CN111775756A - 一种光储充微网系统及其控制方法 - Google Patents

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Abstract

本发明提供了一种光储充微网系统及其控制方法，该光储充微网系统包括光伏发电单元、储能单元、光伏控制器、储能变流器和并离网切换单元，所述光伏发电单元通过光伏控制器与直流母线连接，所述储能电池、储能变流器分别与直流母线连接，充电桩直接挂在直流母线上，形成直流组网；所述储能变流器通过并离网切换单元与电网、负载连接，形成交流组网；所述光伏控制器用于控制光伏发电单元给储能单元充电；所述并离网切换单元用于实现储能变流器并网和离网的状态切换。采用本发明的技术方案，减少了能量损失，提高了经济性，实现了并离网无缝切换，保障了系统供电质量；并在电网停电或异常波动时，可全自动实现离网运行，保障光储充业务不间断开展。

Description

一种光储充微网系统及其控制方法
技术领域
本发明属于新能源及电力电子领域，尤其涉及一种光储充微网系统及其控制方法。
背景技术
在当前汽车电气化的大趋势背景下，充电桩作为新能源汽车的配套设施，需求强烈。但在各类充电站设计与建设过程中，配电容量经常成为电站规模的瓶颈，甚至由于配电受限而无法开展充电业务。幸运的是，由于光伏发电以及锂电池储能的成本快速下降以及控制技术的发展，使光储充的综合应用成为可能，具备经济性。光伏发电子系统可解决充电站配电容量受限问题；储能子系统可解决光伏供电和充电桩用电波动性和随机性问题。
传统光储充系统大多采用如图1所示的共交流母线方案。该方案存在如下几方面的问题：
(1)光伏发电设备采用传统光伏逆变器从交流侧组网，当系统负载(即充电桩)小于光伏发电功率时，剩余能量需通过储能变流器充至储能电池系统，这样就存在两种缺陷：A.光伏能源充电回路需要经过光伏并网逆变器，储能双向变流器，额外能量损失增加2％以上。B.当充电站出现电网断电或故障时，即使光照资源丰富，光伏能源依然无法充电利用，造成经济损失。
(2)充电桩采用传统双级拓扑电路；前级交流转直流整流，后续直流调压及隔离变换，也需要从交流侧组网。这种方案同样存在两种缺陷：A.多一级交流转直流变换，额外能量损失增加1％以上；B.当出现电网断电，即使电池电量足够，充电桩依然无法使用，造成经济损失。
现有也有少量示范项目或研究采用如图2所示的共直流母线方案，上述核心设备可在直流侧组网方案。但该方案存在非常严重的应用问题：即仅仅考虑光伏充电控制器、充电桩、双向储能变流器等主要能量转换设备，没考虑支撑储能系统正常运行的空调制冷、照明、监控等基础设施设备的用电问题，而基础设施设备又是保证系统主设备正常运行的前提，这部分设备基本上都需要采用交流供电。当前的作法在实施过程中，是从公共电网取电(如图3所示)，这种方案存在两个缺陷，使示范项目无法商业化推广：
(1)当电网停电或异常波动时时，即使光伏及充电桩可以使用，由于基础设施设备供电无法保障，光储充系统依然无法使用。
(2)当储能电池充满后，一方面为防止储能电池过充，限制光伏发电；另一方面却依然从电网取电为基础设施设备供电，造成能量浪费，影响经济性。
发明内容
针对以上技术问题，本发明公开了一种光储充微网系统及其控制方法，调整传统充电桩输入侧的控制方式，满足直流输入，实现直流侧组网，减少能量损失，提高经济性。
对此，本发明采用的技术方案为：
一种光储充微网系统，其包括光伏发电单元、储能单元、光伏控制器、储能变流器和并离网切换单元，所述光伏发电单元通过光伏控制器与直流母线连接，所述储能电池、储能变流器分别与直流母线连接，充电桩直接挂在直流母线上，形成直流组网；所述储能变流器通过并离网切换单元与电网、负载连接，形成交流组网；
所述光伏控制器用于控制光伏发电单元给储能单元充电，进行直流变换；
所述并离网切换单元用于实现储能变流器并网和离网的状态切换。
其中，所述负载为空调制冷、照明、监控等基础设施设备。采用此技术方案，针对光储充综合应用领域对传统的系统进行改进，细分为系统电源和负载设备，直流类设备如光伏控制器、充电桩等从直流侧组网，而交流类设备如基础设施设备等直接从交流侧组网，考虑到了不同用电的需求，减少了能量损失，提高经济性。
作为本发明的进一步改进，所述储能变流器包括内部逆变单元，所述并离网切换单元包括逆变接触器、负载断路器、电网接触器和电网断路器，所述内部逆变单元与逆变接触器连接，所述逆变接触器通过负载断路器与负载连接，所述逆变接触器通过电网接触器、电网断路器的串联电路与交流电网连接。
作为本发明的进一步改进，所述储能变流器包括储能控制模块，所述储能单元包括储能电池和容量计算模块，所述储能控制模块与容量计算模块、内部逆变单元、逆变接触器、电网接触器电连接，并根据容量计算模块反馈的储能电池的容量多少，控制内部逆变单元、逆变接触器、电网接触器的动作。其中，所述负载断路器、电网断路器为手动控制，在系统工作时均保持闭合状态。
作为本发明的进一步改进，所述储能控制模块根据容量计算模块反馈的储能电池容量的多少和/或当前时钟为电价高峰或电价谷值，控制并离网切换单元动作，使系统处于并网或离网状态；
当处于离网状态时，所述内部逆变单元将储能单元的直流电转为交流电输出，供给负载；
当处于并网状态时，所述储能控制模块根据储能单元电池容量的多少，控制内部逆变单元工作或停机；
所述内部逆变单元停机时，电网供电给负载；
所述内部逆变单元工作时，电网供电给负载，所述内部逆变单元将电网交流电整流成直流电输出，为储能单元充电。
作为本发明的进一步改进，所述储能控制模块包括信号处理器，所述信号处理器的各个使能端分别通过信号放大电路与逆变接触器、电网接触器电连接，控制各开关的开合；所述信号处理器与内部逆变单元电连接，控制内部逆变单元工作或停机。
进一步的，所述信号放大电路包括一级信号放大电路和二级信号放大电路。
进一步的，所述一级信号放大电路包括电阻R335～电阻R339、电容C140、三极管Q10、三极管Q11，所述电阻R35的一端与信号处理器连接，所述电阻R35的另一端与电容C140的一端、电阻R336的一端、三极管Q10的B极连接，所述电容C140的另一端、电阻R336的另一端、三极管Q10的E极接地；所述三极管Q10的C极通过电阻R338与15V电源连接，并通过电阻R339与三极管Q11的B极连接，所述三极管Q11的C极输出电平信号，并通过电阻R337接地，所述三极管Q11的E极与15V电源连接；
所述二级信号放大电路包括电阻R37、电阻R38、电阻R42、电容C29、三极管Q6、继电器K2、二极管D9；所述电阻R37的一端与三极管Q11的C极连接，所述电阻R37的另一端与电阻R38的一端、电容C29的一端、三极管Q6的B极连接，所述电阻R38的另一端、电容C29的另一端、三极管Q6的E极接地，所述三极管Q6的C极与继电器K2的线圈的一端、二极管D9的正极连接，所述二极管D9的负极与继电器K2的线圈的另一端连接，并通过电阻R42与15V电源连接；所述继电器K2的触点与对应的逆变接触器、电网接触器电连接。
作为本发明的进一步改进，所述光伏控制器根据容量计算模块反馈的储能电池的容量多少，控制光伏发电单元电能的输出；
所述充电桩包括充电桩控制模块，所述充电桩控制模块根据容量计算模块反馈的储能电池的容量多少，控制充电桩的对外输出。
本发明还公开了如上所述的光储充微网系统的控制方法，其包括：
当储能电池的容量小于系统允许上限值时，所述光伏控制器控制光伏单元对储能电池进行充电；
当储能电池的容量大于系统允许上限值时，所述光伏控制器停止工作，防止储能电池过充；
当储能电池的容量大于系统允许下限值时，所述充电桩控制模块控制充电桩对外输出；
当储能电池的容量小于系统允许下限值时，所述充电桩控制模块控制充电桩停止输出，防止储能电池过放；
当储能电池的容量大于第一系统设定值时，所述储能控制模块控制并离网切换单元切换为离网状态，内部逆变单元将储能电池的直流电转为交流电输出，给负载供电；
当储能电池的容量小于第一系统设定值、大于第二系统设定值时，所述储能控制模块控制并离网切换单元切换为并网状态，并控制内部逆变单元停机，负载由电网供电；
当储能电池的容量小于第二系统设定值时，所述储能控制模块控制并离网切换单元切换为并网状态，内部逆变单元将电网交流电整流直流电为储能电池充电；负载由电网供电。
作为本发明的进一步改进，所述系统允许上限值与第一系统设定值相同或不同，所述系统允许下限值与第二系统设定值相同或不同；所述系统允许上限值为储能电池额定容量的90％～98％，所述系统允许下限值为储能电池额定容量的3～10％；所述第一系统设定值为储能电池额定容量的90％～98％，所述第二系统设定值为储能电池额定容量的3～10％。
作为本发明的进一步改进，当电网停电或异常波动时，所述储能控制模块控制并离网切换单元切换为离网状态，通过内部逆变单元将储能电池的直流电转为交流电输出，供给负载。
具体而言，当电网停电或异常波动时，按照以下方案实施：
当储能电池的容量大于第一系统设定值时，所述储能控制模块控制并离网切换单元切换为离网状态，内部逆变单元将储能电池的直流电转为交流电输出，给负载供电；
当储能电池的容量小于第一系统设定值、大于第二系统设定值时，所述储能控制模块控制并离网切换单元切换为离网状态，内部逆变单元将储能电池的直流电转为交流电输出，给负载供电；
当储能电池的容量小于第二系统设定值时，所述光伏控制器、充电桩、内部逆变单元停机。
作为本发明的进一步改进，所述储能控制模块根据电网电压调整内部逆变单元的输出电压的相位和幅值，并执行同步跟踪控制；
当离网供电电压/并网供电电压与电网电压同相位同幅值后，闭合并离网切换单元内所有开关，负载由储能电池和电网联合供电，同时所述储能控制模块控制从离网电压源环路模型切换为并网电流源环路模型，或从并网电流源环路模型切换为离网电压源环路模型；
经过一定时间的联合供电阶段，所述储能控制模块控制内部逆变单元停机，退出供电状态，负载过渡为电网供电或储能电池供电。
与现有技术相比，本发明的有益效果为：
第一，采用本发明的技术方案，在传统储能双向变流器内部增加并离网切换开关单元，在电网停电或异常波动时，可全自动实现离网运行，保障光储充业务不间断开展。
第二，本发明的技术方案针对光储充综合应用领域，调整了传统充电桩输入侧的控制方式，放弃传统光伏并网逆变器的电路结构，更换为高效率的光伏控制器(进行直流变换)，满足直流输入，并实现直流侧组网，减少了能量损失，而交流类设备(基础设施设备)从交流侧组网，提高了经济性。
第三，本发明的技术方案，细化了储能变流器并离网切换过程的控制方法，实现并离网无缝切换，保障了系统供电质量。
附图说明
图1是本发明现有技术的共交流母线光储充系统的结构示意图。
图2是本发明现有技术的共直流母线光储充系统的结构示意图。
图3是本发明现有技术的常规基础设施设备供电方案图。
图4是本发明一种光储充微网系统的结构示意图。
图5是本发明一种光储充微网系统的并离网切换单元的示意图。
图6是本发明一种光储充微网系统的储能控制模块的电路图。
具体实施方式
下面对本发明的较优的实施例作进一步的详细说明。
如图4所示，一种光储充微网系统，其包括光伏发电单元、储能单元、光伏控制器、储能变流器和并离网切换单元，所述光伏发电单元通过光伏控制器与直流母线连接，所述储能电池、储能变流器分别与直流母线连接，充电桩直接挂在直流母线上，形成直流组网；所述储能变流器通过并离网切换单元与电网、负载连接；所述光伏控制器用于控制光伏发电单元给储能单元充电；所述并离网切换单元用于实现储能变流器并网和离网的状态切换。首先细分系统电源和负载设备，直流类设备(如光伏控制器，充电桩)从直流侧组网，而交流类设备(基础设施设备)从交流侧组网。其中，所述负载为空调制冷、照明、监控等基础设施设备。
所述储能变流器包括内部逆变单元，所述内部逆变单元包括DC/AC逆变电路。如图5所示，所述并离网切换单元包括逆变接触器、负载断路器、电网接触器和电网断路器，所述内部逆变单元与逆变接触器连接，所述逆变接触器通过负载断路器与负载连接，所述逆变接触器通过电网接触器、电网断路器的串联电路与交流电网连接。
所述储能变流器包括储能控制模块，所述储能单元包括储能电池和容量计算模块，所述储能控制模块与容量计算模块、内部逆变单元、逆变接触器和电网接触器电连接，并根据容量计算模块反馈的信号，控制内部逆变单元、逆变接触器、电网接触器的动作。
作为一个具体的实施例，如图6所示，所述储能控制模块包括信号处理器，所述信号处理器的使能端分别通过信号放大电路与逆变接触器、电网接触器电连接，控制各开关的开合；所述信号处理器与内部逆变单元电连接，控制内部逆变单元工作或停机。
所述信号放大电路包括一级信号放大电路和二级信号放大电路。所述一级信号放大电路包括电阻R335～电阻R339、电容C140、三极管Q10、三极管Q11，所述电阻R35的一端与信号处理器连接，所述电阻R35的另一端与电容C140的一端、电阻R336的一端、三极管Q10的B极连接，所述电容C140的另一端、电阻R336的另一端、三极管Q10的E极接地；所述三极管Q10的C极通过电阻R338与15V电源连接，并通过电阻R339与三极管Q11的B极连接，所述三极管Q11的C极输出电平信号，并通过电阻R337接地，所述三极管Q11的E极与15V电源连接；所述二级信号放大电路包括电阻R37、电阻R38、电阻R42、电容C29、三极管Q6、继电器K2、二极管D9；所述电阻R37的一端与三极管Q11的C极连接，所述电阻R37的另一端与电阻R38的一端、电容C29的一端、三极管Q6的B极连接，所述电阻R38的另一端、电容C29的另一端、三极管Q6的E极接地，所述三极管Q6的C极与继电器K2的线圈的一端、二极管D9的正极连接，所述二极管D9的负极与继电器K2的线圈的另一端连接，并通过电阻R42与15V电源连接；所述继电器K2的触点与逆变接触器、电网接触器电连接。
此电路采用信号处理器作为控制芯片，实现系统的控制，并离网切换单元各接触器的实施电路可以采用以下三级结构方案：
第一级：DSP，根据控制需要，发出指令；
第二级：一级信号放大电路，信号放大及实现逻辑电平；(高电平，对应开关闭合)
第三级：二级信号放大电路，信号再放大及实现隔离。(控制端与电气端物理隔离)
进一步的，所述储能控制模块根据容量计算模块反馈的储能电池容量的多少，控制并离网切换单元动作，使系统处于并网或离网状态；
当处于离网状态时，所述内部逆变单元将储能单元的直流电转为交流电输出，供给负载；
当处于并网状态时，所述储能控制模块根据储能单元电池容量的多少，控制内部逆变单元工作或停机；
所述内部逆变单元停机时，电网供电给负载；
所述内部逆变单元工作时，电网供电给负载，所述内部逆变单元将电网交流电整流成直流电输出，为储能单元充电。
所述光伏控制器根据容量计算模块反馈的储能电池的容量多少，控制光伏发电单元电能的输出；所述充电桩包括充电桩控制模块，所述充电桩控制模块根据容量计算模块反馈的储能电池的容量多少，控制充电桩的对外输出。
上述光储充微网系统的控制方法如下：
当电网正常情况下各设备运行逻辑如下：
光伏控制器：只要储能电池容量小于系统允许上限值，光伏控制器依据最大功率跟踪算法对电池充电。当电池容量大于系统允许上限值，光伏控制器停止工作，防止电池过充。
充电桩：只要储能电池剩余容量大于系统允许下限值，充电桩便可投入运行，开展对电动汽车充电业务。当电池剩余容量小于系统允许下限值，充电桩停止工作，防止电池过放。
储能变流器：储能变流器的运行策略是本实施例控制方案的核心，通过控制储能变流器的运行状态可以实现系统的稳定控制或经济性最优控制：
当储能电池剩余容量大于第一系统设定值时，储能变流器内部并离网切换单元切换为离网状态，通过内部逆变单元将储能电池直流转为交流电输出。系统基础设施设备由储能电池供电。
当储能电池剩余容量小于第一系统设定值、但大于第二系统设定值时，储能变流器内部并离网切换单元切换为并网状态，储能变流器内部逆变单元停机。系统基础设施设备由电网供电。
当储能电池剩余容量小于第二系统设定值，储能变流器内部并离网切换单元切换为并网状态，内部逆变单元将电网交流电整流直流电为储能电池充电。系统基础设施设备由电网供电。
综上，系统的控制方法可归纳如下表1所示。
表1
电池容量 光伏控制器 充电桩 储能变流器 基础设施设备
>95％ 停止充电 允许 离网放电 电池供电
5％～95％ 充电 允许 停机 电网供电
<5％ 充电 停机 并网充电 电网供电
其中，所述系统允许上限值与第一系统设定值可以设置成一样也可以设置成不一样，所述系统允许下限值与第二系统设定值可以相同或不同。进一步的，所述系统允许上限值与第一系统设定值相同，为储能电池额定容量的95％、98％、90％或其他。
所述系统允许下限值与第二系统设定值可以设置成一样也可以设置成不一样。进一步的，所述系统允许下限值与第二系统设定值相同，为储能电池额定容量的5％、10％、3％或其他。
本实施例中，所述系统允许上限值与第一系统设定值为95％，所述系统允许下限值与第二系统设定值为5％。
以上系统工作逻辑是基于储能电池容量切换储能变流器的并离网工作状态。在实施过程中，也可以基于项目地分时电价来切换。如电价高峰期间，控制储能变流器为离网状态，而电价谷值期间，控制储能变流器为并网状态。
当电网停电或异常波动时，储能变流器内部并离网切换单元切换为离网状态，通过内部逆变单元将储能电池直流转为交流电输出。系统基础设施设备由储能电池供电。这样在电网停电或出现异常波动时保障光储充系统不间断运行。
具体而言，如图2所示，当电网停电或异常波动时，按照以下方案实施：
当储能电池的容量大于第一系统设定值时，所述储能控制模块控制并离网切换单元切换为离网状态，内部逆变单元将储能电池的直流电转为交流电输出，给负载供电；
当储能电池的容量小于第一系统设定值、大于第二系统设定值时，所述储能控制模块控制并离网切换单元切换为离网状态，内部逆变单元将储能电池的直流电转为交流电输出，给负载供电；
当储能电池的容量小于第二系统设定值时，所述光伏控制器、充电桩、内部逆变单元停机。
表2
电池容量 光伏控制器 充电桩 储能变流器 基础设施设备
>95％ 停止充电 允许 离网放电 电池供电
5％～95％ 充电 允许 离网放电 电池供电
<5％ 停机 停机 停机 停机
更进一步地，为保证基础设施设备的供电质量，本实施例涉及储能变流器在离网状态与并网状态的切换控制过程可细分为：相位跟踪，联合供电，独立供电，三个阶段。下面以离网电池供电切换为并网电网供电为例：
电压跟踪：基础设施设备由电池供电状态下，不断根据电网电压微整储能变流器逆变输出电压的相位和幅值，执行同步跟踪控制。
联合供电：确认离网供电电压与电网电压同相位同幅值后，闭合并离网切换单元内所有开关，基础设施设备由电池和电网联合供电，同时储能变流器软件控制算法从离网电压源环路模型切换为并网电流源环路模型。
独立供电：经过短暂的联合供电阶段(如10ms)，储能变流器内逆变单元停机，退出供电状态，基础设施设备过渡为电网供电。
同样的，由并网状态切换为离网状态的控制过程也是细分为三个阶段，同步过渡，提高基础设施设备的供电可靠性。
本实施例的技术方案，针对光储充综合应用领域，调整传统充电桩输入侧的控制方式，满足直流输入，实现直流侧组网，减少能量损失，提高经济性；放弃传统光伏并网逆变器的电路结构，更换为高效率的光伏控制器，满足直流输入，实现直流侧组网，减少能量损失，提高经济性；在传统储能双向变流器内部增加并离网切换开关单元，在电网停电或异常波动时，可全自动实现离网运行，保障光储充业务不间断开展。本实施例的技术方案细化了储能变流器并离网切换过程的控制方法，实现并离网无缝切换，保障系统供电质量。
以上内容是结合具体的优选实施方式对本发明所作的进一步详细说明，不能认定本发明的具体实施只局限于这些说明。对于本发明所属技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干简单推演或替换，都应当视为属于本发明的保护范围。

Claims (10)

1.一种光储充微网系统，其特征在于：其包括光伏发电单元、储能单元、光伏控制器、储能变流器和并离网切换单元，所述光伏发电单元通过光伏控制器与直流母线连接，所述储能电池、储能变流器分别与直流母线连接，充电桩直接挂在直流母线上，形成直流组网；所述储能变流器通过并离网切换单元与电网、负载连接，形成交流组网；
所述光伏控制器用于控制光伏发电单元给储能单元充电；
所述并离网切换单元用于实现储能变流器并网和离网的状态切换。
2.根据权利要求1所述的光储充微网系统，其特征在于：所述储能变流器包括内部逆变单元，所述并离网切换单元包括逆变接触器、负载断路器、电网接触器和电网断路器，所述内部逆变单元与逆变接触器连接，所述逆变接触器通过负载断路器与负载连接，所述逆变接触器通过电网接触器、电网断路器的串联电路与交流电网连接。
3.根据权利要求2所述的光储充微网系统，其特征在于：所述储能变流器包括储能控制模块，所述储能单元包括储能电池和容量计算模块，所述储能控制模块与容量计算模块、内部逆变单元、逆变接触器、电网接触器电连接，并根据容量计算模块反馈的储能电池的容量多少，控制内部逆变单元、逆变接触器、电网接触器的动作。
4.根据权利要求3所述的光储充微网系统，其特征在于：所述储能控制模块根据容量计算模块反馈的储能电池容量的多少和/或当前时钟为电价高峰或电价谷值，控制并离网切换单元动作，使系统处于并网或离网状态；
当处于离网状态时，所述内部逆变单元将储能单元的直流电转为交流电输出，供给负载；
当处于并网状态时，所述储能控制模块根据储能单元电池容量的多少，控制内部逆变单元工作或停机；
所述内部逆变单元停机时，电网供电给负载；
所述内部逆变单元工作时，电网供电给负载，所述内部逆变单元将电网交流电整流成直流电输出，为储能单元充电。
5.根据权利要求4所述的光储充微网系统，其特征在于：所述储能控制模块包括信号处理器，所述信号处理器的使能端分别通过信号放大电路与逆变接触器、电网接触器电连接，控制各开关的开合；所述信号处理器与内部逆变单元电连接，控制内部逆变单元工作或停机；
所述信号放大电路包括一级信号放大电路和二级信号放大电路。
6.根据权利要求4所述的光储充微网系统，其特征在于：所述光伏控制器根据容量计算模块反馈的储能电池的容量多少，控制光伏发电单元电能的输出；所述充电桩包括充电桩控制模块，所述充电桩控制模块根据容量计算模块反馈的储能电池的容量多少，控制充电桩的对外输出。
7.如权利要求6所述的光储充微网系统的控制方法，其特征在于，其包括：
当储能电池的容量小于系统允许上限值时，所述光伏控制器控制光伏单元对储能电池进行充电；
当储能电池的容量大于系统允许上限值时，所述光伏控制器停止工作，防止储能电池过充；
当储能电池的容量大于系统允许下限值时，所述充电桩控制模块控制充电桩对外输出；
当储能电池的容量小于系统允许下限值时，所述充电桩控制模块控制充电桩停止输出，防止储能电池过放；
当储能电池的容量大于第一系统设定值时，所述储能控制模块控制并离网切换单元切换为离网状态，内部逆变单元将储能电池的直流电转为交流电输出，给负载供电；
当储能电池的容量小于第一系统设定值、大于第二系统设定值时，所述储能控制模块控制并离网切换单元切换为并网状态，并控制内部逆变单元停机，负载由电网供电；
当储能电池的容量小于第二系统设定值时，所述储能控制模块控制并离网切换单元切换为并网状态，内部逆变单元将电网交流电整流直流电为储能电池充电；负载由电网供电。
8.根据权利要求7所述的光储充微网系统的控制方法，其特征在于：所述系统允许上限值与第一系统设定值相同或不同，所述系统允许下限值与第二系统设定值相同或不同；所述系统允许上限值为储能电池额定容量的90%~98%，所述系统允许下限值为储能电池额定容量的3~10%；所述第一系统设定值为储能电池额定容量的90%~98%，所述第二系统设定值为储能电池额定容量的3~10%。
9.根据权利要求8所述的光储充微网系统的控制方法，其特征在于：当电网停电或异常波动时，所述储能控制模块控制并离网切换单元切换为离网状态，通过内部逆变单元将储能电池的直流电转为交流电输出，供给负载。
10.根据权利要求7~9任意一项所述的光储充微网系统的控制方法，其特征在于：所述储能控制模块根据电网电压调整内部逆变单元的输出电压的相位和幅值，并执行同步跟踪控制；
当离网供电电压/并网供电电压与电网电压同相位同幅值后，闭合并离网切换单元内所有开关，负载由储能电池和电网联合供电，同时所述储能控制模块控制从离网电压源环路模型切换为并网电流源环路模型，或从并网电流源环路模型切换为离网电压源环路模型；
经过设定时间的联合供电阶段，所述储能控制模块控制内部逆变单元停机，退出供电状态，负载过渡为电网供电或储能电池供电。
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