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申请/专利权人：特变电工西安电气科技有限公司;特变电工新疆新能源股份有限公司

摘要：本发明公开了一种微电网并网联络线恒功率控制方法及装置，微网中央控制器协调控制微电网中的储能系统、光伏系统及负荷，采用无差闭环控制来保证联络线功率的快速精确跟踪控制。该控制方法由以下功能模块实现：1联络线功率差额计算模块；2第一功率分配模块，根据功率差额选择调整储能、光伏或负荷的功率；3控制器模块用来消除控制误差；4第二功率分配模块根据各储能、光伏可调出力进行功率分配，并计算出各设备功率调整差额；5功率控制模块将前级模块输出的功率调整差额叠加至能量管理系统下发的参考指令值上，并根据各设备约束条件进行调整，输出至各微源控制器进行控制，至此完成系统闭环控制。

主权项：1.一种微电网并网联络线恒功率控制方法，其特征在于，包括以下步骤：步骤1、功率差额计算模块计算需调整功率差额，实时采集联络线功率，联络线功率与设定功率值作差后得到需调整功率差额；步骤2、计算储能系统可调出力范围，即最大放电功率调整量及最大充电功率调整量；计算光伏系统出力可调范围，即功率可增加量和功率可减小量；步骤3、将功率差额作为第一功率分配模块的输入，第一功率分配模块根据、储能系统可调范围、光伏系统可调范围以及负荷参数进行功率分配，输出；所述的确定过程如下：当时，若，；若，；当时，；步骤4、将第一功率分配模块的输出作为负荷控制模块的输入，负荷控制模块以为参考值并根据当前负荷等级及功率分级切除负荷；将第一功率分配模块的输出作为控制器模块的输入，计算光伏与储能系统的总需调整量；步骤5、将光伏与储能系统的总需调整量作为输入，实际功率差额进行条件判断，根据控制器输出光伏与储能系统的总需调整量计算储能系统需调整量和光伏系统需调整量；步骤5中，和的计算过程如下：当时，判断是否成立；若成立，储能系统需调整量，光伏系统需调整量；若不成立，判断是否成立，若成立，则，，若不成立，则；当时，判断是否成立；若成立，储能系统需调整量，光伏系统需调整量；若不成立，判断是否成立，若成立，则，光伏系统需调整量；若不成立，则；步骤6、根据储能系统中各PCS、储能电池的SOC及充放电能力对储能系统需调整进行分配，计算各个PQ储能的调整量及各光伏逆变器的调整功率；步骤7、功率控制模块根据所述第i个储能系统的调整量与EMS下发的第i个储能系统指令值进行叠加，再根据约束条件得到储能系统实际指令值下发至各个储能变流器PCS，进而达到功率调整的需求。

全文数据：一种微电网并网联络线恒功率控制方法及装置技术领域本发明属于微电网技术领域，具体涉及一种微电网并网联络线恒功率控制方法及装置。背景技术由于光伏、风电等大规模间歇性、随机性新能源的接入，给电网的运行和控制带来了新的挑战。同时，由于大规模储能的出现，在很大程度上缓解了以上问题。对于含有光伏、储能等的微电网，需要满足电网调度的需求，合理控制微电网与配电网之间的交换功率，并能根据交换功率指令值进行跟踪控制。鉴于此，提供一种基于中央控制器的并网型微电网联络线恒功率控制方法，与微电网能量管理系统配合保证联络线功率恒定。发明内容为了解决上述问题，本发明提供了一种微电网并网联络线恒功率控制方法及装置，采用闭环控制方法，适用于配置储能、光伏或虚拟储能如充电桩、空调等的并网型微电网中。一种微电网并网联络线恒功率控制方法，包括以下步骤：步骤1、功率差额计算模块计算需调整功率差额ΔPline，实时采集联络线功率Pline，联络线功率Pline与设定功率值Pref作差后得到需调整功率差额ΔPline；步骤2、计算储能系统可调出力范围，即最大放电功率调整量ΔPbat,dismax及最大充电功率调整量ΔPbat,chmax；计算光伏系统出力可调范围，即功率可增加量ΔPPV,upmax和功率可减小量ΔPPV,downmax；步骤3、将功率差额ΔPline作为第一功率分配模块的输入，第一功率分配模块根据ΔPline、储能系统可调范围[ΔPbat,chmax,ΔPbat,dismax]、光伏系统可调范围[ΔPPV,downmax,ΔPPV,upmax]以及负荷参数进行功率分配，输出ΔP'2；步骤4、将第一功率分配模块的输出ΔP'2作为负荷控制模块的输入，负荷控制模块以ΔP'2为参考值并根据当前负荷等级及功率分级切除负荷Pcut,load；将第一功率分配模块的输出ΔPline-ΔP'2作为控制器模块的输入，计算光伏与储能系统的总需调整量ΔP；步骤5、将光伏与储能系统的总需调整量ΔP作为输入，实际功率差额ΔPline进行条件判断，根据控制器输出光伏与储能系统的总需调整量ΔP计算储能系统需调整量ΔPbat和ΔPPV；步骤6、根据储能系统中各PCS、储能电池的SOC及充放电能力对储能系统需调整ΔPbat进行分配，计算各个PQ储能的调整量ΔPPCS,i及各光伏逆变器的调整功率ΔPPVj；步骤7、功率控制模块根据所述第i个储能系统的调整量ΔPPCS,i与EMS下发的第i个储能系统指令值PPCSrefi'进行叠加，再根据约束条件得到储能系统实际指令值下发至各个储能变流器PCS，进而达到功率调整的需求。进一步的，步骤2中，最大放电功率调整量ΔPbat,dismax和最大充电功率调整量-ΔPbat,chmax的计算公式为：ΔPbat,dismax＝Pbat,dismax-Pbat，ΔPbat,chmax＝-Pbat,chmax-Pbat，式中：Pbat,dismax—储能电池管理系统要求的电池最大放电功率；Pbat—储能电池当前输出功率；-ΔPbat,chmax—储能电池管理系统要求的电池最大充电功率。进一步的，步骤2中，功率可增加量ΔPPV,upmax和功率可减小量ΔPPV,downmax计算公式为：ΔPPV,upmax＝PPV,upmax-PPV，ΔPPV,downmax＝PPV,downmax-PPV；式中：PPV,upmax—能量管理系统下发的超短期光伏功率预测值；PPV—光伏当前输出功率；PPV,downmax—光伏输出功率最小值。进一步的，步骤3中，ΔP'2的确定过程如下：当ΔPline0时，若ΔPline≤ΔPbat,dismax+ΔPPV,upmax，ΔP'2＝0；若ΔPlineΔPbat,dismax+ΔPPV,upmax，ΔP'2＝ΔPline；当ΔPline≤0时，ΔP'2＝0。进一步的，步骤4中，切除的负荷Pcut,load满足ΔPload,min≤Pcut,load≤ΔPload,max，其中，ΔPload,min＝ΔPline-ΔPbat,dismax-ΔPpv,upmax，ΔPload,max＝ΔPline+ΔPbat,chmax+ΔPpv,upmax。进一步的，步骤5中，ΔPbat和ΔPPV的计算过程如下：当ΔPline0时，判断ΔPbat,dismax≥ΔPline是否成立；若成立，储能系统需调整量ΔPbat＝ΔP，光伏系统需调整量ΔPPV＝0；若ΔPbat,dismax≥ΔPline不成立，判断ΔPPV≥ΔPline-ΔPbat,dismax是否成立，若ΔPPV≥ΔPline-ΔPbat,dismax成立，则ΔPbat＝ΔPbat,dismax，ΔPPV＝ΔP-ΔPbat,dismax，若ΔPPV≥ΔPline-ΔPbat,dismax不成立，则当ΔPline≤0时，判断ΔPbat,chmax≤ΔPline是否成立；若ΔPbat,chmax≤ΔPline成立，储能系统需调整量ΔPbat＝ΔP，光伏系统需调整量ΔPPV＝0；若ΔPbat,chmax≤ΔPline不成立，判断ΔPPVmax≤ΔPline-ΔPbat,dismax是否成立，若成立，则ΔPbat＝ΔPchmax，光伏系统需调整量ΔPPV＝ΔP-ΔPbat,chmax；若ΔPPVmax≤ΔPline-ΔPbat,dismax不成立，则进一步的，步骤6中，第i个PQ储能的调整量ΔPPCS,i的计算过程如下：当ΔPbat0时，第i个PQ储能的调整量ΔPPCS,i的计算公为：当ΔPbat≤0时，第i个PQ储能的调整量为ΔPPCS,i的计算公为：上式中，SCOi表示第i个PQ储能系统的荷电状态。进一步的，步骤6中，各光伏逆变器的调整功率ΔPPVj的计算公式为：其中，aj为第j个光伏逆变器系统的分配比例系数。与现有技术相比，本发明至少具有以下有益效果：1本发明提出的控制方法采用无差闭环控制，可快速精确跟踪联络线功率设定值，满足电网调度的要求。2本发明提出的控制方法预先根据储能系统及光伏系统判断所述功率调整对象，保证储能及光伏能完全响应功率调整需求，完成跟踪控制调节。附图说明图1为所述控制方法适用的典型微网系统拓扑示意图；图2为所述中央控制器控制方法示意图；图3为所述控制方法中第一功率分配模块的示意图；图4为所述控制方法中第二功率分配模块的示意图；图5为功率控制模块原理图。具体实施方式下面结合附图和具体实施方式对本发明进行详细说明。在本发明的描述中，需要理解的是，术语“中心”、“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发明和简化描述，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。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一个或者更多个该特征。在本发明的描述中，除非另有说明，“多个”的含义是两个或两个以上。在本发明的描述中，需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。为了达到上述目的，本发明提出的解决方案是：由微网中央控制器协调控制微电网中的储能系统、光伏系统、虚拟储能系统如充电桩、空调等可调负荷、以及一般负荷等，联络线功率采用闭环控制，来保证联络线功率的精确控制。为了实现上述目的，本发明提出的具体控制方法步骤如下：步骤1、功率差额计算模块计算需调整功率差额ΔPline。中央控制器通过通讯设备实时采集联络线功率Pline，规定以流向电网方向为正，如图1所示，联络线功率Pline与功率设定值Pref作差后得到需调整功率差额ΔPline，如图2所示，即ΔPline＝Pref-Pline，步骤2、第二功率分配模块计算储能系统可调出力范围，即最大放电功率调整量ΔPbat,dismax和最大充电功率调整量-ΔPbat,chmax，计算公式如下：ΔPbat,dismax＝Pbat,dismax-Pbat，ΔPbat,chmax＝-Pbat,chmax-Pbat，式中：Pbat,dismax—储能电池管理系统BMS要求的电池最大放电功率；Pbat—储能电池当前输出功率；-ΔPbat,chmax—储能电池管理系统BMS要求的电池最大充电功率。规定储能放电为正，充电为负。同时，第二功率分配模块计算光伏系统出力可调范围，即功率可增加量ΔPPV,upmax和功率可减小量ΔPPV,downmax，计算公式如下：ΔPPV,upmax＝PPV,upmax-PPVΔPPV,downmax＝PPV,downmax-PPV式中：PPV,upmax—能量管理系统EMS下发的超短期光伏功率预测值；PPV—光伏当前输出功率；PPV,downmax—光伏输出功率最小值，一般取2％～3％额定功率。步骤3、将功率差额ΔPline作为第一功率分配模块的输入，如图2所示。第一功率分配模块根据ΔPline、储能系统可调范围[ΔPbat,chmax,ΔPbat,dismax]、光伏系统可调范围[ΔPPV,downmax,ΔPPV,upmax]以及负荷参数进行功率分配。具体的，功率分配为图2中第一功率分配模块，其分配原理如图3所示。优先调整储能系统与光伏系统，在储能及光伏系统无法满足调整要求时根据需求投入或切除适当负荷。若ΔPline0，表示当前系统输出功率不足，需增大储能系统放电功率或增加光伏系统输出功率。若ΔPline≤ΔPbat,dismax+ΔPPV,upmax，则仅调整储能与光伏系统，即第一功率分配模块的输出ΔP'2＝0；若ΔPlineΔPbat,dismax+ΔPPV,upmax，则需要切除部分负荷，以满足功率精确跟踪需求，此时ΔP'2＝ΔPline。若ΔPline≤0，表示当前系统输出功率较大，需增大储能系统充电功率或减小光伏系统输出功率。此时，仅调整储能系统与光伏系统即可完成目标，因此此时ΔP'2＝0。步骤4、将步骤3所述第一功率分配模块的输出ΔP'2作为负荷控制模块的输入，负荷控制模块以ΔP'2为参考值并根据当前负荷等级及功率，分级切除合适的负荷Pcut,load，其中Pcut,load需满足ΔPload,min≤Pcut,load≤ΔPload,max。上述ΔPload,min＝ΔPline-ΔPbat,dismax-ΔPpv,upmax，上述ΔPload,max＝ΔPline+ΔPbat,chmax+ΔPpv,upmax。将第一功率分配模块的输出ΔPline-ΔP'2作为控制器模块的输入。为保证联络线功率的无误差跟踪控制，控制器采用PI控制，PI控制器传递函数为其中Kp1为比例系数，Ki为积分系数。若设PI控制器的增益为Q，则控制器输出光伏与储能系统的总需调整量ΔP＝Q*ΔPline-ΔP'2。步骤5、将控制器模块的输出光伏与储能系统的总需调整量ΔP作为第二功率分配模块的输入，第二功率分配模块根据储能系统PCS额定功率、电池管理系统BMS上传的电池SOC、最大充电功率、最大放电功率信息以及光伏发电预测信息来调整储能系统、光伏系统来分担此功率差额ΔP。步骤5中，第二功率分配模块的原理如图4所示。根据实际功率差额ΔPline进行条件判断，根据控制器输出光伏与储能系统的总需调整量ΔP计算储能系统需调整量ΔPbat，并进行功率调整。在调节过程中优先调节储能系统，储能功率不足时由光伏补充，仍然不满足功率需求时储能及光伏按最大功率输出，不足功率进入下一个控制周期进行调整。具体如下：当ΔPline0时，需增加系统出力，可增加储能系统放电功率或减小储能系统充电功率，或增加光伏系统出力，具体的步骤如下：判断ΔPbat,dismax≥ΔPline是否成立；若成立，则储能系统可放电空间不小于实际功率差额，则仅调整储能系统，此时储能系统需调整量ΔPbat＝ΔP，光伏系统需调整量ΔPPV＝0；若ΔPbat,dismax≥ΔPline不成立，判断ΔPPV≥ΔPline-ΔPbat,dismax是否成立，若成立，则光伏与储能系统总可调量不小于实际功率差额，则储能系统需调整量设置为其最大调整量，即ΔPbat＝ΔPbat,dismax，不足功率由光伏系统补充，即光伏系统需调整量ΔPPV＝ΔP-ΔPbat,dismax，若ΔPPV≥ΔPline-ΔPbat,dismax不成立，则令储能系统与光伏系统可调量均为最大值，即当ΔPline≤0时，表示微网系统出力过剩，此时需减小系统出力，可增加储能系统充电功率或减小储能系统放电功率，或减小光伏系统出力，具体的步骤如下：判断ΔPbat,chmax≤ΔPline是否成立；若成立，则储能系统可充电空间满足实际功率缺额调整需求，此时仅调整储能系统出力，则储能系统需调整量ΔPbat＝ΔP，光伏系统需调整量ΔPPV＝0；若ΔPbat,chmax≤ΔPline不成立，判断ΔPPVmax≤ΔPline-ΔPbat,dismax是否成立，若成立，则光伏与储能系统总可调量不小于实际功率差额，则储能系统需调整量设置为其最大调整量，即ΔPbat＝ΔPchmax，不足功率由光伏系统补充，即光伏系统需调整量ΔPPV＝ΔP-ΔPbat,chmax；若ΔPPVmax≤ΔPline-ΔPbat,dismax不成立，则令储能系统与光伏系统可调量均为最大值，即步骤6、所述储能系统需调整ΔPbat根据储能系统中各PCS、储能电池的SOC及充放电能力进行分配。当ΔPbat0时，表示微网系统出力不足，此时需增加储能系统放电功率或减小充电功率，此时按照储能电池SOC大小按正比例进行分配，即第1≤i≤n，n为储能系统中储能装置的数量i个PQ储能的调整量为ΔPbat≤0时，表示微网系统出力充足，此时需减小储能系统放电功率或增加充电功率，此时按照储能电池SOC可充电空间大小按正比例进行分配，即第i个PQ储能的调整量为上式中，SCOi表示第i个PQ储能系统的荷电状态；所述光伏系统需调整量根据光伏系统各PV设备额定功率进行分配，即第j1≤i≤u，u为光伏系统中光伏逆变器的数量个光伏逆变器分配的功率调整量：其中，aj为第j个光伏逆变器系统的分配比例系数，该系数为根据实际情况进行的设置。步骤7、功率控制模块根据所述第i个储能系统的调整量ΔPPCS,i与EMS下发的第i个储能系统指令值PPCSrefi'进行叠加，再根据约束条件得到储能系统实际指令值下发至各个储能变流器PCS，进而达到功率调整的需求。其中约束条件需保证储能系统功率在其安全范围之内，包括储能电池的最大充放电功率、PCS的最大充放电功率等。进而输出第i个PQ储能系统的最终指令值PPCSrefi，由中央控制器下发至PQ储能系统的本地执行机构进行调节。功率控制模块根据第j个光伏逆变器分配的功率调整量ΔPPVj与能量管理系统下发的各光伏系统参考指令值PPVrej'进行叠加，再根据约束条件得到各光伏系统实际指令值下发至本地光伏逆变器进行功率调整，至此完成系统闭环调节过程。一种微电网并网联络线恒功率控制装置集成于控制装置中央控制器中，包括功率差额计算模块、第一功率分配模块、负荷控制模块、控制器模块、第二功率分配模块和功率控制模块。其中功率差额计算模块的输出端与第一功率分配模块的输入端连接，第一功率分配模块的输出端与负荷控制模块的输入端以及控制器模块的输入端连接，控制器模块的输出端与第二功率分配模块的输入端连接，第二功率分配模块的输出和功率控制模块的输入端连接。功率差额计算模块与第一功率分配模块、中央控制器通信设备连接，第一功率分配模块与功率差额计算模块、第一功率分配模块和负荷控制模块连接，负荷控制模块与第一功率分配模块和中央控制器通信设备连接，功率控制模块与第一功率分配模块和第二功率分配模块连接。第二功率分配模块与负荷控制模块和功率控制模块连接，功率控制模块与第二功率分配模块和中央控制器通信设备连接。功率差额计算模块用于计算需调整功率差额ΔPline，并将ΔPline传递至第一功率分配模块；第一功率分配模块用于根据需调整功率差额ΔPline计算ΔP'2和ΔPline-ΔP'2，并将ΔP'2传递至负荷控制模块，将ΔPline-ΔP'2传递至负荷控制模块；负荷控制模块用于接收第一功率分配模块传递的ΔP'2，并根据当前负荷等级及功率，优先切除负荷等级较低的负荷；控制器模块用于用来消除控制误差，具体的接收第一功率分配模块传递的ΔPline-ΔP'2，并根据ΔPline-ΔP'2计算ΔP，作为储能系统、光伏系统的实际调整量。第二功率分配模块用于根据ΔP计算各储能设备PCS调整功率ΔPpcsi及各光伏逆变器PV的调整功率ΔPpvi。功率控制模块用于将第二功率分配模块输出的功率调整差额ΔPpcsi和ΔPPVj叠加至能量管理系统下发的参考指令值Ppcsrefi'和PPVrej'上，并根据各设备约束条件进行调整，输出储能系统和光伏系统的最终指令值Ppcsrefi和Ppvrefj并下发至各微源控制器进行控制，至此完成系统闭环控制。以上内容仅为说明本发明的技术思想，不能以此限定本发明的保护范围，凡是按照本发明提出的技术思想，在技术方案基础上所做的任何改动，均落入本发明权利要求书的保护范围之内。

权利要求：1.一种微电网并网联络线恒功率控制方法，其特征在于，包括以下步骤：步骤1、功率差额计算模块计算需调整功率差额ΔPline，实时采集联络线功率Pline，联络线功率Pline与设定功率值Pref作差后得到需调整功率差额ΔPline；步骤2、计算储能系统可调出力范围，即最大放电功率调整量ΔPbat,dismax及最大充电功率调整量ΔPbat,chmax；计算光伏系统出力可调范围，即功率可增加量ΔPPV,upmax和功率可减小量ΔPPV,downmax；步骤3、将功率差额ΔPline作为第一功率分配模块的输入，第一功率分配模块根据ΔPline、储能系统可调范围[ΔPbat,chmax,ΔPbat,dismax]、光伏系统可调范围[ΔPPV,downmax,ΔPPV,upmax]以及负荷参数进行功率分配，输出ΔP′2；步骤4、将第一功率分配模块的输出ΔP′2作为负荷控制模块的输入，负荷控制模块以ΔP′2为参考值并根据当前负荷等级及功率分级切除负荷Pcut,load；将第一功率分配模块的输出ΔPline-ΔP′2作为控制器模块的输入，计算光伏与储能系统的总需调整量ΔP；步骤5、将光伏与储能系统的总需调整量ΔP作为输入，实际功率差额ΔPline进行条件判断，根据控制器输出光伏与储能系统的总需调整量ΔP计算储能系统需调整量ΔPbat和ΔPPV；步骤6、根据储能系统中各PCS、储能电池的SOC及充放电能力对储能系统需调整ΔPbat进行分配，计算各个PQ储能的调整量ΔPPCS,i及各光伏逆变器的调整功率ΔPPVj；步骤7、功率控制模块根据所述第i个储能系统的调整量ΔPPCS,i与EMS下发的第i个储能系统指令值PPCSrefi'进行叠加，再根据约束条件得到储能系统实际指令值下发至各个储能变流器PCS，进而达到功率调整的需求。2.根据权利要求1所述的一种微电网并网联络线恒功率控制方法，其特征在于，步骤2中，最大放电功率调整量ΔPbat,dismax和最大充电功率调整量-ΔPbat,chmax的计算公式为：ΔPbat,dismax＝Pbat,dismax-Pbat，ΔPbat,chmax＝-Pbat,chmax-Pbat，式中：Pbat,dismax—储能电池管理系统要求的电池最大放电功率；Pbat—储能电池当前输出功率；-ΔPbat,chmax—储能电池管理系统要求的电池最大充电功率。3.根据权利要求1所述的一种微电网并网联络线恒功率控制方法，其特征在于，步骤2中，功率可增加量ΔPPV,upmax和功率可减小量ΔPPV,downmax计算公式为：ΔPPV,upmax＝PPV,upmax-PPV，ΔPPV,downmax＝PPV,downmax-PPV；式中：PPV,upmax—能量管理系统下发的超短期光伏功率预测值；PPV—光伏当前输出功率；PPV,downmax—光伏输出功率最小值。4.根据权利要求1所述的一种微电网并网联络线恒功率控制方法，其特征在于，步骤3中，ΔP′2的确定过程如下：当ΔPline0时，若ΔPline≤ΔPbat,dismax+ΔPPV,upmax，ΔP′2＝0；若ΔPlineΔPbat,dismax+ΔPPV,upmax，ΔP′2＝ΔPline；当ΔPline≤0时，ΔP′2＝0。5.根据权利要求1所述的一种微电网并网联络线恒功率控制方法，其特征在于，步骤4中，切除的负荷Pcut,load满足ΔPload,min≤Pcut,load≤ΔPload,max，其中，ΔPload,min＝ΔPline-ΔPbat,dismax-ΔPpv,upmax，ΔPload,max＝ΔPline+ΔPbat,chmax+ΔPpv,upmax。6.根据权利要求1所述的一种微电网并网联络线恒功率控制方法，其特征在于，步骤5中，ΔPbat和ΔPPV的计算过程如下：当ΔPline0时，判断ΔPbat,dismax≥ΔPline是否成立；若成立，储能系统需调整量ΔPbat＝ΔP，光伏系统需调整量ΔPPV＝0；若ΔPbat,dismax≥ΔPline不成立，判断ΔPPV≥ΔPline-ΔPbat,dismax是否成立，若ΔPPV≥ΔPline-ΔPbat,dismax成立，则ΔPbat＝ΔPbat,dismax，ΔPPV＝ΔP-ΔPbat,dismax，若ΔPPV≥ΔPline-ΔPbat,dismax不成立，则当ΔPline≤0时，判断ΔPbat,chmax≤ΔPline是否成立；若ΔPbat,chmax≤ΔPline成立，储能系统需调整量ΔPbat＝ΔP，光伏系统需调整量ΔPPV＝0；若ΔPbat,chmax≤ΔPline不成立，判断ΔPPVmax≤ΔPline-ΔPbat,dismax是否成立，若成立，则ΔPbat＝ΔPchmax，光伏系统需调整量ΔPPV＝ΔP-ΔPbat,chmax；若ΔPPVmax≤ΔPline-ΔPbat,dismax不成立，则7.根据权利要求1所述的一种微电网并网联络线恒功率控制方法，其特征在于，步骤6中，第i个PQ储能的调整量ΔPPCS,i的计算过程如下：当ΔPbat0时，第i个PQ储能的调整量ΔPPCS,i的计算公为：当ΔPbat≤0时，第i个PQ储能的调整量为ΔPPCS,i的计算公为：上式中，SCOi表示第i个PQ储能系统的荷电状态。8.根据权利要求1所述的一种微电网并网联络线恒功率控制方法，其特征在于，步骤6中，各光伏逆变器的调整功率ΔPPVj的计算公式为：其中，aj为第j个光伏逆变器系统的分配比例系数。9.一种微电网并网联络线恒功率控制装置，其特征在于，包括功率差额计算模块、第一功率分配模块、负荷控制模块、第二功率分配模块和功率控制模块；其中，功率差额计算模块的输出端与第一功率分配模块的输入端连接，第一功率分配模块的输出端与负荷控制模块的输入端以及第二功率分配模块的输入端连接，第二功率分配模块的输出和功率控制模块的输入端连接，功率差额计算模块、负荷控制模块以及功率控制模块均与通信设备连接。10.根据权利要求9所述的一种微电网并网联络线恒功率控制装置，其特征在于，还包括控制器模块，控制器模块连接在功率分配模块和第二功率分配模块之间。

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