CN112865156B - 储能系统以及电力系统 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了储能系统以及电力系统，其中，储能系统，可设置在电力系统中，包括：具有电池装置和直流转换模块的储能单元；本地控制装置；其中，所述电池装置具有电池包和原生的电池管理系统；其中，所述直流转换模块具有第一控制装置和第一电气件，所述电池包通过所述第一电气件连接到所述电力系统的直流母线；其中，所述本地控制装置分别和所述电池管理系统以及所述第一控制装置通讯连接，对所述电池管理系统以及所述第一控制装置进行管理；其中，所述本地控制装置和所述电力系统的主控制装置通讯连接。能够减少传输到主控制装置的数据，至少一定程度上抑制通信延时、拥堵和丢失问题，提高储能系统的稳定性。

Description

储能系统以及电力系统
技术领域
本发明涉及电力技术领域，尤其涉及储能系统以及电力系统。
背景技术
新能源汽车技术在近年来得到大力发展。但是，随着新能源车的快速发展，也带来了如何处理退役动力电池的难题。事实上，锂电池在汽车上的使用寿命一般是4-8年，之后由于容量衰减无法满足动力和航程需求而被替换。而退换下来的电池基本上还有70％-80％的剩余容量，还可以通过技术手段，降级利用于其他场合，比如静态储能。这就是“梯级利用、梯次利用、二次利用”概念的来由。
由于电池的品牌多样、形态各异、通讯接口标准不统一等等原因，目前的梯次利用还存在一定的难题，主要体现在：电池难以拆解、拆解后影响梯次利用系统的安全性以及在拆解的过程中存在的危害操作人员的人身安全或者造成环境污染的问题等。
因此，从经济性、安全性、时效性来看，退役动力电池的直接整包利用路线是梯次利用阶段一个更优的选择。
然而，已知的技术方案中，虽然存在整包利用的技术方案，但是这些技术方案并不成熟，在实际运行当中可能存在系统中断或者差错导致安全事故发生的问题。
发明内容
本发明旨在至少一定程度上解决已知技术当中存在的问题之一，为此，本发明提出了一种储能系统，能够至少一定程度上提高储能系统的稳定性。此外，本发明还提出了具有该储能系统的电力系统。
根据本发明第一方面实施例的储能系统，可设置在电力系统中，包括：具有电池装置和直流转换模块的储能单元；本地控制装置；其中，所述电池装置具有电池包和原生的电池管理系统；其中，所述直流转换模块具有第一控制装置和第一电气件，所述电池包通过所述第一电气件连接到所述电力系统的直流母线；其中，所述本地控制装置分别和所述电池管理系统以及所述第一控制装置通讯连接，对所述电池管理系统以及所述第一控制装置进行管理；其中，所述本地控制装置和所述电力系统的主控制装置通讯连接。
根据本发明第一方面的储能系统，至少具有如下有益效果：由于设置了本地控制装置，并经由本地控制装置和电力系统的主控制装置通讯连接，能够减少传输到主控制装置的数据，至少一定程度上抑制通信延时、拥堵问题，提高储能系统的稳定性。
在一些实施例中，所述第一电气件包括双向直流斩波器，所述电池包与所述双向直流斩波器串联后连接到所述直流母线。
在一些实施例中，所述电池包和所述第一电气件之间设置有第一开关，所述第一开关能够被所述第一控制装置断开或者闭合。
在一些实施例中，所述本地控制装置被配置为向所述主控制装置发出与所述储能单元有关的必要的第一系统信息，并接收来自所述主控制装置的功率需求指令和/或启停命令。
在一些实施例中，所述本地控制装置被配置为向所述第一控制装置发出来自所述主控制装置的功率需求指令和/或启停命令。
在一些实施例中，所述本地控制装置被配置为就地处理和所述电池管理系统以及所述第一控制装置有关的状态信息，以计算所述第一系统信息。
在一些实施例中，所述本地控制装置被配置为能够直接断开所述第一开关。
在一些实施例中，所述本地控制装置被配置为向所述电池管理系统发出电压均衡指令。
在一些实施例中，所述本地控制装置被配置为设定所述电池装置的可用电量和/或充放电截止荷电状态区间。
根据本发明第二方面实施例的电力系统，包括：利用可再生能源的发电系统；上述任一项的储能系统；负载系统；和分别与所述发电系统、所述储能系统和所述负载系统通讯连接的主控制装置；其中，所述发电系统、所述储能系统以及所述负载系统分别和直流母线连接；其中，所述直流母线通过第二电气件和外电网连接；其中，所述储能系统通过所述本地控制装置和所述主控制装置通讯连接。。
根据本发明第二方面的电力系统，至少具有如下有益效果：由于设置了主控制装置经由储能系统的本地控制装置和储能系统通讯连接，能够减少储能系统传输到主控制装置的数据，至少一定程度上抑制通信延时、拥堵问题，提高储能系统的稳定性。
附图说明
图1是具有本发明的储能系统的电力系统的一种实施例的示意图。
图2是电力系统的控制方法的功率分配的模式切换的流程图。
图3是电力系统在纯储能模式下的功率分配的流程图。
图4是电力系统在光储充有余量模式下的功率分配的流程图。
图5是电力系统在光储充余量不足模式下的功率分配的流程图。
具体实施方式
以下将结合实施例和附图对本发明的构思、具体结构及产生的技术效果进行清楚、完整的描述，以充分地理解本发明的目的、方案和效果。需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。
应当理解，尽管在本公开可能采用术语第一、第二、第三等来描述各种元件，但这些元件不应限于这些术语。这些术语仅用来将同一类型的元件彼此区分开。例如，在不脱离本公开范围的情况下，第一元件也可以被称为第二元件，类似地，第二元件也可以被称为第一元件。本文所使用的词语“和/或”是指包括一个或多个相关的所列项目的任意的组合。
需要说明的是，如无特殊说明，当某一特征被称为“固定”、“连接”在另一个特征，它可以直接固定、连接在另一个特征上，也可以间接地固定、连接在另一个特征上。此外，除非另有定义，本文所使用的所有的技术和科学术语与本技术领域的技术人员通常理解的含义相同。为了解释本发明的技术方案和易读性，本文说明书中还使用特定的术语，这些术语只是为了描述具体的实施例，而不是为了限制本发明。
本文中的特定术语缩写的解释如下
BMS(Battery Management System)：电池管理系统。
SOH：健康状态。
SOC：荷电状态。
SOP：可用功率。
EMS：能量管理系统。
SCADA：智能监控平台。
Ppv：太阳能发电系统的发电功率。
Pev：充电桩的功率总需求。
Pavail_chg：电池装置的最大可充电功率。
Pavail_dchg：电池装置的最大可放电功率。
Ppcs：主逆变器的最大可用有功功率。
图1是具有本发明的储能系统100的电力系统300的一种实施例的示意图，参照图1，根据本发明第一方面实施例的储能系统100，可设置到电力系统300，包括：具有电池装置101和直流转换模块102的储能单元103和本地控制装置104。电池装置101具有电池包105和原生的电池管理系统106。直流转换模块102具有第一控制装置107和第一电气件108。电池包105通过第一电气件108连接到电力系统300的直流母线302。本地控制装置104分别和电池管理系统106以及第一控制装置107通讯连接，对电池管理系统106以及第一控制装置107进行管理。本地控制装置104和电力系统300的主控制装置301通讯连接。
在本实施例中，由于储能系统100设置了本地控制装置104，并经由本地控制装置104和电力系统300的主控制装置301通讯连接，能够减少传输到主控制装置301的数据，至少一定程度上抑制通信延时、拥堵或者丢失问题，提高储能系统100的稳定性。例如，在实际运营中，由于储能单元103的电池管理系统106(为了方便，后面(例如图1中)有时会直接称为“BMS”)、直流转换模块102的第一控制装置107、后述的发电系统310的第二控制装置311、后述的负载系统320的第三控制装置321以及第四控制装置322等会产生大量的通讯数据，这些通讯信息如果直接通过通讯线传输，可能会造成通讯线信息通道拥堵、延时等问题，这些问题会导致系统的连接出现中断或者差错等，进而可能引发安全事故。因此，通过针对单个储能单元103设置本地控制装置104，能够就地对储能单元103的数据进行预处理，从而减少储能单元103传输到主控制装置301的数据。因此，能够至少一定程度上抑制通讯线的通信延时、拥堵等问题，提高储能系统100的稳定性，进而提高电力系统300的稳定性。
在一些实施例中，第一电气件108包括双向直流斩波器，电池包105与双向直流斩波器串联后连接到直流母线302。在本实施例中，由于设置了直流转换模块102，并使电池装置101通过直流转换模块102的双向直流斩波器串联到电力系统300的直流母线302，能够实现不同规格的储能系统100同时组网、即插即用，从而实现电力系统300的异构兼容、快速部署等。具体而言，由于每个储能单元103的电池装置101均设置了单独的直流转换模块102，直流转换模块102能够根据各电池装置101的电压等级、容量衰减情况等，通过其内部的调整机制将直流母线302的电压维持在额定范围内，能够抑制不同的储能系统100的储能单元103之间因电压差异而出现的环流问题等。从而能够实现异构兼容。
具体地，电池装置101可以包括已商用的液态锂电池(例如磷酸铁锂电池、三元锂电池等)或者其他可以回收或者梯次利用的新技术可充放电电池(比如，石墨烯电池、固态锂电池、锂金属电池等)。此外，这些电池装置101既可以是退役的电池装置101例如从电动车退役下来的动力电池，也可以是针对电力系统300专门配置的储能电池。或者，电池装置101也可以是退役的动力电池和其他电池的组合。从“梯次利用”的角度来看，电池装置101优选退役的动力电池，更加优选例如退役的磷酸铁锂电池。
在一些实施例中，为了减少储能单元103传输到电力系统300的主控制装置301的数据，本地控制装置104被配置为向主控制装置301发出与储能单元103有关的必要的第一系统信息，并接收来自主控制装置301的功率需求指令和/或启停命令。例如，本地控制装置104被配置为就地处理和电池管理系统106以及第一控制装置107有关的状态信息，以计算储能单元103的第一系统信息。
具体地，本地控制装置104例如为基于单片机、DSP芯片(Digital SignalProcess、数字信号处理器)、PLC(Programmable Logic Controller、可编程逻辑控制器)、PC等可编程的处理器之一的控制板。本地控制装置104配置为对电池管理系统106和/或控制双向直流斩波器的第一控制装置107进行管理。例如，本地控制装置104通过通讯线就地收集电池管理系统106的状态信息和第一控制装置107的状态信息。其中，电池管理系统106的状态信息包括且不限于其发送的电压、电流、可充/放电能量和功率、健康状态(SOH)、荷电状态(SOC)等。双向直流斩波器的状态信息包括且不限于其发送的电压、最大/最小允许充电功率、最大/最小允许放电功率等。并且，本地控制装置104基于这些状态信息，计算出该储能单元103的第一系统信息例如：最小可接受的充/放电功率、可充/放电能量盈余空间等。并将这些第一系统信息当中的必要的信息通过通讯线上发给主控制装置301。并且，接收主控制装置301下发的功率指令和/或启停命令，从而实现对储能单元103的就地控制。
具体地，第一控制装置107例如为双向直流斩波器的控制板，可以是例如基于单片机、DSP芯片(Digital Signal Process、数字信号处理器)、PLC(Programmable LogicController、可编程逻辑控制器)、PC等可编程的处理器之一的控制板。第一控制装置107至少配置为：
(1)、收集直流转换模块102的输入端(连接电池包105的一端)和输出端(连接直流母线302的一端)的电压值。
(2)、向本地控制装置104发出自身的第二系统信息例如电压、电流、可用功率、开关状态、watchdog(看门狗)信号、故障信息等。
(3)、接收来自本地控制装置104的功率指令和/或启停命令。
因此，在一些实施例中，本地控制装置104可以被配置为向第一控制装置107发出来自主控制装置301的功率需求指令和/或启停命令。例如，本地控制装置104将主控制装置301下发的功率需求发送给第一控制装置107之后，第一控制装置107根据当前的电池包105和直流母线302的电压，计算出双向直流斩波器所需要的电流值。之后，例如在第一控制装置107的内部进行一系列的PWM算法控制，从而实现对电池包105的充/放电功能。
具体地，电池装置101原生的电池管理系统106主要用于检测电池包105内的第三系统信息例如电芯的电压、电流、温度、绝缘以及开关状态等，并计算相关的荷电状态(SOC)、可用功率(SOP)、健康状态(SOH)(容量、内阻)以及故障诊断信息等。这些信息通过通讯线和本地控制装置104进行传输。此外，基于原生的电池管理系统106，至少还具有如下的好处：
(1)、原生的电池管理系统106储存了与该电池装置101运行相关的历史数据，包括例如使用年限、汽车行驶里程(如果是动力电池)、超温、过流过压、故障历史记录等，本地控制装置104可以根据这些数据更加精准地计算出该退役的电池装置101的剩余容量和实时状态。
(2)、具有更好的电磁兼容性能。
(3)、电池管理系统106自带的电压均衡系统可以最大程度地避免因各个电芯的衰减程度不一致带来的离散性问题。
因此，在一些实施例中，本地控制装置104可以被配置为向电池管理系统106发出电压均衡指令。具体地，由于电池包105自带的电池管理系统106的均衡功能只有在电池包105停止充放电、静止一段时间后才会进行自我均衡。如果该电池包105连续在线运行，长时间后可能会出现电芯电压不一致的情况。为此，例如，本地控制装置104可以设置一定的时间值，通过检测每个储能单元103中的电池包105的连续运行时间，给连续在线运行超过一定时间限制的储能单元103的电池管理系统106发送电压均衡指令，强迫该电池包105休息。由此能够抑制电池连续在线长时间运行后，出现的内部电芯电压不一致问题。
此外，为了抑制电池频繁出现深充深放的情况，延长电池装置101的使用寿命，在一些实施例中，本地控制装置104还可以被配置为设定电池装置101的可用电量和/或充放电截止荷电状态区间。例如，用户可以根据自身的需求和电池装置101的新旧程度，通过本地控制装置104来设置电池装置101的可用电量范围和充放电截止荷电状态区间，以延长电池装置101的使用寿命。
在一些实施例中，为了提高储能系统100的安全性，电池包105和第一电气件108之间设置有第一开关110，第一电气件108和直流母线302之间设置有第二开关111，第一开关110能够被第一控制装置107断开或者闭合。与此对应，本地控制装置104被配置为能够直接断开第一开关110。具体地，第一开关110和第二开关111可以分别是例如直流断路器。第一开关110作为BMS106和第一控制装置107之间的开关，由第一控制装置107控制。在正常运行的工况下，第一控制装置107控制第一开关110的断开或者闭合，电池管理系统106控制其自身内部的直流开关的断开或者闭合。但是，在紧急情况下，例如通讯线通讯中断、第一控制装置107宕机、第一开关110拒绝动作等时，本地控制装置104可以直接切断第一开关110的联结，从而实现故障就地快速处理以保护储能系统100的安全。第二开关111则可以是用于使储能系统100和直流母线302断开的手动开关。
因此，在本实施方式的储能系统100当中，
第一控制装置107至少配置为：
(1)、收集直流转换模块102的输入端(连接电池包105的一端)和输出端(连接直流母线302的一端)的电压值。
(2)、向本地控制装置104发出自身的第二系统信息例如电压、电流、可用功率、开关状态、watchdog(看门狗)信号、故障信息等。
(3)、接收来自本地控制装置104的功率指令和/或启停命令。
(4)、控制输入端直流开关(第一开关110)的开合和/或输出端直流开关(第二开关111)的开合。
电池管理系统106至少用于：
(1)、检测电池包105内的第三系统信息例如电芯的电压、电流、温度、绝缘、开关状态等。
(2)、计算相关的荷电状态(SOC)、可用功率(SOP)、健康状态(SOH)(容量、内阻)和故障诊断情况等；
(3)、将这些信息当中的必要的信息通过通讯线传输到本地控制装置104。
(4)、对电池包105内部的直流开关进行控制，确保正负极和限流电阻开关的正确切合顺序。
(5)、接收来自本地控制装置104的启停命令。
本地控制装置104至少配置为：
(1)、就地处理和电池管理系统106以及第一控制装置107有关的状态信息(例如第三系统信息以及第二系统信息)，并计算储能单元103可用充/放电功率、容量、故障信息、启停命令等。
(2)、通过通讯线向主控制装置301发送与储能单元103有关的必要的第一系统信息。
(3)、接收主控制装置301下发的功率需求指令和/或启停命令。
(4)、在例如通讯线通讯中断、第一控制装置107宕机、第一开关110和/或第二开关111拒绝动作等的紧急状态下，直接切断第一开关110和/或第二开关111的联结，实现故障就地快速处理以保护储能系统100的安全。
(5)、向连续在线运行超过一定时间限制的储能单元103的电池管理系统106发送电压均衡指令。
(6)、根据用户需求，设定退役的电池装置101的可用容量和允许的充放电截止荷电状态SOC区间。
因此，在本实施方式中，通过设置本地控制装置104，能够实现：
(1)、至少一定程度上抑制总线的通信延时、拥堵或者丢失等问题，提高储能系统100以及电力系统300的稳定性。
(2)实现故障就地处理，在紧急情况下还可以直接断开储能单元103的各开关以保障系统安全。因此，对于一个由大量储能系统100组成的电力系统300，分布式的本地控制装置104能够至少一定程度上提高系统的稳定性。
此外，在上面的说明中，虽然以一个本地控制装置104对应一个储能单元103为例进行了说明，但是并不限于此。一个本地控制装置104也可以对应多个储能单元103。
继续参照图1，本实施方式的储能系统100能够应用到电力系统300中。根据本发明第二方面实施例的电力系统300，包括：利用可再生能源的发电系统310，多个上述实施方式的储能系统100，负载系统320，和分别与发电系统310、储能系统100和负载系统320通讯连接的主控制装置301。其中，发电系统310、储能系统100以及负载系统320分别和直流母线302连接。直流母线302通过第二电气件303和外电网400连接。储能系统100通过本地控制装置104和主控制装置301通讯连接。
在本实施例中，由于设置了主控制装置301经由储能系统100的本地控制装置104和储能系统100通讯连接，能够减少储能系统100传输到主控制装置301的数据，能够至少一定程度上抑制通信延时、拥堵或者丢失问题，提高储能系统100的稳定性。
具体地，利用可再生能源的发电系统310包括例如太阳能发电系统312。太阳能发电系统312例如包括太阳能光伏板313和与太阳能光伏板313串联的第一直流斩波器314。第一直流斩波器314的输入端和太阳能光伏板313连接，第一直流斩波器314的输出端通过例如作为第三开关的直流断路器连接到直流母线302。此外，该发电系统310包括用于控制第一直流斩波器314的第二控制装置311，第二控制装置311可以是例如基于单片机、DSP芯片(Digital Signal Process、数字信号处理器)、PLC(Programmable Logic Controller、可编程逻辑控制器)、PC等可编程的处理器之一的控制板。第二控制装置311通过例如通讯线和主控制装置301连接。
具体地，负载系统320包括但不限于直流充电桩323和/或交流充电桩324。直流充电桩323和第二直流斩波器325串联，并通过例如作为第四开关的直流断路器连接到直流母线302。交流充电桩324和第一DC/AC逆变器326串联，并通过例如作为第五开关的断路开关连接到直流母线302。此外，该负载系统320包括用于控制第二直流斩波器325的第三控制装置321以及用于控制第一DC/AC逆变器326的第四控制装置322，第三控制装置321以及第四控制装置322可以选择和第二控制装置311同样的处理器，并分别通过通讯线和主控制装置301连接。
具体地，直流母线302可以通过作为第二电气件303的主逆变器307和作为外电网400的例如交流外电网连接。主逆变器307例如是双向逆变器，通过变压器304连接到外电网400。此外，主控制装置301和用于控制主逆变器307的第五控制装置305通讯连接。具体地，外电网400中，直流母线302通过例如作为第六开关的直流断路器(图1中未标记附图标记)连接到作为第二电气件303的主逆变器307，主逆变器307的交流输出端通过变压器304连接到外电网400。第五控制装置305通过通讯线和主控制装置301进行沟通。此外，主逆变器307采用例如双环控制策略，对有功功率P和无功功率Q进行解耦变换，从而实现输出功率的四象限运行。进一步地，主逆变器307还可以实现主动式并/离网无缝切换和防孤岛保护功能，当它检测到孤岛发生时，可根据需要快速无缝切换到离网供电模式，进行防孤岛保护。
具体地，主控制装置301可以是基于单片机、DSP芯片(Digital Signal Process、数字信号处理器)、PLC(Programmable Logic Controller、可编程逻辑控制器)、PC等可编程的处理器之一的控制板。
此外，主控制装置301还可以和智能监控平台(SCADA)306连接，智能监控平台306接收主控制装置301装置上发的系统信息，同时也将用户命令或者外部调度信息下发到主控制装置301。进一步地，智能监控平台306还可以通过例如WIFI传输等连接到云端APP控制平台，实现电力系统300的远程操控和储能系统100中各个电池装置101的远程状态管理。
因此，本实施方式的主控制装置301至少配置为：
(1)、通过通讯线接收来自各个本地控制装置104、第二控制装置311、第三控制装置321以及第四控制装置322、第五控制装置305和智能监控平台306的系统信息当中的必要信息，计算出各系统所需要的功率。
(2)、根据接收到的综合信息，给各系统发送功率指令和/或启停命令。
(3)、在主逆变器307中有存在多个子逆变器并联的情况下，只跟其中的主逆变器307沟通。
(4)、如果是无功优先(例如用于调整外电网400电压的场景)模式，则根据以下公式来计算主逆变器307的可用有功功率P：
其中S为主逆变器307的视在功率，Q为主逆变器307的输出无功功率。
(5)、向智能监控平台306上报与电力系统300相关的信息包括但不限于功率、能量、各子系统(例如储能系统100、发电系统310、负载系统320等)的状态、故障代码等。
此外，本发明还公开了对上述能够储充一体化的电力系统300进行控制的控制方法。
具体地，该控制方法包括以下步骤：
A、获取发电系统310、储能系统100、负载系统320和主逆变器307的功率信息。
B、根据发电系统310、储能系统100、负载系统320和主逆变器307的功率信息，向发电系统310、储能系统100以及主逆变器307中的至少一个发出功率分配指令，并进行以下步骤中的其中之一：
C、根据发电系统310没有输出功率且负载系统320没有功率需求，向主逆变器307发出向储能系统100分配功率的指令。
D、根据发电系统310的输出功率大于负载系统320的功率需求，向发电系统310发出分配功率的指令。
E、根据发电系统310的输出功率小于所述负载系统320的功率需求，向发电系统310并且向储能系统100以及主逆变器307当中的至少一个发出功率分配指令，以向负载系统320分配功率。
根据本发明的控制方法，能够根据各系统的功率信息，灵活地调整功率分配策略，实现电力系统300更大的经济性能。
具体地，例如：在发电系统310没有输出功率且负载系统320没有功率需求(为了方便说明，后面也会称“纯储能模式”)的情况下，能够通过主逆变器307而使外电网400对储能系统100进行充电。
在发电系统310的输出功率大于负载的功率需求(为了方便说明，后面也会称“光储充有余量模式”)的情况下，能够根据实际情况，选择由负载系统320和/或储能系统100来吸收发电系统310的功率，或者选择将发电系统310的余电上网。
在发电系统310的输出功率小于负载系统320的功率需求(为了方便说明，后面也会称“光储充余量不足模式)的情况下，能够根据实际情况，选择由发电系统310和储能系统100，或者由发电系统310和外电网400，或者由发电系统310和储能系统100以及外电网400提供负载系统320所需求的功率。
由此，能够实现电力系统300的更大程度的自给自足以及经济性能。
在下面的电力系统300的描述中，以太阳能发电系统312作为发电系统310、以电池装置101作为储能系统100、以充电桩323、324作为负载系统320为例进行说明。参照附图2至图5，并辅助参照图1，对本发明的电力系统300的控制方法进行详细说明。本发明的电力系统300的控制方法可以通过运算装置实施，而该运算装置可以整合在主控制装置301中，也可以在一个或多个的其他的计算设备中。
图2是电力系统的功率分配的模式切换的流程图。参照图2，首先，通过如下的步骤判断电力系统300的控制模式。
S201：获取太阳能发电系统312的发电功率Ppv、充电桩323、324的功率总需求Pev、电池装置101的最大可充电功率Pavail_chg和/或最大可放电功率Pavail_dchg，以及主逆变器307的最大可用有功功率Ppcs。
其中，主逆变器307的最大可用有功功率Ppcs决定了电力系统300和外电网400可交换的充放电功率的大小。在电力系统300处于离网状态下，Ppcs＝0。下面的各步骤中，主要以电力系统300处于并网状态即Ppcs≠0的情况为例进行说明。
S202：判断太阳能发电系统312的发电功率Ppv和充电桩323、324的功率总需求Pev是否均为0，即：
Ppv＝0&&Pev＝0？如果是，则进入纯储能模式。如果否，则电力系统300进入有负载模式，即进入步骤S203。
S203：判断太阳能发电系统312的发电功率Ppv是否大于充电桩323、324的功率总需求Pev，即：Ppv－Pev≥0？如果是，则进入光储充有余量模式。如果否，即Ppv－Pev＜0，则进入光储充余量不足模式。
[纯储能模式]
图3是电力系统300在纯储能模式下的功率分配的流程图。参照图3，并辅助参照图2、图1，虽然只要在纯储能模式下，即允许向主逆变器307发出向储能系统100即电池装置101分配功率的指令。但是，在一些实施例中，为了确保电池装置101处于能够充电的状态，可以进入步骤S204。
S204：判断储能系统100的总荷电状态SOC是否低于预设值A，即SOC＜A？
在此，预设值A是指相对于电池装置101的电池包105的实际可用容量(假如是退役电池装置101，则是指电池装置101退役后的可用容量)。在本实施方式中，A的值可以设为例如90％，以防止电池出现过充情况，提高电池装置101的使用寿命。
进一步地，为了赚取峰谷差价，降低充电成本，如果在S204中判断SOC＜A，可以进入步骤S205。
S205：判断外电网400是否处在非用电高峰期。如果外电网400处在非用电高峰期，则外电网400通过主逆变器307对储能系统100进行充电，分配功率为Pavail_chg。当检测到SOC＝90％，或者步骤S202的条件即Ppv＝0&&Pev＝0不成立时，外电网400结束对储能系统100进行充电。
在此，用电高峰期时段按照时间来确定。例如高峰时段为9:00～12:00、19:00～22:00，平时段为8:00～9:00、12:00～19:00、22:00～24:00，低谷时段为0:00～8:00。例如在判断时间为0:00～8:00(即外电网400处在非用电高峰期)时，允许外电网400通过主逆变器307对储能系统100进行充电。由此，能够优先在非高峰期时段对储能系统100进行充电，充分赚取峰谷差价。
[光储充有余量模式]
图4是电力系统300在光储充有余量模式下的功率分配的流程图。参照图4，并辅助参照图2、图1，在步骤S203中，如果发电系统310的输出功率大于或等于负载系统320的功率需求即Ppv－Pev≥0，进入光储充有余量模式。在该模式中，表示太阳能发电系统312的发电功率Ppv超过充电桩323、324的功率总需求Pev，需要对太阳能发电系统312的剩余功率进行处理。首先进入步骤S206。
S206：判断太阳能发电系统312的发电功率Ppv是否大于充电桩323、324的功率需求Pev以及电池装置101的最大可充电功率Pavail_chg即：Ppv－Pev－Pavail_chg≥0？如果是，即需要将太阳能发电系统312的余电上网，进入步骤S207。如果否，即：Ppv＜Pev+Pavail_chg，如果是，则进入步骤S208。
S207：继续判断太阳能发电系统312的发电功率Ppv是否大于充电桩323、324的功率需求Pev、电池装置101的最大可充电功率Pavail_chg以及主逆变器307的最大可用有功功率Ppcs之和，即：Ppv－Pev－Pavail_chg－Ppcs≥0？如果是，则表示太阳能发电系统312的发电量超过了电力系统300以及外电网400的吸收能力，需要进行弃光处理，则进入步骤S209。如果否，则进入步骤S210。
S208：在向发电系统310发出向负载系统320分配其功率需求之后，向储能系统100分配剩余功率的指令。具体地，例如，太阳能发电系统312向充电桩323、324分配的功率为：Pev，向电池装置101分配的功率(剩余功率)为：Ppv－Pev。
S209：向发电系统310发出向负载系统320、储能系统100以及主逆变器307分配功率，并且减少功率输出的指令。具体地，例如，太阳能发电系统312向充电桩323、324分配的功率为：Pev，向电池装置101分配的功率为：Pavail_chg，向主逆变器307分配功率Ppcs以实现余电上网。同时，命令太阳能发电系统312减少功率输出，使电力系统300达到平衡即：Ppv－Pev－Pavail_chg－Ppcs＝0。
S210：向发电系统310发出向负载系统320、储能系统100以及主逆变器307分配功率的指令。具体地，例如，太阳能发电系统312向充电桩323、324分配的功率为：Pev，向电池装置101分配的功率为：Pavail_chg，向主逆变器307分配的功率(剩余功率)为：Ppv－Pev－Pavail_chg。
[光储充余量不足模式]
图5是电力系统300在光储充余量不足模式下的功率分配的流程图。参照图5并辅助参照图2、图1，在S203中，如果Ppv－Pev＜0，则进入光储充余量不足模式。在该模式中，表示太阳能发电系统312的发电功率Ppv无法满足充电桩323、324的功率总需求Pev，需要根据具体情况决定如何向充电桩323、324分配功率。首先，进入步骤S211。
S211：判断外电网400是否处在非用电高峰期？如果是则进入步骤S212，如果否，即外电网400处在用电高峰期，则进入步骤S213。
S212：判断太阳能发电系统312的发电功率Ppv以及主逆变器307的最大可用有功功率Ppcs之和是否能够提供充电桩323、324的功率总需求Pev，即：Ppv+Ppcs≥Pev？如果是，则进入步骤S214。如果否，则意味着太阳能发电系统312的发电功率Ppv以及主逆变器307最大有用功率之和Ppcs无法满足充电桩323、324的功率总需求Pev，进入步骤S216。
S213：判断太阳能发电系统312的发电功率Ppv以及电池装置101的最大可放电功率Pavail_dchg之和是否能够满足充电桩323、324的需求，即：Ppv+Pavail_dchg≥Pev？如果是，则进入步骤S215。如果否，则进入步骤S216。
S214：向充电桩323、324分配太阳能发电系统312的发电功率Ppv，由主逆变器307分配差额功率Pev－Ppv。
S215：向充电桩323、324分配太阳能发电系统312的发电功率Ppv，由电池装置101分配差额Pev－Ppv。
S216：判断太阳能发电系统312的发电功率Ppv、电池装置101的最大可放电功率Pavail_dchg以及主逆变器307的最大可用有功功率Ppcs之和是否能够提供充电桩323、324的功率总需求Pev，即：Ppv+Pavail_dchg+Ppcs≥Pev。如果是，则进入步骤S217。如果否，则意味着太阳能发电系统312的发电功率Ppv、电池装置101最大可放电功率Pavail_dchg以及主逆变器307的最大可用有功功率Ppcs之和，无法满足充电桩323、324的需求，则进入步骤S218。
S217：向充电桩323、324分配太阳能发电系统312的发电功率Ppv以及电池装置101的最大可放电功率Pavail_dchg，由主逆变器307分配差额Pev－Ppv－Pavail_dchg。
S218：首先降低充电桩323、324的功率总需求Pev，直到Ppv+Pavail_dchg+Ppcs≥Pev。然后由太阳能发电系统312、电池装置101以及主逆变器307(外电网400)提供充电桩323、324的所需求的功率。
由此，在本发明的控制方法，能够根据各系统的功率信息，灵活地调整功率分配策略，实现电力系统的更大程度的自给自足。
在发电系统工作且充电桩没有功率需求的情况下，能够通过储能系统储存发电系统的功率，提高电力系统的自己自足能力。
在发电系统的发电量满足充电桩的功率需求的情况下，优选分配发电系统的功率，并将剩余功率分配给储能系统，不仅能够提高电力系统的自给自足能力，而且能够实现余电上网，缓解用电压力。
在发电系统的发电量无法满足充电桩的功率需求的情况下，在分配发电系统的功率之后，优选分配非用电高峰期的主逆变器的功率，不仅能够赚取峰谷差价，而且能够优化电池装置的充放电次数，可以延长退役的电池装置的使用寿命。
应当认识到，本发明上述实施例中的方法步骤可以由计算机硬件、硬件和软件的组合、或者通过存储在非暂时性计算机可读存储器中的计算机指令来实现或实施。所述方法可以使用标准编程技术。每个程序可以以高级过程或面向对象的编程语言来实现以与计算机系统通信。然而，若需要，该程序可以以汇编或机器语言实现。在任何情况下，该语言可以是编译或解释的语言。此外，为此目的该程序能够在编程的专用集成电路上运行。
此外，可按任何合适的顺序来执行本文描述的过程的操作，除非本文另外指示或以其他方式明显地与上下文矛盾。本文描述的过程(或变型和/或其组合)可在配置有可执行指令的一个或多个计算机系统的控制下执行，并且可作为共同地在一个或多个处理器上执行的代码(例如，可执行指令、一个或多个软件程序或一个或多个应用)、由硬件或其组合来实现。所述软件程序包括可由一个或多个处理器执行的多个指令。
进一步，所述方法可以在可操作地连接至合适的任何类型的计算平台中实现，包括但不限于个人电脑、迷你计算机、主框架、工作站、网络或分布式计算环境、单独的或集成的计算机平台、或者与带电粒子工具或其它成像装置通信等等。本发明的各方面可以以存储在非暂时性存储介质或设备上的机器可读代码来实现，无论是可移动的还是集成至计算平台，如硬盘、光学读取和/或写入存储介质、RAM、ROM等，使得其可由可编程计算机读取，当存储介质或设备由计算机读取时可用于配置和操作计算机以执行在此所描述的过程。此外，机器可读代码，或其部分可以通过有线或无线网络传输。当此类媒体包括结合微处理器或其他数据处理器实现上文所述步骤的指令或程序时，本文所述的发明包括这些和其他不同类型的非暂时性计算机可读存储介质。当根据本发明所述的方法和技术编程时，本发明还可以包括计算机或者运算设备本身。
软件程序能够应用于输入数据以执行本文所述的功能，从而转换输入数据以生成存储至非易失性存储器的输出数据。输出信息还可以应用于一个或多个输出设备如显示器。在本发明优选的实施例中，转换的数据表示物理和有形的对象，包括显示器上产生的物理和有形对象的特定视觉描绘。
以上所述，只是本发明的较佳实施例而已，本发明并不局限于上述实施方式，只要其以相同的手段达到本发明的技术效果，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明保护的范围之内。在本发明的保护范围内其技术方案和/或实施方式可以有各种不同的修改和变化。

Claims (6)

1.一种储能系统，设置在电力系统中，其特征在于，包括：
具有电池装置和直流转换模块的多个储能单元；
多个本地控制装置，分别与多个所述储能单元通讯连接；
其中，所述电池装置具有电池包和原生的电池管理系统；
其中，所述直流转换模块具有第一控制装置和第一电气件，所述电池包通过所述第一电气件连接到所述电力系统的直流母线；
其中，所述电池包和所述第一电气件之间设置有第一开关，所述第一开关能够被所述第一控制装置断开或者闭合；
其中，各所述本地控制装置分别和与其对应的所述电池管理系统以及所述第一控制装置通讯连接，并仅对与其对应的所述电池管理系统以及所述第一控制装置进行管理；
其中，各所述本地控制装置分别和所述电力系统的主控制装置通讯连接；
其中，各所述储能单元分别经由与其对应的所述本地控制装置与所述主控制装置通讯连接；
其中，所述本地控制装置被配置为收集来自所述电池管理系统和所述第一控制装置的状态信息，对所述状态信息进行预处理使其成为与所述储能单元有关的第一系统信息，向所述主控制装置发出所述第一系统信息，并接收来自所述主控制装置的功率需求指令和/或启停命令，以对所述储能单元进行就地控制；
其中，所述本地控制装置被配置为向所述第一控制装置发出来自所述主控制装置的功率需求指令和/或启停命令；
其中，所述本地控制装置被配置为就地处理和所述电池管理系统以及所述第一控制装置有关的状态信息，以计算所述第一系统信息。
2.根据权利要求1所述的储能系统，其特征在于，所述第一电气件包括双向直流斩波器，所述电池包与所述双向直流斩波器串联后连接到所述直流母线。
3.根据权利要求1所述的储能系统，其特征在于，所述本地控制装置被配置为能够直接断开所述第一开关。
4.根据权利要求1所述的储能系统，其特征在于，所述本地控制装置被配置为向所述电池管理系统发出电压均衡指令。
5.根据权利要求1所述的储能系统，其特征在于，所述本地控制装置被配置为设定所述电池装置的可用电量和/或充放电截止荷电状态区间。
6.一种电力系统，其特征在于，包括：
利用可再生能源的发电系统；
多个权利要求1至5中任一项所述的储能系统；
负载系统；和
分别与所述发电系统、所述储能系统和所述负载系统通讯连接的主控制装置；
其中，所述发电系统、所述储能系统以及所述负载系统分别和直流母线连接；
其中，所述直流母线通过第二电气件和外电网连接；
其中，所述储能系统通过所述本地控制装置和所述主控制装置通讯连接。
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