电池储能系统中电力电子变换器并网结构发展综述

（浙江大有实业有限公司杭州科技发展分公司，杭州 310052）

0 引言

随着能源危机与环境问题的加剧，光伏、风电等新能源近年来受到世界范围的广泛关注，这些新能源发电系统具有可持续性、资源丰富、清洁等优点，但其自身出力也具有随机性、波动性和间断性等缺点。近年来，为了克服新能源发电所固有的上述缺陷，同时也为了满足电网调频和削峰填谷等需求，储能项目得到了迅速发展。

根据中关村储能产业技术联盟全球储能项目库不完全统计[1]，截至2019 年底，全球已投运储能项目累计装机规模184.6 GW，同比增长1.9%。其中抽水蓄能累计装机占比最大，为92.6%，同比增长0.2%。电化学储能的累计装机规模9 520.5 MW，占比5.2%。在各种电化学储能技术手段中，锂离子电池的累计装机规模排名第一，为8 453.9 MW。根据应用类型分类，用户侧储能累计装机规模最大，占比达到28%；电网侧储能占比21%；用于辅助服务储能装机占比为21%；电源侧储能占比为30%，其中用于集中式可再生能源并网储能装机占比为17%，用于传统机组的占13%。

国内方面，截至2019 年底，中国已投运储能项目累计装机规模为32.4 GW，占全球市场总规模17.6%，同比增长3.6%。其中抽水蓄能累计装机规模最大，为30.3 GW，同比增长1.0%；电化学储能累计装机规模在其中位列第二，为1 709.6 MW，同比增长59.4%。这一数据尽管与2018 年175.2%的增长率相差甚远，但这主要是受国家相关政策影响，其636.9 MW 的新增装机规模仍然保持了较为平稳的储能市场发展水平。同样，在中国市场上的各类电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机规模最大，为1 378.3 MW。从应用分布上看，依然是用户侧累计装机规模最大，占比为51%；电网侧储能占比22%；用于辅助服务的储能装机占比为24%；用于电源侧储能的占比为3%。

BESS（电池储能系统）是目前利用方式最为灵活广泛的储能方式，而如何进一步提高系统整体运行效率、降低其度电运行成本，从而缩短投资回报周期，仍是制约其发展的瓶颈所在。

并网型BESS 由储能电池组、汇流箱、PCS（功率变换系统）、电表等主要设备组成，其中PCS一般为电力电子变换器，通常由DC/DC 和DC/AC两部分组成，是整个储能系统的唯一灵活可控装备，承担了与电网互联的基本功能，并实现有功/无功调节、均衡控制等作用。

1 传统集中式电池储能系统

针对中高压电网的传统集中式电池储能系统如图1 所示。在这种并网系统中，单体电池通常需要进行大规模串/并联连接来满足功率和能量需求，因此BMS（电池管理系统）需要同时监控大量的单体电池；PCS 对大量单体电池的输出进行交直流转换之后，经过变压器和滤波器实现中高压并网功能。

PCS 中的DC/AC 电路通常为两电平[2-3]结构，如图2（a）所示，变换器的控制方法简单成熟，成本较低。三电平变换器[4-5]也广泛用于图1 所示的DC/AC 电路中，包括NPC（中性点箝位型）变换器、有源型NPC 变换器和悬浮电容型变换器（如图2（b）所示）。这类变换器的控制和调制都比两电平变换器复杂，但是为提高输出电压和减小谐波含量提供了新的手段。

图1 所示的并网方式结构简单，易于调控，开关器件少，技术成熟，但是也存在以下问题：

（1）对于两电平或三电平变换器，在中高压电网应用中，开关器件的电压、电流应力较大。

（2）由于PCS 输出电平数目较低，谐波含量较高，需要大容量滤波装置。

（3）受限于开关器件的耐受电压限制，两电平/三电平电路的输出电压等级较低，需要升压变压器来接入电网，不仅提高了成本，而且变压器体积大、故障率高，降低了系统整体效率。

（4）在这种结构中，BMS 需要调控大量单体电池，均衡能力不足；串联电池间极易由于不均衡造成的短板效应而限制整体输出能力，甚至出现安全问题；同时，并联电池簇间存在环流损耗，传统BMS 缺乏应对手段。

图1 传统集中式储能系统结构

2 模块化电池储能系统

针对传统集中式电池储能系统存在的问题，可以利用模块化电池储能系统进行有针对性的解决。按照直流侧或交流侧的串/并联连接结构，可以将模块化电池储能系统分为四类，分别为交流侧并联型、直流侧并联型、直流侧串联型和交流侧串联型[6]。

2.1 交流侧并联型模块化电池储能系统

模块化储能电池并网系统中，少量电池并联成为每个子模块中的电池组，使用BMS 芯片对其进行充分的组内管理。图3 为子模块交流侧并联型模块化储能电池并网系统。这种结构中PCS也被列入子模块，所有子模块的交流输出一起连接到公共并网点。这种方案已经被大量企业所采用[7]，工程应用成熟、运行经验丰富。G.Wang 等人在文章中详细分析了这一并网结构的效率、成本以及应用案例[8]。

这种模块化并网解决方案具有以下优势：

（1）电池化整为零，分散接入，方便在子模块内利用BMS 对少量的单体电池进行管理。

（2）模块化设计，并联结构，便于进行容量拓展，易于实现故障冗余功能。

（3）开关器件电压应力仅为子模块电池组电压，器件耐压要求降低，可以更换低压器件以降低成本。

（4）DC/AC 部分仍然使用如图2 所示的两电平或三电平变换器，控制成熟简单。

但是这种交流侧并联结构也存在以下问题：低压侧的PCS 电流大，多级升压，使得系统效率依然较低；需要额外的中央控制系统来集成各个从控系统和BMS[9]；为保证控制精度，各个从控系统与中央控制系统间需要低延时通信，且协同控制较难；大规模并网时，多并联结构存在稳定性问题[10]。

2.2 直流侧并联型模块化电池储能系统

借鉴传统的光伏发电并网结构，有研究者提出如图4 所示的直流侧并联型模块化电池储能系统[2，11]。双向DC/DC 变换器高压侧电压稳定，可以使PCS 的设计简化；当使用隔离型双向DC/DC变换器时，可以避免电池模块间的环流，电池损耗少。上海交通大学高宁等人提出了针对这一并网结构中隔离型双向DC/DC 变换器的直流母线电压优化控制方法[12-13]，以及基于模式切换的效率优化手段[14]。

图3 交流侧并联型模块化电池储能系统

但是，也有学者经过分析后认为直流侧并联结构的效率较串联结构低（从系统变比的角度来看），并且其可靠性也较串联结构更低[6，15]。

针对并联型模块化电池储能系统存在的上述问题，近年来，串联结构的模块化储能电池并网系统开始受到了较为广泛的关注。

2.3 直流侧串联型模块化电池储能系统

图5 为直流侧串联的模块化储能电池并网系统，在这种结构中，原PCS 中的DC/DC 部分被放入了模块化结构中，用来升高直流电压从而进一步降低对串联电池数的要求，同时还可以对流入直流侧的交流波动分量进行抑制。DC/AC 部分仍然使用成熟的两电平或三电平变换器。

文献[16]首先提出将这种结构用于电动汽车中的动力电池管理，DC/AC 变换器之前的模块化结构可以实现变直流母线电压输出，后级的DC/AC 变换器能够只以低开关频率进行电流换向，降低了后级的开关损耗。Mukherjee 等人则将这种结构应用于动力电池梯次利用储能系统[17]，并在后续研究中探究了这一储能变换器结构的控制稳定性问题及解决方案[18-19]，还研究了这一并网结构的不同工作模式的特点[20]，并提出了一种适用于该结构的荷电状态控制方法[21]。文献[22]则进一步将这种结构应用于超级电容储能系统。

但是，无论是并联型还是直流侧串联型模块化储能系统，这两种并网结构中仍然需要使用工频变压器来并网，使得整个系统体积庞大、损耗升高、成本增加。

为了避免使用工频变压器，有研究人员提出使用开关串联型高压大容量DC/AC 变换器来实现直流侧串联型模块化电池储能直接并网[8]。但是，目前开关串联型变换器有其固有缺点，如：开关器件数量过多；串联开关器件同步开断困难，半导体开关和门极驱动电路都需要进行特殊设计；为避免较大的开关损耗，只能以较低的开关频率运行等，这也提高了输出滤波的成本。

图4 直流侧并联型模块化电池储能系统

图5 直流侧串联的模块化电池储能经变压器并网系统

2.4 交流侧串联型模块化电池储能系统

近年来，许多研究者将储能单元模块化地接入多电平变换器，形成交流侧串联型模块化电池储能系统。这种结构使用子模块级联的多电平变换器实现DC/AC 变换，能在保持多电平变换器自身拓扑优势基础上实现储能电池的灵活调控，有效提高电池组能量管理效率，降低BMS 的工作负担。

图6 为两种典型的交流侧串联型模块化储能电池并网系统，其中图6（a）为基于CHB（H 桥级联型变换器）的BESS，图6（b）为基于MMC（模块化多电平变换器）的BESS。

东京工业大学H.Akagi 等人于2007 年首次提出将CHB 应用于基于电容的储能系统，从而实现不需要变压器直接并入中压电网[23-24]；随后于2009 年将这一结构应用于基于电池的储能系统[25-26]。上海交通大学的蔡旭教授团队针对这种拓扑，于2014 年9 月在南方电网宝清储能电站实现了2 MW/2 MWh 无变压器10 kV 直挂储能的世界首例示范应用，实测储能变换器效率大于98%[27]。2019 年，国网江苏电力公司利用这一结构，在盐城阜宁县蒋圩110 kV 变电站开展了10 kV 中压直挂式储能示范工程，实测储能变换器效率大于99%，而且采用磷酸铁锂电池的储能系统全循环效率大于90%。

丹麦奥尔堡大学的R.Teodorescu 等人于2011年首次将MMC 与BESS 相结合[28]。与CHB 相比，MMC 拓扑具有隐含的公共直流母线，可以进行交直流电网互联；而且，其独有的内部环流为解决子模块间的不均衡问题提供了一种新的手段，尤其在电网输出不平衡的情况下[29-31]更为适用。山东大学的高峰等人提出了针对电池组间[32]和子模块内单体电池间的健康状态不均衡问题的控制方法[33-34]；后来又总结了包括输出功率控制、SOC（荷电状态）均衡控制以及并网电流直流分量抑制在内的通用MMC-BESS 控制策略[35]；也有文献通过对PWM（脉冲宽度调制）脉冲进行重新分配来实现MMC-BESS 中子模块故障时的容错控制[36-37]。还有研究人员进一步将MMC-BESS 系统作为接口变换器应用于交直流混合配电网，分别对不同工作模式下的荷电状态均衡控制方式进行了探讨[38-39]。

图6 交流侧串联的模块化电池储能系统

此外，苏黎世联邦理工的A.Hillers 等人对这一结构下的两类电池储能系统进行了深入系统研究与对比，并在实验室中搭建了一个具有90 个子模块的250 kW 样机，可以实现与9 kV 的中压电网直连[40-43]；上海交通大学的陈强等人也对这两类高压直挂电池储能系统进行了对比探究[44]，并针对实现交直流电网互联的混合型MMCBESS 提出了交直流侧分别故障时的容错控制方法[45]。

除了具有前述的“模块化结构”外，交流侧串联型模块化电池储能系统还具有如下优势：

（1）多电平变换器解决了高压两电平结构开关器件串联均压难的问题，对于相同耐压等级的开关器件，可以通过增加电平数来提高输出电压等级，不使用变压器直接接入中高压电网，提高效率、节省投资。

（2）多电平变换拓扑输出电平数目多，谐波含量小，滤波装置容量大大减小。

（3）在保证等效开关频率不变的前提下，多电平拓扑大大降低了单个开关器件的开断频率，损耗成倍下降。

但是这一类并网结构也存在使用开关器件和电容器较多的缺点。

3 归纳总结和技术展望

各类电池储能系统并网结构中应用的DC/AC 变换器技术参数与特点（包括器件数量、是否需要变压器并网、转换效率、成本及技术特征）的对比总结如下：

（1）两电平变换器：器件数量少，需要变压器，转换效率大于95%，变换器成本低。其优点为结构简单，器件数量少，技术成熟，成本低。缺点是为了降低开关损耗只能以较低的开关频率运行，需要变压器来并入中高压电网。

（2）三电平变换器：器件数量较少，需要变压器，转换效率大于96%，变换器成本中等。其优点为结构较简单，器件耐压要求较低，电能质量提高。缺点为器件较多，仍然需要变压器来接入中高压电网。

（3）开关串联型两电平高压大容量变换器：器件数量多，直接并网，转换效率大于96%，变换器成本高。其优点为结构较为简单，单个开关器件的耐压要求低，无需变压器并网。缺点为需要保证每个开关器件的同步开断，对驱动电路和器件的一致性要求高，只能在较低的开关频率下工作以降低开关损耗。

（4）CHB：器件数量多，直接并网，转换效率大于99%，变换器成本高。其优点在于无需变压器并网，提高效率，减小体积；解决了开关串联型两电平结构的“器件串联均压难”问题；输出谐波含量小；降低了单个器件的开关损耗。缺点为使用开关器件和电容器较多。

（5）MMC：器件数量多，直接并网，转换效率大于99%，变换器成本高。其优点在于除了与CHB 型相同的优点外，还可以使用直流母线实现直流和交流电网互联；在相同开关数目下，MMC的子模块个数为CHB 的两倍，可集成的电池组数量更多；MMC 独有的内部环流可帮助进行模块间电池均衡。缺点为与CHB 相比，在相同开关数目下，所需电容器和通信通道多一倍。

对于发电侧和用户侧小型并网电池储能系统，由于电池组数量普遍较少，总体容量不高，电池管理压力较小，组间环流问题尚不严重，使用传统的集中式并网结构依然具有成本和控制上的优势。

对于应用于电网侧的电池储能系统，更高的接入电压等级、更大的单站容量、更高的转换效率以及安全性更好的电池管理和故障隔离能力是其未来的发展方向。模块化电池储能系统结构具有接入灵活、运维成本低、易于实现故障冗余和更利于实现电池精细化管理特点，非常适合于大规模并网应用。

在高压大容量储能场景下，交流侧并联型模块化电池储能系统是目前应用最为广泛且成熟的结构，但是由于变压器的存在，电能转换效率难以进一步提升；调度指令响应一致性不佳；黑启动过程中容易出现冲击；内部环流和大规模储能模块并联汇集所导致的谐振问题也需要特别加以考虑。

直流侧并联型结构具有稳定的直流母线电压，可以简化PCS 设计；利用隔离型DC/DC 可以避免电池模块间的环流；但是其运行效率与可靠性尚需进一步的工程验证。直流侧串联型结构则可以利用模块化结构来实现变直流母线电压输出，后级DC/AC 变换器可以只进行低频电流换向，降低了开关损耗。但是以上两种结构都对单个DC/AC 变换器的耐压和容量提出了较高的要求，尤其是使用开关串联型高压大容量变换器时，如何保证器件同步开断是一个难题。

近年来在研究和示范应用中提及较多的交流侧串联型的模块化储能电池并网系统，如H 桥级联型或模块化多电平变换器型，无需变压器即可直连10 kV 及以上电压等级电网，节省了工程占地面积，系统转换效率提升；功率模块低开关频率可降低系统开关损耗；高等效开关频率提升了系统动态响应速度；可以实现单体电池间、电池模组间、各桥臂和各相间的多层级能量均衡，提升系统容量利用率；此外，单机容量可达数十兆瓦，对调度指令的响应一致性好。但是其使用的开关和电容器件较多，成本依然较高，目前来看更适用于大规模并网且工程用地紧张的项目。

4 结语

本文系统回顾并比较了并网型电池储能系统并网机构的发展历程，按照集中式储能系统和模块化储能系统两大类进行比较，归纳国内外文献并分析总结了各种并网结构及其使用的DC/AC变换器的优势与存在问题，最后总结了未来并网型电池储能系统中电力电子变换器并网结构的发展趋势。