CN113572198A - 基于混合储能的多源自洽系统配置方法及能量调控方法 - Google Patents

基于混合储能的多源自洽系统配置方法及能量调控方法 Download PDF

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Abstract

本发明涉及一种混合储能的多源自洽系统配置方法及能量调控方法，系统包括分散式风电站和分布式光伏电站、电池储能模块、相变储热模块、管控系统以及用能端；系统的管控系统实时采集系统负荷电‑热用能需求、获取系统中电池储能模块的荷电状态值、获取系统中风电机组及光伏阵列最优功率出力值、获取系统中相变储热模块的储热状态值，依托并、离网判别模块来识别出系统与电网的接入关系，然后将电池储能模块的荷电状态值与荷电状态阈值关系、风电机组及光伏阵列最优功率出力值之和与系统用户实时电能需求关系、相变储热模块的储热状态值与储热状态阈值关系共同作为约束条件，由管控系统控制对应的系统装置响应进行能量调控。

Description

基于混合储能的多源自洽系统配置方法及能量调控方法
技术领域
本发明涉及建筑能源供应技术领域，具体涉及基于混合储能的多源自洽系统配置方法及能量调控方法。
背景技术
在能源结构低碳、绿色转型过程中，构建以太阳能和风能为代表的低碳安全再生能源供应体系将是我国应对气候变化、资源短缺、能源安全的重要载体，发展以骨干电网和局域多源自洽系统互补网型形态将是我国未来气象驱动型电力系统的合理格局。面对偏远区域现有网架薄弱、新建网架代价过高、自然禀赋富足、土地资源闲置等现实条件，就地构建以新能源为主体的分布式自洽微型系统，将是解决地处弱网甚至无网边防哨所、独立岛屿区域的、偏远村落、西部火车站电-热基本需求的理想技术路径。
储能技术作为一种有效措施，可以解决可再生能源发电的间歇性和随机波动性问题，提高电力系统调峰能力，满足经济社会发展对优质安全、可靠供电的要求。储能具有时间属性和空间属性，同时兼具能量转化、搬移、存储和释放功能，是能源独立自洽微型系统核心元素。依据储能系统的分类方式，主要可以划分为机械储能、电气储能、电化学储能、热储能等几大类别。其中，电化学储能因占地面积小、不受环境地理约束、组构相对简单、技术成熟、响应快速等诸多优点，近些年工程应用较多，技术进步较快，成本下降较大，在储能生态格局中占有重要地位。相变蓄热技术具有蓄热密度大、相变时温度稳定、控制简单、成本较低等特点，基于该技术研制的相变模块更是具有按需组配、灵活布置、简单可靠、经济实用等优势，较为适合解决偏远区域低碳用热问题。
电池蓄能和相变蓄热同属储能技术，具有能量时移功能，并可平抑源-荷不同时间尺度下的供需差异，是本发明自洽多源系统中的核心元素，发明人结合不同应用场景用能需求，给出该多源自洽系统的合理配置方案以及能量调控策略，整个方案综合考虑了建设成本、配置容量大小与用能需求大小、以及避免频繁启停等问题，依托闲置空地或现有基础设施即可快速建设，完全可以实现电-热基本能源经济自足，较为适配边防哨所、独立岛屿、偏远村落、西部高速服务区/车站等弱网甚至无网区域。
发明内容
本发明首先公开基于混合储能的多源自洽系统配置方法，其中该混合储能的多源自洽系统结构包括分散式风电站、分布式光伏电站、电池储能模块、相变储热模块、管控系统以及用能端，分散式风电站和分布式光伏电站输出的电能接入直流母线，电池储能模块接入直流母线并将电能以化学能形式存储起来，直流母线上并联多组相变储热模块，相变储热模块将电能转化为热能为用能端提供热能，分散式风电站、分布式光伏电站、电池储能模块、相变储热模块分别与管控系统连接；上述多源自洽系统结构中各个装置的配置方法如下：
根据用户常态下日用热能需求，在考虑一定冗余的前提下推演出多源自洽系统配置相变储热模块的总容量以及所需配置数量；
根据风、光常态出力叠加曲线的峰值功率，在考虑一定冗余的前提下推演出多源自洽系统配置相变储热模块的额定功率；
根据用户常态下日用电能和热能总和，依托风、光日发电等效小时数推演出多源自洽系统配置风电装置和光伏阵列的装机总量，并考虑一定冗余；
根据风光常态出力叠加曲线的峰值功率，在考虑一定冗余的前提下推演出多源自洽系统配置电池储能模块的额定充放电功率；
根据无外界电能补充情况下独立保障多源自洽系统运行的供能时长，推演出多源自洽系统配置电池储能模块的额定容量。
进一步，多源自洽系统结构中各个装置的配置方法如公式(1)所示：
Figure BDA0003192310130000021
上式中，各个参数的含义如下：
Eh_storage为相变储热模块容量，单位为kWh；
Eh为微型系统用户常态下日用热能，单位为kJ；
ηte_h为热能传输效率，单位为无量纲；
Ph_storage为相变储热模块额定功率，单位为kW；
Psr和Pw分别为光伏及风电装置额定功率，单位均为kW；
Tsr和Tw分别为光伏阵列和风电装置常态日发电等效小时数，单位均为小时；
Eload为微型系统用户常态下日用电能，单位为kWh；
Pstr为电池储能装置实时存储/出力功率，单位为kW；
Pload为用户实时电能需求功率，单位为kW；
Kh_sp、K1、Kstr、Kday、Kload均为考虑损耗而设置的对应修正系数，所有修正系数取值均≥1，单位均为无量纲；
Psr(t)和Pw(t)分别为光伏阵列和风电装置常态下的实时最优功率，单位均为kW；
Estr为电池储能装置容量，单位为kWh。
本发明还公开基于上述多源自洽系统结构的能量调控方法，具体采用如下技术方案实现：
基于混合储能的多源自洽系统能量调控方法，其中混合储能的多源自洽系统结构包括分散式风电站、分布式光伏电站、电池储能模块、相变储热模块、管控系统以及用能端，分散式风电站和分布式光伏电站输出的电能接入直流母线，电池储能模块接入直流母线并将电能以化学能形式存储起来，直流母线上并联多组相变储热模块，相变储热模块将电能转化为热能为用能端提供热能，分散式风电站、分布式光伏电站、电池储能模块、相变储热模块分别与管控系统连接，该多源自洽系统能量调控方法包括如下内容：
多源自洽系统的管控系统实时采集多源自洽系统负荷电-热用能需求、获取多源自洽系统中电池储能模块的荷电状态值、获取多源自洽系统中风电机组及光伏阵列最优功率出力值、获取多源自洽系统中相变储热模块的储热状态值，依托并、离网判别模块来识别出多源自洽系统与电网的接入关系，然后将电池储能模块的荷电状态值与荷电状态阈值关系、风电机组及光伏阵列最优功率出力值之和与多源自洽系统用户实时电能需求关系、相变储热模块的储热状态值与储热状态阈值关系共同作为约束条件，由管控系统控制对应的多源自洽系统装置响应进行能量调控；
其中，对于多源自洽系统并入电网时各个装置控制如下：
(1)当管控系统监测到电池储能模块的荷电状态值大于等于设定的荷电状态最大值，且风光最优功率出力值之和大于等于多源自洽系统用户电能实时需求功率时，进一步根据相变储热模块的储热状态值与设定阈值关系进行管控，具体为：若实时储热状态值大于等于设定的储热状态最大值，则电池储能模块和电网均不出力，相变储热模块放热提供热能，消纳风光电提供电能；若实时储热状态值小于等于设定的储热状态最小值，则电池储能模块不出力，相变储热模块以额定功率消纳电网电能进行蓄热，优先消纳风光电提供电能；若实时储热状态值大于设定的储热状态最小值且小于设定的储热状态最大值，则电池储能模块和电网均不出力，相变储热模块优先消纳风光电蓄热，并结合供热需求同步进行放热，消纳风光电提供电能；
(2)当管控系统监测到电池储能模块的荷电状态值大于等于设定的荷电状态中值，且风光最优功率出力值之和小于多源自洽系统用户电能实时需求功率时，进一步根据相变储热模块的储热状态值与设定阈值关系进行管控，具体为：若实时储热状态值大于设定的储热状态最小值，则优先消纳风光电提供电能，然后电池储能模块放电提供电能补充，电网作为备选电能补充来源，相变储热模块放热提供热能；若实时储热状态值小于等于设定的储热状态最小值，则优先消纳风光电提供电能，然后电池储能模块放电提供电能补充，电网作为备选电能补充来源，相变储热模块消纳电网电蓄热；
(3)当管控系统监测到电池储能模块的荷电状态值小于设定的荷电状态最大值且大于设定的荷电状态最小值，并且风光最优功率出力值之和大于等于多源自洽系统用户电能实时需求功率时，进一步根据相变储热模块的储热状态值与设定阈值关系进行管控，具体为：若实时储热状态值大于等于设定的储热状态最大值，则电网不出力，电池储能模块消纳风光电充电，相变储热模块放热提供热能，消纳风光电提供电能；若实时储热状态值小于等于设定的储热状态最小值，则电池储能模块消纳风光电充电，相变储热模块以额定功率消纳电网电能进行蓄热，优先消纳风光电提供电能；若实时储热状态值大于设定的储热状态最小值且小于设定的储热状态最大值，则电网不出力，电池储能模块消纳风光电充电，相变储热模块优先消纳风光电蓄热，并结合供热需求同步进行放热，消纳风光电提供电能；
(4)当管控系统监测到电池储能模块的荷电状态值小于设定的荷电状态中值且大于设定的荷电状态最小值，并且风光最优功率出力值之和小于多源自洽系统用户电能实时需求功率时，进一步根据相变储热模块的储热状态值与设定阈值关系进行管控，具体为：若实时储热状态值大于设定的储热状态最小值，则电池储能模块消纳电网电充电，直到电能存储到设定的荷电状态中值或风光实时出力功率之和大于用户实时所需电能则停止电池充电，相变储热模块放热提供热能；若实时储热状态值小于等于设定的储热状态最小值，则电池储能模块消纳电网电充电，直到电能存储到设定的荷电状态中值或风光实时出力功率之和大于用户实时所需电能则停止电池充电，相变储热模块消纳电网电蓄热；
其中，对于多源自洽系统离开电网独立运行时各个装置控制如下：
(1)当管控系统监测到电池储能模块的荷电状态值大于设定的荷电状态最小值，且风光最优功率出力值之和大于等于多源自洽系统用户电能实时需求功率时，进一步根据相变储热模块的储热状态值与设定阈值关系进行管控，具体为：若实时储热状态值大于等于设定的储热状态最大值，则电池储能模块不出力，相变储热模块放热提供热能，消纳风光电提供电能，多源自洽系统内各个装置的开关全部闭合；若实时储热状态值小于等于设定的储热状态最小值，则电池储能模块不出力，相变储热模块消纳风光电能进行蓄热，消纳风光电提供电能，多源自洽系统内各个装置的开关全部闭合；若实时储热状态值大于设定的储热状态最小值且小于设定的储热状态最大值，则电池储能模块不出力，相变储热模块消纳风光电蓄热，并结合供热需求同步进行放热，消纳风光电提供电能，多源自洽系统内各个装置的开关全部闭合；
(2)当管控系统监测到电池储能模块的荷电状态值大于设定的荷电状态最小值，且风光最优功率出力值之和小于多源自洽系统用户电能实时需求功率时，进一步根据相变储热模块的储热状态值与设定阈值关系进行管控，具体为：若实时储热状态值大于设定的储热状态最小值，则优先消纳风光电提供电能，然后电池储能模块放电提供电能补充，相变储热模块放热提供热能，多源自洽系统内部分装置的开关断开确保多源自洽系统内一类负荷需求；若实时储热状态值小于等于设定的储热状态最小值，则优先消纳风光电提供电能，然后电池储能模块放电提供电能补充，相变储热模块停止工作，多源自洽系统内部分装置的开关断开确保多源自洽系统内一类负荷需求；
(3)当管控系统监测到电池储能模块的荷电状态值小于等于设定的荷电状态最小值，并且风光最优功率出力值之和大于等于多源自洽系统用户电能实时需求功率时，进一步根据相变储热模块的储热状态值与设定阈值关系进行管控，具体为：若实时储热状态值大于等于设定的储热状态最大值，则电池储能模块消纳风光电充电，相变储热模块放热提供热能，消纳风光电提供电能，多源自洽系统内各个装置的开关全部闭合；若实时储热状态值小于等于设定的储热状态最小值，则电池储能模块消纳风光电充电，相变储热模块消纳风光电能进行蓄热，消纳风光电提供电能，多源自洽系统内各个装置的开关全部闭合；若实时储热状态值大于设定的储热状态最小值且小于设定的储热状态最大值，则电池储能模块消纳风光电充电，相变储热模块消纳风光电蓄热，并结合供热需求同步进行放热，消纳风光电提供电能，多源自洽系统内各个装置的开关全部闭合；
(4)当管控系统监测到电池储能模块的荷电状态值小于等于设定的荷电状态最小值，并且风光最优功率出力值之和小于多源自洽系统用户电能实时需求功率时，进一步根据相变储热模块的储热状态值与设定阈值关系进行管控，具体为：若实时储热状态值大于设定的储热状态最小值，则相变储热模块放热提供热能，此时若电池储能模块实时存储/出力功率大于0时，电池储能模块消纳风光电充电，若电池储能模块实时存储/出力功率小于等于0时，电池储能模块不动作，当风光最优功率出力值之和小于多源自洽系统内一类负荷实时电能需求时，须断开多源自洽系统内部分一类负荷开关，保留核心一类负荷开关闭合；若实时储热状态值小于等于设定的储热状态最小值，则相变储热模块停止工作，此时若电池储能模块实时存储/出力功率大于0时，电池储能模块消纳风光电充电，若电池储能模块实时存储/出力功率小于等于0时，电池储能模块不动作，当风光最优功率出力值之和小于多源自洽系统内一类负荷实时电能需求时，须断开多源自洽系统内部分一类负荷开关，保留核心一类负荷开关闭合。
进一步，多源自洽系统并入电网时，多源自洽系统出力调控根据如下几种工况来执行：
并网工况1：当管控系统监测到满足式(2)条件时，多源自洽系统中各装置出力情况按式(3)进行：
Figure BDA0003192310130000061
式中：SOC、SOCMAX分别为电池储能单元的实时荷电状态及设定的荷电状态最大值；
Ppg为风电机组和光伏阵列最优功率出力值之和，Pload为微型系统内负荷电能实时需求功率，不含相变模块消耗的功率，单位为kW；
T、TMAX分别表征相变储热模块的实时储热状态及设定的储热状态最大值；
Figure BDA0003192310130000062
式中，ΔP为多源自洽系统内风电弃电总功率，单位为kW；
Pall为风电机组和光伏阵列实际出力总和，单位为kW；
Pw及Ppv分别为分散式风电及分布式光伏实时最优出力，单位均为kW；
Ph为相变储热模块实时状态功率，当大于0，温度上升为储热状态；小于0时，温度下降，为放热状态；单位为kW；
Ph储热及Ph放热分别为相变储热模块实时储热功率及放热功率，单位均为kW；
Phload为多源自洽系统实时热负荷功率，单位为kW；
Pg及Pstr分别为电网以及电池储能装置实时出力功率，单位均为kW；
并网工况2：当管控系统监测到满足式(4)条件时，多源自洽系统中各装置出力情况按式(5)进行：
Figure BDA0003192310130000063
式中：TMIN表征相变储热模块的储热状态设定最小值；
Figure BDA0003192310130000071
式中，Phn储热为相变储热模块额定储热功率，单位为kW；
并网工况3：当管控系统监测到满足式(6)条件时，多源自洽系统中各装置出力情况按式(7)进行：
Figure BDA0003192310130000072
Figure BDA0003192310130000073
并网工况4：当管控系统监测到满足式(8)条件时，多源自洽系统中各装置出力情况按式(9)进行：
Figure BDA0003192310130000074
Figure BDA0003192310130000075
式中，Pstr放电及Pstrn分别为电池储能装置实时放电功率及额定充/放电功率，单位均为kW；
SOCMID为设定电池储能单元的荷电状态中值；
并网工况5：当管控系统监测到满足式(10)条件时，多源自洽系统中各装置出力情况按式(11)进行：
Figure BDA0003192310130000081
Figure BDA0003192310130000082
并网工况6：当管控系统监测到满足式(12)条件时，多源自洽系统中各装置出力情况按式(13)进行：
Figure BDA0003192310130000083
Figure BDA0003192310130000084
式中，Pstr充电为储能装置实时充电功率，单位为kW；
并网工况7：当管控系统监测到满足式(14)条件时，多源自洽系统中各装置出力情况按式(15)进行：
Figure BDA0003192310130000091
Figure BDA0003192310130000092
并网工况8：当管控系统监测到满足式(16)条件时，多源自洽系统中各装置出力情况按式(17)进行：
Figure BDA0003192310130000093
Figure BDA0003192310130000094
并网工况9：当管控系统监测到满足式(18)条件时，多源自洽系统中各装置出力情况按式(19)进行：
Figure BDA0003192310130000095
Figure BDA0003192310130000101
式中，SOCMIN为设定电池储能模块的荷电状态设定最小值；
并网工况10：当管控系统监测到满足式(20)条件时，多源自洽系统中各装置出力情况按式(21)进行：
Figure BDA0003192310130000102
Figure BDA0003192310130000103
进一步，多源自洽系统离开电网独立运行时，多源自洽系统出力调控根据如下几种工况来执行：
离网工况1：当管控系统监测到满足式(25)条件时，多源自洽系统中各装置出力情况按式(26)进行：
Figure BDA0003192310130000104
Figure BDA0003192310130000111
离网工况2：当管控系统监测到满足式(27)条件时，多源自洽系统中各装置出力情况按式(28)进行：
Figure BDA0003192310130000112
Figure BDA0003192310130000113
离网工况3：当管控系统监测到满足式(29)条件时，多源自洽系统中各装置出力情况按式(30)进行：
Figure BDA0003192310130000114
Figure BDA0003192310130000115
离网工况4：当管控系统监测到满足式(31)条件时，多源自洽系统中各装置出力情况按式(32)进行：
Figure BDA0003192310130000121
Figure BDA0003192310130000122
式中，ΔPload及Ploadr分别为需要断开的负荷量及可进行供电的负荷量，单位均为kW；
离网工况5：当管控系统监测到满足式(33)条件时，多源自洽系统中各装置出力情况按式(34)进行：
Figure BDA0003192310130000123
Figure BDA0003192310130000124
离网工况6：当管控系统监测到满足式(35)条件时，多源自洽系统中各装置出力情况按式(36)进行：
Figure BDA0003192310130000125
Figure BDA0003192310130000131
离网工况7：当管控系统监测到满足式(37)条件时，多源自洽系统中各装置出力情况按式(38)进行：
Figure BDA0003192310130000132
Figure BDA0003192310130000133
离网工况8：当管控系统监测到满足式(39)条件时，多源自洽系统中各装置出力情况按式(40)进行：
Figure BDA0003192310130000134
Figure BDA0003192310130000135
离网工况9：当管控系统监测到满足式(41)条件时，多源自洽系统中各装置出力情况按式(42)进行：
Figure BDA0003192310130000141
Figure BDA0003192310130000142
式中：Peload1为一类负荷实时用电需求,单位为kW；
离网工况10：当管控系统监测到满足式(43)条件时，多源自洽系统中各装置出力情况按式(44)进行：
Figure BDA0003192310130000143
Figure BDA0003192310130000144
本发明基于电池蓄能和相变蓄热混合储能技术提出的多源自洽低碳系统，主要由风电机组、光伏阵列、电池储能、相变蓄热模块等物理硬件组分构成。其中，风电机组和光伏阵列用于对风光一次能源的获取与转换，以实现日发电量总量满足微型系统内电负荷和热负荷的日用需求；电池储能则主要用于平抑源-(电)荷之间功率的实时差异，以保证系统交直流母线的实时稳定，支撑系统稳定运行，并在外部电源失效时(无风无光无网)独立支撑系统一定时间；相变蓄热模块则用于消纳风光出力与负荷需求、电池充电的剩余功率，积蓄热能以满足系统日用热需求。
本发明在对上述多源自洽系统能量调控上，基于风光预测结果和常态日负荷曲线，优化组合调度风电机组、光伏阵列、电池储能模块、相变储热模块等设备，并结合各单元的实时出力情况，快速调整平抑风光随机和负荷波动引起的指令偏差。通过这种多时间尺度下的管控技术，不仅可保障系统能量和功率的实时平衡，而且还实现了系统多能流的最优经济调度。
本发明提出的多源自洽系统运行高效弹性稳定。基于物联智能感知技术，系统可实现正常状态、异常状态和紧急状态的自动辨识，并通过智能调控技术使系统部分处于边界或者越限参量重归设定阈值范围之内，完成异常状态—正常状态的转变；基于故障的快速甄别、定位与切除技术以及模式快速切换技术，可实现系统局部故障下的稳定运营，并在故障消除后自动重构路径，实现系统自愈恢复，完成紧急状态—正常状态的转变。
附图说明
图1为本发明实施例中多源自洽系统的结构示意图；
图2为图1中相变储热模块的结构示意图；
图3为本发明多源自洽系统并入电网时工况条件1至5时能量调控流程图；
图4为本发明多源自洽系统并入电网时工况条件6至10时能量调控流程图；
图5为本发明多源自洽系统离开电网时工况条件1至5时能量调控流程图；
图6为本发明多源自洽系统离开电网时工况条件6至10时能量调控流程图。
具体实施方式
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。
本实施例首先公开一种基于电池蓄能和相变蓄热混合储能的多源自洽系统，如图1所示，该多源自洽系统根据能量来源、流动、转换和消纳过程可分为四个单元，即：能量制造单元、能量储存单元、能量转换单元以及能量消耗单元。其中，“能量制造单元”主要指多源自洽系统配置的分散式风电站和分布式光伏电站，依托高效清洁的可再生能源为多源自洽系统提供绿色优质电能，结合多源自洽系统现场实际情况，可考虑是否与电网连接作为多源自洽系统后备电源保障。“能量储存单元”包括储能设备及模块化相变储热装置，本实施例中的储能设备采用化学储能形式，即电池储能模块，该储能设备所需电能主要依托分散式风电站的风电机组和分布式光伏电站的光伏阵列。模块化相变储热装置既为“能量储存单元”也为“能量转换单元”，结合用户热能需要，择优选择储热装置数量及布置房间。“能量消耗单元”是指用能端或用户端，所设想的主要应用场景包括边防哨所、偏远村落、独立岛屿、西部车站、西部高速服务区等，本实施例中给出的应用场景能量需求主要包括电能和热能。
上述多源自洽系统中，相变储热模块的结构如图2所示，本实施例中选用固体复合相变蓄热材料，即将固-液相变材料分散于多孔基体中，从而形成固体复合相变材料。相变储热模块外部为设备外壳，设备外壳上开设进风口和出风口，出风口可以设置为散热窗开孔结构，作为热量向外辐射出口，进风口处安装风门，通过调整风门开启大小控制风量，进而调控散热速率。设备外壳上还可以安装用于控制对外热辐射量的热量控制旋钮，以及安装一个显示面板，作为显示相变蓄热模块基本性能参数的可视窗口。设备壳体内部设置相变材料装载器皿，即蓄热壳体，将固-液相变材料装载于蓄热壳体上。作为消纳风光的载体，相变材料蓄热热源的电热阻管设置在蓄热壳体内部，电热阻管的端部设置接线端口，用于连接电源，可以将风电机组和光伏阵列出力电能以热量形式储存起来，在负荷需要时，在智能管控系统的调控下按需向微型系统负荷注入稳定热能。
上述多源自洽系统中，可根据具体应用场景环境来确定是否分散式风电站和分布式光伏电站均适用，若应用环境风能和光能均充足，建议两者同时布设，若环境仅适用其一，也可择一布设，本实施例以两者兼具为例加以说明。分散式风电站和分布式光伏电站输出的电能接入直流母线，电池储能模块以及多组并联的相变储热模块也接入直流母线。当风光发电能满足用能端用电需求且有剩余时，可以将一部分电能以化学能形式存储于电池储能模块中备用，另一部分电能可通过相变储热模块转化为热能满足用能端供热需求。在风光发电不足以满足用电需求时，电池储能模块可以为用能端以及相变储热模块供电，仍能保证多源自洽系统的正常运行。分散式风电站和/或分布式光伏电站、电池储能模块、相变储热模块分别与管控系统连接，在管控系统调控下，协同运行共同保证多源自洽系统负荷用电和热能基本需求。整个多源自洽系统可以在离网状态下独立运行，能够有效保障用户端能源需求；也可以并入电网，就地消纳风、光可再生资源，为我国西部偏远区域广大散落用户的用能探寻一条可行的技术路径。
上述多源自洽系统在容量配置设计上按下述方法进行：
根据用户常态下日用热能需求，在考虑一定冗余的前提下推演出多源自洽系统配置相变储热模块的总容量以及所需配置数量；
根据风、光常态出力叠加曲线的峰值功率，在考虑一定冗余的前提下推演出多源自洽系统配置相变储热模块的额定功率；
根据用户常态下日用电能和热能总和，依托风、光日发电等效小时数(可由国家权威部门发布的风光年发电小时数折算得到)推演出多源自洽系统配置风电装置和光伏阵列的装机总量，并考虑一定冗余；
根据风光常态出力叠加曲线的峰值功率，在考虑一定冗余的前提下推演出多源自洽系统配置电池储能模块的额定充放电功率；
根据无外界电能补充情况下(指电网失效且无风、光电能补充)独立保障多源自洽系统运行的供能时长，推演出多源自洽系统配置电池储能模块的额定容量。
多源自洽系统中各个装置具体容量配置按公式(1)进行计算：
Figure BDA0003192310130000171
上式中，各个参数的含义如下：
Eh_storage为相变储热模块容量，单位为kWh；
Eh为微型系统用户常态下日用热能，单位为kJ；
ηte_h为热能传输效率，单位为无量纲；
Ph_storage为相变储热模块额定功率，单位为kW；
Psr和Pw分别为光伏及风电装置额定功率，单位均为kW；
Tsr和Tw分别为光伏阵列和风电装置常态日发电等效小时数，单位均为小时；
Eload为微型系统用户常态下日用电能，单位为kWh；
Pstr为电池储能装置实时存储/出力功率，单位为kW；
Pload为用户实时电能需求功率，单位为kW；
Kh_sp、K1、Kstr、Kday、Kload均为考虑损耗而设置的对应修正系数，所有修正系数取值均≥1，单位均为无量纲；
Psr(t)和Pw(t)分别为光伏阵列和风电装置常态下的实时最优功率，单位均为kW；
Estr为电池储能装置容量，单位为kWh。
上述多源自洽系统结构根据是否接入电网母线，在能量调控策略上可划分为并网运行和离网运行两种状态。多源自洽系统的管控系统实时采集多源自洽系统负荷电-热用能需求、获取多源自洽系统中电池储能模块的荷电状态值、获取多源自洽系统中风电机组及光伏阵列最优功率出力值、获取多源自洽系统中相变储热模块的储热状态值，依托并、离网判别模块来识别出多源自洽系统与电网的接入关系，然后将电池储能模块的荷电状态值与荷电状态阈值关系、风电机组及光伏阵列最优功率出力值之和与多源自洽系统用户实时电能需求关系、相变储热模块的储热状态值与储热状态阈值关系共同作为约束条件，由管控系统控制对应的多源自洽系统装置响应进行能量调控。不同运行状态下多源自洽系统内各装置的协调配合关系具体说明如下：
并网运行工况：光伏阵列与风电机组充分获取转换风光绿能，在控制系统的调控下，电池储能模块和相变储热模块协同运行，在满足用户电能和热能需求后，积蓄风光剩余出力以在风光出力较弱时满足系统电热需求。电网则在因无风无光或负荷激增等特殊因素导致电池荷电状态/相变蓄热模块温度达到下限等异常工况下，为微型系统提供能量，以保证系统运行的可靠性、安全性与稳定性。
离网运行工况：光伏阵列、风电机组、电池储能模块与相变储热模块在控制系统管控下协同配合关系与并网工况基本一致，此处不再赘述。由于离网运行工况风、光是系统唯一能量源泉，因此当电池储能装置荷电状态低于下限时只考虑保电一类负荷(这种情况实际运行很少出现，隶属特殊异常工况，为保证本发明论述的完整性，特此进行解释说明)，风光出力与一类负荷之间功率差额优先为电池储能模块充电，以尽可能防止系统崩溃解列；相变储热装置如达到温度下限时(这种情况实际运行很少出现，隶属特殊异常工况，为保证本文论述的完整性，特此进行解释说明)，则不在对外供热。
图3和图4为多源自洽系统并入电网时能量调控方法流程图，具体细分为如下10种工况条件：
并网工况1：当管控系统监测到满足式(2)条件时，微型系统内负荷以风、光出力进行消纳，保证微型系统内负荷需要；智能管控系统结合实际风、光最优出力及负荷需要电能，决定弃风、弃光总量；相变储热模块满足用户热能需要；电池储能模块和电网不发生动作，多源自洽系统中各装置出力情况按式(3)进行：
Figure BDA0003192310130000181
式中：SOC、SOCMAX分别为电池储能单元的实时荷电状态及设定的荷电状态最大值；
Ppg为风电机组和光伏阵列最优功率出力值之和，Pload为微型系统内负荷电能实时需求功率，不含相变模块消耗的功率，单位为kW；
T、TMAX分别表征相变储热模块的实时储热状态及设定的储热状态最大值；
Figure BDA0003192310130000191
式中，ΔP为多源自洽系统内风电弃电总功率，单位为kW；
Pall为风电机组和光伏阵列实际出力总和，单位为kW；
Pw及Ppv分别为分散式风电及分布式光伏实时最优出力，单位均为kW；
Ph为相变储热模块实时状态功率，当大于0，温度上升为储热状态；小于0时，温度下降，为放热状态；单位为kW；
Ph储热及Ph放热分别为相变储热模块实时储热功率及放热功率，单位均为kW；
Phload为多源自洽系统实时热负荷功率，单位为kW；
Pg及Pstr分别为电网以及电池储能装置实时出力功率，单位均为kW。
并网工况2：当管控系统监测到满足式(4)条件时，微型系统内负荷以优先风、光出力进行消纳，保证微型系统内负荷需要；相变储热模块停止放热，并以额定功率消纳电网电能进行蓄热；智能管控系统结合实际风、光最优出力及负荷需要电能，决定弃风、弃光总量；电池储能模块不发生动作；多源自洽系统中各装置出力情况按式(5)进行：
Figure BDA0003192310130000192
式中：TMIN表征相变储热模块的储热状态设定最小值；
Figure BDA0003192310130000193
式中，Phn储热为相变储热模块额定储热功率，单位为kW。
并网工况3：当管控系统监测到满足式(6)条件时，微型系统内负荷以优先风、光出力进行消纳，保证微型系统内负荷需要；由于相变储热模块的特殊构造，在对相变储热模块优先消纳风、光出力进行蓄能同时，可以满足一部分用户热能需求，即相变储热模块结合用户实时热能需要进行放热；智能管控系统结合实际风、光最优出力及负荷需要电能、相变储热模块需要电能，决定弃风、弃光总量，多源自洽系统中各装置出力情况按式(7)进行：
Figure BDA0003192310130000201
Figure BDA0003192310130000202
并网工况4：当管控系统监测到满足式(8)条件时，微型系统内负荷单靠风、光实时出力已不能满足电能需要，需按序消纳风、光出力、电池储能模块出力、电网出力电能以满足微型系统内负荷需要；相变储热模块满足微型系统内用户需要，多源自洽系统中各装置出力情况按式(9)进行：
Figure BDA0003192310130000203
Figure BDA0003192310130000204
式中，Pstr放电及Pstrn分别为电池储能装置实时放电功率及额定充/放电功率，单位均为kW；
SOCMID为设定电池储能单元的荷电状态中值。
并网工况5：当管控系统监测到满足式(10)条件时，微型系统内负荷单靠风、光实时出力已不能满足电能需要，需按序消纳风、光出力、电池储能模块出力、电网出力电能以满足微型系统内负荷需要；相变储热装置需通过电网出力进行蓄能，以待满足用户用能需要，多源自洽系统中各装置出力情况按式(11)进行：
Figure BDA0003192310130000211
Figure BDA0003192310130000212
并网工况6：当管控系统监测到满足式(12)条件时，微型系统内负荷优先消纳风、光出力满足电能需求；在满足负荷电能需要基础上，电池储能模块消纳剩余风、光出力进行充电；结合实际风、光出力及负荷需要电能，智能管控系统判断是否需要进行弃风、弃光；相变储热模块放热实时满足用户热能需要，多源自洽系统中各装置出力情况按式(13)进行：
Figure BDA0003192310130000213
Figure BDA0003192310130000214
式中，Pstr充电为储能装置实时充电功率，单位为kW。
并网工况7：当管控系统监测到满足式(14)条件时，微型系统内负荷优先消纳风、光出力满足电能需求；在满足负荷电能需要基础上，电池储能模块优先消纳剩余风、光出力进行充电；相变储热模块储存能量已至下限，快速以额定功率消纳电网电能进行蓄热；结合实际风、光出力及负荷需要电能，智能管控系统判断是否需要进行弃风、弃光，多源自洽系统中各装置出力情况按式(15)进行：
Figure BDA0003192310130000221
Figure BDA0003192310130000222
并网工况8：当管控系统监测到满足式(16)条件时，微型系统内负荷优先消纳风、光出力满足电能需求；在满足负荷电能需要基础上，电池储能模块、相变储热模块优先消纳剩余风、光出力进行充电、蓄能；结合实际风、光出力及负荷需要电能，智能管控系统判断是否需要进行弃风、弃光，多源自洽系统中各装置出力情况按式(17)进行：
Figure BDA0003192310130000223
Figure BDA0003192310130000224
并网工况9：当管控系统监测到满足式(18)条件时，在风、光出力电能基础上，微型系统内负荷需要电网出力电能满足负荷需要；相变储热模块满足用户热能需要；电池储能模块需要电网进行充电，直到电能储存到设定限值或风、光实时出力大于负荷实时需要，程序跳出循环，多源自洽系统中各装置出力情况按式(19)进行：
Figure BDA0003192310130000231
Figure BDA0003192310130000232
式中，SOCMIN为设定电池储能模块的荷电状态设定最小值。
并网工况10：当管控系统监测到满足式(20)条件时，在风、光出力电能基础上，微型系统内负荷需要电网出力电能满足负荷需要；电池储能模块、相变储热模块需要电网进行充电、蓄热，多源自洽系统中各装置出力情况按式(21)进行：
Figure BDA0003192310130000233
Figure BDA0003192310130000234
图5和图6为多源自洽系统离开电网独立运行时能量调控方法流程图，在离网情况下，需考虑在没有大电网支撑情况下，电池储能模块仍能能为微型系统内一类负荷供电，规避微型系统内发生重大损坏事故，具体可根据如下几种工况来执行：
离网工况1：当管控系统监测到满足式(25)条件时，此时，在智能管控系统统筹调度下，微型系统内负荷消纳风、光出力电能满足自身需求并结合实际风、光出力及负荷需要电能，决定弃风、弃光总量；电池储能模块不发生动作；相变储热模块实时放热满足用户需求；多源自洽系统各装置开关全部进行闭合，多源自洽系统中各装置出力情况按式(26)进行：
Figure BDA0003192310130000241
Figure BDA0003192310130000242
离网工况2：当管控系统监测到满足式(27)条件时，在智能管控系统统筹调度下，微型系统内负荷消纳风、光出力电能满足自身需求并结合实际风、光出力及负荷需要电能，决定弃风、弃光总量；电池储能模块不发生动作；相变储热模块停止放热，进行蓄热；多源自洽系统各装置开关全部进行闭合，多源自洽系统中各装置出力情况按式(28)进行：
Figure BDA0003192310130000243
Figure BDA0003192310130000244
离网工况3：当管控系统监测到满足式(29)条件时，在智能管控系统统筹调度下，微型系统内负荷消纳风、光出力电能满足自身需求并结合实际风、光出力及负荷需要电能，决定弃风、弃光总量；电池储能模块不发生动作；相变储热模块结合用户热能需要释放热能；多源自洽系统各装置开关全部进行闭合，多源自洽系统中各装置出力情况按式(30)进行：
Figure BDA0003192310130000251
Figure BDA0003192310130000252
离网工况4：当管控系统监测到满足式(31)条件时，此工况为特殊工况，为负荷激增情况下，风、光及电池储能模块出力难以满足负荷电能需要，需对多源自洽系统内的部分装置开关进行断开；结合负荷用电大小，在智能管控系统统筹调度下，微型系统内用户消纳风、光出力、电池储能模块放电满足负荷需求；相变储热模块释放热能满足用户热能需求，多源自洽系统中各装置出力情况按式(32)进行：
Figure BDA0003192310130000253
Figure BDA0003192310130000254
式中，ΔPload及Ploadr分别为需要断开的负荷量及可进行供电的负荷量，单位均为kW。
离网工况5：当管控系统监测到满足式(33)条件时，此工况为特殊工况，为负荷激增情况下，风、光及电池储能模块出力难以满足负荷电能需要，需对系统内部分装置开关进行断开；结合负荷用电大小，在智能管控系统统筹调度下，微型系统内用户消纳风、光出力、电池储能模块放电满足负荷需求；相变储热模块停止工作，多源自洽系统中各装置出力情况按式(34)进行：
Figure BDA0003192310130000261
Figure BDA0003192310130000262
离网工况6：当管控系统监测到满足式(35)条件时，在智能管控系统统筹调度下，微型系统内用户消纳风、光出力电能满足自身需求；电池储能模块充电；相变储热模块释放热能满足用户用能需求，多源自洽系统中各装置出力情况按式(36)进行：
Figure BDA0003192310130000263
Figure BDA0003192310130000264
离网工况7：当管控系统监测到满足式(37)条件时，在智能管控系统统筹调度下，微型系统内用户消纳风、光出力电能满足自身需求；电池储能模块充电；相变储热模块蓄热，多源自洽系统中各装置出力情况按式(38)进行：
Figure BDA0003192310130000265
Figure BDA0003192310130000271
离网工况8：当管控系统监测到满足式(39)条件时，在智能管控系统统筹调度下，微型系统内用户消纳风、光出力电能满足自身需求；电池储能模块充电；相变储热模块蓄热同时释放热能满足用户用能需求，多源自洽系统中各装置出力情况按式(40)进行：
Figure BDA0003192310130000272
Figure BDA0003192310130000273
离网工况9：当管控系统监测到满足式(41)条件时，在智能管控系统统筹调度下，电池储能模块结合风、光出力大小及重要负荷电能需求，确定工作状态；需保障一类负荷用电，一类负荷实时消纳风、光出力；当风、光出力小于一类负荷实时电能需求时，须断开部分一类负荷；相变储热模块释放热能满足用户需求，多源自洽系统中各装置出力情况按式(42)进行：
Figure BDA0003192310130000274
Figure BDA0003192310130000281
式中：Peload1为一类负荷实时用电需求，单位为kW。
结合实际情况，当Pstr大于0时，电池储能模块充电储存电能；当Pstr小于等于0时，电池储能模块不动作。
离网工况10：当管控系统监测到满足式(43)条件时，在智能管控系统统筹调度下，电池储能模块、相变储热模块已到能量下限，需保障一类负荷用电，一类负荷实时消纳风、光出力；当风、光出力小于一类负荷实时电能需求时，须断开部分一类负荷；相变储热模块停止工作，多源自洽系统中各装置出力情况按式(44)进行：
Figure BDA0003192310130000282
Figure BDA0003192310130000283
尽管已经示出和描述了本发明的实施例，对于本领域的普通技术人员而言，可以理解在不脱离本发明的原理和精神的情况下可以对这些实施例进行多种变化、修改、替换和变型，本发明的范围由所附权利要求及其等同物限定。

Claims (5)

1.基于混合储能的多源自洽系统配置方法，其特征在于：混合储能的多源自洽系统结构包括分散式风电站、分布式光伏电站、电池储能模块、相变储热模块、管控系统以及用能端，分散式风电站和分布式光伏电站输出的电能接入直流母线，电池储能模块接入直流母线并将电能以化学能形式存储起来，直流母线上并联多组相变储热模块，相变储热模块将电能转化为热能为用能端提供热能，分散式风电站、分布式光伏电站、电池储能模块、相变储热模块分别与管控系统连接；上述多源自洽系统结构中各个装置的配置方法如下：
根据用户常态下日用热能需求，在考虑一定冗余的前提下推演出多源自洽系统配置相变储热模块的总容量以及所需配置数量；
根据风、光常态出力叠加曲线的峰值功率，在考虑一定冗余的前提下推演出多源自洽系统配置相变储热模块的额定功率；
根据用户常态下日用电能和热能总和，依托风、光日发电等效小时数推演出多源自洽系统配置风电装置和光伏阵列的装机总量，并考虑一定冗余；
根据风光常态出力叠加曲线的峰值功率，在考虑一定冗余的前提下推演出多源自洽系统配置电池储能模块的额定充放电功率；
根据无外界电能补充情况下独立保障多源自洽系统运行的供能时长，推演出多源自洽系统配置电池储能模块的额定容量。
2.根据权利要求1所述的基于混合储能的多源自洽系统配置方法，其特征在于：多源自洽系统结构中各个装置的配置方法如公式(1)所示：
Figure FDA0003192310120000021
上式中，各个参数的含义如下：
Eh_storage为相变储热模块容量，单位为kWh；
Eh为微型系统用户常态下日用热能，单位为kJ；
ηte_h为热能传输效率，单位为无量纲；
Ph_storage为相变储热模块额定功率，单位为kW；
Psr和Pw分别为光伏及风电装置额定功率，单位均为kW；
Tsr和Tw分别为光伏阵列和风电装置常态日发电等效小时数，单位均为小时；
Eload为微型系统用户常态下日用电能，单位为kWh；
Pstr为电池储能装置实时存储/出力功率，单位为kW；
Pload为用户实时电能需求功率，单位为kW；
Kh_sp、K1、Kstr、Kday、Kload均为考虑损耗而设置的对应修正系数，所有修正系数取值均≥1，单位均为无量纲；
Psr(t)和Pw(t)分别为光伏阵列和风电装置常态下的实时最优功率，单位均为kW；
Estr为电池储能装置容量，单位为kWh。
3.基于混合储能的多源自洽系统能量调控方法，其特征在于：混合储能的多源自洽系统结构包括分散式风电站、分布式光伏电站、电池储能模块、相变储热模块、管控系统以及用能端，分散式风电站和分布式光伏电站输出的电能接入直流母线，电池储能模块接入直流母线并将电能以化学能形式存储起来，直流母线上并联多组相变储热模块，相变储热模块将电能转化为热能为用能端提供热能，分散式风电站、分布式光伏电站、电池储能模块、相变储热模块分别与管控系统连接，该多源自洽系统能量调控方法包括如下内容：
多源自洽系统的管控系统实时采集多源自洽系统负荷电-热用能需求、获取多源自洽系统中电池储能模块的荷电状态值、获取多源自洽系统中风电机组及光伏阵列最优功率出力值、获取多源自洽系统中相变储热模块的储热状态值，依托并、离网判别模块来识别出多源自洽系统与电网的接入关系，然后将电池储能模块的荷电状态值与荷电状态阈值关系、风电机组及光伏阵列最优功率出力值之和与多源自洽系统用户实时电能需求关系、相变储热模块的储热状态值与储热状态阈值关系共同作为约束条件，由管控系统控制对应的多源自洽系统装置响应进行能量调控；
其中，对于多源自洽系统并入电网时各个装置控制如下：
(1)当管控系统监测到电池储能模块的荷电状态值大于等于设定的荷电状态最大值，且风光最优功率出力值之和大于等于多源自洽系统用户电能实时需求功率时，进一步根据相变储热模块的储热状态值与设定阈值关系进行管控，具体为：若实时储热状态值大于等于设定的储热状态最大值，则电池储能模块和电网均不出力，相变储热模块放热提供热能，消纳风光电提供电能；若实时储热状态值小于等于设定的储热状态最小值，则电池储能模块不出力，相变储热模块以额定功率消纳电网电能进行蓄热，优先消纳风光电提供电能；若实时储热状态值大于设定的储热状态最小值且小于设定的储热状态最大值，则电池储能模块和电网均不出力，相变储热模块优先消纳风光电蓄热，并结合供热需求同步进行放热，消纳风光电提供电能；
(2)当管控系统监测到电池储能模块的荷电状态值大于等于设定的荷电状态中值，且风光最优功率出力值之和小于多源自洽系统用户电能实时需求功率时，进一步根据相变储热模块的储热状态值与设定阈值关系进行管控，具体为：若实时储热状态值大于设定的储热状态最小值，则优先消纳风光电提供电能，然后电池储能模块放电提供电能补充，电网作为备选电能补充来源，相变储热模块放热提供热能；若实时储热状态值小于等于设定的储热状态最小值，则优先消纳风光电提供电能，然后电池储能模块放电提供电能补充，电网作为备选电能补充来源，相变储热模块消纳电网电蓄热；
(3)当管控系统监测到电池储能模块的荷电状态值小于设定的荷电状态最大值且大于设定的荷电状态最小值，并且风光最优功率出力值之和大于等于多源自洽系统用户电能实时需求功率时，进一步根据相变储热模块的储热状态值与设定阈值关系进行管控，具体为：若实时储热状态值大于等于设定的储热状态最大值，则电网不出力，电池储能模块消纳风光电充电，相变储热模块放热提供热能，消纳风光电提供电能；若实时储热状态值小于等于设定的储热状态最小值，则电池储能模块消纳风光电充电，相变储热模块以额定功率消纳电网电能进行蓄热，优先消纳风光电提供电能；若实时储热状态值大于设定的储热状态最小值且小于设定的储热状态最大值，则电网不出力，电池储能模块消纳风光电充电，相变储热模块优先消纳风光电蓄热，并结合供热需求同步进行放热，消纳风光电提供电能；
(4)当管控系统监测到电池储能模块的荷电状态值小于设定的荷电状态中值且大于设定的荷电状态最小值，并且风光最优功率出力值之和小于多源自洽系统用户电能实时需求功率时，进一步根据相变储热模块的储热状态值与设定阈值关系进行管控，具体为：若实时储热状态值大于设定的储热状态最小值，则电池储能模块消纳电网电充电，直到电能存储到设定的荷电状态中值或风光实时出力功率之和大于用户实时所需电能则停止电池充电，相变储热模块放热提供热能；若实时储热状态值小于等于设定的储热状态最小值，则电池储能模块消纳电网电充电，直到电能存储到设定的荷电状态中值或风光实时出力功率之和大于用户实时所需电能则停止电池充电，相变储热模块消纳电网电蓄热；
其中，对于多源自洽系统离开电网独立运行时各个装置控制如下：
(1)当管控系统监测到电池储能模块的荷电状态值大于设定的荷电状态最小值，且风光最优功率出力值之和大于等于多源自洽系统用户电能实时需求功率时，进一步根据相变储热模块的储热状态值与设定阈值关系进行管控，具体为：若实时储热状态值大于等于设定的储热状态最大值，则电池储能模块不出力，相变储热模块放热提供热能，消纳风光电提供电能，多源自洽系统内各个装置的开关全部闭合；若实时储热状态值小于等于设定的储热状态最小值，则电池储能模块不出力，相变储热模块消纳风光电能进行蓄热，消纳风光电提供电能，多源自洽系统内各个装置的开关全部闭合；若实时储热状态值大于设定的储热状态最小值且小于设定的储热状态最大值，则电池储能模块不出力，相变储热模块消纳风光电蓄热，并结合供热需求同步进行放热，消纳风光电提供电能，多源自洽系统内各个装置的开关全部闭合；
(2)当管控系统监测到电池储能模块的荷电状态值大于设定的荷电状态最小值，且风光最优功率出力值之和小于多源自洽系统用户电能实时需求功率时，进一步根据相变储热模块的储热状态值与设定阈值关系进行管控，具体为：若实时储热状态值大于设定的储热状态最小值，则优先消纳风光电提供电能，然后电池储能模块放电提供电能补充，相变储热模块放热提供热能，多源自洽系统内部分装置的开关断开确保多源自洽系统内一类负荷需求；若实时储热状态值小于等于设定的储热状态最小值，则优先消纳风光电提供电能，然后电池储能模块放电提供电能补充，相变储热模块停止工作，多源自洽系统内部分装置的开关断开确保多源自洽系统内一类负荷需求；
(3)当管控系统监测到电池储能模块的荷电状态值小于等于设定的荷电状态最小值，并且风光最优功率出力值之和大于等于多源自洽系统用户电能实时需求功率时，进一步根据相变储热模块的储热状态值与设定阈值关系进行管控，具体为：若实时储热状态值大于等于设定的储热状态最大值，则电池储能模块消纳风光电充电，相变储热模块放热提供热能，消纳风光电提供电能，多源自洽系统内各个装置的开关全部闭合；若实时储热状态值小于等于设定的储热状态最小值，则电池储能模块消纳风光电充电，相变储热模块消纳风光电能进行蓄热，消纳风光电提供电能，多源自洽系统内各个装置的开关全部闭合；若实时储热状态值大于设定的储热状态最小值且小于设定的储热状态最大值，则电池储能模块消纳风光电充电，相变储热模块消纳风光电蓄热，并结合供热需求同步进行放热，消纳风光电提供电能，多源自洽系统内各个装置的开关全部闭合；
(4)当管控系统监测到电池储能模块的荷电状态值小于等于设定的荷电状态最小值，并且风光最优功率出力值之和小于多源自洽系统用户电能实时需求功率时，进一步根据相变储热模块的储热状态值与设定阈值关系进行管控，具体为：若实时储热状态值大于设定的储热状态最小值，则相变储热模块放热提供热能，此时若电池储能模块实时存储/出力功率大于0时，电池储能模块消纳风光电充电，若电池储能模块实时存储/出力功率小于等于0时，电池储能模块不动作，当风光最优功率出力值之和小于多源自洽系统内一类负荷实时电能需求时，须断开多源自洽系统内部分一类负荷开关，保留核心一类负荷开关闭合；若实时储热状态值小于等于设定的储热状态最小值，则相变储热模块停止工作，此时若电池储能模块实时存储/出力功率大于0时，电池储能模块消纳风光电充电，若电池储能模块实时存储/出力功率小于等于0时，电池储能模块不动作，当风光最优功率出力值之和小于多源自洽系统内一类负荷实时电能需求时，须断开多源自洽系统内部分一类负荷开关，保留核心一类负荷开关闭合。
4.根据权利要求3所述的基于混合储能的多源自洽系统能量调控方法，其特征在于：多源自洽系统并入电网时，多源自洽系统出力调控根据如下几种工况来执行：
并网工况1：当管控系统监测到满足式(2)条件时，多源自洽系统中各装置出力情况按式(3)进行：
Figure FDA0003192310120000071
式中：SOC、SOCMAX分别为电池储能单元的实时荷电状态及设定的荷电状态最大值；
Ppg为风电机组和光伏阵列最优功率出力值之和，Pload为微型系统内负荷电能实时需求功率，不含相变模块消耗的功率，单位为kW；
T、TMAX分别表征相变储热模块的实时储热状态及设定的储热状态最大值；
Figure FDA0003192310120000072
式中，ΔP为多源自洽系统内风电弃电总功率，单位为kW；
Pall为风电机组和光伏阵列实际出力总和，单位为kW；
Pw及Ppv分别为分散式风电及分布式光伏实时最优出力，单位均为kW；
Ph为相变储热模块实时状态功率，当大于0，温度上升为储热状态；小于0时，温度下降，为放热状态；单位为kW；
Ph储热及Ph放热分别为相变储热模块实时储热功率及放热功率，单位均为kW；
Phload为多源自洽系统实时热负荷功率，单位为kW；
Pg及Pstr分别为电网以及电池储能装置实时出力功率，单位均为kW；
并网工况2：当管控系统监测到满足式(4)条件时，多源自洽系统中各装置出力情况按式(5)进行：
Figure FDA0003192310120000081
式中：TMIN表征相变储热模块的储热状态设定最小值；
Figure FDA0003192310120000082
式中，Phn储热为相变储热模块额定储热功率，单位为kW；
并网工况3：当管控系统监测到满足式(6)条件时，多源自洽系统中各装置出力情况按式(7)进行：
Figure FDA0003192310120000083
Figure FDA0003192310120000091
并网工况4：当管控系统监测到满足式(8)条件时，多源自洽系统中各装置出力情况按式(9)进行：
Figure FDA0003192310120000092
Figure FDA0003192310120000093
式中，Pstr放电及Pstrn分别为电池储能装置实时放电功率及额定充/放电功率，单位均为kW；
SOCMID为设定电池储能单元的荷电状态中值；
并网工况5：当管控系统监测到满足式(10)条件时，多源自洽系统中各装置出力情况按式(11)进行：
Figure FDA0003192310120000094
Figure FDA0003192310120000101
并网工况6：当管控系统监测到满足式(12)条件时，多源自洽系统中各装置出力情况按式(13)进行：
Figure FDA0003192310120000102
Figure FDA0003192310120000103
式中，Pstr充电为储能装置实时充电功率，单位为kW；
并网工况7：当管控系统监测到满足式(14)条件时，多源自洽系统中各装置出力情况按式(15)进行：
Figure FDA0003192310120000104
Figure FDA0003192310120000111
并网工况8：当管控系统监测到满足式(16)条件时，多源自洽系统中各装置出力情况按式(17)进行：
Figure FDA0003192310120000112
Figure FDA0003192310120000113
并网工况9：当管控系统监测到满足式(18)条件时，多源自洽系统中各装置出力情况按式(19)进行：
Figure FDA0003192310120000114
Figure FDA0003192310120000115
式中，SOCMIN为设定电池储能模块的荷电状态设定最小值；
并网工况10：当管控系统监测到满足式(20)条件时，多源自洽系统中各装置出力情况按式(21)进行：
Figure FDA0003192310120000121
Figure FDA0003192310120000122
5.根据权利要求4所述的基于混合储能的多源自洽系统能量调控方法，其特征在于：多源自洽系统离开电网独立运行时，多源自洽系统出力调控根据如下几种工况来执行：
离网工况1：当管控系统监测到满足式(25)条件时，多源自洽系统中各装置出力情况按式(26)进行：
Figure FDA0003192310120000123
Figure FDA0003192310120000124
离网工况2：当管控系统监测到满足式(27)条件时，多源自洽系统中各装置出力情况按式(28)进行：
Figure FDA0003192310120000131
Figure FDA0003192310120000132
离网工况3：当管控系统监测到满足式(29)条件时，多源自洽系统中各装置出力情况按式(30)进行：
Figure FDA0003192310120000133
Figure FDA0003192310120000134
离网工况4：当管控系统监测到满足式(31)条件时，多源自洽系统中各装置出力情况按式(32)进行：
Figure FDA0003192310120000135
Figure FDA0003192310120000141
式中，ΔPload及Ploadr分别为需要断开的负荷量及可进行供电的负荷量，单位均为kW；
离网工况5：当管控系统监测到满足式(33)条件时，多源自洽系统中各装置出力情况按式(34)进行：
Figure FDA0003192310120000142
Figure FDA0003192310120000143
离网工况6：当管控系统监测到满足式(35)条件时，多源自洽系统中各装置出力情况按式(36)进行：
Figure FDA0003192310120000144
Figure FDA0003192310120000151
离网工况7：当管控系统监测到满足式(37)条件时，多源自洽系统中各装置出力情况按式(38)进行：
Figure FDA0003192310120000152
Figure FDA0003192310120000153
离网工况8：当管控系统监测到满足式(39)条件时，多源自洽系统中各装置出力情况按式(40)进行：
Figure FDA0003192310120000154
Figure FDA0003192310120000161
离网工况9：当管控系统监测到满足式(41)条件时，多源自洽系统中各装置出力情况按式(42)进行：
Figure FDA0003192310120000162
Figure FDA0003192310120000163
式中：Peload1为一类负荷实时用电需求,单位为kW；
离网工况10：当管控系统监测到满足式(43)条件时，多源自洽系统中各装置出力情况按式(44)进行：
Figure FDA0003192310120000164
Figure FDA0003192310120000171
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CN115714411A (zh) * 2023-01-10 2023-02-24 北京市热力集团有限责任公司 一种自动化电能监控存储系统

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