CN107994618B - 配电网级光储集群的有功功率调度方法和配电网测控设备 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种配电网级光储集群的有功功率调度方法，其中，所述光储集群包括光伏电站、储能装置、户用光储装置与户用不可控光伏装置中的两种或多种，所述方法包括：通过配电网下发的有功功率调度值，对所述光储集群中的各个装置的有功功率进行调度。并且，本发明还公开了一种采用上述方法的配电网测控设备。本发明针对各光伏、储能等分布式装置进行直接调度控制，打破了传统调度方式下光伏电站与储能装置进行一体化调度的壁垒，将负荷预测环节交由电网调度中心处理，使得有功功率的调度操作更精确可靠。

Description

配电网级光储集群的有功功率调度方法和配电网测控设备

技术领域

本发明涉及配电网技术领域，具体地，涉及一种配电网级光储集群的有功功率调度方法和一种配电网测控设备。

背景技术

随着智能电网以及可再生能源发电技术的大力发展，光伏发电在电力***中的应用日益增加。光伏发电装置主要有光伏电站、光储电站、户用光储装置以及户用光伏装置等。光伏发电技术具有随机性、间歇性等特点，由于电网对光伏有功功率的消纳能力有限，易发生弃光问题，因此光伏装置大多同时配备储能装置，稳定光储***出力，通过削峰填谷降低反向潮流引起的各种问题。

单户安装的光伏装置发电模式多为“自发自用，余电上网”，由于户用负荷随机性较强，馈送至电网的电量受到光照、气候、负荷等多重因素的影响。为了稳定光伏出力，降低对电网的冲击，配备有储能装置的光储装置逐步得到应用。光储装置可根据光伏、储能、电网状态等选择不同的工作模式，可独立运行，也可并网运行，具备较强的电网适应性。但是当前大规模采用的户用光伏装置不接受电网调度，导致弃光现象严重，能源利用率下降。不受调度的光储装置将随机性和间歇性的反向潮流馈入电网，使配网末端电压越限问题突出，极大影响了电网的稳定性，使上级电网进行功率调度时准确性下降。

现有技术没有充分考虑户用小功率光伏装置的集群大量并网对电网有功功率调度产生的偏差；将光伏电站和储能装置结合为一个整体对外出力，使电网调度中心不具备对这两种装置分别调度的能力。

发明内容

本发明基于高可靠性的电力网络通信，提出了一种配电网级光储集群的有功功率调度方法和配电网测控设备。该方法应用在配电网台区变压器 (10kV/380V)低压侧安装的测控装置中，该方法接受上级电网下发的有功功率调度值，并对台区下集群的光伏电站、蓄电池类储能装置、户用光储装置和户用不可控光伏装置等输出至电网的所有接入低压配网的光伏装置的有功功率进行统筹调度，将弃光问题控制在电网最大消纳能力的范围内，有效提升了配电网稳定性。

为了实现上述目的，本发明采用以下技术方案：

一种配电网级光储集群的有功功率调度方法，其中，所述光储集群包括光伏电站、储能装置、户用光储装置以及户用不可控光伏装置中的两种或多种，所述方法包括：通过配电网下发的有功功率调度值，对所述光储集群中的各个装置的有功功率进行调度。

优选地，所述光储集群包括光伏电站、储能装置、户用光储装置以及户用不可控光伏装置，按照所述储能装置、所述光伏电站和所述户用光储装置的顺序依次进行功率调度，对所述户用不可控光伏装置不进行调度。

优选地，包括如下步骤：S1：将所述有功功率调度值与所述光储集群的全部装置的总有功功率进行比较，当所述有功功率调度值与所述光储集群的全部装置的总有功功率的差值大于0时，进行SA3：将该差值与所述储能装置的总最大有功功率增量进行比较，当该差值小于所述储能装置的总最大有功功率增量时，进行SA31：储能装置按照SOC折算值进行比例分配，当该差值大于所述储能装置的总最大有功功率增量时，进行SA32：储能装置按照额定功率输出，接着进行SA4：将该差值与所述储能装置和所述光伏电站的总最大有功功率增量之和进行比较，当该差值小于所述储能装置和所述光伏电站的总最大有功功率增量之和时，进行SA41：光伏电站按照有功余量分配，当该差值大于所述储能装置和所述光伏电站的总最大有功功率增量之和时，进行SA42：光伏电站按照额定功率输出，接着进行SA5：将该差值与所述储能装置、所述光伏电站以及所述户用光储装置的总最大有功功率增量之和进行比较，当该差值小于所述储能装置、所述光伏电站以及所述户用光储装置的总最大有功功率增量之和时，进行SA51：户用光储装置按照有功余量分配，当该差值大于所述储能装置、所述光伏电站以及所述户用光储装置的总最大有功功率增量之和时，进行SA52：将所述户用光储装置按最大有功功率输出。

优选地，在S1与SA3之间，还包括SA2：将该差值与设定死区正值进行比较，当该差值小于设定死区正值时，结束操作，当该差值大于设定死区正值时，进行SA3；在SA4与SA41之间，还包括：将该差值与所述储能装置的总最大有功功率增量和设定死区正值的和进行比较，当该差值小于所述储能装置的总最大有功功率增量和设定死区正值的和时，结束操作，当该差值大于所述储能装置的总最大有功功率增量和设定死区正值的和时，进行SA41；在SA5与SA51之间，还包括：将该差值与所述储能装置和所述光伏电站的总最大有功功率增量和设定死区正值的和进行比较，当该差值小于所述储能装置和所述光伏电站的总最大有功功率增量和设定死区正值的和时，结束操作，当该差值大于所述储能装置的总最大有功功率增量和设定死区正值的和时，进行SA51。

优选地，包括如下步骤：当所述差值小于0时，进行SB3：将该差值的绝对值与所述储能装置的总最大有功功率减量进行比较，当该差值的绝对值小于所述储能装置的总最大有功功率减量时，进行步骤SB31：储能装置按照 SOC折算值进行比例分配，当该差值的绝对值大于所述储能装置的总最大有功功率减量时，进行步骤SB32：所述储能装置停机，并进行步骤SB4：将该差值的绝对值与所述储能装置和所述光伏电站的总最大有功功率减量之和进行比较，当该差值的绝对值小于所述储能装置和所述光伏电站的总最大有功功率减量之和时，进行步骤SB41：调减光伏电站输出有功功率，当该差值的绝对值大于所述储能装置和所述光伏电站的总最大有功功率减量之和时，进行步骤SB42：所述光伏电站停机，并进行SB5：将该差值的绝对值与所述储能装置、所述光伏电站以及所述户用光储装置的总最大有功功率减量之和进行比较，当该差值的绝对值小于所述储能装置、所述光伏电站以及所述户用光储装置的总最大有功功率减量之和时，结束操作，当该差值大于所述储能装置、进行步骤SB51：所述光伏电站以及所述户用光储装置的总最大有功功率增量之和时，所述户用光储装置停机。

优选地，在S1与SB3之间，还包括SB2：将该差值与设定死区负值进行比较，当该差值大于设定死区负值时，结束操作，当该差值小于设定死区负值时，进行SB3；在SB4与SB41之间，还包括：将该差值的绝对值与所述储能装置的总最大有功功率减量和设定死区负值的绝对值的和进行比较，当该差值的绝对值小于所述储能装置的总最大有功功率减量和设定死区负值的绝对值的和时，结束操作，当该差值的绝对值大于所述储能装置的总最大有功功率减量和设定死区负值的绝对值的和时，进行SB41。

优选地，SA31或SB31包括：计算所述有功功率调度值减去所述光伏电站、所述户用光储装置和所述户用不可控光伏装置的有功功率，得到对储能装置分配的总有功功率，根据所述储能装置的额定有功功率得到折算系数，从而根据所述总有功功率、所述折算系数以及所述储能装置的SOC值得到所述储能装置的有功功率调度值。

一种配电网测控设备，包括：测控装置，位于所述变压器低压侧；以及所述光储集群，通过低压母线与所述测控装置连接，其中，所述测控装置接收所述配电网下发的有功功率调度值，通过上述的配电网级光储集群的有功功率调度方法对所述光储集群的有功功率进行调度。

优选地，所述光伏电站、所述储能装置以及户用不可控光伏装置分别通过DC/AC变流器与公共联接点连接；所述户用光储装置包括光伏阵列和小功率储能设备，所述光伏阵列和所述小功率储能设备通过不同的DC/DC变流器连接于同一个DC/AC变流器，再连接于公共联接点。

与现有技术相比，本发明具有以下优点和有益效果：

本发明统筹考虑了现存的配电网内各类光伏、储能装置的功能，通过分类分步协调的方式，针对配电网内的集群光储装置有功功率的可靠调度提出了解决方案，降低了弃光率。

储能装置依据各自SOC折算值进行功率调度，使额定有功功率相近的储能装置具有相似的SOC值，有效减少设因触及边界工作状态而停止运行的情况，达到在常规工况下电网调度中心对各储能装置可控的目的。

本发明可应用在实际工程测控装置中，可应对复杂多变的现场工况。并且，针对各光伏、储能等分布式装置进行直接调度控制，打破了传统调度方式下光伏电站与储能装置进行一体化调度的壁垒，将负荷预测环节交由电网调度中心处理，使得有功功率的调度操作更精确可靠。

附图说明

图1是光储集群并网结构示意图；

图2是各装置有功功率分配方式示意图；

图3是光储集群的有功功率调度流程图。

具体实施方式

下面将参考附图，对本发明做进一步详细的说明，以便于本发明更加清楚和易于理解。本领域的普通技术人员可以认识到，在不偏离本发明的精神和范围的情况下，可以用各种不同的方式或其组合对所描述的实施例进行修正。因此，附图和描述在本质上是说明性的，而不是用于限制权利要求的保护范围。此外，在本说明书中，附图未按比例画出，并且相同的附图标记表示相同的部分。

本发明以某一配网10kV/380V变压器台区为例，对该台区下集群的光伏电站、蓄电池类储能装置、户用光储装置与户用不可控光伏装置的有功功率进行分配。本发明也可用于其他变压器台区。将上述装置统称为光储集群，光储集群不限于上述装置，可以还包括其他光储装置、储能装置和光伏装置，或者包括上述装置的一部分。其中，光伏电站、蓄电池类储能装置为大功率装置，额定有功功率一般在30kW及以上，户用光储装置与户用不可控光伏装置为小功率装置，额定有功功率一般在3kW-5kW之间。

在变压器低压侧并网点处接入搭载有本调度方法的测控装置。该测控装置接受上级电网部门的调度值，实现对辖区范围内所述各装置的数据采集与指令控制。所述调度方法需要电网具备高可靠性和高实时性的通信链路。

光伏电站功率容量任意，光伏阵列通过DC/AC变流器与公共联接点 (PCC)连接；蓄电池类储能装置功率容量任意，通过DC/AC变流器与PCC 点连接；户用光储装置的光伏阵列和小功率等级储能装置通过不同的DC/DC 变流器连接于同一个DC/AC变流器，再通过该DC/AC变流器连接于PCC点；户用不可控光伏阵列通过DC/AC变流器与PCC点相连。光储集群并网结构如图1所示。

测控装置接收到电网调度中心下发的有功功率控制指令，按照储能装置—光伏电站—户用光储装置的顺序依次进行功率分配。对于各装置有功功率的实时输出值和依据环境等因素变化的最大有功功率输出值，进行定时更新并存储。各装置有功功率分配方式示意如图2。

各储能装置当前有功功率P_ei，额定有功功率P_eri(正值)，荷电状态SOC_i。储能装置总最大有功功率增量

储能装置总最大有功功率减量

各光伏电站当前有功功率P_si，当前环境状态下可输出最大有功功率P_sri。光伏电站总最大有功功率增量为

光伏电站总最大有功功率减量为

各户用可控光储装置当前有功功率P_hi，当前环境状态下可输出最大有功功率P_hri。户用光储装置总最大有功功率增量为

户用光储装置总最大有功功率减量为

各户用不可控光伏装置当前有功功率P_bi。

测控装置接收电网调度中心下发的有功功率调度值为P_total，装置当前总有功功率为

根据调度值与当前输出有功功率的关系，形成光储集群的有功功率调度流程图如图3所示，详解如下。

步骤S1：对比测控装置接受电网调度中心下发的有功功率P_total与装置当前总有功功率P_present:

当ΔP＝P_total-P_present＞0时，进入分支A，当ΔP＝P_total-P_present＜0时进入分支B，当ΔP＝P_total-P_present＝0时结束操作。

分支A：

步骤SA2：判断ΔP＞设定死区正值：

不满足ΔP＞设定死区正值则结束操作，满足ΔP＞设定死区正值则进行下一步操作。

步骤SA3：判断ΔP与ΔP_e的关系：

当不满足ΔP＞ΔP_e时进入步骤SA31：储能装置按照SOC折算值进行比例分配，之后结束操作；

当满足ΔP＞ΔP_e时，进入步骤SA32：各储能装置按照额定功率输出，之后进行下一步操作。

步骤SA4：判断ΔP与ΔP_e+ΔP_s的关系：

当不满足ΔP＞ΔP_e+ΔP_s时，判断是否满足ΔP＞ΔP_e+设定死区正值，不满足ΔP＞ΔP_e+设定死区正值则结束操作，满足ΔP＞ΔP_e+设定死区正值则进入步骤SA41：光伏电站按余量分配，之后结束操作；

当满足ΔP＞ΔP_e+ΔP_s时，进入步骤SA42：各光伏电站按照当前可支持的最大功率输出，之后进行下一步操作。

步骤SA5：判断ΔP与ΔP_e+ΔP_s+ΔP_h的关系：

当不满足ΔP＞ΔP_e+ΔP_s+ΔP_h时，判断是否满足ΔP＞ΔP_e+ΔP_s+设定死区正值，不满足ΔP＞ΔP_e+ΔP_s+设定死区正值则结束操作；满足ΔP＞ΔP_e+ΔP_s+设定死区正值则进入步骤SA51：光储装置按余量分配，之后结束操作；

当满足ΔP＞ΔP_e+ΔP_s+ΔP_h时，进入步骤SA52：光储装置按当前可支持的最大功率输出，之后结束操作。

分支B：

步骤SB2：判断ΔP＜设定死区负值：

不满足ΔP＜设定死区负值则结束操作，满足ΔP＜设定死区负值则进行下一步操作。

步骤SB3：判断|ΔP|与δP_e的关系：

当不满足|ΔP|＞δP_e时，进入步骤SB31：储能装置按照SOC折算值进行分配，之后结束操作；

当满足|ΔP|＞δP_e时，进入步骤SB32：储能装置停机，之后进行下一步操作。

步骤SB4：判断|ΔP|与δP_e+δP_s的关系：

当不满足|ΔP|＞δP_e+δP_s时，判断是否满足|ΔP|＞δP_e+|设定死区负值|，满足 |ΔP|＞δP_e+|设定死区负值|则进入SB41：调减光伏电站出力，之后结束操作；不满足|ΔP|＞δP_e+|设定死区负值|则直接结束操作；

当满足|ΔP|＞δP_e+δP_s时，进入步骤SB42：各光伏电站停机，之后进行下一步操作。

步骤SB5：判断|ΔP|与δP_e+δP_s+δP_h的关系：

不满足|ΔP|＞δP_e+δP_s+δP_h则结束操作；

满足|ΔP|＞δP_e+δP_s+δP_h则进入步骤SB51：各光储装置停机，之后结束操作。

由于各光伏电站内部可对各光伏阵列分别下指令调度，所以光伏电站具有一定的有功功率调节能力，而小功率光储装置对配电网等效为一个整体，调减有功功率能力较弱，故可不设置各光储装置按输出功率余量比例调减的操作环节。

步骤SA31：储能装置的有功功率输出分配

对储能装置分配的总有功功率P₁为电网调度值减去光伏电站、户用光储和户用不可控光伏有功功率：P₁＝P_total-∑P_si-∑P_hi-∑P_bi。

在实际应用中，为储能装置的SOC值设置死区，在死区范围内的储能装置不具备调节控制能力。

将各储能装置的额定有功功率以某一定值为基准进行标准化，得到各装置的折算系数ω_i，结合各储能装置的SOC值占SOC值之和的比例，计算得出对各储能装置下发的有功功率调度值为：

步骤SA32：集群储能装置按照额定功率输出

各储能装置下发的有功功率调度值为：P_ei′＝P_eri。

步骤SA41：光伏电站按照各自余量占总余量的比例分配

更新储能装置有功功率实时输出数据，对光伏电站分配的总有功功率增量P₂为电网调度值减去储能装置当前值、光伏电站当前值、户用光储和户用不可控光伏有功功率：P₂＝P_total-∑P_ei-∑P_si-∑P_hi-∑P_bi；

各光伏电站分配有功功率增量为：

各光伏电站下发有功功率调度值为：P_si′＝ΔP_si+P_si。

步骤SA42：光伏电站按照各自在当前环境下的最大有功功率输出

各光伏电站下发有功功率调度值为：P_si′＝P_sri。

步骤SA51：各光储装置按照余量占总余量的比例分配

更新储能装置、光伏电站有功功率实时输出数据，光储装置分配的总有功功率增量P₃为电网调度值减去储能装置当前值、光伏电站当前值、户用光储和户用不可控光伏有功功率：P₃＝P_total-∑P_ei-∑P_si-∑P_hi-∑P_bi；

各光储装置分配有功功率增量为：

各光储装置下发有功功率调度值为：P_hi′＝ΔP_hi+P_hi。

步骤SA52：各光储装置按照各自在当前环境下的最大有功功率输出

各光储装置下发有功功率调度值为：P_hi′＝P_hri。

步骤SB31：储能装置的有功功率输出分配

对储能装置分配的总有功功率P₁为电网调度值减去光伏电站、户用光储和户用不可控光伏有功功率：P₁＝P_total-∑P_si-∑P_hi-∑P_bi。

在实际应用中，为储能装置的SOC值设置死区，在死区范围内的储能装置不具备调节控制能力。

将各储能装置的额定有功功率以某定值为基准进行标准化，得到各装置的折算系数ω_i。

步骤SB32：各储能装置停机

各储能装置下发的有功功率调度值为：P_ei′＝0。

步骤SB41：各光伏电站停机

各光伏电站下发有功功率调度值为：P_si′＝0。

步骤SB42：调减各光伏电站输出有功功率

更新储能装置有功功率实时输出数据，对光伏电站分配的总有功功率增量P₄为电网调度值减去储能装置当前值、光伏电站当前值、户用光储和户用不可控光伏有功功率：P₄＝P_total-∑P_ei-∑P_si-∑P_hi-∑P_bi；

各光伏电站分配有功功率减量为：

各光伏电站下发有功功率调度值为：P_si′＝ΔP_si+P_si。

步骤SB51：各光储装置输出有功功率为0

各光储装置下发有功功率调度值为：P_hi′＝0。

其中，设定死区正值和设定死区负值为根据实际需要设定的值，根据适用的网络和装置不同，可以设定不同的值。死区正值为大于0的较小值，在满足ΔP＞0但是为较小值的情况下，P_total与P_present之间的差较小，不需要进行下一步计算，可以结束操作。死区负值的情况与其类似。

以上所述仅为本发明的优选实施例，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (7)

1.一种配电网级光储集群的有功功率调度方法，其中，所述光储集群包括光伏电站、储能装置、户用光储装置以及户用不可控光伏装置中的两种或多种，所述方法包括：

通过配电网下发的有功功率调度值，对所述光储集群中的各个装置的有功功率进行调度，

其中，所述光储集群包括光伏电站、储能装置、户用光储装置以及户用不可控光伏装置，按照所述储能装置、所述光伏电站和所述户用光储装置的顺序依次进行功率调度，对所述户用不可控光伏装置不进行调度，

其中，所述方法包括如下步骤：

S1：将所述有功功率调度值与所述光储集群的全部装置的总有功功率进行比较，

当所述有功功率调度值与所述光储集群的全部装置的总有功功率的差值大于0时，进行SA3：将该差值与所述储能装置的总最大有功功率增量进行比较，

当该差值小于所述储能装置的总最大有功功率增量时，进行SA31：储能装置按照SOC折算值进行比例分配，当该差值大于所述储能装置的总最大有功功率增量时，进行SA32：储能装置按照额定功率输出，接着进行SA4：将该差值与所述储能装置和所述光伏电站的总最大有功功率增量之和进行比较，

当该差值小于所述储能装置和所述光伏电站的总最大有功功率增量之和时，进行SA41：光伏电站按照有功余量分配，当该差值大于所述储能装置和所述光伏电站的总最大有功功率增量之和时，进行SA42：光伏电站按照额定功率输出，接着进行SA5：将该差值与所述储能装置、所述光伏电站以及所述户用光储装置的总最大有功功率增量之和进行比较，

当该差值小于所述储能装置、所述光伏电站以及所述户用光储装置的总最大有功功率增量之和时，进行SA51：户用光储装置按照有功余量分配，当该差值大于所述储能装置、所述光伏电站以及所述户用光储装置的总最大有功功率增量之和时，进行SA52：将所述户用光储装置按最大有功功率输出。

2.根据权利要求1所述的方法，在S1与SA3之间，还包括SA2：将该差值与设定死区正值进行比较，当该差值小于设定死区正值时，结束操作，当该差值大于设定死区正值时，进行SA3；

在SA4与SA41之间，还包括：将该差值与所述储能装置的总最大有功功率增量和设定死区正值的和进行比较，当该差值小于所述储能装置的总最大有功功率增量和设定死区正值的和时，结束操作，当该差值大于所述储能装置的总最大有功功率增量和设定死区正值的和时，进行SA41；

在SA5与SA51之间，还包括：将该差值与所述储能装置和所述光伏电站的总最大有功功率增量和设定死区正值的和进行比较，当该差值小于所述储能装置和所述光伏电站的总最大有功功率增量和设定死区正值的和时，结束操作，当该差值大于所述储能装置的总最大有功功率增量和设定死区正值的和时，进行SA51。

3.根据权利要求1所述的方法，包括如下步骤：

当所述差值小于0时，进行SB3：将该差值的绝对值与所述储能装置的总最大有功功率减量进行比较，

当该差值的绝对值小于所述储能装置的总最大有功功率减量时，进行步骤SB31：储能装置按照SOC折算值进行比例分配，当该差值的绝对值大于所述储能装置的总最大有功功率减量时，进行步骤SB32：所述储能装置停机，并进行步骤SB4：将该差值的绝对值与所述储能装置和所述光伏电站的总最大有功功率减量之和进行比较，

当该差值的绝对值小于所述储能装置和所述光伏电站的总最大有功功率减量之和时，进行步骤SB41：调减光伏电站输出有功功率，当该差值的绝对值大于所述储能装置和所述光伏电站的总最大有功功率减量之和时，进行步骤SB42：所述光伏电站停机，并进行SB5：将该差值的绝对值与所述储能装置、所述光伏电站以及所述户用光储装置的总最大有功功率减量之和进行比较，

当该差值的绝对值小于所述储能装置、所述光伏电站以及所述户用光储装置的总最大有功功率减量之和时，结束操作，当该差值大于所述储能装置、进行步骤SB51：所述光伏电站以及所述户用光储装置的总最大有功功率增量之和时，所述户用光储装置停机。

4.根据权利要求3所述的方法，在S1与SB3之间，还包括SB2：将该差值与设定死区负值进行比较，当该差值大于设定死区负值时，结束操作，当该差值小于设定死区负值时，进行SB3；

在SB4与SB41之间，还包括：将该差值的绝对值与所述储能装置的总最大有功功率减量和设定死区负值的绝对值的和进行比较，当该差值的绝对值小于所述储能装置的总最大有功功率减量和设定死区负值的绝对值的和时，结束操作，当该差值的绝对值大于所述储能装置的总最大有功功率减量和设定死区负值的绝对值的和时，进行SB41。

5.根据权利要求1或3所述的方法，其中，SA31或SB31包括：计算所述有功功率调度值减去所述光伏电站、所述户用光储装置和所述户用不可控光伏装置的有功功率，得到对储能装置分配的总有功功率，根据所述储能装置的额定有功功率得到折算系数，从而根据所述总有功功率、所述折算系数以及所述储能装置的SOC值得到所述储能装置的有功功率调度值。

6.一种配电网测控设备，包括：

测控装置，位于变压器低压侧；以及

所述光储集群，通过低压母线与所述测控装置连接，

其中，所述测控装置接收所述配电网下发的有功功率调度值，通过上述权利要求1-5任一项所述的配电网级光储集群的有功功率调度方法对所述光储集群的有功功率进行调度。

7.根据权利要求6所述的配电网测控设备，其中，所述光伏电站、所述储能装置以及户用不可控光伏装置分别通过DC/AC变流器与公共联接点连接；所述户用光储装置包括光伏阵列和小功率储能设备，所述光伏阵列和所述小功率储能设备通过不同的DC/DC变流器连接于同一个DC/AC变流器，再连接于公共联接点。

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