CN117559501A - 直流变换器的控制方法、功率变换装置及储能系统 - Google Patents

直流变换器的控制方法、功率变换装置及储能系统 Download PDF

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CN117559501A CN202311578861.3A CN202311578861A CN117559501A CN 117559501 A CN117559501 A CN 117559501A CN 202311578861 A CN202311578861 A CN 202311578861A CN 117559501 A CN117559501 A CN 117559501A
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Abstract

本申请提供一种直流变换器的控制方法、功率变换装置及储能系统。方法包括获取储能系统与电网之间的并网功率，在电池包处于放电状态且电网向储能系统传输功率的持续时长达到第一预设时长时，获取光伏组件的实际输出电压和目标输出电压，然后根据实际输出电压和目标输出电压确定功率调节值，根据并网功率传输值和目标功率传输值确定第一目标放电功率，再根据第一目标放电功率和功率调节值确定第二目标放电功率，最后根据第二目标放电功率生成第一控制信号以控制直流变换器调节电池包的放电功率。本申请控制方法可以使光伏组件工作在目标输出电压，避免逆变器的输入电压被过度抬升导致光伏组件严重偏离最大功率点电压，有助于提升光伏利用率。

Description

直流变换器的控制方法、功率变换装置及储能系统
技术领域
本申请涉及电力电子技术领域，具体涉及一种直流变换器的控制方法、功率变换装置及储能系统。
背景技术
光伏储能系统中，光伏组件以及储能设备均耦合至逆变器的直流输入侧。在光伏组件输出功率大于负载需求功率时，光伏组件部分功率对储能设备进行充电，反之在光伏组件输出功率小于负载需求功率时，则由储能设备放电以补足负载所需，如此可以实现自发自用。但是，逆变器因为自身功率上限、自身电流上限、器件、散热等原因，会出现功率饱和的现象。在负载需求功率大于饱和功率的情况下，基于自发自用策略，通常会不断提高储能设备的放电功率来满足负载的需求，而这会将逆变器的输入电压抬高，导致光伏组件无法工作于最大功率点，使得储能设备抢占了光伏组件的供电份额。因此，有必要采取措施以应对逆变器的功率饱和。
发明内容
鉴于此，本申请提供一种直流变换器的控制方法、功率变换装置及储能系统，能够在逆变器发生功率饱和的情况下有效提高光伏利用率。
本申请第一方面提供一种直流变换器的控制方法，应用于储能系统中的控制器，储能系统包括电池包、直流变换器、逆变器以及光伏组件，直流变换器的一端连接电池包，直流变换器的另一端经直流母线连接逆变器的一端以及光伏组件，逆变器的另一端经交流母线连接电网。该控制方法包括：获取储能系统与电网之间的并网功率，并网功率用于表征电网与储能系统之间的功率传输方向以及并网功率传输值；在电池包处于放电状态，且电网向储能系统传输功率的持续时长达到第一预设时长时，获取光伏组件的实际输出电压和目标输出电压；目标输出电压是根据光伏组件的最大功率点电压确定的；根据实际输出电压和目标输出电压确定功率调节值；根据并网功率传输值和目标功率传输值确定第一目标放电功率；根据第一目标放电功率和功率调节值确定第二目标放电功率；根据第二目标放电功率生成第一控制信号并输出给直流变换器，第一控制信号用于控制直流变换器将电池包的放电功率调节至第二目标放电功率。
可以理解，当逆变器功率饱和时，电网将向储能系统传输功率以满足负载需求，与此同时，若不加以干预，基于自发自用原理，直流变换器将持续增大放电功率，但由于逆变器仍处于功率饱和状态，因此，此时电网仍将持续向储能系统传输功率。在这种情况下，逆变器的输入电压将被抬高，进而导致光伏组件偏离最大功率点，光伏利用率下降。因此，在本申请直流变换器的控制方法中，在电池包放电且电网向储能系统传输功率的持续时长达到第一预设时长的情况下，除基于电网与储能系统之间的并网功率传输值确定出第一目标放电功率外，还基于光伏组件的实际输出电压和目标输出电压，获得功率调节值，由第一目标放电功率和功率调节值结合确定第二目标放电功率，最后根据第二目标放电功率生成第一控制信号以控制直流变换器将电池包的放电功率调节至第二目标放电功率。
基于根据光伏组件的实际输出电压控制电池包的放电功率调节至第二目标放电功率的方式，可以使光伏组件工作在目标输出电压，避免逆变器的输入电压被过度抬升导致光伏组件严重偏离最大功率点电压，有助于光伏组件的最大功率追踪，使得光伏利用率可以提升。而且，无论逆变器是单独一路输入或者多路输入，每路输入上的直流变换器均可通过此过程进行调整，以使得每路输入上的光伏组件能够接近于或工作于最大功率点。
在一种实施例中，根据实际输出电压和目标输出电压确定功率调节值，包括：计算目标输出电压和实际输出电压之间的电压差值，其中目标输出电压小于实际输出电压；根据电压差值确定初始功率补偿值；对初始功率补偿值进行限幅处理后，得到功率调节值。
在一种实施例中，控制方法还包括：每隔预设时长，对光伏组件进行输出功率扫描以获取光伏组件的最大功率点电压；每次输出功率扫描后，根据最大功率点电压重新配置目标输出电压。
在一种实施例中，对光伏组件进行输出功率扫描以获取光伏组件的最大功率点电压，包括：控制目标输出电压从第一预设电压开始递增，直至增加至第二预设电压；其中，第一预设电压以及第二预设电压根据前一次功率扫描获取的最大功率点电压确定；在目标输出电压递增的过程中，获取光伏组件的输出功率并记录最大的输出功率对应的第一电压；根据第一电压更新最大功率点电压。
在一种实施例中，根据最大功率点电压重新配置目标输出电压，包括：计算最大功率点电压和预设压差的电压和；将电压和作为目标输出电压。
在一种实施例中，根据第二目标放电功率生成第一控制信号并输出给直流变换器之后，控制方法还包括：在电网不向储能系统传输功率时，根据并网功率传输值和目标功率传输值确定目标充放电功率；根据目标充放电功率生成第二控制信号并输出给直流变换器，第二控制信号用于控制直流变换器将电池包的充放电功率稳定在目标充放电功率。
在一种实施例中，获取储能系统与电网之间的并网功率之后，控制方法还包括：在电池包处于放电状态，且电网向储能系统传输功率的持续时长未达到第一预设时长，根据并网功率传输值和目标功率传输值确定第一目标放电功率；根据第一目标放电功率生成第二控制信号并输出给直流变换器，第二控制信号用于控制直流变换器将电池包的放电功率稳定在第一目标放电功率。
在一种实施例中，根据并网功率传输值和目标功率传输值确定第一目标放电功率，包括：计算并网功率传输值和目标功率传输值之间的功率差值；根据功率差值进行偏差运算，得到第一目标放电功率。
本申请第二方面提供一种功率变换装置，包括直流变换器和控制器，控制器用于执行上述第一方面或第一方面的任一种实施例所述的直流变换器的控制方法。
本申请第三方面提供一种储能系统，包括电池包、逆变器、光伏组件和上述第二方面所述的功率变换装置，功率变换装置的一端连接电池包，功率变换装置的另一端的经直流母线连接逆变器的一端以及光伏组件，逆变器的另一端经交流母线连接电网。
本申请第四方面提供一种电子设备，包括处理器和存储器，存储器用于存储程序、指令或代码，处理器用于执行存储器中的程序、指令或代码，以完成上述第一方面或第一方面的任一种实施例所述的直流变换器的控制方法。
本申请第五方面提供一种直流变换器的控制装置，包括第一获取模块、第二获取模块、第一确定模块、第二确定模块、第三确定模块和生成模块。第一获取模块用于获取储能系统与电网之间的并网功率；并网功率用于表征电网与储能系统之间的功率传输方向以及并网功率传输值；第二获取模块用于在电池包处于放电状态，且电网向储能系统传输功率的持续时长达到第一预设时长时，获取光伏组件的实际输出电压和目标输出电压；目标输出电压是根据光伏组件的最大功率点电压确定的；第一确定模块用于根据实际输出电压和目标输出电压确定功率调节值；第二确定模块用于根据并网功率传输值和目标功率传输值确定第一目标放电功率；第三确定模块用于根据第一目标放电功率和功率调节值确定第二目标放电功率；生成模块用于根据第二目标放电功率生成第一控制信号并输出给直流变换器，第一控制信号用于控制直流变换器将电池包的放电功率调节至第二目标放电功率。
本申请第六方面提供一种计算机可读存储介质，存储有计算机程序，计算机程序通过处理器进行加载来执行上述第一方面或第一方面的任一种实施例所述的直流变换器的控制方法。
另外，第二方面至第六方面中任一种可能的实现方式所带来的技术效果可参见第一方面中不同实现方式所带来的技术效果，此处不再赘述。
附图说明
图1是本申请实施例提供的储能系统的一种示意图。
图2是图1中的光伏组件的PV曲线图。
图3是本申请实施例提供的储能系统的另一种示意图。
图4是本申请实施例提供的功率变换装置的一种示意图。
图5是本申请实施例提供的直流变换器的控制方法的一种流程图。
图6是图5中的步骤S12的一种细化流程图。
图7是图5中的步骤S13的一种细化流程图。
图8是图5所示的直流变换器的控制方法的一种控制框图。
图9是本申请实施例提供的直流变换器的控制方法的另一种流程图。
图10是图9中的步骤S20和S21的一种细化流程图。
图11是本申请实施例提供的直流变换器的控制方法的另一种流程图。
图12是本申请实施例提供的直流变换器的控制方法的另一种流程图。
图13是本申请实施例提供的电子设备的一种示意图。
图14是本申请实施例提供的直流变换器的控制装置的一种示意图。
具体实施方式
需要说明的是，本申请的说明书和权利要求书及附图中的术语“第一”、“第二”是用于区别类似的对象，而不是用于描述特定的顺序或先后次序。
另外需要说明的是，本申请实施例中公开的方法或流程图所示出的方法，包括用于实现方法的一个或多个步骤，在不脱离权利要求的范围的情况下，多个步骤的执行顺序可以彼此互换，其中某些步骤也可以被删除。
下面将结合附图对一些实施例做出说明。在不冲突的情况下，下述的实施例及实施例中的特征可以相互组合。
请参阅图1，为本申请实施例储能系统的一种示意图。在图1中，储能系统100包括光伏组件10、逆变器20和储能设备30。光伏组件10和储能设备30均耦合至逆变器20的直流输入侧。逆变器20的交流输出侧耦合至负载200及电网300。
具体地，光伏组件10可用于将太阳能转换为直流电后输出至逆变器20，逆变器20再将直流电转换成交流电后输出给负载200，使得负载200可以上电工作。其中，在光伏组件10输出功率大于负载需求功率时，光伏组件10的一部分输出功率供应给负载200，另一部分功率对储能设备30进行充电。反之在光伏组件10输出功率小于负载需求功率时，则由储能设备30放电以补足负载所需，如此可以实现自发自用，负载200无需从电网300取电。因此，图1中的储能系统100也可称为光伏储能系统(可简称光储系统)。
其中，逆变器20可以处于并网运行状态。进而，在储能设备30无法补足负载所需的情况下，电网300可以一同给负载200供电。另外，光伏组件10在向负载200、储能设备30供应输出功率之外，还可以将多余的输出功率馈入电网300。当然，在电网300掉电或供电不稳定等情况下，逆变器20也可以处于离网运行状态。
可理解地，光伏组件10可以包括一个光伏板，或者包括通过串联、并联或串并联方式连接的多个光伏板，此处不做限定。而且，在温度、光照强度等环境因素一定的情况下，光伏组件10的输出电流会随着输出电压的变化而变化，因此其输出功率也随着输出电压的变化而变化，由此可以绘制出如图2所示的功率-电压曲线(可简称为“PV曲线”)。
从图2可以看出，PV曲线具有峰值点(对应图2中的A点)，这意味着，当光伏组件10输出电压达到电压VMAX时，光伏组件10可以输出最大功率PMAX。因此，该点可称为最大功率点，该点所对应的电压VMAX可称为最大功率点电压。
逆变器20可以包括最大功率追踪(Maximum Power Point Tracking，MPPT)电路21和逆变电路22。MPPT电路21的输入端经正负直流母线(DC_BUS+、DC_BUS-)连接至光伏组件10的输出端，MPPT电路21的输出端连接逆变电路22的直流输入端，逆变电路22的交流输出端经交流母线(AC_BUS+、AC_BUS-)连接至负载200及电网300。MPPT电路21可用于对光伏组件10进行最大功率跟踪，以使光伏组件10工作于最大功率点，逆变电路22接入光伏组件10的最大功率PMAX。逆变电路22进而可以对接入的功率进行逆变(即直流功率转换成交流功率，Direct Current to Alternating Current，DC-AC)。
其中，本申请对MPPT电路21和逆变电路22的具体拓扑不做限定，MPPT电路21例如可以是升压(BOOST)电路，逆变电路22例如可以是全桥逆变电路或半桥逆变电路等。电网300例如可以是市电网、其他地方电网或微电网。负载200例如可以是家庭中的各类交流负载，例如备份负载、重要负载等等。
储能设备30可以包括功率变换装置31和电池包32。功率变换装置31的一端经正负直流母线连接至MPPT电路21的输入端以及光伏组件10的输出端，功率变换装置31的另一端连接至电池包32的正负极(+、-)。功率变换装置31可用于调整电池包32的充电功率或放电功率。可理解地，功率变换装置31可以与电池包32集成为一体，也可以独立设置，此处不做限定。
进一步地，功率变换装置31可以包括直流变换(即将一种直流电转换成另一种直流电，Direct Current to Direct Current，DC-DC)器311(可参见图4，图1中未示出)。直流变换器311可以在控制信号的控制下进行功率转换，由此来调整电池包32的充电功率或放电功率。
其中，直流变换器311的电路结构不做任何限定，直流变换器311可以包括任意一种升压(Boost)电路、降压(Buck)电路和/或升降压(Buck-Boost)电路。进一步示例，直流变换器311可采用双有源全桥(Dual Active Bridge，DAB)变换器。直流变换器311的控制信号为电信号，例如可以是脉宽调制(Pulse Width Modulation，PWM)信号。
电池包32可以包括电芯(图中未示出)和电源管理系统(Battery ManagementSystem，BMS，图中未示出)。电芯可以采用磷酸铁锂电芯、三元锂电芯或其他电芯，在此不做限定。BMS连接电芯，因此可用于管理电芯的充放电状态。
可以理解的是，在图1中，光伏组件10和储能设备30经正负直流母线连接至逆变器20中的同一MPPT电路21。因此，光伏组件10和储能设备30共同构成逆变器20的一路输入，光伏组件10和储能设备30的功率和等于MPPT电路21的输入功率。
应理解，MPPT电路21、光伏组件10和储能设备30的数量可以不做限定，具体可视实际情况进行选择，均在本申请的保护范围内。例如，在其他一些实施例中，MPPT电路21、光伏组件10和储能设备30均可以设置至少两个。进一步示例，请参阅图3，图3中的储能系统100设有两个MPPT电路21、两个光伏组件10和两个储能设备30，其中，MPPT电路21、光伏组件10和储能设备30一一对应，且均连接至对应的正负直流母线。基于此，逆变器20具有两路输入，其中一路输入由相对应的一个光伏组件10和一个储能设备30构成，另一路输入由相对应的另一个光伏组件10和另一个储能设备30构成。每路输入中，光伏组件10和储能设备30的功率和等于对应MPPT电路21的输入功率。在另一些实施例中，图3中的两个储能设备30还可以集成为一体，使得集成后的储能设备30包括一个电池包32和并联于电池包32的两个功率变换装置31。
另外，图1和图3中还示出了电表400。具体地，电表400连接至交流母线、电网300的相线(也即火线，L)和零线(N)，使得电表400与储能系统100及电网300构成电连接。电表400可用于实现储能系统100与电网300之间的功率调度及计量功能。
示例的，电表400可以检测储能系统100与电网300之间的并网功率。并网功率用于表征电网300与储能系统100之间的功率传输方向以及并网功率传输值。其中，本申请实施例定义在电网300向储能系统100传输功率时的功率传输方向是正向，在储能系统100向电网300传输功率时的功率传输方向为反向。例如，当电表400检测到的并网功率为+10W时，说明电网300向储能系统100传输10W功率。当电表400检测到的并网功率为-10W时，说明储能系统100向电网300传输10W功率。当然，在其他实施例中，正负方向反之亦可，具体可视实际情况而定，均在本申请的保护范围内。
可理解地，储能系统100还包括控制器312(可参见图4，图1中未示出)。控制器312可以采用微控制单元(Microcontroller Unit，MCU)或其他控制电路。控制器312可以与直流变换器311相连接，从而可以控制直流变换器311的功率转换过程，由此控制电池包32的充放电。
在本申请实施例中，控制器312可以集成于一个功率变换装置31中，也就是说，请参阅图4，图1和图3中的功率变换装置31可以包括直流变换器311和控制器312。而且，对于包含有多个直流变换器311的储能系统100，可以是多个控制器312分别控制不同的直流变换器311。当然，在其他一些实施例中，控制器312也可以独立设置。而且，还可以是同个控制器312控制至少两个直流变换器311，此处不做限定。
控制器312还可以与电表400通信连接。控制器312可以与电表400进行数据传输，而且还可以利用电表400执行相关计算。可理解地，通信连接方式可以是有线通信方式，也可以是无线通信方式。有线通信方式包括但不限于基于RS485串行总线、或控制器局域网络(Controller Area Network，CAN)总线的串行通信方式或其他并行通信方式。无线通信方式包括但不限于蓝牙、ZigBee、Wi-Fi、星闪等通信方式。
在一些实施例中，控制器312还可以与电池包32中的BMS相连接，从而可以通过BMS获知电池包32的状态。控制器312还可以与逆变器20相连接，从而可以控制逆变器20的功率转换过程，由此来控制逆变器20为负载200供电。
然而，在供电过程中，逆变器20因为自身功率上限、自身电流上限、器件、散热等原因，会出现功率饱和的现象。也就是说，逆变器20的输入功率达到饱和功率，使得逆变器20的输出功率无法再进一步增大，因此也相当于是逆变器20的输出功率也达到了相应的饱和功率。
在负载需求功率大于饱和功率的情况下，若不加以干预，控制器312基于自发自用策略，会控制直流变换器311将电池包32的放电功率(也就是储能设备30的放电功率)持续增大至最大放电功率，以此来满足负载200的需求。
由于光伏组件10和储能设备30是经正负直流母线连接至逆变器20中的同一MPPT电路21，储能设备30的放电功率一提高，即会将MPPT电路21的输入电压(也就是逆变器20的输入电压)抬高，光伏组件10的实际输出电压也会被抬高，导致MPPT电路21无法进行最大功率追踪，光伏组件10无法工作于最大功率点电压，故，光伏组件10无法输出最大功率。而储能设备30的放电功率又同时在不断提高，因此，储能设备30会抢占光伏组件10的供电份额，导致光伏利用率持续下降，最终光伏组件10可能严重偏离最大功率点。因此，有必要采取措施以应对逆变器20的功率饱和。
此处需要说明的是，饱和功率是可变、未知的。比如，在逆变器电流饱和的情况下，饱和功率会随电压变化。或者，饱和功率会随着逆变器的过温降额设计等而变化。
因此，其中可采用的应对措施之一是输出功率扰动法。具体来说，在电池包32的放电功率小于目标放电功率的情况下，将目标放电功率逐周期递增，并按照目标放电功率控制直流变换器311增大电池包32的放电功率。若发现逆变器20的输入功率(也即MPPT电路21的输入功率)增量小于目标放电功率增量的一部分(例如目标放电功率的30％)，则确认逆变器20进入功率饱和状态。此时，将目标放电功率减小以限制电池包32的放电功率，直至逆变器20的输入功率增量不小于目标放电功率的增量。如此，可以让逆变器20退出功率饱和状态，从而避免光伏利用率的不断降低。相反地，在电池包32的放电功率大于目标放电功率的情况下，控制器312控制直流变换器311将放电功率减小至目标放电功率即可。
然而，上述输出功率扰动法适用于图1所示的场景中且要求输入电流未饱和，当输入电流饱和或者应用于图3所示场景中时，输出功率扰动法将会失效。这是因为，当逆变器20接入单独一路输入时，虽然可以通过输出功率扰动法来避免功率饱和，但当逆变器20合并接入多路输入时，多路输入的总功率仍可能引发逆变器20的功率饱和。或者，虽然单路或多路输入的总功率未引发逆变器20的功率饱和，但可能引发逆变器20的电流饱和。在这种情况下，由于逆变器20的输入电流稳定在饱和电流，因此，逆变器20的输入功率会随着光伏组件10输出电压被抬高而被抬升，导致容易引发功率饱和。
而且，无论逆变器20接入的是一路输入还是接入多路输入，无论逆变器20是发生功率饱和或是电流饱和，输出功率扰动法也未能让光伏组件10接近或工作于最大功率点。因此，输出功率扰动法也难以提升光伏利用率。
对此，本申请实施例提出了一种直流变换器的控制方法，可以避免逆变器20的输入电压被过度抬升导致光伏组件10严重偏离最大功率点电压，有助于光伏组件10的最大功率追踪，从而能有效提升光伏利用率。而且，无论逆变器20是单独一路输入或者多路输入，每路输入上的直流变换器311均可通过此过程进行调整，以使得每路输入上的光伏组件10能够接近于或工作于最大功率点。
下面对本申请实施例提供的直流变换器的控制方法进行介绍。
可理解地，在本申请实施例中，该控制方法可以应用于上述储能系统100中的控制器312。当然，在其他一些实施例中，该方法也可以由专用于控制上述直流变换器311的装置/电子设备/处理器等实现。
请参阅图5，为本申请实施例提供的直流变换器的控制方法的一种流程图。
如图5所示，该控制方法可以包括：
步骤S10：获取储能系统与电网之间的并网功率。
在步骤S10中，电表400可以实时检测储能系统100与电网300之间所传输的并网功率(包括并网功率传输值和功率传输方向)。进而，控制器312可以从电表400获取到并网功率，并基于并网功率确认电网300是否向储能系统100传输功率，进而可以记录电网300向储能系统100传输功率的持续时长。
步骤S11：在电池包处于放电状态，且电网向储能系统传输功率的持续时长达到第一预设时长时，获取光伏组件的实际输出电压和目标输出电压。
其中，控制器312可以从BMS获知电池包32的放电状态，或者，控制器312也可以通过连接至电池包32正负极的电流检测电路来检测出电池包32处于放电状态。
控制器312可以通过光伏组件10输出端上的电压检测电路检测出光伏组件10的实际输出电压。
控制器312可以根据实际情况设置目标输出电压，此处不做具体限定。示例的，目标输出电压可以根据光伏组件10的最大功率点电压确定。又示例的，当最大功率点电压无法确定时，则目标输出电压也可以根据光伏组件10当前的实际输出电压确定。
可以理解，光伏组件10的输出电压由MPPT电路21执行MPPT追踪实现控制。但由于光伏组件10与储能设备30以及MPPT电路21均连接至直流母线上，因此，储能设备30的输出电压也将影响光伏组件10的输出电压。
步骤S12：根据实际输出电压和目标输出电压确定功率调节值。
在步骤S12中，可以对实际输出电压和目标输出电压进行偏差运算，从而得出功率调节值。
举例而言，当目标输出电压根据光伏组件10的最大功率点电压设置，则实际输出电压与目标输出电压的差值表征了当前光伏组件10偏离最大功率点的程度。在功率饱和的情况下，当储能设备30由于放电功率过多而将MPPT电路21的输入电压抬高，则光伏组件10的输出电压将偏离最大功率点电压。因此，根据偏离程度确定的功率调节值，可以表征光伏组件10由于储能设备30影响而无法利用的部分功率，在此基础上调整储能设备30的放电功率，则可以更快使光伏组件10的输出电压恢复至最大功率点电压附近。
步骤S13：根据并网功率传输值和目标功率传输值确定第一目标放电功率。
其中，目标功率传输值是指在理想情况下，电网300向储能系统100传输的功率。该目标功率传输值的大小可以根据实际情况相应设置，此处不做限定。例如，理想情况是逆变器20不会功率饱和，储能系统100自发自用，无需向电网300取电，因此，目标功率传输值可以设置为0。
在步骤S13中，可以对并网功率传输值和目标功率传输值进行偏差运算，从而得出第一目标放电功率。
可以理解，第一目标放电功率值是在储能系统100自发自用基础上，考虑最小化从电网获取功率的前提下确定的。
步骤S14：根据第一目标放电功率和功率调节值确定第二目标放电功率。
在步骤S14中，可以计算第一目标放电功率和功率调节值的功率和，将功率和作为第二目标放电功率。
如前所述，根据光伏组件10当前偏离最大功率点的偏离程度确定的功率调节值，可以表征光伏组件10由于储能设备30影响而无法利用的部分功率。而第一目标放电功率则是根据目标功率传输值和并网功率传输确定，因此，在第一目标放电功率基础上根据调节值确定的第二目标放电功率，既最大程度的考虑了自发自用，减少从电网取电，又尽量保证了光伏组件10不偏离最大功率点工作。
步骤S15：根据第二目标放电功率生成第一控制信号并输出给直流变换器，第一控制信号用于控制直流变换器将电池包的放电功率调节至第二目标放电功率。
可理解地，在光伏组件10所发电力无法使逆变器20的输出功率达到负载需求功率的情况下，基于储能系统100的自发自用策略，控制器312会优先控制电池包32放电给逆变器20，以填补负载所需。在这一过程中，控制器312可以控制电池包32的放电功率逐渐上升，以使逆变器20的输出功率更快地达到负载需求功率。
若电池包32持续放电一段时间后，仍无法补足负载所需，则原因可能是：此时电池包32的放电功率已达到预设的最大放电功率，或者，此时的逆变器20进入功率饱和状态，导致逆变器20的输出功率无法再增大至负载需求功率。
在这种情况下，除了光伏组件10和电池包32均向MPPT电路21传输功率之外，电网300也向交流母线上的负载200传输功率，以满足负载需求功率。由于交流母线还连接有储能系统100和电表400，因此，电网300向交流母线上的负载200传输功率，也即是电网300向交流母线上的储能系统100传输功率。
可以理解的是，基于自发自用策略，若是因为输入功率不足导致逆变器20的输出功率无法达到负载需求功率，那么，电池包32的放电功率将持续上升，若此时逆变器20功率未饱和，则电网300向储能系统100传输的并网功率将随着电池包32的放电功率上升而下降，直至逆变器20的输出功率满足负载需求，电网停止向储能系统100传输功率。此种情况下，光伏组件10的实际输出电压不会被抬高，光伏组件10仍可以工作于最大功率点电压，光伏组件10可以达到最大输出功率。
反之，若是因为逆变器功率饱和而导致逆变器20的输出功率无法达到负载需求功率，那么，基于自发自用策略，控制器312将控制直流变换器311持续提升电池包32的放电功率以求减少从电网300获取功率(为满足负载所需，此时电网300仍持续向储能系统100传输功率)，但由于逆变器20功率饱和例如输入电流饱和，此时逆变器20的输出功率并不会随着电池包32的放电功率的增大而变化，则电网300仍会持续向储能系统100传输功率。如此，则逆变器20的输入电压会被电池包32抬高，进而导致光伏组件10的实际输出电压会被持续抬高，导致光伏组件10严重偏离最大功率点电压，光伏组件10的输出功率下降。
由此可见，在电池包32处于放电状态，且电网300向储能系统100传输功率的持续时长达到第一预设时长，可以表征逆变器20处于功率饱和状态。而且，还可以看出，逆变器20的功率饱和还与光伏组件10的实际输出电压紧密相关。
因此，在本申请直流变换器的控制方法中，首先获取储能系统100与电网300之间的并网功率，进而在电池包32处于放电状态，且电网300向储能系统100传输功率的持续时长达到第一预设时长时，说明逆变器20处于功率饱和状态，因此获取光伏组件10的实际输出电压和目标输出电压，如此，在后续步骤中，即可以根据实际输出电压和目标输出电压确定功率调节值，根据并网功率传输值和目标功率传输值确定第一目标放电功率，再根据第一目标放电功率和功率调节值确定第二目标放电功率，最后根据第二目标放电功率生成第一控制信号以控制直流变换器311将电池包32的放电功率调节至第二目标放电功率。由于引入了光伏组件10的实际输出电压来控制电池包32的放电功率，使得光伏组件10能够工作在目标输出电压，由此可以减弱逆变器20的功率饱和对光伏组件10的影响，甚至可以调整至使得逆变器20退出功率饱和状态，从而避免逆变器20的输入电压被过度抬升导致光伏组件10严重偏离最大功率点电压。
而且，无论逆变器20是单独一路输入或者多路输入，每路输入上的直流变换器311均可通过此过程进行调整，以使得每路输入上的光伏组件10能够接近于或工作于最大功率点。因此，本申请实施例方法可以在逆变器功率饱和的情况下有效提升光伏利用率。
在本申请一实施例中，目标输出电压小于实际输出电压。
这主要是考虑到，光伏组件10的实际输出电压会因为直流变换器311的输出功率而被抬高，使得实际输出电压大于最大功率点电压。因此，通过设置目标输出电压小于实际输出电压，可使得步骤S12所确定出的功率调节值可以小于0或等于0。进而在步骤S14中，可以基于功率调节值来限制第二目标放电功率，使得第二目标放电功率能够小于第一目标放电功率，以助于光伏组件10的输出电压能够朝接近最大功率点电压的方向偏移，避免被进一步抬高。
具体地，请参阅图6，步骤S12中根据实际输出电压和目标输出电压确定功率调节值的过程，可以包括：
步骤S121：计算目标输出电压和实际输出电压之间的电压差值。
可以理解，由于目标输出电压小于实际输出电压，因此，目标输出电压减去实际输出电压所得的电压差值为负值。
步骤S122：根据电压差值确定初始功率补偿值。
其中，电压差值可以经过偏差运算，从而得出初始功率补偿值。
步骤S123：对初始功率补偿值进行限幅处理后，得到功率调节值。
可以理解，限幅处理用于限制功率调节值在特定的范围内，例如，可以限制功率调节值小于或等于0。具体地，当初始功率补偿值大于0时，该初始功率补偿值将被限制为0，因此，功率调节值为0。当初始功率补偿值小于或等于0时，该初始功率补偿值即可作为功率调节值。
具体地，请参阅图7，步骤S13中根据并网功率传输值和目标功率传输值确定第一目标放电功率的过程，可以包括：
步骤S131：计算并网功率传输值和目标功率传输值之间的功率差值。
步骤S132：根据功率差值进行偏差运算，得到第一目标放电功率。
具体地，步骤S14中根据第一目标放电功率和功率调节值确定第二目标放电功率的过程，可以包括：
计算第一目标放电功率和功率调节值之间的功率差值，将该功率差值作为第二目标放电功率。
在本申请一实施例中，为节省计算资源，控制器312还可以利用电表400执行至少部分步骤。下面结合图8做进一步介绍。其中，以控制器312利用电表400执行步骤S13和S14为例进行说明。
请参阅图8，示出了本申请一实施例方法的控制框图。具体地，控制器312可以包含有第一减法器、第一PI(Proportional Integral，比例积分)控制器、限幅器和放电控制环路。电表400可以包含有第二减法器、第二PI控制器和加法器。其中，第一减法器、第一PI控制器、限幅器构成第一环路，第二减法器、第二PI控制器、加法器和放电控制环路构成第二环路。
具体地，对于第一环路，预设的目标输出电压和检测到的(光伏组件的)实际输出电压可以输入至第一减法器中，第一减法器对目标输出电压和实际输出电压进行减法运算后，输出电压差值至第一PI控制器。然后，第一PI控制器对电压差值进行偏差运算，从而输出初始功率补偿值至限幅器。限幅器进而可以对初始功率补偿值限幅在(-∞，0]，从而得出功率调节值。
对于第二环路，预设的目标功率传输值和电表400检测到的并网功率传输值可以输入至第二减法器中，第二减法器对目标功率传输值和并网功率传输值进行减法运算后，输出并网功率传输值和目标功率传输值之间的功率差值至第二PI控制器。然后，第二PI控制器对功率差值进行偏差运算，从而输出第一目标放电功率至加法器。功率调节值同时也输入加法器，加法器进而可以对功率调节值和第一目标放电功率进行加法运算，从而得出第二目标放电功率。可以理解的是，电表400还可以将第二目标放电功率传输给控制器312。进而，第二目标放电功率可以输入至放电控制环路，放电控制环路进而可以输出相应的控制信号。可以理解，控制信号为PWM信号。
需要说明的是，放电控制环路可以为直流变换器311的控制环路，以上所描述的控制环路仅为本申请提供的示意性举例，本申请对于该控制环路的具体组成不作限制，例如，可以为电流环与电压环的组合、也可以为功率环与电流环的组合、功率环等，本申请对此不作一一列举。
在本申请实施例中，控制器312可以周期性地执行本申请实施例控制方法。由于光伏组件10容易受到周围环境光照、温度等因素的影响，因此在不同时刻下，光伏组件10会有不同的实际输出电压及最大功率点。基于此，在每个执行周期中，控制器312可以根据光伏组件10的实际输出电压，或光伏组件10的最大功率点电压设置不同的目标输出电压。
因此，请参阅图9，本申请实施例直流变换器的控制方法还可以包括：
步骤S20：每隔预设时长，对光伏组件进行输出功率扫描以获取光伏组件的最大功率点电压。
步骤S21：每次输出功率扫描后，根据最大功率点电压重新配置目标输出电压。
其中，预设时长、每次输出功率扫描的时长均可以根据执行周期而定，此处不做限定。
可以理解，通过上述步骤S20～S21对光伏组件10的输出功率进行周期性地扫描，可以在每次控制方法中确定出合适的目标输出电压，如此可以更准确地控制直流变换器311调整电池包32的放电功率，使得光伏组件10可以始终接近或工作于最大功率点。
进一步地，请一并参阅图2和图10，步骤S20中对光伏组件进行输出功率扫描以获取光伏组件的最大功率点电压的过程，可以包括：
步骤S201：控制目标输出电压从第一预设电压开始递增，直至增加至第二预设电压。
其中，目标输出电压的增量可以根据实际情况而定，在此不做限定。
第一预设电压V1以及第二预设电压V2根据前一次功率扫描获取的最大功率点电压确定。
具体地，第一预设电压可以等于前一次功率扫描中的最大功率点电压乘以第一预设比例。其中，第一预设比例例如可以是0.9或其他小于1的比例常数。此处需要说明的是，在第一次功率扫描中，由于并未有前一次功率扫描获取的最大点电压，因此，第一次功率扫描中的第一预设电压可以是根据光伏组件10当前的实际输出电压确定，具体可以等于光伏组件10当前的实际输出电压乘以第一预设比例。
具体地，第二预设电压可以等于光伏组件10的输出功率从最大功率点PMAX下降至小于PMAX的功率值Pend时所对应的电压值。其中，Pend可以等于PMAX与第二预设比例之乘积，第二预设比例例如可以是0.8或其他小于1的数值，此处不做限定。
在其他的实施例中，也可以通过其他方式计算第一预设电压和第二预设电压，本申请对此不予限制。
步骤S202：在目标输出电压递增的过程中，获取光伏组件的输出功率并记录最大的输出功率对应的第一电压。
可以理解，在目标输出电压为第一预设电压，或者是在目标输出电压增加之后，控制器312均可以按照图8所示的控制环路来调整第二目标放电功率，由此来控制直流变换器311调整电池包32实际的放电功率。电池包32实际的放电功率一发生调整，即可相应影响到光伏组件10的输出功率和输出电压。
因此，在目标输出电压递增的过程中，控制器312可以实时检测光伏组件10的输出功率和输出电压并绘制出图2所示的PV曲线，以便得出最大功率点PMAX及对应的第一电压VMAX。
步骤S203：根据第一电压更新最大功率点电压。
其中，最大功率点电压等于第一电压VMAX。
可以理解，光伏组件10属于不稳定的电源，其最大功率点会随着时间、环境、甚至遮挡物而变化，因此，其最大功率点并不是固定不变的。通过上述步骤S201～S203的功率扫描过程来更新最大功率点电压，可以避免因最大功率点电压发生变化而影响控制效果，导致最终光伏组件10偏离最大功率点电压的情况发生。
请再次参阅图10，步骤S21中根据最大功率点电压重新配置目标输出电压的过程，可以包括：
步骤S211：计算最大功率点电压和预设压差的电压和。
其中，预设压差可以根据实际情况相应设置，此处不做限定。例如，预设压差可以等于前一次功率扫描中的最大功率点电压VMAX乘以第三预设比例。第三预设比例可以根据实际需求进行设置，例如可以设置为0.05或其他远小于1的数值。
步骤S212：将电压和作为目标输出电压。
在步骤S212之后，控制器312可以按照图8所示的控制环路来控制直流变换器311持续输出预设时长。其中，预设时长可以根据实际情况相应设置，例如可以设置为5分钟，如此可以避免预设时长过长而影响下一次输出功率扫描。
可以理解，这样的设计主要是考虑到，逆变器20正常运行时，光伏组件10的输出电压通常稳定在最大功率点电压。当出现逆变器功率饱和，导致实际输出电压被抬升时，则实际输出电压会被抬高至大于最大功率点电压，因此，在输出功率扫描过程中，目标输出电压基本都是小于实际输出电压的，如此才能使得控制环路所确定出的第二目标放电功率持续下降，以便光伏组件10的实际输出电压能够朝接近最大功率点电压的方向偏移。由于电池包32持续放电输出放电功率，光伏组件10的实际输出电压很难移动到最大功率点电压以下。此时，若直接将目标输出电压设置在最大功率点电压，按图8所示的控制环路，则可能出现功率调节值一直为负的情况，如此，会出现光伏组件10已经工作在最大功率点附近，或者逆变器20已经退出功率饱和状态，但第二目标放电功率仍持续下降的可能，使得电池包32的放电功率无法抬升。
因此，在本申请实施例中，在步骤S20之后，通过上述步骤S211～S212来重新配置目标输出电压，从而可以限制功率补偿值的大小，使得功率扫描之后的功率补偿值的大小能够减小甚至为0，如此将有利于第二目标放电功率在功率扫描之后进行提升，确保在光伏组件10能够输出最大输出功率的基础上，电池包32的放电功率也能够持续输出，不会被限制。
在本申请实施例中，在执行上述步骤S10～S15之后，可能会出现情况一：由于电池包32的放电功率下降，使得逆变器20的功率饱和得以减缓直至逆变器20退出功率饱和。在这种情况下，若负载需求功率下降或负载需求功率较小，则储能系统100可以无需从电网300取电，并且，储能系统100的功率利用达到最大，光伏组件10工作在最大功率点且电池包32的能量未被浪费。或者，也可能会出现情况二：由于负载200休眠、停止工作或其他原因，负载需求功率下降，使得电网300可以停止向交流母线传输功率，电池包32可以减少或停止放电，逆变器20无需输出较大功率，可以退出功率饱和状态，光伏组件10的输出功率甚至还能够用来给电池包32充电。
针对上述情况一或二，请参阅图11，本申请实施例直流变换器的控制方法还可以包括：
步骤S16：在电网不向储能系统传输功率时，根据并网功率传输值和目标功率传输值确定目标充放电功率。
其中，当电表400检测到并网功率为0时，即可确定电网300不向储能系统100传输功率，另外也说明此时的逆变器20退出功率饱和状态。
可理解地，步骤S16中根据并网功率传输值和目标功率传输值确定目标充放电功率的过程，可以参考步骤S13中的第一目标放电功率确定过程，故在此不再赘述。其中，目标功率传输值可以设置为0。目标充放电功率可以根据实际情况设置，例如对于情况一，目标充放电功率可以为目标放电功率。例如对于情况二，目标充放电功率可以为目标充电功率。
步骤S17：根据目标充放电功率生成第二控制信号并输出给直流变换器，第二控制信号用于控制直流变换器将电池包的充放电功率稳定在目标充放电功率。
可理解地，步骤S17中根据目标充放电功率生成第二控制信号的过程，可以参考步骤S15中根据第二目标放电功率生成第一控制信号的过程，故在此不再赘述。
在本申请一实施例中，可以将功率调节值设置为0，使得步骤S16～S17可以仅执行图8中的第二环路的计算。
由此可见，在电网300不向储能系统100传输功率的情况下，由于逆变器20未功率饱和，因此，可以直接根据并网功率传输值和目标功率传输值来控制直流变换器311，使得直流变换器311可以将电池包32的充放电功率稳定在目标充放电功率。如此，直流变换器311、电池包32均可以工作于稳态，也不会影响到光伏组件10工作于最大功率点。
另外，在步骤S10中获取储能系统与电网之间的并网功率之后，还可能会出现电池包32处于放电状态，且电网300向储能系统100传输功率的持续时长未达到第一预设时长的情况。
由于这种情况并未满足用于表征逆变器功率饱和的条件，因此，电池包32处于放电状态且电网300向储能系统100传输功率的持续时长未达到第一预设时长，可以说明逆变器20未处于功率饱和状态。
对应地，请参阅图12，本申请实施例直流变换器的控制方法还可以包括：
步骤S18：在电池包处于放电状态，且电网向储能系统传输功率的持续时长未达到第一预设时长，根据并网功率传输值和目标功率传输值确定第一目标放电功率。
可理解地，步骤S18可以参考步骤S13，故在此不再赘述。
步骤S19：根据第一目标放电功率生成第二控制信号并输出给直流变换器，第二控制信号用于控制直流变换器将电池包的放电功率稳定在第一目标放电功率。
可理解地，步骤S19中根据第一目标放电功率生成第二控制信号的过程，可以参考步骤S15中根据第二目标放电功率生成第一控制信号的过程，故在此不再赘述。
在本申请一实施例中，可以将功率调节值设置为0，使得步骤S18～S19可以仅执行图8中的第二环路的计算。
由此可见，在电池包32处于放电状态，且电网300向储能系统100传输功率的持续时长未达到第一预设时长的情况下，由于逆变器20未功率饱和，因此，可以直接根据并网功率传输值和目标功率传输值来控制直流变换器311，使得直流变换器311可以将电池包32的放电功率稳定在第一目标放电功率。如此，直流变换器311、电池包32均可以工作于稳态，也不会影响到光伏组件10工作于最大功率点。
需要说明的是，对于前述的方法实施例，为了简单描述，故将其都表述为一系列的动作组合，但是本领域技术人员应该知悉，本申请并不受所描述的动作顺序的限制，因为依据本申请，某些步骤可以采用其他顺序或者同时进行。
请参阅图13，示出了本申请实施例提供的电子设备的一种示意图。
如图13所示，电子设备500可以包括处理器501和存储器502。
处理器501可以是中央处理单元(central processing unit，CPU)，还可以是其他通用处理器、数字信号处理器(digital signal processor，DSP)、专用集成电路(application specific integrated circuit，ASIC)、现场可编程门阵列(fieldprogrammable gate array，FPGA)或者其他可编程逻辑器件、分立门或者晶体管逻辑器件、分立硬件组件等。通用处理器可以是微处理器或者是任何常规的处理器等。
存储器502可以是只读存储器(read-only memory，ROM)或可存储静态信息和指令的其他类型的静态存储设备，随机存取存储器(random access memory，RAM)或者可存储信息和指令的其他类型的动态存储设备，也可以是电可擦可编程只读存储器(ElectricallyErasable Programmable Read-Only Memory，EEPROM)、只读光盘(Compact Disc Read-Only Memory，CD-ROM)或其他光盘存储、光碟存储(包括压缩光碟、激光碟、光碟、数字通用光碟、蓝光光碟等)、磁盘存储介质或者其他磁存储设备、或者能够用于携带或存储具有指令或数据结构形式的期望的程序代码并能够由计算机存取的任何其他介质，但不限于此。存储器502可以是独立存在，通过总线与处理器501相连接。存储器502也可以和处理器501集成在一起。
其中，存储器502用于存储执行以上直流变换器的控制方法的程序、指令或代码。处理器501用于执行存储器502中存储的程序、指令或代码。存储器502存储的程序、指令或代码可执行图5至图12中所示出的实施例中直流变换器的控制方法的部分或全部步骤。
请参阅图14，示出了本申请实施例提供的直流变换器的控制装置的一种示意图。该直流变换器的控制装置600可用于实现上述直流变换器的控制方法。
具体地，如图14所示，直流变换器的控制装置600包括依次连接的第一获取模块601、第二获取模块602、第一确定模块603、第二确定模块604、第三确定模块605和生成模块606。
其中，第一获取模块601用于获取储能系统与电网之间的并网功率。并网功率用于表征电网与储能系统之间的功率传输方向以及并网功率传输值。
第二获取模块602用于在电池包处于放电状态，且电网向储能系统传输功率的持续时长达到第一预设时长时，获取光伏组件的实际输出电压和目标输出电压。其中，目标输出电压是根据光伏组件的最大功率点电压确定的。
第一确定模块603用于根据实际输出电压和目标输出电压确定功率调节值。
第二确定模块604用于根据并网功率传输值和目标功率传输值确定第一目标放电功率。
第三确定模块605，用于根据第一目标放电功率和功率调节值确定第二目标放电功率。
生成模块606，用于根据第二目标放电功率生成第一控制信号并输出给直流变换器，第一控制信号用于控制直流变换器将电池包的放电功率调节至第二目标放电功率。
可以理解的是，上述直流变换器的控制装置600中各个模块的划分仅用于举例说明，在其他的实施例中，可将直流变换器的控制装置600按照需要划分为不同的模块，以完成上述直流变换器的控制装置600的全部或部分功能。
本申请实施例中各个模块的具体实现还可以对应参照图5至图12所示的方法实施例的相应描述，故在此不再详述。
在本申请各实施例中的各功能模块可以全部集成在一个处理模块/单元中，也可以是各模块分别单独作为一个模块，也可以两个或两个以上模块集成在一个模块中；上述集成的模块既可以采用硬件的形式实现，也可以采用硬件加软件功能模块的形式实现。
本申请上述集成的模块如果以软件功能模块的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，也可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本申请实施例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，该计算机软件产品存储在一个存储介质中，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)执行本申请各个实施例所述方法的全部或部分。而前述的存储介质包括：移动存储设备、ROM、RAM、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。
本申请实施例还提供一种计算机可读存储介质，用于存储计算机程序或代码，当计算机程序或代码被处理器加载并执行时，可以实现上述图5至图12所示的直流变换器的控制方法实施例中的全部或部分步骤。其中，计算机可读存储介质包括在用于存储信息(诸如计算机可读指令、数据结构、程序模块或其它数据)的任何方法或技术中实施的易失性和非易失性、可移除和不可移除介质。计算机可读存储介质的具体实施方式可参见图13中的存储器502的描述，此处不再赘述。
最后应说明的是，以上实施例仅用以说明本申请的技术方案而非限制，尽管参照较佳实施例对本申请进行了详细说明，本领域的普通技术人员应当理解，可以对本申请的技术方案进行修改或等同替换，而不脱离本申请技术方案的精神和范围。

Claims (10)

1.一种直流变换器的控制方法，其特征在于，应用于储能系统，所述储能系统包括电池包、直流变换器、逆变器以及光伏组件，所述直流变换器的一端连接电池包，所述直流变换器的另一端经直流母线连接所述逆变器的一端以及光伏组件，所述逆变器的另一端经交流母线连接电网；所述控制方法包括：
获取所述储能系统与所述电网之间的并网功率，所述并网功率用于表征所述电网与所述储能系统之间的功率传输方向以及并网功率传输值；
在所述电池包处于放电状态，且所述电网向所述储能系统传输功率的持续时长达到第一预设时长时，获取所述光伏组件的实际输出电压和目标输出电压；所述目标输出电压是根据所述光伏组件的最大功率点电压确定的；
根据所述实际输出电压和所述目标输出电压确定功率调节值；
根据所述并网功率传输值和目标功率传输值确定第一目标放电功率；
根据所述第一目标放电功率和所述功率调节值确定第二目标放电功率；
根据所述第二目标放电功率生成第一控制信号并输出给所述直流变换器，所述第一控制信号用于控制所述直流变换器将所述电池包的放电功率调节至所述第二目标放电功率。
2.如权利要求1所述的控制方法，其特征在于，所述根据所述实际输出电压和所述目标输出电压确定功率调节值，包括：
计算所述目标输出电压和所述实际输出电压之间的电压差值，其中所述目标输出电压小于所述实际输出电压；
根据所述电压差值确定初始功率补偿值；
对所述初始功率补偿值进行限幅处理后，得到所述功率调节值。
3.如权利要求1所述的控制方法，其特征在于，所述控制方法还包括：
每隔预设时长，对所述光伏组件进行输出功率扫描以获取所述光伏组件的最大功率点电压；
每次输出功率扫描后，根据所述最大功率点电压重新配置所述目标输出电压。
4.如权利要求3所述的控制方法，其特征在于，所述对所述光伏组件进行输出功率扫描以获取所述光伏组件的最大功率点电压，包括：
控制所述目标输出电压从第一预设电压开始递增，直至增加至第二预设电压；其中，所述第一预设电压以及所述第二预设电压根据前一次功率扫描获取的所述最大功率点电压确定；
在所述目标输出电压递增的过程中，获取所述光伏组件的输出功率并记录最大的输出功率对应的第一电压；
根据所述第一电压更新所述最大功率点电压。
5.如权利要求3所述的控制方法，其特征在于，所述根据所述最大功率点电压重新配置所述目标输出电压，包括：
计算所述最大功率点电压和预设压差的电压和；
将所述电压和作为所述目标输出电压。
6.如权利要求1所述的控制方法，其特征在于，所述根据所述第二目标放电功率生成第一控制信号并输出给所述直流变换器之后，所述控制方法还包括：
在所述电网不向所述储能系统传输功率时，根据所述并网功率传输值和所述目标功率传输值确定目标充放电功率；
根据所述目标充放电功率生成第二控制信号并输出给所述直流变换器，所述第二控制信号用于控制所述直流变换器将所述电池包的充放电功率稳定在所述目标充放电功率。
7.如权利要求1所述的控制方法，其特征在于，所述获取储能系统与所述电网之间的并网功率之后，所述控制方法还包括：
在所述电池包处于放电状态，且所述电网向所述储能系统传输功率的持续时长未达到第一预设时长，根据所述并网功率传输值和所述目标功率传输值确定所述第一目标放电功率；
根据所述第一目标放电功率生成第二控制信号并输出给所述直流变换器，所述第二控制信号用于控制所述直流变换器将所述电池包的放电功率稳定在所述第一目标放电功率。
8.如权利要求1至7中任一项所述的控制方法，其特征在于，所述根据所述并网功率传输值和目标功率传输值确定第一目标放电功率，包括：
计算所述并网功率传输值和所述目标功率传输值之间的功率差值；
根据所述功率差值进行偏差运算，得到所述第一目标放电功率。
9.一种功率变换装置，其特征在于，所述功率变换装置包括直流变换器和控制器，所述控制器用于执行如权利要求1至8中任一项所述的直流变换器的控制方法。
10.一种储能系统，其特征在于，所述储能系统包括电池包、逆变器、光伏组件和如权利要求9所述的功率变换装置，所述功率变换装置的一端连接电池包，所述功率变换装置的另一端经直流母线连接所述逆变器的一端以及所述光伏组件，所述逆变器的另一端经交流母线连接电网。
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