CN116826848B - 一种用于直流耦合孤岛系统的能量控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开一种用于直流耦合孤岛系统的能量控制方法，所述孤岛系统包括多个家庭储能子系统，各家庭储能子系统包括光伏面板、逆变器、蓄电池；各家庭储能子系统的逆变器直流侧连接，多个家庭储能子系统构成直流微网系统；所述方法包括以下步骤：获取逆变器直流侧电压值V_bus和预设参数值；根据所述逆变器直流侧电压值V_bus、预设参数值、以及能量控制策略模型，生成光伏面板控制信号、蓄电池控制信号和逆变器控制信号；光伏面板控制信号用于控制光伏面板的输出功率，蓄电池控制信号用于控制蓄电池的充放电状态和充放电电流，逆变器控制信号用于控制逆变器的输出电压幅值。通过上述技术方案，实现孤岛系统能量的有效互联和自动分配。

Description

一种用于直流耦合孤岛系统的能量控制方法

技术领域

本发明涉及储能技术领域，尤其是涉及一种用于直流耦合孤岛系统的能量控制方法。

背景技术

随着全球对环境保护和可持续发展意识的不断增强，越来越多的家庭开始安装使用储能系统，这推动了户用储能系统规模的增大和储能技术的发展，也使得在一定区域内实现孤岛系统的独立运行也越来越普遍。其中，孤岛系统就是指一个或多个家庭的储能系统并联形成局部的微网系统，在微网系统内各家庭的储能系统可以正常运行，孤岛系统的主要特征是一定区域内的局部电网与公共电网完全脱离、且微网系统内光伏发电能源总量完全满足负载总需求量，从而保证该区域内孤岛系统的独立运行。

但是在孤岛系统中，由于每个家庭的储能系统都是相对独立的，各家庭光伏板和储能蓄电池的容量不尽相同、负载的用电情况也不尽相同，因此针对不同家庭，控制各家庭储能系统能量的相互流动以及合理分配，是实现孤岛系统可靠和稳定运行的关键。

而目前针对孤岛系统中多机运行的能量控制，一般采用交流耦合离网并联技术，但该技术实现一般需要通过载波同步以及额外的串联电感来抑制高频环流现象，并且系统能量的分配通常需要集中的指令调度，增加了控制过程的复杂性。

发明内容

为了降低孤岛系统能量控制过程的复杂性，实现孤岛系统能量的有效互联和自动平衡分配，本申请提供一种用于直流耦合孤岛系统的能量控制方法。

第一方面，本申请提供一种用于直流耦合孤岛系统的能量控制方法，采用如下的技术方案：

所述孤岛系统包括多个家庭储能子系统，各家庭储能子系统包括光伏面板、逆变器、蓄电池；各家庭储能子系统的逆变器直流侧连接，所述多个家庭储能子系统构成直流微网系统；所述方法包括以下步骤：

获取逆变器直流侧电压值V_bus和预设参数值；所述预设参数值包括：光伏面板额定直流电压值V_{bus_pv}、蓄电池额定直流充电电压值V_{bus_chg}、蓄电池额定直流放电电压值V_{bus_dis}、逆变器额定直流逆变电压值V_{bus_inv}；

根据所述逆变器直流侧电压值V_bus、预设参数值以及预先构建的能量控制策略模型，生成光伏面板控制信号、蓄电池控制信号和逆变器控制信号；所述光伏面板控制信号用于控制光伏面板的输出功率，所述蓄电池控制信号用于控制蓄电池的充放电状态和充放电电流，所述逆变器控制信号用于控制逆变器的输出电压幅值。

通过采用上述技术方案，根据能量控制策略模型、逆变器直流侧电压值V_bus和预设参数值，分别生成逆变器控制信号、光伏面板控制信号和蓄电池控制信号，不仅实现各家庭储能子系统内部的能量控制和协同运行，而且通过将各家庭储能子系统的逆变器直流侧连接在一起，构成直流微网系统，且各家庭储能子系统的逆变器直流侧电压值V_bus均相同，使各家庭储能子系统以直流耦合的形式实现能量的交互，从而实现了直流微网系统中各家庭储能子系统之间的能量传递和协同运行，从而支撑整个孤岛系统的稳定运行，保证孤岛系统能量的有效互联和自动平衡分配，且不需要采用集中控制指令的调度，降低了孤岛系统能量控制过程的复杂性。

在一个具体的可实施方案中，所述能量控制策略模型包括光伏面板能量控制策略子模型，所述光伏面板能量控制策略子模型包括：

当判断所述直流侧电压值V_bus≤光伏面板额定直流电压值V_{bus_pv}时，生成第一光伏面板控制信号，所述第一光伏面板控制信号用于控制光伏面板的输出功率为光伏面板额定输出功率P_pv0；

当判断所述直流侧电压值V_bus＞光伏面板额定直流电压值V_{bus_pv}时，生成第二光伏面板控制信号，所述第二光伏面板控制信号用于控制光伏面板的输出功率为光伏面板第一输出功率P_pv；所述光伏面板第一输出功率P_pv的计算公式为：

P_pv=P_pv0-(V_bus-V_{bus_pv})*K_pv

其中，K_pv为光伏输出系数。

通过采用上述技术方案，采用光伏面板能量控制策略子模型对光伏面板的输出功率进行控制，使得当直流侧电压值V_bus不超过光伏面板额定直流电压值V_{bus_pv}时，直流微网系统不会进入限功率状态，此时光伏面板的输出功率为光伏面板额定输出功率P_pv0；当直流微网系统中的发电量过剩，导致直流侧电压值V_bus持续上升，并超过V_{bus_pv}时，则控制光伏面板的输出功率从P_pv0开始逐渐降低，从而抑制直流侧电压值V_bus进一步升高，避免出现直流侧电压值超过直流微网系统的极限发生停机故障的现象。

在一个具体的可实施方案中，所述能量控制策略模型还包括蓄电池能量控制策略子模型；所述蓄电池能量控制策略子模型包括：

当判断所述直流侧电压值V_bus＞蓄电池额定直流充电电压值V_{bus_chg}时，生成第一蓄电池控制信号，所述第一蓄电池控制信号用于控制蓄电池切换到充电状态，并控制蓄电池的充电电流为蓄电池第一充电电流I_chg；所述蓄电池第一充电电流I_chg的计算公式为：

I_chg=(V_bus–V_{bus_chg})*K_chg

其中，K_chg为蓄电池充电系数；

当判断所述直流侧电压值V_bus＜蓄电池额定直流放电电压值V_{bus_dis}时，生成第二蓄电池控制信号，所述第二蓄电池控制信号用于控制蓄电池切换到放电状态，并控制蓄电池的放电电流为蓄电池第一放电电流I_dis；所述蓄电池第一放电电流I_dis的计算公式为：

I_dis=(V_{bus_dis}-V_bus)*K_dis

其中，K_dis为蓄电池放电系数；

当判断所述直流侧电压值V_bus≤蓄电池额定直流充电电压值V_{bus_chg}且直流侧电压值V_bus≥蓄电池额定直流放电电压值V_{bus_dis}时，生成第三蓄电池控制信号，所述第三蓄电池控制信号用于控制蓄电池切换到不充电且不放电状态。

通过采用上述技术方案，采用蓄电池能量控制策略子模型对蓄电池的充放电状态和充放电电流进行控制，当直流微网系统中发电量大于用电量导致逆变器直流侧电压值V_bus升高时，控制各家庭储能子系统中蓄电池电流由放电正电流向充电负电流方向运行，使蓄电池切换至充电状态，吸收直流微网系统中多余的发电能量，从而使系统用电能量与发电能量达到平衡，保证逆变器直流侧电压的稳定；当直流微网系统中发电量小于用电量导致逆变器直流侧电压值V_bus降低时，对应控制各家庭储能子系统中蓄电池电流由充电负电流向放电正电流方向运行，使蓄电池切换至放电状态，来补充直流微网系统缺少的用电能量，从而使系统用电能量与发电能量达到平衡，保证逆变器直流侧电压的稳定。

在一个具体的可实施方案中，所述能量控制策略模型还包括逆变器能量控制策略子模型，所述逆变器能量控制策略子模型包括：

当判断所述直流侧电压值V_bus≥逆变器额定直流逆变电压值V_{bus_inv}时，生成第一逆变器控制信号，所述第一逆变器控制信号用于控制逆变器的输出电压幅值为逆变器额定输出电压幅值V_ac0；

当判断所述直流侧电压值V_bus＜逆变器额定直流逆变电压值V_{bus_inv}时，生成第二逆变器控制信号，所述第二逆变器控制信号用于控制逆变器的输出电压幅值为逆变器第一输出电压幅值V_ac；所述逆变器第一输出电压幅值V_ac的计算公式为：

V_ac=V_ac0–(V_{bus_inv}-V_bus)*K_inv

其中，K_inv为逆变输出衰减系数。

通过采用上述技术方案，采用逆变器能量控制策略子模型对逆变器的输出电压幅值进行控制，当直流微网系统中的发电量过剩，导致直流侧电压值V_bus持续上升，并超过V_{bus_inv}时，则控制逆变器的输出电压幅值按照最大的值，即逆变器额定输出电压幅值V_ac0运行；当直流微网系统中负载用电量严重超载，导致直流侧电压值V_bus持续降低，并小于V_{bus_inv}时，则控制逆变器的输出电压幅值从V_ac0开始逐渐降低，从而抑制直流侧电压值V_bus进一步降低，避免出现直流侧电压值低于系统极限发生停机故障的现象。

在一个具体的可实施方案中，根据蓄电池的剩余容量设定蓄电池充电系数K_chg和蓄电池放电系数K_dis；所述蓄电池充电系数K_chg与蓄电池的剩余容量之间具有负相关性；所述蓄电池放电系数K_dis与蓄电池的剩余容量之间具有正相关性。

通过采用上述技术方案，参照蓄电池的剩余容量对蓄电池充电系数K_chg进行设置，使蓄电池剩余容量越低，蓄电池充电系数K_chg越大，从而能够使家庭储能子系统中低容量的蓄电池获取更大的充电功率；还可以参照蓄电池的剩余容量对蓄电池放电系数K_dis进行设置，使蓄电池剩余容量越高，蓄电池放电系数K_dis越大，从而能够使家庭储能子系统中高容量的蓄电池输出更大的放电功率，保证直流微网系统的稳定运行。

在一个具体的可实施方案中，所述光伏面板额定直流电压值V_{bus_pv}、蓄电池额定直流充电电压值V_{bus_chg}、蓄电池额定直流放电电压值V_{bus_dis}、逆变器额定直流逆变电压值V_{bus_inv}之间的大小关系为：V_{bus_pv}>V_{bus_chg}>V_{bus_dis}>V_{bus_inv}。

在一个具体的可实施方案中，通过改变光伏输出系数K_pv，调整直流微网系统中各家庭储能子系统的卖电优先程度；

通过改变逆变输出衰减系数K_inv，调整直流微网系统中各家庭储能子系统的负载用电优先程度。

在一个具体的可实施方案中，各家庭储能子系统还包括负载、交流开关、直流开关；所述交流开关分别与逆变器和负载连接；各家庭储能子系统的逆变器直流侧通过直流开关连接；

所述能量控制策略模型还包括系统节点保护策略子模型，所述系统节点保护策略子模型包括：

当家庭储能子系统的负载侧发生故障时，所述交流开关断开，负载侧发生故障的家庭储能子系统与直流微网系统中其它家庭储能子系统正常进行能量交互；

当家庭储能子系统的逆变器直流侧发生故障时，所述直流开关断开，避免逆变器直流侧发生故障的家庭储能子系统影响直流微网系统中其它家庭储能子系统之间的能量交互。

通过采用上述技术方案，采用系统节点保护策略子模型对直流开关和交流开关的控制，使得当直流微网系统中存在故障时，及时断开相应开关，以确保故障的负载或逆变器不会影响整个直流微网系统的能量交互，保证孤岛系统的稳定运行。

第二方面，本申请提供一种直流耦合孤岛系统，所述直流耦合孤岛系统应用上述第一方面所述的能量控制方法，所述孤岛系统包括多个家庭储能子系统，各家庭储能子系统包括光伏面板、逆变器、蓄电池；各家庭储能子系统的逆变器直流侧连接，所述多个家庭储能子系统构成直流微网系统；

所述逆变器，用于根据逆变器直流侧电压值V_bus、预设参数值以及预先构建的能量控制策略模型，生成光伏面板控制信号、蓄电池控制信号和逆变器控制信号；所述光伏面板控制信号用于控制光伏面板的输出功率，所述蓄电池控制信号用于控制蓄电池的充放电状态和充放电电流，所述逆变器控制信号用于控制逆变器的输出电压幅值；所述预设参数值包括：光伏面板额定直流电压值V_{bus_pv}、蓄电池额定直流充电电压值V_{bus_chg}、蓄电池额定直流放电电压值V_{bus_dis}、逆变器额定直流逆变电压值V_{bus_inv}。

第三方面，本申请提供一种直流耦合孤岛系统能量控制装置，所述控制装置应用上述第一方面所述的能量控制方法，所述孤岛系统包括多个家庭储能子系统，各家庭储能子系统包括光伏面板、逆变器、蓄电池；各家庭储能子系统的逆变器直流侧连接，所述多个家庭储能子系统构成直流微网系统；所述控制装置包括信息获取单元、控制信号生成单元；

所述信息获取单元，用于获取逆变器直流侧电压值V_bus和预设参数值；所述预设参数值包括：光伏面板额定直流电压值V_{bus_pv}、蓄电池额定直流充电电压值V_{bus_chg}、蓄电池额定直流放电电压值V_{bus_dis}、逆变器额定直流逆变电压值V_{bus_inv}；

所述控制信号生成单元，用于根据所述逆变器直流侧电压值V_bus、预设参数值以及预先构建的能量控制策略模型，生成光伏面板控制信号、蓄电池控制信号和逆变器控制信号；所述光伏面板控制信号用于控制光伏面板的输出功率，所述蓄电池控制信号用于控制蓄电池的充放电状态和充放电电流，所述逆变器控制信号用于控制逆变器的输出电压幅值。

综上所述，本申请的技术方案至少包括以下有益技术效果：

根据能量控制策略模型、逆变器直流侧电压值V_bus和预设参数值，分别生成逆变器控制信号、光伏面板控制信号和蓄电池控制信号，不仅实现各家庭储能子系统内部的能量控制和协同运行，而且通过将各家庭储能子系统的逆变器直流侧连接在一起，构成直流微网系统，且各家庭储能子系统的逆变器直流侧电压值V_bus均相同，使各家庭储能子系统以直流耦合的形式实现能量的交互，实现了直流微网系统中各家庭储能子系统之间的能量传递和协同运行，从而支撑整个孤岛系统的稳定运行，保证孤岛系统能量的有效互联和自动平衡分配，且不需要采用集中控制指令的调度，降低了孤岛系统能量控制过程的复杂性。

附图说明

图1是本申请实施例中用于直流耦合孤岛系统的能量控制方法的整体流程图；

图2是本申请实施例中能量控制策略模型的示意图；

图3是本申请实施例中直流耦合孤岛系统的结构示意图；

图4中的(a)是本申请实施例中光伏面板的输出功率控制曲线、图4中的(b)是本申请实施例中蓄电池的充放电电流控制曲线、图4中的(c)是本申请实施例中逆变器的输出电压幅值控制曲线。

具体实施方式

为使本申请的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本申请实施方式作进一步的详细说明。

实施例一：

本实施例公开一种用于直流耦合孤岛系统的能量控制方法，所述孤岛系统包括多个家庭储能子系统，各家庭储能子系统包括光伏面板、逆变器、蓄电池；各家庭储能子系统的逆变器直流侧连接，所述多个家庭储能子系统构成直流微网系统；参照图3，多个家庭储能子系统可以标记为储能子系统-家庭1、储能子系统-家庭2……储能子系统-家庭N，参照图1，所述方法包括以下步骤：

S100：获取逆变器直流侧电压值V_bus和预设参数值；所述预设参数值包括：光伏面板额定直流电压值V_{bus_pv}、蓄电池额定直流充电电压值V_{bus_chg}、蓄电池额定直流放电电压值V_{bus_dis}、逆变器额定直流逆变电压值V_{bus_inv}；

S200：根据所述逆变器直流侧电压值V_bus、预设参数值以及预先构建的能量控制策略模型，生成光伏面板控制信号、蓄电池控制信号和逆变器控制信号；所述光伏面板控制信号用于控制光伏面板的输出功率，所述蓄电池控制信号用于控制蓄电池的充放电状态和充放电电流，所述逆变器控制信号用于控制逆变器的输出电压幅值。

其中，步骤S100和步骤S200中，可以通过各家庭储能子系统的逆变器获取逆变器直流侧电压值V_bus，并在逆变器中预先存储预设参数值和构建能量控制策略模型，从而使各家庭储能子系统的逆变器生成对应的控制信号并执行对应的控制动作。

因此，本实施例的控制方法，根据能量控制策略模型、逆变器直流侧电压值V_bus和预设参数值，分别生成逆变器控制信号、光伏面板控制信号和蓄电池控制信号，不仅实现各家庭储能子系统内部的能量控制和协同运行，而且通过将各家庭储能子系统的逆变器直流侧连接在一起，构成直流微网系统，且各家庭储能子系统的逆变器直流侧电压值V_bus均相同，使各家庭储能子系统以直流耦合的形式实现能量的交互，从而实现了直流微网系统中各家庭储能子系统之间的能量传递和协同运行，从而支撑整个孤岛系统的稳定运行，保证孤岛系统能量的有效互联和自动平衡分配，且不需要采用集中控制指令的调度，降低了孤岛系统能量控制过程的复杂性。

进一步的，所述能量控制策略模型包括光伏面板能量控制策略子模型，所述光伏面板能量控制策略子模型包括：

当判断所述直流侧电压值V_bus≤光伏面板额定直流电压值V_{bus_pv}时，生成第一光伏面板控制信号，所述第一光伏面板控制信号用于控制光伏面板的输出功率为光伏面板额定输出功率P_pv0；

当判断所述直流侧电压值V_bus＞光伏面板额定直流电压值V_{bus_pv}时，生成第二光伏面板控制信号，所述第二光伏面板控制信号用于控制光伏面板的输出功率为光伏面板第一输出功率P_pv；所述光伏面板第一输出功率P_pv的计算公式为：

P_pv=P_pv0-(V_bus-V_{bus_pv})*K_pv

其中，K_pv为光伏输出系数。

图4中的(a)为光伏面板能量控制策略子模型对应的控制曲线，根据上述过程，并参照图4中的(a)光伏面板的输出功率控制曲线，横轴表示光伏面板的输出功率，纵轴表示V_bus，结合光伏面板第一输出功率P_pv的计算公式：当直流侧电压值V_bus不超过光伏面板额定直流电压值V_{bus_pv}时，直流微网系统不会进入限功率状态，此时光伏面板的输出功率为光伏面板额定输出功率P_pv0；当直流微网系统中的发电量过剩，导致直流侧电压值V_bus持续上升，并超过V_{bus_pv}时，则控制光伏面板的输出功率从P_pv0开始逐渐降低，从而抑制直流侧电压值V_bus进一步升高，避免出现直流侧电压值超过直流微网系统的极限，而发生停机故障的现象。

进一步的，通过改变光伏输出系数K_pv，可以调整直流微网系统中各家庭储能子系统的卖电优先程度；

具体的，根据光伏面板第一输出功率P_pv的计算公式，并参照图4中的(a)，针对不同的家庭储能子系统，若家庭储能子系统中设定的光伏输出系数K_pv越大，则在直流侧电压值V_bus相同的情况下，光伏面板的输出功率越大，光伏面板的输出功率衰减越快，因此，针对不同的家庭储能子系统，可以设定不同的光伏输出系数K_pv，从而调整各家庭储能子系统的卖电优先程度，即调整各家庭储能子系统得光伏面板输出到逆变器直流侧的优先程度；比如，若储能子系统-家庭1的光伏面板较多，储能子系统-家庭1的发电量较多，则可以在储能子系统-家庭1中设定光伏输出系数K_pv最大，使得当直流侧电压值V_bus相同时，储能子系统-家庭1中光伏面板的输出功率大于直流微网系统中其它家庭储能子系统中光伏面板的输出功率，从而储能子系统-家庭1的卖电优先程度最高，使得直流微网系统中储能子系统-家庭1可以优先卖电。

因此，通过针对各家庭储能子系统预设不同的光伏输出系数K_pv，从而控制不同家庭储能子系统的卖电优先程度。

进一步的，所述能量控制策略模型还包括蓄电池能量控制策略子模型；所述蓄电池能量控制策略子模型包括：

当判断所述直流侧电压值V_bus＞蓄电池额定直流充电电压值V_{bus_chg}时，生成第一蓄电池控制信号，所述第一蓄电池控制信号用于控制蓄电池切换到充电状态，并控制蓄电池的充电电流为蓄电池第一充电电流I_chg；所述蓄电池第一充电电流I_chg的计算公式为：

I_chg=(V_bus–V_{bus_chg})*K_chg

其中，K_chg为蓄电池充电系数。

其中，蓄电池第一充电电流I_chg的数值范围为：0<I_chg<I_chg0，I_chg0为蓄电池额定充电电流，蓄电池第一充电电流I_chg最大不超过蓄电池额定充电电流I_chg0。

当判断所述直流侧电压值V_bus＜蓄电池额定直流放电电压值V_{bus_dis}时，生成第二蓄电池控制信号，所述第二蓄电池控制信号用于控制蓄电池切换到放电状态，并控制蓄电池的放电电流为蓄电池第一放电电流I_dis；所述蓄电池第一放电电流I_dis的计算公式为：

I_dis=(V_{bus_dis}-V_bus)*K_dis

其中，K_dis为蓄电池放电系数。

其中，蓄电池第一放电电流I_dis的数值范围为：0<I_dis<I_dis0，I_dis0为蓄电池额定放电电流，蓄电池第一放电电流I_dis最大不超过蓄电池额定放电电流I_dis0。

进一步的，蓄电池额定直流充电电压值V_{bus_chg}＞蓄电池额定直流放电电压值V_{bus_dis}。

当判断所述直流侧电压值V_bus≤蓄电池额定直流充电电压值V_{bus_chg}且直流侧电压值V_bus≥蓄电池额定直流放电电压值V_{bus_dis}时，生成第三蓄电池控制信号，所述第三蓄电池控制信号用于控制蓄电池切换到不充电且不放电状态，此时蓄电池的充电电流和放电电流均为0。

图4中的(b)为蓄电池能量控制策略子模型对应的控制曲线，根据上述过程，并参照图4中的(b)蓄电池的充放电电流控制曲线，横轴表示蓄电池的充放电电流，0左侧表示蓄电池为充电状态，0右侧表示蓄电池为放电状态，纵轴表示V_bus。结合蓄电池第一充电电流I_chg和蓄电池第一放电电流I_dis的计算公式：当直流侧电压值V_bus＞V_{bus_chg}时，蓄电池切换到充电状态，且直流侧电压值V_bus越大，蓄电池第一充电电流I_chg越大，从而使直流侧电压值V_bus降低，但蓄电池第一充电电流I_chg最大不超过蓄电池额定充电电流I_chg0；当直流侧电压值V_bus≤V_{bus_chg}且直流侧电压值V_bus≥V_{bus_dis}时，蓄电池处于不充电不放电的状态；当直流侧电压值V_bus＜蓄电池额定直流放电电压值V_{bus_dis}时，蓄电池切换到放电状态，且直流侧电压值V_bus越小，蓄电池第一放电电流I_dis越大，从而使直流侧电压值V_bus升高，但蓄电池第一放电电流I_dis最大不超过蓄电池额定放电电流I_dis0。

因此，采用蓄电池能量控制策略子模型对蓄电池的充放电状态和充放电电流进行控制，当直流微网系统中发电量大于用电量，导致逆变器直流侧电压值V_bus升高时，控制各家庭储能子系统中蓄电池电流由放电正电流向充电负电流方向运行，使蓄电池切换至充电状态，吸收直流微网系统中多余的发电能量，从而使系统用电能量与发电能量达到平衡，保证逆变器直流侧电压的稳定；当直流微网系统中发电量小于用电量，导致逆变器直流侧电压值V_bus降低时，对应控制各家庭储能子系统中蓄电池电流由充电负电流向放电正电流方向运行，使蓄电池切换至放电状态，来补充直流微网系统缺少的用电能量，从而使系统用电能量与发电能量达到平衡，保证逆变器直流侧电压的稳定。

进一步的，可以根据蓄电池的剩余容量设定蓄电池充电系数K_chg和蓄电池放电系数K_dis。所述蓄电池充电系数K_chg与蓄电池的剩余容量之间具有负相关性，所述蓄电池放电系数K_dis与蓄电池的剩余容量之间具有正相关性。

例如可以设定蓄电池充电系数K_chg和蓄电池的剩余容量之间的关系为：K_chg=a/SOC，其中，SOC为蓄电池的剩余容量，a为常数；可以设定蓄电池放电系数K_dis和蓄电池的剩余容量之间的关系为：K_dis=b*SOC，其中，SOC为蓄电池的剩余容量，b为常数。

因此，参照蓄电池的剩余容量对蓄电池充电系数K_chg进行设置，使蓄电池剩余容量越低，蓄电池充电系数K_chg越大，从而能够使家庭储能子系统中低容量的蓄电池获取更大的充电功率；还可以参照蓄电池的剩余容量对蓄电池放电系数K_dis进行设置，使蓄电池剩余容量越高，蓄电池放电系数K_dis越大，从而能够使家庭储能子系统中高容量的蓄电池输出更大的放电功率，保证直流微网系统的稳定运行，本领域技术人员可以根据实际情况对蓄电池充电系数K_chg和蓄电池放电系数K_dis进行预设。

进一步的，所述能量控制策略模型还包括逆变器能量控制策略子模型，所述逆变器能量控制策略子模型包括：

当判断所述直流侧电压值V_bus≥逆变器额定直流逆变电压值V_{bus_inv}时，生成第一逆变器控制信号，所述第一逆变器控制信号用于控制逆变器的输出电压幅值为逆变器额定输出电压幅值V_ac0；

当判断所述直流侧电压值V_bus＜逆变器额定直流逆变电压值V_{bus_inv}时，生成第二逆变器控制信号，所述第二逆变器控制信号用于控制逆变器的输出电压幅值为逆变器第一输出电压幅值V_ac；所述逆变器第一输出电压幅值V_ac的计算公式为：

V_ac=V_ac0–(V_{bus_inv}-V_bus)*K_inv

其中，K_inv为逆变输出衰减系数，V_ac≥0，且V_ac<V_ac0。

图4中的(c)为逆变器能量控制策略子模型对应的控制曲线，根据上述过程，并参照图4中的(c)，逆变器的输出电压幅值控制曲线，横轴表示逆变器的输出电压幅值，纵轴表示V_bus，结合逆变器第一输出电压幅值V_ac的计算公式：当直流微网系统中的发电量过剩，导致直流侧电压值V_bus持续上升，并超过V_{bus_inv}时，则控制逆变器的输出电压幅值按照最大的值，即逆变器额定输出电压幅值V_ac0运行；当直流微网系统中负载用电量严重超载，导致直流侧电压值V_bus持续降低，并小于V_{bus_inv}时，则控制逆变器的输出电压幅值从V_ac0开始逐渐降低，从而抑制直流侧电压值V_bus进一步降低，避免出现直流侧电压值低于系统极限发生停机故障的现象。

进一步的，通过改变家庭储能子系统对应的逆变输出衰减系数K_inv，可以调整所述家庭储能子系统的负载用电优先程度。

具体的，根据逆变器第一输出电压幅值V_ac的计算公式，并参照图4中的(c)，针对不同的家庭储能子系统，若家庭储能子系统中设定的逆变输出衰减系数K_inv越大，则在直流侧电压值V_bus相同的情况下，逆变器的输出电压幅值越大，逆变器的输出电压幅值衰减越快，因此，针对不同的家庭储能子系统，可以设定不同的逆变输出衰减系数K_inv，从而调整各家庭储能子系统的负载用电优先程度；比如，可以在储能子系统-家庭2中设定逆变输出衰减系数K_inv最大，使得当直流侧电压值V_bus相同时，储能子系统-家庭2中逆变器的输出电压幅值大于直流微网系统中其它家庭储能子系统中逆变器的输出电压幅值，从而储能子系统-家庭2的负载用电优先程度最高，直流微网系统中优先供应储能子系统-家庭2的负载用电。

因此，通过对各家庭储能子系统预设不同的逆变输出衰减系数K_inv，可以控制不同家庭储能子系统的负载用电优先程度。

进一步的，在对光伏面板额定直流电压值V_{bus_pv}、蓄电池额定直流充电电压值V_{bus_chg}、蓄电池额定直流放电电压值V_{bus_dis}、逆变器额定直流逆变电压值V_{bus_inv}进行设置时，可以将这4个数值之间的大小关系设置为：V_{bus_pv}>V_{bus_chg}>V_{bus_dis}>V_{bus_inv}。

通过上述4个数值大小的设置，具有以下作用：对于光伏面板模块，光伏面板发电优先级最高，在逆变器直流侧电压值不超过V_{bus_pv}范围区间内，直流微网系统不会进入限功率状态；当发电量严重过剩，逆变器直流侧电压值持续上升超过V_{bus_pv}时，根据光伏面板能量控制策略子模型，光伏面板将降低输出功率从而抑制直流侧电压进一步升高，避免出现电压超过系统极限发生停机故障；

对于蓄电池模块，当系统发电量大于用电量时，逆变器直流侧电压值升高，根据蓄电池能量控制策略子模型，蓄电池电流由放电正电流向充电负电流方向运行，从而吸收多余发电能量，最终用电能量与发电能量达到平衡，使逆变器直流侧电压值稳定；当系统发电量小于用电量时，逆变器直流侧电压值降低，根据蓄电池能量控制策略子模型，蓄电池电流由充电负电流向放电正电流方向运行，从而补充缺少的用电能量，最终用电能量与发电能量达到平衡，使逆变器直流侧电压值稳定；

对于逆变器模块，逆变器额定直流逆变电压值V_{bus_inv}最低，从而使逆变器模块用电优先级最高，尽可能给负载提供能量，在逆变器直流侧电压值不低于V_{bus_inv}的大范围区间内，直流微网系统不会进入限制输出状态；当用电量严重超载时，逆变器直流侧电压值持续降低，低于V_{bus_inv}时，根据逆变器能量控制策略子模型，逆变器将降低输出电压幅值从而抑制逆变器直流侧电压值进一步降低，避免出现逆变器直流侧电压值低于系统极限，从而发生停机故障的现象。

下面举例对光伏面板、蓄电池、逆变器的协同控制进行说明：

当直流微网系统中的发电量大于用电量，使逆变器直流侧电压值V_bus升高，假设逆变器直流侧电压值V_bus升高到V1，且V1均高于光伏面板额定直流电压值V_{bus_pv}、蓄电池额定直流充电电压值V_{bus_chg}、蓄电池额定直流放电电压值V_{bus_dis}、逆变器额定直流逆变电压值V_{bus_inv}；

根据光伏面板能量控制策略子模型，参照图4中的(a)，此时控制光伏面板的输出功率为P1，P1小于光伏面板额定输出功率P_pv0；

根据蓄电池能量控制策略子模型，参照图4中的(b)，此时控制蓄电池为充电状态，且充电电流为I1，I1小于蓄电池额定充电电流I_chg0；

根据逆变器能量控制策略子模型，参照图4中的(c)，此时控制逆变器的输出电压幅值为逆变器额定输出电压幅值V_ac0；

可以得到，当直流微网系统中的发电量大于用电量时，直流微网系统中的电能过剩，一方面通过控制减小光伏面板输出功率，使光伏面板输出功率小于额定输出功率P_pv0，另一方面通过控制蓄电池进行充电来吸收电能，另外还通过控制逆变器输出电压幅值按照最大的值，即按照额定输出电压幅值V_ac0为负载供电，通过三方面的协同控制，来应对直流微网系统电能过剩的情况，使逆变器直流侧电压降低，避免直流微网系统崩溃。

当直流微网系统中的发电量小于用电量，使逆变器直流侧电压值V_bus降低，假设逆变器直流侧电压值V_bus降低到V1’，且V1’均低于光伏面板额定直流电压值V_{bus_pv}、蓄电池额定直流充电电压值V_{bus_chg}、蓄电池额定直流放电电压值V_{bus_dis}、逆变器额定直流逆变电压值V_{bus_inv}；

根据光伏面板能量控制策略子模型，参照图4中的(a)，此时控制光伏面板的输出功率为光伏面板额定输出功率P_pv0；

根据蓄电池能量控制策略子模型，参照图4中的(b)，此时控制蓄电池为放电状态，且放电电流为I2，I2小于蓄电池额定放电电流I_dis0；

根据逆变器能量控制策略子模型，参照图4中的(c)，此时控制逆变器的输出电压幅值为V2，V2小于逆变器额定输出电压幅值V_ac0；

可以得到，当直流微网系统中的发电量小于用电量时，直流微网系统中的电能不足，一方面通过控制光伏面板输出功率按照最大的值，即按照额定输出功率P_pv0运行，另一方面通过控制蓄电池放电来补充电能，另外还通过控制逆变器输出电压幅值减小，即减小逆变器为负载供电的输出电压幅值，通过三方面的协同控制，来应对直流微网系统电能不足的情况，使逆变器直流侧电压升高，避免直流微网系统崩溃。

进一步的，参照图3，各家庭储能子系统还包括负载、交流开关、直流开关；所述交流开关分别与逆变器和负载连接，即逆变器通过交流开关与负载连接；各家庭储能子系统的逆变器直流侧通过直流开关连接；

所述能量控制策略模型还包括系统节点保护策略子模型，所述系统节点保护策略子模型包括：

当家庭储能子系统的负载侧发生故障时，所述交流开关断开，负载侧发生故障的家庭储能子系统的光伏面板、蓄电池、逆变器依然可以正常运行，负载侧发生故障的家庭储能子系统与直流微网系统中其它家庭储能子系统正常进行能量交互；

当家庭储能子系统的逆变器直流侧发生故障时，所述直流开关断开，避免逆变器直流侧发生故障的家庭储能子系统影响直流微网系统中其它家庭储能子系统之间的能量交互。

因此，采用系统节点保护策略子模型对直流开关和交流开关的控制，使得当直流微网系统中存在故障时，及时断开相应开关，以确保故障的负载或逆变器不会影响整个直流微网系统的能量交互，保证孤岛系统的稳定运行。

实施例二：

本实施例公开一种直流耦合孤岛系统，本实施例的直流耦合孤岛系统应用实施例一所述的能量控制方法，所述孤岛系统包括多个家庭储能子系统，各家庭储能子系统包括光伏面板、逆变器、蓄电池；各家庭储能子系统的逆变器直流侧连接，所述多个家庭储能子系统构成直流微网系统；

所述逆变器，用于根据逆变器直流侧电压值V_bus、预设参数值以及预先构建的能量控制策略模型，生成光伏面板控制信号、蓄电池控制信号和逆变器控制信号；所述光伏面板控制信号用于控制光伏面板的输出功率，所述蓄电池控制信号用于控制蓄电池的充放电状态和充放电电流，所述逆变器控制信号用于控制逆变器的输出电压幅值；所述预设参数值包括：光伏面板额定直流电压值V_{bus_pv}、蓄电池额定直流充电电压值V_{bus_chg}、蓄电池额定直流放电电压值V_{bus_dis}、逆变器额定直流逆变电压值V_{bus_inv}；

具体地，可以在逆变器中预先存储预设参数值，并预先构建能量控制策略模型，逆变器可以直接获取逆变器直流侧电压值V_bus。

具体地，参照图3，所述逆变器包括DC/DC模块、双向DC/DC模块、DC/AC模块；所述DC/DC模块的输入端连接光伏面板，DC/DC模块的输出端分别连接双向DC/DC模块的输出端和DC/AC模块的输入端，双向DC/DC模块的输入端连接蓄电池，双向DC/DC模块的输出端还连接DC/AC模块的输入端。

各家庭储能子系统还包括负载，其中，光伏面板通过DC/DC模块实现将吸收的太阳能输出到逆变器直流侧；蓄电池通过双向DC/DC模块实现向逆变器直流侧的放电和能量输出，以及实现从逆变器直流侧吸收能量用来给蓄电池充电；DC/AC模块用于从逆变器直流侧吸收能量，并将直流电转换为交流电向负载供电。

DC/DC模块的输出端电压值、双向DC/DC模块的输出端电压值、DC/AC模块的输入端电压值均为逆变器直流侧电压值V_bus；

具体地，逆变器中预先构建的能量控制策略模型包括光伏面板能量控制策略子模型、蓄电池能量控制策略子模型、逆变器能量控制策略子模型；

逆变器根据逆变器直流侧电压值V_bus、光伏面板额定直流电压值V_{bus_pv}和光伏面板能量控制策略子模型，生成光伏面板控制信号，并通过DC/DC模块将光伏面板控制信号传递至光伏面板，实现对光伏面板输出功率的控制；

逆变器根据逆变器直流侧电压值V_bus、蓄电池额定直流充电电压值V_{bus_chg}、蓄电池额定直流放电电压值V_{bus_dis}和蓄电池能量控制策略子模型，生成蓄电池控制信号，并通过双向DC/DC模块将蓄电池控制信号传递至蓄电池，实现对蓄电池充放电状态和充放电电流的控制；

逆变器根据逆变器直流侧电压值V_bus、逆变器额定直流逆变电压值V_{bus_inv}和逆变器能量控制策略子模型，生成逆变器控制信号，并根据逆变器控制信号控制逆变器的输出电压幅值，即控制DC/AC模块的输出电压幅值。

进一步的，参照图3，各家庭储能子系统还包括直流电表、直流开关、交流开关，所述交流开关分别与逆变器和负载连接；各家庭储能子系统的逆变器直流侧通过直流开关连接；直流电表一端与直流开关连接，直流电表另一端分别与DC/AC模块的输入端、DC/DC模块的输出端、双向DC/DC模块的输出端连接，所述直流电表用来统计各家庭储能子系统在直流微网系统中的能量交互情况，能量交互情况可以包括卖电电量，还可以包括买电电量，还可以包括直流电表的当前功率。

实施例三：

本实施例公开一种直流耦合孤岛系统能量控制装置，所述控制装置应用上述实施例一所述的能量控制方法，所述孤岛系统包括多个家庭储能子系统，各家庭储能子系统包括光伏面板、逆变器、蓄电池；各家庭储能子系统的逆变器直流侧连接，所述多个家庭储能子系统构成直流微网系统；所述控制装置包括信息获取单元、控制信号生成单元；

所述信息获取单元，用于获取逆变器直流侧电压值V_bus和预设参数值；所述预设参数值包括：光伏面板额定直流电压值V_{bus_pv}、蓄电池额定直流充电电压值V_{bus_chg}、蓄电池额定直流放电电压值V_{bus_dis}、逆变器额定直流逆变电压值V_{bus_inv}；

所述控制信号生成单元，用于根据所述逆变器直流侧电压值V_bus、预设参数值以及预先构建的能量控制策略模型，生成光伏面板控制信号、蓄电池控制信号和逆变器控制信号；所述光伏面板控制信号用于控制光伏面板的输出功率，所述蓄电池控制信号用于控制蓄电池的充放电状态和充放电电流，所述逆变器控制信号用于控制逆变器的输出电压幅值。

以上均为本申请的较佳实施例，并非依此限制本申请的保护范围，故：凡依本申请的结构、形状、原理所做的等效变化，均应涵盖于本申请的保护范围之内。

Claims (8)

1.一种用于直流耦合孤岛系统的能量控制方法，其特征在于，所述孤岛系统包括多个家庭储能子系统，各家庭储能子系统包括光伏面板、逆变器、蓄电池；各家庭储能子系统的逆变器直流侧连接，所述多个家庭储能子系统构成直流微网系统；所述方法包括以下步骤：

获取逆变器直流侧电压值V_bus和预设参数值；所述预设参数值包括：光伏面板额定直流电压值V_{bus_pv}、蓄电池额定直流充电电压值V_{bus_chg}、蓄电池额定直流放电电压值V_{bus_dis}、逆变器额定直流逆变电压值V_{bus_inv}；

根据所述逆变器直流侧电压值V_bus、预设参数值以及预先构建的能量控制策略模型，生成光伏面板控制信号、蓄电池控制信号和逆变器控制信号；所述光伏面板控制信号用于控制光伏面板的输出功率，所述蓄电池控制信号用于控制蓄电池的充放电状态和充放电电流，所述逆变器控制信号用于控制逆变器的输出电压幅值；

其中，所述能量控制策略模型还包括逆变器能量控制策略子模型，所述逆变器能量控制策略子模型包括：

当判断所述直流侧电压值V_bus≥逆变器额定直流逆变电压值V_{bus_inv}时，生成第一逆变器控制信号，所述第一逆变器控制信号用于控制逆变器的输出电压幅值为逆变器额定输出电压幅值V_ac0；

当判断所述直流侧电压值V_bus＜逆变器额定直流逆变电压值V_{bus_inv}时，生成第二逆变器控制信号，所述第二逆变器控制信号用于控制逆变器的输出电压幅值为逆变器第一输出电压幅值V_ac；所述逆变器第一输出电压幅值V_ac的计算公式为：

V_ac=V_ac0–(V_{bus_inv}-V_bus)*K_inv

其中，K_inv为逆变输出衰减系数；

通过改变光伏输出系数K_pv，调整直流微网系统中各家庭储能子系统的卖电优先程度；通过改变逆变输出衰减系数K_inv，调整直流微网系统中各家庭储能子系统的负载用电优先程度。

2.根据权利要求1所述的用于直流耦合孤岛系统的能量控制方法，其特征在于：所述能量控制策略模型包括光伏面板能量控制策略子模型，所述光伏面板能量控制策略子模型包括：

当判断所述直流侧电压值V_bus≤光伏面板额定直流电压值V_{bus_pv}时，生成第一光伏面板控制信号，所述第一光伏面板控制信号用于控制光伏面板的输出功率为光伏面板额定输出功率P_pv0；

当判断所述直流侧电压值V_bus＞光伏面板额定直流电压值V_{bus_pv}时，生成第二光伏面板控制信号，所述第二光伏面板控制信号用于控制光伏面板的输出功率为光伏面板第一输出功率P_pv；所述光伏面板第一输出功率P_pv的计算公式为：

P_pv=P_pv0-(V_bus-V_{bus_pv})*K_pv

其中，K_pv为光伏输出系数。

3.根据权利要求1所述的用于直流耦合孤岛系统的能量控制方法，其特征在于：所述能量控制策略模型还包括蓄电池能量控制策略子模型；所述蓄电池能量控制策略子模型包括：

当判断所述直流侧电压值V_bus＞蓄电池额定直流充电电压值V_{bus_chg}时，生成第一蓄电池控制信号，所述第一蓄电池控制信号用于控制蓄电池切换到充电状态，并控制蓄电池的充电电流为蓄电池第一充电电流I_chg；所述蓄电池第一充电电流I_chg的计算公式为：

I_chg=(V_bus–V_{bus_chg})*K_chg

其中，K_chg为蓄电池充电系数；

当判断所述直流侧电压值V_bus＜蓄电池额定直流放电电压值V_{bus_dis}时，生成第二蓄电池控制信号，所述第二蓄电池控制信号用于控制蓄电池切换到放电状态，并控制蓄电池的放电电流为蓄电池第一放电电流I_dis；所述蓄电池第一放电电流I_dis的计算公式为：

I_dis=(V_{bus_dis}-V_bus)*K_dis

其中，K_dis为蓄电池放电系数；

当判断所述直流侧电压值V_bus≤蓄电池额定直流充电电压值V_{bus_chg}且直流侧电压值V_bus≥蓄电池额定直流放电电压值V_{bus_dis}时，生成第三蓄电池控制信号，所述第三蓄电池控制信号用于控制蓄电池切换到不充电且不放电状态。

4.根据权利要求3所述的用于直流耦合孤岛系统的能量控制方法，其特征在于：根据蓄电池的剩余容量设定蓄电池充电系数K_chg和蓄电池放电系数K_dis；所述蓄电池充电系数K_chg与蓄电池的剩余容量之间具有负相关性；所述蓄电池放电系数K_dis与蓄电池的剩余容量之间具有正相关性。

5.根据权利要求1所述的用于直流耦合孤岛系统的能量控制方法，其特征在于：所述光伏面板额定直流电压值V_{bus_pv}、蓄电池额定直流充电电压值V_{bus_chg}、蓄电池额定直流放电电压值V_{bus_dis}、逆变器额定直流逆变电压值V_{bus_inv}之间的大小关系为：V_{bus_pv}>V_{bus_chg}>V_{bus_dis}>V_{bus_inv}。

6.根据权利要求1所述的用于直流耦合孤岛系统的能量控制方法，其特征在于：各家庭储能子系统还包括负载、交流开关、直流开关；所述交流开关分别与逆变器和负载连接；各家庭储能子系统的逆变器直流侧通过直流开关连接；

所述能量控制策略模型还包括系统节点保护策略子模型，所述系统节点保护策略子模型包括：

当家庭储能子系统的负载侧发生故障时，所述交流开关断开，负载侧发生故障的家庭储能子系统与直流微网系统中其它家庭储能子系统正常进行能量交互；

当家庭储能子系统的逆变器直流侧发生故障时，所述直流开关断开，避免逆变器直流侧发生故障的家庭储能子系统影响直流微网系统中其它家庭储能子系统之间的能量交互。

7.一种直流耦合孤岛系统，其特征在于：所述孤岛系统包括多个家庭储能子系统，各家庭储能子系统包括光伏面板、逆变器、蓄电池；各家庭储能子系统的逆变器直流侧连接，所述多个家庭储能子系统构成直流微网系统；

所述逆变器，用于根据逆变器直流侧电压值V_bus、预设参数值以及预先构建的能量控制策略模型，生成光伏面板控制信号、蓄电池控制信号和逆变器控制信号；所述光伏面板控制信号用于控制光伏面板的输出功率，所述蓄电池控制信号用于控制蓄电池的充放电状态和充放电电流，所述逆变器控制信号用于控制逆变器的输出电压幅值；所述预设参数值包括：光伏面板额定直流电压值V_{bus_pv}、蓄电池额定直流充电电压值V_{bus_chg}、蓄电池额定直流放电电压值V_{bus_dis}、逆变器额定直流逆变电压值V_{bus_inv}；

其中，所述能量控制策略模型还包括逆变器能量控制策略子模型，所述逆变器能量控制策略子模型包括：

当判断所述直流侧电压值V_bus≥逆变器额定直流逆变电压值V_{bus_inv}时，生成第一逆变器控制信号，所述第一逆变器控制信号用于控制逆变器的输出电压幅值为逆变器额定输出电压幅值V_ac0；

当判断所述直流侧电压值V_bus＜逆变器额定直流逆变电压值V_{bus_inv}时，生成第二逆变器控制信号，所述第二逆变器控制信号用于控制逆变器的输出电压幅值为逆变器第一输出电压幅值V_ac；所述逆变器第一输出电压幅值V_ac的计算公式为：

V_ac=V_ac0–(V_{bus_inv}-V_bus)*K_inv

其中，K_inv为逆变输出衰减系数；

通过改变光伏输出系数K_pv，调整直流微网系统中各家庭储能子系统的卖电优先程度；通过改变逆变输出衰减系数K_inv，调整直流微网系统中各家庭储能子系统的负载用电优先程度。

8.一种直流耦合孤岛系统能量控制装置，其特征在于：所述孤岛系统包括多个家庭储能子系统，各家庭储能子系统包括光伏面板、逆变器和蓄电池；各家庭储能子系统的逆变器直流侧连接，所述多个家庭储能子系统构成直流微网系统；所述控制装置包括信息获取单元和控制信号生成单元；

所述信息获取单元，用于获取逆变器直流侧电压值V_bus和预设参数值；所述预设参数值包括：光伏面板额定直流电压值V_{bus_pv}、蓄电池额定直流充电电压值V_{bus_chg}、蓄电池额定直流放电电压值V_{bus_dis}、逆变器额定直流逆变电压值V_{bus_inv}；

所述控制信号生成单元，用于根据所述逆变器直流侧电压值V_bus、预设参数值以及预先构建的能量控制策略模型，生成光伏面板控制信号、蓄电池控制信号和逆变器控制信号；所述光伏面板控制信号用于控制光伏面板的输出功率，所述蓄电池控制信号用于控制蓄电池的充放电状态和充放电电流，所述逆变器控制信号用于控制逆变器的输出电压幅值；

其中，所述能量控制策略模型还包括逆变器能量控制策略子模型，所述逆变器能量控制策略子模型包括：

当判断所述直流侧电压值V_bus≥逆变器额定直流逆变电压值V_{bus_inv}时，生成第一逆变器控制信号，所述第一逆变器控制信号用于控制逆变器的输出电压幅值为逆变器额定输出电压幅值V_ac0；

当判断所述直流侧电压值V_bus＜逆变器额定直流逆变电压值V_{bus_inv}时，生成第二逆变器控制信号，所述第二逆变器控制信号用于控制逆变器的输出电压幅值为逆变器第一输出电压幅值V_ac；所述逆变器第一输出电压幅值V_ac的计算公式为：

V_ac=V_ac0–(V_{bus_inv}-V_bus)*K_inv

其中，K_inv为逆变输出衰减系数；

通过改变光伏输出系数K_pv，调整直流微网系统中各家庭储能子系统的卖电优先程度；通过改变逆变输出衰减系数K_inv，调整直流微网系统中各家庭储能子系统的负载用电优先程度。