CN215990290U - 一种储能子模块及其构成的高压大容量直挂式储能系统 - Google Patents

Abstract

本实用新型提供了一种储能子模块及其构成的高压大容量直挂式储能系统，储能子模块包括：MMC变流单元和多个可调直流储能单元；可调直流储能单元包括直流开关、储能介质单元和双向DC/DC变流单元；双向DC/DC变流单元的一端接入直流开关和储能介质单元的串联结构，另一端接入MMC变流单元；储能介质单元由多个同样的储能介质串联而成。高压大容量直挂式储能系统包括由电感和众多储能子模块构成的各相支路。本实用新型储能子模块在直流侧采用DC/DC多重化技术扩容，解决了储能介质单元电流等级低的问题，各双向DC/DC变流单元可独立调节流经其对应的储能介质单元的电流，避免了储能介质单元之间充放电电流不均的现象，在细化电池管理的同时，极大地降低了SOC均衡的压力。

Description

一种储能子模块及其构成的高压大容量直挂式储能系统

技术领域

本实用新型涉及电力电子技术领域，具体涉及一种储能子模块及其构成的高压大容量直挂式储能系统。

背景技术

随着电力电子技术的快速发展和分布式发电技术的日趋成熟，太阳能、风能、潮汐能等可再生能源在传统电网中的所占比例逐渐增大。

可再生能源本身具有波动性和随机性的特点，会对电网调峰和系统的安全可靠的运行产生影响，而储能技术作为电网中的重要环节，具有快速响应特性和灵活充放电能力，可有效平抑系统功率波动，提高可再生能源发电的稳定性与可预测性。但是高比例可再生能源的接入会带来并网消纳及电力供应峰谷差加剧问题，该问题推动电网侧储能向更高电压等级(如220kV甚至更高)，以及更大容量(如吉瓦级)发展。

储能系统一般由储能单元和功率变换系统(Power Conversion System，PCS)组成。储能单元可由物理或化学介质，如飞轮、压缩空气、各种电池等储能介质组成。目前，电化学储能是技术最成熟、成本最低廉的储能方式。

申请号为202010818900.2的发明专利《高压体系百兆瓦级电池储能系统》中提出了一种级联H桥子模块实现的高压百兆瓦级的电池储能系统。但该储能系统不能无变压器直挂10～35kV电网，需通过一个双绕组变压器或一个四绕组移相变压器接入220kV电网。该发明中升压变压器的引入降低了并网系统的效率。

刘畅等人在《高电压技术》发表的文章“超大容量链式电池储能系统容量边界与优化设计”一文中指出：现有技术条件下，电力电子器件技术水平可以满足链式电池储能系统(battery energy storage system，BESS))的需求，而目前限制链式BESS高压大容量化的主要因素为电池系统技术及储能系统安全性设计要求。若想要链式电池储能系统达到高压水平，则需保证链式电池储能系统子模块中电池组达到一个很高的电压等级，但是现有技术下锂电池单体电压很低(基本在3V左右)，因此为使电池组达到一个很高的电压等级，需要将众多的电池单体进行串联，而电池参数的不一致性和串联后系统的可靠性问题导致现在常用的储能电池组电压等级仅为600～800V，最高也仅达到1kV左右。同时，若想要链式电池储能系统达到高容量，则需保证链式电池储能系统子模块达到较高的电流等级，但是目前技术下常用电池单体的容量较小，高充放电倍率电池单体容量最高可做到100Ah左右，0.5C(C为表示电池充放电倍率的单位，1C即表示额定电流充放电)低倍率电池的容量最高可做到300Ah。为使链式电池储能系统子模块达到较高的电流等级，则需要大量储能电池组并联，而大规模并联后的电池环流问题也同样会限制储能电池组的并联规模。因此，受上述限制现有的链式电池储能系统的性能不能满足高压和高容量的需求。

实用新型内容

为克服上述现有技术的不足，本实用新型提出一种储能子模块，包括：MMC变流单元和多个可调直流储能单元；

所述可调直流储能单元包括直流开关、储能介质单元和双向DC/DC变流单元；

所述双向DC/DC变流单元的一端接入直流开关和储能介质单元的串联结构，另一端接入MMC变流单元的直流端；

所述储能介质单元由多个同样的储能介质串联而成。

优选的，所述MMC变流单元采用半桥子模块或全桥子模块；

所述双向DC/DC变流单元采用隔离式DC/DC变流器或非隔离式DC/DC变流器；

所述储能介质为：电池或超级电容。

进一步的，所述隔离式DC/DC变流器，包括：CLLC谐振变换器和双有源桥变换器；

所述非隔离式DC/DC变流器，包括：非隔离式Boost-Buck变换器。

基于同一种实用新型构思，本实用新型还提供一种由储能子模块构成的高压大容量直挂式储能系统，包括：以双星形接法与电网连接的三相支路；

其中，所述各相支路由位于电网各相供电电路接入点两侧的上桥臂和下桥臂构成；

所述上桥臂和下桥臂相互对称；

所述上桥臂或下桥臂由多个储能子模块和一个电感串联而成。

基于同一种实用新型构思，本实用新型还提供另一种由储能子模块构成的高压大容量直挂式储能系统，包括：以星形接法与电网连接的三相支路；

其中，所述各相支路均由多个储能子模块和一个电感串联组成。

基于同一种实用新型构思，本实用新型还提供又一种由储能子模块构成的高压大容量直挂式储能系统，包括：以三角形接法与电网连接的三相支路；

其中，所述各相支路均由多个储能子模块和一个电感串联组成。

与最接近的现有技术相比，本实用新型具有的有益效果：

本实用新型提供了一种储能子模块及其构成的高压大容量直挂式储能系统，储能子模块包括：MMC变流单元和多个可调直流储能单元；可调直流储能单元包括直流开关、储能介质单元和双向DC/DC变流单元；双向DC/DC变流单元的一端接入直流开关和储能介质单元的串联结构，另一端接入MMC变流单元的直流端；储能介质单元由多个同样的储能介质串联而成。高压大容量直挂式储能系统包括由电感和众多储能子模块构成的各相支路。本实用新型储能子模块在直流侧采用DC/DC多重化技术扩容，解决了现有储能介质单元电流等级低的问题，每个双向DC/DC变流单元可独立调节流经其对应的储能介质单元的电流，避免了储能介质单元之间充放电电流不均的现象，在细化电池管理的同时，极大地降低了SOC均衡的压力。

本实用新型储能子模块MMC变流单元采用半桥子模块或全桥子模块，可直挂至220kV，500kV甚至更高电压等级电网中，与需要通过升压变压器连入电网的级联H桥结构相比，降低了系统整体损耗。

本实用新型MMC变流单元结构可用作交流电网和直流电网的互联链路的公共直流母线，可以实现直流电网、交流电网及储能电池三个端口间任意方向的能量传递。

本实用新型储能子模块构成的高压大容量直挂式储能系统，可为电网提供主动电压、频率、及惯性支撑。

本实用新型储能子模块采用双向DC/DC变流器接入，使得现有低电压等级电池模组可应用到高压直挂结构中采用3.3kV～6.5kV电压等级功率器件的场合。

本实用新型在35kV及以下电压等级中，考虑装置运行及检修的安全性，可采用CLLC或DAB隔离型双向DC/DC变流器解决电气绝缘及共模电流问题。

附图说明

图1为本实用新型提供的储能子模块拓扑结构图；

图2为本实用新型实施例中全桥子模块拓扑结构图；

图3为本实用新型实施例中半桥子模块拓扑结构图；

图4为本实用新型实施例中双有源桥(DAB)变换器拓扑结构图；

图5为本实用新型实施例中CLLC谐振变换器拓扑结构图；

图6为本实用新型实施例中不具备软开关功能的非隔离式Boost-Buck变化器拓扑结构图；

图7为本实用新型实施例中具备软开关功能的非隔离式Boost-Buck变化器拓扑结构图；

图8为本实用新型提供的一种储能子模块的可调直流储能单元间的SOC均衡控制框图；

图9为本实用新型提供的双星形结构的高压大容量直挂式储能系统；

图10为本实用新型提供的星形结构的高压大容量直挂式储能系统；

图11为本实用新型提供的三角形结构的高压大容量直挂式储能系统；

图12为本实用新型实施例中高压大容量直挂式储能系统的系统级控制的控制框图；

图13为本实用新型实施例中主动电压支撑模式涉及的Q/U控制曲线；

图14为本实用新型实施例中惯性支撑模式涉及的P/f控制曲线；

图15本实用新型实施例中虚拟同步机(VSG)控制模式；

图16本实用新型实施例中相内子模块SOC均衡控制的控制框图；

图17本实用新型实施例中相间SOC均衡控制零序电压矢量分析图。

具体实施方式

下面结合附图对本实用新型的具体实施方式作进一步的详细说明。

为使本实用新型实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本实用新型实施例中的附图，对本实用新型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实用新型一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本实用新型中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其它实施例，都属于本实用新型保护的范围。

实施例1：

现有的技术条件下，电力电子器件技术水平可以满足储能系统大容量的实现要求，但是受电池系统技术及储能系统安全性设计要求的限制，当前能构建的电池组的电压电流等级都未达到要求(电池组电压等级仅为600～800V，最高也仅达到1kV左右，而0.5C低倍率电池的容量最高可做到300Ah)，以所述电池组为基本组成结构的储能子模块会使得该子模块组成的储能系统满足不了储能系统高压大容量的需求。因此本实用新型提供一种储能子模块，如图1所示，包括：MMC变流单元和多个可调直流储能单元；

所述可调直流储能单元包括直流开关、储能介质单元和双向DC/DC变流单元；

所述双向DC/DC变流单元的一端接入直流开关和储能介质单元的串联结构，另一端接入MMC变流单元的直流端；

所述储能介质单元由多个同样的储能介质串联而成。

其中，MMC变流单元优选如图2所示的全桥子模块，可选如图3所示的半桥子模块，为了直挂连接至更高等级电网，MMC变流单元的功率器件会选择3.3kV、4.5kV、或6.5kV的电压等级。

双向DC/DC变流单元优选隔离式DC/DC变流器，可选非隔离式DC/DC变流器；

隔离式DC/DC变流器可采用图4所示的双有源桥(DAB)变换器，也可采用图5所示的CLLC谐振变换器；其明显优势为能在35kV及以下电压等级中解决电气绝缘及共模电流问题，进而保障装置运行及检修的安全性。

非隔离式DC/DC变流器可采用图6所示的不具备软开关功能的非隔离式Boost-Buck变化器，也可以采用如图7所示的具备软开关功能的非隔离式Boost-Buck变化器，Boost-Buck变换器的VC/E(输出端电压/输入端电压)通常在2～4左右，以800V电池组为例，经过DC/DC变换后的电压能达到1.6kV～3.2kV，满足3.3kV～6.5kV功率器件的使用需求；即非隔离式Boost-Buck变化器相较于隔离式DC/DC变流器成本低，且也能满足需求。

本实用新型子模块中，优选所述储能介质单元均以电池为储能介质，可选所述储能介质单元均以超级电容为储能介质，也可选部分储能介质单元以电池为储能介质，另一部分储能介质单元以超级电容为储能介质。

在本实施例中，采用的储能子模块结构，所做的两点改进如下：

(1)通过双向DC/DC变流单元将储能介质单元(电池模组或超容模组)连接至MMC变流单元的直流电容上，解决电池组电压问题。

(2)通过在储能子模块直流侧采用DC/DC多重化技术，解决储能介质单元电流问题。

通过各双向DC/DC变流单元将各储能介质单元并联，该技术中各DC/DC变流单元可独立调节与其连接的储能介质单元的电池电流，避免了储能介质单元之间的充放电电流不均衡。

实施例2：

本实用新型提供一种储能子模块的可调直流储能单元间的SOC均衡控制方法，其控制框图如图8所示，该方法具体步骤包括：

步骤1：基于各可调直流储能单元的SOC和直流电压实测值，计算各可调直流储能单元的电流内环参考值；

步骤2：利用所述电流内环参考值，确定各可调直流储能单元的电流偏差值；

步骤3：利用所述电流偏差值，控制各可调直流储能单元内的双向DC/DC变流单元的功率器件的通断。

所述步骤1，具体步骤包括：

步骤1.1：获取第j个可调直流储能单元的SOC，用SOCj表示；

步骤1.2：获取该储能子模块的平均SOC，用SOCavg表示；

步骤1.3：SOCj与SOCavg的差值经比例控制器，得到第j个可调直流储能单元的电流内环参考值偏移量，确定公式如下：

Δi_j＝k_j(SOC_j-SOC_avg)

式中，Δi_j为第j个可调直流储能单元的电流内环参考值偏移量，k_j为第j个可调直流储能单元多赢的比例控制器的比例系数。

步骤1.4：第j个可调直流储能单元的直流电压参考值U_dcref,j与直流电压实测值U_dcreal,j的误差经PI控制器校正后得到i_dcref,j，i_dcref,j再经SOC均衡控制电流Δi_j调整，得到第j个可调直流储能单元的电流内环参考值i_jref。

所述步骤2，具体步骤包括：

步骤2.1：i_jref与第j个可调直流储能单元内部储能介质单元的电流反馈值i_{j_battery}的误差作为第j个可调直流储能单元的电流偏差值。

所述步骤3，具体步骤包括：

步骤3.1：第j个可调直流储能单元的电流偏差值由比例控制器kb放大，根据此刻的充放电状态计算占空比Dj，并通过三角波比较法生成相应开关管的脉冲；

步骤3.2：利用所述脉冲通知相应的关管的通断。

实施例3：

本实用新型提供由实施例1所述的储能子模块构成的高压大容量直挂式储能系统，如图9所示，包括：A、B和C三相；

每一相分别对称设置上桥臂和下桥臂，上/下桥臂分别由多个储能子模块和一个电感串联而成；上下桥臂的连接点为对应相的输入端。

该储能系统为双星形结构(A、B和C三相通过双星形接法与电网连接)，可不经过变压器，直挂至35kV，220kV，500kV，甚至更高电压等级电网中。

实施例4：

本实用新型提供由实施例1所述的储能子模块构成的高压大容量直挂式储能系统，如图10所示，包括：A、B和C三相；

A、B和C三相与电网A、B和C三相供电电路连接；

每一相由多个储能子模块和一个电感串联而成；

该储能系统为星形结构(A、B和C三相通过星形接法与电网连接)，可不经过变压器，直挂至电网中。

实施例5：

本实用新型提供由实施例1所述的储能子模块构成的高压大容量直挂式储能系统，如图11所示，包括：首尾连接的A、B和C三相；

A、B和C三相与电网A、B和C三相供电电路连接；

每一相由多个储能子模块和一个电感串联而成；

该储能系统为三角形结构(A、B和C三相通过三角形接法与电网连接)，可不经过变压器，直挂至电网中。

在本实用新型中，当所需储能系统相对小容量时，可采用星形结构的高压大容量直挂式储能系统，当储能系统相对中容量时，可采用三角形结构的高压大容量直挂式储能系统，当储能系统相对大容量时，可采用双星形结构的高压大容量直挂式储能系统。

本实用新型提供的星形结构、双星形结构或三角形结构的高压大容量直挂式储能系统，其对应有系统级控制、装置级控制和储能子模块控制；

系统级控制主要针对电网侧系统级需求，控制储能系统做出正确及时的响应。装置级控制主要是保证装置安全可靠运行；

所述系统级控制包括：主动电压支撑控制、峰谷平抑控制，以及为系统提供惯性支撑控制等。

所述装置级控制包括：SOC均衡控制(相间SOC均衡控制，相内子模块SOC均衡控制)，装置故障保护控制等；

所述储能子模块控制，包括：可调直流储能单元间的SOC均衡控制，以及可调直流储能单元的MMC变流单元控制和直流开关控制。

其中，系统级控制的控制框图如图12所示，程序开始后，首先确定储能系统的工作模式(储能系统的工作模式由上级调度给出)，根据工作模式进入相应的控制流程。

若为主动电压支撑模式，则进入Q/U电压无功控制，根据图13所示的Q/U控制曲线(图中Q为无功功率，U为电压，Q_n容性为容性无功上限值，Q_n感性为感性无功上限值)得出储能系统需要输出的无功功率Qref，以调节系统电压，使其稳定在合理范围内。

若为惯性支撑模式，则进入P/f有功频率控制，根据图14所示的P/f控制曲线(图中p为有功功率，f为频率，P_n放电为放电功率上限值，P_n充电为放电功率上限值)得出储能系统需要输出的有功功率Pref，以调节系统频率，达到惯性支撑的目的。

储能系统控制器得到Pref和Qref后，会进入到虚拟同步机(VSG)控制模式，控制原理如图15所示，将同步发电机的局部线性化模型引入到传统“有功—频率”下垂控制环中，根据同步发电机转动惯量与输入机械功率、电磁功率和阻尼系数和转子角频率的关系以及定子内电动势与定子端电压与定子电阻电抗的关系与电网控制变量进行代换、并建立相应的VSG控制方程，最终达到对系统进行惯性支撑的功能。

图15中，u_abc为储能系统输出电压，i_abc为储能系统输出电流，p为储能系统输出有功功率，q为储能系统输出无功功率，P_ref为储能系统有功输入参考值，Q_ref为储能系统无功输入参考值，U₀为储能系统设定参考电压，ω₀为电网额定角频率，R为频率-有功下垂控制系统，K为电压-无功下垂控制系数，T_J为旋转惯量，K_D为阻尼系数；ω为储能系统输出角频率；U_m为储能系统输出电压参考峰值；

为储能系统输出电压参考相角；ΔP为有功调节量，ΔU为电压调节量，Δω为角频率调节量，L为储能系统连接电感，C为储能系统输出滤波电容，L_g为电网内感抗。

若为峰谷平抑模式，则根据EMS设定的峰谷时段，及当前电池电量SOC，在保证电池容量正常的情况下，实时计算当前充放电有功功率P。

SOC均衡控制采用常规控制，以三角形结构的高压大容量直挂式储能系统的AB相为例，相内子模块SOC均衡控制的控制框图如图16所示，AB相中第i个子模块在AB相参考电压U_abr的基础上增加其对应的偏移量ΔU_uabi，得到其对应的调制波U_uabi，该调制波通过载波移相调制生成控制AB相中第i个子模块的开关管脉冲。其中，i∈(1～n)，n为AB相中子模块个数，图16中ω为电网角频率，δ为i_ab的初相角，U_uabi的幅值由AB相中第i个子模块的SOC值S_abi与AB相中子模块的平均SOC值S_ab的偏差放大得到的，U_uabi的相位与流过AB相电流i_ab的相位相同。

相间SOC均衡控制时，三角形结构的高压大容量直挂式储能系统采用零序电流注入的方式，而星形结构的高压大容量直挂式储能系统采用零序电压的注入方式。

以星形结构的高压大容量直挂式储能系统注入零序电压的方式为例进行说明，矢量图见图17，首先通过下述公式计算a相的虚拟相量ΔSOC_a、b相的虚拟相量ΔSOC_b和c相的虚拟相量ΔSOC_c；

式中，SOC_a、SOC_b和SOC_c分别为a相、b相和c相中储能子模块的SOC平均值，SOC为a相、b相和c相的SOC平均值，SOC_ai、SOC_bi和SOC_ci分别为a相、b相和c相的第i个子模块的SOC值；

ΔSOC_a、ΔSOC_b和ΔSOC_c的方向与a相、b相和c相电流方向相同；

其次，基于ΔSOC_a、ΔSOC_b和ΔSOC_c确定运行时控制加入的零序电压U₀；

u₀＝kSOC_sum

式中，SOC_sum为ΔSOC_a、ΔSOC_b和ΔSOC_c的矢量和，k为比例控制器的比例系数，这样在放电时，SOC值最大的一相具有最高的放电功率，而在充电时，该相有最小的充电功率。

装置故障保护控制，均采用常规操作，这里提及的装置故障保护包括：交流过/欠频告警、交流电网过/欠压保护、交流电网电压不平衡保护、浪涌过电压保护、交流输出电流过载保护、瞬时过电流保护、直流电压过/欠压保护、直流电压不平衡保护、直流过流保护、冷却系统故障保护、装置过温保护、驱动异常保护、电池短路保护、电池极性反接保护等。

可调直流储能单元的MMC变流单元控制和直流开关控制，均采用的是常规控制策略，直流开关设置的目的，是在与其连接的储能介质单元发生故障而引起过流过压过温等情况时，闭合进而切断电路。

本领域内的技术人员应明白，本实用新型的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本实用新型可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本实用新型可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。

本实用新型是参照根据本实用新型实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。

这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。

这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。

最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本实用新型的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本实用新型进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本实用新型的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本实用新型精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本实用新型的权利要求保护范围之内。

Claims (6)

1.一种储能子模块，其特征在于，所述储能子模块包括：MMC变流单元和多个可调直流储能单元；

所述可调直流储能单元包括直流开关、储能介质单元和双向DC/DC变流单元；

所述双向DC/DC变流单元的一端接入直流开关和储能介质单元的串联结构，另一端接入MMC变流单元的直流端；

所述储能介质单元由多个同样的储能介质串联而成。

2.如权利要求1所述的储能子模块，其特征在于，所述MMC变流单元采用半桥子模块或全桥子模块；

所述双向DC/DC变流单元采用隔离式DC/DC变流器或非隔离式DC/DC变流器；

所述储能介质为：电池或超级电容。

3.如权利要求2所述的储能子模块，其特征在于，所述隔离式DC/DC变流器，包括：CLLC谐振变换器和双有源桥变换器；

所述非隔离式DC/DC变流器，包括：非隔离式Boost-Buck变换器。

4.一种由权利要求1～3任一项所述的储能子模块构成的高压大容量直挂式储能系统，其特征在于，所述系统包括：以双星形接法与电网连接的三相支路；

其中，所述各相支路由位于电网各相供电电路接入点两侧的上桥臂和下桥臂构成；

所述上桥臂和下桥臂相互对称；

所述上桥臂或下桥臂由多个储能子模块和一个电感串联而成。

5.一种由权利要求1～3任一项所述的储能子模块构成的高压大容量直挂式储能系统，其特征在于，所述系统包括：以星形接法与电网连接的三相支路；

其中，所述各相支路均由多个储能子模块和一个电感串联组成。

6.一种由权利要求1～3任一项所述的储能子模块构成的高压大容量直挂式储能系统，其特征在于，所述系统包括：以三角形接法与电网连接的三相支路；

其中，所述各相支路均由多个储能子模块和一个电感串联组成。

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