CN113991783A - 基于退役电池构建的光储充能源系统控制方法 - Google Patents

基于退役电池构建的光储充能源系统控制方法 Download PDF

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Abstract

本发明涉及基于退役电池构建的光储充能源系统控制方法，光储充能源系统中的储能模块分为多组储能单元，每组储能单元包括多个退役电池包，同组储能单元中每个退役电池包所连接的DC/DC变换器级联在一起；能量调度系统根据光伏发电模块实时出力功率与用电负荷需求关系，结合储能模块的总实时荷电状态与设定的总荷电状态阈值关系，对储能模块充放电管理进行控制；每组储能单元分别设定组内荷电状态阈值，充放电控制时，对于已达到该组设定的组内荷电状态阈值的储能单元，控制其停止充放电动作；对于需要充放电控制的每组储能单元，依据每组储能单元的充放电权重及该组储能单元的额定充放电功率，计算出该组储能单元的实时充放电功率。

Description

基于退役电池构建的光储充能源系统控制方法
技术领域
本发明涉及光储充领域，具体涉及基于退役电池构建的光储充能源系统控制方法。
背景技术
电动汽车由于具有节能、环保的优势，可有效缓解能源紧张、减轻大气污染等问题，已经成为汽车工业发展不可逆转的潮流。随着电动汽车的快速发展，电动汽车的电池使用量越来越大，当电动汽车电池的容量下降到初始容量的80％后就不宜再继续使用，如果直接将电池淘汰，将造成资源的巨大浪费。为了最大化利用车用动力电池的剩余价值，延长动力电池使用寿命，电动汽车淘汰下来的电池(即“退役电池”)合理的梯次利用将有效延长电池使用寿命，降低电池全寿命周期成本。
电动汽车充电站是电动汽车发展的基础设施，目前大多数充电站还是完全依赖电网提供电能，有部分文献公开了采用光储充系统的充电站，由于退役电池具备在储能系统继续使用的条件，因此，将退役电池应用于光储充系统中，可以大大减少充电站对电网的依赖性，同时还可以减少对退役电池的大量繁琐处理环节，为光储充系统真正落地推广奠定基础。基于退役电池构建的光储充系统，通过梯级利用方式，不仅可以满足自发电自用，还可以在电网故障时为重要负荷供电，平抑充电行为的随机性，控制负荷波动，提高电网电能质量。
通过对现有文献的查阅，已有部分发明人提出基于退役电池的梯次利用来构建光储充微网系统，但这些系统中往往混杂有退役电池和新电池混用储能，并且需要使用数量较多的退役电池，这些退役电池中存在类型不同，容量不同的情况，如何合理的分类组合使用，并加以针对性的调控管理是发挥退役电池利益最大化的关键。但现有技术中对储能电池控制策略设计上并没有考虑到退役电池之间存在性能上的差异，在对退役电池充放电控制上和常规新电池控制方法相同，无法确保不同性能退役电池荷电状态及充放电的均衡控制，并不能发挥各类退役电池使用寿命的最大化。况且，也未见有全部采用退役电池来构建的光储充系统，本案由此而生。
发明内容
鉴于上述现有技术中存在的不足，本发明公开一种基于退役电池构建的光储充能源系统控制方法，该能源系统中的储能模块全部采用退役电池组成，可以根据退役电池的初步检测结果来分组连接，并针对性能不同的退役电池组之间的充放电调控进行均衡调度，确保退役电池发挥出其全寿命周期利用率的最大化。
为了实现上述目的，本发明所采用的技术方案为：
基于退役电池构建的光储充能源系统控制方法，光储充能源系统中的储能模块分为多组储能单元，每组储能单元包括多个退役电池包，同组储能单元中每个退役电池包所连接的DC/DC变换器级联在一起；
能量调度系统根据光伏发电模块实时出力功率与用电负荷需求关系，结合储能模块的总实时荷电状态与设定的总荷电状态阈值关系，对储能模块充放电管理进行控制；每组储能单元分别设定组内荷电状态阈值，充放电控制时，对于已达到该组设定的组内荷电状态阈值的储能单元，控制其停止充放电动作；对于需要充放电控制的每组储能单元，依据每组储能单元的充放电权重及该组储能单元的额定充放电功率，计算出该组储能单元的实时充放电功率。
进一步，储能模块在分组时，对每个退役电池包进行检测，检测项目包括判断电池种类、外观、SOC、SOH，将同种类、且SOC及SOH相同或相近的退役电池包分到同一组储能单元中。
进一步，每组储能单元的实时充放电功率计算方法如下：
1)按下列公式计算出储能模块整体荷电状态的平均值：
Figure BDA0003327471540000031
上式中，SOCave为储能模块整体荷电状态的平均值，单位为kWh；SOCi为第i组储能单元实时荷电状态，单位为kWh；n为储能单元总组数，单位为个；
2)按下列公式计算出每组储能单元的充放电权重：
αi＝SOCave/SOCi (2)
上式中，αi为第i组储能单元的充放电权重，单位为无量纲；
3)按下列公式计算出每组储能单元的实时充放电功率：
Pstri＝Pstrin×αi (3)
上式中，Pstrin为第i组储能单元额定充放电功率，单位为kW；Pstri为第i组储能单元实时充放电功率，单位为kW。
进一步，每组储能单元中级联后DC/DC变换器的高压侧输出电压与该组储能单元中级联的N个DC/DC变换器的平均电压做差后经调节器输出；输出值叠加该组储能单元中级联后退役电池包的实时荷电状态及该组储能单元的控制电流参考值再经调节器输出；二次输出值与该组储能单元级联后退役电池包的平均荷电状态做差经调节器输出，三次输出值作为该组储能单元级联后DC/DC变换器占空比的给定信号。
进一步，在DC/DC变换器占空比控制信号处理过程中，所涉及到的参数计算公式如下：
Figure BDA0003327471540000032
上式中，uit为第i组储能单元内互相级联的DC/DC变换器的高压侧输出电压，单位为V；N为组内级联的DC/DC变换器数量；uavei为第i组储能单元内级联N组变换器的平均电压，单位为V；
Figure BDA0003327471540000041
上式中，irefi为第i组储能单元控制电流参考值，单位为A；Pstri为第i组储能单元实时充放电功率，单位为kW；udci为第i组储能单元直流母线电压，单位为V；
Figure BDA0003327471540000042
上式中，SOCit为第i组储能单元内级联后退役电池包的实时荷电状态，单位为无量纲；SOCiave为第i组储能单元内级联后退役电池包的平均荷电状态，单位为无量纲。
进一步，同组储能单元中的DC/DC变换器级联采用手拉手式串接方式级联。
进一步，当能量调度系统检测到光储充能源系统中的充电桩有车充电使用时，对电网的出力情况及储能模块的充放电控制按以下方式进行：
工况1：监测到满足公式(7)时，按公式(8)进行控制：
Figure BDA0003327471540000043
上式中：Ppv、Pload、Pev分别为光伏阵列最优出力功率、光储充能源系统中实时用电负荷功率、充电桩实时充电功率；SOC、SOCMAX分别为光储充能源系统中储能模块总荷电状态、储能模块总荷电状态上限阈值；
Figure BDA0003327471540000051
上式中，ΔP为光储充能源系统中光伏电弃电总功率，单位为kW；Pall为光伏阵列实际出力功率，单位为kW；Pg为电网实时出力功率，Pstr为储能模块总实时出力或蓄能功率，单位均为kW；
工况2：监测到满足公式(9)时，按公式(10)进行控制：
Figure BDA0003327471540000052
Figure BDA0003327471540000053
上式中，Pstr充为储能模块总实时充电功率，Pstrn为储能模块总额定充放电功率，单位均为kW；
工况3：监测到满足公式(11)时，按公式(12)进行控制：
Figure BDA0003327471540000054
Figure BDA0003327471540000055
上式中，SOCMIN为储能模块总荷电状态下限阈值；
工况4：监测到满足公式(13)时，按公式(14)进行控制：
Figure BDA0003327471540000061
Figure BDA0003327471540000062
上式中，Pstr放为储能模块总实时放电功率，单位为KW；
工况5：监测到满足公式(15)时，按公式(16)进行控制：
Figure BDA0003327471540000063
Figure BDA0003327471540000064
工况6：监测到满足公式(17)时，按公式(18)进行控制：
Figure BDA0003327471540000065
Figure BDA0003327471540000066
进一步，当能量调度系统检测到光储充能源系统中的充电桩没有车充电使用时，对电网的出力情况及储能模块的充放电控制按以下方式进行：
工况1：监测到满足公式(19)时，按公式(20)进行控制：
Figure BDA0003327471540000067
Figure BDA0003327471540000071
工况2：监测到满足公式(21)时，按公式(22)进行控制：
Figure BDA0003327471540000072
Figure BDA0003327471540000073
工况3：监测到满足公式(23)时，按公式(24)进行控制：
Figure BDA0003327471540000074
Figure BDA0003327471540000075
工况4：监测到满足公式(25)时，按公式(26)进行控制：
Figure BDA0003327471540000076
Figure BDA0003327471540000077
本发明中所构建的光储充能源系统全部采用退役电池作为储能元件，无需和新电池进行混合，可以为大量的退役电池梯次利用找到合适的应用场所。并且，本发明可以根据对退役电池类别及性能的检测结果进行分类，将同种类且性能相同或相近的电池分到一组进行级联。能源系统中的储能模块分为多组，在控制储能模块整体充放电管理时，通过协调控制层作为系统调度层和每组储能单元之间的中间层，结合每组储能单元总体荷电状态平均值及每组储能单元实时荷电状态，根据调度系统实时充放电功率需求，协调控制每组储能单元的实时充放电功率大小，满足能源系统整体能量调度需要的同时，也确保了每组储能单元荷电状态平衡、充放电均衡，有利于不同性能退役电池分组管控，最大化利用每组退役电池的剩余价值，有利于退役电池使用寿命的延长。并且，能源系统中还设置了设备控制层，主要是兼顾协调每组储能单元内各个退役电池包的实时荷电状态及输出电能的平衡性。设备控制层结合每组储能单元中各个DC/DC变换器高压侧电压值及电压均值，根据系统调度指令，实时控制每个变换器输出电流稳定性及各模块高压侧的均压，以满足能源系统整体调度需要的同时，也维持变换器的输出稳定性。
附图说明
图1为检测到充电桩有车充电时对光储充能源系统调度的流程图；
图2为检测到充电桩无车充电时对光储充能源系统调度的流程图；
图3为对退役电池进行检测分类的流程图；
图4为对储能模块中各组储能单元协调控制的流程图；
图5为对每组储能单元中各个退役电池包输出电能平衡性调控的流程图。
图6为采用本发明控制方法进行调控的一个光储充能源系统示例。
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。
本实施例公开一种基于退役电池构建的光储充能源系统控制方法，为了更好的理解整个控制过程，先以图6所示结构来构建一个基于退役电池的光储充能源系统，本发明所给出的控制方法不限于仅适用于图6中的结构，凡是采用退役电池作为储能元件的光储充系统均可适用，为了简化，本实施例仅给出其中一种结构辅助说明。
图6所构建的光储充能源站，按照能量流动方向可分解为四个组成单元，即能量采集单元、能量储存单元、能量转换单元和能量消费单元。能量采集单元是将绿色能源转换为电能输出，本实施例中是指分布式光伏发电单元，通过采集光照能源产生电能，满足能源站内能量消费单元的用电需求。能量储存单元即为将多余的电能储存下来的储能模块，本实施例中的储能模块全部采用退役电池包构成，储能模块作为光伏出力不足时释放电能满足用能需要。能量转换单元包括DC/DC模块和DC/AC模块，能量消费单元是指用电端，即用户侧单元，主要包括为电动汽车充电的直流充电桩和交流充电桩。对于大型能源站而言，用能端还可以包括照明系统、通信系统、供热/供冷系统等上述其一、部分或全部。光伏发电单元中的分布式光伏组件先连接DC/AC模块，然后经升压变压器升压后连接到第一级交流母线上，第一级交流母线电压为10KV或35KV，第一级交流母线通过降压变压器降压后连接第二交流母线，第二级交流母线电压为0.4KV，交流充电桩、照明通信系统及供冷/供热系统都从第二级交流母线上获取电能。储能模块根据退役电池的分类情况分为多组，每组储能模块中有多个类型相同且容量相同或相近的退役电池包，每个退役电池包各自连接DC/DC变换器，每组储能单元中的DC/DC变换器输出端采用手拉手式串接方式级联在一起，级联后提高输出电压，可以减少损耗，这种级联方式复杂程度远小于H桥结构，除了在物理电路上进行连接外，仅适当修改原有变换器的控制方法即可。每组储能单元输出端都连接到电压为1.5KV～3KV的直流母线上，直流充电桩从直流母线上获取电能，直流母线通过DC/AC模块转换为交流电后，再经升压变压器升压后连接到第一级交流母线上。
本实施例中的能源系统根据其规模大小以及用能端负荷大小来确定退役电池包的使用数量，通常情况下退役电池包数量为多个，考虑到退役电池的类型、电池容量等可能存在不同，为更好的加以控制和利用，可以将储能模块分为多组，每组由多个退役电池包构成，退役电池在接入能源站之前，应先进行简单项目的检测分类，无需将其拆解开，目的是将同种类且容量相近的退役电池包分在同一组储能单元中。如图3所示，对退役电池包的检测可分为电池外观检测、动力电池分类、荷电状态检测以及健康状态检测等项目。电池外观检测主要是观测电池封边或褶皱部分是否出现漏液或破损情况，将外观不合格的电池进行淘汰，目的是预防使用中安全事故的发生。动力电池分类是根据电池种类不同进行划分，如电池种类包括磷酸铁锂电池、钛酸锂电池、三元锂电池等，将同类型的电池归为一组。荷电状态(SOC)检测是判断电池充放电能力，根据其SOC值大小分多个区间来归类管理，推荐以5％区间梯次递减来划分区间，如按照80％～75％、75％～70％、70％～65％等进行划分，可以淘汰容量过低的电池。健康状态(SOH)检测主要是对电池内阻、充放电电压等进行简单评估，判断电池内部是否存在非正常的内短路情况、自放电情况、发热情况等，通过检测可以定量判断出电池的性能状态及预期使用寿命，将预期使用寿命相近或相同的电池归为一组，便于退役电池包的组合配置。
本实施例中对退役电池包的配置原则建议如下：将相同种类、外观、内部良好且荷电状态及健康状态相近的电池组归为同类退役电池包，在电站建设施工过程中，可尽量将同种类或相近种类退役电池包安装于一室或相近位置，以方便日后生产运维中对储能模块进行统一管理、维护、更换。分类后电池包按照电池种类、SOC类型、SOH类型顺序以如下原则进行配置。
1.最优方式。电站内全部储能单元内尽量将筛选后同种类电池、SOC相同区间、SOH相同类别的退役电池包为作为储能模块，该选型方式为最优方式；
2.第二优选方式。当筛选后电池包数量难以具备上述“最优方式”进行匹配，则在每一个储能单元内退役电池包配置尽量满足“最优方式”基础上，电站内储能单元类别按照电池种类在满足“最优方式”基础上进行分类；
3.第三优选方式。当筛选后电池包数量难以具备最优方式及第二优先方式进行匹配，除在储能单元内储能配置上尽量满足“最优方式”及“第二优先方式”基础上，应优先选用电池种类相同，结合SOC、SOH类别，选择SOC、SOH类别尽量相近退役电池包作为储能模块；
4.第四优选方式。当筛选后电池包种类、SOC及SOH类别较多，难以满足上述三种配置方式时，则按照电池种类、SOC类别、SOH类别相同或相近程度选用合适个数退役电池包作为储能模块。
能源系统在具备上述四个单元基础上，还包括智能控制器和协调控制器，智能控制器实时采集电站内两种充电桩的用能状态，依托充电桩使用状态充电与否作为判断条件，结合光伏阵列、储能模块剩余电量，在管控系统调配下控制各个设备精准响应指令要求，如对整个储能模块的充放电进行调控管理。由于本发明中所构建的能源系统中全部采用退役电池作为储能元件，为了更合理的利用各种性能不一的退役电池，储能模块根据退役电池检测分类情况划分为多组，在储能模块与智能控制器之间设置了用于控制每组储能单元中退役电池充放电的协调控制器。协调控制器结合储能模块总体荷电状态平均值及每组储能单元实时荷电状态，根据调度系统实时充放电功率需求，协调控制每组储能单元实时充(放)电大小，满足能源系统整体能量调度需要的同时，也确保每组储能单元荷电状态平衡及充放电均衡。
上述构建的光储充能源系统的控制方法，结合场景实际需求，控制策略可分为能量调度层、协调控制层及设备控制层，主要内容概括如下：能量调度系统根据光伏发电模块实时出力功率与用电负荷需求关系，结合储能模块的总实时荷电状态与设定的总荷电状态阈值关系，对储能模块充放电管理进行控制；每组储能单元分别设定组内荷电状态阈值，充放电控制时，对于已达到该组设定的组内荷电状态阈值的储能单元，控制其停止充放电动作；对于需要充放电控制的每组储能单元，依据每组储能单元的充放电权重及该组储能单元的额定充放电功率，计算出该组储能单元的实时充放电功率。
其中，能量调度层实时采集系统内充电桩是否有充电的用能需要，依托充电与否作为判断条件，结合光伏阵列、储能模块剩余电量，调动充电系统、热泵系统、通信系统、照明系统等各设备协同配合，精准响应指令要求。根据光伏阵列出力情况及储能模块设置上下限阈值等约束条件的随机组合状态调制出的光伏阵列、储能模块、电网等适配响应情况，设定响应情况内关键参数总储能模块储能上限阈值SOCMAX、总储能模块储能下限阈值SOCMIN、总储能模块额定充(放)电功率Pstrn。
Figure BDA0003327471540000121
式中，SOCMAX为总储能模块储能上限，单位为kWh；SOCiMAX为每组储能单元储能上限，单位为kWh；n为储能单元总组数，单位为个。
Figure BDA0003327471540000122
式中，SOCMIN为总储能模块储能下限，单位为kWh；SOCiMIN为每组储能单元储能下限，单位为kWh。
Figure BDA0003327471540000123
Figure BDA0003327471540000124
Figure BDA0003327471540000125
式中，Pstrn为总储能模块额定充(放)电功率，单位为kW；Pstrin为第i组储能单元额定充(放)电功率，单位为kW；Pstrin充及Pstrin放分别为第i组储能单元额定充电功率及放电功率，单位为kW。在充、放电工况中，当个别储能单元达到自身荷电状态上限或下限阈值时，个别储能单元无法进行充电或放电。
有车充电、无车充电条件下含工况分别为6及4种，如图1和图2所示，具体分析过程详见如下内容：
有车充电工况1：监测到满足公式(6)时，按公式(7)进行控制：
Figure BDA0003327471540000131
上式中：Ppv、Pload、Pev分别为光伏阵列最优出力功率、光储充能源系统中实时用电负荷功率、充电桩实时充电功率；SOC、SOCMAX分别为光储充能源系统中储能模块总荷电状态、储能模块总荷电状态上限阈值；
Figure BDA0003327471540000132
上式中，ΔP为光储充能源系统中光伏电弃电总功率，单位为kW；Pall为光伏阵列实际出力功率，单位为kW；Pg为电网实时出力功率，Pstr为储能模块总实时出力或蓄能功率，单位均为kW；
有车充电工况2：监测到满足公式(8)时，按公式(9)进行控制：
Figure BDA0003327471540000133
Figure BDA0003327471540000134
上式中，Pstr充为储能模块总实时充电功率，Pstrn为储能模块总额定充放电功率，单位均为kW；
有车充电工况3：监测到满足公式(10)时，按公式(11)进行控制：
Figure BDA0003327471540000141
Figure BDA0003327471540000142
上式中，SOCMIN为储能模块总荷电状态下限阈值；
有车充电工况4：监测到满足公式(12)时，按公式(13)进行控制：
Figure BDA0003327471540000143
Figure BDA0003327471540000144
上式中，Pstr放为储能模块总实时放电功率，单位为KW；
有车充电工况5：监测到满足公式(14)时，按公式(15)进行控制：
Figure BDA0003327471540000145
Figure BDA0003327471540000146
有车充电工况6：监测到满足公式(16)时，按公式(17)进行控制：
Figure BDA0003327471540000151
Figure BDA0003327471540000152
无车充电工况1：监测到满足公式(18)时，按公式(19)进行控制：
Figure BDA0003327471540000153
Figure BDA0003327471540000154
无车充电工况2：监测到满足公式(20)时，按公式(21)进行控制：
Figure BDA0003327471540000155
Figure BDA0003327471540000156
无车充电工况3：监测到满足公式(22)时，按公式(23)进行控制：
Figure BDA0003327471540000157
Figure BDA0003327471540000158
无车充电工况4：监测到满足公式(24)时，按公式(25)进行控制：
Figure BDA0003327471540000161
Figure BDA0003327471540000162
协调控制层为系统调度层及各个储能单元的中间层，结合储能模块总体荷电状态平均值及每组储能单元实时荷电状态，根据调度系统实时充放电功率需求，协调控制每组储能单元实时充(放)电大小，满足电站整体能量调度需要同时，也确保每个储能单元荷电状态平衡、充、放电均衡。如图4所示，具体协调控制步骤如下：
1)协调控制系统采集每组储能单元荷电状态，加和平均求得储能模块整体荷电状态平均值，计算公式如下：
Figure BDA0003327471540000163
上式中，SOCave为储能模块整体荷电状态的平均值，单位为kWh；SOCi为第i组储能单元实时荷电状态，单位为kWh；n为储能单元总组数，单位为个；
2)储能模块平均荷电状态与每组储能单元实时荷电状态作比较，求得每组储能单元的充放电权重，计算公式如下：
αi＝SOCave/SOCi (27)
上式中，αi为第i组储能单元的充放电权重，单位为无量纲；
3)根据每组储能单元充放电权重及每组储能单元额定充放电功率，结合调度需求，得出每组储能单元实时充放电功率，计算公式如下：
Pstri＝Pstrin×αi (28)
上式中，Pstrin为第i组储能单元额定充放电功率，单位为kW；Pstri为第i组储能单元实时充放电功率，单位为kW。
设置初始循环次数t为1，根据内循环指令，一次循环内，综合各组储能单元荷电状态实现系统充电或放电过程中所有储能单元的均衡分配，直到系统跳出内循环。
t＝t+1 (29)
式中，t为第t次循环，单位为次。内循环持续，直到总储能模块收到调度指令，毋需进行充(放)电，循环终止。
设备控制层主要功能为兼顾协调每组储能单元内各个退役电池包实时荷电状态及输出电能的平衡性。设备控制层结合各个DC/DC变换器高压侧电压值及电压均值，根据系统调度指令，实时控制每个变换器输出电流稳定和各模块高压侧的均压，以满足电站整体调度需要同时也维持变换器输出稳定性。以第i组储能单元为例，N组变换器模块化控制策略概括如下：每组储能单元中级联后DC/DC变换器的高压侧输出电压与该组储能单元中级联的N个DC/DC变换器的平均电压做差后经调节器输出；输出值叠加该组储能单元中级联后退役电池包的实时荷电状态及该组储能单元的控制电流参考值再经调节器输出；二次输出值与该组储能单元级联后退役电池包的平均荷电状态做差经调节器输出，三次输出值作为该组储能单元级联后DC/DC变换器占空比的给定信号。
如图5所示，图中，ui1…uiN分别为采集到第i组储能单元内互相级联的各个DC/DC变换器高压侧输出电压，单位为V；在DC/DC变换器占空比控制信号处理过程中，所涉及到的参数计算公式如下：
Figure BDA0003327471540000171
上式中，uit为第i组储能单元内互相级联的DC/DC变换器的高压侧输出电压，单位为V，为避免公式(30)中的N所表示的组内级联的DC/DC变换器数量含义与图5中uiN下标中的N代表的N组储能单元产生混淆，此处高压侧输出电压下标用t来区分，下面出现的公式中的N表示变换器数量；uavei为第i组储能单元内级联N组变换器的平均电压，单位为V；
Figure BDA0003327471540000181
上式中，irefi为第i组储能单元控制电流参考值，单位为A；Pstri为第i组储能单元实时充放电功率，单位为kW；udci为第i组储能单元直流母线电压，单位为V；
Figure BDA0003327471540000182
上式中，SOCit为第i组储能单元内级联后退役电池包的实时荷电状态，单位为无量纲；SOCiave为第i组储能单元内级联后退役电池包的平均荷电状态，单位为无量纲。
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 (8)

1.基于退役电池构建的光储充能源系统控制方法，其特征在于：光储充能源系统中的储能模块分为多组储能单元，每组储能单元包括多个退役电池包，同组储能单元中每个退役电池包所连接的DC/DC变换器级联在一起；
能量调度系统根据光伏发电模块实时出力功率与用电负荷需求关系，结合储能模块的总实时荷电状态与设定的总荷电状态阈值关系，对储能模块充放电管理进行控制；每组储能单元分别设定组内荷电状态阈值，充放电控制时，对于已达到该组设定的组内荷电状态阈值的储能单元，控制其停止充放电动作；对于需要充放电控制的每组储能单元，依据每组储能单元的充放电权重及该组储能单元的额定充放电功率，计算出该组储能单元的实时充放电功率。
2.根据权利要求1所述的基于退役电池构建的光储充能源系统控制方法，其特征在于：储能模块在分组时，对每个退役电池包进行检测，检测项目包括判断电池种类、外观、SOC、SOH，将同种类、且SOC及SOH相同或相近的退役电池包分到同一组储能单元中。
3.根据权利要求1所述的基于退役电池构建的光储充能源系统控制方法，其特征在于：每组储能单元的实时充放电功率计算方法如下：
1)按下列公式计算出储能模块整体荷电状态的平均值：
Figure FDA0003327471530000011
上式中，SOCave为储能模块整体荷电状态的平均值，单位为kWh；SOCi为第i组储能单元实时荷电状态，单位为kWh；n为储能单元总组数，单位为个；
2)按下列公式计算出每组储能单元的充放电权重：
αi＝SOCave/SOCi (2)
上式中，αi为第i组储能单元的充放电权重，单位为无量纲；
3)按下列公式计算出每组储能单元的实时充放电功率：
Pstri＝Pstrin×αi (3)
上式中，Pstrin为第i组储能单元额定充放电功率，单位为kW；Pstri为第i组储能单元实时充放电功率，单位为kW。
4.根据权利要求1所述的基于退役电池构建的光储充能源系统控制方法，其特征在于：每组储能单元中级联后DC/DC变换器的高压侧输出电压与该组储能单元中级联的N个DC/DC变换器的平均电压做差后经调节器输出；输出值叠加该组储能单元中级联后退役电池包的实时荷电状态及该组储能单元的控制电流参考值再经调节器输出；二次输出值与该组储能单元级联后退役电池包的平均荷电状态做差经调节器输出，三次输出值作为该组储能单元级联后DC/DC变换器占空比的给定信号。
5.根据权利要求4所述的基于退役电池构建的光储充能源系统控制方法，其特征在于：在DC/DC变换器占空比控制信号处理过程中，所涉及到的参数计算公式如下：
Figure FDA0003327471530000021
上式中，uit为第i组储能单元内互相级联的DC/DC变换器的高压侧输出电压，单位为V；N为组内级联的DC/DC变换器数量；uavei为第i组储能单元内级联N组变换器的平均电压，单位为V；
Figure FDA0003327471530000022
上式中，irefi为第i组储能单元控制电流参考值，单位为A；Pstri为第i组储能单元实时充放电功率，单位为kW；udci为第i组储能单元直流母线电压，单位为V；
Figure FDA0003327471530000031
上式中，SOCit为第i组储能单元内级联后退役电池包的实时荷电状态，单位为无量纲；SOCiave为第i组储能单元内级联后退役电池包的平均荷电状态，单位为无量纲。
6.根据权利要求1所述的基于退役电池构建的光储充能源系统控制方法，其特征在于：同组储能单元中的DC/DC变换器级联采用手拉手式串接方式级联。
7.根据权利要求1所述的基于退役电池构建的光储充能源系统控制方法，其特征在于：当能量调度系统检测到光储充能源系统中的充电桩有车充电使用时，对电网的出力情况及储能模块的充放电控制按以下方式进行：
工况1：监测到满足公式(7)时，按公式(8)进行控制：
Figure FDA0003327471530000032
上式中：Ppv、Pload、Pev分别为光伏阵列最优出力功率、光储充能源系统中实时用电负荷功率、充电桩实时充电功率；SOC、SOCMAX分别为光储充能源系统中储能模块总荷电状态、储能模块总荷电状态上限阈值；
Figure FDA0003327471530000033
上式中，ΔP为光储充能源系统中光伏电弃电总功率，单位为kW；Pall为光伏阵列实际出力功率，单位为kW；Pg为电网实时出力功率，Pstr为储能模块总实时出力或蓄能功率，单位均为kW；
工况2：监测到满足公式(9)时，按公式(10)进行控制：
Figure FDA0003327471530000041
Figure FDA0003327471530000042
上式中，Pstr充为储能模块总实时充电功率，Pstrn为储能模块总额定充放电功率，单位均为kW；
工况3：监测到满足公式(11)时，按公式(12)进行控制：
Figure FDA0003327471530000043
Figure FDA0003327471530000044
上式中，SOCMIN为储能模块总荷电状态下限阈值；
工况4：监测到满足公式(13)时，按公式(14)进行控制：
Figure FDA0003327471530000045
Figure FDA0003327471530000046
上式中，Pstr放为储能模块总实时放电功率，单位为KW；
工况5：监测到满足公式(15)时，按公式(16)进行控制：
Figure FDA0003327471530000051
Figure FDA0003327471530000052
工况6：监测到满足公式(17)时，按公式(18)进行控制：
Figure FDA0003327471530000053
Figure FDA0003327471530000054
8.根据权利要求7所述的基于退役电池构建的光储充能源系统控制方法，其特征在于：当能量调度系统检测到光储充能源系统中的充电桩没有车充电使用时，对电网的出力情况及储能模块的充放电控制按以下方式进行：
工况1：监测到满足公式(19)时，按公式(20)进行控制：
Figure FDA0003327471530000055
Figure FDA0003327471530000056
工况2：监测到满足公式(21)时，按公式(22)进行控制：
Figure FDA0003327471530000057
Figure FDA0003327471530000061
工况3：监测到满足公式(23)时，按公式(24)进行控制：
Figure FDA0003327471530000062
Figure FDA0003327471530000063
工况4：监测到满足公式(25)时，按公式(26)进行控制：
Figure FDA0003327471530000064
Figure FDA0003327471530000065
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