CN115912417A - 基于模型预测的直流微电网分布式储能系统控制方法 - Google Patents

Abstract

本申请公开了基于模型预测的直流微电网分布式储能系统控制方法，包括：获取光伏系统输出功率和负载消耗功率，当光伏系统输出功率小于负载消耗功率时，确定第一储能单元的第一预测输出电流出力比和第二储能单元的第二预测输出电流出力比；获取下一时刻的第一储能单元荷电状态和第二储能单元荷电状态，基于第一储能单元荷电状态、第二储能单元荷电状态、第一预测输出电流出力比和第二预测输出电流出力比，调整第一储能单元的第一实际输出电流出力比和第二储能单元的第二实际输出电流出力比，以保持第一储能单元荷电状态和第二储能单元荷电状态的均衡，增加储能单元的使用寿命。

Description

基于模型预测的直流微电网分布式储能系统控制方法

技术领域

本发明涉及微电网控制技术领域，特别涉及一种基于模型预测的直流微电网分布式储能系统控制方法。

背景技术

近几十年来，随着人们对环境污染化石燃料短缺等问题的日益重视，可再生能源的开发利用越来越得到关注。由于一些可再生能源的间歇性和随机性，使得这些电源仅靠自身的调节能力满足负荷的功率平衡比较困难，通常需要其他电源(内部或外部)的配合。微电网就是将可再生能源发电系统、负荷与储能系统等一起组织成微电网形式运行的，这种方式可以有效提高可再生能源的利用效率，有利于电网发生故障时向主要负荷持续供电，避免间歇性电源对周围用户的电能质量的影响。

微电网中最重要的部分是可再生资源的电能输出与储能系统的电能输出的分配管理控制。目前，通过模型预测电流结合功率(MPCP)控制方案控制可再生资源的电能输出与储能系统的电能输出的分配管理，这种方式通过考虑波动的发电量、变化的电力需求、电池充电状态和电价，制定系统级的能量管理，以确保在不同运行模式下系统的稳定运行，但储能系统未考虑到多储能单元协调运行，即储能系统运行时没有考虑每个储能单元荷电状态的信息，因为储能单元的荷电状态不均衡会影响整个储能系统的使用寿命。

发明内容

有鉴于此，本发明提供了一种基于模型预测的直流微电网分布式储能系统控制方法，主要目的在于解决目前微电网的储能系统运行时没有考虑每个储能单元荷电状态信息的问题。

本申请提供了一种基于模型预测的直流微电网分布式储能系统控制方法，该方法包括：

获取光伏系统输出功率和负载消耗功率，当所述光伏系统输出功率小于所述负载消耗功率时，获取第一储能单元当前时刻的第一实际输出电流和第二储能单元当前时刻的第二实际输出电流；

根据所述第一实际输出电流、所述第二实际输出电流和预设的储能系统输出电流状态空间方程，获得第一储能单元下一时刻的第一预测输出电流和第二储能单元下一时刻的第二预测输出电流；

基于所述第一预测输出电流、所述第二预测输出电流和预设的代价函数，确定第一储能单元的第一预测输出电流出力比和第二储能单元的第二预测输出电流出力比；

获取下一时刻的第一储能单元荷电状态和第二储能单元荷电状态，基于所述第一储能单元荷电状态、所述第二储能单元荷电状态、所述第一预测输出电流出力比和所述第二预测输出电流出力比，调整第一储能单元的第一实际输出电流出力比和第二储能单元的第二实际输出电流出力比。

可选地，所述基于所述第一预测输出电流、所述第二预测输出电流和预设的代价函数，确定第一储能单元的第一预测输出电流出力比和第二储能单元的第二预测输出电流出力比，包括：

根据所述第一预测输出电流、所述第二预测输出电流和预设的代价函数，获得下一时刻的第一储能单元的第一参考输出电流和第二储能单元的第二参考输出电流；

根据当前时刻的直流母线实际电压，获得下一时刻的储能单元总参考输出电流；

根据所述储能单元总参考输出电流、所述第一参考输出电流和所述第二参考输出电流，获得所述第一预测输出电流出力比和所述第二预测输出电流出力比。

可选地，所述根据当前时刻的直流母线实际电压，获得下一时刻的储能单元总参考输出电流，包括：

根据当前时刻的直流母线实际电压和目标电压，获得下一时刻的直流母线预测电压；

根据所述下一时刻的直流母线预测电压，获得下一时刻的储能单元总参考输出功率；

根据所述下一时刻的储能单元总参考输出功率，获得下一时刻的储能单元总参考输出电流。

可选地，采用下述公式获取下一时刻的储能单元总参考输出功率：

其中，P_BESS ^*(k+1)为下一时刻的储能单元总参考输出功率，i_pv(k)为当前时刻光伏系统实际输出电流，i_B(k+1)为下一时刻储能单元总预测输出电流，i_load(k)为当前时刻负载消耗电流，C₂为常数，N为常数，T_s为周期，v_dc ^*(k+1)为下一时刻的直流母线预测电压，v_dc(k)为当前时刻直流母线输出电压；

采用下述公式获取下一时刻的储能单元总参考输出电流：

其中，

为下一时刻的储能单元总参考输出电流，P_BESS ^*(k+1)为下一时刻的储能单元总参考输出功率，v_B(k)为当前时刻储能单元实际输出电压。

可选地，采用下述公式确定第一储能单元的第一预测输出电流出力比和第二储能单元的第二预测输出电流出力比：

i_B1 ^*＝γ₁i_B ^*

i_B2 ^*＝γ₂i_B ^*

γ₁+γ₂＝1

其中，i_B1 ^*为所述第一参考输出电流，i_B2 ^*为第二参考输出电流，i_B ^*为储能单元总参考输出电流，γ₁为第一预测输出电流出力比，γ₂为第二预测输出电流出力比。

可选地，基于所述第一储能单元荷电状态、所述第二储能单元荷电状态、所述第一预测输出电流出力比和所述第二预测输出电流出力比，调整第一储能单元的第一实际输出电流出力比和第二储能单元的第二实际输出电流出力比，包括：

当所述第一储能单元荷电状态大于第二储能单元荷电状态时，若所述第一预测输出电流出力比大于所述第二预测输出电流出力比，则调整所述第一实际输出电流出力比和所述第二实际输出电流出力比，以使所述第一实际输出电流出力比小于所述第二实际输出电流出力比；

当所述第一储能单元荷电状态等于第二储能单元荷电状态时，若所述第一预测输出电流出力比不等于所述第二预测输出电流出力比，则调整所述第一实际输出电流出力比和所述第二实际输出电流出力比，以使所述第一实际输出电流出力比等于所述第二实际输出电流出力比；

当所述第一储能单元荷电状态小于第二储能单元荷电状态时，所述第一预测输出电流出力比小于所述第二预测输出电流出力比，则调整所述第一实际输出电流出力比和所述第二实际输出电流出力比，以使所述第一实际输出电流出力比大于所述第二实际输出电流出力比。

可选地，所述预设的储能系统输出电流状态空间方程为：

其中，i_B1(k+1)为第一预测输出电流，i_B1(k)为第一实际输出电流，T_s为时间间隔，L_B1为第一常数，v_dc(k)为当前时刻直流母线输出电压，v_B1(k)为第一储能单元当前时刻输出电压，，i_B2(k+1)为第二预测输出电流，i_B2(k)为第二实际输出电流，L_B2为第二常数，v_B2(k)为第二储能单元当前时刻输出电压。

可选地，所述预设的代价函数为：

J_C＝|i_B1 ^*(k+1)-i_B1(k+1)|+|i_B2 ^*(k+1)-i_B2(k+1)|

s.t.SoC_min≤SoC≤SoC_max

i_B≤|i_{bat_rated}|

其中，i_B1 ^*(k+1)为第一参考输出电流，i_B1(k+1)为第一预测输出电流，i_B2 ^*(k+1)为第二参考输出电流，i_B2(k+1)为第二预测输出电流，SoC为储能单元荷电状态，SoC_min为储能单元荷电状态最小限值，SoC_max为储能单元荷电状态最大限值，i_B为储能单元的实际输出电流，i_{bat_rated}为储能单元的额定输出电流。

可选地，当光伏系统输出功率大于负载消耗功率时，获取第一储能单元的荷电状态和第二储能单元的荷电状态，基于所述第一储能单元的荷电状态和第二储能单元的荷电状态，调整第一储能单元的实际充电电流出力比和第二储能单元的实际充电电流出力比。

可选地，所述调整第一储能单元的实际充电电流出力比和第二储能单元的实际充电电流出力比，包括：

当所述第一储能单元荷电状态大于第二储能单元荷电状态时，调整所述第一实际充电电流出力比和所述第二实际充电电流出力比，以使所述第一实际充电电流出力比大于所述第二实际充电电流出力比；

当所述第一储能单元荷电状态等于第二储能单元荷电状态时，调整所述第一实际充电电流出力比和所述第二实际充电电流出力比，以使所述第一实际充电电流出力比等于所述第二实际充电电流出力比；

当所述第一储能单元荷电状态小于第二储能单元荷电状态时，调整所述第一实际充电电流出力比和所述第二实际充电电流出力比，以使所述第一实际充电电流出力比小于所述第二实际充电电流出力比。

借由上述技术方案，本发明实施例提供的技术方案至少具有下列优点：

本申请提供的一种基于模型预测的直流微电网分布式储能系统控制方法，基于模型预测的直流微电网分布式储能系统控制方法通过模型预测获得第一预测输出电流出力比和第二预测输出电流出力比，基于第一储能单元荷电状态、第二储能单元荷电状态、第一预测输出电流出力比和第二预测输出电流出力比，调整第一储能单元的第一实际输出电流出力比和第二储能单元的第二实际输出电流出力比，以保持第一储能单元荷电状态和第二储能单元荷电状态的均衡，增加储能单元的使用寿命。

上述说明仅是本发明技术方案的概述，为了能够更清楚了解本发明的技术手段，而可依照说明书的内容予以实施，并且为了让本发明的上述和其它目的、特征和优点能够更明显易懂，以下特举本发明的具体实施方式。

附图说明

通过阅读下文优选实施方式的详细描述，各种其他的优点和益处对于本领域普通技术人员将变得清楚明了。附图仅用于示出优选实施方式的目的，而并不认为是对本发明的限制。而且在整个附图中，用相同的参考符号表示相同的部件。在附图中：

图1示出了本申请实施例提供的一种基于模型预测的直流微电网分布式储能系统控制方法的流程图。

具体实施方式

下文中将参考附图并结合实施例来详细说明本发明。需要说明的是，在不冲突的情况下，本发明中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。

为更进一步阐述本发明为达成预定发明目的所采取的技术手段及功效，以下结合附图及较佳实施例，对依据本发明申请的具体实施方式、结构、特征及其功效，详细说明如后。在下述说明中，不同的“一实施例”或“实施例”指的不一定是同一实施例。此外，一或多个实施例中的特定特征、结构、或特点可由任何合适形式组合。

针对目前微电网的储能系统运行时没有考虑每个储能单元荷电状态信息的问题，本申请实施例提供了一种基于模型预测的直流微电网分布式储能系统控制方法，如图1所示，该方法包括：

102：获取光伏系统输出功率和负载消耗功率，当光伏系统输出功率小于负载消耗功率时，获取第一储能单元当前时刻的第一实际输出电流和第二储能单元当前时刻的第二实际输出电流；

104：根据第一实际输出电流、第二实际输出电流和预设的储能系统输出电流状态空间方程，获得第一储能单元下一时刻的第一预测输出电流和第二储能单元下一时刻的第二预测输出电流；

在一个实施例中，预设的储能系统输出电流状态空间方程为：

其中，i_B1(k+1)为第一预测输出电流，i_B1(k)为第一实际输出电流，T_s为时间间隔，L_B1为第一常数，v_dc(k)为当前时刻直流母线输出电压，v_B1(k)为第一储能单元当前时刻输出电压，，i_B2(k+1)为第二预测输出电流，i_B2(k)为第二实际输出电流，L_B2为第二常数，v_B2(k)为第二储能单元当前时刻输出电压。

具体而言，将第一实际输出电流、第二实际输出电流代入预设的储能系统输出电流状态空间方程，获得第一储能单元下一时刻的第一预测输出电流和第二储能单元下一时刻的第二预测输出电流。

106：基于第一预测输出电流、第二预测输出电流和预设的代价函数，确定第一储能单元的第一预测输出电流出力比和第二储能单元的第二预测输出电流出力比；

在一个实施例中，基于第一预测输出电流、第二预测输出电流和预设的代价函数，确定第一储能单元的第一预测输出电流出力比和第二储能单元的第二预测输出电流出力比，包括：

根据第一预测输出电流、第二预测输出电流和预设的代价函数，获得下一时刻的第一储能单元的第一参考输出电流和第二储能单元的第二参考输出电流；

根据当前时刻的直流母线实际电压，获得下一时刻的储能单元总参考输出电流；

根据储能单元总参考输出电流、第一参考输出电流和第二参考输出电流，获得第一预测输出电流出力比和第二预测输出电流出力比。

具体而言，获得第一参考输出电流、第二参考输出电流和储能单元总参考输出电流后，基于第一参考输出电流、第二参考输出电流与储能单元总参考输出电流的关系式，获得第一预测输出电流出力比和第二预测输出电流出力比。

在一个实施例中，根据当前时刻的直流母线实际电压，获得下一时刻的储能单元总参考输出电流，包括：

根据当前时刻的直流母线实际电压和目标电压，获得下一时刻的直流母线预测电压；

根据下一时刻的直流母线预测电压，获得下一时刻的储能单元总参考输出功率；

根据下一时刻的储能单元总参考输出功率，获得下一时刻的储能单元总参考输出电流。

具体而言，基于当前时刻的直流母线实际电压和目标电压，获得下一时刻的直流母线预测电压，基于下一时刻的直流母线预测电压，获得下一时刻的储能单元总参考输出功率，基于下一时刻的储能单元总参考输出功率，获得下一时刻的储能单元总参考输出电流。

在一个实施例中，增加电压反馈如式子，对母线电压的预测值进一步反馈修正，使母线电压更接近目标值。V_aim为直流母线的目标电压，σ为修正加速因子。

v_dc ^*(k+1)＝V_aim+σ(V_aim-v_dc(k))

其中，v_dc ^*(k+1)为直流母线电压的预测值，可以根据直流母线电压实测值v_dc与目标值之差自动地调整。当v_dc<V_aim时，直流母线电压的参考值增大；当v_dc>V_aim时直流母线电压的参考值减小。加速因子为一大于0的数值，σ较大，母线电压参考值就越大，对系统母线电压的校正力度就越大，可以越快；但同时，如果加速因子过大，也会导致母线电压失控，因此也需要选取一个合适的数值。

在一个实施例中，采用下述公式获取下一时刻的储能单元总参考输出功率：

其中，P_BESS ^*(k+1)为下一时刻的储能单元总参考输出功率，i_pv(k)为当前时刻光伏系统实际输出电流，i_B(k+1)为下一时刻储能单元总预测输出电流，i_load(k)为当前时刻负载消耗电流，C₂为常数，N为常数，T_s为周期，v_dc ^*(k+1)为下一时刻的直流母线预测电压，v_dc(k)为当前时刻直流母线输出电压；

采用下述公式获取下一时刻的储能单元总参考输出电流：

其中，i_B ^*(k+1)为下一时刻的储能单元总参考输出电流，P_BESS ^*(k+1)为下一时刻的储能单元总参考输出功率，v_B(k)为当前时刻储能单元实际输出电压。

具体而言，根据下一时刻的直流母线预测电压与下一时刻的储能单元总参考输出功率的关系式，计算获得下一时刻的储能单元总参考输出功率，根据下一时刻的储能单元总参考输出电流与下一时刻的储能单元总参考输出功率的关系式，计算获得下一时刻的储能单元总参考输出电流。

在一个实施例中，采用下述公式确定第一储能单元的第一预测输出电流出力比和第二储能单元的第二预测输出电流出力比：

i_B1 ^*＝γ₁i_B ^*

i_B2 ^*＝γ₂i_B ^*

γ₁+γ₂＝1

其中，i_B1 ^*为第一参考输出电流，i_B2 ^*为第二参考输出电流，i_B ^*为储能单元总参考输出电流，γ₁为第一预测输出电流出力比，γ₂为第二预测输出电流出力比。

具体而言，根据第一参考输出电流和第二参考输出电流与储能单元总参考输出电流的关系，计算获得第一预测输出电流出力比和第二预测输出电流出力比。

在一个实施例中，预设的代价函数为：

J_C＝|i_B1 ^*(k+1)-i_B1(k+1)|+|i_B2 ^*(k+1)-i_B2(k+1)|

s.t.SoC_min≤SoC≤SoC_max

i_B≤|i_{bat_rated}|

其中，i_B1 ^*(k+1)为第一参考输出电流，i_B1(k+1)为第一预测输出电流，i_B2 ^*(k+1)为第二参考输出电流，i_B2(k+1)为第二预测输出电流，SoC为储能单元荷电状态，SoC_min为储能单元荷电状态最小限值，SoC_max为储能单元荷电状态最大限值，i_B为储能单元的实际输出电流，i_{bat_rated}为储能单元的额定输出电流。

具体而言，已经获得第一预测输出电流和第二预测输出电流，根据基预设的代价函数，获得满足的第一参考输出电流和第二参考输出电流。

108：获取下一时刻的第一储能单元荷电状态和第二储能单元荷电状态，基于第一储能单元荷电状态、第二储能单元荷电状态、第一预测输出电流出力比和第二预测输出电流出力比，调整第一储能单元的第一实际输出电流出力比和第二储能单元的第二实际输出电流出力比。

具体而言，荷电状态高的储能单元使用寿命短，因此如果储能系统中有个别储能单元一直处于高荷电状态，这个储能单元的使用寿命短，进而影响整个储能系统的使用寿命，因此，当个别储能单元的荷电状态高时，通过降低该储能单元的实际输出电流出力比来降低该储能单元的荷电状态。

在一个实施例中，基于第一储能单元荷电状态、第二储能单元荷电状态、第一预测输出电流出力比和第二预测输出电流出力比，调整第一储能单元的第一实际输出电流出力比和第二储能单元的第二实际输出电流出力比，包括：

当第一储能单元荷电状态大于第二储能单元荷电状态时，若第一预测输出电流出力比大于第二预测输出电流出力比，则调整第一实际输出电流出力比和第二实际输出电流出力比，以使第一实际输出电流出力比小于第二实际输出电流出力比；

当第一储能单元荷电状态等于第二储能单元荷电状态时，若第一预测输出电流出力比不等于第二预测输出电流出力比，则调整第一实际输出电流出力比和第二实际输出电流出力比，以使第一实际输出电流出力比等于第二实际输出电流出力比；

当第一储能单元荷电状态小于第二储能单元荷电状态时，若第一预测输出电流出力比小于第二预测输出电流出力比，则调整第一实际输出电流出力比和第二实际输出电流出力比，以使第一实际输出电流出力比大于第二实际输出电流出力比。

具体而言，当第一储能单元荷电状态大于第二储能单元荷电状态时，需要降低第一储能单元的荷电状态，以保持第一储能单元的持久使用性，通过降低第一实际输出电流出力比来降低第一储能单元的荷电状态。当第一预测输出电流出力比小于第二预测输出电流出力比，说明第一储能单元和第二储能单元的荷电状态变化趋势没有异常，按照第一预测输出电流出力调整第一实际输出电流出力比，按照第二预测输出电流出力调整第二实际输出电流出力比。当第一预测输出电流出力比大于第二预测输出电流出力比，说明第一储能单元和第二储能单元的荷电状态变化趋势发生异常，不能按照第一预测输出电流出力和第二预测输出电流出力调整第一实际输出电流出力比和第二实际输出电流出力比，需要直接调整第一实际输出电流出力比和第二实际输出电流出力比，使得第一实际输出电流出力比小于第二实际输出电流出力比，进而降低第一储能单元的荷电状态，即让第一储能单元少做输出贡献。

当第一储能单元荷电状态等于第二储能单元荷电状态时，需要使第一实际输出电流出力比和第二实际输出电流出力比相等，以继续保持第一储能单元荷电状态等于第二储能单元荷电状态。当第一预测输出电流出力比不等于第二预测输出电流出力比时，说明第一实际输出电流出力比和第二实际输出电流出力比没有达到需求，需要调整第一实际输出电流出力比和第二实际输出电流出力比，使得第一实际输出电流出力比等于第二实际输出电流出力比，保持第一储能单元和第一储能单元做相同的输出贡献。

当第一储能单元荷电状态小于第二储能单元荷电状态时，需要降低第二储能单元的荷电状态，以保持第二储能单元的持久使用性，通过降低第二实际输出电流出力比来降低第二储能单元的荷电状态。当第一预测输出电流出力比大于第二预测输出电流出力比，说明第一储能单元和第二储能单元的荷电状态变化趋势没有异常，按照第一预测输出电流出力调整第一实际输出电流出力比，按照第二预测输出电流出力调整第二实际输出电流出力比。当第一预测输出电流出力比小于第二预测输出电流出力比，说明第一储能单元和第二储能单元的荷电状态变化趋势发生异常，不能按照第一预测输出电流出力和第二预测输出电流出力调整第一实际输出电流出力比和第一实际输出电流出力比，需要直接调整第一实际输出电流出力比和第二实际输出电流出力比，使得第一实际输出电流出力比大于第二实际输出电流出力比，进而降低第二储能单元的荷电状态，即让第一储能单元多做输出贡献。

与现有技术相比，本申请提供的基于模型预测的直流微电网分布式储能系统控制方法通过模型预测获得第一预测输出电流出力比和第二预测输出电流出力比，基于第一储能单元荷电状态、第二储能单元荷电状态、第一预测输出电流出力比和第二预测输出电流出力比，调整第一储能单元的第一实际输出电流出力比和第二储能单元的第二实际输出电流出力比，以保持第一储能单元荷电状态和第二储能单元荷电状态的均衡，增加储能单元的使用寿命。

在一个实施例中，当光伏系统输出功率大于负载消耗功率时，获取第一储能单元的荷电状态和第二储能单元的荷电状态，基于第一储能单元的荷电状态和第二储能单元的荷电状态，调整第一储能单元的实际充电电流出力比和第二储能单元的实际充电电流出力比。

具体而言，当光伏系统输出功率大于负载消耗功率时，光伏系统多余的能量向储能单元充电，获取第一储能单元的荷电状态和第二储能单元的荷电状态，根据第一储能单元的荷电状态和第二储能单元的荷电状态，调整第一储能单元的实际充电电流出力比和第二储能单元的实际充电电流出力比，使得保持第一储能单元的荷电状态和第二储能单元的荷电状态相等。

在一个实施例中，调整第一储能单元的实际充电电流出力比和第二储能单元的实际充电电流出力比，包括：

当第一储能单元荷电状态大于第二储能单元荷电状态时，调整第一实际充电电流出力比和第二实际充电电流出力比，以使第一实际充电电流出力比大于第二实际充电电流出力比；

当第一储能单元荷电状态等于第二储能单元荷电状态时，调整第一实际充电电流出力比和第二实际充电电流出力比，以使第一实际充电电流出力比等于第二实际充电电流出力比；

当第一储能单元荷电状态小于第二储能单元荷电状态时，调整第一实际充电电流出力比和第二实际充电电流出力比，以使第一实际充电电流出力比小于第二实际充电电流出力比。

具体而言，当光伏系统输出功率大于负载消耗功率时，光伏系统多余的能量向储能单元充电，当第一储能单元的荷电状态大于第二储能单元的荷电状态，说明第一储能单元更需要补充能量，因此调整第一实际充电电流出力比和第二实际充电电流出力比，使第一实际充电电流出力比大于第二实际充电电流出力比，即让第一储能单元充电更多；当第一储能单元的荷电状态等于第二储能单元的荷电状态，说明第一储能单元和第二储能单元需要补充相同的能量，因此调整第一实际充电电流出力比和第二实际充电电流出力比，使第一实际充电电流出力比等于第二实际充电电流出力比；当第一储能单元的荷电状态小于第二储能单元的荷电状态，说明第二储能单元更需要补充能量，因此调整第一实际充电电流出力比和第二实际充电电流出力比，使第一实际充电电流出力比小于第二实际充电电流出力比，即让第二储能单元充电更多。

下面通过3个案例来验证本申请提出的模型预测控制在储能系统不同运行状态下的有效性。算例1主要是验证在直流微电网系统光伏系统输出功率发生突变时，各个分布式储能单元之间能否分配输出电流，使储能系统荷电状态达到均衡、保持系统功率平衡。算例2主要是验证在直流微电网系统负荷发生突变时，各个分布式储能单元之间能否分配输出电流，使储能系统荷电状态达到均衡、保持系统功率平衡。算例3主要是验证在直流微电网系统光伏系统输出功率以及负荷同时发生突变时，各个分布式储能单元之间能否分配输出电流，使储能系统荷电状态达到均衡、保持系统功率平衡。

1、分布式电源输出功率发生波动

在直流微电网孤岛运行下，光伏发电系统在模型预测下运行。为了证明所提议的控制策略的有效性和可靠运行，已经实施了一系列事件。在实际运行中，光伏系统输出功率可能是时变的，因此算例1设计对光储直流微电网系统输出功率发生突变的情况经行验证。负载1最初连接到微电网，太阳辐射水平保持恒定在2450瓦/平方米时，导致约3.2千瓦的功率输出。为使实验效果更加明显并且增加均衡难度，增大SoC初始值的差距，并且使负荷发生波动时还未能调整至SoC均衡；在3s时太阳下山，光照强度减少到0，分布式电源输出功率发生波动，输出功率减少到0kW；在8秒再次太阳辐射水平再次发生波动，分布式电源输出功率为3.2kW；在12秒再次太阳辐射水平再次发生波动，分布式电源输出功率为6kW。

实验测得，在0～3s光伏系统输出稳定且充足时，储能单元初始值不相等的SoC随着电流分配出力逐渐达到均衡。在第3s光伏系统输出功率减少为0kW，储能单元能够迅速响应，承担负荷功率，且在此时SoC仍未均衡的情况下，储能单元输出电流分配出力继续使SoC逐渐达到均衡；在第8s和第12s，光伏系统再两次增大输出功率，储能单元都可以迅速响应，及时吸收系统中多余的功率，使微电网系统保持功率平衡。在第3s、第8s和第12s光伏系统输出功率多次增加减少下，储能单元迅速响应以平衡系统功率，且母线电压波动很小，控制在允许的范围内波动。

2、负荷发生波动

在实际运行中，负荷可能是时变的，因此算例2设计对光储直流微电网系统负荷发生突变的情况经行验证。一开始负荷运行在事件1，微电网系统连接负荷1为70Ω；在3s时负荷发生波动，再接入负荷2为70Ω；在8秒再次发生负荷波动，负荷2被切除。

实验测得，在0s时由于分布式储能单元SoC初始值不相等，调整输出电流使各储能单元分配的出力不等，从而使SoC逐渐接近，此时光伏系统的能量充足，储能单元处于充电状态；在3s时，两个储能单元SoC还未均衡时发生里负荷波动，负荷增加，此时光伏系统输出的能量不足够支撑负荷所需的功率，储能单元输出功率以支撑系统功率平衡，两个储能单元重新分配出力，逐渐使SoC均衡；在8s时，再次负荷发生波动，负荷减少，系统在SoC已均衡的情况下，分配储能单元的出力，使储能单元充电过程中SoC保持均衡。母线电压波形在第3s和第8s负荷多次接入切除下，储能单元迅速响应以平衡系统功率，且母线电压波动很小，控制在允许的范围内波动。

3、分布式电源输出功率且负荷同时发生波动

在实际运行中，分布式电源输出功率和负荷都可能是时变的，且两者同时变化时对储能系统响应能力要求加大，因此设计算例3对光储直流微电网系统光伏系统输出功率和负荷发生同时突变的情况经行验证。一开始负荷运行在事件1，微电网系统同时连接负荷1和负荷2，大小都为70Ω，光伏系统输出功率为3.5kW；在第3s时光照强度发生波动，光伏系统输出功率增加为6kW；在第8s负荷和光伏系统的输出功率同时都发生波动，负荷2被切除,光伏系统输出功率下降为0；在第12s光伏系统输出功率恢复为3.2kW。

实验测得，在0s时由于分布式储能单元SoC初始值不相等，调整输出电流使各储能单元分配的出力不等，从而使SoC逐渐接近，此时光伏系统的能量不足，储能单元处于放电状态；在3s时，两个储能单元SoC还未均衡时发生光伏系统输出功率波动，输出功率增加，此时光伏系统输出的能量足够支撑负荷所需的功率，且有盈余，储能单元吸收多余的功率以维持系统功率平衡，两个储能单元重新分配出力，逐渐使SoC均衡；在8s时，同时发生负荷波动及光伏系统输出功率波动，负荷减少，光伏系统输出功率为0，系统在SoC已均衡的情况下，分配储能单元的出力，使储能单元充电过程中SoC保持均衡；在第12s光伏系统恢复输出功率3.2kW，且由于负荷2已被切除，功率充足，储能单元充电吸收多余功率保持系统功率平衡。母线电压波在第3s、第8s和第12s负荷和光伏系统多次发生波动下，储能单元迅速响应以平衡系统功率，且母线电压波动很小，控制在允许的范围内波动。

以上实施例仅为本申请的示例性实施例，不用于限制本申请，本申请的保护范围由权利要求书限定。本领域技术人员可以在本申请的实质和保护范围内，对本申请做出各种修改或等同替换，这种修改或等同替换也应视为落在本申请的保护范围内。

Claims (10)

1.一种基于模型预测的直流微电网分布式储能系统控制方法，其特征在于，包括：

获取光伏系统输出功率和负载消耗功率，当所述光伏系统输出功率小于所述负载消耗功率时，获取第一储能单元当前时刻的第一实际输出电流和第二储能单元当前时刻的第二实际输出电流；

根据所述第一实际输出电流、所述第二实际输出电流和预设的储能系统输出电流状态空间方程，获得第一储能单元下一时刻的第一预测输出电流和第二储能单元下一时刻的第二预测输出电流；

基于所述第一预测输出电流、所述第二预测输出电流和预设的代价函数，确定第一储能单元的第一预测输出电流出力比和第二储能单元的第二预测输出电流出力比；

获取下一时刻的第一储能单元荷电状态和第二储能单元荷电状态，基于所述第一储能单元荷电状态、所述第二储能单元荷电状态、所述第一预测输出电流出力比和所述第二预测输出电流出力比，调整第一储能单元的第一实际输出电流出力比和第二储能单元的第二实际输出电流出力比。

2.如权利要求1所述的基于模型预测的直流微电网分布式储能系统控制方法，其特征在于，所述基于所述第一预测输出电流、所述第二预测输出电流和预设的代价函数，确定第一储能单元的第一预测输出电流出力比和第二储能单元的第二预测输出电流出力比，包括：

根据所述第一预测输出电流、所述第二预测输出电流和预设的代价函数，获得下一时刻的第一储能单元的第一参考输出电流和第二储能单元的第二参考输出电流；

根据当前时刻的直流母线实际电压，获得下一时刻的储能单元总参考输出电流；

根据所述储能单元总参考输出电流、所述第一参考输出电流和所述第二参考输出电流，获得所述第一预测输出电流出力比和所述第二预测输出电流出力比。

3.如权利要求2所述的基于模型预测的直流微电网分布式储能系统控制方法，其特征在于，所述根据当前时刻的直流母线实际电压，获得下一时刻的储能单元总参考输出电流，包括：

根据当前时刻的直流母线实际电压和目标电压，获得下一时刻的直流母线预测电压；

根据所述下一时刻的直流母线预测电压，获得下一时刻的储能单元总参考输出功率；

根据所述下一时刻的储能单元总参考输出功率，获得下一时刻的储能单元总参考输出电流。

4.如权利要求3所述的基于模型预测的直流微电网分布式储能系统控制方法，其特征在于，采用下述公式获取下一时刻的储能单元总参考输出功率：

其中，P_BESS ^*(k+1)为下一时刻的储能单元总参考输出功率，i_pv(k)为当前时刻光伏系统实际输出电流，i_B(k+1)为下一时刻储能单元总预测输出电流，i_load(k)为当前时刻负载消耗电流，C₂为常数，N为常数，T_s为周期，v_dc ^*(k+1)为下一时刻的直流母线预测电压，v_dc(k)为当前时刻直流母线输出电压；

采用下述公式获取下一时刻的储能单元总参考输出电流：

其中，i_B ^*(k+1)为下一时刻的储能单元总参考输出电流，P_BESS ^*(k+1)为下一时刻的储能单元总参考输出功率，v_B(k)为当前时刻储能单元实际输出电压。

5.如权利要求1-4中任一项所述的基于模型预测的直流微电网分布式储能系统控制方法，其特征在于，采用下述公式确定第一储能单元的第一预测输出电流出力比和第二储能单元的第二预测输出电流出力比：

i_B1 ^*＝γ₁i_B ^*

i_B2 ^*＝γ₂i_B ^*

γ₁+γ₂＝1

其中，i_B1 ^*为所述第一参考输出电流，i_B2 ^*为第二参考输出电流，i_B ^*为储能单元总参考输出电流，γ₁为第一预测输出电流出力比，γ₂为第二预测输出电流出力比。

6.如权利要求1-4中任一项所述的基于模型预测的直流微电网分布式储能系统控制方法，其特征在于，基于所述第一储能单元荷电状态、所述第二储能单元荷电状态、所述第一预测输出电流出力比和所述第二预测输出电流出力比，调整第一储能单元的第一实际输出电流出力比和第二储能单元的第二实际输出电流出力比，包括：

当所述第一储能单元荷电状态大于第二储能单元荷电状态时，若所述第一预测输出电流出力比大于所述第二预测输出电流出力比，则调整所述第一实际输出电流出力比和所述第二实际输出电流出力比，以使所述第一实际输出电流出力比小于所述第二实际输出电流出力比；

当所述第一储能单元荷电状态等于第二储能单元荷电状态时，若所述第一预测输出电流出力比不等于所述第二预测输出电流出力比，则调整所述第一实际输出电流出力比和所述第二实际输出电流出力比，以使所述第一实际输出电流出力比等于所述第二实际输出电流出力比；

当所述第一储能单元荷电状态小于第二储能单元荷电状态时，所述第一预测输出电流出力比小于所述第二预测输出电流出力比，则调整所述第一实际输出电流出力比和所述第二实际输出电流出力比，以使所述第一实际输出电流出力比大于所述第二实际输出电流出力比。

7.如权利要求1-4中任一项所述的基于模型预测的直流微电网分布式储能系统控制方法，其特征在于，所述预设的储能系统输出电流状态空间方程为：

其中，i_B1(k+1)为第一预测输出电流，i_B1(k)为第一实际输出电流，T_s为时间间隔，L_B1为第一常数，v_dc(k)为当前时刻直流母线输出电压，v_B1(k)为第一储能单元当前时刻输出电压，，i_B2(k+1)为第二预测输出电流，i_B2(k)为第二实际输出电流，L_B2为第二常数，v_B2(k)为第二储能单元当前时刻输出电压。

8.如权利要求1-4中任一项所述的基于模型预测的直流微电网分布式储能系统控制方法，其特征在于，所述预设的代价函数为：

J_C＝|i_B1 ^*(k+1)-i_B1(k+1)|+|i_B2 ^*(k+1)-i_B2(k+1)|

s.t.SoC_min≤SoC≤SoC_max

i_B≤|i_{bat_rated}|

其中，i_B1 ^*(k+1)为第一参考输出电流，i_B1(k+1)为第一预测输出电流，i_B2 ^*(k+1)为第二参考输出电流，i_B2(k+1)为第二预测输出电流，SoC为储能单元荷电状态，SoC_min为储能单元荷电状态最小限值，SoC_max为储能单元荷电状态最大限值，i_B为储能单元的实际输出电流，i_{bat_rated}为储能单元的额定输出电流。

9.如权利要求1-4中任一项所述的基于模型预测的直流微电网分布式储能系统控制方法，其特征在于，当光伏系统输出功率大于负载消耗功率时，获取第一储能单元的荷电状态和第二储能单元的荷电状态，基于所述第一储能单元的荷电状态和第二储能单元的荷电状态，调整第一储能单元的实际充电电流出力比和第二储能单元的实际充电电流出力比。

10.如权利要求9所述的基于模型预测的直流微电网分布式储能系统控制方法，其特征在于，所述调整第一储能单元的实际充电电流出力比和第二储能单元的实际充电电流出力比，包括：

当所述第一储能单元荷电状态大于第二储能单元荷电状态时，调整所述第一实际充电电流出力比和所述第二实际充电电流出力比，以使所述第一实际充电电流出力比大于所述第二实际充电电流出力比；

当所述第一储能单元荷电状态等于第二储能单元荷电状态时，调整所述第一实际充电电流出力比和所述第二实际充电电流出力比，以使所述第一实际充电电流出力比等于所述第二实际充电电流出力比；

当所述第一储能单元荷电状态小于第二储能单元荷电状态时，调整所述第一实际充电电流出力比和所述第二实际充电电流出力比，以使所述第一实际充电电流出力比小于所述第二实际充电电流出力比。

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