电池储能系统

利用退役电池构建储能系统，充分利用其剩余价值，是解决大量退役电池再利用的重要途径。然而，经过多次充放电影响，退役电池不一致性问题较新电池更为突出。在此背景下，首先，针对退役电池储能系统提出了分层式可重构均衡拓扑。其次，基于该拓扑提出了分层式均衡控制策略。考虑组内部和组间两个层次的均衡控制，组内以SOC和端电压为均衡变量，通过重构实现电池单体状态均衡，组间以SOC为均衡变量，通过重构保证全电池簇均衡。同时考虑多种运行工况：静置过程中通过自均衡提高电池组的均衡效率和可用容量，放电过程中通过拓扑结构变换维持输出电压稳定，充电过程中考虑能量损耗和充电速度合理优化充电电流，缩短充电时间，减少温升，延长电池使用寿命。最后，在Matlab中验证了所提拓扑与均衡策略在不同工况下的有效性。

在“碳达峰·碳中和”国家能源战略变革背景下，大规模可再生能源的加速并网加剧了电力系统对于快速调频资源需求的迫切性，如何充分发挥以电池储能系统(battery energy storage systems,BESS)为代表的新型快速资源在电网调频中的作用是解决该问题的关键。首先，为满足电网各类型调频资源在自动发电控制(automatic generation control,AGC)系统中的接入监视与分类决策需求，提出“域-群-机”三级控制模型架构；然后，从BESS的荷电状态(state of charge,SOC)主动管理出发，提出基于改进的动态调频容量(dynamic available AGC,DAA)的多元集群协同控制策略，以及引入SOC影响因子的多点BESS功率分配策略；最后,结合实际电网的持续扰动工况及模拟跳机扰动工况进行仿真分析，验证了文中所提控制策略的有效性。文中所提策略不但可以显著改善各单点BESS的SOC一致性，而且能够提升电网调频品质。

在“双碳”目标背景下，解决高风电渗透率系统建设带来的调峰安全性和经济性问题。 方法 采用电池储能系统削峰填谷的解决方案，提出了一种兼顾技术及经济性的锌溴液流电池(zinc-bromine flow battery，ZBB)储能的调峰优化控制方法。根据实际电池装置，对ZBB储能进行结构解析及数学模型构建。考虑调峰技术性效果，以调峰后的负荷曲线标准差最小为目标函数，提出一种考虑调峰效果的储能双向寻优控制策略。在此基础上，依据电网分时(time of use，TOU)电价政策，以技术性及经济性最优为目标函数，提出一种基于TOU电价机制的储能调峰经济模型，得出储能优化功率时序结果。最后，以东北某地区负荷及风电数据为例，对比验证所提策略的有效性。 结果 所提策略相较于原负荷，在日均负荷峰谷差、峰谷差率指标上分别降低了35.973%和34.205%，在调峰经济性优化方面提高了5.582%，且合并缓解了电网弃风消纳问题。 结论 所提策略在达到一定调峰效果的同时，在其全寿命周期内仍保持较好的调峰经济性。

成本效益及投资风险分析对用户侧储能项目建设至关重要。建立了储能全寿命周期成本模型和用户侧收益模型,利用动态投资回收期、净现值、内部收益率等经济评价指标对浙江电网大工业用户、一般工商业用户建设储能系统的经济效益进行分析,并采用Crystal Ball软件对用户侧储能项目的投资风险进行评估,可为用户侧储能项目建设及投资决策提供有益指导。

电池储能具有响应速度快、功率密度高、安装地点无要求等特点，是目前十分有前景的储能技术之一。级联变流器用作大容量电池储能变流器时，能够省去工频变压器直接接入中高压电网，即高压直挂式电池储能系统，具备模块化、高电压直挂、单机大容量、多电平输出等优点。然而，目前国内外还缺乏计及电池外特性的高压直挂储能系统的实时仿真模型的研制以及基于实时仿真模型的控保策略研究。首先开发了国内外首个基于CPU和FPGA联合仿真的高压直挂大容量电池储能系统的实时仿真模型。其次以典型的35 kV高压直挂大容量电池储能系统为例，基于OPAL-RT的RT-LAB实时仿真平台，搭建了相应的实时仿真系统，能够支持控制保护系统的闭环接入。最后，多种工况下的测试结果能够验证实时仿真模型和控制保护策略的有效性，为高压直挂大容量电池储能系统的设计和控制优化提供技术支撑。

为增加系统惯性，直流微电网内锂电池控制器常采用虚拟直流发电机(virtual DC generator, VDCG)控制方案，但该方案无法使锂电池荷电状态(state of charge, SOC)自均衡。现有基于VDCG的锂电池SOC均衡方案仅能实现电压等级一致的非等容锂电池SOC均衡，而退役锂电池储能系统(retire lithium battery energy storage systems, RLBESS)的容量和电压等级均难以保持一致。针对此问题，提出了一种基于VDCG的适用于不同电压等级及容量的RLBESS 组间SOC均衡方案。该方案在传统VDCG的基础上建立U-Pm关系式并引入SOC均衡因子，能够根据初始SOC状态自动调节锂电池的功率分配，并保持良好的电压质量。建立了所提方案的小信号模型，分析了关键控制参数对系统稳定性的影响。最后，利用Matlab/Simulink仿真软件对不同工况进行有效性验证。仿真结果表明：所提方案能够在锂电池电压等级不一致工况下实现RLBESS 的SOC均衡，具有良好的可扩展性。

为应对分布式储能终端给电网的管理和运维带来的巨大挑战，提出了一种基于通用即插即用协议的电池储能系统(battery energy storage system, BESS）终端信息交互机制。首先基于电力物联网标准的建模方法，定义BESS属性、服务和事件3个维度的模型模式规范，构建了一种适用于配电侧BESS的物联终端模型，消除了传统系统中云主站与终端模型间的异构问题。其次，提出一种基于通用即插即用协议的BESS终端与云主站间的注册/识别机制：以BESS终端自描述配置为基础，通过获取云主站的证书或认证来完成身份验证，保证数据的安全，从而实现快速识别与连接。最后以模型和协议映射为核心构建云边端式BESS信息交互机制，并以某配电网馈线中的储能系统为例，通过一致性测试验证BESS终端与云主站各项业务功能信息交互的可行性和有效性。

微电网接入配电网之后，能够规避分布式电源给配网带来电压闪变、谐波污染等一系列不利影响，促进分布式电源与可再生能源的大规模接入。常规的微电网组网结构主要以交流微电网系统为主。近年来，随着用户直流负荷持续增加，以及光伏、电池储能系统等具有直流输出特性的分布式电源在用户侧的广泛接入，兼顾交/直流分布式电源并网需求以及交/直流负荷供电需求的混合型微电网成为工程的建设热点。交直流混合微电网同时具有交流微电网与直流微电网的优点，可根据供电区域内分布式电源与负荷类型灵活选取组网方式，并且可以减少分布式电源的电能传输环节，降低电能传输损耗。由于交直流系统的帮合导致交直流混合微电网系统的运行管理较为复杂，目前尚没有完善、标准的组网和运行管理模式，实际工程过程中普遍存在着并网/孤岛切换振荡难以抑制、交直流系统交互影响、对外联络线功率难以管控等难题。本成果创新性提出一种基于混合储能技术的交直流混合微电网组网拓扑及其运行控制方法，旨在解决交直流微电网技术在实际工程中存在的上述难题，实现交直流微电网系统多模态稳定运行及与大电网间的协同调度，保障区域内交直流负荷的高质量电能供给及多样化分布式电源的高效利用，推动我国分布式能源技术的发展及工程推广应用，加快我国能源消费结构的“电能替代”和“清洁替代”进程。

新能源发电具有波动性和随机性的特点，大规模新能源接入电网在能源消纳和电网稳定性等方面带来挑战。储能技术是解决能源消纳问题、构建以新能源为主体的新型电力系统和实现“双碳”战略目标的关键支撑技术。以电池储能为代表的新型储能产业已经由商业化初期步入规模化发展阶段。电池储能具有响应速度快、建设周期短、占地面积小等优点，可提升电网调峰、调频能力和稳定性，近年来呈规模化、爆发式增长态势，大容量电池储能技术的研究具有重要的现实意义。