CN116488265B - 一种光储混合系统协同运行方法及装置 - Google Patents

一种光储混合系统协同运行方法及装置 Download PDF

Info

Publication number
CN116488265B
CN116488265B CN202310744284.4A CN202310744284A CN116488265B CN 116488265 B CN116488265 B CN 116488265B CN 202310744284 A CN202310744284 A CN 202310744284A CN 116488265 B CN116488265 B CN 116488265B
Authority
CN
China
Prior art keywords
energy storage
inverter
output voltage
bus
power
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN202310744284.4A
Other languages
English (en)
Other versions
CN116488265A (zh
Inventor
徐曜
张伟
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Daqin Digital Energy Technology Co ltd
Original Assignee
Daqin Digital Energy Technology Co ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Daqin Digital Energy Technology Co ltd filed Critical Daqin Digital Energy Technology Co ltd
Priority to CN202310744284.4A priority Critical patent/CN116488265B/zh
Publication of CN116488265A publication Critical patent/CN116488265A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN116488265B publication Critical patent/CN116488265B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/46—Controlling of the sharing of output between the generators, converters, or transformers
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H02J13/00002—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by monitoring
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/28—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy
    • H02J3/32—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy using batteries with converting means
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/381—Dispersed generators
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2203/00—Indexing scheme relating to details of circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J2203/10—Power transmission or distribution systems management focussing at grid-level, e.g. load flow analysis, node profile computation, meshed network optimisation, active network management or spinning reserve management
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
    • H02J2300/22—The renewable source being solar energy
    • H02J2300/24—The renewable source being solar energy of photovoltaic origin
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
    • Y02E10/56—Power conversion systems, e.g. maximum power point trackers

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
  • Charge And Discharge Circuits For Batteries Or The Like (AREA)

Abstract

本发明公开一种光储混合系统协同运行方法及装置，所述光储混合系统包括储能逆变器、光伏逆变器、蓄电池，所述方法包括以下步骤：获取储能逆变器直流母线电压；根据直流母线电压，分别计算蓄电池功率控制量并调节蓄电池功率、计算储能逆变器输出电压幅值控制量并调节储能逆变器输出电压幅值、计算储能逆变器输出电压频率控制量并调节储能逆变器输出电压频率；根据调节后的储能逆变器输出电压幅值和储能逆变器输出电压频率，计算光伏逆变器输出功率目标限值并调节光伏逆变器输出功率限值。上述技术方案，根据当前直流母线电压对应调整蓄电池、储能逆变器和光伏逆变器的输出，实现对光储混合系统中能量匹配情况进行监测及控制。

Description

一种光储混合系统协同运行方法及装置
技术领域
本发明涉及光伏储能技术领域，尤其是涉及一种光储混合系统协同运行方法及装置。
背景技术
近两年，随着新能源产业不断发展和储能技术逐渐成熟，很多家庭采用光储混合系统，与公共电网配合使用，解决家庭日常负载的用电问题，节省家庭用电的开支，提高了家庭用电的安全性和稳定性。
随着光储混合系统的发展，光伏逆变器和储能逆变器作为光储混合系统的重要组成部分，对二者协同运行的要求也越来越高，特别是当公共电网发生故障，光储混合系统处于离网状态时，光伏逆变器和储能逆变器就会组成微网系统，储能逆变器输出固定频率和电压的交流电，光伏逆变器检测到该交流电后将其视为公共电网输送到光伏面板的能量，为家庭用电的负载提供电能。
光储混合系统中光伏逆变器侧光伏面板功率、储能逆变器侧电池可充放电功率以及负载功率之间的关系决定了该微网系统能否正常运行，然而，现有的光储混合系统无法对系统之间的能量匹配进行监测及控制，导致在离网状态下，当光伏逆变器和储能逆变器之间的能量匹配不平衡时，会使储能逆变器母线电压不断升高或不断降低，母线电压过高会造成电气设备的损坏，母线电压过低则会降低系统运行精度，都会影响系统的稳定运行。
发明内容
为了实现对光储混合系统中的能量匹配情况的监测及控制，本申请提供一种光储混合系统协同运行方法及装置。
第一方面，本申请提供一种光储混合系统协同运行方法及装置，采用如下的技术方案：
所述光储混合系统包括储能逆变器、光伏逆变器和蓄电池，所述光伏逆变器和蓄电池均与储能逆变器连接，所述方法包括以下步骤：
获取储能逆变器直流母线电压Vbus；
根据所述直流母线电压Vbus计算蓄电池功率控制量Pc-bat，并根据计算得到的蓄电池功率控制量Pc-bat调节蓄电池功率；
根据所述直流母线电压Vbus计算储能逆变器输出电压幅值控制量Vc_inv和储能逆变器输出电压频率控制量Fc_inv，并根据计算得到的储能逆变器输出电压幅值控制量Vc_inv调节储能逆变器输出电压幅值Vac，并根据计算得到的储能逆变器输出电压频率控制量Fc_inv调节储能逆变器输出电压频率Fac；
获取调节后的储能逆变器输出电压幅值Vac和储能逆变器输出电压频率Fac，根据所述调节后的储能逆变器输出电压幅值Vac和储能逆变器输出电压频率Fac得到光伏逆变器输出功率目标限值Plim_ac，并根据所述光伏逆变器输出功率目标限值Plim_ac调节光伏逆变器输出功率限值。
通过采用上述技术方案，通过实时监测储能逆变器直流母线电压Vbus的变化，当光储混合系统中的能量匹配不平衡导致母线电压过高或者过低时，可以及时获取系统当前情况并通过调节蓄电池功率、储能逆变器输出电压幅值、储能逆变器输出电压频率以及光伏逆变器输出功率限值，使系统的能量匹配重新达到平衡，实现了对光储混合系统中的能量匹配情况的监测及控制，避免出现母线电压过高造成电气设备的损坏，以及母线电压过低导致系统运行精度较低的问题，保证系统稳定运行。
在一个具体的可实施方案中，所述根据所述调节后的储能逆变器输出电压幅值Vac和储能逆变器输出电压频率Fac得到光伏逆变器输出功率目标限值Plim_ac，具体为：
根据所述调节后的储能逆变器输出电压幅值Vac计算光伏逆变器输出功率第一限值Plim_ac1；
根据所述调节后的储能逆变器输出电压频率Fac计算光伏逆变器输出功率第二限值Plim_ac2；
比较所述光伏逆变器输出功率第一限值Plim_ac1和所述光伏逆变器输出功率第二限值Plim_ac2，并根据比较的结果将所述光伏逆变器输出功率第一限值Plim_ac1作为光伏逆变器输出功率目标限值Plim_ac、或者将所述光伏逆变器输出功率第二限值Plim_ac2作为光伏逆变器输出功率目标限值Plim_ac。
通过采用上述技术方案，通过比较按照储能逆变器输出电压幅值Vac计算出的结果以及按照储能逆变器输出电压频率Fac计算出的结果，从两种控制方式中选择控制效果更佳的方式，得到光伏逆变器输出功率目标限值Plim_ac，使系统能量匹配达到平衡的速度更快。
在一个具体的可实施方案中，所述根据所述直流母线电压Vbus计算蓄电池功率控制量Pc-bat，并根据计算得到的蓄电池功率控制量Pc-bat调节蓄电池功率，具体包括：
当所述直流母线电压Vbus高于参考母线电压时，减小蓄电池功率控制量Pc-bat，并根据减小后的蓄电池功率控制量Pc-bat调节蓄电池功率，使得蓄电池处于放电状态时，蓄电池放电功率减小，或者使得蓄电池处于充电状态时，蓄电池充电功率增大；
当所述直流母线电压Vbus低于参考母线电压时，增大蓄电池功率控制量Pc-bat，并根据增大后的蓄电池功率控制量Pc-bat调节蓄电池功率，使得蓄电池处于放电状态时，蓄电池放电功率增大，或者使得蓄电池处于充电状态时，蓄电池充电功率减小。
通过采用上述技术方案，当母线电压升高且蓄电池处于放电状态时，通过控制蓄电池的放电功率减小，从而降低母线电压；当母线电压升高且蓄电池处于充电状态时，通过控制蓄电池充电功率增大，从而降低母线电压。当母线电压降低且蓄电池处于放电状态时，通过控制蓄电池的放电功率增大，从而升高母线电压；当母线电压降低且蓄电池处于充电状态时，通过控制蓄电池的充电功率减小，从而升高母线电压，根据不同情况采用针对性的方法解决系统能量匹配问题。
在一个具体的可实施方案中，所述根据所述直流母线电压Vbus计算储能逆变器输出电压幅值控制量Vc_inv和储能逆变器输出电压频率控制量Fc_inv，并根据计算得到的储能逆变器输出电压幅值控制量Vc_inv调节储能逆变器输出电压幅值Vac，并根据计算得到的储能逆变器输出电压频率控制量Fc_inv调节储能逆变器输出电压频率Fac，具体包括：
当所述直流母线电压Vbus高于参考母线电压时，增大储能逆变器输出电压幅值控制量Vc_inv和储能逆变器输出电压频率控制量Fc_inv，并根据增大后的储能逆变器输出电压幅值控制量Vc_inv调节储能逆变器输出电压幅值Vac，使得储能逆变器输出电压幅值Vac增大；并根据增大后的储能逆变器输出电压频率控制量Fc_inv调节储能逆变器输出电压频率Fac，使得储能逆变器输出电压频率Fac增大；
当所述直流母线电压Vbus低于参考母线电压时，减小储能逆变器输出电压幅值控制量Vc_inv和储能逆变器输出电压频率控制量Fc_inv，并根据减小后的储能逆变器输出电压幅值控制量Vc_inv调节储能逆变器输出电压幅值Vac，使得储能逆变器输出电压幅值Vac减小；并根据减小后的储能逆变器输出电压频率控制量Fc_inv调节储能逆变器输出电压频率Fac，使得储能逆变器输出电压频率Fac减小。
通过采用上述技术方案，当母线电压升高时，通过对应增大储能逆变器输出电压幅值Vac以及储能逆变器输出电压频率Fac，从而使母线电压降低；当母线电压降低时，通过对应减小储能逆变器输出电压幅值Vac以及储能逆变器输出电压频率Fa，从而使母线电压升高，针对性的解决系统能量匹配问题。
在一个具体的可实施方案中，所述根据所述调节后的储能逆变器输出电压幅值Vac计算光伏逆变器输出功率第一限值Plim_ac1，具体包括：
当所述调节后的储能逆变器输出电压幅值Vac高于标准电网电压时，减小光伏逆变器输出功率第一限值Plim_ac1；
当所述调节后的储能逆变器输出电压幅值Vac低于标准电网电压时，增大光伏逆变器输出功率第一限值Plim_ac1。
在一个具体的可实施方案中，所述根据所述调节后的储能逆变器输出电压频率Fac计算光伏逆变器输出功率第二限值Plim_ac2，具体包括：
当所述调节后的储能逆变器输出电压频率Fac高于标准电网频率时，减小光伏逆变器输出功率第二限值Plim_ac2；
当所述调节后的储能逆变器输出电压频率Fac低于标准电网频率时，增大光伏逆变器输出功率第二限值Plim_ac2。
第二方面，本申请提供一种光储混合系统，所述光储混合系统包括储能逆变器、光伏逆变器和蓄电池，所述光伏逆变器和蓄电池均与储能逆变器连接；
所述储能逆变器包括双向DC/DC电路和第一DC/AC电路，所述光伏逆变器包括第二DC/AC电路；所述双向DC/DC电路包括第一PU调节模块；所述第一DC/AC电路包括VV调节模块、VF调节模块；所述第二DC/AC电路包括第二PU调节模块、PF调节模块和比较模块；
所述储能逆变器用于获取储能逆变器直流母线电压Vbus；
所述第一PU调节模块，用于根据所述直流母线电压Vbus计算蓄电池功率控制量Pc-bat，并根据计算得到的蓄电池功率控制量Pc-bat调节蓄电池功率；
所述VV调节模块，用于根据所述直流母线电压Vbus计算储能逆变器输出电压幅值控制量Vc_inv，并根据计算得到的储能逆变器输出电压幅值控制量Vc_inv调节储能逆变器输出电压幅值Vac；
所述VF调节模块，用于根据所述直流母线电压Vbus计算储能逆变器输出电压频率控制量Fc_inv，并根据计算得到的储能逆变器输出电压频率控制量Fc_inv调节储能逆变器输出电压频率Fac；
所述光伏逆变器用于获取调节后的储能逆变器输出电压幅值Vac和储能逆变器输出电压频率Fac；
所述第二PU调节模块，用于根据所述调节后的储能逆变器输出电压幅值Vac计算光伏逆变器输出功率第一限值Plim_ac1；
所述PF调节模块，用于根据所述调节后的储能逆变器输出电压频率Fac计算光伏逆变器输出功率第二限值Plim_ac2；
所述比较模块，用于比较所述光伏逆变器输出功率第一限值Plim_ac1和所述光伏逆变器输出功率第二限值Plim_ac2，并根据比较的结果将所述光伏逆变器输出功率第一限值Plim_ac1作为光伏逆变器输出功率目标限值Plim_ac、或者将所述光伏逆变器输出功率第二限值Plim_ac2作为光伏逆变器输出功率目标限值Plim_ac，并根据所述光伏逆变器输出功率目标限值Plim_ac调节光伏逆变器输出功率限值。
通过采用上述技术方案，在储能逆变器侧设计第一PU调节模块、VV调节模块、VF调节模块以及在光伏逆变器侧设计第二PU调节模块、PF调节模块和比较模块，解决了在微网系统下，因光伏面板功率、电池可充放电功率、负载功率不匹配的问题，提高了光储混合系统协同运行效率。
第三方面，本申请提供一种光储混合系统协同运行装置，所述光储混合系统协同运行装置包括母线电压获取模块、第一调节模块、第二调节模块；
所述母线电压获取模块，用于获取储能逆变器直流母线电压Vbus；
所述第一调节模块，用于根据所述直流母线电压Vbus计算蓄电池功率控制量Pc-bat，并根据计算得到的蓄电池功率控制量Pc-bat调节蓄电池功率；
所述第一调节模块，还用于根据所述直流母线电压Vbus计算储能逆变器输出电压幅值控制量Vc_inv和储能逆变器输出电压频率控制量Fc_inv，并根据计算得到的储能逆变器输出电压幅值控制量Vc_inv调节储能逆变器输出电压幅值Vac，并根据计算得到的储能逆变器输出电压频率控制量Fc_inv调节储能逆变器输出电压频率Fac；
所述第二调节模块，用于获取调节后的储能逆变器输出电压幅值Vac和储能逆变器输出电压频率Fac，根据所述调节后的储能逆变器输出电压幅值Vac和储能逆变器输出电压频率Fac得到光伏逆变器输出功率目标限值Plim_ac，并根据所述光伏逆变器输出功率目标限值Plim_ac调节光伏逆变器输出功率限值。
第四方面，本申请提供一种终端，所述终端包括：处理器、存储器及通信总线；所述通信总线用于实现处理器和存储器之间的连接通信，所述处理器用于执行存储器中存储的一个或者多个程序，以实现如上述第一方面的光储混合系统协同运行方法的步骤。
第五方面，本申请提供一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有指令，当所述指令被执行时，执行如上述第一方面的光储混合系统协同运行方法的步骤。
综上所述，本申请的技术方案至少包括以下有益技术效果：
1、通过实时监测储能逆变器直流母线电压Vbus的变化，当光储混合系统中的能量匹配不平衡导致母线电压过高或者过低时，可以及时获取系统当前情况并通过调节蓄电池功率、储能逆变器输出电压幅值、储能逆变器输出电压频率以及光伏逆变器输出功率限值，使系统的能量匹配重新达到平衡，实现了对光储混合系统中的能量匹配情况的监测及控制，避免出现母线电压过高造成电气设备的损坏，以及母线电压过低导致系统运行精度较低的问题，保证系统稳定运行；
2、通过在储能逆变器侧设计第一PU调节模块、VV调节模块、VF调节模块以及在光伏逆变器侧设计第二PU调节模块、PF调节模块和比较模块，解决了在微网系统下，因光伏面板功率、电池可充放电功率、负载功率不匹配的问题，提高了光储混合系统协同运行效率。
附图说明
图1是本申请实施例中光储混合系统的整体结构示意图；
图2是本申请实施例中光储混合系统协同运行方法的步骤流程图。
附图标记说明：
1、储能逆变器；11、双向DC/DC电路；12、第一DC/AC电路；2、光伏逆变器；21、第二DC/AC电路；22、DC/DC电路；3、蓄电池；4、光伏面板。
具体实施方式
为使本申请的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本申请实施方式作进一步地详细说明。
实施例一：本实施例公开一种光储混合系统协同运行方法，参照图1，所述光储混合系统包括储能逆变器1、光伏逆变器2、蓄电池3、光伏面板4，光伏逆变器2和蓄电池3均与储能逆变器1连接；光伏逆变器2还与光伏面板4连接，光伏面板4将吸收的太阳能转换为电能输出至光伏逆变器2。
具体的，储能逆变器1包括双向DC/DC电路11和第一DC/AC电路12，光伏逆变器包括第二DC/AC电路21和DC/DC电路22，蓄电池3、第一DC/AC电路12均与双向DC/DC电路11连接；光伏面板4、第二DC/AC电路21均与DC/DC电路22连接。进一步的，所述光储混合系统还包括与第二DC/AC电路21连接的第一开关、与第一DC/AC电路12连接的第二开关，与第一开关和第二开关同时连接的负载、与第一开关和第二开关同时连接的第三开关，第三开关还与公共电网连接。
进一步的，第一开关、第二开关、第三开关可以采用外部开关，也可以直接采用光伏逆变器2和储能逆变器1内部的开关网络。当断开第三开关，闭合第一开关和第二开关时，光伏逆变器2和储能逆变器1就会组成微网系统。
其中：双向DC/DC电路11包括第一PU调节模块，第一DC/AC电路12包括VV调节模块和VF调节模块；第二DC/AC电路21包括第二PU调节模块、PF调节模和比较模块。
下面结合图1，对上述中储能逆变器1和光伏逆变器2中各模块的功能，以及光储混合系统协同运行方法进行具体说明：
S100：储能逆变器1获取储能逆变器1的直流母线电压Vbus。
S200：第一PU调节模块根据所述直流母线电压Vbus计算蓄电池功率控制量Pc-bat，并根据计算得到的蓄电池功率控制量Pc-bat调节蓄电池3的功率；VV调节模块根据所述直流母线电压Vbus计算储能逆变器输出电压幅值控制量Vc_inv，并根据计算得到的储能逆变器输出电压幅值控制量Vc_inv调节储能逆变器1的输出电压幅值Vac；VF调节模块根据所述直流母线电压Vbus计算储能逆变器输出电压频率控制量Fc_inv，并根据计算得到的储能逆变器输出电压频率控制量Fc_inv调节储能逆变器1的输出电压频率Fac。
进一步的，储能逆变器1侧的控制中，蓄电池功率控制量Pc-bat与直流母线电压Vbus为反比例关系，即当直流母线电压Vbus高于参考母线电压时，蓄电池功率控制量Pc-bat减小，从而使得蓄电池3处于放电状态时，蓄电池3的放电功率减小，或者使得蓄电池3处于充电状态时，蓄电池3的充电功率增大，直流母线电压Vbus的值越大，则蓄电池功率控制量Pc-bat的值越小；当直流母线电压Vbus低于参考母线电压时，蓄电池功率控制量Pc-bat增大，从而使得蓄电池3处于放电状态时，蓄电池3的放电功率增大，或者使得蓄电池3处于充电状态时，蓄电池3的充电功率减小，直流母线电压Vbus的值越小，则蓄电池功率控制量Pc-bat的值越大。
进一步的，蓄电池功率控制量Pc-bat和直流母线电压Vbus之间的计算公式可以为：Pc-bat=k1*(Vref-Vbus)，其中Vref为预设的参考母线电压，k1为调节系数，Pc-bat为正时表示控制蓄电池3的放电，Pc-bat为负时表示控制蓄电池3的充电。参考母线电压Vref可以设置为当系统中光伏面板4的功率、蓄电池3的功率以及负载的功率处于平衡状态时，储能逆变器1的直流母线电压值。
因此，当母线电压升高且蓄电池处于放电状态时，通过控制蓄电池的放电功率减小，从而降低母线电压；当母线电压升高且蓄电池处于充电状态时，通过控制蓄电池充电功率增大，从而降低母线电压。当母线电压降低且蓄电池处于放电状态时，通过控制蓄电池的放电功率增大，从而升高母线电压；当母线电压降低且蓄电池处于充电状态时，通过控制蓄电池的充电功率减小，从而升高母线电压，根据不同情况采用针对性的方法解决系统能量匹配问题。
储能逆变器输出电压幅值控制量Vc_inv、储能逆变器输出电压频率控制量Fc_inv均与直流母线电压Vbus为正比例关系，即当直流母线电压Vbus高于参考母线电压时，储能逆变器输出电压幅值控制量Vc_inv增大，从而使得储能逆变器1的输出电压幅值Vac增大，且储能逆变器输出电压频率控制量Fc_inv也增大，从而使储能逆变器1的输出电压频率Fac也增大，直流母线电压Vbus的值越大，则储能逆变器输出电压幅值控制量Vc_inv和储能逆变器输出电压频率控制量Fc_inv越大。当直流母线电压Vbus低于参考母线电压时，储能逆变器输出电压幅值控制量Vc_inv减小，从而使得储能逆变器1的输出电压幅值Vac减小，且储能逆变器输出电压频率控制量Fc_inv也减小，从而使得储能逆变器1的输出电压频率Fac也减小，直流母线电压Vbus的值越小，则储能逆变器输出电压幅值控制量Vc_inv和储能逆变器输出电压频率控制量Fc_inv越小。
进一步的，储能逆变器输出电压幅值控制量Vc_inv和直流母线电压Vbus之间的计算公式可以为：Vc_inv=k2*(Vbus-Vref)+V0，其中Vref为参考母线电压，k2为调节系数，VO为标准逆变电压。进一步的，标准逆变电压VO可以设置为储能逆变器1的标准输出电压。
进一步的，储能逆变器输出电压频率控制量Fc_inv和直流母线电压Vbus之间的计算公式可以为：Fc_inv=k3*(Vbus-Vref)+F0，其中Vref为参考母线电压，k3为调节系数，FO为标准逆变频率。进一步的，标准逆变频率FO可以设置为储能逆变器1的标准输出频率。
因此，当母线电压升高时，通过对应增大储能逆变器输出电压幅值Vac以及储能逆变器输出电压频率Fac，从而使母线电压降低；当母线电压降低时，通过对应减小储能逆变器输出电压幅值Vac以及储能逆变器输出电压频率Fa，从而使母线电压升高，针对性的解决系统能量匹配问题。
S300：光伏逆变器2获取调节后的储能逆变器1的输出电压幅值Vac和储能逆变器1的输出电压频率Fac。
S400：第二PU调节模块根据调节后的储能逆变器1的输出电压幅值Vac计算光伏逆变器输出功率第一限值Plim_ac1；PF调节模块根据调节后的储能逆变器1的输出电压频率Fac计算光伏逆变器输出功率第二限值Plim_ac2；比较模块比较所述光伏逆变器输出功率第一限值Plim_ac1和所述光伏逆变器输出功率第二限值Plim_ac2，并根据比较的结果将所述光伏逆变器输出功率第一限值Plim_ac1作为光伏逆变器输出功率目标限值Plim_ac，或者将所述光伏逆变器输出功率第二限值Plim_ac2作为光伏逆变器输出功率目标限值Plim_ac，并根据所述光伏逆变器输出功率目标限值Plim_ac调节光伏逆变器2的输出功率限值。
因此，从步骤S400可以看出，通过比较按照储能逆变器输出电压幅值Vac计算出的结果以及按照储能逆变器输出电压频率Fac计算出的结果，从两种控制方式中选择控制效果更佳的方式，得到光伏逆变器输出功率目标限值Plim_ac，使系统能量匹配达到平衡的速度更快。
进一步的，光伏逆变器2侧的控制中，光伏逆变器输出功率第一限值Plim_ac1与储能逆变器输出电压幅值Vac为反比例关系，即当储能逆变器输出电压幅值Vac高于标准电网电压时，光伏逆变器输出功率第一限值Plim_ac1减小，从而使得光伏逆变器2的输出功率限值减小，且储能逆变器输出电压幅值Vac的值越大，光伏逆变器输出功率第一限值Plim_ac1的值越小。当储能逆变器输出电压幅值Vac低于标准电网电压时，光伏逆变器输出功率第一限值Plim_ac1增大，从而使得光伏逆变器2的输出功率限值增大，且储能逆变器输出电压幅值Vac的值越小，光伏逆变器输出功率第一限值Plim_ac1的值越大。
进一步的，光伏逆变器输出功率第一限值Plim_ac1和储能逆变器输出电压幅值Vac之间的计算公式可以为：Plim_ac1=k4*(V1-Vac)+P0，其中V1为标准电网电压，k4为调节系数，PO为光伏逆变器额定输出功率，且输出功率第一限值Plim_ac1的值大于等于0。
光伏逆变器输出功率第二限值Plim_ac2与储能逆变器输出电压频率Fac为反比例关系，即当储能逆变器输出电压频率Fac高于标准电网频率时，光伏逆变器输出功率第二限值Plim_ac2减小，从而使得光伏逆变器2的输出功率频率减小，且储能逆变器输出电压频率Fac的值越大，光伏逆变器输出功率第二限值Plim_ac2的值越小。当储能逆变器输出电压频率Fac低于标准电网频率时，光伏逆变器输出功率第二限值Plim_ac2增大，从而使得光伏逆变器2的输出功率频率增大，且储能逆变器输出电压频率Fac的值越小，光伏逆变器输出功率第二限值Plim_ac2的值越大。
进一步的，光伏逆变器输出功率第二限值Plim_ac2和储能逆变器输出电压频率Fac之间的计算公式可以为：Plim_ac2=k5*(F1-Fac)+P0，其中F1为标准电网频率，k5为调节系数，PO为光伏逆变器额定输出功率，且输出功率第一限值Plim_ac2的值大于等于0。
通过步骤S100~步骤S400，本实施例的光储混合系统系统运行方法，通过实时监测储能逆变器直流母线电压Vbus的变化，当光储混合系统中的能量匹配不平衡导致母线电压过高或者过低时，可以及时获取系统当前情况并通过调节蓄电池功率、储能逆变器输出电压幅值、储能逆变器输出电压频率以及光伏逆变器输出功率限值，使系统的能量匹配重新达到平衡，实现了对光储混合系统中的能量匹配情况的监测及控制，避免出现母线电压过高造成电气设备的损坏，以及母线电压过低导致系统运行精度较低的问题，保证系统稳定运行。
本实施例的光储混合系统，通过在储能逆变器侧设计第一PU调节模块、VV调节模块、VF调节模块以及在光伏逆变器侧设计第二PU调节模块、PF调节模块和比较模块，解决了在微网系统下，因光伏面板功率、电池可充放电功率、负载功率不匹配的问题，提高了光储混合系统协同运行效率。
下面结合实例，对光储混合系统按照本实施例的协同运行方法对光伏逆变器2和储能逆变器1之间的能量匹配进行监测及控制，进行具体说明：
情况一：假设初始状态时，光伏面板4的功率为5KW，负载的功率为10KW，蓄电池3处于放电状态，放电功率为5KW，此时，光伏面板4的功率、蓄电池3的功率以及负载的功率处于平衡状态。当某时段太阳光强度变强，光伏面板4的功率增大为8KW，此时光伏面板4的功率和蓄电池3的放电功率大于负载的功率之和，光储混合系统的能量匹配出现异常，过剩的光伏面板能量导致储能逆变器1的直流母线电压不断升高。
因此，直流母线电压Vbus的值升高，即直流母线电压Vbus高于参考母线电压；则储能逆变器1侧的参数计算以及控制具体如下：
由于蓄电池功率控制量Pc-bat与直流母线电压Vbus为反比例关系，则第一PU调节模块减小蓄电池功率控制量Pc-bat，并根据减小后的蓄电池功率控制量Pc-bat调节蓄电池3的功率，使蓄电池3的放电功率减小。
由于储能逆变器输出电压幅值控制量Vc_inv、储能逆变器输出电压频率控制量Fc_inv均与直流母线电压Vbus为正比例关系，则VV调节模块增大储能逆变器输出电压幅值控制量Vc_inv，并根据增大后的储能逆变器输出电压幅值控制量Vc_inv调节储能逆变器1的输出电压幅值Vac，使储能逆变器1的输出电压幅值Vac增大。同时，VF调节模块增大储能逆变器输出电压频率控制量Fc_inv，并根据增大后的储能逆变器输出电压频率控制量Fc_inv调节储能逆变器1的输出电压频率Fac，使储能逆变器1的输出电压频率Fac增大。
因此，光伏逆变器2获取当前储能逆变器1的输出电压幅值Vac和输出电压频率Fac的值，判断储能逆变器1的输出电压幅值和输出电压频率均增大，即当前储能逆变器1的输出电压幅值Vac高于标准电网电压、储能逆变器1的输出电压频率Fac高于标准电网频率，则光伏逆变器2侧的参数计算以及控制具体如下：
由于光伏逆变器输出功率第一限值Plim_ac1与储能逆变器输出电压幅值Vac为反比例关系，且光伏逆变器输出功率第二限值Plim_ac2与储能逆变器输出电压频率Fac也为反比例关系，则第二PU调节模块减小光伏逆变器输出功率第一限值Plim_ac1；同时，PF调节模块也减小光伏逆变器输出功率第二限值Plim_ac2；
比较模块，将减小后的光伏逆变器输出功率第一限值Plim_ac1和减小后的光伏逆变器输出功率第二限值Plim_ac2中较小的值作为光伏逆变器输出功率目标限值Plim_ac，比较模块确定好目标限值Plim_ac之后，根据目标限值Plim_ac调节光伏逆变器2的输出功率限值，使光伏逆变器2的输出功率限值减小。
因此，可以得到：当光伏逆变器2和储能逆变器1之间的能量匹配出现异常，光伏面板4的功率和蓄电池3的放电功率大于负载的功率之和，导致直流母线电压升高时，通过第一PU调节模块使蓄电池3的放电功率减小；通过VV调节模块使储能逆变器1的输出电压幅值增大；通过VF调节模块使储能逆变器1的输出电压频率增大；通过比较模块根据第二PU调节模块和PF调节模块的计算结果，使光伏逆变器2的输出功率限值减小。通过上述控制和调节过程，减小了蓄电池3的放电功率，减小了光伏逆变器2的输出功率限值，使得光伏面板4的功率和蓄电池3的放电功率重新等于负载的功率之和，实现光伏面板4的功率、蓄电池3的功率以及负载的功率重新达到平衡状态，保证系统的稳定运行。
情况二：假设初始状态时，光伏面板4的功率为15KW，负载的功率为10KW，蓄电池3处于充电状态，充电功率为5KW，此时，光伏面板4的功率、蓄电池3的功率以及负载的功率处于平衡状态。当某时段负载的功率增大到12KW，此时光伏面板4的功率小于蓄电池3的充电功率与负载的功率之和，导致储能逆变器1的直流母线电压不断降低。
因此，直流母线电压Vbus的值降低，即直流母线电压Vbus低于参考母线电压；则储能逆变器1侧的参数计算以及控制具体如下：
第一PU调节模块增大蓄电池功率控制量Pc-bat，并根据增大后的蓄电池功率控制量Pc-bat调节蓄电池3的功率，使蓄电池3的充电功率减小。
VV调节模块减小储能逆变器输出电压幅值控制量Vc_inv，并根据减小后的储能逆变器输出电压幅值控制量Vc_inv调节储能逆变器1的输出电压幅值Vac，使储能逆变器1的输出电压幅值Vac减小。同时，VF调节模块减小储能逆变器输出电压频率控制量Fc_inv，并根据减小后的储能逆变器输出电压频率控制量Fc_inv调节储能逆变器1的输出电压频率Fac，使储能逆变器1的输出电压频率Fac减小。
因此，光伏逆变器2获取当前储能逆变器1的输出电压幅值Vac和输出电压频率Fac的值，判断储能逆变器1的输出电压幅值和输出电压频率均减小，即当前储能逆变器1的输出电压幅值Vac低于标准电网电压、储能逆变器1的输出电压频率Fac低于标准电网频率，则光伏逆变器2侧的参数计算以及控制具体如下：
第二PU调节模块增大光伏逆变器输出功率第一限值Plim_ac1，同时，PF调节模块也增大光伏逆变器输出功率第二限值Plim_ac2；比较模块，将增大后得光伏逆变器输出功率第一限值Plim_ac1和增大后的光伏逆变器输出功率第二限值Plim_ac2中较大的值作为光伏逆变器输出功率目标限值Plim_ac，比较模块确定好目标限值Plim_ac之后，根据目标限值Plim_ac调节光伏逆变器2的输出功率限值，使光伏逆变器2的输出功率限值增大。
因此，可以得到：当光伏逆变器2和储能逆变器1之间的能量匹配出现异常，光伏面板4的功率小于蓄电池3的充电功率与负载的功率之和，导致直流母线电压降低时，通过第一PU调节模块使蓄电池3的充电功率减小；通过VV调节模块使储能逆变器1的输出电压幅值Vac减小；通过VF调节模块使储能逆变器1的输出电压频率Fac减小；通过比较模块根据第二PU调节模块和PF调节模块的计算结果，使光伏逆变器2的输出功率限值增大。通过上述控制和调节过程，减小了蓄电池3的充电功率，增大了光伏逆变器2的输出功率限值，使得光伏面板4的功率等于蓄电池3的充电功率与负载的功率之和，实现光伏面板4的功率、蓄电池3的功率以及负载的功率重新达到平衡状态，保证系统的稳定运行。
当然，其他的使储能逆变器1的直流母线电压升高或降低的情况，都可以通过本实施例中的光储混合系统协同运行方法，通过对蓄电池3的功率以及光伏逆变器2的输出功率限值进行监测及控制，使光储混合系统的能量匹配达到平衡。
实施例二：本实施例提供一种光储混合系统协同运行装置，本实施例的光储混合系统协同运行装置采用实施例一中的光储混合系统协同运行方法。
具体的，本实施例的光储混合系统协同运行装置包括母线电压获取模块、第一调节模块、第二调节模块。
所述母线电压获取模块，用于获取储能逆变器直流母线电压Vbus。
所述第一调节模块，用于根据所述直流母线电压Vbus计算蓄电池功率控制量Pc-bat，并根据计算得到的蓄电池功率控制量Pc-bat调节蓄电池功率。
所述第一调节模块，还用于根据所述直流母线电压Vbus计算储能逆变器输出电压幅值控制量Vc_inv和储能逆变器输出电压频率控制量Fc_inv，并根据计算得到的储能逆变器输出电压幅值控制量Vc_inv调节储能逆变器输出电压幅值Vac，并根据计算得到的储能逆变器输出电压频率控制量Fc_inv调节储能逆变器输出电压频率Fac。
所述第二调节模块，用于获取调节后的储能逆变器输出电压幅值Vac和储能逆变器输出电压频率Fac，根据所述调节后的储能逆变器输出电压幅值Vac和储能逆变器输出电压频率Fac得到光伏逆变器输出功率目标限值Plim_ac，并根据所述光伏逆变器输出功率目标限值Plim_ac调节光伏逆变器输出功率限值。
实施例三：本实施例提供一种终端，所述终端包括处理器、存储器及通信总线；所述通信总线用于实现处理器和存储器之间的连接通信，所述处理器用于执行存储器中存储的一个或者多个程序，以实现如实施例一中所述的光储混合系统协同运行方法的步骤。
实施例四：本实施例公开一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有指令，当所述指令被执行时，执行如实施例一中所述的光储混合系统协同运行方法的步骤。
以上均为本申请的较佳实施例，并非依此限制本申请的保护范围，故：凡依本申请的结构、形状、原理所做的等效变化，均应涵盖于本申请的保护范围之内。

Claims (9)

1.一种光储混合系统协同运行方法，其特征在于，所述光储混合系统包括储能逆变器、光伏逆变器和蓄电池，所述光伏逆变器和蓄电池均与储能逆变器连接，所述方法包括以下步骤：
获取储能逆变器直流母线电压Vbus；
根据所述直流母线电压Vbus计算蓄电池功率控制量Pc-bat，并根据计算得到的蓄电池功率控制量Pc-bat调节蓄电池功率；
根据所述直流母线电压Vbus计算储能逆变器输出电压幅值控制量Vc_inv和储能逆变器输出电压频率控制量Fc_inv，并根据计算得到的储能逆变器输出电压幅值控制量Vc_inv调节储能逆变器输出电压幅值Vac，并根据计算得到的储能逆变器输出电压频率控制量Fc_inv调节储能逆变器输出电压频率Fac；
其中，储能逆变器输出电压幅值控制量Vc_inv的计算公式为：Vc_inv=k2*(Vbus-Vref)+V0，其中，Vref为参考母线电压，k2为调节系数，VO为标准逆变电压；其中，储能逆变器输出电压频率控制量Fc_inv的计算公式为：Fc_inv=k3*(Vbus-Vref)+F0，其中Vref为参考母线电压，k3为调节系数，FO为标准逆变频率；
获取调节后的储能逆变器输出电压幅值Vac和储能逆变器输出电压频率Fac，根据所述调节后的储能逆变器输出电压幅值Vac和储能逆变器输出电压频率Fac得到光伏逆变器输出功率目标限值Plim_ac，并根据所述光伏逆变器输出功率目标限值Plim_ac调节光伏逆变器输出功率限值；
所述根据所述调节后的储能逆变器输出电压幅值Vac和储能逆变器输出电压频率Fac得到光伏逆变器输出功率目标限值Plim_ac，具体为：
根据所述调节后的储能逆变器输出电压幅值Vac计算光伏逆变器输出功率第一限值Plim_ac1；
根据所述调节后的储能逆变器输出电压频率Fac计算光伏逆变器输出功率第二限值Plim_ac2；
比较所述光伏逆变器输出功率第一限值Plim_ac1和所述光伏逆变器输出功率第二限值Plim_ac2，并根据比较的结果将所述光伏逆变器输出功率第一限值Plim_ac1作为光伏逆变器输出功率目标限值Plim_ac、或者将所述光伏逆变器输出功率第二限值Plim_ac2作为光伏逆变器输出功率目标限值Plim_ac。
2.根据权利要求1所述的光储混合系统协同运行方法，其特征在于：所述根据所述直流母线电压Vbus计算蓄电池功率控制量Pc-bat，并根据计算得到的蓄电池功率控制量Pc-bat调节蓄电池功率，具体包括：
当所述直流母线电压Vbus高于参考母线电压时，则减小蓄电池功率控制量Pc-bat，并根据减小后的蓄电池功率控制量Pc-bat调节蓄电池功率，使得蓄电池处于放电状态时，蓄电池放电功率减小，或者使得蓄电池处于充电状态时，蓄电池充电功率增大；
当所述直流母线电压Vbus低于参考母线电压时，则增大蓄电池功率控制量Pc-bat，并根据增大后的蓄电池功率控制量Pc-bat调节蓄电池功率，使得蓄电池处于放电状态时，蓄电池放电功率增大，或者使得蓄电池处于充电状态时，蓄电池充电功率减小。
3.根据权利要求1所述的光储混合系统协同运行方法，其特征在于：所述根据所述直流母线电压Vbus计算储能逆变器输出电压幅值控制量Vc_inv和储能逆变器输出电压频率控制量Fc_inv，并根据计算得到的储能逆变器输出电压幅值控制量Vc_inv调节储能逆变器输出电压幅值Vac，并根据计算得到的储能逆变器输出电压频率控制量Fc_inv调节储能逆变器输出电压频率Fac，具体包括：
当所述直流母线电压Vbus高于参考母线电压时，则增大储能逆变器输出电压幅值控制量Vc_inv和储能逆变器输出电压频率控制量Fc_inv，并根据增大后的储能逆变器输出电压幅值控制量Vc_inv调节储能逆变器输出电压幅值Vac，使得储能逆变器输出电压幅值Vac增大；并根据增大后的储能逆变器输出电压频率控制量Fc_inv调节储能逆变器输出电压频率Fac，使得储能逆变器输出电压频率Fac增大；
当所述直流母线电压Vbus低于参考母线电压时，则减小储能逆变器输出电压幅值控制量Vc_inv和储能逆变器输出电压频率控制量Fc_inv，并根据减小后的储能逆变器输出电压幅值控制量Vc_inv调节储能逆变器输出电压幅值Vac，使得储能逆变器输出电压幅值Vac减小；并根据减小后的储能逆变器输出电压频率控制量Fc_inv调节储能逆变器输出电压频率Fac，使得储能逆变器输出电压频率Fac减小。
4.根据权利要求1所述的光储混合系统协同运行方法，其特征在于：所述根据所述调节后的储能逆变器输出电压幅值Vac计算光伏逆变器输出功率第一限值Plim_ac1，具体包括：
当所述调节后的储能逆变器输出电压幅值Vac高于标准电网电压时，则减小光伏逆变器输出功率第一限值Plim_ac1；
当所述调节后的储能逆变器输出电压幅值Vac低于标准电网电压时，则增大光伏逆变器输出功率第一限值Plim_ac1。
5.根据权利要求4所述的光储混合系统协同运行方法，其特征在于：所述根据所述调节后的储能逆变器输出电压频率Fac计算光伏逆变器输出功率第二限值Plim_ac2，具体包括：
当所述调节后的储能逆变器输出电压频率Fac高于标准电网频率时，则减小光伏逆变器输出功率第二限值Plim_ac2；
当所述调节后的储能逆变器输出电压频率Fac低于标准电网频率时，则增大光伏逆变器输出功率第二限值Plim_ac2。
6.一种光储混合系统，其特征在于：所述光储混合系统包括储能逆变器、光伏逆变器和蓄电池，所述光伏逆变器和蓄电池均与储能逆变器连接；
所述储能逆变器包括双向DC/DC电路和第一DC/AC电路，所述光伏逆变器包括第二DC/AC电路；所述双向DC/DC电路包括第一PU调节模块；所述第一DC/AC电路包括VV调节模块、VF调节模块；所述第二DC/AC电路包括第二PU调节模块、PF调节模块和比较模块；
所述储能逆变器用于获取储能逆变器直流母线电压Vbus；
所述第一PU调节模块，用于根据所述直流母线电压Vbus计算蓄电池功率控制量Pc-bat，并根据计算得到的蓄电池功率控制量Pc-bat调节蓄电池功率；
所述VV调节模块，用于根据所述直流母线电压Vbus计算储能逆变器输出电压幅值控制量Vc_inv，并根据计算得到的储能逆变器输出电压幅值控制量Vc_inv调节储能逆变器输出电压幅值Vac；Vc_inv=k2*(Vbus-Vref)+V0，其中，Vref为参考母线电压，k2为调节系数，VO为标准逆变电压；
所述VF调节模块，用于根据所述直流母线电压Vbus计算储能逆变器输出电压频率控制量Fc_inv，并根据计算得到的储能逆变器输出电压频率控制量Fc_inv调节储能逆变器输出电压频率Fac；Fc_inv=k3*(Vbus-Vref)+F0，其中Vref为参考母线电压，k3为调节系数，FO为标准逆变频率；
所述光伏逆变器用于获取调节后的储能逆变器输出电压幅值Vac和储能逆变器输出电压频率Fac；
所述第二PU调节模块，用于根据所述调节后的储能逆变器输出电压幅值Vac计算光伏逆变器输出功率第一限值Plim_ac1；
所述PF调节模块，用于根据所述调节后的储能逆变器输出电压频率Fac计算光伏逆变器输出功率第二限值Plim_ac2；
所述比较模块，用于比较所述光伏逆变器输出功率第一限值Plim_ac1和所述光伏逆变器输出功率第二限值Plim_ac2，并根据比较的结果将所述光伏逆变器输出功率第一限值Plim_ac1作为光伏逆变器输出功率目标限值Plim_ac、或者将所述光伏逆变器输出功率第二限值Plim_ac2作为光伏逆变器输出功率目标限值Plim_ac，并根据所述光伏逆变器输出功率目标限值Plim_ac调节光伏逆变器输出功率限值。
7.一种光储混合系统协同运行装置，其特征在于，包括母线电压获取模块、第一调节模块、第二调节模块；
所述母线电压获取模块，用于获取储能逆变器直流母线电压Vbus；
所述第一调节模块，用于根据所述直流母线电压Vbus计算蓄电池功率控制量Pc-bat，并根据计算得到的蓄电池功率控制量Pc-bat调节蓄电池功率；
所述第一调节模块，还用于根据所述直流母线电压Vbus计算储能逆变器输出电压幅值控制量Vc_inv和储能逆变器输出电压频率控制量Fc_inv，并根据计算得到的储能逆变器输出电压幅值控制量Vc_inv调节储能逆变器输出电压幅值Vac，并根据计算得到的储能逆变器输出电压频率控制量Fc_inv调节储能逆变器输出电压频率Fac；Vc_inv=k2*(Vbus-Vref)+V0，其中，Vref为参考母线电压，k2为调节系数，VO为标准逆变电压；Fc_inv=k3*(Vbus-Vref)+F0，其中Vref为参考母线电压，k3为调节系数，FO为标准逆变频率；
所述第二调节模块，用于获取调节后的储能逆变器输出电压幅值Vac和储能逆变器输出电压频率Fac，根据所述调节后的储能逆变器输出电压幅值Vac和储能逆变器输出电压频率Fac得到光伏逆变器输出功率目标限值Plim_ac，并根据所述光伏逆变器输出功率目标限值Plim_ac调节光伏逆变器输出功率限值；
所述第二调节模块，用于根据所述调节后的储能逆变器输出电压幅值Vac计算光伏逆变器输出功率第一限值Plim_ac1；第二调节模块还用于根据所述调节后的储能逆变器输出电压频率Fac计算光伏逆变器输出功率第二限值Plim_ac2；第二调节模块用于比较所述光伏逆变器输出功率第一限值Plim_ac1和所述光伏逆变器输出功率第二限值Plim_ac2，并根据比较的结果将所述光伏逆变器输出功率第一限值Plim_ac1作为光伏逆变器输出功率目标限值Plim_ac、或者将所述光伏逆变器输出功率第二限值Plim_ac2作为光伏逆变器输出功率目标限值Plim_ac。
8.一种终端，其特征在于，所述终端包括：处理器、存储器及通信总线；所述通信总线用于实现处理器和存储器之间的连接通信，所述处理器用于执行存储器中存储的一个或者多个程序，以实现如权利要求1-5任一项所述的光储混合系统协同运行方法的步骤。
9.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述计算机可读存储介质存储有指令，当所述指令被执行时，执行如权利要求1-5任一项所述的光储混合系统协同运行方法的步骤。
CN202310744284.4A 2023-06-25 2023-06-25 一种光储混合系统协同运行方法及装置 Active CN116488265B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202310744284.4A CN116488265B (zh) 2023-06-25 2023-06-25 一种光储混合系统协同运行方法及装置

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202310744284.4A CN116488265B (zh) 2023-06-25 2023-06-25 一种光储混合系统协同运行方法及装置

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN116488265A CN116488265A (zh) 2023-07-25
CN116488265B true CN116488265B (zh) 2023-09-19

Family

ID=87219941

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202310744284.4A Active CN116488265B (zh) 2023-06-25 2023-06-25 一种光储混合系统协同运行方法及装置

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN116488265B (zh)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN117155103B (zh) * 2023-08-28 2024-05-07 浙江艾罗网络能源技术股份有限公司 逆变器功率控制方法及其相关设备

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2002218654A (ja) * 2001-01-24 2002-08-02 Furukawa Electric Co Ltd:The 太陽光発電システム
CN102738836A (zh) * 2012-06-26 2012-10-17 中国电力科学研究院 一种交直流混合型微电网系统及其控制方法

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2002218654A (ja) * 2001-01-24 2002-08-02 Furukawa Electric Co Ltd:The 太陽光発電システム
CN102738836A (zh) * 2012-06-26 2012-10-17 中国电力科学研究院 一种交直流混合型微电网系统及其控制方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN116488265A (zh) 2023-07-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN107785931B (zh) 一种小型电能管理与协调控制一体化装置
CN110556856B (zh) 不依赖通信的多模式电能路由器及其无缝切换控制方法
CN113690873A (zh) 一种含混合储能的光伏直流微电网协调控制方法
US10491010B2 (en) Control apparatus for controlling the charging and discharging of storage batteries through a power converter
CN110120679B (zh) 一种与光伏逆变器直流侧耦合的户用光伏储能变换器
CN116488265B (zh) 一种光储混合系统协同运行方法及装置
CN112751357B (zh) 一种光伏储能系统及其控制方法
CN109888845B (zh) 一种交直流混合微电网
WO2022110824A1 (zh) 能量调度方法、装置及系统
US20210175708A1 (en) System and control method of all-dc power supply and storage for building
CN108879783B (zh) 一种电力弹簧能源消纳系统
CN104810845A (zh) 分布式光储能参与母线调节自适应控制装置及方法
Jin et al. A new control strategy of dc microgrid with photovoltaic generation and hybrid energy storage
CN112165113A (zh) 基于对混合储能系统控制的保障微电网电能质量的方法
EP3487034B1 (en) Power conversion system, power supply system, and power conversion apparatus
KR20230122784A (ko) 전기차 충전장치 및 이의 제어방법
CN114928115A (zh) 一种微电网中并联逆变器功率自动均衡控制方法及系统
JP6795082B2 (ja) 直流給電システム
CN116826848B (zh) 一种用于直流耦合孤岛系统的能量控制方法
CN115001082B (zh) 一种混合储能逆变器并机系统的充放电功率平衡分配控制方法
CN116488134B (zh) 一种能源路由器
CN116599022B (zh) 一种能源路由器
CN219875099U (zh) 一种交直流混合微网
CN114006580B (zh) 一种光伏发电系统及其控制方法
Song et al. Power Current Balance Energy Management Method Based on Multi-voltage Class DC Distribution Network

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant