CN111541256A - 一种能量控制方法和发电储能系统 - Google Patents

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Abstract

本发明提供一种能量控制方法和发电储能系统，该方法中在储能系统所处时段为充电时段时，控制发电系统的发电功率中的预设部分优先为自用电系统供电，并依据在预设部分为自用系统供电是否存在剩余功率来控制储能系统不充电或以该剩余功率为充电功率进行充电，以使该储能系统并不是以满额发电功率为基准进行充电，而是以该剩余功率为基准进行充电，进而在发电功率大幅下降时，能够以该发电功率中除了预设部分以外的其他部分作为缓冲，使该储能系统从电网吸取少量电量，甚至不从电网吸取电量，减少了发电储能系统的超额电量、降低了发电储能系统从电网取电量超额风险，提高发电储能系统的经济效益。

Description

一种能量控制方法和发电储能系统
技术领域
本发明属于发电储能系统技术领域，更具体的说，尤其涉及一种能量控制方法和发电储能系统。
背景技术
目前，如何实现系统高效、稳定运行是光伏储能系统很重要的研究方向之一；在该光伏储能系统中，需要考虑其平滑光伏出力波动、提高系统光伏自发自用率、光储协同控制运行和提升系统整体效益等技术要点。另外，光伏储能系统的具体控制过程和运行依赖于其实际应用场景的需求，如在储能补贴力度较大的区域，光伏储能系统规定了充电和放电时段，并结合不同时段内的电价进行调节，进而提高光伏储能系统的经济性。
现有技术提供的光伏储能系统通过电价、成本和发电参数建立系统投资收益测算模型，为进行项目开发阶段的经济性评估/容量配置提供依据；并对该光伏储能系统进行能量管理控制。但该方案中，其储能系统在光伏发电系统的发电功率大幅下降时常常出现从电网反吸电现象，由此导致从电网取电量超额进而增加罚款，使得系统经济性较低。
发明内容
有鉴于此，本发明的目的在于提供一种能量控制方法和发电储能系统，用于在发电储能系统的发电功率大幅下降时减少储能模块从电网所取电量，提高发电储能系统的经济性。
本发明第一方面公开了一种能量控制方法，应用于发电储能系统的EMS(EnergyManagementSystem，能量管理系统)，所述发电储能系统还包括：与所述EMS相连的储能系统、发电系统以及自用电系统；所述能量控制方法包括：
在所述储能系统所处时段为充电时段时，控制所述发电系统的发电功率中的预设部分优先为所述自用电系统供电，并判断所述预设部分为所述自用电系统供电是否存在剩余功率；
若存在剩余功率，则控制所述储能系统以所述剩余功率为充电功率进行充电；
若不存在剩余功率，则控制所述储能系统不充电。
可选的，判断所述预设部分为所述自用电系统供电是否存在剩余功率，包括：
判断所述发电功率与预设的跟踪发电充电百分比的乘积是否大于所述自用电系统的自用电固定功率；
若所述乘积大于所述自用电固定功率，则判定存在剩余功率；
若所述乘积小于等于所述自用电固定功率，则判定不存在剩余功率。
可选的，控制所述储能系统不充电的同时，还包括：
判断所述发电功率是否大于等于所述自用电固定功率；
若所述发电功率大于等于所述自用电固定功率，则控制所述自用电系统仅从所述发电系统取电；
若所述发电功率小于所述自用电固定功率，则控制所述自用电系统以所述发电功率从所述发电系统取电，同时以所述自用电固定功率与所述发电功率的差值从电网取电。
可选的，控制所述储能系统以所述剩余功率为充电功率进行充电的同时，还包括：
控制所述发电系统以所述发电功率中除了预设部分以外的其他部分，优先满足所述发电功率下降时所述充电功率中应当减少的下降部分，以全部抵消或部分抵消所述储能系统对于电网的需反吸电功率；其中，所述其他部分为P发*(1-u)，P发为所述发电功率，u为所述预设的跟踪发电充电百分比。
可选的，控制所述储能系统以所述剩余功率为充电功率进行充电的同时，还包括：
控制所述发电系统以所述其他部分中满足所述下降部分后的余量，为上网功率进行上网。
可选的，在控制所述发电系统的发电功率中的预设部分优先为所述自用电系统供电，并判断所述预设部分为所述自用电系统供电是否存在剩余功率之前，还包括：
确定所述预设的跟踪发电充电百分比。
可选的，确定所述预设的跟踪发电充电百分比，包括：
建立以跟踪发电充电百分比和所述储能系统中储能变流器的响应时间为自变量、以所述发电储能系统的净收益为因变量的收益模型；
以所述收益模型的最优解对应的跟踪发电充电百分，作为所述预设的跟踪发电充电百分比为所述所述最优解对应的跟踪发电充电百分比。
可选的，所述收益模型的最优解的求解方式为：采用Excel数据分析软件或Matlab编程软件。
可选的，建立以跟踪发电充电百分比和所述储能系统中储能变流器的响应时间为自变量、以所述发电储能系统的净收益为因变量的收益模型之前，还包括：
确定所述发电储能系统的上网电量、从电网取电量和所述储能系统的充电电量；
依据所述上网电量和所述充电电量确定所述发电储能系统的上网收益，以及，依据所述从电网取电量确定所述发电储能系统的取电费用；
将所述上网收益减去取电费用的差值作为所述净收益。
可选的，所述上网电量的计算公式为：
Figure BDA0002496188250000031
所述充电电量的计算公式为：
Figure BDA0002496188250000032
所述从电网取电量的计算公式为：
Figure BDA0002496188250000033
其中，Q1为所述上网电量；Q2为所述充电电量；Q3为所述从电网取电量；P3为所述发电储能系统的充电功率；P4为所述发电系统的上网功率；P5为所述自用电系统的从电网取电功率；P6为所述储能系统的反吸电功率；k1所述储能系统的充电效率；t1为所述发电系统的发电功率历史数据的时间粒度；l为所述发电系统的发电功率历史数据的个数；t为所述储能变流器的响应时间。
可选的，若所述从电网取电量小于等于所述发电储能系统的申报电量，则确定所述发电储能系统的取电费用所采用的计算公式为：
Figure BDA0002496188250000041
若所述从电网取电量大于所述发电储能系统的申报电量，则确定所述发电储能系统的取电费用所采用的计算公式为：
Figure BDA0002496188250000042
以及
Figure BDA0002496188250000043
其中，I2为所述取电费用；P5为所述自用电系统的从电网取电功率；P6为所述储能系统的反吸电功率；m2为电网电价历史数据；t为所述储能变流器的响应时间；t1为所述发电系统的发电功率历史数据的时间粒度；l1为等于所述申报电量的所述发电储能系统从电网取电量历史数据的个数；l为所述发电储能系统从电网取电量历史数据的个数；b为超额电量电价罚款系数，Q0为所述申报电量。
可选的，确定所述发电储能系统的上网收益所采用的计算公式为：
Figure BDA0002496188250000044
其中，I1为所述上网收益；P4为所述发电系统的上网功率；P3为所述发电系统向所述储能系统充电的充电功率；P6为所述储能系统的反吸电功率；m1为所述发电储能系统的上网电价历史数据；m3为发电单位电量上网补贴历史数据；m4为所述储能单位电量上网补贴历史数据；k1为所述储能系统的充电效率；k2为所述储能系统的放电效率；t为所述储能变流器的响应时间；t1为所述发电系统发电功率历史数据的时间粒度；l为所述发电系统从电网取电量历史数据的个数。
可选的，还包括：
依据预先构建的储能模块放电收益模型的最优解，确定所述储能系统的放电时段及其对应的放电功率、以使所述发电储能系统达到最优放电收益。
可选的，所述预先构建的储能模块放电收益模型为：
Figure BDA0002496188250000045
其中，I4为所述放电收益；l2为电网电价数据个数；t2为电网电价数据的时间粒度且电网电价数据的时间粒度大于发电功率历史数据的时间粒度；P7为所述储能系统的实际放电功率；P8为储能系统的额定放电功率；r为所述发电储能系统的系统效率；m5为上网电价实时数据；m6为储能单位电量上网补贴实时数据；Q2为所述储能系统在上一次充电时段的充电电量。
可选的，所述放电收益模型的最优解的求解方式为：采用Excel数据分析软件或Matlab编程软件。
本发明第二方面公开了一种发电储能系统，包括：发电系统、储能系统、自用电系统、电网电表以及EMS；所述发电系统包括：发电模块、发电变换器模块及发电电表；所述储能系统包括：储能模块、储能汇流柜、储能变流器PCS(Power Control System，储能变流器)及储能电表；
所述发电模块依次通过所述发电变换器模块及所述发电电表，连接所述电网电表的第一端；
所述储能模块依次通过所述储能汇流柜、所述PCS及所述储能电表，连接所述电网电表的第一端；
所述自用电系统也连接所述电网电表的第一端；
所述电网电表的第二端连接并网点；
所述EMS分别与所述发电变换器模块、所述发电电表、所述PCS、所述储能电表及所述自用电系统通信连接；
所述EMS用于执行本发明第一方面任一所述的能量控制方法。
可选的，还包括：第一规约转换器和第二规约转换器；所述自用电系统包括：消防单元、照明单元和空调单元；
所述EMS，通过所述第一规约转换器与所述消防单元通讯连接，通过所述第二规约转换器分别与所述空调单元、所述电网电表、所述发电电表和所述储能电表通讯连接，以及，通过预设协议分别与所述PCS、所述发电变换器模块及所述储能系统中的BMS(BatteryManagement System，电池管理系统)通讯连接。
可选的，所述第一规约转换器为Modbus转I/O的规约转换器；
所述第二规约转换器为Modbus转RS485的规约转换器；
所述预设协议为Modbus TCP/IP协议。
可选的，所述发电模块包括：光伏发电模块、风力发电模块和柴油发电模块中的至少一个；
在所述发电模块包括所述光伏发电模块时，所述发电变换器模块中包括与所述光伏发电模块相连的光伏逆变器；
在所述发电模块包括所述风力发电模块时，所述发电变换器模块中包括与所述风力发电模块相连的风力变流器；
在所述发电模块包括所述柴油发电模块时，所述发电变换器模块中包括与所述火力发电模块相连的柴油变流器。
从上述技术方案可知，本发明提供的一种能量控制方法，其在储能系统所处时段为充电时段时，控制发电系统的发电功率中的预设部分优先为自用系统供电，并在预设部分为自用系统供电存在剩余功率时控制储能系统以改剩余功率进行充电，在预设部分为自用系统供电不存在剩余功率时控制储能系统不充电，以使该储能系统在充电时，并不是以满额发电功率为基准进行充电，而是以该剩余功率为基准进行充电，进而在发电功率大幅下降时，能够以该发电功率中除了预设部分以外的其他部分作为缓冲，使该储能系统从电网吸取少量电量，甚至不从电网吸取电量，减少了发电储能系统的超额电量、降低了发电储能系统从电网取电量超额风险，提高发电储能系统的经济效益。
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，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，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，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本发明实施例提供的一种能量控制方法的流程图；
图2是本发明实施例提供的另一种能量控制方法的流程图；
图3是本发明实施例提供的另一种能量控制方法的流程图；
图4是本发明实施例提供的另一种能量控制方法的流程图；
图5是本发明实施例提供的一种发电储能系统的示意图；
图6是本发明实施例提供的另一种发电储能系统的示意图。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
在本申请中，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括所述要素的过程、方法、物品或者设备中还存在另外的相同要素。
需要说明的是，在储能补贴力度较大的地区，光伏储能系统中的储能电量全部用于上网，以获取较高的补贴收益；并且，在辐照度较为充足的情形下，光伏发电余量上网，也可以获取补贴收益，但补贴力度没有储能补贴力度大。另外，电网电价受时间影响，如间隔固定时间波动，光伏储能系统在不同时间段执行放电，其收益也不同。
光伏储能系统的自用电设备从电网取电功率/电量需要按规定向电网公司进行提前报备，例如1MW/3MWh的系统一般申报自用电固定功率为10kW，月度可用电量为4500kWh。对于自用电量实行月度收费规则：基本电费+电度电费。基本电费按照申报自用电功率收费，电度电费按照从电网取电量收费。出于防止工业用户从电网大规模取电再卖给电网赚取补贴等目的，光伏储能系统从电网取电量的超额部分将面临罚款。此外，PCS响应光伏功率波动的时间一般为5S，因此，也可能会出现PCS响应不及时从电网取电而造成从电网取电量超额，也即在光伏发电系统的发电功率大幅下降时常常出现储能系统从电网反吸电现象，由此导致从电网取电量超额进而增加罚款，使得系统经济性较低。罚款规则因申报功率/电量而异，以上文1MW/3MWh系统为例，超额部分罚款规定如表1所示：
表1超额电量收费标准
Figure BDA0002496188250000081
基于此，本发明实施例提供了一种能量控制方法，应用于发电储能系统的EMS，用于解决现有技术中储能系统在光伏发电系统的发电功率大幅下降时常常出现从电网反吸电现象，由此导致从电网取电量超额进而增加罚款，使得系统经济性较低的问题。
参见图5，该发电储能系统包括：EMS、储能系统20、发电系统10和自用电系统30；其中，EMS分别与储能系统20、发电系统10和自用电系统30相连(图5中未展示连接关系)。
该能量控制方法，参见图1，包括：
S101、在储能系统所处时段为充电时段时，控制发电系统的发电功率中的预设部分优先为自用电系统供电，并判断预设部分为自用电系统供电是否存在剩余功率。
需要说明的是，在发电系统将电余量上网时，可将电网视为用电设备。所以，一般情况下，可以预先设置用电优先级，如自用电系统的用电优先级最高，储能系统的用电优先级次之，电网的用电优先级最低。例如，光伏系统的发电功率优先供给自用电系统，在供给自用电系统之后还有剩余，再以剩余的一部分功率供给储能系统，并将另一部分功率用于上网。
需要说明的是，在储能系统处于充电模式时，可能会存在其从电网吸电的情况，因此，在储能系统所处时段为充电时段时，需以发电功率中的预设部分为自用电系统供电是否存在剩余功率，来控制储能系统是否进行充电。
具体的，在执行控制发电系统的发电功率中的预设部分优先为自用电系统供电，并判断预设部分为自用电系统供电是否存在剩余功率的步骤之前，还需先实时获取发电功率，以使得到控制和判断的依据。
需要说明的是，若存在剩余功率，则说明发电功率中的预设部分能够满足自用电系统的用电需求，即执行步骤S102；而若不存在剩余功率，则说明发电功率中的预设部分不能够满足自用电系统的用电需求，执行步骤S103。
S102、控制储能系统以剩余功率为充电功率进行充电。
S103、控制储能系统不充电。
控制储能系统不充电时，也即储能系统的充电功率为零。
在本实施例中，控制发电系统的发电功率中的预设部分优先为自用系统供电，并在预设部分为自用系统供电存在剩余功率时，控制储能系统以该剩余功率进行充电，在预设部分为自用系统供电不存在剩余功率时控制储能系统不充电，以使该储能系统在充电时，并不是以满额发电功率为基准进行充电，而是以该剩余功率为基准进行充电，进而在发电功率大幅下降时，能够以该发电功率中除了预设部分以外的其他部分作为缓冲，使该储能系统从电网吸取少量电量，甚至不从电网吸取电量，减少了发电储能系统的超额电量、降低了发电储能系统从电网取电量超额风险，提高发电储能系统的经济效益。
可选的，在另一实施例中，参见图2，包括：
S201、在储能系统所处时段为充电时段时，控制发电系统的发电功率中的预设部分优先为自用电系统供电，并判断发电系统的发电功率与预设的跟踪发电充电百分比的乘积是否大于自用电系统的自用电固定功率。
需要说明的是，该发电功率与预设的跟踪发电充电百分比的乘积，为上述发电功率中的预设部分。该预设的跟踪发电充电百分比是预先设置的，也即在执行步骤S201中的控制发电系统的发电功率中的预设部分优先为自用电系统供电，并判断发电系统的发电功率与预设的跟踪发电充电百分比的乘积是否大于自用电系统的自用电固定功率的步骤之前设置的。该跟踪发电充电百分比是指充电功率与自用电固定功率的和占发电功率的百分比。
步骤S201与上述步骤S101的执行过程和原理相似，详情参见上述步骤S101，在此不再一一赘述。
若发电功率与预设的跟踪发电充电百分比乘积大于自用电固定功率，也存在剩余功率，则说明发电功率的预设的跟踪发电充电百分部分能够满足自用电系统需求，即执行步骤S202和S203；而若发电功率与预设的跟踪发电充电百分比乘积小于等于自用电固定功率，也即不存在剩余功率，则说明发电功率的预设的跟踪发电充电百分部分不能够满足自用电系统需求，执行步骤S204。
S202、控制储能系统以发电功率与预设的跟踪发电充电百分比的乘积减去自用电固定功率的差值为充电功率进行充电，并控制发电系统以发电功率中除了预设部分以外的其他部分，优先满足发电功率下降时充电功率中应当减少的下降部分，以全部抵消或部分抵消储能系统对于电网的需反吸电功率。
需要说明的是，由于PCS响应发电功率波动需要时间，其滞后于发电功率，因此，当发电功率大幅下降时，充电功率不能及时跟踪变化，现有技术的方案中通常会出现储能系统的实际充电功率>(发电功率-自用电固定功率)的情况，而本实施例中，在发电功率下降时，通过(1-跟踪发电充电百分比)*发电功率，即发电功率中除了预设部分以外的其他部分，来部分或全部抵消发电功率下降时充电功率中应当减少的下降部分，也即储能系统需要从电网反吸电的功率(记为需反吸电功率)；当储能系统的需反吸电功率<(1-跟踪发电充电百分比)*发电功率时，储能系统的需反吸电功率能够完全被抵消；当储能系统的反吸电功率>(1-跟踪发电充电百分比)*发电功率时，储能系统的需反吸电功率被部分抵消，经抵消后的实际反吸电功率为：需反吸电功率-(1-跟踪发电充电百分比)*发电功率。
因此，以使在发电功率大幅度下降时，由发电功率中除了预设部分以外的其他部分为储能系统补充供电，进而实现全部抵消或部分抵消储能系统对于电网的需反吸电功率，也即使该储能系统从电网吸取少量电量，甚至不从电网吸取电量。
S203、控制发电系统以其他部分中满足下降部分后的余量，为上网功率进行上网。
需要说明的是，该余量＝其他部分-需反吸电功率，而其他部分＝(1-跟踪发电充电百分比)*发电功率，也即，余量＝(1-跟踪发电充电百分比)*发电功率-需反吸电功率。
具体的，在发电功率下降时，若储能系统的需反吸电功率<(1-跟踪发电充电百分比)*发电功率，也即，余量>0，则上网功率＝(1-跟踪发电充电百分比)*发电功率-需反吸电功率；此时，通过发电功率中除了预设部分以外的其他部分全部抵消了储能系统对于电网的需反吸电功率，不从电网吸取电量，且有余量上网。若储能系统的需反吸电功率＝(1-跟踪发电充电百分比)*发电功率，也即，余量＝0，则此时虽然通过发电功率中除了预设部分以外的其他部分全部抵消了储能系统对于电网的需反吸电功率、不从电网吸取电量，但是上网功率为0，发电功率不上网。若储能系统的反吸电功率>(1-跟踪发电充电百分比)*发电功率时，也即，不存在余量、上网功率为0，而且通过发电功率中除了预设部分以外的其他部分只部分抵消了储能系统对于电网的需反吸电功率，减少了从电网吸取的电量。而在发电功率没有下降时，需反吸电功率＝0，上网功率＝(1-跟踪发电充电百分比)*发电功率。
S204、判断发电功率是否大于等于自用电固定功率。
若发电功率大于等于自用电固定功率，则说明发电功率能够满足自用电系统的需求，即执行步骤S205。
S205、控制储能系统不充电；并控制自用电系统仅从发电系统取电。
若发电功率小于自用电固定功率，则说明发电功率不能满足自用电系统的需求，即执行步骤S206。
S206、控制储能系统不充电；并控制自用电系统以发电功率从发电系统取电，同时以固定功率与发电功率的差值从电网取电。
需要说明的是，在上述说明中，自用电系统均以自用电固定功率运行，但不同的是，在发电功率能够满足自用电系统需求，即发电功率大于等于自用电固定功率时，自用电系统仅由发电系统供电，在发电功率不能够满足自用电系统的需求，即发电功率小于自用电固定功率时，自用电系统由发电系统和电网共同供电，以使始终满足自用电系统的需求。
值得说明的是，步骤S205和步骤S206中的控制储能系统以不充电也可以是在步骤S204之前执行或与步骤S204同时执行，在此不对其执行顺序做具体限定，视实际情况而定即可，均在本申请的保护范围内。
为了在发电功率大幅下降时，能够留有一部分功率作为反吸电的缓冲，使该储能系统从电网吸取少量电量，甚至不从电网吸取电量，本实施例将发电系统的发电功率划分为预设部分和预设部分以外的其他部分；在发电功率中的预设部分能满足自用电系统的用电需求时，仅由发电功率中的预设部分优先为自用电系统供电，并由预设部分中除为自用电系统供电以外的剩余功率为储能系统充电；此时，若发电功率出现大幅下降，还可以由发电功率中预设部分以外的其他部分作为储能系统反吸电的缓冲；而在发电功率中的预设部分不能够满足自用电系统的用电需求时，则储能系统不进行充电，并且，不仅发电功率中的预设部分为自用电系统供电，还有发电功率中除了预设部分以外的其他部分也为自用电用电系统供电，若发电功率的全部功率也不够自用电系统使用，才会从电网取电补充。由此保证了自用电系统的用电优先级最高，发电功率优先为自用电系统供电。
在本实施例中，给出了不同情况下，储能系统的用电功率、自用电系统的用电功率和上网功率的取值，优先向自用电系统供电，并在向储能系统供电有余量的同时也向电网供电，以将发电功率中除了预设部分以外的其他部分作为缓冲，使该储能系统从电网吸取少量电量，甚至不从电网吸取电量，减少了发电储能系统的超额电量、降低了发电储能系统从电网取电量超额风险，提高发电储能系统的经济效益。
在实际应用中，在上述实施例图1和图2中，在上述步骤S201或步骤S101中所涉及的控制发电系统的发电功率中的预设部分优先为自用电系统供电，并判断预设部分为自用电系统供电是否存在剩余功率之前，参见图3(以在图1的基础之上为例进行展示)，还可以包括：
S301、确定预设的跟踪发电充电百分比。
需要说明的是，预设的跟踪发电充电百分比的取值不同，发电储能系统的收益率不同，为了使发电储能系统的收益率最高，需将一个最优的跟踪发电充电百分比作为该预设的跟踪发电充电百分比。当然，该预设的跟踪发电充电百分比也可以是其他非最优值，视实际情况而定即可，均在本申请的保护范围内。
还值得说明的是，步骤S301不是必须储能系统在充电时段才能执行的，该步骤S301可以提前执行，如在初始化系统时就已经设置好该预设的跟踪发电充电百分比。另外，该步骤S301可以是多次被执行，也可以是仅执行一次，在此不对其具体的执行顺序以及其执行的次数进行具体限定，视实际情况而定即可，均在本申请的保护范围内。
在实际应用中，在以最优跟踪发电充电百分比作为预设的跟踪发电充电百分比的情况下，上述步骤S301的具体过程如下：
(1)确定发电储能系统的上网电量、从电网取电量和储能系统的充电电量。
在实际应用中，上网电量的计算公式为：
Figure BDA0002496188250000131
充电电量的计算公式为：
Figure BDA0002496188250000132
从电网取电量的计算公式为：
Figure BDA0002496188250000133
其中，Q1为上网电量；Q2为充电电量；Q3为从电网取电量；P3为发电储能系统的充电功率；P4为发电储能系统中发电系统的上网功率；P5为自用电系统的从电网取电功率；P6为储能系统的反吸电功率；k1为储能系统的充电效率；t1为发电系统的发电功率历史数据的时间粒度；l为发电系统的发电功率历史数据的个数；t为储能变流器的响应时间。
(2)依据上网电量和充电电量确定发电储能系统的上网收益，以及，依据从电网取电量确定发电储能系统的取电费用。
需要说明的是，在从电网取电量与发电储能系统的申报电量的大小关系不同时，确定发电储能系统的取电费用所采用的计算公式不同，也即其具体的计算过程不同。具体的，若从电网取电量小于等于发电储能系统的申报电量，则确定发电储能系统的取电费用所采用的计算公式为：
Figure BDA0002496188250000141
而若从电网取电量大于发电储能系统的申报电量，则确定发电储能系统的取电费用所采用的计算公式为：
Figure BDA0002496188250000142
以及
Figure BDA0002496188250000143
上述确定发电储能系统的上网收益所采用的计算公式为：
Figure BDA0002496188250000144
其中，I2为取电费用；m2为电网电价历史数据；l1为等于申报电量的发电储能系统从电网取电量历史数据的个数；l为发电储能系统从电网取电量历史数据的个数，需要说明的是，从电网取电量历史数据的个数与发电功率历史数据的个数可以相同，也可以不同，优选相同；b为超额电量电价罚款系数，Q0为申报电量；I1为上网收益；P4为发电储能系统中发电系统的上网功率；P3为发电系统向储能系统充电的充电功率；m1为发电储能系统的上网电价历史数据；m3为发电单位电量上网补贴历史数据；m4为储能单位电量上网补贴历史数据；k1为储能系统的充电效率；k2为储能系统的放电效率；l为发电系统从电网取电量历史数据的个数。
值得说明的是，上述计算过程中所采用的电价数据及补贴数据，均为实时采集得到的数据信息，且两者均为相关系统根据相应规则而确定的具体取值，其取值一般不是固定不变的，此处并不做具体限定。
(3)将上网收益减去取电费用的差值作为净收益。也即，净收益I3＝I1-I2。
(4)建立以跟踪发电充电百分比和储能系统中储能变流器的响应时间为自变量、以发电储能系统的净收益为因变量的收益模型。该收益模型为：f(u,t)＝I3。
(5)求收益模型的最优解，以最优解对应的跟踪发电充电百分比作为该预设的跟踪发电充电百分比。
在实际应用中，可以采用Excel模拟分析工具-模拟运算表进行最优值求解，得到f(u,t)＝I3的最优解，并将最优解对应u的取值作为预设的跟踪发电充电百分。
具体的，将I3＝I1-I2，以及I2和I1的计算公式，带入公式f(u,t)＝I3；进行采用Excel模拟分析工具-模拟运算表进行最优值求解，得到最优解。更加详细的，根据跟踪发电充电百分比u和PCS响应时间t存在的取值范围及精度要求，在工作表的对应行、列中导入两个自变量的取值。选中净收益I3所在工作表单元格作为函数模型因变量，选中跟踪发电充电百分比u和PCS响应时间t所在工作表单元格作为函数模型自变量。选中工作表系统净收益I3的所有输出值，利用max函数确定净收益最大值，作为条件格式中的条件，快速定位最大值所在行列，此时对应行和对应列的值即为最优的跟踪发电充电百分比和PCS响应时间值；对于特定型号的PCS，其响应时间确定，寻找到最优的跟踪发电充电百分比值作为该预设的跟踪发电充电百分比即可，比如该预设的跟踪发电充电百分比可以是95％，也可以是其他值，在此不做具体限定，均在本申请的保护范围内。
需要说明的是，上述步骤仅是一种示例，其他能够确定出最优的跟踪发电充电百分比的具体过程在此不再一一赘述，均在本申请的保护范围内。不以最优跟踪发电充电百分比作为预设的跟踪发电充电百分比时，相应的确定过程在此不再一一赘述，均在本申请的保护范围内。
可选的，在上述任一实施例的基础之上，参见图4(以在图1的基础之上为例进行展示)，还包括：
S401、依据预先构建的储能模块放电收益模型的最优解，确定储能系统的放电时段及其对应的放电功率、以使发电储能系统达到最优放电收益。
需要说明的是，储能系统处于放电时段时，其放电功率主要流经PCS、网侧变压器到电网，忽略线路损耗，储能系统放电时的系统效率＝电池放电效率*PCS效率*网侧变压器效率，PCS在系统效率最高点时能输出最大功率到电网。通过电池放电效率曲线、PCS效率曲线、网侧变压器效率曲线在Excel表格中建立系统效率-PCS放电功率关系表。将该系统效率-PCS放电功率关系表耦合实时电价，构建储能模块放电收益模型。
在实际应用中，该预先构建的储能模块放电收益模型为：
Figure BDA0002496188250000161
其中，I4为放电收益；l2为电网电价数据个数；t2为电网电价数据的时间粒度且电网电价数据的时间粒度大于发电功率历史数据的时间粒度；P7为储能系统的实际放电功率；P8为储能系统的额定放电功率；r为发电储能系统的系统效率；m5为上网电价实时数据；m6为储能单位电量上网补贴实时数据；Q2为储能系统在上一次充电时段的充电电量。
具体的，通过求该放电收益模型的最优解，来动态调整储能系统的放电时段及其放电功率。鉴于m5+m6与时间相关，可视为单一变量X；r与P7相关，可视为单一变量Y；且t2为定值，故上述放电收益模型可简化为I4＝f1(X，Y)。可以Excel模拟分析工具-模拟运算表进行最优值求解，如根据时间和功率存在的取值范围及精度要求，在工作表的对应行、列中导入两个自变量的取值：这里m5+m6可以合并到一个单元格，导入对应目标行中，在其上一行中匹配对应储能放电时间段；P7*r可以视为整体，导入对应目标列中，在其左一列中匹配对应PCS放电功率值。在作为函数因变量单元格内输入计算单个时间段内的储能放电收益公式：I4(i)＝P7(i)·r(P7(i))·t2·[m5(i)+m6(i)]；使用max函数筛选出各行的最大值，利用条件格式快速定位前l2个数据中最大值的位置，则这l2个数据中的最大值所在单元格的行列分别对应此时的放电时间段及其放电功率。
需要说明的是，上述收益模型和上述放电收益模型的最优解的方式可以是采用Excel数据分析软件求解，即以Excel模拟分析工具-模拟运算表进行最优值求解；也可以是采用Matlab编程软件求解，其具体求解过程在此不再一一赘述，均在本申请的保护范围内。另外，Excel数据分析软件比较适用于解决系统收益测算问题，尤其是双变量函数求解最优值的问题，因此，Excel数据分析软件为优选。
在本实施例中，通过预先构建的储能模块放电收益模型的最优解，动态调整储能系统的放电时段及其对应的放电功率、以使发电储能系统达到最优放电收益，优化储能系统的放电策略，实现储能系统的放电收益最大化，提高发电储能系统的经济性。
还值得说明的是，现有技术中通过检测温度、功率和确定降额设定功率-效率曲线，维持过温功率降额时有较高的充放电功率；该方案中缺乏动态计算功能，忽略了电价因素对系统经济性的影响；而本实施例中，将该系统效率-PCS放电功率关系表耦合实时电价，构建储能模块放电收益模型，通过收益模型的最优解动态调整储能放电时段及PCS放电功率；以使储能系统在最佳效率点放电、充放电功率精确度高、提高系统收益。
本发明实施例提供了一种发电储能系统，参见图5，包括：发电系统10、储能系统20、自用电系统30、电网电表40以及EMS；发电系统10包括：发电模块101、发电变换器模块102及发电电表103；储能系统20包括：储能模块201、储能汇流柜202、PCS及储能电表203；自用电系统30包括：消防单元302、照明单元303和空调单元301。
发电模块101依次通过发电变换器模块102及发电电表103，连接电网电表40的第一端，即发电模块101的输出端与发电变换器模块102的第一端相连，发电变换器模块102的第二端与发电电表103的第一端相连，发电电表103的第二端与电网电表40的第一端相连。
储能模块201依次通过储能汇流柜202、PCS及储能电表203，连接电网电表40的第一端；即储能模块201的第一端与储能汇流柜202的第一端相连，储能汇流柜202的第二端与PCS的第一端相连，PCS的第二端与储能电表203的第一端相连，储能电表203的第二端与电网电表40的第一端相连。
自用电系统30也连接电网电表40的第一端。电网电表40的第二端连接并网点，该并网点还通过网侧变压器与电网相连。
EMS分别与发电变换器模块102、发电电表103、PCS、储能电表203及自用电系统30通信连接，为了使结构清晰，图5中未示出EMS与发电变换器模块102、发电电表103、PCS、储能电表203及自用电系统30之间的通信连接线，EMS的详细通信连接关系可参见图6。
在实际应用中，参见图6，该发电储能系统，还包括：第一规约转换器50和第二规约转换器60。
具体的，自用电系统30中，消防单元302的供电端、照明单元303的供电端和空调单元301的供电端均与电网电表40的第一端相连。储能系统20中，多个电池组的第一端之间的连接点作为储能模块201的第一端、依次通过储能汇流柜202、PCS及储能电表203，连接电网电表40的第一端。发电系统10中，多个发电组的输出端并联，连接点作为发电模块101的输出端，依次通过发电变换器模块102及发电电表103，连接电网电表40的第一端。
EMS，通过第一规约转换器50，如Modbus转I/O的规约转换器，与消防单元302通讯连接，并通过第二规约转换器60，如Modbus转RS485的规约转换器，分别与空调单元301、电网电表40、发电电表103和储能电表203通讯连接，此外，还通过预设协议，如ModbusTCP/IP协议，分别与PCS、发电变换器模块102及储能系统20中的BMS通讯连接。BMS与多个分别设置于各个电池组中的CMU(MonolithicMonitoringUnit，单体监控单元)通过CANBUS进行通讯连接，可以采用CAN2.0B通讯协议进行通讯，也可以采用其他通讯协议进行通讯，能够实现BMS和CMU之间的通讯即可，在此不再一一赘述，均在本申请的保护范围内。
在本实施例中，提出的发电储能系统通讯架构中EMS直连PCS、发电逆变器模块、空调单元和消防单元等，能够提升该发电储能系统通讯速率与精度，减少PCS、发电逆变器模块、空调单元和消防单元等的响应EMS指令时间，有利于加强该发电储能系统的安全性能。
需要说明的是，上述第一规约转换器50和第二规约转换器60的具体类型与其所连接的器件的类型相关，在此不做具体限定，视实际情况而定即可，均在本申请的保护范围内。上述预设协议也可以是其他协议，只要能够实现EMS与相应器件之间的通信即可，在此不再一一赘述，均在本申请的保护范围内。
本发明的说明书和权利要求书及上述附图中的术语“第一”、“第二”等是用于区别类似的不同对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。
在实际应该用中，该发电模块101包括：光伏发电模块、风力发电模块和柴油发电模块中的至少一个。也即，该发电系统10可以是光伏发电系统、风力发电系统、风光发电系统、风光柴互补发电系统、光柴发电系统或风柴发电系统等。
具体的，在发电模块101包括光伏发电模块时，发电变换器模块102中包括与光伏发电模块相连的光伏逆变器；也即该光伏逆变器的直流侧与光伏发电模块的输出端相连，该光伏逆变器的交流侧与发电电表103如光伏电表相连。
在发电模块101包括风力发电模块时，发电变换器模块102中包括与风力发电模块相连的风力变流器；也即该风力变流器的第一侧与风力发电模块的输出端相连，该风力变流器的第二侧与发电电表如风力电表相连。
在发电模块101包括柴油发电模块时，发电变换器模块102中包括与火力发电模块相连的柴油变流器；也即该柴油变流器的第一侧与柴油发电模块的输出端相连，该柴油变流器的第二侧与发电电表103如柴油电表相连。
需要说明的是，在发电模块101包括光伏发电模块、风力发电模块和柴油发电模块中的至少两个时，发电电表103的个数可以大于1，以使能够获取不同模块的发电功率，如发电模块101包括光伏发电模块、风力发电模块和柴油发电模块时，发电电表103的个数可以为3，如光伏电表、风力电表和柴油电表；光伏电表检测光伏发电模块的发电功率，风力电表检测风力发电模块的发电功率，柴油电表检测柴油发电模块的发电功率。在此不对发电电表的个数即类型做具体限定，视实际情况而定即可，均在本申请的保护范围内。
EMS用于执行上述任一实施例提供的能量控制方法，该能量控制方法的工作过程和工作原理，详情参见上述实施例，在此不再一一赘述。
本说明书中的各个实施例中记载的特征可以相互替换或者组合，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。尤其，对于系统或系统实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，所以描述得比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。以上所描述的系统及系统实施例仅仅是示意性的，其中所述作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部模块来实现本实施例方案的目的。本领域普通技术人员在不付出创造性劳动的情况下，即可以理解并实施。
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。
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 (17)

1.一种能量控制方法，其特征在于，应用于发电储能系统的能量管理系统EMS，所述发电储能系统还包括：与所述EMS相连的储能系统、发电系统以及自用电系统；所述能量控制方法包括：
在所述储能系统所处时段为充电时段时，控制所述发电系统的发电功率中的预设部分优先为所述自用电系统供电，并判断所述预设部分为所述自用电系统供电是否存在剩余功率；
若存在剩余功率，则控制所述储能系统以所述剩余功率为充电功率进行充电；
若不存在剩余功率，则控制所述储能系统不充电。
2.根据权利要求1所述的能量控制方法，其特征在于，判断所述预设部分为所述自用电系统供电是否存在剩余功率，包括：
判断所述发电功率与预设的跟踪发电充电百分比的乘积是否大于所述自用电系统的自用电固定功率；
若所述乘积大于所述自用电固定功率，则判定存在剩余功率；
若所述乘积小于等于所述自用电固定功率，则判定不存在剩余功率。
3.根据权利要求1所述的能量控制方法，其特征在于，控制所述储能系统不充电的同时，还包括：
判断所述发电功率是否大于等于所述自用电系统的自用电固定功率；
若所述发电功率大于等于所述自用电固定功率，则控制所述自用电系统仅从所述发电系统取电；
若所述发电功率小于所述自用电固定功率，则控制所述自用电系统以所述发电功率从所述发电系统取电，同时以所述自用电固定功率与所述发电功率的差值从电网取电。
4.根据权利要求1所述的能量控制方法，其特征在于，控制所述储能系统以所述剩余功率为充电功率进行充电的同时，还包括：
控制所述发电系统以所述发电功率中除了预设部分以外的其他部分，优先满足所述发电功率下降时所述充电功率中应当减少的下降部分，以全部抵消或部分抵消所述储能系统对于电网的需反吸电功率；其中，所述其他部分为P发*(1-u)，P发为所述发电功率，u为所述预设的跟踪发电充电百分比。
5.根据权利要求4所述的能量控制方法，其特征在于，控制所述储能系统以所述剩余功率为充电功率进行充电的同时，还包括：
控制所述发电系统以所述其他部分中满足所述下降部分后的余量，为上网功率进行上网。
6.根据权利要求2所述的能量控制方法，其特征在于，在控制所述发电系统的发电功率中的预设部分优先为所述自用电系统供电，并判断所述预设部分为所述自用电系统供电是否存在剩余功率之前，还包括：
确定所述预设的跟踪发电充电百分比。
7.根据权利要求6所述的能量控制方法，其特征在于，确定所述预设的跟踪发电充电百分比，包括：
建立以跟踪发电充电百分比和所述储能系统中储能变流器的响应时间为自变量、以所述发电储能系统的净收益为因变量的收益模型；
以所述收益模型的最优解对应的跟踪发电充电百分比，作为所述预设的跟踪发电充电百分比。
8.根据权利要求7所述的能量控制方法，其特征在于，建立以跟踪发电充电百分比和所述储能系统中储能变流器的响应时间为自变量、以所述发电储能系统的净收益为因变量的收益模型之前，还包括：
确定所述发电储能系统的上网电量、从电网取电量和所述储能系统的充电电量；
依据所述上网电量和所述充电电量确定所述发电储能系统的上网收益，以及，依据所述从电网取电量确定所述发电储能系统的取电费用；
将所述上网收益减去取电费用的差值作为所述净收益。
9.根据权利要求8所述的能量控制方法，其特征在于，所述上网电量的计算公式为：
Figure FDA0002496188240000021
所述充电电量的计算公式为：
Figure FDA0002496188240000022
所述从电网取电量的计算公式为：
Figure FDA0002496188240000023
其中，Q1为所述上网电量；Q2为所述充电电量；Q3为所述从电网取电量；P3为所述储能系统的充电功率；P4为所述发电系统的上网功率；P5为所述自用电系统的从电网取电功率；P6为所述储能系统的反吸电功率；k1为所述储能系统的充电效率；t1为所述发电系统的发电功率历史数据的时间粒度；l为所述发电系统的发电功率历史数据的个数；t为所述储能变流器的响应时间。
10.根据权利要求8所述的能量控制方法，其特征在于，若所述从电网取电量小于等于所述发电储能系统的申报电量，则确定所述发电储能系统的取电费用所采用的计算公式为：
Figure FDA0002496188240000031
若所述从电网取电量大于所述发电储能系统的申报电量，则确定所述发电储能系统的取电费用所采用的计算公式为：
Figure FDA0002496188240000032
以及
Figure FDA0002496188240000033
其中，I2为所述取电费用；P5为所述自用电系统的从电网取电功率；P6为所述储能系统的反吸电功率；m2为电网电价历史数据；t为所述储能变流器的响应时间；t1为所述发电系统的发电功率历史数据的时间粒度；l1为等于所述申报电量的所述发电储能系统从电网取电量历史数据的个数；l为所述发电储能系统从电网取电量历史数据的个数；b为超额电量电价罚款系数，Q0为所述申报电量。
11.根据权利要求8所述的能量控制方法，其特征在于，确定所述发电储能系统的上网收益所采用的计算公式为：
Figure FDA0002496188240000034
其中，I1为所述上网收益；P4为所述发电系统的上网功率；P3为所述发电系统向所述储能系统充电的充电功率；P6为所述储能系统的反吸电功率；m1为所述发电储能系统的上网电价历史数据；m3为发电单位电量上网补贴历史数据；m4为所述储能单位电量上网补贴历史数据；k1为所述储能系统的充电效率；k2为所述储能系统的放电效率；t为所述储能变流器的响应时间；t1为所述发电系统发电功率历史数据的时间粒度；l为所述发电系统从电网取电量历史数据的个数。
12.根据权利要求1-11任一所述的能量控制方法，其特征在于，还包括：
依据预先构建的储能模块放电收益模型的最优解，确定所述储能系统的放电时段及其对应的放电功率、以使所述发电储能系统达到最优放电收益。
13.根据权利要求12所述的能量控制方法，其特征在于，所述预先构建的储能模块放电收益模型为：
Figure FDA0002496188240000042
和
Figure FDA0002496188240000041
其中，I4为所述放电收益；l2为电网电价数据个数；t2为电网电价数据的时间粒度且电网电价数据的时间粒度大于发电功率历史数据的时间粒度；P7为所述储能系统的实际放电功率；P8为储能系统的额定放电功率；r为所述发电储能系统的系统效率；m5为上网电价实时数据；m6为储能单位电量上网补贴实时数据；Q2为所述储能系统在上一次充电时段的充电电量。
14.一种发电储能系统，其特征在于，包括：发电系统、储能系统、自用电系统、电网电表以及EMS；所述发电系统包括：发电模块、发电变换器模块及发电电表；所述储能系统包括：储能模块、储能汇流柜、储能变流器PCS及储能电表；
所述发电模块依次通过所述发电变换器模块及所述发电电表，连接所述电网电表的第一端；
所述储能模块依次通过所述储能汇流柜、所述PCS及所述储能电表，连接所述电网电表的第一端；
所述自用电系统也连接所述电网电表的第一端；
所述电网电表的第二端连接并网点；
所述EMS分别与所述发电变换器模块、所述发电电表、所述PCS、所述储能电表及所述自用电系统通信连接；
所述EMS用于执行如权利要求1-13任一所述的能量控制方法。
15.根据权利要求14所述的发电储能系统，其特征在于，还包括：第一规约转换器和第二规约转换器；所述自用电系统包括：消防单元、照明单元和空调单元；
所述EMS，通过所述第一规约转换器与所述消防单元通讯连接，通过所述第二规约转换器分别与所述空调单元、所述电网电表、所述发电电表和所述储能电表通讯连接，以及，通过预设协议分别与所述PCS、所述发电变换器模块及所述储能系统中的电池管理系统BMS通讯连接。
16.根据权利要求15所述的发电储能系统，其特征在于，所述第一规约转换器为Modbus转I/O的规约转换器；
所述第二规约转换器为Modbus转RS485的规约转换器；
所述预设协议为Modbus TCP/IP协议。
17.根据权利要求14-16任一所述的发电储能系统，其特征在于，所述发电模块包括：光伏发电模块、风力发电模块和柴油发电模块中的至少一个；
在所述发电模块包括所述光伏发电模块时，所述发电变换器模块中包括与所述光伏发电模块相连的光伏逆变器；
在所述发电模块包括所述风力发电模块时，所述发电变换器模块中包括与所述风力发电模块相连的风力变流器；
在所述发电模块包括所述柴油发电模块时，所述发电变换器模块中包括与所述火力发电模块相连的柴油变流器。
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