光伏储能系统及其适用的控制方法与流程

1.本案涉及光伏发电技术领域，具体而言，涉及一种光伏储能系统及其适用的控制方法。


背景技术：

2.由于全球工业化快速发展，故对能源的需求日益加大。目前地球上储存的化石能源逐渐面临枯竭，急需解决的能源问题以及环境问题加快了新能源行业的发展。目前太阳能凭借着其可再生、无污染、储存量大等优点占据了新能源行业重要比例。
3.随着分布式光伏发电系统在商业建筑、工业园区等场所的不断应用，其在配电网中的渗透率不断提高，从而对配电网的影响也越来越大。由于光伏发电系统受天气影响较大，故具有较强的波动性，而且在夜间没有光照时，光伏发电系统便无法输出电能。为了降低光伏发电系统对电网的影响以及能够保证夜间的功率输出，通常采用将储能系统和光伏发电系统配套成光伏储能系统使用。
4.将储能系统应用到光伏发电系统而构成光伏储能系统有以下几个方面的好处：(1)电力调峰：储能系统可以在负荷低谷时将光伏发电系统发出的电储存起来，在负荷高峰时再将其释放出来，提高电网的峰值输出能力。(2)控制电网电能质量：储能系统可以实现对电能的控制(稳定电压、调整相角等)，改善光伏发电系统的供电特性；(3)微电网的应用：光伏储能系统全天可以给负载提供稳定的供电。当夜间没有光照时，改由储能系统为负载提供电能。
5.目前将储能系统应用到光伏发电系统中而构成光伏储能系统有两种比较常用的结构。第一种光伏储能系统的结构为储能系统与光伏发电系统在交流电网侧进行耦合，即储能系统依序通过自身的直流/交流变流器及变压器而进行交流电网侧的并网。上述第一种结构可以实现将光伏发电系统的光伏侧(光伏阵列)的电能输出至交流电网中，光伏侧的电能也可以对储能系统中的电池进行充电，而储能系统则可以实现其电能调峰、优化电能质量的作用。然由于第一种结构必须在储能系统中增加直流/交流变流器及变压器，故导致系统成本增大。更甚者，在第一种结构中，由于光伏发电系统必须经由自身的直流/交流变流器及自身的变压器，再经由储能系统的变压器及直流/交流变流器而对储能系统中的电池进行充电，故电能必须经过较多的电路环节，导致电能损耗较大。
6.第二种光伏储能系统的结构为储能系统与光伏发电系统在直流侧进行耦合，即储能系统的直流侧与光伏发电系统的光伏阵列在光伏发电系统的直流/交流变流器的聚线盒(combiner box)中汇总，再通过光伏发电系统的直流/交流变流器以及变压器而进行交流电网侧的并网。由上可知，相较于第一种结构，由于第二种结构省掉了储能系统的直流/交流变流器及变压器，且储能系统增加了直流/直流变换器于光伏阵列和电池之间，故光伏阵列的电能可以通过直流/直流变换器对储能系统的电池进行充电，故第二种结构不但可降低生产成本，且光伏阵列向储能系统的电池充电时的效率也可提高。然而在第二种结构中，当储能系统需向电网放电时，必须通过储能系统的直流/直流变换器、光伏发电系统的直
流/交流变流器以及变压器，故电能仍需经过较多的电路环节，导致电能损耗仍较大而无法提高系统效率。
7.因此，如何发展一种可改善上述现有技术的光伏储能系统及其适用的控制方法，实为目前迫切的需求。


技术实现要素：

8.本案的目的在于提供一种光伏储能系统及其适用的控制方法，其具有生产成本较低及电能损耗较少的优势。
9.为达上述目的，本案的一优选实施方式为一种光伏储能系统，包含：储能装置；逆变器，具有交流端以及直流端，交流端与电网电性耦接；光伏阵列装置，与直流端直接电连接，当光伏阵列装置输出的输出电压大于或等于预设门槛值时，光伏储能系统运行在第一工作模式，当输出电压小于预设门槛值时，光伏储能系统运行在第二工作模式；直流/直流转换装置，电连接于储能装置与直流端之间，且包含并联连接的旁路开关及直流/直流转换器；以及控制器，用以控制逆变器及直流/直流转换装置的运行；其中，当光伏储能系统运行在第一工作模式时，控制器进行最大功率点追踪计算，并依据计算结果控制逆变器运行，以调整直流端上的电压；其中，当光伏储能系统运行在第二工作模式时，控制器控制旁路开关导通而直流/直流转换器停止运行，使储能装置的电能经由旁路开关传送至逆变器。
10.为达上述目的，本案的另一优选实施方式为一种控制方法，应用于光伏储能系统，其中光伏储能系统包含：储能装置；逆变器，具有交流端以及直流端，交流端与电网电性耦接；光伏阵列装置，与直流端直接电连接；以及直流/直流转换装置，电连接于储能装置与直流端之间，且包含并联连接的旁路开关及直流/直流转换器；控制方法包含：判断光伏阵列装置输出的输出电压是否大于预设门槛值；当输出电压大于或等于预设门槛值时，驱使光伏储能系统运行在第一工作模式，且进行最大功率点追踪计算，更依据计算结果控制逆变器运行，以调整直流端上的电压；以及当输出电压小于预设门槛值时，驱使光伏储能系统运行在第二工作模式，且控制旁路开关导通而直流/直流转换器停止运行，以使储能装置的电能经由旁路开关传送至逆变器。
附图说明
11.图1为本案优选实施例的光伏储能系统的系统架构示意图；
12.图2为图1所示的光伏储能系统的直流/直流转换装置的电路架构示意图；
13.图3a为图1所示的光伏储能系统运行在第一工作模式时，光伏储能系统内的电能的流动方向示意图；
14.图3b为图1所示的光伏储能系统运行在第二工作模式时，光伏储能系统内的电能的流动方向示意图；
15.图4a为图1所示的光伏储能系统运行在第一工作模式时，光伏储能系统的控制器的控制原理示意图；
16.图4b为图1所示的光伏储能系统运行在第二工作模式时，光伏储能系统的控制器的控制原理示意图；
17.图5为适用于图1所示的光伏储能系统的本案优选实施例的控制方法的步骤流程
示意图。
18.其中，附图标记说明如下：
19.1：光伏储能系统
20.2：储能装置
21.3：逆变器
22.4：光伏阵列装置
23.5：直流/直流转换装置
24.6：控制器
25.30：交流端
26.31：直流端
27.9：电网
28.20：充电电池
29.s：旁路开关
30.50：直流/直流转换器
31.a：电能的流动方向
32.7：变压器
33.p1、p2、p3、p4：保护元件
34.8：保护开关
35.60：第一控制架构
36.61：第二控制架构
37.62：储能控制单元
38.udc：直流电压
39.idc：光伏阵列装置的输出电流
40.idd：直流/直流转换器的输出电流
41.udc_ref：直流电压给定值
42.id_ref：有功电流给定值
43.iq_ref：无功电流给定值
44.ug：电网电压
45.θ：坐标变换角度
46.iac：交流电流
47.id：有功电流反馈值
48.iq：无功电流反馈值
49.e1、e2：控制信号
50.pwm1、pwm2：脉冲宽度调制信号
51.idd_ref：参考电流指令
52.p_ref：有功功率指令值
53.q_ref：无功功率指令值
54.s10～s30：控制方法的步骤
具体实施方式
55.体现本案特征与优点的一些典型实施例将在后段的说明中详细叙述。应理解的是本案能够在不同的态样上具有各种的变化，其皆不脱离本案的范围，且其中的说明及图式在本质上当作说明之用，而非架构于限制本案。
56.图1为本案优选实施例的光伏储能系统的系统架构示意图，图2为图1所示的光伏储能系统的直流/直流转换装置的电路架构示意图。如图1、图2所示，本实施例的光伏储能系统1包含储能装置2、逆变器3、光伏阵列装置4、直流/直流转换装置5及控制器6。光伏阵列装置4可为但不限于包含至少一个光伏串列(未图示)，且光伏阵列装置4可输出为直流电能的输出电压，其中当光伏储能系统1处于日照充足的情况，例如白天等，使得光伏阵列装置4所输出的输出电压大于或等于预设门槛值时，光伏储能系统1运行在第一工作模式，反之，当光伏储能系统1处于日照不足的情况，例如阴雨天或晚上等，使得输出电压小于预设门槛值时，光伏储能系统1改运行在第二工作模式。储能装置2可包含至少一充电电池20，其中储能装置2可进行充电运行或放电运行，且当储能装置2进行放电运行时，储能装置2输出为直流电能的储能电压。
57.逆变器3包含交流端30以及直流端31，其中交流端30与电网9电性耦接，直流端31与光伏阵列装置4直接电连接而接收光伏阵列装置4所输出的输出电压，逆变器3用以从直流端31接收直流电能，并将直流电能转换为交流电能，以从交流端30将交流电能馈入电网9中。其中，由于光伏阵列装置4与逆变器3的直流端31直接电连接，所以本案的光伏阵列装置4在正常运行时的输出电压需要与逆变器3的直流端31的电压相匹配，即当本案的光伏储能系统运行在第一工作模式时，光伏阵列装置4的输出电压范围与直流端31的电压范围相匹配。
58.直流/直流转换装置5包含并联连接的旁路开关s及直流/直流转换器50，其中旁路开关s及直流/直流转换器50电性耦接于储能装置2及逆变器3的直流端31之间，其中，于直流/直流转换器50运行时，直流/直流转换器50可将所接收的直流电能转换为不同电压幅值的直流电能，进而对储能装置2进行充电。旁路开关s可进行导通(turn on)或断开(turn off)的切换，其中当旁路开关s切换为导通时，可将直流/直流转换器50旁路。
59.控制器6与逆变器3及直流/直流转换装置5耦接，用以控制逆变器3及直流/直流转换装置5的运行，其中控制器6可控制直流/直流转换装置5中的旁路开关s进行导通或断开的切换，此外，控制器6更可控制直流/直流转换器50运行与否。进一步说明，当光伏储能系统1运行在第一工作模式时，控制器6控制旁路开关s断开并控制直流/直流转换器50运行，反之，当光伏储能系统1运行在第二工作模式时，控制器6控制旁路开关s导通并控制直流/直流转换器50停止运行。
60.以下将以图3a及图3b示范性说明光伏储能系统1运行在第一工作模式及第二工作模式下的运行方式，其中图3a及图3b中的虚线a的箭头标示代表电能的流动方向。图3a为图1所示的光伏储能系统运行在第一工作模式时，光伏储能系统内的电能的流动方向示意图，图3b为图1所示的光伏储能系统运行在第二工作模式时，光伏储能系统内的电能的流动方向示意图。当光伏阵列装置4所输出的输出电压大于或等于预设门槛值，使光伏储能系统1运行在第一工作模式，此时光伏阵列装置4所输出的输出电压会经由逆变器3的直流端31传送到逆变器3，且控制器6控制逆变器3将光伏阵列装置4所输出的输出电压转换为交流电
能，并经由交流端30馈入电网9。同时，若光伏阵列装置4所输出的电能大于逆变器3的额定功率，光伏阵列装置4所输出的部分直流电能亦直接经由直流/直流转换器50传送到储能装置2，即，此时控制器6亦控制旁路开关s断开，并控制直流/直流转换器50运行，使直流/直流转换器50将光伏阵列装置4所输出的多余的直流电能转换为不同电压幅值的直流电能，以对储能装置2进行充电。
61.当光伏阵列装置4所输出的输出电压小于预设门槛值时，使光伏储能系统1运行在第二工作模式，此时电网9所需的电能便需改由储能装置2所提供，因此控制器6便控制旁路开关s导通，同时亦控制直流/直流转换器50停止运行，此时储能装置2所提供的储能电压并不会经过直流/直流转换器50，而是经由导通的旁路开关s直接传送到逆变器3的直流端31，而逆变器3更受控制器6的控制将储能装置2所提供的储能电压转换为交流电能，并经由交流端30馈入电网9。
62.由上可知，本案的光伏储能系统1的技术特点之一即是在光伏储能系统1运行在第二工作模式时，由控制器6控制旁路开关s导通并控制直流/直流转换器50停止运行，使储能装置2的储能电压经由旁路开关s直接传送至逆变器3，故本案的光伏储能系统相较于前述第一种传统光伏储能系统，由于无需额外增加对应于储能装置的一套直流/交流变流器及变压器，故可减少生产成本，同时因电能无需经过较多的电路环节而减少了光伏储能系统的电能损耗。另外，本案的光伏储能系统相较于前述第二种光伏储能系统，因本案的光伏储能系统运行在第二工作模式时，储能装置2的储能电压经由旁路开关s直接传送至逆变器3，而无须经过直流/直流转换器50，故本案的光伏储能系统便因电能无需经过较多的电路环节而减少了电能损耗。
63.另外，在本案中，光伏储能系统1的技术特点之二即为当光伏储能系统1运行在第一工作模式时，控制器6更进行最大功率点追踪(maximum power point tracking；mppt)计算，并依据计算结果控制逆变器3运行，以调整逆变器3的直流端31上的电压，使光伏阵列装置4可工作在最大功率点，借此提升光伏储能系统1的效率。
64.于一些实施例中，储能装置2的工作电压范围可匹配逆变器3的工作电压范围，借此在光伏储能系统1运行在第二工作模式时，储能装置2的储能电压可经由旁路开关s直接传送至逆变器3而无需通过直流/直流转换器50进行电压的转换。另外，储能装置2的工作电压范围优选可为但不限于875v～1500v。
65.此外，于其它实施例中，旁路开关s可为隔离开关、接触器或继电器，亦可为半导体开关，例如固态继电器或功率晶体管等。此外，直流/直流转换器50可为双向转换电能的直流/直流转换器，例如为双向buck-boost转换器，即直流/直流转换器50不但允许电能由逆变器3的直流端31流向储能装置2，也允许电能由储能装置2流向逆变器3的直流端31，其中直流/直流转换器50与储能装置2电性耦接的第一直流端51上的直流电压范围需要和储能装置2的充电电池20的电压相匹配，直流/直流转换器50与逆变器3的直流端31电性耦接的第二直流端52上的直流电压范围需要和光伏阵列装置4的电压相匹配。更甚者，由于在光伏储能系统1运行在第二工作模式时，直流/直流转换器50无需运行，故直流/直流转换器50优选更可为单向转换电能的直流/直流转换器，即直流/直流转换器50只允许电能由逆变器3的直流端31流向储能装置2，而相比于采用双向转换电能的直流/直流转换器，采用单向转换电能的直流/直流转换器50可降低电路的硬件以及软件设计的成本。另外，在光伏储能系
统1运行在第一工作模式下而直流/直流转换器50对储能装置2进行充电运行时，控制器6可通过控制直流/直流转换器50的输出电压来对储能装置2进行充电，也可以通过控制直流/直流转换器50的输出电流来对储能装置2进行充电。
66.于其它实施例中，光伏储能系统1还包含变压器7，电连接于逆变压器3的交流端30及电网9之间，故逆变器3于交流端30所输出的交流电能会经过变压器7馈入电网9。此外，光伏储能系统1还包含多个保护元件，例如图2所示的四个保护元件p1、p2、p3、p4，保护元件p1与直流/直流转换器50的第一直流端51的正端串联连接，保护元件p2与直流/直流转换器50的第一直流端51的负端串联连接，保护元件p3与直流/直流转换器50的第二直流端52的正端串联连接，保护元件p4与直流/直流转换器50的第二直流端52的负端串联连接，保护元件p1、p2、p3、p4分别用以在发生电流过载情况时断开，其中保护元件p1、p2、p3、p4可分别为但不限于熔丝(fuse)。
67.再于一些实施例中，如图1所示，光伏储能系统1还包含保护开关8，电连接于光伏阵列装置4及逆变器3的直流端31之间，保护开关8可进行导通或截止的切换，其中当光伏储能系统1运行在第一工作模式时，保护开关8切换为导通，当光伏储能系统1运行在第二工作模式时，保护开关8则切换为断开，以阻止光伏阵列装置4输出电能至逆变器3，同时防止光伏阵列装置4接收到反灌电能，其中保护开关8可为机械开关，例如继电器(relay)等，亦可为二极管。
68.图4a为图1所示的光伏储能系统运行在第一工作模式时，光伏储能系统的控制器6的控制原理示意图，图4b为图1所示的光伏储能系统运行在第二工作模式时，光伏储能系统的控制器6的控制原理示意图。请参阅图4a、图4b，并配合图1、图2，于本实施例中，控制器6包含第一控制架构60、第二控制架构61及储能控制单元62。第一控制架构60用来控制逆变器3的运行。第二控制架构61用来控制直流/直流转换装置5的运行。储能控制单元62与第一控制架构60及第二控制架构61相通讯，使第一控制架构60及第二控制架构61可透过储能控制单元62彼此沟通，且储能控制单元62可分别传送控制指令至第一控制架构60及第二控制架构61。
69.当控制器6判断出光伏阵列装置4所输出的输出电压大于或等于预设门槛值时，使得光伏储能系统1运行在第一工作模式，控制器6的第一控制架构60会通过逆变器3的直流端31上的直流电压udc(等于光伏阵列装置4输出的输出电压)及光伏阵列装置4所输出的输出电流idc计算光伏阵列装置4的输出功率，以进行最大功率点追踪计算，并依据计算结果产生直流电压给定值udc_ref。接下来将直流电压给定值udc_ref及直流端31上的直流电压udc作为电压外环的输入，以产生有功电流给定值id_ref及无功电流给定值iq_ref。此外，第一控制架构60亦依据电网9的电网电压ug经过锁相环(phase-locked loop；pll)得到坐标变换角度θ，且第一控制架构60将逆变器3的交流端30所输出的交流电流iac及坐标变换角度θ利用坐标转换计算出有功电流反馈值id及无功电流反馈值iq。然后，将有功电流给定值id_ref、无功电流给定值iq_ref、有功电流反馈值id及无功电流反馈值iq作为电流内环的输入，以产生控制信号e1。最后，第一控制架构60以脉冲宽度调制方式将控制信号e1转换为脉冲宽度调制信号pwm1，并利用脉冲宽度调制信号pwm1控制逆变器3的运行，借此稳定逆变器3的直流端31上的直流电压udc，并且实现光伏储能系统1的并网运行。本方案通过将最大功率点追踪控制集成到逆变器3的控制环路中，无需在光伏阵列装置4与逆变器3之间再
增加一级直流转换电路，使得光伏阵列装置4可以与逆变器3直接相连，简化了光伏储能系统1的结构，提高了系统效率。
70.并且在光伏储能系统1运行在第一工作模式时，储能控制单元62传送控制指令至第二控制架构61，其中控制指令包含让旁路开关s切换为断开的指令、让直流/直流转换器50运行的指令及参考电流指令idd_ref。第二控制架构61依据储能控制单元62所传来的控制指令而控制旁路开关s切换为断开，并控制直流/直流转换器50运行，同时，亦将参考电流指令idd_ref及直流/直流转换器50所输出的输出电流idd作为电流环的输入，以产生控制信号e2。最后，第二控制架构61以脉冲宽度调制方式将控制信号e2转换为脉冲宽度调制信号pwm2，并利用脉冲宽度调制信号pwm2控制直流/直流转换器50的运行，借此稳定直流/直流转换器50所输出的输出功率或输出电流idd，以实现对储能装置2的充电过程。
71.于一些实施例中，当光伏储能系统1运行在第一工作模式时，若光伏阵列装置4的输出功率大于逆变器3的额定功率，则控制器6可以通过第一控制架构60、第二控制架构61及储能控制单元62之间的相互沟通而自动根据光伏阵列装置4的输出功率进行判断，以控制逆变器3的交流端30上的功率为额定功率，并自动调节直流/直流转换器50所输出的输出电流idd，使光伏阵列装置4工作在最大功率点。当光伏阵列装置4的输出功率大于直流/直流转换器50的最大功率与逆变器3的额定功率之和时，控制器6也会自动根据光伏阵列装置4的输出功率判断，以控制直流/直流转换器50按照最大功率对储能装置2充电，并控制逆变器3的交流端30上的功率为额定功率，使光伏阵列装置4自动降输出功率，稳定在最大功率点右侧的功率平衡点。所以光伏储能系统1可以在光伏阵列装置4输出功率的全范围内实现最大功率的跟踪。
72.当控制器6判断出光伏阵列装置4所输出的输出电压小于预设门槛值时，使得光伏储能系统1运行在第二工作模式，储能控制单元62传送第一控制指令至第一控制架构60，其中第一控制指令包含有功功率指令值p_ref和无功功率指令值q_ref。第一控制架构60通过将有功功率指令值p_ref和无功功率指令值q_ref作为功率外环的输入，以产生有功电流给定值id_ref和无功电流给定值iq_ref。同时，第一控制架构60亦依据电网9的电网电压ug经过锁相环得到坐标变换角度θ，且将逆变器3的交流端30所输出的交流电流iac及坐标变换角度θ利用坐标转换计算出有功电流反馈值id及无功电流反馈值iq。然后，将所得到的有功电流给定值id_ref、无功电流给定值iq_ref、有功电流反馈值id及无功电流反馈值iq作为电流内环的输入，以产生控制信号e1。最后，第一控制架构60以脉冲宽度调制方式而将控制信号e1转换为脉冲宽度调制信号pwm1，并利用脉冲宽度调制信号pwm1控制逆变器3的运行，借此稳定逆变器3在交流端30上的输出功率。
73.在光伏储能系统1运行在第二工作模式时，储能控制单元62则传送第二控制指令至第二控制架构61，其中第二控制指令包含让旁路开关s切换为导通的指令及让直流/直流转换器50停止运行的指令。第二控制架构61会依据储能控制单元62所传来的控制指令而控制旁路开关s切换为导通并控制直流/直流转换器50停止运行。
74.在本方案的图4a和图4b所示的实施例中，电压外环、功率外环、电流内环及电流环均可以包括一误差计算单元和一例如比例积分(pi)调节单元。
75.图5为适用于图1所示的光伏储能系统的一优选实施例的控制方法的步骤流程示意图。请参阅图5并配合图1、图4a及图4b，本案的控制方法包含步骤如下。
76.步骤s10，控制器6判断光伏阵列装置4输出的输出电压是否大于预设门槛值。
77.步骤s20，当控制器6判断出输出电压大于或等于预设门槛值时，控制器6驱使光伏储能系统1运行在第一工作模式，且进行最大功率点追踪计算，更依据计算结果控制逆变器3运行，以调整逆变器3的直流端31上的电压，使光伏阵列装置4工作在最大功率点。
78.步骤s30，当控制器6判断出输出电压小于预设门槛值时，控制器6驱使光伏储能系统1运行在第二工作模式，且控制旁路开关s导通而直流/直流转换器50停止运行，使储能装置2的储能电压经由旁路开关s传送至逆变器3，而逆变器3将储能装置2所提供的储能电压转换为交流电能。
79.于一些实施例中，在步骤s20中，当控制器6驱使光伏储能系统1运行在第一工作模式时，控制器6更控制旁路开关s断开而直流/直流转换器50运行。另外，于其它实施例中，步骤s20还包含子步骤如下：控制器6根据逆变器3的直流端31的直流电压udc和光伏阵列装置4输出的输出电流idc计算光伏阵列装置4的输出功率，以进行最大功率点追踪计算，并依据计算结果产生直流电压给定值udc_ref；控制器6依据直流电压给定值udc_ref及直流端31上的直流电压udc产生有功电流给定值id_ref及无功电流给定值iq_ref；控制器6依据逆变器3的交流端30所输出的交流电流iac，得到有功电流反馈值id及无功电流反馈值iq；控制器6依据有功电流给定值id_ref、无功电流给定值iq_ref、有功电流反馈值id及无功电流反馈值iq产生控制信号e1；控制器6依据控制信号e1产生脉冲宽度调制信号pwm1，并利用脉冲宽度调制信号pwm1控制逆变器3运行。
80.另外，于其它实施例中，在步骤s20中，当光伏阵列装置4输出的输出功率大于逆变器3的额定功率时，控制器6控制逆变器3维持在其额定功率。并且，将光伏阵列装置4输出的多余的功率经由直流/直流转换器50提供给储能装置2。
81.更甚者，在步骤s20中，亦包含子步骤如下：控制器6对参考电流指令idd_ref及直流/直流转换器50所输出的输出电流idd进行计算，以产生控制信号e2；控制器6依据控制信号e2产生脉冲宽度调制信号pwm2，并利用脉冲宽度调制信号pwm2控制直流/直流转换器50的运行。
82.于一些实施例中，步骤s30还包含步骤如下：控制器6对有功功率指令值p_ref和无功功率指令值q_ref进行计算，以产生有功电流给定值id_ref和无功电流给定值iq_ref；控制器6依据逆变器3的交流端30所输出的交流电流iac，得到有功电流反馈值id及无功电流反馈值iq；控制器6依据有功电流给定值id_ref、无功电流给定值iq_ref、有功电流反馈值id及无功电流反馈值iq产生控制信号e1；控制器6依据控制信号e1产生脉冲宽度调制信号pwm1，并利用脉冲宽度调制信号pwm1控制逆变器3运行。
83.另外，在光伏储能系统1包含保护开关8的情况下，如图1所示，则步骤s20还包含：控制保护开关8为导通。而步骤s30还包含：控制保护开关8为断开。值得注意的是，当保护开关8为可控型开关器件时，需要控制器6根据光伏储能系统1的运行模式发出相应的控制信号，以控制保护开关8为导通或断开；当保护开关8为二极管时，由于二极管具有单向导电特性，故无需发送控制信号，即当光伏阵列装置4输出的电压大于或等于逆变器3的直流端31的电压时，二极管会自动导通，当光伏阵列装置4输出的电压小于逆变器3的直流端31的电压时，二极管反向截止，以防止电能反灌。
84.综上所述，本案提供一种光伏储能系统及其适用的控制方法，其中光伏储能系统
的直流/直流转换装置包含有与直流/直流转换器并联连接的旁路开关，借此在光伏储能系统运行在第二工作模式时，储能装置的储能电压可经由旁路开关直接传送至逆变器，而无须经过直流/直流转换器，故本案的光伏储能系统不但可减少生产成本，更可减少电能损耗。此外，当光伏储能系统运行在第一工作模式时，控制器更依据最大功率点追踪计算来控制逆变器对应运行，以使光伏阵列装置工作在最大功率点，借此提升光伏储能系统的效率，并且稳定逆变器的直流端电压。