逆变器直流侧耦合储能系统及光伏容配比、储能配置方法与流程

1.本发明涉及光伏发电技术领域，尤其涉及一种逆变器直流侧耦合储能系统及光伏容配比、光伏储能容量配置方法。


背景技术：

2.传统的光伏储能系统采用逆变器交流侧耦合储能系统存储光伏发电，这种逆变器交流侧耦合储能系统经光伏逆变器交流侧接入电网，其并网电压等级须与逆变器交流侧电压一致。
3.市场中并网光伏逆变器出口电压一般为800v，因此储能系统并网电压为800v，而绝大多数储能变流器出口电压往往无法达到800v，因此需要配置一台升压隔离变压器。升压隔离变压器的作用是用来使储能变流器与并网点形成安全隔离，目前市场主流的储能变流器大部分均集成隔离变压器实现与并网点的安全隔离。
4.其中，储能变流器出口电压与并网点电压不匹配，具体分为以下两种情况：一是在储能变流器集成隔离变压器后，隔离变压器输出侧电压等级仍然与并网点电压等级不匹配时，需额外配置升压/降压变压器，此种情况系统效率会更低；二是储能变流器未集成隔离变压器，且储能变流器输出侧电压等级与并网点电压等级不匹配时，也需要配置升压/降压变压器。由此可见，无论上述哪一种情况，光伏逆变器交流侧耦合储能系统额外配置升压/降压隔离变压器是不可避免的。
5.另外，光伏逆变器交流侧耦合储能系统中，为确保储能系统有充足的电量可吸收，光伏逆变器配置容量须增加至与组件容量相同，对于高容配比子方阵(容配比大于等于1.4)，光伏逆变器配置的数量更是需要相应增加很多，这会导致储能系统成本的增加。


技术实现要素：

6.鉴于现有技术存在的不足，本发明提供了一种逆变器直流侧耦合储能系统及光伏容配比、光伏储能容量配置方法，可以节省光伏逆变器、升压/降压隔离变压器等设备，提升了系统效率的同时，大幅地降低了系统成本。
7.为了实现上述的目的，本发明采用了如下的技术方案：
8.一种逆变器直流侧耦合储能系统，包括光伏逆变器、若干组光伏组件、多个直流变换器以及多组储能电池簇、直流汇流箱、辅助变压器、配电系统，所述光伏逆变器的一端通过箱变低压侧母线连接电网，另一端分别连接所述光伏组件和所述直流变换器，所述配电系统通过所述辅助变压器连接所述母线，用于给所述光伏逆变器、所述直流变换器供电，且至少两组所述光伏组件通过同一个所述直流汇流箱连接至所述光伏逆变器，每个所述直流变换器连接有一组储能电池簇，每组储能电池簇包括至少一个电池簇。
9.作为其中一种实施方式，所述光伏逆变器为集中式或集散式逆变器，所有的光伏组件同时连接至同一个所述光伏逆变器。
10.作为其中一种实施方式，所述光伏逆变器为组串式逆变器，每一组或多组所述光
伏组件分别连接一个所述光伏逆变器。
11.作为其中一种实施方式，所述光伏逆变器直流侧选自1000v、1500v两种系统。
12.作为其中一种实施方式，所述光伏逆变器的出口电压为800v。
13.本发明的另一目的在于提供一种光伏容配比配置方法，包括：
14.获取储能系统标称容量；
15.根据储能系统标称容量、储能系统放电过程的逐级效率确定储能配置容量；
16.根据储能配置容量、储能系统充电过程的逐级效率确定光伏弃光电量；
17.根据光伏弃光电量确定光伏容配比。
18.作为其中一种实施方式，所述储能系统充电过程的逐级效率、所述储能系统放电过程的逐级效率根据直流变换器、储能电池系统、电缆三者的输电效率确定。
19.本发明的另一目的在于提供一种光伏储能容量配置方法，包括：
20.根据光伏系统配置获取光伏弃光电量；
21.根据光伏弃光电量确定储能可充电电量；
22.根据储能可充电电量、储能系统充电过程的逐级效率确定储能配置容量；
23.根据储能配置容量、储能系统放电过程的逐级效率确定储能系统标称容量。
24.作为其中一种实施方式，所述储能系统充电过程的逐级效率、所述储能系统放电过程的逐级效率根据直流变换器、储能电池系统、电缆三者的输电效率确定。
25.本发明的直流侧耦合储能系统通过经光伏逆变器直流侧接入电网，只需配置光伏逆变器直流侧相应电压等级的直流变换器即可，相较于交流侧耦合储能系统，直流侧耦合储能系统可以省去变压器，整体效率明显提升，且对于高容配比光伏系统，直流侧耦合储能系统可减少光伏逆变器配置数量，使得系统成本有很大的降低。
附图说明
26.图1为本发明实施例的一种逆变器直流侧耦合储能系统的结构示意图；
27.图2示出了本发明实施例的一种逆变器直流侧耦合储能系统的子方阵ems系统的结构示意图；
28.图3示出了本发明实施例的一种光伏容配比的配置方法示意图；
29.图4示出了本发明实施例的一种光伏储能容量的配置方法示意图。
具体实施方式
30.在本发明中，术语“设置”、“设有”、“连接”应做广义理解。例如，可以是固定连接，可拆卸连接，或整体式构造；可以是机械连接，或电连接；可以是直接相连，或者是通过中间媒介间接相连，又或者是两个装置、元件或组成部分之间内部的连通。对于本领域普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
31.术语“中心”、“纵向”、“横向”、“长度”、“宽度”、“厚度”、“上”、“下”、“前”、“后”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“顶”、“底”、“内”、“外”、“顺时针”、“逆时针”、“轴向”、“径向”、“周向”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技术和简化描述，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技术的限制。
32.此外，术语“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括至少一个该特征。在本技术的描述中，“多个”的含义是至少两个，例如两个，三个等，除非另有明确具体的限定。
33.并且，上述部分术语除了可以用于表示方位或位置关系以外，还可能用于表示其他含义，例如术语“上”在某些情况下也可能用于表示某种依附关系或连接关系。对于本领域普通技术人员而言，可以根据具体情况理解这些术语在本发明中的具体含义。
34.为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。
35.参阅图1，本发明实施例提供了一种逆变器直流侧耦合储能系统，包括光伏逆变器10、若干组光伏组件20、多个直流变换器30以及多组储能电池簇40、直流汇流箱50、辅助变压器60、配电系统70，光伏逆变器10的一端通过箱变低压侧母线l连接电网m侧，另一端分别连接光伏组件20和直流变换器30，配电系统70通过辅助变压器60连接母线l，用于给光伏逆变器10、直流变换器30等辅助设备供电，且至少两组光伏组件20通过同一个直流汇流箱50连接至光伏逆变器10，每个直流变换器30连接有一组储能电池簇40，每组储能电池簇40包括至少一个电池簇40。
36.光伏逆变器10优选为集中式或集散式逆变器，本实施例中，所有的光伏组件20同时连接至同一个光伏逆变器10。在其他实施方式中，光伏逆变器10可以是组串式逆变器，其中的每一组或多组光伏组件20分别连接一个光伏逆变器10。
37.相比逆变器交流侧耦合储能系统，逆变器直流侧耦合储能系统采用分散布置，可以经集中式或集散式逆变器直流侧接入电网，直流侧耦合储能系统主要设备配置为储能电池系统、直流变换器(dc/dc)，系统的主要设备减少了变压器，整体效率明显提升。
38.本实施例中，以光伏逆变器10的出口电压为800v为例进行说明，符合市场中并网光伏逆变器出口电压要求，具有较强的通用性。由于集中式或集散式逆变器直流侧耦合储能系统经光伏逆变器直流侧接入电网，通常，光伏逆变器10直流侧选自1000v、1500v两种系统，即光伏逆变器直流侧分为1000v、1500v两种系统，因此，实际只需配置相应电压等级的直流变换器备用，以适应不同的设备需求，可以很大程度地提升系统效率。
39.可以理解，在其他实施方式中，也可以根据需要，将光伏逆变器10的出口电压更改为其他值，本实施例对此并不限制。
40.另外，对于高容配比子方阵(容配比大于等于1.4)，若光伏逆变器接口数量不满足，则可通过适当增加接入光伏组件的直流汇流箱的数量即能满足要求，无需配置升压/降压隔离变压器，相较而言，此种配置方式系统成本较交流侧耦合储能系统低很多。
41.如图2所示，本实施例的子方阵ems系统(energy management system，能量管理系统)包括站控级agc/avc(automatic generation control/automatic voltage control，自动发电量控制/自动电压控制)主机1、快速调频装置2(如pcs9726)、站控级ems3、光伏电站监控系统间隔层的光纤环网交换机4、子方阵ems5、光伏逆变器10、直流汇流箱50、就地监控设备(emu)6以及电源管理系统(bms)7，站控级ems3接收站控级agc/avc主机1与快速调频装置2下发的指令控制，并经过光纤环网交换机4下方给子方阵ems5，子方阵ems5再协调光
伏逆变器10、直流汇流箱50、就地监控设备(emu)6对光伏发电对各负载8的用电进行控制，就地监控设备(emu)6用于通过电源管理系统7对各储能电池簇40的充放电过程进行控制。就地监控设备(emu)6还可以连接有储能电度表7a，通过储能电度表7a的读数，还可以实时监控各储能电池簇40的剩余电量。
42.具体地，子方阵ems5包括数据采集装置51，数据采集装置51同时连接光纤环网交换机4、光伏逆变器10、直流汇流箱50、就地监控设备6，根据从连接光纤环网交换机4接收的指令对光伏逆变器10、直流汇流箱50、就地监控设备6的参数进行调控，以平衡各种负载8的用电需求。子方阵ems系统可以具有连接数据采集装置51的箱变电度表m1和箱变测控装置m2，箱变并网点功率可以根据箱变电度表m1和箱变测控装置m2的测量结果得出。
43.如图3所示，本发明实施例还提供了一种光伏容配比配置方法，包括：
44.s01、获取储能系统标称容量q；
45.s02、根据储能系统标称容量q、储能系统放电过程的逐级效率k2确定储能配置容量q2；
46.s03、根据储能配置容量q2、储能系统充电过程的逐级效率k1确定光伏弃光电量q0；
47.s04、根据光伏弃光电量q0确定光伏容配比r。
48.其中，储能系统充电过程的逐级效率k1、储能系统放电过程的逐级效率k2根据直流变换器、储能电池系统、电缆三者的输电效率确定。
49.如图4所示，本发明实施例还提供了一种光伏储能容量配置方法，包括：
50.s001、根据光伏系统配置获取光伏弃光电量q0；
51.s002、根据光伏弃光电量q0确定储能可充电电量q1；
52.s003、根据储能可充电电量q1、储能系统充电过程的逐级效率k1确定储能配置容量q2；
53.s004、根据储能配置容量q2、储能系统放电过程的逐级效率k2确定储能系统标称容量q。
54.同样的，储能系统充电过程的逐级效率k1、储能系统放电过程的逐级效率k2也是根据直流变换器、储能电池系统、电缆三者的输电效率确定。
55.综上所述，本发明的直流侧耦合储能系统通过经光伏逆变器直流侧接入电网，只需配置光伏逆变器直流侧相应电压等级的直流变换器即可，相较于交流侧耦合储能系统，直流侧耦合储能系统可以省去变压器，整体效率明显提升，且对于高容配比光伏系统，直流侧耦合储能系统可减少光伏逆变器配置数量，使得系统成本有很大的降低。
56.以上所述仅是本技术的具体实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本技术原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本技术的保护范围。