适用于中压直流配电网的链式电池储能变流器及控制方法与流程

本发明涉及适用于中压直流配电网的链式电池储能变流器及控制方法，属于直流配电网中的电池储能变流器领域。

背景技术：

随着新能源、新材料、信息技术和电力电子技术的长足发展和广泛应用，用户对用电需求、电能质量及供电可靠性等要求不断提高，现有交流配电网将面临分布式新能源(电源)接入、负荷和用电需求多样化、潮流均衡协调控制复杂化，以及电能供应稳定性、高效性及经济性等方面的巨大挑战。传统的配电网结构与配供电方式已越来越不能满足快速发展的经济社会对其提出的更加环保、更加安全可靠、更加优质经济、支持分布式电源接入，以及用户与电网双向互动等诸多要求。国外研究资料表明，基于直流的配电网在输送容量、可控性及提高供电质量等方面具有比交流更好的性能，可以有效提高电能质量、减少电力电子换流器的使用、降低电能损耗和运行成本、协调大电网与分布式电源之间的矛盾，充分发挥分布式能源的价值和效益。

而且，大规模储能技术可以解决新能源发电、电动汽车充电的随机性、波动性问题，可以实现新能源发电的平滑输出，有效调节新能源发电和电动汽车充电引起的电网电压、频率及相位的变化，使大规模风电及太阳能发电方便可靠地并入常规电网；可以减小大规模电动汽车的无序充电对电网的影响，提高电网潮流稳定；可以实现智能电网的削峰填谷以及区域能量管理，节约电网建设及后备容量投资，节能减排。在交流电网中，风电、光伏发电、燃料电池，以及电动汽车动力电池、超级电容器等各种储能装置基本上都是直流电(或采用直流电技术)，必须通过DC/AC换流器才能并入交流配电网。但是，目前，并没有适用于直流配电网中，尤其是在中压直流配电网中的电池储能变流器。

技术实现要素：

本发明的目的是提供适用于中压直流配电网的链式电池储能变流器及控制方法。

为实现上述目的，本发明的方案包括一种链式电池储能变流器，包括至少两个电池储能变流模块，电池储能变流模块包括储能装置和DC/DC装置，所述储能装置连接DC/DC装置的一侧，各电池储能变流模块中的DC/DC装置的另一侧依次级联设置构成级联电路，所述级联电路用于连接直流母线，所述级联电路与直流母线的连接线路上串设有滤波电感。

所述DC/DC装置为斩波电路，所述斩波电路的高压侧连接储能装置。

电池储能变流模块中还设置有旁路开关。

所述DC/DC装置的一侧设置有滤波电容。

一种专用于上述链式电池储能变流器的链式电池储能变流器控制方法，包括在并网模式下的运行控制方法，所述并网模式下的运行控制方法具体为：

首先，将前馈控制调制信号d_s、电感电流控制输出调制信号d_L和第i个电池储能变流模块中的储能装置的均衡控制输出调制信号d_ui进行叠加，

然后，根据叠加后生成的叠加信号对第i个电池储能变流模块中的DC/DC装置进行控制；

其中，所述前馈控制调制信号d_s由所有的电池储能变流模块中的储能装置的电压之和与直流母线电压值的比值得到；所述电感电流控制输出调制信号d_L由电感电流给定值和电感电流实际值的误差值经PI调节后得到；所述第i个电池储能变流模块中的储能装置的均衡控制输出调制信号d_ui由电池储能变流模块中的储能装置的电压的平均值与第i个电池储能变流模块中的储能装置的电压的误差值经P调节后得到。

设定一个电流方向；

在求所述第i个电池储能变流模块中的储能装置的均衡控制输出调制信号d_ui时，首先求取电池储能变流模块中的储能装置的电压的平均值与第i个电池储能变流模块中的储能装置的电压的误差值，然后进行比例调节，得到调节值，最后根据电感电流给定值的方向来确定第i个电池储能变流模块中的储能装置的均衡控制输出调制信号d_ui：如果电感电流给定值的方向与所述设定的电流方向相同，则均衡控制输出调制信号d_ui为对应的调节值；如果电感电流给定值的方向与所述设定的电流方向相反，则均衡控制输出调制信号d_ui为对应的调节值取反后的值。

一种专用于上述链式电池储能变流器的链式电池储能变流器控制方法，包括在离网模式下的运行控制方法，所述离网模式下的运行控制方法具体为：

首先，将前馈控制调制信号d_s、电感电流控制输出调制信号d_L和第i个电池储能变流模块中的储能装置的均衡控制输出调制信号d_ui进行叠加，

然后，根据叠加后生成的叠加信号对第i个电池储能变流模块中的DC/DC装置进行控制；

其中，所述前馈控制调制信号d_s由所有的电池储能变流模块中的储能装置的电压之和与直流母线电压值的比值得到；所述电感电流控制输出调制信号d_L由电感电流给定值和电感电流实际值的误差值经PI调节后得到，所述电感电流给定值由直流母线电压给定值与直流母线电压值的误差值经PI调节后得到；所述第i个电池储能变流模块中的储能装置的均衡控制输出调制信号d_ui由电池储能变流模块中的储能装置的电压的平均值与第i个电池储能变流模块中的储能装置的电压的误差值经P调节后得到。

设定一个电流方向；

在求所述第i个电池储能变流模块中的储能装置的均衡控制输出调制信号d_ui时，首先求取电池储能变流模块中的储能装置的电压的平均值与第i个电池储能变流模块中的储能装置的电压的误差值，然后进行比例调节，得到调节值，最后根据电感电流给定值的方向来确定第i个电池储能变流模块中的储能装置的均衡控制输出调制信号d_ui：如果电感电流给定值的方向与所述设定的电流方向相同，则均衡控制输出调制信号d_ui为对应的调节值；如果电感电流给定值的方向与所述设定的电流方向相反，则均衡控制输出调制信号d_ui为对应的调节值取反后的值。

本发明提供的链式电池储能变流器适用于直流配电网，尤其适用于中压直流配电网，该储能变流器中设置有至少两个电池储能变流模块，根据功率要求可灵活配置电池储能变流模块，便于系统扩容；模块化的结构特点使得变流器具有出色的兼容性，易于冗余工作设计。而且，每个电池储能变流模块包括两部分：储能装置和DC/DC装置，储能装置连接DC/DC装置的一侧，各DC/DC装置的另一侧依次级联设置，该变流器用于连接直流配电网中的直流母线。相较于传统的交流系统，在提高系统可靠性的同时，降低了系统成本。并且，根据前馈控制调制信号、电感电流控制输出调制信号和储能装置的均衡控制输出调制信号的叠加信号对对应的电池储能变流模块进行控制，实现了变流器在并网模式下和离网模式下的运行控制，进而保证了变流器的可靠运行。

附图说明

图1是链式电池储能变流器的拓扑图；

图2是电池储能变流模块的工作状态示意图；

图3是链式电池储能变流器在并网模式下的运行控制方法的控制原理图；

图4是链式电池储能变流器在离网模式下的运行控制方法的控制原理图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明做进一步详细的说明。

安全、经济、优质、可靠是对直流配电系统的基本要求，同时也是未来电网的发展目标。为了达到这一目标，即提高直流配电系统的可靠性和电能质量，人们开始将目光放在储能装置上。储能装置接入直流配电网后，把发电和用电从空间和时间上隔离开来，发电不再是即时传输利用，用电和发电也不再实时保持平衡，其对传统配电网的影响总结为以下几点：

削峰填谷：储能装置可以在用电低谷时作为负荷存储过剩的电能，在用电高峰期时作为电源为负载提供电能。

抑制电网的振荡：理论上分析，只要配备的储能装置容量足够大且响应速度足够快，就可以在任何情况下保持系统的功率平衡。

提高电能质量：大容量的储能技术可以为系统提供备用、调频、调峰、调相等，不仅提高了配电网的电能质量，还提高了系统电压的稳定性。

降低成本：储能系统可以提高发电和输配电环节的设备利用率，从而减少电源和电网的建设费用。

除此之外，直流配电网中含有大量的分布式电源，某些如风力发电和光伏发电，其输出的功率跟外界的因素有关(风速、温度、光照等)，因此具有不稳定性和不可预测性，在这种情况下配置储能装置就能够有效提高这种可再生能源发电系统的可调度性及可控性。对于直流配电网储能设备的研究主要有超级电容储能和电池储能。超级电容具有能量密度高、暂态响应速度快、循环寿命长、维护工作量小、以及便于测量等优点，但其供电时间短、储存能量相对较小；电池技术较成熟、容量大、供电时间长，但响应速度相对较慢。超级电容储能和电池储能主要用传统的DC/DC变流器或AC/DC变流器进行充放电控制。目前，在电力系统中应用较广泛的为电池储能。在中压直流配电网中，由于电池电压较低，通常需要接变压比较高的变流器，降低了装置的性价比。

因此，本发明提供了一种链式电池储能变流器。

如图1所示，本发明提供的链式电池储能变流器包括N个电池储能变流模块，N≥2，这N个电流储能变流模块的结构相同，以下对第一个模块进行具体说明。

如图1所示，第一个电池储能变流模块包括储能装置E₁和DC/DC装置。从上述内容可知，储能装置E₁的储能方式可为超级电容储能或者电池储能，在本实施例中，储能装置E₁为由若干电池单体串并联构成的电池模组。DC/DC装置包括开关管T₁₁和T₁₂，本实施例中，开关管为MOSFET管，内部对应寄生有反并联二极管D₁₁和D₁₂。

在本实施例中，根据储能装置的电压和直流母线的电压之间的大小关系，DC/DC装置具体为斩波电路，斩波电路的高压侧连接储能装置E₁，并且，斩波电路的高压侧还连接有高频滤波电容C_f，用于消除电流阶跃变化对电池模组的影响。当然，作为其他的实施例，如果储能装置的电压小于直流母线的额定电压，DC/DC装置还可以为升压电路。

这N个电流储能变流模块中的DC/DC装置的低压侧依次级联设置，然后经直流滤波电感L后接入直流配电网中的直流母线。

另外，每个电流储能变流模块中DC/DC装置的低压侧均设置有可靠的高速旁路开关K1，保证在模块发生故障时能够将故障模块旁路且维持变流器电流连续。而且，每个电流储能变流模块中DC/DC装置的低压侧还均设置有压接式封装晶闸管K2，具有良好的承受冲击电流的能力，当发生直流母线短路等严重故障时，保护与其并联的续流二极管，增强变流器的安全性和实用性。

每个电流储能变流模块有三种开关状态，闭锁、投入和旁路，如图2所示：

T₁导通，T₂截止时：模块端口电压等于电池电压，根据电流方向决定充电或放电状态，此时为投入状态；

T₁截止，T₂导通时：子模块的端口电压等于0，电池被旁路，电池电压保持稳定，此时为旁路状态；

T₁截止，T₂截止时：此时为闭锁状态，一般在故障与变流器启动初期使用。

另外，为降低通态损耗，充、放电状态时T₁保持ON信号，T₂保持OFF信号；旁路状态时T₂保持ON信号，T₁保持OFF信号。

该链式电池储能变流器具有以下优点：

该链式电池储能变流器无需集中电容器组或其它无源滤波元件进行直流侧滤波，可避免直流侧短路引起的浪涌电流及系统机械破坏的风险，提高系统可靠性的同时，也有利于降低系统成本。而且，可实现对直流母线电压的有源控制，直流母线电压和电流连续可调；

该链式电池储能变流器对系统主回路的杂散参数不敏感，采用普通电缆即可实现所有功率单元间的可靠连接，因而变流器的结构设计更加灵活；

该链式电池储能变流器在运行时分为在并网模式下的运行控制和在离网模式下的运行控制。

如图3所示，其为在并网模式下变流器的运行控制原理图；如图4所示，其为在离网模式下变流器的运行控制原理图。其中，U_dc为直流母线电压值；由于E₁～E_n代表各电池模组，那么利用E₁～E_n代表各电池模组的电压值；E_SUM为所有电池模组的电压之和，则E_SUM＝SUM(E₁+E₂+……+E_n)；E_aver为电池模组电压的平均值，则E_aver＝SUM(E₁+E₂+……+E_n)/N；U_dcref为直流母线电压给定值；I_ref为电感电流给定值；I_L为电感电流反馈值，即实际值；d_s为前馈输出调制信号；d_L为电感电流控制输出调制信号；d_u1～d_un为电池均衡控制输出调制信号；u_tri1～u_trin为对应电流储能变流模块的三角载波；d₁～d_n为生成的对应电流储能变流模块的调制波。另外，设定一个电流方向，设定的电流方向，即电流的正方向可以随便设定，通常情况下以储能装置放电时的电流方向为设定的正方向。因此，当电感电流给定值的方向与设定的电流方向相同时，sign(Iref)取1，当电感电流给定值的方向与设定的电流方向相反时，sign(Iref)取-1。

上述数据信息中，有些数据信息为实际值，需要利用采集设备进行采集，比如：电流传感器和电压传感器。但是，由于这部分属于现有技术，这里就不再具体描述。

在并网模式下，变流器的运行控制过程为：

要实现变流器的稳定可靠运行，在并网模式下，控制层面需要包含以下三个控制部分：

电压前馈控制：将所有电池模组电压之和E_SUM与直流母线电压U_dc的比值作为前馈控制调制信号d_s；

电感电流的电流闭环控制：计算电感电流给定值I_ref与电感电流反馈值I_L的误差值，然后经过PI调节后输出调制信号d_L；

模块储能电池均衡控制：计算第i个电流储能变流模块中的电池模组的电压E_i与电池模组平均电压E_aver的误差值，然后经过P(比例)调节，得到调节值，调节值再与sign(Iref)相乘后输出第i个电流储能变流模块的调制信号d_ui，所以，当电感电流给定值的方向与设定的电流方向相同时，sign(Iref)取1，调节值乘以1之后仍为该调节值，即第i个电流储能变流模块的调制信号d_ui就为对应的调节值；当电感电流给定值的方向与设定的电流方向相反时，sign(Iref)取-1，调节值乘以-1之后为该调节值的取反值，即第i个电流储能变流模块的调制信号d_ui为对应的调节值取反后的值。

将这三个控制调制信号进行叠加，输出的叠加值为第i个电流储能变流模块对应的总调制信号d_i，可用以下的计算公式表示：

d_i＝d_s+d_L+d_ui

根据总调制信号d_i对第i个电流储能变流模块中的DC/DC装置中的开关管进行通断控制，实现该变流器的均衡控制。本实施例给出一种实施方式，将总调制信号d_i与移相T_s/N的三角载波u_trii比较，然后产生PWM信号控制第i个电流储能变流模块中的DC/DC装置的开关管通断，实现变流器的直流稳压和电压均衡的控制。

本实施例中，采用移相PWM调制方法，相邻模块的三角载波依次移相Ts/N，实现变流器输出端口多电平输出，其输出电压的dv/dt只相当于采用单个DC/DC装置的1/N，单个模块的开关频率为f_s，而输出电压的等效开关频率为Nf_s，有效降低了输出电流的纹波，具有良好的电流控制精度和电磁兼容特性。当然，开关管的通断控制还可采用载波叠层调制、电压逼近调制等调制方法，但载波移相法的等效开关频率最高，对开关器件的损耗最小。

在离网模式运行时，由于需要维持系统的直流母线电压稳定，所以，在并网三个控制层面的基础上，还要加入直流母线电压外环控制，即直流母线电压给定值U_dcref与直流母线电压值U_dc的误差值经PI调节器调节后输出作为电感电流的给定值，如图4所示。所以，离网模式下的控制过程与并网模式下的控制过程的区别在于：电感电流的电流闭环控制中的电感电流给定值并非是I_ref，而是上述得到的电感电流的给定值，即图4中的I_dcref。然后进行电感电流的电流闭环控制。

而对于该控制过程中的其他控制过程与上述并网控制时的过程相同，这里就不再具体说明。

上述给出了变流器在并网模式下的控制过程以及在离网模式下的控制过程，但是，这两种控制过程是相互独立的控制过程，因此，这两种控制过程可以单独存在并实现独立控制。并且，这两种控制过程的基本思路在于：根据前馈控制调制信号、电感电流控制输出调制信号和储能装置的均衡控制输出调制信号的叠加信号对相应的DC/DC装置进行控制，而对于这三个调制信号的具体获取方式和过程并不做限定性要求。

以上给出了具体的实施方式，但本发明不局限于所描述的实施方式。本发明的基本思路在于上述基本方案，对本领域普通技术人员而言，根据本发明的教导，设计出各种变形的模型、公式、参数并不需要花费创造性劳动。在不脱离本发明的原理和精神的情况下对实施方式进行的变化、修改、替换和变型仍落入本发明的保护范围内。