一种区域高渗透率光伏储能系统及其能量管理方法
【专利摘要】本发明涉及一种区域高渗透率光伏储能系统及其能量管理方法，系统包括光伏电池阵列、储能电池组件、变流装置、负载、区域电网和能量管理系统。系统联网运行时，能量管理系统实现功率外环、电压中环、电流内环的三环控制，通过光伏电池阵列的最大功率跟踪和储能电池组件的充放电管理，实现光伏能量最大限度的利用、有功功率平滑输入电网和无功功率补偿；系统孤网运行时，能量管理系统实现电压/频率外环、电流内环的双环控制，为系统提供恒定的电压和频率，维持系统稳定运行。将光伏发电和储能技术充分结合，实现光伏和储能的协调控制，平抑联网点功率波动，实现区域高渗透率光伏发电系统并网发电，有效提高系统能量管理效率、供电可靠性和电能质量。
【专利说明】一种区域高渗透率光伏储能系统及其能量管理方法
【技术领域】
[0001]本发明涉及一种太阳能光伏发电系统，特别涉及一种区域高渗透率光伏储能系统
及其能量管理方法。
【背景技术】
[0002]能源是人类赖以生存和发展的基础，传统的不可再生能源日趋减少，而且存在严重的环境污染问题。太阳能具有资源丰富、不受地域限制、对环境友好等优点，是21世纪最具发展潜力的可再生能源。
[0003]目前,光伏发电能量的传递和转换都是建立在电力电子技术的基础上，大规模光伏接入使得大量电力电子转换器引入电力系统，对电力系统造成严重的电能质量问题。此外，大规模光伏发电并网产生的孤岛效应和微网环流也严重危害电力系统的安全稳定运行。因此，研究高渗透率下光伏发电系统的电能质量问题及其治理方法对保障电力系统的安全运行具有十分重要的意义。
[0004]实现高渗透率光伏发电系统接入电网的有效方法主要有:降低最小负荷限制、实施负荷转移和利用储能技术。其中，储能技术作用范围最大，提高光伏能量渗透率的效果最为显著，是未来智能配电网中接入大量分布式光伏电源的首选措施。但区域高渗透率光伏储能系统的能量管理方法设计较为复杂，是实现光伏发电系统光伏应用的关键技术前提。现有的能量管理方法尚处于实现小规模光伏发电系统联网或孤网运行等基本功能的初级应用阶段，随着区域光伏发电容量的扩大和储能协调运行功能的扩展完善，现有的能量管理系统已不能满足处理效率快捷、系统响应快速、控制准确到位的要求，如果不改变能量管理设计方法，若需实现区域系统的高级应用要求，则成本高，效率低，控制难度大。
【发明内容】
[0005]本发明是针对现有光伏发电能量管理系统功能单一、成本高、效率低的问题，提出了一种区域高渗透率光伏储能系统及其能量管理方法，结合该系统能量管理系统分层控制的高速处理能力，可实现光伏电池阵列最大功率追踪MPPT、电池储能组件充放电控制和两种分布式电源的最优协调控制，有效平抑光伏发电系统接入电网时的有功功率波动，实时动态补偿无功功率需求，提高区域内大规模光伏发电系统接入的渗透率，最大程度提高太阳能的利用率和光伏发电系统的输出电能质量，增强系统稳定性，从而提高光伏发电系统的整体性能。
[0006]本发明的技术方案为:一种区域高渗透率光伏储能系统，包括分布式电源介质模块、光伏电池逆变模块、储能电池双向变流模块、负载、区域电网和能量管理系统；分布式电源介质模块包括光伏电池阵列和储能电池组件；光伏电池阵列输出接光伏电池逆变模块，光伏电池逆变模块输出与区域电网连接；储能电池组件与储能电池双向变流模块双向互联，储能电池双向变流模块输出与区域电网连接；负载包括商业关键负载、商业可切除负载、居民关键负载和居民可切除负载，负载输入与区域电网连接；区域电网通过PCC点与大电网连接；能量管理系统分别与储能电池组件、光伏电池逆变模块、储能电池双向变流模块、负载和PCC点连接。
[0007]所述储能电池组件内自设置有储能电池管理系统，所述光伏电池逆变模块内自设置有光伏电池逆变监控系统，所述储能电池双向变流模块内自设置有储能电池双向变流监控系统，所述PCC点设置有功率监控系统，所述储能电池管理系统、光伏电池逆变监控系统、储能电池双向变流监控系统、负载、PCC点功率监控系统与能量管理系统之间通过能量状态通讯控制线双向连接。
[0008]所述光伏电池逆变模块、储能电池双向变流模块分别与光伏电池阵列、储能电池组件之间通过直流母线连接。
[0009]所述光伏电池逆变模块、储能电池双向变流模块、负载与区域电网之间通过交流母线连接。
[0010]所述区域高渗透率光伏储能系统能量管理方法，应用分层控制优化区域高渗透率光伏储能系统运行:
1)中央决策层根据从储能电池组件、负载采集的实时数据和光伏电池逆变模块、储能电池双向变流模块、PCC点功率监控系统采集的运行状态数据，制定整个系统的能源运行策略；
2)集中控制层根据中央决策层下达的联网运行或孤网运行指令，实时监测各分布式电源状态，在不同能源条件下采取相应的控制措施:在联网运行条件下采取有功/无功功率外环、交流母线电压中环、储能电池充放电电流内环的三环控制方式，完成光伏电池阵列MPPT控制、储能电池组件最优充放电控制和变流装置最优功率输出控制，实现有功功率平滑输入电网和无功功率补偿；在孤网运行条件下采取交流母线电压/频率外环、储能电池充放电电流内环的双环控制方式，为系统提供恒定的电压和频率；
3)本地执行层根据集中控制层运行策略的执行情况，分析判断实际系统的负载需求和能源条件，选择性地完成切除部分负载或将多余电能存入储能电池的指令任务。
[0011]所述区域高渗透率光伏储能系统能量管理方法，系统联网运行时，储能电池模块为区域电网和大电网间的能量交换提供毫秒级动态有功平滑和无功补偿:
1)当光伏电池阵列输出功率高于负载功率需求值且储能电池组件能量大于放电最低比例阈值时，遵循优先利用太阳能的原则，光伏电池阵列为区域电网内负载供电，剩余能量向大电网回馈，储能电池组件平滑区域电网与大电网联结点PCC处有功功率波动和无功功率补偿。光伏发电系统工作在最大功率跟踪(MPPT)模式，储能电池组件工作在恒压限流充/放电方式，储能电池双向变流模块工作在有功/无功功率闭环控制状态，实现有功功率和无功功率的完全解耦，抑制区域电网向大电网输送能量时PCC点的有功/无功功率波动；
2)当光伏电池阵列输出功率高于负载功率需求值但储能电池组件能量小于放电最低比例阈值时，遵循优先利用太阳能的原则，光伏电池阵列为区域电网内负载供电，剩余能量向大电网回馈；电网向储能电池组件充电，直至充电最高比例阈值。光伏发电系统工作在MPPT模式，储能电池组件以恒压限流方式充电，储能电池双向变流模块工作在整流状态；
3)当光伏电池阵列输出功率低于负载功率需求值但储能电池组件能量大于放电最低比例阈值时，遵循优先利用太阳能的原则，光伏电池阵列为区域电网内关键负载供电，大电网向普通负载供电，储能电池组件平滑连接点PCC处有功功率波动和无功功率补偿。光伏发电系统工作在MPPT模式，储能电池组件工作在恒压限流充/放电方式，储能电池双向变流模块工作在有功/无功功率闭环控制状态，实现有功功率和无功功率的完全解耦，抑制大电网向区域电网输送能量时PCC点的有功/无功功率波动；
4)当光伏电池阵列输出功率低于负载功率需求值且储能电池组件能量小于放电最低比例阈值时，遵循优先利用太阳能的原则，光伏电池阵列为区域电网内关键负载供电，由大电网向普通负载供电，并向储能电池组件充电，直至充电最高比例阈值。光伏发电系统工作在MPPT模式，储能电池组件以恒压限流方式充电，储能电池双向变流模块工作在整流状态。
[0012]所述区域高渗透率光伏储能系统能量管理方法，系统孤网运行时，储能电池模块为系统提供恒定的电压和频率，维持系统稳定运行:
O当光伏电池阵列输出功率高于负载功率需求值时，遵循优先利用太阳能的原则，光伏电池阵列为区域电网内负载供电，储能电池组件吸收光伏电池阵列剩余能量。光伏电池阵列按负载需求输出功率，储能电池组件以恒压限流方式充电，储能电池双向变流模块工作在整流状态，采取v/f控制方式，维持区域电网交流母线电压与频率恒定；
2)当光伏电池阵列输出功率低于负载功率需求值时，遵循对关键负载持续可靠供电的优先原则，切除普通负载，光伏电池阵列为区域电网内关键负载供电，储能电池组件释放能量，为系统提供稳定的交流母线电压和频率。光伏发电系统工作在MPPT模式，储能电池组件以恒压限流方式放电，储能电池双向变流模块工作在逆变状态，采取V/f控制方式，维持区域电网交流母线电压与频率恒定。
[0013]所述区域高渗透率光伏储能系统能量管理方法，所述额定交流母线电压有效值为215V-225V。
[0014]所述区域高渗透率光伏储能系统能量管理方法，其特征在于，所述交流母线电压允许的最大值设定的依据为:随着光伏电池阵列输出功率的增多，交流母线电压升高，根据负载允许的最高工作电压范围确定交流母线电压允许的最大值，所述交流母线电压有效值允许的最大值为230V-240V ;所述交流母线电压允许的最小值设定的依据为:根据负载允许的最低工作电压范围确定交流母线电压允许的最小值，所述交流母线电压有效值允许的最小值为200V-210V。
[0015]所述区域高渗透率光伏储能系统能量管理方法，其特征在于，所述储能电池组件设定的放电最低比例阈值为20%-30%，充电最高比例阈值为85%-95%。
[0016]本发明的有益效果在于:本发明区域高渗透率光伏储能系统及其能量管理方法，应用分层控制策略优化系统运行，能够完成光伏发电系统最大功率追踪MPPT、电池储能组件充放电控制、两种电源介质协调控制等功能；可以对光伏电池阵列运行情况进行监测，能够合理控制其出力大小，最大程度提高太阳能的利用率；能够实现对储能电池组件运行情况的监测，通过合理的充放电控制对储能电池组件进行能量管理，实现区域电网和大电网间的能量交换的动态有功平滑和无功补偿，有效提高光伏发电系统接入电网的渗透率；实现光伏电池阵列与储能电池组件两种分布式电源的最优协调控制，可以提高系统输出电能质量，增强系统稳定性；根据实际系统的负载需求和能源条件，有选择地切除部分负载或将多余电能存入储能电池，有效提高能量管理系统处理效率；适用于区域级光伏联网/孤网发电系统，将光伏发电和储能技术充分结合，实现光伏和储能的智能控制，有效提高光伏发电系统输出电能质量、系统能量管理效率和供电可靠性等性能。
【专利附图】
【附图说明】
[0017]图1为本发明区域高渗透率光伏储能系统总体结构框图；
图2为本发明区域高渗透率光伏储能系统连接图；
图3为本发明区域高渗透率光伏储能系统能量管理的分层控制图；
图4为本发明区域高渗透率光伏储能系统联网运行时能量管理流程图；
图5为本发明区域高渗透率光伏储能系统孤网运行时能量管理流程图。
【具体实施方式】
[0018]如图1总体结构框图和如图2区域高渗透率光伏储能系统连接图，区域高渗透率光伏储能系统包括分布式电源介质模块、光伏电池逆变模块、储能电池双向变流模块、负载、区域电网和能量管理系统；分布式电源介质模块包括光伏电池阵列和储能电池组件；光伏电池阵列输出接光伏电池逆变模块，光伏电池逆变模块输出与区域电网连接；储能电池组件与储能电池双向变流模块双向互联，储能电池双向变流模块输出与区域电网连接；负载包括商业关键负载、商业可切除负载、居民关键负载和居民可切除负载，输入与区域电网连接；区域电网通过PCC点与大电网连接；能量管理系统分别与储能电池组件、光伏电池逆变模块、储能电池双向变流模块、负载和PCC点连接。
[0019]如图2连接图，所述储能电池组件内自设置有储能电池管理系统，所述光伏电池逆变模块内自设置有光伏电池逆变监控系统，所述储能电池双向变流模块内自设置有储能电池双向变流监控系统，所述PCC点设置有功率监控系统，所述储能电池管理系统、光伏电池逆变监控系统、储能电池双向变流监控系统、负载、PCC点功率监控系统与能量管理系统之间通过能量状态通讯控制线双向连接。
[0020]所述光伏电池逆变模块、储能电池双向变流模块分别与光伏电池阵列、储能电池组件之间通过直流母线连接。
[0021]所述光伏电池逆变模块、储能电池双向变流模块、负载与区域电网之间通过交流母线连接。
[0022]如图3能量管理的分层控制图，所述区域高渗透率光伏储能系统能量管理方法，应用分层控制优化区域高渗透率光伏储能系统运行:
O中央决策层根据从储能电池组件、负载采集的实时数据和光伏电池逆变模块、储能电池双向变流模块、PCC点功率监控系统采集的运行状态数据，制定整个系统的能源运行策略；
2)集中控制层根据中央决策层下达的联网运行或孤网运行指令，实时监测各分布式电源状态，在不同能源条件下采取相应的控制措施:在联网运行条件下采取有功/无功功率外环、交流母线电压中环、储能电池充放电电流内环的三环控制方式，完成光伏电池阵列MPPT控制、储能电池组件最优充放电控制和变流装置最优功率输出控制，实现有功功率平滑输入电网和无功功率补偿；在孤网运行条件下采取交流母线电压/频率外环、储能电池充放电电流内环的双环控制方式，为系统提供恒定的电压和频率；
3)本地执行层根据集中控制层运行策略的执行情况，分析判断实际系统的负载需求和能源条件，选择性地完成切除部分负载或将多余电能存入储能电池的指令任务，有效提高能量管理系统处理效率，提升供电质量。
[0023]如图4联网运行能量管理流程图，所述区域高渗透率光伏储能系统能量管理方法，系统联网运行时，储能电池模块为区域电网和大电网间的能量交换提供毫秒级动态有功平滑和无功补偿:
O当光伏电池阵列输出功率高于负载功率需求值且储能电池组件能量大于放电最低比例阈值时，遵循优先利用太阳能的原则，光伏电池阵列为区域电网内负载供电，剩余能量向大电网回馈，储能电池组件平滑区域电网与大电网联结点PCC处有功功率波动和无功功率补偿。光伏发电系统工作在最大功率跟踪(MPPT)模式，储能电池组件工作在恒压限流充/放电方式，储能电池双向变流模块工作在有功/无功功率闭环控制状态，实现有功功率和无功功率的完全解耦，抑制区域电网向大电网输送能量时PCC点的有功/无功功率波动；
2)当光伏电池阵列输出功率高于负载功率需求值但储能电池组件能量小于放电最低比例阈值时，遵循优先利用太阳能的原则，光伏电池阵列为区域电网内负载供电，剩余能量向大电网回馈；电网向储能电池组件充电，直至充电最高比例阈值。光伏发电系统工作在MPPT模式，储能电池组件以恒压限流方式充电，储能电池双向变流模块工作在整流状态；
3)当光伏电池阵列输出功率低于负载功率需求值但储能电池组件能量大于放电最低比例阈值时，遵循优先利用太阳能的原则，光伏电池阵列为区域电网内关键负载供电，大电网向普通负载供电，储能电池组件平滑连接点PCC处有功功率波动和无功功率补偿。光伏发电系统工作在MPPT模式，储能电池组件工作在恒压限流充/放电方式，储能电池双向变流模块工作在有功/无功功率闭环控制状态，实现有功功率和无功功率的完全解耦，抑制大电网向区域电网输送能量时PCC点的有功/无功功率波动；
4)当光伏电池阵列输出功率低于负载功率需求值且储能电池组件能量小于放电最低比例阈值时，遵循优先利用太阳能的原则，光伏电池阵列为区域电网内关键负载供电，由大电网向普通负载供电，并向储能电池组件充电，直至充电最高比例阈值。光伏发电系统工作在MPPT模式，储能电池组件以恒压限流方式充电，储能电池双向变流模块工作在整流状态。
[0024]如图5孤网运行能量管理流程图，所述区域高渗透率光伏储能系统能量管理方法，系统孤网运行时，储能电池模块为系统提供恒定的电压和频率，维持系统稳定运行:
O当光伏电池阵列输出功率高于负载功率需求值时，遵循优先利用太阳能的原则，光伏电池阵列为区域电网内负载供电，储能电池组件吸收光伏电池阵列剩余能量。光伏电池阵列按负载需求输出功率，储能电池组件以恒压限流方式充电，储能电池双向变流模块工作在整流状态，采取V/f控制方式，维持区域电网交流母线电压与频率恒定；
2)当光伏电池阵列输出功率低于负载功率需求值时，遵循对关键负载持续可靠供电的优先原则，切除普通负载，光伏电池阵列为区域电网内关键负载供电，储能电池组件释放能量，为系统提供稳定的交流母线电压和频率。光伏发电系统工作在MPPT模式，储能电池组件以恒压限流方式放电，储能电池双向变流模块工作在逆变状态，采取V/f控制方式，维持区域电网交流母线电压与频率恒定。
[0025]所述区域高渗透率光伏储能系统能量管理方法，所述额定交流母线电压有效值为215V-225V。[0026]所述区域高渗透率光伏储能系统能量管理方法，其特征在于，所述交流母线电压允许的最大值设定的依据为:随着光伏电池阵列输出功率的增多，交流母线电压升高，根据负载允许的最高工作电压范围确定交流母线电压允许的最大值，所述交流母线电压有效值允许的最大值为230V-240V ;所述交流母线电压允许的最小值设定的依据为:根据负载允许的最低工作电压范围确定交流母线电压允许的最小值，所述交流母线电压有效值允许的最小值为200V-210V。
[0027]所述区域高渗透率光伏储能系统能量管理方法，其特征在于，所述储能电池组件设定的放电最低比例阈值为20%-30%，充电最高比例阈值为85%-95%。
[0028]系统根据能量管理系统分层调度指令，中央决策层优先将光伏电池阵列功率送入交流母线；若此时功率不足，集中控制层调度光伏电池阵列功率送入关键负载，由电网向普通负载供电；若储能电池组件能量已满，集中控制层调度储能电池组件能量流入交流母线，平抑光伏电池阵列功率送入大电网的有功/无功功率波动；若光伏电池阵列没有功率输出，储能电池能量输出不足，则由本地执行层控制部分负载的切除，或控制电网向储能电池充电并向负载供电。通过光伏电池阵列和储能电池组件的协调控制，可以有效提高光伏发电系统接入电网的渗透率，最大程度提高太阳能的利用率和系统联网电能质量，增强系统稳定性，从而提升光伏发电系统的整体性能。
【权利要求】
1.一种区域高渗透率光伏储能系统，其特征在于，包括分布式电源介质模块、光伏电池逆变模块、储能电池双向变流模块、负载、区域电网和能量管理系统；分布式电源介质模块包括光伏电池阵列和储能电池组件；光伏电池阵列输出接光伏电池逆变模块，光伏电池逆变模块输出与区域电网连接；储能电池组件与储能电池双向变流模块双向互联，储能电池双向变流模块输出与区域电网连接；负载包括商业关键负载、商业可切除负载、居民关键负载和居民可切除负载，负载输入与区域电网连接；区域电网通过PCC点与大电网连接；能量管理系统分别与储能电池组件、光伏电池逆变模块、储能电池双向变流模块、负载和PCC点连接。
2.根据权利要求1所述的区域高渗透率光伏储能系统，其特征在于，所述储能电池组件内自设置有储能电池管理系统，所述光伏电池逆变模块内自设置有光伏电池逆变监控系统，所述储能电池双向变流模块内自设置有储能电池双向变流监控系统，所述PCC点设置有功率监控系统，所述储能电池管理系统、光伏电池逆变监控系统、储能电池双向变流监控系统、负载、PCC点功率监控系统与能量管理系统之间通过能量状态通讯控制线双向连接。
3.根据权利要求1所述区域高渗透率光伏储能系统，其特征在于，所述光伏电池逆变模块、储能电池双向变流模块分别与光伏电池阵列、储能电池组件之间通过直流母线连接。
4.根据权利要求1所述区域高渗透率光伏储能系统，其特征在于，所述光伏电池逆变模块、储能电池双向变流模块、负载与区域电网之间通过交流母线连接。
5.一种区域高渗透率光伏储能系统能量管理方法，其特征在于，应用分层控制优化区域高渗透率光伏储能系统运行:O中央决策层根据从储能电池组件、负载采集的实时数据和光伏电池逆变模块、储能电池双向变流模块、PCC点功率监控系统采集的运行状态数据，制定整个系统的能源运行策略； 2)集中控制层根据中央决策层下达的联网运行或孤网运行指令，实时监测各分布式电源状态，在不同能源条件下采取相应的控制措施:在联网运行条件下采取有功/无功功率外环、交流母线电压中环、储能电池充放电电流内环的三环控制方式，完成光伏电池阵列MPPT控制、储能电池组件最优充放电控制和变流装置最优功率输出控制，实现有功功率平滑输入电网和无功功率补偿；在孤网运行条件下采取交流母线电压/频率外环、储能电池充放电电流内环的双环控制方式，为系统提供恒定的电压和频率；3)本地执行层根据集中控制层运行策略的执行情况，分析判断实际系统的负载需求和能源条件，选择性地完成切除部分负载或将多余电能存入储能电池的指令任务。
6.根据权利要求5所述区域高渗透率光伏储能系统能量管理方法，其特征在于，所述步骤2)中系统联网运行时，储能电池模块为区域电网和大电网间的能量交换提供毫秒级动态有功平滑和无功补偿:O当光伏电池阵列输出功率高于负载功率需求值且储能电池组件能量大于放电最低比例阈值时，遵循优先利用太阳能的原则，光伏电池阵列为区域电网内负载供电，剩余能量向大电网回馈，储能电池组件平滑区域电网与大电网联结点PCC处有功功率波动和无功功率补偿；光伏发电系统工作在最大功率跟踪(MPPT)模式，储能电池组件工作在恒压限流充/放电方式，储能电池双向变流模块工作在有功/无功功率闭环控制状态，实现有功功率和无功功率的完全解耦，抑制区域电网向大电网输送能量时PCC点的有功/无功功率波动；2)当光伏电池阵列输出功率高于负载功率需求值但储能电池组件能量小于放电最低比例阈值时，遵循优先利用太阳能的原则，光伏电池阵列为区域电网内负载供电，剩余能量向大电网回馈；电网向储能电池组件充电，直至充电最高比例阈值；光伏发电系统工作在MPPT模式，储能电池组件以恒压限流方式充电，储能电池双向变流模块工作在整流状态；3)当光伏电池阵列输出功率低于负载功率需求值但储能电池组件能量大于放电最低比例阈值时，遵循优先利用太阳能的原则，光伏电池阵列为区域电网内关键负载供电，大电网向普通负载供电，储能电池组件平滑连接点PCC处有功功率波动和无功功率补偿；光伏发电系统工作在MPPT模式，储能电池组件工作在恒压限流充/放电方式，储能电池双向变流模块工作在有功/无功功率闭环控制状态，实现有功功率和无功功率的完全解耦，抑制大电网向区域电网输送能量时PCC点的有功/无功功率波动；4)当光伏电池阵列输出功率低于负载功率需求值且储能电池组件能量小于放电最低比例阈值时，遵循优先利用太阳能的原则，光伏电池阵列为区域电网内关键负载供电，由大电网向普通负载供电，并向储能电池组件充电，直至充电最高比例阈值；光伏发电系统工作在MPPT模式，储能电池组件以恒压限流方式充电，储能电池双向变流模块工作在整流状态。
7.根据权利要求5所述区域高渗透率光伏储能系统能量管理方法，其特征在于，所述步骤2)中系统孤网运行·时，储能电池模块为系统提供恒定的电压和频率，维持系统稳定运O当光伏电池阵列输出功率高于负载功率需求值时，遵循优先利用太阳能的原则，光伏电池阵列为区域电网内负载供电，储能电池组件吸收光伏电池阵列剩余能量；光伏电池阵列按负载需求输出功率，储能电池组件以恒压限流方式充电，储能电池双向变流模块工作在整流状态，采取V/f控制方式，维持区域电网交流母线电压与频率恒定；2)当光伏电池阵列输出功率低于负载功率需求值时，遵循对关键负载持续可靠供电的优先原则，切除普通负载，光伏电池阵列为区域电网内关键负载供电，储能电池组件释放能量，为系统提供稳定的交流母线电压和频率；光伏发电系统工作在MPPT模式，储能电池组件以恒压限流方式放电，储能电池双向变流模块工作在逆变状态，采取V/f控制方式，维持区域电网交流母线电压与频率恒定。
8.根据权利要求5所述区域高渗透率光伏储能系统能量管理方法，其特征在于，所述步骤2)中所述额定交流母线电压有效值为215V-225V。
9.根据权利要求5所述区域高渗透率光伏储能系统能量管理方法，其特征在于，所述步骤2)中所述交流母线电压允许的最大值设定的依据为:随着光伏电池阵列输出功率的增多，交流母线电压升高，根据负载允许的最高工作电压范围确定交流母线电压允许的最大值，所述交流母线电压有效值允许的最大值为230V-240V ;所述交流母线电压允许的最小值设定的依据为:根据负载允许的最低工作电压范围确定交流母线电压允许的最小值，所述交流母线电压有效值允许的最小值为200V-210V。
10.根据权利要求5所述区域高渗透率光伏储能系统能量管理方法，其特征在于，所述步骤2)中储能电池组件设定的放电最低比例阈值为20%-30%，充电最高比例阈值为85%-95%。
【文档编号】H02J3/32GK103441531SQ201310407598
【公开日】2013年12月11日 申请日期:2013年9月10日 优先权日:2013年9月10日
【发明者】王育飞, 薛花 申请人:上海电力学院