赵龙：直流耦合型光伏储能系统

5月19日至21日，“第八届中国国际储能大会”在深圳隆重召开， 来自中国、美国、德国、英国、加拿大、西班牙、日本、韩国、澳大利亚等国和地区1500余位政府机构、科研院所、行业组织、电力公司、新能源项目单位、系统集成商等代表出席本次大会。

上能电气股份有限公司研发常务副总赵龙在分布式光伏与储能系统应用专场，发表了题为"直流耦合型光伏储能系统"的精彩演讲。

演讲内容如下：

赵龙：

各位来宾，大家好!我来自上能电气股份有限公司深圳研发中心，很荣幸有机会跟大家分享上能电气在过去几年时间，围绕直流耦合型光伏系统的相关研究成果。

众所周知，光伏发电目前仍在存在一些系统性的问题，包括光伏出力的准确预测问题;支撑电网的功率实时调度响应问题;以及目前大量光伏电站集中在西部建设后，电力送出通道限制带所来的一系列弃光限电问题等等。

随着光伏发电在电网中所占比例越来越高，上述问题也越来越显著，而储能，则是解决上述问题的重要手段。通过光伏电站应用储能技术，不仅可以切实的解决弃光问题，促进可再生能源消纳，实现可再生能源平滑功率波动、削峰填谷、也是未来满足可再生能源大规模接入电网的重要手段。

在过去几年，上能电气围储能技术开展了多方面的研究工作，先后储备了一些列产品和技术：我们有开发模块化的储能PCS，以50KW为一个模块单元，可以灵活并联构建各种功率的储能变流器，具备灵活的功率配置和宽的电池电压支撑范围，该产品我们目前广泛应用于分布式储能系统和利用梯次电池构建的储能系统。同时我们也有开发更大大功率的模块化储能PCS，单模块功率达到125KW，通过PCS模块并联可以构建500KW的模块化储能PCS，目前也广泛应用于工业和分布式的储能系统。这些都属于相对传统的PCS变流器产品，在光伏电站中，也完全可以采用这些类型的PCS来构建储能系统，实现光伏和储能的结合。目前的常规方案就是采用这些PCS，构建独立的储能电站，通过变压器在高压端和光伏电站的出力耦合在一起，形成交流耦合式光伏储能解决方案。但是，与光伏紧密结合的储能电站，毕竟不同于独立的储能电站，采用这种传统的交流侧耦合的设计，在某些方面却并不完美，包括设备投资大，光伏的电能存储到电池要反复经历逆变，升压，降压，整流等多个环节，带来系统效率的损失以及额外的投资成本的增加。EMS系统的设计也相对复杂，EMS需要同时控制光伏和储能两套系统，保证两套系统出力矢量和符合控制要求，对系统的控制响应速度有较高要求，实现起来会存在很多困难，EMS的复杂度和投资成本会非常高。

同时，前面几位专家提到，在大型的发电系统中，PCS接入交流电网端口，并网手续、并网认证也都会相对比较复杂，都可能会增加额外的成本。

所以，几年前我们就开始思考，能否结合光伏发电系统的特点，专门量身定制一套更适合光伏发电的储能系统，为此上能电气开展了相关的系统研究和设计开发。

刚好在最近这段时间，美国国家可再生能源实验室发布了一份最新的研究报告，报告中提到，到2020年，随着太阳能光伏在电网中的渗透率不断提高，光伏加储能的效益将越来越明显，尤其在直流侧，与储能密切结合的设计模式在未来最有性价比。报告中给出不同方案的测算数据，包括纯光伏发电、独立光伏电站加独立的储能电站、在交流侧耦合的光伏加储能、以及在直流侧耦合的光伏与储能配合的技术方案，对各类方案进行了详细的投资收益分析。在测算过程中，结合美国当地的政策补贴，得出结果是在直流侧耦合的光伏与储能配合的方案性价比最优。这其实与上能电气针对这个问题的观点不谋而合。

我们认为，围绕与光伏紧密结合的储能系统，如果其用途主要应用于实现削峰填谷，平滑出力曲线，跟踪发电计划，或者做速度相对较慢的二次调频等功能时，可以优先采用效率更高，投资成本更低的直流侧耦合分布式储能方案。而针对与光伏结合相对较弱的其它储能应用，则仍可以采用传统的交流侧耦合解决方案。

围绕实现光伏直流侧耦合的分布式储能系统，我们开发的核心设备是一台专用的DCDC双向功率变换器，实现直流到直流的双向功率变换，充放电功率250kW;在这个设备中我们采用了最新的高效能功率器件，设备可以长期工作于接近99%的高效率区间。同时，这款设备本身不仅仅是储能的功率变换器，同时也集成了能量控制单元EMU、通信设备，环网交换机、低压配电、BMS监控系统等等。对外只需要连接两组电池、连接空调和消防，就能简单快速的构建标准化储能系统。配合上能集散式光伏发电系统，可以构建直流接入的光伏储能系统

目前在光伏发电领域已经有越来越多的上能集散式光伏发电系统在规模化应用。集散式光伏发电系统的特点是前端是MPPT控制器，一方面实现对光伏组件的多路MPPT寻优。另一方面，将光伏组件变化的电压升压到接近850V的稳定的直流母线送至后端的集散式逆变器。因为存在一条稳定的直流母线，集散式光伏发电系统非常适合在直流母线上挂接DCDC变流器，构建成直流耦合的光伏储能系统，并且，也便于实现从光伏到光伏储能的平滑升级：，我们目前已经可以在集散式逆变器出厂时就预留好储能系统接口，在未来需要的时候，可以很方便的接入储能集装箱，集散式光伏发电系统就平滑升级光伏储能系统。在这里，我们也看到，在集散式光伏发电系统中，直流储能系统是挂接到集散式稳定的850V直流母线上面，而不是并联在光伏组件的直流端口，否则会面临组件的宽电压变化范围的影响，也容易对MPPT寻优精度的造成硬性，需要采用更复杂的手段予以解决，这个后面会介绍到。所以我们也看到，集散式光伏发电系统，因为存在这样一个稳定的直流母线，具备直流耦合型储能系统接入的先天优势。

那直流耦合型光伏储能系统，会具备什么特点和优势哪?在无锡的上能电气工业园区内，我们搭建了这样一套直流耦合的集散式光伏储能系统。我们可以看到一天的功率曲线，红色线是我们给逆变器发出的功率调度，黑色线是实际输出功率。我们可以看到输出功率值在紧密跟踪调度功率，当输出功率和光照资源存在差异时，系统通过内部能量控制单元EMU，控制DCDC变流器自动实现储能电池的充电和放电，这套系统中，不需以来复杂的电站EMS系统，只需要依靠现有光伏电站的功率控制系统，直接控制逆变器按电网理想的目标进行出力即可，电网的出力目标和光伏出力之间的差值，集散式光储系统内部的EMU会自动控制光储系统内部的DCDC变流器进行能量的差值补偿。

具备了这个功能，该系统可以用于解决前面所提到的一些列光伏发电系统棘手棘手的问题：比如弃光限电问题,我们看到，在中午时分给我们给光伏逆变器下发了限功率指令，此时系统自动对电池充电，下午时分电站限功率指令消失，系统把光伏限功率时存储的电能，通过光伏逆变器释放给电网，从而可以有效的解决目前大量的光伏电站弃光问题。

该功能目前已在光伏电站投入了实际应用：在华能格尔木光伏电站，上能的直流储能变流器接入了第三方品牌集中式逆变器的直流输入侧，构建与集中式逆变器配合应用的光伏储能系统。刚刚前面有提到，直流储能系统接入到集中式逆变器前端，会直接和光伏组件并联在一起，面临一系列问题需要解决，华能清洁能源研究院针对这些问题专门开发了一套HNC控制系统，通过该系统就可以直接将上能的DCDC直流变流器挂接到任何品牌的集中式逆变器直流输入侧来构建集中式逆变器光伏储能系统。附图是该系统的出力曲线，我们看到，接近中午时光伏厂区开始限电，此时逆变器的功率会紧密跟随电网的出力控制目标将逆变器功率下降，之前没有储能时，逆变器功率下降会造成弃光，现在加入储能系统后，多余的光资源会自动存储在电池中。下午时，限功率结束，电池自动通过逆变器进行放电。通过这个过程实现两点，一是解决弃光问题，二是实现平滑功率输出，因为它可以高精度的跟随电网要求进行出力。从曲线可以看到在下午时，电网给逆变器下发了一个瞬时的出力阶跃指令，在传统的光伏系统中，如果电网有这种功率向上阶跃指令，逆变器无法响应，因为光伏组件没有多余的功率进行这种功率支撑，但是直流侧加入储能之后，光伏发电系统就具备了这种能力，我们看到逆变器此时瞬间就响应了电网的这个指令，这意味着，光伏电站从此具备了电网的调频能力、稳定电网的能力，让光伏电站从一个不受电网欢迎的垃圾发电变成未来可以有效支撑电网稳定的一个发电系统。

在直流侧耦合储能系统还可以带来哪些优点?比如我们投资建设一个125兆瓦的光伏电站，用户可能要购买125兆瓦逆变器、125MVA的升压变压器，建设一个125MVA的升压站以及对应功率的送出线路。但是这些设备只有很少时间会进入额定功率运行状态，大多数时间，比如晚上是闲置的，下午和傍晚处于效率比较低的轻载状态。如果我们在直流侧接入25兆瓦功率的储能，理论上就可以把光伏组件的峰值功率降低25MW。这样，峰值功率的降低可以另电站投资商少采购25MW的光伏逆变器，少采购25MW的变压器，升压站和送出线路都可以按更小的功率进行投资，可以有助于进一步降低光伏储能系统的投资成本，这都是在直流耦合型储能系统可以带来的优势。但如果是交流侧通过高压端进行耦合，往往还需要增加额外的储能系统变压器和电缆的投资。

此外，直流侧的储能接入还可以在一定程度上提高光伏电站的效率，光伏发电的效率是随着光伏出力的不同变化而显著变化的，光伏出力很高或很低的时候，发电效率都会大幅降低。在直流耦合型储能系统，可以将存储的电能安排在傍晚时，光伏电站运行到进入出力较低，效率较低的区间时进行放电，让后端逆变器、变压器等设备进入到效率相对较高的功率运行区间，可以进一步提升光伏储能电站的运行效率。

直流耦合型储能系统也容易被设计成为一个高度灵活、积木式的储能系统，便于用户未来分布式投资和建设。比如在2017年的时候，也许那时候储能政策和需求还并不明确，我们可以先建立独立的集散式光伏电站，到2018年的时候，也许有用户开始想尝试在光伏系统中小规模加入储能进行试用，这时我们可以投入一个10尺的直流储能单元到接入到光伏系统中，也许到了2019年这个电站弃光问题加剧，用户可以再投入一个储能集装箱虚拟并联投入，进一步增加储能容量。上能的直流储能系统具备虚拟并联技术，支持不同容量，不同电池类型的储能集装箱，挂接在同一条直流母线下面。甚至同一个集装箱内部，也支持两组不同电压，不同容量，不同类型的电池虚拟并联在一起。这样就大大增加了系统的配置灵活度。使这个系统成为配置灵活、易于分步投资的积木式储能系统。

直流耦合型储能系统，可以分布安装在各个光伏发电单元当中，增大了储能系统的物理间隔，可以在最大程度上规避大量电池的集中布置，系统安全性更改，也可以有效的保障企业资产的安全。

利用该DCDC变流器不仅可以构建直流侧耦合型的分布式光伏储能系统，其实，如果该系统的前端如果不接入光伏，那它本身也是一套独立的储能系统，这种前级采用DCDC变流器,后级连接ACDC变流器的储能系统，有以下几个特点：

第一，前端的DC/DC变流器，可以令储能系统支持更宽电池电压的范围。否则，电池电压一旦低于500V，传统储能系统通常是无法正常工作的，这就大大增加了电池的适用性，尤其是对梯次电池的适用性。此外，系统配置的灵活度大大加强，通过DC/DC变流器的控制解耦，储能系统可以采用不同类型的电池实现虚拟并联，大大提升了储能系统的配置灵活度。

下面介绍一些实际应用案例：华能清洁能源研究院在2017年开展了一项围绕光伏电站直流侧储能技术的开发与应用示范工程，该项目位于华能格尔木光伏电站，华能清洁能源研究院为此专门开发了一套HNC控制系统，用于在集中式逆变器实现直流侧接入储能系统，在该项目中，利用该系统将上能的DCDC直流变流器挂接到了第三方品牌的集中式逆变器直流输入端，有效的解决了该场站的弃光问题，并具备了平滑功率和跟随电网调度等功能。该项目对于存量电站的储能系统升级具有重大示范意义。

这是在无锡上能公司产业园区搭建的分布式电站储能系统，在储能集装箱内部，我们分别采用了松下的三元锂电池，和库博能源的磷酸铁锂电池，把这两组电池通过上能的DC/DC变流器虚拟并联起来构建成一个储能单元。电池类型不同、电压不同，容量不同，但储能系统完全可以正常运转，并且从根本上避开了传统方案中多组电池直接并联所可能存在的各类问题。也方便用户在未来对系统进行平滑的容量升级和电池更换。

谢谢大家!