基于混合储能荷电状态的光伏直流微网系统能量分配策略

2024-03-10胡治国李永杰张磊冲

电源技术 2024年2期

胡治国，李永杰，张磊冲

(河南理工大学电气工程与自动化学院，河南焦作 454003)

大部分可再生能源都具有一定的波动性和随机性，在大规模接入电网的过程中会影响系统稳定运行，为了更好地控制和利用这些能源，诸多类型的储能技术应运而生[1-3]。储能设备可以按照功能划分为能量型和功率型两种，通常单一的储能装置不能满足电网需求，因此由蓄电池和超级电容组成的混合储能系统成为了研究热点[4-5]。储能设备都有其最佳的工作状态区间，在平抑可再生能源功率波动的同时，需要根据其荷电状态(SOC)来进行能量分配，并且避免频繁进行充放电状态切换，提升储能设备使用寿命[6-7]。

针对储能设备出力优化，实现能量有效分配，文献[8]提出在蓄电池响应环节加入延时控制，并采用端电压多滞环电流控制方法，避免其充放电电流过大，但忽略储能介质过载引起的系统不稳定现象。文献[9-11]提出一种超级电容荷电状态自恢复控制策略，使其在出力后仍能恢复至额定值，但未考虑蓄电池SOC越限情况。文献[12-13]提出一种微网系统协调运行的控制模式，根据光伏出力、储能SOC设计多种运行模式，在提升储能设备寿命的同时平衡系统功率，但未考虑蓄电池频繁切换充放电状态问题。文献[14]提出一种基于可控负荷与蓄电池的综合控制策略，具体分析了系统各种状态下的工况，减少储能介质容量配置及充放电次数，稳定性与经济性大大提高。文献[15]在考虑储能SOC状态的前提下，采用多段电压下垂控制法实时跟踪负荷功率，在减少蓄电池充放电次数的同时，使微网系统达到动态平衡。

本文根据前人研究成果，在考虑超级电容SOC的基础上，提出一种动态功率修正策略，同时，充分利用功率型储能器件的特点，在微网系统功率发生不平衡时，由超级电容率先维持母线电压稳定，蓄电池则延时反应，最大程度减少其充放电次数。此外，实时跟踪光伏出力、混合储能SOC状态，设计出满足直流微网系统动态平衡的六种运行模式，在MATLAB/Simulink 仿真平台中将各工况逐一实现，验证了所提策略的有效性与可靠性。

1 光储直流微网系统框架

光储直流微网系统基本框架如图1 所示，由光伏阵列、储能系统、电力电子变换器、负载等构成。

图1 光储直流微网系统框架

光伏发电单元经Boost 升压电路并入直流母线，采用最大功率点跟踪(MPPT)或恒压模式运行，输出功率为Ppv；蓄电池与超级电容组成混合储能系统，通过双向DC/DC 连接直流母线，输出功率为Pbat和Psc；交流负荷经AC/DC 与直流母线相连，与直流负荷共同消耗功率Pload；主电网通过AC/DC 并入直流母线，实现能量交互。

2 混合储能系统控制策略

系统各单元间应满足功率平衡，如式(1)所示：

其中，Phess为混合储能需补偿功率：

当Phess＞0 时，光伏输出功率小于负载消耗功率，为保证系统功率平衡，混合储能释放能量；反之，当Phess＜0 时，混合储能吸收能量。直流母线电压稳定是衡量系统能量平衡的唯一标准[16]，在产生光照变化或其他影响母线电压稳定的因素时，由储能单元承担不平衡能量，确保系统达到动态平衡。本文在确保直流母线电压稳定的同时，提出一种基于混合储能SOC的多模式协调控制策略，旨在提升混合储能使用时限，具体控制策略如图2 所示。

图2 基于混合储能荷电状态的多模式协调控制策略运行框图

2.1 基于超级电容SOC 的动态功率修正

超级电容属于功率型储能器件，具有能量密度小的特点[17]，在工作过程中SOC易发生越限现象，因此本文提出一种基于超级电容SOC的动态功率修正策略，实时跟踪和保护超级电容。蓄电池加入电压外环维持直流母线电压稳定，超级电容采用电流单环控制追踪高频功率分量，运行框图如图3 所示。

图3 动态功率修正策略运行框图

当母线电压发生波动时，经式(1)得到混合储能参考功率Phess_ref，并通过低通滤波器分解后，分别得到由蓄电池与超级电容承担的初始参考功率Pbat_buf、Psc_buf：

式中：fLPF为低通滤波函数。

理论上而言，储能单元仅按照以上参考功率调整输出电流足以维持母线电压稳定，但是储能出力受多种因素影响，荷电状态便是其一[18]。在传统控制策略中，超级电容只负责补偿高频功率，而动态功率修正策略则实时跟踪超级电容SOC，在完成高频功率补偿后，动态调整蓄电池参考功率，使蓄电池能够帮助超级电容恢复荷电状态，分配规则如下：

式中：K1为功率修正系数，其值的大小决定超级电容SOC恢复速率；K2为功率限制因数，防止蓄电池输出功率超过其最大限值。以放电状态为例：

Pbat_max为蓄电池所能输出最大功率，由容量配置决定，可以得到：

Pmax为系统所产生最大不平衡功率，根据经验所得，故：

充电状态下与上述推理结果相同。

实际上，光伏直流微网系统功率变化是暂态过程，更多时候是处于稳态或缓慢变化状态，这样便给超级电容荷电状态的恢复提供了足够时间，如此，在保证蓄电池不超过其最大输出功率的同时，维持母线电压稳定以及恢复超级电容荷电状态。

2.2 模糊控制器延时环节设计

由于动态功率修正策略的存在，使超级电容有更大的发挥空间，以避免蓄电池频繁切换充放电状态。延时环节由模糊规则控制，本文对输入变量隶属度函数进行优化，使蓄电池在超级电容SOC余量充足时具有更长的延时时间。在蓄电池延时反应期间，由超级电容采用电压电流双环控制维持母线电压稳定，蓄电池则保持微充(微放)状态，输出小功率信号Pp_min(Pn_min)，控制策略如图4 所示。

图4 蓄电池延时环节控制框图

模糊规则采用双输入-单输出形式，输入变量为超级电容SOC以及混合储能参考功率Phess_ref，输出变量为延时时间t。其中，超级电容SOC模糊变量为[VS，S，M，B，VB]，分别代表荷电状态区间[很小，小，中，大，很大]；Phess_ref模糊变量为[N，P]，分别代表储能系统状态[放电，充电]；输出变量t模糊变量为[VS，S，M，B，VB]，分别代表延时时间[很小，小，中，大，很大]。优化后的各变量隶属度函数如图5 所示。

图5 各变量隶属度函数

模糊控制规则如表1 所示。若系统处于放电状态，且超级电容SOC较低(高)，则延时时间较短(长)；若系统处于充电状态，且超级电容SOC较低(高)，则延时时间较长(短)。

表1 模糊规则表(延时时间)

2.3 基于混合储能SOC的多模式协调控制策略

为保证光储直流微网系统有序、稳定运行，避免储能单元出现过充过放现象，本文在考虑混合储能荷电状态的基础上设计了六种运行模式，如图6 所示。

图6 多模式协调运行流程图

蓄电池处于放电越限状态，由于超级电容自身能量密度小，不足以单独维持系统稳定过久，此时为保证直流母线电压稳定，接入主电网为负载供电，同时为储能系统补充能量，直至光伏输出功率高于负载消耗功率。

蓄电池SOC处于安全状态，超级电容SOC越过下限，此时禁止超级电容放电，由蓄电池双环控制维持母线电压稳定，直至系统开始充电。

混合储能SOC均处于安全状态，系统按照式(4)进行动态功率修正，并通过延时环节进行放电。

混合储能SOC均处于安全状态，系统按照式(4)进行动态功率修正，并通过延时环节进行充电。

蓄电池SOC处于安全状态，超级电容SOC越过上限，此时禁止超级电容充电，由蓄电池双环控制维持母线电压稳定，直至系统开始放电。

蓄电池处于充电越限状态，仅由超级电容不足以吸收过多能量，混合储能系统切换为待机状态。此时光伏系统除向负载供电以外，还会向电网馈能，确保直流母线电压稳定，直至光伏输出功率低于负载消耗功率。

3 仿真验证

为验证所提策略的有效性，在MATLAB/Simulink 中搭建了光伏直流微网混合储能系统仿真模型，在不同工况下分析系统各单元输出功率、储能设备SOC变化，系统参数如表2 所示。

表2 系统参数表

光伏阵列处于外界温度25 ℃，光照强度分别为1 000、600、800 W/m2条件下，变化间隔为3 s；为验证动态功率策略的有效性，储能单元荷电状态均处于正常工作区间，延时模块不参与工作，将传统功率分配策略与本文所提策略进行对比，实验波形如图7 所示。

图7 传统功率分配策略与动态功率策略对比

图7(a)～(b)分别为母线电压波动、光伏输出及负载消耗功率情况，光照强度在3 s 及6 s 时发生波动，由混合储能平抑不平衡功率，母线电压波动范围维持在最大2%，图7(c)～(d)分别为不同策略中超级电容SOC及输出功率变化情况。在低通滤波法以及下垂控制法中，超级电容仅负责补偿高频功率，在出力后功率快速趋于0 W，荷电状态则趋于稳定值；而动态功率修正策略中的超级电容在出力后，其功率会根据实时采样的荷电状态来进行调整，使其SOC逐渐向安全状态恢复。

蓄电池放电越限，系统并网运行工况下，光伏阵列处于外界温度25 ℃，光照强度700 W/m2条件下，由于仿真时长所限，设置蓄电池初始荷电状态为10.04%，超级电容荷电状态良好，实验波形如图8 所示。

图8 系统并网运行工况

蓄电池初始为放电状态，6 s 时蓄电池放电达到下限，混合储能系统出力不足，为保证负载安全稳定运行，主电网为其供电，输出功率Pen。在补偿负载消耗功率的同时，电网还会为储能系统进行充电，如图8(b)所示。超级电容响应瞬时功率，而后按照动态功率修正策略进行荷电状态恢复；蓄电池持续充电，直至恢复至安全状态。

蓄电池充电越限，光伏系统向电网馈能工况下，光伏阵列处于外界温度25 ℃，光照强度分别为1 000、700 W/m2条件下，变化间隔为8 s，蓄电池初始荷电状态为89.94%，超级电容荷电状态良好，实验波形如图9 所示。

图9 光伏向电网馈能工况

蓄电池初始为充电状态，在接近4 s 时充电达到上限，混合储能系统切换为待机状态。为确保负载消耗功率不变，此时光伏系统将产生的多余能量回馈于电网，电网吸收功率为Pen；8 s 后光照强度降低，光伏输出功率低于负载消耗功率，混合储能系统开始放电。在此过程中，当光伏系统和储能系统进行状态切换时，直流母线电压略微波动，负载消耗功率不变。

超级电容充电越限工况下，光伏阵列处于外界温度25 ℃，光照强度分别为1 000、700 W/m2条件下，变化间隔为5 s。为使超级电容SOC尽快达到上限，此处使超级电容以恒定速率进行充电。超级电容初始荷电状态为83%，蓄电池荷电状态良好，实验波形如图10 所示。

图10 超级电容充电越限工况

超级电容在接近4 s 时充电越限，此时由蓄电池承担所有不平衡功率；在5 s 时光伏输出功率发生变化，由于延时环节的作用，蓄电池晚于超级电容响应1 s，在此期间保持微充状态；6 s 后储能系统正常放电。

暂态光照变化工况下，光伏阵列处于外界温度25 ℃，光照强度由800 W/m2降为700 W/m2后又恢复为800 W/m2条件下，储能单元荷电状态良好，实验波形如图11 所示。

图11 光照短暂变化工况

图11(a)～(b)为光照强度在6～7 s 发生短暂变化时，母线电压波动、光伏输出以及负载消耗功率情况，混合储能在6～7 s 时充电，其余时间放电。图11(c)为蓄电池荷电状态，当在光伏输出功率变化时，蓄电池保持微放状态，超级电容全权维持母线电压稳定，7 s 后光照强度恢复。在光伏输出短暂变化的过程中，蓄电池并未切换充放电状态，有效规避了其状态切换次数。

由上述仿真结果可知，在各个工况下，所提策略均能有效运行，并且在保证母线电压稳定的同时，达到了预期效果。