基于一致性算法与Tanh函数的储能SOC自适应均衡方法

本发明涉及多分布式光储并网系统的，具体涉及一种基于一致性算法与tanh函数的储能soc自适应均衡方法。

背景技术：

1、随着新能源分布式发电技术快速普及，多分布式光储并网系统凭借调度灵活、消纳光伏过剩功率、平抑负荷波动等优势，已成为工商业分布式供电、园区微网的主流应用方案。由于光照强度随时段、天气大幅变化，光伏发电具备天然的间歇性和随机波动性，仅依靠光伏并网发电系统无法实现向负载与电网的稳定供电，因此，必须配套分布式储能并网系统，以实现能量双向缓冲，维持交流母线功率平衡与电压稳定。分布式储能并网系统在长期并联运行过程中，蓄电池储能单元受出厂容量差异、充放电循环次数、工作温度不一致、初始soc不一致因素影响，其荷电状态会持续产生偏差。若缺少有效的soc均衡控制策略，soc偏高的蓄电池储能单元会提前进入过充保护，soc偏低的蓄电池储能单元则提前触发放电下限闭锁，导致系统整体可用容量大幅下降；此外，长期不均衡充放电还会加速蓄电池老化，缩短蓄电池储能单元的使用寿命，严重时甚至引发热失控等安全隐患。因此，设计适配多异容量储能的快速 soc协同均衡控制方案，是分布式光储并网系统稳定可靠运行的核心技术需求。

2、现有技术中，针对多分布式光储并网系统中蓄电池储能单元间的soc均衡问题，已有多种方案：

3、1、题为“distributed optimal control of dc microgrid consideringbalance of chargestate”huang b n, zheng s, wang r, et al，《ieee transactionson energy conversion》，2022，37(3): 2162-2174. （“考虑 soc 均衡的直流微电网分布式最优控制”，《ieee 能量转换汇刊》，2022年37卷第3期2162-2174页），提出了一种改进的基于双象限 soc 的下垂控制策略，引入固定值的加速系数，该方法随着蓄电池储能单元间soc差值的减小，系统soc的均衡速度会越来越慢。

4、2、题为“state of charge balancing strategy for energy storage systemin islanded dc microgrid based on micro-tuning virtual resistance” mi y, dengj, chang j f, et al，《electric power systems research》，2022, 209: 107921. （“基于微调节虚拟电阻的孤岛直流微网储能 soc 均衡策略”，《电力系统研究》，2022年209卷，文章编号：107921），该文章引入了虚拟微调电阻来消除微电网中线路阻抗的影响，同时soc可达到均衡。但加速系数只有在蓄电池储能单元间soc偏差较大时效果明显，且soc均衡速度缓慢。

5、3、题为“一种无电压观测器的多储能协调运行控制策略”，代广贵,何晋,吴富磊,《电源学报》，2026年24卷第1期146-156页文章，提出一种分层控制。该方法并没有充分考虑实际运行中各蓄电池储能单元间会存在 soc初始值不一致与容量不一致等实际因素的影响，因而并不能充分保证系统长时间地可靠运行。

6、综上所述，现有技术普遍存在以下不足：

7、1、对储能单元容量差异考虑不足：多数方法假设所有储能单元容量相同，难以适应实际系统中普遍存在的异质电池组应用场景。

8、2、soc均衡速度有待提升：现有方法的soc均衡收敛时间较长，特别在均衡末期soc均衡速度较慢，影响系统响应性能。

技术实现思路

1、本发明所要解决的技术问题即克服现有技术的不足，一种基于一致性算法与tanh函数的储能soc自适应均衡方法，在多分布式光储并网系统中，蓄电池储能单元容量不同以及初始soc不同的情况下，可有效实现分布式储能并网系统功率的精准分配，显著加速蓄电池储能单元soc均衡过程，提高多分布式光储并网系统的运行可靠性和经济性。

2、本发明的技术方案如下。

3、一种基于一致性算法与tanh函数的储能soc自适应均衡方法，该均衡方法涉及的系统由多分布式储能并网系统、多光伏发电并网系统和并网单元组成；所述并网单元包括交流母线、用电负载和电网；所述多分布式储能并网系统包括n个并联的分布式储能并网系统，每个分布式储能并网系统由依次并联的蓄电池储能单元、双向dc/dc变换器、储能并网变流器组成，且n个分布式储能并网系统输出端均接入交流母线，将多分布式储能并网系统中的任意一个分布式储能并网系统记为第i个分布式储能并网系统，i属于[1,n]；所述多光伏发电并网系统包括m个并联的光伏发电并网系统，每个光伏发电并网系统由依次并联的光伏单元、boost变换器、光伏并网逆变器组成，且m个光伏发电并网系统输出端均接入交流母线，将多光伏发电并网系统的任意一个光伏发电并网系统记为第j个光伏发电并网系统，j属于[1,m]；所述储能自适应soc均衡方法包括以下步骤：

4、步骤1，令光伏单元持续运行于mppt模式，蓄电池储能单元实现充放电控制，并网单元实现并网/稳压控制；

5、步骤2，基于分布式分层控制架构的通信网络，实时采集当前时刻第j个光伏发电并网系统中光伏单元的输出电流ipvj和输出电压upvj，并计算得到当前时刻第j个光伏单元的输出功率ppvj及m个光伏单元的总输出功率ppv；

6、步骤3，实时采集当前时刻系统中用电负载的功率pload，计算当前时刻多分布式光储并网系统的功率差，并记为系统功率差δp，δp=ppv-pload；

7、步骤4，基于分布式分层控制架构的通信网络，实时采集当前时刻第i个分布式储能并网系统中蓄电池储能单元的容量ci、实时荷电状态soci和储能并网变流器直流侧端口电压vdci，通过一致性算法得到第i个分布式储能并网系统中蓄电池储能单元相对平均soc的偏差usoci，以及第i个分布式储能并网系统中储能并网变流器直流侧端口电压相对平均电压的偏差uvi；

8、步骤5，引入tanh函数和自适应加速系数，对当前时刻多分布式光储并网系统的系统功率差δp在各分布式储能并网系统中的并网变流器之间进行分配，得到当前时刻第i个分布式储能并网变流器i的有功功率指令值prefi；

9、步骤6，对初始下垂系数进行修正得到当前时刻第i个蓄电池储能单元的自适应下垂系数rdi，进而计算得到当前时刻第i个储能并网变流器直流侧端口电压实际指令值vrefi；根据第i个储能并网变流器直流侧端口电压vdci和实际指令值vrefi，通过mpc模型预测控制器生成双向dc/dc变换器的控制信号；根据第i个储能并网变流器的有功功率指令值prefi，通过功率/电流双闭环控制和pwm调制，生成储能并网变流器功率开关器件的控制信号。

10、优选地，步骤2所述当前时刻第j个光伏单元的输出功率ppvj及m个光伏单元的总输出功率ppv的计算式分别为：ppvj=ipvjupvj， 。

11、优选地，步骤4的实现过程如下：

12、步骤4.1，将各分布式储能并网系统等效为通信网络中的独立节点，构建无向连通通信拓扑g=(v,e,a)，其中，v={1,2,…,n}为节点集合；e为通信边集合，用于描述各节点之间是否存在直接通信连接；为通信权重矩阵；为节点i与其邻居节点y之间的通信权重；

13、令第i个分布式储能并网系统为节点i，将能够与其直接交换状态信息的节点集合定义为邻居集合ni，将其邻居数量定义为，符号表示集合ni中所包含的元素个数；令与第i个分布式储能并网系统相邻的任一分布式储能并网系统为节点y，y∈[1,ni]，将能够与其直接交换状态信息的节点集合定义为邻居集合ny，将其邻居数量定义为，符号表示集合ny中所包含的元素个数；节点i与其邻居节点y之间的通信权重设置为，节点自身的权重设置为，对于既不是节点i自身、也不属于其邻居集合的节点，其通信权重设置为0，由此保证节点i对自身和全部邻居节点的通信权重之和等于1；

14、节点i根据自身状态与其他可通信节点状态之间的加权偏差，计算本节点的一致性修正量，计算公式为：

15、

16、式中，为节点i在时刻k的一致性修正量，为节点i的本地一致性状态，为邻居节点的一致性状态，为节点y与节点i之间的相对状态偏差；节点i对全部邻居节点的相对状态偏差进行加权求和，以获得本节点的一致性修正方向和修正幅度：当邻居节点的加权状态高于节点i的本地状态时，一致性修正量为正，驱动节点i的状态增大；当邻居节点的加权状态低于节点i的本地状态时，一致性修正量为负，驱动节点i的状态减小；各节点通过重复执行局部状态信息交互和一致性修正，在通信拓扑连通的条件下逐渐消除节点之间的状态偏差，实现各节点状态的一致收敛；

17、当表示第i个分布式储能并网系统中蓄电池储能单元时，所述一致性修正量用于确定各蓄电池储能单元之间的soc偏差，并据此调节其充放电功率；当表示第i个分布式储能并网系统中储能并网变流器直流侧端口电压时，所述一致性修正量用于计算节点间直流电压偏差，并为直流母线电压补偿控制提供依据；

18、步骤4.2，依据所述的一致性算法，计算得到第i个分布式储能并网系统中蓄电池储能单元相对平均soc的偏差usoci，以及第i个分布式储能并网系统中储能并网变流器直流侧端口电压相对平均电压的偏差uvi，计算公式为：

19、

20、

21、

22、式中，socy为与第i个分布式储能并网系统相邻的任一分布式储能并网系统中蓄电池储能单元的荷电状态；socavg为容量加权平均soc；vdci为第i个分布式储能并网系统中并网变流器直流侧端口电压；vdcy为与第i个分布式储能并网系统相邻的任一分布式储能并网系统中并网变流器直流侧端口电压。

23、优选地，步骤5的实现过程如下：

24、步骤5.1，引入第i台蓄电池储能单元的自适应加速因子mi，其计算公式为：

25、

26、式中，mmin为第i台蓄电池储能单元的最小加速系数，用于保证小偏差阶段仍具有基础调节能力，mmax为第i台蓄电池储能单元的最大加速系数，用于限制大偏差阶段的最大调节强度，udb为soc死区阈值；

27、步骤5.2，引入tanh函数，计算得到第i个储能并网变流器的有功功率指令值prefi，计算式为：

28、

29、式中，为第i个蓄电池储能单元所需功率，表达式为：

30、

31、式中，δp>0时表示蓄电池储能单元处于充电状态，δp<0表示蓄电池储能单元处于放电状态。

32、优选地，步骤6的实现过程如下：

33、步骤6.1，引入tanh函数，计算出多分布式储能并网系统中当前时刻第i个分布式储能并网系统的自适应下垂系数rdi，计算公式为：

34、

35、式中，rdi0为第i个分布式储能并网系统的初始下垂系数；mi为第i台蓄电池储能单元的自适应加速因子；

36、步骤6.2，当前时刻第i个储能并网变流器直流侧端口电压的二次电压补偿值δvi的计算公式为：

37、

38、式中，t为运行时间；

39、步骤6.3，当前时刻第i个储能并网变流器直流侧端口电压实际指令值vrefi的计算公式为：

40、

41、式中，vnom为并网变流器直流侧端口电压的额定值，ibtai为当前时刻第i个蓄电池储能单元的输出电流；

42、步骤6.4，将第i个储能并网变流器直流侧端口电压vdci与当前时刻第i个储能并网变流器直流侧端口电压实际指令值vrefi做差得到端口电压偏差e，然后将端口电压偏差e通过pi控制后的输出、当前时刻第i个蓄电池储能单元的输出电压vbati、输出电流ibati做为mpc模型预测的输入，通过mpc模型预测控制器生成双向dc/dc变换器的控制信号；

43、步骤6.5，将第i个储能并网变流器的有功功率指令值prefi作为储能并网变流器功率控制环的指令值，通过功率/电流双闭环控制和pwm调制，生成储能并网变流器功率开关器件的控制信号。

44、本发明与现有技术相比，其有益效果体现在：

45、1.适配异质储能，功率分配精准，大幅加快soc均衡收敛速度：本发明引入容量加权一致性算法计算平均soc，充分区分各储能单元容量差异，功率分配严格结合电池容量、实时soc偏差双重因素；设计带死区阈值约束的自适应加速因子，搭配tanh非线性函数动态调节下垂系数与功率分配权重，解决传统固定加速系数策略均衡末期收敛拖尾、调节力度不足的问题。

46、2.具备主动防过充过放保护机制，有效延长储能系统整体寿命：融合模型预测控制（mpc），能够预判下一时刻功率指令带来的soc变化趋势，提前对充放电功率进行修正限制，主动规避电池进入深度过充、深度过放危险工况，减少电池不可逆损伤，降低储能单元老化速度。

47、3.系统鲁棒性强，适配光伏、负载剧烈波动复杂工况：采用分布式分层通信架构协同一致性电压补偿控制，可实时平抑光伏出力阶跃变化、负载频繁投切带来的功率扰动。在光照突变、负荷大幅波动等极端工况下，soc均衡收敛趋势不受扰动发散，功率分配精度不受影响，适配分布式光储并网系统实际复杂运行场景。