摘 要：針對現(xiàn)有的光伏電站儲能裝置類型過于單一且配置在光伏電站交流側(cè)母線上、未能充分發(fā)揮交直流側(cè)混合儲能優(yōu)勢的問題，提出了一種大型光伏電站交直流側(cè)混合儲能聯(lián)合設(shè)計方法，在光伏電站交流側(cè)配置功率密度大、循環(huán)壽命長的儲能電池，主要用于一次調(diào)頻等功能，能有效減少直流側(cè)儲能裝置充放電次數(shù)，提高直流側(cè)儲能電池的壽命；在直流側(cè)配置能量密度高的儲能電池，能有效提高光伏電站容配比，減少光伏電站超配所造成的電能損失，提升光伏電站的發(fā)電效益。此外，直流側(cè)儲能裝置與光伏組串共用集中逆變升壓一體機，能提高光伏電站交流設(shè)備及電纜的利用率，節(jié)約光伏項目儲能配置投資成本。

關(guān)鍵詞：光伏發(fā)電；混合儲能；設(shè)計方法；一次調(diào)頻

中圖分類號：TM7 " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " 文獻標志碼：A

0 引 言

為了全球綠色低碳轉(zhuǎn)型，中國提出了2030年實現(xiàn)碳達峰、2060年實現(xiàn)碳中和的宏偉目標。打造清潔低碳安全高效的能源體系是實現(xiàn)雙碳目標的關(guān)鍵和基礎(chǔ)。在雙碳目標的驅(qū)動下，中國新能源發(fā)展迎來了新高潮。國家能源局統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，截至2021年底，中國光伏和風(fēng)電并網(wǎng)裝機總?cè)萘扛哌_6.06億kW，占總發(fā)電裝機容量的44.8%，光伏和風(fēng)電發(fā)電量高達9 785億kW·h，占全社會用電量的11.8%。按照目前的政策和發(fā)展趨勢，光伏、風(fēng)電裝機以及發(fā)電占比將越來越高。然而，光伏和風(fēng)電等新能源具有出力強波動性、功率弱支撐性和同步強隨動性等特征，大量接入電力系統(tǒng)會嚴重影響電力系統(tǒng)的安全和穩(wěn)定運行[1-2]。

儲能作為一種靈活性調(diào)控工具，在強化電力系統(tǒng)調(diào)峰調(diào)頻和提高新能源消納等方面具有重要貢獻，是構(gòu)建含大規(guī)模新能源的電力系統(tǒng)的必備裝置和實現(xiàn)雙碳目標的重要支撐。目前，全國共有二十多個?。ㄊ?、自治區(qū)）提出了新能源儲能配置要求，配置比例一般不低于10%/（1 h），其中河南、陜西和內(nèi)蒙古等部分地區(qū)要求儲能配置達到20%/（2 h）。華北、東北、山西等地出臺了一系列政策支持儲能參與電力系統(tǒng)一次調(diào)頻[3-5]。此外，根據(jù)《關(guān)于推進電力源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補發(fā)展的指導(dǎo)意見》，各地應(yīng)結(jié)合當?shù)刭Y源條件和能源特點，積極探索“風(fēng)光儲一體化”，因地制宜開展“風(fēng)光水儲一體化”，穩(wěn)妥推進“風(fēng)光火儲一體化”。由此可見，在雙碳目標驅(qū)動下，新能源儲能勢在必行，將得到大力推廣和應(yīng)用。

1 研究現(xiàn)狀及問題

光伏等新能源項目配置儲能將增加項目投資成本，降低整個項目的資本金收益率。根據(jù)近期儲能項目中標公示價格，市場上儲能成本在1.35～1.95元/（W·h），按照每10萬kW項目配置10%/（2 h）儲能計算，增加的成本約為2 700萬～3 900萬，大約占光伏項目靜態(tài)投資的5%～8%，尤其是目前組件價格居高不下，長期滯留在1.8元/Wp左右，無疑給平價上網(wǎng)光伏項目帶來巨大的開發(fā)壓力。因此，在各?。ㄊ?、自治區(qū)）下達光伏項目配置儲能要求的政策時，光伏項目的儲能配置如若不能降本增效，勢必嚴重制約光伏項目開發(fā)，不利于雙碳目標的實現(xiàn)。

現(xiàn)有光伏項目的儲能配置研究主要聚焦于不同類型儲能裝置的經(jīng)濟性比選和儲能裝置提供一次調(diào)頻功能上[6-7]，存在兩個問題。一是儲能種類過于單一，沒有充分結(jié)合并發(fā)揮不同種類的儲能裝置優(yōu)勢?，F(xiàn)有的儲能技術(shù)一般分為5類：機械儲能、電磁儲能、電化學(xué)儲能、熱儲能和化學(xué)儲能[8-11]。不同儲能裝置的優(yōu)勢不同，例如機械儲能中的飛輪儲能為功率型儲能裝置，功率密度大，循環(huán)壽命長，適用于一次調(diào)頻；電化學(xué)儲能中的磷酸鐵鋰電池為能量型儲能裝置，能量密度高，能深度充放電，適用于能量存儲和釋放。據(jù)統(tǒng)計，2021年中國儲能裝機容量達到43.4 GW，同比增長21.9%，占全球累計裝機容量的21.3%。截至2021年，中國已投運儲能項目中的抽水蓄能累計裝機容量達到37.57 GW，累計裝機占比86.6%；電化學(xué)儲能的累計裝機占比11.8%，對應(yīng)裝機容量14.2 GW，其他類型儲能占比1.7%。二是現(xiàn)有的儲能接線形式過于單一，一般直接接到光伏項目35 kV交流母線開關(guān)柜上，然后經(jīng)主變壓器升壓后接入電網(wǎng)，沒有充分發(fā)揮儲能直流側(cè)接入在提升光伏項目容配比、提高發(fā)電效益等方面的作用。

因此，本文提出了一種大型光伏電站交直流側(cè)混合儲能聯(lián)合設(shè)計方法，該方法能充分發(fā)揮交直流側(cè)功率型和能量型混合儲能的不同優(yōu)勢，通過交流側(cè)功率型儲能裝置減少直流側(cè)能量型儲能裝置充放電次數(shù)，提高直流側(cè)儲能電池的壽命；同時該方法能有效節(jié)約儲能配置投資成本，提高光伏電站容配比，減少光伏電站超配所造成的電能損失，有利于市場化交易機制下光伏電站降本增效。

2 交直流側(cè)混合儲能系統(tǒng)及拓撲結(jié)構(gòu)

常規(guī)光伏發(fā)電系統(tǒng)一般分為集中式方案和組串式方案。集中式方案逆變器數(shù)量少，可靠性高，便于管理，且成本較組串式方案低，因此廣泛應(yīng)用于光伏發(fā)電系統(tǒng)中。本文以集中式方案光伏電站為例說明大型光伏電站交直流側(cè)混合儲能系統(tǒng)及聯(lián)合設(shè)計方法。

集中式光伏發(fā)電系統(tǒng)主要由光伏組串、直流匯流箱、集中逆變升壓一體機等設(shè)備組成（見圖1），大型光伏電站一般采用兩級升壓，其中直流匯流箱將光伏組串發(fā)出的電能匯集后送至集中逆變升壓一體機直流側(cè)，經(jīng)逆變和升壓后轉(zhuǎn)換成35 kV交流電，然后經(jīng)集電線路送至主變交流側(cè)35 kV母線，最后經(jīng)主變壓器升壓后接入電力系統(tǒng)。對于容量超過50 MW的大型光伏電站而言，通常會配置多臺35 kV集中逆變升壓一體機，35 kV側(cè)一般采用單母線接線或單母線擴大單元接線，110 kV/220 kV側(cè)一般采用線變組接線方式或單母線接線方式。

為了解決大規(guī)模光伏電站接入電力系統(tǒng)后所引起的動態(tài)安全問題，全國共有二十多個省（市、自治區(qū)）提出了新能源儲能配置要求，部分省（市）新能源儲能配置具體要求如表1所示。

從表1 可以看出，新能源儲能配置比例一般不低于10%/（1 h），內(nèi)蒙古等部分地區(qū)甚至高達30%/（2 h）。目前，新能源儲能配置有兩種方案，一種方案是集中共享式儲能配置，通過容量租賃，將獨立分散的分布式儲能電站資源整合，統(tǒng)一協(xié)調(diào)服務(wù)于電網(wǎng)和新能源場站，能夠有效降低新能源配套儲能的建設(shè)成本、節(jié)省儲能設(shè)施的日常運維成本和降低電站的安全運行風(fēng)險，同時還能提高電網(wǎng)的調(diào)節(jié)能力，有利于電網(wǎng)對新能源的科學(xué)消納，保證了大電網(wǎng)的安全可靠運行。然而，集中式儲能電站前期投入成本較高，缺乏成熟的市場交易機制。另外一種儲能方案是分布式儲能方案，即各新能源場站單獨配置儲能裝置，與光伏新能源本體打捆接入電網(wǎng)，目前普遍采用的儲能配置方式是將儲能裝置直接接到新能源場站10 kV/35 kV交流母線上。

本文所提出的交直流側(cè)混合儲能系統(tǒng)及拓撲結(jié)構(gòu)如圖1所示，其中儲能裝置分散布置于光伏電站的直流側(cè)和交流母線側(cè)。直流側(cè)儲能裝置由直流側(cè)儲能電池和直流側(cè)儲能控制器組成，通過電纜連接至集中逆變升壓一體機的直流側(cè)，直流側(cè)主要選用能量密度高的儲能電池，以能量儲存和釋放為主，一次調(diào)頻等功能為輔。交流側(cè)儲能裝置由交流側(cè)儲能電池和交流側(cè)儲能控制器組成，通過電纜連接至升壓站儲能開關(guān)柜，交流側(cè)主要選用功率密度大、循環(huán)壽命長的儲能電池，以一次調(diào)頻等功能為主，以能量存儲和釋放為輔。

3 交直流側(cè)混合儲能配置方法

光伏電站直流側(cè)儲能裝置配置原則是滿足光伏組件超發(fā)電能不因逆變器功率限制而損失，且僅當交流側(cè)儲能裝置一次調(diào)頻能力不足時參與系統(tǒng)一次調(diào)頻。交流側(cè)儲能裝置配置原則是至少滿足系統(tǒng)所需一次調(diào)頻容量的50%，且與直流側(cè)儲能裝置聯(lián)合后能滿足各省（市、自治區(qū)）對光伏電站儲能配置的最低要求。

由于組件功率的衰減、灰塵遮擋以及線路損耗的存在，再加上不同地區(qū)的光照條件的差異，光伏系統(tǒng)在系統(tǒng)設(shè)計配置光伏組件功率時僅考慮逆變器額定輸入功率限制，會降低系統(tǒng)的經(jīng)濟性。因此一般會根據(jù)項目的光照資源、系統(tǒng)損耗、組件安裝方式及傾角，合理地優(yōu)化系統(tǒng)容配比，進一步降低系統(tǒng)的度電成本（Levelized Cost of Energy，LCOE），光伏系統(tǒng)的容配比為光伏組件功率與逆變器額定功率的比值。根據(jù)《光伏發(fā)電站設(shè)計規(guī)范（征求意見稿）》，組件和逆變器的比例最高限制為1.8∶1。其中，一類太陽能資源地區(qū)容配比不宜超過1.2，二類太陽能資源地區(qū)容配比不宜超過1.4，三類太陽能資源地區(qū)容配比不宜超過1.8。

3.1 直流側(cè)混合儲能配置方法

當光照條件較好且容配比較高時，光伏電站直流側(cè)輸入功率將超過逆變器最大允許輸入功率，此時光伏電站會因為直流側(cè)限發(fā)而出現(xiàn)電能損失。因此在光伏電站直流側(cè)配置儲能裝置，一方面可以充分利用光伏方陣的集中逆變升壓一體機，另一方面可以在直流側(cè)滿發(fā)的時候存儲能量避免電能損失，在直流側(cè)弱發(fā)的時候釋放能量平穩(wěn)光伏發(fā)電。直流側(cè)儲能配置原則如下：

（1）假設(shè)第i個光伏發(fā)電單元集中逆變升壓一體機交流側(cè)功率為P0i，第i個光伏發(fā)電單元集中逆變升壓一體機光伏組件直流側(cè)發(fā)電功率為Pri，設(shè)計容配比為ri，光伏組件至集中逆變升壓一體機的功率損耗為ηi（包含集中逆變升壓一體機自身損耗在內(nèi)），為了避免直流側(cè)超配電能損耗，各集中逆變升壓一體機直流側(cè)儲能電池的功率PDCi配置需滿足

由于逆變器和箱變長期具備1.1倍的過載能力，因此直流側(cè)儲能控制器的功率不宜小于集中逆變升壓一體機直流側(cè)最大功率與交流側(cè)允許最大功率的差值。

（2）選取光伏電站一年中發(fā)電效益最好的一天，計算第i個光伏發(fā)電單元集中逆變升壓一體機光伏組件直流側(cè)發(fā)電功率Pri大于交流側(cè)最大允許輸出功率1.1P0i這段時間內(nèi)的超發(fā)電能，則該方陣直流側(cè)儲能電池容量EDCi需滿足

式中t為直流側(cè)發(fā)電功率Pri大于交流側(cè)最大允許輸出功率1.1P0i的時間。

（3）根據(jù)每個光伏發(fā)電單元直流側(cè)儲能配置功率和容量需求，選擇直流側(cè)儲能控制器和直流側(cè)儲能電池。則直流側(cè)儲能裝置總功率PDC和總?cè)萘縀DC表達式為式中n為光伏電站光伏發(fā)電單元個數(shù)。

為了避免光伏組件發(fā)出電能因逆變器或箱變限制而損失，光伏電站容配比一般都取值在左右，即光伏組件發(fā)出的電能最終能通過逆變器送出。如果進一步提高容配比，雖然能在一定程度上降低光伏電站度電成本，但是光伏組件發(fā)出的電能將被逆變器限制從而損失。根據(jù)式（1）可以得到光伏發(fā)電單元容配比與直流側(cè)儲能之間的關(guān)系如式（4）所示。

因此，當光伏電站直流側(cè)配置儲能后，光伏發(fā)電單元的容配比可以適當提高，即組件多發(fā)出的電能可以先存儲在儲能電池中，待光伏組件送出功率小于逆變器和箱變限發(fā)功率時再釋放出來。如果直流側(cè)配置10%的儲能電池，光伏發(fā)電單元容配比可提升約10%左右。

3.2 交流側(cè)混合儲能配置方法

交流側(cè)儲能裝置由交流側(cè)儲能電池和交流側(cè)儲能控制器組成，交流側(cè)儲能控制器用于控制交流側(cè)儲能電池中能量的存儲和釋放，交流側(cè)儲能裝置經(jīng)交流電纜連接至儲能進線柜。交流側(cè)儲能裝置配置原則是至少滿足系統(tǒng)所需一次調(diào)頻容量的50%，且與直流側(cè)儲能裝置配合后能滿足各省（市、自治區(qū)）對光伏電站儲能配置的最低要求。具體如下：

（1）滿足光伏電站最低儲能配置要求。一般各省（市、自治區(qū)）對光伏電站儲能配置有一定要求，如江西省要求新能源配置不低于裝機規(guī)模10%/（1 h）的儲能裝置，山東省要求新能源配置不低于裝機規(guī)模10%/（2 h）的儲能裝置等。根據(jù)光伏電站總裝機規(guī)模，得到儲能最低配置功率PC和容量EC。于是可以得到光伏電站交流側(cè)儲能功率PAC和容量EAC需滿足下列條件：

（2）滿足系統(tǒng)一次調(diào)頻需求。山東、福建以及東北等部分地區(qū)要求儲能參與系統(tǒng)一次調(diào)頻。假設(shè)系統(tǒng)所要求的光伏電站一次調(diào)頻最大功率為Pf ，最大容量為Ef 。于是可以得到光伏電站交流側(cè)儲能功率PAC和容量EAC滿足下列條件：

根據(jù)式（6）可選擇交流側(cè)儲能控制器和交流側(cè)儲能電池。一般而言，儲能電池每日參與一次調(diào)頻動作高達數(shù)千次，深度調(diào)頻僅約百余次。交流側(cè)儲能裝置優(yōu)先參與一次調(diào)頻，能大幅度地減少直流側(cè)儲能電池充放電次數(shù)，從而延長直流側(cè)儲能裝置的使用壽命。儲能控制器拓撲結(jié)構(gòu)如圖2所示。

儲能控制器一般采用圖2所示的電壓源型逆變器。圖中為逆變器直流電壓指令值，Udc為逆變器直流母線電壓，uabc為端電壓，為電流控制器的指令值，為逆變器輸出內(nèi)電勢指令值，eabc為逆變器輸出內(nèi)電勢。當光伏電站一次調(diào)頻需求指令值Pfref作用到儲能控制器直流電壓控制器輸入端時，逆變器將通過直流電壓控制器更改輸入到電流控制器的指令值，進而通過電流控制器改變逆變器輸出內(nèi)電勢指令值，經(jīng)過空間矢量脈寬調(diào)制（Space Vector Pulse Width Modulation，SVPWM）后改變逆變器輸出內(nèi)電勢eabc，從而改變逆變器輸入到系統(tǒng)的有功功率，為系統(tǒng)提供一次調(diào)頻支撐[10]。常用的儲能裝置及其優(yōu)缺點如表2所示。

直流側(cè)可選用磷酸鐵鋰等電化學(xué)儲能裝置，可充分發(fā)揮其能量密度高、綜合性價比高等優(yōu)點。交流側(cè)選用超級電容或飛輪儲能等儲能裝置，可以充分發(fā)揮其功率密度高且循環(huán)壽命長的特點。由于系統(tǒng)絕大部分一次調(diào)頻任務(wù)由交流側(cè)儲能裝置完成，因而能大幅度地減小直流側(cè)儲能裝置充放電次數(shù)，從而延長直流側(cè)儲能裝置的使用壽命。

4 實驗驗證分析

以山西省某100 MW農(nóng)光互補光伏發(fā)電項目為例進一步闡述大型光伏電站交直流側(cè)混合儲能聯(lián)合設(shè)計方法。按照當?shù)仉娋W(wǎng)的要求，該光伏電站需配置15%/（2 h）的儲能裝置，且儲能需要參與系統(tǒng)一次調(diào)頻，參加一次調(diào)頻的容量不得小于光伏交流側(cè)裝機容量的10%，時長不低于60 s。該項目為集中逆變升壓一體機方案，共配置32臺3.125 MW的箱逆變一體機。項目交流側(cè)容量為100 MW，容配比約為1.35。

實驗采用PVsyst軟件進行仿真計算，結(jié)果顯示，光伏組件至集中逆變升壓一體機的功率損耗為12.81%，可以得到直流側(cè)儲能控制器最小功率為0.241 MW，于是取PDCi=0.25 MW。

該光伏電站一年中發(fā)電效益最好的時間在五月底至六月初，一般在10：30至14：20時間段內(nèi)光照條件較好，集中逆變升壓一體機直流側(cè)輸入功率會超過交流側(cè)最大允許輸入功率，當直流側(cè)沒有配置儲能裝置時，這部分能量會被損失掉。采用PVsyst仿真軟件計算后得出這段時間內(nèi)超發(fā)的電能約為0.49 MW·h，于是每個方陣直流側(cè)儲能電池容量可以配置為0.5 MW·h。光伏方陣直流側(cè)儲能配置如下：

結(jié)合當?shù)仉娋W(wǎng)對儲能、一次調(diào)頻的要求以及可以得到光伏電站交流側(cè)儲能裝置需求如下：

基于以上要求，綜合考慮后該光伏電站交直流側(cè)儲能裝置配置如下：

其中直流側(cè)儲能選用能量密度高的磷酸鐵鋰電池。

將配置儲能前后光伏電站的發(fā)電量進行對比分析（見圖3）可知，直流側(cè)配置儲能裝置后光伏電站發(fā)電量顯著增加，尤其是在光照條件好的月份，光伏電站將不會因為超配而發(fā)生電能損失。直流側(cè)配置儲能裝置前，光伏電站25年年平均發(fā)電量約為14 742.79萬kW·h，交直流側(cè)配置儲能裝置后光伏電站25年年平均上網(wǎng)電量約為15 153.46萬kW·h，提高了約2.79%。此外，本文以上述100 MW農(nóng)互補光伏發(fā)電項目為例，給出了不同容配比下配置交直流側(cè)儲能裝置對光伏電站發(fā)電量的提升比例（見圖4），可以看出直流側(cè)儲能裝置對光伏電站整體發(fā)電量的提升比例隨著容配比的提高而進一步增加。

此外，利用MATLAB搭建了光伏電站模型，并結(jié)合仿真結(jié)果對比了交流側(cè)儲能配置策略和交直流側(cè)混合儲能配置策略下光伏電站儲能電池參與一次調(diào)頻的次數(shù)（見圖5）?？梢钥闯觯攦H采用交流側(cè)儲能裝置時，交流側(cè)儲能裝置每天參與調(diào)頻在數(shù)次到數(shù)百次之間；當采用交直流側(cè)混合儲能裝置時，由于循環(huán)壽命長、功率密度高的交流側(cè)儲能裝置可以滿足大部分時間系統(tǒng)一次調(diào)頻需求，因此直流側(cè)儲能裝置僅在交流側(cè)儲能裝置一次調(diào)頻能力不足時參與，極大地降低了直流側(cè)儲能裝置充放電次數(shù)，提高了直流側(cè)儲能電池的使用壽命。

由于與光伏方陣共用箱逆變一體機，因此本文提出的方法能節(jié)約逆變器、變壓器和電纜的成本約100萬元。此外直流側(cè)儲能裝置還能用于提升光伏電站容配比，直流側(cè)儲能裝置每多配置10%，光伏電站容配比可增加約10%。

5 結(jié)論及展望

本文提出了一種大型光伏電站交直流側(cè)混合儲能聯(lián)合設(shè)計方法，結(jié)合光伏電站運行條件以及當?shù)仉娋W(wǎng)相關(guān)要求，實現(xiàn)了直流側(cè)和交流側(cè)儲能裝置的最優(yōu)化配置。本文的結(jié)論與貢獻主要有兩點：

（1）提出了大型光伏電站直流側(cè)儲能配置方法。直流側(cè)儲能裝置能解決光伏組件超發(fā)電能因逆變器功率限制而損失的問題，因而能夠提升光伏電站整體發(fā)電量，提高光伏電站最佳容配比；同時直流側(cè)儲能裝置與光伏發(fā)電單元共用集中逆變升壓一體機，能節(jié)約逆變器、變壓器和電纜工程量，降低光伏項目儲能配置的投資成本。

（2）提出了大型光伏電站交直流側(cè)混合儲能聯(lián)合設(shè)計方法。交流側(cè)儲能裝置選用功率密度大、循環(huán)壽命長的儲能電池，主要用于系統(tǒng)一次調(diào)頻，同時輔助直流側(cè)儲能裝置進行能力存儲和釋放。直流側(cè)儲能裝置選用能量密度高的儲能電池，主要用于光伏電站能力存儲和釋放，僅當交流側(cè)儲能裝置一次調(diào)頻能力不足時參與系統(tǒng)一次調(diào)頻，因此能大幅度地減少直流側(cè)儲能裝置動作時間，延長直流側(cè)儲能裝置的使用壽命。

光伏電站配置儲能是構(gòu)建含大規(guī)模新能源的電力系統(tǒng)的必備裝置，本文所提出的交直流側(cè)混合儲能聯(lián)合設(shè)計方法能適用于所有配置儲能的光伏發(fā)電項目，不僅能有效解決光伏電站直流側(cè)超配所造成的電能損失，還能有效發(fā)揮交直流側(cè)儲能裝置不同的功能優(yōu)勢，降低光伏電站儲能配置成本，提高儲能電池壽命，為大型光伏電站儲能配置提供了兼顧技術(shù)性及經(jīng)濟性的更優(yōu)解決方案。

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Hybrid Energy Storage on the AC and DC Sides of Large Photovoltaic Power Plants

LI Sheng1，ZHOU Rong2

（1. Changjiang Institute of Survey，Planning，Design and Research Co.，Ltd.，Wuhan 430014，China；2. Hubei Electric Power Survey and Design Institute Co.，Ltd.，Wuhan 430040，China）

Abstract：Existing photovoltaic power plant energy storage equipment has many shortcomings，such as a single type and configured on the PV power plant AC side bus，failing to fully exploit the benefits of hybrid AC and DC energy storage. To address this issue，we propose a joint design method for hybrid energy storage integrating both AC and DC sides in large-scale photovoltaic （PV） power stations. On the AC side，an energy storage battery for primary frequency regulation is configured. The battery has high power density and long cycle lifetime，which can effectively reduce the number of times of charging and discharging and improve the lifetime of the DC side energy storage battery. On the DC side，energy storage batteries with high energy density are configured to effectively improve the capacity ratio，reduce the power loss caused by over-allocation，and enhance the power generation efficiency of the PV power plant. In addition，our approach enables the shared utilization of a centralized inverter-booster machine with PV strings on the DC side，which can improve the utilization of AC equipment and cables in PV power plants and save the investment cost of energy storage configuration in PV projects.

Key words：photovoltaic power generation；hybrid energy storage；designing method；primary frequency modulation