CN116404671B

CN116404671B - 基于分层协同控制的直流微电网多储能荷电状态均衡策略

Info

Publication number: CN116404671B
Application number: CN202310375243.2A
Authority: CN
Inventors: 魏茂华; 杨苓; 罗栋涛; 文旭涛; 陈思哲; 章云; 陈璟华
Original assignee: Guangdong University of Technology
Current assignee: Guangdong University of Technology
Priority date: 2023-04-10
Filing date: 2023-04-10
Publication date: 2023-08-29
Anticipated expiration: 2043-04-10
Also published as: CN116404671A

Abstract

本发明公开了一种基于分层协同控制的直流微电网多储能荷电状态均衡策略，主要包括通信层、一级控制层和二级控制层。在通信层中，通过一致性算法，各储能单元只需与相邻通信节点交换信息，无需中央控制器就能获取储能系统的平均值信息，在一级控制层中，通过本地的荷电状态以及储能系统的荷电状态平均值等信息，自适应调节各储能单元下垂系数，实现了直流微电网中含不同容量储能单元的荷电状态均衡，二级控制层中引入了能量状态因子，通过PI控制器，动态调节储能单元的输出电流和直流母线电压大小，实现了直流微电网中储能单元的电流精准分配，保证了直流母线电压在允许范围内波动，提高了系统的稳定性。

Description

基于分层协同控制的直流微电网多储能荷电状态均衡策略

技术领域

本发明涉及直流微电网分布式储能系统领域，特别是基于分层协同控制的直流微电网多储能荷电状态均衡策略。

背景技术

在双碳的大背景下，太阳能、风力发电等可再生能源占比逐渐提高，分布式电源具有投资小、环保及灵活性高等优点，发展规模迅速扩大。但分布式电源的随机性和波动性具有不可控性，且大规模应用及接入也给传统电网带来巨大的挑战及冲击。微电网的提出实现了分布式电源灵活、数量大、多样性的并网问题。实现对负荷多种能源形式的可靠供给，是实现主动式配电网的一种有效方式，使传统电网向智能电网过渡。

为了满足微电网的功率等级要求，往往需要多台储能单元并联配置，形成分布式储能系统，其中各储能单元的容量可能不一致，因此在充放电过程中会出现各储能单元的荷电状态不一致的情况，从而导致储能单元过充或者过放，提前退出系统，加速了储能单元寿命衰减，同时也降低了微电网的稳定性。因此，需要对储能单元的输出电流及荷电状态进行协调控制，保证各储能单元的输出电流按容量比例精确分配以及荷电状态的均衡。

发明内容

为实现上述目的，本发明所提供的技术方案为：

1)在通信层中，检测到储能系统中各储能单元的荷电状态SOC _i和能量状态因子ξ _i，经过一致性算法后得到储能系统的荷电状态平均值SOC _avg和能量状态因子平均值ξ _avg，其中一致性算法的表达式为：

式中，将每台储能单元看作一个节点，X _i(k)=[SOC _avgi(k),ξ _avgi(k)]、X _i(k+1)=[SOC _avgi(k+1),ξ _avgi(k+1)]分别为节点i在第k次、第k+1次迭代时对全网数据平均值的估算值，X _j(k)=[SOC _avgj(k),ξ _avgj(k)]为节点j在第k次迭代时对全网数据平均值的估算值，D _ij(k)、D _ij(k+1)分别为第k次、第k+1次迭代时节点i与节点j估算值的差值累积量，N _i为与节点i连接的节点集合，ε表示一个与通信拓扑有关的常数权重，a _ij表示第i节点和第j节点之间的连接状态，a _ij=1表示相邻节点相互连接，a _ij=0表示节点不连接，在动态一致性算法的作用下，各储能单元的荷电状态迭代值SOC _avgi和能量状态因子迭代值ξ _avgi将分别收敛到储能系统的荷电状态平均值SOC _avg和能量状态因子平均值ξ _avg；节点i与节点j估算值的初始差值累积量D _ij(k)=[0,0,0]，常数权重ε的取值范围为0<ε≤0.5。

2)在一次控制层中，将储能系统的荷电状态平均值SOC _avg和储能单元的荷电状态SOC _i相除，再减去系数1，最后乘以n ²得到中间系数β _i，n为加速因子，将中间系数β _i平方后加1的结果再开方得到过程系数α _i，将中间系数β _i和过程系数α _i相加的结果取自然对数，之后乘以调节因子m，再加上1，所得结果乘以本地储能单元的下垂系数初始值R _oi，得到本地储能单元调整后的下垂系数R _i，即调整后的下垂系数R _i的表达式为：

加速因子n的取值范围为200≤n≤800且n为奇数，调节因子m的取值范围为5≤m≤20，下垂系数初始值R _oi的取值要求为，，其中C _i为第i台储能单元的额定容量。

3)在二次控制层中，调整后的下垂系数R _i乘以本地储能单元的输出电流I _i得到本地储能单元的虚拟压降V _i，将母线电压参考值V _ref乘以选择因子k得到电压变化量ΔV，1减去虚拟压降V _i除以电压变化量ΔV的值得到影响因子λ _i，影响因子λ _i乘以母线电压V _bus得到能量状态因子ξ _i，能量状态因子ξ _i经过一致性算法得到能量状态因子平均值ξ _avg，母线电压参考值V _ref减去能量状态因子平均值ξ _avg除以影响因子λ _i的结果，再经过能量分配环节PI控制器G _PI3(s)得到电压补偿量Δu _Vi；选择因子k的取值范围为0.1≤k≤0.5。

4)将母线电压参考值V _ref减去虚拟压降V _i，再加上电压补偿量Δu _Vi得到输出电容电压参考值V _refi，将输出电容电压参考值V _refi和本地储能单元的输出电容电压V _Ci相减后，再经过电压环PI控制器G _PI1(s)得到参考电流I _refi，将其与本地储能单元的输出电感电流I _Li相减后经过电流环PI控制器G _PI2(s)得到驱动电压u _si，驱动电压u _si再与三角载波比较得到调制信号。

与现有技术相比，本方案的原理和优点如下：

附图说明

图1为本发明实施例中基于分层协同控制的直流微电网多储能荷电状态均衡策略的主电路图；

图2为本发明实施例中基于分层协同控制的直流微电网多储能荷电状态均衡策略的控制框图；

图3为本发明实施例中传统控制策略的荷电状态波形图；

图4为本发明实施例中改进控制策略的荷电状态波形图；

图5为本发明实施例中传统控制策略的输出电流波形图；

图6为本发明实施例中改进控制策略的输出电流波形图；

图7为本发明实施例中传统控制策略的母线电压波形图；

图8为本发明实施例中改进控制策略的母线电压波形图。

具体实施方式

下面结合具体实施例对本发明作进一步说明：

图1所示为基于分层协同控制的直流微电网多储能荷电状态均衡策略的主电路图，储能系统由4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，V _C1为第一台储能单元的输出电容电压，I ₁为第一台储能单元的输出电流，R _line1为第一台储能单元的线路阻抗，R _load为负载电阻。

图2所示为基于分层协同控制的直流微电网多储能荷电状态均衡策略的控制框图，包括以下步骤：

在通信层中，检测到储能系统中各储能单元的荷电状态SOC _i和能量状态因子ξ _i，经过一致性算法后得到储能系统的荷电状态平均值SOC _avg和能量状态因子平均值ξ _avg，其中一致性算法的表达式为：

在一次控制层中，将储能系统的荷电状态平均值SOC _avg和储能单元的荷电状态SOC _i相除，再减去系数1，最后乘以n ²得到中间系数β _i，n为加速因子，将中间系数β _i平方后加1的结果再开方得到过程系数α _i，将中间系数β _i和过程系数α _i相加的结果取自然对数，之后乘以调节因子m，再加上1，所得结果乘以本地储能单元的下垂系数初始值R _oi，得到本地储能单元调整后的下垂系数R _i，即调整后的下垂系数R _i的表达式为：

在二次控制层中，调整后的下垂系数R _i乘以本地储能单元的输出电流I _i得到本地储能单元的虚拟压降V _i，将母线电压参考值V _ref乘以选择因子k得到电压变化量ΔV，1减去虚拟压降V _i除以电压变化量ΔV的值得到影响因子λ _i，影响因子λ _i乘以母线电压V _bus得到能量状态因子ξ _i，能量状态因子ξ _i经过一致性算法得到能量状态因子平均值ξ _avg，母线电压参考值V _ref减去能量状态因子平均值ξ _avg除以影响因子λ _i的结果，再经过能量分配环节PI控制器G _PI3(s)得到电压补偿量Δu _Vi；选择因子k的取值范围为0.1≤k≤0.5。

将母线电压参考值V _ref减去虚拟压降V _i，再加上电压补偿量Δu _Vi得到输出电容电压参考值V _refi，将输出电容电压参考值V _refi和本地储能单元的输出电容电压V _Ci相减后，再经过电压环PI控制器G _PI1(s)得到参考电流I _refi，将其与本地储能单元的输出电感电流I _Li相减后经过电流环PI控制器G _PI2(s)得到驱动电压u _si，驱动电压u _si再与三角载波比较得到调制信号。

图3和图4分别为传统控制策略和改进控制策略的荷电状态波形图，储能系统由四台不同容量的储能单元组成，容量比值为，四台储能单元的下垂系数初始值根据容量的倒数按比例设置，因此各储能单元的初始下垂系数/>满足，实际取值分别为2、2、4/3、4/3。初始SOC ₁、初始SOC ₂、初始SOC ₃、初始SOC ₄分别为90%、88%、87%、83%，四台储能单元的线路阻抗分别为0.40Ω、0.50Ω、0.60Ω、0.70Ω，母线电压参考值V _ref=400V，均衡调节系数n=400。在传统控制策略下，相同容量、相同初始下垂系数的储能单元的SOC变化曲线一直保持平行，SOC差值一直保持不变，且在仿真结束时四台储能单元的SOC值也没有达到一致。在改进控制策略下，对于SOC初始值越大的储能单元，其放电速度越快，SOC下降越快，对于SOC初始值越小的储能单元，其放电速度越慢，SOC下降越慢，并在仿真时间到达4秒时四台储能单元的SOC达到相等，此后一直以相同的下降速率下降，达到动态平衡。

图5和图6分别为传统控制策略和改进控制策略的输出电流波形图，在传统控制策略下，四台储能单元的输出电流I ₁、I ₂、I ₃、I ₄分别为4.45A、4.27A、5.50A、5.23A，在仿真过程中，容量相等的储能单元输出电流大小接近，且四台储能单元的输出电流曲线在整个过程中时刻保持平行，达不到电流按储能单元容量成比例分配。在改进控制策略下，对于初始SOC值越大的储能单元，其输出电流越大，并随着放电时间变长，相同容量、相同初始下垂系数的储能单元输出电流慢慢逼近，并在4.2秒时达到平衡，此时四台储能单元的输出电流I ₁、I ₂、I ₃、I ₄分别为4.0A、4.0A、6.0A、6.0A，满足1:1:1.5:1.5，且随着仿真的进行，各储能单元一直保持平衡时的输出电流。

图7和图8分别为传统控制策略和改进控制策略的输出母线电压波形图，在传统下垂控制下，母线电压V _bus仅为389V，这是由于引入了虚拟阻抗，因此与参考电压相比，母线电压有11V的跌落。在改进下垂控制策略下，母线电压V _bus为400V，这是由于在二次控制层中设计了能量状态因子平均值ξ _i，经过能量分配环节PI控制器G _PI3(s)的调节，实现了母线电压的恢复，使其在允许范围内波动。

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。

Claims

1.基于分层协同控制的直流微电网多储能荷电状态均衡策略，其特征在于，包括以下步骤：

式中，将每台储能单元看作一个节点，X _i(k)=[SOC _avgi(k), ξ _avgi(k)]、X _i(k+1)=[SOC _avgi(k+1), ξ _avgi(k+1)]分别为节点i在第k次、第k+1次迭代时对全网数据平均值的估算值，X _j(k)=[SOC _avgj(k), ξ _avgj(k)]为节点j在第k次迭代时对全网数据平均值的估算值，D _ij(k)、D _ij(k+1)分别为第k次、第k+1次迭代时节点i与节点j估算值的差值累积量，N _i为与节点i连接的节点集合，ε表示一个与通信拓扑有关的常数权重，a _ij表示第i节点和第j节点之间的连接状态，a _ij=1表示相邻节点相互连接，a _ij=0表示节点不连接，在动态一致性算法的作用下，各储能单元的荷电状态迭代值SOC _avgi和能量状态因子迭代值ξ _avgi将分别收敛到储能系统的荷电状态平均值SOC _avg和能量状态因子平均值ξ _avg；

3)在二次控制层中，调整后的下垂系数R _i乘以本地储能单元的输出电流I _i得到本地储能单元的虚拟压降V _i，将母线电压参考值V _ref乘以选择因子k得到电压变化量ΔV，1减去虚拟压降V _i除以电压变化量ΔV的值得到影响因子λ _i，影响因子λ _i乘以母线电压V _bus得到能量状态因子ξ _i，能量状态因子ξ _i经过一致性算法得到能量状态因子平均值ξ _avg，母线电压参考值V _ref减去能量状态因子平均值ξ _avg除以影响因子λ _i的结果，再经过能量分配环节PI控制器G _PI3(s)得到电压补偿量Δu _Vi；

2.根据权利要求1所述的基于分层协同控制的直流微电网多储能荷电状态均衡策略，其特征在于，步骤1)中，节点i与节点j估算值的初始差值累积量D _ij(k)=[0,0,0]，常数权重ε的取值范围为0<ε≤0.5。

3.根据权利要求1所述的基于分层协同控制的直流微电网多储能荷电状态均衡策略，其特征在于，步骤2)中，加速因子n的取值范围为200≤n≤800且n为奇数，调节因子m的取值范围为5≤m≤20，下垂系数初始值R _oi的取值要求为，，其中C _i为第i台储能单元的额定容量。

4.根据权利要求1所述的基于分层协同控制的直流微电网多储能荷电状态均衡策略，其特征在于，步骤3)中，选择因子k的取值范围为0.1≤k≤0.5。