直流微电网储能系统无下垂控制的SOC快速均衡策略

直流微电网储能系统无下垂控制的soc快速均衡策略
技术领域
1.本发明涉及直流微电网储能系统领域，特别是直流微电网储能系统无下垂控制的soc快速均衡策略


背景技术：

2.随着可再生能源的快速发展，微电网技术受到了广泛关注。与交流微电网相比，直流微电网不需要考虑相位同步、无功补偿和谐波抑制等问题，可以与光伏、燃料电池等直流电源兼容。由于直流微电网中可再生能源发电单元具有随机性和波动性，主要依靠储能系统平抑系统功率波动，提高系统稳定性。为了避免因电网单点故障导致整个储能系统失效，需要采用多个储能单元并联形成分布式储能系统，当多个储能单元并联使用时，荷电状态(state-of-charge，soc)的不同将会导致部分储能单元过度放电或深度充电，缩短了分布式储能单元的使用寿命，同时下垂控制作为直流微电网中常用的均流方法，由于自身特点存在无法同时兼顾功率精确分配和母线电压跌落的缺陷，因此需要通过储能单元自身的容量和soc调节其输出电流，保证储能单元的输出电流按容量成比例精确分配、soc均衡和母线电压跌落在允许范围内。


技术实现要素：

3.为实现上述目的，本发明所提供的技术方案为：
4.1)两台储能单元通过对应的变换器，以及线路阻抗r
linei
并联在直流母线上，共同给负载r
load
供电，在每个采样周期起始点，对电感电流i
li
、输出电流i
oi
、输出电压u
oi
、储能单元荷电状态soci分别进行采样；
5.2)在通信模块中，各储能单元只需与相邻的储能单元进行信息互换，无需中央控制器就能获得储能系统中各储能单元荷电状态soci和虚拟状态变量yi的全局信息，再利用动态一致性算法得到储能系统荷电状态平均值soc
avg
和虚拟状态变量平均值y
avg
；
6.3)在均流模块中，将输出电流i
oi
除以储能单元的最大额定电流i
max
，再除以储能单元容量系数ki，得到中间系数ni，再用系数1减去中间系数ni得到过渡因子mi；
7.4)在电压补偿模块中，将过渡因子mi乘以输出电压u
oi
得到虚拟状态变量yi，再利用动态一致性算法得到虚拟状态变量平均值y
avg
，再用虚拟状态变量平均值y
avg
除以过渡因子mi得到过程电压u
zi
，再用参考电压u
ref
减去过程电压u
zi
经过一个积分器得到电压补偿量δui；
8.5)在soc均衡模块和电压电流双闭环模块中，将电压补偿模块中得到的电压补偿量δui直接加到参考电压u
ref
上，再减去储能单元输出电压u
oi
，再经过电压外环pi控制器gv(s)得到电流内环参考电流i
ai
，再将i
ai
与soc均衡电流i
bi
相加之后减去电感电流i
li
，得到的结果经过电流内环pi控制器gi(s)，得到驱动电压u
si
，再将驱动电压u
si
与三角载波进行比较得到pwm调制信号，其中soc均衡电流i
bi
具体计算过程如下：
9.将本地储能单元荷电状态soci减去通信模块中获得的储能系统荷电状态平均值
soc
avg
，再乘以得到均衡系数qi，其中ρ为加速因子，ε为精确因子，再将均衡系数qi乘以电流内环参考电流的绝对值|i
ai
|得到soc均衡电流i
bi
，soc均衡电流i
bi
的表达式为：
[0010][0011]
与现有技术相比，本方案的原理和优点如下：
[0012]
本发明公开了一种直流微电网储能系统无下垂控制的soc快速均衡策略，主要包括通信模块、均流模块、电压补偿模块、soc均衡模块和电压电流双闭环模块。在通信模块中，各储能单元只与相邻节点进行点对点通信，无需中央控制器便可获取储能系统soc和虚拟状态变量的平均值；在均流模块中，通过引入一个过渡因子，实现了输出电流按储能单元容量成比例精准分配；在电压补偿模块中，有效地补偿了母线电压的跌落，将母线电压控制在额定值附近；在soc均衡模块中，通过soc直接影响储能单元的电流闭环控制，进一步动态改变输出电流，实现soc快速均衡。
附图说明
[0013]
图1为本发明实施例中直流微电网储能系统的主电路图；
[0014]
图2为本发明实施例中直流微电网储能系统无下垂控制的soc快速均衡策略的控制框图；
[0015]
图3为本发明实施例中储能单元的soc波形图；
[0016]
图4为本发明实施例中储能单元的直流侧输出电流波形图；
[0017]
图5为本发明实施例中储能系统的母线电压波形图。
具体实施方式
[0018]
下面结合具体实施例对本发明作进一步说明：
[0019]
图1为直流微电网储能系统的主电路图，储能系统由两台储能单元通过dc-dc变换器并联构成，desu1为第一台储能单元，u
o1
为第一台储能单元直流侧输出电压，i
o1
为第一台储能单元直流侧输出电流，r
line1
为第一台储能单元所对应的线路阻抗，两台储能单元的线路阻抗分别为0.4ω和0.5ω，r
load
为负载电阻。
[0020]
图2为直流微电网储能系统无下垂控制的soc快速均衡策略的控制框图，包括以下步骤：
[0021]
1)两台储能单元通过对应的变换器，以及线路阻抗r
linei
并联在直流母线上，共同给负载r
load
供电，在每个采样周期起始点，对电感电流i
li
、输出电流i
oi
、输出电压u
oi
、储能单元荷电状态soci分别进行采样；
[0022]
2)在通信模块中，各储能单元只需与相邻的储能单元进行信息互换，无需中央控制器就能获得储能系统中各储能单元荷电状态soci和虚拟状态变量yi的全局信息，再利用动态一致性算法得到储能系统荷电状态平均值soc
avg
和虚拟状态变量平均值y
avg
；
[0023]
3)在均流模块中，将输出电流i
oi
除以储能单元的最大额定电流i
max
，再除以储能单
元容量系数ki，得到中间系数ni，再用系数1减去中间系数ni得到过渡因子mi；
[0024]
4)在电压补偿模块中，将过渡因子mi乘以输出电压u
oi
得到虚拟状态变量yi，再利用动态一致性算法得到虚拟状态变量平均值y
avg
，再用虚拟状态变量平均值y
avg
除以过渡因子mi得到过程电压u
zi
，再用参考电压u
ref
减去过程电压u
zi
经过一个积分器得到电压补偿量δui；
[0025]
5)在soc均衡模块和电压电流双闭环模块中，将电压补偿模块中得到的电压补偿量δui直接加到参考电压u
ref
上，再减去储能单元输出电压u
oi
，再经过电压外环pi控制器gv(s)得到电流内环参考电流i
ai
，再将i
ai
与soc均衡电流i
bi
相加之后减去电感电流i
li
，得到的结果经过电流内环pi控制器gi(s)，得到驱动电压u
si
，再将驱动电压u
si
与三角载波进行比较得到pwm调制信号，其中soc均衡电流i
bi
具体计算过程如下：
[0026]
将本地储能单元荷电状态soci减去通信模块中获得的储能系统荷电状态平均值soc
avg
，再乘以得到均衡系数qi，其中ρ为加速因子，ε为精确因子，再将均衡系数qi乘以电流内环参考电流的绝对值|i
ai
|得到soc均衡电流i
bi
，soc均衡电流i
bi
的表达式为：
[0027][0028]
图3为储能单元的soc波形图，分布式储能系统工作在放电模式，初始的soc1、soc2分别为90％、87％，当soc高于平均值的时候，soc均衡电流i
bi
＞0，使直流侧输出电流i
oi
变大，储能单元放电速度加快，soc越大的储能单元其soc下降越快；当soc低于平均值的时候，反之亦然；最终在1.04秒时实现soc均衡。
[0029]
图4为储能单元直流侧输出电流波形图，由于两台储能单元的容量比为3:2，因此选取其容量系数分别为k1＝3、k2＝2，在放电模式下，因为容量系数ki的存在，在两台储能单元soc实现均衡后，两台储能单元的输出电流大小分别为12a和8a，实现了按照其储能单元的容量成比例精确分配的目的。
[0030]
图5为储能系统母线电压波形图，由于电压补偿模块的存在，能够保证系统稳定时母线电压控制在参考值400v附近；虽然在soc均衡前母线电压并未到达400v附近，但是soc在1.04秒时便可以实现均衡，因此这个是可以接受的；soc均衡时引起的母线电压波动也是在允许范围内。
[0031]
以上所述之实施例子只为本发明之较佳实施例，并非以此限制本发明的实施范围，故凡依本发明之形状、原理所作的变化，均应涵盖在本发明的保护范围内。

技术特征：
1.直流微电网储能系统无下垂控制的soc快速均衡策略，其特征在于，包括以下步骤：1)两台储能单元通过对应的变换器，以及线路阻抗r
linei
并联在直流母线上，共同给负载r
load
供电，在每个采样周期起始点，对电感电流i
li
、输出电流i
oi
、输出电压u
oi
、储能单元荷电状态soc
i
分别进行采样；2)在通信模块中，各储能单元只需与相邻的储能单元进行信息互换，无需中央控制器就能获得储能系统中各储能单元荷电状态soc
i
和虚拟状态变量y
i
的全局信息，再利用动态一致性算法得到储能系统荷电状态平均值soc
avg
和虚拟状态变量平均值y
avg
；3)在均流模块中，将输出电流i
oi
除以储能单元的最大额定电流i
max
，再除以储能单元容量系数k
i
，得到中间系数n
i
，再用系数1减去中间系数n
i
得到过渡因子m
i
；4)在电压补偿模块中，将过渡因子m
i
乘以输出电压u
oi
得到虚拟状态变量y
i
，再利用动态一致性算法得到虚拟状态变量平均值y
avg
，再用虚拟状态变量平均值y
avg
除以过渡因子m
i
得到过程电压u
zi
，再用参考电压u
ref
减去过程电压u
zi
经过一个积分器得到电压补偿量δu
i
；5)在soc均衡模块和电压电流双闭环模块中，将电压补偿模块中得到的电压补偿量δu
i
直接加到参考电压u
ref
上，再减去储能单元输出电压u
oi
，再经过电压外环pi控制器gv(s)得到电流内环参考电流i
ai
，再将i
ai
与soc均衡电流i
bi
相加之后减去电感电流i
li
，得到的结果经过电流内环pi控制器g
i
(s)，得到驱动电压u
si
，再将驱动电压u
si
与三角载波进行比较得到pwm调制信号，其中soc均衡电流i
bi
具体计算过程如下：将本地储能单元荷电状态soc
i
减去通信模块中获得的储能系统荷电状态平均值soc
avg
，再乘以得到均衡系数q
i
，其中ρ为加速因子，ε为精确因子，再将均衡系数q
i
乘以电流内环参考电流的绝对值|i
ai
|得到soc均衡电流i
bi
，soc均衡电流i
bi
的表达式为：2.根据权利要求1所述的直流微电网储能系统无下垂控制的soc快速均衡策略，其特征在于，步骤5)加速因子ρ的取值范围为0.6<ρ<1.2，均衡精度因子ε的取值范围0.001<ε<0.01。

技术总结
本发明公开了一种直流微电网储能系统无下垂控制的SOC快速均衡策略，主要包括通信模块、均流模块、电压补偿模块、SOC均衡模块和电压电流双闭环模块。在通信模块中，各储能单元只与相邻节点进行点对点通信，无需中央控制器便可获取储能系统SOC和虚拟状态变量的平均值；在均流模块中，通过引入一个过渡因子，实现了输出电流按储能单元容量成比例精准分配；在电压补偿模块中，有效地补偿了母线电压的跌落，将母线电压控制在额定值附近；在SOC均衡模块中，通过SOC直接影响储能单元的电流闭环控制，进一步动态改变输出电流，实现SOC快速均衡。衡。衡。


技术研发人员：文旭涛 谢晨 杨苓 罗栋涛 卓庆东 刘文迪 黄泽杭
受保护的技术使用者：广东工业大学
技术研发日：2023.06.01
技术公布日：2023/8/24