兆瓦级锂电池储能系统设计及应用

张鹏杰 罗军 杨文辉 曹增立 李占军

摘 要：在电网侧布置储能系统，可以有效消纳新能源，并在电网调峰、调频中发挥巨大作用，促进电网发展模式的变革。基于天津某电网侧集中式锂离子电池储能电站示范工程，开展兆瓦级储能系统集成技术研究，完成了规模化储能电站设计。储能电站可实现精准快速的功率控制，平滑新能源并网波动，为集中式锂电池储能电站在电网中的推广应用提供技术支撑。

关键词：锂离子电池;储能系统;储能电站

Abstract： The arrangement of energy storage system in power grid can effectively absorb new energy， play a great role in power grid peak shave and frequency modulation， and promote the transformation of power grid development mode. Based on the demonstration project of centralized battery energy storage power station in Tianjin， this paper researched the integration technology of megawatt energy storage system and designed the energy storage power station， which could realize accurate and fast power control and smooth the fluctuation of new energy grid connection. This paper can provide technical support for the popularization and application of battery energy storage power station in power grid.

Keywords： lithium ion battery; energy storage system; energy storage power station

我國电网供用电不平衡矛盾突出，导致电网面临峰谷差进一步加大、间歇式新能源接入突增以及电网调峰调频不确定性增多等问题。电化学储能技术贯穿于可再生能源并网、调峰调频辅助服务、输配电和用户侧等，可以有效提升电网对可再生能源的消纳能力，丰富电网调峰、调频和调压等辅助服务手段[1]，使电力系统变得更加“柔性”和“智能”，促进电网发展模式变革，是未来智能电网建设的关键之一。

2017年我国五部委联合出台首个国家级储能政策《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》，对国内储能技术发展和应用作出了全面的战略部署。在国家政策的支持下，我国电化学储能技术迅速发展，已有多座大规模示范项目建成投运，如河南电网100 MW电网侧分布式电池储能电站示范工程、江苏镇江电网侧储能电站工程等[2-3]。据统计，截至2020年底，我国电化学储能累计装机规模已达14.2 GW，其中锂离子电池储能的累积装机规模达到13.1 GW，占比92%以上。随着“碳达峰、碳中和”目标的提出，电化学储能电站规模将高速扩大。

电池储能系统的工程应用尚处于初级阶段，在储能系统设计、储能电站建设、电网接入与运行等方面经验不足[4]。本文依托某锂离子电池储能电站示范工程，进行了兆瓦级集装箱式储能系统设计，完成了储能电站接入方案设计，并分析了储能电站的运行效果，可以为储能技术快速发展提供理论与实践支撑。

1 兆瓦级集装箱式储能系统设计

1.1 储能系统结构设计

集装箱式储能系统结构设计如图1所示。集装箱采用13 m标准集装箱，主要包含电池系统、电池管理系统、热管理系统以及消防系统等。

1.1.1 电池系统。电池是储能系统能量储存和释放的核心设备，也是影响储能系统性能的关键设备。磷酸铁锂电池具有安全性好、比能量高、循环寿命长、自放电率低以及环境适应性强等优点，是目前应用最广泛的储能电池之一。本文采用容量180 Ah磷酸铁锂电池单体（天津产）进行电池系统成组设计。电池系统由电池单体串联为电池模块，电池模块串联成电池簇，电池簇并联而成。电池系统共包含8个电池簇，每个电池簇包含20个电池模块，每个电池模块包含24只单体电池。电池系统额定容量为2 MW·h，额定功率为2 MW，额定电压为768 V。磷酸铁锂电池单体、电池模块及电池簇结构，如图2所示。

1.1.2 电池管理系统。图3为储能系统电池管理（Battery Management System，BMS）的3层架构，按照电池模块单元、电池簇单元和电池系统进行分层管理。电池模块管理单元（Battery Management Unit，BMU）通过电压、温度采集模块，配合数模转换电路，实现单体电池电压、电池模块电压以及温度的采集，同时可针对电池单体间的电量不一致情况进行均衡。电池簇管理单元（Battery Cluster Management System，BCMS）完成电池簇电压、充放电电流以及电池簇的高压绝缘电阻检测，并汇总BMU采集的数据，进行电池簇剩余电量估计、故障诊断、均衡控制以及安全控制等。电池系统管理单元（Battery Association Management System，BAMS）实现对储能系统的全面控制与保护，并实现与储能变流器和站内监控系统的通信。

每套储能系统配置4套电池管理系统，实现舱内电池系统的数据采集、数据处理、均衡管理及保护，并与站内监控系统进行数据交互。每套电池管理系统包含1个电池系统管理单元（BAMS）、2个电池簇管理单元（BCMU）和20个电池模组管理单元（BMU）。

1.1.3 热管理系统。储能系统采用风冷散热方式。热管理系统主要由空调、风道、风扇以及温度传感器等构成。空调送风进入风道，最终送至电池插箱背部。电池插箱前端面板上风扇将热风抽出，流向空调回风口形成气流的循环，从而达到电池保温/散热的目的。

1.1.4 消防系统。消防灭火系统如图4所示，包括柜式七氟丙烷灭火装置、声光报警器、放气指示灯、紧急启停按钮、温感、烟感和可燃气体探测器等。当温感、烟感以及可燃气体探测器三者中任两者触发报警阈值，系统控制均将切断非消防配电，通过中间继电器控制电池管理系统切断直流电气回路，促使储能变流器停机，并将信号反馈到火灾报警控制器，火灾报警控制器控制声光报警器发出报警。火灾报警控制器将信号传递给气体灭火控制器，由气体灭火控制器控制七氟丙烷灭火装置，30 s延时后向电磁驱动装置发出启动信号，开启电磁阀，释放灭火剂。灭火剂通过喷嘴释放到保护区，达到灭火的目的。

1.2 储能系统控制策略设计

储能系统的控制包括电池控制、储能变流器控制、火灾报警系统控制以及视频监控系统控制等。本文采用以电池系统管理单元（BAMS）为控制核心的储能系统集中控制技术，控制系统框图如图5所示。通过BAMS实现与电池系统、储能变流器等的状态监控、数据采集、历史数据库维护查询等功能，同时具有与站控系统进行信息交互的功能，能实现对空调系统、安防系统等的控制。

2 储能变流装置设计

储能变流器是储能系统与电网进行能量交换的关键设备。储能变流器采用四象限变流技术，实现能量的双向流动和有功无功四象限控制，主电路原理如图6所示。储能变流器具有输入输出功率因数可调、自动软启等功能，通过通信接收后台控制指令，根据功率指令的符号及大小控制变流器对电池进行充电或放电，实现对电网有功功率和无功功率的调节。储能变流器控制器通过CAN接口与BAMS通信，获取电池组状态信息，可实现对电池的保护性充放电，确保电池运行安全。

本文采用的储能变流器额定功率为500 kW，直流侧电压范围为580～900 V，交流侧额定电压为400 V。储能变流器结构如图7所示。外部主要部件包括LED指示灯、LCD触摸屏、启停旋钮以及紧急停机按钮等。内部元器件主要包括主控单元、功率单元、滤波单元、交流侧断路器、直流侧断路器以及采样霍尔单元等。

3 储能电站设计及运行

储能电站主接线原理如图8所示。储能电站规模为10 MW/10 MW·h，由5套2 MW/2 MW·h储能系统构成，每套储能系统接入4台额定功率为500 kW的储能变流器，储能变流器交流侧接入额定容量为2 200 kVA的双分裂升压变低压侧，并通过变压器升压后接入10 kV母线。

储能电站可以实现如下的功能：支撑电网削峰填谷，延缓电源和电网建设，提高能源利用效率和电网整体资产利用率;提高电网需求侧响应的能力，缓解电网运行压力，提高电网运行稳定性;促进新能源消纳，改善电能质量，减少弃风弃光。

储能电站通过站控层网关与调度控制系统连接，接收市调、地调调控指令，实现削峰填谷、自动发电控制（Automatic Generation Control，AGC）、自动电压控制（Automatic Voltage Control，AVC）、紧急功率支撑以及紧急电压支撑等功能。其中：AGC功能由地调下发指令至站内AGC子站实现;AVC功能由地调下发指令至站内AVC子站实现。储能调度控制系统配置有前置服务器、应用服务器以及数据服务器等设备，负责整个储能系统的通信管理、数据采集、数据处理及运行管理等功能，对各储能电站进行协调调度。

储能电站运行时，根据调度AGC指令进行充放电。当区域负荷过高时，调度控制储能电站放电，将负荷尖峰削平;当区域负荷降低时，控制储能电站从电网吸收多余的电量[5]。此外，储能电站还可以有效平滑储能电站内光伏和风电功率波动。储能电站功率控制结果如图9所示，储能电站功率控制精度为0.2%，充放电响应时间为216 ms，能够实现精准快速的功率控制。

4 结语

锂电池储能系统在电网侧的应用日益广泛。本文开展2 MW/2 MW·h锂电池储能系统集成设计研究，阐述了兆瓦级储能系统用储能电池、电池管理系统及储能变流器等核心设备结构及功能设计，完成了基于集中控制技术的储能系统控制策略设计。具体的，以储能系统为单元，完成10 MW/10 MW·h储能电站设计，储能电站功率控制精度为0.2%，充放电响应时间为216 ms，可以实现精准快速的功率控制。

参考文献：

[1]李欣然，黄际元，陈远扬，等.大规模储能电源参与电网调频研究综述[J].电力系统保护与控制，2016（7）：145-153.

[2]李建林，徐少华，靳文涛.我国电网侧典型兆瓦级大型储能电站概况综述[J].电器与能效管理技术，2017（13）：1-7.

[3]甘江华，吴道阳，陈世锋，等.電网侧大规模预制舱式电池储能电站集成技术研究与应用[J].供用电，2018（9）：36-41.

[4]李建林，王上行，袁晓冬，等.江苏电网侧电池储能电站建设运行的启示[J].电力系统自动化，2018（21）：1-9.

[5]郎丰饶.锂电池发展现状及应用研究[J].统计与管理，2015（8）：92-93.