一种将蓄电池单元分组优化的直流微电网能量调控方法与流程

1.本发明涉及直流微电网技术领域，更具体地，涉及一种将蓄电池单元分组优化的直流微电网能量调控方法。


背景技术：

2.为更加友好的接纳以间歇性和不确定性为主导的新能源，直流微型电网应运而生，相对于传统交流大电网，直流微型电网容易受到分布式能源功率波动的影响，使其系统瞬时功率的平衡遭到破坏，这对电能质量要求较高的负荷无疑是一种困扰，因此抵御功率随机波动是直流微电网得以发展必须具有的能力。蓄电池具有强大的功率调节能力，能够为直流微电网稳定运行提供有力的支撑，还可以根据直流微电网规模灵活配置容量，成为高比例分布式能源直流微电网不可或缺的功率平衡调节单元。
3.在直流微电网协调控制中，蓄电池储能系统被看作理想电源，参与系统功率调节，这种忽略本体性能约束的等效，缩短蓄电池循环使用寿命，能量利用率低。因此，国内外研究学者针对蓄电池储能系统缺少本体性能约束的问题，提出了双电池储能系统，该系统将蓄电池单元化，划分为充电单元和放电单元，与单一蓄电池储能系统相比，单元化的储能系统在实际应用中能够有效减少蓄电池充放电转换次数，但大多数研究将充放电单元按照固定比例划分，降低灵活调节的能力，导致某些工况下功率调节能力不足。
4.实际工程中，考虑建设和维护的需求，大规模蓄储能系统通过不同容量的蓄电池储能单元串并联组成。根据实际运行经验，储能系统同时参与直流微电网平衡调节时的瞬时运行功率，大部分工况下均远低于储能系统的额定运行功率，相当一部分剩余功率存在很大空间的运行分配自由度。实际生产中的非理想电源储能系统由于自身特性，其循环使用寿命和运行效率受频繁充放电转化次数和系统运行方式的等不可避免的因素影响很大，特别是频繁的充放电转化，将大大降低其循环使用寿命。
5.公开号为cn106787082b的中国专利文献，公开了一种孤岛直流微电网的协调控制方法，该方法根据蓄电池soc控制直流母线电压并将其作为电网中各个微源之间的协调信号，实现各微源的自治运行，当soc接近限值时，通过使可再生能源发电单元降功率或负荷减载来避免蓄电池的深度充放电。
6.但上述方案是将并网模式和孤岛模式分开分析，然而孤岛模式实质上是直流微电网并网模式下的一种运行方式，此时直流微电网因某种原因脱离电网独立运行。


技术实现要素：

7.本发明的目的在于克服现有技术的不足，提供一种将蓄电池单元分组优化的直流微电网能量调控方法，能够最优化分配系统功率，兼顾能量最大化利用和系统的经济性。
8.为解决上述技术问题，本发明采用的技术方案是：
9.提供一种将蓄电池单元分组优化的直流微电网能量调控方法，包括如下步骤：
10.s1.构建多储能系统直流微电网架构；所述多储能系统直流微电网架构包括储能
单元、电网、燃料发电机、光伏单元；所述储能单元包括j个主储能单元、k个从储能单元、一个辅助储能单元；所述主储能单元吸收光伏单元功率p
pv
(t)，所述从储能单元为负载提供功率，所述辅助储能单元吸收直流母线上的扰动功率；
11.s2.在步骤s1之后，获取直流微电网内待分配功率p
dis
(t)，若p
dis
(t)>0，则执行步骤s3，否则执行步骤s6；
12.s3.将所述待分配功率p
dis
(t)与j个主储能单元总充电功率jp
mj
(t)比较，若p
dis
(t)≤jp
mj
(t)，则部分主储能单元启动进行恒流充电，所述辅助储能单元吸收纹波功率；否则，执行步骤s4；
13.s4.将t时刻从储能单元电压u
s.t
与蓄电池均充电压u
ref
比较，若u
s.t
<u
ref
，则全部主储能单元启动进行恒流充电，所述辅助储能单元吸收纹波功率，否则，执行步骤s5；
14.s5.若电网下发调度指令，则所述电网并网运行，且全部主储能单元启动进行恒流充电，所述辅助储能单元吸收纹波功率；否则，所述电网孤岛运行，且全部主储能单元启动进行恒流充电，所述辅助储能单元下垂稳压；
15.s6.将所述待分配功率p
dis
(t)与k个从储能单元总放电功率kp
sk
(t)比较，若|p
dis
(t)|≤kp
sk
(t)，则从电压较低的从储能单元开始逐个启动进行放电，所述辅助储能单元吸收纹波功率；否则，执行步骤s7；
16.s7.将t时刻主储能单元电压u
m.t
与蓄电池均充电压u
ref
比较，若u
m.t
＝u
ref
，则部分主储能单元转入为放电状态进行放电，全部从储能单元启动进行放电，所述辅助储能单元吸收纹波功率；否则，执行步骤s8；
17.s8.所述电网提供缺额，全部从储能单元启动进行放电，所述辅助储能单元吸收纹波功率；当所述电网以及主储能单元均无法提供缺额，则启动所述燃料发电机。
18.进一步地，在步骤s2中，所述待分配功率p
dis
(t)的分配方案表示为：
19.p
dis
(t)＝α|p
m
(t)|+βp
s
(t)+p
au
(t)+εp
d
(t)+γp
g
(t)；
20.式中，p
m
(t)表示主储能单元的总充电功率，p
s
(t)表示从储能单元的总放电功率，p
au
(t)表示辅助储能单元功率，p
d
(t)表示燃油发电机功率，p
g
(t)表示电网功率，α、β、ε、γ均表示二进制变量；
21.所述步骤s2还包括：计算滑动平均值所述滑动平均值的计算公式为：
[0022][0023]
式中，n表示滑动系数。
[0024]
进一步地，在步骤s3、s4、s5中，当主储能单元无法满足直流微电网可靠运行所需能量时，从电压较低的从储能单元开始逐个启动进行充电。
[0025]
进一步地，在步骤s3、s4、s5中，当主储能单元启动进行恒流充电后，执行步骤s9：将蓄电池电压u
b
与蓄电池均充电压u
ref
比较，当u
b
≤u
ref
时，主储能单元持续进行恒流充电；当u
b
>u
ref
时，主储能单元转换为恒压充电；当恒压充电电流达到0.01c
10
时停止充电，所述主储能单元、从储能单元均转入热备用状态。
[0026]
进一步地，还包括步骤s12：在步骤s9之后，分别计算主储能单元、从储能单元、辅
助储能单元的蓄电池电压变化量以及充放电次数。
[0027]
进一步地，在步骤s6、s8中，当从储能单元启动进行放电后，执行步骤s10：当t时刻主储能单元电压u
m.t
下降为最低阈值时停止放电，然后所述主储能单元、从储能单元均转入待充电状态。
[0028]
进一步地，在步骤s7中，当主储能单元、从储能单元启动进行放电后，执行步骤s11：当t时刻主储能单元电压u
m.t
下降为最低阈值时停止放电，当t时刻从储能单元电压u
s.t
下降为最低阈值时停止放电，然后所述主储能单元、从储能单元均转入待充电状态。
[0029]
进一步地，还包括步骤s13：在步骤s10以及步骤s11之后，分别计算主储能单元、从储能单元、辅助储能单元的蓄电池电压变化量以及充放电次数。
[0030]
进一步地，所述充放电次数的计算公式为：
[0031][0032]
式中，count(t)表示储能单元从开始到t时刻充放电次数，δu(t)表示t时刻蓄电池低压变化量，δu(t
‑
1)表示t
‑
1时刻蓄电池低压变化量。
[0033]
进一步地，还包括步骤s14：在步骤s12以及步骤s13之后，t时刻累加1，然后返回步骤s2。
[0034]
与现有技术相比，本发明的有益效果是：
[0035]
本发明为一种将蓄电池单元分组优化的直流微电网能量调控方法，将储能系统按功能单元化，得到主储能单元、从储能单元、辅助储能单元三储能系统，其中主、从储能单元采用不完全分离的控制模式，从储能单元稳定直流母线电压，辅助储能单元为退役蓄电池，并对三种储能单元参与直流微电网功率调节时的运行控制策略进行调配，给出各电源之间功率细化分配方案，能够最大限度减少蓄电池充放电转换次数，最优化利用新能源，同时，将退役蓄电池合理利用，吸收纹波功率，提高蓄电池使用寿命和运行效率，提高直流微电网的运行稳定性和经济性。
附图说明
[0036]
图1为本发明一种将蓄电池单元分组优化的直流微电网能量调控方法的流程图。
[0037]
图2为本发明一种将蓄电池单元分组优化的直流微电网能量调控方法的整体流程图。
[0038]
图3为本发明多储能系统直流微电网架构的示意图。
[0039]
图4为本发明主储能单元的控制框图。
[0040]
图5为本发明从储能单元的控制框图。
[0041]
图6为本发明辅助储能单元的控制框图。
具体实施方式
[0042]
下面结合具体实施方式对本发明作进一步的说明。其中，附图仅用于示例性说明，表示的仅是示意图，而非实物图，不能理解为对本专利的限制；为了更好地说明本发明的实施例，附图某些部件会有省略、放大或缩小，并不代表实际产品的尺寸；对本领域技术人员
来说，附图中某些公知结构及其说明可能省略是可以理解的。
[0043]
本发明实施例的附图中相同或相似的标号对应相同或相似的部件；在本发明的描述中，需要理解的是，若有术语“上”、“下”、“左”、“右”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此附图中描述位置关系的用语仅用于示例性说明，不能理解为对本专利的限制，对于本领域的普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语的具体含义。
[0044]
实施例1
[0045]
如图1至图6所示为本发明一种将蓄电池单元分组优化的直流微电网能量调控方法的第一实施例，包括如下步骤：
[0046]
s1.构建多储能系统直流微电网架构；
[0047]
如图3所示，多储能系统直流微电网架构包括主储能单元b
m
、从储能单元b
s
、辅助储能单元b
au
、电网g
rid
、燃料发电机d
g
、光伏单元p
v
；主储能单元b
m
吸收光伏单元功率p
pv
(t)，从储能单元b
s
为负载提供功率，辅助储能单元b
au
吸收直流母线上的扰动功率；还有，load表示直流微电网负荷。
[0048]
为了使直流微电网能够最优化分配系统功率，兼顾能量最大化利用和系统的经济性，对直流微电网中各个能量单元设置优先级：光伏单元优先级别最高，主、从储能单元次之，第三级为电网，燃油发电机优先级最低，只有在最严峻的工况下才启动燃油发电机。
[0049]
直流微电网中，控制直流母线电压便可实现有功功率平衡，定义直流母线电容为各个模块的输出滤波电容与母线电容之和：
[0050]
c
dc
＝c0+c
m
+c
s
+c
g
+c
dg
+c
pv
+c
au
；
[0051]
式中，c
dc
表示直流母线总电容，c0表示直流母线并联电容，吸收纹波和交流窜入电压，稳定直流母线电压；c
m
表示主储能单元输出电容，吸收输出纹波电压；c
s
表示从储能单元输出电容，吸收输出纹波电压；c
g
表示并网变换器输出电容，吸收输出纹波电压；c
dg
表示燃油发电机输出电容，吸收输出纹波电压；c
pv
表示光伏单元输出电容，吸收输出纹波电压；c
au
表示辅助储能单元输出电容，吸收输出纹波电压。
[0052]
直流母线对地实时功率为：
[0053][0054]
式中，表示直流母线电容功率，c
dc
表示直流母线总电容，u
dc
(t)表示t时刻的母线电压，u
dc
(t
‑
1)表示t
‑
1时刻的母线电压，p
source
(t)表示直流微电网电源输出的总功率，p
l
(t)表示负荷功率，p
lo
(t)表示损耗，δt表示时间变化量。
[0055]
由上式可得，母线电压无波动时，直流母线对地放电功率为零，此时系统功率平衡，因此直流微电网中电压稳定和功率平衡互为充要条件。
[0056]
主、从、辅助储能单元的运行策略如下：
[0057]
a.根据蓄电池参数，提前计算并设定好蓄电池的相关定值。
[0058]
b.主储能单元完全充满电可转化为从储能单元。
[0059]
c.从储能单元完全放电结束可转化为主储能单元。
[0060]
d.早上6点到18点主储能单元优先权高于从储能单元，吸收光伏单元功率；晚上18
点到次日6点从储能单元优先权高于主储能单元，为负载提供能量。
[0061]
e.从储能单元满足系统需求的前提是其端电压大于允许的最低值阈值。
[0062]
f.主储能单元只有在完全充满电的情况下才能为负载提供功率。
[0063]
g.光伏单元输出功率不足时，从储能单元不能满足功率平衡时，此时主储能单元的优先权低于电网但高于燃油发电机，本条策略高于策略f；
[0064]
h.早上6点到18点，主、从、辅助储能单元同时充电确保高效利用太阳能。此策略不能违反策略b，但高于策略c。
[0065]
上述运行策略针对延长主储能单元、从储能单元的循环寿命，提高变电站退役蓄电池的使用效率，增强直流微电网的稳定性和供电可靠性，降低直流微电网运行维护运行成本。
[0066]
直流微电网电源输出的总功率为：
[0067]
p
source
(t)＝α|p
m
(t)|+βp
s
(t)+p
au
(t)+αp
pv
(t)+εp
d
(t)+γp
g
(t)；
[0068]
式中，p
source
(t)表示直流微电网电源输出的总功率，p
m
(t)表示主储能单元的总充电功率，p
s
(t)表示从储能单元的总放电功率，p
au
(t)表示辅助储能单元功率，p
pv
(t)表示光伏单元功率，p
d
(t)表示燃油发电机功率，p
g
(t)表示电网功率，α、β、ε、γ均表示二进制变量，取值为0或1，α＝1表示光伏单元可用，β＝1表示从储能单元处于运行状态，ε＝1表示燃油发电机处于发电状态，γ＝1表示电网并网运行，α＝0表示光伏单元不可用，β＝0表示从储能单元处于退出状态，ε＝0表示燃油发电机退出运行，γ＝0表示电网孤岛运行。
[0069]
任意时刻，直流微电网功率平衡，则有：
[0070][0071]
式中，p
source
(t)表示直流微电网电源输出的总功率，p
l
(t)表示负荷功率，p
lo
(t)表示损耗，表示直流母线电容功率。
[0072]
稳定运行时，直流微电网根据自身的特性，需满足以下约束条件：
[0073][0074][0075][0076][0077][0078]
[0079]
p
pv
(t)≤p
mppt
；
[0080]
其中，u
m.t
、u
m.(t
‑
1)
分别表示t、t
‑
1时刻主储能单元电压，u
s.t
、u
s.(t
‑
1)
分别表示t、t
‑
1时刻从储能单元电压，表示主储能单元的最小电压，表示主储能单元的最大电压，表示从储能单元的最小电压，表示从储能单元的最大电压，表示辅助储能单元的最小电压，表示辅助储能单元的最大电压，i
m
(t)表示主储能单元的总电流，i
s
(t)表示从储能单元的总电流，i
au
(t)表示辅助储能单元的总电流，分别表示主储能单元的电流参考值和最大值，分别表示从储能单元的电流参考值和最大值，分别表示辅助储能单元的电流参考值和最大值，表示燃料发电机最大输出功率，表示电网最大输出功率，p
mppt
表示光伏单元最大跟踪点输出功率。
[0081]
受自然因素的影响，以及负荷的随机变化，一天中，将存在光伏单元不能为整个储能系统提供最佳充电电流的时段，因此本发明对储能系统进行分组控制，确保能量的最佳利用，同时提高蓄电池循环寿命。
[0082]
本发明将储能系统分成j个储能单元，设起始时刻有j个主储能单元b
m
充电、充电功率为jp
mj
(t)；还有k个从储能单元b
s
放电、放电功率为kp
sk
(t)；还有一个辅助储能单元b
au
，且有j＝j+k+1，j＝k。本发明规定蓄电池放电时功率大于零，此时蓄电池电流正向流出。
[0083]
t时刻直流微电网内待分配的功率为：
[0084][0085]
式中，p
dis
(t)表示t时刻直流微电网内待分配功率。
[0086]
s2.在步骤s1之后，获取直流微电网内待分配功率p
dis
(t)和滑动平均值
[0087]
待分配功率p
dis
(t)的分配方案表示为：
[0088]
p
dis
(t)＝α|p
m
(t)|+βp
s
(t)+p
au
(t)+εp
d
(t)+γp
g
(t)；
[0089]
式中，p
m
(t)表示主储能单元的总充电功率，p
s
(t)表示从储能单元的总放电功率，p
au
(t)表示辅助储能单元功率，p
d
(t)表示燃油发电机功率，p
g
(t)表示电网功率，α、β、ε、γ均表示二进制变量；
[0090]
待分配功率p
dis
(t)的分配方案表示的是：早上6点到18点，阳光充足时，主储能单元作为负荷，处于均充运行状态，用以补充夜晚所放出的功率，如果此时光伏单元功率能够满足所有负荷，剩余的电量将送至电网，燃油发电机停止运行。到了晚上18点到次日6点，从储能单元作为电源为负荷供电，若此时从储能单元能够提供足够的电量，那么它将运行在下垂模式稳定直流母线电压，否则将以最大功率运行，由电网来稳定直流母线电压。
[0091]
待分配功率的滑动平均值的计算公式为：
[0092][0093]
式中，n表示滑动系数，且n为大于1的奇数。
[0094]
光伏单元功率决定主储能单元的充电个数，根据待分配功率p
dis
(t)的大小，储能系统的运行分为多种工况：若p
dis
(t)>0，则执行步骤s3；p
dis
(t)≤0，则执行步骤s6。
[0095]
s3.将待分配功率p
dis
(t)与j个主储能单元总充电功率jp
mj
(t)比较，若p
dis
(t)≤jp
mj
(t)，认为光伏单元可用于对主储能单元充电，α＝1，则功率分配方案为：
[0096]
p
dis
(t)＝|p
m
(t)|+p
au
(t)；
[0097]
则待分配总电流为：
[0098][0099]
式中，u
dc
(t)表示t时刻直流母线电压，i
dis
(t)表示t时刻待分配总电流。
[0100]
由于此时未被主储能单元消纳的功率相对较小，主储能单元在小功率充电下的能量转换效率相对较低，同时也不足以输送至电网，因此采用辅助储能单元消纳，辅助单元需吸收的电流为：
[0101]
i
au.c
(t)＝i
dis
(t)
‑
i
m
(t)；
[0102]
式中，i
au.c
(t)表示辅助储能单元吸收的剩余电流，且有0≤i
au.c
(t)<0.1c
10
。
[0103]
为降低直流母线电压纹波，使用辅助储能单元吸收直流微电网内的纹波功率，因此辅助储能单元待吸收的纹波电流为：
[0104][0105]
因此可得辅助储能单元吸收的总电流为：
[0106]
i
au
(t)＝i
au.c
(t)+i
au.dis
(t)。
[0107]
因此，部分主储能单元启动进行恒流充电，辅助储能单元吸收纹波功率。当主储能单元无法满足直流微电网可靠运行所需能量时，从电压较低的从储能单元开始逐个启动进行充电。然后，执行步骤s9。
[0108]
若p
dis
(t)>jp
mj
(t)，则执行步骤s4。
[0109]
s4.当p
dis
(t)>0，且p
dis
(t)>jp
mj
(t)时，α＝1，然后将t时刻从储能单元电压u
s.t
与蓄电池均充电压u
ref
比较，若u
s.t
<u
ref
，且在电网无法消纳直流微电网功率情况下，γ＝0，从储能单元临时转换为充电状态吸收剩余功率，β＝1，此时功率分配方案为：
[0110]
p
dis
(t)＝|p
m
(t)|+p
au
(t)+p
s
(t)；
[0111]
全部主储能单元启动进行恒流充电，辅助储能单元吸收纹波功率，如图4和图5所示；
[0112]
计算当前转换为充电状态的从储能单元数量
[0113][0114]
p
m
(t)＝j
·
0.1c
10
·
u
dc
(t)；
[0115][0116][0117]
i
m
(t)＝j
·
0.1
·
c
10
；
[0118][0119]
其中，为m的向下取整。当主储能单元无法满足直流微电网可靠运行所需能量
时，从电压较低的从储能单元开始逐个启动进行充电。然后，执行步骤s9。
[0120]
而当u
s.t
≥u
ref
时，执行步骤s5；
[0121]
s5.若电网下发调度指令，γ＝1，β＝0，直流微电网在满足全部主储能单元的情况下，优先向电网送电，直流微电网并网运行，且全部主储能单元启动进行恒流充电，辅助储能单元吸收纹波功率，此时功率平衡关系为：
[0122]
p
dis
(t)＝|p
m
(t)|+p
au
(t)+p
g
(t)。
[0123]
若电网没有下发调度指令，γ＝0，从储能单元不可用，β＝0，直流微电网孤岛运行，且全部主储能单元启动进行恒流充电，过多的功率由辅助储能单元吸收，辅助储能单元工作在下垂稳压模式，稳定直流母线电压，如图6所示；此时功率平衡关系为：
[0124]
p
dis
(t)＝|p
m
(t)|+p
au
(t)；
[0125]
当主储能单元无法满足直流微电网可靠运行所需能量时，从电压较低的从储能单元开始逐个启动进行充电。然后，执行步骤s9。
[0126]
s6.将待分配功率p
dis
(t)与k个从储能单元总放电功率kp
sk
(t)比较，若|p
dis
(t)|≤kp
sk
(t)，表示光伏单元输出功率不足，考虑到从储能单元的蓄电池循环使用寿命，从电压较低的从储能单元开始逐个启动进行放电，β＝1，辅助储能单元吸收纹波功率，稳定直流母线电压；此时功率平衡关系为：
[0127]
p
dis
(t)＝p
s
(t)+p
au
(t)；
[0128]
放电状态下从储能单元输出功率为：
[0129][0130]
辅助储能单元的瞬时功率为：
[0131][0132]
然后，执行步骤s10。
[0133]
若|p
dis
(t)|>kp
sk
(t)，执行步骤s7；
[0134]
s7.当p
dis
(t)<0，且|p
dis
(t)|>kp
sk
(t)时，β＝1，α＝1，将t时刻主储能单元电压u
m.t
与蓄电池均充电压u
ref
比较，若u
m.t
＝u
ref
，全部从储能单元启动进行放电，部分主储能单元转入为放电状态进行放电，即优先启动充电完成的主储能单元进行放电，辅助储能单元吸收纹波功率；此时功率平衡关系为：
[0135]
p
dis
(t)＝p
s
(t)+p
au
(t)+p
m
(t)。
[0136]
然后，执行步骤s11。
[0137]
若u
m.t
≠u
ref
，执行步骤s8；
[0138]
s8.当u
m.t
≠u
ref
时，主储能单元无法满足约束条件参与功率调节，α＝0，启动并网变换器，电网提供缺额，全部从储能单元启动进行放电，辅助储能单元吸收纹波功率；此时功率平衡关系为：
[0139]
p
dis
(t)＝p
s
(t)+p
au
(t)+p
g
(t)；
[0140]
当电网以及主储能单元均无法提供缺额，则启动燃料发电机保证直流微电网能够可靠运行；此时ε＝1，功率平衡关系为：
[0141]
p
dis
(t)＝p
s
(t)+p
au
(t)+p
d
(t)。
[0142]
然后，执行步骤s10。
[0143]
s9.将蓄电池电压u
b
与蓄电池均充电压u
ref
比较，当u
b
≤u
ref
时，主储能单元持续进行恒流充电。当u
b
>u
ref
时，主储能单元转换为恒压充电；当恒压充电电流达到0.01c
10
时停止充电，主储能单元、从储能单元均转入热备用状态。然后，执行步骤s12。
[0144]
s10.当t时刻主储能单元电压u
m.t
下降为最低阈值时停止放电，然后主储能单元、从储能单元均转入待充电状态。然后，执行步骤s13。
[0145]
s11.当t时刻主储能单元电压u
m.t
下降为最低阈值时停止放电，当t时刻从储能单元电压u
s.t
下降为最低阈值时停止放电，然后主储能单元、从储能单元均转入待充电状态。然后，执行步骤s13。
[0146]
s12.分别计算主储能单元、从储能单元、辅助储能单元的蓄电池电压变化量以及充放电次数。
[0147]
充放电次数的计算公式为：
[0148][0149]
式中，count(t)表示储能单元从开始到t时刻充放电次数；δu(t)＝u(t)
‑
u(t
‑
1)，表示t时刻蓄电池低压变化量；δu(t
‑
1)＝u(t
‑
1)
‑
u(t
‑
2)，表示t
‑
1时刻蓄电池低压变化量。
[0150]
s13.分别计算主储能单元、从储能单元、辅助储能单元的蓄电池电压变化量以及充放电次数。
[0151]
充放电次数的计算公式为：
[0152][0153]
式中，count(t)表示储能单元从开始到t时刻充放电次数；δu(t)＝u(t)
‑
u(t
‑
1)，表示t时刻蓄电池低压变化量；δu(t
‑
1)＝u(t
‑
1)
‑
u(t
‑
2)，表示t
‑
1时刻蓄电池低压变化量。
[0154]
然后，执行步骤s14。
[0155]
s14.t时刻累加1，然后返回步骤s2。
[0156]
显然，本发明的上述实施例仅仅是为清楚地说明本发明所作的举例，而并非是对本发明的实施方式的限定。对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动。这里无需也无法对所有的实施方式予以穷举。凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明权利要求的保护范围之内。