CN104410099A - 一种光储电站的多功能储能系统变流器控制策略 - Google Patents

Abstract

一种光储电站的多功能储能系统的变流器控制策略，采用平抑波动算法对光伏电站的输出功率波动进行平滑，得到多功能储能系统有功电流的给定值。在满足平抑光伏电站输出功率波动的前提下，考虑储能变流器的剩余容量，并依据国家电能质量标准计算补偿电流给定值，同时对谐波电流和无功功率进行补偿。然后采用电流合成控制策略，将有功电流给定值、谐波电流给定值及无功电流给定值合成，并通过电流调节器实现对该多功能储能系统变流器的控制。

Description

一种光储电站的多功能储能系统变流器控制策略

技术领域

本发明涉及一种光储电站的多功能储能系统变流器控制方法。

背景技术

光伏电站输出的有功功率受光照、温度等自然条件的影响会产生较大波动，这会给电网带来很大的冲击。目前许多光伏电站中都加入了储能系统来平抑光伏输出波动来改善其出力特性。但目前光伏电站中的储能系统功能较为单一，只能实现平抑光伏输出波动的功能，这大大降低了储能变流器的利用率。

现有光储电站的多功能储能系统变流器控制方法主要是对储能系统的有功补偿和无功补偿这两项功能进行结合，没有考虑到储能系统的有源滤波功能，不能最大限度的利用储能系统变流器的容量，增加了光储电站的投资成本。

发明内容

本发明的目的是克服现有光储电站中储能系统功能过于单一、储能系统变流器利用率低的缺点，提出一种应用于光储电站的多功能储能系统变流器控制策略。本发明在储能系统平抑光伏输出功率波动的同时，考虑了变流器的剩余容量，并按照优先消除偏离电能质量国家标准较大一方的原则，对谐波和功率因数也进行补偿，最终实现平抑输出功率波动、有源滤波以及无功补偿的统一控制，提高了储能系统变流器的利用率。

应用本发明多功能储能系统变流器控制策略的光储电站包括三相电网、光伏发电系统、多功能储能系统，以及负载。所述的光伏发电系统由光伏电池板、DC/DC升压变换器和光伏逆变器组成。所述的多功能储能系统由储能电池和储能变流器组成。所述的负载包括非线性负载、冲击性负载和普通负载。非线性负载的接入会对电网带来谐波污染，冲击性负载的接入会使电网电压产生波动，对功率因数造成影响。

基于所述光储电站，本发明多功能储能系统变流器控制方法采用平抑波动算法，通过该平抑波动算法得到多功能储能系统有功电流的给定值。在所述的多功能储能系统有功电流给定值的基础上采用补偿电流的计算方法，得到多功能储能系统谐波电流和无功电流的给定值。然后采用电流合成控制策略，将有功电流给定值、谐波电流给定值及无功电流给定值合成，并通过电流调节器实现对储能变流器的控制。

本发明控制策略的步骤如下：

1、采用平抑波动算法得到多功能储能系统有功电流的给定值；

所述的平抑波动算法是：由光伏发电系统输出功率P_pv经平滑因子调节器后得到平滑的输出功率P_out，将光伏发电系统输出功率P_pv与经平滑因子调节器后得到平滑的输出功率P_out做差，得到多功能储能系统的有功功率输出给定值P^*，将多功能储能系统的有功功率输出给定值P^*与三相电网电压e_abc做除法，即P^*/e_abc，得到多功能储能系统有功电流的给定值

2、采用补偿电流计算方法，得到多功能储能系统的谐波电流给定值和无功电流给定值；

1)首先定义以下变量：

定义光储电站输出电流总谐波含量THD为：

$\mathrm{THD}=\frac{I_h}{I}\×100\%,$

其中：I_h为光储电站输出电流中总谐波有效值,I为光储电站输出电流中基波有效值；

定义功率因数λ为：

$\mathrm{\λ}=I_p/\sqrt{I_p^2+I_q^2},$

其中：I_p、I_q分别为基波有功分量和无功分量；

定义光储电站输出电流的谐波含量偏差量ΔI_h为：

ΔI_h＝(THD-5％)*I，

其中5％为GB/T14549-1993公用电网谐波国家标准规定的公用电网总谐波含量：不高于5％；

定义无功电流偏差量ΔI_q为：

$\mathrm{\Δ}{I}_q=(\sqrt{(1-{\mathrm{\λ}}^2)/{\mathrm{\λ}}^2}-\sqrt{(1-{0.9}^2)/{0.9}^2})*I_p,$

其中0.9为GB/T 12325-2008电能质量供电电压偏差国家标准规定的功率因数：不小于0.9。

根据多功能储能系统变流器的额定容量，定义多功能储能系统的最大输出电流为I_max。定义分别为多功能储能系统的谐波电流给定值、有功电流给定值以及无功电流给定值。

2)当光储电站输出电流的THD≤5％、功率因数λ≥0.9，即光储电站输出电流的总谐波含量和功率因数均达到了所述的两个国家标准要求，此时多功能储能系统只平抑光伏输出功率波动，既不补偿谐波电流，也不补偿无功功率，此时多功能储能系统的谐波电流给定值和无功电流给定值为：

$\left\{\begin{array}{c}{I}_h^{*}=0\\ I_q^{*}=0\end{array}\right.;$

3)当光储电站输出电流的THD≤5％、功率因数λ＜0.9，即光储电站输出电流的功率因数不满足GB/T 12325-2008电能质量供电电压偏差国家标准要求，需要对光储电站进行无功功率补偿。此时需要判断无功电流偏差量与储能变流器剩余容量的大小关系：当无功电流偏差量小于储能变流器剩余容量时，多功能储能系统有充足的容量进行无功功率补偿，可对无功功率进行完全补偿；当无功电流偏差量大于储能变流器剩余容量时，则储能变流器的剩余容量全部用于补偿无功功率。此时多功能储能系统的谐波电流给定值和无功电流给定值为：

$\left\{\begin{array}{cc}\mathrm{\Δ}{I}_q\≤\sqrt{{I_{\max }}^2-{I_p^{*}}^2},& \left\{\begin{array}{c}{I}_h^{*}=0\\ I_q^{*}=\mathrm{\Δ}{I}_q\end{array}\right.\\ \mathrm{\Δ}{I}_q>\sqrt{{I_{\max }}^2-{I_p^{*}}^2},& \left\{\begin{array}{c}{I}_h^{*}=0\\ I_q^{*}=\sqrt{{I_{\max }}^2-{I_p^{*}}^2}\end{array}\right.\end{array}\right.;$

4)当光储电站输出电流的THD＞5％、功率因数λ≥0.9，即光储电站输出电流的总谐波含量不满足所述的GB/T14549-1993公用电网谐波国家标准要求，需要对谐波电流进行补偿。此时需要判断谐波含量偏差量与储能变流器剩余容量的大小关系：当谐波含量偏差量小于储能变流器剩余容量时，多功能储能系统有充足的容量对谐波电流进行补偿，可对谐波电流进行完全补偿；当谐波含量偏差量大于储能变流器剩余容量时，储能变流器的剩余容量全部用于补偿谐波电流。此时多功能储能系统的谐波电流给定值和无功电流给定值为：

$\left\{\begin{array}{cc}\mathrm{\Δ}{I}_h\≤I_{\max }-I_p^{*},& \left\{\begin{array}{c}{I}_h^{*}=\mathrm{\Δ}{I}_h\\ I_q^{*}=0\end{array}\right.\\ \mathrm{\Δ}{I}_h>I_{\max }-I_p^{*},& \left\{\begin{array}{c}{I}_h^{/}=I_{\max }-I_p^{*}\\ I_q^{*}=0\end{array}\right.\end{array}\right.;$

5)当光储电站输出电流的THD＞5％、功率因数λ＜0.9,即光储电站输出电流的总谐波含量和功率因数均不满足所述的两个国家标准要求。此时存在如下状态：

a.当谐波含量偏差量和无功偏差量之和小于储能变流器剩余容量时，即此时储能变流器可以同时对谐波电流和无功功率进行完全补偿。此时多功能储能系统的谐波电流给定值和无功电流给定值为：

$\left\{\begin{array}{c}{I}_h^{*}=\mathrm{\Δ}{I}_h\\ I_q^{*}=\mathrm{\Δ}{I}_q\end{array}\right.;$

b.当谐波含量偏差量和无功偏差量之和大于储能变流器剩余容量时，即此时需要考虑两种情况：

第一种情况为当ΔI_h＞ΔI_q,即谐波含量偏差量大于无功电流偏差量时，应优先补偿谐波电流，若储能变流器仍有剩余容量再补偿无功功率。此时多功能储能系统的谐波电流给定值和无功电流给定值为：

$\left\{\begin{array}{cc}\mathrm{\&Delta;}{I}_h\&GreaterEqual;I_{\max }-I_p^{*},& \left\{\begin{array}{c}{I}_h^{*}=\sqrt{{I_{\max }}^2-{I_p^{*}}^2}\\ I_q^{*}=0\end{array}\right.\\ \mathrm{\&Delta;}{I}_h<I_{\max }-I_p^{*},& \left\{\begin{array}{c}{I}_h^{*}=\mathrm{\&Delta;}{I}_h\\ I_q^{*}=\sqrt{{(I_{\max }-I_p^{*})}^2-{I_h^{*}}^2}\end{array}\right.\end{array}\right.;$

另一种情况为当ΔI_h≤ΔI_q，即无功电流偏差量大于等于谐波含量偏差量时，应优先补偿无功功率，若储能变流器仍有剩余容量再补偿谐波电流。此时多功能储能系统的谐波电流给定值和无功电流给定值为：

$\left\{\begin{array}{cc}\mathrm{\&Delta;}{I}_q\&GreaterEqual;\sqrt{{I_{\max }}^2-{I_p^{*}}^2},& \left\{\begin{array}{c}{I}_h^{*}=0\\ I_q^{*}=\sqrt{{I_{\max }}^2-{I_p^{*}}^2}\end{array}\right.\\ \mathrm{\&Delta;}{I}_q<\sqrt{{I_{\max }}^2-{I_p^{*}}^2},& \left\{\begin{array}{c}{I}_h^{*}=\sqrt{{I_{\max }}^2-{I_{\max }^2}^2}-I_p^{*}\\ I_q^{*}=\mathrm{\&Delta;}{I}_q\end{array}\right.\end{array}\right..$

3、得到了有功电流给定值，谐波电流和无功电流给定值后，采用电流合成控制策略，将所述平抑波动算法和补偿电流计算方法得到的电流给定值合成，并通过电流调节器的控制最终实现对储能变流器的控制；

所述的电流合成及电流调节器控制策略是，将平抑波动算法计算得到的多功能储能系统有功电流给定值与补偿电流计算方法得到的多功能储能系统谐波电流给定值相加，并与补偿电流计算方法得到的多功能储能系统无功电流给定值一起，经dq/abc坐标变换，得到储能变流器三相输出电流给定值将储能变流器实际输出电流i_a、i_b、i_c与所述的给定值做差比较得到误差电流Δi_a、Δi_b、Δi_c，经abc/αβ坐标变换后，输入到一组滞环比较器，多功能储能系统根据滞环比较器的输出状态值S_α、S_β，经SVPWM调制，得到储能变流器的开关信号K，控制储能变流器实际输出电流跟踪给定值的变化。

附图说明

图1光储电站拓扑结构图；

图2平抑光伏输出波动控制框图；

图3补偿电流计算流程图；

图4电流控制器框图。

具体实施方式

以下结合图和具体实施方式对本发明作进一步说明。

图1为应用本发明的光储电站拓扑结构图。所述的光储电站包括三相电网、光伏发电系统、多功能储能系统和负载。光伏发电系统由光伏电池板、DC/DC升压变换器和光伏逆变器组成。所述的多功能储能系统由储能电池和储能变流器组成。所述的负载包括非线性负载、冲击性负载以及普通负载。非线性负载的接入会对电网带来谐波污染，冲击性负载的接入会使电网电压产生波动，对功率因数造成影响。

基于所述光储电站，本发明采用平抑波动算法得到多功能储能系统有功电流的给定值。在多功能储能系统有功电流给定值的基础上采用补偿电流的计算方法，得到多功能储能系统谐波电流和无功电流的给定值。然后采用电流合成控制策略，将有功电流给定值、谐波电流给定值及无功电流给定值合成，并通过电流调节器实现对多功能储能系统变流器的控制。

图2为平抑光伏输出波动控制框图。本发明首先采用平抑波动算法计算得到多功能储能系统有功电流的给定值。如图2所示，光伏发电系统输出功率P_pv经平滑因子调节器后，得到平滑的输出功率P_out，将光伏发电系统输出功率P_pv与经平滑因子调节器后得到平滑的输出功率P_out做差，得到多功能储能系统的有功功率输出给定值P*。将多功能储能系统的有功功率输出给定值P^*与三相电网电压e_abc做除法，即P^*/e_abc，得到多功能储能系统有功电流的给定值

平滑因子调节器可以恰当地选取平滑因子α的值，根据装机容量与平滑要求可设定α_max、α_min，把α_max作为α的初值，在控制过程中根据输出功率P_out的变化情况调整α(t)的值，其中Δ(t)为平滑因子的变化量。

图3为补偿电流计算流程图。如图3所示：

1)当光储电站输出电流的THD≤5％、功率因数λ≥0.9，即光储电站输出电流的总谐波含量和功率因数均达到了GB/T14549-1993公用电网谐波国家标准和GB/T 12325-2008电能质量供电电压偏差国家标准的要求。此时多功能储能系统只平抑光伏输出功率波动，既不补偿谐波电流也不补偿无功功率，此时多功能储能系统的谐波电流给定值和无功电流给定值为：

$\left\{\begin{array}{c}{I}_h^{*}=0\\ I_q^{*}=0\end{array}\right.;$

2)当光储电站输出电流的THD≤5％、功率因数λ＜0.9，即光储电站输出电流的功率因数不满足GB/T 12325-2008电能质量供电电压偏差国家标准的要求，需要对光储电站进行无功功率补偿。此时需要判断无功电流偏差量与储能变流器剩余容量的大小关系：当无功电流偏差量小于储能变流器剩余容量时，多功能储能系统有充足的容量进行无功功率补偿，可对无功功率进行完全补偿；当无功电流偏差量大于储能变流器剩余容量时，则储能变流器的剩余容量全部用于补偿无功功率。此时多功能储能系统的谐波电流给定值和无功电流给定值为：

$\left\{\begin{array}{cc}\mathrm{\&Delta;}{I}_q\&le;\sqrt{{I_{\max }}^2-{I_p^{*}}^2},& \left\{\begin{array}{c}{I}_h^{*}=0\\ I_q^{*}=\mathrm{\&Delta;}{I}_q\end{array}\right.\\ \mathrm{\&Delta;}{I}_q>\sqrt{{I_{\max }}^2-{I_p^{*}}^2},& \left\{\begin{array}{c}{I}_h^{*}=0\\ I_q^{*}=\sqrt{{I_{\max }}^2-{I_p^{*}}^2}\end{array}\right.\end{array}\right.;$

3)当光储电站输出电流的THD＞5％、功率因数λ≥0.9，即光储电站输出电流的总谐波含量不满足所述的GB/T14549-1993公用电网谐波国家标准要求，需要对谐波电流进行补偿。此时需要判断谐波含量偏差量与储能变流器剩余容量的大小关系：当谐波含量偏差量小于储能变流器剩余容量时，多功能储能系统有充足的容量对谐波电流进行补偿，可对谐波电流进行完全补偿；当谐波含量偏差量大于储能变流器剩余容量时，储能变流器的剩余容量全部用于补偿谐波电流。此时多功能储能系统的谐波电流给定值和无功电流给定值为：

$\left\{\begin{array}{cc}\mathrm{\&Delta;}{I}_h\&le;I_{\max }-I_p^{*},& \left\{\begin{array}{c}{I}_h^{*}=\mathrm{\&Delta;}{I}_h\\ I_q^{*}=0\end{array}\right.\\ \mathrm{\&Delta;}{I}_h>I_{\max }-I_p^{*},& \left\{\begin{array}{c}{I}_h^{/}=I_{\max }-I_p^{*}\\ I_q^{*}=0\end{array}\right.\end{array}\right.;$

4)当光储电站输出电流的THD＞5％、功率因数λ＜0.9,即光储电站输出电流的总谐波含量和功率因数均不满足所述的两个国家标准的要求。此时存在以下两种状态：

a.当谐波含量偏差量和无功偏差量之和小于储能变流器剩余容量时，即此时储能变流器可以同时对谐波电流和无功功率进行完全补偿。此时多功能储能系统的谐波电流给定值和无功电流给定值为：

$\left\{\begin{array}{c}{I}_h^{*}=\mathrm{\&Delta;}{I}_h\\ I_q^{*}=\mathrm{\&Delta;}{I}_q\end{array}\right.;$

b.当谐波含量偏差量和无功偏差量之和大于储能变流器剩余容量时，即此时需要考虑两种情况：

第一种情况为当ΔI_h＞ΔI_q,即谐波含量偏差量大于无功电流偏差量时，应优先补偿谐波电流，若储能变流器仍有剩余容量再补偿无功功率。此时多功能储能系统的谐波电流给定值和无功电流给定值为：

$\left\{\begin{array}{cc}\mathrm{\&Delta;}{I}_h\&GreaterEqual;I_{\max }-I_p^{*},& \left\{\begin{array}{c}{I}_h^{*}=\sqrt{{I_{\max }}^2-{I_p^{*}}^2}\\ I_q^{*}=0\end{array}\right.\\ \mathrm{\&Delta;}{I}_h<I_{\max }-I_p^{*},& \left\{\begin{array}{c}{I}_h^{*}=\mathrm{\&Delta;}{I}_h\\ I_q^{*}=\sqrt{{(I_{\max }-I_p^{*})}^2-{I_h^{*}}^2}\end{array}\right.\end{array}\right.;$

另一种情况为：当ΔI_h≤ΔI_q，即无功电流偏差量大于等于谐波含量偏差量时，应优先补偿无功功率，若储能变流器仍有剩余容量再补偿谐波电流。此时多功能储能系统的谐波电流给定值和无功电流给定值为：

$\left\{\begin{array}{cc}\mathrm{\&Delta;}{I}_q\&GreaterEqual;\sqrt{{I_{\max }}^2-{I_p^{*}}^2},& \left\{\begin{array}{c}{I}_h^{*}=0\\ I_q^{*}=\sqrt{{I_{\max }}^2-{I_p^{*}}^2}\end{array}\right.\\ \mathrm{\&Delta;}{I}_q<\sqrt{{I_{\max }}^2-{I_p^{*}}^2},& \left\{\begin{array}{c}{I}_h^{*}=\sqrt{{I_{\max }}^2-{I_{\max }^2}^2}-I_p^{*}\\ I_q^{*}=\mathrm{\&Delta;}{I}_q\end{array}\right.\end{array}\right..$

图4为电流控制器框图。如图4所示，在得到了有功电流给定值，谐波电流和无功电流给定值后，本发明采用电流合成及电流调节器控制策略，将平抑波动算法计算得到的多功能储能系统的有功电流给定值与补偿电流计算方法得到的谐波电流给定值相加，并与补偿电流计算方法得到的无功电流给定值一起，经dq/abc坐标变换，得到储能变流器三相输出电流给定值将储能变流器实际输出电流i_a、i_b、i_c与所述的给定值做差比较得到误差电流Δi_a、Δi_b、Δi_c，经abc/αβ坐标变换后，输入到一组滞环比较器，多功能储能系统根据滞环比较器的输出状态值S_α、S_β，经SVPWM调制，输出开关信号K至储能变流器，控制储能变流器实际输出电流跟踪给定值的变化。

Claims (4)

1.一种光储电站的多功能储能系统变流器控制策略，其特征在于，所述的控制策略采用平抑波动算法得到多功能储能系统有功电流的给定值，在所述的多功能储能系统有功电流给定值的基础上采用补偿电流的计算方法，得到多功能储能系统谐波电流和无功电流的给定值，然后采用电流合成控制策略，将有功电流给定值、谐波电流给定值及无功电流给定值合成，并通过电流调节器实现对储能变流器的控制。

2.根据权利要求1所述的光储电站的多功能储能系统变流器控制策略，其特征在于，所述的平抑波动算法是，光伏发电系统输出功率P_pv经平滑因子调节器后得到平滑的输出功率P_out，将光伏发电系统输出功率P_pv与经平滑因子调节器后得到平滑的输出功率P_out做差，得到多功能储能系统的有功功率输出给定值P^*，将多功能储能系统的有功功率输出给定值P^*与电网电压e_abc做除法，即P^*/e_abc，得到多功能储能系统有功电流的给定值

3.根据权利要求1所述的光储电站的多功能储能系统变流器控制策略，其特征在于，所述的补偿电流的计算方法为：

1)当光储电站输出电流的THD≤5％、功率因数λ≥0.9，即光储电站输出电流的总谐波含量和功率因数均达到了GB/T14549-1993公用电网谐波国家标准和GB/T 12325-2008电能质量供电电压偏差国家标准要求，此时多功能储能系统只平抑光伏输出功率波动，既不补偿谐波电流也不补偿无功功率，此时多功能储能系统的谐波电流给定值和无功电流给定值为：

$\left\{\begin{array}{c}{I}_h^{*}=0\\ I_q^{*}=0\end{array}\right.;$

2)当光储电站输出电流的THD≤5％、功率因数λ＜0.9，即光储电站输出电流的功率因数不满足GB/T 12325-2008电能质量供电电压偏差国家标准的要求，需要对光储电站进行无功功率补偿；此时需要判断无功电流偏差量与储能变流器剩余容量的大小关系：当无功电流偏差量小于储能变流器剩余容量时，多功能储能系统有充足的容量进行无功功率补偿，能够对无功功率进行完全补偿；当无功电流偏差量大于储能变流器剩余容量时，则储能变流器的剩余容量全部用于补偿无功功率；此时多功能储能系统的谐波电流给定值和无功电流给定值为：

$\left\{\begin{array}{c}{\mathrm{\&Delta;I}}_q\&le;\sqrt{{I_{\max }}^2-I_p^{*2}},\left\{\begin{array}{c}{I}_h^{*}=0\\ I_q^{*}={\mathrm{\&Delta;I}}_q\end{array}\right.\\ {\mathrm{\&Delta;I}}_q>\sqrt{{I_{\max }}^2-I_p^{*2}},\left\{\begin{array}{c}{I}_h^{*}=0\\ I_q^{*}=\sqrt{{I_{\max }}^2-I_p^{*2}}\end{array}\right.\end{array}\right.;$

3)当光储电站输出电流的THD＞5％、功率因数λ≥0.9，即光储电站输出电流的总谐波含量不满足GB/T14549-1993公用电网谐波国家标准的要求，需要对谐波电流进行补偿；此时需要判断谐波含量偏差量与储能变流器剩余容量的大小关系：当谐波含量偏差量小于储能变流器剩余容量时，多功能储能系统有充足的容量对谐波电流进行补偿，能够对谐波电流进行完全补偿；当谐波含量偏差量大于储能变流器剩余容量时，储能变流器的剩余容量全部用于补偿谐波电流；此时多功能储能系统的谐波电流给定值和无功电流给定值为：

$\left\{\begin{array}{c}{\mathrm{\&Delta;I}}_h\&le;I_{\max }-I_p^{*},\left\{\begin{array}{c}{I}_h^{*}={\mathrm{\&Delta;I}}_h\\ I_q^{*}=0\end{array}\right.\\ {\mathrm{\&Delta;I}}_h>I_{\max }-I_p^{*},\left\{\begin{array}{c}{I}_h^{*}=I_{\max }-I_p^{*}\\ I_q^{*}=0\end{array}\right.\end{array}\right.;$

4)当光储电站输出电流的THD＞5％、功率因数λ＜0.9,即光储电站输出电流的总谐波含量和功率因数均不满足所述两个国家标准的要求,此时存在如下状态：

a.当谐波含量偏差量和无功偏差量之和小于储能变流器剩余容量时，即此时储能变流器能够同时对谐波电流和无功功率进行完全补偿；此时多功能储能系统的谐波电流给定值和无功电流给定值为：

$\left\{\begin{array}{c}{I}_h^{*}={\mathrm{\&Delta;I}}_h\\ I_q^{*}={\mathrm{\&Delta;I}}_q\end{array};\right.$

b.当谐波含量偏差量和无功偏差量之和大于储能变流器剩余容量时，即此时需要考虑两种情况：

第一种情况为当ΔI_h＞ΔI_q,即谐波含量偏差量大于无功电流偏差量时，优先补偿谐波电流，若储能变流器仍有剩余容量再补偿无功功率；此时多功能储能系统的谐波电流给定值和无功电流给定值为：

$\left\{\begin{array}{c}{\mathrm{\&Delta;I}}_h\&GreaterEqual;I_{\max }-I_p^{*},\left\{\begin{array}{c}{I}_h^{*}=\sqrt{{I_{\max }}^2-I_p^{*2}}\\ I_q^{*}=0\end{array}\right.\\ {\mathrm{\&Delta;I}}_h<I_{\max }-I_p^{*},\left\{\begin{array}{c}{I}_h^{*}={\mathrm{\&Delta;I}}_h\\ I_q^{*}=\sqrt{{(I_{\max }-I_p^{*})}^2-I_h^{*2}}\end{array}\right.\end{array}\right.;$

另一种情况为当ΔI_h≤ΔI_q，即无功电流偏差量大于等于谐波含量偏差量时，优先补偿无功功率，若储能变流器仍有剩余容量再补偿谐波电流；此时多功能储能系统的谐波电流给定值和无功电流给定值为：

$\left\{\begin{array}{c}{\mathrm{\&Delta;I}}_q\&GreaterEqual;\sqrt{{I_{\max }}^2-I_p^{*2}},\left\{\begin{array}{c}{I}_h^{*}=0\\ I_q^{*}=\sqrt{{I_{\max }}^2-I_p^{*2}}\end{array}\right.\\ {\mathrm{\&Delta;I}}_q<\sqrt{{I_{\max }}^2-I_p^{*2}},\left\{\begin{array}{c}{I}_h^{*}=\sqrt{{I_{\max }}^2-I_q^{*2}}-I_p^{*}\\ I_q^{*}={\mathrm{\&Delta;I}}_q\end{array}\right.\end{array}\right);$

上述表达式中：

1)THD为光储电站输出电流总谐波含量：

$\mathrm{THD}=\frac{I_h}{I}\&times;100\%,$

其中：I_h为光储电站输出电流中总谐波有效值,I为光储电站输出电流中基波有效值；

2)λ为功率因数：

$\mathrm{\&lambda;}=I_p/\sqrt{I_p^2+I_q^2},$

其中：I_p、I_q分别为基波有功分量和无功分量；

3)ΔI_h为光储电站输出电流的谐波含量偏差量：

ΔI_h＝(THD-5％)*I，

其中5％为GB/T14549-1993公用电网谐波国家标准规定的公用电网总谐波含量：不高于5％；

4)ΔI_q为无功电流偏差量：

${\mathrm{\&Delta;I}}_q=(\sqrt{(1-{\mathrm{\&lambda;}}^2)/{\mathrm{\&lambda;}}^2}-\sqrt{(1-{0.9}^2)/{0.9}^2})*I_p,$

其中0.9为GB/T 12325-2008电能质量供电电压偏差国家标准规定的功率因数：不小于0.9；I_max为多功能储能系统的最大输出电流；

I^* _h、I^* _p、I^* _q分别为多功能储能系统的谐波电流给定值、有功电流给定值以及无功电流给定值。

4.根据权利要求1所述的光储电站的多功能储能系统变流器控制策略，其特征在于，所述的电流合成及电流调节器控制策略是，将平抑波动算法计算得到的有功电流给定值与补偿电流计算方法得到的谐波电流给定值相加，并与补偿电流计算方法得到的无功电流给定值一起，经dq/abc坐标变换，得到储能变流器三相输出电流给定值将储能变流器实际输出电流i_a、i_b、i_c与所述的给定值做差比较得到误差电流Δi_a、Δi_b、Δi_c，经abc/αβ坐标变换后，输入到一组滞环比较器；多功能储能系统根据滞环比较器的输出状态值S_α、S_β，经SVPWM调制，得到储能变流器的开关信号K，控制储能变流器实际输出电流跟踪给定值的变化。