未來“30/60，兩碳目標”的實現，一定是離不開新能源。光伏/風電新能源是絕對離不開電化學儲能系統。傳統電力系統“源網荷”轉變為新型電力系統必須得加上儲能，組成“源網荷儲”大系統。討論新型電化學儲能系統就得提構網型儲能系統，構網型儲能系統不只是平滑新能源發電、調頻、調峰等隨網型應用，更大的應用市場是未來要代替傳統化石燃料發電廠，應用虛擬同步發電機的技術，構建虛擬電廠，成為微電網、區域電網、大電網中可調節的主電源。

　　構網型儲能系統主要還是以新型電化學儲能系統為主體的設備組成，內部的主要設備儲能變流器和EMS協調控制需要做一些技術變革。下面我們分別對兩個設備做下技術分析。

　　儲能變流器是雙向交直流變換的設備，可快速精準控制整流/逆變充放電大小，可并網/離網應用。

　　儲能變流器并網應用時，檢測電網側電壓，采用鎖相環(PLL)的控制方式，跟蹤網側的電壓波形和相位，采用功率外環、電流內環進行控制，從而得到所需的電壓以及網側電流。

　　圖1并網模式控制拓撲圖

　　儲能變流器離網/孤網應用時，網側交流母線失去了電網電壓和頻率的支撐，變流器按照設定的工作頻率fref=50Hz，采用同步發電機的下垂特性的控制方式，控制功率輸出。另外，通過電壓、電流雙環控制器控制變流器輸出電壓幅值和相位，獲得所需的電壓。

　　圖2離網/孤網模式控制拓撲圖

　　圖3下垂控制

　　以上是儲能變流器在并/離網兩種模式下的控制策略，那儲能變流器在做并離網切換時其控制系統按照什么方式或策略來運行呢?早在10年前就有專家學者提出了虛擬同步發電機的概念技術理論。下面我們來了解下同步發電機組的技術原理。

　　發電機組有兩大控制系統，分別是調速控制系統和調壓控制系統。調速控制系統通過PI控制調節發動機轉速，從而控制調節頻率和輸出功率。調壓控制系統也是通過PI控制調節輸出電壓和相位。當發電機組由并網轉離網時，由于發動機旋轉部件的轉動慣量和阻尼特性，以及調速控制系統和調壓控制系統在給定的額定頻率和額定電壓為參考值的前饋控制下，發電機組做下垂控制運行，能夠實現無縫平滑切換到離網模式，成為微電網或孤網內的主電源，支撐/構建孤網的電壓和頻率。當發電機組由離網轉并網時，通過發電機組的自動同期裝置，將控制信號給到調速控制系統和調壓控制系統調節轉速頻率、電壓幅值和相位。當發電機組與外部大電網電壓、頻率同期后，合上PCC處的開關，實現并網。發電機組的調速控制系統和調壓控制系統跟隨大電網的頻率和電壓，根據調度指令調節輸出有功和無功。

　　為方便大家更好理解轉動慣量，舉個生活中的例子。開過燃油車和電動汽車的朋友有體驗過，燃油車在松開油門后，汽車會繼續往前遛很遠一段距離才會停住;而電動汽車在松開油門后，感覺就像失去動力似的，很快就會停住。相反，在停車起步階段，燃油車起步速度上升慢，加速時間長;而電動汽車起步速度快，加速時間短。這個現象就是轉動慣量造成的。

　　再回到儲能變流器的控制策略問題，儲能系統在做并離網切換時，儲能變流器在接收到EMS的模式切換命令信號前，在這段時間內儲能變流器按照什么控制程序來運行?如果沒有做任何控制策略，儲能變流器會發生過載或倒灌現象，導致故障停機。所以儲能變流器采用虛擬同步發電機的技術，模擬發電機組的轉動慣量和阻尼特性，平穩渡過這一黑障盲區，類似具備故障穿越能力。待接到EMS模式切換命令信號后，儲能變流器再切換到并網或離網模式。

　　VSG控制技術通過模擬同步發電機機械和電磁部分，使變流器具備同步發電機的慣性阻尼特征。虛擬同步發電機的有功-頻率控制模擬同步發電機的轉子和一次調頻過程，用于表征有功-頻率下垂特性。其有功-頻率控制根據檢測有功功率偏差來改變虛擬同步發電機的虛擬機械功率輸出，從而實現頻率調節。頻率動態調節過程如下

　　Jω= (P* -P)/ω-D(ωref-ω)

　　式中：J為虛擬轉動慣量;D為阻尼系數，表示單位頻率變化對應的有功功率調整值。

　　注：此小段摘自《構網型儲能變流器及控制策略研究》

　　下面討論下構網型儲能系統需要什么樣的儲能設備?構網型儲能系統，電化學儲能電站在電網中作為主電源。代替原來的火電廠/水電站的發電機組。目前的火電機組的單機發電功率都已經超過1000MW。未來的獨立電化學儲能電站也要達到GW級，其輸出有效功率要大于電網內其他發電廠/站的功率，支撐整個電網的電壓/頻率。因此構網型儲能系統對儲能變流器的單機功率也要相應提升，網側大功率集中式的儲能變流器將是發展趨勢，硬性需求。組串模塊化小功率的變流器組網數量大多，架構層級多，通信延時長，控制一致性差;并聯數量多，易產生環流和諧振等問題。然而集中式的儲能系統又有直流側并聯一致性差、環流和短板效應等問題。結合兩種儲能系統技術方式的優缺點，此時我們發現集散式的方案呼之欲出了!在直流電池系統側加DC/DC變換器，直流電池端無并聯環流，簇控式模塊化管理;DC/DC變換器在直流母線上可多機并聯，組成大功率大容量的直流電源系統。交直流變換再通過集中式大功率DC/AC變流器與電網交互。集散式儲能系統架構簡單、控制一致性高;在交流網側和直流電池側間加一級DC/DC起隔離作用，安全性更高。總結下，未來獨立式大型儲能電站采用集散式儲能變流器將是趨勢，組串模塊化儲能變流器適用于分布式、工商業、用戶側儲能系統。

　　以上只是對構網型儲能變流器的分析，下面分析下EMS和協調控制器。構網型儲能系統做一次調頻、黑啟動、主/從電源切換、與大電網并網等都需要接收EMS和協調控制器的控制命令，執行并離網模式切換和自動同期調節控制。EMS和協調控制器硬件上可能需要增加一些采集點位，軟件程序上需增加一次調頻、黑啟動、主/從電源切換、與大電網并網等控制邏輯。

　　構網型儲能系統需要大功率、高容量的系統。因此現有的1小時放電(1P)、2小時放電(0.5P)的儲能電池系統仍然適用。未來隨著新能源發電量的占比越來越大，儲能電池系統容量需求將會轉向長時儲能。

　　構網型儲能系統通過虛擬同步發電機技術實現代替化石燃料發電廠，使其逐步關停。構網型儲能系統通過其速率快、精度高的特性廣泛應用于新能源發電和負荷的波動調節。未來儲能電站的裝機規模將要超過光伏或風電的裝機量。儲能不再是依附于風電/光伏新能源電站配儲做輔助調節作用，而是在“源、網、荷、儲”中與前三者同等地位。建設構網型儲能系統才能真正實現萬億級的儲能市場。通過技術的不斷迭代創新，才能使儲能這個賽道不斷拓寬和延伸。