CN113472016A - 一种户用型能量路由器的控制方法 - Google Patents

Abstract

一种户用型能量路由器的控制方法，首先构建户用型能量路由器，包括为实现低碳发电的光伏电池板，用于削峰填谷的混合储能系统以及用户负载；然后构建能量路由器底层控制策略，包含光伏控制，混合储能系统控制以及逆变器控制，提出了基于虚拟阻抗的虚拟同步机无缝切换控制，最后根据能量管理对能量路由器的工作模式进行划分。本发明实现了对户级微电网系统的并网状态、离网状态，以及并离网的无缝切换过程有效控制，保证家庭用户在各种状态下的安全可靠用电，并在储能设备的帮助下能够保证家庭用户在电网失电时依然可以享有照明、影像等设备的供电服务，同时在一次结构上避免了线路的重复搭建，减少了设备数量，节约了成本和安装空间。

Description

一种户用型能量路由器的控制方法

技术领域

本发明属于能量路由器设计领域，具体涉及一种户用型能量路由器的控制方法。

背景技术

随着科技的快速发展，能源的需求越来越大。由于化石能源的日渐枯竭及造成的环境问题，世界各国确立了发展新能源的能源战略。同时，随着新能源发电以及新能源交通工具的发展，各类型新能源发电、储能装置以及充电桩、电动汽车等电力电子型设备占比不断上升，给电网的稳定带来了新的挑战。利用可再生能源的分布式电源可以就近并入低压配电网，改善电网末端电能质量，缓解用电压力，提高电网抗灾能力，保证对重要用户的可靠供电。

但是，我国电力运营仍延续传统电力特点，其潮流流向仍保持单向运行，用户对电力生产、配送及消费等各个环节把控较弱，无法满足个性化需求。而且，传统集中式控制方法很难确保大规模新能源接入时电力系统的稳定运行。一方面，光伏、风力等新能源发电设备出力的随机性、波动性对电力系统的稳定运行造成扰动；另一方面，逆变器属于无转动惯量的静止元件，分布式能源的大量接入会造成电力系统等效转动惯量降低，降低了电力系统的稳定性。

发明内容

为了克服现有技术的不足，为了更好地协调和控制以家庭为单位的户级微网的能量传输，本发明提供一种户用型能量路由器的控制方法。本发明能量路由器包含光伏系统、混合储能系统、负荷控制系统和并离网快速开关四大部分。通过本发明控制策略，能量路由器能实现并网运行、离网运行、负荷投切、并离网无缝切换等功能，具有控制简单、运行高效的优点。

本发明户用型能量路由器的系统组成包括：①光伏系统，光伏池板通过DC/DC变换器接入直流母线实现低碳发电；②混合储能系统，超级电容和蓄电池通过两路独立的双向DC/DC变换器接入直流母线，用于补偿分布式电源的随机性和波动性；③交流负荷控制系统，直流母线通过DC/AC逆变器连接交流母线，交流母线通过可控开关连接不同分级的交流负荷；④并离网快速开关，能量路由器的交流母线通过快速开关与交流电网相连，可实现并离网的切快速切换。上述光伏系统和混合储能系统的输出直流母线连接端可以并联后仅安装一个电流传感器。

一种户用型能量路由器的控制方法，包括以下步骤；

S1：构建能量路由器底层控制策略，包含光伏控制、混合储能控制以及逆变器控制；

S2：采用一种基于虚拟电阻的预同步控制，实现能量路由器并网和离网两种工况的无缝切换；

S3：构建能量管理策略，将能量路由器划分为不同工作模式，各模式采取不同的优化调度方法。

进一步，所述步骤S1中，能量路由器底层控制策略包括以下控制：

S1-1.光伏控制：其中包含MPPT控制和限功率控制两种模式，对MPPT控制而言，系统将光伏阵列的输出电压稳定在最大功率点，实现光伏的最大功率输出；对限功率控制而言，根据预先设定的限功率值，系统将降低光伏阵列运行电压，使光伏的输出功率稳定在功率限制值；；

S1-2.混合储能控制：混合储能系统的输出电压参考值包括额定电压分量、下垂控制分量和二次补偿分量三个部分；

其中，第一项为额定电压分量、第二项为下垂控制分量、第三项为二次补偿分量；V_nom为直流母线额定电压；V_o为母线电压反馈值；V_o-ref和i_o分别为混合储能系统的输出电压参考值和输出电流反馈值，R和C为混合储能系统的输出虚拟电阻和虚拟电容；

由于混合储能系统的输出电流i_o是超级电容输出电流、蓄电池输出电流以及光伏输出电流的总和，所以混合储能参考电流值为:

其中，i_o-ref2为混合储能参考电流值，i_Lpv为光伏输入电流，V_pv为光伏输入电压；

然后将储能参考电流值经过高通滤波器后得到超级电容的电流参考值，经过低通滤波器后得到蓄电池的电流参考值，再分别经过电流内环控制输出占空比；

其中对于超级电容：

其中，i_Lsc-ref为超级电容输入电流参考值，i_Lsc为超级电容实际输入电流值，V_sc为超级电容输入电压，D_sc为超级电容输出占空比；

对于蓄电池：

其中，i_Lb-ref为蓄电池输入电流参考值，i_Lb为蓄电池实际输入电流值，V_B为蓄电池输入电压，D_bat为蓄电池输出占空比；

S1-3.逆变器控制:使用虚拟同步机控制(Virtual Synchronous Generator,VSG)策略，将同步发电机的电磁方程、转子运动方程、调速器特性和调压器特性引入逆变器控制，模拟同步机的有功-频率下垂、无功-电压下垂和系统惯性特性；

有功功率控制环控制方程为：

其中，P_e表示逆变器实际输出有功功率，ω_N是额定角速度，P_ref是有功功率参考值，ω是逆变器输出电角速度，K_ω是有功-频率下垂系数,D表示转子阻尼系数，J表示转子的转动惯量；

无功功率控制环方程为：

U_m＝(Q₀-Q)K_q+U₀ 式(8)

其中，K_q表示无功-电压下垂系数，Q₀为无功功率参考值，Q为逆变器无功功率输出实际值，U₀为额定相电压幅值，U_m为逆变器输出相电压幅值；

再将式(7)和式(8)得到的U_m和ω分别作为输入电压电流双闭环的电压幅值指令值和角速度指令值。

再进一步，所述步骤S2中，基于虚拟电阻的预同步包括以下过程：

S2-1.：电压预同步控制

控制快速开关两侧的电压幅值差ΔU为零，电压幅值差的计算公式为：

在式(8)的基础上我们加入一个电压调节量，式(8)改写为：

式子中，U_mα和U_mβ为逆变器输出三相电压在两相静止坐标系下的表示；E_gα和E_gβ为电网的三相电压在两相静止坐标系下的表示；

S2-2.：相位预同步控制

假设快速开关两端并联了一个虚拟电阻R_v，则VSG注入电网的虚拟无功功率为Q_v：

式中，U_m和E_g分别表示逆变器和电网的相电压幅值，θ_m和θ_g分别表示逆变器和电网的电压矢量相位；

VSG注入电网的虚拟无功功率可以表示为：

式子中，U_mα和U_mβ为VSG输出三相电压在两相静止坐标系下的表示；E_gα和E_gβ为电网的三相电压在两相静止坐标系下的表示；

通过电压预同步后U_m≈E_g，则由式(11)可知，当两个电压的相位之间满足θ_m≈θ_g时，虚拟无功功率Q_v＝0，此时并网开关两侧电压的相位差为零；

在式(8)的基础上加入预同步调节量，式(8)改写为:

再将式(10)和式(13)得到的U_m和ω分别作为输入电压电流双闭环的电压幅值指令值和角速度指令值。

更近一步，所述步骤S3中，能量路由器的能量管理及工作模式包括以下内容：

S3-1.离网状态时的工作模式，如下：

1)常规模式

SOC_bat为蓄电池的荷电状态，SOC_min和SOC_max表示蓄电池的放电下限和充电上限，P_ESS为正表示蓄电池进行充电，P_ESS-max和P_min1分别为储能充放电功率上限和下限；

当储能蓄电池功率和荷电状态处于合理范围，即：SOC_min＜SOC_bat＜SOC_max且P_min1＜P_ESS＜P_ESS-max，系统无需任何操作；

2)限功率模式

当P_ESS＞P_ESS-max时，光伏发电系统退出MPPT控制，在限功率模式下运行，功率限制值为：

P_lim＝0.9P_ESS-max+P_Load 式(14)

在功率不超限的情况下，当0＜P_ESS＜P_ESS-max、80％＜SOC_bat＜90％时，储能达到充电上限，光伏发电系统退出MPPT控制，在限功率模式下运行，功率限制为：

P_lim＝9(0.9-SOC_bat)P_ESS-max+P_Load 式(15)

3)投切负载模式

P_min1和P_min2分别为三级负荷投切预设值和二级负荷投切预设值，且满足P_min2＜P_min1；当P_ESS＜P_min1时，系统进入投切负载模式，断开三级负荷开关；当P_ESS＞P_min1+ΔP₁时，ΔP₁为一个回环预设值，闭合三级负荷开关；当P_ESS＜P_min2＜P_min1时，断开二级负荷开关；当P_ESS＞P_min2+ΔP₁时，闭合二级负荷开关；；

当P_min1＜P_ESS＜0、SOC_bat＜30％时，系统进入投切负载模式，此时蓄电池荷电状态达到1级警戒，断开三级负荷开关；当P_min1＜P_ESS＜0、SOC_bat＞30％+ΔSOC时，ΔSOC为一个回环预设值，闭合三级负荷开关；当P_min1＜P_ESS＜0、SOC_bat＜20％时，此时蓄电池荷电状态达到放电最低下限，断开二级负荷开关；当P_min1＜P_ESS＜0、SOC_bat＞20％+ΔSOC时，闭合二级负荷开关；；

S3-2.并网状态时根据预测电价来调节电网功率，使经济效益最大化；

优化设置：将一天分为N个时段，调度时间为t＝{1,2,3,4.....,N,N＝24}；

1)约束条件

设P_b ^t、P_s ^t分别为在t时段的购电功率和售电功率，P_b ^max、P_s ^max分别为在t时刻的购电功率上限和售电功率上限，则主网购售电具有如下约束：

设P_ch ^t和P_dch ^t分别t时刻的充放电功率，P_ch ^max、P_dch ^max分别为充放电功率最大值约束，u_ch、u_dch只可取0或1，用来构建充放电互补约束，则储能充放电的功率约束为：

设微电网安装了总存储能量为s_max的储能装置，s_t表示在时段t的存储能量，s_max，s_min分别为电储能能量最大值、最小值，η_c、η_d分别为充放电效率系数，则储能的能量约束为：

假设P_pv ^t为t时段光伏的预测发电功率，P_Load ^t为t时段的预测负荷功率，则功率平衡约束为：

P_b ^t+P_dch ^t+P_pv ^t＝＝P_s ^t+P_ch ^t+P_Load ^t 式(19)

2)目标函数

设电网购售电成本函数为C(P_b,P_s)和储能充放电寿命成本函数为C(P_ch,P_dch)，

分别为时隙t中微电网和主电网设置的电力采购价格，c_s表示充放电寿命的摊销成本系数，则成本函数为：

总成本函数为：

C_total＝C(P_b,P_s)+C_s(P_ch,P_dch) 式(21)

3)优化求解

基于分支定界法原理：对规划问题的所有可行解空间进行查找，通过将可行解空间进行分割成小的分支，为每一个分支的解计算一个下界，从而寻找到最终的最优解，这也是分支定界法的三个步骤：分支、松弛和下界；

为方便求解，调用CPLEX求解器和Yalmip工具箱进行优化调度求解，使式(22)总成本目标函数达到最小值，最终可以得到储能充放电的日优化调度曲线；

minC_total＝[C(P_b,P_s)+C_s(P_ch,P_dch)]_min 式(22)。

采用本发明提供的技术方案，与已有的公知技术相比，具有以下显著效果：

1、系统集成了光伏系统、混合储能系统、负荷控制系统、并离网快速开关于一体，在一次结构上避免了线路的重复搭建，减少了设备数量，节约了成本和安装空间。

2、相对于传统虚拟同步机无缝切换控制，本发明基于虚拟功率的预同步控制在实现相同效果的基础上更简单，控制器运算量更小。

3、本发明户用型能量路由器实现了并网运行、离网运行以及并离网无缝切换等多种功能，同时满足了家庭用户并网状态下经济用能的需求和离网状态下可靠用电的需求。

4、本发明户用型能量路由器具备快速安装、工作可靠、操作和维护简单的优点。

附图说明

图1是本发明的结构示意图。

图2是光伏发电控制策略图。

图3是混合储能控制策略图。

图4逆变器整体控制图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明做进一步说明。

参照图1～图4，一种户用型能量路由器的控制方法，包括以下步骤：

S1：构建能量路由器底层控制策略，包含光伏控制、混合储能控制以及逆变器控制；

所述步骤S1中，能量路由器底层控制策略包括以下控制：

S1-1.光伏控制：其中包含MPPT控制和限功率控制两种模式，对MPPT控制而言，系统将光伏阵列的输出电压稳定在最大功率点，实现光伏的最大功率输出；对限功率控制而言，根据预先设定的限功率值，系统将降低光伏阵列运行电压，使光伏的输出功率稳定在功率限制值；

S1-2.混合储能控制：混合储能系统的输出电压参考值包括额定电压分量、下垂控制分量和二次补偿分量三个部分；

其中，第一项为额定电压分量、第二项为下垂控制分量、第三项为二次补偿分量；V_nom为直流母线额定电压；V_o为母线电压反馈值；V_o-ref和i_o分别为混合储能系统的输出电压参考值和输出电流反馈值，R和C为混合储能系统的输出虚拟电阻和虚拟电容；

由于混合储能系统的输出电流i_o是超级电容输出电流、蓄电池输出电流以及光伏输出电流的总和，所以混合储能参考电流值为:

其中，i_o-ref2为混合储能参考电流值，i_Lpv为光伏输入电流，V_pv为光伏输入电压；

然后将储能参考电流值经过高通滤波器后得到超级电容的电流参考值，经过低通滤波器后得到蓄电池的电流参考值，再分别经过电流内环控制输出占空比；

其中对于超级电容：

其中，i_Lsc-ref为超级电容输入电流参考值，i_Lsc为超级电容实际输入电流值，V_sc为超级电容输入电压，D_sc为超级电容输出占空比；

对于蓄电池：

其中，i_Lb-ref为蓄电池输入电流参考值，i_Lb为蓄电池实际输入电流值，V_B为蓄电池输入电压，D_bat为蓄电池输出占空比；

S1-3.逆变器控制:使用虚拟同步机控制(Virtual Synchronous Generator,VSG)策略，将同步发电机的电磁方程、转子运动方程、调速器特性和调压器特性引入逆变器控制，模拟同步机的有功-频率下垂、无功-电压下垂和系统惯性特性；

有功功率控制环控制方程为：

其中，P_e表示逆变器实际输出有功功率，ω_N是额定角速度，P_ref是有功功率参考值，ω是逆变器输出电角速度，K_ω是有功-频率下垂系数,D表示转子阻尼系数，J表示转子的转动惯量；

无功功率控制环方程为：

U_m＝(Q₀-Q)K_q+U₀ 式(8)

其中，K_q表示无功-电压下垂系数，Q₀为无功功率参考值，Q为逆变器无功功率输出实际值，U₀为额定相电压幅值，U_m为逆变器输出相电压幅值；

再将式(7)和式(8)得到的U_m和ω分别作为输入电压电流双闭环的电压幅值指令值和角速度指令值；

S2：采用一种基于虚拟电阻的预同步控制，实现能量路由器并网和离网两种工况的无缝切换；

所述步骤S2中，基于虚拟电阻的预同步包括以下过程：

S2-1.：电压预同步控制

控制快速开关两侧的电压幅值差ΔU为零，电压幅值差的计算公式为：

在式(8)的基础上加入一个电压调节量，式(8)改写为：

式子中，U_mα和U_mβ为逆变器输出三相电压在两相静止坐标系下的表示；E_gα和E_gβ为电网的三相电压在两相静止坐标系下的表示；

S2-2.：相位预同步控制

假设快速开关两端并联了一个虚拟电阻R_v，则VSG注入电网的虚拟无功功率为Q_v：

式中，U_m和E_g分别表示逆变器和电网的相电压幅值，θ_m和θ_g分别表示逆变器和电网的电压矢量相位；

VSG注入电网的虚拟无功功率可以表示为：

式子中，U_mα和U_mβ为VSG输出三相电压在两相静止坐标系下的表示；E_gα和E_gβ为电网的三相电压在两相静止坐标系下的表示；

通过电压预同步后U_m≈E_g，则由式(11)可知，当两个电压的相位之间满足θ_m≈θ_g时，虚拟无功功率Q_v＝0，此时并网开关两侧电压的相位差为零；

在式(8)的基础上加入预同步调节量，式(8)改写为:

再将式(10)和式(13)得到的U_m和ω分别作为输入电压电流双闭环的电压幅值指令值和角速度指令值；

S3：构建能量管理策略，将能量路由器划分为不同工作模式，各模式采取不同的优化调度方法。

所述步骤S3中，能量路由器的能量管理及工作模式包括以下内容：

S3-1.离网状态时的工作模式，如下：

1)常规模式

SOC_bat为蓄电池的荷电状态，SOC_min和SOC_max表示蓄电池的放电下限和充电上限，P_ESS为正表示蓄电池进行充电，P_ESS-max和P_min1分别为储能充放电功率上限和下限；

当储能蓄电池功率和荷电状态处于合理范围，即：SOC_min＜SOC_bat＜SOC_max且P_min1＜P_ESS＜P_ESS-max，系统无需任何操作；

2)限功率模式

当P_ESS＞P_ESS-max时，光伏发电系统退出MPPT控制，在限功率模式下运行，功率限制值为：

P_lim＝0.9P_ESS-max+P_Load 式(14)

在功率不超限的情况下，当0＜P_ESS＜P_ESS-max、80％＜SOC_bat＜90％时，储能达到充电上限，光伏发电系统退出MPPT控制，在限功率模式下运行，功率限制为：

P_lim＝9(0.9-SOC_bat)P_ESS-max+P_Load 式(15)

3)投切负载模式

P_min1和P_min2分别为三级负荷投切预设值和二级负荷投切预设值，且满足P_min2＜P_min1，当P_ESS＜P_min1时，系统进入投切负载模式，断开三级负荷开关；当P_ESS＞P_min1+ΔP₁时，ΔP₁为一个回环预设值，闭合三级负荷开关；当P_ESS＜P_min2＜P_min1时，断开二级负荷开关；当P_ESS＞P_min2+ΔP₁时，闭合二级负荷开关；

当P_min1＜P_ESS＜0、SOC_bat＜30％时，系统进入投切负载模式，此时蓄电池荷电状态达到1级警戒，断开三级负荷开关；当P_min1＜P_ESS＜0、SOC_bat＞30％+ΔSOC时，ΔSOC为一个回环预设值，闭合三级负荷开关；当P_min1＜P_ESS＜0、SOC_bat＜20％时，此时蓄电池荷电状态达到放电最低下限，断开二级负荷开关；当P_min1＜P_ESS＜0、SOC_bat＞20％+ΔSOC时，闭合二级负荷开关；

S3-2.并网状态时根据预测电价来调节电网功率，使经济效益最大化；

优化设置：将一天分为N个时段，调度时间为t＝{1,2,3,4.....,N,N＝24}。

1)约束条件

设P_b ^t、P_s ^t分别为在t时段的购电功率和售电功率，P_b ^max、P_s ^max分别为在t时刻的购电功率上限和售电功率上限，则主网购售电具有如下约束：

设P_ch ^t和P_dch ^t分别t时刻的充放电功率，P_ch ^max、P_dch ^max分别为充放电功率最大值约束，u_ch、u_dch只可取0或1，用来构建充放电互补约束，则储能充放电的功率约束为：

设微电网安装了总存储能量为s_max的储能装置，s_t表示在时段t的存储能量，s_max，s_min分别为电储能能量最大值、最小值，η_c、η_d分别为充放电效率系数，则储能的能量约束为：

假设P_pv ^t为t时段光伏的预测发电功率，P_Load ^t为t时段的预测负荷功率，则功率平衡约束为：

P_b ^t+P_dch ^t+P_pv ^t＝＝P_s ^t+P_ch ^t+P_Load ^t 式(19)

2)目标函数

设电网购售电成本函数为C(P_b,P_s)和储能充放电寿命成本函数为C(P_ch,P_dch)，

分别为时隙t中微电网和主电网设置的电力采购价格，c_s表示充放电寿命的摊销成本系数，则成本函数为：

总成本函数为：

C_total＝C(P_b,P_s)+C_s(P_ch,P_dch) 式(21)

3)优化求解

基于分支定界法原理：对规划问题的所有可行解空间进行查找，通过将可行解空间进行分割成小的分支，为每一个分支的解计算一个下界，从而寻找到最终的最优解，这也是分支定界法的三个步骤：分支、松弛和下界；

为方便求解，调用CPLEX求解器和Yalmip工具箱进行优化调度求解，使式(22)总成本目标函数达到最小值，最终可以得到储能充放电的日优化调度曲线：

minC_total＝[C(P_b,P_s)+C_s(P_ch,P_dch)]_min 式(22)

采用本实施例提供的技术方案，系统集成了光伏系统、混合储能系统、负荷控制系统、并离网快速开关于一体，在一次结构上避免了线路的重复搭建，减少了设备数量，节约了成本和安装空间。相对于传统虚拟同步机无缝切换控制，本发明基于虚拟功率的预同步控制在实现相同效果的基础上更简单，控制器运算量更小。户用型能量路由器实现了并网运行、离网运行以及并离网无缝切换等多种功能，同时满足了家庭用户并网状态下经济用能的需求和离网状态下可靠用电的需求。户用型能量路由器具备快速安装、工作可靠、操作和维护简单的优点。

本说明书实施例所述的内容仅仅是对发明构思的实现形式的列举，本发明的保护范围不应当被视为仅限于实施例所陈述的具体形式，本发明的保护范围也包括本领域技术人员根据本发明构思所能够想到的等同技术手段。

Claims (4)

1.一种户用型能量路由器的控制方法，其特征在于，所述控制方法包括以下步骤：

S1：构建能量路由器底层控制策略，包含光伏控制、混合储能控制以及逆变器控制；

S2：采用一种基于虚拟电阻的预同步控制，实现能量路由器并网和离网两种工况的无缝切换；

S3：构建能量管理策略，将能量路由器划分为不同工作模式，各模式采取不同的优化调度方法。

2.如权利要求1所述的一种户用型能量路由器的控制方法，其特征在于，所述步骤S1中，能量路由器底层控制策略控制包括以下过程：

S1-1.光伏控制：其中包含MPPT控制和限功率控制两种模式，对MPPT控制而言，系统将光伏阵列的输出电压稳定在最大功率点，实现光伏的最大功率输出；对限功率控制而言，根据预先设定的限功率值，系统将降低光伏阵列运行电压，使光伏的输出功率稳定在功率限制值；

S1-2.混合储能控制：混合储能系统的输出电压参考值包括额定电压分量、下垂控制分量和二次补偿分量三个部分；

其中，第一项为额定电压分量、第二项为下垂控制分量、第三项为二次补偿分量；V_nom为直流母线额定电压；V_o为母线电压反馈值；V_o-ref和i_o分别为混合储能系统的输出电压参考值和输出电流反馈值，R和C为混合储能系统的输出虚拟电阻和虚拟电容；

由于混合储能系统的输出电流i_o是超级电容输出电流、蓄电池输出电流以及光伏输出电流的总和，所以混合储能参考电流值为:

其中，i_o-ref2为混合储能参考电流值，i_Lpv为光伏输入电流，V_pv为光伏输入电压；

然后将储能参考电流值经过高通滤波器后得到超级电容的电流参考值，经过低通滤波器后得到蓄电池的电流参考值，再分别经过电流内环控制输出占空比；

其中对于超级电容：

其中，i_Lsc-ref为超级电容输入电流参考值，i_Lsc为超级电容实际输入电流值，V_sc为超级电容输入电压，D_sc为超级电容输出占空比；

对于蓄电池：

其中，i_Lb-ref为蓄电池输入电流参考值，i_Lb为蓄电池实际输入电流值，V_B为蓄电池输入电压，D_bat为蓄电池输出占空比；

S1-3.逆变器控制:使用虚拟同步机控制VSG策略，将同步发电机的电磁方程、转子运动方程、调速器特性和调压器特性引入逆变器控制，模拟同步机的有功-频率下垂、无功-电压下垂和系统惯性特性；

有功功率控制环控制方程为：

其中，P_e表示逆变器实际输出有功功率，ω_N是额定角速度，P_ref是有功功率参考值，ω是逆变器输出电角速度，K_ω是有功-频率下垂系数,D表示转子阻尼系数，J表示转子的转动惯量；

无功功率控制环方程为：

U_m＝(Q₀-Q)K_q+U₀ 式(8)

其中，K_q表示无功-电压下垂系数，Q₀为无功功率参考值，Q为逆变器无功功率输出实际值，U₀为额定相电压幅值，U_m为逆变器输出相电压幅值；

再将式(7)和式(8)得到的U_m和ω分别作为输入电压电流双闭环的电压幅值指令值和角速度指令值。

3.如权利要求1或2所述的一种户用型能量路由器的控制方法，其特征在于所述步骤S2中，基于虚拟电阻的预同步控制包括以下过程：

S2-1.：电压预同步控制

控制快速开关两侧的电压幅值差ΔU为零，电压幅值差的计算公式为：

在式(8)的基础上加入一个电压调节量，式(8)改写为：

式子中，U_mα和U_mβ为逆变器输出三相电压在两相静止坐标系下的表示；E_gα和E_gβ为电网的三相电压在两相静止坐标系下的表示；

S2-2.：相位预同步控制

假设快速开关两端并联了一个虚拟电阻R_v，则VSG注入电网的虚拟无功功率为Q_v：

式中，U_m和E_g分别表示逆变器和电网的相电压幅值，θ_m和θ_g分别表示逆变器和电网的电压矢量相位；

VSG注入电网的虚拟无功功率表示为：

式子中，U_mα和U_mβ为VSG输出三相电压在两相静止坐标系下的表示；E_gα和E_gβ为电网的三相电压在两相静止坐标系下的表示；

通过电压预同步后U_m≈E_g，则由式(11)知，当两个电压的相位之间满足θ_m≈θ_g时，虚拟无功功率Q_v＝0，此时并网开关两侧电压的相位差为零；

在式(8)的基础上加入预同步调节量，式(8)改写为:

再将式(10)和式(13)得到的U_m和ω分别作为输入电压电流双闭环的电压幅值指令值和角速度指令值。

4.如权利要求1或2所述的一种户用型能量路由器的控制方法，其特征在于，在所述步骤S3中，能量路由器的能量管理及工作模式包括以下内容：

S3-1.离网状态时的工作模式，如下：

1)常规模式

SOC_bat为蓄电池的荷电状态，SOC_min和SOC_max表示蓄电池的放电下限和充电上限，P_ESS为正表示蓄电池进行充电，P_ESS-max和P_min1分别为储能充放电功率上限和下限；

当储能蓄电池功率和荷电状态处于合理范围，即：SOC_min＜SOC_bat＜SOC_max且P_min1＜P_ESS＜P_ESS-max，系统无需任何操作；

2)限功率模式

当P_ESS＞P_ESS-max时，光伏发电系统退出MPPT控制，在限功率模式下运行，功率限制值为：

P_lim＝0.9P_ESS-max+P_Load 式(14)

在功率不超限的情况下，当0＜P_ESS＜P_ESS-max、80％＜SOC_bat＜90％时，储能达到充电上限，光伏发电系统退出MPPT控制，在限功率模式下运行，功率限制为：

P_lim＝9(0.9-SOC_bat)P_ESS-max+P_Load 式(15)

3)投切负载模式

P_min1和P_min2分别为三级负荷投切预设值和二级负荷投切预设值，且满足P_min2＜P_min1；当P_ESS＜P_min1时，系统进入投切负载模式，断开三级负荷开关；当P_ESS＞P_min1+ΔP₁时，ΔP₁为一个回环预设值，闭合三级负荷开关；当P_ESS＜P_min2＜P_min1时，断开二级负荷开关；当P_ESS＞P_min2+ΔP₁时，闭合二级负荷开关；

当P_min1＜P_ESS＜0、SOC_bat＜30％时，系统进入投切负载模式，此时蓄电池荷电状态达到1级警戒，断开三级负荷开关；当P_min1＜P_ESS＜0、SOC_bat＞30％+ΔSOC时，ΔSOC为一个回环预设值，闭合三级负荷开关；当P_min1＜P_ESS＜0、SOC_bat＜20％时，此时蓄电池荷电状态达到放电最低下限，断开二级负荷开关；当P_min1＜P_ESS＜0、SOC_bat＞20％+ΔSOC时，闭合二级负荷开关；

S3-2.并网状态时根据预测电价来调节电网功率，使经济效益最大化；

优化设置：将一天分为N个时段，调度时间为t＝{1,2,3,4.....,N,N＝24}；

1)约束条件

设P_b ^t、P_s ^t分别为在t时段的购电功率和售电功率，P_b ^max、P_s ^max分别为在t时刻的购电功率上限和售电功率上限，则主网购售电具有如下约束：

设P_ch ^t和P_dch ^t分别t时刻的充放电功率，P_ch ^max、P_dch ^max分别为充放电功率最大值约束，u_ch、u_dch只可取0或1，用来构建充放电互补约束，则储能充放电的功率约束为：

设微电网安装了总存储能量为s_max的储能装置，s_t表示在时段t的存储能量，s_max，s_min分别为电储能能量最大值、最小值，η_c、η_d分别为充放电效率系数，则储能的能量约束为：

假设P_pv ^t为t时段光伏的预测发电功率，P_Load ^t为t时段的预测负荷功率，则功率平衡约束为：

P_b ^t+P_dch ^t+P_pv ^t＝＝P_s ^t+P_ch ^t+P_Load ^t 式(19)

2)目标函数

设电网购售电成本函数为C(P_b,P_s)和储能充放电寿命成本函数为C(P_ch,P_dch)，

分别为时隙t中微电网和主电网设置的电力采购价格，c_s表示充放电寿命的摊销成本系数，则成本函数为：

总成本函数为：

C_total＝C(P_b,P_s)+C_s(P_ch,P_dch) 式(21)

3)优化求解

基于分支定界法原理：对规划问题的所有可行解空间进行查找，通过将可行解空间进行分割成小的分支，为每一个分支的解计算一个下界，从而寻找到最终的最优解，这也是分支定界法的三个步骤：分支、松弛和下界；

调用CPLEX求解器和Yalmip工具箱进行优化调度求解，使式(22)总成本目标函数达到最小值，最终得到储能充放电的日优化调度曲线：

min C_total＝[C(P_b,P_s)+C_s(P_ch,P_dch)]_min 式(22)。

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