CN111786376B - 直流微电网的控制方法、装置、终端及存储介质 - Google Patents

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CN111786376B CN202010759460.8A CN202010759460A CN111786376B CN 111786376 B CN111786376 B CN 111786376B CN 202010759460 A CN202010759460 A CN 202010759460A CN 111786376 B CN111786376 B CN 111786376B
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Abstract

本发明属于控制技术领域，尤其涉及一种直流微电网的控制方法、装置、终端及存储介质。所述控制方法包括：获取储能单元的荷电状态值；基于所述直流微电网稳定时的固定虚拟电容、所述储能单元的荷电状态值以及变化虚拟电容，确定系统虚拟电容；其中，所述变化虚拟电容为基于直流电压变化率、变流器单元瞬时输出功率和变流器单元单位时间内输出功率确定的虚拟电容；基于所述系统虚拟电容和直流微电网的控制惯性方程，对所述直流微电网进行控制。上述控制方法可以提高对直流微电网控制的稳定性与可靠性。

Description

直流微电网的控制方法、装置、终端及存储介质
技术领域
本发明属于控制技术领域，尤其涉及一种直流微电网的控制方法、装置、终端及存储介质。
背景技术
直流微电网通过简单拓扑结构集成光伏、风电等分布式能源(DER)、能量存储及负载，同时能够克服交流系统频率瞬变、电网谐波等问题，具有广阔的发展前景。作为分布式电源大规模接入的有效途径，直流微电网通常呈现出非常低的惯性，直流母线电压对于随机性电源、负荷功率波动、故障扰动等因素造成的影响较为敏感，不利于直流微电网系统稳定性。目前通过类比交流电网中解决系统低惯量问题的虚拟同步发电机(VSG)技术，直流微电网的虚拟惯性控制策略已受到广泛关注。
为释放直流微电网系统的潜在惯性，通常通过与交流系统惯性进行类比或者在控制回路附加惯性环节等控制手段在变流器直流侧虚拟出等效电容以增强系统惯性，为直流电网提供相应的功率支撑。然而直流微电网内负荷发生较大突变时，变流器短时间内交换功率快速变化，可能超出其承受极限值，严重时将退网运行。此外变流器短时间内功率突增使得电流瞬时应力增大，易引起短时发热、过流等故障，缩短变流器使用寿命，降低直流微电网整体可靠性。交流弱电网下，能量存储设备既可作为电源在系统发生扰动时提供快速功率支撑，又可作为负荷吸收多余的有功功率；而在直流微电网中的能量存储设备过充过放时，将不再有功率交换，因此应提前做出响应。然而现有的直流微电网的虚拟惯性控制方法无法满足上述要求，使得直流微电网的稳定性与可靠性较弱。
发明内容
有鉴于此，本发明实施例提供了一种直流微电网的控制方法、装置、终端及存储介质，以提高对直流微电网控制的稳定性与可靠性。
本发明实施例的第一方面提供了一种直流微电网的控制方法，所述直流微电网包括：接入交流电网的变流器单元以及与所述变流器单元连接的发电单元、储能单元和负荷单元；
所述变流器单元变换所述发电单元产生的电能并传输至所述交流电网、所述储能单元和所述负荷单元；
所述控制方法包括：
获取储能单元的荷电状态值；
基于所述直流微电网稳定时的固定虚拟电容、所述储能单元的荷电状态值以及变化虚拟电容，确定系统虚拟电容；其中，所述变化虚拟电容为基于直流电压变化率、变流器单元瞬时输出功率和变流器单元单位时间内输出功率确定的虚拟电容；
基于所述系统虚拟电容和直流微电网的控制惯性方程，对所述直流微电网进行控制。
可选的，所述基于所述直流微电网稳定时的固定虚拟电容、所述储能单元的荷电状态值以及变化虚拟电容，确定系统虚拟电容，包括：
当soclow<soc<a时：
基于第一参数，减小所述固定虚拟电容，作为系统虚拟电容；其中所述第一参数由a和soc的差值确定；
当a≤soc≤b时：
基于直流电压变化率、变流器单元瞬时输出功率和变流器单元单位时间内输出功率的影响重要程度，确定所述直流电压变化率、变流器单元瞬时输出功率和变流器单元单位时间内输出功率的权重系数；
基于第二参数，增加所述固定虚拟电容，作为所述系统虚拟电容；其中，所述变化虚拟电容包括基于所述直流电压变化率确定的第一虚拟电容、基于变流器单元瞬时输出功率确定的第二虚拟电容和基于所述变流器单元单位时间内输出功率确定的第三虚拟电容；所述第二参数由所述第一虚拟电容、所述第二虚拟电容、所述第三虚拟电容及其对应的确定因素的权重系数进行确定；
当b<soc<sochigh时：
基于第三参数，减小所述固定虚拟电容，作为系统虚拟电容；其中所述第三参数由soc和b的差值确定；
soc为获取的储能单元的荷电状态值，sochigh为储能单元的过充极限对应的荷电状态值，soclow为储能单元的过放极限对应的荷电状态值，a为第一预设荷电状态值，b为第二预设荷电状态值。
可选的，所述基于第一参数，减小所述固定虚拟电容，作为系统虚拟电容，包括：
通过
Figure GDA0003202096790000031
确定系统虚拟电容；
式中，Cv为系统虚拟电容，Cv0为固定虚拟电容，k7为虚拟电容第七调节参数，k8为虚拟电容第八调节参数。
可选的，所述基于第二参数，增加所述固定虚拟电容，作为所述系统虚拟电容，包括：
通过
Cv＝Cv0+w1Cv1+w2Cv2+w3Cv3
确定系统虚拟电容；
式中，Cv为系统虚拟电容，Cv0为固定虚拟电容，w1、w2、w3分别为直流电压变化率、变流器单元瞬时输出功率和变流器单元单位时间内输出功率的权重系数，Cv1为第一虚拟电容，Cv2为第二虚拟电容，Cv3为第三虚拟电容；其中，
Figure GDA0003202096790000041
式中，P为变流器单元的瞬时交换功率，△P为变流器单元单位时间内输出功率，PN为变流器单元额定输出功率，udc为直流电压实际值，k1为虚拟电容第一调节参数，k2为虚拟电容第二调节参数，k3为虚拟电容第三调节参数，k4为虚拟电容第四调节参数，k5为虚拟电容第五调节参数，k6为虚拟电容第六调节参数。
可选的，所述基于第三参数，减小所述固定虚拟电容，作为系统虚拟电容，包括：
通过
Figure GDA0003202096790000042
确定系统虚拟电容；
式中，Cv为系统虚拟电容，Cv0为固定虚拟电容，k7为虚拟电容第七调节参数，k8为虚拟电容第八调节参数。
可选的，所述系统虚拟电容满足：
0<Cvmin≤Cv≤Cvmax
式中，Cv为系统虚拟电容，Cvmin为预设的满足直流微电网稳定运行的最小虚拟电容，Cvmax预设的满足直流微电网稳定运行的最大虚拟电容；
当变流器单元瞬时输出功率未达到第一极限阈值，且，变流器单元单位时间内输出功率未达到第二极限阈值时，所述系统虚拟电容满足：
Cv≥Cv_normal
当变流器单元瞬时输出功率达到第一极限阈值，或变流器单元单位时间内输出功率达到第二极限阈值时，所述系统虚拟电容满足：
Cv≤Cv_limit
式中，Cv_normal为当变流器单元瞬时输出功率未达到第一极限阈值，且，变流器单元单位时间内输出功率未达到第二极限阈值时，通过传统虚拟电容控制方法计算所得的虚拟电容，Cv_limit为当变流器单元瞬时输出功率达到第一极限阈值，或变流器单元单位时间内输出功率达到第二极限阈值时，通过传统虚拟电容控制方法计算所得的虚拟电容。
可选的，所述变流器单元包括多个变流器，所述多个变流器通过直流母线连接；所述基于所述系统虚拟电容和直流微电网的控制惯性方程，对所述直流微电网进行控制，包括：
确定所述直流微电网的控制惯性方程
Figure GDA0003202096790000051
式中，i* dc为直流电流参考值，iE为直流电流实际值，其中电流以流向直流母线为正；U* dc_E为直流母线电压参考值，udc为直流母线电压实际值，kE为变流器下垂系数，Cv为系统虚拟电容；
根据虚拟电容、dudc/dt和U* dc_E之积调整储能单元的直流电流参考值，并调整变流器单元的交换功率，以为所述直流微电网提供动态功率支撑。
本发明实施例的第二方面提供了一种直流微电网的控制装置，所述直流微电网包括：接入交流电网的变流器单元以及与所述变流器单元连接的发电单元、储能单元和负荷单元；
所述变流器单元变换所述发电单元产生的电能并传输至所述交流电网、所述储能单元和所述负荷单元；
所述控制装置包括：
获取模块，用于获取储能单元的荷电状态值；
计算模块，用于基于所述直流微电网稳定时的固定虚拟电容、所述储能单元的荷电状态值以及变化虚拟电容，确定系统虚拟电容；其中，所述变化虚拟电容为基于直流电压变化率、变流器单元瞬时输出功率和变流器单元单位时间内输出功率确定的虚拟电容；
控制模块，用于基于所述系统虚拟电容和直流微电网的控制惯性方程，对所述直流微电网进行控制。
本发明实施例的第三方面提供了一种终端设备，包括存储器、处理器以及存储在所述存储器中并可在所述处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现如本发明实施例第一方面提供的直流微电网的控制方法的步骤。
本发明实施例的第四方面提供了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现第一方面提供的直流微电网的控制方法的步骤。
本发明实施例首先获取储能单元的荷电状态值，并基于所述直流微电网稳定时的固定虚拟电容、所述储能单元的荷电状态值以及变化虚拟电容，确定系统虚拟电容，且，所述变化虚拟电容为基于直流电压变化率、变流器单元瞬时输出功率和变流器单元单位时间内输出功率确定的虚拟电容；本发明实施例综合考虑储能单元的荷电状态、直流电压变化率、变流器瞬时输出功率和变流器单元单位时间内输出功率多个影响因素，对系统的虚拟电容进行调整，进而根据该系统虚拟电容和直流微电网的控制惯性方程，对直流微电网进行控制，从而改善了直流微电网的惯性支撑，从而增强了整个系统的稳定性与可靠性。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本发明实施例提供的直流微电网的控制装置的结构示意图；
图2是本发明实施例提供的直流微电网的控制方法的流程示意图；
图3是本发明实施例提供的蓄电池荷电状态的示意图；
图4是本发明实施例提供的直流微电网的控制方法的流程示意图；
图5是本发明实施例提供的直流微电网分别采用无虚拟电容控制、传统虚拟电容控制和本发明实施例提供的控制方法时，直流电压及变流器瞬时输出的仿真对比结果图；
图6是本发明实施例提供的直流微电网采用传统虚拟电容控制和本发明实施例提供的控制方法时，直流电压、变流器瞬时输出与变流器单位时间内输出的仿真对比结果图；
图7是本发明实施例提供的直流微电网采用传统虚拟电容控制和本发明实施例提供的控制方法时，荷电状态、变流器瞬时输出、直流电压、系统虚拟电容值的仿真对比结果图；
图8是本发明实施例提供的直流微电网的控制装置的结构示意图；
图9是本发明实施例提供的终端设备的结构示意图。
具体实施方式
以下描述中，为了说明而不是为了限定，提出了诸如特定系统结构、技术之类的具体细节，以便透彻理解本发明实施例。然而，本领域的技术人员应当清楚，在没有这些具体细节的其它实施例中也可以实现本发明。在其它情况中，省略对众所周知的系统、装置、电路以及方法的详细说明，以免不必要的细节妨碍本发明的描述。
本发明的说明书和权利要求书及上述附图中的术语“包括”以及其他任何变形，是指“包括但不限于”，意图在于覆盖不排他的包含。例如包含一系列步骤或单元的过程、方法或系统、产品或设备没有限定于已列出的步骤或单元，而是可选地还包括没有列出的步骤或单元，或可选地还包括对于这些过程、方法、产品或设备固有的其它步骤或单元。此外，术语“第一”、“第二”和“第三”等是用于区别不同对象，而非用于描述特定顺序。
为了说明本发明所述的技术方案，下面通过具体实施例来进行说明。
本发明实施例提供的控制方法应用于直流微电网，该直流微电网包括：接入交流电网的变流器单元以及与所述变流器单元连接的发电单元、储能单元和负荷单元；所述变流器单元变换所述发电单元产生的电能并传输至所述交流电网、所述储能单元和所述负荷单元。
一些实施例中，直流微电网的结构示意图可以参示图1，变流器单元可以包括交流电网侧的并网逆变器VSC1、交流风机侧电压源型变流器VSC2、交流负荷侧电压源型变流器VSC3、直流负荷侧变流器DC/DC1、光伏侧变流器DC/DC2和储能侧变流器DC/DC3。发电单元可以包括风机与光伏。储能单元可以包括蓄电池；负荷单元可以包括直流负荷L1～L2和交流负荷L3～L4。其中交流电网与变流器单元连接时还可以通过固态切换开关SSTS进行连接。
在正常工况下：交流电网采用定电压控制；风电和光伏为恒定功率源，以最大功率跟踪运行；储能单元以恒定电流充放电，为本发明所述控制方法的实施对象；交流负荷和直流负荷为恒功率负荷，用来模拟实际直流微电网的用电单元。
图2是发明实施例提供的直流微电网的控制方法的流程示意图，参示图2，控制方法包括：
步骤S101，获取储能单元的荷电状态值。
本发明实施例中，考虑到储能的潜在惯性支撑能力，本发明施加在以蓄电池为例的储能单元，首先获取储能单元的荷电状态值。
步骤S102，基于所述直流微电网稳定时的固定虚拟电容、所述储能单元的荷电状态值以及变化虚拟电容，确定系统虚拟电容；其中，所述变化虚拟电容为基于直流电压变化率、变流器单元瞬时输出功率和变流器单元单位时间内输出功率确定的虚拟电容。
本发明实施例中，以储能单元为蓄电池为例，参示图3，蓄电池依据荷电状态可分为正常工作区、极限过充区与极限过放区，sochigh、soclow分别为蓄电池过充、过放极限对应的荷电状态值，SOC越接近于极限值，充放电能力越弱，超过极限值则不再进行充放电。设蓄电池SOC处于正常工作区间时无需考虑SOC对直流微电网稳定运行的影响。变流器尽最大能力输出交换功率有可能造成自身指标到达极限值，即变流器瞬时输出超过额定值或单位时间内输出功率过大，对该侧变流器安全稳定及自身寿命造成不利影响，严重时将退出运行，导致系统功率重新分配，增加并网变流器工作负担。因此蓄电池变流器输出功率越接近于额定容量，系统虚拟电容值应越小，以限制变流器输出、避免蓄电池端退网；变流器单位时间内输出有功功率越接近额定值，系统虚拟电容值应越小以达到约束效果，增加微电网整体可靠性。此外，为避免蓄电池处于过充过放状态，系统虚拟电容将提前做出响应，当蓄电池即将运行于荷电状态极限区域时，应使系统虚拟电容值减小且减小速率逐渐加快，变流器输出功率降低，从而改善蓄电池到达过充/过放的运行状态。
因此，本发明实施例在充分挖掘直流微电网潜在惯性的基础上对实际应用中的多个指标进行约束，对蓄电池处于不同荷电状态下的虚拟电容控制进行确定；其中，可以根据蓄电池位于的不同荷电状态，确定如何基于直流微电网稳定时的固定虚拟电容和考虑直流电压变化率、变流器单元瞬时输出功率和变流器单元单位时间内输出功率多个约束指标时的变化虚拟电容对系统虚拟电容进行计算，以达到上文中所述的系统虚拟电容的变化规律，进而维持整个微电网长期安全、稳定运行。
步骤S103，基于所述系统虚拟电容和直流微电网的控制惯性方程，对所述直流微电网进行控制。
本发明实施例中，以储能单元为蓄电池为例，可以基于例如图1所示的结构图，确定该直流微电网的控制惯性方程，并通过步骤S102中系统虚拟电容的确定方法，实时考虑约束指标，即直流电压变化率、变流器单元瞬时输出功率和变流器单元单位时间内输出功率的影响，改变系统虚拟电容以调节直流微电网的惯性支撑，对直流微电网进行控制。上述方法可以避免变流器单元的短时发热和过流等故障，并改善了蓄电池的运行状态，进而增强了整个系统的稳定性与可靠性。
本发明实施例提供的直流微电网的控制方法，首先获取储能单元的荷电状态值，并基于所述直流微电网稳定时的固定虚拟电容、所述储能单元的荷电状态值以及变化虚拟电容，确定系统虚拟电容，且，所述变化虚拟电容为基于直流电压变化率、变流器单元瞬时输出功率和变流器单元单位时间内输出功率确定的虚拟电容；本发明实施例综合考虑储能单元的荷电状态、直流电压变化率、变流器瞬时输出功率和变流器单元单位时间内输出功率多个影响因素，对系统的虚拟电容进行调整，进而根据该系统虚拟电容和直流微电网的控制惯性方程，对直流微电网进行控制，从而改善了直流微电网的惯性支撑，从而增强了整个系统的稳定性与可靠性。
一些实施例中，所述基于所述直流微电网稳定时的固定虚拟电容、所述储能单元的荷电状态值以及变化虚拟电容，确定系统虚拟电容，可以包括：
当soclow<soc<a时：
基于第一参数，减小所述固定虚拟电容，作为系统虚拟电容；其中所述第一参数由a和soc的差值确定；
当a≤soc≤b时：
基于直流电压变化率、变流器单元瞬时输出功率和变流器单元单位时间内输出功率的影响重要程度，确定所述直流电压变化率、变流器单元瞬时输出功率和变流器单元单位时间内输出功率的权重系数；
基于第二参数，增加所述固定虚拟电容，作为所述系统虚拟电容；其中，所述变化虚拟电容包括基于所述直流电压变化率确定的第一虚拟电容、基于变流器单元瞬时输出功率确定的第二虚拟电容和基于所述变流器单元单位时间内输出功率确定的第三虚拟电容；所述第二参数由所述第一虚拟电容、所述第二虚拟电容、所述第三虚拟电容及其对应的确定因素的权重系数进行确定；
当b<soc<sochigh时：
基于第三参数，减小所述固定虚拟电容，作为系统虚拟电容；其中所述第三参数由soc和b的差值确定；
soc为获取的储能单元的荷电状态值，sochigh为储能单元的过充极限对应的荷电状态值，soclow为储能单元的过放极限对应的荷电状态值，a为第一预设荷电状态值，b为第二预设荷电状态值。
本发明实施例中，当soclow<soc<a时，直流微电网中的储能单元，即将过度放电，soc越小，系统虚拟电容值越小，减少蓄电池输出的有功功率，从而改善蓄电池的运行状态。其中，储能单元可以为图1中的蓄电池，下文出现的蓄电池可以视为便于说明用的和储能单元的等同替换，但不构成对储能单元的限制，任意可以完成储放功能的储能装置均可构成储能单元。
一些实施例中，可以通过
Figure GDA0003202096790000111
确定系统虚拟电容；式中，Cv为系统虚拟电容，Cv0为固定虚拟电容，k7为虚拟电容第七调节参数，k8为虚拟电容第八调节参数，
Figure GDA0003202096790000112
则为上文中所述的由a和soc的差值所确定的第一参数。
当a≤soc≤b时，主要考虑直流电压变化率、变流器单元瞬时输出功率和基于所述变流器单元单位时间内输出功率约束的影响，分别计算基于直流电压变化率确定的第一虚拟电容、基于变流器单元瞬时输出功率确定的第二虚拟电容和基于变流器单元单位时间内输出功率确定的第三虚拟电容，并依照实际工况中各约束的重要程度主动调整权重系数，对固定虚拟电容进行调整增加，获得系统虚拟电容。
一些实施例中，可以通过Cv＝Cv0+w1Cv1+w2Cv2+w3Cv3确定系统虚拟电容；式中，Cv为系统虚拟电容，Cv0为固定虚拟电容，w1、w2、w3分别为直流电压变化率、变流器单元瞬时输出功率和变流器单元单位时间内输出功率的权重系数，w1、w2、w3权重系数之和为1，Cv1为第一虚拟电容，Cv2为第二虚拟电容，Cv3为第三虚拟电容；其中，
Figure GDA0003202096790000121
式中，P为变流器单元的瞬时交换功率，△P为变流器单元单位时间内输出功率，PN为变流器单元额定输出功率，udc为直流电压实际值，k1为虚拟电容第一调节参数，k2为虚拟电容第二调节参数，k3为虚拟电容第三调节参数，k4为虚拟电容第四调节参数，k5为虚拟电容第五调节参数，k6为虚拟电容第六调节参数。ω1Cv1+ω2Cv2+ω3Cv3则为第二参数。其中，当如图1所示的变流器单元包括多个变流器，储能单元为蓄电池时，P为蓄电池侧变流器的瞬时交换功率，△P为蓄电池侧变流器单位时间内输出功率，PN为蓄电池侧变流器额定输出功率。
当b<soc<sochigh时，直流微电网中的蓄电池即将过度充电，soc越大，系统虚拟电容值应越小，减少蓄电池吸收的有功功率，从而改善蓄电池的运行状态。
一些实施例中，可以通过
Figure GDA0003202096790000122
确定系统虚拟电容；式中，Cv为系统虚拟电容，Cv0为固定虚拟电容，k7为虚拟电容第七调节参数，k8为虚拟电容第八调节参数。
Figure GDA0003202096790000123
则为上文中所述的由soc和b的差值所确定的第三参数。
上文实施例所述的控制方法，考虑蓄电池所处的不同荷电状态，以及直流电压变化率、变流器单元瞬时输出功率和变流器单元单位时间内输出功率三个关键约束指标，当蓄电池SOC处于正常工作区间时(即a<soc<b)，依据直流微电网实际运行工况主要考虑直流电压变化率、变流器单元瞬时输出功率和基于所述变流器单元单位时间内输出功率约束的影响，分别计算基于直流电压变化率确定的第一虚拟电容、基于变流器单元瞬时输出功率确定的第二虚拟电容和基于变流器单元单位时间内输出功率确定的第三虚拟电容，并依照实际工况中各约束的重要程度主动调整权重系数，计算出系统虚拟电容，以限制各约束指标不超过额定值，增强直流微电网整体可靠性，当蓄电池SOC即将达到极限状态时(即soclow<soc<a或b<soc<sochigh)，系统虚拟电容减小且减小速率加快，变流器单元输出功率降低，从而改善蓄电池达到过充或过放的运行状态，当蓄电池SOC达到极限状态时(即soc<soclow或soc>sochigh)，不再有能量输送。
一些实施例中，所述系统虚拟电容满足：
0<Cvmin≤Cv≤Cvmax
式中，Cv为系统虚拟电容，Cvmin为预设的满足直流微电网稳定运行的最小虚拟电容，Cvmax预设的满足直流微电网稳定运行的最大虚拟电容；
当变流器单元瞬时输出功率未达到第一极限阈值，且，变流器单元单位时间内输出功率未达到第二极限阈值时，所述系统虚拟电容满足：
Cv≥Cv_normal
当变流器单元瞬时输出功率达到第一极限阈值，或变流器单元单位时间内输出功率达到第二极限阈值时，所述系统虚拟电容满足：
Cv≤Cv_limit
式中，Cv_normal为当变流器单元瞬时输出功率未达到第一极限阈值，且，变流器单元单位时间内输出功率未达到第二极限阈值时，通过传统虚拟电容控制方法计算所得的虚拟电容，Cv_limit为当变流器单元瞬时输出功率达到第一极限阈值，或变流器单元单位时间内输出功率达到第二极限阈值时，通过传统虚拟电容控制方法计算所得的虚拟电容。
本发明实施例中，限制系统虚拟电容满足一定的取值范围。Cvmin和Cvmax大小可以依据满足直流微电网始终稳定运行的数值进行确定。在考虑变流器单元自身约束时，若瞬时输出功率未达到第一极限阈值，且变流器单元单位时间内输出功率未达到第二极限阈值，即变流器单元正常工作，此时系统虚拟电容Cv应大于变流器单元处于同条件下，通过传统虚拟电容控制方法计算所得的虚拟电容Cv_normal，以尽可能发挥惯性作用保证直流电压波动最小。反之，若瞬时输出功率达到第一极限阈值，或变流器单元单位时间内输出功率达到第二极限阈值，此时系统虚拟电容应小于变流器单元处于同条件下，通过传统虚拟电容控制方法计算所得的虚拟电容Cv_limit，以确保变流器的安全运行。传统虚拟电容控制方法下虚拟电容的计算公式为：
Figure GDA0003202096790000141
式中，Cv0为系统稳态时的固定虚拟电容，k9、k10为第九和第十虚拟电容调节系数，M为直流电压变化率阈值。基于上述公式可计算出Cv_normal和Cv_limit。
一些实施例中，所述变流器单元包括多个变流器，所述多个变流器通过直流母线连接；所述基于所述系统虚拟电容和直流微电网的控制惯性方程，对所述直流微电网进行控制，可以包括：
确定所述直流微电网的控制惯性方程
Figure GDA0003202096790000142
式中，i* dc为直流电流参考值，iE为直流电流实际值，其中电流以流向直流母线为正；U* dc_E为直流母线电压参考值，udc为直流母线电压实际值，kE为变流器下垂系数，Cv为系统虚拟电容；
根据虚拟电容、dudc/dt和U* dc_E之积调整储能单元的直流电流参考值，并调整变流器单元的交换功率，以为所述直流微电网提供动态功率支撑。
本发明实施例中，参示图4，图4为蓄电池侧变流器的虚拟电容控制的整体控制策略与实施方法，计算出的系统虚拟电容与dudc/dt和U* dc_E之积用于不断修正蓄电池侧直流电流参考值，经PI控制器与PWM脉冲宽度调制生成脉冲以动态调节变流器交换功率，达到为系统提供动态功率支撑的效果。图4中记载的多约束下的虚拟电容控制即为本发明实施例提供的控制方法。
一些实施例中，对图1所示的直流微电网进行仿真实验，设置图1的多端直流微电网仿真平台，设置光伏由4组光伏电池板组成、风机由1台20kW的永磁风电机组组成、蓄电池的额定容量为200A·h。直流微电网的直流母线额定电压为500V，交流电网采用定电压控制，光伏额定光照强度为1000W/m2，风机额定风速为9m/s，并网换流器VSC1容量为30kW，VSC2、DC2、DC3变流器额定容量分别为10kW、10kW和12kW，直流负荷L1、L2均为5kW，交流负荷L3、L4均为10kW，交流负荷L5为5kW。
将本发明实施例所提供的控制方法应用于该多端直流微电网仿真平台，设置ΔPmax＝0.6pu，PThres＝10kW，ΔPThres＝0.5pu，a＝0.25,b＝0.75，soclow＝0.1,sochigh＝0.9，蓄电池侧考虑多约束指标的虚拟电容控制仿真比较结果如图4、图5和图6所示。PThres为第一极限阈值，ΔPThres为第二极限阈值。ΔPmax为蓄电池侧变流器单位时间内输出功率的额定值。
图5为直流微电网分别采用无虚拟电容控制、传统虚拟电容控制和本发明实施例提供的控制方法时，直流电压及变流器瞬时输出的对比结果。仿真开始时，负荷L1、L3投入，光照强度为1000W/m2,光伏输出功率20kW，风机以9m/s风速额定功率运行。0.3s时刻负荷L4、L5投入，系统发生较大扰动。传统虚拟电容控制为补偿功率缺额需增大蓄电池侧变流器输出功率P，约0.326s时刻超过其额定容量12kW，变流器保护立即动作，蓄电池端退出运行，其瞬时输出功率瞬降为零。由图可知此时直流母线电压因蓄电池退网进一步下降，超出直流电压正常波动范围±5％UN，威胁直流微电网的安全运行。本发明实施例提供的控制方法中调整虚拟电容各项权重系数为w1＝w3＝0.1，w2＝0.8，变流器功率在尽最大输出能力的同时使其不超过额定值，避免了变流器脱网造成的电压大幅下降。本发明实施例提供的控制方法，在考虑变流器瞬时输出功率约束下，可以使变流器功率在尽最大输出能力的同时不超过额定值，能够避免变流器退出运行造成的电压大幅下降，增强系统的稳定性。
图6为直流微电网采用传统虚拟电容控制和本发明实施例提供的控制方法时，直流电压、变流器瞬时输出与变流器单位时间内输出的对比结果。仿真初始时，光照强度为1000W/m2，风速9m/s，负荷L1～L4均投入运行。负荷L3于0.2s切除，负荷L5分别于0.7s投入、1.2s切除。传统虚拟电容控制下蓄电池侧变流器单位时间内输出功率最大值达0.95pu，远超于额定值0.6pu，易对变流器自身造成不利影响。本发明实施例提供的控制方法中取权重系数w3＝0.8，w2＝w1＝0.1，蓄电池侧变流器单位时间内输出功率降低至额定值以下，避免了变流器过流故障。本发明实施例提供的控制方法，在考虑变流器单位时间内输出功率约束下，在维持系统长期稳定运行、减少设备短时发热故障及提高设备运行效率等方面表现更优。
图7为直流微电网采用传统虚拟电容控制和本发明实施例提供的控制方法时，荷电状态、变流器瞬时输出、直流电压、系统虚拟电容值的对比结果。设定初始时刻蓄电池荷电状态为0.78，处于即将过度充电状态，光伏、风机仍以额定功率运行，负荷L4、L5投入直流微电网。0.25s实行本发明实施例提供的控制方法，系统虚拟电容迅速变化。0.5s时刻光照强度突变为300W/m2，光伏输出降低为5kW，此时系统虚拟电容Cv开始随SOC的增大而减小，变流器交换功率最大值由7.7kW降低为6.4kW，因此蓄电池充电速度减慢。同理考虑蓄电池放电极限与充电极限情况类似。本发明实施例提供的控制方法，在考虑蓄电池荷电状态时，SOC上升或下降相对减缓，蓄电池达到极限过充或极限过放区的工作状态能够得到合理改善。
图8是本发明实施例提供的直流微电网的控制装置的结构示意图，所述直流微电网包括：接入交流电网的变流器单元以及与所述变流器单元连接的发电单元、储能单元和负荷单元；所述变流器单元变换所述发电单元产生的电能并传输至所述交流电网、所述储能单元和所述负荷单元。
参示图8，直流微电网的控制装置80包括：
获取模块81，用于获取储能单元的荷电状态值；
计算模块82，用于基于所述直流微电网稳定时的固定虚拟电容、所述储能单元的荷电状态值以及变化虚拟电容，确定系统虚拟电容；其中，所述变化虚拟电容为基于直流电压变化率、变流器单元瞬时输出功率和变流器单元单位时间内输出功率确定的虚拟电容；
控制模块83，用于基于所述系统虚拟电容和直流微电网的控制惯性方程，对所述直流微电网进行控制。
一些实施例中，所述基于所述直流微电网稳定时的固定虚拟电容、所述储能单元的荷电状态值以及变化虚拟电容，确定系统虚拟电容，可以包括：
当soclow<soc<a时：
基于第一参数，减小所述固定虚拟电容，作为系统虚拟电容；其中所述第一参数由a和soc的差值确定；
当a≤soc≤b时：
基于直流电压变化率、变流器单元瞬时输出功率和变流器单元单位时间内输出功率的影响重要程度，确定所述直流电压变化率、变流器单元瞬时输出功率和变流器单元单位时间内输出功率的权重系数；
基于第二参数，增加所述固定虚拟电容，作为所述系统虚拟电容；其中，所述变化虚拟电容包括基于所述直流电压变化率确定的第一虚拟电容、基于变流器单元瞬时输出功率确定的第二虚拟电容和基于所述变流器单元单位时间内输出功率确定的第三虚拟电容；所述第二参数由所述第一虚拟电容、所述第二虚拟电容、所述第三虚拟电容及其对应的确定因素的权重系数进行确定；
当b<soc<sochigh时：
基于第三参数，减小所述固定虚拟电容，作为系统虚拟电容；其中所述第三参数由soc和b的差值确定；
soc为获取的储能单元的荷电状态值，sochigh为储能单元的过充极限对应的荷电状态值，soclow为储能单元的过放极限对应的荷电状态值，a为第一预设荷电状态值，b为第二预设荷电状态值。
一些实施例中，所述基于第一参数，减小所述固定虚拟电容，作为系统虚拟电容，可以包括：
通过
Figure GDA0003202096790000171
确定系统虚拟电容；
式中，Cv为系统虚拟电容，Cv0为固定虚拟电容，k7为虚拟电容第七调节参数，k8为虚拟电容第八调节参数。
一些实施例中，所述基于第二参数，增加所述固定虚拟电容，作为所述系统虚拟电容，可以包括：
通过
Cv＝Cv0+w1Cv1+w2Cv2+w3Cv3
确定系统虚拟电容；
式中，Cv为系统虚拟电容，Cv0为固定虚拟电容，w1、w2、w3分别为直流电压变化率、变流器单元瞬时输出功率和变流器单元单位时间内输出功率的权重系数，Cv1为第一虚拟电容，Cv2为第二虚拟电容，Cv3为第三虚拟电容；其中，
Figure GDA0003202096790000181
式中，P为变流器单元的瞬时交换功率，△P为变流器单元单位时间内输出功率，PN为变流器单元额定输出功率，udc为直流电压实际值，k1为虚拟电容第一调节参数，k2为虚拟电容第二调节参数，k3为虚拟电容第三调节参数，k4为虚拟电容第四调节参数，k5为虚拟电容第五调节参数，k6为虚拟电容第六调节参数。
一些实施例中，所述基于第三参数，减小所述固定虚拟电容，作为系统虚拟电容，可以包括：
通过
Figure GDA0003202096790000182
确定系统虚拟电容；
式中，Cv为系统虚拟电容，Cv0为固定虚拟电容，k7为虚拟电容第七调节参数，k8为虚拟电容第八调节参数。
一些实施例中，所述系统虚拟电容满足：
0<Cvmin≤Cv≤Cvmax
式中，Cv为系统虚拟电容，Cvmin为预设的满足直流微电网稳定运行的最小虚拟电容，Cvmax预设的满足直流微电网稳定运行的最大虚拟电容；
当变流器单元瞬时输出功率未达到第一极限阈值，且，变流器单元单位时间内输出功率未达到第二极限阈值时，所述系统虚拟电容满足：
Cv≥Cv_normal
当变流器单元瞬时输出功率达到第一极限阈值，或变流器单元单位时间内输出功率达到第二极限阈值时，所述系统虚拟电容满足：
Cv≤Cv_limit
式中，Cv_normal为当变流器单元瞬时输出功率未达到第一极限阈值，且，变流器单元单位时间内输出功率未达到第二极限阈值时，通过传统虚拟电容控制方法计算所得的虚拟电容，Cv_limit为当变流器单元瞬时输出功率达到第一极限阈值，或变流器单元单位时间内输出功率达到第二极限阈值时，通过传统虚拟电容控制方法计算所得的虚拟电容。
一些实施例中，所述变流器单元可以包括多个变流器，所述多个变流器通过直流母线连接；所述基于所述系统虚拟电容和直流微电网的控制惯性方程，对所述直流微电网进行控制，可以包括：
确定所述直流微电网的控制惯性方程
Figure GDA0003202096790000191
式中，i* dc为直流电流参考值，iE为直流电流实际值，其中电流以流向直流母线为正；U* dc_E为直流母线电压参考值，udc为直流母线电压实际值，kE为变流器下垂系数，Cv为系统虚拟电容；
根据虚拟电容、dudc/dt和U* dc_E之积调整储能单元的直流电流参考值，并调整变流器单元的交换功率，以为所述直流微电网提供动态功率支撑。
所属领域的技术人员可以清楚地了解到，为了描述的方便和简洁，仅以上述各功能单元、模块的划分进行举例说明，实际应用中，可以根据需要而将上述功能分配由不同的功能单元、模块完成，即将所述直流微电网的控制装置的内部结构划分成不同的功能单元或模块，以完成以上描述的全部或者部分功能。实施例中的各功能单元、模块可以集成在一个处理单元中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个单元中，上述集成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能单元的形式实现。另外，各功能单元、模块的具体名称也只是为了便于相互区分，并不用于限制本申请的保护范围。上述系统中单元、模块的具体工作过程，可以参考前述方法实施例中的对应过程，在此不再赘述。
图9本发明一实施例提供的终端设备的示意图。如图9所示，在本实施例中，终端设备90包括：处理器91、存储器92以及存储在所述存储器92中并可在所述处理器91上运行的计算机程序93。所述处理器91执行所述计算机程序93时实现如实施例第一方面中所述的各实施例中的步骤，例如图2所示的步骤S101至S103。或者，所述处理器91执行所述计算机程序93时实现上述直流微电网的控制装置实施例中各模块/单元的功能，例如图8所示模块81至83的功能。
示例性地，所述计算机程序93可以被分割成一个或多个模块/单元，所述一个或者多个模块/单元被存储在所述存储器92中，并由所述处理器91执行，以完成本申请。所述一个或多个模块/单元可以是能够完成特定功能的一系列计算机程序指令段，该指令段用于描述所述计算机程序93在所述终端设备90中的执行过程。
所述终端设备可以是手机、平板电脑等计算设备。所述终端设备可包括，但不仅限于，处理器91、存储器92。本领域技术人员可以理解，图9仅仅是终端设备90的示例，并不构成对终端设备90的限定，可以包括比图示更多或更少的部件，或者组合某些部件，或者不同的部件，例如所述终端设备90还可以包括输入输出设备、网络接入设备、总线等。
所称处理器91可以是中央处理单元(Central Processing Unit，CPU)，还可以是其他通用处理器、数字信号处理器(Digital Signal Processor，DSP)、专用集成电路(Application Specific Integrated Circuit，ASIC)、现成可编程门阵列(Field-Programmable Gate Array，FPGA)或者其他可编程逻辑器件、分立门或者晶体管逻辑器件、分立硬件组件等。通用处理器可以是微处理器或者该处理器也可以是任何常规的处理器等。
所述存储器92可以是所述终端设备90的内部存储单元，例如终端设备90的硬盘或内存。所述存储器92也可以是所述终端设备90的外部存储设备，例如所述终端设备90上配备的插接式硬盘，智能存储卡(Smart Media Card,SMC)，安全数字(Secure Digital,SD)卡，闪存卡(Flash Card)等。进一步地，所述存储器92还可以既包括所述终端设备90的内部存储单元也包括外部存储设备。所述存储器92用于存储所述计算机程序93以及所述终端设备90所需的其他程序和数据。所述存储器92还可以用于暂时地存储已经输出或者将要输出的数据。
本发明实施例还提供了一种计算机可读存储介质，计算机可读存储介质存储有计算机程序，计算机程序被处理器执行时实现如实施例第一方面所述的各实施例中的步骤，例如图2所示的步骤S101至步骤S103。
在上述实施例中，对各个实施例的描述都各有侧重，某个实施例中没有详述或记载的部分，可以参见其它实施例的相关描述。
本领域普通技术人员可以意识到，结合本文中所公开的实施例描述的各示例的单元及算法步骤，能够以电子硬件、或者计算机软件和电子硬件的结合来实现。这些功能究竟以硬件还是软件方式来执行，取决于技术方案的特定应用和设计约束条件。专业技术人员可以对每个特定的应用来使用不同方法来实现所描述的功能，但是这种实现不应认为超出本申请的范围。
在本申请所提供的实施例中，应该理解到，所揭露的直流微电网的控制方法、装置、终端及存储介质，可以通过其它的方式实现。例如，以上所描述的直流微电网的控制装置实施例仅仅是示意性的，例如，所述模块或单元的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个单元或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。另一点，所显示或讨论的相互之间的耦合或直接耦合或通讯连接可以是通过一些接口，装置或单元的间接耦合或通讯连接，可以是电性，机械或其它的形式。
所述作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部单元来实现本实施例方案的目的。
另外，在本申请各个实施例中的各功能单元可以集成在一个处理单元中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个单元中。上述集成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能单元的形式实现。
所述集成的模块/单元如果以软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本申请实现上述实施例方法中的全部或部分流程，也可以通过计算机程序来指令相关的硬件来完成，所述的计算机程序可存储于一计算机可读存储介质中，该计算机程序在被处理器执行时，可实现上述各个方法实施例的步骤。其中，所述计算机程序包括计算机程序代码，所述计算机程序代码可以为源代码形式、对象代码形式、可执行文件或某些中间形式等。所述计算机可读介质可以包括：能够携带所述计算机程序代码的任何实体或装置、记录介质、U盘、移动硬盘、磁碟、光盘、计算机存储器、只读存储器(ROM，Read-Only Memory)、随机存取存储器(RAM，Random Access Memory)、电载波信号、电信信号以及软件分发介质等。需要说明的是，所述计算机可读介质包含的内容可以根据司法管辖区内立法和专利实践的要求进行适当的增减，例如在某些司法管辖区，根据立法和专利实践，计算机可读介质不包括是电载波信号和电信信号。
以上所述实施例仅用以说明本申请的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本申请进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本申请各实施例技术方案的精神和范围，均应包含在本申请的保护范围之内。

Claims (9)

1.一种直流微电网的控制方法，其特征在于，所述直流微电网包括：接入交流电网的变流器单元以及与所述变流器单元连接的发电单元、储能单元和负荷单元；
所述变流器单元变换所述发电单元产生的电能并传输至所述交流电网、所述储能单元和所述负荷单元；
所述控制方法包括：
获取储能单元的荷电状态值；
基于所述直流微电网稳定时的固定虚拟电容、所述储能单元的荷电状态值以及变化虚拟电容，确定系统虚拟电容；其中，所述变化虚拟电容为基于直流电压变化率、变流器单元瞬时输出功率和变流器单元单位时间内输出功率确定的虚拟电容；
基于所述系统虚拟电容和直流微电网的控制惯性方程，对所述直流微电网进行控制；
其中，所述基于所述直流微电网稳定时的固定虚拟电容、所述储能单元的荷电状态值以及变化虚拟电容，确定系统虚拟电容，包括：
当soclow<soc<a时：
基于第一参数，减小所述固定虚拟电容，作为系统虚拟电容；其中所述第一参数由a和soc的差值确定；
当a≤soc≤b时：
基于直流电压变化率、变流器单元瞬时输出功率和变流器单元单位时间内输出功率的影响重要程度，确定所述直流电压变化率、变流器单元瞬时输出功率和变流器单元单位时间内输出功率的权重系数；
基于第二参数，增加所述固定虚拟电容，作为所述系统虚拟电容；其中，所述变化虚拟电容包括基于所述直流电压变化率确定的第一虚拟电容、基于变流器单元瞬时输出功率确定的第二虚拟电容和基于所述变流器单元单位时间内输出功率确定的第三虚拟电容；所述第二参数由所述第一虚拟电容、所述第二虚拟电容、所述第三虚拟电容及其对应的确定因素的权重系数进行确定；
当b<soc<sochigh时：
基于第三参数，减小所述固定虚拟电容，作为系统虚拟电容；其中所述第三参数由soc和b的差值确定；
soc为获取的储能单元的荷电状态值，sochigh为储能单元的过充极限对应的荷电状态值，soclow为储能单元的过放极限对应的荷电状态值，a为第一预设荷电状态值，b为第二预设荷电状态值。
2.如权利要求1所述的直流微电网的控制方法，其特征在于，所述基于第一参数，减小所述固定虚拟电容，作为系统虚拟电容，包括：
通过
Figure FDA0003202096780000021
确定系统虚拟电容；
式中，Cv为系统虚拟电容，Cv0为固定虚拟电容，k7为虚拟电容第七调节参数，k8为虚拟电容第八调节参数。
3.如权利要求1所述的直流微电网的控制方法，其特征在于，所述基于第二参数，增加所述固定虚拟电容，作为所述系统虚拟电容，包括：
通过
Cv＝Cv0+w1Cv1+w2Cv2+w3Cv3
确定系统虚拟电容；
式中，Cv为系统虚拟电容，Cv0为固定虚拟电容，w1、w2、w3分别为直流电压变化率、变流器单元瞬时输出功率和变流器单元单位时间内输出功率的权重系数，Cv1为第一虚拟电容，Cv2为第二虚拟电容，Cv3为第三虚拟电容；其中，
Figure FDA0003202096780000031
式中，P为变流器单元的瞬时交换功率，△P为变流器单元单位时间内输出功率，PN为变流器单元额定输出功率，udc为直流电压实际值，k1为虚拟电容第一调节参数，k2为虚拟电容第二调节参数，k3为虚拟电容第三调节参数，k4为虚拟电容第四调节参数，k5为虚拟电容第五调节参数，k6为虚拟电容第六调节参数。
4.如权利要求1所述的直流微电网的控制方法，其特征在于，所述基于第三参数，减小所述固定虚拟电容，作为系统虚拟电容，包括：
通过
Figure FDA0003202096780000032
确定系统虚拟电容；
式中，Cv为系统虚拟电容，Cv0为固定虚拟电容，k7为虚拟电容第七调节参数，k8为虚拟电容第八调节参数。
5.如权利要求1-4任一项所述的直流微电网的控制方法，其特征在于，
所述系统虚拟电容满足：
0<Cvmin≤Cv≤Cvmax
式中，Cv为系统虚拟电容，Cvmin为预设的满足直流微电网稳定运行的最小虚拟电容，Cvmax预设的满足直流微电网稳定运行的最大虚拟电容；
当变流器单元瞬时输出功率未达到第一极限阈值，且，变流器单元单位时间内输出功率未达到第二极限阈值时，所述系统虚拟电容满足：
Cv≥Cv_normal
当变流器单元瞬时输出功率达到第一极限阈值，或变流器单元单位时间内输出功率达到第二极限阈值时，所述系统虚拟电容满足：
Cv≤Cv_limit
式中，Cv为系统虚拟电容，Cv_normal为当变流器单元瞬时输出功率未达到第一极限阈值，且，变流器单元单位时间内输出功率未达到第二极限阈值时，通过传统虚拟电容控制方法计算所得的虚拟电容，Cv_limit为当变流器单元瞬时输出功率达到第一极限阈值，或变流器单元单位时间内输出功率达到第二极限阈值时，通过传统虚拟电容控制方法计算所得的虚拟电容。
6.如权利要求1-4任一项所述的直流微电网的控制方法，其特征在于，所述变流器单元包括多个变流器，所述多个变流器通过直流母线连接；所述基于所述系统虚拟电容和直流微电网的控制惯性方程，对所述直流微电网进行控制，包括：
确定所述直流微电网的控制惯性方程
Figure FDA0003202096780000041
式中，i* dc为直流电流参考值，iE为直流电流实际值，其中电流以流向直流母线为正；U* dc_E为直流母线电压参考值，udc为直流母线电压实际值，kE为变流器下垂系数，Cv为系统虚拟电容；
根据虚拟电容、dudc/dt和U* dc_E之积调整储能单元的直流电流参考值，并调整变流器单元的交换功率，以为所述直流微电网提供动态功率支撑。
7.一种直流微电网的控制装置，其特征在于，所述直流微电网包括：接入交流电网的变流器单元以及与所述变流器单元连接的发电单元、储能单元和负荷单元；
所述变流器单元变换所述发电单元产生的电能并传输至所述交流电网、所述储能单元和所述负荷单元；
所述控制装置包括：
获取模块，用于获取储能单元的荷电状态值；
计算模块，用于基于所述直流微电网稳定时的固定虚拟电容、所述储能单元的荷电状态值以及变化虚拟电容，确定系统虚拟电容；其中，所述变化虚拟电容为基于直流电压变化率、变流器单元瞬时输出功率和变流器单元单位时间内输出功率确定的虚拟电容；
控制模块，用于基于所述系统虚拟电容和直流微电网的控制惯性方程，对所述直流微电网进行控制；
其中，计算模块，用于基于所述直流微电网稳定时的固定虚拟电容、所述储能单元的荷电状态值以及变化虚拟电容，确定系统虚拟电容，包括：
当soclow<soc<a时：
基于第一参数，减小所述固定虚拟电容，作为系统虚拟电容；其中所述第一参数由a和soc的差值确定；
当a≤soc≤b时：
基于直流电压变化率、变流器单元瞬时输出功率和变流器单元单位时间内输出功率的影响重要程度，确定所述直流电压变化率、变流器单元瞬时输出功率和变流器单元单位时间内输出功率的权重系数；
基于第二参数，增加所述固定虚拟电容，作为所述系统虚拟电容；其中，所述变化虚拟电容包括基于所述直流电压变化率确定的第一虚拟电容、基于变流器单元瞬时输出功率确定的第二虚拟电容和基于所述变流器单元单位时间内输出功率确定的第三虚拟电容；所述第二参数由所述第一虚拟电容、所述第二虚拟电容、所述第三虚拟电容及其对应的确定因素的权重系数进行确定；
当b<soc<sochigh时：
基于第三参数，减小所述固定虚拟电容，作为系统虚拟电容；其中所述第三参数由soc和b的差值确定；
soc为获取的储能单元的荷电状态值，sochigh为储能单元的过充极限对应的荷电状态值，soclow为储能单元的过放极限对应的荷电状态值，a为第一预设荷电状态值，b为第二预设荷电状态值。
8.一种终端设备，包括存储器、处理器以及存储在所述存储器中并可在所述处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现如权利要求1至6任一项所述的直流微电网的控制方法的步骤。
9.一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有计算机程序，其特征在于，所述计算机程序被处理器执行时实现如权利要求1至6任一项所述的直流微电网的控制方法的步骤。
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