CN109586343A - 基于虚拟同步发电机控制的光伏-储能发电系统及方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种基于虚拟同步发电机控制策略的光伏‑储能联合运行的发电系统及其控制方法，其技术特点在于：包括光伏‑储能发电系统、测量元件、三相负载和交流电网；所述光伏‑储能发电系统包括光伏阵列、储能电池、光伏直流变换器、光伏逆变器和储能逆变器；所述光伏逆变器和储能逆变器的输出端连在电网交流母线上。本发明中，储能逆变器采用虚拟同步发电机控制策略，通过调节储能装置模拟同步机带惯性和阻尼的运行特性，使得光伏和储能装置的整体外特性近似传统同步机的运行特性。本发明面对光伏出力波动和负荷波动，可以调节自身输出功率，平抑光伏系统的频率与电压波动，有效提高光伏电站并网的动态性能。
Description
技术领域
本发明属于新能源发电技术领域，涉及光伏-储能发电系统，尤其是一种基于虚拟同步发电机控制的光伏-储能发电系统及方法。
背景技术
光伏电源的出力受天气、环境影响具有一定的有限性和随机性，导致其特性区别于传统能源，光伏并网逆变器接至交流母线会导致频率变化过快，频率波动失控，从而降低电能质量，为工农业的生产带来了不确定性和危险。随着光伏发电渗透率的逐渐提高，对电网的威胁将会逐渐显现。再者，分布式光伏电源很少具备即插即用与自主协同运行的能力，难以满足电力系统运行管理的要求，这都给电网的安全稳定运行带来了严峻挑战。在国家“大力推广具有即插即用、友好并网特点的并网设备，满足新能源、分布式电源广泛接入要求”的大背景下，如何通过对关键变换设备、控制策略的革新，保证高比例、大规模分布式光伏电源友好接入已成为亟待解决的重大问题。
在传统的电网运行中，源侧和负载侧有功功率的不平衡导致同步机转子转速变化，同步机转子由于其固有的惯性，改变转速补偿系统的功率缺额，以平缓频率波动。由此看来，同步发电机依靠其充足的旋转备用容量和转动惯量，能够为配电网提供必要的电压和频率支撑，表现出对电网友好接入的优良特性。如果按照常规电网的运行方式，使得电力电子并网逆变器具有同步发电机的外特性，则可以实现分布式新能源的友好接入，提高电力系统稳定性，优化电能质量，并能方便地将一些传统电网的运行控制策略移植到含分布式电源的微电网中。借鉴同步发电机的机械方程和电磁方程来控制并网逆变器，使得并网逆变器在机理上和外特性上均能与同步发电机相媲美，该类控制策略称为虚拟同步发电机(virtual synchronous generator，VSG)技术，有望在未来主动配电网和微电网中发挥重要作用。
现有的光伏-储能发电系统的拓扑结构，如图1、图2所示。图1所示的传统光伏-储能发电系统中光伏和储能结构相对独立，采用两套逆变器单元，交流侧同步并网。其中，各逆变器采用传统控制如V/f控制或者恒功率控制，缺乏阻尼和惯性分量，面对突发情况时难以提供必要的电压和频率支撑。图2所示的光伏-储能发电系统中，光伏-储能输出连在同一直流母线上，再经单一虚拟同步逆变器并网。虽然在逆变器上同样采用VSG控制策略，但是光伏和储能同时连接在直流母线上，一旦直流区域发生故障，将严重影响光伏出力，降低了系统可靠性；再者，不利于新的电源加入进行扩展，可扩展性较差。
发明内容
本发明的目的在于克服现有技术的不足，提出一种设计合理、维持频率稳定的能力强且抗频率干扰能力强的基于虚拟同步发电机控制的光伏-储能发电系统及方法。
本发明解决其现实问题是采取以下技术方案实现的：
一种基于虚拟同步发电机控制的光伏-储能发电系统，包括光伏-储能发电系统、测量元件、三相负载和交流电网；所述光伏-储能发电系统包括光伏阵列、储能电池、DC/DC变换器、光伏逆变器和虚拟同步逆变器；所述光伏阵列与DC/DC变换器相连接，光伏阵列产生直流电流和电压，经过DC/DC变换器进行变换调压；所述DC/DC变换器与三相光伏逆变器相连接，用于将直流电变换成为交流电；所述储能电池与虚拟同步逆变器相连接，用于将储能电池输出的直流电经过虚拟同步逆变器变换成为交流电；所述光伏-储能联合发电系统与测量元件相连接，用于测得并网位置交流母线上的三相电压和三相电流uabc、iabc，以及有功功率P、无功功率Q和电角度θ1，输出至虚拟同步发电机控制回路用于逆变器控制；所述光伏-储能联合发电系统出口交流母线与三相等效交流负载相连接并为其供电；该伏-储能联合发电系统还与公共交流大电网相连接，用于进行电压、电流及功率上的交互。
一种基于虚拟同步发电机控制的光伏-储能发电系统的控制方法，包括以下步骤：
步骤1、收集光伏和储能的容量和分布等信息，建立包括光伏和储能系统两部分的联合发电系统整体拓扑；
步骤2、针对储能逆变器的应用场景，构建虚拟同步发电机的数学模型；
步骤3、将步骤2的虚拟同步机控制策略应用到储能逆变器中，建立储能逆变器的虚拟同步机控制结构；
步骤4、借鉴较为成熟的光伏电池实用化数学模型，采用MPPT算法建立光伏发电系统的控制模型；
步骤5、建立基于虚拟同步发电机控制策略的光伏-储能发联合电系统。
而且，所述步骤2的虚拟同步发电机的数学模型包括定子电气方程和转子运动方程，该定子电气方程如下所示：
式中，uabc为定子端电压；iabc为定子端电流；Rs为定子电枢电阻；Ls为同步电抗对应的电感；eabc是根据同步发电机定子与转子间的电气与磁链关系推导得到的感应电动势，如下所示：
式中，Mf为互感系数；if为励磁电流；θ为转子角度；
其中，转子运动方程如下所示：
式中，Tm和Te分别是机械转矩和电磁转矩；ω和ωref分别为实际电角速度与额定电角速度；θ1为电角度；D为阻尼系数；J为转子转动惯量。
而且，所述步骤3的建立储能逆变器的虚拟同步机控制结构的方法是：根据定子电气方程，转子运动方程以及定转子之间的电气和磁链关系得到，包括虚拟调速器和虚拟励磁器；虚拟调速器模型即为转子运动方程；虚拟励磁器模型是基于电压-无功功率下垂控制的，如下式所示：
Qref-Q＝Dq(udref-ud)
式中，Qref和Q分别是无功参考值和无功实际测量值；ud和udref分别是逆变器出口三相测量电压经过Park变换得到的d轴分量及其参考值；Dq为下垂系数。
而且，所述步骤4的光伏发电系统的控制模型为：
其中，
式中，I和V分别是光伏电池单体的输出电流和端口电压；Isc和Uoc分别是短路电流和开路电压；Imp和Vmp分别是最大功率时对应的电流和电压；C1，C2为相关的计算系数。
而且，所述步骤5的具体方法为：如果光伏可用最大功率过剩，则光伏过剩功率应馈送至储能装置或者适当弃光；如果光伏最大可用功率不足，即负载或调度的功率需求大于光伏电源可用最大功率，光伏阵列继续以最大功率方式运行，功率缺额由储能电池承担，构成光储联合运行系统。
本发明的优点和有益效果：
1、本发明中的储能逆变器采用虚拟同步发电机控制策略，通过调节储能装置实现同步机带惯性和阻尼的运行特性，使得光伏和储能装置的整体外特性实现虚拟同步机的运行特性。面对光伏出力波动和负荷波动，采用VSG控制策略的光伏-储能发电系统可以调节自身输出功率，能够平抑光伏系统的频率与电压波动，有效提高光伏电站并网的动态性能。
2、本发明相较于图1所示传统拓扑和控制策略，对储能逆变器采用VSG控制，不仅可以优化分布式电源的即插即用能力，而且可以有效缓解系统缺乏阻尼、惯性的问题。且由图7所示，相比采用传统恒功率或恒V/f控制，当光伏出力波动时，系统具有更强的维持频率稳定的能力。
3、本发明所用VSG控制中惯量和阻尼系数可以灵活调节，以适应不同的运行工况。由图8、图9，当光伏出力波动时，增大转动惯量和阻尼系数能有效抑制光伏逆变器出口处的频率波动，从而增强光伏-储能发电系统的抗频率干扰能力。
4、本发明相较于图2中拓扑结构和对应控制策略，具有更好的分布式电源可拓展性，更贴近于当前可再生能源广泛接入的形势；只用一台VSG控制的储能逆变器即可实现交流母线上的电压和频率支撑，解除了直流侧储能-光伏间的耦合关系。
附图说明
图1为本发明的传统光伏储能并网系统框图；
图2为本发明的传统光伏储能虚拟同步机并网系统框图；
图3为本发明的光伏储能虚拟同步机并网系统框图；
图4为本发明的基于虚拟同步发电机控制的光伏-储能发电系统的实现方法流程图；
图5为本发明的VSG控制模型框图；
图6为本发明的光伏-储能联合发电系统运行模式示意图；
图7为本发明的对储能逆变器分别采用虚拟同步机VSG控制策略与传统恒V/f控制策略的两种控制策略下频率对比图；
图8为本发明的不同惯性参数下光伏功率变化时的频率波形图；
图9为本发明的不同阻尼系数下光伏功率变化时的频率波形图。
具体实施方式
以下结合附图对本发明实施例作进一步详述：
一种基于虚拟同步发电机控制的光伏-储能发电系统，如图3所示，包括光伏-储能发电系统(8)、测量元件(9)、三相负载(6)和交流电网(7)；
所述光伏-储能发电系统(8)包括光伏阵列(1)、储能电池(4)、DC/DC变换器(2)、光伏逆变器(3)和虚拟同步逆变器(5)；
所述光伏阵列(1)与DC/DC变换器(2)相连接，光伏阵列(1)产生直流电流和250V电压，经过DC/DC变换器(2)，抬升电压至直流750V；
所述DC/DC变换器(2)与三相光伏逆变器(3)相连接，再经过三相光伏逆变器(3)，采用恒定功率控制策略，将直流电变换成为交流电380V；
所述储能电池(4)与虚拟同步逆变器(5)相连接，将储能电池(4)输出的直流电，经过虚拟同步逆变器(5)变换成为交流电，电压等级为380V；
所述光伏-储能联合发电系统(8)与测量元件(9)相连接，用于测得并网位置交流母线上的三相电压和三相电流uabc、iabc，以及有功功率P、无功功率Q和电角度θ1，传递给VSG控制回路用于逆变器控制；
所述光伏-储能联合发电系统(8)出口交流母线与三相等效交流负载(6)相连接，并为其供电；
该伏-储能联合发电系统(8)还与公共交流大电网(7)相连接，进行电压、电流及功率上的交互，并获取一定的电压和频率支撑。
本发明的工作原理是：
光伏阵列(1)采集光能，经DC/DC变换器(2)的DC/DC变换调压后，作为三相光伏逆变器(3)直流侧电压；储能电池(4)用于调节功率平衡，其输出电压作为虚拟同步逆变器(5)直流侧电压；三相光伏逆变器(3)、虚拟同步逆变器(5)接受相应控制逆变得到交流信号，经测量元件(9)采集后与公共交流大电网(7)相连并为三相等效交流负载(6)提供电能。
相对图1，图3在储能逆变器控制中加入了虚拟同步机控制策略，提升了该系统抗电压跌落、频率波动的能力；相对于图2，图3将不可控分布式电源光伏、可控分布式电源储能从直流侧解耦，提高了系统可靠性和分布式电源的易拓展性。
一种基于虚拟同步发电机控制的光伏-储能发电系统的控制方法，如图4所示，包括以下步骤：
步骤1、收集光伏和储能的容量和分布等信息，建立包括光伏和储能系统两部分的联合发电系统整体拓扑；
在本实施例中，所述建立的光伏-储能发电系统模型如图3所示，该技术方案对于光伏发电单元仍保持DC/DC变器(2)和光伏逆变器(3)两级式设计，储能单元通过独立的逆变器输出功率，其中储能逆变器(5)采用VSG控制策略。当光伏逆变器(3)面临负荷功率需求越限时，在储能逆变器(5)强有力的电压和频率支撑下，可以维持其原有的工作模式；该方案依靠虚拟同步发电机的旋转备用容量和阻尼，在光伏出力发生变动时，提高了光伏发电系统的稳定运行能力。该方案易于扩展，并联的光伏逆变器(3)只需维持原控制策略，虚拟同步控制策略由储能逆变器(5)实现，即可令光伏系统整体输出端口呈现虚拟同步机特性。
步骤2、针对储能逆变器的应用场景，构建其控制策略，即虚拟同步发电机的数学模型；
在本实施例中，所述储能逆变器(5)采用虚拟同步发电机控制策略，需要先对虚拟同步机建模。这里采用简单明了的同步发电机二阶模型，主要包括定子电气方程和转子运动方程，定子电气方程如式(1)所示：
式中，uabc为定子端电压；iabc为定子端电流；Rs为定子电枢电阻；Ls为同步电抗对应的电感；eabc是根据同步发电机定子与转子间的电气与磁链关系推导得到的感应电动势，如式(2)所示：
式中，Mf为互感系数；if为励磁电流；θ为转子角度；
转子运动方程如式(3)所示：
式中，Tm和Te分别是机械转矩和电磁转矩；ω和ωref分别为实际电角速度与额定电角速度；θ1为电角度；D为阻尼系数；J为转子转动惯量。
将式(3)对应的控制策略加入到电力电子逆变器中，可以模拟同步发电机的转动惯量和阻尼，在电网频率波动时能对其提供一定的有功支持，实现一次调频。
当电网频率升高，虚拟发电机转子的一部分动能转变成电能，转速变慢，频率下降；当电网频率下降，一部分电能转化成虚拟发电机转子的动能，转速加快，频率恢复。以上特性与同步机特性一致，即虚拟调速功能。
步骤3、将步骤2的虚拟同步机控制策略应用到储能逆变器中，建立储能逆变器的虚拟同步机控制结构；
在本实施例中，所述步骤3的建立储能逆变器的虚拟同步机控制结构是根据定子电气方程，转子运动方程以及定转子之间的电气和磁链关系得到，如图5所示，包括虚拟调速器和虚拟励磁器；虚拟调速器模型即为转子运动方程，如式(3)；虚拟励磁器模型是基于电压-无功功率下垂控制的，如式(4)所示：
Qref-Q＝Dq(udref-ud)(4)
式中，Qref和Q分别是无功参考值和无功实际测量值；ud和udref分别是逆变器出口三相测量电压经过Park变换得到的d轴分量及其参考值；Dq为下垂系数；
图5为VSG控制模型框图，以交流母线上的三相电压和三相电流uabc、iabc，以及有功功率P、无功功率Q和电角度θ1为控制输入，结合上层控制器下达的有功和无功参考值指令Pref和Qref，分别经虚拟调速、虚拟励磁和本体模型控制环节后，生成PWM调制信号的参考幅值e和相角θ，这两个信号再经过反Park变换模块生成三相调制信号，用于逆变器开关控制。其中，VSG控制本体模型对应定子电气方程，如式(2)；虚拟调速器模型即为转子运动方程，如式(3)；虚拟励磁器模型是基于电压-无功功率下垂控制的，如式(4)；
该控制方法能够在电网电压波动时提供一定的无功支撑，具有一次调压功能。当电网电压幅值升高，由式(4)可知，虚拟同步机发出无功减少或者吸收无功；当电网电压幅值降低，虚拟同步机吸收无功减少或者发出无功。这与同步机的运行特性类似，即虚拟励磁功能。
步骤4、借鉴较为成熟的光伏电池实用化数学模型，采用MPPT算法建立光伏发电系统的控制模型；
在本实施例中，所述步骤4的光伏发电系统的控制模型，主要包括最大功率跟踪(MPPT)功能。一般地，光伏电源出力受到光照强度、温度等环境因素的影响，具有不确定性和有限性。受其影响，逆变器直流侧电压可能会发生波动，甚至影响光伏系统的出力。为此，光伏发电系统通常采用最大功率点跟踪(Maximum Power Point Tracking,MPPT)的方式以获得最大出力。这里采用较为成熟的光伏电池工程实用化数学模型，如式(5)；光伏最大功率点跟踪算法是已有成熟技术，这里不再赘述。
其中，
式中，I和V分别是光伏电池单体的输出电流和端口电压；Isc和Uoc分别是短路电流和开路电压；Imp和Vmp分别是最大功率时对应的电流和电压；C1，C2为相关的计算系数；
步骤5、建立基于虚拟同步发电机控制策略的光伏-储能发联合电系统的一般运行模式；
在本实施例中，如图6所示，如果光伏可用最大功率过剩，即光伏可用最大出力大于调度指令所需的功率或者实际的负载，在此情景下，容易出现系统频率和电压越限，则光伏过剩功率应馈送至储能装置或者适当弃光；如果光伏最大可用功率不足，即负载或调度的功率需求大于光伏电源可用最大功率，光伏阵列继续以最大功率方式运行，功率缺额由储能电池承担，构成光储联合运行系统。
图6为光伏-储能联合发电系统运行模式示意图。光伏-储能联合发电系统在并网之前，会接到上层调度中心的调度出力指令P，该指令值如果大于当前光照度下的最大出力Pm且此时储能容量高于警戒下限，则储能补充外送功率缺额进行放电操作，进入并网模式；该指令值如果小于当前光照度下的最大出力Pm且此时储能容量低于警戒下限，则储能吸收外送富余功率，进行充电操作，进入并网模式。其他情况，则反馈调度中心，无法满足当前调度指令，请求调整。
本发明着重于光伏-储能发电系统的控制策略设计，按照以上5个步骤可以完成储能逆变器、光伏变换器和整体拓扑的构建以及控制策略设计。
基于上述步骤，搭建相应仿真模型对所提发明进行验证。在保持其他参数相同的情况下，对比储能逆变器分别采用传统控制策略和VSG控制策略时仿真结果的差异。仿真中，分别设定传统控制策略与VSG控制策略下光伏最大可用功率改变的工况，来验证VSG控制策略对于抑制母线频率波动所起的作用。
(1)孤岛运行模式下，令储能逆变器分别采用恒V/f控制(如图1)和VSG控制(如图3)为方案1和2进行对比，控制两种方案参数完全一致，光伏阵列输出功率变化时负荷连接处的频率响应如图7。对储能逆变器分别采用虚拟同步机VSG控制策略与传统恒V/f控制策略，测量光伏逆变器出口处的频率变化，进行对比。由图，VSG控制策略下频率波动更小。
对比图7中波形可得，VSG控制的作用在于使得逆变器模拟同步机惯性对电网频率的支撑作用，减缓交流母线频率的变化速率，降低频率变化的幅度，从而减小发生光伏出力等系统功率变动时对电网频率的扰动。
(2)VSG控制下不同惯性参数效果。
并网条件下，维持其它参数相同，观测VSG控制策略下惯性参数J分别取0.5kg·m2和5kg·m2在第7s发生光伏出力跌落时的交流母线频率响应，结果如图8所示。由图8波形对比，惯性参数越大，母线频率的变化速率越低，频率波动的幅度也越小。
(3)VSG控制下不同阻尼系数效果。
并网条件下，维持其它参数相同，观测VSG控制策略下阻尼系数D分别取50(p.u.)和200(p.u.)在发生光伏出力跌落时的交流母线频率响应，结果如图9所示。由图9波形对比，阻尼系数越大，频率波动的速率越小且波动幅度越小，恢复至稳态频率的速度也越快，达到稳态的时间相应变短。
对比图2和3的拓扑图的复杂度和连接关系容易得到，本发明所述光伏-储能发电系统的新型拓扑具有易于分布式电源扩展、电源即插即用性强的优点。
通过上述仿真实验(1)-(3)可得：本发明所述基于虚拟同步发电机控制策略的光伏-储能发电系统的新型拓扑及其相应的控制策略，相较于传统方案，根据图7仿真结果，虚拟同步机控制策略比传统恒功率或恒V/f控制，面对光伏出力波动时，具有更强的维持频率稳定的能力。此外，图8为不同惯性参数下光伏功率变化时的频率波形图。由图3拓扑，储能逆变器采用虚拟同步机控制策略，惯性参数J分别设置为0.5kg·m2和5kg·m2。由图可知，惯性参数越大，外界干扰下频率的波动越小。图9为不同阻尼系数下光伏功率变化时的频率波形图。由图3拓扑，储能逆变器采用虚拟同步机控制策略，阻尼系数D分别设置为50和200(p.u.)。由图，阻尼系数越大，外界干扰下频率的波动越小。
由图8和图9可得，当出现相同的光伏出力变动时，惯量参数或阻尼系数越大，光伏逆变器出口处的频率波动越小，从而增强了光伏-储能联合发电系统抗外界因素对频率干扰的能力。
需要强调的是，本发明所述实施例是说明性的，而不是限定性的，因此本发明包括并不限于具体实施方式中所述实施例，凡是由本领域技术人员根据本发明的技术方案得出的其他实施方式，同样属于本发明保护的范围。
Claims (6)
1.一种基于虚拟同步发电机控制策略的光伏-储能发电系统，其特征在于：包括光伏-储能发电系统、测量元件、三相负载和交流电网；所述光伏-储能发电系统包括光伏阵列、储能电池、DC/DC变换器、光伏逆变器和虚拟同步逆变器；所述光伏阵列与DC/DC变换器相连接，光伏阵列产生直流电流和电压，经过DC/DC变换器进行变换调压；所述DC/DC变换器与三相光伏逆变器相连接，用于将直流电变换成为交流电；所述储能电池与虚拟同步逆变器相连接，用于将储能电池输出的直流电经过虚拟同步逆变器变换成为交流电；所述光伏-储能联合发电系统与测量元件相连接，用于测得并网位置交流母线上的三相电压和三相电流uabc、iabc，以及有功功率P、无功功率Q和电角度θ1，输出至虚拟同步发电机控制回路用于逆变器控制；所述光伏-储能联合发电系统出口交流母线与三相等效交流负载相连接并为其供电；该伏-储能联合发电系统还与公共交流大电网相连接，用于进行电压、电流及功率上的交互。
2.如权利要求1所述的一种基于虚拟同步发电机控制的光伏-储能发电系统的控制方法，其特征在于：包括以下步骤：
步骤1、收集光伏和储能的容量和分布等信息，建立包括光伏和储能系统两部分的联合发电系统整体拓扑；
步骤2、针对储能逆变器的应用场景，构建虚拟同步发电机的数学模型；
步骤3、将步骤2的虚拟同步机控制策略应用到储能逆变器中，建立储能逆变器的虚拟同步机控制结构；
步骤4、借鉴较为成熟的光伏电池实用化数学模型，采用MPPT算法建立光伏发电系统的控制模型；
步骤5、建立基于虚拟同步发电机控制策略的光伏-储能发联合电系统。
3.根据权利要求2所述的一种基于虚拟同步发电机控制的光伏-储能发电系统的控制方法，其特征在于：所述步骤2的虚拟同步发电机的数学模型包括定子电气方程和转子运动方程，该定子电气方程如下所示：
式中，uabc为定子端电压；iabc为定子端电流；Rs为定子电枢电阻；Ls为同步电抗对应的电感；eabc是根据同步发电机定子与转子间的电气与磁链关系推导得到的感应电动势，如下所示：
式中，Mf为互感系数；if为励磁电流；θ为转子角度；
其中，转子运动方程如下所示：
式中，Tm和Te分别是机械转矩和电磁转矩；ω和ωref分别为实际电角速度与额定电角速度；θ1为电角度；D为阻尼系数；J为转子转动惯量。
4.根据权利要求2所述的一种基于虚拟同步发电机控制的光伏-储能发电系统的控制方法，其特征在于：所述步骤3的建立储能逆变器的虚拟同步机控制结构的方法是：根据定子电气方程，转子运动方程以及定转子之间的电气和磁链关系得到，包括虚拟调速器和虚拟励磁器；虚拟调速器模型即为转子运动方程；虚拟励磁器模型是基于电压-无功功率下垂控制的，如下式所示：
Qref-Q＝Dq(udref-ud)
式中，Qref和Q分别是无功参考值和无功实际测量值；ud和udref分别是逆变器出口三相测量电压经过Park变换得到的d轴分量及其参考值；Dq为下垂系数。
5.根据权利要求2所述的一种基于虚拟同步发电机控制的光伏-储能发电系统的控制方法，其特征在于：所述步骤4的光伏发电系统的控制模型为：
其中，
式中，I和V分别是光伏电池单体的输出电流和端口电压；Isc和Uoc分别是短路电流和开路电压；Imp和Vmp分别是最大功率时对应的电流和电压；C1，C2为相关的计算系数。
6.根据权利要求2所述的一种基于虚拟同步发电机控制的光伏-储能发电系统的控制方法，其特征在于：所述步骤5的具体方法为：如果光伏可用最大功率过剩，则光伏过剩功率应馈送至储能装置或者适当弃光；如果光伏最大可用功率不足，即负载或调度的功率需求大于光伏电源可用最大功率，光伏阵列继续以最大功率方式运行，功率缺额由储能电池承担，构成光储联合运行系统。
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