CN106450528A - 储能系统及其功率均衡控制方法和控制装置 - Google Patents

Abstract

本发明涉及储能系统及其功率均衡控制方法和控制装置，包括p个电池模块和n个储能变流器模块，p个电池模块构成m个电池簇，m≥2，n≥m，每个电池簇中设置有至少一个电池模块。首先得到各电池簇的功率比值，然后根据总的给定功率以及各电池簇的功率比值计算对应的储能变流器模块的给定功率，以进行均衡控制。各个电池簇工作不相互影响，假设有一簇电池坏了，只需要停掉该簇的变流器设备，其他簇还可以正常工作，并不会导致系统工作有较大改变，提升了系统的容错性和运行稳定性。所以该储能系统能够提高系统的稳定性和容错性，大大降低单个电池损坏对系统整体的影响。

Description

储能系统及其功率均衡控制方法和控制装置

技术领域

本发明涉及储能系统及其功率均衡控制方法和控制装置。

背景技术

近年来，不断增长的能源需求和日益紧缺的能源资源之间构成了不可调和的矛盾，因此可再生能源的开发和利用成了社会各界关注的热点问题。可再生能源一般指风能、太阳能、水能、生物质能、地热能和海洋能等，它们和煤炭、石油、天然气等化石能源比起来，最突出的优点是可以永续利用，并且对环境无害或者危害极小。在这些可再生能源中，应用最为广泛的可再生能源为太阳能和风能。以我国的风能为例，根据最新的风能资源评估指标，全国陆地可利用的风能约为3亿千瓦，再加可利海上风能资源，总共约为10亿千瓦。国家能源局于2011年12月15日公布了一系列的可再生能源“十二五”规划目标[1]：计划到2015年风电发电量达到1亿千瓦；年发电量1900亿千瓦时(其中海上风电500万千瓦时)；风电的装机量比例占全部装机量的7％，以风电为代表的可再生能源将逐步成为我国主要的、新型的发电能源。但是在现阶段，由于大多数的风电基地都远离负荷中心，并且电网比较脆弱、缺乏电源支撑，因此需要进行高电压、大容量、远距离输送。风电的随机性和反调峰性，增大了主网调峰、调压和频率控制等方面的难度，加大了电网安全稳定运行的风险。另外，一些受端电网的功率也随着风电出力的大小而发生变化，这也提高了电网调频的难度，增加了局部电网安全运行的风险。在输电线路还没有建成以及本地调峰调频机组容量有限的情况下，发展风电的遭遇到了“瓶颈”。而储能系统可以增强电网的柔性，提高本地电网消纳风电的能力，相对于高压跨区域电网输电线路、调峰调频机组和负荷端的管理来说，储能系统存在着以下独特的优点：响应速度快；信息化、自动化程度高；方便电网调度；减少备用机组容量；提高机组运行效率；减少温室气体排放等。储能系统是提高现代电力系统运行能力的重要技术。现代电力系统的发展方向是智能电力系统，现代电力系统的基本要求为安全、经济、高效和优质。随着电力需求的增长和智能电网的发展，出现了许多新问题，如：①电力系统的负荷迅速增长，系统装机容量难以保证同步增长；②电网的输电能力难以满足用户的需求；③电网受到扰动后，可能出现不能安全稳定运行的状况；④电网的供电品质下降；⑤为了提高电网的智能化水平和可靠性，需进行巨额投资。为了解决上述5个方面的问题，提高现代电力系统的运行能力，应该着重研究发电与用电相对独立的储能系统。储能系统可以平抑系统瞬时功率的不平衡，可以填谷削峰，可以减少系统的备用容量，提高现有输配电设备和发电机组的利用率，改善电网的经济运行。总之，储能系统在电力系统的运行、控制、设计和规划等各个方面都将带来重大的变革，从而为构建智能电网发挥关键的作用。

根据工作原理，储能技术可以分为三类：第一类为将电能转化为化学能，第二类是直接储存电磁能，第三类是将电能转化为动能或势能等三种储能技术。

第一类储能技术，如铅酸电池、钠硫电池、锌溴电池和锂离子电池等等，下文将分别阐述这四电池储能技术。

铅酸蓄电池成本低廉，生产工艺和技术成熟，而且可靠性高，因此，铅酸蓄电池已被广泛地应用于电力系统的各个领域中。上世纪80年代，在美国加加利福利亚CHINO变电站建设了10MW/40MWh的储能电站，铅酸电池的技术虽然比较成熟，但是铅酸蓄电池也存在许多缺点：充电速度慢、重量较重、使用寿命短(仅数百次)、维修费用高、污染环境、效率低(蓄电池的效率一般在60％～80％之间)等。铅蓄电池的体积大，并且重量比较重，导致了它的能量密度和功率密度都非常低，不能满足功率和容量同时兼顾的大规模储能市场。

硫溴电池是利用钠硫电解液和钠溴之间的可逆化学反应来储存能量的，单个Cell的电压可达到1.5V，净效率可以达到75％以上，目前，在英国正在建设120MWh的示范工程。20世纪80年代，澳大利亚的新南威尔士大学研究发明了钒氧电池，钒氧电池也是一种液流电池，该电池的单个Cell的电压可达到1.4-1.6V，净效率高达85％，Sulnitomo Electric2Industries公司获得专利许可后，建设了容量最高容量为3MW的示范工程。

日益受到学界和工业界关注的另一种新颖液流电池——钠硫电池，它的负极为液态熔融的钠，它的正极为液态熔融的硫，该电池必须在300度以上的温度条件下运行，当电极发生化学反应时，单体电池可以产生约2V的电压，最高效率为89％。钠硫电池最突出的特点是：它能以六倍的额定功率在短时间内(30秒)将电能释放完，因此，最适合用于电力削峰和调节电能质量。目前钠硫电池已经实现了商业化生产，如：09年NGK公司钠流电池的产能为30MW～65MW，并且该公司已在全球建了100余座钠硫电池储能站，其中最大的储能站容量高达9.6MWh。锂离子(Li-ion)电池的特点是能量密度大，它可以达到300～400KWh/m或130KWh/ton，它的效率接近于100％，寿命相当长，在80％的放电深度下可以达到3000次的循环寿命，所以适合用于小功率的便携式设备。锂离子电池的最大问题就是价格高昂，高达每600美元/KWh。

第二类储能技术如超导储能和超级电容储能，这类储能技术直接存储磁场能或电场能，因此，这类储能技术的转换效率较高。超级电容以电场能的方式将电能储存起来，这是超级电容与传统电容的共同点，但是超级电容器的极板采用活性炭，它的电极具有极大的有效面积，因此可以存储更多的电能，虽然超级电容的工作原理在本质上与传统电容器的工作原理类似，但是它的存储容量是普通电容器存储容量的20-1000倍，同时它又保持了传统电容器释放能量速度快的特点。由于超级电容直接储存电场能，不存在由其他形式的能量转化为电能，因此，基于超级电容储能系统的优点为：转换效率高达95％以上，而且响应速度快。基于超级电容的储能系统的缺点为：单体电压低，在工程应用中基于超级电容器的储能模块是由多个超级电容器串并联组合而成的，以满足电压等级和储能容量的要求。由于不同超级电容器的内部参数存在差异，导致了超级电容器之间的电压不一致，这严重影响了系统的可靠性和使用寿命。高频快速充电/放电会导致电容器内部发热、内阻增加和容量降低，严重降低了超级电容的使用寿命，因此，它不能用在高频率地充电/放电的电路中。此外，因为超级电容器的特性与蓄电池的特性存在互补性，所以将两者有机地联合起来使用，这种将超级电容与蓄电池联合起来使用已经成为目前研究的热点之一。在第二类储能技术中，另外一种储能技术为超导储能。超导储能是将电能转化为磁场能的一种储能技术。在用电低谷时，通过变换器对超导线圈充电，即将电能以磁场能的形式储存起来；在用电高峰(或电能不足)的时候，利用变换器将超导线圈存储的磁能转变为电能，并且回馈给电网。超导储能系统一般由超导线圈、变流装置以及测控系统、制冷装置、低温容器等组成，与其他储能装置比较，超导储能具有蓄能量大、转换效率高、响应迅速、控制方便以及使用灵活和对环境没有污染等一系列的优点。国内，华中科技大学超导储能在电力系统中的应用进行了深入的研究。

第三类储能技术如抽水储能和压缩空气储能是将电能转变为势能储存起来，而飞轮储能是将电能转化为动能储存起来。抽水储能的原理为：在用电低谷时，用电能将水抽到地势较高的水库中，将电能转换为势能存储起来；在用电高峰时，再用处于高位的水发电。在18世纪90年代，意大利和瑞士等国就开展抽水储能的应用研究。目前，抽水储能是全球容量最大的储能方式，全世界抽水储能电站的容量已经达到了90GW，大约全世界总发电量的3％。抽水储能电站的效率并不高，一般为70％左右。抽水储能电站一般用于旋转热备用、调频和能量管理等。全球第一个290MW的抽水储能电站建于德国的在用电低谷时，用电能将空气压缩并储存在一定的容器或者洞穴中，在用电高峰的时候，用这些被压缩的空气和某些燃气来发电。压缩空气储能本质上是一种调峰用混和式的发电厂。全球上最大(电站容量为2700MW)的压缩空气储能电站建于美国俄亥俄州。从应用成本上比较，压缩空气储能与抽水储能的投资成本都比较低，它们的容量都可以做得比较大，因此这两种储能技术是国内外真正具有电力调峰作用的储能技术。但是这两种储能技术对选址要求高，例如抽水储能也必须有合适的地形条件，即应该有足够的水资源和落差，并且抽水储能受季节影响比较明显；压缩空气储能必须有合适的储气空间，一般选择优良的大型地下洞穴。况且建设这两种储能电站，需要巨额的投资，并且建设周期都比较长，这些苛刻的条件和超高的要求导致了这两种储能技术不利于全面进行推广。飞轮储能的基本原理为用电能驱动电机，电机带动飞轮高速旋转，将电能转换为机械动能，并将能量以机械动能的形式储存起来，当需要电能时，飞轮减速，电动机工作在发电状态，将飞轮上储存的机械动能转换为电能，并且回馈给电网。飞轮储能具有如下优点：转换效率高、充电/发电时间短、储能密度高、放电深度深循环使用寿命长和适合各种环境等。飞轮储能技术在功率密度、使用寿命、充/放电特性等方面都较均衡，因此它适合在系统调频、新能源发电、UPS和电动汽车等领域中应用，尤其在新能源发电系统中飞轮储能可以使新能源发电系统工作更平稳，也可以提高新能源的利用率，改善系统的稳定性。随着材料科学、磁悬浮技术、电力电子技术、计算机控制技术和电机学的发展，飞轮储能将会呈现出巨大的发展潜力。

在实际应用中电池作为储能设备是最普遍的，由于电池单体容量比较小电压也比较低，为了满足储能系统的大容量高电压的要求，就必须让单体电池通过串并联组成电池组，电池组容量越大，串并联的电池单体越多，由于电池个体的差异性，电池组容量越大就对BMS要求越高而且电池的最大性能主要由最差单体电池的性能决定。大容量储能变流器对应的就是大容量的储能电池。

PCS：储能变流器(PCS)可控制电池模块的充电和放电过程，进行交直流的变换，在无电网情况下可以直接为交流负荷供电。PCS由DC/AC双向变流器、控制单元等构成。PCS控制器通过通讯接收后台控制指令，根据功率指令的符号及大小控制变流器对电池进行充电或放电，实现对电网有功功率及无功功率的调节。PCS控制器通过CAN接口与BMS通讯，获取电池组状态信息，可实现对电池的保护性充放电，确保电池运行安全。

目前的我公司的技术是一个储能变流器中设置有一个变流器和一个电池，或者几个变流器与一个电池，具体如图1所示，这样对单体电池要求就比较高。

发明内容

本发明的目的是提供一种储能系统，用以解决传统的储能变流器对单体电池要求较高的问题。本发明同时提供一种储能系统功率均衡控制方法和一种储能系统功率均衡控制装置。

为实现上述目的，本发明的方案包括一种储能系统，包括p个电池模块，所述p个电池模块构成m个电池簇，m≥2，每个电池簇中设置有至少一个电池模块；所述储能系统还包括n个储能变流器模块，n≥m，各储能变流器模块的交流侧并联设置；一个电池簇对应一个储能变流器模块，一个储能变流器模块最多对应一个电池簇。

所述电池模块由一个单体电池构成。

当电池簇中包括有至少两个电池模块时，电池模块之间并联设置。

一种基于上述储能系统的储能系统功率均衡控制方法，包括以下步骤：

(1)根据各电池模块的额定功率计算对应电池簇的额定功率，所述电池簇的额定功率为对应包含的所有电池模块的额定功率之和；

(2)计算所有的电池簇的额定功率之和，并计算各储能变流器模块对应的电池簇的额定功率与所述额定功率之和的比值；

(3)将各储能变流器模块对应的电池簇所占功率的比值与总给定功率相乘得到对应储能变流器模块的给定功率，根据得到的各储能变流器模块的给定功率对对应的储能变流器模块进行功率控制。

当储能变流器模块故障时，认定对应的电池簇的额定功率为0。

若计算得到的储能变流器模块的给定功率大于或者等于对应电池簇的额定功率，那么，认定对应电池簇的额定功率为该储能变流器模块的给定功率。

储能变流器模块的给定功率的计算公式为：

如果f_i≥e_i，令f_i＝e_i；

其中，f_i为第i个储能变流器模块的给定功率，P_总为所述总给定功率，e_i为第i个电池簇的额定功率。

一种基于上述储能系统的储能系统功率均衡控制装置，包括：

第一计算模块，用于根据各电池模块的额定功率计算对应电池簇的额定功率，所述电池簇的额定功率为对应包含的所有电池模块的额定功率之和；

第二计算模块，用于计算所有的电池簇的额定功率之和，并计算各储能变流器模块对应的电池簇的额定功率与所述额定功率之和的比值；

控制模块，用于将各储能变流器模块对应的电池簇所占功率的比值与总给定功率相乘得到对应储能变流器模块的给定功率，根据得到的各储能变流器模块的给定功率对对应的储能变流器模块进行功率控制。

当储能变流器模块故障时，认定对应的电池簇的额定功率为0。

若计算得到的储能变流器模块的给定功率大于或者等于对应电池簇的额定功率，那么，认定对应电池簇的额定功率为该储能变流器模块的给定功率。

本发明提供的储能系统中包括有多个电池模块和储能变流器模块，这些电池模块构成多个电池簇，每个电池簇中设置有至少一个电池模块，并且，电池簇与储能变流器模块之间存在着一定的对应关系，一个储能变流器模块对应至少一个电池簇，且一个电池簇不同时对应至少两个储能变流器模块。该储能系统中的电池模块和储能变流器模块的个数均可根据实际情况进行设定，而且，电池簇与储能变流器模块之间的连接关系也是根据实际情况进行设置，所以，该储能系统的结构灵活多变，根据实际情况建立符合要求的结构。将所有的电池模块划分为多个电池簇，各电池簇之间工作不相互影响，假设有一个电池簇坏了，只需要停掉该簇相关的设备，而其他电池簇仍旧可以正常工作，所以，该储能系统的结构能够提高系统稳定性和容错性，大大降低单个电池模块或者电池簇损坏对系统整体的影响，系统可靠性也得到提升。

并且，由于电池模块存在一致性的问题，所以大规模的串并联会导致电池故障率增加，维护难度加大，电池利用率低下。而电池分簇后不同簇的电池相互不影响，有利于电池的从分利用和系统维护。

附图说明

图1是现有的储能系统的结构示意图；

图2是本发明提供的储能系统的结构框图；

图3是本发明提供的储能系统的电路结构示意图；

图4是功率均衡控制软件流程示意图。

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。

控制方法实施例

本发明提供的储能系统的基本发明思路是：该储能系统中设置有多个电池模块和多个储能变流器模块，如图2所示。其中，电池模块可以只包含一个单体电池，也可以由多个单体电池构成。在本实施例中，电池模块由一个单体电池构成，也就是说，电池模块实质上就是单体电池。

该储能系统包括p个单体电池，这p个电池模块构成m个电池簇，m≥2，电池簇是单体电池的集合。每个电池簇中设置有至少一个单体电池，即一个电池簇中可以只设置一个单体电池，也可以设置多个单体电池，当设置多个单体电池时，单体电池之间并联连接。

该储能系统还包括n个储能变流器，n≥m，各储能变流器的交流侧并联设置，连接交流电网。储能变流器与电池簇之间存在着如下对应关系：对于任意一个电池簇，该电池簇只可以对应一个储能变流器；对于任意一个储能变流器，该储能变流器最多对应连接一个电池簇，也就是说，该储能变流器可以对应连接一个电池簇，也可以不连接电池簇，而是孤立设置。

如图3所示，为储能系统的一种具体电路结构图，该储能系统中共有10个单体电池，10个储能变流器，单体电池1和电池2组成电池簇1连接于储能变流器1，单体电池3为电池簇2连接于储能变流器2，其他的连接关系见图1，所以，该储能系统中有9个电池簇，故电池簇的个数小于储能变流器的个数，10个单体电池构成的9个电池簇连接于10个储能变流器，那么，这9个电池簇与储能变流器1-9一一对应连接，而储能变流器10就没有分配到电池簇，孤立设置。最后所有的储能变流器的交流测并联连接，但直流侧并非并联连接。

与该储能系统配套设置有控制系统，核心在于协调控制单元，该协调控制单元内部加载有功率分配均衡策略，即功率均衡控制方法，根据该策略实现功率均衡控制。该协调控制单元可以为常规的控制芯片，比如单片机，还可以是工控机等控制设备。

该协调控制单元还连接有BMS和HMI，BMS将各单体电池的状态信息输出给协调控制单元，该协调控制单元还接收各储能变流器的实时状态信息。并且，协调控制单元控制连接各储能变流器，实现对各储能变流器的控制。HMI作为人机交互界面承担参数的设置、状态显示、故障上报、与远程后台互联通讯等功能，协调控制单元接受HMI的下发的命令并根据功率分配均衡策略来实现各个储能变流器的给定功率的计算和下发，并对各个储能变流器的信息进行综合上送。

协调控制单元中的功率均衡控制策略整体如下：

首先，根据各单体电池的额定功率计算对应电池簇的额定功率。电池簇的额定功率为对应包含的所有单体电池的额定功率之和。当电池簇中只有一个单体电池时，该电池簇的额定功率就是该单体电池的额定功率；当电池簇中有至少两个单体电池时，该电池簇的额定功率就是内部包含的所有的单体电池的额定功率之和。并且，单体电池的额定功率指的是单体电池的额定工作功率，这个随单体电池的使用情况和外部环境而变化，由BMS(电池管理系统)来提供。

然后，计算所有的电池簇的额定功率之和，并计算各储能变流器模块对应的电池簇的额定功率与得到的额定功率之和的比值，计算公式为：

其中，w_i为第i个电池簇，即第i个储能变流器对应的比值；e_i为第i个电池簇的额定功率。另外，当某个储能变流器模块故障时，认定该储能变流器对应的电池簇的额定功率为0，那么，该储能变流器功率比值也为0，即该储能变流器不参与后续的功率均衡控制。

最后，将各储能变流器对应的电池簇所占功率的比值与总给定功率P_总相乘得到对应储能变流器的给定功率，计算公式为：

其中，f_i为第i个储能变流器的给定功率，总给定功率P_总为给定的已知值。

另外，如果f_i≥e_i，令f_i＝e_i。也就是说，对于某一个储能变流器，当计算得到的该储能变流器模块的给定功率f_i大于或者等于与该储能变流器对应的电池簇的额定功率e_i，那么，表明该储能变流器的给定功率过大，如果以该给定功率运行的话，可能会对对应电池簇中的单体电池造成损坏(因为单体电池均有最大允许充放电电流的限制)，因此，储能变流器的功率必须小于或者等于对应电池簇的额定功率，即在这种情况下，将与该储能变流器对应的电池簇的额定功率e_i替换计算得到的该储能变流器模块的给定功率f_i，也就是说，舍弃计算得到的给定功率f_i，将对应的电池簇的额定功率e_i认定为该储能变流器模块的给定功率。那么可以得出，储能变流器的实际运行功率总会小于或者等于对应电池簇的额定功率。

协调控制单元根据得到的各储能变流器的给定功率对对应的储能变流器进行功率控制，实现功率的均衡。

在上述控制策略的基础上，为了计算方便和便于软件编程，以下采用矩阵的形式对上述控制策略进行详细地说明。当然，利用矩阵的形式来计算各储能变流器的给定功率只是一种实现手段，本发明并不局限于此。

首先，针对p个单体电池、m个电池簇和n个储能变流器，在此建立映射向量，为：其中，向量元素的取值范围为1＜a_i＜n。假如a₃＝5表示第3个单体电池连接于第5个储能变流器，隶属于第五电池簇。

建立各个储能变流器的工作状态向量，为：其中各个元素的取值为0或者1，0代表工作异常(即故障)，1代表工作正常。例如：b₃＝1表示：第三个储能变流器工作正常；b₃＝0表示：第三个储能变流器工作异常。

建立各个单体电池的实时功率向量：其中，c_i为第i个单体电池的额定功率。

算法流程：为了计算方便，把转换为n×p矩阵A，其映射关系为：这样整个矩阵里面有p个元素为1，其余全为0，例如： p＝10，假设n＝4，则转换后的矩阵为4行10列：

那么，通过计算能够得到每个储能变流器的实际功率向量：

再根据每个储能变流器的工作状态向量得出实际可以正常工作的每一个储能变流器输出的极限功率向量

其中e_i＝b_i×d_i。

在此定义每个储能变流器对应的给定功率向量为 则：

另外，如果f_i≥e_i，令f_i＝e_i。

如图4所示，其为基于功率均衡控制策略的软件流程图，其中，Power cluster[n]为电池簇数组，记录相应储能变流器对应的电池簇；Module status[n]为储能变流器状态数组，记录相应储能变流器当前是否正常，正常为1、故障为0；Battery power[n]为电池簇功率数组，记录相应电池簇的实时功率容量；Module_number[n]为正常储能变流器的数量；Modulepower[n]为储能变流器的给定功率；Battery_Total_power为电池簇的总功率，即储能变流器总功率；Total_power为给定总功率。

就图3给出的结构来说，假设每个单体电池的极限放电功率为1，那么整个系统最大的输出功率为10，假设系统的给定总功率为5，那么由于第一个电池簇有2个单体电池，那么第一个储能变流器分配的给定功率为2/10*5＝1，第2-9个储能变流器中每个储能变流器分配的给定功率均为1/10*5＝0.5，第10个储能变流器分配的给定功率为0。

控制装置实施例

本实施例提供一种储能系统功率均衡控制装置，包括：

第一计算模块，用于根据各电池模块的额定功率计算对应电池簇的额定功率，电池簇的额定功率为对应包含的所有电池模块的额定功率之和；

第二计算模块，用于计算所有的电池簇的额定功率之和，并计算各储能变流器模块对应的电池簇的额定功率与额定功率之和的比值；

控制模块，用于将各储能变流器模块对应的电池簇所占功率的比值与总给定功率相乘得到对应储能变流器模块的给定功率，根据得到的各储能变流器模块的给定功率对对应的储能变流器模块进行功率控制。

该控制装置用于对储能系统中的各储能变流器模块进行功率均衡控制，由于上述方法实施例中已经对储能系统的结构进行了详细地描述，这里就不再具体说明。并且，该控制装置中的各模块均为软件模块，通过将其加载在控制器中以实现相应的功能，所以，该控制装置本质上仍为控制方法，由于控制方法在上述控制方法实施例中做出了详细地描述，这里就不再具体说明。

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。

Claims (10)

1.一种储能系统，其特征在于，包括p个电池模块，所述p个电池模块构成m个电池簇，m≥2，每个电池簇中设置有至少一个电池模块；所述储能系统还包括n个储能变流器模块，n≥m，各储能变流器模块的交流侧并联设置；一个电池簇对应一个储能变流器模块，一个储能变流器模块最多对应一个电池簇。

2.根据权利要求1所述的储能系统，其特征在于，所述电池模块由一个单体电池构成。

3.根据权利要求1所述的储能系统，其特征在于，当电池簇中包括有至少两个电池模块时，电池模块之间并联设置。

4.一种基于权利要求1所述储能系统的储能系统功率均衡控制方法，其特征在于，包括以下步骤：

(1)根据各电池模块的额定功率计算对应电池簇的额定功率，所述电池簇的额定功率为对应包含的所有电池模块的额定功率之和；

(2)计算所有的电池簇的额定功率之和，并计算各储能变流器模块对应的电池簇的额定功率与所述额定功率之和的比值；

(3)将各储能变流器模块对应的电池簇所占功率的比值与总给定功率相乘得到对应储能变流器模块的给定功率，根据得到的各储能变流器模块的给定功率对对应的储能变流器模块进行功率控制。

5.根据权利要求4所述的储能系统功率均衡控制方法，其特征在于，当储能变流器模块故障时，认定对应的电池簇的额定功率为0。

6.根据权利要求4所述的储能系统功率均衡控制方法，其特征在于，若计算得到的储能变流器模块的给定功率大于或者等于对应电池簇的额定功率，那么，认定对应电池簇的额定功率为该储能变流器模块的给定功率。

7.根据权利要求4所述的储能系统功率均衡控制方法，其特征在于，储能变流器模块的给定功率的计算公式为：

如果f_i≥e_i，令f_i＝e_i；

其中，f_i为第i个储能变流器模块的给定功率，P_总为所述总给定功率，e_i为第i个电池簇的额定功率。

8.一种基于权利要求1所述储能系统的储能系统功率均衡控制装置，其特征在于，包括：

第一计算模块，用于根据各电池模块的额定功率计算对应电池簇的额定功率，所述电池簇的额定功率为对应包含的所有电池模块的额定功率之和；

第二计算模块，用于计算所有的电池簇的额定功率之和，并计算各储能变流器模块对应的电池簇的额定功率与所述额定功率之和的比值；

控制模块，用于将各储能变流器模块对应的电池簇所占功率的比值与总给定功率相乘得到对应储能变流器模块的给定功率，根据得到的各储能变流器模块的给定功率对对应的储能变流器模块进行功率控制。

9.根据权利要求8所述的储能系统功率均衡控制装置，其特征在于，当储能变流器模块故障时，认定对应的电池簇的额定功率为0。

10.根据权利要求8所述的储能系统功率均衡控制装置，其特征在于，若计算得到的储能变流器模块的给定功率大于或者等于对应电池簇的额定功率，那么，认定对应电池簇的额定功率为该储能变流器模块的给定功率。