CN115473260A - 一种光储系统的控制方法及其系统 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种光储系统的控制方法及其系统。控制方法包括：当光伏发电功率值与直流变换器的最大放电功率值之和大于等于第一功率值、小于电网调度功率值且光伏发电功率值小于等于第一功率值时，控制直流变换器放电且放电功率等于第一功率值减去光伏发电功率值的第一差值；当光伏发电功率值大于第一功率值且光伏发电功率值与直流变换器的最大充电功率值的差值小于等于电网调度功率值时，控制直流变换器充电且充电功率等于光伏发电功率减去第一功率值的第二差值。本发明的控制方法及其系统，可实现对光伏组件最大功率点的追踪以对光伏系统的能量有效利用。

Description

一种光储系统的控制方法及其系统

技术领域

本发明涉及自动化控制技术领域，具体涉及一种光储系统的控制方法及其系统。

背景技术

随着光伏技术的发展，光伏发电技术日渐成熟，装机容量迅速升高。但是由于光伏发电存在间歇性和不可控等缺点，光伏发电系统存在输出功率波动较大等问题。若光伏发电系统输出的功率未经过处理直接输出到电网，会引起电网电压和电网频率产生波动，影响整个电网的稳定性。

光伏系统和储能系统结合的光储系统可以有效地缓解输出功率产生的波动。当光伏系统输出的能量过大时，储能系统充电，减小了输出总功率的同时避免了能量的浪费。当光伏系统能量不足时，储能系统放电以保证总功率输出平滑。但由于实际运行过程中，储能系统多是以恒功率充电模式运行或是以恒功率放电模式运行，光伏系统输出的能量随着时间变化时，储能系统运行在恒功率模式容易导致光伏系统的能量不能被有效利用，且逆变器也难以对光伏组件的最大功率点进行追踪，从而造成光伏组件能量的浪费。

发明内容

本发明的目的在于克服背景技术中存在的上述缺陷或问题，提供一种光储系统的控制方法及其系统，以使储能系统的工作功率可实时调整，以实现对光伏组件最大功率点的追踪以对光伏系统的能量有效利用。

为达成上述目的，本发明采用如下技术方案：

一种光储系统的控制方法，其特征是，光储系统中的光伏组件优先于储能系统向逆变器输出功率，逆变器和储能侧直流变换器通信连接，所述逆变器直连所述光伏组件；设定一小于电网调度功率值的第一功率值；所述光储系统的控制方法包括：当光伏发电功率值与直流变换器的最大放电功率值之和小于第一功率值时，控制所述直流变换器放电且放电功率等于最大放电功率值；当光伏发电功率值与直流变换器的最大放电功率值之和大于等于第一功率值、小于电网调度功率值且所述光伏发电功率值小于等于第一功率值时，控制所述直流变换器放电且放电功率等于第一功率值减去光伏发电功率值而得的第一差值；当光伏发电功率值大于第一功率值且光伏发电功率值与直流变换器的最大充电功率值的差值小于等于电网调度功率值时，控制所述直流变换器充电且充电功率等于光伏发电功率值减去第一功率值而得的第二差值；当光伏发电功率值与直流变换器的最大充电功率值的差值大于电网调度功率值时，控制所述直流变换器充电且充电功率等于最大充电功率值。

基于技术方案一，还设有技术方案二，技术方案二中，所述电网调度功率值与第一功率值的差值大于当所述逆变器平稳输出所述电网调度功率值时的波动幅值。

基于技术方案二，还设有技术方案三，技术方案三中，控制直流变换器放电功率等于光伏发电功率值减去第一功率值而得的第一差值的具体方法如下：每隔人为设定的间隔获取逆变器输出功率值，并将逆变器输出功率值与第一功率值的累积误差相应地计入第一差值形成第三差值，如第三差值小于最大放电功率值，则在该间隔内控制所述直流变换器使所述储能系统的放电功率等于该第三差值；如第三差值大于等于最大放电功率值，则在该间隔内控制所述直流变换器使所述储能系统的放电功率等于最大放电功率值。

基于技术方案三，还设有技术方案四，技术方案四中，控制直流变换器充电功率等于光伏发电功率值减去第一功率值而得的第二差值的具体方法如下：将逆变器输出功率值与第一功率值的累积误差相应地计入第二差值形成第四差值，如第四差值小于最大充电功率值，则在该间隔内控制所述直流变换器使所述储能系统的充电功率等于该第四差值；如第四差值大于等于最大充电功率值，则在该间隔内控制所述直流变换器使所述储能系统的充电功率等于最大充电功率值。

基于技术方案一，还设有技术方案五，技术方案五中，控制所述直流变换器充电且充电功率等于最大充电功率值的具体方法如下：将电网调度功率值和逆变器输出功率值的累积误差相应地计入电网调度功率值形成逆变器设定功率值，逆变器根据其设定功率值调整其输出功率。

基于技术方案一至五，还设有技术方案六，技术方案六中，光伏发电功率值小于设定的第二功率值时，断开光伏组件与逆变器的连接；储能侧直流变换器的供电关系及其输出功率由逆变器的工作模式和电网调度功率决定。

技术方案七，本发明同时提供一种光储系统，包括光伏组件、逆变器、储能系统和储能侧直流变换器；所述逆变器与直流变换器通信连接；所述光伏组件的输出端与所述逆变器的直流侧直接连接；所述储能系统通过所述直流变换器接入到所述逆变器的直流母线上；所述光储系统用于执行技术方案一至五中任一项所述的控制方法。

基于技术方案六，还设有技术方案七，技术方案七中，所述光伏组件的输出端通过直流断路器与逆变器的直流侧连接；所述直流断路器用于在光伏发电功率值小于设定的第二功率值时断开。

由上述对本发明的描述可知，相对于现有技术，本发明具有的如下有益效果：

1、技术方案一中，当光伏发电功率值与直流变换器的最大放电功率值之和小于第一功率值时，控制直流变换器放电且放电功率等于最大放电功率值，有利于使逆变器的输出功率追踪光伏组件最大功率点，并使得光储系统尽可能大地向电网输出功率；当光伏发电功率值与直流变换器的最大放电功率值之和大于等于第一功率值、小于电网调度功率值且光伏发电功率值小于等于第一功率值时，控制直流变换器放电且放电功率等于第一功率值减去光伏发电功率值而得的第一差值，以及当光伏发电功率值大于第一功率值且光伏发电功率值与直流变换器的最大充电功率值的差值小于等于电网调度功率值时，控制直流变换器充电且充电功率等于光伏发电功率值减去第一功率值而得的第二差值，使得储能侧直流变换器在这些阶段里可实时追踪光伏组件最大功率点，且逆变器在该阶段保持在第一功率值形成平稳段，也即逆变器的输出功率稳定；当光伏发电功率值与直流变换器的最大充电功率值的差值大于电网调度功率值时，控制直流变换器充电且充电功率等于最大充电功率值，有利于尽可能地减小逆变器的输出功率，避免对光伏组件能量的浪费；可知，采用本技术方案，可根据光伏发电功率值与设定的第一功率值、储能侧直流变换器的最大充/放电功率值及电网调度功率值的关系调整储能侧直流变换器的输出功率及供电关系，有利于使逆变器保持对光伏组件最大功率点的追踪，从而实现了对光伏组件能量的有效利用。

2、技术方案二中，电网调度功率值与第一功率值的差值大于当逆变器平稳输出电网调度功率值时的波动幅值，使得逆变器的功率环始终处于饱和状态而失效，逆变器的母线电压环工作，从而使得逆变器可保持对光伏组件最大功率点的追踪，同时又避免了逆变器的输出功率在波动时与电网调度功率相重合，实现了逆变器输出功率的稳定,如此设置，使得逆变器的输出功率在接近电网调度功率时依然可以保持输出功率的稳定并对光伏组件的最大功率点的追踪，实现了对光伏组件能量的有效利用。

3、技术方案三中，将逆变器输出功率值与第一功率值的累积误差相应地计入第一差值形成第三差值，再根据第三差值与最大放电功率的关系调整储能系统的放电功率，不仅可使得逆变器的输出功率保持在第一功率值形成平稳段，且使得逆变器的输出功率可作为储能系实际放电功率的实时反馈，使得对于储能系统的放电功率的计算更为精确。

4、技术方案四中，将逆变器输出功率值与第一功率值的累积误差相应地计入第二差值形成第四差值，再根据第四差值与最大充电功率的关系调整储能系统的充电功率，不仅可使得逆变器的输出功率保持在第一功率值形成平稳段，且使得逆变器的输出功率可作为储能系统的实际充电功率的实时反馈，使得对于储能系统的充电功率的计算更为精确。

5、技术方案五中，将电网调度功率值和逆变器输出功率值的累积误差相应地计入电网调度功率值形成逆变器设定功率值，逆变器根据其设定功率值调整其输出功率，有利于控制该阶段逆变器的输出功率值保持在电网调度功率值。

6、技术方案六中，光伏发电功率值小于设定的第二功率值时，断开光伏组件与逆变器的连接；储能侧直流变换器的供电关系及其输出功率由逆变器的工作模式和电网调度功率决定，避免了夜间光伏组件没电时，或光伏输出功率过低时，防止电网能量或储能系统的能量反灌光伏组件。

7、技术方案七中，本发明同时公开了一种执行上述控制方法的光储系统，该光储系统可根据光伏发电功率值与设定的第一功率值、储能侧直流变换器的最大充/放电功率值及电网调度功率值的关系调整储能侧直流变换器的输出功率及供电关系，有利于使逆变器保持对光伏组件最大功率点的追踪，从而实现了对光伏组件能量的有效利用。

8、技术方案八中，直流断路器的设置简单实用。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，下面对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域的普通技术人员来说，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明光储系统的一种结构示意图；

图2为光储系统的逆变器的输出功率、光伏发电功率值以及直流变换器的输出功率随时间的变化示意图；

图3为图2中的阶段3和阶段5的控制环路；

图4为图2中的阶段4的控制环路。

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，所描述的实施例是本发明的优选实施例，且不应被看作对其他实施例的排除。基于本发明实施例，本领域的普通技术人员在不作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。

本发明的权利要求书、说明书及上述附图中，除非另有明确限定，如使用术语“第一”、“第二”或“第三”等，都是为了区别不同对象，而不是用于描述特定顺序。

本发明的权利要求书、说明书及上述附图中，如使用术语“包括”、“具有”以及它们的变形，意图在于“包含但不限于”。

下面介绍本申请的光储系统，图1为本申请光储系统的一种结构示意图，参阅图1，光储系统包括光伏组件、逆变器、储能系统和储能侧直流变换器；光伏组件的输出端通过直流隔离开关与逆变器的直流侧直接连接；储能系统通过直流变换器接入到逆变器的直流母线上；逆变器为单级式逆变器，其与直流变换器通信连接。直流变换器向逆变器输出的功率由储能系统产生，直流变换器可以控制储能系统输出功率的大小。

本申请中，光储系统还包括与逆变器并联的整流桥堆。整流桥堆主要是在直流隔离开关断开，储能侧直流变换器停止运行，且母线没有能量的时候为母线提供能量以供逆变器缓起。或者在直流变换器出现故障或能量耗尽时，启用整流桥堆的功能。也就是说，大部分状态下，整流桥堆与母线的连接是断开的。

光伏组件将太阳能转化为电能，储能系统内部存储有电能。可选的，可以是光伏组件单独向电网输出功率，可以是储能系统单独向电网输出功率，还可以是光伏组件和储能系统共同向电网输出功率，具体此处不做限定。本申请中，光伏组件优先向逆变器输出功率，能量不足时由直流变换器控制储能系统补充放电。光伏发电功率值随着时间的变化而变化。

本申请中，逆变器外环包括功率环和母线电压环，功率环接收电网功率调度指令，内环为电流环。直流变换器外环包括功率控制环和母线电压环，内环为电流环。本申请中，逆变器通过通讯指令来调整储能系统的输出功率和供电关系。

本申请中，假设光伏组件当前时刻的放电功率值为Ppv，即光伏发电功率值为Ppv，Ppv通过检测得到，检测方法属于现有技术，此处不再赘述。

电网调度功率值为A，电网调度功率值A是由调度中心下发的，电网调度功率值A属于短时可变化的。

储能侧直流变换器当前时刻的工作功率值为P_dcdc,Pbat_chargeMax为储能系统允许的最大充电功率值，Pbat_DischargeMax为储能系统允许的最大放电功率值。

逆变器输出功率值为Pfb，Ppv的值通过检测得到，检测方法属于现有技术，此处不再赘述。

第一功率值为Ps_dcdc。第一功率值Ps_dcdc小于电网调度功率值A且其与电网调度功率值A的差值大于当逆变器平稳输出电网功率值调度值A时的波动幅值，本申请中，第一功率值Ps_dcdc还大于直流变换器所允许的最大工作功率值(Pbat_chargeMax和Pbat_DischargeMax)。

光储系统的控制方法包括：

当光伏发电功率值Ppv与最大放电功率值Pbat_DischargeMax之和小于第一功率值Ps_dcdc时，控制直流变换器放电且放电功率值等于最大放电功率值Pbat_DischargeMax；

当光伏发电功率值Ppv与最大放电功率值Pbat_DischargeMax之和大于等于第一功率值Ps_dcdc、小于电网调度功率值A且光伏发电功率值Ppv小于等于第一功率值Ps_dcdc时，控制直流变换器放电且放电功率值等于第一功率值Ps_dcdc减去光伏发电功率值Ppv的第一差值；

当光伏发电功率值Ppv大于第一功率值Ps_dcdc且光伏发电功率值Ppv与最大充电功率值Pbat_chargeMax的差值小于等于电网调度功率值A时，控制直流变换器充电且充电功率值等于光伏发电功率值Ppv减去第一功率值Ps_dcdc的第二差值；

当光伏发电功率值Ppv与最大充电功率值Pbat_chargeMax的差值大于电网调度功率值A时，控制直流变换器充电且充电功率值等于最大充电功率值Pbat_chargeMax。

具体地，有以下几个场景：

场景1：Ppv+Pbat_DischargeMax<Ps_dcdc

逆变器的输出功率值Pfb为光伏发电功率值Ppv和直流变换器的输出功率值Pbat_DischargeMax的和值，该种场景下，逆变器的输出功率值Pfb小于第一功率值Ps_dcdc，从而小于电网调度功率值A，光伏发电功率值Ppv随着时间的变化而变化，逆变器的输出功率值Pfb随着光伏发电功率值Ppv的变化而变化，也即，逆变器的输出功率值Pfb追踪光伏发电功率值Ppv。光伏发电功率值Ppv存在以下两种情形。

情形1：光伏发电功率值Ppv小于设定的第二功率值时，光伏组件与逆变器断开连接，此时，逆变器的输出功率值Pfb等于直流变换器的输出功率值，也即最大放电功率值Pbat_DischargeMax，对应于图2中的阶段1和阶段7。第二功率值可根据实际需要设置，此处不作限定。

因此，在这种场景下，使直流变换器运行在最大放电功率值Pbat_DischargeMax，才能使光储系统输出功率值Pfb保持最大。

情形2：光伏组件输出功率值，逆变器的输出功率值Pfb为光伏发电功率值Ppv和直流变换器的输出功率值Pbat_DischargeMax的和值，此时，逆变器的输出功率值Pfb随着光伏发电功率值Ppv的变化而变化，也即，逆变器的输出功率值Pfb追踪光伏发电功率值Ppv，使得光储系统尽可能大地向电网输出功率值，对应于图2中的阶段2和阶段6。

场景2：Ps_dcdc≤Ppv+Pbat_DischargeMax<A

这种场景下，逆变器的输出功率值Pfb接近电网调度功率值A，但由于逆变器的输出功率值Pfb存在一波动幅值，逆变器的输出功率值Pfb在波动时可能会与电网调度功率值A相重合，因此应尽量使得逆变器的输出功率值Pfb的上下波动范围与电网调度功率值A错开。也即，使得电网调度功率值A与第一功率值Ps_dcdc的差值大于逆变器平稳输出电网调度功率值A时的波动幅值。这种场景下，光伏发电功率值Ppv可能大于第一功率值Ps_dcdc，也可能小于或等于第一功率值Ps_dcdc。也即存在以下两种情形：

情形1:Ppv≤Ps_dcdc

此时，控制直流变换器放电且放电功率等于第一功率值Ps_dcdc减去光伏发电功率值Ppv而得的第一差值；具体地，如图3所示，每隔人为设定的间隔获取逆变器输出功率值Pfb，并将逆变器输出功率值Pfb与第一功率值Ps_dcdc的累积误差相应地计入第一差值形成第三差值，如第三差值小于最大放电功率值Pbat_DischargeMax，则在该间隔内控制直流变换器使储能系统的放电功率值等于该第三差值，并输出理论设定值Pdcdc_ref；如第三差值大于等于最大放电功率值Pbat_DischargeMax，则在该间隔内控制直流变换器使储能系统的放电功率值等于最大放电功率值Pbat_DischargeMax,并输出理论设定值Pdcdc_ref,此时Pdcdc_ref仍是一个理论的设定值，储能侧直流变换器根据设定的工作功率Pdcdc_ref,调整其输出功率，具体而言，直流变换器通过理论设定值Pdcdc_ref,结合直流变换器的电压值可以计算得到理论的电流值，通过调节直流变换器的电流环即可得到实际电流值，从而结合直流变换器的电压值得到实际的工作功率。其中，逆变器输出功率值Pfb与第一功率值Ps_dcdc的累积误差由控制器PI完成。如此，不仅可使得逆变器的输出功率值Pfb保持在第一功率值Ps_dcdc形成平稳段，且使得逆变器的输出功率值Pfb可作为储能系统实际的放电功率值的实时反馈，使得对于储能系统的放电功率值的计算更为精确。

情形2，Ppv>Ps_dcdc，

此时，控制直流变换器充电且充电功率值等于光伏发电功率值Ppv减去第一功率值Ps_dcdc而得的第二差值；具体地，如图3所示，将逆变器输出功率值Pfb与第一功率值Ps_dcdc的的累积误差相应地计入第二差值形成第四差值，如第四差值小于最大充电功率值Pbat_chargeMax，则在该间隔内控制直流变换器使储能系统的充电功率值等于该第四差值,并输出理论设定值Pdcdc_ref；如第四差值大于等于最大充电功率值Pbat_chargeMax，则在该间隔内控制直流变换器使储能系统的充电功率值等于最大充电功率值Pbat_chargeMax,并输出理论设定值Pdcdc_ref。储能侧直流变换器根据设定的工作功率Pdcdc_ref,调整其实际输出功率，调节方案与情形1中的相同。其中，逆变器输出功率值Pfb与第一功率值Ps_dcdc的的累积误差由PI控制器完成，如此，不仅可使得逆变器的输出功率值Pfb保持在第一功率值Ps_dcdc形成平稳段，且使得逆变器的输出功率值Pfb可作为储能系统的实际充电功率值的实时反馈，使得对于储能系统的充电功率值的计算更为精确。

如图2所示，光伏发电功率值Ppv逐渐增大时，进入阶段3；光伏发电功率值Ppv逐渐减小时，进入阶段5。无论是阶段3还是阶段5，逆变器的输出功率值Pfb都为第一功率值Ps_dcdc，从而形成平稳段。

阶段3的初始时刻，直流变换器工作在最大放电功率值Pbat_DischargeMax状态，逆变器的输出功率值Pfb等于第一功率值Ps_dcdc，Ppv≤Ps_dcdc，储能侧直流变换器的输出功率值P_dcdc＝Ps_dcdc-Ppv。

因此，随后，由于光伏发电功率值Ppv的增大，直流变换器的放电功率值减小，光伏发电功率值Ppv增大至大于第一功率值Ps_dcdc时，直流变换器切换至充电状态；随后，储能侧直流变换器的输出功率值P_dcdc＝Ppv-Ps_dcdc，由于光伏组件输出功率值Ppv的继续增大，直流变换器的充电功率值逐渐增大，直指直流变换器的充电功率值达到最大值；或第二差值大于直流变化器的最大充电功率值Pbat_chargeMax时，则使差值对应于最大充电功率值Pbat_chargeMax。

阶段5的初始时刻，直流变换器工作在最大充电功率值Pbat_chargeMax状态，逆变器的输出功率值Pfb等于第一功率值Ps_dcdc，Ppv>Ps_dcdc，P_dcdc＝Ppv-Ps_dcdc。

因此随后，由于光伏组件输出功率值的减小，直流变换器的充电功率值减小，光伏发电功率值Ppv减小至等于第一功率值Ps_dcdc时，直流变换器切换至放电功率状态，随后，储能侧直流变换器的输出功率值P_dcdc＝Ps_dcdc-Ppv，由于光伏组件输出功率值的继续减小，直流变换器的放电功率值逐渐增大，直到直流变换器的放电功率值达到最大值；或第一差值大于直流变换器的最大放电功率值Pbat_DischargeMax时，则使第一差值对应于最大放电功率值Pbat_DischargeMax。

场景3：Ppv-Pbat_chargeMax>A

这种场景下，光储系统的输出功率值超过电网调度功率值A，往往也意味着，光伏发电功率值Ppv过大，此时，使直流变换器运行在最大充电功率值Pbat_chargeMax状态，有利于尽可能地减小逆变器的输出功率值Pfb，避免对光伏组件能量的浪费，对应于图2中的阶段4。

具体地，如图4所示，将电网调度功率值A和逆变器输出功率值Pfb的累积误差相应地计入电网调度功率值A形成逆变器设定功率值Pinv_ref，逆变器根据其设定功率值Pinv_ref调整其输出功率值，使得在该阶段逆变器的输出功率值Pfb保持在电网调度功率值A。

可知，采用本技术方案，可根据光伏发电功率值与设定的第一功率值、储能侧直流变换器的最大充/放电功率值及电网调度功率值的关系调整储能侧直流变换器的输出功率值及供电关系，有利于使逆变器保持对光伏组件最大功率值点的追踪，从而实现了对光伏组件能量的有效利用。电网调度功率值与第一功率值的差值大于当逆变器平稳输出电网功率值调度值时的波动幅值，使得逆变器的功率值环始终处于饱和状态而失效，逆变器的母线电压环工作，从而使得逆变器可保持对光伏组件最大功率值点的追踪，同时又避免了逆变器的输出功率值在波动时与电网调度功率值相重合，实现了逆变器输出功率值的稳定,如此设置，使得逆变器的输出功率值在接近电网调度功率值时依然可以保持输出功率值的稳定并对光伏组件的最大功率值点的追踪，实现了对光伏组件能量的有效利用。

上述说明书和实施例的描述，用于解释本发明保护范围，但并不构成对本发明保护范围的限定。通过本发明或上述实施例的启示，本领域普通技术人员结合公知常识、本领域的普通技术知识和/或现有技术，通过合乎逻辑的分析、推理或有限的试验可以得到的对本发明实施例或其中一部分技术特征的修改、等同替换或其他改进，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (8)

1.一种光储系统的控制方法，其特征是，光储系统中的光伏组件优先于储能系统向逆变器输出功率，逆变器和储能侧直流变换器通信连接，所述逆变器直连所述光伏组件；

设定一小于电网调度功率值的第一功率值；所述光储系统的控制方法包括：

当光伏发电功率值与直流变换器的最大放电功率值之和小于第一功率值时，控制所述直流变换器放电且放电功率等于最大放电功率值；

当光伏发电功率值与直流变换器的最大放电功率值之和大于等于第一功率值、小于电网调度功率值且所述光伏发电功率值小于等于第一功率值时，控制所述直流变换器放电且放电功率等于第一功率值减去光伏发电功率值而得的第一差值；

当光伏发电功率值大于第一功率值且光伏发电功率值与直流变换器的最大充电功率值的差值小于等于电网调度功率值时，控制所述直流变换器充电且充电功率等于光伏发电功率值减去第一功率值而得的第二差值；

当光伏发电功率值与直流变换器的最大充电功率值的差值大于电网调度功率值时，控制所述直流变换器充电且充电功率等于最大充电功率值。

2.如权利要求1所述的一种光储系统的控制方法，其特征是，所述电网调度功率值与第一功率值的差值大于当所述逆变器平稳输出所述电网调度功率值时的波动幅值。

3.如权利要求2所述的一种光储系统的控制方法，其特征是，控制直流变换器放电功率等于光伏发电功率值减去第一功率值而得的第一差值的具体方法如下：

每隔人为设定的间隔获取逆变器输出功率值，并将逆变器输出功率值与第一功率值的累积误差相应地计入第一差值形成第三差值，如第三差值小于最大放电功率值，则在该间隔内控制所述直流变换器使所述储能系统的放电功率等于该第三差值；如第三差值大于等于最大放电功率值，则在该间隔内控制所述直流变换器使所述储能系统的放电功率等于最大放电功率值。

4.如权利要求3所述的一种光储系统的控制方法，其特征是，控制直流变换器充电功率等于光伏发电功率值减去第一功率值而得的第二差值的具体方法如下：将逆变器输出功率值与第一功率值的累积误差相应地计入第二差值形成第四差值，如第四差值小于最大充电功率值，则在该间隔内控制所述直流变换器使所述储能系统的充电功率等于该第四差值；如第四差值大于等于最大充电功率值，则在该间隔内控制所述直流变换器使所述储能系统的充电功率等于最大充电功率值。

5.如权利要求1所述的一种光储系统的控制方法，其特征是，控制所述直流变换器充电且充电功率等于最大充电功率值的具体方法如下：

将电网调度功率值和逆变器输出功率值的累积误差相应地计入电网调度功率值形成逆变器设定功率值，逆变器根据其设定功率值调整其输出功率。

6.如权利要求1-5中任一项所述的一种光储系统的控制方法，其特征是，光伏发电功率值小于设定的第二功率值时，断开光伏组件与逆变器的连接；储能侧直流变换器的供电关系及其输出功率由逆变器的工作模式和电网调度功率决定。

7.一种光储系统，其特征是，包括光伏组件、逆变器、储能系统和储能侧直流变换器；

所述逆变器与直流变换器通信连接；

所述光伏组件的输出端与所述逆变器的直流侧直接连接；

所述储能系统通过所述直流变换器接入到所述逆变器的直流母线上；

所述光储系统用于执行如权利要求1-5中任一项所述的控制方法。

8.如权利要求7所述的一种光储系统，其特征是，所述光伏组件的输出端通过直流断路器与逆变器的直流侧连接；所述直流断路器用于在光伏发电功率值小于设定的第二功率值时断开。

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