CN116544982A - 一种光伏消纳与峰谷套利的光储系统及其控制方法 - Google Patents

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CN116544982A CN202310631563.XA CN202310631563A CN116544982A CN 116544982 A CN116544982 A CN 116544982A CN 202310631563 A CN202310631563 A CN 202310631563A CN 116544982 A CN116544982 A CN 116544982A
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万俊杰
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Jiangsu Ankeri Microgrid Research Institute Co ltd
Acrel Co Ltd
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Abstract

本发明涉及一种光伏消纳与峰谷套利的光储系统及其控制方法，其中光储系统包括能量管理系统以及分别与能量管理系统连接的光伏发电单元、储能系统、负荷单元及智能电表，所述的储能系统由至少一个储能单元组成；所述能量管理系统首先获取光伏发电单元以及各个储能单元的运行信息，其次通过实时分析当前用电功率与上报需量功率的差值，结合分时电价时段、光伏发电功率及储能单元当前状态，满足在上报需量功率下根据预设的峰平谷时段对各储能单元进行协调控制；所述的储能单元根据能量管理系统的调度指令实现能量的吸收和释放。与现有技术相比，本发明具有实现了光储系统多目标下的有效控制等优点。

Description

一种光伏消纳与峰谷套利的光储系统及其控制方法
技术领域
本发明涉及新型电力系统下的光储协调控制领域，尤其是涉及一种光伏消纳与峰谷套利的光储系统及其控制方法。
背景技术
在“双碳”目标下，传统电力系统已逐渐向以新能源发电为主体的新型电力系统转变。尤其在用户侧，开始大规模部署分布式光伏和储能系统，以降低企业用电的碳排放和用电成本。但由于这些重资产主要由企业自己承担，所以对于企业来说，在保证用电可靠性的前提下，实现经济最大化是其当前追求的最大目标。
而对于光伏和储能系统的控制，目前还是以单一目标为主，如降低需量、峰谷套利等，但这对于光储系统来说，并未实现其经济最大化。
经过检索中国专利CN110880759A公开了一种基于实时电价机制的光储微网的能量管理方法和系统，具体公开了判断光储微网是否向电网倒送电，若是，关闭光储微网中的各功率变换模块；若未向电网倒送电，判断当前时段下储能系统的度电成本是否大于当前时段的购电电价；若大于，则：光储微网从电网吸收的功率如果足以满足本地负载功率需求，优先满足本地负载功率需求，剩余功率叠加全部的光伏发电功率给储能系统充电，如果不足以满足本地负载功率需求，叠加部分光伏发电功率优先满足本地负载功率需求，光伏剩余发电功率给储能系统充电；若不大于，则：光伏发电功率和储能系统放电功率共同给本地负载供电，满足本地负载功率需求。但是该现有专利考虑方式还是以单一目标为主，因此如何实现既降低企业需量电费、又提高光伏发电自用比例、还可以增加光储系统综合收益的这种多目标下控制，成为当下关注的重点。
发明内容
本发明的目的就是为了克服上述现有技术存在的缺陷而提供一种光伏消纳与峰谷套利的光储系统和控制方法，通过不同时段的控制策略，在满足企业设定的需量定值下，利用储能系统提高光伏发电的自用比例，并结合峰谷价差进行套利，最大化利用光伏和储能系统的优势，为企业降低用电成本。
本发明的目的可以通过以下技术方案来实现：
根据本发明的一个方面，提供了一种光伏消纳与峰谷套利的光储系统，包括能量管理系统以及分别与能量管理系统连接的光伏发电单元、储能系统、负荷单元及智能电表，所述的储能系统由至少一个储能单元组成；
所述能量管理系统首先获取光伏发电单元以及各个储能单元的运行信息，其次通过实时分析当前用电功率与上报需量功率的差值，结合分时电价时段、光伏发电功率及储能单元当前状态，满足在上报需量功率下根据预设的峰平谷时段对各储能单元进行协调控制；所述的储能单元根据能量管理系统的调度指令实现能量的吸收和释放。
作为优选的技术方案，所述的光伏发电单元包括相互连接的光伏组件和逆变器，所述的逆变器将当前发电功率Ppv上传至能量管理系统。
作为优选的技术方案，所述的能量管理系统通过执行控制策略之前，先结合当前光伏发电功率Ppv、负荷用电功率Pr、各个储能单元的荷电状态SOCi、预设上报的需量值Pset及分时电价进行分析。
作为优选的技术方案，所述的储能单元包括储能电池、储能变流器和电池管理系统，所述的电池管理系统实时读取各储能电池的荷电状态SOCi并上传至能量管理系统。
作为优选的技术方案，所述的负荷单元分为可调负荷和不可调负荷；所述的智能电表用于获取负荷回路上的实时用电功率值Pr并反馈至能量管理系统。
根据本发明的另一个方面，提供了一种用于所述光伏消纳与峰谷套利的光储系统的控制方法，所述控制方法包括低谷时段控制策略、平时段控制策略及高峰时段控制策略，具体包括以下步骤：
步骤S1，获取系统当前时间t，判断当前时间所属时段，当前时间所属时段分为低谷时段、平时段和高峰时段；
步骤S2，获取负荷回路上的实时用电功率值Pr，读取各个储能电池的荷电状态SOCi，若Pr≥Pset，执行步骤S3，若Pr＜Pset执行步骤S4；
步骤S3，执行放电功能；
步骤S4，执行充电功能；
步骤S5，根据步骤S1所获取的所属时段，若为低谷时段则执行步骤S6，若为平时段则执行步骤S7，若为高峰时段则执行步骤S8；
步骤S6，执行充电功能；
步骤S7，所有储能单元做待机处理；
步骤S8，执行放电功能。
作为优选的技术方案，所述的步骤S3，具体包括以下步骤：
步骤S31，计算当前负荷回路实时功率值与上报需量值的差值ΔP0＝Pr-Pset；
步骤S32，判断满足放电的储能单元，即是否SOCi≥SOCmin，其中SOCmin为各个储能单元电量约束的下限，若为是，计算当前满足放电要求的储能单元总的剩余电量其中N为储能单元的个数，Ei为各个储能单元的额定容量；否则，做待机处理；
步骤S33，判断满足放电的储能单元的放电功率之和是否满足需求差值，即是否其中Pei为各储能单元的额定放电功率，若为是，则各储能单元执行放电指令1，其中放电功率为Pi＝ΔP0*SOCi*Ei/Et)；否则，则各储能单元按照额定功率进行放电，剩余部分容量差值通过切负荷处理，其中所切负荷的大小为除去储能出力剩余的功率值，即所切负荷值/>其中i为对应满足放电要求的储能单元。
作为优选的技术方案，所述的步骤S4，具体包括以下步骤：
步骤S41，判断是否Ppv≥Pr，其中Ppv为光伏发电的总功率，若为是，则计算当前光伏发电功率与负荷回路实时功率值的差值ΔP1＝Ppv-Pr；否则，执行步骤S5；
步骤S42，判断满足充电的储能单元，即是否SOCi≤SOCmax，其中SOCmax为各个储能单元电量约束的上限，若为是，计算当前储能系统充电电量裕度否则，做待机处理；
步骤S43，判断满足充电的储能单元的可充电功率之和是否小于等于光伏多余的差值，即是否其中Pei为各储能单元的额定充电功率，若为是，则储能单元执行充电指令1，其中充电功率为Pi＝Pei，否则，储能单元执行充电指令2，其中充电功率为Pi＝ΔP1*((1-SOCi)*Ei/Em)。
作为优选的技术方案，所述的步骤S6，具体包括以下步骤：
步骤S61，计算设置需量值下可充电的余量ΔP2＝Pset+Ppv-Pr；
步骤S62，执行步骤S42；
步骤S63，判断满足充电的储能单元的可充电功率之和是否小于等于设置需量值下可充电的余量，即是否若为是，则储能单元执行充电指令1，否则，执行充电指令3，其中充电功率为Pi＝ΔP2*((1-SOCi)*Ei/Em)。
作为优选的技术方案，所述的步骤S8，具体包括以下步骤：
步骤S81，计算负荷需求与光伏发电之间的差值ΔP3＝Pr-Ppv；
步骤S82，执行步骤S32；
步骤S83，判断满足放电的储能单元的放电功率之和是否满足需求差值，即若为是，则储能单元执行放电指令2，其中放电功率为Pi＝Pei；若不满足，则储能单元执行放电指令3，其中放电功率为Pi＝ΔP3*SOCi*Ei/Et)。
与现有技术相比，本发明具有以下优点：
1)本发明通过在不同时段下的控制策略，在确保需量控制的目标下，增加光伏消纳，提高了光伏的利用效率；
2)本发明利用峰谷价差进行套利，提升光储系统的综合收益，实现光储系统多目标下的有效控制。
附图说明
图1为本发明光储系统组成图；
图2为本发明时序判断流程图；
图3为本发明高峰时段控制策略流程图；
图4为本发明平时段控制策略流程图；
图5为本发明低谷时段控制策略流程图；
图1中标号所示：
1、能量管理系统，2、电网，3、智能电表，4、光伏发电单元，41、逆变器，5、储能单元，51、储能电池，52、储能变流器，53、电池管理系统，6、负荷单元，61、可调负荷，62、不可调负荷。
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，显然，所描述的实施例是本发明的一部分实施例，而不是全部实施例。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的前提下所获得的所有其他实施例，都应属于本发明保护的范围。
如图1所示，是本发明需量控制下的光伏消纳与峰谷套利的光储系统的一种实施例的示意图，该系统包括光伏发电单元4、多个储能单元5、负荷单元6、智能电表3和能量管理系统(EMS)1。其中储能单元5包括储能变流器52、储能电池51及电池管理系统(BMS)53。
光伏发电单元4，主要通过光伏组件、逆变器41将太阳能转化为电能，为企业提供绿电；其中逆变器41能够将当前的发电功率Ppv上传至能量管理系统1；
储能单元5，主要通过储能电池51和储能变流器52，根据能量管理的调度指令，实现能量的吸收和释放；其中电池管理系统53实时读取各储能电池51的SOCi，并上送至能量管理系统1。
负荷单元6，作为市电、光伏、储能提供能量的对象，分为可调负荷61和不可调负荷62；并配有智能电表3，用于获取负荷回路上的实时用电功率值Pr，并反馈到能量管理系统1；
能量管理系统(EMS)1，主要通过对系统时间t所在预设时间段的判断，结合当前光伏发电功率Ppv、负荷用电功率Pr、各个储能单元5的状态SOCi、预设上报的需量值Pset及分时电价进行分析，执行低谷时段、平时段及高峰时段对应的控制策略。
能量管理系统(EMS)1通过实时分析当前用电功率与上报需量功率的差值，结合分时电价时段、光伏发电功率及储能单元当前状态，满足在上报需量功率下根据预设的峰平谷时段对储能进行协调控制，实现峰谷套利，降低用电企业用电成本；对光伏高发进行光伏消纳，提高光伏自发自用比例，提升光伏综合电价。本发明，能够结合负荷实时功率、光伏发电及储能系统的荷电状态对储能系统进行有效控制，在满足需量控制下，提升光伏消纳比例，降低企业用电成本。
控制方式实施过程，包括如下步骤：
步骤S1，获取系统当前时间t，判断当前时间所属时段，如图2所示。若属于低谷时段，则跳到步骤S2，执行控制策略3(低谷时段控制策略)，如图5所示；若属于平时段，则跳到步骤S3，执行控制策略2(平时段控制策略)，如图4所示；否则，跳到步骤S4，执行控制策略1(高峰时段控制策略)，如图3所示。
步骤S2，首先获取当前负荷实际功率Pr、监测各个储能单元5的SOCi，并判断当前负荷与上报需量值Pset。
步骤S21，若Prs≥Pset，第一步：计算当前负荷功率与上报需量值的差值ΔP0＝Pr-Pset。第二步，判断满足放电的储能单元5，对于满足放电的储能单元5，计算当前满足放电要求的储能单元5总的剩余电量其中N为储能单元5的个数，Ei为各个储能单元5的额定容量，SOCi为各个储能单元5当前的荷电状态。储能单元5满足放电要求，即对应的SOCi≥SOCmin，其中SOCmin为各个储能单元5电量约束的下限。第三步，判断满足放电的储能单元5的放电功率之和是否满足需求差值，即/>其中Pei为各储能单元5的额定放电功率。若满足，则各个满足放电要求的储能单元5执行放电指令，其中放电功率为Pi＝ΔP0*(SOC*Ei/ET)。若不满足，则各个满足放电要求的储能单元5按照额定功率进行放电，剩余部分容量差值通过切负荷处理，其中所切负荷大小为除去储能出力剩余的功率值，即所切负荷值为/>i为对应满足放电要求的储能单元5。对于不满足放电要求的储能单元5，均做待机处理。
步骤S22，若Pr＜Pswt，第一步，判断Ppv≥Pr，其中Ppv为光伏发电的总功率，若是，则计算光伏功率与负荷功率的差值ΔP1＝×Ppv-Pr。第二步：判断满足充电的储能单元5，对于满足充电的储能单元5，计算当前储能系统充电电量裕度其中N为储能单元5的个数，Ei为各个储能单元5的额定容量，SOCi为各个储能单元5当前的荷电状态。储能单元5满足充电要求，即对应的SOCi≤SOCmax，其中SOCmax为各个储能单元5电量约束的上限。第三步：判断满足充电的储能单元5的可充电功率之和是否小于等于光伏多余的差值，即/>其中Pei为各储能单元5的额定充电功率。若满足，则各个满足充电的储能单元5执行充电指令，其中充电功率为Pi＝Pei。若不满足，则各个满足充电的储能单元5执行充电指令，其中充电功率为Pi＝ΔP1*((1-SOCi)*Ei/Em)。第四步：返回第一步，判断Ppv≥Pr，若不满足，则计算设置需量值下可充电的余量ΔP2＝Pset+Ppv-Pr。第五步：重复第二步。第六步：判断满足充电的储能单元5的可充电功率之和是否小于等于设置需量值下可充电的余量，即/>其中Pei为各储能单元5的额定充电功率。若满足，则各个满足充电的储能单元5执行充电指令，其中充电功率为Pi＝Pei。若不满足，则各个满足充电的储能单元5执行充电指令，其中充电功率为Pi＝ΔP2*((1-SOCi)*Ei/Em)。对于不满足充电要求的储能单元5，均做待机处理。
步骤S3，首先获取当前负荷实际功率Pr、监测各个储能单元5的SOCi，并判断当前符合与上报需量值Pset。
步骤S31，若Pr≥Pset，第一步，计算当前负荷功率与上报需量值的差值ΔP0＝Pr-Pset。第二步，判断满足放电的储能单元5，对于满足放电的储能单元5，计算当前满足放电要求的储能单元5总的剩余电量其中N为储能单元5的个数，Ei为各个储能单元5的额定容量，SOCi为各个储能单元5当前的荷电状态。储能单元5满足放电要求，即对应的SOCi≥SOCmin，其中SOCmin为各个储能单元5电量约束的下限。第三步，判断满足放电的储能单元5的放电功率之和是否满足需求差值，即/>其中Pei为各储能单元5的额定放电功率。若满足，则各个满足放电要求的储能单元5执行放电指令，其中放电功率为Pi＝ΔP0*(SOCi*Ei/Et)。若不满足，则各个满足放电要求的储能单元5按照额定功率进行放电，剩余部分容量差值通过切负荷处理，其中所切负荷大小为除去储能出力剩余的功率值，即所切负荷值为/>i为对应满足放电要求的储能单元5。对于不满足放电要求的储能单元5，均做待机处理。
步骤S32，若Pr＜Pset，第一步，判断Ppv≥Pr，其中Ppv为光伏发电的总功率，若是，则计算光伏功率与负荷功率的差值ΔP1＝Ppv-Pr。第二步：判断满足充电的储能单元5，对于满足充电的储能单元5，计算当前储能系统充电电量裕度其中N为储能单元5的个数，Ei为各个储能单元5的额定容量，SOCi为各个储能单元5当前的荷电状态。储能单元5满足充电要求，即对应的SOCi≤SOCmax，其中SOCmax为各个储能单元5电量约束的上限。第三步：判断满足充电的储能单元5的可充电功率之和是否小于等于光伏多余的差值，即/>其中Pei为各储能单元5的额定充电功率。若满足，则各个满足充电的储能单元5执行充电指令，其中充电功率为Pi＝Pei。若不满足，则各个满足充电的储能单元5执行充电指令，其中充电功率为Pi＝ΔP1*((1-SOCi)*Ei/Em)。第四步：返回第一步，判断Ppv≥Pr，若不满足，则所有储能单元5均做待机处理。
步骤S4，首先获取当前负荷实际功率Pr、监测各个储能单元5的SOCi，并判断当前符合与上报需量值Pset。
步骤S41，若Pr≥Pset，第一步，计算当前负荷功率与上报需量值的差值ΔP0＝Pr-Pset。第二步，判断满足放电的储能单元5，对于满足放电的储能单元5，计算当前满足放电要求的储能单元5总的剩余电量其中N为储能单元5的个数，Ei为各个储能单元5的额定容量，SOCi为各个储能单元5当前的荷电状态。储能单元5满足放电要求，即对应的SOCi≥SOCmin，其中SOCmin为各个储能单元5电量约束的下限。第三步，判断满足放电的储能单元5的放电功率之和是否满足需求差值，即/>其中Pei为各储能单元5的额定放电功率。若满足，则各个满足放电要求的储能单元5执行放电指令，其中放电功率为Pi＝ΔP0*SOCi*Ei/Et)。若不满足，则各个满足放电要求的储能单元5按照额定功率进行放电，剩余部分容量差值通过切负荷处理，其中所切负荷大小为除去储能出力剩余的功率值，即所切负荷值为/>i为对应满足放电要求的储能单元5。对于不满足放电要求的储能单元5，均做待机处理。
步骤S42，若Pr＜Pset，第一步，判断Ppv≥Pr，其中Ppv为光伏发电的总功率，若是，则计算光伏功率与负荷功率的差值ΔP1＝Ppv-Pr。第二步：判断满足充电的储能单元5，对于满足充电的储能单元5，计算当前储能系统充电电量裕度其中N为储能单元5的个数，Ei为各个储能单元5的额定容量，SOCi为各个储能单元5当前的荷电状态。储能单元5满足充电要求，即对应的SOCi≤SOCmax，其中SOCmax为各个储能单元5电量约束的上限。第三步：判断满足充电的储能单元5的可充电功率之和是否小于等于光伏多余的差值，即/>其中Pei为各储能单元5的额定充电功率。若满足，则各个满足充电的储能单元5执行充电指令，其中充电功率为Pi＝Pei。若不满足，则各个满足充电的储能单元5执行充电指令，其中充电功率为Pi＝ΔP1*((1-SOCi)*Ei/Em)。第四步：返回第一步，判断Ppv≥Pr，若不满足，则计算负荷需求与光伏发电之间的差值ΔP3＝Pr-Ppv。第五步：判断满足放电的储能单元5，对于满足放电的储能单元5，计算当前满足放电要求的储能单元5总的剩余电量/> 其中N为储能单元5的个数，Ei为各个储能单元5的额定容量，SOCi为各个储能单元5当前的荷电状态。储能单元5满足放电要求，即对应的SOCi≥SOCmin，其中SOCmin为各个储能单元5电量约束的下限。第六步：判断满足放电的储能单元5的放电功率之和是否满足需求差值，即/>其中Pei为各储能单元5的额定放电功率。若满足，则各个满足放电要求的储能单元5执行放电指令，其中放电功率为Pi＝Pei；若不满足，则各个满足放电要求的储能单元5执行放电指令，其中放电功率为Pi＝ΔP3*SOCi*Ei/Et)。
以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到各种等效的修改或替换，这些修改或替换都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应以权利要求的保护范围为准。

Claims (10)

1.一种光伏消纳与峰谷套利的光储系统，其特征在于，包括能量管理系统(1)以及分别与能量管理系统(1)连接的光伏发电单元(4)、储能系统、负荷单元(6)及智能电表(3)，所述的储能系统由至少一个储能单元(5)组成；
所述能量管理系统(1)首先获取光伏发电单元(4)以及各个储能单元(5)的运行信息，其次通过实时分析当前用电功率与上报需量功率的差值，结合分时电价时段、光伏发电功率及储能单元当前状态，满足在上报需量功率下根据预设的峰平谷时段对各储能单元进行协调控制；所述的储能单元(5)根据能量管理系统(1)的调度指令实现能量的吸收和释放。
2.根据权利要求1所述的一种光伏消纳与峰谷套利的光储系统，其特征在于，所述的光伏发电单元(4)包括相互连接的光伏组件和逆变器(41)，所述的逆变器(41)将当前发电功率Ppv上传至能量管理系统(1)。
3.根据权利要求1所述的一种光伏消纳与峰谷套利的光储系统，其特征在于，所述的能量管理系统(1)通过执行控制策略之前，先结合当前光伏发电功率Ppv、负荷用电功率Pr、各个储能单元(5)的荷电状态SOCi、预设上报的需量值Pset及分时电价进行分析。
4.根据权利要求1所述的一种光伏消纳与峰谷套利的光储系统，其特征在于，所述的储能单元(5)包括储能电池(51)、储能变流器(52)和电池管理系统(53)，所述的电池管理系统(53)实时读取各储能电池(51)的荷电状态SOCi并上传至能量管理系统(1)。
5.根据权利要求1所述的一种光伏消纳与峰谷套利的光储系统，其特征在于，所述的负荷单元(6)分为可调负荷(61)和不可调负荷(62)；所述的智能电表(3)用于获取负荷回路上的实时用电功率值Pr并反馈至能量管理系统(1)。
6.一种用于权利要求1所述光伏消纳与峰谷套利的光储系统的控制方法，其特征在于，所述控制方法包括低谷时段控制策略、平时段控制策略及高峰时段控制策略，所述控制方法具体包括以下步骤：
步骤S1，获取系统当前时间t，判断当前时间所属时段，当前时间所属时段分为低谷时段、平时段和高峰时段；
步骤S2，获取负荷回路上的实时用电功率值Pr，读取各个储能电池(51)的荷电状态SOCi，若Pr≥Pset，执行步骤S3，若Pr＜Pset执行步骤S4；
步骤S3，执行放电功能；
步骤S4，执行充电功能；
步骤S5，根据步骤S1所获取的所属时段，若为低谷时段则执行步骤S6，若为平时段则执行步骤S7，若为高峰时段则执行步骤S8；
步骤S6，执行充电功能；
步骤S7，所有储能单元(5)做待机处理；
步骤S8，执行放电功能。
7.根据权利要求6所述的一种光伏消纳与峰谷套利的控制方法，其特征在于，所述的步骤S3，具体包括以下步骤：
步骤S31，计算当前负荷回路实时功率值与上报需量值的差值ΔP0＝Pr-Pset；
步骤S32，判断满足放电的储能单元(5)，即是否SOCi≥SOCmin，其中SOCmin为各个储能单元(5)电量约束的下限，若为是，计算当前满足放电要求的储能单元(5)总的剩余电量其中N为储能单元(5)的个数，Ei为各个储能单元(5)的额定容量；否则，做待机处理；
步骤S33，判断满足放电的储能单元(5)的放电功率之和是否满足需求差值，即是否其中Pei为各储能单元(5)的额定放电功率，若为是，则各储能单元(5)执行放电指令1，其中放电功率为Pi＝ΔP0*SOCi*Ei/Et)；否则，则各储能单元(5)按照额定功率进行放电，剩余部分容量差值通过切负荷处理，其中所切负荷的大小为除去储能出力剩余的功率值，即所切负荷值/> 其中i为对应满足放电要求的储能单元(5)。
8.根据权利要求6所述的一种光伏消纳与峰谷套利的控制方法，其特征在于，所述的步骤S4，具体包括以下步骤：
步骤S41，判断是否Ppv≥Pr，其中Ppv为光伏发电的总功率，若为是，则计算当前光伏发电功率与负荷回路实时功率值的差值ΔPi＝Ppv-Pr；否则，执行步骤S5；
步骤S42，判断满足充电的储能单元(5)，即是否SOCi≤SOCmax，其中SOCmax为各个储能单元(5)电量约束的上限，若为是，计算当前储能系统充电电量裕度否则，做待机处理；
步骤S43，判断满足充电的储能单元(5)的可充电功率之和是否小于等于光伏多余的差值，即是否其中Pei为各储能单元(5)的额定充电功率，若为是，则储能单元(5)执行充电指令1，其中充电功率为Pi＝Pei，否则，储能单元(5)执行充电指令2，其中充电功率为Pi＝ΔP1*((1-SOCi)*Ei/Em)。
9.根据权利要求6所述的一种光伏消纳与峰谷套利的控制方法，其特征在于，所述的步骤S6，具体包括以下步骤：
步骤S61，计算设置需量值下可充电的余量ΔP2＝Pset+Ppv-Pr；
步骤S62，执行步骤S42；
步骤S63，判断满足充电的储能单元(5)的可充电功率之和是否小于等于设置需量值下可充电的余量，即是否若为是，则储能单元(5)执行充电指令1，否则，执行充电指令3，其中充电功率为Pi＝ΔP2*((1-SOCi)*Ei/Em)。
10.根据权利要求6所述的一种光伏消纳与峰谷套利的控制方法，其特征在于，所述的步骤S8，具体包括以下步骤：
步骤S81，计算负荷需求与光伏发电之间的差值ΔP3＝Pr-Ppv；
步骤S82，执行步骤S32；
步骤S83，判断满足放电的储能单元(5)的放电功率之和是否满足需求差值，即若为是，则储能单元(5)执行放电指令2，其中放电功率为Pi＝Pei；若不满足，则储能单元(5)执行放电指令3，其中放电功率为Pi＝ΔP3*SOCi*Ei/Et)。
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