一種基于峰谷電價差的光儲源及水汽能熱泵的系統及其并網控制方法與流程

技術領域：

本發明涉及光儲源，具體涉及一種基于峰谷電價差的光儲源及水汽能熱泵的系統及其并網控制方法。

背景技術：
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隨著化石能源的不斷枯竭，煤炭、石油、天然氣等非可再生能源的消耗對環境造成了日益嚴重的危害，當前能源問題成為制約國民經濟可持續發展的主要瓶頸。居民光伏系統可以有效地利用建筑物，采用“自發自用余電上網”模式降低居民用電負荷，成為建筑節能領域的重要技術之一，也是太陽能光伏應用的最重要形式。

近年來高溫空氣源熱泵技術由于其吸收的能量來自溫度不高的水或空氣中，熱泵技術及其應用得到迅速發展。將熱泵技術與太陽能結合，形成互補供熱，將有效解決太陽能較少時熱水供應不足的問題，目前已有太陽能與空氣能熱泵互補的家庭熱水供給系統的發明專利。而間歇式的光伏資源具有隨機性和波動性的特性，降低了供電可靠性，且光伏發電曲線與居民負荷用電不匹配。

技術實現要素：
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本發明提供了一種基于峰谷電價差的光儲源及水汽能熱泵的系統及其并網控制方法，降低了光伏資源的隨機性和波動性。具體技術方案如下：

一種基于峰谷電價差的光儲源及水汽能熱泵的系統，包括：光伏系統、光儲運行控制模塊、電池儲能系統、水氣能熱泵、直流母線、低壓側交流母線、交流配網；所述的光伏系統與電池儲能系統分別通過dc/dc變換后并接直流母線；光伏系統與電池儲能系統分別經dc/ac變換后共接低壓側交流母線；水氣能熱泵和居民用電負荷分別連接在低壓側交流母線上。

作為優選方案，所述光伏系統與直流母線之間的線路設有開關s1，所述電池儲能系統與直流母線之間的線路設有開關s2，所述光伏系統與低壓側交流母線之間的線路設有開關s3，所述電池儲能系統與低壓側交流母線之間的線路設有開關s4，所述水氣能熱泵與低壓側交流母線之間的線路設有開關s5，所述居民用電負荷與低壓側交流母線之間的線路設有開關s6，所述交流配網與低壓側交流母線之間的線路設有開關s0。

作為進一步優選方案，所述光儲運行控制模塊通過通信總線采集電池儲能系統soc及充放電功率值、光伏系統功率數據、水汽能熱泵工作狀態、居民負荷用電量數據、室內外溫度，經該模塊運算分析結合峰谷電價差曲線，制定光儲運行控制調度策略，實現功率流的最優流動方向，達到居民用電經濟性最優的目的。對上述系統的并網控制方法，包含以下步驟：

步驟1：系統上電運行；

步驟2：判斷開關s0是否閉合，且交流配網是否可對負荷可靠持續供電，是轉步驟3，否則轉步驟9；

步驟3：判斷當前用電時段所處的峰谷平電價時間段，轉步驟4；

步驟4：若price＝0，運行模式3，轉步驟5，否則轉步驟6；

步驟5：光伏系統自發自用，余電上網，若b＝0且c＝0，轉步驟9，否則轉步驟5.1；

步驟5.1：若b≠0，轉步驟5.2，否則轉步驟5.3；

步驟5.2：若socmin<soc<socmax，置放電標志b＝2，轉步驟8.1，否則置放電標志b＝0，轉步驟5.3；

步驟5.3：若socmin<soc<0.5，置充電標志c＝2，轉步驟8.2，否則置充電標志c＝0，則轉步驟9；

步驟6：若price＝1，運行模式2，轉步驟6.1，否則轉步驟7；

步驟6.1：若soc>socmin，置放電標志b＝1，轉步驟6.2，否則轉步驟8.3；

步驟6.2：若ppv＞0，轉步驟6.3，否則轉步驟6.5；

步驟6.3：若ppv+pb<pgas，轉步驟8.1，否則轉步驟6.5；

步驟6.4：若ppv>pgas，放電標志b＝2，轉步驟8.1，否則轉步驟6.5；

步驟6.5：放電標志b＝3，轉步驟8.1；

步驟7：若price＝-1，運行模式1，轉步驟7.1，否則轉步驟2；

步驟7.1：若soc<socmax，轉步驟7.2，否則轉步驟9；

步驟7.2：若ppv＞0，轉步驟7.3，否則轉步驟7.4；

步驟7.3：若充電標志c＝3，轉步驟8.3，否則轉步驟7.4；

步驟7.4：若充電標志c＝0，且b≠0，轉步驟8.2；

步驟8：并網模式下電池儲能系統的充放電運行控制，若b≠0，轉步驟8.1，否則轉步驟9；

步驟8.1：若c＝0，且b≠0，電池儲能系統放電，整個系統用電功率滿足公式：ppv+pguid＝pb+pgas+pload，轉步驟8.2，否則轉步驟9；

步驟8.2：斷開開關s1、開關s2，閉合開關s0、開關s3、開關s4、開關s5、開關s6；轉步驟8.3；

步驟8.3：若b＝0，且c≠0，電池儲能系統充電，整個系統用電功率滿足公式：ppv+pguid＝pb+pgas+pload，轉步驟8.4，否則轉步驟9；

步驟8.4：斷開開關s4，閉合開關s0、開關s3、開關s4、開關s5、開關s6；轉步驟10；

步驟8.5：閉合所有開關，否則轉步驟10；

步驟9：若b＝0且c＝0，電池熱備用，否則轉步驟2；

步驟10：若b≠0或c≠0，電池儲能系統輸出功率優化，轉步驟10.1；否則轉步驟9；

步驟10.1：劃定峰谷平電價時間段；

低谷電價時間段：00點至t1點；高峰電價時間ⅰ段：t1點至t2點；高峰電價時間ⅱ段：t3點至t4點；平段電價時間ⅰ段：t2點至t3點；平段電價時間ⅱ段：t4點至24點；t1、t2、t3、t4時刻間存在關系：0<t1<t2<t3<t4<24；若b＝0，轉步驟10.2；

步驟10.2：若c≠0，制定峰谷平電價時間段內的放電優化功率曲線；轉步驟2，否則轉步驟10.3；

步驟10.3：若b≠0，制定峰谷平電價時間段內的充電優化功率，轉步驟2，否則轉步驟9。

變量定義：

price：峰谷平電價標志；若當前時間段為系統設定的峰段電價時間段，則峰谷平電價標志price＝1；處于平段電價時間段則price＝0；處于谷段電價時間段則price＝-1。

ppv：光伏發電功率；

pgas：水氣能熱泵功率；

pload：居民其它負荷用電功率；

pguid：交流電網供電功率；

pb：電池儲能系統充/放電功率值；

soc：當前電池儲能系統荷電荷狀態；

socmin：電池儲能系統放電的截止soc值；

socmax：電池儲能系統充電的截止soc值；

b：電池儲能系統放電標志；b置“0”代表：電池儲能系統不放電；b置“1”代表：峰段電價時間段電池儲能系統放電；b置“2”代表：平段電價時間段電池儲能系統放電；b置“3”代表：谷段電價時間段電池儲能系統放電。

c：電池儲能系統充電標志；c置“0”代表：電池儲能系統不充電；c置“1”代表：峰段電價時間段電池儲能系統充電；c置“2”代表：平段電價時間段電池儲能系統充電；c置“3”代表：谷段電價時間段電池儲能系統充電。

作為更進一步優選方案，所述的電池儲能系統為全釩液流電池儲能系統。

峰谷平電價時間段內的充放電優化功率原則：低谷電價時間段內光伏自發自用在保證水汽能熱泵正常工作的前提下優先給電池儲能系統充電，光伏余電上網，置b＝0，c＝3，若此時間段內強制電池儲能系統放電，則置b＝2，c＝0；高峰電價時間ⅰ段內，光伏自發自用在保證水汽能熱泵正常工作的前提下，光伏余電上網，電池儲能系統放電，置b＝0，c＝1；若此時間段內強制電池儲能系統充電，則置b＝0，c＝1；在平段電價時間ⅰ段內光伏自發自用在保證水汽能熱泵正常工作的前提下，優先給電池儲能系統充電，光伏余電上網，置b＝0，c＝2，若此時間段內強制電池儲能系統放電，則置b＝2，c＝0；在高峰電價時間ⅱ段內光伏自發自用在保證水汽能熱泵正常工作的前提下，余電上網，電池儲能系統放電，置b＝1，c＝0，若此時間段內強制電池儲能系統充電，則置b＝0，c＝1；在平段電價時間ⅱ段內電池儲能系統熱備用，置b＝0，c＝0，若此時間段內強制電池儲能系統放電，則置b＝2，c＝0。在整個充放電周期內為保證系統安全可靠運行，電池充放電狀態b＝0，c＝1或b＝3，c＝0狀態為非經濟性最優充放電方案，應盡量避免。

本發明專利綜合考慮居民水汽能熱泵用電量、水汽能熱泵運行狀態、電池儲能系統soc值，并基于峰谷電價差制定光儲及水汽能熱泵的運行調度策略，實現家庭節能減排并減少家庭購電成本達到經濟性最優的目的。

附圖說明：

圖1是實施例系統連接結構示意圖；

圖2光伏標幺功率曲線與分時電價區間示意圖；

圖3為實施例中，當c＝0，b≠0時系統運行能量流示意圖；

圖4為實施例中，當c≠0，b＝0時系統運行能量流示意圖。

具體實施方式：

實施例：

一種基于峰谷電價差的光儲源及水汽能熱泵的系統，包括：屋頂光伏系統、光儲運行控制模塊、電池儲能系統、水氣能熱泵、直流母線、低壓側交流母線、交流配網；所述的光伏系統與電池儲能系統分別通過dc/dc變換后并接直流母線；光伏系統與電池儲能系統分別經dc/ac變換后共接低壓側交流母線；水氣能熱泵和居民用電負荷分別連接在低壓側交流母線上；

所述屋頂光伏系統與直流母線之間的線路設有開關s1，所述電池儲能系統與直流母線之間的線路設有開關s2，所述光伏系統與低壓側交流母線之間的線路設有開關s3，所述電池儲能系統與低壓側交流母線之間的線路設有開關s4，所述水氣能熱泵與低壓側交流母線之間的線路設有開關s5，所述居民用電負荷與低壓側交流母線之間的線路設有開關s6，所述交流配網與低壓側交流母線之間的線路設有開關s0；

所述光儲運行控制模塊通過通信總線采集電池儲能系統soc及充放電功率值、屋頂光伏系統功率數據、水汽能熱泵工作狀態、居民負荷用電量數據、室內外溫度，經該模塊運算分析結合峰谷電價差曲線，制定光儲運行控制調度策略，實現功率流的最優流動方向，達到居民用電經濟性最優的目的；

所述的電池儲能系統為全釩液流電池儲能系統；

對上述系統的并網控制方法，包含以下步驟：

步驟1：系統上電運行；

步驟2：判斷開關s0是否閉合，且交流配網是否可對負荷可靠持續供電，是轉步驟3，否則轉步驟9；

步驟3：判斷當前用電時段所處的峰谷平電價時間段，轉步驟4；

步驟4：若price＝0，運行模式3，轉步驟5，否則轉步驟6；

步驟5：光伏系統自發自用，余電上網，若b＝0且c＝0，轉步驟9，否則轉步驟5.1；

步驟5.1：若b≠0，轉步驟5.2，否則轉步驟5.3；

步驟5.2：若socmin<soc<socmax，置放電標志b＝2，轉步驟8.1，否則置放電標志b＝0，轉步驟5.3；

步驟5.3：若socmin<soc<0.5，置充電標志c＝2，轉步驟8.2，否則置充電標志c＝0，則轉步驟9；

步驟6：若price＝1，運行模式2，轉步驟6.1，否則轉步驟7；

步驟6.1：若soc>socmin，置放電標志b＝1，轉步驟6.2，否則轉步驟8.3；

步驟6.2：若ppv＞0，轉步驟6.3，否則轉步驟6.5；

步驟6.3：若ppv+pb<pgas，轉步驟8.1，否則轉步驟6.5；

步驟6.4：若ppv>pgas，放電標志b＝2，轉步驟8.1，否則轉步驟6.5；

步驟6.5：放電標志b＝3，轉步驟8.1；

步驟7：若price＝-1，運行模式1，轉步驟7.1，否則轉步驟2；

步驟7.1：若soc<socmax，轉步驟7.2，否則轉步驟9；

步驟7.2：若ppv＞0，轉步驟7.3，否則轉步驟7.4；

步驟7.3：若充電標志c＝3，轉步驟8.3，否則轉步驟7.4；

步驟7.4：若充電標志c＝0，且b≠0，轉步驟8.2；

步驟8：并網模式下電池儲能系統的充放電運行控制，若b≠0，轉步驟8.1，否則轉步驟9；

步驟8.1：若c＝0，且b≠0，電池儲能系統放電，整個系統用電功率滿足公式：ppv+pguid＝pb+pgas+pload，轉步驟8.2，否則轉步驟9；

步驟8.2：斷開開關s1、開關s2，閉合開關s0、開關s3、開關s4、開關s5、開關s6；轉步驟8.3；

步驟8.3：若b＝0，且c≠0，電池儲能系統充電，整個系統用電功率滿足公式：ppv+pguid＝pb+pgas+pload，轉步驟8.4，否則轉步驟9；

步驟8.4：斷開開關s4，閉合開關s0、開關s3、開關s4、開關s5、開關s6；轉步驟10；

步驟8.5：閉合所有開關，否則轉步驟10；

步驟9：若b＝0且c＝0，電池熱備用，否則轉步驟2；

步驟10：若b≠0或c≠0，電池儲能系統輸出功率優化，轉步驟10.1；否則轉步驟9；

步驟10.1：劃定峰谷平電價時間段；

低谷電價時間段：00點至t1點；高峰電價時間ⅰ段：t1點至t2點；高峰電價時間ⅱ段：t3點至t4點；平段電價時間ⅰ段：t2點至t3點；平段電價時間ⅱ段：t4點至24點；t1、t2、t3、t4時刻間存在關系：0<t1<t2<t3<t4<24；若b＝0，轉步驟10.2；

步驟10.2：若c≠0，制定峰谷平電價時間段內的放電優化功率曲線；轉步驟2，否則轉步驟10.3；

步驟10.3：若b≠0，制定峰谷平電價時間段內的充電優化功率，轉步驟2，否則轉步驟9。

變量定義：

price：峰谷平電價標志；若當前時間段為系統設定的峰段電價時間段，則峰谷平電價標志price＝1；處于平段電價時間段則price＝0；處于谷段電價時間段則price＝-1。

ppv：光伏發電功率；

pgas：水氣能熱泵功率；

pload：居民其它負荷用電功率；

pguid：交流電網供電功率；

pb：電池儲能系統充/放電功率值；

soc：當前電池儲能系統荷電荷狀態；

socmin：電池儲能系統放電的截止soc值；

socmax：電池儲能系統充電的截止soc值；

b：電池儲能系統放電標志；b置“0”代表：電池儲能系統不放電；b置“1”代表：峰段電價時間段電池儲能系統放電；b置“2”代表：平段電價時間段電池儲能系統放電；b置“3”代表：谷段電價時間段電池儲能系統放電。

c：電池儲能系統充電標志；c置“0”代表：電池儲能系統不充電；c置“1”代表：峰段電價時間段電池儲能系統充電；c置“2”代表：平段電價時間段電池儲能系統充電；c置“3”代表：谷段電價時間段電池儲能系統充電。

如圖2所示，為光伏標幺功率曲線與分時電價區間示意圖，峰谷平電價時間段內的充放電優化功率原則：低谷電價時間段內光伏自發自用在保證水汽能熱泵正常工作的前提下優先給電池儲能系統充電，光伏余電上網，置b＝0，c＝3，若此時間段內強制電池儲能系統放電，則置b＝2，c＝0；高峰電價時間ⅰ段內，光伏自發自用在保證水汽能熱泵正常工作的前提下，光伏余電上網，電池儲能系統放電，置b＝0，c＝1；若此時間段內強制電池儲能系統充電，則置b＝0，c＝1；在平段電價時間ⅰ段內光伏自發自用在保證水汽能熱泵正常工作的前提下，優先給電池儲能系統充電，光伏余電上網，置b＝0，c＝2，若此時間段內強制電池儲能系統放電，則置b＝2，c＝0；在高峰電價時間ⅱ段內光伏自發自用在保證水汽能熱泵正常工作的前提下，余電上網，電池儲能系統放電，置b＝1，c＝0，若此時間段內強制電池儲能系統充電，則置b＝0，c＝1；在平段電價時間ⅱ段內電池儲能系統熱備用，置b＝0，c＝0，若此時間段內強制電池儲能系統放電，則置b＝2，c＝0。在整個充放電周期內為保證系統安全可靠運行，電池充放電狀態b＝0，c＝1或b＝3，c＝0狀態為非經濟性最優充放電方案，應盡量避免。

如圖3所示，光伏+儲能+氣能熱泵系統運行能量流示意圖；當c＝0，b≠0時，光伏發電系統和電池儲能系統發電優先供給水汽能熱泵和居民負荷用電需求，若ppv+pb>pgas+pload余電并網，否則不足功率由交流電網提供，如能量流所示。

如圖4所示，光伏+儲能+氣能熱泵系統運行能量流示意圖；當c≠0，b＝0時，光伏發電系統和電池儲能系統發電優先供給水汽能熱泵和居民負荷用電需求，其次給電池儲能系統充電，若ppv>pb+pgas+pload，余電并網，否則不足功率由交流電網提供，如能量流所示。