基于用户侧储能系统不同技术路线方案对比研究

对比研究

摘 要：文章描述了基于用户侧储能系统不同技术路线下的方案对比，粗略分析不同方案在技术上优势，分析适合当下的储能技术路线及投资方向。此外，对两种技术路线下的成本进行粗略的分析，分析不同方案在成本上的优势。

关键词：储能系统；PCS容量；电池容量；接入设计；成本测算；级联型高压储能；并联型储能（1500Vdc）系统；

引言

随着社会经济的不断发展，用电负荷的波动性越来越大，电力系统供需不平衡现象日益明显。高峰电力短缺给当地居民的正常生活和当地经济产业的发展造成了严重的影响，制约了社会经济的发展；低谷负荷一方面给电力系统稳定性控制带来了困难，另一方面也造成了资源的浪费。随着党“碳达峰、碳中和”目标的提出，在着力构建清洁、低碳、安全、高效的能源体系行动计划中，确立了以实施可再生能源替代行动、深化电力改革、构建以新能源为主体的新型电力系统为主要方向的重要实施手段与方向。

受自然条件的影响，如风能、太阳能等新能源在实际应用中存在不稳定性。未来，以新能源为主体的新型电力系统需要适应新型能源不稳定所带来的多种问题，而建设储能系统是解决这类问题的一种重要手段[4]。从电网侧看，储能系统的建设可以保障电网稳定、供电可靠、运行安全，大幅提升电力系统调峰、调频和调压等能力；从用户侧看，鼓励用户储能的多元化发展，通过安装储能可以有效消除昼夜峰谷差值，一方面保证了供电的可靠性和运行的稳定性，另一方面也解决了因高峰负荷需要的输电线路投资大的问题[3]。长远来看，这是推动电力行业高质量发展、实现碳达峰、碳中和目标的必要之举。

本文针对某大工业用户设计开发一套用户侧储能系统，重点描述两种不同的技术路线下的储能方案对比，并对方案成本粗略进行对比计算，分析确定哪种方案投资最优。

1项目概述

长远高新基地占地近600亩，建有110kV变电站一座，主变容量2×50MVA，以2回110kV线路（YJLW03-/110-1×630）接入电网，主接线图如图一所示。生产线达产后，达到年产8万吨三元正极材料、6万吨磷酸铁锂，年产值近300亿元，生产负荷将保持在8万千瓦左右稳定运行。近年来受益新能源产业的蓬勃发展，公司产销两旺，效益良好。

长远高新基地现有两块空置场地，一号场地长83米，宽36米，面积为2988平方米；二号场地长120米，宽73米，面积为8760平方米。

图一 用户配电系统图 2项目初步方案

项目拟建设厂址位于湖南沙市望城区长远锂科，用户侧配置储能电站，实现电力需求侧管理、改善电能质量、有效平抑负荷波动、实现削峰填谷，以达到能源节约利用的目的。

根据企业的发展，目前年用电量约2.8亿度，预计未来年用电量将达到8亿度左右。考虑企业用电及未来发展的需求，在将其中1台50MVA变压器扩容至

63MVA的情况下按方案20MW/60MWh储能规模设计，以保证储能电站的充电功率及储能电站的消纳，10kV电气主接线采用单母线接线，10kV配电装置储能进线柜，电池采用户外预制舱布置方案、储能变流器及升压变采用户外预制舱布置方案，二次设备布置于二次设备室内。

电池预制舱针对项目而制定，满足长远锂科的功率平滑输出、削峰填谷、调频、调峰、暂态有功出力紧急响应及暂态电压紧急支撑等诸多应用需求。拟采用国内品牌生产的大容量磷酸铁锂电池，并结合先进的BMS及热管理系统、消防等辅助监控系统，最终形成高度集成化、智能化的先进的储能系统。

系统具有高度的模块化设计，易于组装、运输和维护；具备电池组串间的均流技术，防止组间环流和出力不均；具有较成熟的热管理技术，保证系统运行环境的一致性；运行状态稳定，可实现智能化、少人化；设计为实际工况考虑，模块串并合理，满足系统性能指标，达到长寿命、高可靠性等特点，具备大规模储能系统的应用特征。

2.1级联型高压储能方案

本储能方案由4套10kV 5MW/15MWh交流级联型储能系统组成，选用磷酸铁锂电池，每套储能系统单元采用级联型H桥的拓扑结构，一次电路采用星形连接，每相由21个链节串联组成；每个链节由1个功率单元和1个电池柜组成，每个电池柜由18个电池PACK串联组成。

每相由21个PCS功率单元级联型而成，每一个PCS功率单元连接一个电池簇，无需变压器即可直接输出10kV电压。然后通过开关柜接入10kV系统。10kV级联型直挂储能方案的接线示意图[2]如图二所示：

图二 级联型高压储能系统主接线示意图 2.2 并联型储能（1500Vdc）方案

本储能方案由16套1500Vdc 1.25MW/3.75MWh储能单元组成，单个储能电池系统由11个电池簇构成，每个电池簇由24个电池箱和1个高压箱组成，单个电池箱由1并16串共计16支电池构成，每个电池簇为1并384串。高压箱内包含电池簇管理单元和保护、控制电气元器件，用于对整个电池簇运行状态的管理与保护[1]。

储能升压一体机采用2台1250kW的PCS，接入一个2500KVA双绕组油浸式变压器，500V升压至10KV系统为一个单元，接入10KV母线并入电网。并联型储能（1500Vdc）方案的接线示意图[2]如图三所示：

图三 并联型储能（1500Vdc）系统主接线示意图 3方案成本对比

3.1级联型高压储能方案设备成本测算

级联型高压储能设备成本由电池集装箱、PCS集装箱、高压集装箱、EMS控制系统、电缆成本构成。

电池集装箱成本约7944万元，PCS集装箱成本约882万元，高压集装箱成本约159万元，EMS控制系统约80万元，电缆约25万元，总价约9090万元。

3.2 并联型储能（1500Vdc）方案设备成本测算

并联型储能设备成本由变流升压集装箱（包含设备间连接电缆）、电池集装箱（包含设备间连接电缆）、EMS控制系统成本构成。

变流升压集装箱（包含设备间连接电缆）成本约578.16万元，电池集装箱（包含设备间连接电缆）约成本9495.2万元，EMS控制系统成本约58.3万元，总价约10131.66万元。

4结语

4.1 级联型方案（1000Vdc）优势

1）单机功率最高达10MW以上，无需小机并联，无需协调一致性控制，响应速度更快，可减少高/低压开关、保护、升压变的数量。

2）可减少电芯直接或间接并联，避免系统木桶短板效应，容错能力更强。 3）能量转换效率高

级联型方案可实现无变压器直接接入10kV高压母线，与0.4kV等级升压的低压并联方案相比，综合效率可以高出5%左右。3）电池均衡效果更优越，电能质量高，容量衰减率和温控一致性更优。

4)电能质量高

ZG-PCS通过高精度的电压电流采样技术和高性能的PWM调制技术，保证了极高的电能质量。并网状态下，输出电流的畸变率低于3%，近似于完美无谐波状态；孤网状态下，输出电压的畸变率低于0.5%，电压偏差低于1%。

4.2 并联型储能（1500Vdc）优势

1)系统电压更高、1500V储能系统的能量密度和功率密度得到大面积的提升。相较于1000V，1500V储能系统能量密度和功率密度都提升了将近40%以上，整个储能系统的占地面积降低35%以上。其次是储能系统的辅助设备、变流器、建设、电池集成的成本降低使整个系统的度电成本可以降低10%以上，整体循环效率提升0.6%以上。

2）系统综合成本更低（约降低10%以上，电池除外），系统循环效率综合提升1%。

3）更低LCOS、更安全ESS、更强电网支撑、更高的循环效率。 4）变流升压集装箱成本总体相较级联型方案更优。

5）技术更成熟，应用更加广泛，国内各大厂商的常规方案。 结论

国内大部分厂家都采用的并联型储能解决方案，应用项目也相对较多，但并联型价格相对较高；级联型储能解决方案提供厂家国内较少，但价格相对有优势，且功率容量更大，结合项目的自身特点综合比选分析后，本20MW/60MWh储能项目拟采用级联型储能解决方案。

参考文献

［1］李永涛 用户侧储能系统工程设计要点［J］.电工技术 新能源，2019 ［2］孙玉龙 佛山市顺德五沙热电高压级联式储能系统介绍

［3］李浩 用户侧储能经济性分析及容量配置策略研究［J］.山西电力，2021

［4］林伟，林心昊 已建光伏的大工业用户储能配置方案研究［J］.电工技术，2019