CN110208701B - 一种直流微网中储能系统虚拟电池内阻的计算方法 - Google Patents

Abstract

本发明提出一种直流微网中储能系统虚拟电池内阻的计算方法，属于直流微网控制领域。该方法将储能系统中每个储能单元与该储能单元DC/DC控制器作为一个整体，等效为一个满足Rint等效电路模型的虚拟电池；分别获得获得每个储能单元不同SOC值对应的端电压、放电内阻和充电内阻，得到放电内阻、充电内阻与端电压分别随SOC变化的一维查表函数；实际工作时，通过储能单元的SOC获取对应的放电内阻、充电内阻与端电压，再结合DC/DC控制器输出电压，根据储能单元的充放电状态，计算储能单元的虚拟电池内阻。本发明充分考虑了储能单元的自身特性，保证系统运行过程中不同储能单元之间的均衡与功率分配。

Description

一种直流微网中储能系统虚拟电池内阻的计算方法

技术领域

本发明属于直流微网控制领域，特别涉及一种直流微网中储能系统虚拟电池内阻的计 算方法。

背景技术

大规模电动汽车大功率充电势必会对电网带来巨大的冲击，影响电网的峰谷平衡，威 胁电网的稳定运行。微电网作为新型分布式配电组织形式与能源结构，既可以缓解大规模 电动汽车充电对大电网的影响，又适应电动汽车充电随机性与分散性的特点，是城市间电 动汽车充电基础设施建设的重要解决方案与发展趋势。

但大规模分布式可再生能源接入电网又会带来能量损耗、电能质量等问题，可再生能 源微电网的技术又可以解决以上的问题，因此发展具有协同增效功能的“光储充”可再生 能源微电网用于电动汽车充电，既是我国交通电气化与能源低碳化的发展交叉点，又是大 规模电动汽车充电与大规模可再生能源并网问题的共同解决方案。

直流微网相对于交流微网主要有以下三个方面的优势：在微网系统效率方面，光伏电 池、储能电池、电动汽车均为直流充放电设备，直流微网系统相比于交流网可减少电力电 子设备在电能转换过程中带来的能量损失，提升能量利用率并减少设备投资；在微网可靠 运行方面，直流微网相比于交流微网更便于实现多个分布式电源同时并网的问题，无需考 虑各个电源之间的频率和相位的同步问题，只需控制直流微网电压即可保证系统的稳定可 靠运行；在微网电能质量方面，由于直流微网不存在无功、谐波等对电能质量造成影响的 因素，直流微网更适合应对波动性和间歇性较大的可再生能源发电以及敏感负荷突变的应 用场景，可提供更高质量的电能供给。因此，直流微网更适合作为面向电动汽车充电的光 储充系统的解决方案。

为了应对微网系统中复杂多变的工况环境，保证微网系统内各个部件之间的协调稳定 运行与向微网内负荷的可靠电能供给，直流微网系统需要制定相应合理有效的控制策略， 维持直流微网母线电压的稳定与电源负荷之间的能量平衡，储能系统作为直流微网系统中 必不可少的组件，既需要协调发电侧与负荷侧之间的能量与功率平衡，又需要维持母线电 压的稳定保证直流微网的稳定运行。由此可见，直流微网中储能系统的设计与控制既是直 流微网中的关键技术，更是直流微网稳定运行的基本保障。目前关于直流微网中储能系统 设计与控制领域的专利较少，考虑到与交流微网控制中的关联性，目前直流微网中储能系 统的控制多采用电压-电流下垂控制技术，但传统下垂控制中储能系统下垂虚拟内阻多为 基于经验的某一固定值，无法满足动态特性的需求。专利201510510693.3、201611073301.2 均采用下垂控制的方法自适应动态调整下垂虚拟内阻，但其自适应下垂虚拟内阻的调整仅 考虑到了系统整体的控制目标，未考虑储能微源自身的运行特性。

发明内容

本发明的目的是为克服已有技术的不足之处，提出一种直流微网中储能系统虚拟电池 内阻的计算方法。本发明将虚拟电池的内阻值与储能系统自身特性相结合，该方法充分考 虑到储能系统自身的特性，在储能系统的运行过程中不断修正和调整其内阻值保证其适应 储能系统当前的状态特征。

本发明提出一种直流微网中储能系统虚拟电池内阻的计算方法，其特征在于，包括以 下步骤：

1)将储能系统中每个储能单元与该储能单元DC/DC控制器作为一个整体，等效为一 个满足Rint等效电路模型的虚拟电池，其中等效电路模型电阻R_v为储能单元虚拟电池的 内阻；

2)分别对储能系统中每个储能单元进行混合动力脉冲能力特性HPPC实验测试，获得 每个储能单元不同荷电状态SOC值对应的端电压、放电内阻和充电内阻；所述HPPC测试方法为：将储能单元放电至每个SOC值处后搁置3小时获得该SOC值对应的端电压；将储 能单元放电至每个SOC值处并搁置3小时后，对储能单元施加1C倍率下的10s恒流放电 脉冲和10s恒流充电脉冲，通过施加脉冲电流前后的电压变化差值除以脉冲电流值得到该 SOC值对应的放电内阻和充电内阻，得到放电内阻、充电内阻与端电压分别随SOC变化的 一维查表函数；

3)在直流微网的实际工作过程中，在线获取每个储能单元DC/DC控制器的输出电压 U_out；

4)在直流微网的实际工作过程中，在线获取电池管理系统BMS估计得到的每个储能 单元的SOC值；

5)利用步骤4)的结果，通过步骤2)得到的放电内阻、充电内阻与端电压分别随SOC变化的一维查表函数，得到该储能单元当前时刻SOC值对应的放电内阻、充电内阻与端电压值；

6)判断储能单元当前时刻的充放电状态：若储能单元处于放电状态，则储能单元内 阻r_b满足式(1)；若储能单元处于充电状态，则储能单元内阻r_b满足式(2)，其中，r_{b，discharge}和r_b，charge分别为储能单元的放电内阻和充电内阻；

r_b＝r_{b，discharge} (1)

r_b＝r_b，charge (2)

7)在线计算得到储能单元的虚拟电池内阻，表达式如下：

其中，U_b0为储能单元端电压，α_v为虚拟电池内阻比例系数。

本发明的特点及有益效果：

本发明充分考虑了储能单元自身的特性，将下垂系数的设计与储能系统当前状态的情 况实时联系起来，在本地控制环节即可实现储能单元之间自动且合理的功率分配，满足直 流微网储能单元的运行需求，为储能系统虚拟电池内阻的设计提供了指导。

附图说明

图1是本发明方法的整体流程图。

图2是本发明的储能系统中储能单元虚拟电池电路结构示意图。

图3为本发明实施例通过实验测得的储能单元放电内阻、充电内阻和端电压与SOC之 间的关系曲线图。

图4为本发明实施例不考虑直流母线电压变化的情况下储能单元放电状态和充电状态 下虚拟电池内阻与SOC之间的关系曲线图。

图5为本发明实施例直流母线电压变化的仿真结果图。

图6为本发明实施例两个储能单元SOC变化的仿真结果图。

图7为本发明实施例第一储能单元放电内阻、充电内阻和端电压变化的仿真结果图。

图8为本发明实施例第二储能单元放电内阻、充电内阻和端电压变化的仿真结果图。

图9为本发明实施例两个储能单元虚拟电池内阻变化的仿真结果图。

具体实施方式

本发明提出一种直流微网中储能系统虚拟电池内阻的计算方法，下面结合附图和具体 实施例对本发明详细说明如下。应当理解，此处所描述的具体实例仅用于解释本发明并不 用于限定本发明。需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特 征可以相互结合。

本发明提出一种直流微网中储能系统虚拟电池内阻的计算方法，整体流程如图1所示， 包括以下步骤：

1)本发明将储能系统中每个储能单元与该储能单元DC/DC控制器作为一个整体，等 效为一个满足Rint等效电路模型的虚拟电池，储能系统中每个储能单元的虚拟电池电路 结构如图2所示，所述等效电路模型电阻R_v即为储能单元虚拟电池的内阻。其中，U_b0为储能单元端电压，r_b为储能单元内阻，U_b为储能单元输出电压，I_b为储能单元输出电流，U_out为储能单元DC/DC输出电压，I_out为储能单元DC/DC输出电流，U_v为储能单元虚拟电池端 电压，R_v为储能单元虚拟电池内阻，U_vout为储能单元虚拟电池输出电压，I_v为储能单元虚 拟电池输出电流。

2)分别对储能系统中每个储能单元进行HPPC(混合动力脉冲能力特性)实验测试，获得每个储能单元不同SOC(荷电状态)值对应的端电压、放电内阻和充电内阻，SOC值 的选取标准一般为在0-1之间平均选取11或21个点，该方法中HPPC测试方法为：将储 能单元放电至每个SOC值处后搁置3小时获得该SOC值对应的端电压，将储能单元放电至 每个SOC值处并搁置3小时后，对储能单元施加1C倍率(C为电池充放电速率)下的10s 恒流放电脉冲和10s恒流充电脉冲，通过施加脉冲电流前后的电压变化差值除以脉冲电流 值得到该SOC值对应的放电内阻和充电内阻，得到放电内阻、充电内阻与端电压分别随SOC 变化的一维查表函数，并将上述3个一维查表函数写入储能单元本地DC/DC控制器的底层 控制程序中；

3)在直流微网的实际工作过程中，通过电压传感器在线测量得到每个储能单元DC/DC 控制器的实时输出电压，并将采集到的输出电压信号反向传输给对应的DC/DC控制器，在 线获取每个储能单元DC/DC控制器的输出电压U_out；

4)在直流微网的实际工作过程中，在线获取电池管理系统(BMS)估计得到的每个储 能单元的SOC值，储能单元的本地电池管理系统通过安时积分的SOC估计算法得到该储能 单元当前状态下的SOC值，并通过通讯将当前时刻的SOC值传输给该储能单元的DC/DC控制器；

5)利用步骤4)的结果，通过步骤2)得到的放电内阻、充电内阻与端电压分别随SOC变化的一维查表函数，得到该储能单元当前时刻SOC值对应的放电内阻、充电内阻与端电压值；

6)判断储能单元当前时刻的充放电状态：若储能单元处于放电状态，则储能单元内 阻r_b满足式(1)；若储能单元处于充电状态，则储能单元内阻r_b满足式(2)，其中，r_{b，discharge}和r_b，charge分别为储能单元的放电内阻和充电内阻；

r_b＝r_{b，discharge} (1)

r_b＝r_b，charge (2)

7)在线计算得到储能单元的虚拟电池内阻，所述计算方法如下：

根据虚拟电池的Rint等效模型，储能单元与虚拟电池模型中的物理量之间满足如下 关系：

U_b0-I_br_b＝U_b (3)

U_v-I_vR_v＝U_vout (4)

U_vout＝U_out (5)

I_v＝I_out (6)

假设DC/DC控制器完全理想，没有能量损耗，则根据能量守恒有如下关系：

U_bI_b＝U_outI_out (7)

根据上式可以推导出虚拟电池的内阻R_v满足如下关系：

忽略内阻数量级较低的一项o(r_b)，便可获得虚拟电池内阻与储能单元与母线电压之 间的定量关系，并在线计算得到不同SOC下储能单元虚拟电池当前时刻的内阻R_v值；

其中，α_v为虚拟电池内阻比例系数，一般取值范围为0-2。

下面结合一个具体实施例对本发明进一步详细说明。

本实施例以运行电压参考值为650V的直流微网中，两个容量为210Ah的储能单元(第 一储能单元和第二储能单元)作为本实施例的研究对象，本实施例提出一种直流微网中储 能系统虚拟电池内阻的计算方法，包括以下步骤：

1)将储能系统中每个储能单元与该储能单元DC/DC控制器作为一个整体，等效为一 个满足Rint等效电路模型的虚拟电池，其中等效电路模型电阻R_v即为储能单元虚拟电池 的内阻，U_b0为储能单元端电压，r_b为储能单元内阻，U_b为储能单元输出电压，I_b为储能单元输出电流，U_out为储能单元DC/DC输出电压，I_out为储能单元DC/DC输出电流，U_v为储能 单元虚拟电池端电压，R_v为储能单元虚拟电池内阻，U_vout为储能单元虚拟电池输出电压， I_v为储能单元虚拟电池输出电流。

2)分别对储能系统中每个储能单元进行HPPC(混合动力脉冲能力特性)实验测试，获得该储能单元不同SOC(荷电状态)点的端电压以及放电内阻和充电内阻，本实施例中 在0-1的SOC区间内选取了21个SOC测试点，得到两个储能单元的放电内阻、充电内阻、 端电压与SOC之间的关系曲线，将每个储能单元的3个关系曲线分别制成一维查表函数， 并将3个一维查表函数写入该储能单元本地DC/DC控制器的底层控制程序中，两个储能单 元的放电内阻、充电内阻和端电压与SOC之间的关系曲线如图3所示；不考虑输出电压波 动，假设母线电压保持不变的情况下，取α_v＝1，按式(9)可计算得到两个储能单元的虚 拟电池放电内阻和虚拟电池充电内阻如图4所示；

在Matlab/Simulink平台上对包含上述两个储能单元的直流微网进行仿真，两个储能 单元通过DC/DC控制器并联在直流母线上，设置第一储能单元的初始SOC为0.5,第二储能 单元的初始SOC为0.3，直流母线电压初始值为650V，仿真时长选取为200s；

3)在线获取两个储能单元DC/DC控制器的输出电压，通过电压传感器在线测量得到 储能系统DC/DC控制器的实时输出电压，忽略直流母线的线阻损耗，两个储能单元DC/DC控制器的输出电压相等为直流母线电压值，仿真过程中直流母线电压变化仿真结果如图5所示；

4)在线获取电池管理系统(BMS)估计得到的储能系统SOC，储能单元的本地电池管理系统通过安时积分的SOC估计算法得到储能单元当前状态下的SOC值，两个储能单元的SOC变化仿真结果如图6所示；

5)DC/DC控制器接收到BMS传输来的当前时刻的SOC值后，通过内置的储能单元放电 内阻-SOC表、充电内阻-SOC表和端电压-SOC表，在线获得当前状态下的储能单元放电内阻值、充电内阻值和端电压值，第一储能单元的放电内阻值、充电内阻值和端电压值如图 7所示，第二储能单元的放电内阻值、充电内阻值和端电压值如图8所示；

6)从仿真结果可知，第一储能单元处于放电状态，第二储能单元处于充电状态，因此利用式(9)在线计算得到两个储能单元的虚拟电池内阻，取α_v＝1，计算得到两个储能 单元的虚拟电池内阻的仿真结果如图9所示。

Claims (1)

1.一种直流微网中储能系统虚拟电池内阻的计算方法，其特征在于，包括以下步骤：

1)将储能系统中每个储能单元与该储能单元DC/DC控制器作为一个整体，等效为一个满足Rint等效电路模型的虚拟电池，其中等效电路模型电阻R_v为储能单元虚拟电池的内阻；

2)分别对储能系统中每个储能单元进行混合动力脉冲能力特性HPPC实验测试，获得每个储能单元不同荷电状态SOC值对应的端电压、放电内阻和充电内阻；所述HPPC测试方法为：将储能单元放电至每个SOC值处后搁置3小时获得该SOC值对应的端电压；将储能单元放电至每个SOC值处并搁置3小时后，对储能单元施加1C倍率下的10s恒流放电脉冲和10s恒流充电脉冲，通过施加脉冲电流前后的电压变化差值除以脉冲电流值得到该SOC值对应的放电内阻和充电内阻，得到放电内阻、充电内阻与端电压分别随SOC变化的一维查表函数；

3)在直流微网的实际工作过程中，在线获取每个储能单元DC/DC控制器的输出电压U_out；

4)在直流微网的实际工作过程中，在线获取电池管理系统BMS估计得到的每个储能单元的SOC值；

5)利用步骤4)的结果，通过步骤2)得到的放电内阻、充电内阻与端电压分别随SOC变化的一维查表函数，得到该储能单元当前时刻SOC值对应的放电内阻、充电内阻与端电压值；

6)判断储能单元当前时刻的充放电状态：若储能单元处于放电状态，则储能单元内阻r_b满足式(1)；若储能单元处于充电状态，则储能单元内阻r_b满足式(2),其中，r_b,discharge和r_b,charge分别为储能单元的放电内阻和充电内阻；

r_b＝r_d,discharge (1)

r_b＝r_b,charge (2)

7)在线计算得到储能单元的虚拟电池内阻，表达式如下：

其中，U_b0为储能单元端电压，α_v为虚拟电池内阻比例系数。

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