儲能電站5大集成技術趨勢

按電氣結構劃分，大型儲能系統可以劃分為：

（1） 集中式：低壓大功率升壓式集中并網儲能系統，電池多簇并聯后與 PCS 相連，PCS 追求大功率、高效率，目前在推廣 1500V 的方案。

（2） 分布式：低壓小功率分布式升壓并網儲能系統，每一簇電池都與一個 PCS 單元鏈接，PCS采用小功率、分布式布置。

（3） 智能組串式：基于分布式儲能系統架構，采用電池模組級能量優化、電池單簇能量控制、數字智能化管理、全模塊化設計等創新技術，實現儲能系統更高效應用。

（4） 高壓級聯式大功率儲能系統：電池單簇逆變，不經變壓器，直接接入 6/10/35kv 以上電壓等級電網。單臺容量可達到 5MW/10MWh。

（5） 集散式：直流側多分支并聯，在電池簇出口增加 DC/DC 變換器將電池簇進行隔離，DC/DC變換器匯集后接入集中式 PCS 直流側。       

一儲能集成技術路線對比

集中式方案：1500V取代1000V成為趨勢

隨著集中式風光電站和儲能向更大容量發展，直流高壓成為降本增效的主要技術方案，直流側電壓提升到 1500V 的儲能系統逐漸成為趨勢。

相比于傳統 1000V 系統，1500V 系統將線纜、BMS硬件模塊、PCS 等部件的耐壓從不超過 1000V 提高到不超過 1500V。

儲能系統 1500V 技術方案來源于光伏系統，根據 CPIA 統計，2021 年國內光伏系統中直流電壓等級為 1500V 的市場占比約49.4%，預期未來會逐步提高至近 80%。1500V 的儲能系統將有利于提高與光伏系統的適配度。

回顧光伏系統發展，將直流側電壓做到 1500V，通過更高的輸入、輸出電壓等級，可以降低交直流側線損及變壓器低壓側繞組的損耗，提高電站系統效率，設備（逆變器、變壓器）的功率密度提高，體積減小，運輸、維護等方面工作量也減少，有利于降低系統成本。

以特變電工2016年發布的 1500V 光伏系統解決方案為例，與傳統 1000V 系統相比，1500V 系統效率提升至少 1.7%，初始投資降低 0.1438 元/W，設備數量減少 30-50%，巡檢時間縮短 30%。

1500V儲能系統方案對比 1000V方案在性能方面亦有提升。以陽光電源的方案為例，與 1000V系統相比，電池系統能量密度與功率密度均提升了 35%以上，相同容量電站，設備更少，電池系統、PCS、BMS 及線纜等設備成本大幅降低，基建和土地投資成本也同步減少。

據測算，相較傳統方案，1500V 儲能系統僅初始投資成本就降低了 10%以上。但同時，1500V 儲能系統電壓升高后 電池串聯數量增加，其一致性控制難度增大，直流拉弧風險預防保護以及電氣絕緣設計等要求也更高。

 分布式方案：效率高，方案成熟

分布式方案又稱作交流側多分支并聯。與集中式技術方案對比，分布式方案將電池簇的直流側并聯通過分布式組串逆變器變換為交流側并聯，避免了直流側并聯產生并聯環流、容量損失、直流拉弧風險，提升運營安全。同時控制精度從多個電池簇變為單個電池簇，控制效率更高。

山東華能黃臺儲能電站是全球首座百兆瓦級分散控制的儲能電站。黃臺儲能電站使用寧德時代的電池+上能電氣的 PCS 系統。根據測算，儲能電站投運后，整站電池容量使用率可達 92%左右，高于目前業內平均水平 7 個百分點。

此外，通過電池簇的分散控制，可實現電池荷電狀態（SOC）的自動校準，顯著降低運維工作量。并網測試效率最高達 87.8%。從目前的項目報價來看，分散式系統并沒有比集中式系統成本更高。

分布式方案效率最高、成本增加有限，預計未來的市場份額會逐漸增加。目前百兆瓦級在運行的電站選擇寧德時代、上能電氣的設備。

與集中式方案相比，需要把 630kw 或 1.725MW 的集中式逆變器換成小功率組串式逆變器，對于逆變器制造廠商而言，如果其有組串式逆變器產品，疊加較強的研發能力，可以快速切入分布式方案。

 智能組串式方案：一包一優化、一簇一管理

華為提出的智能組串式方案，針對集中式方案中三個主要問題進行解決：

（1）容量衰減。傳統方案中，電池使用具有明顯的“短板效應”，電池模塊之間并聯，充電時一個電池單體充滿，充電停止，放電時一個電池單體放空，放電停止，系統的整體壽命取決于壽命最短的電池。

（2）一致性。在儲能系統的運行應用中，由于具體環境不同，電池一致性存在偏差，導致系統容量的指數級衰減。

（3）容量失配。電池并聯容易造成容量失配，電池的實際使用容量遠低于標準容量 。

智能組串式解決方案通過組串化、智能化、模塊化的設計，解決集中式方案的上述三個問題：

（1）組串化。采用能量優化器實現電池模組級管理，采用電池簇控制器實現簇間均衡，分布式空調減少簇間溫差。

（2）智能化。將 AI、云 BMS 等先進 ICT 技術，應用到內短路檢測場景中，應用 AI 進行電池狀態預測，采用多模型聯動智能溫控策略保證充放電狀態最優。

（3）模塊化。電池系統模塊化設計，可單獨切離故障模組，不影響簇內其它模組正常工作。將 PCS 模塊化設計，單臺 PCS 故障時，其它 PCS 可繼續工作，多臺 PCS 故障時，系統仍可保持運行。

高壓級聯方案：無并聯結構的高效方案

高壓級聯的儲能方案通過電力電子設計，實現無需經過變壓器即可達到6-35kv并網電壓。

以新風光35kv解決方案為例，單臺儲能系統為12.5MW/25MWh系統，系統電氣結構與高壓SVG類似，由 A、B、C 三相組成。每相包含 42 個 H 橋功率單元配套 42 個電池簇。三相總共 126 個 H 橋功率單元共 126 簇電池簇，共存儲 25.288MWh 電量。每簇電池包含 224 個電芯串聯而成。

高壓級聯方案的優勢體現在：

（1）安全性。系統中無電芯并聯，部分電池損壞，更換范圍窄，影響范圍小，維護成本低。

（2）一致性。電池組之間不直接連接，而是經過 AC/DC 后連接，因此所有電池組之間可以通過 AC/DC 進行 SOC 均衡控制。電池組內部只是單個電池簇，不存在電池簇并聯現象，不會出現均流問題。

電池簇內部通過 BMS實現電芯之間的均衡控制。因此，該方案可以最大程度利用電芯容量，在交流側同等并網電量情況下，可以安裝較少的電芯，降低初始投資。

（3）高效率。由于系統無電芯/電池簇并聯運行，不存在短板效應，系統壽命約等同于單電芯壽命，能最大限度提升儲能裝置的運行經濟性。系統無需升壓變壓器，現場實際系統循環效率達到 90%。

高壓級聯方案作為一種新的技術路線，有待運行驗證:

（1）技術方面，一方面，高壓級聯方案每一相都是 35kv，電磁環境惡劣，對 BMS 控制提出更高要求。

另一方面，高壓級聯方案為交流側并聯，選擇多個 H 橋連接，ABC 三相交流電，每一相都有多個 H 橋串聯，可靠性降低，為了提升可靠性，必須進行冗余設計，如果某個 H 橋故障，可以切換到旁路電路。

（2）運營方面，35kv 儲能系統中直流側和交流側放在同一位置，運行維護的難度加大，存在一定的安全風險。當前高壓級聯方案滲透率依然較低，需要經過多個項目驗證可靠性和穩定性。

從項目價格來看，高壓級聯方案的儲能項目報價與傳統項目價格相近。2022 年 4 月，金盤科技和天津瑞源電氣聯合體中標的中廣核海南白沙邦溪 25MW/50MWh 儲能項目投標價格 6499.9166 萬元，單價 1.30 元/wh。

集散式方案：直流隔離+集中逆變

集散式方案又稱作直流側多分支并聯，在傳統集中式方案的基礎上，在電池簇出口增加 DC/DC變換器將電池簇進行隔離，DC/DC 變換器匯集后接入集中式 PCS 直流側，2~4 臺 PCS 并聯接入一臺就地變壓器，經變壓器升壓后并網。

系統中通過增加 DC/DC直流隔離，避免直流并聯產生的直流拉弧、環流、容量損失，大大提高了系統的安全性，從而提升系統效率。但由于系統需要經過兩級逆變，對系統效率有反向影響。

二、總結

儲能電站五大集成技術路線匯總對比