据能源圈了解到，8月24-26日，由深圳市发展和改革委员会指导，中国化学与物理电源行业协会与南方科技大学碳中和能源研究院联合主办，100余家机构共同支持的碳中和能源高峰论坛暨第三届中国国际新型储能技术及工程应用大会与新型储能技术青年科学家论坛在深圳召开。此次大会主题是“开拓新质生产力，推动储能产业高质量发展”。

大会主办方邀请6位院士及100位行业专家分别从新型储能系统集成解决方案、长时储能技术及应用、虚拟电厂、工商业储能专场、新型储能电池、新型储能与电力市场、智能微电网、储能标准宣贯、新型储能技术青年科学家论坛等12个专场进行充分讨论交流。

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500余家产业链企业，1012位嘉宾参加了本届大会，其中21家企业展示了储能产品解决方案，在线观众超过4万余人观看了开幕盛况。

本次大会由中国化学与物理电源行业协会储能应用分会和能源圈、数字储能网联合承办，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会专家委员会提供学术支持！

8月24日下午，广州智光储能科技有限公司技术总监汤旭受邀在“新型储能系统集成解决方案专场（上）”分享主题报告，报告题目《构网型超大容量级联高压储能系统》。

汤旭：各位来宾，各位专家，下午好！很荣幸向大家介绍一下我们的单机百兆瓦级高压级联储能系统的工程实践和我们研发的进度。

谈到构网型储能，这是一个比较热门的话题。这个话题怎么来的？主要是由于在新能源渗透率高的电力系统中，系统缺乏足够的电压支撑和转动惯量支撑，稳定性不足。当前风光发电并网技术表现为可控电流源特性，被动伴随式对电网输入功率，不具备同步机固有的电压源特性，难以有效支撑电网电压。而“双高”系统转动惯量和电压支撑不足，电网对发电与用电功率不平衡抵抗能力降级，导致电网在事故时频率崩溃概率增加。

现在已经在很多地方开始应用构网型储能变流器。但构网型储能变流器和传统储能变流器相比而言需要更大的功率，更快的控制速度。我们的储能电站一般由几十台储能变流器并网运行的，这些变流器以电网作为同步源进行恒流源特性的控制。但如果系统以构网变流器形式运行，相当于有几十个同步电压源在同步运行，控制过程中非常困难。具备较强构网能力的变流器实际是具备较强支撑能力的电压源。要在系统故障的时候去承受短路电流，并起到支撑作用。所以要具备强维持能力的电压源才能有效支撑电网。

但现有的储能变流器单机一般只做到3MW等级。常见的储能变流器基本上还是采用低压结构，比如三电平结构，一般电池堆的电压在DC1500V左右，对应变流器输出电压大概在AC690V，这时候如果把功率做到5MW以上等级，电流就非常大，额定电流会超过4000A，电流已经超过储能变流器功率元件的限额。如果还要做构网型储能变流器，对于变流器的过载要求更高，要求能短时承受3倍额定电流过载。做额定3倍过载时，系统过载能力就要求更高，对于电力电子器件的要求也更高。

电力系统的发展趋势，在做大容量系统的时候，一定是朝着提高电压等级，降低运行电流的方向发展。我们现在在储能系统里应用的级联高压技术，把原来的储能变流器交流电压等级由原来的690V扩展到10kV乃至35kV，这样单机容量就可以突破现在的功率限制，直接可以做到单机25MW、50MW甚至100MW的等级。

关于具体的方案特点，从功率器件上的选择上，我们优先选择选择成熟的IGBT模块。行业内也有选用IGCT器件作为功率变换器件，但IGCT元件电压等级已经到了4500V，电流也到了4000-5000A以上。这个等级的逆变器件，对应的直流电池堆也会做得非常大。有一些用IGCT做的超大容量储能系统设计，每一级单元电池堆的单簇电压要做到直流2000V以上，电池堆内并联多簇电芯。每电池堆容量达到几兆瓦时。相当于把很多5MWh的电池集装箱应用到每一个高压级联模块的直流侧里，然后把PCS交流侧级联起来。等于在高压级联系统中应用很多低压并联结构的电池簇，这样就没有发挥级联高压系统减少电池并联，降低直流侧环流的特性。而且单个电池堆如果做到2000V以上的电压，对于电芯的绝缘耐受能力也提出了更高的挑战。所以我们目前还是使用IGBT模块。单个电池簇的电压基本上控制在1000-1500V，如果是在功率小于25MW等级时会考虑全桥星型拓扑。用星型拓扑结构，35kV电压下单机25MW的功率，系统额定电流可以控制在400A左右，用多个IGBT模块并联方式就可以达到25~50MW的单机容量。如果做到单机百兆瓦级别，可以选择角接拓扑结构。在目前技术条件下，可以在工程上实现单机100MW/200MWh的储能单机容量。

储能系统控制模式采用模拟同步机的内转子特性以及抑制宽频振荡控制模式，来对系统进行快速的稳定控制以及系统宽频振荡抑制。

在系统变流模块和电池pack设计中，冷却方式采用全液冷的模式。因为大容量构网型储能系统，整体发热量非常大，从电池簇到PCS全部采用全液冷模式，而且整个系统里做了很大的冗余。从电池模组冷板内部流道和PCS电力电子元件均流散热，以及系统流体管道设计上都做了严格的设计和仿真，能达到最佳散热模式。

具体的系统方案：把原来低压并联的多个电池簇进行人为解耦，每一个电池簇对应一个单相的PCS单元。当前成熟的高压级联储能系统单机容量可以做到25MW/50MWh。这样的系统已经运行了很多，我们在国内已经投运了超过1GWh的35kV高压直挂储能电站。更大容量的储能单机，可以采用更高直流电压的电池簇，而且IGBT模块进行多组并联后可以把功率做到100MW、200MWh的等级。

下图这是高压级联全液冷系统的结构，由液冷机组以及高压级联PCS模块和液冷电池模块组成电池簇。电池簇最下方是PCS，PCS代替了原来高压盒的位置。图的下方是单机100MWh的系统布置，由一台并网控制舱加上三相功率换流链组成。。

下图是一个储能系统在现场的布置，可以由现场升压站的高压开关柜连接到并网控制舱，从并网控制舱连接到35kV三相换流链。图中展示的是25MW、50MWh时的单机。三套这样的单机可以组成150MWh的储能电站，由三套单机组成，容量更大的电站可以由更多单机扩展得到。储能整站的单机台套数远远小于现有的2.5MW PCS单机组成系统的台套数。

高压级联系统的突出优势是响应速度非常快，从零功率运行到满功率充电转换时间只需要2.5ms左右，从满功率充电到满功率放电大约也在2ms左右。在进行各种构网型控制方面，就具有非常快的响应速度。单机响应与全站响应时间基本相等。假如一个100MW、200MWh的储能电站只有两套50MW单机，控制可以从EMS直接连通到PCS的控制，响应非常快。而传统的储能系统，假如采用2.5MW或者1.25MW的PCS，100MW的系统里会有几十台单机。几十台单机的控制要从EMS到区域控制器、协调控制器，最后再一级一级下发到PCS上。响应时间会拖得很长，全站响应时间会超过100-200ms。很多电力系统的故障过程也只有100-200ms。如果响应速度慢，还来不及全站进行快速的功率输出，这个故障可能就已经结束了。要达到响应速度快，达到真正的构网应用，还是需要单机大容量的系统。

单机百兆瓦级别的构网型储能系统：一是效率非常高，可以达到90%以上的转换效率，二是运行特性，可以在控制方式上模拟同步发电机的运行特性，可以为电力系统提供频率支撑、惯量支撑。对电网的支撑能力更强，控制难度实现更低。整个站只有几套PCS系统，控制难度低，而且整站响应非常快速，更符合电力系统对于构网型储能系统的快速响应控制要求。

这样的储能系统可以应用在多种场景下，比如大型发电厂的火储联合调频，大型电网侧独立储能电站以及其他工商业运行应用，都可以得到很多应用场景。它的优势是高效、安全、构网支撑能力强、系统简化。

系统的典型应用：第一套商业应用的级联高压储能系统是应用在广东五沙热电的火储调频系统里。至今为止在发电侧、电网侧以及用户侧已经运行了超过2GWH以上的系统。在电网系统、各大发电集团，都得到大量应用。

下图是在新疆运行的单机22.5MW/45MWh的35kV 级联高压储能系统，，它的结构非常类似于35kV SVG装置，只是变流器直流侧增加了电池簇，来对直流侧进行有功的支撑。该系统运行效率也非常高，35kV侧系统充放电效率可以达到90%以上。这是目前电化学储能系统里效率最高的电池储能系统。

我们在广东清远投运的清远清城站，是一个400MWh的电网侧独立储能电站，主要承担广东电网的新能源消纳、及电网调频服务。目前主要运行在调频工况下。该站运行在调频模式下，每天的充放累计超过3个循环，它是由全站10台单机20MW/40MWh的储能系统组成的大型储能电站。

以上都是我们实现的一些大容量级联高压储能系统案例（见PPT），像这样的高压级联储能系统可以做到单机功率大，电网支撑能力强。响应速度特别快，响应调控时间不超过5ms，通讯控制层级非常少。整个系统可以作为静止调相机使用。系统容量可以设计到单机百兆瓦级别，可以具有储能以及静止调相机的功能，可以有效支持电网的稳定运行。

今天给大家介绍的内容就到这里，感谢大家的聆听！