CN108879789A - 双向储能变流控制装置及方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种双向储能变流控制装置及方法。装置包括变流控制单元、用于连接三相交流电网的开关单元和蓄电池单元；蓄电池单元的输出端连接变流控制单元的输入端，变流控制单元的输出端连接开关单元；变流控制单元包括用于双向变流模块、直流预充电回路、交流预充电回路、充电电容模块和滤波采样单元；直流预充电回路的输入端连接蓄电池单元，直流预充电回路的输出端连接充电电容模块的一端，双向变流模块的第二端连接滤波采样模块的输入端，双向变流模块的第三端连接24V电源，滤波采样模块的输出端连接所述开关单元的一端。本发明实施例能够实现在耗电量较高时，逆变输出电能，耗电量低时，整流存储电能，从而实现节能降耗。
Description
技术领域
本发明涉及电力行业中的电力并网技术领域，尤其涉及一种双向储能变流控制装置及方法。
背景技术
双向储能变流器（Power Conversion System，PCS）主要功能和作用是实现交流电网电能与储能电池电能之间的能量双向传递，可以适配多种直流储能单元，如超级电容器组、蓄电池组、飞轮电池等，其不仅可以快速有效地实现平抑发电系统随机电能或潮流的波动，提高电网对微电网的接纳能力，且可以接受调度指令，吸纳或补充电网的峰谷电能，以及提供无功功率，以提高电网的供电质量和经济效益。
当微电网由并网转离网瞬间，微电网突然处于离网状态，变流装置突然增加的负载有功需求类似于一个阶跃信号，而变流器输出电流上升速度受限将会影响到输出电压的稳定，此时PCS能在微电网中起到应急独立逆变作用，负责调节微电网的电压和频率。当微电网由离网转并网瞬间，因为输出电压频率、相位以及幅值突然发生偏差，需要变流器自行调节输出电压与电网电压一致，再进行并网，此过程性能直接影响并网过程的电压扰动及并网时间。
可见PCS的控制性能决定着整个储能系统的可靠性、控制精度和输出电能质量等重要指标。而当电网电能因外部因素发生变化时，变流器应及时、准确、快速的做出相应的变化。如频率较高，变流器应吸收电能，而频率较低时，变流器释放电能，以充放电模式快速变化，来实现维持电网电能稳定的功能等等。
发明内容
本发明实施例提供了一种双向储能变流控制装置及方法，以为解决背景技术中提出的一个或多个技术问题提供一种有益的选择。
本发明实施例提供一种双向储能变流控制装置，包括变流控制单元、用于连接三相交流电网的开关单元和蓄电池单元；所述蓄电池单元的输出端连接所述变流控制单元的输入端，所述变流控制单元的输出端连接所述开关单元的一端，所述开关单元的另一端连接电网；其中，所述变流控制单元包括用于整流和逆流的双向变流模块、直流预充电回路、交流预充电回路、充电电容模块、24V电源和用于滤波的滤波采样单元；
所述直流预充电回路的输入端连接所述蓄电池单元的输出端，所述直流预充电回路的输出端连接所述充电电容模块的一端，所述充电电容模块的另一端连接所述双向变流模块的一端，所述双向变流模块的第二端连接所述滤波采样模块的输入端，所述双向变流模块的第三端连接所述24V电源，所述滤波采样模块的输出端连接所述开关单元的一端。
优选地，所述装置包括至少两个相并联连接的变流控制单元；
其中，当所述装置由并网模式向孤岛模式转换时，其中一个变流控制单元向另一个变流控制单元发送脉冲调制信号，使所述另一个变流控制单元保持在并网模式；
其中，当所述装置由孤岛模式向并网模式转换时，其中一个变流控制单元向另一个变流控制单元发送脉冲调制信号，使所述另一个变流控制单元按比例积分调节至并网模式。
优选地，其中，所述其中一个变流控制单元的双向变流模块用于根据离网前的电网输出电压生成所述脉冲调制信号，并发送给另一个变流控制单元，使所述另一个变流控制单元根据所述脉冲调制信号确定输出电压的频率、相位和幅值。
优选地，所述其中一个变流控制单元配置有使能模块，所述使能模块用于向所述双向变流模块发送是否生成所述脉冲调制信号的指令。
优选地，所述双向变流模块包括三相全桥绝缘栅双极型晶体管电路。
优选地，所述蓄电池模块包括：
蓄电池模块，包括蓄电池和开关组，所述开关组的一端连接所述蓄电池，另一端连接预充电回路的输入端；及
预充电回路，包括用于供直流支撑电容模块充电的第一支路和用于流通大电流的第二支路，所述预充电回路的输出端连接直流支撑电容模块；及
直流支撑电容模块，用于存储电量。
优选地，所述其中一个变流控制单元还包括故障处理模块，所述应急处理模块用于检测所述另一个变流控制单元是否发生故障，并在所述另一个变流控制单元发生故障时，将所述另一个变流控制单元输出的电压转移到其他变流控制单元。
优选地，所述其中一个变流控制单元与所述另一个变流控制单元通过以下至少一种方式通信：CAN通信方式或RS485通信方式。
优选地，所述电源管理模块包括以下至少一种供电方式：直流供电或交流供电。
本发明实施例还提供一种双向储能变流控制方法，包括：
监控双向储能变流控制装置与电网的连接状态；
若所述连接状态显示正在由并网模式向孤岛模式转换，则控制所述双向储能变流控制装置中的储能电池模块输出电压，所述输出电压与电网电压的相位、幅值和频率保持一致；
若所述连接状态显示正在由孤岛模式向并网模式转换，根据所述电网的输出电压，控制所述双向储能变流控制装置按比例积分调节输出电压，以使所述输出电压与所述电网输出电压的相位、幅值和频率一致。
优选地，若所述连接状态显示正在由并网模式向孤岛模式转换，则控制所述双向储能变流控制装置中的储能电池模块输出电压包括：
控制所述双向储能变流控制装置的其中一个变流控制单元生成脉冲调制信号，以使其他变流控制单元根据所述脉冲调制信号输出电压。
本发明实施例的技术方案具有以下有益效果：本发明实施例能够实现“削峰填谷”，即在耗电量较高时，逆变输出电能，耗电量低时，整流存储电能，从而实现节能降耗。
本发明实施例的技术方案的其中一个有益效果为：本发明实施例具有主从结构的变流控制单元，这种控制方式不但易于并联拓展容量，而且具有控制精度高，各模块均流效果好的优点。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明实施例一的双向储能变流控制装置的示意图；
图2为本发明实施例一的双向储能变流控制装置的另一示意图；
图3为本发明实施例二的双向储能变流控制装置的变流控制单元的主从控制方式示意图；
图4为本发明实施例三的的双向储能变流控制方法的流程图。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
实施例一
微电网可以包括大规模可再生能源发电网，如风能、光伏等能源发电网。微电网中的双向变流装置是实现直流储能电池与交流电网之间双向能量传递的关键设备。当电网电力比较充足，且此时用电处于低谷的时候，双向变流装置工作在整流状态，通过电网向储能电池充电，将电能储存起来；当电网电力缺乏，处于用电高峰的时候，双向变流装置工作在逆变状态，将电能从储能电池反馈给大电网，此时双向变流装置相对于电网来说作为一个电流源。
图1为本发明的双向储能变流控制装置的实施例一的示意图。如图1所示，本实施例的双向储能变流控制装置，具体可以包括变流控制单元10、用于连接三相交流电网的开关单元20和蓄电池单元30；所述蓄电池单元的输出端连接所述变流控制单元10的输入端，所述变流控制单元10的输出端连接所述开关单元的一端，所述开关单元20的另一端连接电网；其中，所述变流控制单元10包括用于整流和逆流的双向变流模块101、直流预充电回路102、交流预充电回路103、充电电容模块104、24V电源105和用于滤波的滤波采样单元106。
所述直流预充电回路102的输入端连接所述蓄电池单元30的输出端，所述直流预充电回路102的输出端连接所述充电电容模块103的一端，所述充电电容模块103的另一端连接所述双向变流模块101的一端，所述双向变流模块101的第二端连接所述滤波采样模块105的输入端，所述双向变流模块101的第三端连接所述24V电源105，所述滤波采样模块105的输出端连接所述开关单元20的一端。
其中所述开关单元20的另一端可连接电网。
如图2所示，为双向储能变流控制装置的另一示意图。
其中，所述蓄电池单元30包括蓄电池GB和开关组（QS1和QS2），所述开关组的一端连接所述蓄电池GB，另一端连接预充电回路102的输入端。
其中，所述预充电回路102包括用于供直流支撑电容模块充电的第一支路和用于流通大电流的第二支路。其中，第一支路包括第一开关S1和第一电阻R1，第一开关S1的一端连接所述蓄电池模块，所述第一开关S1的另一端连接所述电阻R1的一端。R1的另一端连接所述直流支撑电容模块。第二支路包括第二开关S2。第二开关S2的一端连接所述蓄电池模块，第二开关S2的另一端连接所述直流支撑电容模块。
其中，所述充电电容模块104包括第一电容C1、第二电容C2、第一电感L1、第二电阻R2和第三开关S3。所述第一电容C1的一端连接所述预充电回路102的输出端，所述第一电容C1的另一端连接所述双向变流模块101的输入端。所述第一电感L1的一端连接所述预充电回路102的输出端，另一端连接所述第二电容C2的一端。所述第二电容C2的另一端连接所述双向变流模块101的输入端。所述第二电阻R2的一端连接所述第一电感L1的另一端，另一端连接所述第三开关S3的一端。所述第三开关S3的另一端连接所述双向变流模块101的输入端。所述充电电容模块103用于充电和放电。
本发明实施例还设置有24V电源105，包括直流侧的DC-DC24V电源和交流侧的AC-DC24V电源（图中未示出）。其作用是将高电压转化为本实施例的装置可用的24V电压。
继续结合图2，本实施例中，双向变流模块101可以采用三相电压型脉冲宽度调制（Pulse Width Modulation，PWM）整流器拓扑结构。该结构可由绝缘栅双极型晶体管(Insulated Gate Bipolar Transistor，IGBT)模块构成，控制方式采用空间矢量脉宽调制方式(Space Vector Pulse Width Modulation，SVPWM），直流电压利用率最大可达0.707。在其他实施例中也可以由其他器件构成，例如，绝缘栅型场效应管（Metal-Oxide-Semiconductor Field-Effect Transistor, MOSFETMOS）。
其中，双向变流模块104的输出端连接所述滤波采样单元105的输入端，滤波采样单元105的输出端通过隔离变压器与交流预充电回路103的一端连接，交流预充电回路103的另一端连接电网。继续结合图2，其中，由于采用SVPWM控制方式时输出电压具有一定的较高次谐波，因此本实施例采用三相滤波采样单元104要将主要的谐波滤除。其中，滤波采样单元104包括由第二电感L2、第三电感L3、第四电感L4、第三电容C3、第四电容C4和第五电容C5组成的三相滤波电路。
其中，所述交流预充电回路103中，第三电阻R3和第六开关S6串联形成第一相的第一支路，第四电阻R4和第七开关S6串联形成第二相的第一支路，第五电阻R5和第八开关S6串联形成第三相的第一支路，开关组（QF1、QF2和QF3）中的第一开关QF1形成第一相的第二支路，第二开关QF2形成第二相的第二支路，第三开关QF3形成第三相的第二支路。开关组的另一端连接电网AC。
例如，当为直流支撑电容模块充电时，先闭合开关组（QS1和QS2），然后闭合第一开关S1，使第一电容C1和第二电容C2与蓄电池GB建立连接，为第一电容C1和第二电容C2进行充电。待电容电压达到电池电压的90%且基本稳定时，再闭合第二开关S2，完成大电流通路连接。最后断开第一开关S1。
另外，本发明实施例进行直流充电时要求直流电流或直流电压恒定，在电池放电时，一般要求直流电流恒流放电。因此在储能变流器（Power Conversion System——PCS充/放电控制系统设计中，一般采用双环控制，即直流电压（或电流）外环和交流电流内环。在具体实施时，直流侧电压可工作在500V至1080V，因此需要将蓄电池GB工作电压调整到500V至1080V之间。由于变流控制单元10需要在并网模式与孤岛模式两种模式下工作，所以直流预充电回路可设置在直流侧，由蓄电池GB为直流支撑电容充电。可由充电接触器与断路器（图中未示出）由控制系统进行逻辑控制。第一开关S1合闸后，蓄电池GB经过充电电阻R1给直流支撑电容（第一电容C1和第二电容C2）充电，电容电压稳定后第二开关S2闭合，充电完成。
这样当突然发生断电或因故障停机等情况时，储存在直流支撑电容的电量可通过并联在电容上电阻耗散掉。
另外，本实施例的双向储能变流控制装置具有黑启动能力。所述装置的双向变流模块101和蓄电池单元30，以及散热单元都是通过电源模块DC从蓄电池GB取电。从直流侧开关组前级取直流电，经三相交流逆变电源为整个装置供电，整个装置处于热备用状态。在系统全部处于停电状态下，可自行启动。因此，本发明实施例既可作为微电网备用电源，也可带动无启动功能的产能设备，扩大电网的恢复。
其中，散热单元通过隔离变压器与第四开关S4连接。
其中，本实施例还设置有柜体加热单元，包括第六电阻R6和第五开关S5。所述第五开关S5的一端连接电源模块DC的一端，另一端连接第六电阻R6的一端，所述第六电阻R6的另一端连接所述电源模块DC的另一端。
本发明实施例的双向储能变流控制装置能够实现“削峰填谷”，即在耗电量较高时，逆变输出电能，耗电量低时，整流存储电能，从而实现节能降耗。
实施例二
在实施例一的基础上，本实施例详细地介绍双向储能变流控制装置的主从控制（Master-salve control）方式。
本发明实施例二的双向储能变流控制装置包括至少两个相并联连接的变流控制单元。
当所述装置由并网模式向孤岛模式转换时，其中一个变流控制单元向另一个变流控制单元发送脉冲调制信号，使所述另一个变流控制单元保持在并网模式；当所述装置由孤岛模式向并网模式转换时，其中一个变流控制单元向另一个变流控制单元发送脉冲调制信号，使所述另一个变流控制单元按比例积分调节至并网模式。
如图3所示，其中一个变流控制单元作为主变流控制单元10a，另一个变流控制单元作为从变流控制单元10b。主变流控制单元10a可以以一定的通信方式向从变流控制单元10b发送指令电流。具体地，变流控制单元10中还配置有控制模块（图中未示出），可对控制模块进行参数设置，以确定当前的变流控制单元是主变流控制单元还是从变流控制单元。
在其他实施例中，可以包括多个并联的变流控制单元。其中一台变流控制单元为主变流控制单元，其他变流控制单元为从变流控制单元。
其中，所述主变流控制单元10a用于根据离网前的电网输出电压生成脉冲调制信号，并发送给从变流控制单元10b，使所述从变流控制单元10b根据所述脉冲调制信号确定输出电压的频率、相位和幅值。
另外，当从变流控制单元发生故障时，主变流控制单元可根据实际情况，自动移除发生故障的从变流控制单元，并将发生故障的从变流控制单元输出的电能平均转移到正常从变流控制单元上，以保证电能供给。例如，本实施例的装置具有1个主变流控制单元，5个从变流控制单元，需要输出120V电压，当系统突然断电后，主变流控制单元为离网状态，从变流控制单元始终处于并网状态，每个从变流控制单元输出20i的电流，如果有1个从变流控制单元发生故障，其余4个从变流控制单元继续工作，为保持电压不变，每个从变流控制单元输出25i电流。也就是说将其他从变流控制单元输出的电流均摊到其他的从变流控制单元上。
主从控制方式具有控制精度高，各变流控制单元均流效果好的优点。可根据实际需求，通过增加并联变流控制单元数量，以实现储能系统变流器环节的扩容，应用灵活。
当电网恢复正常供电时，处于孤岛模式的本实施例的装置需要重新与电网连接。但由于装置处于孤岛模式运行时，其中起支撑作用的变流控制单元按照自行计算的脉冲调制信号工作，这使得装置的输出电压与电网的输出电压发生一些偏离。另一方面，由于电网的输出电压具有时变性，装置的电压幅值存在偏差，直接重合闸并网可能引起巨大的冲击电流，造成设备损坏。因此并网前，必须考虑采取一定的预同步控制措施，保证与电网电压的同步。
具体地，在电网恢复到并联状态的瞬间，首先判断装置电压的幅值及相序，确定装置的输出电压恢复正常；然后通过比例和积分（PI）调节，使装置输出电压的频率调整到与电网频率一致；然后调整相位，使输出电压的相位缓慢向电网电压靠近；当调频与调相结束之后，再调整输出电压的幅值；最后进行装置与电网的并网连接。整个过程的前提是需要有高精度及高一致性的电压采样。
通过上述逻辑过程，可以实现本实施例的装置输出电压与电网电压在并网前达到一致。
在本实施例的装置处于并网模式运行时，基于主从控制方式的变流控制单元工作于并网模式，其输出电压的频率和幅值与电网一致。当由并网模式切换到孤岛模式运行时，主变流控制单元基于原输出频率、相位及幅值，向从变流控制单元输出脉冲调制信号。从变流控制单元根据脉冲调制信号继续输出与原输出电压的频率、相位及幅值保持一致的电压，也就是说从变流控制单元始终处于并网模式运行，向微网发送有功电流。由于突然断电，负载电能完全由蓄电池模块提供。在转变为孤岛模式的瞬间，其输出电压的频率和幅值可能会发生微小的变动，但相位上不会发生突变，从而实现了由并网到孤岛模式的平滑切换。
同时，针对转变为孤岛模式瞬间，变流器输出电压的幅值和频率扰动问题，通过主变流控制模块大容量的直流侧支撑电容，可以最大限度的将扰动降到最低；另外，该装置具有快速的双闭环调节，支持较大的di/dt，能通过电流环控制，在系统电压尚未发生较大变化时，稳定装置输出。以此来抑制系统突然掉电产生的PCS由并网切换至孤岛运行时的电压抖动现象。
同时，本实施例的装置还具有防孤岛保护功能。其中，变流控制模块配置有使能模块，所述使能模块用于向所述双向变流模块发送是否生成所述脉冲调制信号的指令。例如，当使能模块启动时，在由并网模式转换为孤岛模式时，主变流控制模块生成脉冲调制信号发送给从变流控制模块；当使能模块关闭时，在由并网模块转换为孤岛模式时，主变流控制模块不会生成脉冲调制信号。
在系统断电时，本发明实施例可以自动切换至离网状态继续运行。当系统电压恢复时，本发明实施实施例输出电压依次进行频率、相位、幅值的调节，之后通过可控硅进行并网。上述过程均可以自动控制下进行无需人为干预。
其中，主从变流控制模块间的通信方式可以包括以下至少一种：CAN通信方式或RS485通信方式。
下面介绍关于本实施例中涉及的各模块优选的参数。
本实施例的变流控制模块可由IGBT组成。根据本系统的设计参数可得IGBT两端承受的最大电压应力为1080V，因此所选取IGBT的定额电压为1080*1.5=1620，取1700V。
例如，模块设计容量为50kW，IGBT的电流即为系统输出电流的峰值，考虑到15%的电流纹波，则IGBT最大运行电流为92A，因此，选取IGBT的额定电流为：92×1.5=105A。
本实施例考虑到装置的实际过载能力与散热能力，可以选用英飞凌的型号为FF300R12ME4的芯片，一相使用一个，三相共使用3个。
关于交流滤波电容，LC滤波器的谐振频率应该大于电网频率的10倍，小于开关频率的1/2，开关频率设计为3K，选取谐振频为12次基波频率，滤波电容为角接，则计算可得电容容值为780uF。
关于直流侧预充电回路中的充电电阻，在具体实施时充电时间一般为8秒左右，根据直流支撑电容的容值，通过计算可算得电阻为362欧姆。因此，可以设定阻值400欧姆，功率200W，额定电压1000VDC。
优选地，本发明实施例涉及的控制系统30可采用即现场可编程门阵列（Field－Programmable Gate Array，FPGA）和ARM处理器双CPU体系架构，FPGA用于电压、电流等模拟量采样以及控制算法的程序计算。
另外，在其中一个实施例中，设置有直流支撑电容的电压显示装置，可通观察二极管的亮度判定直流支撑电容的电压。若二极管基本无光，可判定直流支撑电容的电量已耗散掉，可以安全进行维护操作，有效提高可靠性和安全性。
本发明实施例的双向变流装置在集中安装大容量储能系统时，具有如下优势：1、可通过并联的方式灵活的增大装机容量；2、模块体积小，控制模式可靠，可以集中安装也可分散安装；3、可以通过外扩通讯模块，支持多种通讯方式；4、并/离网平滑切换，负载电压扰动低；5、控制精度高，抗负载冲击能力强；6、直压工作范围广，通讯接口种类多，易拓展，电池兼容性高；7、风机具有调速功能，噪声低，适用于对噪声要求较高的场合。
另外，本发明实施例具有四象限输出能力，既支持有功功率的双向转换，也支持功率因数的调节。当系统存在无功需求时，可通过下发参数的方式，实现无功功率的供给。
另外，本发明实施例的技术方案还支持下垂控制方式。下垂控制（Droop control）是通过模拟传统电力系统中同步发电机下垂外特性对逆变器实施控制的一种方法。系统控制环路主要包括功率环控制和电压电流双环控制两部分。功率环控制部分，首先通过采样逆变器输出端的三相电压和电流计算出逆变器输出的功功率P和无功功率Q，将其代入P-f和Q-V下垂方程，从而得到逆变器输出电压的参考频和参考幅值，然后通过电压电流双环控制实现对逆变器输出电压的调节。
孤岛和并网两种模式下变流器均可采用下垂控制策略，在微网运行模式切换时不需要进行控制策略的切换，控制上的连续性有利于实现运行模式的平滑切换。
本发明实施例可与各种光伏逆变器配合使用，即白天光伏发电过剩的电能存储到蓄电池中，在夜晚由双向储能变流控制装置逆变输出，从而提高光伏发电的利用率。
实施例三
图4为本发明的双向储能变流控制方法的实施例一的流程图。如图4所示，本实施例的双向储能变流控制方法包括：
S401，监控双向储能变流控制装置与电网的连接状态；
S402，若所述连接状态显示正在由并网模式向孤岛模式转换，则控制所述双向储能变流控制装置中的储能电池模块输出电压，所述输出电压与电网电压的相位、幅值和频率保持一致；
S403，若所述连接状态显示正在由孤岛模式向并网模式转换，根据所述电网的输出电压，控制所述双向储能变流控制装置按比例积分调节输出电压，以使所述输出电压与所述电网输出电压的相位、幅值和频率一致。
其中，若所述连接状态显示正在由并网模式向孤岛模式转换，则控制所述双向储能变流控制装置中的储能电池模块输出电压包括：
控制所述双向储能变流控制装置的其中一个变流控制单元生成脉冲调制信号，以使其他变流控制单元根据所述脉冲调制信号输出电压。
本实施例的双向储能变流控制方法，通过采用上述步骤实现能够有效的调节电网的输出波形畸变率，使得负载平滑，从而保证电网安全的实现机制与上述图1所示实施例的双向储能变流控制装置的实现机制相同，详细可以参考上述图1所示实施例的记载，在此不再赘述。
最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。
Claims (11)
1.一种双向储能变流控制装置，其特征在于，包括变流控制单元、用于连接三相交流电网的开关单元和蓄电池单元；所述蓄电池单元的输出端连接所述变流控制单元的输入端，所述变流控制单元的输出端连接所述开关单元的一端，所述开关单元的另一端连接电网；其中，所述变流控制单元包括用于整流和逆流的双向变流模块、直流预充电回路、交流预充电回路、充电电容模块、24V电源和用于滤波的滤波采样单元；
所述直流预充电回路的输入端连接所述蓄电池单元的输出端，所述直流预充电回路的输出端连接所述充电电容模块的一端，所述充电电容模块的另一端连接所述双向变流模块的一端，所述双向变流模块的第二端连接所述滤波采样模块的输入端，所述双向变流模块的第三端连接所述24V电源，所述滤波采样模块的输出端连接所述开关单元的一端。
2.根据权利要求1所述的装置，其特征在于，所述装置包括至少两个相并联连接的变流控制单元；
其中，当所述装置由并网模式向孤岛模式转换时，其中一个变流控制单元向另一个变流控制单元发送脉冲调制信号，使所述另一个变流控制单元保持在并网模式；
其中，当所述装置由孤岛模式向并网模式转换时，其中一个变流控制单元向另一个变流控制单元发送脉冲调制信号，使所述另一个变流控制单元按比例积分调节至并网模式。
3.根据权利要求2所述的装置，其特征在于，其中，所述其中一个变流控制单元的双向变流模块用于根据离网前的电网输出电压生成所述脉冲调制信号，并发送给另一个变流控制单元，使所述另一个变流控制单元根据所述脉冲调制信号确定输出电压的频率、相位和幅值。
4.根据权利要求3所述的装置，其特征在于，所述其中一个变流控制单元配置有使能模块，所述使能模块用于向所述双向变流模块发送是否生成所述脉冲调制信号的指令。
5.根据权利要求1所述的装置，其特征在于，所述双向变流模块包括三相全桥绝缘栅双极型晶体管电路。
6.根据权利要求1所述的装置，其特征在于，所述蓄电池模块包括：
蓄电池模块，包括蓄电池和开关组，所述开关组的一端连接所述蓄电池，另一端连接预充电回路的输入端；及预充电回路，包括用于供直流支撑电容模块充电的第一支路和用于流通大电流的第二支路，所述预充电回路的输出端连接直流支撑电容模块；及直流支撑电容模块，用于存储电量。
7.根据权利要求2所述的装置，其特征在于，所述其中一个变流控制单元还包括故障处理模块，所述应急处理模块用于检测所述另一个变流控制单元是否发生故障，并在所述另一个变流控制单元发生故障时，将所述另一个变流控制单元输出的电压转移到其他变流控制单元。
8.根据权利要求2所述的装置，其特征在于，所述其中一个变流控制单元与所述另一个变流控制单元通过以下至少一种方式通信：CAN通信方式或RS485通信方式。
9.根据权利要求1所述的装置，其特征在于，所述电源管理模块包括以下至少一种供电方式：直流供电或交流供电。
10.一种双向储能变流控制方法，其特征在于，所述方法包括：
监控双向储能变流控制装置与电网的连接状态；
若所述连接状态显示正在由并网模式向孤岛模式转换，则控制所述双向储能变流控制装置中的储能电池模块输出电压，所述输出电压与电网电压的相位、幅值和频率保持一致；
若所述连接状态显示正在由孤岛模式向并网模式转换，根据所述电网的输出电压，控制所述双向储能变流控制装置按比例积分调节输出电压，以使所述输出电压与所述电网输出电压的相位、幅值和频率一致。
11.根据权利要求10所述的方法，其特征在于，若所述连接状态显示正在由并网模式向孤岛模式转换，则控制所述双向储能变流控制装置中的储能电池模块输出电压包括：
控制所述双向储能变流控制装置的其中一个变流控制单元生成脉冲调制信号，以使其他变流控制单元根据所述脉冲调制信号输出电压。
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