2022梯次利用电池在微电网中的应用

梯次利用电池在微电网中的应用一二三四五背景介绍梯次利用电池的分选、重组技术梯次利用电池的均衡控制技术梯次利用电池在微电网中的应用展望国家能源产业政策的密集出台，大力推动了我国分布式电源的迅猛发展，分布式电源高渗透率、大规模接入配电网已成必然趋势《开展分布式光伏发电示范区建设的通知》--国能[2013]《关于促进分布式可再生产业健康发展的若干意见》--国发[2013]《关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》--国能

[2014]微电网的提出：由分布式电源、储能设备、可控负荷及电力电子变流器等构成的局部电网，既可以并网运行，也可以孤岛运行。现有电力网络难以承受大规模分布式电源的并网，为了保证大电网的安全稳定、分布式电源潜能充分释放和发挥。储能光伏风机负载分布式发电：有利于一次能源的多元化发展可再生能源，减少排放污染提高能源综合利用效率提高电网供电安全、可靠性背景介绍提高抗灾能力及应急供电新农村电气化最大化接纳分布式电源节能降耗、提高能效智能电网的有机组成部分满足用户多类电能质量需求背景介绍背景介绍储能在微电网中的应用平抑可再生能源波动改善电能质量提供短时供电能量优化调度背景介绍比容量 成本寿命/次（放电深度储能类型 比功率（W/kg）（Wh/kg） （$/kW/yr）80%）飞轮40~230>5×10340~80104~6×104铅酸电池35~5075~300252×102~5×103钠硫电池150~24090~23085<3×103锂电池150~200200~315120103~104抽水蓄能200104~5×104压缩空气1508×103~3×104超级电容0.2~10102~5×10385103~105超导储能1~10107~1012200104~105随着锂电池的性能和寿命的改善，高油价和节能减排政策带来的对电动汽车的需求猛增，风能/太阳能等清洁能源发电和智能电网系统导向的电池储能市场的扩大，锂电池的发展越来越受到人们的关注。然而，锂电池的高昂成本成为限制其发展的重要因素。发展电动汽车是减轻大气污染的重要途径，已经上升为国家战略《电动汽车科技发展“十二五”专项规划》《节能与新能源汽车产业发展规划》《关于进一步做好新能源汽车推广应用工作的通知》退役电池数量庞大，环境隐患不容小视2015年，退役电池数量累计达到4万吨以上，约有3.2亿Ah可以梯次利用。2020年，电池报废数量累计达到12万-17万吨，预计有9.5亿Ah可梯次利用。国家电网公司积极参与和推进电动汽车产业发展，因此产生的大量退役电池需要进行合理处置，开展电池梯次利用即可减少电池使用数量，也能降低微电网运行成本。背景介绍一二三四梯次利用电池特性分析电池分选技术与指标梯次利用电池分选、重组与均衡技术电池混合均衡技术电池重组技术与指标梯次利用电池特性容量减少电压一致性降低内阻增加性能衰退梯次利用电池分选、重组技术梯次利用电池分选指标确定以电池内阻、循环性能及隔膜降解特性为基础的梯次利用电池分选、重组指标。内阻与循环寿命有关，要求不大于3mΩ电池内阻循环性能表征了电池的新旧程度，充放电率应小于1C循环性能反应电池滥用程度及安全性，表征电池可用性的重要因素隔膜降解特性分选与重组标准梯次利用电池分选、重组技术梯次利用电池分选标准序号分级项目分选标准1外观检测无漏液、无气胀、无缺损、无裂痕、无腐蚀2内阻电压检测内阻≥10MΩ,电压≤2.0V,判定模块为不合格,进行

报废处理3模块分容(容量电量筛分)≤85%

标称容量,判断为不合格,进入单体电芯分选流程4常温搁置7天(低电压筛选)压降≥0.05V5全测内阻电压内阻≥3mΩ,电压≤3.0V,判定电池不合格6电芯外观检测无漏液、无气胀、无缺损、无裂痕、无腐蚀7内阻电压检测内阻≥3mΩ,电压≤3.0V,判定电池不合格8电芯分容(容量电量筛分)≤70%

标称容量,判断退役电池电芯为不合格,直接报废9常温搁置7天(低电压筛选)压降≥0.05V10全测内阻电压内阻≥3mΩ,电压≤3.0V,判定电池不合格11电芯配组12低压搁置7天(低电压筛选)压降≥0.05V梯次利用电池分选、重组技术序号重组项目重组标准1外观单体退役电池使用年限分选单体退役电池使用年限≤8年,否则直接报废入库2单体退役电池生产厂家分选相互配组的单体退役电池必须为同一生产厂家3单体退役电池电池类型分选相互配组的单体退役电池必须为同一电池类型4单体退役电池电极体系分选相互配组的单体退役电池电极体系必须为同一电极体系5单体退役电池生产批次分选相互配组的单体退役电池生产批次间隔≤1个月梯次利用电池重组标准梯次利用电池分选、重组技术类似短板效应，均衡性对电池的运行效率及利用率至关重要！目前，电池的均衡方法主要有主动法和被动法两种：均衡技术被动式主动式硬件方法软件方法DC/DC集中式分散式梯次利用电池均衡技术梯次利用电池均衡技术拓扑结构均衡电路控制策略均衡算法梯次利用电池均衡技术主动与被动相结合的混合均衡技术梯次利用电池均衡技术混合均衡控制策略混合均衡控制策略通过硬件电路的修改和矩阵搬移的软件算法实现在不同情况下使用不同的均衡方式。当电池放电时，启动主动均衡方式，关闭被动均衡方式。电池组放电至欠压，主动均衡结束。当电池组充电时，先使用主动均衡策略对电池进行第一阶段的能量均衡，当电压接近过电压点时，关闭主动均衡，在充电末端启用被动均衡，进行第二阶段能量均衡。一二三四五平抑可再生能源波动参与微电网能量优化孤岛稳定运行电能质量控制工程实例平抑原理注入电网的功率爬坡率需满足一定条件，采用平均滑动对原始输入功率进行平滑后注入电网，储能系统承担两者相减的功率，平抑可再生能源波动。平抑前后功率爬坡率累计概率分布24810120

012345x10

64次数（Ramp

Rate>xtitle)6RampRate(kW/min)Pv1Pv2波动上界波动率分析Pv2（阴天）的波动带宽远远小于Pv1（多云），Pv2的RampRate基本上都满足要求，而

Pv1的RampRate一直延伸至12kW/min，大于自身容量的10%（40kW）。因此，Pv2基本上不需要进行补偿，而Pv1需要补偿以减少其对电网频率及电压的影响。由于爬坡率具有统计特性，故采用爬坡率的累计分布函数（CDF）来作为衡量整体波动性能的指标。从CDF图中可以看出，平抑前有大约10%的波动大于4kW/min，平抑后，基本上全部小于2kW/min，满足要求。自适应功率分配并网下，多组储能PCS均运行于P/Q控制模式，接收上层能量管理器功率指令ΔPvvv系统总体控制框图

Ppv Pre+滑动平均滤波模块-ΔP死区模块GnK- Po∫

Eo+变流器控制模块-error+Eref通过滑动平均滤波，保证注入电网的目标功率满足爬坡率要求，由储能承担平抑可再生能源波动。19Movingaverage+-

PPpvPsmoth3.853.93.95 4 4.05 4.1 4.15 4.24.254.343.86812101420181622BW=200BW=400BW=600Ppv滑动平均算法滑动窗对平抑效果的影响滑动平均算法为储能系统提供ΔP，即采用了滑动平均对原始输入功率进行平滑，并将平滑后的功率作为注入电网的目标功率，显然，混合储能系统将承担两者相减的功率，如式：

P

PPVPsmooth从上图中可以看出，当BW变大时，输出曲线的平滑程度越好，混合储能的输出功率就越大，对储能蓄电池的寿命将会有较大的影响。在实际应用时，应该综合考虑电网可以承受的爬坡率，并根据储能的利用情况选择合适的BW。控制参数优化综合分析不同参数对不同指标的影响关系及程度。如左二图所示，采用超立方采样技术（LatinHypercubeSampling，LHS)，对控制参数在所给范围内独立采样，并生成300次试验值，

记录指标 。性能评价指标电池寿命 逆变器容量 SOC运行范围 平抑后效果评价指标根据储能系统的四个性能评价指标，对控制参数进行优化，得到最优的功率分配系数Ga。实现平抑效果好，经济效益高的综合目标。可运行范围自由区域制动区域SOCmaxSOC_upSOC_refSOC_downSOCminSOC=0为了防止储能过冲过放，采用自适应反馈系数调整，从而调节SOC在规定的范围内。把储能的SOC分成自由区域和制动区域。SOC分区StartIf

soc>soc_up||soc<so Ksc=1c_down NoYesIf

soc>soc_up If

soc<soc_downYes YesYes YesIf

P>0 Ksc=0 If

P<0No NoYes YesIf

d(

P)/dt>0 Ksc=eGA*|

SOC| Ifd(

P)/dt<0NoKsc=e(GA+10*|d(P)/dt|)*|

SOC|No自适应反馈系数调节当进入制动区域后，若∆P的方向为阻止SOC向边界靠拢，则反馈系数为0；若∆P的方向促使SOC向边界靠拢，并且有增强的趋势，则反馈系数相应增强，否则以指数形势反馈调节。SOC自适应反馈调节能量优化微电网能量优化管理的目的是通过综合考虑微电网内的用电需求情况、电价、气候状况等情况来作出决策，给出每个分布式电源的功率调度值，在满足负荷需求、确保微电网能满足与外网间的运行合同等的前提下，实现微电网运行成本最小、分布式电源的运行效率最高、系统环境效益最大等目标。发用电建模预测LoadDG(PV,WT)储能单元建模优化BESS成本分析BESS寿命分析EMS算法研究约束条件、优化目标QGA算法算例分析EMS设计实现EMS功能模块EMS策略设计EMS实现能量优化与平抑波动一体化能量优化总体框图发用电建模预测LoadDG(PV,WT)储能单元建模优化BESS成本分析BESS寿命分析EMS算法研究约束条件、优化目标QGA算法算例分析EMS设计实现EMS功能模块EMS策略设计EMS实现能量优化与平抑波动一体化能量优化总体框图微电网能量优化的目标是微电网经济运行成本最小。约束条件包含基于储能优化模型的放电深度、运行状态约束、充放电功率约束，联络线交互功率约束，微电网电量平衡约束等。日运行成本最小：微电网从配电网的购电成本、储能的成本Pgrid(t)为t时段配电网吸收功率；Cgrid(t)为t时段售电价格；Ci为单元i的单位电量管理费用,￥/kWh;Pi(t)为单元i在t时段的功率输出。优化目标储能经济性模型峰谷电价差值(Benefit)和补贴(Subsidy)的提高，可改善储能的经济性；购买旧电池可降低储能成本(Cost)，是提高储能经济性的关键因素A储能收益（电价低储高发）

BenefitB储能投资运行成本 CostC储能发电补贴 Subsidy经济性判据收益率(Y-1)×100%Y>1，储能在微电网中运行可以获益约束条件SOCmin

SOC

SOCmaxSOC

t

0

SOC(t

T)Pbat

_

min

SOCt-1

Pbat

t

Pbat

_

max

SOCt-1

储能单元超短时优化策略得到的充放电功率上下限，储能一天的运行状态约束，便于管理维护储能单元中短期优化得到的荷电状态上下限约束储能全寿命评估模型电池健康度SOH累计损伤DamageSOH的评估周期较长累计损伤是放电深度(DOD)的函数1iC

DOD

mDamage

i

1电池充放电深度小，对应的可循环次数较高，对电池的损伤也较小；反之，对应的循环次数减小，对电池的单次损伤也较大。随着电池反复的充放电，电池的累计损伤逐渐增大，体现出电池寿命的衰减。储能全寿命优化模型基于DOD反馈（中短期）充放电特性优化基于SOC反馈（超短期）充放电特性优化SOCP/kW0OClowSOChighSOCmax

1PcPdisPdis,maxPdis,ratedPc,ratedPc,maxSOCmin2

S1345FULLHighNormalLowLimitSOCmaxSOChighSOClowSOCminSOC划分工作区域基于SOH/Damage反馈模糊控制储能充放电特性，制定放电深度决策表SOH1234Damage4321DOD0.70.60.50.4DOD（电池充放电深度）与 SOH（电池健康度）有关对旧电池的实际放电深度重新计算旧电池SOH<1，DODr>DODs传统方法对各个储能单元缺乏区分优化，新旧电池的可放电深度预设值DODnew=DODold=DODs全寿命优化对各储能的寿命评估模型分别进行评价，优化得到的可放电深度预设值DODnew>DODold对于旧电池，利用储能全寿命优化策略得到的电池放电深度和单次损伤都低于传统方法，这体现出对旧电池的合理利用对旧电池的单次损伤比新电池小，这体现出对旧电池运行维护的合理性。而传统方法旧电池的单次损伤大于新电池，进一步加剧旧电池的损耗。SOC1——旧电池的荷电状态SOC2——新电池的荷电状态储能荷电状态曲线图均可以表明，新电池的放电深度大于旧电池的放电深度，这体现了考虑电池新旧程度（SOH）的放电深度优化，体现了对旧电池的合理维护和利用。PV

SystemDistribution

GridFuel

CellPEI3PEI1PEI2PEI4PEI5PHEV

BatteryPEI6Wind

TurbineBatterySystem由于没有配电网的支撑，因此需要选择储能作为主电源或者多个储能共同做主电源承担功率。一）主从控制方式主电源的确定混合储能高于单一储能（实现功能多样性）容量大的储能高于容量小的储能（维持系统安全稳定）新电池高于梯次利用电池（提高调节性能）3组储能参数确定优先级储能1最高；储能2次之；储能3最低；确定分配系数2

k1

0.6522

k

0.2174

k

0.1304

3组成单元额定容量（kWh）额定功率（kW）SOH储能1（H1）电池（新）150501.0超级电容0.01150/储能2（H2）电池（旧）150500.867储能3（B3）铅酸蓄电池30301.0MainGridMGCCU2AVAV1

[MVA]0.4[kV]/10

[kV]#2

#14

[ohm]GraphPageBRK1PV

(40kWp)1.25[MVA]0.4[kV]/10

[kV]#2

#14

[ohm]AV复合储能2SC0.5[MVA]0.4[kV]/0.4

[kV]#1

#2AVP+jQ

P+jQP+jQP+jQAVAVAVAVBRKB0.5[MVA]0.4[kV]/0.4

[kV]#1

#230kW电池AV0.5[MVA]0.4[kV]/0.4

[kV]#1

#2BATTERYSC复合储能1BRK3Load1Load2BRK4BRK2Load3Load4BRK5BRKPVBRKH2BRKH1AVAVPCCU1BRK64

[ohm]4

[ohm]4

[ohm]BATTERY0.035

[MVAR]无功补偿光伏电池40kW、风机10kW单一储能30kWh、复合储能均为150kWh4回负荷共100kW研究实例图3

负荷变化波形图4

光伏发电单元输出功率波形01020 30 40图1

系统频率波形506049.50t/s49.7550.0050.2550.50频率

(Hz)010 20 30 40图2

系统电压标幺值波形50600.900t/s0.9501.0001.0501.100标幺值t/s

01020304050601009080706050403020100P(kW)Q(kVar)PQ10203040506022.520.017.515.012.510.07.55.02.50.0P(kW)Q(kVar)t/s

0PQ图5

储能单元输出功率曲线010203040P(kW)706050403020100t/sH1H2B3H1H2B3结论系统电压、频率维持恒定各储能按照性能不同承担不同功率缺额；混合储能内，电池输出功率变化平缓50 60 102030405060-20.0-15.0-10.0-5.00.05.010.0Q(kVar)t/s

0H1H2B3H1B3H21020 30 40图6

H1功率分配波形50606050403020100-10-20-30-40BSCP(kW)t/s

0BSC二）对等控制方式对等控制无需通信环节，也无需确定储能的优先级，实施简单、经济节约、可靠性及可扩展性好。但是，由于只有本地信息，对等控制无法确定下垂系数间的相对大小，无法实现含梯次利用电池系统的最优运行。通过分布式二次调节手段，实时迭代更新下垂系数，使得新旧电池能均衡出力，保证系统性能最优，同时保持较高的可靠性。FC1FC2Ba1Ba2Agent1Agent2Agent3Agent4Agent5Load1Load6Load5Load4Load2DCbus

2FC3

Load3DCbus

3GCCAgent

Power

LineCommunicationLinkPIPsen

Pref

+

-GCMIM 0GCC

Agent∆P∆VPI-GCM

0IMDG

Agent∆P∆VUo∆P[0]or

∆V[0]∆P[0]or

∆V[0]

Uave

+

CurrentConsensus

Network

InformationConsensus

Network ∆P[∞]

or

∆V[∞] Uo

IoVirtualResistanceinPrimary

ControlRd……T0ProcessofAverage

ConsensusT0T0+∆TT0+N∆T分布式二次调节策略储能单元输出功率变化曲线结论在二次调节的基础上，微电网能运行稳定各储能按照性能不同承担不同功率缺额；1020304040.035.030.025.020.015.010.05.00.0P(kW)H1H2B3t/s

0H1H2B350 60 10 20304050603.02.01.00.0-1.0-2.0-3.0-4.0-5.0Q(kVar)H1H2B3t/s

0H1H2B31020304050 6049.5049.7550.0050.2550.50频率(Hz)t/s

01020304050601.1001.0751.0501.0251.0000.9750.9500.9250.900标幺值t/s

0系统频率、电压变化曲线其他功能——电能质量复合控制储能设备对分布式发电带来的电能质量问题进行主动治理，以达到提高整个系统稳定性、保证给负荷提供优质电能质量的目地，实现系统高效、稳定运行。储能系统DCAC配网电网信号监测V、I测量控制方式切换运行模式切换主控制器光伏风机负 负荷 荷1 2蓄电池负荷3静态开关PCC1km1km1km2km1km借鉴统一电能质量调节器（UPQC）的结构，构造基于储能的复合电能质量控制装置，即将储能接在直流侧，通过串、并联逆变器结构完成馈能与电能质量治理任务。储能MPPT副逆变器控制

主逆变器

控制本地负载配电网

主并联逆变器逆变器并网有功输出谐波治理无功补偿串补逆变器电压暂降补偿隔离网侧电压扰动功率因数校正谐波电压抑制0.1900.2100.2300.290-0.0050-0.0100-0.0150-0.0200-0.02500.02500.02000.01500.01000.00500.0000kAIgACS

ILNIgPCC

IwIw2

ILL0.2000.2500.3000.3500.400706050403020100a

相畸变率loadN0.250

0.270

a

相畸变率gACS0.0900.1100.1700.01500.01000.00500.0000-0.0050-0.0100-0.0150kAIgACS

ILNIgPCC

IwIw2ILL0.1000.1500.2000.2500.3000.35045.040.035.030.025.020.015.010.0a

相畸变率loadN0.130 0.150

a

相畸变率gACS电源电流、负载电流、补偿电流储能在PCC点处做APF储能在PCC点处做PQ+APF控制配网电流配网电流装置电流装置电流A相电源和非线性负载电流畸变率0.20

0.300.40

0.50

0.600.70

0.80

0.901.00

1.100.9800.9700.9600.9500.9400.990电压标幺值

UgACSrms1.0000.00900.00800.00700.00600.00500.00400.00300.00200.00100.0000-0.0010MWQgACS

Qw0.20 0.300.40 0.50 0.600.70 0.80 0.901.00 1.100.9800.9700.9600.9500.9400.990电压标幺值

UgACSrms1.0000.00900.00800.00700.00600.00500.00400.00300.00200.00100.0000-0.0010MWQgACS

Qw在配网有轻微电压暂降时，综合控制装置利用储能增发无功，协助配网保持电压稳定。无功支撑后的电压暂降得到改善没有无功支撑时的电压及配网无功功率1、百千瓦级退役电池风光储微电网示范工程分布式电源主要性能容量风力发电机垂直轴微风风力发电2×10

kW光伏发电单晶透光光伏50

kW储能系统移动式储能100kW/140kWh2、百千瓦级退役电池储能系统储能系统：100kW/140kWh。储能电池组规格：768V180Ah。电池系统由40个Pack组成，每个Pack串联6个180Ah的电池模块，并配套电池管理系统及高压控制部件。电池分选标准：选用4A级退役电池（标称容量为20Ah）。电池配组标