2023电化学储能系统集成技术

关于电化学储能系统集成技术的思考目 录一、公司简介二、行业发展概况三、集成技术难点和解决措施四、集成技术的几点思考4行行业发展概况 新型储能是助力双碳战略目标实现的重要支撑“构建现代能源体系”已经成为十四五规划的重要版图之一储能产业布局被列入《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》新型储能是助力双碳战略目标实现的重要支撑“构建现代能源体系”已经成为十四五规划的重要版图之一储能产业布局被列入《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》新型储能是支撑新型电力系统的重要技术和基础装备《关于加快推动新型储能发展的指导意见》等政策逐步确立储能在新能源体系中的基础设施地位能够与新型电力系统各环节深度融合，突破供需时间与空间上的限制，促进源、网、荷协同发展新型储能也是打造能源技术竞争优势的重要路径储能是新一轮科技革命和产业革命的关键领域之一美国、欧盟、澳大利亚、日韩等国持续积极推动清洁能源发展，储能将拥有更加广阔的应用空间中国能建战略目标围绕“3060”系统解决方案“一个中心”和储能、氢能“两个基本点”致力于推动储能技术与产业发展快速形成“研、投、建、营一体化”储能业务的整体解决方案52021年全球市场中，新增电化学储能功率装机7536.2MW，占比57.6%，2021年全球市场中，新增电化学储能功率装机7536.2MW，占比57.6%，首次突破7GW，已超过抽水蓄能新增装机。2021年国内市场中，新增电化学储能功率装机1844.6MW，占比24.9%，同比增长18%，累计突破5GW，2019-2021年三年功率装机占比80.2%。锂离子电池在新型储能新增装机中占据绝对主体地位。 2021年全球新增储能装机功率比例

2021年国内新增储能装机功率比例6全球电化学储能应用市场 国内电化学储能应用市场

从应用场景分析，大规模应用为主。根据《关于加快推动新型储能发展的指导意见》预测，到2025年，新型储能装机规模将达3000万千瓦以上，从地方项目的实际规划、建设进度看，新增装机的规模超预期。“十四五”将成为新型储能商业化、规模化应用发展的关键时期。新型电力系统稳步建设“十四五”将成为新型储能商业化、规模化应用发展的关键时期。政策支持力度加大市场机制深入探索多领域融合逐步渗透 7新型储能技术路线具有多样化特征。技术类别项目功率规模放电时长响应时间综合效率/%循环寿命技术类别项目功率规模放电时长响应时间综合效率/%循环寿命/次功率型应用容量型应用技术成熟度本/元/kWh抽水储能百MW以上1-24hmin级70-8015000-25000不适合完全适合成熟0.21-0.25压缩空气储能几十-几百MW1-24hmin级65-7515000-25000不适合完全适合商业化早期0.20-0.24全钒液流电池kW-百MWm-hms级65-755000-15000+不适合完全适合商业化早期0.7-1.0氢储能kW-百MW以上NANA35-50NANA完全适合开发阶段50-80元/kg飞轮储能kW-几十MWs-30minms级90100000+完全适合不适合商业化早期9.2-12.7元/MW超级电容储能kW-几十MWs-mms级70-95100000+完全适合不适合开发阶段12.7-17.3元/MW铅酸（铅碳）电池kW-几十MWm-hms级50-85300-1500适合完全适合成熟0.5-0.7锂电池kW-几百MWm-hms级85-956000-10000完全适合完全适合成熟0.6-0.8钠离子电池kW-几十MWm-hms级803000或更高完全适合完全适合开发阶段0.9-1.2但现状来看，锂电池储能在规模化发展的新型储能中占据绝对主导地位，短时期内缺乏可等量替代的技术路线。锂电池原材料供应紧张导致电芯制造、系统集成成本加大、利润降低。长时新型储能亟待发展。新型储能的度电成本距离抽水蓄能还有差距。在技术安全、成本控制、商业模式等方面各类储能技术还存在较大的优化空间，发展高安全、长寿命、高可靠、低成本、易回收的储能是行业的发展趋势。

8根据《“十四五”新型储能发展实施方案》，到2025年，系统成本要降低30%以上。为实现这一目标，根据《“十四五”新型储能发展实施方案》，到2025年，系统成本要降低30%以上。为实现这一目标，需在产业链各个环节加强技术创新，提升系统性能，加快核心元件国产替代，通过规模化、技术创新等手段降低成本。储能产业链示意图

需解决的问题电芯方面，综合特性与场景的适配性有待加强；储能变流器方面，保护、控制等有待加强，IGBT国产化进程有待加速；电池管理系统方面，采集、计算精度需加强，规范化程度低；能量管理系统方面，应对复杂功能要求的能力需提升；消防装备方面，体系尚不完善；集成方面，标准化、模块化程度低，整体集成方案有待开发。需达到的目标到2025年，新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，在高安全、低成本、高可靠、长寿命等方面取得长足进步。到2030年，新型储能核心技术装备自主可控，技术创新和产业水平稳居全球前列。9目 录一、公司简介二、行业发展概况三、集成技术难点和解决措施四、集成技术的几点思考10集集成技术难点和解决措施-初始投资成本 储能系统的初始投资成本高是制约储能商业化、规模化应用的主要因素，通过将直流侧最高电压由1000V提升到1500V，以单套40呎步入式电池舱（风冷）为例，直流侧输出能量由2.5MWh提高到3.5MWh左右，非步入式直流侧输出能量最大可达5MWh左右，PCS额定功率由630kW提高到1725kW左右，极大的提高了功率和能量密度，减少设备数量和建设成本，结合大容量电芯的使用，有效的降低初始投资成本。集集成技术难点和解决措施-短板效应 成组筛选拓扑结构热管理BMS管理运行方式常规集中式储能单元由大量的单体电芯串并联而成，簇内电池的一致性和簇间环流影响储能电站全寿命周期成本，影响储能系统安全、寿命等指标。成组筛选拓扑结构热管理BMS管理运行方式典型案例接线 额定电拓扑（拓扑（V）(Ah)（kWh)数量单体电芯\3.22800.94320电池模块24S1P76.828021.5180电池簇360S1P1152280322.612

额定容量

额定能量 电芯电池阵列 360S12P 3360 3870.7 1 12集集成技术难点和解决措施-运行温度 温度影响电池的活性，温差过高或过低影响储能系统的可用率、寿命和效率等性能，甚至带来安全隐患，同时温度的不均衡加深电池长期运行的一致性差异。液冷储能的趋势为采用非步入式舱体，冷却媒介一般采用乙二醇水溶液，电池的热量通过冷却液带出，并通过换热器进行换热。液冷系统温差3-5℃左右，保证电芯的一致性水平，液冷系统可具有能量密度高、综合成本低、站用电损耗低、放电深度高、电池衰减小等特点，设备采购

风冷模块 液冷模块储能液冷设备

13 13集集成技术难点和解决措施-簇间环流 由于电池额定容量、电压、内阻和衰减特性的差异，常规集中式储能单元电池簇间存在环流的影响，造成储能系统的可放电能量减少，同时带来安全隐患。储能单元拓扑一般可通过采用级联型拓扑结构或在电池簇回路增加DC/DC变流器等方式避免簇间环流。

电池簇回路DC/DC模块

级联型拓扑14 集集成技术难点和解决措施-安全机理 澳大利亚维多利亚州储能事故 美国亚利桑那州储能事故15集集成技术难点和解决措施-电气安全 塑壳断路器分断能力：40kA 熔断器分断能力：250kA随着直流侧最高电压1500V储能系统的普及，储能电池串并联数量的增加，储能单元直流侧短路电流也急剧增加，给储能单元的直流侧设备选型和安全运行带来影响。通过减少电池的串并联、电池簇设置DC/DC、级联型或组串式PCS等减少直流侧短路电流；直流侧开关一般采用断路器或熔断器+负荷（隔离）开关的方式进行短路保护和检修隔离16 16集集成技术难点和解决措施-消防安全 消防安全仍是当前电化学储能行业的难点，采取“预防为主、防消结合”的理念电池舱设置H2、可燃气体探测器，感温感电池舱设置防爆型通风装置。细水雾等消防设施。设置全站消防给水系统。17 集集成技术难点和解决措施-控制通信技术 大型储能可实现一次调频、快速调压、源网荷储紧急支撑等快速响应能力，一般通过配置PCS协调控制器，实现多台PCS的同步控制以及毫秒级的调节功能。PCS、BMS可采用IEC104、IEC61850等规约与站控层进行信息交互，通过统一规约提高通信速率和监控网络的可靠性。18 集集成技术难点和解决措施-环境适应性 在沙漠、戈壁、荒漠地区的风光大基地或海上风电配套建设储能常常面临着严苛的运行环境，储能系统的集成需考虑高海拔、低气温、强风沙、强腐蚀等环境适应性。高海拔设备净距校验高海拔高海拔设备净距校验高海拔保温隔热措施加热措施低气温密封胶防沙棉合理设置风道强风沙比距漆强腐蚀19 目 录一、公司简介二、行业发展概况三、集成技术难点和解决措施四、集成技术的几点思考20集集成技术的几点思考 电化学储能集成技术迭代速度快、多专业融合度，储能系统集成应立于安全为基础，以提升运行可靠性和降低全寿命周期成本为首要目标，重视元器件的国产化；储能系统的集成技术应适应新型电力系统的特征和需求调频、应急响应等场景的“三电架构”，加强对新型电力系统的支撑能力；电池荷电状态的参数量测、计算分析制、保护的基础