9月24—26日，由中国化学与物理电源行业协会联合200余家机构共同支持的第十届中国国际储能大会在深圳鹏瑞莱佛士酒店召开。此次大会主题是“共建储能生态链，开启应用新时代”。 来自行业主管机构、国内外驻华机构、科研单位、电网企业、发电企业、系统集成商、金融机构等不同领域的1621人参加了本届大会。
会议现场
广州智光储能科技有限公司副总经理付金建应邀出席大会并做主题报告。
付金建
付金建：非常荣幸能向大家汇报级联型高压储能技术的应用情况！感谢组委会！
目前业内主要有并联型低压储能方案和级联型高压储能方案两种技术方案。2018年我在储能大会上第一次向大家介绍了级联型储能技术，经过接近三年的时间，我们已投运多个级联型储能项目，积累了一些项目实施经验和运行数据。
智光已经投入商业化运行的级联型高压储能产品主要有6kV和10kV两个输出电压等级，其中单机容量5MW/2.5MWh的6kV产品主要用于火调频储能，单机容量可达10MW/10MWh的10kV产品可用于火电调频、风光储电站以及其他大容量储能电站。级联型高压储能系统采用280Ah单体，无需电芯并联和电池簇并联即可实现单机10MWh装机，彻底消除电池并联引起的环流和并联电池出力不均的问题。
最近业内推出了一些直流电压1500V，单机容量1.5MW-3MW的PCS产品，进一步印证了市场对单机大容量储能系统的渴求。直流电压1500V，单机容量3MW的变流器在电机变频器、风电变流器、光伏变流器等行业早已有成熟应用。限制这类大容量变流器在储能行业应用的主要瓶颈是储能电池堆难以在如此大的单堆输出功率下安全高效运行。随着直流高压大容量变流器推出并投入实际应用，以上电池堆安全高效运行的问题可能已经得到解决，对此我们拭目以待。
这里以装机容量5MW/10MWh，采用280Ah电芯成组为例，对两种不同的技术方案进行对比。并联型低压储能方案PCS单机功率630kW，由1个电池堆支撑其功率，单个电池堆内有1000多只电芯；级联型高压储能方案PCS单机功率5000kW，由54个电池堆支撑其功率，单个电池堆输出功率不到100kW，单个电池堆内仅有200余只电芯。采用级联型储能方案，一方面可以减少单个电池堆内的电芯数量，改善电池系统的安全性，另一方面可以通过对多个小电池堆进行差异化功率控制削弱电池老化过程中，参数离散引起的“短板效应”。
今天分享的第一个案例是首套投入商业运行的级联型高压储能系统。这个项目主要面向火电调频应用研发一套容量4.5MW/2.98MWh的6kV储能系统。系统安装在广州工厂以消除大容量电力电子产品出厂试验对电网的冲击。另外这套系统也作为我公司储能系统出厂之前的陪试设备和级联型储能技术验证试验平台。
在这个试验平台上我们验证了级联型PCS对电池簇的均衡控制功能。众所周知，并联型低压储能系统主要由BMS对电池进行均衡控制，不管是主动均衡还是被动均衡，对新电池系统均有一定的均衡效果，但是电池老化以后BMS难以达到理想的均衡效果，特别是难以有效对电池簇间的偏差进行均衡。级联型PCS配置数十个直流通道，每个直流通道内仅一个电池簇，结合每个电池簇的SOC和容量，可以动态分配各电池簇的充放电功率，使不同状态的电池同时充满或放完，削弱“短板效应”。该项目投运一年后，单次放电在6kV侧放电电量仍在2700kWh以上；从项目近两年的运行情况来看，不同的电池簇之间的SOC偏差长期保持在2%以内，电池容量利用率保持在较高水平。另外级联型PCS对电池簇偏差的均衡速度非常快，经试验验证：同一系统中，不同电池簇SOC偏差超过25%的情况下，经两个充放循环即可将电池簇SOC偏差缩小到5%以下。
第二个案例是广东顺德五沙电厂调频项目。这个项目兼具二次调频和一次调频的功能，并在现场通过了严格的并网测试。从这个项目大半年的运行数据看，在长期高倍率运行状态下，6kV侧系统循环效率在90%左右，含辅助用电损耗的综合运行效率在85%左右。
经测试验证，储能系统均具备四象限运行能力。在新能源大规模配置储能的情况下，用储能系统替代新能源电站的SVG在技术上完全可行。采用这一替代方案，一方面可以降低新能源电站投资，另外一方面简化新能源电站调度控制。以配置5MW容量储能和5MVar容量SVG为例：按照传统方案，升压站需要设置两个间隔，分别接入储能和SVG，同时调度系统即控制储能，又控制SVG；采用替代方案，升压站设置一个间隔接入储能即可，配置7.5MVA的储能变流器即可同时输出5MW有功功率和5MVar无功功率，最大可输出7.5MVar无功功率，同时调度系统只需要控制储能系统运行。显而易见，采用替代方案总投资更低，补偿效果更好。
在五沙并网测试中，我们不仅要测试储能系统四象限运行能力，还需要按照GB/T36548的要求，测试高电压穿越、低电压穿越、一次调频等10多个大项的测试项目。
目前，储能一次调频的控制方案主要有EMS协调控制多套储能PCS的方案和PCS直接控制的方案。两种方案我们都在五沙电厂运行验证，其中PCS直接控制方案的反应速度大幅领先EMS协调控制方案。以火电厂储能项目的实际运行经验看，新能源电站配置储能系统可大幅提升其一次调频能力和AGC控制能力。
通过五沙电厂数月的运行数据，我们验证了级联型储能系统的温度控制能力。同一集装箱内，不同电池箱的温差可以控制在很小范围，五沙现场温差长期保持在6度以内。
第三个案例是茂名电厂600MW机组的20MW/10MWh储能项目。该项目建设4套5MW/2.5MWh储能系统，成功实现多套级联型高压储能系统并联控制，为建设更大规模的储能电站积累了经验。
第四个案例是满足芯片厂应急供电的10MW/20MWh储能项目。该项目储能系统在网侧变电站需要检修的时候，可自动将工厂负荷全部转移到储能系统，并无冲击转离网运行；变电站检修完成后，可自动实现储能系统与电网同期，无冲击转并网运行。储能系统投运后，可减少因变电站检修造成的生产中断，挽回经济损失。经了解，芯片厂停线一次损失1400万美元左右，储能作为应急电源可以作为新的应用探索方向。
第五个案例是徐州的一个用户侧项目。项目建设了一套是级联高压储能系统，一套并联低压储能系统，两套系统的运行倍率一样，均在0.25C左右。
从数月的运行数据看，级联型高压储能系统循环效率为94%左右，综合效率为90%左右。为什么低倍率运行的储能系统综合效率与循环效率相比下降这么多？我分析主要原因是：1、本项目是用户侧项目，全天运行时长比较短，系统停机但空调、控制系统仍保持运转，拉高了电耗；2、空调、风扇的运行策略存在优化空间，系统工作状态和停机状态下可采用不同的运行策略。并联型低压储能系统综合效率在85%左右，比级联型高压储能系统低5%左右。之前我们预测两种系统的效率偏差为2%左右，实际偏差高于预测值，可能由以下原因造成：1、变压器工作点远离最高效率点；2、并联型低压储能系统存在大量电池并联，电池环流引起损耗增加。
在北方联合电力乌海电厂的级联型高压储能系统已在近期投运，在广东还有两个级联型高压储能项目在建设当中。由于时间关系，不再向大家一一汇报。
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的下属全资子公司，注册资金1.4亿元人民币。公司充分利用智光电气近20年在大功率电力电子技术、电力技术、控制技术、高电压技术、综合能源利用等技术积累，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，也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（级联型高压储能）、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。
截止今年6月30号，我们一共取得了40多项专利，参与了10余项标准起草和制订工作。智光级联型高压储能系统已经通过中国电科院、中国赛宝试验室、广东电科院能源技术有限公司等第三方权威机构的严格测试。
成功实施多个项目后，我们积累了丰富的级联型储能项目经验。欢迎对级联型高压储能技术感兴趣的朋友到智光和我们的项目现场参观交流。谢谢大家！
