电化学储能行业创新与应用典型案例：中广核湖北公安100MW/200MWh集中式储能电站

　　储能中国网获悉，近日，中国电力企业联合会发布了24个电化学储能行业创新与应用典型案例，旨在进一步推动行业安全高质量发展，发掘总结并交流推广成功经验和有益做法，发挥典型引领作用。典型案例——“中广核湖北公安100MW/200MWh集中式储能电站”。

　　中广核湖北公安100MW/200MWh集中式储能电站

　　中广核新能源投资(深圳)有限公司湖北分公司

　　一、项目简介

　　2021年7月，湖北省能源局发布《湖北省能源局关于2021年平价新能源项目开发建设有关事项的通知》。文件指出，优先支持风光火互补项目、风光储项目建设。2022年，中广核新能源投资(深圳)有限公司湖北分公司(简称“新能源公司”)已在湖北省获得累计装机容量指标480MW，按照通知要求需配套建设100MW/200MWh集中式(共享式)储能电站。

　　中广核湖北公安100MW/200MWh集中式储能电站项目位于荆州市公安县青吉工业园智能制造产业园，建设用地40亩，投资4.7亿元，是中广核集团首个大规模共享式储能电站项目。全站使用100台1MW/2MWh储能电池舱和500台200kW智能组串式PCS，以五回集电线路接入升压站35kV母线，通过2台额定容量分别为40MVA和60MVA的110kV三相双绕组主变压器升压后，以1回110kV线路接入国家电网公司220kV油江变电站，线路全长9km，其中电缆线路长度为0.587km。项目于2022年9月开工建设，2022年12月底建成投运，2023年7月全容量并网运行。

　　本项目年充放电量为2.78亿kWh，在地方电力系统中发挥顶峰、调峰、调频、爬坡、黑启动等多种作用，将极大地提升湖北省荆州地区电力系统灵活调节能力，进一步提高电网供电保障能力和电能质量，促进荆州地区风光新能源消纳，助力国家碳达峰、碳中和目标的实现。

　　二、解决方案

　　本项目通过对储能系统快速均衡技术(“一包一优化”“一簇一管理”方案)、温控技术、模块化设计、基于大数据智能内短路检测技术等方面的研究及应用，形成一套高可靠性、高智能化、高安全性、长寿命的储能方案，具体方案如下：

　　1.电池模组级充放电管理技术(“一包一优化”)

　　储能电池系统中，多个电池单体串联成一个电池模组，多个电池模组串联构成一个电池簇。然而，由于出厂电池初始容量、电池内阻、系统配置的接触电阻、运行过程中电池衰减等方面存在差异，会造成每个电池包的SOC不同，最终导致电池模组间串联失配(如图1所示)。

　　图1 多电池模组直接串联示意图

　　针对电池模组间的串联失配，本项目采用“一包一优化”技术，通过在电池模组内集成电池模组优化器设计，实现每个电池模组的单独充放电管理(如图2所示)。该技术可消除电池模组间容量差异、内阻差异等原因导致的串联失配，可以通过提高电池模组容量的利用率进而提高生命周期内的充放电量。

　　图2 “一包一优化”技术原理示意图

　　2.电池簇级充放电管理技术(“一簇一管理”)

　　传统储能系统方案，多采用多簇直接并联方案，即多个电池簇直接接入同一直流母排(如图3所示)。直接并联后，各电池簇电压被强制拉齐，然而各簇中电池模组内阻不同、接触电阻不同，这种差异会导致各电池簇电流不均流，甚至造成环流，即电池簇间的并联失配。

　　图3 多电池簇直接并联示意图

　　针对电池簇间的并联失配，本项目采用“一簇一管理”技术(如图4所示)，将每个电池簇接入簇管理单元再接入直流母排，实现电池簇虚拟并联，避免直接并联带来的电池不一致性影响。通过智能单簇管理，簇间独立运行，消除簇间并联失配，充分释放每簇电池的最大潜力，显著提升生命周期内放电量。同时，电池簇管理单元输出侧电压稳定在同一水平，并联后各簇间无电压差，从根源上杜绝了环流的产生，进一步提升了系统的安全性。

　　图4 “一簇一管理”技术原理示意图

　　3.分布式温控技术

　　(1)采用分布式精细化温控设计(如图5所示)，电池包采用仿生混风设计，均化电池内电芯间温差，有效避免由于电芯串联产生的木桶效应，尽可能使衰减一致，提升电池包放电能力。

　　(2)采用多模型联动智能温控，部署“100+”传感器，实现海量数据采集，通过智能算法筛选数据质量，进行大数据分析，从而确定最优LCOS温控策略。

　　(3)集装箱内使用分布式空调设计，每个电池簇独立均匀散热，减少簇间电池温升差异，延缓电池衰减，保障储能系统使用寿命。

　　图5 储能舱内部空调及风扇设计图和风道仿真模拟图

　　4.模块化组串式PCS(全系统模块化设计)

　　PCS是电网与磷酸铁锂电池之间的纽带，它实现了交流电网与直流电池之间的双向能量传递，并监测储能变流器交流端、直流端的电压、电流、功率等数据，起到充电和电能回馈作用，是储能系统的关键设备之一。

　　本项目采用PCS模块化设计，在储能单元内，单台PCS故障时，其他PCS可继续工作，多台PCS故障时，系统仍可保持运行(如图6所示)。

　　图6 传统储能系统和本案例模块化设计系统PCS故障示意图

　　5.基于云BMS的智能内短路监测

　　电芯内短路是造成电池包起火的核心原因，智能内短路检测可及时预警电池火灾隐患。本项目储能系统具备电池异常早期监测预警处置体系，具备内短路检测及故障诊断预警等安全监测功能，提升电池系统危险主动预防能力。将AI、云BMS等先进ICT技术应用到内短路检测场景中，可精准定位衍生型内短路，准确计算内短路电阻，实时识别突发型内短路，及时预警电池火灾隐患。云BMS系统可以提前1～7天预警，安全预防前移，大幅降低火灾风险。

　　6.锂离子电池储能电站安全健康监控平台

　　本项目基于监控平台标准化、安防决策智能化和效能提升精益化三个方面的要求，开发了锂离子电池储能电站安全健康监控平台，实现运行监控、安全预警、健康评估、寿命预测、均衡管理、应急管理等功能，已经开发出基于安全态势预警与健康寿命预警等在线分析诊断模型适配的总部中心端监控平台及配套的区域中心端一体机产品和场站边缘端一体机产品。监控平台产品支持快速完成各储能电站不同BMS、EMS、PCS、箱式变压器、锂离子电池等子系统的协议适配与模型适配，实现储能电站的高效安全运维，实现电化学储能电站安全健康三级监控管理。

　　三、关键点与创新点

　　1.电池模组级容量优化管理，提高电池容量利用率

　　每个电池模块集成了优化器装置，可消除电池包容量差异，消除电池簇内模组间由于内阻差异等原因导致的串联失配，提升生命周期内放电量。对于单个电池模块出现次级告警异常情况，可屏蔽该异常电池模组，而其余电池模组保持正常工作。

　　电池模组级容量优化技术的应用，能够有效消除储能电池的木桶效应，进而实现新旧电池混用，特别是中后期部分电池模组异常情况下，更换后的新电池模组可直接使用。同时后期根据容量需求适当补充电池容量，可有效降低储能系统全生命周期的投资成本。

　　2.电池簇级充放电管理，提高储能系统安全性

　　本项目通过簇控制器对电池簇进行独立管理，可使电池簇之间不直接并联。电池簇间独立运行，可有效消除电池簇间的并联失配情况，避免环流导致的电池容量损失，提高储能设备的安全性。

　　3.模块化设计，降低故障对储能系统的影响

　　本项目采用模块化设计，无易损件，对电池系统进行模块化设计，支持电池簇内单独切除故障模块，不影响簇内其他电池模块充放电。储能单元内，PCS同样采用模块化设计，当单台PCS出现故障时，其他PCS仍可继续工作，不会引发整个系统的停机，可将PCS故障对储能系统的影响降低到最小。

　　4.分布式精细化温控设计，降低电池温差，延长电池寿命

　　本项目采用仿生混风、多模型联动智能温控及分布式空调设计，电池簇实现独立均匀散热，可以有效降低簇间电池温升差异，延缓电池衰减，延长电池使用寿命。

　　5.基于云BMS的智能内短路监测，提升电池系统危险主动预防能力

　　本项目储能系统具备电池异常早期监测预警处置体系，具备内短路检测及故障诊断预警等安全监测功能，将AI、云BMS等先进ICT技术，应用到内短路检测场景中，可精准定位衍生型内短路、准确计算内短路电阻、实时识别突发型内短路，及时预警电池火灾隐患。

　　6.锂离子电池储能电站安全健康监控平台，实现储能电站的高效安全运维

　　本项目基于监控平台标准化、安防决策智能化和效能提升精益化三个方面要求开发锂离子电池储能电站安全健康监控平台，实现运行监控、安全预警、健康评估、寿命预测、均衡管理、应急管理等功能。

　　四、实际成效

　　本项目储能电站共有12400块电池模块，配置12400块电池模组能量优化器。电池模组能量优化器的应用，使电池每次充电时，所有电芯SOC都可以充至100%，放电时电芯SOC可放至5%(本项目设置放电截止SOC为10%)，每次完整的充放电可实现电池模组主动均衡，各电芯SOC基本保持一致，保证电芯一致性，避免电芯差异造成的充放电损失。电池模组均衡效率高，电池充放电量多。

　　使用电池模组能量优化器后，储能舱每次放电，可将所有电芯SOC基本保持在放电截止SOC，不会出现放电结束后，各电芯SOC差异过大情况。采用“一簇一管理”技术后，每个电池簇先接入簇管理单元再接入直流母排，实现电池簇虚拟并联，避免直接并联带来的电池不一致性影响。采用仿生混风及分布式空调设计，通过实际应用验证，储能舱内各电池工作温度差异控制良好，电池工作温度差异可以保持在3℃以内。采用模块化设计储能系统，所有故障最大更换部件只涉及电池模组、簇控制器和PCS，进行维护更换需要4人，其余小部件如电池模组监控面板、CO传感器、空调内风机等维护2人即可完成。所有设备更换时间短，大部件在4h内即可完成更换，故障损失电量少。

　　五、经济效益及推广前景

　　本项目100MW/200MWh储能电站全容量投运以来，储能系统充放电频繁。储能场站应用情况如下：

　　(1)充放电情况。2024年10月期间，充放电次数达31次，调用率为100%，累计充电电量633.4万kWh，放电电量560.3万kWh，充放电效率88.45%。全站单次充电电量平均为20万kWh/次，放电电量平均为18万kWh/次。

　　(2)储能系统温控情况。储能系统储能舱内温度适宜，温差小。储能系统待机情况下，储能舱内部温度在28℃～30℃，充放电运行情况下储能舱内部温度在29℃～33℃，储能舱内部温差小于5℃。

　　(3)储能系统运行维护情况。储能系统全容量100MW/200MWh投运后，发生电池包监控面板异常、簇控制器异常、PCS故障和电池包异常等故障时，可在厂家不到现场的情况下由运维人员进行异常模块更换，消除告警，恢复设备正常运行。

　　本项目在储能技术应用上实现了多项创新，包括：高效能电池管理系统(BMS)的应用，确保了电池组的高效充放电和长期稳定运行;智能温控系统的集成，有效维持了储能舱内的适宜温度，延长了电池使用寿命;模块化的PCS设计，降低故障影响，降低了运维成本。

　　六、团队介绍

　　团队成员包含三位高级工程师、七位中级和初级工程师，均从事新能源行业多年，对新能源及储能行业发展趋势有深入的研究，在储能设备的理论设计及运行维护方面有较强的技术水平，在新能源和储能行业获得多项奖励。