中国电建华东院斯林军：新型电力系统下构网型储能关键技术探讨

时间: 2024-04-02 18:57:42 |   作者: 华体汇app

  ：3月10-13日，由工业与信息化部节能与综合利用司指导，中国化学与物理电源行业协会主办并联合500余家机构共同支持的第十四届中国国际储能大会暨展览会（简称“CIES”）在杭州国际博览中心召开。

  CIES大会以“共建储能生态链，共创储能新发展”为主题，针对储能产业面临的机遇与挑战等重点、热点、难点问题展开充分探讨，分享可持续发展政策机制、长期资金市场、国际市场、成本疏导、智能化系统集成技术、供应链体系、商业模式、技术标准、示范项目应用案例、新产品以及解决方案的普及和深化应用。

  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、金融机构等不相同的领域的2011余家产业链供应链企业， 53417位线上注册嘉宾将参加本届CIES大会，储能网视频号线万人参与观看与交流。其中300余家企业集中展示了储能产品，涵盖系统集成、电芯、PCS、BMS、集装箱、消防、检验测试认证、飞轮储能、液流电池、熔盐储热、压缩空气储能等新型储能全产业链。

  3月12日下午，中国电建集团华东勘测设计研究院有限公司机电工程院副总工斯林军受邀在多功能（构网型与混合）储能专场分享主题报告，报告题目为《新型电力系统下构网型储能关键技术探讨》。以下为报告主要内容：

  斯林军：我们现在为什么提出需要构网型储能，为什么以前不提？构网型储能原理，跟我们以前的常规储能有啥不一样的区别？一个是我们现在还有什么关键技术需要突破？我们做构网型储能里面要关注什么点？（另外）是回顾一下历史和发展的现状，以及后续的展望。

  构网型储能需求分析。我国能源转型的路径已经很明晰了，新能源的渗透率会慢慢的高，在2040年前整体处于积极替代的过程，化石能源的消费从比例上来看每年会增加12%以上，2040-2060年进入加速替代的时期，电量消费占据54%会是新能源产生的，会颠覆我们电力市场的。传统同步电机为主（系统）向高比例新能源的电力系统转变过程中，给我们大家带来了清洁低碳能源同时，对电网稳定性也带来了挑战。

  双高带来的挑战是世界性的问题，从图上能够正常的看到全球新能源渗透率比较高、电网比较（薄）弱的国家都存在着共性的问题——稳定性的问题：宽频振荡、微网的电网稳定性等问题。在我国主要存在于西北，以及新疆、西藏等电网比较弱的省份。

  双高对中国电网带来的挑战，除了新能源渗透率比较高的稳定性挑战外，还主要有一个特点：我们是全球唯一的交直流大容量长距离输送的特高压，它会带来一系列电网的稳定问题，送端的暂态电压，一次频率的控制难度加大（问题），受端也会带来频率支撑的问题。对于构网型储能，在新型电力系统的定位，我们要围绕电网不同发展阶段来看需求，要抓住不同阶段的主要问题。

  在传统的电力系统里面，电压源是起支撑作用的，都是同步发电机的火电机组，水电机组，核电机组提供，随着新能源通过变流器大规模接入以后，同步发电机在电网里面占比会逐步降低，这就会导致电网强度会不断地下降。为后面跟网型的变流器稳定运行带来非常大的挑战，为了能够更好的保证未来双高模式下的新型电力系统稳定运行，我们应该向其中部分跟网型的变流器改为电压源模式来控制，需要建设特殊的比例的构网型的变流器。我们加上储能就是构网型储能。

  构网型储能和常规的变流器有啥不一样的区别？根据变流器的同步特性不一样，我们大家可以分为两大类，一个是跟网型，一个是构网型，这主要区别是在要同步控制算法上，实际上现在硬件方面基本上差不多，我们国内示范运行的几个主流的厂家，实际上去看所有的跟网型PCS和构网型PCS本身技术配置是没有多大区别。

  传统的变流器多采用跟网控制，与电网同步的时候要求我们锁箱环跟随并网点相位获得信息，这是属于电流源，在弱电网中存在着稳定性问题。构网型在电网运行中就是相当于小电源，能够更好的起到顶梁柱作用，可以对扰动前、中、后，构建电力系统稳定运行的必须内电势，所以具有稳定频率的作用。

  构网型变流器也不是一好百好，我下面做了简单对比。除了刚才讲的优势，构网型储能在我们强的刚性的电网里面，反而会存在较多的问题，容易失控。假如用那么多电源并列运行会存在多电压源之间，存在环流、抢功率的事情，反而会造成刚性电网不稳定。

  2020年4月份，国家能源局发布的《电力系统安全导则》，明白准确地提出了新能源场站需要具有构网能力，导则发布开启了构网型储能市场的需求。对于双高电网，构网解决方案一般有两大类，传统基于同步机的分布式调相机的解决方案，这个首先是投资和运维成本比较高，功能比较单一，不会产生任何收益，纯粹是作为基础设施的配套。基于电力电子的解决方案，我们根据储能介质不一样，（分为）构网型储能和构网型超级电容。超级电容本身能解决构网的需求，但没办法做到现在构网型磷酸铁锂储能（作用）——能量转移，还有电量平衡作用。整体来说构网型储能现阶段是比较佳的选择。主要通过构建构网策略，提高短时过流能力，提供惯量支撑。

  构网型储能作用。首先作为动态无功支撑，它可以在系统短暂无功支撑和惯量支撑，这就是有功。短路电流能大大的提升到常规PCS的3倍、阻抗重塑，为我们新能源站提供一些阻抗特性。有了惯性以后，总系统反映出来具有振荡阻尼惯性。也有一些附加控制，提供斜坡电流，电压补偿等其他高级应用。

  构网型储能关键技术分析。还有哪些技术要求我们进一步研究和突破。现阶段构网型储能控制策略，主要是有下垂控制虚拟同步机，都在某些特定的程度上模拟同步机来控制。还有近几年兴起的匹配控制和虚拟振荡器控制，这些是非线性操控方法。国内应用主要还是前面的下垂控制特性和虚拟同步机控制为主。

  除了一般的控制策略之外，构网型储能也不是一好百好，还是有存在很多要解决的问题。例如如何提升多电压源同步稳定性的问题？我们一个新能源场站在储能领域，全部改成构网型，相当于每一个PCS是一个小电源，一个场子四站里面。都是独立的控制，一个100兆瓦级构网型储能电站，相当于有60个小电站作为电压源直接并联。我们基本上一个省内，（如）浙江省也就只有60多台发电机组，你想控制要求，原来是总系统，我们浙江省调管的事情，现在到了一个场站里面，这样对于控制管理系统的硬件配置和控制策略提出了很高的要求。

  高过载能力怎么来实现？现在国内构网型储能处于示范建设阶段，缺乏相应的制造，设计，以及性能测试规范。有提三倍10秒过载，也有2.5倍，提出的要求都不太一样。现在相对来说，新疆提出的3倍电流10秒过载能力，相对合理，我们有些时候建议套用这个。这实际上还不是规范，只是政策文件的支持。

  大家可以看一下前面做的构网型储能的项目，实际上过载能力一般是通过PCS超配达成的，50兆瓦/100兆瓦时，现在PCS是1.1倍，长期过载1.2倍，可以最多2分钟，这本身单机能够达到10秒1.25倍(过载)，这样相乘以后实现3倍过载能力。这个方案能轻松实现，但是会带来无形之中PCS成本增大。平时不出现故障情况下，不需要构网，只要跟随运行，保持我的功率分配。这样一个时间段造成了我PCS成本的上升，这也就是为什么（构网型储能）还长期处在示范，不能大规模推广，因为成本摆在这里。

  我们前面做项目，从设计院角度来看，我们要做构网型，首先不是拍脑袋，我要多少储能，多少比例构网型的储能？我们肯定要做系统仿真，来进行容量分析。以我们某一个新能源大基地送出的规划为例，首先进行大的系统规划，大的电力电量平衡分析，建立整个发电系统的仿真模型，然后考虑电网侧负荷曲线以及送出约束下，再开展暂态稳定计算分析。这个基础上我们对新能源场站短路比进行展开稳态分析，看配多少，通过迭代，确定构网型储能的需求，这是我们前面做的案例，一个简单的过程。

  构网型储能还有几个功能，首先是主动的频率支撑能力，惯量支撑能力，其实是有功支撑能力，要求启动响应不超过50毫秒。一次调频跟我们其他的跟网型要求一样，我们的构网型能力会更好。现在来看常规储能，现在反而是一次调频能力达不到。

  这个放了一个简单公式，大家做设计的时候都可以计算，主要响应时间要求。还有短路电流，现在没明确的规范，常规按照三倍。构网型储能的短路支撑能力可通过变流器器件的能力提升以及多机并联等多种方式实现。 多机并联运行时，并机环流小于 5%。假如并网环流超过5%，也会造成其他事故现象。

  构网型储能现状和展望。从国外来看构网型储能技术最早在微电网中进行工程应用，刚才讲到在弱电网中应用比较多。随着新能源慢慢的变多，特斯拉在澳大利亚对18年投运的电池储能项目升级，具备构网能力。这（全球最大Grid-forming储能项目）是SMA提供构网型变流器，规模达250兆瓦时，已经投运了。

  国内现在处于示范建设阶段，主要还是华为、南瑞以及阳光等主流的PCS厂为主，工程应用已经陆续有百兆瓦级的应用。我们院在青海也正在实施两个大型构网型储能电站。

  总结下，构网型储能对比其他构网技术，具有性价比优势。作用时间从毫秒级，秒级一直到最后小时级，在原来的（跟网型）储能基础上稍微增加一点成本，可以在弱电网和双高电网中起到“顶梁柱”作用。

  现阶段通过PCS超配提高过载能力，建议各个PCS厂加快研发专门构网型变流器，提高单机过载能力。现阶段还是PCS构网型缺乏型式试验报告和制造标准，建议加快制定相关规范，明确主要构网技术指标。推动构网型储能在主流大电网仿真平台上的建模开发，支撑工程规划设计。

  我们现在需要构网型储能，我们也要创新构网型储能参与电力辅助服务市场的创新机制，建立构网型参与惯量支撑、紧急频率支撑，黑启动等辅助服务及评价体系。