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上海交通大学李睿:百MW级电池储能功率转换系统技术探讨

北极星储能网  来源:北极星储能网    2019/8/8 14:23:45  我要投稿  

北极星储能网讯:近年来储能产业相关政策持续出炉,政策红利明显,储能产业发展是非常迅猛的,从2011年开始,国家有关的部委持续在出台一些有关于可再生能源包括储能发展的指导意见。下面这张图是从2000年到2018年,我们国内储能持续的发展,电池储能装机容量,累计装机容量达到了1GW。尤其是在2018年,电网侧储能在我们国家很多的省份,包括江苏、河南、湖南、浙江等多地展开。2018年新增投运的规模是206兆瓦,2019年江苏规划建设中的储能项目已经超过了200兆瓦。

— —上海交通大学李睿

8月8日,由华北电力大学、中国可再生能源学会主办的“第一届中国储能学术论坛暨风光储创新技术大会”分论坛在北京召开,北极星储能网将对论坛进行全程直播。在8日“电化学储能”分论坛上,上海交通大学李睿作“百MW级电池储能功率转换系统技术探讨”报告。

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上海交通大学李睿

以下为发言实录:

上海交通大学李睿:首先介绍一下背景,储能的论坛大家都清楚,主要由于碳排放的资源紧张、排放污染、气候变化,所以在过去的几年里边我们可以看到,能源转型趋势越来越明显,最主要的能源转型的新能源可以看到,就是风电和太阳能,也包括清洁能源,包括水电和核能。这张图是2030年我国发电装机构成的比例,到2030年整个电网里面47%的发电还是由可再生能源组成的,剩下的分别由水电、核电、风电和太阳能来组成。而且左边这两张图是风电和光伏的发电成本的变化。可以看到,从2009年到2016年,发电成本是持续降低的。我们看到在去年有一个报告,按他的计算,在去年的时候全生命周期的发电成本已经跟火电是相同的,因为我只看到一个结论,不知道他说的计算方法是什么样,但是可以看到,新能源发电现在成本其实是越来越低的。

在我们国家,能源转型也特别明显,到2000年以来全球的风电、光伏的装机年均增长分别是22%和38%,中国是46%和62%。伴随着新能源电网渗透率的持续增加,高比例间歇式的可再生能源大规模的接入电网。因为可再生能源是间歇式的,尤其是像光伏短时的不可预测性也比较差,我们光伏阵列忽然有云彩过来了,云彩飘着只要它经过的地方发电功率就下降了,这个带来电源的不确定性,对电力系统安全稳定运行产生重大的影响,而储能技术是解决能源转型挑战的手段之一。

近年来储能产业相关政策持续出炉,政策红利明显,储能产业发展是非常迅猛的,从2011年开始,国家有关的部委持续在出台一些有关于可再生能源包括储能发展的指导意见。下面这张图是从2000年到2018年,我们国内储能持续的发展,电池储能装机容量,累计装机容量达到了1GW。

我们可以看到,尤其是在2018年,电网侧储能在我们国家很多的省份,包括江苏、河南、湖南、浙江等多地展开。2018年新增投运的规模是206兆瓦,2019年江苏规划建设中的储能项目已经超过了200兆瓦,目前已经开展的电网测储能项目根据各个省的电网特点规划建设,在系统架构建设方式、商业模式上都有一些特点。

这张跟大家报告一下从2018年开始国内电网侧储能电站的一些动态,比较有影响的是江苏搞了好几个储能的工程,比如镇江号称是国内最大的电池储能电站,它的总装机容量是101兆瓦/202兆,主要是用在江苏电网削峰填谷,我们去参加过相关会议,调频还做不到。在苏州也有储能的二期,搞电网侧储能,它规划的规模也达到242兆瓦/138兆。同时包括在河南、在湖南长沙、浙江电网分别构建了100兆瓦以上的电网侧的储能工程,就是电池和储能工程。

从电网侧储能电站发展动态可以看到,现在储能站的规模,单体的储能站都达到了几十兆瓦,而电网侧储能在一个城市里边可能是几个不同的储能站组成一个储能综合的系统,这个系统的规模通常都会达到100兆瓦以上。面向这么大的储能规模,都会带来一些问题,我们看国外的情况,我们看到一些报道,电网侧储能方面美国和韩国都分别在2019年有一些电力储能系统的事故发生爆炸火灾的一些事故,当然像这个事故已经调查清楚了,这个事故现在还没有一个明确的结论为什么会发生爆炸。

但是我们如果从储能系统本身的结构来看,跟大家报告一下,这是典型的一个电池储能站里面的电池储能系统的架构,包括几部分:第一部分,储能电池。第二部分,储能电池的管理系统。由于我们知道,锂电池的一致性比较差,电池单体串联起来组成的一个电池模块,电池模块串联起来组成电池库,然后再组成电池堆,形成电池管理系统,来做它的温度的监控、电流的监控、均衡等工作,这是一部分,这是电池管理系统。当然包括功率转换系统,一般的变换器都叫变换器,储能领域PCS功率转换系统,负责进行电池侧功率的充放或者电网侧削峰填谷。

当然还有一个储能的监控保护系统,可能对上储能站进行联系、进行通讯,对下还要储能的BMS进行协调,这个是控制储能系统到底是做削峰填谷的工作,还是做黑启动,还是做二次调频等等,都是由高级应用系统来管理的,整个是一个储能的基本架构。

从“十二五”开始,我们知道在国网张北搞了一系列的储能电站,里面所有的电池储能系统基本上都是这样一个架构,由电池和PCS相连,PCS和电网相连,电网侧储能最低的电压等级是10潜伏,PCS这个是比较低的,中间有一个变压器,是这样的架构。这种架构比较多的是500千瓦或者630千瓦的接入是比较多的,如果我们面向百兆瓦级的电池储能,可能就需要大量的500千瓦或者630千瓦功率等级的储能系统来并联,组合成一个大的储能系统。

这是我们现在要跟大家报告的百兆瓦级的电池储能系统的方案,刚才跟大家报告电池加上一个PCS,这是一个小的500千瓦或者630千瓦的储能系统或者叫储能单元,几个储能单元通过一个通讯变压器把它投运到10千伏或者35千伏的中压电网上,如果这是一个储能电站,把它升到更高级的配电网电压等级,现在江苏的镇江包括江苏的储能电站大概是这样的架构。这个架构的优势就是,它的可实现性是比较好的,实现起来比较容易,因为所有的技术都是现成的,但是也会有一些问题,它的问题包括,首先就是它的BMS模式比较复杂,我们知道电池锂电池的电池单体组成电池的模块,48V的电池模块或者72V的电池模块,电池模块再组成一个电池单元,电池单元再并联起来做成一个电池簇,给一个500千瓦时的或者630千瓦时的电池簇,由于电池单体的一致性相对不是非常好,就会导致在电池簇里边,即便这个电池簇没有进行并网的工作,没有充电或者放电,我们在南网可以通过监控系统能够看到,在这个电池簇里面不同的电池单元中间会发生缓慢的充放电的环流产生,充满和没有充满的单元静止的状态就会有环流产生,这是在电池簇里面。

第二个,在电池单元里面,如果模块和模块之间不均衡,要在电池管理系统BMS要有一些均衡的手段,把一个模块里面多余的,比如这个模块90%,而这个模块如果80%的话,可能要把上面这个模块里通过电力电阻到下一个模块,本身就会造成一部分功率损耗。另外还有,目前我们可以看到的储能系统里边电池簇的输出电压,通常都不会超过1500V,一般来说都是在1000V以下,而1000V以下的电池簇,如果要和电网接口的话,要经过一个PCS功率转换系统,直流变成交流并网,而这个转换系统,如果电力电子比较熟的人都知道,逆变器通常都是降,就是直流电压是1000V的时候交流电压限电压峰值肯定是低于1000V的。这个时候如果我们通过PCS要并网,肯定要并一个低压电网,如果想并一个10千伏的,如果我们想并到这样的电压等级就要一个功率变压器,这样的方案损耗是相对比较大的。这是现在比较成熟的储能方案,大概有这样一些问题。

第一个问题,现在的储能站里边是由低压的1000V以下的电池,通过PCS并到一个低压电网,低压电网通过变压器升级,采用多级变压器升压效率比较低,我们做电力电子变换器设计的时候,我们只讲效率,就是说有97%的损耗效率就有3%的损耗,如果做储能的话我们充多少电,比如充一度电能放多少,这个时候就要6%损耗在变压器上,现在PCS大概可以做到98%的效率,大概有4个点的损耗。所以说加起来效率是比较低的。

另外,系统结构有些复杂,我们在协调控制的时候就会比较困难,因为它是一个多级的升压并网的结构,每一台储能大概只有500千瓦/630千瓦时,有一大堆的储能单元并联组成,相互之间有一些困难,甚至还会发生一些谐振的现象。同时又一个多层的监控系统,响应速度相对比较慢,比如说现在镇江的储能系统为什么只能做削峰填谷,而不能做到二次调频,就是因为响应速度相对比较慢,大概是秒级的响应速度。由于采用了比较大型的电池堆,我们刚才强调电池单元大概是500千瓦/630千瓦时,如果在1000V以下的直流电压等级,通常找不到单体电池比如说500安时,小的电池100安时或者150安时的电池来并联,这个时候如果并联这个电池堆里面就会有很多并联的电池,由于电池一致性比较高电池环流就会比较差,就会降低能量转换的效率。

这里给大家报告一个高压组网,面向百兆瓦级电池储能可能是一种可以选择的技术路径,高压组网,高压组网方案啊是什么样子的呢?我们这个电池如果组成电池簇的话,在座有好多液流电池的,我们对液流电池不太熟悉,但是锂电池是不太适合电池并联的,在很多工程里面都发现有一个环流,这个环流其实还是挺大的,这个环流会影响电池的一致性。所以现在如果我们不并联的话,我们这个电池簇的容量可能就没有办法达到很大的容量,比如说如果我们用15安时的电池单体串联成800V左右的电池簇,这个电池簇的容量其实不会太大,这个没有关系。如果我们把这样一个电池簇,通过一个H桥的模块,把直流变成交流,H桥模块是一个降压型的模块,直流电压比交流电压显然是比较低的,如果我们把N个相同的模块串联起来的话,就可以形成一个高压的电压等级。如果用这样的方法大家可以看到,这是一个电池簇,这个电池簇的容量不太大,100千瓦或者150千瓦,但是我通过电力电子的方法,把这样一个小容量、小功率的电池簇我,输出的电压也比较低,可能800V到1000V的电压,把它变成五六百V的交流电压,如果把交流电压串起来就可以串成比较高的电压,会带来什么好处呢?第一个,我在交流端口上不再需要一个供应链就可以直接接入10千伏或者35千伏的电网,显然我就可以省去功率电压器的损耗,我们知道功率变流器的效率98.5%,有三点的损耗。第二个,有什么样的好处呢?当我们用这样的架构的时候BMS就可以简化,因为本来我们比如要做一个大的储能系统,这样一个大的电池簇,一簇一簇的电池簇要并联起来,形成大的电池簇。如果我们把每个电池簇都通过一个变流器连接到电网的时候,簇与簇之间如果人为的调荷电的均衡的时候,我们不再需要额外的BMS电池管理系统,完全可以通过我们的电力电子来实现。所以说BMS的成本就可以省,同时BMS的效率也可以提高。

另外,这种方法比较适合于拿低压的电池接入一个中压的电网,当一个第一电池接入中压电网的时候我们就不再需要花很多的时候去思考如何把这个电池电压提高,因为电池电压提高其实,一个是我们提高BMS的均衡,一个是提高电池本身的一致性。同时,整个系统是由于变压器对不同的电池簇进行分割管控。大概提出这样一种面对超大容量的电池储能系统,通过H桥直流形成中压并网的方案。

下面我跟大家报告一下叫做模块化的储能系统,这个储能系统的基本原理还蛮简单的,上面的三条线是中亚的电网,10千伏或者35千伏的电网,这个电压左边这样三个电源是交流的电,我们在底下是每个电池簇通过H桥变成交流,串联起来变成高压的交流,这个由于电池产生的交流电压跟电网之间的电压之间有一个差别,这个左边是电网的电压,这个右边是电池产生的电压,如果我们可以控制H桥输出的电压的值的话,就可以控制电网侧电流的值,当电感电流动率密度是一致的,这个时候很显然就可以做到等于1的充电或者放电。如果它是垂直的,电流下角、电压下角是垂直的,就可以实现无功的调压功能,这是他一个基本的控制方法。总结下来就是,通过电压的出口电压控制网侧电流,实现对电池组的充放电。通过功率解耦控制算法控制链式电路出口电压,该电压为各H桥电压之和。为实现电池组的SOC均衡,各H桥电压不相等。通过这样一个电路我们可以实现模块与模块之间的电池的荷联状态的均衡。

下面报告一下储能系统电梯容量设计的边界,我们认为,如果我们把电网侧储能用这个方法来做的话,有很多好处,比如效率可以提高,电池簇与电池簇之间的均衡以及管理很多工作可以由功率转化系统来做,所以安全性可能会提高,BMS的成本会降低、效率会提高。在这个情况下我们来分析一下,它最大的容量,如果按照现有的1000V—1500V电池串联起来电压大概的水平,按照我们商用的能找到的IGBT模块器件功率变化等级,按照储能系统要求的限制,跟大家报告一下,纵轴是最高的可以实现的容量,横轴是按照安全性设计,电池系统的技术限制,我们可以看到,如果按照器件水平的限制,如果接入35千瓦,用一个变流器可以实现103兆瓦的变流器储能系统的功率。如果我们考虑电池系统的限制,电池电压不能太高,如果我们用550安时的电流倍率的电池来串联,而不是并联的时候,我们可以计算得到电池储能系统最大96兆瓦。如果再考虑一下安全边界,比如冗余的设计,比如成本的控制,可以做到32兆瓦。这一条簇取一个最低的32兆瓦,理论上推导得到一个比较安全的35千伏接入的一个单体的储能系统最大能量的边界。

当我们这个变流器用这个变流器来做的话,一个百兆瓦级的系统,主要的不同,我们可以明显的看到这个架构比较简单,首先变压器减少了,不再有一个比如400V到350千伏,在这个系统里面只有35千伏到220千伏的变压器。第二,在35千伏以下的电压等级下面,这是一个储能的变流器,变流器的各数减少了,就会带来很多好处,当它的个数减少系统分层就会比较少,信息传递的延时就会减少,储能系统的响应速度相对比较快。同时变流器与变流器之间控制的模型耦合,也不太容易发生系统稳定性的问题,因为它没有400V的母线,也没有热电耦合的情况。

如果我们用适合高压的方案,就是电池储能系统方案的时候,它的电池管理系统的架构可以看到,这个架构跟刚才的架构相比就比较简单,这是一个电池单元内部的BMS来做模块与模块之间的均衡,单元和单元之间完全可以靠我们的功率转换系统去做一个主动的均衡,而不再需要电池管理系统来做均衡,这个时候可以大幅度的减少电池管理系统的结构,减少它的成本,同时提高电池管理系统的效率,因为很多工作都是由可以由功率转换系统来做的。

我们大概还进行一些分享,现在也有一些配电网,不是交流的配电网,是中压直流的配电网,这个储能系统刚才给大家报告可以看到,如果是一个中压电网的时候报告了这样一个H桥极联的架构,这是一个并联系统,如果稍许做一些改变,如果这两个并联系统直流侧伸出来之后,等于说把每个H桥极联系统的终点,可以比较容易的把它形成公共的直流母线,就是说把它做成一个适合直流配电网应用的储能系统,这个储能系统跟单纯接入交流电网的储能系统相比,你可以认为两个系统等效并联就可以实现直流配电网应用的储能系统,也可以把每一个原来的电力系统砍成两半,每一半接到上一个,也可以接入配电网。

刚才跟大家报告了,如果我们把两个链式变换器把它等效的并联到交流电网上,同时在每一个变换器的终点置入直流电压,如果在终点处的电压是共荷电压,是50赫兹的,是可以用来做三相荷联均衡的控制,如果我们注入直流,显然不具备荷电电压均衡控制的能力,这个上面注入一个正值的电压,下面注入一个负极的电压,就可以形成公共的直流母线接入配电网,跟独立的基于MMC—PCS的系统相比,更形成一个兼具储能功能的柔直的系统。

下面报告一下百兆瓦级的储能系统的运行与控制。这是一个极联储能系统的控制框架,最主要的控制包括三部分:第一部分,功率解耦控制,就是我们刚才讲的那个链路的平均模型,这里面就是涉及到我们把链路作为一个整体,从电网侧来看,它只要控制自己的交流输出电压,跟中压电网电压插入一个强度,就可以控制电网。另外有两个专门的控制,第二个,相间均衡控制。第三,相内均衡控制。相间均衡控制,就是因为我们H桥的系统是三相的,如果某一项跟其他两项带来的荷电不太均衡的时候,我们可以用相间控制的策略,通过我们电池功率转换系统来做相与相之间电池的荷电电压均衡。怎么做呢?主要在终点注入一个连续的交流电压,当我们注入一个连续的交流电压的时候,就可以做到人为的去调节某一项的吸收或者发出的有功功率,跟其他两项功率不一致。还有相内的均衡控制,每一项可能都是链接组成,这个控制起来相对更加简单,只要控制每一项不同的电压的值,就可以控制相的均衡。

这是具体内部的交流测功率控制电压,这就是相间均衡控制,可以看到,本来三相的H桥链路输出的电压应该是相同的,就是终点电压是0。如果我们通过注入连续,等于人为的调整了终点电源,让终点电源发生了偏移,这个时候可以看到,三相电压钟点偏移之后,很显然三相每一相的电源吸收或者发出的功率就已经是不一致了。

另外我们刚才讲H桥电流很多好处,效率会提升,PCS人为的控制荷电压的均衡,BMS可以简化,同时BMS成本可以降低。当然还是有一些坏处的,最主要的缺陷,如果我们用链式电路做储能的话,H桥与H桥之间要做严格的电气学,H桥之间还有一个,在这里给大家报告一个共模电流的路径和联系方法,时间关系不多做报告了。

下面给大家报告实验验证,我们做了额定功率40千瓦、交流电压380V,每相H桥数20、电池模组24V/10安时,控制周期50us、开关频率1K。我们做了一个储能系统,储能系统参数是交流电压接入380V电压,电池的电压是24V,最终我们形成了这样一个储能系统小的量级,这是电池柜,这是PCS柜,这是交流电源,这是监控系统。有一些实验的波形,验证了我们的电路是可靠的。

我们基于这样的思路在南网做了一个工程示范,技术架构跟刚才介绍的架构是一样的,这个示范样机在10千伏效率,接入10千伏电网一共是2兆瓦电池、2兆瓦时的储能系统,可以看到PCS效率高于98%,就是说PCS本身的效率是高于我们传统抵押的PCS效率,同时没有变压器损耗的,就是说实际上抵押的PCS+变压器跟这个相比,我们现在报告的架构大概会有2个点的效率提升,这是南网是首个电网级的储能系统。时间关系,我们还做了35千伏的设计,这个就不跟大家报告了。

谢谢大家!(以上内容根据速记整理,未经嘉宾审核)

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