先进的高压级联型电化学储能技术简介

级联型储能技术简介
广州智光储能科技有限公司
2019年01月
目 录
1. 传统电池储能的技术痛点 (3)
2.级联型储能方案减少电池堆电芯数量 (4)
3.级联型储能系统关键技术指标 (4)
4.级联型储能方案提升电池利用率 (5)
5.级联型储能方案降低电池一致性要求 (8)
6.级联型储能方案无滤波即保持高电能质量 (9)
7.级联型储能方案毫秒级全功率切换 (9)
8.级联型储能方案安全保护设计 (13)
9.储能系统布局 (15)
10. 关于智光储能 (16)
1.传统电池储能的技术痛点
传统电池储能电站常以500kW/1000kWh（电池安装容量1200kWh左右）为最小储能单元。

每个储能单元配置一台500kW的PCS和一个安装电量1200kWh的电池堆（通过硬导线串/并联连接在一起，共用AC/DC转换设备的电池单体集合），一般设计直流电压为700V左右，交流电压不到400V，须采用变压器升压以后接入大电网。

传统储能技术具有技术门槛低，配置灵活等优点，但是同时也存在供应商技术水平参差不齐，电池系统安全问题突出，电池并联数量过多，单套系统容量小等缺点。

图1-1 典型的传统电池储能系统拓扑结构
从在电网侧已经实施的大规模储能项目应用情况看，传统的电池储能方案主要存在以下技术痛点：
1）电池堆内电池单体数量庞大（数千电池单体），单体并联数量多，单体间耦合性强，单体异常时切除电量1MWh以上；
2）电池堆内单体SOC离散程度高，电池容量利用率偏低（1MWh使用容量实际需要1.2MWh以上安装容量）；
3）电池堆体积大（常规40尺集装箱体积约75m3），堆内温度难以保持一致，电池单体衰减速度差异大，SOH离散速度快；
4）堆内电池数量庞大，簇间SOH离散后，“短板效应”突出，电池系统可利用容量衰减快；
5）单系统输出电压低、功率小，变压器和高压开关柜多，系统效率偏低、占地面积较大；
6）电站内储能系统数量大，系统间协调困难，调度响应时间过长，难以满足电网紧急调度使用需求；
深入分析以上痛点可知：电池堆电池单体数量庞大是造成电池问题的根本原因；单系统输出电压低、功率小是造成设备数量庞大，调度响应速度慢的主要原因。

因此，需要研究既可以减少电池堆电池单体数量，又可以提高单系统电压和功率的储能技术。

2.级联型储能方案减少电池堆电芯数量
级联型储能系统采用“能量裂解”技术，可以将大电量电池堆和大功率PCS裂解为小电量电池堆和小功率AC/DC功率单元，有效解决传统储能技术存在的技术痛点，更适用于大规模储能应用场景和电池梯次利用的场景。

级联型储能系统采用三相星形连接的级联H桥拓扑结构，可直接输出0.4-35kV三相交流电压，无变压器接入交流电网，单系统输出功率可达10MW以上。

10kV级联型储能系统典型拓扑结构如图2-1所示。

图2-1 级联型高压储能系级单元拓扑结构图
由图2-1可知，级联型储能系统由多个储能单元构成，每个储能单元包括1个AC/DC 功率单元和1个独立小电池堆。

每个储能单元输出几十至几百伏的交流电压，根据电压叠加原理，理论上足够数量的储能单元串联即可满足任何电压等级的输出要求。

众多小功率、小电量的储能单元共同构成一套系统，可满足大功率、大电量的储能应用要求。

以满足5MW/10MWh储能应用为例，对比两种储能技术方案：采用传统储能技术，单套系统容量为500kW/1MWh，电池堆安装容量约1.2MWh，需要10套系统并联（直接并联或经变压器并联）；采用54个储能单元组成的级联型储能系统，可无变压器接入10kV 电网，电池堆安装电量约200kWh（电池堆内单体数量约传统方案的16%），单套系统容量达到5MW/10MWh，无需系统并联。

通过以上分析可知：级联型储能技术既大幅度降低了电池堆电量，减少了电池堆内电池单体数量，又大幅度提高了单套系统容量。

3.级联型储能系统关键技术指标
表3-1 级联型储能系统主要技术指标
项目参数备注
电气技术指标电网侧额定电压10KV
额定频率50 Hz
正常工作频率范围48-51.5 Hz
额定功率2-10MW
电网侧额定电流115-600A
额定电量2-10MWh
拓扑结构H桥级联式
直流侧电压范围550-1051 V
总电流波形畸变率（THDi）＜1%
总电压波形畸变率（THDv）＜3%
功率响应时间<10 ms 功率变化率可设置PCS最佳转换效率> 97.5%
控制模式就地调度模式有功/无功独立可控
远程调度模式有功/无功独立可控
自主运行模式P/f，Q/V曲线可配置自主支撑电压/频率通信类型RS232/RS485 预设电力规约转换器
结构特征防护等级IP54 可定制颜色RAL7035 可定制冷却方式空调
安装方式户外集装箱
环境条件环境温度-10℃～+45℃
相对湿度10%～90%，无凝露
海拔高度1000米以内可定制高原型系统
4.级联型储能方案提升电池利用率
传统设计方案下，单电池堆实际运行能力由堆内可用容量最小的电芯决定。

表4-1对传统方案进行分析的结果表明：簇内SOC偏差不超过5.5%，簇间SOC偏差变化不超过3%的情况下，全系统有17.5%的电池容量不可利用，即实际利用容量仅82.5%，电芯间耦合
性非常强。

传统设计方案下，电池安装容量一般均为使用容量的1.2倍以上，因此以上假定情况接近实际情况。

表4-1 共电池堆设计方案利用容量分析表
级联型储能系统在保持系统总输出电压和功率不变的情况下，各功率单元输出电压和功率可独立调节，因此可根据各电池堆SOC值灵活分配系统内各电池堆的运行功率。

级联型储能系统各电池堆（簇）的运行功率不同，虽然电池堆（簇）实际运行能力仍由堆（簇）内可用空间最差的电芯决定，但是由于电池簇不再并联，各电池簇运行功率独立调节，整个系统的不可利用容量为各簇不可利用容量的平均值。

表4-2对级联型设计方案进行分析的结果表明：簇内SOC偏差不超过5.5%，簇间SOC偏差变化不超过3%的情况下，有5.5%的电池容量闲置，即实际利用容量提升至94.5%，比传统方案高出12%。

表4-2 级联型设计方案利用容量分析表
由于电池寿命周期内，SOH发生离散是必然的。

与以上电池SOC发生离散时类似，当电池SOH发生离散时，根据各电池堆的SOH调节其运行功率，同样可以大幅提升电池的利
用容量。

级联型储能系统根据电池堆SOC（SOH）调节电池堆运行功率的策略为：在充电过程中，增大SOC低的电池簇的充电功率，减小SOC高的电池簇充电功率；在放电过程中，减小SOC低的电池簇的放电功率，增大SOC高的电池簇放电功率。

与以上策略相对应：在充电过程中，SOC低的电池簇运行电流大，SOC高的电池簇运行电流小；在放电过程中，SOC低的电池簇运行电流小，SOC高的电池簇运行电流大。

图4-1 储能系统充电时B相SOC与电流关系曲线智光储能电站投入以上功能前后，电池系统SOC值的变化趋势说明PCS主动均衡可以使离散的簇间SOC迅速收敛。

2月25日充满电后簇间SOC偏差最大值26%左右，充放两个循环以后，SOC偏差最大值收敛至5%左右。

同时，随着功能投入，系统充电电量也大幅度提升。

图2-9 充电结束后3相SOC极值差变化趋势
图4-2 储能装置充电电度数据曲线
通过设置多组控制参数试运行，如图4-3，截至2019年1月26日，智光站5MW/3MWh 储能系统单次充电交流侧电量已经突破3MWh，全系统电池容量利用率已超过95%，簇间SOC偏差最大值已缩小到2%。

图4-3 1月26日智光站充电后数据
5.级联型储能方案降低电池一致性要求
从提高电池利用容量、安全性等角度考虑，同一电池堆内的电池单体应该在全生命周期内保持良好的一致性。

然而，电池堆内电池数量越多，所占空间越大，温度一致性越难保持，寿命期内电池的一致性越容易破坏。

实际运行过程中，电池一致性变差是必然的，应该从系统设计上降低对电池一致性的要求。

减少电池堆内电池单体数量，是降低电池一致性要求的有效手段。

采用级联储能方案，堆内电单体数量较传统方案大幅度减少（一般可降低到传统方案的15%左右），大幅度缩小了电池堆占用的物理空间（电池堆体积通常小于3m3）。

毫无疑问，空间越小，温度一致性越容易保证，单体衰减一致性越好，利于保持堆内一致性。

采用级联储能方案，各电池堆输出功率独立可调，因此无需苛求不同堆电池单体的一致性，也就无需追求不同堆间温度的高度一致性。

由以上分析可知：级联型储能方案大幅减少电池堆内占用空间，利于保持堆内一致性；电池堆输出功率独立调节，降低了对全系统电池一致性的要求。

6.级联型储能方案无滤波即保持高电能质量
智光级联型储能系统利用输出移相多重化技术消除谐波，无需增加滤波装置即可满足电网谐波指标要求。

并网状态下，输出电流的畸变率低于3%，近似于完美无谐波状态；孤网状态下，输出电压的畸变率低于0.5%，电压偏差低于1%，可与低压UPS相媲美，具体测试数据如表2-5所示。

表6-1并网电能质量测试数据
7.级联型储能方案毫秒级全功率切换
图7-1 PCS解耦控制图
级联型储能系统采用如图7-1所示有功无功解耦控制算法，实现并网点功率因数自动控制。

PCS主控制器接收上级传来的有功/无功指令，经dq变换后，通过对dq轴电流的解耦控制实现网侧有功无功的解耦控制。

储能单元PCS主控制器与H-Cell功率单元间通过光纤进行通信，减少了通信协调的延迟，提高响应速度。

储能单元通过实时四象限解耦与控制技术，有效解决了并网运行过程中有功功率和无功功率的独立控制与快速调节问题，能够快速在不同工况之间实现毫秒级切换，测试结果如表7-1和图7-2所示。

表7-1某已投运项目储能系统工况转换时间测试数据
序号 工作项目 工况转换时间
1 0功率运行转2MW充电 2ms
2 2MW充电转2MW放电 1.5ms
3 2MW放电转2MW充电 2.5ms
4 2MW充电转0功率运行 2ms
5 0功率运行转2MW放电 1ms
6 2MW放电转0功率运行 1.5ms
7 0功率运行转2Mvar吸无功 1ms
8 2Mvar吸无功转2Mvar发无功 2.5ms
9 2Mvar发无功转2Mvar吸无功 1ms
10 2Mvar吸无功转2Mvar发无功 2ms
11 0功率运行转2Mvar发无功 1ms
12 2Mvar发无功转0功率运行 2ms
a) 工况转换时间测试0功率运行转2MW充电
b) 工况转换时间测试2MW充电转2MW放电
c) 工况转换时间测试2MW放电转2MW充电
d) 工况转换时间测试2MW充电转0功率运行
e) 工况转换时间测试0功率运行转2MW放电
f) 工况转换时间测试2MW放电转0功率运行
g) 工况转换时间测试0功率运行转2Mvar吸无功
h) 工况转换时间测试2Mvar吸无功转2Mvar发无功
i) 工况转换时间测试2Mvar发无功转2Mvar吸无功
j) 工况转换时间测试2Mvar吸无功转2Mvar发无功
k) 工况转换时间测试0功率运行转2Mvar发无功
l) 工况转换时间测试2Mvar发无功转0功率运行
图7-2 储能系统工况转换时间测试图
8.级联型储能方案安全保护设计
本方案的安全设计主要从以下四个方面来保障：
（1）本系统将电池集群分散设计为54个物理空间和电路上相互独立的电池堆（簇），减小了物理上互联的电池电量和电池数量，将单个电池包的电量降低为传统方案的15%左右，实现了风险源的分散管理，从源头上降低事故影响和管控难度。

（2）集装箱内部设计了七氟丙烷自动灭火系统，消防系统动作时，EMS系统发出信号，停止系统运行，并分断系统输入开关和分相控制柜辅助电源。

（3）PCS装置配置有硬件保护和软件保护，保护功能配置完善，能确保在各种故障情况下的系统安全。

（4）BMS配置有三级电池异常告警及保护。

以下分别对PCS和BMS设置的保护进行介绍。

8.1 PCS保护配置
PCS装置的保护分瞬动保护和定时限保护两种。

瞬动保护只设保护动作定值，为系统检测到紧急故障时单点动作出口，故障标志需故障清除后就地/远程复归确认。

定时限保护设有动作定值和延时定值，为系统检测到严重故障，经延时定值确认后出口，封脉冲，系统转为故障状态并告警，故障标志需故障清除后手动复归确认。

除硬件故障保护外，其余各保护功能设置了相应的软压板，保护功能投退受各自软压板独立控制，对影响PCS器件安全的保护出口、检修状态设置了硬压板。

PCS装置保护功能包含的主要内容如下：
（1）系统过压/欠压保护
PCS装置配置了交流电压保护，各保护设置了相应的软压板，保护功能投退受各自软压板独立控制。

（2）系统电压相序、频率异常保护
当PCS并网放电时，PCS具备一定的耐受系统频率异常的能力，在47.5Hz-51.5Hz 的范围内能够正常工作。

系统发生频率异常时，PCS并网充放电状态根据实际电网运行
要求而定。

当并网处电压的相序、频率异常时，PCS会执行相应的保护。

（3）装置交流过流保护
PCS装置配置了交流电流硬件保护和软件保护，包括交流过流速断保护和定时限过流保护。

各保护设置了相应的软压板，保护功能投退受各自软压板独立控制。

（4）并网充放电电流电能质量超标保护（直流分量、谐波超标保护等）
为了保证交流侧电能质量，装置配置了输出直流分量超标保护，当输出直流分量超标时发出告警信号。

为了保证交流侧电能质量，装置配置了并网电流谐波超标保护，当输出电流谐波超标时发出告警信号。

（5）主回路短路保护
PCS装置配置了相间短路保护和相对地短路保护。

（6）链节直流接入端过压/欠压保护
PCS装置配置了直流母线电压保护，包括直流母线过压保护、直流母线欠压保护。

（7）系统防雷保护
PCS配置了专用的避雷器，并采用了相应的避雷措施，可有效防雷。

（8）连接电抗器过温保护
PCS装置配置了并网连接电抗器温度保护。

过温保护采用了Ⅱ段式，过温高定值保护动作后，装置封脉冲，并转为待机状态，温度恢复后故障标志自动清除。

过温低定值保护动作后，启动换流器冷却系统。

（9）PCS装置链节故障保护：IGBT驱动故障、IGBT过温、电容过压保护
PCS链节功率单元配置了完整的保护，包括IGBT驱动故障、IGBT模块过温、电容过压保护等。

（10）控制器与链节之间的光纤通讯故障保护
PCS控制器会实时监测光纤通讯当控制器与链节之间的光纤通讯中断或异常时，PCS会立即保护。

8.2 BMS保护配置
BMS配置的保护见表8-2。

表8-2 电池管理系统性能参数
序号 故障描述 等级 解除条件
1 绝缘阻抗极低 1级 可恢复
2 电池单体温度极高 1级 可恢复
3 电池单体电压极高 1级 可恢复
4 电池单体电压极低 1级 可恢复
5 放电电流极大 1级 可恢复
6 充电电流极大 1级 可恢复
7 系统自检故障 1级 故障解除后，重新上电
8 单体电压较低 2级 可恢复
9 单体电压较高 2级 可恢复
10 绝缘阻抗较低 2级 可恢复
11 电池温度过高 2级 可恢复
12 SOC过低 2级 可恢复
13 通讯故障(内部网络) 1级 可恢复
14 SOC低 3级 可恢复
15 绝缘阻抗低 3级 可恢复
16 总电压不正常 1级 故障解除后，重新上电
17 电芯压差过大 3级 可恢复
18 放电电流大 3级 可恢复
19 放电温度过低 3级 可恢复
20 单体电压高 3级 可恢复
21 单体电压低 3级 可恢复
22 单体温度高 3级 可恢复
23 充电电流较大 2级 可恢复
24 充电电流大 3级 可恢复
9.储能系统布局
10MW/20MWh储能电站由两套5MW/10MWh的储能系统组成，共设置6个17.4米×2.5米×2.9米（长×宽×高）集装箱和1个12米×2.5米×2.9米（长×宽×高）主控集装箱组成。

其中电池和功率变换集装箱的布局和尺寸如下图9-1所示，主控集装箱的布局和尺寸如图9-2所示。

图9-1 电池和功率变换集装箱布局图
图9-2 主控集装箱布局布局图
10MW/20MWh储能系统的布局方案，如图9-3所示，系统占地约为530平方米（集装箱间检修通道2.5米）。

图9-3 2MW/1.99MWh储能系统布局图
10.关于智光储能
广州智光储能科技有限公司是广州智光电气股份有限公司【股票代码：002169，以下简称智光电气】的全资子公司，是智光电气在综合能源技术与服务战略发展方向的重要布局。

公司凭借自身多年电力电子技术、自动化与信息化技术及智慧能源技术的研究与应用经验，并通过投资电池行业资深研究团队及与国内高校合作，拥有一批在电池PACK 技术研究与生产、BMS、EMS及PCS等领域专业的研究团队。

公司为南方电网宝清电站提供的国际首台高压直挂储能PCS系统为国际领先水平。

公司致力于储能领域产业技术的研究与应用。

在电化学储能、机械（飞轮）储能及超级电容器储能等技术领域为客户提供包括储能技术咨询、储能系统集成、储能设备销售等业务，可为广大储能系统集成商提供储能电池PACK集成、BMS、PCS及EMS等核心关键技术及设备，并可提供电芯及电池PACK测试技术服务。

公司的储能产品序列包括电站型储能系统（高压直挂式）、需求侧储能系统（多模组分散式集成储能）及移动储能产品，可为不同应用场景的客户需求定制提供高效率、高可靠性及高安全性的储能系统技术及装备。

广州储能科技有限公司掌握了级联型储能关键技术，其技术团队已于2014年成功
实施宝清储能电站二期10kV/2MW/2MWh级联型高压直挂储能项目（室内安装,项目荣获“广东省科学技术奖励二等奖”，获得国家科技部院士专家组“国际领先”技术评价），2018年成功实施智光电气云埔厂区5MW/3MWh级联型高压直挂储能项目（集装箱安装），并正在实施广东某电厂9MW/4.5MWh级联型高压直挂储能辅助AGC服务项目和江苏某制药厂2MW/4MWh级联型高压直挂储能项目。

图10-1 技术奖励证书。