基于模块化级联拓扑的高压直流直挂储能装置

2024-03-26姚宏洋谢晔源任铁强马秀达

电力自动化设备 2024年3期

姚宏洋，谢晔源，王翀，任铁强，祁琦，马秀达

（南京南瑞继保电气有限公司，江苏南京 211102）

0 引言

随着光伏、风电等新能源发电占比越来越高，解决新能源功率波动大、随机性强等缺陷是提升新能源利用率的关键。通过配置抽水蓄能、压缩空气储能、电化学储能等方式可以达到超大时间尺度的发电功率滤波的目的［1-4］。以磷酸铁锂电池为代表的锂离子电池的性能及安全性日益提高且成本逐渐降低，已经成功应用到多座百兆瓦时的储能电站［5］。

大规模电池储能工程大多采用低压储能变流器并联升压方案［6-8］，通常在发电侧以风电场和光伏电站为单位分布配置，或者采用储能电站的方式集中布置。由于采用多级升压并联并网方式，该方案普遍存在损耗大、多单元协调难等问题。为了减少变换环节以提升整体的运行效率，有学者提出了基于模块化H 桥链式拓扑的交流高压直挂方案，其拓扑类似于直挂链式静止无功补偿装置，在每个H桥模块的电容侧并联接口单元（可以为滤波器或者DC／DC 变换器）及电池单元，这样可节省传统低压并联方案的升压变，进而能够提升储能系统的变换效率，实现单套大容量设计及降低整体占地需求的目的［9-10］。但交流直挂方案存在环流抑制及电池侧二次脉动电流的平抑问题［11-13］，目前已有基于磷酸铁锂电池的单套35 kV／12 MW·h 高压交流直挂储能在绍兴投运。

柔性直流输电技术是大规模新能源基地并网送出的较优选方案［14-16］，例如南澳三端柔性直流输电工程、张北四端柔性直流输电工程、如东海上风电柔性直流输电送出工程。柔性直流输电工程一般仅通过配置大容量耗能装置实现受端交流系统的故障穿越，而对新能源功率具有的波动性和随机性、黑启动等问题均无有效的解决方案。储能型柔性直流输电系统可有效解决上述问题，其中电池集成于模块化多电平换流器（modular multilevel converter，MMC）子模块内部［17］，储能型MMC极大地提升了其长时间惯量主动支撑、削峰填谷、故障穿越的能力，但电池高度耦合在MMC 子模块中，一旦电池发生故障，则可能导致换流器停运。另一技术路线为在直流侧配置独立的直流直挂储能装置［18］，该方案在功率解耦控制、在线投退、储能容量配置、运维检修等方面更具有优势。

本文研究了基于模块化半桥级联拓扑的高压直流直挂储能技术，探索了高压直流直挂储能的工程化实施方案，提出了控制系统架构及控制策略，分析了高压直流直挂储能的模块调制策略，以解决直流条件下多电池储能单元的荷电状态（state of charge，SOC）及子模块开关频率整体均衡的问题。搭建能够模拟实际运行工况的试验系统，通过系统仿真及样机试验验证所提高压直流直挂储能方案的可行性。

1 高压直流直挂储能的拓扑及原理

含高压直流直挂储能的柔性直流输电系统的拓扑结构如图1（a）所示。图中：Pc为新能源发电功率；Pbess为储能功率；Pout为并网输出功率。通过柔性直流MMC 实现送端大规模新能源并网消纳，高压直流直挂储能装置布置于正负直流线路之间，可配合柔性直流MMC 实现削峰填谷、调频、暂态故障穿越等功能。本文所提方案采用模块化串联设计，每个储能子模块由半桥功率模块和电池储能模块组成（如图1（b）所示），其中采用模块化串联设计有利于不同电压等级扩展；通过设计电池储能模块内电池的串联、并联数量，能满足不同模块的电压、电流需求。

图1 高压直流直挂储能方案Fig.1 Scheme of high voltage direct current direct-mounted energy storage

由图1（b）可知，每个电池储能模块可以等效为一个电压源（下管绝缘栅双极型晶体管（insulatedgate bipolar transistor，IGBT）导通时，电压为0；上管IGBT 导通时，电压为Usm），所有串联电池储能模块的端电压可等效为一个可控电压源Us，Us由导通上管IGBT 的电池储能模块数量Non决定，即高压直流直挂储能装置的等效电路为一个可控电压源Us与电感Ls串联后并联于线路直流电压Udc两端，且可用如下方程描述：

式中：Non，t、Udc，t分别为t时刻导通上管IGBT 的电池储能模块数量、直流电压；Is、ΔIs分别为充放电电流及其波动；Δt为一个控制周期。

忽略稳态下直流电压Udc的波动，则式（2）可改写为：

由式（3）可以知道，通过控制任意时刻导通上管IGBT 的电池储能模块数量Non即可实现对充放电电流Is的控制，Is的波动主要由电感Ls和Non的控制频率决定，Non的控制频率越高，电感Ls越大，则Is的波动越小。

2 高压直流直挂储能的控制与参数设计

2.1 控制系统架构

区别于常规低压储能采用基于电信号的485 或者CAN 通信模式，高压直流直挂储能模块的对地电位最高可达直流母线电压，因此上层控制装置至子模块板卡之间的通信链路需要考虑电气绝缘问题。本文所提高压直流直挂储能方案采用4 级控制架构，如附录A 图A1所示，包括主控系统（实现主要控制算法及对上层的通信）、阀控系统（实现脉冲分配、SOC 均衡、阀组保护等功能）、子模块控制单元、模块电池管理单元，所有通信链路均采用IEC60044-8 标准协议，能够满足全链路低延时、高速率的控制及保护需求。

子模块控制单元与模块电池管理单元同样采用光纤通信来解决高压应用场景的电磁干扰问题。模块电池管理单元用于模块内电池状态检测、串联电池SOC 均衡、保护及预充回路控制，将模块电池的SOC 以及温度、充放电限制、故障信号等状态通过子模块控制单元传至阀控装置用于后续的控制及保护，接收阀控下发的上电指令及保护指令。储能模块内的电池SOC均衡由对应的模块电池管理单元执行，各电池储能模块间的电池SOC 均衡由上层阀控控制。

2.2 控制策略

高压直流直挂储能装置可工作于电压或功率（电流）控制模式，以满足有功功率支撑、削峰填谷等不同的应用场景需求。不论是电压控制模式还是功率控制模式，高压直流直挂储能装置控制器的输出均为储能端电压参考值Uref，阀控根据子模块的投切控制策略将Uref转换成实际子模块的投切指令，最终实现电压及功率的准确控制。本文所提控制策略见图2。

图2 控制策略框图Fig.2 Block diagram of control strategies

2.2.1 控制模式

1）定功率／电流控制。

以图1 所示典型新能源并网柔性直流输电系统为例，送端MMC 运行于交流电压控制模式，受端MMC 运行于定直流电压控制模式，将新能源发电功率Pc不受限制地经受端MMC并网，由于新能源发电功率Pc具有波动特性，通过实时检测Pc并利用储能的定功率／电流控制，实现并网输出功率Pout的平滑稳定。

储能的定功率／电流控制框图如图2（a）所示。图中：KI_P、KP_P分别为控制器的比例、积分系数；SSOC1—SSOCN分别为子模块1 —N的储能SOC。储能装置的功率给定值Pset（电流给定值Iset）减去反馈值Pdc（Is），经比例积分控制器生成储能端电压参考值Uref。模块投切频率控制环节根据Uref以及当前所有子模块的平均电压Usm_avg计算需投入的电池储能模块数量Non，如式（4）所示。

式中：Round（·）为取整函数。

2）定直流电压控制。

受端MMC 可以根据功率指令运行于定交流功率Pout控制，此时储能运行于定直流电压控制模式，储能的输出功率将自动匹配并网输出功率Pout与新能源发电功率Pc之间的差额。还可以通过储能装置定直流电压控制逐步建立直流线路电压，使得MMC 通过直流侧充电启动并建立交流电压支撑，实现新能源场站的黑启动。

此外，当受端MMC 交流侧发生临时性接地或者短路故障时，直流线路上的盈余功率会导致直流电压攀升，现有工程大多采用直流耗能装置接管直流电压控制来消耗盈余功率［19］。配置高压直流直挂储能后则由其切换至定直流电压控制来实现故障穿越，高压直流直挂储能可以兼具原先直流耗能装置的功能。定直流电压控制框图如图2（b）所示。图中：Uset为储能装置的电压给定值；KI_U、KP_U分别为控制器的比例、积分系数。定直流电压控制策略与定功率／电流控制类似，两者的区别在于比例积分控制器的指令及反馈信号不同。

2.2.2 子模块投切及SOC均衡控制

鉴于本文方案多应用于高压直流场景，串联子模块可能达到数百个，移相脉宽调制策略已不适用，因此提出了一种改进型最近电平逼近调制（nearest level modulation，NLM）策略，同时解决子模块之间的电池SOC均衡和投切频率均衡的问题。

与常规MMC 采用的基于子模块电容电压排序的NLM 策略相比，储能子模块的电容电压已被与之并联的电池电压箝位，无须对子模块电容电压进行均压控制。储能子模块电池的SOC偏差过大可能会导致储能装置过早地进入充放电功率限制模式，因此本文改将模块电池的SOC 作为子模块排序的对象。当储能电流为充电方向时，投入SOC 较低的模块，优先切除SOC较高的模块；当储能电流为放电方向时，投入SOC较高的模块，优先切除SOC较低的模块。通过基于SOC 排序的子模块投切控制，可以将子模块电池的SOC逐渐控制到平均值附近。子模块内部串联电池的SOC均衡则由模块电池管理单元根据当前子模块电池的平均SOC 进行均衡，不需要上层阀控干预。

子模块投切及SOC均衡控制流程图如附录A图A2 所示。当阀控根据Uref计算出Non后，由于子模块电池的SOC 以秒级尺度变化，基于SOC 排序的子模块序号可能在数秒内保持不变，这会导致充放电时部分子模块频繁投切。为了解决子模块频繁投切的问题，阀控首先根据电流方向及SOC 排序结果确定投切状态需要变化的子模块，如果该子模块在k时间内已完成过1 次状态切换，则排除该子模块，继续向上或者向下选择子模块进行状态切换。该方法限制了所有子模块的最大投切频率，解决了因子模块SOC 排序状态未改变而导致的部分子模块频繁投切的问题。以±10 kV 直流直挂储能的23 个子模块（限制k=2 ms，子模块的最大开关频率为500 Hz）为例，稳态时需要调节的子模块投切数量为1 个，剩余子模块大多处于投入状态，则子模块整体的平均开关频率将变得非常低。

2.3 子模块数量设计

由于电池的开路电压Uocv与SOC 呈分段线性关系（SOC越高，电池的开路电压Uocv越高，通常磷酸铁锂电池的额定电压为3.2 V，最低电压为2.8 V），储能子模块数量的设计应考虑子模块处于最低电压时仍能够满足充放电控制目的，且考虑一定的冗余数量。因此，子模块数量Nsm可根据式（5）计算。

式中：p为各模块的串联电箱数量；n为各电箱串联电池数量；Uocv-5为 5% SOC 条件下的电池电压；η为冗余系数，参照同样采用模块化串联拓扑的柔性直流输电换流阀技术规范GB／T 37010 — 2018（推荐冗余系数不小于3 %）以及目前柔性直流输电工程的经验（冗余系数取值范围一般为5 %～8 %），本文设定η=8 %。令Uocv-5=2.8 V，Udc=20 kV，p=3，n=112，将上述参数代入式（5）可计算得到子模块数量Nsm=23。

2.4 电抗器设计

电抗器主要起到限制电流上升率的作用，其选型设计关系到储能系统控制的动态特性。由式（3）可知，Non的控制频率越高，电感Ls越大，则充放电电流的波动越小，但是太高的控制频率会增大损耗。故本文中电抗器的电感值Ls可根据式（6）计算。

稳态时，满足储能电流波动最小化目标时，t时刻导通上管IGBT 的电池储能模块数量Non，t和t+1时刻导通上管IGBT的电池储能模块数量Non，t+1之间的差值不超过1个，则有：

式中：fctl为Non的控制频率；σ为期望的储能电流稳态最大波动率；Isn为储能的额定电流。

3 仿真验证

本文搭建了含两端 ±10 kV MMC 的直流直挂储能系统的EMTDC 仿真模型进行仿真验证，仿真参数如附录A表A1所示。

受端MMC 采用定直流电压控制，送端MMC 采用定交流电压控制，储能的充放电功率（放电时为正值，充电时为负值）及直流电压波形如图3（a）所示。由图可知：2.4 s 时，给定储能阶跃功率为放电功率1.8 MW，此时受端送出功率随之调整为送端新能源并网功率叠加储能放电功率；3 s 时，控制储能功率阶跃至充电功率1.8 MW，此时受端送出功率调整为送端新能源并网功率减去储能充电功率；且在储能功率阶跃过程中，直流电压波形范围可控。储能充放电切换阶跃电流Is、端电压Us、Non波形如图3（b）所示。储能装置功率控制与电压控制模式切换波形结果如图3（c）所示，2.5 s 前储能装置运行于零功率控制模式，2.5 s时受端MMC 由直流电压控制切换至功率控制（功率指令为2.2 MW），储能装置切换至直流电压控制模式，储能输出功率自动平衡直流线路功率，充电功率为1.8 MW。仿真结果表明本文所提不同控制策略能够平滑快速切换，且切换过程中的直流电压波动较小。

图3 系统仿真波形Fig.3 Simulative waveforms of system

为了验证本文所提基于NLM 的子模块SOC 均衡策略，仿真中对子模块电池的初始SOC 进行差异化设置，设置模块间最大SOC 偏差值为10 %（最大SOC 为59 %，最小SOC 为49 %），则充、放电工况的SOC 波形如图4 所示。仿真结果表明本文所提子模块SOC 均衡策略在充、放电工况下均能够实现子模块的SOC均衡。

图4 电池SOC的均衡结果Fig.4 Equalization results of batteries’ SOC

4 样机试验

基于上述研究，研制了高压直流直挂储能模块及其控制系统样机，如附录A 图A3（a）所示。并搭建了基于通用变流器提供直流电压的直流直挂式储能装置等效试验系统，试验系统拓扑如附录A 图A3（b）所示。试验系统参数如附录A 表A2 所示。利用串联型通用变流器提供1.7 kV 直流母线电压，模拟柔性直流系统的直流极线，3 个储能子模块串联电抗器后连接于直流母线两端，高压直流电源并联在其两侧用于子模块电容预充电。样机采用绝缘子支撑，并按照对地 ±35 kV 的绝缘要求设计，每个储能子模块采用纵列布置，由上至下分别为功率模块单元、电池主控箱、3 个串联电箱，每个电箱由112 个92 A·h电芯串联组成。该样机通过了对地雷电冲击绝缘试验和直流耐压试验。

与常规低压储能类似，高压直流直挂储能中电池的体积及尺寸占比均较大，本文样机中的电池及高压箱占整个储能模块重量的94 %，体积占比约为90 %。

按照如下流程开展试验：启动变流器并稳定其直流电压至1.7 kV，合上KM2后启动高压直流源为储能模块电容预充电至额定电压1.1 kV 附近；断开KM2，储能控制系统下发子模块上电指令（电池主控箱控制电池与子模块电容间的继电器合闸），所有模块完成上电后合上KM1，通过监控后台遥控将储能解锁。

样机试验结果如图5 所示。图中：储能电流为正值表示放电电流，为负值表示充电电流。由图5（a）所示充电工况结果可知，0.2 s时从零电流状态阶跃至充电电流为71 A，稳定运行后0.7 s 再次阶跃降至零电流状态，储能电流波动小于 ±5 %，阶跃过程中储能电流基本无过冲，响应时间小于7 ms。图5（b）为放电工况的结果。图5（c）为3 个子模块的投切信号S1—S3，其值为1 表示上管IGBT 导通投入，值为0 表示下管IGBT 导通退出，由图可见，3 个子模块的开关频率较为均衡，未出现单一子模块频繁投切的现象。