CN107689642A - 功率控制方法、装置、逆变器设备及电站控制器 - Google Patents

功率控制方法、装置、逆变器设备及电站控制器 Download PDF

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Abstract

本发明提供了一种功率控制方法、装置、逆变器设备及电站控制器，其中，该方法包括：逆变器设备接收控制指令，其中，控制指令中携带有用于确定逆变器设备对所处的光伏电站系统的无功功率进行补偿的无功功率补偿量的第一参数和/或用于确定逆变器设备对所处的光伏电站系统的谐波进行补偿的谐波补偿量的第二参数；逆变器设备根据第一参数确定逆变器设备对光伏电站系统进行无功功率补偿的无功功率补偿量；和/或，根据第二参数确定逆变器设备对光伏电站系统进行谐波补偿的谐波补偿量；逆变器设备根据确定的无功功率补偿量对光伏电站系统的无功功率进行补偿；和/或，根据谐波补偿量对对光伏电站系统的谐波进行补偿。

Description

功率控制方法、装置、逆变器设备及电站控制器
技术领域
本发明涉及通信领域，具体而言，涉及一种功率控制方法、装置、逆变器设备及电站控制器。
背景技术
电力系统的负载大部分为感性负载，使得电网功率因素降低，从而导致电压质量下降，设备寿命缩短，供电投资增加。合理的解决方法就是就地增加电容补偿柜(无功补偿装置)。
电网谐波问题主要源于电力电子设备的广泛使用，具体为两点：其一，为改善功率因素而大量采用无功补偿装置；其二，为提高系统可靠性和效率而广泛使用电力电子变流器。
随着光伏发电在电力系统中的渗透深度的提高，无功和谐波问题变得越来越严重。因此，一方面，在集中式和分布式光伏电站建站过程中，都需要增加电能质量监测及治理系统单元(包括电能质量监测、无功补偿设备、有源滤波装置)，也意味着成倍数量电力电子变换器设备的增加；另一方面，在一定程度上挖掘光伏逆变器自身的无功补偿容量。根据《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》的描述，大型和中型光伏电站的功率因数应该能够在0.98(超前)～0.98(滞后)范围内连续可调。
采用上述方案，存在以下几点问题：1)电能质量监测及治理系统单元的引入，增加了光伏建站投资成本和运维成本；2)电力电子变换器设备成倍增加，提高了电站以及电网不稳定性因素；3)光伏逆变器的无功补偿和滤波能力没有得到充分挖掘，造成容量浪费。
因此，相关技术中通过增加电能质量监测及治理系统单元的方式解决无功或谐波问题存在增加光伏建站投资成本和运维成本的问题。
发明内容
本发明实施例提供了一种功率控制方法、装置、逆变器设备及电站控制器，以至少解决相关技术中通过增加电能质量监测及治理系统单元的方式解决无功或谐波问题存在增加光伏建站投资成本和运维成本的问题。
根据本发明的一个实施例，提供了一种功率控制方法，包括：逆变器设备接收控制指令，其中，所述控制指令中携带有用于确定所述逆变器设备对所处的光伏电站系统的无功功率进行补偿的无功功率补偿量的第一参数和/或用于确定所述逆变器设备对所处的光伏电站系统的谐波进行补偿的谐波补偿量的第二参数；所述逆变器设备根据所述第一参数确定所述逆变器设备对所述光伏电站系统进行无功功率补偿的无功功率补偿量；和/或，根据所述第二参数确定所述逆变器设备对所述光伏电站系统进行谐波补偿的谐波补偿量；所述逆变器设备根据确定的所述无功功率补偿量对所述光伏电站系统的无功功率进行补偿；和/或，根据所述谐波补偿量对对所述光伏电站系统的谐波进行补偿。
可选地，所述逆变器设备根据确定的所述无功功率补偿量对所述光伏电站系统的所述无功功率进行补偿；和/或，根据所述谐波补偿量对对所述光伏电站系统的所述谐波进行补偿包括：在所述逆变器设备处于运行状态的情况下，所述逆变器设备确定所述逆变器设备所处的预设状态，其中，所述预设状态为预定状态机中的状态；所述逆变器设备根据确定的所述无功功率补偿量，以及所述预设状态，对所述光伏电站系统的所述无功功率进行补偿；和/或，根据确定的所述谐波补偿量，以及所述预设状态，对所述光伏电站系统的所述谐波进行补偿。
可选地，所述预定状态机包括：第一状态、第一切换状态、第二状态、第二切换状态；其中，所述第一状态为所述逆变器设备输出的直流输出功率大于零，有功功率输出为预设值，无功功率补偿量为确定的所述无功功率补偿量和/或谐波补偿量为确定的所述谐波补偿量的状态；所述第一切换状态为所述第一状态向所述第二状态切换的过渡状态；所述第二状态为所述逆变器设备的直流输出功率和有功功率输出为零，无功功率补偿量为确定的所述无功功率补偿量和/或谐波补偿量为确定的所述谐波补偿量的状态；所述第二切换状态为所述第二状态向所述第一状态切换的过渡状态；所述第一状态、所述第一切换状态、所述第二状态和所述第二切换状态以24小时为周期循环切换。
可选地，所述预定状态机的工作流程包括：在所述预设状态为第一状态的情况下，所述逆变器设备判断所述逆变器是否满足第一切换条件，其中，所述第一切换条件为用于标识所述逆变器设备的直流输出的直流参数小于第一预设阈值，以及所述直流参数的持续时长大于或等于第一时间阈值，或者，用于标识所述逆变器设备的直流输出的直流参数小于第一预设阈值，所述直流参数的持续时长大于或等于第一时间阈值，以及所述逆变器设备的同步时间位于第一预设阈值范围以内，所述直流参数为以下至少之一：直流输入功率、直流输入电压、直流输入电流；在判断结果为所述逆变器满足所述第一切换条件的情况下，所述逆变器将所述逆变器的工作状态由所述第一状态切换到第一切换状态；在所述预设状态为第一切换状态的情况下，所述逆变器设备关闭所述逆变器设备的直流输入最大功率跟踪功能，根据所述逆变器设备的开路电压调整所述逆变器设备的直流输入电压，断开所述逆变器设备的直流接触器，根据第一母线稳压值，稳压所述逆变器设备的母线电压；在所述母线电压稳压在第一母线电压的持续时间大于或等于第一切换时间阈值时，所述逆变器设备将所述第一切换状态切换到所述第二状态；在所述预设状态为第二状态的情况下，所述逆变器设备判断所述逆变器是否满足第二切换条件，其中，所述第二切换条件为用于标识所述逆变器设备的直流输出的直流参数大于或者等于第二预设阈值，以及所述直流参数的持续时长大于或者等于第二时间阈值，或者，用于标识所述逆变器设备的直流输出的直流参数大于或者等于第一预设阈值，所述直流参数的持续时长大于或者等于第二时间阈值，以及所述逆变器设备的同步时间位于第二预设阈值范围以内，所述直流参数为以下至少之一：直流输入功率、直流输入电压、直流输入电流；在判断结果为所述逆变器满足所述第二切换条件的情况下，所述逆变器设备将所述逆变器的工作状态由所述第二状态切换到第二切换状态；在所述预设状态为第二切换状态的情况下，所述逆变器设备将所述逆变器设备的母线电压跟踪所述逆变器设备的直流输入电压值，吸合所述逆变器设备的直流接触器，启动所述逆变器设备的直流输入最大功率跟踪功能，将所述第二切换状态切换到所述第一状态。
可选地，逆变器设备接收所述控制指令包括：采用Modbus传输控制协议/网络协议TCP/IP通讯协议或电力载波PLC与所述光伏电站系统的电站控制器通信，接收所述电站控制器发送的所述控制指令。
根据本发明的又一个实施例，提供了一种功率控制方法，包括：获取光伏电站系统中的待补偿点的状态信息；根据获取的所述状态信息，以及预设分配规则，分别确定为各逆变器设备分配的用于所述逆变器设备对所述待补偿点的无功功率进行补偿的无功补偿分量和/或用于所述逆变器设备对所述待补偿点的谐波进行补偿的谐波补偿分量；将确定的所述无功补偿分量和/或所述谐波补偿分量，发送给对应的逆变器设备。
可选地，根据获取的所述状态信息，以及所述预设分配规则，分别确定为各所述逆变器设备分配的用于所述逆变器设备对所述待补偿点的所述无功功率进行补偿的所述无功补偿分量和/或用于所述逆变器设备对所述待补偿点的所述谐波进行补偿的所述谐波补偿分量包括：根据各所述逆变器设备的第一剩余容量，以及所述光伏电站系统中的全部逆变器设备的第二剩余容量，分别确定各所述逆变器设备的分配系数，其中，所述第一剩余容量为所述逆变器设备的额定功率与输出有功功率以及已补偿的无功功率的平方差的均方根值，所述第二剩余容量为全部所述逆变器设备的所述第一剩余容量的和；根据确定的所述分配系数，以及所述待补偿点的无功待补偿总量，分别确定为各所述逆变器设备分配的所述无功补偿分量；和/或，根据确定的所述分配系数，以及所述待补偿点的谐波待补偿总量，分别确定为各所述逆变器设备分配的所述谐波补偿分量。
可选地，在将确定的所述无功补偿分量和/或所述谐波补偿分量，发送给对应的所述逆变器设备的过程中，还包括：将用于所述光伏电站系统的电站控制器与各所述逆变器设备进行时间同步的同步时间，发送给对应的所述逆变器设备。
根据本发明的又一个实施例，提供了一种功率控制装置，包括：接收模块，用于逆变器设备接收控制指令，其中，所述控制指令中携带有用于确定所述逆变器设备对所处的光伏电站系统的无功功率进行补偿的无功功率补偿量的第一参数和/或用于确定所述逆变器设备对所处的光伏电站系统的谐波进行补偿的谐波补偿量的第二参数；第一确定模块，用于所述逆变器设备根据所述第一参数确定所述逆变器设备对所述光伏电站系统进行无功功率补偿的无功功率补偿量；和/或，根据所述第二参数确定所述逆变器设备对所述光伏电站系统进行谐波补偿的谐波补偿量；补偿模块，用于所述逆变器设备根据确定的所述无功功率补偿量对所述光伏电站系统的无功功率进行补偿；和/或，根据所述谐波补偿量对所述光伏电站系统的谐波进行补偿。
可选地，所述补偿模块包括：第一确定单元，用于在所述逆变器设备处于运行状态的情况下，所述逆变器设备确定所述逆变器设备所处的预设状态，其中，所述预设状态为预定状态机中的状态；补偿单元，用于所述逆变器设备根据确定的所述无功功率补偿量，以及所述预设状态，对所述光伏电站系统的所述无功功率进行补偿；和/或，根据确定的所述谐波补偿量，以及所述预设状态，对所述光伏电站系统的所述谐波进行补偿。
可选地，所述接收模块包括：接收单元，用于采用Modbus传输控制协议/网络协议TCP/IP通讯协议或电力载波PLC与所述光伏电站系统的电站控制器通信，接收所述电站控制器发送的所述控制指令。
根据本发明的又一个实施例，提供了一种逆变器设备，所述逆变器设备包括上述任一项装置。
根据本发明的又一个实施例，提供了一种功率控制装置，包括：获取模块，用于获取光伏电站系统中的待补偿点的状态信息；第二确定模块，用于根据获取的所述状态信息，以及预设分配规则，分别确定为各逆变器设备分配的用于所述逆变器设备对所述待补偿点的无功功率进行补偿的无功补偿分量和/或用于所述逆变器设备对所述待补偿点的谐波进行补偿的谐波补偿分量；发送模块，用于将确定的所述无功补偿分量和/或所述谐波补偿分量，发送给对应的逆变器设备。
可选地，所述第二确定模块包括：第二确定单元，用于根据各所述逆变器设备的第一剩余容量，以及所述光伏电站系统中的全部逆变器设备的第二剩余容量，分别确定各所述逆变器设备的分配系数，其中，所述第一剩余容量为所述逆变器设备的额定功率与输出有功功率以及已补偿的无功功率的平方差的均方根值，所述第二剩余容量为全部所述逆变器设备的所述第一剩余容量的和；第三确定单元，用于根据确定的所述分配系数，以及所述待补偿点的无功待补偿总量，分别确定为各所述逆变器设备分配的所述无功补偿分量；和/或，根据确定的所述分配系数，以及所述待补偿点的谐波待补偿总量，分别确定为各所述逆变器设备分配的所述谐波补偿分量。
可选地，所述发送模块还用于将所述光伏电站系统的电站控制器与各所述逆变器设备进行时间同步的同步时间，发送给对应的所述逆变器设备。
根据本发明的又一个实施例，提供了一种电站控制器，所述电站控制器包括上述任一项所述的装置。
根据本发明的又一个实施例，还提供了一种存储介质。该存储介质设置为存储用于执行以下步骤的程序代码：逆变器设备接收控制指令，其中，所述控制指令中携带有用于确定所述逆变器设备对所处的光伏电站系统的无功功率进行补偿的无功功率补偿量的第一参数和/或用于确定所述逆变器设备对所处的光伏电站系统的谐波进行补偿的谐波补偿量的第二参数；所述逆变器设备根据所述第一参数确定所述逆变器设备对所述光伏电站系统进行无功功率补偿的无功功率补偿量；和/或，根据所述第二参数确定所述逆变器设备对所述光伏电站系统进行谐波补偿的谐波补偿量；所述逆变器设备根据确定的所述无功功率补偿量对所述光伏电站系统的无功功率进行补偿；和/或，根据所述谐波补偿量对对所述光伏电站系统的谐波进行补偿。
可选地，存储介质还设置为存储用于执行以下步骤的程序代码：所述逆变器设备根据确定的所述无功功率补偿量对所述光伏电站系统的所述无功功率进行补偿；和/或，根据所述谐波补偿量对对所述光伏电站系统的所述谐波进行补偿包括：在所述逆变器设备处于运行状态的情况下，所述逆变器设备确定所述逆变器设备所处的预设状态，其中，所述预设状态为预定状态机中的状态；所述逆变器设备根据确定的所述无功功率补偿量，以及所述预设状态，对所述光伏电站系统的所述无功功率进行补偿；和/或，根据确定的所述谐波补偿量，以及所述预设状态，对所述光伏电站系统的所述谐波进行补偿。
可选地，存储介质还设置为存储用于执行以下步骤的程序代码：所述预定状态机包括：第一状态、第一切换状态、第二状态、第二切换状态；其中，所述第一状态为所述逆变器设备输出的直流输出功率大于零，有功功率输出为预设值，无功功率补偿量为确定的所述无功功率补偿量和/或谐波补偿量为确定的所述谐波补偿量的状态；所述第一切换状态为所述第一状态向所述第二状态切换的过渡状态；所述第二状态为所述逆变器设备的直流输出功率和有功功率输出为零，无功功率补偿量为确定的所述无功功率补偿量和/或谐波补偿量为确定的所述谐波补偿量的状态；所述第二切换状态为所述第二状态向所述第一状态切换的过渡状态；所述第一状态、所述第一切换状态、所述第二状态和所述第二切换状态以24小时为周期循环切换。
可选地，存储介质还设置为存储用于执行以下步骤的程序代码：所述预定状态机的工作流程包括：在所述预设状态为第一状态的情况下，所述逆变器设备判断所述逆变器是否满足第一切换条件，其中，所述第一切换条件为用于标识所述逆变器设备的直流输出的直流参数小于第一预设阈值，以及所述直流参数的持续时长大于或等于第一时间阈值，或者，用于标识所述逆变器设备的直流输出的直流参数小于第一预设阈值，所述直流参数的持续时长大于或等于第一时间阈值，以及所述逆变器设备的同步时间位于第一预设阈值范围以内，所述直流参数为以下至少之一：直流输入功率、直流输入电压、直流输入电流；在判断结果为所述逆变器满足所述第一切换条件的情况下，所述逆变器将所述逆变器的工作状态由所述第一状态切换到第一切换状态；在所述预设状态为第一切换状态的情况下，所述逆变器设备关闭所述逆变器设备的直流输入最大功率跟踪功能，根据所述逆变器设备的开路电压调整所述逆变器设备的直流输入电压，断开所述逆变器设备的直流接触器，根据第一母线稳压值，稳压所述逆变器设备的母线电压；在所述母线电压稳压在第一母线电压的持续时间大于或等于第一切换时间阈值时，所述逆变器设备将所述第一切换状态切换到所述第二状态；在所述预设状态为第二状态的情况下，所述逆变器设备判断所述逆变器是否满足第二切换条件，其中，所述第二切换条件为用于标识所述逆变器设备的直流输出的直流参数大于或者等于第二预设阈值，以及所述直流参数的持续时长大于或者等于第二时间阈值，或者，用于标识所述逆变器设备的直流输出的直流参数大于或者等于第一预设阈值，所述直流参数的持续时长大于或者等于第二时间阈值，以及所述逆变器设备的同步时间位于第二预设阈值范围以内，所述直流参数为以下至少之一：直流输入功率、直流输入电压、直流输入电流；在判断结果为所述逆变器满足所述第二切换条件的情况下，所述逆变器设备将所述逆变器的工作状态由所述第二状态切换到第二切换状态；在所述预设状态为第二切换状态的情况下，所述逆变器设备将所述逆变器设备的母线电压跟踪所述逆变器设备的直流输入电压值，吸合所述逆变器设备的直流接触器，启动所述逆变器设备的直流输入最大功率跟踪功能，将所述第二切换状态切换到所述第一状态。
可选地，存储介质还设置为存储用于执行以下步骤的程序代码：所述逆变器设备接收所述控制指令包括：采用Modbus传输控制协议/网络协议TCP/IP通讯协议或电力载波PLC与所述光伏电站系统的电站控制器通信，接收所述电站控制器发送的所述控制指令。
根据本发明的又一个实施例，还提供了一种存储介质。该存储介质设置为存储用于执行以下步骤的程序代码：获取光伏电站系统中的待补偿点的状态信息；根据获取的所述状态信息，以及预设分配规则，分别确定为各逆变器设备分配的用于所述逆变器设备对所述待补偿点的无功功率进行补偿的无功补偿分量和/或用于所述逆变器设备对所述待补偿点的谐波进行补偿的谐波补偿分量；将确定的所述无功补偿分量和/或所述谐波补偿分量，发送给对应的逆变器设备。
可选地，存储介质还设置为存储用于执行以下步骤的程序代码：根据获取的所述状态信息，以及所述预设分配规则，分别确定为各所述逆变器设备分配的用于所述逆变器设备对所述待补偿点的所述无功功率进行补偿的所述无功补偿分量和/或用于所述逆变器设备对所述待补偿点的所述谐波进行补偿的所述谐波补偿分量包括：根据各所述逆变器设备的第一剩余容量，以及所述光伏电站系统中的全部逆变器设备的第二剩余容量，分别确定各所述逆变器设备的分配系数，其中，所述第一剩余容量为所述逆变器设备的额定功率与输出有功功率以及已补偿的无功功率的平方差的均方根值，所述第二剩余容量为全部所述逆变器设备的所述第一剩余容量的和；根据确定的所述分配系数，以及所述待补偿点的无功待补偿总量，分别确定为各所述逆变器设备分配的所述无功补偿分量；和/或，根据确定的所述分配系数，以及所述待补偿点的谐波待补偿总量，分别确定为各所述逆变器设备分配的所述谐波补偿分量。
可选地，存储介质还设置为存储用于执行以下步骤的程序代码：在将确定的所述无功补偿分量和/或所述谐波补偿分量，发送给对应的所述逆变器设备的过程中，还包括：将用于所述光伏电站系统的电站控制器与各所述逆变器设备进行时间同步的同步时间，发送给对应的所述逆变器设备。
通过本发明，由于采用逆变器设备根据接收到的控制指令对光伏电站系统的无功功率或者光伏电站系统的谐波进行补偿，而无需额外引入无功补偿设备和/或谐波补偿设备，因此，可以解决相关技术中通过增加电能质量监测及治理系统单元的方式解决无功或谐波问题存在增加光伏建站投资成本和运维成本的问题，从而达到降低光伏电站的建站成本和运维成本的效果。
附图说明
此处所说明的附图用来提供对本发明的进一步理解，构成本申请的一部分，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。在附图中：
图1是本发明实施例的一种功率控制方法的逆变器设备的硬件结构框图一；
图2是根据本发明实施例的功率控制方法的流程图一；
图3是根据本发明优选实施例的光伏逆变器设备的结构示意图；
图4是根据本发明优选实施例的光伏逆变器设备运行状态机的结构框示意图；
图5是根据本发明优选实施例的功率控制方法的流程图一；
图6是本发明实施例的一种功率控制方法的电站控制器的硬件结构框图二；
图7是根据本发明实施例的功率控制方法的流程图二；
图8是根据本发明实施例的电站控制器的结构示意图；
图9是根据本发明实施例的光伏电站系统的架构示意图一；
图10是根据本发明实施例的光伏电站系统的架构示意图二；
图11是根据本发明优选实施例的功率控制方法的流程图二；
图12是根据本发明实施例的功率控制装置的结构框图一；
图13是根据本发明实施例的功率控制装置的补偿模块126的结构框图；
图14是根据本发明实施例的功率控制装置的接收模块132的结构框图；
图15是根据本发明实施例的逆变器设备的结构框图；
图16是根据本发明实施例的功率控制装置的结构框图二；
图17是根据本发明实施例的功率控制装置的第二确定模块164的结构框图；
图18是根据本发明实施例的电站控制器的结构框图。
具体实施方式
下文中将参考附图并结合实施例来详细说明本发明。需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。
需要说明的是，本发明的说明书和权利要求书及上述附图中的术语“第一”、“第二”等是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。
实施例1
本申请实施例1所提供的方法实施例可以在逆变器设备或者类似的运算装置中执行。以运行在逆变器设备上为例，图1是本发明实施例的一种功率控制方法的逆变器设备的硬件结构框图一。如图1所示，逆变器设备10可以包括一个或多个(图中仅示出一个)第一处理器102(第一处理器102可以包括但不限于微处理器MCU或可编程逻辑器件FPGA等的处理装置)、用于存储数据的第一存储器104、以及用于通信功能的第一传输装置106。本领域普通技术人员可以理解，图1所示的结构仅为示意，其并不对上述电子装置的结构造成限定。例如，逆变器设备10还可包括比图1中所示更多或者更少的组件，或者具有与图1所示不同的配置。
第一存储器104可用于存储应用软件的软件程序以及模块，如本发明实施例中的功率控制方法对应的程序指令/模块，第一处理器102通过运行存储在第一存储器104内的软件程序以及模块，从而执行各种功能应用以及数据处理，即实现上述的方法。第一存储器104可包括高速随机存储器，还可包括非易失性存储器，如一个或者多个磁性存储装置、闪存、或者其他非易失性固态存储器。在一些实例中，第一存储器104可进一步包括相对于第一处理器102远程设置的存储器，这些远程存储器可以通过网络连接至逆变器设备10。上述网络的实例包括但不限于互联网、企业内部网、局域网、移动通信网及其组合。
第一传输装置106用于经由一个网络接收或者发送数据。上述的网络具体实例可包括逆变器设备10的通信供应商提供的无线网络。在一个实例中，第一传输装置106包括一个网络适配器(Network Interface Controller，NIC)，其可通过基站与其他网络设备相连从而可与互联网进行通讯。在一个实例中，第一传输装置106可以为射频(RadioFrequency，RF)模块，其用于通过无线方式与互联网进行通讯。
在本实施例中提供了一种运行于上述逆变器设备的功率控制方法，图2是根据本发明实施例的功率控制方法的流程图一，如图2所示，该流程包括如下步骤：
步骤S202，逆变器设备接收控制指令，其中，控制指令中携带有用于确定逆变器设备对所处的光伏电站系统的无功功率进行补偿的无功功率补偿量的第一参数和/或用于确定逆变器设备对所处的光伏电站系统的谐波进行补偿的谐波补偿量的第二参数；
步骤S204，逆变器设备根据第一参数确定逆变器设备对光伏电站系统进行无功功率补偿的无功功率补偿量；和/或，根据第二参数确定逆变器设备对光伏电站系统进行谐波补偿的谐波补偿量；
步骤S206，逆变器设备根据确定的无功功率补偿量对光伏电站系统的无功功率进行补偿；和/或，根据谐波补偿量对对光伏电站系统的谐波进行补偿。
通过上述步骤，采用逆变器设备根据接收到的控制指令对光伏电站系统的无功功率和/谐波进行补偿，而无需额外引入无功补偿设备和/或谐波补偿设备，解决了相关技术中通过增加电能质量监测及治理系统单元的方式解决无功或谐波问题存在增加光伏建站投资成本和运维成本的问题，降低了光伏电站的建站成本和运维成本。
可选地，在步骤S206中，在逆变器设备处于运行状态的情况下，该逆变器设备可以确定该逆变器设备所处的预设状态，其中，该预设状态为预定状态机中的状态；该逆变器设备根据确定的无功功率补偿量，以及确定的预设状态，对所处的光伏电站系统的无功功率进行补偿；和/或，根据确定的谐波补偿量，以及确定的预设状态，对所处的光伏电站系统的谐波进行补偿。
通过本发明实施例的上述技术方案，通过在运行状态中嵌套预定状态机，对逆变器的运行状态进行了细化，提高了逆变器设备功率控制的精确性。
可选地，该预定状态机可以包括多个状态，多个状态之间的切换可以是周期的，也可以是非周期的。对于非周期性切换的情况，可以预先设定状态阈值，例如，根据逆变器设备的输出状态或者运行状态与预定状态阈值进行比较，在满足切换条件的情况下，进行状态之间的切换。也可以根据由电站控制器或者其他的控制设备中接收对应的切换指令，切换到切换指令对应的状态。对于周期切换的情况，逆变器设备可以根据预先配置信息(可以是运行之前配置完成的，也可以是根据电站控制器或者其他的控制设备发送的控制指令确定的)，确定各状态之间切换的周期，以及不同之间进行切换的时间点，进行各状态之间的周期切换。进行各状态之间切换时，还可以包含对应的过渡状态。在逆变器处于各状态的情况下，逆变器的直流输出功率、有功功率、无功功率等可以根据需要进行设定。
可选地，预定状态机可以包括：第一状态、第一切换状态、第二状态、第二切换状态；其中，第一状态为逆变器设备输出的直流输出功率大于零，有功功率输出为预设值，无功功率补偿量为确定的无功功率补偿量和/或谐波补偿量为确定的谐波补偿量的状态；第一切换状态为第一状态向第二状态切换的过渡状态；第二状态为逆变器设备的直流输出功率和有功功率输出为零，无功功率补偿量为确定的无功功率补偿量和/或谐波补偿量为确定的谐波补偿量的状态；第二切换状态为第二状态向第一状态切换的过渡状态；第一状态、第一切换状态、第二状态和第二切换状态以24小时为周期循环切换。
通过本发明实施例的上述技术方案，逆变器设备以24小时为周期进行第一状态、第一切换状态、第二状态和第二切换状态，实现了逆变器设备的状态每天进行平滑切换，避免了长期处于同一状态导致的逆变器设备运行效率降低，同时，无需停机即可实现状态之间的平滑切换，保证了逆变器设备的运行的可靠性。
可选地，预定状态机的工作流程可以包括：
在预设状态为第一状态的情况下，逆变器设备判断逆变器是否满足第一切换条件，其中，第一切换条件为用于标识逆变器设备的直流输出的直流参数小于第一预设阈值，以及直流参数的持续时长大于或等于第一时间阈值，该直流参数可以为：直流输入功率、直流输入电压、直流输入电流中的一个，也可以是其中的两个或者三个的组合。可选地，逆变器设备的同步时间可以作为切换判断的辅助条件，例如，判断逆变器设备的同步时间是否位于第一预设阈值范围以内(也可以为大于某一时间点以后)。在判断结果为逆变器满足第一切换条件的情况下，逆变器将逆变器的工作状态由第一状态切换到第一切换状态。
在预设状态为第一切换状态的情况下，逆变器设备可以关闭逆变器设备的直流输入最大功率跟踪功能，根据逆变器设备的开路电压(逆变器设备的光伏电池开路时正负极两端的电压差)调整逆变器设备的直流输入电压(可以是将逆变器设备的直流输入电压向开路电压进行调整)，断开逆变器设备的直流接触器，根据第一母线稳压值，对逆变器设备的母线电压进行稳压，在逆变器设备的母线电压稳压在第一母线电压的持续时间大于或等于第一切换时间阈值时，逆变器设备将第一切换状态切换到第二状态。
在预设状态为第二状态的情况下，逆变器设备判断逆变器设备是否满足第二切换条件，该第二切换条件可以为用于标识逆变器设备的直流输出的直流参数大于或者等于第二预设阈值，该直流参数可以为：直流输入功率、直流输入电压、直流输入电流中的一个，也可以是其中的两个或者三个的组合。可选地，逆变器设备的同步时间可以作为切换判断的辅助条件，例如，判断逆变器设备的同步时间是否位于第二预设阈值范围以内(也可以为大于某一时间点以后)。在判断结果为逆变器满足第二切换条件的情况下，逆变器设备将逆变器的工作状态由第二状态切换到第二切换状态。
在预设状态为第二切换状态的情况下，逆变器设备将逆变器设备的母线电压跟踪逆变器设备的直流输入电压值，吸合逆变器设备的直流接触器，启动逆变器设备的直流输入最大功率跟踪功能。在启动直流输入最大功率跟踪功能以后，逆变器设备将第二切换状态切换到第一状态。
通过本发明实施例的上述技术方案，逆变器设备通过在特定状态下进行状态是否切换的判断，在满足条件后执行状态切换，实现了不同状态之间的智能切换，提高了不同状态之间切换的灵活性。
可选地，逆变器设备可以采用多种方式接收控制指令，例如，可以通过接口接收管理员输入的控制指令。又例如，可以采用Modbus传输控制协议/网络协议(TransferControl Protocol/Internet Protocol，简称为TCP/IP)通讯协议或电力载波(Power LineCarrier，简称为PLC)与光伏电站系统的电站控制器通信，通过对应的接口(物理接口或者逻辑接口)接收电站控制器发送的控制指令。
通过本发明实施例的上述技术方案，逆变器设备采用Modbus TCP/IP通讯协议或PLC与光伏电站系统的电站控制器通信，接收该控制指令，实现了通过电站控制器对逆变器设备的统一控制。
基于上述实施例及可选实施方式，为说明方案的整个流程交互，在本优选实施例中，提供了一种功率控制方法，该方法可以运行在逆变器设备中，可以实现24h全天候无功和谐波补偿。需要说明的是，在该功率控制方法中，逆变器设备以光伏逆变器设备为例进行说明。
如图3是根据本发明优选实施例的光伏逆变器设备的结构示意图，如图3所示，该光伏逆变器设备30包括：直流输入端302，直流输入控制模块304，母线电容306，逆变桥308，交流并网控制模块310，逆变器控制模块312，监控模块314。同时光伏逆变器设备30还包括不便在图中示意的部件，包括不限于：采样电路、驱动电路等。
逆变器控制模块312，一方面通过采样单元获取逆变器状态参数，包括但不限于：直流输入电压和电流、直流接触器状态、母线电容电压、交流电网电压和并网电流、交流接触器状态、逆变桥变换开关温度；另一方面通过C通讯单元(图中未标示出)与监控模块314的S通讯单元(图中未标示出)交互控制参数，包括但不限于：电压门限、电流门限、温度门限、功率门限、功率因素或无功功率补偿指令、谐波补偿指令、功能使能指令、电压电流、故障告警。逆变器控制模块312的C处理单元利用状态参数和控制参数实现直流输入最大功率跟踪、母线电压控制、逆变器并网发电、电网无功功率补偿、电网谐波补偿等功能。交互包括发送和接收。
逆变器控制模块312的C通讯单元和监控模块314的S通讯单元之间采用CAN通讯或SCI串口通讯。
监控模块314，一方面通过S通讯单元与逆变器控制模块312的C通讯单元交互控制参数，包括但不限于：电压门限、电流门限、温度门限、功率门限、功率因素或无功功率补偿指令、谐波补偿指令、功能使能指令、电压电流、故障告警；另一方面通过S通讯单元与下述实施例中的电站控制器D通讯单元(图中未标示出)交互调度参数，包括但不限于：有功功率分量、无功补偿分量、谐波补偿分量。监控模块314的S处理单元利用该控制参数和调度参数实现故障告警与上报、功率统计以及人机交互等功能。交互包括发送和接收。
监控模块314的S通讯单元和电站控制器的D通讯单元之间采用Modbus TCP/IP协议通讯。
对于光伏逆变器设备30，可以有多种可能的实现方式。
第一种可能的实现方式为硬件结构采用整机模式。整机额定功率M kVA，其中有功功率输出容量M1kW，无功功率补偿容量M2kvar，谐波补偿容量M3kVA。其中，满足0≤M1≤M，0≤M2≤M，0≤M3≤M。M，M1，M2，M3的取值根据电站实际情况进行选取，同时M1，M2，M3的取值也可以在电站运行中按预设规则接受电站控制器的调度调整。
第二种可能的实现方式为硬件结构采用模块化模式。单模块额定功率m kVA，模块数为N，N>1且为整数，m>0；逆变器额定功率为N*m kVA。
对于上述第二种可能的实现方式，第一种可能的工作方式为：整机额定功率MkVA，其中逆变器整机有功功率输出容量N1*m kW，即N1个模块实现有功功率输出；无功功率补偿容量N2*m kvar，即N2个模块实现无功功率补偿；谐波补偿容量N3*m kVA，即N3个模块实现谐波补偿。其中，满足0≤N1≤N，0≤N2≤N，0≤N3≤N且为整数，N＝N1+N2+N3。N，N1，N2，N3的取值根据电站实际情况进行选取，同时N1，N2，N3的取值也可以在电站运行中按预设规则接受电站控制器的调度调整。
对于第二种可能的实现方式，第二种可能的工作方式为：整机额定功率M kVA，其中逆变器整机有功功率输出容量M1kW，无功功率补偿容量M2kvar，滤波补偿容量M3kVA；单模块有功功率输出容量M1/N kW，无功功率补偿容量M2/N kvar，谐波补偿容量M3/N kVA。其中，满足0≤M1≤M，0≤M2≤M，0≤M3≤M。N，M1，M2，M3的取值根据电站实际情况进行选取，同时M1，M2，M3的取值也可以电站运行中按预设规则接受电站控制器的调度调整。
光伏逆变器设备30中运行有状态机，如图4所示，运行的状态机包括：第一状态机、第二状态机(作用与前述预定状态机类似)。下面分别对两个状态机进行说明。
第一状态机，包括：关机状态402、待机状态404、运行状态406、故障状态408。
关机状态402：在关机状态402下，光伏逆变器不工作。关机状态402可以转换为待机状态404。关机状态402转换为待机状态404的条件是：光伏逆变器设备30的监控模块314向逆变器控制模块312下发指令(开机指令)，触发方式包括手动或者自动，该指令用于光伏逆变器设备30由关机状态402转换为待机状态404。
待机状态404：光伏逆变器设备30不工作状态和工作状态之间的过渡准备状态，待机状态404分别可以转换为关机状态402、运行状态406、故障状态408。待机状态404转换为关机状态402的条件：光伏逆变器设备30的监控模块314向逆变器控制模块312下发指令(关机指令)，触发方式包括手动或者自动，该指令用于光伏逆变器设备30由待机状态404转换为关机状态402。待机状态404转换为运行状态406的条件：光伏逆变器设备30在待机状态404时满足运行条件。待机状态404转换为故障状态408的条件：光伏逆变器设备30在待机状态404时检测到故障产生。
运行状态406：一方面，光伏逆变器设备30根据光伏阵列最大出力能力(夜间出力为0)，输出有功功率；另一方面，根据光伏逆变器设备30的监控模块314下发的分配无功补偿分量和各次谐波补偿分量指令，输出无功功率和谐波补偿功率，实现电站级电能质量治理。运行状态406可以转换为待机状态404和故障状态408。运行状态406转换为待机状态404的条件：光伏逆变器设备30的监控模块314向逆变器控制模块312下发指令(例如，关机指令，待机指令等)，触发方式包括手动或者自动。对于关机指令，该指令用于光伏逆变器设备30由运行状态406经过待机状态404转换为关机状态402。运行状态406转换为故障状态408的条件：光伏逆变器设备30在运行状态406时检测到故障产生。
故障状态408：故障告警模块(即，发生故障告警的模块)停止工作，非故障模块正常工作。故障状态408可以转换为关机状态402和待机状态404。故障状态408转换为关机状态402的条件：系统紧急关机指令下达。故障状态408转换为待机状态404的条件：对应模块的所有故障告警消除。
第二状态机嵌套于第一状态机的运行状态406中。第二状态机中的任意一个状态都可以跳出第二状态机，进入第一状态机的待机状态404或者故障状态408。第二状态机，包括：Day状态410(作用与前述第一状态类似)、第一切换状态412、Night状态414(作用域前述第二状态类似)、第二切换状态416。第二状态机的工作逻辑如下：Day状态->第一切换状态->Night状态->第二切换状态->Day状态。第二状态机的工作状态与时间有关，24h全天候工作，一次昼夜交替伴随一次第二状态机状态轮换。下面对第二状态机的各状态及各状态之间的切换进行说明。
Day状态410：即白天状态，白天，光伏逆变器设备30的直流输入功率大于0，结合24h全天候工作的光伏逆变器设备30可能的实现方式，逆变器整机有功功率输出P1kW，无功功率补偿容量Q1kvar，滤波补偿容量F1kVA；无功功率补偿量和各次谐波补偿量可以由下述实施例中的电站控制器下发指令决定。电站控制器下发的指令可以是经由监控模块314向逆变器控制模块312下发。Day状态410可以转换为第一切换状态412。
当系统满足第一切换条件，第二状态机由该Day状态410转换为第一切换状态。
前述第一切换条件成立(满足第一切换条件)有多种可能的判定方式。第一种可能的判定方式为：直流输入功率小于第一输入功率阈值，且持续时长大于或等于第一时间阈值，同步时间可以作为辅助条件，确认当前时间为傍晚时段。第二种可能的判定方式为：直流输入电压小于第一输入电压阈值，且持续时长大于或等于第一时间阈值，同步时间可以作为辅助条件，确认当前时间为傍晚时段。第三种可能的判定方式为：直流输入电流小于第一输入电流阈值，且持续时长大于或等于第一时间阈值，同步时间可以作为辅助条件，确认当前时间为傍晚时段。第四种可能的判定方式为：采用上述三种可能的判定方式的两种或三种的组合。
第一切换状态412：光伏逆变器设备30关闭直流输入最大功率跟踪功能，将直流输入电压向开路电压(电路断开时光伏电池正负极的电位差)方向调整，断开直流接触器，将母线电压稳压第一母线稳压值。前述第一母线稳压值，可选择最大功率点跟踪(MaximumPower Point Tracking，简称为MPPT)工作电压范围上限。第一切换状态412可以转换为Night状态414。第一切换状态412转换为Night状态414的条件：母线电容电压稳定在第一母线稳压值，且持续时长大于或等于第二时间阈值。
对于第一切换状态412，在母线电压稳压在第一母线稳压值，且持续时长大于或等于第二时间阈值的情况下，第二状态机由第一切换状态412转换为Night状态414。
Night状态414：即夜间模式，夜间，光伏逆变器设备30的直流接触器保持断开，结合24h全天候工作的光伏逆变器设备30可能的实现方式，逆变器整机有功功率输出0kW，无功功率补偿容量Q2kvar，滤波补偿容量F2kVA；无功功率补偿量和各次谐波补偿量可以由下述实施例中的电站控制器下发指令决定。电站控制器下发的指令可以是经由监控模块314向逆变器控制模块312下发。Night状态414可以切换为第二切换状态416。
当系统满足第二切换条件，第二状态机由Night状态414切换为第二切换状态416。
前述第二切换条件成立(满足第一切换条件)有多种可能的判定方式。例如，直流输入电压不小于第二直流输入电压阈值，且持续时长大于或等于第二时间阈值。同步时间可以作为辅助条件，确认当前时间为早晨时段。
第二切换状态416：光伏逆变器设备30将母线电压跟踪当前直流输入电压值，吸合直流接触器，启动直流输入最大功率跟踪功能。第二切换状态416可以转换为Day状态410。
对于第二切换状态416，光伏逆变器设备30启动直流输入最大功率跟踪功能，第二状态机由第二切换状态416转换为Day状态410。
第二状态机的工作状态与同步时间有关，一次昼夜交替伴随一次第二状态机状态轮换。前述白天、傍晚、夜间、凌晨的时间段可以根据经验值进行设定，设定好的各时间段可以根据控制指令进行更改。
通过前述第二状态机的各状态的切换，白天，光伏逆变器设备30工作在Day状态410，一方面向电网输送有功功率，实现清洁能源转化入网，另一方面，接受电站控制器调度，输出无功补偿功率和谐波补偿功率，实现电站级电能质量监测和治理。夜间，光伏逆变器设备30可无缝切换至Night状态414，无需停机，接受电站控制器调度，输出无功补偿功率和谐波补偿功率，实现电站级电能质量监测和治理。光伏电站系统，根据设计所需的电站有功输出容量P、无功补偿容量Q以及谐波补偿容量F(其中有功容量为Fp，无功容量为Fq)，确定合适的光伏逆变器设备30的容量M为：
显然M<P+Q+F。光伏电站系统运行的方式(即，光伏逆变器设备30的运行方式)，一方面，光伏逆变器设备30根据光伏阵列最大出力能力(夜间出力为0)，输出有功功率，另一方面，电站控制器通过分析处理待补偿电网节点的电压电流信号，根据剩余容量规则，向电站每一台24h全天候工作的光伏逆变器设备分配无功补偿分量和各次谐波补偿分量，实现电站级电能质量监测和治理，无需额外引入无功补偿设备和谐波补偿设备，从而有效降低光伏电站的建站成本和运维成本。
结合上述光伏逆变器设备30的结构、可能的实现方式以及工作机，对本优选实施例中的功率控制方法进行说明。图5是根据本发明优选实施例的功率控制方法的流程图一，如图5所示，该流程包括以下步骤：
步骤S502，接收电站控制器发送的控制指令；
步骤S504，根据接收的控制指令，确定无功功率补偿量和各次谐波补偿量；
步骤S506，在光伏逆变器设备处于运行状态的情况下，确定该光伏逆变器设备所处的第二状态机中的工作状态；
步骤S508，根据确定的无功功率补偿量和各次谐波补偿量，以及工作状态，进行功率输出。
通过本发明实施例的上述技术方案，无需额外引入无功补偿设备和谐波补偿设备，从而有效降低光伏电站的建站成本和运维成本。
作为一种可选的方案，24h全天候工作的光伏逆变器还可以只进行无功功率补偿或谐波补偿，减少额外引入的电能质量管理设备(包括无功补偿设备和谐波补偿设备)，从而有效降低了光伏电站建站成本和运营维护成本。
通过以上的实施方式的描述，本领域的技术人员可以清楚地了解到根据上述实施例的方法可借助软件加必需的通用硬件平台的方式来实现，当然也可以通过硬件，但很多情况下前者是更佳的实施方式。基于这样的理解，本发明的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质(如ROM/RAM、磁碟、光盘)中，包括若干指令用以使得一台终端设备(可以是手机，计算机，服务器，或者网络设备等)执行本发明各个实施例所述的方法。
实施例2
本申请实施例2所提供的方法实施例可以在逆变器设备或者类似的运算装置中执行。以运行在逆变器设备上为例，图6是本发明实施例的一种功率控制方法的电站控制器的硬件结构框图二。如图6所示，电站控制器60可以包括一个或多个(图中仅示出一个)第二处理器602(第二处理器602可以包括但不限于微处理器MCU或可编程逻辑器件FPGA等的处理装置)、用于存储数据的第二存储器604、以及用于通信功能的第二传输装置606。本领域普通技术人员可以理解，图6所示的结构仅为示意，其并不对上述电子装置的结构造成限定。例如，电站控制器60还可包括比图6中所示更多或者更少的组件，或者具有与图6所示不同的配置。
第二存储器604可用于存储应用软件的软件程序以及模块，如本发明实施例中的功率控制方法对应的程序指令/模块，第二处理器602通过运行存储在第二存储器604内的软件程序以及模块，从而执行各种功能应用以及数据处理，即实现上述的方法。第二存储器604可包括高速随机存储器，还可包括非易失性存储器，如一个或者多个磁性存储装置、闪存、或者其他非易失性固态存储器。在一些实例中，第二存储器604可进一步包括相对于第二处理器602远程设置的存储器，这些远程存储器可以通过网络连接至电站控制器60。上述网络的实例包括但不限于互联网、企业内部网、局域网、移动通信网及其组合。
第二传输装置606用于经由一个网络接收或者发送数据。上述的网络具体实例可包括电站控制器60的通信供应商提供的无线网络。在一个实例中，第二传输装置606包括一个网络适配器(Network Interface Controller，NIC)，其可通过基站与其他网络设备相连从而可与互联网进行通讯。在一个实例中，第二传输装置606可以为射频(RadioFrequency，RF)模块，其用于通过无线方式与互联网进行通讯。
在本实施例中提供了一种运行于上述电站控制器的功率控制方法，图7是根据本发明实施例的功率控制方法的流程图二，如图7所示，该流程包括如下步骤：
步骤S702，获取光伏电站系统中的待补偿点的状态信息；
步骤S704，根据获取的状态信息，以及预设分配规则，分别确定为各逆变器设备分配的用于逆变器设备对待补偿点的无功功率进行补偿的无功补偿分量和/或用于逆变器设备对待补偿点的谐波进行补偿的谐波补偿分量；
步骤S706，将确定的无功补偿分量和/或谐波补偿分量，发送给对应的逆变器设备。
通过上述步骤，采用通过为逆变器设备分配用于对待补偿点的无功功率和/谐波进行补偿，而无需额外引入无功补偿设备和/或谐波补偿设备，解决了相关技术中通过增加电能质量监测及治理系统单元的方式解决无功或谐波问题存在增加光伏建站投资成本和运维成本的问题，降低了光伏电站的建站成本和运维成本。
可选地，在步骤S704中，可以通过多种方式确定为各逆变器设备分配的无功补偿分量和/或谐波补偿分量，例如，可以根据各逆变器设备的额定功率按比例分配无功补偿分量和/或谐波补偿分量。又例如，可以预先制定预定个数的逆变器设备，按照等比例的方式分配无功补偿分量和/或谐波补偿分量。再例如，可以根据各逆变器设备的第一剩余容量，以及光伏电站系统中的全部逆变器设备的第二剩余容量，分别确定各逆变器设备的分配系数，其中，第一剩余容量为逆变器设备的额定功率与输出有功功率以及已补偿的无功功率的平方差的均方根值，第二剩余容量为全部逆变器设备的第一剩余容量的和，根据确定的分配系数，以及待补偿点的无功待补偿总量，分别确定为各逆变器设备分配的无功补偿分量；和/或，根据确定的分配系数，以及待补偿点的谐波待补偿总量，分别确定为各逆变器设备分配的谐波补偿分量。
通过本发明实施例的上述技术方案，根据各逆变器设备剩余容量，以及光伏电站系统中各逆变器设备的总剩余容量，按照剩余容量的比例，为各逆变器设备分配无功功率补偿量和/或谐波补偿分量，充分挖掘了各逆变器设备无功补偿和/或谐波能力，避免了容量的浪费。
可选地，可以对各逆变器设备的时间进行同步，同步时间可以由各逆变器中的时间控制装置进行控制，也可以在步骤S706的过程中，由电站控制器将用于光伏电站系统的电站控制器与各逆变器设备进行时间同步的同步时间，发送给对应的逆变器设备，以使各逆变器设备的时间同步。
通过本发明实施例的上述技术方案，通过将用于光伏电站系统的电站控制器与各逆变器设备进行时间同步的同步时间，发送给对应的逆变器设备，保证了逆变器设备确认所处的工作时段的准确性。
可选地，电站控制器可以采用多种方式发送确定的无功补偿分量和/或谐波补偿分量，例如，可以通过接口发送用于逆变器设备确定无功补偿分量和/或谐波补偿分量的控制指令。可以采用Modbus TCP/IP通讯协议或PLC与光伏电站系统的各逆变器设备进行通信，通过对应的接口(物理接口或者逻辑接口)发送控制指令。
通过本发明实施例的上述技术方案，逆变器设备采用Modbus TCP/IP通讯协议或PLC与光伏电站系统的逆变器设备进行通信，发送控制指令，实现了通过电站控制器对逆变器设备的统一控制。
基于上述实施例及可选实施方式，为说明方案的整个流程交互，在本优选实施例中，提供了一种功率控制方法。该功率控制方法可以运行于如图8所示的电站控制器中，如图8所示，该电站控制器80包括：电表单元802、处理单元804、通讯单元806、时间同步单元808。
电表单元802，是电站控制器80的输入端，用来检测采样连接点的状态量，具体为电站无功功率和谐波分量待补偿点的状态量，包括但不限于电压、电流以及有功功率总量、功率因数、无功待补偿总量、各次谐波待补偿总量。电表单元802与处理单元804连接。
处理单元804，读取电表单元802的采样数据，包括但不限于电压、电流以及有功功率总量、功率因数、无功待补偿总量、各次谐波待补偿总量，按预设规则分配各逆变器的无功补偿分量、各次谐波补偿分量。无功补偿分量和各次谐波补偿分量，分别以等效电流分量表示。读取时间同步单元808的同步时间。处理单元802将每台逆变器设备的无功补偿分量、各次谐波补偿分量以及同步时间送到通讯单元806。
处理单元806的预设分配规则：以等效电流分量表示无功补偿分量和各次谐波补偿分量，根据公式：
分配第n台逆变器的无功补偿分量和各次谐波补偿分量的等效d，q轴电流指令增量值。其中，Mn为第n台逆变器的额定功率，Pn为第n台逆变器的输出有功功率，Qn为第n台逆变器补偿的无功功率，kn为分配系数，为第i次谐波对应的有功电流，为第i次谐波对应的无功电流，为分配给第n台逆变器第i次谐波对应的有功电流补偿量，为分配给第n台逆变器的无功补偿量，为分配给第n台逆变器的第i(i≥2)次谐波对应的无功电流补偿量。第n台逆变器处于运行状态，逆变器设备为24h全天候工作的光伏逆变器；n为正整数且不大于逆变器台数m，i、m为正整数。
这里需要说明的是，上述公式中的p对应于p轴，即有功，q对于与q轴，对应于无功，h表示谐波，表示无功补偿，即，为分配给第n台逆变器的无功补偿量，和为各次谐波补偿量，其中，为分配给第n台逆变器第i次谐波对应的有功电流补偿量，为分配给第n台逆变器的第i(i≥2)次谐波对应的无功电流补偿量。Ifq、可以根据待补偿点的状态信息确定。
通讯单元806，是电站控制器和每台逆变器设备的交互接口，用于与每一台光伏逆变器设备30的监控单元314分别进行数据交互。通讯单元806向逆变器设备发送的数据包括但不限于：对应逆变器设备的无功补偿分量和各次谐波补偿分量、同步时间。通讯单元806接收来自逆变器设备的数据包括但不限于：对应逆变器的额定功率、有功功率、无功功率、逆变器编号、逆变器运行状态(包括在第一状态机和第二状态机中所处的运行状态)。
通讯单元806和各逆变器设备之间的通讯方式可以采用Modbus TCP/IP通讯或PLC电力载波通讯。
时间同步单元808，具体地，利用全球定位系统(Global Position System，简称为GPS)卫星同步技术，输出同步时间，保证电站系统的稳定可靠性；同时，同步时间通过通讯单元806发送给电站内每台光伏逆变器设备，根据同步时间，光伏逆变器设备可以确认所处的工作时段。
电站控制器80可以与光伏逆变器设备30所处的光伏电站系统可以由多种形式，下面以图9和图10进行说明。
如图9所示的光伏电站系统包括但不限于：光伏组件阵列、直流汇流箱、24h全天候工作的光伏逆变器设备X台、交流汇流箱、低压隔离变压器、电网公共连接点(Point ofCommon Coupling，简称为PCC)、电站控制器、本地负载。其中，X为正整数。需要说明的是，图9所示的光伏电站系统不包含额外的无功补偿装置和谐波补偿装置。光伏组件阵列与直流汇流箱输入侧连接，直流汇流箱输出侧与对应的24h全天候工作的光伏逆变器设备30直流输入端连接，逆变器交流并网控制模块与交流汇流箱输入端连接，交流汇流箱输出端与低压隔离变压器原边连接，低压隔离变压器副边与本地负载、电网PCC连接，电站控制器的输入端即电站待补偿点为本地负载连接点，电站控制器80输出端与每台光伏逆变器设备30的监控单元314分别连接，采用Modbus TCP/IP通讯协议或PLC电力载波通讯。
可选地，图9中可以在24h全天候工作的光伏逆变器设备30和交流汇流箱之间增加隔离变压器。
图10是根据本发明实施例提供的第二种采用图3中所示的24h全天候工作的光伏逆变器设备的光伏电站系统，包括但不限于：光伏组件阵列、直流汇流箱、24h全天候工作的光伏逆变器设备X台、交流汇流箱、低压隔离变压器、主变压器、电网公共连接点PCC、电站控制器。其中，X为正整数。需要说明的是，图10中的光伏电站系统不包含额外的无功补偿装置和谐波补偿装置。光伏组件阵列与直流汇流箱输入侧连接，直流汇流箱输出侧与对应的24h全天候工作的光伏逆变器设备30直流输入端连接，逆变器交流并网控制模块与交流汇流箱输入端连接，交流汇流箱输出端与低压隔离变压器原边连接，低压隔离变压器副边与主变压器输入端连接，主变压器输出端与电网PCC连接，电站控制器80的输入端即电站待补偿点为主变压器输出端点，电站控制器80输出端与每台光伏逆变器设备30的监控单元314分别连接，采用Modbus TCP/IP通讯协议或PLC电力载波通讯。
可选地，图10中可以在24h全天候工作的光伏逆变器设备和交流汇流箱之间增加隔离变压器。
结合上述电站控制器80的结构、以及光伏电站系统，对本优选实施例中的功率控制方法进行说明。图11是根据本发明优选实施例的功率控制方法的流程图二，如图11所示，该流程包括以下步骤：
步骤S1102，获取光伏电站待补偿点的状态信息；
光伏电站系统的电站控制器获取光伏电站待补偿点的状态信息。具体地，结合图9所示光伏电站系统，光伏电站待补偿点为本地负载连接点；结合图10所示光伏电站系统，光伏电站待补偿点为主变压器输出端点。待补偿点的状态信息由电站控制器的电表单元进行采样分析，包括但不限于：电压、电流以及有功功率总量、功率因数、无功待补偿总量、各次谐波待补偿总量。
步骤S1104，根据预设规则为电站内每台处于运行状态的逆变器分配无功补偿分量和各次谐波补偿分量；
电站控制器根据预设规则为电站内每台处于运行状态的逆变器分配无功补偿分量和各次谐波补偿分量。具体地分配规则可以如前述公式(1)-(3)所示。
步骤S1106，将为电站内每台处于运行状态的逆变器分配的无功补偿分量和各次谐波补偿分量发送给对应的逆变器。
光伏逆变器根据电站控制器的指令和组件出力能力，向电网输出有功功率、无功补偿功率和谐波补偿功率。
每台处于运行状态的24h全天候工作的光伏逆变器根据电站控制器的无功功率补偿指令和谐波补偿指令，以及光伏组件实际的出力能力，按照上述优选实施例提供的光伏逆变器设备运行状态机逻辑，向交流电网侧输送有功功率、无功补偿功率以及谐波补偿功率，实现电能治理。
本优选实施例提供的电站控制器，结合上述实施例提供的24h全天候工作的光伏逆变器运行状态机，实现电站级电能质量监测和治理。无需引入额外的电能质量管理设备(包括无功补偿设备和谐波补偿设备)，从而有效降低了光伏电站建站成本和运营维护成本。
作为一种可选的方案，还可以仅由24h全天候工作的光伏逆变器进行无功功率补偿或谐波补偿，减少额外引入的电能质量管理设备(包括无功补偿设备和谐波补偿设备)，从而有效降低了光伏电站建站成本和运营维护成本。
通过本发明实施例的上述技术方案，无需额外引入无功补偿设备和谐波补偿设备，从而有效降低光伏电站的建站成本和运维成本。
通过以上的实施方式的描述，本领域的技术人员可以清楚地了解到根据上述实施例的方法可借助软件加必需的通用硬件平台的方式来实现，当然也可以通过硬件，但很多情况下前者是更佳的实施方式。基于这样的理解，本发明的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质(如ROM/RAM、磁碟、光盘)中，包括若干指令用以使得一台终端设备(可以是手机，计算机，服务器，或者网络设备等)执行本发明各个实施例所述的方法。
实施例3
在本实施例中还提供了一种功率控制装置，该装置用于实现上述实施例及优选实施方式，已经进行过说明的不再赘述。如以下所使用的，术语“模块”可以实现预定功能的软件和/或硬件的组合。尽管以下实施例所描述的装置较佳地以软件来实现，但是硬件，或者软件和硬件的组合的实现也是可能并被构想的。
图12是根据本发明实施例的功率控制装置的结构框图一，如图12所示，该装置包括：
接收模块122，用于逆变器设备接收控制指令，其中，控制指令中携带有用于确定逆变器设备对所处的光伏电站系统的无功功率进行补偿的无功功率补偿量的第一参数和/或用于确定逆变器设备对所处的光伏电站系统的谐波进行补偿的谐波补偿量的第二参数；
第一确定模块124，与上述接收模块122相连，用于逆变器设备根据第一参数确定逆变器设备对光伏电站系统进行无功功率补偿的无功功率补偿量；和/或，根据第二参数确定逆变器设备对光伏电站系统进行谐波补偿的谐波补偿量；
补偿模块126，与上述第一确定模块124相连，用于逆变器设备根据确定的无功功率补偿量对光伏电站系统的无功功率进行补偿；和/或，根据谐波补偿量对光伏电站系统的谐波进行补偿。
图13是根据本发明实施例的功率控制装置的补偿模块126的结构框图，如图13所示，该补偿模块126包括：
第一确定单元132，用于在逆变器设备处于运行状态的情况下，逆变器设备确定逆变器设备所处的预设状态，其中，预设状态为预定状态机中的状态；
补偿单元134，与上述第一确定单元132相连，用于逆变器设备根据确定的无功功率补偿量，以及预设状态，对光伏电站系统的无功功率进行补偿；和/或，根据确定的谐波补偿量，以及预设状态，对光伏电站系统的谐波进行补偿。
图14是根据本发明实施例的功率控制装置的接收模块132的结构框图，如图14所示，该接收模块132包括：
接收单元142，用于采用Modbus传输控制协议/网络协议TCP/IP通讯协议或电力载波PLC与光伏电站系统的电站控制器通信，接收电站控制器发送的控制指令。
需要说明的是，上述各个模块是可以通过软件或硬件来实现的，对于后者，可以通过以下方式实现，但不限于此：上述模块均位于同一处理器中；或者，上述各个模块以任意组合的形式分别位于不同的处理器中。
实施例4
在本实施例中还提供了一种逆变器设备，图15是根据本发明实施例的逆变器设备的结构框图，如图15所示，该系统包括上述实施例中的第一功率控制装置152。
实施例5
在本实施例中还提供了一种功率控制装置，该装置用于实现上述实施例及优选实施方式，已经进行过说明的不再赘述。如以下所使用的，术语“模块”可以实现预定功能的软件和/或硬件的组合。尽管以下实施例所描述的装置较佳地以软件来实现，但是硬件，或者软件和硬件的组合的实现也是可能并被构想的。
图16是根据本发明实施例的功率控制装置的结构框图二，如图16所示，该装置包括：
获取模块162，用于获取光伏电站系统中的待补偿点的状态信息；
第二确定模块164，与上述获取模块162相连，用于根据获取的状态信息，以及预设分配规则，分别确定为各逆变器设备分配的用于逆变器设备对待补偿点的无功功率进行补偿的无功补偿分量和/或用于逆变器设备对待补偿点的谐波进行补偿的谐波补偿分量；
发送模块166，与上述第二确定模块164相连，用于将确定的无功补偿分量和/或谐波补偿分量，发送给对应的逆变器设备。
图17是根据本发明实施例的功率控制装置的第二确定模块164的结构框图，如图17所示，该第二确定模块164包括：
第二确定单元172，用于根据各逆变器设备的第一剩余容量，以及光伏电站系统中的全部逆变器设备的第二剩余容量，分别确定各逆变器设备的分配系数，其中，第一剩余容量为逆变器设备的额定功率与输出有功功率以及已补偿的无功功率的平方差的均方根值，第二剩余容量为全部逆变器设备的第一剩余容量的和；
第三确定单元174，与上述第二确定单元172相连，用于根据确定的分配系数，以及待补偿点的无功待补偿总量，分别确定为各逆变器设备分配的无功补偿分量；和/或，根据确定的分配系数，以及待补偿点的谐波待补偿总量，分别确定为各逆变器设备分配的谐波补偿分量。
可选地，上述发送模块166还用于将光伏电站系统的电站控制器与各逆变器设备进行时间同步的同步时间，发送给对应的逆变器设备。
可选地，上述发送模块166还用于采用Modbus传输控制协议/网络协议TCP/IP通讯协议或电力载波PLC与光伏电站系统的逆变器设备进行通信，发送的包含分配给各逆变器设备的无功补偿分量和/或谐波补偿分量的控制指令。
需要说明的是，上述各个模块是可以通过软件或硬件来实现的，对于后者，可以通过以下方式实现，但不限于此：上述模块均位于同一处理器中；或者，上述各个模块以任意组合的形式分别位于不同的处理器中。
实施例6
在本实施例中还提供了一种电站控制器，图18是根据本发明实施例的电站控制器的结构框图，如图18所示，该系统包括上述实施例中的第二功率控制装置182。
实施例7
本发明的实施例还提供了一种存储介质。可选地，在本实施例中，上述存储介质可以被设置为存储用于执行以下步骤的程序代码：
S1，逆变器设备接收控制指令，其中，控制指令中携带有用于确定逆变器设备对所处的光伏电站系统的无功功率进行补偿的无功功率补偿量的第一参数和/或用于确定逆变器设备对所处的光伏电站系统的谐波进行补偿的谐波补偿量的第二参数；
S2，逆变器设备根据第一参数确定逆变器设备对光伏电站系统进行无功功率补偿的无功功率补偿量；和/或，根据第二参数确定逆变器设备对光伏电站系统进行谐波补偿的谐波补偿量；
S3，逆变器设备根据确定的无功功率补偿量对光伏电站系统的无功功率进行补偿；和/或，根据谐波补偿量对对光伏电站系统的谐波进行补偿。
可选地，存储介质还被设置为存储用于执行以下步骤的程序代码：
逆变器设备根据确定的无功功率补偿量对光伏电站系统的无功功率进行补偿；和/或，根据谐波补偿量对对光伏电站系统的谐波进行补偿包括：
S1，在逆变器设备处于运行状态的情况下，逆变器设备确定逆变器设备所处的预设状态，其中，预设状态为预定状态机中的状态；
S2，逆变器设备根据确定的无功功率补偿量，以及预设状态，对光伏电站系统的无功功率进行补偿；和/或，根据确定的谐波补偿量，以及预设状态，对光伏电站系统的谐波进行补偿。
可选地，存储介质还被设置为存储用于执行以下步骤的程序代码：
预定状态机包括：第一状态、第一切换状态、第二状态、第二切换状态；
其中，第一状态为逆变器设备输出的直流输出功率大于零，有功功率输出为预设值，无功功率补偿量为确定的无功功率补偿量和/或谐波补偿量为确定的谐波补偿量的状态；第一切换状态为第一状态向第二状态切换的过渡状态；第二状态为逆变器设备的直流输出功率和有功功率输出为零，无功功率补偿量为确定的无功功率补偿量和/或谐波补偿量为确定的谐波补偿量的状态；第二切换状态为第二状态向第一状态切换的过渡状态；第一状态、第一切换状态、第二状态和第二切换状态以24小时为周期循环切换。
可选地，存储介质还被设置为存储用于执行以下步骤的程序代码：
预定状态机的工作流程包括：
S1，在预设状态为第一状态的情况下，逆变器设备判断逆变器设备是否满足第一切换条件，其中，第一切换条件为用于标识逆变器设备的直流输出的直流参数小于第一预设阈值，以及直流参数的持续时长大于或等于第一时间阈值，或者，用于标识逆变器设备的直流输出的直流参数小于第一预设阈值，直流参数的持续时长大于或等于第一时间阈值，以及逆变器设备的同步时间位于第一预设阈值范围以内，直流参数为以下至少之一：直流输入功率、直流输入电压、直流输入电流；在判断结果为逆变器满足第一切换条件的情况下，逆变器将逆变器的工作状态由第一状态切换到第一切换状态；
S2，在预设状态为第一切换状态的情况下，逆变器设备关闭逆变器设备的直流输入最大功率跟踪功能，根据逆变器设备的开路电压调整逆变器设备的直流输入电压，断开逆变器设备的直流接触器，根据第一母线稳压值，稳压逆变器设备的母线电压；在母线电压稳压在第一母线电压的持续时间大于或等于第一切换时间阈值时，逆变器设备将第一切换状态切换到第二状态；
S3，在预设状态为第二状态的情况下，逆变器设备判断逆变器是否满足第二切换条件，其中，第二切换条件为用于标识逆变器设备的直流输出的直流参数大于或者等于第二预设阈值，以及直流参数的持续时长大于或者等于第二时间阈值，或者，用于标识逆变器设备的直流输出的直流参数大于或者等于第一预设阈值，直流参数的持续时长大于或者等于第二时间阈值，以及逆变器设备的同步时间位于第二预设阈值范围以内，直流参数为以下至少之一：直流输入功率、直流输入电压、直流输入电流；在判断结果为逆变器满足第二切换条件的情况下，逆变器设备将逆变器的工作状态由第二状态切换到第二切换状态；
S4，在预设状态为第二切换状态的情况下，逆变器设备将逆变器设备的母线电压跟踪逆变器设备的直流输入电压值，吸合逆变器设备的直流接触器，启动逆变器设备的直流输入最大功率跟踪功能，将第二切换状态切换到第一状态。
可选地，存储介质还被设置为存储用于执行以下步骤的程序代码：
逆变器设备接收控制指令包括：
采用Modbus传输控制协议/网络协议TCP/IP通讯协议或电力载波PLC与光伏电站系统的电站控制器通信，接收电站控制器发送的控制指令。
可选地，在本实施例中，上述存储介质可以包括但不限于：U盘、只读存储器(ROM，Read-Only Memory)、随机存取存储器(RAM，Random Access Memory)、移动硬盘、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。
可选地，在本实施例中，处理器根据存储介质中已存储的程序代码执行：逆变器设备接收控制指令，其中，控制指令中携带有用于确定逆变器设备对所处的光伏电站系统的无功功率进行补偿的无功功率补偿量的第一参数和/或用于确定逆变器设备对所处的光伏电站系统的谐波进行补偿的谐波补偿量的第二参数；逆变器设备根据第一参数确定逆变器设备对光伏电站系统进行无功功率补偿的无功功率补偿量；和/或，根据第二参数确定逆变器设备对光伏电站系统进行谐波补偿的谐波补偿量；逆变器设备根据确定的无功功率补偿量对光伏电站系统的无功功率进行补偿；和/或，根据谐波补偿量对对光伏电站系统的谐波进行补偿。
可选地，在本实施例中，处理器根据存储介质中已存储的程序代码执行：逆变器设备根据确定的无功功率补偿量对光伏电站系统的无功功率进行补偿；和/或，根据谐波补偿量对对光伏电站系统的谐波进行补偿包括：在逆变器设备处于运行状态的情况下，逆变器设备确定逆变器设备所处的预设状态，其中，预设状态为预定状态机中的状态；逆变器设备根据确定的无功功率补偿量，以及预设状态，对光伏电站系统的无功功率进行补偿；和/或，根据确定的谐波补偿量，以及预设状态，对光伏电站系统的谐波进行补偿。
可选地，在本实施例中，处理器根据存储介质中已存储的程序代码执行：预定状态机包括：第一状态、第一切换状态、第二状态、第二切换状态；其中，第一状态为逆变器设备输出的直流输出功率大于零，有功功率输出为预设值，无功功率补偿量为确定的无功功率补偿量和/或谐波补偿量为确定的谐波补偿量的状态；第一切换状态为第一状态向第二状态切换的过渡状态；第二状态为逆变器设备的直流输出功率和有功功率输出为零，无功功率补偿量为确定的无功功率补偿量和/或谐波补偿量为确定的谐波补偿量的状态；第二切换状态为第二状态向第一状态切换的过渡状态；第一状态、第一切换状态、第二状态和第二切换状态以24小时为周期循环切换。
可选地，在本实施例中，处理器根据存储介质中已存储的程序代码执行：预定状态机的工作流程包括：在预设状态为第一状态的情况下，逆变器设备判断逆变器设备是否满足第一切换条件，其中，第一切换条件为用于标识逆变器设备的直流输出的直流参数小于第一预设阈值，以及直流参数的持续时长大于或等于第一时间阈值，或者，用于标识逆变器设备的直流输出的直流参数小于第一预设阈值，直流参数的持续时长大于或等于第一时间阈值，以及逆变器设备的同步时间位于第一预设阈值范围以内，直流参数为以下至少之一：直流输入功率、直流输入电压、直流输入电流；在判断结果为逆变器满足第一切换条件的情况下，逆变器将逆变器的工作状态由第一状态切换到第一切换状态；在预设状态为第一切换状态的情况下，逆变器设备关闭逆变器设备的直流输入最大功率跟踪功能，根据逆变器设备的开路电压调整逆变器设备的直流输入电压，断开逆变器设备的直流接触器，根据第一母线稳压值，稳压逆变器设备的母线电压；在母线电压稳压在第一母线电压的持续时间大于或等于第一切换时间阈值时，逆变器设备将第一切换状态切换到第二状态；在预设状态为第二状态的情况下，逆变器设备判断逆变器是否满足第二切换条件，其中，第二切换条件为用于标识逆变器设备的直流输出的直流参数大于或者等于第二预设阈值，以及直流参数的持续时长大于或者等于第二时间阈值，或者，用于标识逆变器设备的直流输出的直流参数大于或者等于第一预设阈值，直流参数的持续时长大于或者等于第二时间阈值，以及逆变器设备的同步时间位于第二预设阈值范围以内，直流参数为以下至少之一：直流输入功率、直流输入电压、直流输入电流；在判断结果为逆变器满足第二切换条件的情况下，逆变器设备将逆变器的工作状态由第二状态切换到第二切换状态；在预设状态为第二切换状态的情况下，逆变器设备将逆变器设备的母线电压跟踪逆变器设备的直流输入电压值，吸合逆变器设备的直流接触器，启动逆变器设备的直流输入最大功率跟踪功能，将第二切换状态切换到第一状态。
可选地，在本实施例中，处理器根据存储介质中已存储的程序代码执行：逆变器设备接收控制指令包括：采用Modbus传输控制协议/网络协议TCP/IP通讯协议或电力载波PLC与光伏电站系统的电站控制器通信，接收电站控制器发送的控制指令。
可选地，本实施例中的具体示例可以参考上述实施例及可选实施方式中所描述的示例，本实施例在此不再赘述。
实施例8
本发明的实施例还提供了一种存储介质。可选地，在本实施例中，上述存储介质可以被设置为存储用于执行以下步骤的程序代码：
S1，获取光伏电站系统中的待补偿点的状态信息；
S2，根据获取的状态信息，以及预设分配规则，分别确定为各逆变器设备分配的用于逆变器设备对待补偿点的无功功率进行补偿的无功补偿分量和/或用于逆变器设备对待补偿点的谐波进行补偿的谐波补偿分量；
S3，将确定的无功补偿分量和/或谐波补偿分量，发送给对应的逆变器设备。
可选地，存储介质还被设置为存储用于执行以下步骤的程序代码：
根据获取的状态信息，以及预设分配规则，分别确定为各逆变器设备分配的用于逆变器设备对待补偿点的无功功率进行补偿的无功补偿分量和/或用于逆变器设备对待补偿点的谐波进行补偿的谐波补偿分量包括：
S1，根据各逆变器设备的第一剩余容量，以及光伏电站系统中的全部逆变器设备的第二剩余容量，分别确定各逆变器设备的分配系数，其中，第一剩余容量为逆变器设备的额定功率与输出有功功率以及已补偿的无功功率的平方差的均方根值，第二剩余容量为全部逆变器设备的第一剩余容量的和；
S2，根据确定的分配系数，以及待补偿点的无功待补偿总量，分别确定为各逆变器设备分配的无功补偿分量；和/或，根据确定的分配系数，以及待补偿点的谐波待补偿总量，分别确定为各逆变器设备分配的谐波补偿分量。
可选地，存储介质还被设置为存储用于执行以下步骤的程序代码：
在将确定的无功补偿分量和/或谐波补偿分量，发送给对应的逆变器设备的过程中，还包括：
将用于光伏电站系统的电站控制器与各逆变器设备进行时间同步的同步时间，发送给对应的逆变器设备。
可选地，在本实施例中，上述存储介质可以包括但不限于：U盘、只读存储器(ROM，Read-Only Memory)、随机存取存储器(RAM，Random Access Memory)、移动硬盘、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。
可选地，在本实施例中，处理器根据存储介质中已存储的程序代码执行：获取光伏电站系统中的待补偿点的状态信息；根据获取的状态信息，以及预设分配规则，分别确定为各逆变器设备分配的用于逆变器设备对待补偿点的无功功率进行补偿的无功补偿分量和/或用于逆变器设备对待补偿点的谐波进行补偿的谐波补偿分量；将确定的无功补偿分量和/或谐波补偿分量，发送给对应的逆变器设备。
可选地，在本实施例中，处理器根据存储介质中已存储的程序代码执行：根据获取的状态信息，以及预设分配规则，分别确定为各逆变器设备分配的用于逆变器设备对待补偿点的无功功率进行补偿的无功补偿分量和/或用于逆变器设备对待补偿点的谐波进行补偿的谐波补偿分量包括：根据各逆变器设备的第一剩余容量，以及光伏电站系统中的全部逆变器设备的第二剩余容量，分别确定各逆变器设备的分配系数，其中，第一剩余容量为逆变器设备的额定功率与输出有功功率以及已补偿的无功功率的平方差的均方根值，第二剩余容量为全部逆变器设备的第一剩余容量的和；根据确定的分配系数，以及待补偿点的无功待补偿总量，分别确定为各逆变器设备分配的无功补偿分量；和/或，根据确定的分配系数，以及待补偿点的谐波待补偿总量，分别确定为各逆变器设备分配的谐波补偿分量。
可选地，在本实施例中，处理器根据存储介质中已存储的程序代码执行：在将确定的无功补偿分量和/或谐波补偿分量，发送给对应的逆变器设备的过程中，还包括：将用于光伏电站系统的电站控制器与各逆变器设备进行时间同步的同步时间，发送给对应的逆变器设备。
可选地，本实施例中的具体示例可以参考上述实施例及可选实施方式中所描述的示例，本实施例在此不再赘述。
显然，本领域的技术人员应该明白，上述的本发明的各模块或各步骤可以用通用的计算装置来实现，它们可以集中在单个的计算装置上，或者分布在多个计算装置所组成的网络上，可选地，它们可以用计算装置可执行的程序代码来实现，从而，可以将它们存储在存储装置中由计算装置来执行，并且在某些情况下，可以以不同于此处的顺序执行所示出或描述的步骤，或者将它们分别制作成各个集成电路模块，或者将它们中的多个模块或步骤制作成单个集成电路模块来实现。这样，本发明不限制于任何特定的硬件和软件结合。
以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (16)

1.一种功率控制方法，其特征在于，包括：
逆变器设备接收控制指令，其中，所述控制指令中携带有用于确定所述逆变器设备对所处的光伏电站系统的无功功率进行补偿的无功功率补偿量的第一参数和/或用于确定所述逆变器设备对所处的光伏电站系统的谐波进行补偿的谐波补偿量的第二参数；
所述逆变器设备根据所述第一参数确定所述逆变器设备对所述光伏电站系统进行无功功率补偿的无功功率补偿量；和/或，根据所述第二参数确定所述逆变器设备对所述光伏电站系统进行谐波补偿的谐波补偿量；
所述逆变器设备根据确定的所述无功功率补偿量对所述光伏电站系统的无功功率进行补偿；和/或，根据所述谐波补偿量对对所述光伏电站系统的谐波进行补偿。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述逆变器设备根据确定的所述无功功率补偿量对所述光伏电站系统的所述无功功率进行补偿；和/或，根据所述谐波补偿量对对所述光伏电站系统的所述谐波进行补偿包括：
在所述逆变器设备处于运行状态的情况下，所述逆变器设备确定所述逆变器设备所处的预设状态，其中，所述预设状态为预定状态机中的状态；
所述逆变器设备根据确定的所述无功功率补偿量，以及所述预设状态，对所述光伏电站系统的所述无功功率进行补偿；和/或，根据确定的所述谐波补偿量，以及所述预设状态，对所述光伏电站系统的所述谐波进行补偿。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述预定状态机包括：第一状态、第一切换状态、第二状态、第二切换状态；
其中，所述第一状态为所述逆变器设备输出的直流输出功率大于零，有功功率输出为预设值，无功功率补偿量为确定的所述无功功率补偿量和/或谐波补偿量为确定的所述谐波补偿量的状态；所述第一切换状态为所述第一状态向所述第二状态切换的过渡状态；所述第二状态为所述逆变器设备的直流输出功率和有功功率输出为零，无功功率补偿量为确定的所述无功功率补偿量和/或谐波补偿量为确定的所述谐波补偿量的状态；所述第二切换状态为所述第二状态向所述第一状态切换的过渡状态；所述第一状态、所述第一切换状态、所述第二状态和所述第二切换状态以24小时为周期循环切换。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述预定状态机的工作流程包括：
在所述预设状态为第一状态的情况下，所述逆变器设备判断所述逆变器设备是否满足第一切换条件，其中，所述第一切换条件为用于标识所述逆变器设备的直流输出的直流参数小于第一预设阈值，以及所述直流参数的持续时长大于或等于第一时间阈值，或者，用于标识所述逆变器设备的直流输出的直流参数小于第一预设阈值，所述直流参数的持续时长大于或等于第一时间阈值，以及所述逆变器设备的同步时间位于第一预设阈值范围以内，所述直流参数为以下至少之一：直流输入功率、直流输入电压、直流输入电流；在判断结果为所述逆变器满足所述第一切换条件的情况下，所述逆变器将所述逆变器的工作状态由所述第一状态切换到第一切换状态；
在所述预设状态为第一切换状态的情况下，所述逆变器设备关闭所述逆变器设备的直流输入最大功率跟踪功能，根据所述逆变器设备的开路电压调整所述逆变器设备的直流输入电压，断开所述逆变器设备的直流接触器，根据第一母线稳压值，稳压所述逆变器设备的母线电压；在所述母线电压稳压在第一母线电压的持续时间大于或等于第一切换时间阈值时，所述逆变器设备将所述第一切换状态切换到所述第二状态；
在所述预设状态为第二状态的情况下，所述逆变器设备判断所述逆变器是否满足第二切换条件，其中，所述第二切换条件为用于标识所述逆变器设备的直流输出的直流参数大于或者等于第二预设阈值，以及所述直流参数的持续时长大于或者等于第二时间阈值，或者，用于标识所述逆变器设备的直流输出的直流参数大于或者等于第一预设阈值，所述直流参数的持续时长大于或者等于第二时间阈值，以及所述逆变器设备的同步时间位于第二预设阈值范围以内，所述直流参数为以下至少之一：直流输入功率、直流输入电压、直流输入电流；在判断结果为所述逆变器满足所述第二切换条件的情况下，所述逆变器设备将所述逆变器的工作状态由所述第二状态切换到第二切换状态；
在所述预设状态为第二切换状态的情况下，所述逆变器设备将所述逆变器设备的母线电压跟踪所述逆变器设备的直流输入电压值，吸合所述逆变器设备的直流接触器，启动所述逆变器设备的直流输入最大功率跟踪功能，将所述第二切换状态切换到所述第一状态。
5.根据权利要求1至4中任一项所述的方法，其特征在于，所述逆变器设备接收所述控制指令包括：
采用Modbus传输控制协议/网络协议TCP/IP通讯协议或电力载波PLC与所述光伏电站系统的电站控制器通信，接收所述电站控制器发送的所述控制指令。
6.一种功率控制方法，其特征在于，包括：
获取光伏电站系统中的待补偿点的状态信息；
根据获取的所述状态信息，以及预设分配规则，分别确定为各逆变器设备分配的用于所述逆变器设备对所述待补偿点的无功功率进行补偿的无功补偿分量和/或用于所述逆变器设备对所述待补偿点的谐波进行补偿的谐波补偿分量；
将确定的所述无功补偿分量和/或所述谐波补偿分量，发送给对应的逆变器设备。
7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，根据获取的所述状态信息，以及所述预设分配规则，分别确定为各所述逆变器设备分配的用于所述逆变器设备对所述待补偿点的所述无功功率进行补偿的所述无功补偿分量和/或用于所述逆变器设备对所述待补偿点的所述谐波进行补偿的所述谐波补偿分量包括：
根据各所述逆变器设备的第一剩余容量，以及所述光伏电站系统中的全部逆变器设备的第二剩余容量，分别确定各所述逆变器设备的分配系数，其中，所述第一剩余容量为所述逆变器设备的额定功率与输出有功功率以及已补偿的无功功率的平方差的均方根值，所述第二剩余容量为全部所述逆变器设备的所述第一剩余容量的和；
根据确定的所述分配系数，以及所述待补偿点的无功待补偿总量，分别确定为各所述逆变器设备分配的所述无功补偿分量；和/或，根据确定的所述分配系数，以及所述待补偿点的谐波待补偿总量，分别确定为各所述逆变器设备分配的所述谐波补偿分量。
8.根据权利要求6或7所述的方法，其特征在于，在将确定的所述无功补偿分量和/或所述谐波补偿分量，发送给对应的所述逆变器设备的过程中，还包括：
将用于所述光伏电站系统的电站控制器与各所述逆变器设备进行时间同步的同步时间，发送给对应的所述逆变器设备。
9.一种功率控制装置，其特征在于，包括：
接收模块，用于逆变器设备接收控制指令，其中，所述控制指令中携带有用于确定所述逆变器设备对所处的光伏电站系统的无功功率进行补偿的无功功率补偿量的第一参数和/或用于确定所述逆变器设备对所处的光伏电站系统的谐波进行补偿的谐波补偿量的第二参数；
第一确定模块，用于所述逆变器设备根据所述第一参数确定所述逆变器设备对所述光伏电站系统进行无功功率补偿的无功功率补偿量；和/或，根据所述第二参数确定所述逆变器设备对所述光伏电站系统进行谐波补偿的谐波补偿量；
补偿模块，用于所述逆变器设备根据确定的所述无功功率补偿量对所述光伏电站系统的无功功率进行补偿；和/或，根据所述谐波补偿量对所述光伏电站系统的谐波进行补偿。
10.根据权利要求9所述的装置，其特征在于，所述补偿模块包括：
第一确定单元，用于在所述逆变器设备处于运行状态的情况下，所述逆变器设备确定所述逆变器设备所处的预设状态，其中，所述预设状态为预定状态机中的状态；
补偿单元，用于所述逆变器设备根据确定的所述无功功率补偿量，以及所述预设状态，对所述光伏电站系统的所述无功功率进行补偿；和/或，根据确定的所述谐波补偿量，以及所述预设状态，对所述光伏电站系统的所述谐波进行补偿。
11.根据权利要求9或10所述的装置，其特征在于，所述接收模块包括：
接收单元，用于采用Modbus传输控制协议/网络协议TCP/IP通讯协议或电力载波PLC与所述光伏电站系统的电站控制器通信，接收所述电站控制器发送的所述控制指令。
12.一种逆变器设备，其特征在于，包括权利要求9至11中任一项所述的装置。
13.一种功率控制装置，其特征在于，包括：
获取模块，用于获取光伏电站系统中的待补偿点的状态信息；
第二确定模块，用于根据获取的所述状态信息，以及预设分配规则，分别确定为各逆变器设备分配的用于所述逆变器设备对所述待补偿点的无功功率进行补偿的无功补偿分量和/或用于所述逆变器设备对所述待补偿点的谐波进行补偿的谐波补偿分量；
发送模块，用于将确定的所述无功补偿分量和/或所述谐波补偿分量，发送给对应的逆变器设备。
14.根据权利要求13所述的装置，其特征在于，所述第二确定模块包括：
第二确定单元，用于根据各所述逆变器设备的第一剩余容量，以及所述光伏电站系统中的全部逆变器设备的第二剩余容量，分别确定各所述逆变器设备的分配系数，其中，所述第一剩余容量为所述逆变器设备的额定功率与输出有功功率以及已补偿的无功功率的平方差的均方根值，所述第二剩余容量为全部所述逆变器设备的所述第一剩余容量的和；
第三确定单元，用于根据确定的所述分配系数，以及所述待补偿点的无功待补偿总量，分别确定为各所述逆变器设备分配的所述无功补偿分量；和/或，根据确定的所述分配系数，以及所述待补偿点的谐波待补偿总量，分别确定为各所述逆变器设备分配的所述谐波补偿分量。
15.根据权利要求13或14所述的装置，其特征在于，所述发送模块还用于将所述光伏电站系统的电站控制器与各所述逆变器设备进行时间同步的同步时间，发送给对应的所述逆变器设备。
16.一种电站控制器，其特征在于，包括权利要求13至15中任一项所述的装置。
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