应用于光伏储能系统的能量管理方法
【专利摘要】本发明揭示了一种应用于光伏储能系统的能量管理方法，光伏储能系统中电源包括光伏组件、锂电池和电网，系统工况可分为如下四种包括：工况1孤岛运行，光伏发电：当光伏组件输出功率大于负载功率且锂电池未充满时，执行此模式；工况2并网运行，网侧变换器逆变：当光伏组件输出功率大于负载功率，并且锂电池已处于满充状态时，执行此模式；工况3孤岛运行，电池供电：当光伏组件输出功率不足以给负载供电，且锂电池储存有电量时，执行此模式；工况4并网运行，网侧变换器整流：当光伏组件输出功率不足以给负载供电，且锂电池电量不足时，执行此模式。本发明采用自动控制能量管理方法，优先光伏储能系统的接入光伏能量，其次电池，再次电网；提高光能的利用率和自动控制效果。
【专利说明】应用于光伏储能系统的能量管理方法
【技术领域】
[0001] 本发明涉及光伏储能领域，尤其涉及一种应用于光伏储能系统内管理能量的方 法。
【背景技术】
[0002] 光伏储能系统能量管理策略核心目的就是使得整个光伏发电系统能够协调稳定 地运行，实现能量的平衡和优化。本系统中包含三个电源，即：光伏组件、锂电池以及电网。 要确定系统工况和能量管理策略，首先应该明确能量管理的控制原则，即系统运行过程中 能源使用的优先级。考虑到目前越来越多的国家鼓励分布式能源自发自用，遵循这一原则， 故将光伏组件作为供电电源选择的第一优先级。在光伏发电量盈余或者不足的情况下，首 先由锂电池来实现功率平衡，故锂电池作为供电电源选择的第二优先级。只有当光伏组件 和锂电池都达到限制条件时，才将公共电网接入系统，故电网处于供电电源选择的最后的 优先级。上述能够管理方法能源利用率低，自动化程度低，不能实现智能化的光伏储能系 统。
【发明内容】
[0003] 本发明所要解决的技术问题是实现一种管理科学，运行可靠，能够合理使用电源 的管理方法。
[0004] 为了实现上述目的，本发明采用的技术方案为：应用于光伏储能系统的能量管理 方法，光伏储能系统中电源包括光伏组件、锂电池和电网，系统工况可分为如下四种包括：
[0005] 工况1孤岛运行，光伏发电：当光伏组件输出功率大于负载功率且锂电池未充满 时，执行此模式；
[0006] 工况2并网运行，网侧变换器逆变：当光伏组件输出功率大于负载功率，并且锂电 池已处于满充状态时，执行此模式；
[0007] 工况3孤岛运行，电池供电：当光伏组件输出功率不足以给负载供电，且锂电池储 存有电量时，执行此模式；
[0008] 工况4并网运行，网侧变换器整流：当光伏组件输出功率不足以给负载供电，且锂 电池电量不足时，执行此模式。
[0009] 本发明采用自动控制能量管理方法，优先光伏储能系统的接入光伏能量，其次电 池，再次电网；提高光能的利用率和自动控制效果。
【专利附图】
【附图说明】
[0010] 下面对本发明说明书中每幅附图表达的内容作简要说明：
[0011] 图1光伏储能发电系统框图；
[0012] 图2为工况1状态下系统框图
[0013] 图3为工况2状态下系统框图
[0014] 图4为工况3状态下系统框图
[0015] 图5为工况4状态下系统框图 [0016] 图6为系统工况转换图；
[0017] 图7为工况1与工况3状态之间切换时实验波形图；
【具体实施方式】
[0018] 参见图1可知，本系统中包含三个电源：光伏组件、锂电池以及电网。其中光伏组 件经光伏测变换器连接直流母线，锂电池经电池侧变换器连接直流母线，直流母线经全桥 逆变器连接负载，电网接入负载和全桥逆变器之间的导线上。
[0019] 光伏侧Boost变换器可以工作在最大功率点跟踪（Maximum Power Point Tracking，MPPT)模式和恒压（Constant Voltage，CV)模式；电池侧 Buck-Boost 变换器可 以工作在Boost模式和Buck模式；当其工作在Buck模式时，控制低压侧电压，用于电池放 电；当其工作在Boost模式时，控制高压侧电压，用于电池充电。当电网接入光伏储能系统 时，全桥逆变器工作在并网模式，当电网断开时，全桥逆变器工作在独立（孤岛）模式。
[0020] 系统将光伏组件作为供电电源选择的第一优先级，在光伏发电量盈余或者不足的 情况下，首先由锂电池来实现功率平衡，锂电池作为供电电源选择的第二优先级，只有当光 伏组件和锂电池都达到限制条件时，才将电网处于供电电源选择的最后的优先级。
[0021] 基于上述原则，根据光伏发电系统是否与电网连接，可以将系统运行模式分为孤 岛运行模式和并网运行模式两大类，具体分为四种工况状态，具体如下：
[0022] 工况1孤岛运行，光伏发电；工况2并网运行，网侧变换器逆变；工况3孤岛运行， 电池供电；工况4并网运行，网侧变换器整流。
[0023] 由图2中工况1中变换器的工作模式以及系统中的能量流动方向可知，孤岛运 行，光伏发电工况下，此时光伏组件输出功率大于负载功率且锂电池未充满，即？1^汗1。 3(1且 S0C〈95%。光伏作为主要供电电源，光伏侧Boost变换器工作在CV模式，控制直流母线电 压恒定。全桥逆变器工作在独立逆变模式。如果光伏输出功率大于负载功率和锂电池充电 功率之和，即P PV>PlMd+Pbat ，则电池侧Buck-Boost变换器工作在Buck模式以控制电池 充电；反之若？1_〈?"〈?1(^+?1^-则汕(^-8〇〇#变换器不工作。
[0024] 由图3中工况2中变换器的工作模式以及系统中的能量流动方向可知，并网运行， 网侧变换器逆变工况下，此时光伏组件输出功率大于负载功率，并且锂电池已处于满充状 态，即Pp V>PlMd且S〇C>95%。全桥逆变器工作在并网模式以控制中间直流母线电压恒定，将 盈余的电量回馈给公共电网。光伏侧Boost变换器工作在MPPT模式。锂电池侧Buck-Boost 变换器不工作。
[0025] 由图4中工况3中变换器的工作模式以及系统中的能量流动方向可知，孤岛运行， 电池供电工况下，此时光伏组件输出功率不足以给负载供电，且锂电池储存有一定电量，即 PPV〈PlMd且S〇C>5 %。锂电池作为主要供电电源，电池侧Buck-Boost变换器工作在Boost模 式以控制直流母线电压恒定。全桥逆变器工作在独立逆变模式。若光伏有微弱的功率输出， 即P PV_min〈PPV〈PlMd，则光伏侧Boost变换器工作在MPPT模式；若光伏无功率输出，即P pv〈Ppv min，则光伏侧Boost变换器不工作。
[0026] 由图5中工况4中变换器的工作模式以及系统中的能量流动方向可知，并网运 行，网侧变换器整流。此时光伏组件输出功率不足以给负载供电，且锂电池电量不足， 即PpV〈PlMd且S0C〈5%。全桥逆变器工作在并网模式维持直流母线电压恒定。锂电池侧 Buck-Boost变换器工作在Buck模式以控制电池充电直到S0C>95 %为止。若光伏有微弱的 功率输出，即？^_〈?1>/?1(^，则光伏侧8 〇〇5^变换器工作在10^1'模式；若光伏无功率输出， 即Ppv〈P pv min，则光伏侧Boost变换器不工作。
[0027] 表 1 给出 了按照 PPV〈PlMd、PPV>PlMd、S0C>5%、5%〈50(：〈95%、50〇95%这五个条件 划分的系统运行工况。从表中可以清楚地看出系统运行在某个特定工况下所需具备的条 件。
[0028] |S0C<5% |5% <S0C<95% |S0C>95% PPV>Pi〇ad^工况1 工况1 工况2 PPV〈Pload^工况4 工况3 工况3
[0029] 表 1
[0030] 参见图6可知，在保证供电电源优先级的前提条件下，工况切换采用以下方法：
[0031] 当系统运行在工况1时，若检测到S0C>95%，则说明此时锂电池已充满，应将富余 的能量馈入电网，即系统由工况1切换到工况2。若检测到P PV〈PlMd，则此时光伏输出功率不 足以给负载供电，按照供电电源选择次序，应该切换到锂电池供电，即系统由工况1切换到 工况3。
[0032] 当系统运行在工况2时，若检测到PPV〈PlMd，则说明光伏组件已没有富余的能量馈 入电网，按照供电电源选择次序，应切换到锂电池供电，即系统由工况2切换到工况3。
[0033] 当系统运行在工况3时，若检测到PPV>PlMd，则说明光伏组件可独立给负载供电， 按照供电电源选择次序，应该切换到光伏供电，即系统由工况3切换到工况1。若检测到 S0C〈5%，则说明电池电量不足，只能由电网给负载供电，即系统由工况3切换到工况4。
[0034] 当系统运行在工况4时，若检测到PPV>PlMd，则说明光伏组件可独立给负载供电，按 照供电电源选择次序，应该切换到光伏供电，即系统由工况4切换到工况1。
[0035] 当系统运行在工况2时电网发生故障，此时可切换到工况2由光伏供电继续运行。
[0036] 当系统运行在工况4时电网发生故障，此时可切换到工况3由电池供电继续运行。
[0037] 当系统运行在工况1或者工况3时电网发生故障，此时系统可维持原来工况继续 运行一段时间。
[0038] 图 6 中给出了 4 条工况切换条件，分别为：（1) S0C>95% ; (2) S0C〈5% ; (3)PPV〈PlMd ; ⑷ PPV〉Pload ;
[0039] 上述前两条切换条件可以通过控制器与电池管理系统（Battery Management System, BMS)通讯获得数据加以判断。
[0040] 后两条切换条件在实际中的判断须分为以下几类情况。当系统运行在并网工况时 (包括工况2和工况4)，光伏侧Boost变换器工作在MPPT模式，系统可以检测出光伏最大 输出功率，从而与负载功率做比较，判断条件是否成立。当系统运行在工况1时，由于光伏 侧Boost变换器工作在CV模式，光伏组件最大可输出功率无法测量，此时可以通过检测直 流母线电压是否跌落来间接判断条件是否成立（直流母线电压跌落即意味着光伏组件输 出功率不足以给负载供电，即PpV〈PlMd)。当系统运行在工况3时，Buck-Boost变换器工作 在Boost模式，功率只能从电池输出而不能输入，所以P PV>PlMd首先会体现在直流母线电压 抬升上，故可以通过检测直流母线电压是否抬升来间接判断P PV>PlMd是否成立。
[0041] 直流母线电压跌落和抬升的阀值设定十分重要。阀值设置太低，系统可能会由于 采样误差和外部扰动发生工况的误切换；阀值设置太高，会使得直流母线电压变化范围太 大，降低系统运行可靠性和变换器效率。综合考虑，设定直流母线电压跌落的阀值为vdc;_min =vdc^atingQ-i〇% ) (vdgating为直流母线电压额定值）；设定直流母线电压抬升的阀值为 V<k_max = Vdc^ating(l + l〇% )。即：当Vd。〈Vd。_min时，意味着直流母线电压跌落，条件PpV〈Pl。ad成 立；当V dc;>vd。max时，意味着直流母线电压抬升，条件pPV>p lMd成立。
[0042] 为确保以上提出的工况以及能量管理策略能够有效实现，需提出相关功率限制条 件：
[0043] (1)锂电池最大放电功率大于负载最大功率,保证单独由锂电池供电时可以满足 负载需要。即以下公式： 「0044! P ^ p L 」 1 bat_discharge_max 1 load_max
[0045] (2)负载侧DC/AC变换器额定功率大于锂电池最大充电功率与负载最大功率之 和，从而确保电网能够给负载供电的同时给锂电池充电。即以下公式：
[0046] Pdc/ac-rating ^ (Pbat-charge-max+Pl〇ad-max)
[0047] (3)负载侧DC/AC变换器额定功率大于光伏最大输出功率，保证电网能够吸纳光 伏最大输出功率。即以下公式：
[0048] Pdc/ac-rating 3 Ppv-max
[0049] 图7 (a)、（b)为工况1和工况3之间的切换过程图。图7 (a)中，切换前系统工作 在工况1，此时负载功率为1. 5kW，锂电池充电功率lkW。从图7(a)中可以，在负载从lkW 突变到3kW瞬间，通过检测到直流母线电压跌落即VdcXVd。min，判断P PV〈PlMd条件成立，此时 锂电池从充电状态自然过渡到放电状态，与光伏联合维持负载不间断供电。从图7(b)中可 以看出，当负载从3kW重新变为1. 5kW时，通过检测到直流母线电压抬高即Vde>Vd。max，判断 PPV>PlMd条件成立，系统从工况3切换回到工况1。在状态切换过程中，直流母线电压存在短 暂的跌落和抬升，但逆变器输出电压始终维持在220V。
【权利要求】
1. 应用于光伏储能系统的能量管理方法，其特征在于： 光伏储能系统中电源包括光伏组件、锂电池和电网， 系统工况可分为如下四种包括： 工况1孤岛运行，光伏发电：当光伏组件输出功率大于负载功率且锂电池未充满时，执 行此模式； 工况2并网运行，网侧变换器逆变：当光伏组件输出功率大于负载功率，并且锂电池已 处于满充状态时，执行此模式； 工况3孤岛运行，电池供电：当光伏组件输出功率不足以给负载供电，且锂电池储存有 电量时，执行此模式； 工况4并网运行，网侧变换器整流：当光伏组件输出功率不足以给负载供电，且锂电池 电量不足时,执行此模式。
2. 根据权利要求1所述的应用于光伏储能系统的能量管理方法，其特征在于：所述工 况1执行状态下，光伏组件作为主供电电源，光伏侧变换器工作在恒压模式，控制直流母线 电压恒定，全桥逆变器工作在独立逆变模式，如果光伏输出功率大于负载功率和锂电池充 电功率之和，则电池侧变换器控制锂电池充电，反之则电池侧变换器不工作。
3. 根据权利要求1所述的应用于光伏储能系统的能量管理方法，其特征在于：所述工 况2执行状态下，全桥逆变器工作在并网模式以控制中间直流母线电压恒定，将盈余的电 量回馈给公共电网，光伏侧变换器工作在MPPT模式，锂电池侧变换器不工作。
4. 根据权利要求1所述的应用于光伏储能系统的能量管理方法，其特征在于：所述工 况3执行状态下，锂电池作为主供电电源，电池侧变换器工作在Boost模式以控制直流母线 电压恒定，全桥逆变器工作在独立逆变模式，若光伏组件存在功率输出，则光伏侧Boost变 换器工作在MPPT模式；若光伏无功率输出，则光伏侧Boost变换器不工作。
5. 根据权利要求1所述的应用于光伏储能系统的能量管理方法，其特征在于：所述工 况4执行状态下，全桥逆变器工作在并网模式维持直流母线电压恒定，锂电池侧变换器工 作在Buck模式以控制电池充电直至电池充满为止。若光伏组件存在功率输出，则光伏侧 Boost变换器工作在最大功率点跟踪模式；若光伏组件无功率输出，则光伏侧Boost变换器 不工作。
6. 根据权利要求1-5中任一项所述的应用于光伏储能系统的能量管理方法，其特征在 于： 当系统运行工况1时，若检测到锂电池 S0C > 95%，则由工况1切换到工况2,若检测 到光伏组件输出功率不足以给负载供电，则由工况1切换到工况3 ; 当系统运行工况2时，若检测到光伏组件输出功率不足以给负载供电，则由工况2切换 到工况3 当系统运行工况3时，若检测到光伏组件输出功率大于负载功率，则由工况3切换到工 况1，若检测到锂电池 S0C < 5%，则由工况3切换到工况4 ; 当系统运行工况4时，若检测到光伏组件输出功率大于负载功率，则由工况4切换到工 况。
7. 根据权利要求1-5中任一项所述的应用于光伏储能系统的能量管理方法，其特征在 于： 当运行工况2时发生电网故障，则由工况2切换到工况1由光伏组件供电继续运行； 当运行工况4时发生电网故障，则由工况4切换到工况3由锂电池供电继续运行； 当运行工况1或3时发生电网故障，则系统维持原工况运行。
8. 根据权利要7所述的应用于光伏储能系统的能量管理方法，其特征在于：所述锂电 池电量信号的采集通过电池管理系统获取； 光伏组件输出功率和负载的输出功率通过系统工况状态获取： 当系统运行在工况2、4状态时，光伏侧变换器工作在MPPT模式，系统检测出光伏最大 输出功率，从而与负载功率做比较，判断条件是否成立；当系统运行在工况1状态时，通过 检测直流母线电压是否跌落来间接判断条件是否成立；当系统运行在工况3状态时，电池 侧变换器工作在Boost模式，通过检测直流母线电压是否抬升来间接判断条件是否成立。
9. 根据权利要8所述的应用于光伏储能系统的能量管理方法，其特征在于：直流母线 电压跌落的阀值为Vdc;_ min = Vdc; Mting (1-10% )，其中Vdc;_Mting为直流母线电压额定值，设定直 流母线电压抬升的阀值为V dc;_max = ν^Μ"η8(ι+ιο%);当Vdc;>Vdc;_ max时，条件光伏组件输出功 率大于负载功率成立。
10. 根据权利要1所述的应用于光伏储能系统的能量管理方法，其特征在于：所述管理 方法执行切换各个工况时，需满足以下条件： 1) 锂电池最大放电功率大于负载最大功率，保证单独由锂电池供电时可以满足负载需 要； 2) 负载侧DC/AC变换器额定功率大于锂电池最大充电功率与负载最大功率之和，从而 确保电网能够给负载供电的同时给锂电池充电； 3) 负载侧DC/AC变换器额定功率大于光伏最大输出功率，保证电网能够吸纳光伏最大 输出功率。
【文档编号】H02J3/38GK104092278SQ201410331482
【公开日】2014年10月8日 申请日期:2014年7月11日 优先权日:2014年7月11日
【发明者】蔡旭, 王海松, 姜广宇, 叶程广, 丁卓禹, 何小春 申请人:安徽启光能源科技研究院有限公司