} = ~^- /=1
[0071] 式中SOC(t)为储能系统在t时刻的荷电状态值;SOCi(t)为储能单元i在t时刻的荷 电状态值;ENi为储能单元i的容量；
[0072] 步骤5-2、t = t+l,按照以上步骤循环计算未来四小时的储能系统出力值以各时刻 末储能系统的荷电状态值，并最终计算出在当前时刻未来四小时末的荷电状态值。
[0073] 优选的，所述步骤(6)中，所述计算未来四小时所述储能系统可调度充电容量的公 式如下：
[0074] Edisc (t) = SOCaf (t) *En
[0075] 所述计算未来四小时所述储能系统可调度放电容量的公式如下：
[0076] EdiSD(t) = (l-S0Caf(t))*EN
[0077] 式中EdisC(t)为该时刻未来四小时储能系统可调度的充电容量，单位:MW;EdisD(t) 为该时刻未来四小时储能系统可调度的放电容量，单位:MW;S0C aKt)为该时刻未来四小时 末储能系统的荷电状态值，Εν为储能系统的容量值。
[0078] 与现有技术相比，本发明的有益效果在于：
[0079] 本发明利用新能源发电（风电、光伏发电）和储能系统的多源信息，综合考虑超短 期预测功率、短期预测功率、功率预测特征值、储能系统的荷电状态等，兼顾上述多源信息 的分析与融合，提出了新能源和储能联合发电系统跟踪发电计划出力时的储能系统可调度 容量的预测方法。本发明适用于风储、光储以及风光储等新能源与储能联合发电跟踪发电 计划应用时的储能系统可调度容量的预测，可以为储能系统的优化控制与能量管理提供参 考依据。
【附图说明】
[0080] 图1是本发明提供的新能源发电机组和储能单元的系统图，
[0081] 图2是本发明提供的一种考虑多源信息融合和计划出力的储能可调度容量预测方 法的流程图，
[0082] 图3是本发明提供的储能系统可调度放电容量所占比的曲线图，
[0083] 图4是本发明提供的储能系统可调度充电容量所占比的曲线图。
【具体实施方式】
[0084]下面结合附图对本发明作进一步详细说明。
[0085]如图1所示，为新能源发电机组和储能系统的系统图，新能源发电机组包括风力发 电机组和光伏发电机组，风力发电机组与风电场监控系统和风功率预测系统连接，光伏发 电机组与光伏发电站监控系统和光伏发电站预测系统连接，储能系统中包括Μ个储能单元， 每个储能单元都与双向变流器连接，储能系统与储能电站监控系统连接。
[0086]如图2所示，本例中提高跟踪发电计划出力能力的多类型储能系统控制方法，主要 包括如下步骤：
[0087] 步骤Α、获取当前时刻各风力机组的风电日前预测功率、超短期预测功率以及各储 能单元当前的相关数据；
[0088] 步骤Β、计算新能源发电场当前时刻的日前预测功率、超短期预测功率以及储能系 统的相关数据；
[0089] 步骤C、基于风电状态以及储能系统荷电状态区间，计算当前时刻储能系统的出力 值；
[0090] 步骤D、将储能系统出力值在各储能单元间分配，并计算当前时刻末各储能单元的 荷电状态值；
[0091 ]步骤Ε、计算储能系统在当前时刻未来四小时末的荷电状态值；
[0092] 步骤F、计算未来四小时储能系统可调度放电容量和可调度充电容量。
[0093] 在步骤Β中，所述计算当前风力发电场以及储能系统的相关数据方法如下：
[0094]首先，计算风力发电场当前时刻的日前预测功率以及超短期预测功率：
[0095]风力发电场的功率为各风力机组的功率值之和：
[0096] Pf=Y.Pu
[0097] P!：, =j^P:!i /-1
[0098] 式中，Pf、Puf分别为风电场的日前预测功率以及超短期预测功率;Pfl、Pufl分别为风 电机组i的日前预测功率以及超短期预测功率，N为风电机组的总数。
[0099]然后，计算储能系统的荷电状态值： Μ J^SOC, X
[0100] SOC = ^L__--
[0101] 式中，SOC为储能系统的荷电状态值;SOCi为储能单元i的荷电状态值;ENi为储能单 元i的容量，Μ为储能单元总数。
[0102]在步骤C中，所述储能系统出力值的计算方法如下：
[0103] 首先，基于当前时刻的风电超短期预测功率以及风电日前预测功率数据确定当前 的风电状态；
[0104] 设置三个发电功率预测特征值，包括:发电功率预测上限特征值Pfb(t)、当前发电 功率预测值Pf (t)、发电功率预测下限特征值Pfs (t)。
[0105] 预测功率上限值:Pf b (t) = Pf (t) +Piimit
[0106] 预测功率下限值:Pfs(t)=Pf(t)_Piimit
[0107] 其中：Piimit = aXCap，a取〇.25;Cap为新能源发电机组的装机容量。
[0108] 上述三个发电功率预测特征值将(ο，⑴）划分为三个区间：PUf (t) <Pfs(t)、Pfs (t) 每个区间对应一种发电状态，分别命名为发电状态a、b、 C，其中puf (t)为t时刻的风电超短期预测功率值；
[0109] 其次，基于当前储能系统的荷电状态值确定当前的荷电状态区间；
[0110] 设置四个控制系数 SOCi?、ai、a2、和 SOChigh，且满足 SOCio^ai < a2 < SOChigh，其中 SOCi?以及SOChigh由储能系统的本身特性所决定。根据四个控制系数将储能系统的当前荷 电状态值S0C在[0，1]之间依次划分为五个区间，OSSOCXtXSOCic^SOCic^SOCXtXaha! < S0C(t) <a2、a2 < S0C(t) < SOChigh、SOChigh < S0C(t) < 1，分别命名为区间 I、Π 、ΙΠ 、IV、V ;
[0111] 再次，基于当前时刻发电状态以及荷电状态区间，根据如下所示的计算规则，确定 当前时刻储能系统的出力值；
[(
[0113] 最后，以上储能系统出力值的确定要同时满足以下约束条件：
[0114] -Pmax < PES < Pmax
[0115] S0Ci〇w< S0C(t) < SOChigh
[0116] 其中Pes是储能系统的出力值;Pmax是储能系统最大输出功率。
[0117] 在步骤D中，所述将储能系统出力值在各储能单元间分配，并计算当前时刻末各储 能单元的荷电状态值的计算方法如下：
[0118]首先，将储能系统出力值在各储能单元间分配：
[0119]如果PES>0,即储能系统放电： _ 50Q-5QC,,,, " Γλ?ολ? ~ 滅 rES C〇12〇] i=l
[0121]其中Pbati为储能单元i的出力值。
[0122] 验证Pbati是否在[0，Pmaxi]范围内，若不满足，设定Pbati = Pmaxi。将其余在范围内的 点作如下更新，其中Pmaxi为储能单元i的最大出力限制，由储能单元的本身特性所决定。 SOCi-SOC^ Γλ?ιο? rbati w 1 FS c〇123] Σ(縦、观 U i'-l
[0124] 其中W为Pbat i满足[0，Pmaxi ]范围内的点数。
[0125] 如果PES<0,即储能系统充电： 一 S0C屻,-S0C 丄 bati W 1ES
[] Σ(奶c·-節 ?) i-l
[0127] 验证Pbati是否在[_Pmaxi，0 ]范围内，若不满足，设定Pbati = -Pmaxi。将其余在范围内 的点作如下更新： -soc_-soc; ΓΛ? OQ? J bati Η 1 E:S
[] Σ(就就,）
[0129] 其中H为Pbati满足[_Pmaxi，0 ]范围内的点数。
[0130] 之后，计算当前时刻末各储能单元的荷电状态值：
[0131] 用以下递推关系计算t时刻末S0C值:当Pbati(t) < 0时：
[0132] SOCi (t) = (l-〇sdr) SOCi (t-1) -Pbati (t) Δ tnc/ENi
[0133] 当 Pbati(t)>0 时：
[0134] SOCi (t) = (l-〇sdr) SOCi (t-1)-Pbati (t) Δ t/nDENi
[0135] 式中：SOCi(t)为储能单元t时刻结束时的荷电状态值；〇sdr为储能系统的自放电 率;％和Hd分别为储能系统的充电和放电效率；A t为计算窗口时长，min;ENi为储能单元的 额定容量。
[0136] 在步骤E中，所述计算储能系统在当前时刻未来四小时末的荷电状态值的方法如 下：
[0137] 首先，计算储能系统在当前时刻的荷电状态值：
[0138] SOC (r) = ---r- ' Σ['". i=\
[0139] 式中S0C(t)为储能系统在t时刻的荷电状态值;SOCi(t)为储能单元i在t时刻的荷 电状态值;ENi为储能单元i的容量。
[0140] 然后，t = t+l，按照以上步骤循环计算未来四小时的储能系统出力值以各时刻末