CN111293717A - 一种光储直流耦合系统的控制方法及系统 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种光储直流耦合系统的控制方法及系统，光储直流耦合系统中的逆变器和储能侧DC/DC变换器通信连接，逆变器将其母线电压控制环参考电压值发送至储能侧DC/DC变换器，储能侧DC/DC变换器将逆变器的母线电压控制环参考值与预设偏差值的和值确定为储能侧DC/DC变换器的母线电压参考值，逆变器和储能侧DC/DC变换器竞争直流母线电压的控制权，由拥有直流母线电压控制权的一方以其母线电压参考值对直流母线电压进行恒压控制，实现光储直流耦合系统内部对直流母线电压的控制，保证光储直流耦合系统输出功率稳定性。同时，由于逆变器的母线电压控制环参考值包含MPPT电压信息，在保证光储直流耦合系统输出功率稳定性的同时依然时刻能保持MPPT状态运行。

Description

一种光储直流耦合系统的控制方法及系统

技术领域

本发明涉及自动化控制技术领域，更具体的，涉及一种光储直流耦合系统的控制方法及系统。

背景技术

近年来，光伏发电技术迅速发展，装机容量迅速提高，但是由于光伏发电存在间歇性和不可控等缺点，光伏发电在未经处理的情况下大规模输出到电网，会给电网带来很大冲击，影响电网的稳定运行。

为了使光伏发电可以稳定的输出到电网，光储系统应运而生。光储系统包括光伏阵列和储能设备，在光伏阵列发电量过高时控制储能设备充电，在光伏阵列发电量过低时控制储能设备放电，使光伏发电可以稳定的输出到电网，进而保证电网的稳定运行。

光储直流耦合系统为一种应用广泛的光储系统，现有技术中能源管理系统通过对光储直流耦合系统中的储能侧DC/DC变换器和逆变器进行调度控制，保证逆变器输出到电网中的功率的稳定性。但是，由于能源管理系统与光储直流耦合系统之间存在通信延迟，能源管理系统无法快速对储能侧DC/DC变换器和逆变器进行调度控制，导致出现直流母线过压或欠压，从而导致光储直流耦合系统崩溃，影响电网的稳定运行。

发明内容

有鉴于此，本发明提供了一种光储直流耦合系统的控制方法及系统，通过光储直流耦合系统内部逆变器与储能侧DC/DC变换器竞争直流母线电压控制权，实现对直流母线电压的快速控制，保证系统输出功率的稳定性。

为了实现上述发明目的，本发明提供的具体技术方案如下：

一种光储直流耦合系统的控制方法，光储直流耦合系统中的逆变器和储能侧DC/DC变换器通信连接，所述方法包括：

所述逆变器将其母线电压控制环参考值发送至所述储能侧DC/DC变换器，所述逆变器的母线电压控制环参考值包含MPPT电压信息；

所述储能侧DC/DC变换器将所述逆变器的母线电压控制环参考值与预设偏差值的和值确定为所述储能侧DC/DC变换器的母线电压参考值；

在光储直流耦合系统的运行过程中，根据直流母线电压对应的控制范围，由所述逆变器以其母线电压控制环参考值对所述直流母线电压进行恒压控制，或由所述储能侧DC/DC变换器以其母线电压参考值对所述直流母线电压进行恒压控制。

可选的，所述根据直流母线电压对应的控制范围，由所述逆变器以其母线电压控制环参考值对所述直流母线电压进行恒压控制，或由所述储能侧DC/DC变换器以其母线电压参考值对所述直流母线电压进行恒压控制，包括：

在直流母线电压在所述逆变器的控制范围内的情况下，所述逆变器以其母线电压控制环参考值对所述直流母线电压进行恒压控制，所述储能侧DC/DC变换器自动运行在恒流模式；

在所述逆变器进入恒流模式，且所述直流母线电压上升到所述储能侧DC/DC变换器的控制范围内的情况下，所述储能侧DC/DC变换器自动从恒流模式切换到恒压模式，以其母线电压参考值对所述直流母线电压进行恒压控制。

可选的，当电网调度功率大于光伏阵列的发电功率和储能系统的可放电功率的和值时，所述直流母线电压在所述逆变器的控制范围内。

可选的，当电网调度功率小于光伏阵列的发电功率和储能系统的可放电功率的和值，且电网调度功率大于光伏阵列的发电功率，且电网调度功率大于储能系统的可放电功率时，所述直流母线电压在所述储能侧DC/DC变换器的控制范围内。

可选的，当电网调度功率小于储能系统的可放电功率且大于光伏阵列的发电功率时，所述直流母线电压在所述储能侧DC/DC变换器的控制范围内。

可选的，当电网调度功率小于光伏阵列的发电功率，且光伏阵列的发电功率小于储能系统的可充电功率时，所述直流母线电压在所述储能侧DC/DC变换器的控制范围内。

可选的，当电网调度功率小于光伏阵列的发电功率，且电网调度功率大于光伏阵列的发电功率与储能系统的可充电功率的差值时，所述直流母线电压在所述储能侧DC/DC变换器的控制范围内。

可选的，在所述逆变器为双级式逆变器的情况下，当电网调度功率小于所述光伏阵列的发电功率与所述储能系统的可充电功率的差值时，所述直流母线电压在所述逆变器中的光伏侧DC/DC变换器的控制范围内，所述逆变器中的光伏侧DC/DC变换器以其母线电压参考值对所述直流母线电压进行恒压控制，所述逆变器中的电网侧DC/AC变换器自动运行在恒流模式，所述储能侧DC/DC变换器也自动运行在恒流模式。

可选的，当所述逆变器为单级式逆变器时，所述逆变器的母线电压参考值为MPPT电压与逆变最小调制电压中的最大值，当直流母线电压在所述储能侧DC/DC变换器控制范围时，所述储能侧DC/DC变换器替代逆变器实现系统的MPPT控制。

可选的，所述逆变器的母线电压参考值为逆变最小调制电压，由光伏侧DC/DC变换器实现MPPT控制。

一种光储直流耦合系统，所述系统包括光伏阵列、逆变器、储能系统和储能侧DC/DC变换器；

所述逆变器和所述储能侧DC/DC变换器通信连接；

所述光伏阵列的输出端与所述逆变器的直流侧相连；

所述储能设备通过所述储能侧DC/DC变换器接入到所述逆变器的直流母线上；

所述光储直流耦合系统用于执行如上述中任意一项所述的控制方法。

可选的，所述逆变器为单级式逆变器或双级式逆变器。

相对于现有技术，本发明的有益效果如下：

本发明公开的一种光储直流耦合系统的控制方法，逆变器和储能侧DC/DC变换器通信连接，逆变器通过将其母线电压控制环参考值发送至储能侧DC/DC变换器，使储能侧DC/DC变换器将逆变器的母线电压控制环参考值与预设偏差值的和值确定为储能侧DC/DC变换器的母线电压参考值，实现逆变器和储能侧DC/DC变换器之间控制上的解耦，光储直流耦合系统内部的逆变器和储能侧DC/DC变换器竞争直流母线电压的控制权，实现逆变器和储能侧DC/DC变换器对直流母线电压控制权的自动切换，由拥有直流母线电压控制权的一方以其参考电压值对直流母线电压进行恒压控制，实现光储直流耦合系统内部对直流母线电压的控制，保证光储直流耦合系统输出功率稳定性，进而保证电网运行的稳定性。同时由于逆变器的母线电压控制环参考值含有MPPT电压信息，因此整个耦合系统依然时刻能保持MPPT状态运行。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据提供的附图获得其他的附图。

图1为本发明实施例公开的一种光储直流耦合系统的结构示意图；

图2为本发明实施例公开的一种光储直流耦合系统的控制方法的流程示意图；

图3为本发明实施例公开的Ppv<Pbat工况下电网调度功率Pinv可运行的区间示意图；

图4为本发明实施例公开的Pbat<Ppv工况下电网调度功率Pinv可运行的区间示意图；

图5为本发明实施例公开的电网调度功率Pinv在区间一的系统运行功率走向关系示意图；

图6为本发明实施例公开的电网调度功率Pinv在区间二的系统运行功率走向关系示意图；

图7为本发明实施例公开的电网调度功率Pinv在区间三的系统运行功率走向关系示意图；

图8为本发明实施例公开的电网调度功率Pinv在区间四的系统运行功率走向关系示意图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

本发明公开了一种光储直流耦合系统的控制方法，其中，光储直流耦合系统的结构如图1所示，光储直流耦合系统包括光伏阵列、逆变器、储能系统和储能侧DC/DC变换器，其中，逆变器和储能侧DC/DC变换器通信连接，光伏阵列的输出端与逆变器的直流侧相连，储能设备通过储能侧DC/DC变换器接入到逆变器的直流母线上。本发明公开的控制方法适用于双极式光伏逆变拓扑结构，也适用于单级式光伏逆变拓扑结构。

本发明通过光储直流耦合系统内部的逆变器和储能侧DC/DC变换器竞争直流母线电压的控制权，由拥有直流母线电压控制权的一方以其参考电压值对直流母线电压进行恒压控制，实现光储直流耦合系统内部对直流母线电压的控制，避免能量管理系统对储能侧DC/DC变换器和逆变器进行调度控制，导致的通信延迟问题，在保证光储直流耦合系统输出功率稳定性的同时依然时刻能保持MPPT状态运行。

具体的，请参阅图1，本发明实施例公开的一种光储直流耦合系统的控制方法，具体包括以下步骤：

S101：逆变器将其母线电压控制环参考值发送至储能侧DC/DC变换器，逆变器的母线电压控制环参考值包含MPPT电压信息；

所有逆变器都有母线电压控制环，逆变器可以为单级式逆变器，也可以为双级式逆变器。

对于单级式逆变器，逆变器的参考电压值＝max(Umppt，UminModem)，其中，Umppt为根据MPPT算法计算得到MPPT电压，UminModem为逆变最小调制电压，如电网峰峰值+20V。

对于双级式逆变器，双级式逆变器包括光伏侧DC/DC变换器和电网侧DC/AC，双级模式下逆变器的参考电压值为UminModem，但一旦工作到单级模式逆变器的参考电压值也会变成max(Umppt，UminModem)，由光伏侧DC/DC变换器根据MPPT算法计算得到MPPT电压。

S102：储能侧DC/DC变换器将逆变器的母线电压参考值与预设偏差值的和值确定为储能侧DC/DC变换器的母线电压参考值；

其中，预设偏差值的选取方法为：

对于单级式逆变器，选取15～30V，避过采样误差值即可；

对于两级式逆变器则选取逆变侧母线电压控制环参考值与Boost侧母线电压控制参考值的差值的一半。

需要说明的是，逆变器和储能侧DC/DC变换器均采用传统的直流电压外环、电流内环的双环的闭环控制结构，光储直流耦合系统中储能侧DC/DC变换器的参考电压值始终比逆变器的参考电压值高出一定的差值，即预设偏差值。整个光储直流耦合系统的环路控制被错开在不同的区间，实现逆变器和储能侧DC/DC变换器之间控制上的解耦，解决了系统稳定最根本的，最底层的问题，即环路控制冲突问题，功率稳定问题。

S103：在光储直流耦合系统的运行过程中，根据直流母线电压对应的控制范围，由逆变器以其母线电压控制环参考值对直流母线电压进行恒压控制，或由储能侧DC/DC变换器以其母线电压参考值对直流母线电压进行恒压控制。

也就是说，在光储直流耦合系统的运行过程中，根据直流母线电压对应的控制范围，逆变器和储能侧DC/DC变换器竞争直流母线电压的控制权，同一时间，直流母线电压由逆变器进行控制或由储能侧DC/DC变换器进行控制，随着直流母线电压的变化，逆变器和储能侧DC/DC变换器对直流母线电压控制权进行动态切换。

具体的，在直流母线电压在逆变器的控制范围内的情况下，逆变器以其母线电压控制环参考值对直流母线电压进行恒压控制，储能侧DC/DC变换器自动运行在恒流模式；

其中，由于储能侧DC/DC变换器的母线电压参考值高于当前直流母线电压，环路饱和进行限流控制，即运行在恒流模式，进行恒流控制。

在所述逆变器进入恒流模式，且所述直流母线电压上升到所述储能侧DC/DC变换器的控制范围内的情况下，所述储能侧DC/DC变换器自动从恒流模式切换到恒压模式，以其母线电压参考值对所述直流母线电压进行恒压控制。

可见，逆变器和储能侧DC/DC变换器竞争直流母线电压的控制权，也就是说，直流母线电压在同一时间只能由逆变器或储能侧DC/DC变换器其中之一进行控制，逆变器和储能侧DC/DC的控制解耦，解决了系统环路控制冲突的问题，直流母线电压始终在储能侧DC/DC变换器或逆变器的恒压控制下，达到系统直流母线电压稳定的目的。

本实施例公开的光储直流耦合系统的控制方法，将系统的稳控和功率调度分开，优先解决系统的稳定性问题，功率调度独立于稳控，即首先保证光储直流耦合系统内部对直流母线电压的稳定控制，保证光储直流耦合系统输出功率稳定性，在此基础上，通过MPPT控制尽量做到最大化利用能量。

电网调度功率Pinv是由调度中心下发的，电网调度功率Pinv和光伏阵列的发电功率Ppv属于短时可变化的，储能系统的可充电功率和可放电功率都用Pbat表示，其中，可充电功率为负，可放电功率为正，Pbat相对而言短时是稳定的。

在实际应用中，可能会出现Ppv<Pbat的情况，也可能出现Pbat<Ppv的情况，图3表示Ppv<Pbat工况下，电网调度功率Pinv可运行的区间，图4表示Pbat<Ppv工况下，电网调度功率Pinv可运行的区间，综合两种工况，电网调度功率Pinv可运行在四类区间内。

以下以电网调度功率Pinv的四个运行区间分别对上述在光储直流耦合系统的运行过程中，根据直流母线电压对应的控制范围，由逆变器以其母线电压控制环参考值对直流母线电压进行恒压控制，或由储能侧DC/DC变换器以其母线电压参考值对直流母线电压进行恒压控制，进行详细说明：

区间一(Pinv>Ppv+Pbat)

当Pinv>Ppv+Pbat，光储直流耦合系统能量可以完全输出，逆变器输出功率大于Ppv+Pbat，直流母线电压在逆变器的控制范围内，逆变器以其参考电压值对直流母线电压进行恒压控制，由于储能侧DC/DC变换器的参考电压值比逆变器的参考电压值高，所以此工况下储能侧DC/DC变换器的电压参考指令始终高于母线电压，由于外环积分作用，输出到内环的电流指令表现为储能侧DC/DC变换器的最大电流，经过电流环限幅后，储能侧DC/DC变换器以恒定电流输出表现为电流源输出特性，不控制直流母线电压。

光储直流耦合系统运行功率走向关系如图5所示，Ppv全部并网输出，逆变器以其参考电压值对直流母线电压进行恒压控制，储能侧DC/DC变换器以储能系统的可放电功率在恒流控制模式下进行放电。

区间二(Ppv<Pbat<Pinv<Ppv+Pbat或Pbat<Ppv<Pinv<Ppv+Pbat)

相对于区间一，区间二Ppv<Pbat<Pinv<Ppv+Pbat或Pbat<Ppv<Pinv<Ppv+Pbat。由于Pinv减少，光储直流耦合系统能量多余，导致直流母线电压升高，超过逆变器的参考电压值，逆变器失去对直流母线电压的控制权，当直流母线电压升高到储能侧DC/DC变换器的参考电压值时，直流母线电压在储能侧DC/DC变换器的控制范围内，储能侧DC/DC变换器能稳定控制直流母线电压到储能侧DC/DC变换器的参考电压值。

光储直流耦合系统运行功率走向关系如图6所示，光储直流耦合系统能量充足，Ppv全部并网输出，逆变器显然会进入恒功率控制，即恒流控制输出功率Pinv，储能侧DC/DC变换器的放电功率为Pinv-Ppv。

区间三

在Ppv<Pbat工况下，当Ppv<Pinv<Pbat<Ppv+Pbat，光储直流耦合系统运行功率走向关系如图6所示，直流母线电压在储能侧DC/DC变换器的控制范围内，储能侧DC/DC变换器依然能正常控制住直流母线电压，恒压提供放电功率Pinv-Ppv，Ppv全部并网输出，逆变器恒流控制输出功率Pinv。

当Pinv继续减少时，Pinv<Ppv<Pbat<Ppv+Pbat，光储直流耦合系统运行功率走向关系如图7所示，直流母线电压依然在储能侧DC/DC变换器的控制范围内，储能侧DC/DC变换器依然能正常控制住直流母线电压，Ppv不能全部并网输出，储能侧DC/DC变换器需要恒压吸收充电功率Ppv Pinv，逆变器恒流控制输出功率Pinv，系统可稳定运行。

在Pbat<Ppv工况下，当(Ppv-Pbat)<Pinv<Ppv<Ppv+Pbat，光储直流耦合系统运行功率走向关系如图7所示，储能侧DC/DC变换器依然能正常控制住直流母线电压，Ppv不能全部并网输出，储能侧DC/DC变换器需要恒压吸收充电功率Ppv-Pinv，逆变器恒流控制输出功率Pinv，系统可稳定运行。

区间四

随着Pinv不断减少，当Pinv<Pbat<Ppv<Ppv+Pbat时，储能侧DC/DC变换器恒流吸收一定的功率Pbat，但还有Ppv的剩余能量不能被吸收，直流母线电压会冲高，当逆变器为双级式逆变器时，直流母线电压由逆变器中的光伏侧DC/DC变换器控制，光储直流耦合系统运行功率走向关系如图8所示，光伏侧DC/DC变换器以逆变器的参考电压值，即逆变最小调制电压对直流母线电压进行恒压控制，光伏侧DC/DC变换器恒压控制输出功率，储能侧DC/DC变换器在恒流控制模式下进行充电，电网侧DC/AC变换器在恒流控制模式下恒流输出Pinv。

需要说明的是，当逆变器为单级式逆变器，随着直流母线电压会冲高，逆变器和储能侧DC/DC变换器都失去了对直流母线电压的控制权，此时直流母线走向IV曲线右侧，不做MPPT控制，Ppv逐渐减小，直流母线电压降低，也不会出现直流母线过高的情况。

在实际应用中，Pinv一般运行在区间一、区间二和区间三，光储直流耦合系统在设计时一般会避免区间四这种极端情况的出现，也就是说，区间一、区间二和区间三的控制逻辑基本可以满足光储直流耦合系统的日常控制。区间四的控制是对以上三种区间控制的补充，即使在极端情况下，应用本实施例所提出的控制逻辑也不会出现直流母线过高的情况。

综上，本实施例公开的一种光储直流耦合系统的控制方法，通过光储直流耦合系统内部的逆变器和储能侧DC/DC变换器竞争直流母线电压的控制权，由拥有直流母线电压控制权的一方以其参考电压值对直流母线电压进行恒压控制，实现光储直流耦合系统内部对直流母线电压的控制，保证光储直流耦合系统输出功率稳定性，进而保证电网运行的稳定性。

本发明还公开了一种光储直流耦合系统，请参阅图1，系统包括光伏阵列、逆变器、储能系统和储能侧DC/DC变换器；

所述逆变器和所述储能侧DC/DC变换器通信连接；

所述光伏阵列的输出端与所述逆变器的直流侧相连；

所述储能设备通过所述储能侧DC/DC变换器接入到所述逆变器的直流母线上；

所述光储直流耦合系统用于执行如上述实施例公开的控制方法。

本实施例公开的光储直流耦合系统，不需要对系统硬件进行改变，只需要使逆变器与储能侧DC/DC变换器通信连接，逆变器通过将其母线电压控制环参考值发送至储能侧DC/DC变换器，使储能侧DC/DC变换器将逆变器的母线电压控制环参考值与预设偏差值的和值确定为储能侧DC/DC变换器的母线电压参考值，就能实现逆变器和储能侧DC/DC变换器之间控制上的解耦，光储直流耦合系统内部的逆变器和储能侧DC/DC变换器竞争直流母线电压的控制权，实现逆变器和储能侧DC/DC变换器对直流母线电压控制权的自动切换，避免能量管理系统对储能侧DC/DC变换器和逆变器进行调度控制导致的通信延迟问题，在保证光储直流耦合系统输出功率稳定性的同时依然时刻能保持MPPT状态运行。

本说明书中各个实施例采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处，各个实施例之间相同相似部分互相参见即可。对于实施例公开的装置而言，由于其与实施例公开的方法相对应，所以描述的比较简单，相关之处参见方法部分说明即可。

还需要说明的是，在本文中，诸如第一和第二等之类的关系术语仅仅用来将一个实体或者操作与另一个实体或操作区分开来，而不一定要求或者暗示这些实体或操作之间存在任何这种实际的关系或者顺序。而且，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括所述要素的过程、方法、物品或者设备中还存在另外的相同要素。

结合本文中所公开的实施例描述的方法或算法的步骤可以直接用硬件、处理器执行的软件模块，或者二者的结合来实施。软件模块可以置于随机存储器(RAM)、内存、只读存储器(ROM)、电可编程ROM、电可擦除可编程ROM、寄存器、硬盘、可移动磁盘、CD-ROM、或技术领域内所公知的任意其它形式的存储介质中。

对所公开的实施例的上述说明，使本领域专业技术人员能够实现或使用本发明。对这些实施例的多种修改对本领域的专业技术人员来说将是显而易见的，本文中所定义的一般原理可以在不脱离本发明的精神或范围的情况下，在其它实施例中实现。因此，本发明将不会被限制于本文所示的这些实施例，而是要符合与本文所公开的原理和新颖特点相一致的最宽的范围。

Claims (12)

1.一种光储直流耦合系统的控制方法，其特征在于，光储直流耦合系统中的逆变器和储能侧DC/DC变换器通信连接，所述方法包括：

所述逆变器将其母线电压控制环参考值发送至所述储能侧DC/DC变换器，所述逆变器的母线电压控制环参考值包含MPPT电压信息；

所述储能侧DC/DC变换器将所述逆变器的母线电压控制环参考值与预设偏差值的和值确定为所述储能侧DC/DC变换器的母线电压参考值；

在光储直流耦合系统的运行过程中，根据直流母线电压对应的控制范围，由所述逆变器以其母线电压控制环参考值对所述直流母线电压进行恒压控制，或由所述储能侧DC/DC变换器以其母线电压参考值对所述直流母线电压进行恒压控制。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据直流母线电压对应的控制范围，由所述逆变器以其母线电压控制环参考值对所述直流母线电压进行恒压控制，或由所述储能侧DC/DC变换器以其母线电压参考值对所述直流母线电压进行恒压控制，包括：

在直流母线电压在所述逆变器的控制范围内的情况下，所述逆变器以其母线电压控制环参考值对所述直流母线电压进行恒压控制，所述储能侧DC/DC变换器自动运行在恒流模式；

在所述逆变器进入恒流模式，且所述直流母线电压上升到所述储能侧DC/DC变换器的控制范围内的情况下，所述储能侧DC/DC变换器自动从恒流模式切换到恒压模式，以其母线电压参考值对所述直流母线电压进行恒压控制。

3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，当电网调度功率大于光伏阵列的发电功率和储能系统的可放电功率的和值时，所述直流母线电压在所述逆变器的控制范围内。

4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，当电网调度功率小于光伏阵列的发电功率和储能系统的可放电功率的和值，且电网调度功率大于光伏阵列的发电功率，且电网调度功率大于储能系统的可放电功率时，所述直流母线电压在所述储能侧DC/DC变换器的控制范围内。

5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，当电网调度功率小于储能系统的可放电功率且大于光伏阵列的发电功率时，所述直流母线电压在所述储能侧DC/DC变换器的控制范围内。

6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，当电网调度功率小于光伏阵列的发电功率，且光伏阵列的发电功率小于储能系统的可充电功率时，所述直流母线电压在所述储能侧DC/DC变换器的控制范围内。

7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，当电网调度功率小于光伏阵列的发电功率，且电网调度功率大于光伏阵列的发电功率与储能系统的可充电功率的差值时，所述直流母线电压在所述储能侧DC/DC变换器的控制范围内。

8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述逆变器为双级式逆变器的情况下，当电网调度功率小于所述光伏阵列的发电功率与所述储能系统的可充电功率的差值时，所述直流母线电压在所述逆变器中的光伏侧DC/DC变换器的控制范围内，所述逆变器中的光伏侧DC/DC变换器以其母线电压参考值对所述直流母线电压进行恒压控制，所述逆变器中的电网侧DC/AC变换器自动运行在恒流模式，所述储能侧DC/DC变换器也自动运行在恒流模式。

9.根据权利要求1～8中任意一项所述的方法，其特征在于，当所述逆变器为单级式逆变器时，所述逆变器的母线电压参考值为MPPT电压与逆变最小调制电压中的最大值，当直流母线电压在所述储能侧DC/DC变换器控制范围时，所述储能侧DC/DC变换器替代逆变器实现系统的MPPT控制。

10.根据权利要求8所述的方法，其特征在于，所述逆变器的母线电压参考值为逆变最小调制电压，由光伏侧DC/DC变换器实现MPPT控制。

11.一种光储直流耦合系统，其特征在于，所述系统包括光伏阵列、逆变器、储能系统和储能侧DC/DC变换器；

所述逆变器和所述储能侧DC/DC变换器通信连接；

所述光伏阵列的输出端与所述逆变器的直流侧相连；

所述储能设备通过所述储能侧DC/DC变换器接入到所述逆变器的直流母线上；

所述光储直流耦合系统用于执行如权利要求1～10中任意一项所述的控制方法。

12.根据权利要求11所述的系统，其特征在于，所述逆变器为单级式逆变器或双级式逆变器。

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