CN111711189A - 一种光伏发电储能控制方法、系统、设备和存储介质 - Google Patents

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Abstract

本发明实施例公开了一种光伏发电储能控制方法、系统、设备和存储介质。该方法包括：获取用电时间和光伏系统的发电数据；将用电时间和发电数据与预设的控制策略进行匹配，根据匹配结果确定储能系统的工作模式，控制策略用于指示储能系统的启动条件、停止条件、充电功率和放电功率，其中，光伏系统和储能系统并接在同一交流母线上；根据工作模式控制储能系统进行充电或放电操作。本发明实施例根据用电时间和发电数据与预设的控制策略进行匹配，控制储能系统在电价较低的时段充电、并在电价较高的时段放电，利用电价差实现了光伏发电储能效益的最大化，节省用户的电能支出。

Description

一种光伏发电储能控制方法、系统、设备和存储介质
技术领域
本发明实施例涉及太阳能发电技术，尤其涉及一种光伏发电储能控制方法、系统、设备和存储介质。
背景技术
基于传统商业用户的用能结构，大部分企业依赖于电力公司的单一电源，电价分不同时段计量收费，生产用电成本较高。
随着近几年来光伏发电技术逐渐成熟，很多用户自行安装光伏组件，利用光伏发电，降低用电成本。
但是，光伏发电完全依赖阳光条件，光照好时，发电量增加，光照差时，仅发微弱的电能，而且若光伏发电不稳定，对单位电价影响不大，不能从根本上解决用电需求。因此，如何充分利用光伏发电优化用户的能源结构成为亟待解决的问题。
发明内容
本发明实施例提供一种光伏发电储能控制方法、系统、设备和存储介质，可以实现利用光伏发电优化用户的能源结构。
第一方面，本发明实施例提供了一种光伏发电储能控制方法，包括：
获取用电时间和光伏系统的发电数据；
将所述用电时间和发电数据与预设的控制策略进行匹配，根据匹配结果确定储能系统的工作模式，所述控制策略用于指示所述储能系统的启动条件、停止条件、充电功率和放电功率，其中，所述光伏系统和储能系统并接在同一交流母线上；
根据所述工作模式控制所述储能系统进行充电或放电操作。
第二方面，本发明实施例还提供了一种光伏发电储能控制系统，包括：
控制器，与储能系统和光伏系统通信连接，用于执行如本发明任意实施例提供的光伏发电储能控制方法；
所述储能系统，和所述光伏系统并接在同一交流母线上，用于存储所述光伏系统生成的电能，或者向连接到所述交流母线的负荷供电；
所述光伏系统，用于将光能转换为电能，并输出至所述储能系统和/或向连接到所述交流母线的负荷供电。
第三方面，本发明实施例还提供了一种设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述程序时实现如本发明任意实施例提供的光伏发电储能控制方法。
第四方面，本发明实施例还提供了一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，该程序被处理器执行时实现如本发明任意实施例提供的光伏发电储能控制方法。
本发明实施例根据用电时间和发电数据与预设的控制策略进行匹配，根据匹配结果确定储能系统的工作模式，以控制储能系统在电价较低的时段充电、并在电价较高的时段放电，利用电价差实现了光伏发电储能效益的最大化，节省用户的电能支出。
附图说明
图1是本发明实施例一提供的一种光伏发电储能控制方法的流程图；
图2是本发明实施例二提供的另一种光伏发电储能控制方法的流程图；
图3是本发明实施例二提供的一种光伏发电储能控制方法的第一充电模式示意图；
图4是本发明实施例二提供的一种光伏发电储能控制方法的工作示意图；
图5是本发明实施例三提供的又一种光伏发电储能控制方法的流程图；
图6是本发明实施例四提供的一种光伏发电储能控制系统的结构示意图；
图7是本发明实施例五提供的一种设备的结构示意图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明作进一步的详细说明。可以理解的是，此处所描述的具体实施例仅仅用于解释本发明，而非对本发明的限定。另外还需要说明的是，为了便于描述，附图中仅示出了与本发明相关的部分而非全部结构。
实施例一
图1是本发明实施例一提供的一种光伏发电储能控制方法的流程图，本实施例可适用于分布式光伏储能系统的光伏发电的情况，该方法可以由光伏发电储能控制系统中的控制器来执行。如图1所示，该方法具体包括：
步骤S110、获取用电时间和光伏系统的发电数据。
用电时间指用户在使用电能时所在时刻。在不同时间，用户对电能的需求不同，各电网公司根据各自季节和峰谷用电负荷出现的时间，具体地划定各个时段，例如，某地电网公司基于调查得到用户的用电情况为：9:00-12:00和17:00-22:00为用户用电功率较大、电网公司供电较紧张的时段，则将此时段划定为高峰段；8:00-9:00、12:00-17:00和22:00-23:00为用户用电功率正常、电网公司供电正常的时段，则将此时段划定为平段；23:00-次日8:00为用户用电功率较小、电网公司供电充足的时段，则将此时段划定为谷段。还可根据用户的用电功率将高峰段细化为峰段和尖峰段，其中，用户在尖峰段用电功率为全天用电功率最大。光伏发电储能控制系统在获取用户用电时间之后，可以根据用电时间判断用户所在的时间段。
光伏系统包括：光伏组件、光伏逆变器和关口表计等，用于利用光线照射产生电能，可以利用用户屋顶富裕空地资源布置太阳能设备。其中，光伏组件用于将太阳能转化为电能，可以由高效晶体硅太阳能电池片、超白布纹钢化玻璃、乙烯-醋酸乙烯共聚物(EVA)、透明聚氟乙烯复合膜(TPT)背板以及铝合金边框组成，具有使用寿命长，机械抗压外力强等特点；光伏组件的结构形式可以是玻璃壳体式结构、底盒式组件、平板式组件或无盖板的全胶密封组件，本发明对光伏组件的材料和结构均不作具体限定。光伏逆变器是一种将直流电转换成交流电的设备，用于将光伏组件生成的直流电转换成常用的交流电，可以是集中式逆变器、组串式逆变器或集散式逆变器等，本发明对此不作具体限定。光伏系统的关口表计指关口的计量电表，用于计量线路上的供电量。光伏逆变器分别与光伏组件和关口表计通过能源链路连接，光伏组件接收太阳能，并将太阳能转化为电能，光伏逆变器将由光伏组件转化的直流电转换成交流电，关口表计将流经的交流电电量显示在显示屏上。光伏系统的发电数据包括发电功率、发电时间和发电主体等，可以由控制器读取光伏系统的关口表计的数据得到。
可选地，在获取用电时间和光伏系统的发电数据之后，将用电时间和光伏系统的发电数据与预设条件进行匹配，若满足预设条件，则确定当前光照条件良好，若不满足预设条件，则确定当前光照条件不好。或者，根据光伏系统的关口表计的发电量确定光照条件。
步骤S120、将用电时间和发电数据与预设的控制策略进行匹配，根据匹配结果确定储能系统的工作模式。
储能系统包括：储能组件、储能逆变器和关口表计等，用于存储电能。其中，储能组件可以是磷酸铁锂电池等蓄电池，本发明对储能组件的材料不作具体限定。储能逆变器通过能源链路与储能组件连接，并与光伏系统连接，用于存储光伏系统或电网输出的电能，或释放存储的电能。储能系统的关口表计通过能源链路与储能逆变器连接，用于显示存储或释放的电量。储能系统的荷电状态(state of charge,SOC)，用于反映储能组件的剩余容量。荷电状态在数值上定义为剩余容量占储能组件总容量的比值，常用百分数表示。例如，荷电状态的取值范围为0～1，当SOC＝0时，表示储能组件放电完全，当SOC＝1时，表示储能组件电量完全充满。
控制策略用于指示储能系统的启动条件、停止条件、充电功率和放电功率。其中，储能系统的启动条件包括储能系统充电时的启动条件和放电时的启动条件，停止条件包括储能系统充电时的停止条件和放电时的停止条件。控制策略包括：
当用电时间属于谷段，控制储能系统工作在第一充电模式，第一充电模式包括：由电网以第一恒定功率向储能系统充电，直至储能系统的荷电状态满足第一预设条件时，退出第一充电模式，其中，荷电状态用于表示储能系统中储能组件的剩余容量。
具体地，当用电时段属于谷段，控制储能系统工作在第一充电模式：电网以第一恒定功率向储能系统充电，当储能系统的荷电状态满足第一预设条件时，停止充电，退出第一充电模式，当储能系统的荷电状态不满足第一预设条件时，电网继续以第一恒定功率向储能系统充电。
可选地，当储能系统的荷电状态达到第一预设阈值时，满足第一预设条件。例如，当SOC＝1时，储能系统中储能组件充电完成，满足第一预设条件；当SOC<1时，储能系统中储能组件未充电完成，不满足第一预设条件。
示例性地，当储能系统工作在第一充电模式时，电网以第一恒定功率向储能系统充电，当储能系统的荷电状态SOC<1时，继续向储能系统充电，当SOC＝1时，停止充电，退出第一充电模式。
可选地，在控制储能系统工作在放电模式时，控制器获取储能系统中储能组件的荷电状态，若该荷电状态小于第一预设阈值，则向电网发送购电请求。换句话说，当储能系统不能满足所需电能时，采用电网补充电能需求。通过电网向负荷供电，其中，负荷指消耗电能的设备。
当用电时间属于平段，且发电数据满足第二预设条件时，控制储能系统工作在第二充电模式。第二充电模式包括：根据发电数据和负荷数据确定储能系统的充电功率，由光伏系统根据充电功率向储能系统充电直至储能系统的荷电状态满足第一预设条件或用电时间不属于平段时，退出第二充电模式。
具体地，当用电时间属于平段，且发电数据满足第二预设条件时，控制储能系统工作在第二充电模式：根据发电数据和负荷数据确定储能系统的充电功率，光伏系统根据充电功率向储能系统充电，当储能系统的荷电状态不满足第一预设条件且用电时间属于平段时，继续向储能系统充电，当储能系统的荷电状态满足第一预设条件或用电时间不属于平段时，停止充电，退出第二充电模式。
其中，负荷数据包括负荷功率和负荷主体等，可以由控制器读取电网侧的关口表计的数据与储能系统中的关口表计的数据相加之和得到。
可选地，当发电数据中的发电功率大于负荷数据中的负荷功率时，满足第二预设条件。例如，若各负荷的负荷功率总和为80.1kW，光伏系统具有101.2kW的发电功率，此时，发电功率大于负荷功率，满足第二预设条件；若各负荷的负荷功率总和为80.1kW，光伏系统具有30.6kW的发电功率，此时，发电功率小于负荷功率，不满足第二预设条件。
可选地，储能系统的充电功率是发电数据中的发电功率与负荷数据中的负荷功率之差。根据发电数据中的发电功率与负荷数据中的负荷功率之差作为储能系统的充电功率，由光伏系统根据该充电功率向储能系统充电。例如，若各负荷的负荷功率总和为80.1kW，光伏系统具有101.2kW的发电功率，则确定储能的充电功率是21.1kW，光伏系统以21.1kW的充电功率向储能系统充电。
当用电时间属于平段，且发电数据满足第三预设条件时，控制储能系统工作在第三充电模式，第三充电模式包括：由电网以第二恒定功率向储能系统充电，直至储能系统的荷电状态满足第一预设条件或用电时间不属于平段时，退出第三充电模式。
具体地，当用电时间属于平段，且发电数据满足第三预设条件时，控制储能系统工作在第三充电模式：电网以第二恒定功率向储能系统充电，当储能系统的荷电状态不满足第一预设条件且用电时间属于平段时，继续向储能系统充电，当储能系统的荷电状态满足第一预设条件或用电时间不属于平段时，停止充电，退出第三充电模式。
可选地，当发电数据中的发电功率小于或等于负荷数据中的负荷功率时，满足第三预设条件。例如，若各负荷的负荷功率总和为80.1kW，光伏系统具有30.6kW的发电功率，此时，发电功率小于负荷功率，满足第三预设条件；若各负荷的负荷功率总和为80.1kW，光伏系统也具有80.1kW的发电功率，此时，发电功率等于负荷功率，满足第三预设条件。
需要说明的是，当储能系统工作在第三充电模式时，光伏系统无法向储能系统充电，控制器控制储能变流器(Power Conversion System,PCS)装置将电网的交流电转换为储能系统所需的直流电，并向储能系统充电。当储能系统工作在第三充电模式时，控制器以最大功率向储能系统充电，其中，最大功率是指PCS装置的最大转换功率。
当用电时间属于峰段或尖峰段，控制储能系统工作在放电模式，放电模式包括：由储能系统向负荷放电，直至储能系统的荷电状态满足第四预设条件或者用电时间不属于峰段和尖峰段时，退出放电模式。
具体地，当用电时间属于峰段或尖峰段，负荷的用电需求较大，控制储能系统工作在放电模式：由储能系统向负荷放电，当储能系统的荷电状态不满足第四预设条件且属于峰段或尖峰段时，储能系统继续向负荷放电，当储能系统的荷电状态满足第四预设条件或用电时间属于峰段和尖峰段时，储能系统停止向负荷放电，退出放电模式。
可选地，当储能系统的荷电状态达到第二预设阈值时，满足第四预设条件。例如，当SOC＝0时，储能系统中储能组件放电完成，满足第四预设条件；当SOC>0时，储能系统中储能组件未放电完成，不满足第四预设条件。
当用电时间属于峰段或尖峰段，优先使用光伏系统向负荷放电，直至光伏系统放电完成，控制储能系统工作在放电模式。若检测到光伏系统中没有剩余电量或无法发电，则直接控制储能系统工作在放电模式。
可选地，储能系统向负荷放电的放电功率可以为负荷中负荷数据的负荷功率与光伏系统中发电数据的发电功率之差。例如，若各负荷的负荷功率总和为80.1kW，光伏系统仅具有21.1kW的发电功率，则确定储能系统的放电功率是59kW，由储能系统以59kW的放电功率向各负荷放电。
光伏系统和储能系统并接在同一交流母线上。当光伏系统向储能系统充电时，光伏系统通过并联能源链路将电能传输给储能系统，当光伏系统和/或储能系统放电时，光伏系统和/或储能系统通过交流母线将电能传输给负荷，当电网向储能系统充电时，电网通过能源链路将电能传输给储能系统。
步骤S130、根据工作模式控制储能系统进行充电或放电操作。
具体地，当储能系统工作在第一充电模式时，由电网以第一恒定功率向储能系统充电；当储能系统工作在第二充电模式时，根据发电数据和负荷数据确定储能系统的充电功率，由光伏系统根据该充电功率向储能系统充电；当储能系统工作在第三充电模式时，由电网以第二恒定功率向储能系统充电；当储能系统工作在放电模式时，由储能系统向负荷放电。
本发明实施例提供的光伏发电储能控制方法，获取用户的用电时间和光伏系统的发电数据，将用电时间和发电数据与预设的控制策略进行匹配，并根据匹配结果确定储能系统的工作模式，再根据不同工作模式控制储能系统进行充电或放电，不同的控制策略更加符合用户实际用电情况，实现了光伏发电储能效益的最大化，节省用户的电能支出。
实施例二
图2是本发明实施例二提供的另一种光伏发电储能控制方法的流程图，本实施例在上述实施例的基础上进行优化，如图2所示，该方法包括：
步骤S210、获取用电时间和光伏系统的发电数据。
步骤S220、确定用电时间所属的用电时段。
其中，用电时段包括谷段、平段、峰段和尖峰段。
示例性地，根据当地电网公司的用电时段划分，判断用电时间所属的用电时段，例如，某地电网公司将用电时段划分为：9:00-10:00和20:00-22:00为尖峰段；10:00-12:00和17:00-20:00为峰段；8:00-9:00、12:00-17:00和22:00-23:00为平段；23:00-次日8:00为谷段。若获取到用户当前用电时间为9:30，则确定用户所在用电时段为尖峰段；若获取到用户当前用电时间为11:00，则确定用户所在用电时段为峰段；若获取到用户当前用电时间为14:30，则确定用户所在用电时段为平段；若获取到用户当前用电时间为23:30，则确定用户所在用电时段为谷段。
可选地，当用电时间属于平段时，判断发电数据中的发电功率是否大于负荷数据中的负荷功率。
若是，则确定发电数据满足第二预设条件；否则确定发电数据满足第三预设条件。
示例性地，某地电网公司将8:00-9:00、12:00-17:00和22:00-23:00划为平段，若用户的用电时间为13:15，则确定用电时间属于平段，在13:15时，光照条件良好，此时，光伏系统中发电数据的发电功率为101.1kW，负荷中负荷数据的负荷功率80.1kW，说明发电数据中的发电功率大于负荷数据中的负荷功率，则该发电数据满足第二预设条件；若用户的用电时间为8:30，则确定用电时间属于平段，在8:30时，光照条件较差，此时，光伏系统中发电数据的发电功率为20kW，负荷中负荷数据的负荷功率80.1kW，说明发电数据中的发电功率小于负荷数据中的负荷功率，则该发电数据满足第三预设条件。
步骤S230、当用电时间属于谷段，控制储能系统工作在第一充电模式。
示例性地，图3是本发明实施例二提供的一种光伏发电储能控制方法的第一充电模式示意图。如图3所示，光伏系统的发电功率为0.0kW，由电网以88.1kW的恒定功率经由储能逆变器向储能系统充电，此时储能系统的荷电状态为14.5％，另外，电网以189.1kW功率向负荷传输电能，可见，电网向光伏发电储能控制系统输出的总功率为277.2kW。
步骤S240、当用电时间属于平段，判断发电数据中的发电功率是否大于负荷数据中的负荷功率，若是，则执行步骤250，否则执行步骤260。
步骤250、确定光伏系统的发电数据满足第二预设条件，控制储能系统工作在第二充电模式，然后，执行步骤280。
可选地，当用电时间属于平段时，获取储能系统的荷电状态，如果根据荷电状态确定储能组件的剩余容量小于预设阈值，且光伏系统的发电数据满足第二预设条件，则控制储能系统工作在第二充电模式。例如，设定预设阈值为1，当SOC＝1时储能系统为满电状态，当SOC<1时储能系统为未满电状态。用户的用电时间为13:15属于平段12:00-17:00，获取储能系统的荷电状态SOC值，SOC值表示储能系统中储能组件的剩余容量，此时光照条件较好，若SOC<1，且发电数据中的发电功率大于负荷数据中的负荷功率，则控制储能系统工作在第二充电模式。
步骤S260、确定光伏系统的发电数据满足第三预设条件，控制储能系统工作在第三充电模式，然后，执行步骤280。
可选地，当用电时间属于平段时，获取储能系统的荷电状态，如果根据荷电状态确定储能组件的剩余容量小于预设阈值，且光伏系统的发电数据满足第三预设条件，则控制储能系统工作在第三充电模式。例如，设定预设阈值为1，当SOC＝1时储能系统为满电状态，当SOC<1时储能系统为未满电状态。用户的用电时间为22:45属于平段22:00-23:00，获取储能系统的荷电状态SOC值，SOC值表示储能系统中储能组件的剩余容量，此时光照条件较差，若SOC<1，且发电数据中的发电功率小于负荷数据中的负荷功率，则控制储能系统工作在第二充电模式。若用户的用电时间为8:20属于平段8:00-9:00，此时光照条件一般，若SOC<1，且发电数据中的发电功率等于负荷数据中的负荷功率，则控制储能系统工作在第二充电模式。
步骤S270、当用电时间属于峰段或尖峰段，控制储能系统工作在放电模式。
步骤S280、根据工作模式控制储能系统进行充电或放电操作。
示例性地，图4是本发明实施例二提供的一种光伏发电储能控制方法的工作示意图。如图4所示，a表示储能系统的功率，b表示电网的功率，c表示光伏系统的功率，d表示负荷的功率。在某年9月10日，光伏发电储能控制方法的工作状态如下：在S1段，光伏系统不工作，即光伏系统的发电功率为0kW，电网不仅向负荷放电，还将一部分电能传输给储能系统以供储能系统充电，即电网的功率等于负荷的负荷功率与储能系统的充电功率之和。在S2段，光伏系统开始工作，储能系统既不充电也不放电，负荷的负荷功率等于光伏系统的发电功率与电网的功率之和。在S3段，光伏系统和储能系统共同向负荷放电，电网的功率为0kW。S4段与S2段的工作状态相同。在S5段，由电网向储能系统充电，光伏系统和电网共同向负荷放电。在S6段，光伏系统和电网均不放电，完全由储能系统向负荷放电。在S7段，光伏系统不放电，完全由电网向负荷放电。S8段与S1段的工作状态相同。
本发明实施例提供的光伏发电储能控制方法，确定用电时间所属的用电时段，根据不同的用电时段、发电数据中的发电功率与负荷数据中的负荷功率比较以及储能系统的荷电状态，将用电时间和发电数据与预设的控制策略进行匹配，并根据匹配结果得到的工作模式控制储能系统进行充电或放电，使得在光照条件好的时候利用太阳能发电，以满足用户白天生产所需电能，控制器控制储能系统后半夜(谷段)吸收电能，在前半夜(峰段)放出电能，利用峰谷电价差产生经济效益，又能满足用户晚上前半夜生产所需电能。在光照条件不好的时候，储能系统根据不同的控制策略确定不同的工作模式，当储能系统不能满足所需电能时，采用电网补充电能需求。
实施例三
图5是本发明实施例三提供的又一种光伏发电储能控制方法的流程图，本实施例在上述实施例的基础上进行优化，如图5所示，该方法包括：
步骤S310、获取用电时间和光伏系统的发电数据。
步骤S320、将用电时间和发电数据与预设的控制策略进行匹配，根据匹配结果确定储能系统的工作模式。
控制策略用于指示储能系统的启动条件、停止条件、充电功率和放电功率，其中，光伏系统和储能系统并接在同一交流母线上。
步骤S330、根据工作模式控制储能系统进行充电或放电操作。
步骤S340、获取用电时间、光伏系统的发电数据、储能系统的储能数据和负荷数据，作为历史用电数据。
储能系统的储能数据包括储能系统的充电数据和放电数据，其中，充电数据包括充电时间、充电功率和供电主体等，放电数据包括放电时间、放电功率和放电主体等。
保存用户在所有用电时间内光伏系统的发电数据、储能系统的储能数据和负荷数据，并作为历史用电数据，以供后续对用户用电行为进行分析。
步骤S350、发送历史用电数据到服务器，历史用电数据用于指示服务器确定用电习惯，并根据用电习惯调整控制策略。
具体地，控制器发送历史用电数据到服务器，由服务器根据历史用电时间确定用户的用电习惯，并根据用电习惯调整控制策略。控制器接收服务器发送的控制策略调整信息，根据控制策略调整信息调整控制策略，并基于调整后的控制策略控制储能系统并监测光伏系统。
用电习惯指根据用户在不同用电时间，对电能具有不同需求。根据用电习惯调整控制策略能够适应用户的实际用电需求，结合用能需求负荷及光伏发电负荷，控制储能系统的充电和放电。
步骤S360、服务器将历史用电数据、用电习惯和控制策略发送到云平台和本地监控。
云平台指电力系统的云平台，可以包括电力市场主体、电价数据和电力交易数据等，用于保存服务器接收的信息，或将服务器接收的信息，通过云平台设备进行大数据的分析、对比、计算和预测，再将反馈信息通过调度中心发送给服务器。
本地监控指连接于服务器的监控终端，用于对光伏发电储能控制系统的工作状态实时查看和控制，可以是具有相关APP的手机终端，也可以是具有相关软件的电脑终端。
服务器将历史用电数据、用电习惯和控制策略发送到云平台和本地监控，经云平台的分析、对比、计算和预测后，将反馈信息发送给服务器，用户可以通过本地监控对光伏发电储能控制系统的工作状态进行实时查看和控制。
本发明实施例提供的光伏发电储能控制方法，根据用电时间和发电数据与预设的控制策略进行匹配，控制储能系统进行充电或放电，实现了光伏发电储能效益的最大化，节省用户的电能支出。将用电时间、光伏系统的发电数据、储能系统的储能数据和负荷数据作为历史用电数据发送到服务器，以指示服务器确定用电习惯并调整控制策略，能够适应用户的实际用电需求。服务器将历史用电数据、用电习惯和控制策略发送到云平台和本地监控，有利于保存电力信息，提高数据处理效率，便于用户实时查看和控制光伏发电储能控制系统的工作状态。
实施例四
图6是本发明实施例四提供的一种光伏发电储能控制系统的结构示意图。该系统可以通过执行光伏发电储能控制方法实现光伏发电储能效益的最大化，并节省用户的电能支出。如图6所示，该系统包括：
控制器，与储能系统和光伏系统通信连接，用于执行如本发明任意实施例所述的光伏发电储能控制方法。
其中，控制器是整个光伏发电储能控制系统的控制器，用于控制储能系统进行充电或放电操作。其中，控制器集成于如图6所述的通信前置机中。示例性的，控制器可以是能量管理系统(EMS)，包括PLC芯片和EMS管理软件等，可以将相关数据发送给服务器，还可以将相关数据上传云平台存储。控制器中运行有计算机程序，通过执行计算机程序实现如本发明任意实施例所述的光伏发电储能控制方法。
储能系统，和光伏系统并接在同一交流母线上，用于存储光伏系统生成的电能，或者向连接到交流母线的负荷供电。
光伏系统，用于将光能转换为电能，并输出至储能系统和/或向连接到交流母线的负荷供电。
此外，服务器与控制器通信连接，用于接收控制器发送的历史用电数据，根据用电数据确定用电习惯，并根据用电习惯调整控制策略。
云平台和本地监控分别与服务器通信连接，用于接收服务器发送的历史用电数据、用电习惯和控制策略。
在储能系统、光伏系统和负荷并接的交流母线上设置关口表计，用于显示总电能，该关口表计与电网串联在同一交流母线上，同时，该关口表计还分别与储能系统中的关口表计和光伏系统中的关口表计通信连接。
实施例五
图7是本发明实施例五提供的一种设备的结构示意图，如图7所示，该设备包括处理器710、存储器720、输入装置730和输出装置740；设备中处理器710的数量可以是一个或多个，图7中以一个处理器710为例；设备中的处理器710、存储器720、输入装置730和输出装置740可以通过总线或其他方式连接，图7中以通过总线连接为例。
存储器720作为一种计算机可读存储介质，可用于存储软件程序、计算机可执行程序以及模块，如本发明实施例中的光伏发电储能控制方法对应的程序指令/模块(例如，光伏发电储能控制系统中的控制器、储能系统和光伏系统)。处理器710通过运行存储在存储器720中的软件程序、指令以及模块，从而执行设备的各种功能应用以及数据管理，即实现上述的数据管理方法。
存储器720可主要包括存储程序区和存储数据区，其中，存储程序区可存储操作系统、至少一个功能所需的应用程序；存储数据区可存储根据终端的使用所创建的数据等。此外，存储器720可以包括高速随机存取存储器，还可以包括非易失性存储器，例如至少一个磁盘存储器件、闪存器件、或其他非易失性固态存储器件。在一些实例中，存储器720可进一步包括相对于处理器710远程设置的存储器，这些远程存储器可以通过网络连接至设备。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。
输入装置730可用于接收输入的数字或字符信息，以及产生与设备的用户设置以及功能控制有关的键信号输入。输出装置740可包括显示屏等显示设备。
注意，上述仅为本发明的较佳实施例及所运用技术原理。本领域技术人员会理解，本发明不限于这里的特定实施例，对本领域技术人员来说能够进行各种明显的变化、重新调整和替代而不会脱离本发明的保护范围。因此，虽然通过以上实施例对本发明进行了较为详细的说明，但是本发明不仅仅限于以上实施例，在不脱离本发明构思的情况下，还可以包括更多其他等效实施例，而本发明的范围由所附的权利要求范围决定。
实施例六
本发明实施例六还提供一种包含计算机可执行指令的存储介质，所述计算机可执行指令在由计算机处理器执行时用于执行一种光伏发电储能控制方法，该方法包括：
获取用电时间和光伏系统的发电数据；
将用电时间和发电数据与预设的控制策略进行匹配，根据匹配结果确定储能系统的工作模式，控制策略用于指示储能系统的启动条件、停止条件、充电功率和放电功率，其中，光伏系统和储能系统并接在同一交流母线上；
根据工作模式控制储能系统进行充电或放电操作。
当然，本发明实施例所提供的一种包含计算机可执行指令的存储介质，其计算机可执行指令不限于如上所述的方法操作，还可以执行本发明任意实施例所提供的光伏发电储能控制方法中的相关操作。
通过以上关于实施方式的描述，所属领域的技术人员可以清楚地了解到，本发明可借助软件及必需的通用硬件来实现，当然也可以通过硬件实现，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，该计算机软件产品可以存储在计算机可读存储介质中，如计算机的软盘、只读存储器(Read-Only Memory,ROM)、随机存取存储器(RandomAccess Memory,RAM)、闪存(FLASH)、硬盘或光盘等，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，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。
值得注意的是，上述光伏发电储能控制装置的实施例中，所包括的各个单元和模块只是按照功能逻辑进行划分的，但并不局限于上述的划分，只要能够实现相应的功能即可；另外，各功能单元的具体名称也只是为了便于相互区分，并不用于限制本发明的保护范围。注意，上述仅为本发明的较佳实施例及所运用技术原理。本领域技术人员会理解，本发明不限于这里所述的特定实施例，对本领域技术人员来说能够进行各种明显的变化、重新调整和替代而不会脱离本发明的保护范围。因此，虽然通过以上实施例对本发明进行了较为详细的说明，但是本发明不仅仅限于以上实施例，在不脱离本发明构思的情况下，还可以包括更多其他等效实施例，而本发明的范围由所附的权利要求范围决定。

Claims (10)

1.一种光伏发电储能控制方法，其特征在于，包括：
获取用电时间和光伏系统的发电数据；
将所述用电时间和发电数据与预设的控制策略进行匹配，根据匹配结果确定储能系统的工作模式，所述控制策略用于指示所述储能系统的启动条件、停止条件、充电功率和放电功率，其中，所述光伏系统和储能系统并接在同一交流母线上；
根据所述工作模式控制所述储能系统进行充电或放电操作。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述控制策略包括：
当用电时间属于谷段，控制所述储能系统工作在第一充电模式，所述第一充电模式包括：由电网以第一恒定功率向所述储能系统充电，直至所述储能系统的荷电状态满足第一预设条件时，退出所述第一充电模式，其中，所述荷电状态用于表示所述储能系统中储能组件的剩余容量；
当用电时间属于平段，且所述发电数据满足第二预设条件时，控制所述储能系统工作在第二充电模式，所述第二充电模式包括：根据所述发电数据和负荷数据确定所述储能系统的充电功率，由光伏系统根据所述充电功率向所述储能系统充电直至所述储能系统的荷电状态满足第一预设条件或所述用电时间不属于平段时，退出所述第二充电模式；
当用电时间属于平段，且所述发电数据满足第三预设条件时，控制所述储能系统工作在第三充电模式，所述第三充电模式包括：由电网以第二恒定功率向所述储能系统充电，直至所述储能系统的荷电状态满足第一预设条件或所述用电时间不属于平段时，退出所述第三充电模式；
当用电时间属于峰段或尖峰段，控制所述储能系统工作在放电模式，所述放电模式包括：由所述储能系统向负荷放电，直至所述储能系统的荷电状态满足第四预设条件或者所述用电时间不属于所述峰段和尖峰段时，退出所述放电模式。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述将所述用电时间和发电数据与预设的控制策略进行匹配，根据匹配结果确定储能系统的工作模式，包括：
确定所述用电时间所属的用电时段，其中，所述用电时段包括谷段、平段、峰段和尖峰段；
当所述用电时间属于谷段，控制所述储能系统工作在所述第一充电模式；
当所述用电时间属于平段，且所述光伏系统的发电数据满足第二预设条件时，控制所述储能系统工作在所述第二充电模式；
当所述用电时间属于平段，且所述光伏系统的发电数据满足所述第三预设条件时，控制所述储能系统工作在所述第三充电模式；
当所述用电时间属于峰段或尖峰段，控制所述储能系统工作在所述放电模式。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，在确定所述用电时间所属的用电时段之后，还包括：
当所述用电时间属于平段时，判断所述发电数据中的发电功率是否大于所述负荷数据中的负荷功率；
若是，则确定所述发电数据满足第二预设条件；
否则确定所述发电数据满足第三预设条件。
5.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述当所述用电时间属于平段，且所述光伏系统的发电数据满足第二预设条件时，控制所述储能系统工作在所述第二充电模式，包括：
当所述用电时间属于平段时，获取所述储能系统的荷电状态，如果根据所述荷电状态确定储能组件的剩余容量小于预设阈值，且所述光伏系统的发电数据满足第二预设条件，则控制所述储能系统工作在所述第二充电模式；
以及，所述当所述用电时间属于平段，且所述光伏系统的发电数据满足所述第三预设条件时，控制所述储能系统工作在所述第三充电模式，包括：
当所述用电时间属于平段时，获取所述储能系统的荷电状态，如果根据所述荷电状态确定储能组件的剩余容量小于预设阈值，且所述光伏系统的发电数据满足第三预设条件，则控制所述储能系统工作在所述第三充电模式。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在根据所述工作模式控制所述储能系统进行充电或放电操作之后，还包括：
获取所述用电时间、所述光伏系统的所述发电数据、所述储能系统的储能数据和负荷数据，作为历史用电数据；
发送所述历史用电数据到服务器，所述历史用电数据用于指示所述服务器确定用电习惯，并根据所述用电习惯调整所述控制策略。
7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，在发送所述历史用电数据到服务器之后，还包括：
所述服务器将所述历史用电数据、所述用电习惯和所述控制策略发送到云平台和本地监控。
8.一种光伏发电储能控制系统，其特征在于，包括：
控制器，与储能系统和光伏系统通信连接，用于执行如权利要求1-7任一项所述的光伏发电储能控制方法；
所述储能系统，和所述光伏系统并接在同一交流母线上，用于存储所述光伏系统生成的电能，或者向连接到所述交流母线的负荷供电；
所述光伏系统，用于将光能转换为电能，并输出至所述储能系统和/或向连接到所述交流母线的负荷供电。
9.一种设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述程序时实现如权利要求1-7中任一所述的光伏发电储能控制方法。
10.一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，该程序被处理器执行时实现如权利要求1-7中任一所述的光伏发电储能控制方法。
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