大型储能电站集成技术趋势分析

　　电化学储能系统由包括直流侧和交流侧两大部分。直流侧为电池仓，包括电池、温控、消防、汇流柜、集装箱等设备，交流侧为电器仓，包括储能变流器、变压器、集装箱等。储能系统与电网的电能交互，是通过PCS变流器进行交直流转换实现的。

　　一、储能系统分类

　　按电气结构划分，大型储能系统可以划分为：

　　(1)集中式：低压大功率升压式集中并网储能系统，电池多簇并联后与PCS相连，PCS追求大功率、高效率，目前在推广1500V的方案。

　　(2)分布式：低压小功率分布式升压并网储能系统，每一簇电池都与一个PCS单元连接，PCS采用小功率、分布式布置。

　　(3)智能组串式：基于分布式储能系统架构，采用电池模组级能量优化、电池单簇能量控制、数字智能化管理、全模块化设计等创新技术，实现储能系统更高效应用。

　　(4)高压级联式大功率储能系统：电池单簇逆变，不经变压器，直接接入6/10/35kv以上电压等级电网。单台容量可达到5MW/10MWh。

　　(5)集散式：直流侧多分支并联，在电池簇出口增加DC/DC变换器将电池簇进行隔离，DC/DC变换器汇集后接入集中式PCS直流侧。

　　二、储能技术路线迭代围绕安全、成本和效率

　　安全、成本和效率是储能发展需要重点解决的关键问题，储能技术的迭代核心也是要提高安全、降低成本、提高效率。

　　(1)安全性

　　储能电站的安全性是产业最关注的问题。电化学储能电站可能存在的安全隐患包括电气引发的火灾、电池引发的火灾、氢气遇火发生爆炸、系统异常等。追溯储能电站的安全问题产生的原因，通常可以归咎于电池的热失控，导致热失控的诱因包括机械滥用、电滥用、热滥用。为避免发生安全问题，需要严格监控电池状态，避免热失控诱因的产生。

　　(2)高效率

　　电芯的一致性是影响系统效率的关键因素。电芯的一致性取决于电芯的质量及储能技术方案、电芯的工作环境。随着电芯循环次数增加，电芯的差异逐步体现，叠加运行过程中实际工作环境的差异，将导致多个电芯之间的差异加剧，一致性问题突出，对BMS管理造成挑战，甚至面临安全风险。在储能电站设计和运行方案中，应当尽量提高电池的一致性以提高系统效率。

　　(3)低成本

　　储能系统的成本与初始投资和循环寿命有关。电池材料的老化衰退、充放电制度、电池运行温度、单体的一致性都会影响电池的循环寿命。当集装箱内电池温差大于10度，会导致电池寿命缩短15%以上。模组间温升差异也会导致整体系统寿命缩短。储能系统应当通过优化充放电方式、降低系统间温差、提高电池一致性来提升系统循环寿命。

　　三、储能集成技术路线：拓扑方案逐渐迭代

　　(1)集中式方案：1500V取代1000V成为趋势

　　随着集中式风光电站和储能向更大容量发展，直流高压成为降本增效的主要技术方案，直流侧电压提升到1500V的储能系统逐渐成为趋势。相比于传统1000V系统，1500V系统将线缆、BMS硬件模块、PCS等部件的耐压从不超过1000V提高到不超过1500V。储能系统1500V技术方案来源于光伏系统，根据CPIA统计，2021年国内光伏系统中直流电压等级为1500V的市场占比约49.4%，预期未来会逐步提高至近80%。1500V的储能系统将有利于提高与光伏系统的适配度。

　　1500V储能系统方案对比1000V方案在性能方面亦有提升。以阳光电源的方案为例，与1000V系统相比，电池系统能量密度与功率密度均提升了35%以上，相同容量电站，设备更少，电池系统、PCS、BMS及线缆等设备成本大幅降低，基建和土地投资成本也同步减少。据测算，相较传统方案，1500V储能系统仅初始投资成本就降低了10%以上。但同时，1500V储能系统电压升高后电池串联数量增加，其一致性控制难度增大，直流拉弧风险预防保护以及电气绝缘设计等要求也更高。

　　(2)分布式方案：效率高，方案成熟

　　分布式方案又称作交流侧多分支并联。与集中式技术方案对比，分布式方案将电池簇的直流侧并联通过分布式组串逆变器变换为交流侧并联，避免了直流侧并联产生并联环流、容量损失、直流拉弧风险，提升运营安全。同时控制精度从多个电池簇变为单个电池簇，控制效率更高。

　　山东华能黄台储能电站是全球首座百兆瓦级分散控制的储能电站。黄台储能电站使用宁德时代的电池+上能电气的PCS系统。根据测算，储能电站投运后，整站电池容量使用率可达92%左右，高于目前业内平均水平7个百分点。此外，通过电池簇的分散控制，可实现电池荷电状态(SOC)的自动校准，显著降低运维工作量。并网测试效率最高达87.8%。从目前的项目报价来看，分散式系统并没有比集中式系统成本更高。

　　(3)智能组串式方案：一包一优化、一簇一管理

　　华为提出的智能组串式方案，针对集中式方案中三个主要问题进行解决：(1)容量衰减。传统方案中，电池使用具有明显的“短板效应”，电池模块之间并联，充电时一个电池单体充满，充电停止，放电时一个电池单体放空，放电停止，系统的整体寿命取决于寿命最短的电池。(2)一致性。在储能系统的运行应用中，由于具体环境不同，电池一致性存在偏差，导致系统容量的指数级衰减。(3)容量失配。电池并联容易造成容量失配，电池的实际使用容量远低于标准容量。

　　智能组串式解决方案通过组串化、智能化、模块化的设计，解决集中式方案的上述三个问题：(1)组串化。采用能量优化器实现电池模组级管理，采用电池簇控制器实现簇间均衡，分布式空调减少簇间温差。(2)智能化。将AI、云BMS等先进ICT技术，应用到内短路检测场景中，应用AI进行电池状态预测，采用多模型联动智能温控策略保证充放电状态最优。(3)模块化。电池系统模块化设计，可单独切离故障模组，不影响簇内其它模组正常工作。将PCS模块化设计，单台PCS故障时，其它PCS可继续工作，多台PCS故障时，系统仍可保持运行。

　　(4)高压级联方案：无并联结构的高效方案

　　高压级联的储能方案通过电力电子设计，实现无需经过变压器即可达到6-35kv并网电压。以新风光35kv解决方案为例，单台储能系统为12.5MW/25MWh系统，系统电气结构与高压SVG类似，由A、B、C三相组成。每相包含42个H桥功率单元配套42个电池簇。三相总共126个H桥功率单元共126簇电池簇，共存储25.288MWh电量。每簇电池包含224个电芯串联而成。

　　高压级联方案的优势体现在：(1)安全性。系统中无电芯并联，部分电池损坏，更换范围窄，影响范围小，维护成本低。(2)一致性。电池组之间不直接连接，而是经过AC/DC后连接，因此所有电池组之间可以通过AC/DC进行SOC均衡控制。电池组内部只是单个电池簇，不存在电池簇并联现象，不会出现均流问题。电池簇内部通过BMS实现电芯之间的均衡控制。因此，该方案可以最大程度利用电芯容量，在交流侧同等并网电量情况下，可以安装较少的电芯，降低初始投资。(3)高效率。由于系统无电芯/电池簇并联运行，不存在短板效应，系统寿命约等同于单电芯寿命，能最大限度提升储能装置的运行经济性。系统无需升压变压器，现场实际系统循环效率达到90%。

　　(5)集散式方案：直流隔离+集中逆变

　　集散式方案又称作直流侧多分支并联，在传统集中式方案的基础上，在电池簇出口增加DC/DC变换器将电池簇进行隔离，DC/DC变换器汇集后接入集中式PCS直流侧，2~4台PCS并联接入一台就地变压器，经变压器升压后并网。系统中通过增加DC/DC直流隔离，避免直流并联产生的直流拉弧、环流、容量损失，大大提高了系统的安全性，从而提升系统效率。但由于系统需要经过两级逆变，对系统效率有反向影响。