所述功率差额ΔS没有超出设定的上限或下限时，判断储能系统m的荷电状态SOC所在的出力调节区域是否发生变化，若发生变化，则顺序执行步骤2)和步骤3)。

方法方案十：在方法方案一的基础上，进一步的，采集储能系统m的单功率模块额定功率为当前可工作的功率模块数量计算储能系统m的当前最大出力校验计划出力目标值的合理性：当所述计划出力目标值大于储能系统m的当前最大出力时，将计划出力目标值修正为当所述计划出力目标值小于时，将计划出力目标值修正为

为解决上述技术问题，本发明还提出一种分布式储能系统出力调控装置，包括以下十个装置方案：

装置方案一，包括：

比较单元：以若干个分布式储能系统作为一个平衡区域，采集平衡区域与大电网的交换功率实际值S^*，与S^p作差，S^p为平衡区域与大电网交换功率的计划值，获得功率差额ΔS＝S^p-S^*，ΔS＞0表示平衡区域用电不足，功率差额ΔS＜0表示平衡区域用电超额；

计算单元：对于任意一个储能系统m，采集储能系统m的当前出力出力调整参与状态A_m、电池装机容量E_m及电池当前荷电状态储能系统m的计划出力目标值通过以下公式得出：

其中，F_m表示储能系统m的功率差额分配系数，与出力调整参与状态A_m、电池装机容量E_m、当前荷电状态及设置的出力功率调整系数f_m相关；表示储能系统m向电网输出功率，处于放电状态，表示储能系统m向电网吸收功率，处于充电状态；ΔS＞0时，所述出力功率调整系数f_m与当前荷电状态负相关，ΔS＜0时，所述出力功率调整系数f_m与当前荷电状态正相关；

当ΔS＞0，时，储能系统m的计划出力目标值且所述计划出力目标值与当前荷电状态正相关：当前荷电状态越大，储能系统m的计划出力目标值越大，也就是储能系统m向电网吸收计划出力的大小随着荷电状态的增大而减小；

当ΔS＞0，时，储能系统m的计划出力目标值且所述计划出力目标值与当前荷电状态正相关：当前荷电状态越大，储能系统m的计划出力目标值越大，也就是储能系统m向电网输出计划出力的大小随着荷电状态的增大而增大；

当ΔS＜0，时，储能系统m的计划出力目标值且所述计划出力目标值与当前荷电状态正相关：当前荷电状态越大，储能系统m的计划出力目标值越大，也就是储能系统m向电网吸收计划出力的大小随着荷电状态的增大而减小；

当ΔS＜0，时，储能系统m的计划出力目标值且所述计划出力目标值与当前荷电状态正相关：当前荷电状态越大，储能系统m的计划出力目标值越大，也就是储能系统m向电网输出计划出力的大小随着荷电状态的增大而增大；

下发单元：下发储能系统m的出力计划目标值。

装置方案二：在装置方案一的基础上，进一步的，计算单元中所述储能系统m出力功率调整系数f_m是根据平衡区域与大电网交换功率的功率差额ΔS和储能系统m的荷电状态的出力调节区域设置的；将储能系统m的荷电状态定义七个出力调节区域：SOC<10为放电死区，10<SOC≤20为充电高能区，20<SOC≤40为充电优势区，40<SOC≤60为充放电平衡区，60<SOC≤80为放电优势区，80<SOC≤90为放电高能区，SOC>90为充电死区；

当功率差额ΔS＜0时：SOC<10，对应f_m＝0；10<SOC≤20，对应f_m＝0.4；20<SOC≤40，对应f_m＝0.8；40<SOC≤60，对应f_m＝1；60<SOC≤80，对应f_m＝1.2；80<SOC≤90，对应f_m＝1.6；SOC>90，对应f_m＝2.0；

当功率差额ΔS＞0时：SOC<10，对应f_m＝2.0；10<SOC≤20，对应f_m＝1.6；20<SOC≤40，对应f_m＝1.2；40<SOC≤60，对应f_m＝1；60<SOC≤80，对应f_m＝0.8；80<SOC≤90，对应f_m＝0.4；SOC>90，对应f_m＝0。

装置方案三：在装置方案一的基础上，进一步的，所述功率差额分配系数F_m通过以下公式得出：

装置方案四、五、六：分别在装置方案一、二、三的基础上，进一步的，判断平衡区域与大电网交换功率的功率差额ΔS是否超出设定的上限或下限，当超出时，顺序执行计算单元和下发单元的内容。

装置方案七、八、九：分别在装置方案一、二、三的基础上，进一步的，当所述功率差额ΔS没有超出设定的上限或下限时，判断储能系统m的荷电状态SOC所在的出力调节区域是否发生变化，若发生变化，则顺序执行计算单元和下发单元的内容。

装置方案十：在装置方案一的基础上，进一步的，采集储能系统m的单功率模块额定功率为当前可工作的功率模块数量计算储能系统m的当前最大出力校验计划出力目标值的合理性：当所述计划出力目标值大于储能系统m的当前最大出力时，将计划出力目标值修正为当所述计划出力目标值小于时，将计划出力目标值修正为

本发明的有益效果是：本发明提出一种分布式储能系统出力调控方法及装置，通过平衡区域与配电网的交换功率差额分配机制，从系统角度实现对分布式多储能系统出力的协调控制，满足上级调度指令要求的情况下，同时实现分布式储能的荷电状态一致性趋势调节，达到降低储能电池放电深度、延长储能系统电池使用寿命、降低分布式储能调节难度的目标，保证了储能系统调节能力，提升了储能系统调节精度。

附图说明

图1是平衡区域分布式储能调度系统整体架构图；

图2是储能系统出力调整系数区域划分图；

图3是分布式储能优化调度控制整体流程图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明的具体实施方式作进一步的说明。

本发明的一种分布式储能系统出力调控方法的实施例：

平衡区域分布式储能调度系统的整体架构如图1所示，平衡区域与配电网具有至少一个功率交换点，平衡区域内配置有多个储能系统。在平衡区域设置一台集中控制器采集平衡区域的工作状态、接收配电网调度指令、接收各协调控制器上送的储能系统工作参数，根据策略设定各分布式储能系统的出力目标；各储能系统分别设置一台协调控制器采集各储能系统功率元件工作状态、电池元件工作状态，上送储能系统工作参数给集中控制器，根据集中控制器下发的出力目标调整储能系统实际出力值。

具体地，定义平衡区域系统交换功率值以流进平衡区域为正、流出为负；定义储能系统功率值向电网输出功率为正，从电网吸收功率为负，也可以认为分布式储能系统功率值放电为正，充电为负。

如图2所示，根据储能系统的荷电状态SOC范围将各储能系统参与系统功率差额分配能力划分为七个区域，分别为：SOC<10为放电死区，10<SOC≤20为充电高能区，20<SOC≤40为充电优势区，40<SOC≤60为充放电平衡区，60<SOC≤80为放电优势区，80<SOC≤90为放电高能区，SOC>90为充电死区。

当平衡区域内各分布式储能系统在配电网没有交换功率计划时，所有储能系统以保持合理荷电状态SOC范围为目标确定的自己的充放电状态和充放电功率。

集中控制器采集平衡区域与大电网的交换功率S^*，与调度目标功率S^p指令进行函数计算获得功率差额ΔS＝S^p-S^*，其中，ΔS为正表示平衡区域用电不足，ΔS为负表示平衡区域用电超额。

根据系统储能配置情况及系统负荷运行特性，针对各储能系统所处的荷电状态出力调节区域，设置出力功率调整系数f_m，调整系数f_m根据功率差额ΔS正负状态分别设置，ΔS＞0取值调整系数ΔS＜0取值调整系数如图2所示：

当功率差额ΔS＜0时：SOC<10，对应f_m＝0；10<SOC≤20，对应f_m＝0.4；20<SOC≤40，对应f_m＝0.8；40<SOC≤60，对应f_m＝1；60<SOC≤80，对应f_m＝1.2；80<SOC≤90，对应f_m＝1.6；SOC>90，对应f_m＝2.0；

当功率差额ΔS＞0时：SOC<10，对应f_m＝2.0；10<SOC≤20，对应f_m＝1.6；20<SOC≤40，对应f_m＝1.2；40<SOC≤60，对应f_m＝1；60<SOC≤80，对应f_m＝0.8；80<SOC≤90，对应f_m＝0.4；SOC>90，对应f_m＝0。

判断平衡区域与大电网的交换功率S^*与接收调度目标交换功率S^p的功率差额ΔS＝S^p-S^*是否超出设定的上限或下限，当超出时，协调控制器采集以下参数(当然也可以不进行功率差额ΔS是否超限的判断，设计为协调控制器始终采集以下参数，并进行以下相应的步骤)：

储能系统的调节参与状态A_m，分为参与和不参与两个状态，A_m＝1表征储能系统参与系统功率调节，A_m＝0表征储能系统参与系统功率调节；储能系统的当前出力状态 表示放电状态，表示充电状态；采集电池管理系统上传的各储能系统电池装机容量E_m、电池当前荷电状态协调控制器将所采集的以上信息周期上送集中控制器。

结合上述参数信息，送集中控制器计算平衡区域内各储能系统功率差额分配系数：

求出功率差额分配系数F_m后，计算各储能系统下一计划出力目标值：

作为其它实施方式，可以采用实现下面规律的其它公式，并不局限于上述F_m的公式。

上述公式反应了：

当ΔS＞0，时，储能系统m的计划出力目标值且所述计划出力目标值与当前荷电状态正相关：当前荷电状态越大，储能系统m的计划出力目标值越大，也就是储能系统m向电网吸收计划出力的大小随着荷电状态的增大而减小。

当ΔS＞0，时，储能系统m的计划出力目标值且所述计划出力目标值与当前荷电状态正相关：当前荷电状态越大，储能系统m的计划出力目标值越大，也就是储能系统m向电网输出计划出力的大小随着荷电状态的增大而增大。

当ΔS＜0，时，储能系统m的计划出力目标值且所述计划出力目标值与当前荷电状态正相关：当前荷电状态越大，储能系统m的计划出力目标值越大，也就是储能系统m向电网吸收计划出力的大小随着荷电状态的增大而减小。

当ΔS＜0，时，储能系统m的计划出力目标值且所述计划出力目标值与当前荷电状态正相关：当前荷电状态越大，储能系统m的计划出力目标值越大，也就是储能系统m向电网输出计划出力的大小随着荷电状态的增大而增大。

校验储能系统计划出力目标值的合理性，用以保证配电网运行的稳定性：协调控制器采集储能系统m的单功率模块额定功率为当前可工作的功率模块数量计算储能系统m的当前最大出力且为正值；当计划出力目标值大于储能系统m的当前最大出力时，将计划出力目标值修正为当计划出力目标值小于时，将计划出力目标值修正为

储能系统计划出力目标值校验完成后，集中控制器对协调控制器下发各分布式储能的出力计划目标值。

本实施例中，是在功率差额ΔS发生越限时集中控制器和协调控制器才进行相应的采集和计算指令，避免各储能系统频繁的切换控制指令，利于系统稳定。作为本发明的另一种实施方式，当功率差额ΔS没有超出设定的上限或下限时，则集中控制器根据协调控制器上送信息判断储能系统m的荷电状态SOC所在的出力调节区域是否发生变化，如果发生变化，集中控制器根据协调控制器采集并上送的相应参数信息计算差额分配系数F_m和计划出力目标值校验该出力目标值合理性后，集中控制器下发各分布式储能的出力计划目标值至各协调控制器。

本实施例中是根据储能系统的荷电状态SOC范围将各储能单元参与系统功率差额分配能力划分为七个区域，作为本发明的另一种实施方式，可以采用其他SOC的分区阈值作为差额分配能力区域的划分，区块的数量不局限于七个，可以更多或者更少。

作为本发明的另一种实施方式，当配电网调度下发紧急控制指令至集中控制器时，集中控制器对区域内各储能系统协调控制器下发最大放电调节指令，使各储能系统功率元件最大化输出功率，实现对配电网的紧急功率支撑。

集中控制器的作用是计算任一储能系统m的计划出力目标值功率差额分配系数F_m和承担控制指令的下发任务，协调控制器的作用是采集相应储能系统的参数信息和将信息定期上送至集中控制器，作为本发明的另一种实施方式，可以通过其他硬件代替集中控制器和协调控制器进行相关参数的采集、计算和控制，例如通过主控单元和采集设备的配合来实现集中控制器和协调控制器的功能。

本发明的一种分布式储能系统出力调控方法，是循环执行调整各分布式储能系统出力的调控方法，根据各分布式储能系统当前SOC所在调节能力分区的不同，设置不同的功率差额出力调整系数，SOC高的储能系统比例放大承担放电功率差额，SOC低的储能系统比例放大承担充电功率差额，通过不同比率的交换功率差额分配机制，满足区域功率交换需求的前提下实现了分布式储能的荷电状态一致性趋势调节，达到降低储能电池放电深度、保证储能系统调节能力、提升储能系统调节精度、延长储能系统电池使用寿命、降低分布式储能调节难度的目标，具有实际推广意义。

本发明的一种分布式储能系统出力调控装置的实施例，包括：

比较单元：以若干个分布式储能系统作为一个平衡区域，采集平衡区域与大电网的交换功率实际值S^*，与S^p作差，S^p为平衡区域与大电网交换功率的计划值，获得功率差额ΔS＝S^p-S^*，ΔS＞0表示平衡区域用电不足，功率差额ΔS＜0表示平衡区域用电超额。

计算单元：对于任意一个储能系统m，采集储能系统m的当前出力出力调整参与状态A_m、电池装机容量E_m及电池当前荷电状态储能系统m的计划出力目标值通过以下公式得出：

其中，F_m表示储能系统m的功率差额分配系数，与出力调整参与状态A_m、电池装机容量E_m、当前荷电状态及设置的出力功率调整系数f_m相关；表示储能系统m向电网输出功率，处于放电状态，表示储能系统m向电网吸收功率，处于充电状态；ΔS＞0时，所述出力功率调整系数f_m与当前荷电状态负相关，ΔS＜0时，所述出力功率调整系数f_m与当前荷电状态正相关。

当ΔS＞0，时，储能系统m的计划出力目标值且所述计划出力目标值与当前荷电状态正相关：当前荷电状态越大，储能系统m的计划出力目标值越大，也就是储能系统m向电网吸收计划出力的大小随着荷电状态的增大而减小。

当ΔS＞0，时，储能系统m的计划出力目标值且所述计划出力目标值与当前荷电状态正相关：当前荷电状态越大，储能系统m的计划出力目标值越大，也就是储能系统m向电网输出计划出力的大小随着荷电状态的增大而增大。

当ΔS＜0，时，储能系统m的计划出力目标值且所述计划出力目标值与当前荷电状态正相关：当前荷电状态越大，储能系统m的计划出力目标值越大，也就是储能系统m向电网吸收计划出力的大小随着荷电状态的增大而减小。

当ΔS＜0，时，储能系统m的计划出力目标值且所述计划出力目标值与当前荷电状态正相关：当前荷电状态越大，储能系统m的计划出力目标值越大，也就是储能系统m向电网输出计划出力的大小随着荷电状态的增大而增大。

下发单元：下发储能系统m的出力计划目标值。

上述实施例中所指分布式储能系统出力调控装置，实际上是基于本发明方法流程的一种计算机解决方案，即一种软件构件，上述装置即为与方法流程相对应的处理进程。该软件可以用于分布式储能系统的控制器中。由于对上述方法的介绍已经足够清楚完整，而本实施例声称的装置实际上是一种软件构架，故不再详细进行描述。

以上给出了本发明具体的实施方式，但本发明不局限于所描述的实施方式。在本发明给出的思路下，采用对本领域技术人员而言容易想到的方式对上述实施例中的技术手段进行变换、替换、修改，并且起到的作用与本发明中的相应技术手段基本相同、实现的发明目的也基本相同，这样形成的技术方案是对上述实施例进行微调形成的，这种技术方案仍落入本发明的保护范围内。

Claims (10)

1.一种分布式储能系统出力调控方法，其特征在于，包括以下步骤：

1)以若干个分布式储能系统作为一个平衡区域，采集平衡区域与大电网的交换功率实际值S^*，与S^p作差，S^p为平衡区域与大电网交换功率的计划值，获得功率差额ΔS＝S^p-S^*，ΔS＞0表示平衡区域用电不足，ΔS＜0表示平衡区域用电超额；

2)对于任意一个储能系统m，采集储能系统m的当前出力出力调整参与状态A_m、电池装机容量E_m及电池当前荷电状态储能系统m的计划出力目标值通过以下公式得出：

$P_m^p=P_m^{*}-\mathrm{\&Delta;}S*F_m$

其中，F_m表示储能系统m的功率差额分配系数，与出力调整参与状态A_m、电池装机容量E_m、当前荷电状态及设置的出力功率调整系数f_m相关；表示储能系统m向电网输出功率，处于放电状态，表示储能系统m向电网吸收功率，处于充电状态；当ΔS＞0时，所述出力功率调整系数f_m与当前荷电状态负相关，当ΔS＜0时，所述出力功率调整系数f_m与当前荷电状态正相关；

当ΔS＞0，时，储能系统m的计划出力目标值且所述计划出力目标值与当前荷电状态正相关：当前荷电状态越大，储能系统m的计划出力目标值越大，也就是储能系统m向电网吸收计划出力的大小随着荷电状态的增大而减小；

当ΔS＞0，时，储能系统m的计划出力目标值且所述计划出力目标值与当前荷电状态正相关：当前荷电状态越大，储能系统m的计划出力目标值越大，也就是储能系统m向电网输出计划出力的大小随着荷电状态的增大而增大；

当ΔS＜0，时，储能系统m的计划出力目标值且所述计划出力目标值与当前荷电状态正相关：当前荷电状态越大，储能系统m的计划出力目标值越大，也就是储能系统m向电网吸收计划出力的大小随着荷电状态的增大而减小；

当ΔS＜0，时，储能系统m的计划出力目标值且所述计划出力目标值与当前荷电状态正相关：当前荷电状态越大，储能系统m的计划出力目标值越大，也就是储能系统m向电网输出计划出力的大小随着荷电状态的增大而增大；

3)下发储能系统m的出力计划目标值。

2.根据权利要求1所述的分布式储能系统出力调控方法，其特征在于，步骤2)中所述储能系统m出力功率调整系数f_m是根据平衡区域与大电网交换功率的功率差额ΔS和储能系统m的荷电状态的出力调节区域设置的；将储能系统m的荷电状态定义七个出力调节区域：SOC<10为放电死区，10<SOC≤20为充电高能区，20<SOC≤40为充电优势区，40<SOC≤60为充放电平衡区，60<SOC≤80为放电优势区，80<SOC≤90为放电高能区，SOC>90为充电死区；

当功率差额ΔS＜0时：SOC<10，对应f_m＝0；10<SOC≤20，对应f_m＝0.4；20<SOC≤40，对应f_m＝0.8；40<SOC≤60，对应f_m＝1；60<SOC≤80，对应f_m＝1.2；80<SOC≤90，对应f_m＝1.6；SOC>90，对应f_m＝2.0；

当功率差额ΔS＞0时：SOC<10，对应f_m＝2.0；10<SOC≤20，对应f_m＝1.6；20<SOC≤40，对应f_m＝1.2；40<SOC≤60，对应f_m＝1；60<SOC≤80，对应f_m＝0.8；80<SOC≤90，对应f_m＝0.4；SOC>90，对应f_m＝0。

3.根据权利要求1所述的分布式储能系统出力调控方法，其特征在于，所述功率差额分配系数F_m通过以下公式得出：

$F_m=\frac{A_m*f_m*E_m*C_m^{*}}{{\mathrm{\&Sigma;}}_{m=1}^n(A_m*f_m*E_{m*}{C}_m^{*})}.$

4.根据权利要求1或2或3所述的分布式储能系统出力调控方法，其特征在于，判断平衡区域与大电网交换功率的功率差额ΔS是否超出设定的上限或下限，当超出时，顺序执行步骤2)和步骤3)。

5.根据权利要求1或2或3所述的分布式储能系统出力调控方法，其特征在于，当所述功率差额ΔS没有超出设定的上限或下限时，判断储能系统m的荷电状态SOC所在的出力调节区域是否发生变化，若发生变化，则顺序执行步骤2)和步骤3)。

6.根据权利要求1所述的分布式储能系统出力调控方法，其特征在于，采集储能系统m的单功率模块额定功率为当前可工作的功率模块数量计算储能系统m的当前最大出力 校验计划出力目标值的合理性：当所述计划出力目标值大于储能系统m的当前最大出力时，将计划出力目标值修正为当所述计划出力目标值小于时，将计划出力目标值修正为

7.一种分布式储能系统出力调控装置，其特征在于，包括：

比较单元：以若干个分布式储能系统作为一个平衡区域，采集平衡区域与大电网的交换功率实际值S^*，与S^p作差，S^p为平衡区域与大电网交换功率的计划值，获得功率差额ΔS＝S^p-S^*，ΔS＞0表示平衡区域用电不足，功率差额ΔS＜0表示平衡区域用电超额；

计算单元：对于任意一个储能系统m，采集储能系统m的当前出力出力调整参与状态A_m、电池装机容量E_m及电池当前荷电状态储能系统m的计划出力目标值通过以下公式得出：

$P_m^p=P_m^{*}-\mathrm{\&Delta;}S*F_m$

其中，F_m表示储能系统m的功率差额分配系数，与出力调整参与状态A_m、电池装机容量E_m、当前荷电状态及设置的出力功率调整系数f_m相关；表示储能系统m向电网输出功率，处于放电状态，表示储能系统m向电网吸收功率，处于充电状态；ΔS＞0时，所述出力功率调整系数f_m与当前荷电状态负相关，ΔS＜0时，所述出力功率调整系数f_m与当前荷电状态正相关；

当ΔS＞0，时，储能系统m的计划出力目标值且所述计划出力目标值与当前荷电状态正相关：当前荷电状态越大，储能系统m的计划出力目标值越大，也就是储能系统m向电网吸收计划出力的大小随着荷电状态的增大而减小；

当ΔS＞0，时，储能系统m的计划出力目标值且所述计划出力目标值与当前荷电状态正相关：当前荷电状态越大，储能系统m的计划出力目标值越大，也就是储能系统m向电网输出计划出力的大小随着荷电状态的增大而增大；

当ΔS＜0，时，储能系统m的计划出力目标值且所述计划出力目标值与当前荷电状态正相关：当前荷电状态越大，储能系统m的计划出力目标值越大，也就是储能系统m向电网吸收计划出力的大小随着荷电状态的增大而减小；

当ΔS＜0，时，储能系统m的计划出力目标值且所述计划出力目标值与当前荷电状态正相关：当前荷电状态越大，储能系统m的计划出力目标值越大，也就是储能系统m向电网输出计划出力的大小随着荷电状态的增大而增大；

下发单元：下发储能系统m的出力计划目标值。

8.根据权利要求7所述的分布式储能系统出力调控装置，其特征在于，计算单元中所述储能系统m出力功率调整系数f_m是根据平衡区域与大电网交换功率的功率差额ΔS和储能系统m的荷电状态的出力调节区域设置的；将储能系统m的荷电状态定义七个出力调节区域：SOC<10为放电死区，10<SOC≤20为充电高能区，20<SOC≤40为充电优势区，40<SOC≤60为充放电平衡区，60<SOC≤80为放电优势区，80<SOC≤90为放电高能区，SOC>90为充电死区；

当功率差额ΔS＜0时：SOC<10，对应f_m＝0；10<SOC≤20，对应f_m＝0.4；20<SOC≤40，对应f_m＝0.8；40<SOC≤60，对应f_m＝1；60<SOC≤80，对应f_m＝1.2；80<SOC≤90，对应f_m＝1.6；SOC>90，对应f_m＝2.0；

当功率差额ΔS＞0时：SOC<10，对应f_m＝2.0；10<SOC≤20，对应f_m＝1.6；20<SOC≤40，对应f_m＝1.2；40<SOC≤60，对应f_m＝1；60<SOC≤80，对应f_m＝0.8；80<SOC≤90，对应f_m＝0.4；SOC>90，对应f_m＝0。

9.根据权利要求7所述的分布式储能系统出力调控装置，其特征在于，所述功率差额分配系数F_m通过以下公式得出：

$F_m=\frac{A_m*f_m*E_m*C_m^{*}}{{\mathrm{\&Sigma;}}_{m=1}^n(A_m*f_m*E_{m*}{C}_m^{*})}.$

10.根据权利要求7或8或9所述的分布式储能系统出力调控装置，其特征在于，判断平衡区域与大电网交换功率的功率差额ΔS是否超出设定的上限或下限，当超出时，顺序执行计算单元和下发单元的内容。