一种三相储能变换器相间荷电状态均衡的方法及装置

1.本发明涉及储能设备技术领域，尤其涉及一种三相储能变换器相间荷电状态均衡的方法及装置。


背景技术：

2.风能和太阳能存在间歇性的缺点，导致风力和光伏发电系统输出波动性功率，将大量的波动性能量接入电网，会影响电网电能质量，电力储能技术的发展为解决间歇性能源接入电网，提高电网电能质量带来希望。电力储能系统主要包括储能电池和储能变换器两部分，其中链式储能变换器作为多电平变换器，具有易于模块化扩展，低谐波电流输出的优点，适用于高电压大容量输出的应用场合，且成为解决高电压大功率并网的有效方案之一。
3.链式储能变换器多采用储能模块级联而成，每个储能模块由储能电池和h桥逆变器组成。由于储能电池初始电荷量不同以及接口变换器开关器件的损耗不同等因素导致运行中的系统中各储能模块中的储能电池荷电状态值不同，导致出现soc不均衡问题，荷电状态state of charge缩写soc。链式储能变换器存在soc不均衡时将会出现以下问题：(1)电池soc值小于10％或大于90％时，该储能模块会先退出工作，将导致储能系统容量不能充分利用，造成系统容量的浪费。(2)电池容量不同时，电池端电压不同，因此在各个储能模块的储能电池soc值不均衡时，将使储能变换器输出电压不平衡。
4.因此，对各个储能电池的soc进行均衡是非常重要的。对于soc均衡的控制，分为两层，一层是相间soc均衡控制，第二层是相内soc均衡控制。
5.授权公告号为cn 107919674 b，名称为一种储能电池的均衡控制方法和装置，以下简称对比文件1，对比文件1的方法根据零序电压产生的附加功率与功率变换链路的荷电状态不均衡度的设定关系，计算得到叠加在功率解耦控制后输出的三相参考电压上的零序电压，用于实现相间soc均衡。其问题在于均衡速度较慢。
6.本发明相对于对比文件1的不同点在于，本发明基于储能变换器的相间荷电状态偏差模值|δsoc|与切换阈值soch数值大小的关系进行控制切换，当|δsoc|＜soch时，注入零序电压有效值v0控制方法与对比文件1相同；当|δsoc|≥soch时，采用最大附加功率闭环控制来控制零序电压有效值v0，其中，最大附加功率为注入零序电压与并网电流产生a～c相附加功率的最大值。
7.授权公告号为cn 108599216 b，名称为链式电池储能工作方法，以下简称对比文件2，对比文件2公开了一种将零序电压注入均衡法和负序电压注入均衡法相结合的soc均衡控制，根据a～c相荷电状态的不均衡程度(即a～c相的soc偏差)计算得到各相功率差值δpj，通过δpj分别计算出零序电压和负序电压，并按一定比例进行组合得到注入电压用于soc均衡控制。其控制算法比较复杂，整体工作效率较低。
8.本发明相对于对比文件2的不同点在于，本发明方法为混合型零序电压注入的soc均衡控制，且最大附加功率闭环控制中最大附加功率是通过a～c相并网功率直接计算得
到，注入电压是通过闭环控制获得，简化了控制算法。
9.申请公布号为cn 110957777 a，名称为一种中压直挂式储能系统电池荷电状态均衡控制系统，以下简称对比文件3，对比文件3公开了一种中压直挂式储能系统电池荷电状态均衡控制系统，包括相间均衡和相内均衡方法，通过a～c相荷电状态平均值与所有电池荷电状态平均值的差值进行相间soc均衡方法。其问题在于均衡速度较慢。
10.本发明相对于对比文件3的不同点在于，本发明基于储能变换器的相间荷电状态偏差模值|δsoc|与切换阈值soch数值大小的关系进行控制切换，当|δsoc|＜soch时，注入零序电压有效值v0控制方法与对比文件3相同；当|δsoc|≥soch时，采用最大附加功率闭环控制来控制零序电压有效值v0，提高了相间soc的均衡速度。
11.现有技术问题及思考：
12.如何解决储能变换器相间荷电状态均衡速度较慢的技术问题。


技术实现要素：

13.本发明所要解决的技术问题是提供一种三相储能变换器相间荷电状态均衡的方法及装置，解决储能变换器相间荷电状态均衡速度较慢的技术问题。
14.为解决上述技术问题，本发明所采取的技术方案是：一种三相储能变换器相间荷电状态均衡的方法，采用最大附加功率闭环控制并获得零序电压有效值v0，进而获得储能变换器注入的零序电压v0并进行相间荷电状态soc均衡控制，所述最大附加功率闭环控制中的最大附加功率为注入零序电压与并网电流产生a～c相附加功率的最大值，将所述最大附加功率作为功率反馈信号。
15.进一步的技术方案在于：获得a～c相的附加有功功率p
0a
～p
0c
，将a～c相附加有功功率p
0a
～p
0c
中的最大值作为功率反馈信号，即功率反馈信号p
0max
；获得储能变换器的相间荷电状态偏差模值|δsoc|，当储能变换器的相间荷电状态偏差模值|δsoc|≥切换阈值soch时，采用最大附加功率闭环控制并获得零序电压有效值v0，所述切换阈值soch的取值范围为0～0.1。
16.进一步的技术方案在于：获得a～c相的并网有功功率pa～pc，基于获得的a～c相的并网有功功率pa～pc计算获得a～c相的附加有功功率p
0a
～p
0c
；获得a～c相的储能单元荷电状态平均值基于获得的a～c相的储能单元荷电状态平均值计算获得储能变换器的相间荷电状态偏差模值|δsoc|。
17.进一步的技术方案在于：获得储能变换器的相间荷电状态偏差模值|δsoc|，基于混合型零序电压注入法获得零序电压有效值v0，所述混合型零序电压注入法包括如下步骤，基于储能变换器的相间荷电状态偏差模值|δsoc|与切换阈值soch的数值大小的关系，相应选择相间荷电状态soc偏差控制或最大附加功率闭环控制，获得储能变换器的零序电压有效值v0。
18.进一步的技术方案在于：所述混合型零序电压注入法为当储能变换器的相间荷电状态偏差模值|δsoc|≥切换阈值soch时，基于最大附加功率闭环控制获得零序电压有效值v0；当储能变换器的相间荷电状态偏差模值|δsoc|＜切换阈值soch时，基于相间荷电状态soc偏差控制获得零序电压有效值v0。
19.进一步的技术方案在于：所述获得零序电压有效值v0，进而获得储能变换器注入
的零序电压v0并进行相间荷电状态soc均衡控制的步骤具体包括如下步骤，s1获得储能变换器的并网参数，获得储能变换器的并网参数，储能变换器的并网参数包括储能变换器的电网电压、并网电流和电网电压相位、d轴的电网电压和并网电流、q轴的电网电压和并网电流以及三相并网电流相位；s2获得储能变换器的储能单元荷电状态平均值，获得储能变换器的a～c相储能单元中每一储能电池的荷电状态，电池的荷电状态的单位为数值，取值范围0～1，或者以百分比方式表示，获得a～c相储能单元荷电状态平均值即储能变换器的a～c相储能单元中储能电池组的荷电状态平均值；s3获得储能变换器的并网有功功率和三相电网平均功率，基于储能变换器的a～c相电网电压ea～ec和a～c相并网电流ia～ic，获得a～c相并网有功功率pa～pc，获得三相电网平均功率s4获得储能变换器的a～c相调制电压，将储能变换器的a～c相并网电流ia～ic基于电网电压定向矢量控制，获得储能变换器的a～c相调制电压ua～uc；s5获得储能变换器的零序电压，基于混合型零序电压注入法，获得储能变换器的零序电压有效值v0，进而获得储能变换器注入的零序电压v0；步骤s5具体包括如下步骤：s501获得储能变换器的相间荷电状态偏差模值和相间荷电状态偏差相位，基于a～c相的储能单元荷电状态平均值获得储能变换器的相间荷电状态偏差模值|δsoc|和相间荷电状态偏差相位γ；s502获得储能变换器的零序电压相位，将三相并网电流相位δ和相间荷电状态偏差相位γ相加获得储能变换器的零序电压相位s503获得储能变换器的零序电压有效值，所述混合型零序电压注入法为当储能变换器的相间荷电状态偏差模值|δsoc|≥切换阈值soch时，执行步骤s504基于最大附加功率闭环控制获得零序电压有效值；当储能变换器的相间荷电状态偏差模值|δsoc|＜切换阈值soch时，执行步骤s505基于相间荷电状态soc偏差控制获得零序电压有效值；s504基于最大附加功率闭环控制获得零序电压有效值，基于最大附加功率闭环控制来控制零序电压有效值v0，具体方法包括如下步骤，求解功率参考信号求解功率反馈信号p
0max
，附加功率环控制器h(s)采用比例控制器，所述求解功率反馈信号p
0max
的步骤包括获得注入零序电压与并网电流产生a～c相的附加有功功率p
0a
～p
0c
，将a～c相附加有功功率p
0a
～p
0c
中的最大值作为功率反馈信号p
0max
；执行步骤s506；s505基于相间荷电状态soc偏差控制获得零序电压有效值，基于相间荷电状态soc偏差控制获得零序电压有效值v0，执行步骤s506；s506获得储能变换器的零序电压，基于获得的零序电压有效值v0和零序电压相位计算并获得储能变换器的零序电压v0，
[0020][0021]
式(18)中，v0为注入的零序电压，单位为伏特；v0为零序电压有效值，单位为伏特；ω为电网频率，单位为赫兹；t为时间，单位为秒；为储能变换器的零序电压相位，单位为rad；
[0022]
s6获得储能模块的均衡电压，通过相内荷电状态soc均衡控制，获得每一储能模块的均衡电压；s7获得储能变换器的a～c相含零序分量的调制电压，将储能变换器的a～c相调制电压ua～uc分别与注入的零序电压v0叠加获得a～c相含零序分量的调制电压u
a0
～u
c0
；s8获得每一储能模块的调制电压，将a～c相含零序分量的调制电压u
a0
～u
c0
分别与相应相储能单元中每一储能模块的均衡电压叠加，获得相应相所有储能模块的调制电压；s9获得
每一储能模块的驱动信号，将步骤s8获得的每个储能模块的调制电压根据双极性pwm算法进行调制，分别产生四路开关器件驱动信号。
[0023]
一种三相储能变换器相间荷电状态均衡的装置包括控制模块，控制模块为程序模块，用于处理器基于最大附加功率闭环控制并获得零序电压有效值v0，进而获得储能变换器注入的零序电压v0并进行相间荷电状态soc均衡控制，所述最大附加功率闭环控制中的最大附加功率为注入零序电压与并网电流产生a～c相附加功率的最大值，将所述最大附加功率作为功率反馈信号。
[0024]
进一步的技术方案在于：控制模块，还用于处理器获得储能变换器的相间荷电状态偏差模值|δsoc|，基于混合型零序电压注入法获得零序电压有效值v0，所述混合型零序电压注入法为当储能变换器的相间荷电状态偏差模值|δsoc|≥切换阈值soch时，基于最大附加功率闭环控制获得零序电压有效值v0；当储能变换器的相间荷电状态偏差模值|δsoc|＜切换阈值soch时，基于相间荷电状态soc偏差控制获得零序电压有效值v0，所述切换阈值soch的取值范围为0～0.1。
[0025]
一种三相储能变换器相间荷电状态均衡的及装置包括存储器、处理器以及存储在存储器中并可在处理器上运行的计算机程序，所述计算机程序包括上述控制模块，所述处理器执行计算机程序时实现上述相应的步骤。
[0026]
一种三相储能变换器相间荷电状态均衡的装置为计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有计算机程序，所述计算机程序包括上述控制模块，所述计算机程序被处理器执行时实现上述相应中的步骤。
[0027]
采用上述技术方案所产生的有益效果在于：
[0028]
一种三相储能变换器相间荷电状态均衡的方法，其通过最大附加功率闭环控制、获得零序电压有效值v0的步骤等，实现储能变换器相间荷电状态均衡速度较快。
[0029]
一种三相储能变换器相间荷电状态均衡的装置，其通过控制模块等，基于最大附加功率闭环控制，获得零序电压有效值v0，进而获得注入的零序电压v0并进行相间荷电状态均衡控制，均衡速度较快。
[0030]
详见具体实施方式部分描述。
附图说明
[0031]
图1是本发明实施例1的流程图；
[0032]
图2是本发明实施例2的原理框图；
[0033]
图3是本发明整体控制的数据流图；
[0034]
图4是链式储能变换器主电路的拓扑图；
[0035]
图5是基于h桥逆变器的储能模块的拓扑图；
[0036]
图6是链式储能变换器控制信号的数据流图；
[0037]
图7是基于混合型相间soc均衡的链式储能整体控制的数据流图；
[0038]
图8是基于混合型零序电压注入的相间soc均衡的数据流图；
[0039]
图9是soc坐标变换图；
[0040]
图10是传统相间soc均衡时电网电压、并网电流和输出功率波形的屏幕截图；
[0041]
图11是传统相间soc均衡时输出功率、soc和调制波变化情况的屏幕截图；
[0042]
图12是本发明中混合型soc均衡时电网电压、并网电流和输出功率波形的屏幕截图；
[0043]
图13是本发明中混合型soc均衡时输出功率、soc和调制波变化情况的屏幕截图。
具体实施方式
[0044]
下面将结合本技术实施例中的附图，对本技术实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本技术一部分实施例，而不是全部的实施例。以下对至少一个示例性实施例的描述实际上仅仅是说明性的，决不作为对本技术及其应用或使用的任何限制。基于本技术中的实施例，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他实施例，都属于本技术保护的范围。
[0045]
在下面的描述中阐述了很多具体细节以便于充分理解本技术，但是本技术还可以采用其他不同于在此描述的其它方式来实施，本领域技术人员可以在不违背本技术内涵的情况下做类似推广，因此本技术不受下面公开的具体实施例的限制。
[0046]
实施例1：
[0047]
如图1所示，本发明公开了一种三相储能变换器相间荷电状态均衡的方法包括如下步骤：
[0048]
s1获得储能变换器的并网参数
[0049]
获得储能变换器的并网参数，储能变换器的并网参数包括储能变换器的电网电压、并网电流和电网电压相位、d轴的电网电压和并网电流、q轴的电网电压和并网电流以及三相并网电流相位。
[0050]
获得储能变换器的a～c相电网电压ea～ec以及a～c相并网电流ia～ic，将a～c相电网电压ea～ec通过锁相环控制获得电网电压相位θg、d轴电网电压ed和q轴电网电压eq，对a～c相并网电流ia～ic进行三相静止到两相旋转坐标变换获得d轴并网电流id和q轴并网电流iq，通过获得三相并网电流相位δ，其中，电压的单位为伏特，电流的单位为安培，相位的单位为rad。
[0051]
s2获得储能变换器的储能单元荷电状态平均值
[0052]
获得储能变换器的a～c相储能单元中每一储能电池的荷电状态，电池的荷电状态的单位为数值，取值范围0～1，或者以百分比方式表示，获得a～c相储能单元荷电状态平均值即储能变换器的a～c相储能单元中储能电池组的荷电状态平均值。
[0053]
s3获得储能变换器的并网有功功率和三相电网平均功率
[0054]
基于储能变换器的a～c相电网电压ea～ec和a～c相并网电流ia～ic，获得a～c相并网有功功率pa～pc，获得三相电网平均功率
[0055]
s4获得储能变换器的a～c相调制电压
[0056]
将储能变换器的a～c相并网电流ia～ic基于电网电压定向矢量控制，获得储能变换器的a～c相调制电压ua～uc。
[0057]
s5获得储能变换器的零序电压
[0058]
基于混合型零序电压注入法，获得储能变换器的零序电压有效值v0，进而获得储能变换器注入的零序电压v0，以便进行下一步相间荷电状态soc均衡控制。
[0059]
所述混合型零序电压注入法包括基于储能变换器的相间荷电状态偏差模值|δsoc|与切换阈值soch的数值大小的关系，相应选择相间荷电状态soc偏差控制或最大附加功率闭环控制，获得储能变换器的零序电压有效值v0，所述切换阈值soch的取值0.1。
[0060]
步骤s5具体包括如下步骤：
[0061]
s501获得储能变换器的相间荷电状态偏差模值和相间荷电状态偏差相位
[0062]
基于a～c相的储能单元荷电状态平均值获得储能变换器的相间荷电状态偏差模值|δsoc|和相间荷电状态偏差相位γ。
[0063]
s502获得储能变换器的零序电压相位
[0064]
将三相并网电流相位δ和相间荷电状态偏差相位γ相加获得储能变换器的零序电压相位
[0065]
s503获得储能变换器的零序电压有效值
[0066]
所述混合型零序电压注入法为当储能变换器的相间荷电状态偏差模值|δsoc|≥切换阈值soch时，基于最大附加功率闭环控制获得零序电压有效值；当储能变换器的相间荷电状态偏差模值|δsoc|＜切换阈值soch时，基于相间荷电状态soc偏差控制获得零序电压有效值。
[0067]
即当储能变换器的相间荷电状态偏差模值|δsoc|≥切换阈值soch时，执行步骤s504；当储能变换器的相间荷电状态偏差模值|δsoc|＜切换阈值soch时，执行步骤s505。
[0068]
s504基于最大附加功率闭环控制获得零序电压有效值
[0069]
采用最大附加功率闭环控制来控制零序电压有效值v0，具体方法包括如下步骤，求解功率参考信号求解功率反馈信号p
0max
，附加功率环控制器h(s)采用比例控制器，所述求解功率反馈信号p
0max
的步骤包括获得注入零序电压与并网电流产生a～c相的附加有功功率p
0a
～p
0c
，将a～c相附加有功功率p
0a
～p
0c
中的最大值作为功率反馈信号p
0max
；执行步骤s506。
[0070]
s505基于相间荷电状态soc偏差控制获得零序电压有效值
[0071]
采用相间荷电状态soc偏差控制获得零序电压有效值v0，执行步骤s506。
[0072]
s506获得储能变换器的零序电压
[0073]
基于获得的零序电压有效值v0和零序电压相位计算并获得储能变换器的零序电压v0，
[0074][0075]
式(18)中，v0为注入的零序电压，单位为伏特；v0为零序电压有效值，单位为伏特；ω为电网频率，单位为赫兹；t为时间，单位为秒；为储能变换器的零序电压相位，单位为rad。
[0076]
s6获得储能模块的均衡电压
[0077]
通过相内荷电状态soc均衡控制，获得每一储能模块的均衡电压。
[0078]
s7获得储能变换器的a～c相含零序分量的调制电压
[0079]
将储能变换器的a～c相调制电压ua～uc分别与注入的零序电压v0叠加获得a～c相含零序分量的调制电压u
a0
～u
c0
。
[0080]
将储能变换器的a相调制电压ua与注入的零序电压v0叠加获得a相含零序分量的调
制电压u
a0
，将储能变换器的b相调制电压ub与注入的零序电压v0叠加获得b相含零序分量的调制电压u
b0
，将储能变换器的c相调制电压uc与注入的零序电压v0叠加获得c相含零序分量的调制电压u
c0
。
[0081]
s8获得每一储能模块的调制电压
[0082]
将a～c相含零序分量的调制电压u
a0
～u
c0
分别与相应相储能单元中每一储能模块的均衡电压叠加，获得相应相所有储能模块的调制电压。
[0083]
将a相含零序分量的调制电压u
a0
分别与a相储能单元中每一储能模块的均衡电压叠加，获得a相所有储能模块的调制电压u
a1
～u
an
，将b相含零序分量的调制电压u
b0
分别与b相储能单元中每一储能模块的均衡电压叠加，获得b相所有储能模块的调制电压u
b1
～u
bn
，将c相含零序分量的调制电压u
c0
分别与c相储能单元中每一储能模块的均衡电压叠加，获得c相所有储能模块的调制电压u
c1
～u
cn
。
[0084]
s9获得每一储能模块的驱动信号
[0085]
将步骤s8获得的每个储能模块的调制电压根据双极性pwm算法进行调制，分别产生四路开关器件驱动信号。
[0086]
其中，链式储能变换器包括a～c相的储能单元，每一相的储能单元由n个储能模块级联而成，储能模块由储能电池和h桥逆变器组成，储能电池组成储能电池组，链式储能变换器本身以及相应的通信连接技术为现有技术在此不再赘述。
[0087]
其中，步骤s503和步骤s504为发明点，步骤s1～s4、步骤s6～s9以及其与步骤本身为现有技术在此不再赘述。
[0088]
实施例2：
[0089]
如图2所示，本发明公开了一种三相储能变换器相间荷电状态均衡的装置包括处理器、采集器和三相的储能变换器以及运行于处理器上的控制模块，所述采集器与储能变换器连接并获得储能变换器的并网参数，采集器与处理器连接并通信，所述处理器与储能变换器连接并通信。
[0090]
控制模块为程序模块，用于处理器获得储能变换器的相间荷电状态偏差模值|δsoc|，基于混合型零序电压注入法获得零序电压有效值v0，所述混合型零序电压注入法为当储能变换器的相间荷电状态偏差模值|δsoc|≥切换阈值soch时，基于最大附加功率闭环控制获得零序电压有效值v0，进而获得储能变换器注入的零序电压v0并进行相间荷电状态soc均衡控制，所述最大附加功率闭环控制中的最大附加功率为注入零序电压与并网电流产生a～c相附加功率的最大值，将所述最大附加功率作为功率反馈信号；当储能变换器的相间荷电状态偏差模值|δsoc|＜切换阈值soch时，基于相间荷电状态soc偏差控制获得零序电压有效值v0，进而获得储能变换器注入的零序电压v0并进行相间荷电状态soc均衡控制；所述切换阈值soch的取值为0.1。
[0091]
其中，处理器为dsp数字控制器，储能变换器为三相链式储能变换器包括a～c相的储能单元，每一相的储能单元由n个储能模块级联而成，储能模块由储能电池和h桥逆变器组成，储能电池组成储能电池组，采集器将获得的储能变换器的并网参数发往处理器，处理器将接收到的并网参数计算、获得反馈信号并控制储能变换器荷电状态soc均衡，通过在处理器上运行所述控制模块，实现了实施例1中相应的方法步骤，处理器、采集器和储能变换器本身以及相应的通信连接技术为现有技术在此不再赘述。
[0092]
实施例3：
[0093]
本发明公开了一种三相储能变换器相间荷电状态均衡的装置包括存储器、处理器以及存储在存储器中并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行计算机程序时实现实施例1的步骤。
[0094]
实施例4：
[0095]
本发明公开了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现实施例1中的步骤。
[0096]
相对于上述实施例，控制模块为程序模块，用于处理器基于最大附加功率闭环控制并获得零序电压有效值v0，进而获得储能变换器注入的零序电压v0并进行相间荷电状态soc均衡控制，所述最大附加功率闭环控制中的最大附加功率为注入零序电压与并网电流产生a～c相附加功率的最大值，将所述最大附加功率作为功率反馈信号。通过采用最大附加功率闭环控制的控制模块，就可以快速完成相间荷电状态soc均衡控制。
[0097]
相对于上述实施例，所述切换阈值soch的取值范围为0～0.1，切换阈值越小，均衡速度越快。切换阈值soch的取值可以为0.02、0.05或者0.08。
[0098]
本技术的构思：
[0099]
现有的基于零序电压注入的相间soc均衡方法，零序电压包括零序电压有效值v0和相位零序电压相位的控制。对于其有效值的控制，通常是采用相间荷电状态soc偏差控制。发明人发现，随着相间soc差值δsoc逐渐减小，注入的零序电压幅值减小，a、b、c三相中产生的附加功率也会减少，这将使均衡速度减慢。因此，该案的发明构思在于，当|δsoc大于切换阈值soch时，采用最大附加功率闭环控制来控制零序电压有效值v0，以最大附加功率进行相间能量均衡，从而实现相间soc均衡速度最大化。当|δsoc|小于切换阈值soch时，采用相间荷电状态soc偏差控制来控制零序电压有效值v0，防止在δsoc的值减小为零时，由于最大附加功率闭环控制获得的v0较大使已经完成相间soc均衡的系统，重新不均衡造成控制不稳定。
[0100]
本技术的技术贡献：
[0101]
传统相间soc均衡中零序电压有效值v0采用相间荷电状态soc偏差控制，均衡速度慢。本发明提供一种由相间荷电状态soc偏差控制与最大附加功率闭环控制相结合的混合型零序电压注入法，在保证系统稳定运行的同时，提高了链式储能相间soc整体均衡速度。
[0102]
本技术将相间荷电状态soc偏差控制和最大附加功率闭环控制相结合来控制零序电压有效值v0，与相位零序电压相位的控制一起构成了混合型零序电压注入法。
[0103]
技术方案说明：
[0104]
如图3所示，便于理解整体均衡中的数据的流向。
[0105]
如图4所示，a、b、c三相上每相上各有n个储能模块级联而成，每个储能模块由储能电池和h桥逆变器组成。
[0106]
如图5所示，v
ki
表示第k相第i个储能模块的储能电池端电压，c
ki
表示第k相第i个储能模块的滤波电容，i
dcki
表示第k相第i个储能模块的直流侧电流，s
ki1
表示第k相第i个储能模块中第1个开关器件，s
ki2
表示第k相第i个储能模中块第2个开关器件，s
ki3
表示第k相第i个储能模块中第3个开关器件，s
ki4
表示第k相第i个储能模块中第4个开关器件，g
ki1
表示第k相第i个储能模块中第1个开关器件的驱动信号，g
ki2
表示第k相第i个储能模块中第2个开
关器件的驱动信号，g
ki3
表示第k相第i个储能模块中第3个开关器件的驱动信号，g
ki4
表示第k相第i个储能模块中第4个开关器件的驱动信号，下标k表示a、b、c三相，下标i表示每相对应的储能模块序号，且i＝1，2.....,n。u
an
表示链式储能变换器a相输出电压，u
bn
表示链式储能变换器b相输出电压，u
cn
表示链式储能变换器c相输出电压，ia表示链式储能变换器a相并网电流，ib表示链式储能变换器b相并网电流，ic表示链式储能变换器c相并网电流，l表示链式储能变换器输出滤波电感，r表示线路和滤波电感上总电阻，ea表示a相电网电压，eb表示b相电网电压，ec表示c相电网电压。
[0107]
如图6所示，处理器采用dsp数字控制器，dsp数字控制器的输入信号为通过电压采样电路得到的三相电网电压ea,eb,ec和通过电流采样电路得到的三相并网电流ia,ib,ic、a相所有储能模块直流侧电流i
dcai
....i
dcan
、b相所有储能模块直流侧电流i
dcbi
....i
dcbn
、c相所有储能模块直流侧电流i
dcci
....i
dccn
。通过dsp数字控制器对链式储能变换器整体控制进行运算，分别得到a相所有储能模块的开关驱动信号g
a11
,g
a12
,g
a13
,g
a14
，
…
,g
an1
,g
an2
,g
an3
,g
an4
，b相所有储能模块的开关驱动信号g
b11
,g
b12
,g
b13
,g
b14
，
…
,g
bn1
,g
bn2
,g
bn3
,g
bn4
，c相所有储能模块的开关驱动信号g
c11
,g
c12
,g
c13
,g
c14
，
…
,g
cn1
,g
cn2
,g
cn3
,g
cn4
，开关驱动信号通过驱动电路来控制链式储能变换器中开关器件的开通和关断。
[0108]
如图7所示，控制主要由并网电流控制、混合型零序电压注入法和相内soc均衡三部分组成，混合型零序电压注入法属于相间soc均衡，控制的实施步骤如下：
[0109]
步骤s1：
[0110]
三相电网电压ea,eb,ec通过锁相环控制得到电网电压相位θg及dq轴坐标系下的d轴电网电压ed和q轴电网电压eq。对三相并网电流ia,ib,ic进行三相静止到两相旋转坐标变换(即3s/2r坐标变换)得到d轴并网电流id和q轴并网电流iq，计算方法如式(1)所示，并通过运行得到并网电流相位δ。
[0111][0112]
步骤s2：
[0113]
根据a相所有储能模块直流侧电流i
dcai
....i
dcan
分别计算各个储能模块中电池的soc，根据b相所有储能模块直流侧电流i
dcbi
....i
dcbn
分别计算各个储能模块中电池的soc，根据c相所有储能模块直流侧电流i
dcci
....i
dccn
分别计算各个储能模块中电池的soc，具体计算方法为。
[0114][0115]
式(2)中，soc
ki
表示第k相第i个储能模块中电池soc估算值；soc
ki0
表示第k相第i个储能模块中电池soc初始值；q表示电池容量。
[0116]
每相中所有电池的soc平均值计算。
[0117][0118]
式(3)中，表示a相所有电池的soc平均值；表示b相所有电池的soc平均值；表示c相所有电池的soc平均值；n表示每相总模块的个数。
[0119]
步骤s3：
[0120]
根据三相电网电压ea,eb,ec和三相并网电流ia,ib,ic，分别计算得到a相并网有功功率pa、b相并网有功功率pb和c相并网有功功率pc，并根据式(4)计算得到三相平均功率，并根据式(4)计算得到三相平均功率
[0121]
步骤s4：
[0122]
并网电流采用基于电网电压定向的矢量控制，根据并网电流参考和和电流反馈id和iq进行并网电流闭环控制产生链式储能a相调制电压ua,链式储能b相调制电压ub和链式储能c相调制电压uc。其中，并网电流参考和计算方法如下，
[0123][0124]
式(5)中，为d轴并网电流参考，为d轴并网电流参考；p
*
为有功功率参考，取值范围从0到额定值；q
*
为无功功率参考，取值范围从0到额定值。
[0125]
步骤s5：
[0126]
根据输入信号pa,pb,pc,和并网电流相位δ，通过混合型零序电压注入法进行相间soc均衡控制，以得到注入的零序电压v0，具体控制过程如下。
[0127]
如图8所示，控制方法具体实施如下：
[0128]
步骤s501：
[0129]
根据三相计算得到相间荷电状态soc偏差δsoc及相间荷电状态偏差相位γ，相间荷电状态偏差相位γ的单位为rad，具体方法如下：
[0130]
(1)求a相、b相和c相的soc偏差。
[0131]
计算方法为，
[0132][0133]
式(7)中，δsoca为a相soc偏差，δsocb为b相soc偏差，δsocc为c相soc偏差，为三相soc平均值。
[0134]
表达式为，
[0135][0136]
(2)通过三相静止到两相静止(3s/2s)坐标变换。
[0137]
如图9所示，根据soc坐标变换系，求α-β坐标系下的soc偏差，计算方法为，
[0138][0139]
式(9)中，δsoc
α
表示α轴soc偏差；δsoc
β
表示β轴soc偏差。
[0140]
(3)获得储能变换器的相间荷电状态偏差模值|δsoc|。
[0141]
如图9所示，相间soc偏差矢量δsoc，其模值|δsoc|计算方法为，
[0142][0143]
(4)获得相间荷电状态偏差相位γ。
[0144]
如图9所示，相位γ的计算方法为，
[0145][0146]
式(11)中，γ表示矢量δsoc的相位。
[0147]
步骤s502：
[0148]
根据三相并网电流相位δ和相位γ计算得到零序电压相位表达式为
[0149][0150]
步骤s503：
[0151]
根据|δsoc|与切换阈值soch的大小，零序电压有效值v0的控制方法在相间荷电状态soc偏差控制与最大附加功率闭环控制之间切换，具体切换原理为：
[0152]
(1)当|δsoc|≥soch时，采用最大附加功率闭环控制来控制零序电压有效值v0；
[0153]
(2)当|δsoc|＜soch时，采用相间荷电状态soc偏差控制来控制零序电压有效值v0。
[0154]
步骤s504：
[0155]
根据步骤s503，如果|δsoc|≥soch，采用最大附加功率闭环控制获得v0，具体方法如下：
[0156]
(1)求解功率参考信号。
[0157]
功率参考信号计算方法为：
[0158][0159]
式(13)中，为功率参考信号，单位为瓦w，范围0～额定功率；n表示链式储能变换器每相含有储能模块总数；u
bat
表示储能电池的额定电压，单位为伏特；i
rms
为并网电流有效值，单位为安培a，通过并网电流可计算获得；δ为三相并网电流相位，单位为rad；为储能变换器的零序电压相位，单位为rad。
[0160]
(2)求解最大附加功率。
[0161]
注入零序电压之后，注入零序电压与并网电流产生a～c相附加功率。与pa、pb、pc和并网平均功率的关系式为：
[0162][0163]
式(14)中，p
0a
为a相附加有功功率，p
0b
为b相附加有功功率，p
0c
为c相附加有功功率。
[0164]
根据三相附加有功功率p
0a
,p
0b
,p
0c
求最大附加功率p
0max
，如式(15)所示，将p
0max
作为功率反馈信号。
[0165]
p
0max
＝最大值{p
0a
,p
0b
,p
0c
}(15)
[0166]
(3)附加功率环控制器h(s)采用比例控制器。
[0167]
最大附加功率闭环控制原理为：
[0168][0169]
步骤s505：
[0170]
根据步骤s503，如果|δsoc|＜soch，则采用相间荷电状态soc偏差控制获得v0，原理为：
[0171]v0
＝k0|δsoc|
ꢀꢀꢀ
(17)
[0172]
式(17)中，k0为相间荷电状态soc偏差控制比例系数。
[0173]
步骤s506：
[0174]
求混合型相间soc均衡方法下的注入的零序电压v0。原理为，根据已经得到的零序电压有效值v0和零序电压相位代入式(18)中可计算注入的零序电压v0。
[0175][0176]
式(18)中，v0为注入的零序电压，单位为伏特；v0为零序电压有效值，单位为伏特；ω为电网频率，单位为赫兹；t为时间，单位为秒；为储能变换器的零序电压相位，单位为rad。
[0177]
将式(18)进行迭代变化，获得式(19)。
[0178][0179]
式(19)中，ω为电网频率，t为时间。
[0180]
步骤s6：
[0181]
通过相内soc均衡控制，根据得到a相所有模块的均衡电压v
ba1
...v
ban
，根据得到b相所有模块的均衡电压v
bb1
...v
bbn
，根据得到c相所有模块的均衡电压v
bc1
...v
bcn
。
[0182]
步骤s7：
[0183]
将链式储能a相调制电压ua与注入的零序电压v0叠加得到u
a0
，将链式储能b相调制电压ub与注入的零序电压v0叠加得到u
b0
，将链式储能c相调制电压uc与注入的零序电压v0叠加得到u
c0
。
[0184]
步骤s8：
[0185]
将u
a0
分别与a相所有模块的均衡电压v
ba1
...v
ban
叠加得到a相所有储能模块的调制电压u
a1
...u
an
，以a相第i个储能模块为例，计算方法如下，
[0186]uai
＝u
a0
+v
bai
ꢀꢀꢀ
(6)
[0187]
同理，b相和c相所有储能模块的调制电压计算方法同上。
[0188]
步骤s9：
[0189]
各个储能模块按双极性pwm调制方式调制，则一个储能模块调制电压产生四路开关器件驱动信号。以k相第i个储能模块为例，u
ki
根据双极性pwm调制方式产生g
ki1
,g
ki2
,g
ki3
,g
ki4
四路驱动信号，用以控制开关s
ki1
,s
ki2
,s
ki3
,s
ki4
的开通和关断。
[0190]
为验证零序电压注入环流功率闭环控制实现相间soc均衡策略的有效性，利用matlab软件建立仿真模型对其验证，三相soc初始值为soca＝90％，socb＝80％，socc＝70％。
[0191]
如图10所示，采用传统相间soc均衡即相间荷电状态soc偏差控制获得v0，电网电压、并网电流、输出功率的波形，从功率波形可以看出在注入零序电压后，每相功率发生变化，开始进行相间soc均衡，在随着均衡结束后，每相功率逐渐变为相等，与理论分析相符。
[0192]
如图11所示，采用传统相间soc均衡时，三相总功率、soc值以及调制波的输出波形。在0.06s开始注入零序电压，三相soc的差值δsoc逐渐减小，并且注入的零序电压也逐渐减小，经过0.9s左右实现相间soc均衡。
[0193]
如图12所示，采用混合型相间soc均衡控制时，电网电压、并网电流、输出功率的波形。为证明附加功率环的控制性能，在仿真时，对给定的附加功率值经过一定时间后，进行
附加功率参考突增。从单相功率波形上可以看出，一开始a、b、c三相的功率差值较小，经过一段时间后附加功率参考突增其差值增大，从单相功率波形图上可以看出，功率突增时其上升时间小，响应快、超调小，证明附加功率的控制性能良好。同样a、b、c三相功率出现差值后，将逐渐实现相间soc均衡，当δsoc的值小于切换阈值soch后，转用传统相间soc均衡，使三相soc的差值δsoc逐渐减小为零，最终实现相间soc均衡，均衡后a、b、c三相的功率将再次变为相等。
[0194]
如图13所示，采用混合型相间soc均衡控制时，三相总功率、soc值以及a相调制波的波形。从图13可以看出在0.06s注入零序电压后，三相soc值的差值开始逐渐减小，并且经过0.5s左右完成相间soc均衡，与传统零序电压注入相比相间soc均衡的时间缩短，均衡速度加快。从图13的δsoc值的波形图可以看出，在0.06s时通过最大附加功率闭环控制，开始在a、b、c三相注入附加功率，此时的附加功率较小，因此δsoc的下降斜率较小。在0.2s时增大附加功率参考，从δsoc的波形图上可以看出此时波形的下降斜率增大，并且在0.5s时δsoc的值小于切换阈值soch，由基于最大附加功率闭环控制的相间soc均衡控制，转为零序电压注入的传统相间soc均衡控制，使三相soc的差值平滑减小为零。从图10的注入零序电压调制波也可以看出，在0.06s时系统注入零序电压，开始相间soc均衡，在0.2s时增大附加功率，此时注入的零序电压也增大，a相调制波在与零序电压调制波矢量相加后，a相调制波增大，在完成均衡后，变为原来大小。对比图11和图13可知，与传统相间soc均衡相比，混合型相间soc均衡方法，在保证系统稳定运行的同时，提高了链式储能相间soc整体均衡速度，有效防止系统容量的浪费。
[0195]
本技术保密运行一段时间后，现场技术人员反馈的有益之处在于：保证系统稳定运行的同时，提高了链式储能相间soc整体均衡速度。传统相间均衡时间为0.9s，而本技术技术方案的混合型相间均衡时间为0.5s，均衡速度提高了40％多，并有效防止系统容量的浪费。
[0196]
目前，本发明的技术方案已经进行了中试，即产品在大规模量产前的较小规模试验；中试完成后，在小范围内开展了用户使用调研，调研结果表明用户满意度较高；现在已开始着手准备产品正式投产进行产业化(包括知识产权风险预警调研)。

技术特征：
1.一种三相储能变换器相间荷电状态均衡的方法，其特征在于：采用最大附加功率闭环控制并获得零序电压有效值v0，进而获得储能变换器注入的零序电压v0并进行相间荷电状态soc均衡控制，所述最大附加功率闭环控制中的最大附加功率为注入零序电压与并网电流产生a～c相附加功率的最大值，将所述最大附加功率作为功率反馈信号。2.根据权利要求1所述的一种三相储能变换器相间荷电状态均衡的方法，其特征在于：获得a～c相的附加有功功率p
0a
～p
0c
，将a～c相附加有功功率p
0a
～p
0c
中的最大值作为功率反馈信号，即功率反馈信号p
0max
；获得储能变换器的相间荷电状态偏差模值|δsoc|，当储能变换器的相间荷电状态偏差模值|δsoc|≥切换阈值soc
h
时，采用最大附加功率闭环控制并获得零序电压有效值v0，所述切换阈值soc
h
的取值范围为0～0.1。3.根据权利要求2所述的一种三相储能变换器相间荷电状态均衡的方法，其特征在于：获得a～c相的并网有功功率p
a
～p
c
，基于获得的a～c相的并网有功功率p
a
～p
c
计算获得a～c相的附加有功功率p
0a
～p
0c
；获得a～c相的储能单元荷电状态平均值基于获得的a～c相的储能单元荷电状态平均值计算获得储能变换器的相间荷电状态偏差模值|δsoc|。4.根据权利要求1所述的一种三相储能变换器相间荷电状态均衡的方法，其特征在于：获得储能变换器的相间荷电状态偏差模值|δsoc|，基于混合型零序电压注入法获得零序电压有效值v0，所述混合型零序电压注入法包括如下步骤，基于储能变换器的相间荷电状态偏差模值|δsoc|与切换阈值soc
h
的数值大小的关系，相应选择相间荷电状态soc偏差控制或最大附加功率闭环控制，获得储能变换器的零序电压有效值v0。5.根据权利要求4所述的一种三相储能变换器相间荷电状态均衡的方法，其特征在于：所述混合型零序电压注入法为当储能变换器的相间荷电状态偏差模值|δsoc|≥切换阈值soc
h
时，基于最大附加功率闭环控制获得零序电压有效值v0；当储能变换器的相间荷电状态偏差模值|δsoc|＜切换阈值soc
h
时，基于相间荷电状态soc偏差控制获得零序电压有效值v0。6.根据权利要求1所述的一种三相储能变换器相间荷电状态均衡的方法，其特征在于：所述获得零序电压有效值v0，进而获得储能变换器注入的零序电压v0并进行相间荷电状态soc均衡控制的步骤具体包括如下步骤，s1获得储能变换器的并网参数获得储能变换器的并网参数，储能变换器的并网参数包括储能变换器的电网电压、并网电流和电网电压相位、d轴的电网电压和并网电流、q轴的电网电压和并网电流以及三相并网电流相位；s2获得储能变换器的储能单元荷电状态平均值获得储能变换器的a～c相储能单元中每一储能电池的荷电状态，电池的荷电状态的单位为数值，取值范围0～1，或者以百分比方式表示，获得a～c相储能单元荷电状态平均值即储能变换器的a～c相储能单元中储能电池组的荷电状态平均值；s3获得储能变换器的并网有功功率和三相电网平均功率基于储能变换器的a～c相电网电压e
a
～e
c
和a～c相并网电流i
a
～i
c
，获得a～c相并网有功功率p
a
～p
c
，获得三相电网平均功率
s4获得储能变换器的a～c相调制电压将储能变换器的a～c相并网电流i
a
～i
c
基于电网电压定向矢量控制，获得储能变换器的a～c相调制电压u
a
～u
c
；s5获得储能变换器的零序电压基于混合型零序电压注入法，获得储能变换器的零序电压有效值v0，进而获得储能变换器注入的零序电压v0；步骤s5具体包括如下步骤：s501获得储能变换器的相间荷电状态偏差模值和相间荷电状态偏差相位基于a～c相的储能单元荷电状态平均值获得储能变换器的相间荷电状态偏差模值|δsoc|和相间荷电状态偏差相位γ；s502获得储能变换器的零序电压相位将三相并网电流相位δ和相间荷电状态偏差相位γ相加获得储能变换器的零序电压相位s503获得储能变换器的零序电压有效值所述混合型零序电压注入法为当储能变换器的相间荷电状态偏差模值|δsoc|≥切换阈值soc
h
时，执行步骤s504基于最大附加功率闭环控制获得零序电压有效值；当储能变换器的相间荷电状态偏差模值|δsoc|＜切换阈值soc
h
时，执行步骤s505基于相间荷电状态soc偏差控制获得零序电压有效值；s504基于最大附加功率闭环控制获得零序电压有效值基于最大附加功率闭环控制来控制零序电压有效值v0，具体方法包括如下步骤，求解功率参考信号求解功率反馈信号p
0max
，附加功率环控制器h(s)采用比例控制器，所述求解功率反馈信号p
0max
的步骤包括获得注入零序电压与并网电流产生a～c相的附加有功功率p
0a
～p
0c
，将a～c相附加有功功率p
0a
～p
0c
中的最大值作为功率反馈信号p
0max
；执行步骤s506；s505基于相间荷电状态soc偏差控制获得零序电压有效值基于相间荷电状态soc偏差控制获得零序电压有效值v0，执行步骤s506；s506获得储能变换器的零序电压基于获得的零序电压有效值v0和零序电压相位计算并获得储能变换器的零序电压v0，式(18)中，v0为注入的零序电压，单位为伏特；v0为零序电压有效值，单位为伏特；ω为电网频率，单位为赫兹；t为时间，单位为秒；为储能变换器的零序电压相位，单位为rad；s6获得储能模块的均衡电压通过相内荷电状态soc均衡控制，获得每一储能模块的均衡电压；s7获得储能变换器的a～c相含零序分量的调制电压将储能变换器的a～c相调制电压u
a
～u
c
分别与注入的零序电压v0叠加获得a～c相含零序分量的调制电压u
a0
～u
c0
；s8获得每一储能模块的调制电压
将a～c相含零序分量的调制电压u
a0
～u
c0
分别与相应相储能单元中每一储能模块的均衡电压叠加，获得相应相所有储能模块的调制电压；s9获得每一储能模块的驱动信号将步骤s8获得的每个储能模块的调制电压根据双极性pwm算法进行调制，分别产生四路开关器件驱动信号。7.一种三相储能变换器相间荷电状态均衡的装置，其特征在于：包括控制模块，控制模块为程序模块，用于处理器基于最大附加功率闭环控制并获得零序电压有效值v0，进而获得储能变换器注入的零序电压v0并进行相间荷电状态soc均衡控制，所述最大附加功率闭环控制中的最大附加功率为注入零序电压与并网电流产生a～c相附加功率的最大值，将所述最大附加功率作为功率反馈信号。8.根据权利要求7所述的一种三相储能变换器相间荷电状态均衡的装置，其特征在于：控制模块，还用于处理器获得储能变换器的相间荷电状态偏差模值|δsoc|，基于混合型零序电压注入法获得零序电压有效值v0，所述混合型零序电压注入法为当储能变换器的相间荷电状态偏差模值|δsoc|≥切换阈值soc
h
时，基于最大附加功率闭环控制获得零序电压有效值v0；当储能变换器的相间荷电状态偏差模值|δsoc|＜切换阈值soc
h
时，基于相间荷电状态soc偏差控制获得零序电压有效值v0，所述切换阈值soc
h
的取值范围为0～0.1。9.一种三相储能变换器相间荷电状态均衡的及装置，其特征在于：包括存储器、处理器以及存储在存储器中并可在处理器上运行的计算机程序，所述计算机程序包括权利要求7中的控制模块，所述处理器执行计算机程序时实现权利要求1中相应的步骤。10.一种三相储能变换器相间荷电状态均衡的装置，其特征在于：为计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有计算机程序，所述计算机程序包括权利要求7中的控制模块，所述计算机程序被处理器执行时实现权利要求1中相应中的步骤。

技术总结
本发明公开了一种三相储能变换器相间荷电状态均衡的方法及装置，涉及储能设备技术领域；方法为采用最大附加功率闭环控制并获得零序电压有效值V0，进而获得储能变换器注入的零序电压v0并进行相间荷电状态SOC均衡控制；装置包括控制模块，用于处理器基于最大附加功率闭环控制并获得零序电压有效值V0，进而获得储能变换器注入的零序电压v0并进行相间荷电状态SOC均衡控制，所述最大附加功率闭环控制中的最大附加功率为注入零序电压与并网电流产生A～C相附加功率的最大值，将所述最大附加功率作为功率反馈信号；其通过最大附加功率闭环控制、获得零序电压有效值V0的步骤等，实现储能变换器相间荷电状态均衡速度较快。能变换器相间荷电状态均衡速度较快。能变换器相间荷电状态均衡速度较快。


技术研发人员：杨春来 袁晓磊 柴秀慧 阚志忠 王晓寰 张纯江 殷喆 李剑锋 罗蓬 任素龙
受保护的技术使用者：燕山大学 国家电网有限公司 国网河北能源技术服务有限公司
技术研发日：2021.11.12
技术公布日：2022/3/8