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CN111864805A - 工业园区微网光储联合发电装置的能量管理方法 - Google Patents

工业园区微网光储联合发电装置的能量管理方法 Download PDF

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CN111864805A
CN111864805A CN202010870592.8A CN202010870592A CN111864805A CN 111864805 A CN111864805 A CN 111864805A CN 202010870592 A CN202010870592 A CN 202010870592A CN 111864805 A CN111864805 A CN 111864805A
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张震
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Hefei University of Technology
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Abstract

本发明公开了一种工业园区微网光储联合发电装置的能量管理方法，其步骤包括，1，搭建工业园区微网中光储联合发电装置的拓扑结构；2，基于光储联合发电装置，建立逆变器输入输出功率、光伏出力、蓄电池充放电功率之间的关系；3，考虑分时电价和蓄电池实时控制，建立工业园区微网光储联合发电装置的控制方案。本发明能更加合理的对光储联合发电装置的功率流动进行控制，在保持直流母线侧电压稳定的同时减小光储联合发电装置的内部损耗和转换效率，优化工业园区微网配电线路的功率流动，减小线路损耗，使工业园区微网处于高效经济运行状态，从而提高工业园区微网运行水平。

Description

工业园区微网光储联合发电装置的能量管理方法
技术领域
本发明涉及工业园区微网能量管理技术，具体的说是一种工业园区微网光储联合发电装置的能量管理方法。
背景技术
随着能源危机、环境危机逐渐加剧，在能源互联网的不断发展的大背景下，以电力为核心的能源结构变革在不断深化，分布式发电越来越受到重视。光伏等新能源装机容量不断增加，但是，由于分布式电源发电具有波动性、随机性和不可调度性，出现电能质量差、消纳难和弃风弃光现象。微网作为综合管理和利用分布式电源的重要手段，在园区内搭建小型光储微网的需求日益迫切。
目前，工业园区微网能量管理方法主要依据是分时电价，没有考虑到充放电放电深度和充放电电流倍率蓄电池充放电寿命的影响，忽视了DC/AC变换器的实时效率与输入输出功率有关，造成DC/AC变换器的功率较低，能量管理方法过于片面。目前，由于光伏补贴价格进一步降低，正逐渐实现光伏平价上网，此外，随着工业园区内分布式光伏装机规模的不断扩大和储能系统等设备成本的降低，直流型光储联合发电装置被广泛应用。然而，当前工业园区微网的能量管理方法主要是依据交流型光储联合发电系统拓扑结构制定的，即光伏、储能经过各自的接口变换器直接并网于交流母线侧，这种情况下的工业园区微网的能量管理主要是保持交流电网电压相对稳定和实现电价套利，但是，这种能量管理方法造成微网系统内部的损耗较大变换器功率转换效率较低，微网能量管理方法过于简单。
发明内容
本发明为克服现有技术中存在的不足之处，提供一种工业园区微网光储联合发电装置的能量管理方法，以期能更加合理的对光储联合发电装置的功率流动进行控制，在保持直流母线侧电压稳定的同时减小光储联合发电装置的内部损耗和转换效率，优化工业园区微网配电线路的功率流动，减小线路损耗，使工业园区微网处于高效经济运行状态，从而提高工业园区微网运行水平。
本发明是通过以下技术方案解决上述技术问题的：
本发明一种工业园区微网光储联合发电装置的能量管理方法的特点包括如下步骤：
步骤1，搭建工业园区微网中光储联合发电装置的拓扑结构；
将光伏发电单元和储能单元分别经过各自的DC/DC变换器后并联在公共直流母线上，从而直接给直流负载供电，所述光伏发电单元和储能单元还分别通过公共的DC/AC逆变器后与交流母线相连，从而与市电一起为交流负载供电；
步骤2，基于光储联合发电装置的拓扑结构，建立光储联合发电装置的实时输出功率、光伏发电单元实时出力、蓄电池实时充放电功率之间的约束关系；
步骤3，考虑分时电价和蓄电池的实时控制，建立工业园区微网中光储联合发电装置的能量管理方案，包括：谷时电价时工业园区微网光储联合发电装置的能量管理方案、峰时电价时工业园区微网光储联合发电装置的能量管理方案以及平时电价时工业园区微网光储联合发电装置的能量管理方案。
本发明所述的能量管理方法的特点也在于，所述步骤2包括：
步骤2.1、利用式(1)得到DC/AC逆变器的输出功率Pinv,out与输入功率Pinv,in之间的关系式：
Pinv,out(t)＝ηinv(t)·Pinv,in(t) (1)
式(1)中，ηinv(t)为DC/AC逆变器在不同负载率下的转换效率；Pinv,in(t)为DC/AC逆变器的输入功率；Pinv,out(t)为DC/AC逆变器的输出功率；
步骤2.2、当光伏发电单元和外电网共同给蓄电池充电时，利用式(2)建立光储发电装置直流侧母线功率的平衡约束：
Figure BDA0002650977050000021
式(2)中，Ppv(t)为光伏t时刻的出力；Pch(t)为蓄电池在t时刻的充电功率；ηDC为DC/DC整流器的转换效率；ηch为蓄电池充电效率；
利用式(3)建立光储联合发电装置的交流侧母线功率的平衡约束：
Pgrid(t)＝Pinv,in(t)+Pload(t) (3)
式(3)中，Pgrid(t)为工业园区微网与外电网之间t时刻的交互功率；Pload(t)为工业园区t时刻的负荷值；
步骤2.3、当光伏发电单元和蓄电池一起给交流负载供电时，利用式(4)建立光储联合发电装置的直流侧母线功率的平衡约束：
Pinv,in(t)＝Ppv(t)ηDC+Pdisch(t)ηdischηDC (4)
式(4)中，Pdisch(t)为蓄电池在t时刻的充电功率；ηdisch为蓄电池放电效率；
利用式(5)建立光储联合发电装置的交流侧母线功率的平衡约束：
δPgrid(t)+Pinv,out(t)＝Pload(t) (5)
式(5)中，Pdisch(t)为蓄电池在t时刻的充电功率；δ为购售电标志；当δ＝1表示工业园区微网处于购电状态；当δ＝-1表示工业园区微网处于售电状态；当δ＝0表示工业园区微网处于孤岛运行状态；
步骤2.4、当光伏发电单元同时向交流负载和蓄电池供电时，利用式(6)建立光储联合发电装置的直流侧母线功率的平衡约束：
Figure BDA0002650977050000031
利用式(7)建立光储联合发电装置的交流侧母线功率的平衡约束：
δPgrid(t)+Pinv,out(t)＝Pload(t) (7)。
所述步骤3中的谷时电价时工业园区微网光储联合发电装置的能量管理方案，包括：
步骤3.1a、利用式(8)判断是否需要向蓄电池单元供电，若满足式(8)，则执行步骤3.2a；否则令蓄电池充电功率Pch(t)＝0，令DC/AC逆变器的输入功率Pinv,in(t)＝Ppv(t)，并利用式(9)确定DC/AC逆变器的输出功率Pinv,out(t)：
SOC(t)≤SOCmax (8)
Pinv,out(t)+δPgrid(t)＝Pload(t)+ΔPloss(t) (9)
式(8)中，SOC(t)为蓄电池t时刻的荷电量；SOCmax为蓄电池最大荷电量；
步骤3.2a、利用式(13)判定是否需要通过交流母线侧对蓄电池充电，若满足式(13)，则执行步骤3.3a-步骤3.6a；否则，执行步骤3.7；
Figure BDA0002650977050000032
式(13)中，SOCmax为储能装置的最大荷电状态；SOC(t-1)为蓄电池的上一时刻的荷电状态；Eess为蓄电池的额定容量；Δt为调度时间间隔；ηDC为蓄电池DC/DC变换器效率；Pch,max为蓄电池最大充电功率；
步骤3.3a，利用式(14)得到蓄电池在t时刻的充电功率Pch(t)：
Figure BDA0002650977050000041
步骤3.4a，利用式(15)得到DC/AC逆变器在t时刻的输入功率Pinv,in(t)：
Figure BDA0002650977050000042
式(15)中，ηinv(t)为并网逆变器t时刻的转换效率；
步骤3.5a、利用式(16)得到t时刻工业园区微网与电网间的联络线功率Pgrid(t)：
δPgrid(t)+Pinv,out(t)＝Pload(t) (16)
步骤3.6a、利用式(17)得到蓄电池在t时刻的充电功率Pch(t)：
Figure BDA0002650977050000043
步骤3.7a、利用式(18)得到DC/AC逆变器在t时刻的输入功率Pinv,out(t)：
Figure BDA0002650977050000044
步骤3.8a、利用式(19)得到t时刻工业园区微网与电网间的联络线功率Pgrid(t)：
Pgrid(t)＝Pinv,in(t)+Pload(t) (19)。
所述步骤3中的峰时电价时工业园区微网光储联合发电装置的能量管理方案为：
步骤3.1b、利用式(20)判断蓄电池是否需要放电，若满足(20)，在表示蓄电池不需要放电，同时工业园区微网不需要从电网购电；否则，执行步骤3.2b；
Ppv(t)ηDCηinv(t)≥Pload(t) (20)
步骤3.2b、利用式(21)得到蓄电池在t时刻的放电功率Pdisch(t)：
Figure BDA0002650977050000045
步骤3.3b，利用式(22)得到DC/AC逆变器在t时刻的输入功率Pinv,in(t)：
Figure BDA0002650977050000046
步骤3.4b、利用式(23)得到t时刻工业园区微网与电网间联络线的功率Pgrid(t)：
Pgrid(t)＝max{(Pload(t)-Pinv,out(t)),0} (23)。
所述步骤3中的平时电价时工业园区微网光储联合发电装置的能量管理方案，包括：
步骤3.1c、利用式(24)得到DC/AC逆变器在t时刻的输入功率Pinv,in(t)：
Pinv,in(t)＝Ppv(t)·ηpv (24)
步骤3.2c、通过式(25)得到蓄电池在t时刻的荷电状态SOC(t)：
SOC(t)＝SOC(t-1) (25)
步骤3.3c、通过式(26)得到t时刻工业园区微网与电网间联络线的功率Pgrid(t)：
δPgrid(t)+Pinv,out(t)＝Pload(t) (26)。
与现有技术相比，本发明的有益效果在于：
(1)本发明提出构建光储联合发电装置拓扑结构，实现了光伏单元与储能单元功率在直流母线侧流动，有效降低了光储型微网内部损耗和功率转换效率；
(2)本发明能量管理方法基于分时电价和蓄电池实时控制，实现了工业园区微网功率合理高效流动的同时延长蓄电池使用寿命；
(3)本发明能量管理方法考虑到逆变器转换效率受到逆变器实时输入输出功率的影响，有利于提高能量转换效率，减小装置内部的功率损耗；
附图说明
图1为本发明工业园区微网光储联合发电装置的能量管理方法的流程示意图；
图2为本发明谷时电价工业园区微网光储联合发电装置的能量管理方法图；
图3为本发明峰时电价工业园区微网光储联合发电装置的能量管理方法图。
具体实施方式
本实施例中，如图1所示，一种工业园区微网光储联合发电装置的能量管理方法包括如下步骤：
步骤1、搭建工业园区微网中光储联合发电装置的拓扑结构；
光储联合发电装置具备两种直流端口和一种交流端口，一种直流端口接光伏阵列，另一种直流端口接储能元件，可实现直流电能和直流电能转换、直流电能与交流电能之间相互转换。将光伏发电单元和储能单元分别经过各自的DC/DC变换器后并联在公共直流母线上，从而直接给直流负载供电，光伏发电单元和储能单元还分别通过公共的DC/AC逆变器后与交流母线相连，从而与市电一起为交流负载供电。
步骤2、基于光储联合发电装置的拓扑结构，建立光储联合发电装置的实时输出功率、光伏发电单元实时出力、蓄电池实时充放电功率之间的约束关系；
步骤2.1、利用式(1)得到DC/AC逆变器的输出功率Pinv,out与输入功率Pinv,in之间的关系式：
Pinv,out(t)＝ηinv(t)·Pinv,in(t) (1)
式(1)中，ηinv(t)为DC/AC逆变器在不同负载率下的转换效率；Pinv,in(t)为DC/AC逆变器的输入功率；Pinv,out(t)为DC/AC逆变器的输出功率；
步骤2.2、当光伏发电单元和外电网共同给蓄电池充电时，利用式(2)建立光储发电装置直流侧母线功率平衡约束：
Figure BDA0002650977050000061
式(2)中，Ppv(t)为光伏t时刻的出力；Pch(t)为蓄电池在t时刻的充电功率；ηDC为DC/DC整流器的转换效率；ηch为蓄电池充电效率；
利用式(3)建立光储联合发电装置的交流侧母线功率平衡约束
Pgrid(t)＝Pinv,in(t)+Pload(t) (3)
式(3)中，Pgrid(t)为工业园区微网与外电网之间的交互功率；Pload(t)为工业园区t时刻的负荷值。
步骤2.3、当光伏发电单元和蓄电池一起给交流负载供电时，利用式(4)建立光储联合发电装置的直流侧母线功率平衡约束：
Pinv,in(t)＝Ppv(t)ηDC+Pdisch(t)ηdischηDC (4)
式(4)中，Pdisch(t)为蓄电池在t时刻的充电功率；ηdisch为蓄电池放电效率。
利用式(5)建立光储联合发电装置的交流侧母线功率平衡约束：
δPgrid(t)+Pinv,out(t)＝Pload(t) (5)
式(5)中，Pdisch(t)为蓄电池在t时刻的充电功率；δ为购售电标志；δ＝1表示工业园区微网处于购电状态；δ＝-1表示工业园区微网处于售电状态；δ＝0表示工业园区微网处于孤岛运行状态；
步骤2.4、当光伏发电单元同时向交流负载和蓄电池供电时，利用式(6)对光储联合发电装置的直流侧母线功率平衡约束：
Figure BDA0002650977050000071
利用式(7)建立光储联合发电装置的交流侧母线功率平衡约束：
δPgrid(t)+Pinv,out(t)＝Pload(t) (7)
步骤3、基于分时电价和蓄电池单元的实时控制，给出了谷时电价时工业园区微网光储联合发电装置的能量管理方案，如图2所示；
在对工业园区微网能量管理时不仅需要在考虑分时电价的同时延长蓄电池使用寿命，还需要考虑DC/AC逆变器功率转化效率的影响，可以降低转换过程中的功率损耗，增强了能量管理系统的调度灵活性。
处于谷时电价时需要优先通过光伏单元给蓄电池单元供电，使蓄电池处于满荷电状态。当光伏出力不足以使蓄电池处于满荷电状态时，可以从外电网购电。当光伏出力较大时，给蓄电池充电的同时向负载供电。
步骤3.1a、利用式(8)判断是否需要向蓄电池单元供电，若满足式(8)，则执行步骤3.2a；否则令蓄电池充电功率Pch(t)＝0，令DC/AC逆变器的输入功率Pinv,in(t)＝Ppv(t)，并利用式(9)确定DC/AC逆变器的输出功率Pinv,out(t)：
SOC(t)≤SOCmax (8)
Pinv,out(t)+δPgrid(t)＝Pload(t)+ΔPloss(t) (9)
式(8)中，SOC(t)为蓄电池t时刻的荷电量；SOCmax为蓄电池最大荷电量；
步骤3.2a、利用式(13)判定是否需要通过交流母线侧对蓄电池充电，若满足式(13)，则执行步骤3.3a-步骤3.6a；否则，执行步骤3.7；
Figure BDA0002650977050000072
式(13)中，SOCmax为储能装置的最大荷电状态；SOC(t-1)为蓄电池的上一时刻的荷电状态；Eess为蓄电池的额定容量；Δt为调度时间间隔；ηDC为蓄电池DC/DC变换器效率；Pch,max为蓄电池最大充电功率；
步骤3.3a，利用式(14)得到蓄电池在t时刻的充电功率Pch(t)：
Figure BDA0002650977050000081
步骤3.4a，利用式(15)得到DC/AC逆变器在t时刻的输入功率Pinv,in(t)：
Figure BDA0002650977050000082
式(15)中，ηinv(t)为并网逆变器t时刻的转换效率；
步骤3.5a、利用式(16)得到t时刻工业园区微网与电网间的联络线功率Pgrid(t)：
δPgrid(t)+Pinv,out(t)＝Pload(t) (16)
步骤3.6a、利用式(17)得到蓄电池在t时刻的充电功率：
Figure BDA0002650977050000083
步骤3.7a、利用式(18)得到DC/AC逆变器在t时刻的输入功率Pinv,out(t)：
Figure BDA0002650977050000084
步骤3.8a、利用式(19)得到t时刻工业园区微网与电网间的联络线功率Pgrid(t)：
Pgrid(t)＝Pinv,in(t)+Pload(t) (19)
步骤4、在峰时电价时，光伏发电单元和蓄电池单元均优先给交流侧负荷供电，当光储联合发电装置出力小于负荷需量时，需要通过向外电网购电满足额外负荷差量。基于分时电价和蓄电池单元的实时控制，给出了峰时电价时工业园区微网光储联合发电装置的能量管理方案，如图3所示：
步骤4.1、利用式(20)判断蓄电池是否需要放电，若满足(20)，仅需由光伏单元出力通过整流变换装置向交流母线侧供电，蓄电池不需要放电，减小蓄电池因充放电而造成的寿命损耗，同时工业园区微网不需要从电网购电，降低工业园区运行成本；否则，需要蓄电池单元和光伏单元经过共同的DC/AC逆变器向交流侧负荷供电，由于逆变器的存在最大输出功率约束，为降低逆变器功率转换过程的损失和延长蓄电池使用使用，并执行步骤4.2；
Ppv(t)ηDCηinv(t)≥Pload(t) (20)
步骤4.2、利用式(21)给出蓄电池在t时刻的放电功率Pdisch(t)：
Figure BDA0002650977050000091
步骤4.3、利用式(22)得到DC/AC逆变器在t时刻的输入功率Pinv,in(t)：
Figure BDA0002650977050000092
步骤4.4、利用式(23)得到t时刻工业园区微网与电网间联络线的功率Pgrid(t)：
Pgrid(t)＝max{(Pload(t)-Pinv,out(t)),0} (23)
步骤5、在平时电价时，综合考虑光储运行过程中的运维成本和购电成本，减少光储联合发电装置与交流母线侧的能量交互，其中蓄电池处于浮充电状态以减小寿命损耗。基于分时电价和蓄电池的实时控制，给出了平时电价时工业园区微网光储联合发电装置的能量管理方案：
步骤5.1、利用式(24)得到DC/AC逆变器在t时刻的输入功率Pinv,in(t)：
Pinv,in(t)＝Ppv(t)·ηpv (24)
步骤5.2、通过式(25)得到蓄电池在t时刻的荷电状态SOC(t)：
SOC(t)＝SOC(t-1) (25)
步骤5.3、通过式(26)得到t时刻工业园区微网与电网间联络线的功率Pgrid(t)：
δPgrid(t)+Pinv,out(t)＝Pload(t) (26)。

Claims (5)

1.一种工业园区微网光储联合发电装置的能量管理方法，其特征包括如下步骤：
步骤1，搭建工业园区微网中光储联合发电装置的拓扑结构；
将光伏发电单元和储能单元分别经过各自的DC/DC变换器后并联在公共直流母线上，从而直接给直流负载供电，所述光伏发电单元和储能单元还分别通过公共的DC/AC逆变器后与交流母线相连，从而与市电一起为交流负载供电；
步骤2，基于光储联合发电装置的拓扑结构，建立光储联合发电装置的实时输出功率、光伏发电单元实时出力、蓄电池实时充放电功率之间的约束关系；
步骤3，考虑分时电价和蓄电池的实时控制，建立工业园区微网中光储联合发电装置的能量管理方案，包括：谷时电价时工业园区微网光储联合发电装置的能量管理方案、峰时电价时工业园区微网光储联合发电装置的能量管理方案以及平时电价时工业园区微网光储联合发电装置的能量管理方案。
2.根据权利要求1所述的能量管理方法，其特征在于，所述步骤2包括：
步骤2.1、利用式(1)得到DC/AC逆变器的输出功率Pinv,out与输入功率Pinv,in之间的关系式：
Pinv,out(t)＝ηinv(t)·Pinv,in(t) (1)
式(1)中，ηinv(t)为DC/AC逆变器在不同负载率下的转换效率；Pinv,in(t)为DC/AC逆变器的输入功率；Pinv,out(t)为DC/AC逆变器的输出功率；
步骤2.2、当光伏发电单元和外电网共同给蓄电池充电时，利用式(2)建立光储发电装置直流侧母线功率的平衡约束：
Figure FDA0002650977040000011
式(2)中，Ppv(t)为光伏t时刻的出力；Pch(t)为蓄电池在t时刻的充电功率；ηDC为DC/DC整流器的转换效率；ηch为蓄电池充电效率；
利用式(3)建立光储联合发电装置的交流侧母线功率的平衡约束：
Pgrid(t)＝Pinv,in(t)+Pload(t) (3)
式(3)中，Pgrid(t)为工业园区微网与外电网之间t时刻的交互功率；Pload(t)为工业园区t时刻的负荷值；
步骤2.3、当光伏发电单元和蓄电池一起给交流负载供电时，利用式(4)建立光储联合发电装置的直流侧母线功率的平衡约束：
Pinv,in(t)＝Ppv(t)ηDC+Pdisch(t)ηdischηDC (4)
式(4)中，Pdisch(t)为蓄电池在t时刻的充电功率；ηdisch为蓄电池放电效率；
利用式(5)建立光储联合发电装置的交流侧母线功率的平衡约束：
δPgrid(t)+Pinv,out(t)＝Pload(t) (5)
式(5)中，Pdisch(t)为蓄电池在t时刻的充电功率；δ为购售电标志；当δ＝1表示工业园区微网处于购电状态；当δ＝-1表示工业园区微网处于售电状态；当δ＝0表示工业园区微网处于孤岛运行状态；
步骤2.4、当光伏发电单元同时向交流负载和蓄电池供电时，利用式(6)建立光储联合发电装置的直流侧母线功率的平衡约束：
Figure FDA0002650977040000021
利用式(7)建立光储联合发电装置的交流侧母线功率的平衡约束：
δPgrid(t)+Pinv,out(t)＝Pload(t) (7)。
3.根据权利要求2所述的能量管理方法，其特征在于，所述步骤3中的谷时电价时工业园区微网光储联合发电装置的能量管理方案，包括：
步骤3.1a、利用式(8)判断是否需要向蓄电池单元供电，若满足式(8)，则执行步骤3.2a；否则令蓄电池充电功率Pch(t)＝0，令DC/AC逆变器的输入功率Pinv,in(t)＝Ppv(t)，并利用式(9)确定DC/AC逆变器的输出功率Pinv,out(t)：
SOC(t)≤SOCmax (8)
Pinv,out(t)+δPgrid(t)＝Pload(t)+ΔPloss(t) (9)
式(8)中，SOC(t)为蓄电池t时刻的荷电量；SOC max为蓄电池最大荷电量；
步骤3.2a、利用式(13)判定是否需要通过交流母线侧对蓄电池充电，若满足式(13)，则执行步骤3.3a-步骤3.6a；否则，执行步骤3.7；
Figure FDA0002650977040000022
式(13)中，SOCmax为储能装置的最大荷电状态；SOC(t-1)为蓄电池的上一时刻的荷电状态；Eess为蓄电池的额定容量；Δt为调度时间间隔；ηDC为蓄电池DC/DC变换器效率；Pch,max为蓄电池最大充电功率；
步骤3.3a，利用式(14)得到蓄电池在t时刻的充电功率Pch(t)：
Figure FDA0002650977040000031
步骤3.4a，利用式(15)得到DC/AC逆变器在t时刻的输入功率Pinv,in(t)：
Figure FDA0002650977040000032
式(15)中，ηinv(t)为并网逆变器t时刻的转换效率；
步骤3.5a、利用式(16)得到t时刻工业园区微网与电网间的联络线功率Pgrid(t)：
δPgrid(t)+Pinv,out(t)＝Pload(t) (16)
步骤3.6a、利用式(17)得到蓄电池在t时刻的充电功率Pch(t)：
Figure FDA0002650977040000033
步骤3.7a、利用式(18)得到DC/AC逆变器在t时刻的输入功率Pinv,out(t)：
Figure FDA0002650977040000034
步骤3.8a、利用式(19)得到t时刻工业园区微网与电网间的联络线功率Pgrid(t)：
Pgrid(t)＝Pinv,in(t)+Pload(t) (19)。
4.根据权利要求2所述的能量管理方法，其特征在于，所述步骤3中的峰时电价时工业园区微网光储联合发电装置的能量管理方案为：
步骤3.1b、利用式(20)判断蓄电池是否需要放电，若满足(20)，在表示蓄电池不需要放电，同时工业园区微网不需要从电网购电；否则，执行步骤3.2b；
Ppv(t)ηDCηinv(t)≥Pload(t) (20)
步骤3.2b、利用式(21)得到蓄电池在t时刻的放电功率Pdisch(t)：
Figure FDA0002650977040000035
步骤3.3b，利用式(22)得到DC/AC逆变器在t时刻的输入功率Pinv,in(t)：
Figure FDA0002650977040000041
步骤3.4b、利用式(23)得到t时刻工业园区微网与电网间联络线的功率Pgrid(t)：
Pgrid(t)＝max{(Pload(t)-Pinv,out(t)),0} (23)。
5.根据权利要求2所述的能量管理方法，其特征在于，所述步骤3中的平时电价时工业园区微网光储联合发电装置的能量管理方案，包括：
步骤3.1c、利用式(24)得到DC/AC逆变器在t时刻的输入功率Pinv,in(t)：
Pinv,in(t)＝Ppv(t)·ηpv (24)
步骤3.2c、通过式(25)得到蓄电池在t时刻的荷电状态SOC(t)：
SOC(t)＝SOC(t-1) (25)
步骤3.3c、通过式(26)得到t时刻工业园区微网与电网间联络线的功率Pgrid(t)：
δPgrid(t)+Pinv,out(t)＝Pload(t) (26)。
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