直流侧直挂储能拓扑结构及控制策略研究

陆海洋，王 翀，任铁强，马秀达，卢 宇，董云龙，邹 强

（南京南瑞继保电气有限公司，南京 211100）

0 引言

为了应对传统能源短缺，缓解环境污染问题，我国提出了碳达峰、碳中和的目标与愿景。大力发展和运用风电、太阳能等实现清洁能源替换传统化石能源是有效的手段。电力系统正逐步过渡到以高比例新能源和高比例电力电子装备为特征的新型电力系统阶段［1］。新能源发电出力具有随机性、波动性及间歇性等特点，储能能够进行电网调峰调频、改善电能质量和提高系统稳定性，并可以有效实现新能源与电网功率的动态平衡，从而让可再生能源成为电网可接纳的优质电源［2-3］。储能主要有物理储能、电磁储能、化学储能等方式［4-5］，随着清洁能源转型和电能替代的不断深入，电化学储能将成为未来能源体系中主要的储能形式［6］。本文中提到的储能为锂电池，属于化学储能范畴。

随着近年来电力电子技术的飞速发展，电化学储能的拓扑结构变得多样化。目前已有不少关于储能系统在电网中应用的研究，包括储能的拓扑结构及其控制策略［7-15］。文献［7］提出了自动能量控制，将储能SOC（荷电状态）负反馈加入虚拟同步机控制的角频率指令值，使储能系统能量相对其指令值的偏差自动跟踪角频率相对其额定值的偏差。文献［8］采用了一种在MMC（模拟化多电平换流器）全桥子模块内部并联电池的方案，适用于离岸风电场接入电力系统的场景，可以降低系统和储能的建设成本，提高可靠性。文献［9］针对直流配电网提出了一种含分布式储能参与的电压调节策略，可以提升配电网电压的动态稳定性和减小直流配电网功率波动对交流电网的影响。文献［10］实现了基于BESS（电池储能系统）的模块化多电平直流系统的交、直流侧功率的解耦控制。文献［11］研究了SMES（超导储能系统）/BESS（蓄电池储能系统）储能变流器在微电网中的控制策略，设计了能量成型的内环控制策略，提高了储能的输出特性和动态响应性能。文献［12］在VSG（虚拟同步发电机）直流侧并联蓄电池和超级电容，提出了基于电网频率偏差量的功率分配原则，通过控制直流侧的电压实现电池和超级电容的功率分配，保证功率的跟踪。文献［13］对储能配置规模与新能源装机占比和新能源利用率开展了敏感性分析。文献［14］从风电场群角度出发，提出一种储能系统的充放电策略以消纳风电，提高了风能利用水平。近期浙江大学徐政老师提出了VSSM（全能型静止同步机）的概念［15］，其中述及直流侧直挂储能的结构，但并未对此有更加深入的探究。

本文针对直流侧串联半桥子模块电容并联锂电池结构的储能拓扑，提出了直流侧直挂储能的基本控制策略，并在RTDS（实时数字仿真系统）进行了试验验证，结果证明了该拓扑结构的可行性和所提策略的有效性。

1 直流侧直挂储能拓扑及工作原理

1.1 直流侧直挂储能拓扑

直流侧储能有两种实现方式。一种是储能装置集成在MMC子模块内部，即MMC子模块由一个半桥和一个储能装置组成，而储能装置既可以直接与子模块电容并联，也可以通过一个双向DC/DC 变换器与子模块电容并联，如图1 所示。另一种是储能装置直接安装在直流侧，通过多个内部并联储能的SMC（滑模控制）子模块，然后串联安装于直流侧，如图2所示，本文所讨论的直挂储能控制是基于图2这种结构。

图1 MMC子模块内部并联储能Fig.1 Paralleled energy storage in MMC submodules

图2 子模块串联型的直挂储能Fig.2 Direct-hanging energy storage with submodules connected in series

1.2 直挂储能基本工作原理

如图2 所示，通过控制储能子模块内部T1 和T2 的开通和关断来实现储能子模块的投入或退出。当T1 关断、T2 导通时，储能元件为退出状态；当T1 导通、T2 关断时，储能元件为投入状态。在运行前，需要通过电池对子模块的电容器进行充电，充电前需要合上K2，对充电进行限流以避免充电电流过大，当电容器充电完成后，K1合上，K2打开。

假设投入的储能子模块个数n，每个子模块内部储能的平均电压为Ub，直挂储能装置的电压为n·Ub，Idc为直流侧电流，Ld为直挂储能的桥臂电抗，并忽略电阻的影响，有如下关系：

当直流侧电压Udc＞n·Ub时，直挂储能装置处于充电状态；当直流侧电压Udc＜n·Ub时，则储能装置处于放电状态。因此可以通过控制直挂储能投入的子模块个数n控制储能装置的充放电状态。

2 控制策略

直挂储能装置控制策略可以分为极控制层策略和阀控制层策略。极控制层用于计算直挂储能装置投入的子模块数参考值；阀控制层根据极控制层下发的子模块数参考值，并结合子模块状态（如SOC 等）对每个子模块的T1 和T2 进行控制。本文的重点为极控制层策略，对阀控制层不做详细讨论。

直流侧直挂储能的极控制层有两种控制方式。一种是定直流电流控制或定有功功率控制，MMC换流器运行在定直流电压控制方式下，用于建立起直流侧电压。电流控制方式下电流参考值的上限和下限由储能允许的最大充放电电流决定。

另一种是定直流电压控制，用于建立起MMC换流器的直流电压，而MMC 换流器在联网条件下可以运行在定有功功率控制方式，在孤岛方式下可以运行在VF方式。在联网条件下，可以对有功功率进行整定，当有功整定值为正时，储能进行放电给交流系统提供功率；当有功整定值为负时，交流系统给储能进行充电。此外，当MMC换流器采用有功-频率下垂控制，则可以对交流电网起到频率支撑的作用，当电网中的有功功率发生较大扰动导致系统频率振荡，可以平抑电网有功功率和频率的波动。在孤岛条件下，交流系统有功不足时，储能可以自动提供功率；有功盈余则可自动吸收多余功率。

2.1 定直流电流控制

直挂储能装置运行在定直流电流控制方式下，控制目标为直流侧电流Idc，直流电流参考值设为Idcref，则电流参考值与实际值之差经过PI（比例-积分）控制器，可以得到需要投入的子模块个数参考值Nref。

式中：kpi和kii分别为定直流电流控制器的PI参数。

同时，为了减小直挂储能装置在初始解锁瞬间子模块投入个数从0 开始往Nref增加导致解锁电流过大的问题，增加了子模块个数前馈控制环节，通过实际直流侧电压Udc与子模块储能的平均电压Ub计算出前馈子模块投入个数，可以有效降低初始解锁带来的电流冲击，因此式（2）可改写为：

最终的定直流电流控制策略如图3所示。

图3 定直流电流控制策略Fig.3 Constant DC current control strategy

2.2 定直流电压控制

直挂储能装置运行在定直流电压控制方式下，控制目标为直流侧电压Udc，直流电压参考值设为Udcref，直流电压参考值和直流电压实际值之差经过PI 控制器，可以得到需要投入的子模块个数Nref。

式中：kpu和kiu分别为定直流电压控制器的PI参数。

直流侧直挂储能装置在以定直流电压控制方式下解锁，如若直接在直流侧电压为0的情况下解锁直挂储能装置，则迅速建立起的直流电压会对MMC换流器带来很大的电流冲击。因此，需要首先通过交流电网给MMC 换流器进行交流充电，在直流侧建立起一定的电压后，再解锁直挂储能装置。同样地，在定直流电压控制方式下也增加了子模块个数前馈控制环节，可以降低解锁瞬间电流的冲击，因此式（4）可改写为：

最终的定直流电压闭环控制策略如图4所示。

图4 定直流电压闭环控制策略Fig.4 Constant DC voltage closed-loop control strategy

考虑到PI 控制环节频繁投切子模块，导致直流电压的波动较大，同时降低子模块的开关频率，取消了PI 控制器，只保留前馈环节的定直流电压开环控制，具体控制策略见图5。

图5 定直流电压开环控制策略Fig.5 Constant DC voltage open-loop control strategy

在正常稳定运行的情况下，采用图5所示的直流电压控制策略。而在以定直流电压解锁时，或者当实际直流电压Udc与直流电压参考值Udcref之差的绝对值大于Ue（Ue可以根据直流电压允许的偏差范围设定）时切换至图4 的控制策略，待直流电压稳定后再切换至图5的控制策略，可减小稳态情况下直流电压的波动范围。

2.3 阀控层策略

直挂储能装置的阀控主要是通过接收极控下阀的参考波Nref，以及控制直流侧串联的子模块的T1 和T2，实现子模块投入的个数等于Nref。储能阀控在执行参考波的过程中还需要考虑到储能电池的SOC。电池在充电时，则需要优先投入SOC最低的子模块，以对最低SOC 的电池进行充电；电池在放电时，则需要优先投入SOC 最高的子模块，以对最高SOC 的电池进行放电，从而维持所有子模块内的电池SOC相对均衡。

3 试验验证

为了验证所提直挂储能拓扑及控制策略的有效性，搭建了RTDS。一次主拓扑如图6所示，直流侧直挂储能采用了38个带锂电池的子模块结构，单个子模块内电池的额定电压为2 150 V，直流侧额定直流电压为70 kV，直挂储能的总容量为5 MWh，直流侧电抗2×Ld（Ld平波电抗）为50 mH，交流电网电压等级为35 kV，交流母线处设置了新能源与负荷。其他控制参数如表1所示。

图6 一次主接线Fig.6 Primary main wiring

表1 控制参数Table 1 Control parameters

3.1 稳态性能试验

3.1.1 定直流电流控制

图7 为直挂储能运行在定直流电流控制方式、MMC换流器运行在定直流电压控制方式、储能的参考电流为35 A（充电）和-43 A（放电）的稳态波形。可以看出：MMC 换流器可以将直流电压Udc稳定在70 kV，直挂储能电流参考值Idcref为35 A，实际直流电流基本控制在35 A 上下；当直挂储能电流参考值为-43 A时，实际直流电流也是基本控制在-43 A。实际电流的波动幅度与直挂储能子模块个数及直流侧的Ld有关，当储能子模块个数越多，Ld越大，实际电流的波动幅度越小。从图7（a）充电的投入子模块个数参考值Nref可以看出，投入总的子模块个数对应的电压约为2.15 kV×32=68.8 kV，低于直流侧电压70 kV，因此从两个电压的角度分析，储能是处于充电状态；同理图7（b）中储能的总电压为2.15 kV×34=73.1 kV，高于直流侧电压70 kV，储能处于放电状态。

图7 定直流电流方式下稳态波形Fig.7 Steady-state waveforms under constant DC currentmode

3.1.2 定直流电压控制

图8 为直挂储能运行在定直流电压控制方式、MMC换流器运行在定有功功率控制方式。可以看出：1.1 s—1.3 s，运行在定直流电压闭环控制方式下，直流电压控制在70 kV 上下；1.3 s—1.5 s，切换至定直流电压开环环控制，切换过程平稳无扰动，投入储能子模块个数参考值Nref固定在31，直流侧电压Udc和直流电流Idc与在闭环控制下相比波动明显更小，实际直流电压与直流电压参考值Udcref有些许偏差，但基本不会影响系统正常稳定运行。

图8 定直流电压方式下稳态波形Fig.8 Steady-state waveforms under constant DC voltage mode

3.2 动态性能试验

3.2.1 直流电压阶跃

交流系统运行在联网状态，MMC换流器控制有功功率，储能控制直流电压。在0.8 s 时将直流电压参考值设置为66 kV持续1 s 时间再恢复至70 kV，从图9 中可以看出：直流电压在阶跃时，直流电压控制自动由开环控制切换至闭环控制，快速跟踪电压指令值，15 ms 直流电压即达到指令值，实际电压值也稳定在66 kV附近。电压指令值恢复至70 kV后，在实际电压控制也到70 kV附近后自动切换至开环控制，使直流电压的波动更小。

图9 直流电压阶跃试验波形Fig.9 Waveforms of DC voltage step test

3.2.2 直流电流阶跃

交流系统运行在联网状态，MMC换流器控制直流电压，储能控制直流电流。在0.8 s 时将直流电流参考值设置为-64 A 持续1 s 时间再恢复至0，从图10 中可以看出：直流电流指令值在阶跃至-64 A时，实际的直流电流也迅速跟踪着电流参考值，电流阶跃响应时间仅3 ms，电流基本无超调，且直流电压波动幅度不超过3 kV，电流阶跃性能优越。

图10 直流电流阶跃试验波形Fig.10 Waveforms of DC current step test

3.3 控制方式在线切换试验

3.3.1 直流电压控制切换至电流控制

交流系统运行在孤岛状态，MMC换流器初始控制有功功率。图11 为直挂储能运行于定直流电压控制切换至定直流电流控制方式，0.5 s 前储能运行在直流电压开环控制方式下，子模块投入个数固定在33，在切换至定直流电流控制方式后（MMC换流器同时切换至定直流电压控制），电流参考值也固定在控制方式切换前的实际电流值，控制方式切换过程中直流电流和电压平稳，无较大扰动。

图11 电压控制切换至电流控制Fig.11 Voltage control switched to current control

3.3.2 直流电流控制切换至电压控制

交流系统运行在孤岛状态，MMC换流器初始控制直流电压。图12 为直挂储能运行于定直流电压控制切换至定直流电流控制方式，0.5 s 后切换至定直流电压控制方式（MMC 换流器同时切换至定有功功率控制），在0.5 s～0.55 s 为直流电压闭环控制，可以看出此时的直流电压仍在70 kV 附近，直流电流的波动相对而言也较大，在0.55 s后进入直流电压开环控制，Nref固定在31，直流电流和直流电压的波动幅度明显降低。

图12 电流控制切换至电压控制Fig.12 Current control switched to voltage control

4 结语

本文针对直流侧串联半桥子模块内部并联锂电池结构的储能拓扑，提出了应用于该拓扑的直流侧直挂储能装置定直流电流控制和定直流电压控制策略。直挂储能装置的电压和电流运行稳定，动态响应迅速，直流电压的阶跃响应低于15 ms，直流电流的阶跃响应不超过3 ms。在定直流电压控制方式下，提出了直流电压闭环控制和直流电压开环控制两种方式，电压闭环控制可以使实际电压跟随参考值，电压开环控制可以有效降低直流侧电压和电流的波动水平。试验证明了采用直流侧直挂储能拓扑的可行性和对应控制策略的有效性。