CN110912197B - 一种可自动能量调度的模块化户用光储系统及控制方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种可自动能量调度的模块化户用光储系统及控制方法，包括放于电箱内的储能电池、光储一体变流器、电池管理系统、能量管理系统以及设置在所述电箱外的光伏组件、电网、用户负载和直流母线；储能电池、光伏组件、电网以及用户负载分别通过光储一体变流器连接在直流母线上；能量管理系统的输入端分别与光伏组件、所述电网、用户负载以及设置在储能电池上的电池管理系统连接，能量管理系统的输出端与光储一体变流器连接，根据所述光储系统，能够解决现有光伏发电系统存在的不稳定性、间歇性、光电效率低以及维护困难的问题。

Description

一种可自动能量调度的模块化户用光储系统及控制方法
技术领域
本发明涉及光储系统技术领域，特别是一种可自动能量调度的模块化户用光储系统及控制方法。
背景技术
能源是人类赖以生存的物质基础，化石能源的有限性和大量的开采利用导致能源短缺和环境污染的问题日益加重，太阳能作为当前最为清洁、最有利用前景的可再生能源之一，其利用受到普遍关注。
但由于受环境等多种因素的影响，光伏发电系统在某一时期的发电量会相对较高、而在某一时期的发电量却相对较低，导致光伏发电系统提供的电量不稳定，造成了用户供电出现间歇性，同时导致了多余电力的流失影响光伏发电系统的实用性；同时现有光绪系统因系统模块较多，光储系统体积大存在着维护困难，占用空间多以及模块间接线混乱的问题，因此需要设计一种可自动能量调度的模块化户用光储系统及控制方法解决上述问题。
发明内容
针对上述缺陷，本发明的目的在于提出一种可自动能量调度的模块化户用光储系统，以解决现有的光伏发电系统存在的不稳定性、间歇性、多余电量浪费以及系统维护困难的问题。
本发明的另一目的在于提出一种使用上述模块化户用光储系统的控制方法，实现储能系统能量的自动调度，实现了储能系统的无人化管理，有效提高了光储系统的工作效率，充分高效的利用光伏资源。
为达此目的，本发明采用以下技术方案：
一种可自动能量调度的模块化户用光储系统，其特征在于：包括存放于电箱内的储能电池、光储一体变流器、电池管理系统、能量管理系统以及设置在所述电箱外的光伏组件、电网、用户负载和直流母线；
所述储能电池、所述光伏组件、所述电网以及所述用户负载分别通过所述光储一体变流器连接在所述直流母线上；
所述能量管理系统的输入端分别与所述光伏组件、所述电网、所述用户负载以及设置在所述储能电池上的电池管理系统连接，所述能量管理系统的输出端与所述光储一体变流器连接；
所述储能电池为全钒液流电池，其由电堆、正储液罐、负储液罐、正极循环泵和负极循环泵组成；
所述电箱分为上、中、下三层，所述电箱的上层为控制层，所述电箱的中层为电堆层，所述电箱的下层为电解液层；
所述控制层放置有所述光储一体变流器、所述电池管理系统以及所述能量管理系统；所述电堆层的中部放置有所述电堆，所述电堆层内位于所述电堆的两侧设有留空区，所述电解液层内的左右两侧分别设置有正储液罐与负储液罐，所述正储液罐的背面设有正极循环泵，所述负储液罐的背面设有负极循环泵；
所述能量管理系统用于对系统运行数据的收集、检测和对比以及控制所述光储一体变流器的工作模式；所述电池管理系统用于采集和计算所述储能电池的运行数据、设定所述储能电池的安全参数以及对所述储能电池的故障进行报警和记录。
优选的，所述正极循环泵的一端管道与对应设置的正储液罐连接，所述正极循环泵另一端管道延伸至所述电堆层的留空区与所述电堆连接；
所述负极循环泵的一端管道与对应设置的负储液罐连接，所述负极循环泵另一端管道延伸至所述电堆层的留空区与所述电堆连接。
优选的，所述光储一体变流器包括DC/DC变换器模块、DC/DC双向变换器模块、AC/DC双向逆变器模块和DC/AC逆变器模块；
所述DC/DC变换器模块的输入端与所述光伏组件连接，所述DC/DC变换器模块的输出端连接在所述直流母线，所述DC/DC变换器模块具备MPPT功率模式；
所述DC/DC双向变换器模块的输出端连接所述电堆，所述DC/DC双向变换器模块的输入端连接所述直流母线；
所述AC/DC双向逆变器模块的交流端连接在所述电网，所述AC/DC双向逆变器模块的直流端连接在所述直流母线；
所述DC/AC逆变器模块的直流端连接所述直流母线，所述DC/AC逆变器模块的交流端连接所述用户负载。
优选的，所述能量管理系统与所述光储一体变流器和所述电池管理系统之间采用RS485连接。
优选的，所述能量管理系统包括触摸屏，所述触摸屏用于显示系统状态和提供用于发出操作指令的虚拟按键；所述系统状态包括所述光伏组件的电压和光伏功率、所述电池管理系统采集计算后的储能电池的荷电状态SOC、所述电网的输入电压和输入频率以及所述用户负载的负载功率。
优选的，所述电池管理系统设有采集模块和计算模块，所述采集模块用于采集所述储能电池充放电电流、电压和电解液温度，所述计算模块用于计算所述储能电池的荷电状态SOC、充放电容量KAH和充放电能量KWH。
优选的，所述电池管理系统包括设定模块、故障判断模块和提醒记录模块；
所述设定模块用于获取和存储电池保护参数，所述电池保护参数包括充电最大电压保护值、放电最小电压保护值、充电最大电流保护值、SOC最大保护值、SOC最小保护值、温度最大保护值和温度最小保护值；
所述故障判断模块用于判断实时电池参数是否超过所述电池保护参数设定的范围，当判断为超过时，发送信号至所述提醒记录模块；
所述提醒记录模块用于提醒用户以及用于记录判断为超过的实时电池参数和发生时间。
优选的，所述能量管理系统包括时钟模块、数据获取模块、数据检测模块、数据对比模块和控制模块；
所述时钟模块用于获取系统当前的具体时间，并将获取后的时间发送至所述控制模块；
所述数据获取模块用于获取系统运行数据，并将所述系统运行数据分别发送至数据检测模块和数据对比模块，所述系统运行数据包括所述光伏组件的光伏功率Pv、所述储能电池的荷电状态SOC和所述用户负载的负载功率P；
所述数据检测模块用于检测所述光伏组件的光伏功率Pv、所述用户负载的负载功率P和所述储能电池的荷电状态SOC，将检测结果发送至所述控制模块；
所述数据对比模块用于对所述光伏组件的光伏功率Pv和所述用户负载的负载功率P进行对比，并将所得结果发送至所述控制模块；
所述控制模块根据所述时钟模块、所述数据检测模块和所述数据对比模块的反馈结果控制所述光储一体变流器内各个模块的工作模式。
优选的，所述的可自动能量调度的模块化户用光储系统的控制方法，部署于能量管理系统中，其特征在于：包括以下步骤：
获取户用光储系统所处于的实时时间；
检查用户负载的负载功率P和光伏组件的光伏功率Pv是否为0并进行对比；
检测储能电池的荷电状态SOC，得出电池当前状态；
根据上述检查、对比及检测的信息，控制光储一体变流器内各个模块的工作模式；
具体的，当系统在早上6:00-23:00之间：
如果Pv>0，P>0，P<Pv，且当电池SOC<＝80％,DC/DC变换器模块采用MPPT功率模式；DC/DC双向变换器模块设定为充电模式,给电池充电；AC/DC双向逆变器模块不工作，DC/AC逆变器模块工作在逆变模式给负载供电；
如果Pv>0，P>0，P<Pv，当电池SOC>80％,DC/DC变换器模块采用MPPT功率模式；DC/DC双向变换器模块不工作，AC/DC双向逆变器模块处于逆变模式，并网发电；DC/AC逆变器模块工作在逆变模式给负载供电；
如果Pv>0，P>0，P>Pv，当电池20％<SOC<100％,DC/DC变换器模块采用MPPT功率模式；DC/DC双向变换器模块设定为放电模式；AC/DC双向逆变器模块不工作，DC/AC逆变器模块工作在逆变模式给负载供电；
如果Pv>0，P>0，P>Pv，当电池SOC<20％,DC/DC变换器模块采用MPPT功率模式；DC/DC双向变换器模块不工作，AC/DC双向逆变器模块处于整流模式，给负载供电；DC/AC逆变器模块工作在逆变模式给负载供电；
如果Pv>0，P＝0，当电池SOC<95％,DC/DC变换器模块采用MPPT功率模式；DC/DC双向变换器模块设定为充电模式,给电池充电；AC/DC双向逆变器模块不工作，DC/AC逆变器模块不工作；
如果Pv>0，P＝0，当电池SOC>＝95％,DC/DC变换器模块采用MPPT功率模式；DC/DC双向变换器模块不工作；AC/DC双向逆变器模块处于逆变模式，并网发电；DC/AC逆变器模块不工作；
如果Pv＝0，P>0，当电池SOC<50％,DC/DC变换器模块不工作；DC/DC双向变换器模块设定为充电模式,给电池充电；AC/DC双向逆变器模块处于整流模式，给负载供电和电池充电，DC/AC逆变器模块处于逆变模式，给负载供电；
如果Pv＝0，P>0，当电池SOC>＝50％,DC/DC变换器模块不工作；DC/DC双向变换器模块不工作；AC/DC双向逆变器模块处于整流模式，给负载供电，DC/AC逆变器模块处于逆变模式，给负载供电；
如果Pv＝0，P＝0，当电池SOC<50％,DC/DC变换器模块不工作；DC/DC双向变换器模块设定为充电模式,给电池充电；AC/DC双向逆变器模块不工作，DC/AC逆变器模块不工作；
如果Pv＝0，P＝0，当电池SOC>＝50％,模块不工作；DC/DC双向变换器模块不工作；AC/DC双向逆变器模块不工作；DC/AC逆变器模块不工作；
当系统处于晚上23:00-早上6:00之间：
Pv＝0，如果P>0，当电池SOC<80％,DC/DC变换器模块不工作；DC/DC双向变换器模块设定为充电模式,给电池充电；AC/DC双向逆变器模块处于整流模式，给负载供电，DC/AC逆变器模块处于逆变模式，给负载供电；
Pv＝0，如果P>0，当电池SOC>＝80％,DC/DC变换器模块不工作；DC/DC双向变换器模块不工作；AC/DC双向逆变器模块处于整流模式，给负载供电，DC/AC逆变器模块处于逆变模式，给负载供电。
本发明的有益效果：通过能量管理系统对光储一体变流器的全自动化控制，能量管理系统根据的系统实时时间并结合系统电池当前状态、用户负载的负载功率P和光伏组件的光伏功率Pv，实时控制光储一体变流器内各个模块的工作模式，对系统能量进行调度实现了能量自动调度，实现了储能系统的无人化管理，有效提高了光储系统的工作效率，充分高效的利用光伏资源；同时储能系统通过模块化安装存放在电箱内，使系统维护简单、安全性高，节省了安装空间。
附图说明
图1是本发明的户用光储系统的结构示意图；
图2是本发明的储能电池的结构示意图；
图3是本发明的电箱的结构示意图。
其中：1、电箱；2、储能电池；3、光储一体变流器；4、电池管理系统4；5、能量管理系统；6、光伏组件6；7、电网；8、用户负载；9、直流母线；11、控制层；12、电堆层；13、电解液层；21、电堆；22、正储液罐；23、负储液罐；241、正极循环泵；242、负极循环泵；A1、DC/DC变换器模块；A2、DC/DC双向变换器模块；A3、AC/DC双向逆变器模块；A4、DC/AC逆变器模块；51、触摸屏。
具体实施方式
下面结合附图并通过具体实施方式来进一步说明本发明的技术方案。
本实施例的一种可自动能量调度的模块化户用光储系统，其特征在于：包括存放于电箱1内的储能电池2、光储一体变流器3、电池管理系统4、能量管理系统5以及设置在所述电箱1外的光伏组件6、电网7、用户负载8和直流母线9；
所述储能电池2、所述光伏组件6、所述电网7以及所述用户负载8分别通过所述光储一体变流器3连接在所述直流母线9上；
所述能量管理系统5的输入端分别与所述光伏组件6、所述电网7、所述用户负载8以及设置在所述储能电池2上的电池管理系统4连接，所述能量管理系统5的输出端与所述光储一体变流器3连接；
所述储能电池2为全钒液流电池，其由电堆21、正储液罐22、负储液罐23、正极循环泵241和负极循环泵242组成；
所述电箱1分为上、中、下三层，所述电箱1的上层为控制层11，所述电箱1的中层为电堆层12，所述电箱1的下层为电解液层13；
所述控制层11放置有所述光储一体变流器3、所述电池管理系统4以及所述能量管理系统5；所述电堆层12的中部放置有所述电堆21，所述电堆层12内位于所述电堆21的两侧设有留空区，所述电解液层13内的左右两侧分别设置有正储液罐22与负储液罐23，所述正储液罐22的背面设有正极循环泵241，所述负储液罐23的背面设有负极循环泵242；
所述能量管理系统5用于对系统运行数据的收集、检测和对比以及控制所述光储一体变流器3的工作模式；所述电池管理系统4用于采集和计算所述储能电池2的运行数据、设定所述储能电池2的安全参数以及对所述储能电池2的故障进行报警和记录。
通过能量管理系统5对光储一体变流器3进行控制，提高了光储一体变流器3的工作效率，能充分高效的利用光伏资源，将多余的电能传送至电网7；电箱1采用模块化安装设计，电箱1设有控制层11、电堆层12和电解层13，控制层11内存放光储一体变流器3、电池管理系统4以及能量管理系统5，电堆层12内存放电堆21，电解液层13内存放正储液罐22和负储液罐23，储能系统通过模块化安装存放在电箱1内，使系统维护简单、安全性高，节省了安装空间；同时电堆层12设有留空区，使储能电池4有更多的散热空间，提高了储能电池4的使用寿命。
所述正极循环泵241的一端管道与对应设置的正储液罐22连接，所述正极循环泵241另一端管道延伸至所述电堆层12l的留空区与所述电堆21连接；
所述负极循环泵242的一端管道与对应设置的负储液罐23连接，所述负极循环泵242另一端管道延伸至所述电堆层12l的留空区与所述电堆21连接。
储能系统采用模块化全钒液流电池作为储能电池4，能有效的提高储能电池4的使用寿命，从而确保光储系统能够长时间运转，且储能系统安全性高；
进一步说明，通过电堆21中的正、负极电解质溶液通过钒离子价态变化，来实现储能电池4的储存和释放，有效的提高了储能电池4的充、放效率。
所述光储一体变流器3包括DC/DC变换器模块A1、DC/DC双向变换器模块A2、AC/DC双向逆变器模块A3和DC/AC逆变器模块A4；
所述DC/DC变换器模块A1的输入端与所述光伏组件6连接，所述DC/DC变换器模块A1的输出端连接在所述直流母线9，所述DC/DC变换器模块A1具备MPPT功率模式；
所述DC/DC双向变换器模块A2的输出端连接所述电堆21，所述DC/DC双向变换器模块A2的输入端连接所述直流母线9；
所述AC/DC双向逆变器模块A3的交流端连接在所述电网7，所述AC/DC双向逆变器模块A3的直流端连接在所述直流母线9；
所述DC/AC逆变器模块A4的直流端连接所述直流母线9，所述DC/AC逆变器模块A4的交流端连接所述用户负载8。
光储一体变流器3采用模块化的设计，多个模块间相互配合，高效的将直流电转换为交流电，同时多个变换模块集成在光储一体变流器3内，有效避免了接线时的混乱节省了安装空间。
所述能量管理系统5与所述光储一体变流器3和所述电池管理系统4之间采用RS485连接。
能量管理系统5与光储一体变流器3和电池管理系统4之间采用RS485连接，RS485的通信速率快，可以在总线上进行联网实现多机通信，大大提高了能量管理系统5与光储一体变流器3和电池管理系统4之间的控制效率。
所述能量管理系统5包括触摸屏51，所述触摸屏51用于显示系统状态和提供用于发出操作指令的虚拟按键；所述系统状态包括所述光伏组件6的电压和光伏功率、所述电池管理系统4采集计算后的储能电池2的荷电状态SOC、所述电网7的输入电压和输入频率以及所述用户负载8的负载功率。
用于发出操作指令的虚拟按键包括设置光伏能量供电优先级、负载供电优先级和电池充电方式的选择，能量管理系统5通过触摸屏51可以设置光伏能量供电优先级、负载供电优先级、电池充电方式，通过模式的设置能够实现光伏能量的合理利用和电池的有效充电。
所述电池管理系统4设有采集模块和计算模块，所述采集模块用于采集所述储能电池2充放电电流、电压和电解液温度，所述计算模块用于计算所述储能电池2的荷电状态SOC、充放电容量KAH和充放电能量KWH。
电池管理系统4设有采集模块和计算模块，采用电池管理系统4对储能电池2进行管理，能计算出储能电池2的各种参数并反馈给能量管理系统5，提高了能量管理系统5的准确性。
所述电池管理系统4包括设定模块、故障判断模块和提醒记录模块；
所述设定模块用于获取和存储电池保护参数，所述电池保护参数包括充电最大电压保护值、放电最小电压保护值、充电最大电流保护值、SOC最大保护值、SOC最小保护值、温度最大保护值和温度最小保护值；
所述故障判断模块用于判断实时电池参数是否超过所述电池保护参数设定的范围，当判断为超过时，发送信号至所述提醒记录模块；
所述提醒记录模块用于提醒用户以及用于记录判断为超过的实时电池参数和发生时间。
电池管理系统4通过设定模块设置电池保护参数值，并通过故障判断模块和提醒记录模块警示用户排查故障报警因素，有效的确保了储能电池2在安全的情况下运行，大大的提高了整个光储系统的安全性和可靠性。
进一步的说明，所述提醒记录模块包括故障灯和蜂鸣器，当判断为超过时，故障灯亮且蜂鸣器产生蜂鸣，警示用户排查故障报警因素，并对超过的实时电池参数和发生时间进行记录和保存。
所述能量管理系统5包括时钟模块、数据获取模块、数据检测模块、数据对比模块和控制模块；
所述时钟模块用于获取系统当前的具体时间，并将获取后的时间发送至所述控制模块；
所述数据获取模块用于获取系统运行数据，并将所述系统运行数据分别发送至数据检测模块和数据对比模块，所述系统运行数据包括所述光伏组件6的光伏功率Pv、所述储能电池2的荷电状态SOC和所述用户负载8的负载功率P；
所述数据检测模块用于检测所述光伏组件6的光伏功率Pv、所述用户负载8的负载功率P和所述储能电池2的荷电状态SOC，将检测结果发送至所述控制模块；
所述数据对比模块用于对所述光伏组件6的光伏功率Pv和所述用户负载8的负载功率P进行对比，并将所得结果发送至所述控制模块；
所述控制模块根据所述时钟模块、所述数据检测模块和所述数据对比模块的反馈结果控制所述光储一体变流器3内各个模块的工作模式。
能量管理系统5通过数据检测模块、数据对比模块对数据获取模块中的系统运行数据进行检测和对比，并将结果反馈给控制模块，该过程采用自动化控制，能够实现系统运行数据的自动化处理，提高了光储系统的运行效率。
所述的可自动能量调度的模块化户用光储系统的控制方法，部署于能量管理系统5中，包括以下步骤：
获取户用光储系统所处于的实时时间；
检查用户负载8的负载功率P和光伏组件6的光伏功率Pv是否为0并进行对比；
检测储能电池2的荷电状态SOC，得出电池当前状态；
根据上述检查、对比及检测的信息，控制光储一体变流器3内各个模块的工作模式；
具体的，当系统在早上6:00-23:00之间：
如果Pv>0，P>0，P<Pv，且当电池SOC<＝80％,DC/DC变换器模块A1采用MPPT功率模式；DC/DC双向变换器模块A2设定为充电模式,给电池充电；AC/DC双向逆变器模块A3不工作，DC/AC逆变器模块A4工作在逆变模式给负载供电；
如果Pv>0，P>0，P<Pv，当电池SOC>80％,DC/DC变换器模块A1采用MPPT功率模式；DC/DC双向变换器模块A2不工作，AC/DC双向逆变器模块A3处于逆变模式，并网发电；DC/AC逆变器模块A4工作在逆变模式给负载供电；
如果Pv>0，P>0，P>Pv，当电池20％<SOC<100％,DC/DC变换器模块A1采用MPPT功率模式；DC/DC双向变换器模块A2设定为放电模式；AC/DC双向逆变器模块A3不工作，DC/AC逆变器模块A4工作在逆变模式给负载供电；
如果Pv>0，P>0，P>Pv，当电池SOC<20％,DC/DC变换器模块A1采用MPPT功率模式；DC/DC双向变换器模块A2不工作，AC/DC双向逆变器模块A3处于整流模式，给负载供电；DC/AC逆变器模块A4工作在逆变模式给负载供电；
如果Pv>0，P＝0，当电池SOC<95％,DC/DC变换器模块A1采用MPPT功率模式；DC/DC双向变换器模块A2设定为充电模式,给电池充电；AC/DC双向逆变器模块A3不工作，DC/AC逆变器模块A4不工作；
如果Pv>0，P＝0，当电池SOC>＝95％,DC/DC变换器模块A1采用MPPT功率模式；DC/DC双向变换器模块A2不工作；AC/DC双向逆变器模块A3处于逆变模式，并网发电；DC/AC逆变器模块A4不工作；
如果Pv＝0，P>0，当电池SOC<50％,DC/DC变换器模块A1不工作；DC/DC双向变换器模块A2设定为充电模式,给电池充电；AC/DC双向逆变器模块A3处于整流模式，给负载供电和电池充电，DC/AC逆变器模块A4处于逆变模式，给负载供电；
如果Pv＝0，P>0，当电池SOC>＝50％,DC/DC变换器模块A1不工作；DC/DC双向变换器模块A2不工作；AC/DC双向逆变器模块A3处于整流模式，给负载供电，DC/AC逆变器模块A4处于逆变模式，给负载供电；
如果Pv＝0，P＝0，当电池SOC<50％,DC/DC变换器模块A1不工作；DC/DC双向变换器模块A2设定为充电模式,给电池充电；AC/DC双向逆变器模块A3不工作，DC/AC逆变器模块A4不工作；
如果Pv＝0，P＝0，当电池SOC>＝50％,模块不工作；DC/DC双向变换器模块A2不工作；AC/DC双向逆变器模块A3不工作；DC/AC逆变器模块A4不工作；
当系统处于晚上23:00-早上6:00之间：
Pv＝0，如果P>0，当电池SOC<80％,DC/DC变换器模块A1不工作；DC/DC双向变换器模块A2设定为充电模式,给电池充电；AC/DC双向逆变器模块A3处于整流模式，给负载供电，DC/AC逆变器模块A4处于逆变模式，给负载供电；
Pv＝0，如果P>0，当电池SOC>＝80％,DC/DC变换器模块A1不工作；DC/DC双向变换器模块A2不工作；AC/DC双向逆变器模块A3处于整流模式，给负载供电，DC/AC逆变器模块A4处于逆变模式，给负载供电。
通过能量管理系统5对光储一体变流器3的全自动化控制，能量管理系统5根据的系统实时时间并结合系统电池当前状态、用户负载8的负载功率P和光伏组件6的光伏功率Pv，实时控制光储一体变流器3内各个模块的工作模式，对系统能量进行调度实现了能量自动调度，实现了储能系统的无人化管理，有效提高了光储系统的工作效率，充分高效的利用光伏资源。
以上结合具体实施例描述了本发明的技术原理。这些描述只是为了解释本发明的原理，而不能以任何方式解释为对本发明保护范围的限制。基于此处的解释，本领域的技术人员不需要付出创造性的劳动即可联想到本发明的其它具体实施方式，这些方式都将落入本发明的保护范围之内。

Claims (6)

1.一种可自动能量调度的模块化户用光储系统的控制方法，其特征在于：所述可自动能量调度的模块化户用光储系统包括存放于电箱内的储能电池、光储一体变流器、电池管理系统、能量管理系统以及设置在所述电箱外的光伏组件、电网、用户负载和直流母线；
所述储能电池、所述光伏组件、所述电网以及所述用户负载分别通过所述光储一体变流器连接在所述直流母线上；
所述能量管理系统的输入端分别与所述光伏组件、所述电网、所述用户负载以及设置在所述储能电池上的电池管理系统连接，所述能量管理系统的输出端与所述光储一体变流器连接；
所述储能电池为全钒液流电池，其由电堆、正储液罐、负储液罐、正极循环泵和负极循环泵组成；
所述电箱分为上、中、下三层，所述电箱的上层为控制层，所述电箱的中层为电堆层，所述电箱的下层为电解液层；
所述控制层放置有所述光储一体变流器、所述电池管理系统以及所述能量管理系统；所述电堆层的中部放置有所述电堆，所述电堆层内位于所述电堆的两侧设有留空区，所述电解液层内的左右两侧分别设置有正储液罐与负储液罐，所述正储液罐的背面设有正极循环泵，所述负储液罐的背面设有负极循环泵；
所述能量管理系统用于对系统运行数据的收集、检测和对比以及控制所述光储一体变流器的工作模式；所述电池管理系统用于采集和计算所述储能电池的运行数据、设定所述储能电池的安全参数以及对所述储能电池的故障进行报警和记录；
所述光储一体变流器包括DC/DC变换器模块、DC/DC双向变换器模块、AC/DC双向逆变器模块和DC/AC逆变器模块；
所述DC/DC变换器模块的输入端与所述光伏组件连接，所述DC/DC变换器模块的输出端连接在所述直流母线，所述DC/DC变换器模块具备MPPT功率模式；
所述DC/DC双向变换器模块的输出端连接所述电堆，所述DC/DC双向变换器模块的输入端连接所述直流母线；
所述AC/DC双向逆变器模块的交流端连接在所述电网，所述AC/DC双向逆变器模块的直流端连接在所述直流母线；
所述DC/AC逆变器模块的直流端连接所述直流母线，所述DC/AC逆变器模块的交流端连接所述用户负载；
所述能量管理系统包括时钟模块、数据获取模块、数据检测模块、数据对比模块和控制模块；
所述时钟模块用于获取系统当前的具体时间，并将获取后的时间发送至所述控制模块；
所述数据获取模块用于获取系统运行数据，并将所述系统运行数据分别发送至数据检测模块和数据对比模块，所述系统运行数据包括所述光伏组件的光伏功率Pv、所述储能电池的荷电状态SOC和所述用户负载的负载功率P；
所述数据检测模块用于检测所述光伏组件的光伏功率Pv、所述用户负载的负载功率P和所述储能电池的荷电状态SOC，将检测结果发送至所述控制模块；
所述数据对比模块用于对所述光伏组件的光伏功率Pv和所述用户负载的负载功率P进行对比，并将所得结果发送至所述控制模块；
所述控制模块根据所述时钟模块、所述数据检测模块和所述数据对比模块的反馈结果控制所述光储一体变流器内各个模块的工作模式；
所述控制方法部署于所述能量管理系统中，包括以下步骤：
获取户用光储系统所处于的实时时间；
检查用户负载的负载功率P和光伏组件的光伏功率Pv是否为0并进行对比；
检测储能电池的荷电状态SOC，得出电池当前状态；
根据上述检查、对比及检测的信息，控制光储一体变流器内各个模块的工作模式；
具体的，当系统在早上6:00-23:00之间：
如果Pv>0，P>0，P<Pv，且当电池SOC<＝80％,DC/DC变换器模块采用MPPT功率模式；DC/DC双向变换器模块设定为充电模式,给电池充电；AC/DC双向逆变器模块不工作，DC/AC逆变器模块工作在逆变模式给负载供电；
如果Pv>0，P>0，P<Pv，当电池SOC>80％,DC/DC变换器模块采用MPPT功率模式；DC/DC双向变换器模块不工作，AC/DC双向逆变器模块处于逆变模式，并网发电；DC/AC逆变器模块工作在逆变模式给负载供电；
如果Pv>0，P>0，P>Pv，当电池20％<SOC<100％,DC/DC变换器模块采用MPPT功率模式；DC/DC双向变换器模块设定为放电模式；AC/DC双向逆变器模块不工作，DC/AC逆变器模块工作在逆变模式给负载供电；
如果Pv>0，P>0，P>Pv，当电池SOC<20％,DC/DC变换器模块采用MPPT功率模式；DC/DC双向变换器模块不工作，AC/DC双向逆变器模块处于整流模式，给负载供电；DC/AC逆变器模块工作在逆变模式给负载供电；
如果Pv>0，P＝0，当电池SOC<95％,DC/DC变换器模块采用MPPT功率模式；DC/DC双向变换器模块设定为充电模式,给电池充电；AC/DC双向逆变器模块不工作，DC/AC逆变器模块不工作；
如果Pv>0，P＝0，当电池SOC>＝95％,DC/DC变换器模块采用MPPT功率模式；DC/DC双向变换器模块不工作；AC/DC双向逆变器模块处于逆变模式，并网发电；DC/AC逆变器模块不工作；
如果Pv＝0，P>0，当电池SOC<50％,DC/DC变换器模块不工作；DC/DC双向变换器模块设定为充电模式,给电池充电；AC/DC双向逆变器模块处于整流模式，给负载供电和电池充电，DC/AC逆变器模块处于逆变模式，给负载供电；
如果Pv＝0，P>0，当电池SOC>＝50％,DC/DC变换器模块不工作；DC/DC双向变换器模块不工作；AC/DC双向逆变器模块处于整流模式，给负载供电，DC/AC逆变器模块处于逆变模式，给负载供电；
如果Pv＝0，P＝0，当电池SOC<50％,DC/DC变换器模块不工作；DC/DC双向变换器模块设定为充电模式,给电池充电；AC/DC双向逆变器模块不工作，DC/AC逆变器模块不工作；
如果Pv＝0，P＝0，当电池SOC>＝50％,模块不工作；DC/DC双向变换器模块不工作；AC/DC双向逆变器模块不工作；DC/AC逆变器模块不工作；
当系统处于晚上23:00-早上6:00之间：
Pv＝0，如果P>0，当电池SOC<80％,DC/DC变换器模块不工作；DC/DC双向变换器模块设定为充电模式,给电池充电；AC/DC双向逆变器模块处于整流模式，给负载供电，DC/AC逆变器模块处于逆变模式，给负载供电；
Pv＝0，如果P>0，当电池SOC>＝80％,DC/DC变换器模块不工作；DC/DC双向变换器模块不工作；AC/DC双向逆变器模块处于整流模式，给负载供电，DC/AC逆变器模块处于逆变模式，给负载供电。
2.根据权利要求1所述的可自动能量调度的模块化户用光储系统的控制方法，其特征在于：所述正极循环泵的一端管道与对应设置的正储液罐连接，所述正极循环泵另一端管道延伸至所述电堆层的留空区与所述电堆连接；
所述负极循环泵的一端管道与对应设置的负储液罐连接，所述负极循环泵另一端管道延伸至所述电堆层的留空区与所述电堆连接。
3.根据权利要求1所述的可自动能量调度的模块化户用光储系统的控制方法，其特征在于：所述能量管理系统与所述光储一体变流器和所述电池管理系统之间采用RS485连接。
4.根据权利要求3所述的可自动能量调度的模块化户用光储系统的控制方法，其特征在于：所述能量管理系统包括触摸屏，所述触摸屏用于显示系统状态和提供用于发出操作指令的虚拟按键；所述系统状态包括所述光伏组件的电压和光伏功率、所述电池管理系统采集计算后的储能电池的荷电状态SOC、所述电网的输入电压和输入频率以及所述用户负载的负载功率。
5.根据权利要求3所述的可自动能量调度的模块化户用光储系统的控制方法，其特征在于：所述电池管理系统设有采集模块和计算模块，所述采集模块用于采集所述储能电池充放电电流、电压和电解液温度，所述计算模块用于计算所述储能电池的荷电状态SOC、充放电容量KAH和充放电能量KWH。
6.根据权利要求5所述的可自动能量调度的模块化户用光储系统的控制方法，其特征在于：所述电池管理系统包括设定模块、故障判断模块和提醒记录模块；
所述设定模块用于获取和存储电池保护参数，所述电池保护参数包括充电最大电压保护值、放电最小电压保护值、充电最大电流保护值、SOC最大保护值、SOC最小保护值、温度最大保护值和温度最小保护值；
所述故障判断模块用于判断实时电池参数是否超过所述电池保护参数设定的范围，当判断为超过时，发送信号至所述提醒记录模块；
所述提醒记录模块用于提醒用户以及用于记录判断为超过的实时电池参数和发生时间。
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