一种光储一体化并网装置及控制方法与流程

1.本发明涉及光伏技术领域，特别涉及一种考虑自主电压控制的光储一体化并网装置，还涉及一种考虑自主电压控制的光储一体化并网控制方法。


背景技术：

2.随着分布式光伏并网容量持续增长，分布式光伏大发期间，局部地区系统电压会升高，甚至越限。以用户电压合格为出发点和落脚点，按照源、网、荷共同参与电网治理的原则，将会强制性最大限度把用户电压限制在合格范围内，这种做法虽然能够解决台区变压、电能大量上送引起的台区配变反向重过载问题，但是存在部分时段限功率问题，降低了用户光伏有效发电小时数，影响用户收益。


技术实现要素：

3.本发明实施例提供了一种考虑自主电压控制的光储一体化并网装置及控制方法，以解决现有电网治理方法存在部分时段限功率的问题。为了对披露的实施例的一些方面有一个基本的理解，下面给出了简单的概括。该概括部分不是泛泛评述，也不是要确定关键/重要组成元素或描绘这些实施例的保护范围。其唯一目的是用简单的形式呈现一些概念，以此作为后面的详细说明的序言。
4.根据本发明实施例的第一方面，提供了一种光储一体化并网装置。
5.在一个实施例中，一种光储一体化并网装置，包括：
6.并网变流器、光伏控制模块、储能控制模块和控制器，控制器控制并网变流器、光伏控制模块、储能控制模块三者协同运行；
7.并网变流器交流侧接入交流电网，并网变流器输出直流母线分别连接光伏控制模块和储能控制模块；
8.光伏控制模块用于光伏组件的最大功率捕获控制，储能控制模块用于储能电池充放电控制，光伏控制模块和储能控制模块作为在用户侧设置的即插即用接口，用于实现光伏组件与储能电池模块化组网；
9.当并网点电压落入自主电压控制区间时，并网变流器运行于自主电压控制模式，下行调节输出功率；光伏控制模块运行于mppt模式，实现光伏组件最大功率追踪；储能控制模块用于控制直流电压母线稳定，储能控制模块控制储能电池吸收光伏组件额外出力。
10.可选地，所述储能控制模块运行模式为：
11.第一时间段，当并网点电压落入自主电压控制区间时，储能控制模块控制储能电池吸收光伏组件额外出力；
12.第二时间段，储能控制模块控制储能电池以额定功率将存储的能量释放，直至放电结束。
13.可选地，所述第二时间段，当需要参与调峰时，储能控制模块用以控制储能电池以额定功率放电，并网变流器用以控制直流母线电压稳定，以实现将储能功率全额传输到电
网侧，参与电网调节；光伏控制模块停止运行。
14.可选地，所述第一时间段和所述第二时间段根据光伏日出力特性以及全网日负荷特性进行设置。
15.可选地，每日7～18点期间，当并网点电压落入自主电压控制区间时，储能控制模块控制储能电池吸收光伏组件额外出力；
16.每日18点起，储能控制模块控制储能电池以额定功率将存储的能量释放，直至放电结束。
17.可选地，所述储能电池的额定功率被配置为大于并网变流器下行功率调节系数的最大值。
18.可选地，所述储能电池的容量被配置为以额定功率充电或放电的时间不小于t，t根据用户光伏并网点电压每日超过自主电压控制区间下限值的时间获得。
19.可选地，当u
t1
≤u<u
a
时，并网变流器用于控制直流电压稳定，最大限度将光伏功率传输到并网侧；光伏控制模块运行于mppt模式，实现光伏组件最大功率追踪；储能控制模块运行于热/冷备用状态；
20.其中，u为并网点电压，u
t1
为第一阈值电压，u
a
为自主电压控制区间下限值。
21.可选地，当u＜u
t1
时，并网变流器、储能控制模块、光伏控制模块三者都停止运行；
22.其中，u为并网点电压，u
t1
为第一阈值电压，u
t1
＜u
a
，u
a
为自主电压控制区间下限值。
23.可选地，当u＞u
b
时，并网变流器、储能控制模块、光伏控制模块三者都停止运行；
24.其中，u为并网点电压，u
b
为自主电压控制区间上限值。
25.根据本发明实施例的第二方面，提供了一种光储一体化并网控制方法。
26.在一个实施例中，上述光储一体化并网控制方法控制并网变流器、光伏控制模块、储能控制模块三者协同运行；
27.当并网点电压落入自主电压控制区间时，并网变流器运行于自主电压控制模式，下行调节输出功率；光伏控制模块运行于mppt模式，实现光伏组件最大功率追踪；储能控制模块用于控制直流电压母线稳定，储能控制模块控制储能电池吸收光伏组件额外出力。
28.可选地，当u
t1
≤u<u
a
时，并网变流器用于控制直流电压稳定，最大限度将光伏功率传输到并网侧；光伏控制模块运行于mppt模式，实现光伏组件最大功率追踪；储能控制模块运行于热/冷备用状态；
29.其中，u为并网点电压，u
t1
为第一阈值电压，u
a
为自主电压控制区间下限值。
30.可选地，当u＜u
t1
时，并网变流器、储能控制模块、光伏控制模块三者都停止运行；
31.其中，u为并网点电压，u
t1
为第一阈值电压，u
t1
＜u
a
，u
a
为自主电压控制区间下限值。
32.可选地，当u＞u
b
时，并网变流器、储能控制模块、光伏控制模块三者都停止运行；
33.其中，u为并网点电压，u
b
为自主电压控制区间上限值。
34.可选地，所述储能控制模块运行模式为：
35.第一时间段，当并网点电压落入自主电压控制区间时，储能控制模块控制储能电池吸收光伏组件额外出力；
36.第二时间段，储能控制模块控制储能电池以额定功率将存储的能量释放，直至放
电结束。
37.可选地，所述第二时间段，当需要参与调峰时，储能控制模块用以控制储能电池以额定功率放电，并网变流器用以控制直流母线电压稳定，以实现将储能功率全额传输到电网侧，参与电网调节；光伏控制模块停止运行。
38.本发明实施例提供的技术方案可以包括以下有益效果：
39.本发明实施例中，当并网点电压未落入自主电压控制区间时，储能系统不进行功率吞吐；当并网点电压落入自主电压控制区间时，通过自主电压控制策略，吸收光伏高峰功率，将并网点电压控制在目标电压内，避免配电台区过电压现象的出现。
40.本发明实施例的电压控制过程中，光伏组件始终运行于mppt模式，保障光伏组件的高效运行。
41.本发明实施例通过推进用户侧的光伏
‑
储能协同开发，显著提升用户侧分布式光伏的消纳水平，避免弃光，增强高比例分布式光伏台区的联络线功率可调控能力，保障高可再生能源占比电网的安全、可靠、清洁运行。
42.本发明实施例的新型光储一体化并网装置，实现了分布式光伏与储能系统的模块化组网和即插即用，降低用户侧光储系统的接入及运行维护难度。
43.应当理解的是，以上的一般描述和后文的细节描述仅是示例性和解释性的，并不能限制本发明。
附图说明
44.此处的附图被并入说明书中并构成本说明书的一部分，示出了符合本发明的实施例，并与说明书一起用于解释本发明的原理。
45.图1是根据一示例性实施例示出的光储一体化并网装置的结构示意图；
46.图2是根据一示例性实施例示出的自主电压控制过程的运行曲线图；
47.图3是根据一示例性实施例示出的光储一体化并网控制方法流程图。
具体实施方式
48.以下描述和附图充分地示出本文的具体实施方案，以使本领域的技术人员能够实践它们。一些实施方案的部分和特征可以被包括在或替换其他实施方案的部分和特征。本文的实施方案的范围包括权利要求书的整个范围，以及权利要求书的所有可获得的等同物。本文中，术语“第一”、“第二”等仅被用来将一个元素与另一个元素区分开来，而不要求或者暗示这些元素之间存在任何实际的关系或者顺序。实际上第一元素也能够被称为第二元素，反之亦然。而且，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的结构、装置或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种结构、装置或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个
……”
限定的要素，并不排除在包括所述要素的结构、装置或者设备中还存在另外的相同要素。本文中各个实施例采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处，各个实施例之间相同相似部分互相参见即可。
49.本文中的术语“纵向”、“横向”、“上”、“下”、“前”、“后”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“顶”、“底”“内”、“外”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅
是为了便于描述本文和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。在本文的描述中，除非另有规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是机械连接或电连接，也可以是两个元件内部的连通，可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，对于本领域的普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语的具体含义。
50.本文中，除非另有说明，术语“多个”表示两个或两个以上。
51.本文中，字符“/”表示前后对象是一种“或”的关系。例如，a/b表示：a或b。
52.本文中，术语“和/或”是一种描述对象的关联关系，表示可以存在三种关系。例如，a和/或b，表示：a或b，或，a和b这三种关系。
53.图1示出了本发明的光储一体化并网装置的一个实施例。
54.在该实施例中，光储一体化并网装置包括：并网变流器、光伏控制模块和储能控制模块，并网变流器交流侧接入交流电网，并网变流器输出直流母线分别连接光伏控制模块和储能控制模块，光伏控制模块用于光伏组件的最大功率捕获控制，储能控制模块用于储能电池充放电控制，光伏控制模块和储能控制模块作为在用户侧设置的即插即用接口，用于实现光伏组件与储能电池模块化组网；当并网点电压落入自主电压控制区间时，并网变流器运行于自主电压控制模式，下行调节输出功率；光伏控制模块运行于mppt模式，实现光伏组件最大功率追踪；储能控制模块用于控制直流电压母线稳定，储能控制模块控制储能电池吸收光伏组件额外出力。光储一体化并网装置还包括控制器，控制器控制并网变流器、光伏控制模块、储能控制模块三者协同运行。
55.对于用户而言，仅需将光伏直流汇流线路接入光储一体化并网装置的光伏控制模块，将电池汇集线路接入光储一体化并网装置的储能控制模块，通过两个直流接口即可实现光储的模块化即插即用、协同组网以及一体化运行控制，极大降低用户侧光储系统的接入及运行维护难度。
56.本发明实施例中，当并网点电压未落入自主电压控制区间时，储能系统不进行功率吞吐；当并网点电压落入自主电压控制区间时，通过自主电压控制策略，吸收光伏高峰功率，将并网点电压控制在目标电压内，避免配电台区过电压现象的出现。
57.本发明实施例通过推进用户侧的光伏
‑
储能协同开发，显著提升用户侧分布式光伏的消纳水平，避免弃光，增强高比例分布式光伏台区的联络线功率可调控能力，保障高可再生能源占比电网的安全、可靠、清洁运行。
58.在一个实施例中，并网变流器输出直流母线并联连接光伏控制模块和储能控制模块。
59.在一个实施例中，光伏控制模块控制光伏组件始终运行于最大功率捕获(mppt)模式。本发明实施例的电压控制过程中，光伏组件始终运行于mppt模式，保障光伏组件的高效运行。
60.在一个实施例中，光伏控制模块为dc/dc变换器。
61.在一个实施例中，储能控制模块设定运行模式为：第一时间段，当并网点电压落入自主电压控制区间[u
a
，u
b
]时，储能控制模块控制储能电池吸收光伏组件额外出力；第二时间段，储能控制模块控制储能电池以额定功率将存储的能量释放，直至放电结束。
[0062]
可选地，上述第一时间段和第二时间段可以根据光伏日出力特性以及全网日负荷
特性进行设置。例如，每日7～18点期间，当并网点电压落入自主电压控制区间[u
a
，u
b
]时，储能控制模块控制储能电池吸收光伏组件额外出力；每日18点起，储能控制模块控制储能电池以额定功率将存储的能量释放，直至放电结束。
[0063]
在一个实施例中，上述第二时间段，当需要电网参与调峰时，储能控制模块用以控制储能电池以额定功率放电，并网变流器用以控制直流母线电压稳定，以实现将储能功率全额传输到电网侧，参与电网调节；光伏控制模块停止运行。
[0064]
在一个实施例中，储能控制模块为dc/dc变换器。
[0065]
在一个实施例中，当并网点电压u落入自主电压控制区间时，即u
a
≤u≤u
b
时，并网变流器按照有功
‑
电压下垂特性模式运行，其输出功率与并网点电压的关系如式(1)所示：
[0066]
p
t
＝p
real
‑
(u
‑
u
a
)k
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(1)
[0067]
p
t
为当前时刻功率控制目标值，即实时输出功率控制目标；
[0068]
p
real
为当前并网变流器实际输出功率；
[0069]
k为功率调节系数，其大小与并网变流器额定容量及并网点电压u偏离自主电压控制区间下限u
a
的程度成正比。
[0070]
u
a
为自主电压控制区间下限值，即并网变流器进行自主电压控制起始点，当并网点电压u落入自主电压控制区间，随并网点电压的升高，并网变流器下行调节输出功率，以自主电压控制区间下限值u
a
为目标电压，目标是控制并网点电压u不超过u
b
，u
b
为自主电压控制区间上限值，达到控制并网点电压的目的。
[0071]
自主电压控制区间下限值u
a
和自主电压控制区间上限值u
b
的取值根据相关标准进行设置。
[0072]
在一个实施例中，对于功率调节系数k，还设置有调节死区，避免电压小范围波动时引发并网变流器频繁往复调节。
[0073]
可选地，当(u
‑
u
a
)＜i时，k＝0，此时为调节死区，i为设定值，根据需要的死区范围进行设定，i越大死区范围越大。可选地，i＝1v。
[0074]
可选地，当(u
‑
u
a
)＞i时，功率调节系数k满足式(2)要求：
[0075][0076]
其中，p
n
为并网变流器额定功率，j为设定值。可选地，i＝1v。可选地，j＝7％。
[0077]
由式(2)可知，随着光伏并网点电压增大，并网变流器下行功率调节系数k越高，加大功率下调程度。例如，自主电压控制区间为105％u
n
≤u≤107％u
n
，功率调节系数最大值可达2jp
n
，以j＝7％为例，功率调节系数最大值达14％p
n
。
[0078]
在一个实施例中，储能电池的额定功率被配置为大于并网变流器下行功率调节系数的最大值。例如，自主电压控制区间为105％u
n
≤u≤107％u
n
，j＝7％，并网变流器下行功率调节系数最大值达14％p
n
，储能电池的额定功率被配置为15％p
n
。
[0079]
在一个实施例中，储能电池的容量被配置为以额定功率充电或放电的时间不小于t，t根据用户光伏并网点电压每日超过自主电压控制区间下限值的时间获得。例如，储能电池的容量被配置为以额定功率充电或放电的时间不小于1小时。
[0080]
在一个实施例中，自主电压控制过程中，控制周期t应为10～15s。每个控制周期
内，通过δu(δu＝u
‑
u
a
)和功率p
real
的反馈控制，确保随着并网点电压的升高不断下行调节光伏出力。可选地，并网变流器每次调节控制响应时间应小于60ms。
[0081]
下面给出并网变流器自主电压控制模式的一个具体实施例。
[0082]
该实施例结合国标gb/t29319《光伏发电系统接入配电网技术规定》对于分布式光伏运行区间的要求，制定自主电压控制区间，对于380v用户，即接入光伏电压u
n
＝380v，当并网点电压u落入自主电压控制区间105％u
n
≤u≤107％u
n
时，并网变流器按照有功
‑
电压下垂特性模式运行，其输出功率与并网点电压的关系如式(3)所示：
[0083]
p
t
＝p
real
‑
(u
‑
105％u
n
)k
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(3)
[0084]
p
t
为当前时刻功率控制目标值，即实时输出功率控制目标；
[0085]
p
real
为当前并网变流器实际输出功率；
[0086]
k为功率调节系数，其大小与并网变流器额定容量及u偏离105％u
n
的程度成正比。
[0087]
105％u
n
为并网变流器进行自主电压控制起始点，当并网点电压u落入自主电压控制区间即105％u
n
≤u≤107％u
n
时，随并网点电压的升高，并网变流器自主下行调节输出功率，自主控制降低出力，以105％u
n
为目标电压，目标是控制并网点电压u不超过107％u
n
。
[0088]
当(u
‑
105％u
n
)＜1v时，k＝0，此时为调节死区。当(u
‑
105％u
n
)＞1v时，功率调节系数k满足式(4)要求：
[0089][0090]
其中，p
n
为并网变流器额定功率。由式(4)可知，随着光伏并网点电压不断增大，并网变流器下行功率调节系数k越高，加大功率下调程度，以j＝7％为例，光伏自主进行下行功率最大调整率达14％p
n
。相应地，储能电池的额定功率被配置为15％p
n
，储能电池的容量被配置为以额定功率充电或放电的时间不小于1小时。
[0091]
根据式(3)、式(4)，得出并网变流器进行自主电压控制过程中运行曲线如图2(ab段曲线)所示。
[0092]
上述过电压抑制过程中，台区侧至用户侧的线路压差被限制于2％u
n
范围内(暂将配变及上级10kv系统考虑为无穷大系统，配变低压侧出口电压为105％u
n
；由于潮流返送，用户侧电压升高，最大不会超过107％u
n
)，此时反向潮流功率约为r为台区内线路等效电阻，即允许反送潮流的最大值。
[0093]
台区配变以满容量向负荷供电时，暂将配变及上级10kv系统考虑为无穷大系统情况下，配变低压侧出口电压为105％u
n
，用户侧电压降低为100％u
n
，配变低压侧至用户侧的线路压差为5％u
n
，台区配变正常满载容量s0为
[0094]
因此，相对于配变满载容量s0，通过自主电压控制策略，允许反送的光伏潮流最大值为16％s0，被抑制的光伏反向潮流为即84％s0，进而避免了台区配变的反向重过载问题。
[0095]
在另一些实施例中，对于220v用户，即接入光伏电压u
n
＝220v，在实施上述并网变
流器自主电压控制模式时，根据相关标准对自主电压控制区间进行相应调整即可。
[0096]
在另一些实施例中，当相关标准会发生改变或者调整，在实施上述并网变流器自主电压控制模式时，根据相关标准对自主电压控制区间进行相应调整即可。
[0097]
在一个实施例中，当u
t1
≤u<u
a
时，上述光储一体化并网装置中，并网变流器用于控制直流电压稳定，最大限度将光伏功率传输到并网侧；光伏控制模块运行于mppt模式，实现光伏组件最大功率追踪；储能控制模块运行于热/冷备用状态；其中，u为并网点电压，u
t1
为第一阈值电压，u
a
为自主电压控制区间下限值。
[0098]
在一个实施例中，当u＞u
b
时，并网变流器、储能控制模块、光伏控制模块三者都停止运行；其中，u为并网点电压，u
b
为自主电压控制区间上限值。
[0099]
在一个实施例中，当u＜u
t1
时，并网变流器、储能控制模块、光伏控制模块三者都停止运行；其中，u为并网点电压，u
t1
为第一阈值电压，u
t1
＜u
a
，u
a
为自主电压控制区间下限值。
[0100]
下面给出光储一体化并网装置运行模式的一个具体实施例。
[0101]
该实施例中，接入光伏电压u
n
＝380v，结合国标gb/t29319《光伏发电系统接入配电网技术规定》对于分布式光伏运行区间的要求，制定光伏变流器在不同电压区间的运行模式，如图3所示，具体如下：
[0102]
u<85％u
n
，并网变流器、储能控制模块、光伏控制模块三者都停止运行；
[0103]
85％u
n
≤u<105％u
n
，并网变流器用于控制直流电压稳定，最大限度将光伏功率传输到并网侧；光伏控制模块运行于mppt模式，实现光伏组件最大功率追踪；储能控制模块运行于热/冷备用状态；其中，u为并网点电压，u
t1
为第一阈值电压，u
a
为自主电压控制区间下限值；
[0104]
当u＞107％u
n
时，并网变流器、储能控制模块、光伏控制模块三者都停止运行。
[0105]
在另一些实施例中，对于220v用户，在实施上述光储一体化并网装置时，根据相关标准对自主电压控制区间、第一阈值u
t1
进行相应调整即可。
[0106]
在另一些实施例中，当相关标准会发生改变或者调整，在实施上述光储一体化并网装置时，根据相关标准对自主电压控制区间、第一阈值u
t1
进行相应调整即可。
[0107]
在另一个实施例中，本发明还提出了一种光储一体化并网控制方法，控制并网变流器、光伏控制模块、储能控制模块三者协同运行；当并网点电压落入自主电压控制区间时，并网变流器运行于自主电压控制模式，下行调节输出功率；光伏控制模块运行于mppt模式，实现光伏组件最大功率追踪；储能控制模块用于控制直流电压母线稳定，储能控制模块控制储能电池吸收光伏组件额外出力。
[0108]
在一个实施例中，储能控制模块设定运行模式为：第一时间段，当并网点电压落入自主电压控制区间[u
a
，u
b
]时，储能控制模块控制储能电池吸收光伏组件额外出力；第二时间段，储能控制模块控制储能电池以额定功率将存储的能量释放，直至放电结束。
[0109]
可选地，上述时间段可以根据光伏日出力特性以及全网日负荷特性进行设置。例如，每日7～18点期间，当并网点电压落入自主电压控制区间[u
a
，u
b
]时，上述方法控制储能电池吸收光伏组件额外出力；每日18点起，上述方法控制储能电池以额定功率将存储的能量释放，直至放电结束。
[0110]
在一个实施例中，上述第二时间段，当需要电网参与调峰时，储能控制模块用以控制储能电池以额定功率放电，并网变流器用以控制直流母线电压稳定，以实现将储能功率
全额传输到电网侧，参与电网调节；光伏控制模块停止运行。
[0111]
在一个实施例中，当并网点电压u落入自主电压控制区间时，即u
a
≤u≤u
b
时，并网变流器按照有功
‑
电压下垂特性模式运行，其输出功率与并网点电压的关系如式(1)所示：
[0112]
p
t
＝p
real
‑
(u
‑
u
a
)k
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(1)
[0113]
p
t
为当前时刻功率控制目标值，即实时输出功率控制目标；
[0114]
p
real
为当前并网变流器实际输出功率；
[0115]
k为功率调节系数，其大小与并网变流器额定容量及并网点电压u偏离自主电压控制区间下限u
a
的程度成正比。
[0116]
u
a
为自主电压控制区间下限值，即并网变流器进行自主电压控制起始点，当并网点电压u落入自主电压控制区间，随并网点电压的升高，并网变流器下行调节输出功率，以自主电压控制区间下限值u
a
为目标电压，目标是控制并网点电压u不超过u
b
，u
b
为自主电压控制区间上限值，达到控制并网点电压的目的。
[0117]
自主电压控制区间下限值u
a
和自主电压控制区间上限值u
b
的取值根据相关标准进行设置。
[0118]
在一个实施例中，对于功率调节系数k，上述方法还设置有调节死区，避免电压小范围波动时引发并网变流器频繁往复调节。
[0119]
可选地，当(u
‑
u
a
)＜i时，k＝0，此时为调节死区，i为设定值，根据需要的死区范围进行设定，i越大死区范围越大。可选地，i＝1v。
[0120]
可选地，当(u
‑
u
a
)＞i时，功率调节系数k满足式(2)要求：
[0121][0122]
其中，p
n
为并网变流器额定功率，j为设定值。可选地，i＝1v。可选地，j＝7％。
[0123]
由式(2)可知，随着光伏并网点电压增大，上述方法下行功率调节系数k越高，即下行功率调整率越高，加大功率下调程度。
[0124]
在一个实施例中，考虑到按照上述自主电压控制模式，光伏自主进行下行功率调节，因此储能电池额定功率被配置为大于下行功率调节系数的最大值k
max
，容量被配置为以额定功率充电或放电不小于t，t的取值取决于用户光伏并网点电压每日超过u
a
的时间。可选地，储能电池额定功率被配置为k
max
1％p
n
。可选地，储能电池容量被配置为以额定功率充电或放电不小于1小时。
[0125]
上述自主电压控制模式，例如，自主电压控制区间为105％u
n
≤u≤107％u
n
，功率调节系数最大值达2jp
n
，因此储能电池额定功率被配置为大于下行功率调节系数的最大值，即2jp
n
。可选地，储能电池额定功率被配置为(2j 1％)p
n
。以j＝7％为例，自主进行下行功率最大调整率达14％p
n
，因此储能电池额定功率被配置为不小于15％p
n
，容量需满足以额定功率充电或放电不小于1小时。
[0126]
在一个实施例中，当u
t1
≤u<u
a
时，上述光储一体化并网装置中，并网变流器用于控制直流电压稳定，最大限度将光伏功率传输到并网侧；光伏控制模块运行于mppt模式，实现光伏组件最大功率追踪；储能控制模块运行于热/冷备用状态；其中，u为并网点电压，u
t1
为第一阈值电压，u
a
为自主电压控制区间下限值。
[0127]
在一个实施例中，当u＞u
b
时，并网变流器、储能控制模块、光伏控制模块三者都停止运行；其中，u为并网点电压，u
b
为自主电压控制区间上限值。
[0128]
在一个实施例中，当u＜u
t1
时，并网变流器、储能控制模块、光伏控制模块三者都停止运行；其中，u为并网点电压，u
t1
为第一阈值电压，u
t1
＜u
a
，u
a
为自主电压控制区间下限值。
[0129]
下面给出光储一体化并网控制方法的一个具体实施例。
[0130]
如图3所示，该实施例结合国标gb/t29319《光伏发电系统接入配电网技术规定》对于分布式光伏运行区间的要求，制定自主电压控制区间，对于380v用户，即接入光伏电压u
n
＝380v，当并网点电压u落入自主电压控制区间105％u
n
≤u≤107％u
n
时，并网变流器按照有功
‑
电压下垂特性模式运行，其输出功率与并网点电压的关系如式(3)所示：
[0131]
p
t
＝p
real
‑
(u
‑
105％u
n
)k
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(3)
[0132]
p
t
为当前时刻功率控制目标值，即实时输出功率控制目标；
[0133]
p
real
为当前并网变流器实际输出功率；
[0134]
k为功率调节系数，其大小与并网变流器额定容量及u偏离105％u
n
的程度成正比。
[0135]
105％u
n
为并网变流器进行自主电压控制起始点，当并网点电压小于105％u
n
时，储能电池处于热备用状态；当并网点电压u落入自主电压控制区间即105％u
n
≤u≤107％u
n
时，随并网点电压的升高，并网变流器自主下行调节输出功率，自主控制降低出力，目标是控制并网点电压u不超过107％u
n
。
[0136]
当(u
‑
105％u
n
)＜1v时，k＝0，此时为调节死区。当(u
‑
105％u
n
)＞1v时，功率调节系数k满足式(4)要求：
[0137][0138]
其中，p
n
为并网变流器额定功率。由式(4)可知，随着光伏并网点电压不断增大，并网变流器下行功率调节系数k越高，加大功率下调程度，以j＝7％为例，光伏自主进行下行功率最大调整率达14％p
n
，因此储能电池额定功率被配置为不小于15％p
n
，容量需满足以额定功率充电或放电不小于1小时。
[0139]
当85％u
n
≤u<105％u
n
时，并网变流器用以控制直流电压稳定，最大限度将光伏功率传输到并网侧；光伏控制模块运行于mppt模式，实现光伏组件最大功率追踪；储能控制模块运行于热/冷备用状态；其中，u为并网点电压，u
t1
为第一阈值电压，u
a
为自主电压控制区间下限值；
[0140]
当u<85％u
n
时，并网变流器、储能控制模块、光伏控制模块三者都停止运行；
[0141]
当u＞107％u
n
时，并网变流器、储能控制模块、光伏控制模块三者都停止运行。
[0142]
本发明并不局限于上面已经描述并在附图中示出的结构，并且可以在不脱离其范围进行各种修改和改变。本发明的范围仅由所附的权利要求来限制。