含优化运行策略的用户侧分布式储能价值评估方法与系统与流程

本发明涉及电力系统分析的技术领域，具体涉及含优化运行策略的用户侧分布式储能价值评估方法与系统。

背景技术：

近年来，经济的发展和人民生活水平的提高，给电网运行的稳定性以及电力需求带来了新的挑战。储能技术作为能源互联网的核心组成部分和关键支撑技术之一，不仅能改变传统电力系统中电力发、输、配、用各环节的时空耦合特性，极大地提升了电力供应的灵活性，还可能带来电力生产和利用方式的变革，从而更好地还原电力的商品属性。

而能源互联网为基于电力市场的多种储能应用模式提供了平台，包括分布式储能电站、用户侧分布式储能、电动汽车换能站和电动汽车储能等。其中，用户侧分布式储能与分布式电源等相结合的应用模式无疑具有广阔的前景。

如图1所示，用户侧安装分布式储能系统结构包括离网型自发自用系统、并网型“负荷+储能”系统和并网型“光伏+储能”系统三种应用模式，由于分布式光伏已具备一定规模，国家和地方对分布式光伏的补贴政策力度也比较大，且随着电力市场改革的推进，分布式“光伏+储能”系统是用户侧分布式储能未来最具发展潜力的应用模式。

但目前，相关研究主要与储能的具体应用相结合开展，并没有相关研究专门针对在能源互联网中分布式储能应用模式及价值进行评估。

有鉴于此，提供一种以并网型“分布式光伏+储能”系统作为用户侧分布式储能应用模式的研究重点，对用户侧分布式储能应用模式价值进行量化评估的方法与系统，且该方法与系统具有较高的准确性与针对性，可为用户提供分布式储能投资价值做参考，还可为研判储能未来发展提供重要依据。

技术实现要素：

为了解决上述技术问题，本发明所采用的技术方案是了一种含优化运行策略的用户侧分布式储能价值评估方法，包括以下步骤：

根据典型日的光照、负荷、电价数据与soc阀值，确定储能系统运行日各时段优化的储能运行策略和运行方式；

根据储能项目全寿命周期内的初始资金成本、运维成本，折算系统净现值和度电成本；

输出优化的储能运行策略和优化的成本收益计算结果。

在上述方法中，所述确定储能系统运行日各时段优化的储能运行策略和运行方式具体包括以下步骤：

根据电价确定储能系统各时段的储能充放电模式，并结合典型日光照与负荷数据判断储能系统充放电时段；根据所述各时段储能充放电模式，确定储能充放电电量；和/或

所述储能充放电模式为余电利用模式或电网套利模式。

在上述方法中，所述根据电价确定储能系统各时段的储能充放电模式，并结合典型日光照与负荷数据判断储能系统充放电时段具体包括以下步骤：

s211、确定典型日光照、负荷、电价与soc的数值；

s212、计算典型日各时段净电荷与全天累计剩余电量；

s213、计算储能充放电成本，并计算各时段的余电利用模式判据和电网套利模式判据，判断储能充放电模式；

s214、按电网购电价格对时段进行排序，优先选择电价高时段作为余电利用模式的放电时段，直至剩余电量全部放完；

s215、按电网购电价格对时段进行排序，选择电价低时段作为电网套利模式的充电时段，同时满足充电前后soc0≤soc；

s216、输出充放电模式判断结果。

在上述方法中，所述根据所述各时段储能充放电模式，确定储能充放电电量具体包括以下步骤：

s221、确定运行日负载与光伏出力初始数据，设定储能初始时段i＝1；

s222、判断储能是否处于余电利用模式下的充电模式，若不是，转s223；否则转s227；

s223、判断储能系统是否处于电网套利模式下的充电模式，若不是，转s224；否则转s228；

s224、判断储能系统是否处于余电利用模式下的放电模式，若不是，转s225；否则转s229；

s225、判断储能系统是否处于电网套利模式下的放电模式，若不是，转s226；否则转s230；

s226、判断是否i＞24，若大于，转s231，否则i加1，并转s222；

s227、此时段净负荷小于0，且充电功率等于净负荷；

s228、此时段储能系统按最大功率充电，且满足充电后soc0≤soc的值；

s229、此时段储能系统放电功率满足负荷需求；

s230、此时段储能系统放电功率满足负荷需求。

在上述方法中，所述余电利用模式判据为

ces,w+ces,loss＜cgrid,pur-cgrid,sel

式中，ces,w表示储能充放电1kwh的折算成本，ces,loss表示储能损耗电量成本，cgrid,pur表示储能放电时段的购电价格，cgrid,sel表示余电上网电价，余电上网电价较高时不必使用储能存储剩余电量；

假设蓄电池在全寿命周期内的累计放电总量固定，基于该假设，得到蓄电池放电1kwh的折旧成本为：

式中，ces,rep表示储能更换成本，qlifetime表示储能全寿命周期内的累计放电总量。

所述电网套利模式判据为：

ces,w+ces,loss＜cgrid,pur-cgrid,sel

式中，ces,w表示储能充放电1kwh的折算成本，ces,loss表示储能损耗电量成本，cgrid,pur表示储能放电时段的购电价格，cgrid,sel表示余电上网电价，且余电上网电价较高时不必使用储能存储剩余电量。

在上述方法中，所述根据储能项目全寿命周期内的初始资金成本与运维成本，折算系统净现值和度电成本：

根据公式

cann,t＝cann,cap+cann,rep+cann,om+cann,ele+cann,bas-bsel-bsub

式中，cann,cap为年资本成本，cann,rep为年更换成本，cann,om为年运维成本，cann,ele为年度电电费成本，cann,bas为年基本电费成本，bsel为年售电收益，bsub为补贴收益；

年资本成本cann,cap计算公式如下：

cann,cap＝ccap·kcrf(r,tpro)

上述式中，ccap为所有设备的初始资金成本；kcrf(r,tpro)为项目周期的资本回收系数，用于计算年均现金流的现有价值，计算公式如下：

式中，r为利率，tpro为项目周期。

年更换成本cann,rep为项目整个周期内系统各元件的更换成本减去项目结束时的剩余价值，计算公式如下：

式中，crep为单次更换成本，tcom为元件寿命周期，储能的寿命周期会因储能的具体运行情况而不同，tsur为元件在项目结束时的剩余年限，ksf(r,tcom)为元件周期的偿债基金因子，ksf(r,tpro)为项目周期的偿债基金因子，frep为资本回收系数校正因子，用于划分在整个项目周期内元件更换产生的不同资本回收阶段；

年度电电费成本cann,ele用于表示用户实际从电网购电的电量花费成本，计算公式为：

式中，wpur,i为第i小时向电网购电的电量，cpur,i为第i小时购电电价，我国各省在用电高峰、平段和低谷不同时段分别有不同的电价价格，需要根据系统的运行情况将全年8760小时的度电电费相加；

年基本电费成本cann,bas用于表示在我国大工业用户采用两部制电价时所支付的基本容量电费，本发明算例中按当月最大负荷需量标准计算：

式中，pmax,j为第j月当月用电高峰15分钟平均最大负荷容量，cbas为两部制电价中按月收取的基本电费电价；

年售电收益bsel用于表示当“分布式光伏+储能”用户系统将剩余电量上网卖给电网的收益，计算公式为：

式中，wsel,i为第i小时向电网售电的电量，csel为电网回购电价；

补贴收益bsub主要为分布式光伏的发电量补贴，即每度电补贴0.42元。

本发明还提供了一种含优化运行策略的用户侧分布式储能价值评估系统，包括

用于获取典型日的光照，负荷、电价数据与荷电状态soc阀值的参数获取单元；

与所述参数获取单元连接储能运行策略优化模块，用于确定储能系统运行日各时段优化的储能运行策略和运行方式；

与所述储能运行策略优化模块连接的成本收益计算单元，用于根据储能项目全寿命周期内的初始资金成本与运维成本，折算系统净现值和用电成本；

与所述成本收益计算单元连接的输出单元，用于输出优化的运行策略和优化的成本收益计算结果。

在上述方案中，所述储能运行策略优化单元设有充放电模式分析模块，与所述充放电模式分析模块连接的充放电电量计算模块；

所述充放电模式分析模块用于根据电价确定储能系统各时段的储能充放电模式，即余电利用模式下或电网套利模式下储能是否进行充放电；并结合获取的典型日光照与负荷数据判断储能系统充放电时段；

所述充放电电量计算模块根据所述充放电模式分析模块中确定的各时段储能充放电模式，确定储能充放电电量。

在上述方案中，所述充放电模式分析模块包括经济性判据子模块，所述经济性判据子模块通过余电利用模式判据与电网套利模式判据判断对应储能应用模式的经济性，若判据成立，则储能系统在该应用模式下可获得收益；和/或

所述充放电电量计算模块包括数据获取子模块与逻辑判断子模块；

所述数据获取子模块用于获取运行日负荷与光伏出力数据；

所述逻辑判断子模块用于根据所述负荷与光伏出力数据，判断运行日各时段充放电量及运行日放电总量。

在上述方案中，所述成本收益模型具体如下：

cann,t＝cann,cap+cann,rep+cann,om+cann,ele+cann,bas-bsel-bsub

式中，cann,cap为年资本成本，cann,rep为年更换成本，cann,om为年运维成本，cann,ele为年度电电费成本，cann,bas为年基本电费成本，bsel为年售电收益，bsub为补贴收益；

年资本成本cann,cap计算公式如下：

cann,cap＝ccap·kcrf(r,tpro)

式中，ccap为所有设备的初始资金成本；kcrf(r,tpro)为项目周期的资本回收系数，用于计算年均现金流的现有价值，计算公式如下：

式中，r为利率，tpro为项目周期。

年更换成本cann,rep为项目整个周期内系统各元件的更换成本减去项目结束时的剩余价值，计算公式如下：

式中，crep为单次更换成本，tcom为元件寿命周期，储能的寿命周期会因储能的具体运行情况而不同，tsur为元件在项目结束时的剩余年限，ksf(r,tcom)为元件周期的偿债基金因子，ksf(r,tpro)为项目周期的偿债基金因子，frep为资本回收系数校正因子，用于划分在整个项目周期内元件更换产生的不同资本回收阶段；

年度电电费成本cann,ele用于表示用户实际从电网购电的电量花费成本，计算公式为：

式中，wpur,i为第i小时向电网购电的电量，cpur,i为第i小时购电电价，我国各省在用电高峰、平段和低谷不同时段分别有不同的电价价格，需要根据系统的运行情况将全年8760小时的度电电费相加；

年基本电费成本cann,bas用于表示在我国大工业用户采用两部制电价时所支付的基本容量电费，本发明算例中按当月最大负荷需量标准计算：

式中，pmax,j为第j月当月用电高峰15分钟平均最大负荷容量，cbas为两部制电价中按月收取的基本电费电价；

年售电收益bsel用于表示当“分布式光伏+储能”用户系统将剩余电量上网卖给电网的收益，计算公式为：

式中，wsel,i为第i小时向电网售电的电量，csel为电网回购电价；

补贴收益bsub主要为分布式光伏的发电量补贴，即每度电补贴0.42元。

本发明以并网型“分布式光伏+储能”作为用户侧分布式储能应用模式的研究重点，价值评估方法基于储能系统全年逐时的运行数据及储能的充放电模式，提出和建立考虑含运行优化的全寿命周期储能价值评估方法和模型，并根据不同的储能充放电策略和电网购售电行为，具有较高的准确性与针对性地确定储能系统的成本和获得的收益，实现为用户侧分布式储能的未来发展前景提供可靠且重要的依据。

附图说明

图1为本实施例提供的现有户侧分布式储能应用模式的系统结构；

图2为本实施例提供的含优化运行策略的用户侧分布式储能价值评估方法的流程图；

图3为本实施例提供的分布式储能系统应用模式示意图；

图4为本实施例提供的双粒度储能优化策略结构示意图；

图5为本实施例提供的图2中步骤s2具体的实施流程图；

图6为本实施例提供的图5中步骤s21具体的实施流程图；

图7为本实施例提供的图5中步骤s22具体的实施流程图；

图8为本实施例提供的含优化运行策略的用户侧分布式储能价值评估系统的结构示意图。

具体实施方式

本发明以并网型“分布式光伏+储能”作为用户侧分布式储能应用模式的研究重点，价值评估方法基于储能系统全年逐时的运行数据及储能的充放电模式，提出和建立考虑含运行优化的全寿命周期储能价值评估方法和模型，并根据不同的储能充放电策略和电网购售电行为，具有较高的准确性与针对性地确定储能系统的成本和获得的收益，实现为用户侧分布式储能的未来发展前景提供可靠且重要的依据。下面结合具体实施方式和说明书附图对本发明做出详细的说明。

如图2所示，本发明提供了一种含优化运行策略的用户侧分布式储能价值评估方法，包括以下步骤：

s1、获取初始参数；

初始参数包括典型日的光照，负荷与电价数据，且soc(stateofcharge，荷电状态)阀值为0.8。其中，典型日为选择历史数据中具有代表性的某个运行日，如有需要也可按天气条件和负荷水平选择多个典型日，并考虑典型日出现的概率。

s2、对用户侧分布式储能系统的应用模式进行分析，确定储能系统运行日各时段优化的储能运行策略和运行方式；确定储能系统各时段储能充放电模式与充放电电量；充放电电量为各时段充放电功率与充放电时间的乘积，一般选择时段时长i为1小时。

本发明以并网型“分布式光伏+储能”系统作为用户侧分布式储能应用模式的研究重点，对用户侧分布式储能应用模式价值进行量化评估。

一般而言，储能的运行策略可分为固定策略和优化策略两种。固定策略以事先拟定的发电优先级制定运行规则，该优先级不随系统的运行条件发生改变；优化策略根据未来预测的一个或多个时段系统的运行条件和运行成本，确定发电优先级和运行方式。固定策略简单易操作，在与系统特征相一致时，能达到接近优化策略的效果，在实际工程中应用较广。优化策略在理想预测条件下均可得到最优结果，但实际预测通常存在一定偏差，甚至可能产生较大影响。为此，本实施例对两种策略进行了折中处理。

如图3所示，为本实施例提供的分布式储能系统应用模式示意图，可以发现储能的收益源于两部分，一部分是余电利用模式(模式一)，通过存储部分时段过剩的光伏电量，提高光伏发电的利用率；一部分是电网套利模式(模式二)，利用不同电价时段的低存高放，减少购电成本。基于储能的收益来源分析，为获得更好的经济性，同时简化判断和操作；如图4所示，本实施例提出了双粒度储能优化策略，即将储能的运行策略分为储能的充放电模式分析和确定储能充放电策略实施两个相对独立的运行阶段，且该双粒度储能优化策略应遵循以下原则：

1)基本原则

制定优化的储能的运行策略时，遵循以下基本原则：

a.确定光伏剩余电量的大小，一般原则是以最大能力存储剩余电量，优先在峰值电价时段供给负荷；

b.在上述原则的基础上，尽可能的参与电网套利，即低谷电价时段时充电；

c.在一天的固定时段平衡储能电量，在凌晨时刻充电，保证储能的soc在充放电前后保持一致。一般soc取中间值0.8。

2)经济性判据原则

根据用户侧分布式储能应用模式(即分布式光纤+储能)，采用以下简化的判据判断对应储能应用模式的经济性。若判据成立，则储能系统在该应用模式下可获得收益。

为简化计算，本实施例假设蓄电池在全寿命周期内的累计放电总量固定，基于该假设，可以方便地得到蓄电池放电1kwh的折旧成本：

式中，ces,rep表示储能更换成本，qlifetime表示储能全寿命周期内的累计放电总量。

判据一(余电利用模式判据)：

ces,w+ces,loss＜cgrid,pur-cgrid,sel

上述式中，ces,w表示储能充放电1kwh的折算成本，ces,loss表示储能损耗电量成本，cgrid,pur表示储能放电时段的购电价格，cgrid,sel表示余电上网电价，余电上网电价较高时不必使用储能存储剩余电量。

判据二(电网套利模式判据)：

上述式中，表示峰时电价，表示谷时电价。

如图5所示，为本实施例提供的步骤s2具体包括以下实施步骤：

s21、根据电价确定储能系统各时段的储能充放电模式，并结合典型日光照与负荷数据判断储能系统充放电时段；储能充放电模式即余电利用模式与电网套利模式。

如图6所示，步骤s21具体包括以下步骤：

s211、确定典型日光照、负荷、电价与soc的数值。

s212、确定典型日各时段净电荷与全天累计剩余电量。

s213、确定储能充放电成本，根据各时段的判据一和判据二，确定储能充放电模式。

s214、按电网购电价格对时段进行排序，优先选择电价高时段作为余电利用模式的放电时段，直至剩余电量全部放完。

s215、按电网购电价格对时段进行排序，选择电价低时段作为电网套利模式的充电时段，同时且满足充电前后soc0≤soc。

s216、输出充放电模式判断结果。

s22、根据步骤s21中各时段储能充放电模式，确定储能充放电电量。其中，由于典型日条件的储能运行策略明确到具体时段，在制定调度方案时仅需根据实际条件确定每个时段的充放电电量，即每小时的充放电功率。

如图7所示，该步骤具体包括以下实施步骤：

s221、确定运行日负载与光伏出力初始数据，且储能初始时段i＝1。

s222、判断储能是否处于余电利用模式下的充电模式，若不是，转s223；否则转s227。

s223、判断储能系统是否处于电网套利模式下的充电模式，若不是，转s224；否则转s228。

s224、判断储能系统是否处于余电利用模式下的放电模式，若不是，转s225；否则转s229。

s225、判断储能系统是否处于电网套利模式下的放电模式，若不是，转s226；否则转s230。

s226、判断是否i＞24，若大于，转s231，否则i加1，并转s222。

s227、此时段净负荷小于0，且充电功率等于净负荷。

s228、此时段储能系统按最大功率充电，且满足充电后soc0≤soc的值。

s229、此时段储能系统放电功率满足负荷需求。

s230、此时段储能系统放电功率满足负荷需求。

s231、结束。

s3、根据步骤s2中确定的储能系统各时段充放电模式与充放电电量，计算各运行日的运行成本；根据储能项目全寿命周期内的初始资金成本、运维成本，折算系统净现值和度电成本，确定成本与收益的计算比值；运行日的运行成本包括运行日当天的运维成本、购电成本、售电收益和补贴收益。

步骤s3中计算各运行日的运行成本和折算系统净现值和用电成本具体根据以下成本收益模型计算得出：

需要说明的是，一般项目投资是以净收益为效益关键指标，而对于用户配置储能来说，由于用户原本就是消费单位，投入远远大于产出(或完全没有产出)，因此，其成本收益模型可考虑采用净投入，即成本与收益的差值进行计算对比。因此，用户侧分布式储能项目总净现值即为总净现值投入，总年均现金流即为年均现金流投入。

另外，在成本收益模型中，年资本成本、年更换成本、年运行和维护成本与补贴收益除要考虑储能寿命外，基本与系统运行策略无关，可以在基本参数输入和装置方案配置好后，直接计算；而年度电电费成本、年基本电费成本和年售电收益在不同的储能充放电策略和电网购售电行为下有不同的计算结果，需要根据一系列逻辑判断来对储能的充放电模式进行选择，最终根据不同的电网购售电行为和负荷对电网的需量对项目年现金流投入及总净现值投入进行计算；具体计算公式如下：

cann,t＝cann,cap+cann,rep+cann,om+cann,ele+cann,bas-bsel-bsub

上述式中，cann,cap为年资本成本，cann,rep为年更换成本，cann,om为年运维成本，cann,ele为年度电电费成本，cann,bas为年基本电费成本(考虑两部制电价)，bsel为年售电收益(含光伏系统时)，bsub为补贴收益。

年资本成本cann,cap计算公式如下：

cann,cap＝ccap·kcrf(r,tpro)

上述式中，ccap为所有设备(含光伏组件、储能电池、换流器等)的初始资金成本。kcrf(r,tpro)为项目周期的资本回收系数，用于计算年均现金流的现有价值，计算公式如下：

式中，r为利率，tpro为项目周期。

年更换成本cann,rep为项目整个周期内系统各元件的更换成本减去项目结束时的剩余价值，计算公式如下：

上述式中，crep为单次更换成本，tcom为元件寿命周期，储能的寿命周期会因储能的具体运行情况而不同，tsur为元件在项目结束时的剩余年限，ksf(r,tcom)为元件周期的偿债基金因子，ksf(r,tpro)为项目周期的偿债基金因子，frep为资本回收系数校正因子，用于划分在整个项目周期内元件更换产生的不同资本回收阶段。

年度电电费成本cann,ele用于表示用户实际从电网购电的电量花费成本，计算公式为：

上述式中，wpur,i为第i小时向电网购电的电量，cpur,i为第i小时购电电价，我国各省在用电高峰、平段和低谷不同时段分别有不同的电价价格，需要根据系统的运行情况将全年8760小时的度电电费相加。

年基本电费成本cann,bas用于表示在我国大工业用户采用两部制电价时所支付的基本容量电费，本发明算例中按当月最大负荷需量标准计算：

上述式中，pmax,j为第j月当月用电高峰15分钟平均最大负荷容量，cbas为两部制电价中按月收取的基本电费电价。

年售电收益bsel用于表示当“分布式光伏+储能”用户系统将剩余电量上网卖给电网的收益，计算公式为：

上述式中，wsel,i为第i小时向电网售电的电量，csel为电网回购电价，目前我国光伏余电上网电价与当地燃煤发电标杆电价一致。

补贴收益bsub主要为分布式光伏的发电量补贴，即每度电补贴0.42元，本实施例中暂不考虑未来可能对储能应用采取的投资补贴或电量补贴。

年运维成本分固定成本和可变成本，固定成本与容量无关，可变成本与设备容量成正比。

s4、输出优化的储能运行策略和优化的成本收益计算结果。

本实施例中对用户侧分布式储能价值评估方法，是在对储能在用户侧应用价值的基础上，提出一种新的用户侧分布式储能的价值评估模型，主要包括以下几个特点：

(1)储能设施对于用户侧应用而言，是一种投资行为，需要考虑项目投资的整体成本效益，而非单一价值的简单叠加。

(2)本实施例提供的方法基于储能系统全年逐时的运行数据及储能的充放电模式。

(3)储能系统的寿命一般为几年到十几年，应评估其在投资储能项目全寿命周期内的总成本和价值。

如图8所示本发明还提供了一种含优化运行策略的用户侧分布式储能价值评估系统，包括：参数获取单元1；与参数获取单元1连接的储能运行策略优化模块2；与储能运行策略优化模块2连接的成本收益计算单元3；及与成本收益计算单元3连接的输出单元4。

参数获取单元1，用于获取初始参数，且初始参数包括典型日的光照，负荷与电价数据，且荷电状态soc阀值为0.8。其中，典型日为选择历史数据中具有代表性的某一天，如有需要也可按天气条件和负荷水平选择多个典型日，并考虑典型日出现的概率。

储能运行策略优化模块2，用于对用户侧分布式储能系统的应用模式进行分析，确定储能系统运行日各时段优化的储能运行策略和运行方式；确定储能系统各时段储能充放电模式与充放电电量。所述储能充放电模式包括余电利用模式与电网套利模式。

储能运行策略优化单元2包括充放电模式分析模块21和充放电电量计算模块22。

充放电模式分析模块21用于根据电价确定储能系统各时段的储能充放电模式，即余电利用模式下或电网套利模式下储能是否进行充放电；并结合典型日光照与负荷数据判断储能系统充放电时段；

充放电模式分析模块21包括经济性判据子模块211，经济性判据子模块211通过余电利用模式判据与电网套利模式判据判断对应储能应用模式的经济性，若判据成立，则储能系统在该应用模式下可获得收益；

余电利用模式判据与电网套利模式判据具体如下：

为简化计算，本实施例假设蓄电池在全寿命周期内的累计放电总量固定，基于该假设，可以方便地得到蓄电池累计充放电1kwh的折旧成本：

式中，ces,rep表示储能更换成本，qlifetime表示储能全寿命周期内的累计放电总量。

余电利用模式判据：

ces,w+ces,loss＜cgrid,pur-cgrid,sel

式中，ces,w表示储能充放电1kwh的折算成本，ces,loss表示储能损耗电量成本，cgrid,pur表示储能放电时段的购电价格，cgrid,sel表示余电上网电价，余电上网电价较高时不必使用储能存储剩余电量。

电网套利模式判据：

式中，表示峰时电价，表示谷时电价。

充放电电量计算单元22与充放电模式分析模块21连接，用于根据充放电模式分析模块21输出的各时段储能充放电状态，确定每个时段的充放电量。

充放电电量计算模块22根据充放电模式分析模块21中确定的各时段储能充放电模式，确定储能充放电电量，充放电电量计算模块22包括数据获取子模块221与逻辑判断子模块222；

数据获取子模块221用于获取运行日负荷与光伏出力数据，逻辑判断子模块222用于根据数据获取子模块221获取的负荷与光伏出力数据，判断运行日各时段充放电量及运行日放电总量。具体过程如下：

设定储能初始时段参数i为1，判断储能系统是否处于余电利用模式下的充电模式，若处于，则此时段储能系统净负荷小于0，且充电功率等于净负荷；若不处于则判断储能系统是否处于电网套利模式下的充电模式，若处于，则此时段储能系统按最大功率充电，且满足充电后soc0≤soc；若不处于，则判断储能系统是否处于余电利用模式下的放电模式，若处于，则此时段储能系统放电功率满足负荷需求；若不处于，则判断储能系统是否处于电网套利模式下的放电模式，若处于，则此时段储能系统放电功率满足负荷需求；若不处于，判断此时是否i＞24，若不是，则i加1，并重复上述步骤，判断下个时段储能系统的充放电模式；若是，则结束进程，获得每个时段的充放电模式及充放电电量。

成本收益计算单元3用于根据成本收益模型和储能运行策略优化模块2确定的储能系统各时段储能充放电模式与充放电电量，计算各运行日的运行成本；运行日的运行成本包括运行日当天的运维成本、购电成本、售电收益和补贴收益。根据储能项目全寿命周期内的初始资金成本、运维成本，折算系统净现值和度电成本，确定成本与收益的计算比值。

成本收益模型具体如下：

cann,t＝cann,cap+cann,rep+cann,om+cann,ele+cann,bas-bsel-bsub

上述式中，cann,cap为年资本成本，cann,rep为年更换成本，cann,om为年运维成本，cann,ele为年度电电费成本，cann,bas为年基本电费成本(考虑两部制电价)，bsel为年售电收益(含光伏系统时)，bsub为补贴收益。

年资本成本cann,cap计算公式如下：

cann,cap＝ccap·kcrf(r,tpro)

上述式中，ccap为所有设备(含光伏组件、储能电池、换流器等)的初始资金成本。kcrf(r,tpro)为项目周期的资本回收系数，用于计算年均现金流的现有价值，计算公式如下：

式中，r为利率，tpro为项目周期。

年更换成本cann,rep为项目整个周期内系统各元件的更换成本减去项目结束时的剩余价值，计算公式如下：

上述式中，crep为单次更换成本，tcom为元件寿命周期，储能的寿命周期会因储能的具体运行情况而不同，tsur为元件在项目结束时的剩余年限，ksf(r,tcom)为元件周期的偿债基金因子，ksf(r,tpro)为项目周期的偿债基金因子，frep为资本回收系数校正因子，用于划分在整个项目周期内元件更换产生的不同资本回收阶段。

年度电电费成本cann,ele用于表示用户实际从电网购电的电量花费成本，计算公式为：

上述式中，wpur,i为第i小时向电网购电的电量，cpur,i为第i小时购电电价，我国各省在用电高峰、平段和低谷不同时段分别有不同的电价价格，需要根据系统的运行情况将全年8760小时的度电电费相加。

年基本电费成本cann,bas用于表示在我国大工业用户采用两部制电价时所支付的基本容量电费，本发明算例中按当月最大负荷需量标准计算：

上述式中，pmax,j为第j月当月用电高峰15分钟平均最大负荷容量，cbas为两部制电价中按月收取的基本电费电价。

年售电收益bsel用于表示当“分布式光伏+储能”用户系统将剩余电量上网卖给电网的收益，计算公式为：

上述式中，wsel,i为第i小时向电网售电的电量，csel为电网回购电价，目前我国光伏余电上网电价与当地燃煤发电标杆电价一致。

补贴收益bsub主要为分布式光伏的发电量补贴，即每度电补贴0.42元，本实施例中暂不考虑未来可能对储能应用采取的投资补贴或电量补贴。

输出单元4输出优化的运行策略和优化的成本收益计算结果。

本发明不局限于上述最佳实施方式，任何人应该得知在本发明的启示下作出的结构变化，凡是与本发明具有相同或相近的技术方案，均落入本发明的保护范围之内。

专业人员还可以进一步意识到，结合本文中所公开的实施例描述的各示例的单元及算法步骤，能够以电子硬件、计算机软件或者二者的结合来实现，为了清楚地说明硬件和软件的可互换性，在上述说明中已经按照功能一般性地描述了各示例的组成及步骤。这些功能究竟以硬件还是软件方式来执行，取决于技术方案的特定应用和设计约束条件。专业技术人员可以对每个特定的应用来使用不同方法来实现所描述的功能，但是这种实现不应认为超出本发明的范围。

结合本文中所公开的实施例描述的方法或算法的步骤可以直接用硬件、处理器执行的软件模块，或者二者的结合来实施。软件模块可以置于随机存储器(ram)、内存、只读存储器(rom)、电可编程rom、电可擦除可编程rom、寄存器、硬盘、可移动磁盘、cd-rom、或技术领域内所公知的任意其它形式的存储介质中。