
大容量电池储能是建设智能电网和未大容量电池储能是建设智能电网和未来储能电站的关键技术,在新能源并网、电网调频调峰和需求侧响应等方面有广泛应用。
北京交通大学吴俊勇教授团队在北京市科委和京能集团的大力支持下,对MW级大容量储能变流器的拓扑结构及控制策略进行了深入研究,覆盖了基础理论、仿真分析、物理验证以及MW级示范工程。
经专家组权威鉴定,吴俊勇教授团队提出的MW级大容量储能变流器拓扑结构与控制策略达到了世界先进水平,所提出的大功率储能变流器的技术路线为未来建设MW级乃至数十MW级储能电站奠定了技术基础。
成果名称
MW级大功率电池储能变流器
经费来源
北京市科技计划项目资助项目(D131104002013003)
研发人员
吴俊勇1, 梅东升2,张巨瑞3,郝亮亮1,熊飞1,艾洪克1,苗青1
参研单位
1.北京交通大学;
2.北京能源投资(集团)有限公司;
3.北京京能清洁能源电力股份有限公司
知识产权
1. 吴俊勇, 苗青, 郝亮亮,等,一种组合式双向dc/ac变流器拓扑结构,发明专利;申请号:201610245058.1
2. 吴俊勇,熊飞等,一种含全桥的组合级联式大功率储能变流器拓扑结构,发明专利;申请号:201610245058.1
系统结构
吴俊勇教授团队提出了适用于未来储能电站的组合级联式大功率储能变流器的拓扑结构,如下图所示。
三组拓扑完全相同的变流器通过星型连接之后直接接入高压电网,每相变流器都由链式H桥变流器、直流电容器、高频隔离型DC/DC和电池阵列构成。
DC/DC可选择半桥和全桥2种类型,工作频率为10kHz,通过移相控制原理(调节高频变压器原副边方波电压之间的相位差)来控制有功传输的大小和方向。中间含高频隔离变压器,可提高系统功率密度,减小装置体积,实现高/低压侧的电气隔离,确保电池阵列和人员安全。
核心优势
1.集中式大功率储能,采用10~12个H桥级联接入10kV电网,功率可达1~10MW;采用38~42个H桥接入35kV电网,功率可达30~50MW。彻底突破了开关器件的限制;
2.无需变压器,可直接接入10kV、5kV高压电网,没有附加的无功损耗;
3.相当于多台变流器并列运行,采用集中控制,功率调节范围大,响应速度快,可达ms级,远优于现有的系统调峰调频资源;
4.可四象限运行,可同时调节有功无功,既可作为储能系统,也可作为SVG装置,即“一机两用”;
5.多级级联,可带电维护,系统可靠性高;
6.高/低压电气隔离,安全性好;
7.DC/DC设计灵活,电压匹配能力强,可维持DC/AC直流电压恒定;
8.适用于多种不同类型电池,如锂离子电池、铅酸电池、液流电池,甚至淘汰下来的电动汽车动力电池,可实现动力电池的梯次化利用,变废为宝;
9.可在DC/DC低压侧采用多端口技术,混合接入能量型电池和功率型电池,采用自适应优化控制,功率型电池(如超级电容器)承担高频功率波动,让能量型电池(如磷酸铁锂电池、铅酸电池、全钒液流电池)承担低频功率波动,既可延长锂电池寿命,又可提高响应速度。
性能验证
A仿真验证:仿真中的DC/DC采用双全桥隔离型变换器,具体参数如下表所示:
DC/DC负责各个H桥直流侧电压恒定,采用恒压闭环控制策略。级联H桥变换器负责有功和无功功率控制,采用PQ解耦控制策略。
下图给出了当功率指令从反向额定值阶跃至正向额定值时相关工作波形。
B实验验证:DC/DC为双半桥隔离型变换器Mosfet IXFX160N30T,H桥为智能功率模块PM75B4LA060,具体参数为:
实验用小功率低压原型机如下图所示:
变换器可同时调节有功、无功功率,既可作为储能系统,也可作为无功补偿装置,实现了“一机两用”功能。
实验机交流侧稳态运行的工作波形如下:
P=6kW,Q=0kVar
P=0kW,Q=3kVar
2013年,北京能源投资集团公司(简称京能)、北京交通大学、北京科锐博润电力电子公司等组成了攻关团队,研发1MW/1MWh的大功率储能系统,用于京能集团延庆八达岭30MW光伏电站的功率调节和并网控制。项目获得了北京市科技计划项目“光伏并网用统一功率控制装备及直流微网技术研究与示范应用”以及京能集团企业配套资金的支持。
储能工程的总体方案如下图所示:
1.系统级:光伏实时功率监测、电站功率预报、并网限制要求等系统级功能。
2.DC/AC级:级联H桥变换器功率解耦控制、H桥单元驱动脉冲生成及其分配。
3.DC/DC级:DC/DC直流电压恒定控制、各变换器移相脉冲的生成及其分配。
下图为实际装置进行厂区测试的测试平台:
出厂测试相关实验结果如下图所示:
(a)高/低压侧的电压、电流波形
(b)从满功率到0的阶跃
(c)从0到满功率的阶跃
当有功指令在0与满功率之间阶跃变化时,储能装置能够迅速做出响应,其低压侧并网电流能够在一个工频周期内达到稳态,响应速度快,动态性能良好。
背景资料
储能可分为抽水蓄能、电池储能、储热、蓄冷、压缩空气储能、飞轮储能等。抽水蓄能受地理条件限制,建设成本较大。储热、蓄冷、压缩空气储能和飞轮储能等,或技术上不成熟,或成本太高。电池储能是最传统、最成熟,也是应用最多的储能技术。近年来,磷酸铁锂电池、全钒液流电池、超级电容器等,在电动汽车、光伏发电、需求侧响应等领域,扮演着越来越重要的角色。
据中关村储能产业技术联盟统计,截止2014年底,我国电网用储能(不含抽蓄、压缩空气和储热)累计84.4MW,2015年新增31MW,年增长58%,较上年度提升14%。锂离子电池、铅酸电池和液流电池分别占74%、14%和10%。用户侧领域占50%,集中于海岛、偏远地区、工业园区和低碳城镇等,可再生能源发电并网和电动汽车各占27%和13%。2015年3月,国务院颁布了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》和《关于推进售电侧改革的实施意见》等6个配套文件,启动了第2轮电力体制改革,在“监管中间,放开两头”的总框架下,积极有序地推进售电侧开放,并在北京、广州成立了2个区域性电力交易中心。
2016年3月,能源局颁布了《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》,文中22处提到了储能,提出“推动集中式与分布式储能协同发展,开发储电、储热、储冷、清洁燃料存储等多类型、大容量、低成本、高效率、长寿命储能产品及系统”,使储能成为智能电网和能源互联网必不可少的关键技术之一。同月,国家能源局发布了《推动电储能参与“三北”地区调峰辅助服务的通知(草案)》征求意见稿,提出发电侧10MW/4h以上的集中式大容量储能设施和用户侧的分布式储能设备均可参与电网调峰辅助服务,并获得相应回报。据测算,此举可使储能设施的投资回收率缩短40%。
综上所述,储能市场正在启动和不断成长,在未来2到3年将面临爆发性增长,特别在光伏+储能、电网调频调峰、需求侧管理与微电网、电动汽车相关应用上值得期待。据预测,2020年中国储能市场容量将达67GW(含35GW抽蓄),迎来“储能元年”。
按照功率和应用场景来分,电池储能系统分为分布式、集中式两大类。受电力电子器件的最大耐压、最大电流的限制,单台储能变流器(即PCS)的功率一般不大于0.5MW,用于用户侧分布式储能。电站级大容量储能一般是多台变流器在低压侧并联运行,再通过多台升压变压器接入10、35或110kV的高压电网中。多台变流器并联运行时,由于每台变流器都是独立控制的,甚至是不同厂家不同电池的产品,输出电压的不同会带来“环流”和附加损耗。为降低这种负面效应,并联变流器不宜太多,一般不超过4~6台,这就需要更多的低压汇流母线和更多的升压变。变压器运行时会有较大的无功损耗,一般接近通过其有功的12%,储能电站的众多变压器将带来较大的无功损耗,必须配置无功补偿设备。
以两大电网公司为例,国家电网公司在张北建设了全国最大的风光储输示范工程,其中储能系统20MW/95MWh,包括能量型锂电池、功率型锂电池、液流电池和钠硫电池4种电池和多个厂家的储能产品,共使用70台PCS、13台升压变。南方电网公司在深圳宝清建设了4MW/16MWh的储能示范工程,包含8个功能模块,每个模块500kW/2MWh,由16个DC/AC、96个DC/DC和96个电池阵列组成,有直流、交流两级汇流。
从以上最具代表性的工程实例可见,我国大功率电池储能技术都沿用了分布式储能的路线,由众多小功率PCS汇流,逐级升压接入电网。这种结构占地面积大,电缆线路和通信线路长,辅助设备多,控制系统复杂、协调困难,环流带来的有功损耗和变压器带来的无功损耗大,不能适应未来大容量储能电站。吴俊勇教授团队提出的MW级大功率大容量储能变流器的拓扑结构及其控制方法,为未来建设MW级乃至数十MW级储能电站奠定了技术基础。
吴俊勇教授课题组由1名教授、1名副教授、1名博士后、8名博士研究生和20多名硕士研究生组成。主持国家自然科学基金项目、省部级项目、国家电网公司项目等30余项,发表论文100余篇,其中SCI/EI检索论文60余篇。近年来主要在大功率大容量储能变流器研发、基于不完全WAMS信息的电力系统暂态稳定在线判断与紧急控制、主动配电网和交直流混合微电网、多能互补替代用能的能源互联网/微能源网等方向上开展理论研究和项目研发。在北京市科委支持下,与京能集团合作研发的1MW/1MWh大功率储能变流器于2016年7月在京能八达岭30MW光伏电站通过验收投入运行,这是国内第一台采用组合级联式技术路线的兆瓦级储能变流器,可实现双向有功无功四象限运行,彻底突破了现有IGBT的容量限制,单台最大容量可达10MW以上,为未来储能电站的建设奠定了技术基础。在国家自然科学基金支持下,开展了基于不完全WAMS信息的电力系统在线暂态稳定判断和紧急控制研究,当电力线路发生故障被切除后,可以仅利用故障点附近几台发电机端的电压幅值和相位信息,在9到12周波内判断系统的暂态稳定性,准确率达99%以上,并给出紧急控制策略。完成了京能光伏电站厂用电100kW直流微网和辽宁电能公司50kW直流微网主要设备的研发和调试。
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