CN108321826A - 储能系统容量配置方法、装置以及系统 - Google Patents

Abstract

本发明实施例提供了一种储能系统容量配置方法、装置及系统，首先获取待配置储能系统的负荷侧在第一预设时间段的用电历史数据以及在第二预设时间段的用电预测数据。然后获取待配置储能系统的负荷侧的电价参数以及用电类型。基于用电类型、用电历史数据、用电预测数据以及电价参数，计算待配置储能系统的第四预设时间段的充放电的电量总值以及储能容量为目标值时的系统成本。基于充放电的电量总值以及系统成本，确定待配置储能系统的成本时间。进而确定成本时间符合预设条件时对应的储能容量的目标值为目标储能容量。可见，本方案基于时间跨度超过预设时间的历史数据以及用电类型，来确定储能配置的容量，进而降低用户的用电成本。

Description

储能系统容量配置方法、装置以及系统

技术领域

本发明涉及新能源发电技术领域，具体涉及一种储能系统容量配置方法、装置以及系统。

背景技术

目前，随着传统能源的逐渐枯竭以及对生态环境的重视，新能源发电得到了快速的发展，然而新能源发电因为不稳定及波动性大等缺点会给电网带来电网峰谷差的问题。为了缓解电网峰谷差的问题，通常会在分布式电源侧以及负荷侧设置储能设备，在用电低谷时作为负荷进行电能储存，在用电高峰时作为电源进行电能释放，从而一定程度上削减峰谷差。进一步的，对于负荷侧用户而言，通过配置储能系统的容量，能够通过降低容量电价、分时电价差等方式降低用电成本。

例如，对于大工业生产用电的场景，通常，变压器总容量在315KVA以上执行“二部制电价”，除了电度电费外，还要根据变压器容量缴纳基本电费。然而用户可选择按变压器容量或最大需量两种方式缴纳基本电费，当用户选择按最大需量的方式缴纳基本电费时，用户配置储能可通过削减峰值负荷来降低最大需量，从而降低基本电费。

又如，峰谷分时电价是根据电网的负荷变化情况，将每天24小时划分为尖峰、高峰、平段、低谷等多个时段，对各时段分别制定不同的电价水平，鼓励用电客户合理安排用电时间，削峰填谷。当用户配置储能后能够按照能量管理系统控制策略进行电池充放电循环，在谷时对电池组进行充电，在峰时电池组放电，达到赚取峰谷价差收益的目的。

发明人发现，目前的负荷侧储能容量配置的计算方法是通过分析日负荷典型曲线的方法计算，典型日负荷曲线虽能反应出用户的基本用电特征，但由于用户每天的负荷曲线差异很大，因此计算出来的储能容量并不能给用户带来最大的经济收益。综上，如何提供一种储能系统容量配置方法、装置以及系统，能够降低用户的用电成本，是本领域技术人员亟待解决的一大技术难题。

发明内容

有鉴于此，本发明实施例提供了一种储能系统容量配置方法、装置以及系统，能够降低用户的用电成本。

为实现上述目的，本发明实施例提供如下技术方案：

一种储能系统容量配置方法，包括：

获取待配置储能系统的负荷侧在第一预设时间段的用电历史数据以及在第二预设时间段的用电预测数据；

获取所述待配置储能系统的负荷侧的电价参数，所述电价参数包括分时电价、分时时间段以及基本电费信息中的一个或多个参数；

获取待配置储能系统的用电类型；

基于所述用电类型、所述用电历史数据、所述用电预测数据以及所述电价参数，计算所述待配置储能系统在第三预设时间段的充放电的电量总值以及储能容量为目标值时的系统成本；

基于所述充放电的电量总值以及所述系统成本，确定所述待配置储能系统的成本时间；

确定所述成本时间符合预设条件时对应的所述储能容量的目标值为目标储能容量。

可选的，所述获取待配置储能系统的负荷侧在第一预设时间段的用电历史数据以及在第二预设时间段的用电预测数据，包括：

获取待配置储能系统的负荷侧在第一预设时间段的用电历史数据，所述用电历史数据包括用户电量、实时功率、需量中的一个或多个参数；

基于所述用电历史数据以及预设负荷预测算法，确定出所述用电预测数据。

可选的，所述基于所述用电类型、所述用电历史数据、所述用电预测数据以及所述电价参数，计算所述待配置储能系统在第三预设时间段的充放电的电量总值，包括：

当所述用电类型为不执行两部制电价时，控制所述待配置储能系统按照第一预设规则执行完全充放电；

获取低谷时段，所述待配置储能系统的充电功率约束曲线以及最大允许充电电量；

获取高峰时段，所述待配置储能系统的放电功率约束曲线以及高峰时段的最大允许放电电量；

确定所述低谷时段的最大允许充电电量与所述高峰时段的最大允许放电电量的较小值为所述削峰填谷电量；

根据所述削峰填谷电量，计算出所述待配置储能系统在第三预设时间段的充放电的电量总值。

可选的，所述基于所述用电类型、所述用电历史数据、所述用电预测数据以及所述电价参数，计算所述待配置储能系统在第三预设时间段的充放电的电量总值，还包括：

当所述用电类型为执行两部制电价时，控制所述待配置储能系统按照第二预设规则执行完全充放电；

获取待配置储能系统在第四预设时间段的最大需量以及在第五预设时间段的最大需量，计算出容量为目标值时的第五预设时间段的最大需量；

根据第四预设时间段的负荷曲线，获取所述待配置储能系统的分时时段的充电量以及放电量；

根据所述充电量以及所述放电量，确定所述第四预设时间段的削峰填谷电量；

基于所述电价参数，计算出所述第五预设时间段的目标削峰填谷成本；

根据所述目标削峰填谷成本，计算所述待配置储能系统在第三预设时间段的充放电的电量总值。

可选的，所述储能容量为目标值时的系统成本，包括：

根据所述目标值、储能容量的存储价格、转换价格以及均衡价格，确定出所述系统成本。

一种储能系统容量配置装置，包括：

第一获取模块，用于获取待配置储能系统的负荷侧在第一预设时间段的用电历史数据以及在第二预设时间段的用电预测数据；

第二获取模块，用于获取所述待配置储能系统的负荷侧的电价参数，所述电价参数包括分时电价、分时时间段以及基本电费信息中的一个或多个参数；

第三获取模块，用于获取待配置储能系统的用电类型，所述用电类型包括执行两部制电价或不执行两部制电价；

第一计算模块，用于基于所述用电类型、所述用电历史数据、所述用电预测数据以及所述电价参数，计算所述待配置储能系统在第三预设时间段的充放电的电量总值以及储能容量为目标值时的系统成本；

第一确定模块，用于基于所述充放电的电量总值以及所述系统成本，确定所述待配置储能系统的成本时间；

第二确定模块，用于确定所述成本时间符合预设条件时对应的所述储能容量的目标值为目标储能容量。

可选的，所述第一获取模块包括：

第一获取单元，用于获取待配置储能系统的负荷侧在第一预设时间段的用电历史数据，所述用电历史数据包括用户电量、实时功率、需量中的一个或多个参数；

第一确定单元，用于基于所述用电历史数据以及预设负荷预测算法，确定出所述用电预测数据。

可选的，所述第一计算模块包括：

第一控制单元，用于当所述用电类型为不执行两部制电价时，控制所述待配置储能系统按照第一预设规则执行完全充放电；

第二获取单元，用于获取低谷时段，所述待配置储能系统的充电功率约束曲线以及最大允许充电电量；

第三获取单元，用于获取高峰时段，所述待配置储能系统的放电功率约束曲线以及高峰时段的最大允许放电电量；

第二确定单元，用于确定所述低谷时段的最大允许充电电量与所述高峰时段的最大允许放电电量的较小值为所述削峰填谷电量；

第三确定单元，用于根据所述削峰填谷电量，计算出所述待配置储能系统在第三预设时间段的充放电的电量总值。

可选的，所述第一计算模块还包括：

第二控制单元，用于当所述用电类型为执行两部制电价时，控制所述待配置储能系统按照第二预设规则执行完全充放电；

第四获取单元，用于获取待配置储能系统在第四预设时间段的最大需量以及在第五预设时间段的最大需量，计算出容量为目标值时的第五预设时间段的最大需量；

第五获取单元，用于根据第四预设时间段的负荷曲线，获取所述待配置储能系统的分时时段的充电量以及放电量；

第四确定单元，用于根据所述充电量以及所述放电量，确定所述第四预设时间段的削峰填谷电量；

第一计算单元，用于基于所述电价参数，计算出所述第五预设时间段的目标削峰填谷成本；

第二计算单元，用于根据所述目标削峰填谷成本，计算所述待配置储能系统的第四预设时间段的充放电的电量总值。

可选的，所述第一计算模块还包括：

第五确定单元，用于根据所述目标值、储能容量的存储价格、转换价格以及均衡价格，确定出所述系统成本。

一种储能系统容量配置系统，包括任意一项上述的储能系统容量配置装置。

基于上述技术方案，本发明实施例提供了一种储能系统容量配置方法，首先获取待配置储能系统的负荷侧在第一预设时间段的用电历史数据以及在第二预设时间段的用电预测数据。然后获取待配置储能系统的负荷侧的电价参数以及待配置储能系统的用电类型。基于用电类型、用电历史数据、用电预测数据以及电价参数，计算待配置储能系统在第三预设时间段的充放电的电量总值以及储能容量为目标值时的系统成本。基于充放电的电量总值以及系统成本，确定待配置储能系统的成本时间。进而确定成本时间符合预设条件时对应的储能容量的目标值为目标储能容量。可见，本方案基于时间跨度超过预设时间的历史数据以及用电类型，来确定储能配置的容量，进而降低用户的用电成本。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据提供的附图获得其他的附图。

图1为本发明实施例提供的一种储能系统容量配置方法的流程示意图；

图2为本发明实施例提供的一种储能系统容量配置方法的又一流程示意图；

图3为本发明实施例提供的一种储能系统容量配置方法的又一流程示意图；

图4为本发明实施例提供的一种储能系统容量配置装置的结构示意图。

具体实施方式

请参阅图1，图1为本发明实施例提供的一种储能系统容量配置方法的流程示意图，包括：

S11、获取待配置储能系统的负荷侧在第一预设时间段的用电历史数据以及在第二预设时间段的用电预测数据。

该步骤可以首先获取待配置储能系统的负荷侧在第一预设时间段的用电历史数据，其中，所述用电历史数据包括用户电量、实时功率、需量中的一个或多个参数。具体的，参数的获取可以直接采集电表数据，还可以通过标准接口与待获取数据的系统进行对接，接收用户已有系统中的用电数据。

然后基于所述用电历史数据以及预设负荷预测算法，确定出所述用电预测数据。通常，可以将上述用电历史数据，通过负荷预测算法及模型，输入负荷影响因子，得到用户未来持续一定时间的用电预测数据，如假设第二预设时间为一年，那么，该负荷预测算法及模型输出未来一年的负荷侧用电预测数据。

S12、获取所述待配置储能系统的负荷侧的电价参数。

其中，所述电价参数包括分时电价、分时时间段以及基本电费信息中的一个或多个参数。如实行实时电价后，也可过标准接口接入历史实时电价信息。

S13、获取待配置储能系统的用电类型。其中用电类型可以包括执行两部制电价或不执行两部制电价。具体的，通过用户用电类型可确定用户是否执行两部制电价。

S14、基于所述用电类型、所述用电历史数据、所述用电预测数据以及所述电价参数，计算所述待配置储能系统在第三预设时间段的电量输出充放电的电量总值以及储能容量为目标值时的系统成本。

具体的，结合图2以及图3，根据用电类型的不同，可以分为：

当所述用电类型为不执行两部制电价时，S21、控制所述待配置储能系统按照第一预设规则执行完全充放电；

S22、获取低谷时段，所述待配置储能系统的充电功率约束曲线以及最大允许充电电量；

S23、获取高峰时段，所述待配置储能系统的放电功率约束曲线以及高峰时段的最大允许放电电量；

S24、确定所述低谷时段的最大允许充电电量与所述高峰时段的最大允许放电电量的较小值为所述削峰填谷电量；

S25、根据所述削峰填谷电量，计算出所述待配置储能系统在第三预设时间段的充放电的电量总值。

当所述用电类型为执行两部制电价时，S31、控制所述待配置储能系统按照第二预设规则执行完全充放电；

S32、获取待配置储能系统在第四预设时间段的最大需量以及在第五预设时间段的最大需量，计算出容量为目标值时的第五预设时间段的最大需量；

S33、根据第四预设时间段的负荷曲线，获取所述待配置储能系统的分时时段的充电量以及放电量；

S34、根据所述充电量以及所述放电量，确定所述第四预设时间段的削峰填谷电量；

S35、基于所述电价参数，计算出所述第五预设时间段的目标削峰填谷成本；

S36、根据所述目标削峰填谷成本，计算所述待配置储能系统的第四预设时间段的充放电的电量总值。

在本实施例中，第一预设时间段可以设置为过去一年，第二预设时间段为未来一年，第三预设时间段为一年，第四预设时间段为一天，第五预设时间段为一个月。当然，还可以根据实际的计算需求，进行调整各个预设时间。

在上述确定出待配置储能系统的第四预设时间段的充放电的电量总值的基础上，根据所述目标值、储能容量的存储价格、转换价格以及均衡价格，确定出所述系统成本。

S15、基于所述充放电的电量总值以及所述系统成本，确定所述待配置储能系统的成本时间；

S16、确定所述成本时间符合预设条件时对应的所述储能容量的目标值为目标储能容量。

示意性的，当所述用电类型为不执行两部制电价时，即用户不执行两部制电价，则储能容量配置方法如下：

(1)储能系统按照每天完全充放电一次、充电时间按在低谷时间段充电、高峰时间段放电的原则，同时满足充电时负荷侧的功率不能超过变压器安全约束限制及储能系统的约束条件。

(2)统计储能容量为E_r时每日可削峰填谷电量。

获取低谷时段储能系统的充电功率约束曲线：

P_charge＝P₁-P_valley

则当日在低谷时段的最大允许充电电量为：

E_charge＝∫P_chargedt

获取高峰时段储能系统的放电功率约束曲线：

则当日在高峰时段的最大允许放电电量为：

E_discharge＝∫P_dischargedt

则当日削峰填谷电量为：

E_pc、d＝min(E_charge，E_discharge)

则当日削峰填谷电量的函数如下：

(3)计算年削峰填谷电量：

C_y＝∑(E′_pc、d*pc)

其中：pc为峰谷价差。

(4)计算储能容量为E_r时的系统成本：

C₁＝(B₁+B₂+B₃)E_r

B₁——储能的能量存储价格

B₂——储能的能量转换价格

B₃——储能的能量均衡价格

(5)计算储能容量为E_r时的成本时间：

I＝C₁/C_y

(6)计算I最大时的储能容量E_r。

示意性的，当所述用电类型为执行两部制电价时，则储能容量配置方法如下：

(1)储能系统按照优先在低电价时间段充电，并在按照在超出月需量限制时间段、高电价时间段放电的顺序放电，同时满足充电时负荷侧的功率不能超过月需量限制及储能系统的约束条件。

(2)根据负荷侧预测功率统计出每日最大需量P_md,d，每月最大需量P_md,m。

(3)计算储能容量为E_r时当月削峰填谷后的最大需量：

设每日经储能系统削峰后的需量为P_md,d′，根据供电营业规则实际最大需量超过申报最大需量5％时的才征收处罚基本电费，则当日实际允许达到的最大需量为：P_md,d"＝1.05P_md,d′

将每日负荷侧预测功率P_fcst超出该日削峰后的需量P_md,d"的部分计为当日超出需量的功率P_ob。则可统计出每日需削峰的电量：

E_ps＝∫P_psdt

令E_ps＝E_r，计算出P_md,d′。

则当月实际最大需量为P_md,m′＝max(P_md,d′)，该数据不得低于变压器容量的40％。

(4)依据每日负荷曲线统计每日各分时时段的充电量计为E_charge-n、E_discharge-n。

获取充电约束曲线：

P_charge-n＝P_md,m′-P_fcst

则峰、平、谷各时段的可充电量如下：

E_charge-n＝∫P_charge-ndt_n

按照优先在低价段充电的顺序确定当日各分时段的充电量。

获取放电约束曲线：

则峰、平、谷各时段的可放电量如下：

E_discharge-n＝∫P_discharge-ndt_n

按照优先在超出需量时间段、高电价段放电的顺序确定当日各分时段的放电量。

则当日削峰填谷电量为：

C₁＝∑((E_discharge-npc_n-E_charge-n*pc_n)pc_n为分时时间段电价

(5)计算当月目标削峰填谷成本：

C_m＝(P_md,m-P_md,m′)*pc₁+∑((E_discharge-npc_n-E_charge-n*pc_n)

其中：pc₁为当地按最大需量方式收取基本电费的单价，pc_n为当日分时时间段电价

(6)计算年充放电的电量总值：

C_y＝∑(C_m)。

(7)计算储能容量为Er时的系统成本：

C₂＝(B₁+B₂+B₃)E_r

B₁——储能的能量存储价格

B₂——储能的能量转换价格

B₃——储能的能量均衡价格

(8)计算储能容量为E_r时的成本时间

I＝C₂/C_y

(9)计算I最大时的储能容量E_r。

可见，本方案基于时间跨度超过预设时间的历史数据以及用电类型，来确定储能配置的容量，进而降低用户的用电成本。

在上述实施例的基础上，本实施例还提供了一种储能系统容量配置装置，与上述方法实施例对应，如图4所示，包括：

第一获取模块41，用于获取待配置储能系统的负荷侧在第一预设时间段的用电历史数据以及在第二预设时间段的历史预测数据；

第二获取模块42，用于获取所述待配置储能系统的负荷侧的电价参数，所述电价参数包括分时电价、分时时间段以及基本电费信息中的一个或多个参数；

第三获取模块43，用于获取待配置储能系统的用电类型，所述用电类型包括执行两部制电价或不执行两部制电价；

第一计算模块44，用于基于所述用电类型、所述用电历史数据、所述用电预测数据以及所述电价参数，计算所述待配置储能系统在第三预设时间段的充放电的电量总值以及储能容量为目标值时的系统成本；

第一确定模块45，用于基于所述充放电的电量总值以及所述系统成本，确定所述待配置储能系统的成本时间；

第二确定模块46，用于确定所述成本时间符合预设条件时对应的所述储能容量的目标值为目标储能容量。

其中，所述第一获取模块可以包括：

第一获取单元，用于获取待配置储能系统的负荷侧在第一预设时间段的用电历史数据，所述用电历史数据包括用户电量、实时功率、需量中的一个或多个参数；

第一确定单元，用于基于所述用电历史数据以及预设负荷预测算法，确定出所述用电预测数据。

除此，所述第一计算模块可以包括：

第一控制单元，用于当所述用电类型为不执行两部制电价时，控制所述待配置储能系统按照第一预设规则执行完全充放电；

第二获取单元，用于获取低谷时段，所述待配置储能系统的充电功率约束曲线以及最大允许充电电量；

第三获取单元，用于获取高峰时段，所述待配置储能系统的放电功率约束曲线以及高峰时段的最大允许放电电量；

第二确定单元，用于确定所述低谷时段的最大允许充电电量与所述高峰时段的最大允许放电电量的较小值为所述削峰填谷电量；

第三确定单元，用于根据所述削峰填谷电量，计算出所述待配置储能系统在第三预设时间段的充放电的电量总值。

在上述实施例的基础上，所述第一计算模块还包括：

第二控制单元，用于当所述用电类型为执行两部制电价时，控制所述待配置储能系统按照第二预设规则执行完全充放电；

第四获取单元，用于获取待配置储能系统在第四预设时间段的最大需量以及在第五预设时间段的最大需量，计算出容量为目标值时的第五预设时间段的最大需量；

第五获取单元，用于根据第四预设时间段的负荷曲线，获取所述待配置储能系统的分时时段的充电量以及放电量；

第四确定单元，用于根据所述充电量以及所述放电量，确定所述第四预设时间段的削峰填谷电量；

第一计算单元，用于基于所述电价参数，计算出所述第五预设时间段的目标削峰填谷成本；

第二计算单元，用于根据所述目标削峰填谷成本，计算所述待配置储能系统的第四预设时间段的充放电的电量总值。

具体的，所述第一计算模块还包括：

第五确定单元，用于根据所述目标值、储能容量的存储价格、转换价格以及均衡价格，确定出所述系统成本。

该装置实施例的工作原理请参见上述方法实施例，在此不重复叙述。

除此，本实施例还提供了一种储能系统容量配置系统，包括任意一项上述的储能系统容量配置装置，其工作原理与上述装置的工作原理相同。

综上所述，本发明实施例提供了一种储能系统容量配置方法、装置及系统，首先获取待配置储能系统的负荷侧在第一预设时间段的用电历史数据以及在第二预设时间段的用电预测数据。然后获取待配置储能系统的负荷侧的电价参数以及用电类型。基于用电类型、用电历史数据、用电预测数据以及电价参数，计算待配置储能系统在第三预设时间段的充放电的电量总值以及储能容量为目标值时的系统成本。基于充放电的电量总值以及系统成本，确定待配置储能系统的成本时间。进而确定成本时间符合预设条件时对应的储能容量的目标值为目标储能容量。可见，本方案基于时间跨度超过预设时间的历史数据以及用电类型，来确定储能配置的容量，进而降低用户的用电成本。

本说明书中各个实施例采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处，各个实施例之间相同相似部分互相参见即可。对于实施例公开的装置而言，由于其与实施例公开的方法相对应，所以描述的比较简单，相关之处参见方法部分说明即可。

专业人员还可以进一步意识到，结合本文中所公开的实施例描述的各示例的单元及算法步骤，能够以电子硬件、计算机软件或者二者的结合来实现，为了清楚地说明硬件和软件的可互换性，在上述说明中已经按照功能一般性地描述了各示例的组成及步骤。这些功能究竟以硬件还是软件方式来执行，取决于技术方案的特定应用和设计约束条件。专业技术人员可以对每个特定的应用来使用不同方法来实现所描述的功能，但是这种实现不应认为超出本发明的范围。

结合本文中所公开的实施例描述的方法或算法的步骤可以直接用硬件、处理器执行的软件模块，或者二者的结合来实施。软件模块可以置于随机存储器(RAM)、内存、只读存储器(ROM)、电可编程ROM、电可擦除可编程ROM、寄存器、硬盘、可移动磁盘、CD-ROM、或技术领域内所公知的任意其它形式的存储介质中。

对所公开的实施例的上述说明，使本领域专业技术人员能够实现或使用本发明。对这些实施例的多种修改对本领域的专业技术人员来说将是显而易见的，本文中所定义的一般原理可以在不脱离本发明的精神或范围的情况下，在其它实施例中实现。因此，本发明将不会被限制于本文所示的这些实施例，而是要符合与本文所公开的原理和新颖特点相一致的最宽的范围。

Claims (11)

1.一种储能系统容量配置方法，其特征在于，包括：

获取待配置储能系统的负荷侧在第一预设时间段的用电历史数据以及在第二预设时间段的用电预测数据；

获取所述待配置储能系统的负荷侧的电价参数，所述电价参数包括分时电价、分时时间段以及基本电费信息中的一个或多个参数；

获取待配置储能系统的用电类型；

基于所述用电类型、所述用电历史数据、所述用电预测数据以及所述电价参数，计算所述待配置储能系统在第三预设时间段的充放电的电量总值以及储能容量为目标值时的系统成本；

基于所述充放电的电量总值以及所述系统成本，确定所述待配置储能系统的成本时间；

确定所述成本时间符合预设条件时对应的所述储能容量的目标值为目标储能容量。

2.根据权利要求1所述的储能系统容量配置方法，其特征在于，所述获取待配置储能系统的负荷侧在第一预设时间段的用电历史数据以及在第二预设时间段的用电预测数据，包括：

获取待配置储能系统的负荷侧在第一预设时间段的用电历史数据，所述用电历史数据包括用户电量、实时功率、需量中的一个或多个参数；

基于所述用电历史数据以及预设负荷预测算法，确定出所述用电预测数据。

3.根据权利要求1所述的储能系统容量配置方法，其特征在于，所述基于所述用电类型、所述用电历史数据、所述用电预测数据以及所述电价参数，计算所述待配置储能系统在第三预设时间段的充放电的电量总值，包括：

当所述用电类型为不执行两部制电价时，控制所述待配置储能系统按照第一预设规则执行完全充放电；

获取低谷时段，所述待配置储能系统的充电功率约束曲线以及最大允许充电电量；

获取高峰时段，所述待配置储能系统的放电功率约束曲线以及高峰时段的最大允许放电电量；

确定所述低谷时段的最大允许充电电量与所述高峰时段的最大允许放电电量的较小值为所述削峰填谷电量；

根据所述削峰填谷电量，计算出所述待配置储能系统在第三预设时间段的充放电的电量总值。

4.根据权利要求1所述的储能系统容量配置方法，其特征在于，所述基于所述用电类型、所述用电历史数据、所述用电预测数据以及所述电价参数，计算所述待配置储能系统在第三预设时间段的充放电的电量总值，还包括：

当所述用电类型为执行两部制电价时，控制所述待配置储能系统按照第二预设规则执行完全充放电；

获取待配置储能系统在第四预设时间段的最大需量以及在第五预设时间段的最大需量，计算出容量为目标值时的第五预设时间段的最大需量；

根据第四预设时间段的负荷曲线，获取所述待配置储能系统的分时时段的充电量以及放电量；

根据所述充电量以及所述放电量，确定所述第四预设时间段的削峰填谷电量；

基于所述电价参数，计算出所述第五预设时间段的目标削峰填谷成本；

根据所述目标削峰填谷成本，计算所述待配置储能系统在第三预设时间段的充放电的电量总值。

5.根据权利要求1所述的储能系统容量配置方法，其特征在于，所述储能容量为目标值时的系统成本，包括：

根据所述目标值、储能容量的存储价格、转换价格以及均衡价格，确定出所述系统成本。

6.一种储能系统容量配置装置，其特征在于，包括：

第一获取模块，用于获取待配置储能系统的负荷侧在第一预设时间段的用电历史数据以及在第二预设时间段的用电预测数据；

第二获取模块，用于获取所述待配置储能系统的负荷侧的电价参数，所述电价参数包括分时电价、分时时间段以及基本电费信息中的一个或多个参数；

第三获取模块，用于获取待配置储能系统的用电类型；

第一计算模块，用于基于所述用电类型、所述用电历史数据、所述用电预测数据以及所述电价参数，计算所述待配置储能系统在第三预设时间段的充放电的电量总值以及储能容量为目标值时的系统成本；

第一确定模块，用于基于所述充放电的电量总值以及所述系统成本，确定所述待配置储能系统的成本时间；

第二确定模块，用于确定所述成本时间符合预设条件时对应的所述储能容量的目标值为目标储能容量。

7.根据权利要求6所述的储能系统容量配置装置，其特征在于，所述第一获取模块包括：

第一获取单元，用于获取待配置储能系统的负荷侧在第一预设时间段的用电历史数据，所述用电历史数据包括用户电量、实时功率、需量中的一个或多个参数；

第一确定单元，用于基于所述用电历史数据以及预设负荷预测算法，确定出所述用电预测数据。

8.根据权利要求6所述的储能系统容量配置装置，其特征在于，所述第一计算模块包括：

第一控制单元，用于当所述用电类型为不执行两部制电价时，控制所述待配置储能系统按照第一预设规则执行完全充放电；

第二获取单元，用于获取低谷时段，所述待配置储能系统的充电功率约束曲线以及最大允许充电电量；

第三获取单元，用于获取高峰时段，所述待配置储能系统的放电功率约束曲线以及高峰时段的最大允许放电电量；

第二确定单元，用于确定所述低谷时段的最大允许充电电量与所述高峰时段的最大允许放电电量的较小值为所述削峰填谷电量；

第三确定单元，用于根据所述削峰填谷电量，计算出所述待配置储能系统在第三预设时间段的充放电的电量总值。

9.根据权利要求6所述的储能系统容量配置装置，其特征在于，所述第一计算模块还包括：

第二控制单元，用于当所述用电类型为执行两部制电价时，控制所述待配置储能系统按照第二预设规则执行完全充放电；

第四获取单元，用于获取待配置储能系统在第四预设时间段的最大需量以及在第五预设时间段的最大需量，计算出容量为目标值时的第五预设时间段的最大需量；

第五获取单元，用于根据第四预设时间段的负荷曲线，获取所述待配置储能系统的分时时段的充电量以及放电量；

第四确定单元，用于根据所述充电量以及所述放电量，确定所述第四预设时间段的削峰填谷电量；

第一计算单元，用于基于所述电价参数，计算出所述第五预设时间段的目标削峰填谷成本；

第二计算单元，用于根据所述目标削峰填谷成本，计算所述待配置储能系统的第四预设时间段的充放电的电量总值。

10.根据权利要求1所述的储能系统容量配置装置，其特征在于，所述第一计算模块还包括：

第五确定单元，用于根据所述目标值、储能容量的存储价格、转换价格以及均衡价格，确定出所述系统成本。

11.一种储能系统容量配置系统，其特征在于，包括如权利要求6-10中任意一项所述的储能系统容量配置装置。