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摘要：随着新能源发电的不断发展，储能成为建设新型电力系统、推动能源绿色低碳转型的重要技术和基础装备，也是实现“双碳”目标的重要支撑。本文对电化学储能种类、控制方式、冷却等进行了探讨，并详细阐述了冀东油田G75平台光伏电站储能系统设计过程；为电化学储能在油气领域的全场景应用提供技术支撑。

关键词：磷酸铁锂 储能技术 电化学储能

1 引言

在全球能源转型和碳减排的加速推进下，清洁能源占比逐步提升，大规模不稳定电源接入对电网稳定运行带来挑战，储能成为新能源替代的关键，处在前所未有的发展机遇期。各种型式储能产品飞速发展，多样化集成方案也开始出现。储能能够能够保障能源的持续稳定供应，确保电网稳定运行，提高新型能源的利用率，对于构建更加灵活、智能的电网体系具有重要意义。

2 几种主要储能类型

2.1 储能型式及装机占比

根据不同的存储介质和技术路线，储能主要分为机械储能、电化学储能（锂离子电池、铅蓄电池、钠离子电池、液流电池等）、电磁储能（超级电容器、超导储能等）、热储能、氢储能五大类。各种型式储能如下图所示。

据不完全统计，截止2023年底，全球已投运电力储能项目累计装机规模289.2GW，年增长率21.9%，是2022年同期的近两倍。其中，锂电储能在我国储能装机容量占绝对主导地位。锂电池储能占比97.3%，铅蓄电池储能占比1.2%，压缩空气储能占比0.7%，飞轮储能和钠系电池储能分别占比0.6%，液流电池储能占比0.6%，其他技术路线占比小于0.1%。

2.2 电化学储能

电化学储能中主流为锂电池、铅酸电池、液流电池。锂电池优势在于对建设环境无特殊要求，能量效率高、功率和时间配置灵活，且建设周期短。铅酸电池对环境无特殊要求，充放电性能好，价格相对较低，但不宜深充深放，循环寿命相比锂电池较短。全钒液流电池优势在于寿命周期长，无需更换电堆和电解液，全寿期度电成本稍高于锂电池，但是占地面积大，初始投资高，运行期间检修维护工作量较大，适合长充放电时间（＞4h）大容量（能量）储能场合。

随着锂离子电池成本的不断降低，锂离子电池在电网侧、新能源配套、用户侧储能领域的优势凸显，国内外得到了爆发式的发展。两种主流锂离子电池为磷酸铁锂电池和三元锂电池。磷酸铁锂具有成本低、循环寿命长、耐高温、安全性高、无污染的特点；而三元锂电池尽管能量密度高、低温性能好，但循环寿命短，价格偏高，活性高，易发生火灾。

综合考虑电网大规模储能对电池在循环寿命、响应速度、安全性等方面的要求，磷酸铁锂电池在安全性、价格、使用寿命等问题上有着极大优势，储能电站均采用磷酸铁锂电池。

3 电化学储能系统拓扑结构及级联型式

3.1 系统组成

电化学储能系统主要由电池舱、控制系统、升压变流一体舱以及空调、消防、冷却等设备构成。基本组成如下图所示。

3.1.1 电池舱

电池储能系统中最小的储能单元是电芯，多个电芯串联组成模组，多个模组再串联组成PACK ，再由PACK并联组成电池簇，多组电池簇组成电池集装箱（电池舱）。

储能电芯容量从早期的50Ah、100Ah发展到目前最大的560Ah、1130Ah，2024年整体迈入300Ah+时代。随着300Ah+大容量电芯迈入量产阶段，储能市场5MWh+液冷系统成为趋势，可显著减少储能电站建设的土地成本，能量密度与性能显著提升。

3.1.2 变流升压一体舱

舱内分为高压室、变压器室以及PCS室三个部分，其中储能变流器（PCS），又称双向储能逆变器，连接蓄电池组和电网（或负荷）之间，是实现电能双向转换的装置。即可把蓄电池的直流电逆变成交流电输送给电网或者给交流负荷使用；也可把电网的交流电整流为直流电，给蓄电池充电。

储能变流器基本组成包括：直流断路器、功率模块、交流滤波电容、电抗器、变压器、交流接触器、交流断路器、EMI滤波器、控制板、采样板、电源板、驱动板、IO板等。

PCS运行模式有PQ模式、低电压穿越模式、直流恒压模式、直流恒流模式、直流恒功率模式、孤网模式、待机模式、关机模式等多种运行模式。PCS同时配置有硬件故障保护和软件保护，保护功能完善，保护范围交叉重叠，没有死区，能确保在各种故障情况下 PCS、储能组件及系统的安全。

3.1.3 储能系统控制架构

电池管理系统BMS一般包括电芯单体管理（BMU）、电池簇管理（BCMS）、电池堆管理（BAMS）三级。

电芯单体管理（BMU）：采集单体电池电压、模组总压、温度数据上传电芯数据至BCMS，执行BCMS下发的温控策略、均衡策略。包括电压温度测量模块、补电放电均衡模块。

电池簇管理（BCMS）：获取电池簇本簇模组的电压、电流、温度；估算簇SOX、可充放电量、运行告警和保护；上传数据至BAMS，执行BAMS下发的指令；是电池管理系统的核心，包括电压温度处理模块，均衡控制模块、继电器控制模块、AD采集模块、核心参数计算模块。

电池堆管理（BAMS）： 包括电池信息汇总模块、系统报警信息处理模块、BAMS_PCS通讯模块、BAMS_上层监控系统通讯模块。

该系统三层结构内部使用CAN2.0B通讯协议实现信息传递，BAMS与能量转换PCS系统和上层监控系统通讯均采用Modbus/TCP协议。

3.1.4 储能系统消防

电化学储能电站消防安全是制约储能发展的重要因素，目前电池预制舱重要的几种消防方案有采用全氟己酮灭火剂、气溶胶灭火剂、细水雾灭火、七氟丙烷灭火剂。下表对这几种灭火方案进行了对比。

目前普遍采用气体灭火系统进行灭火，但气体灭火系统不能从根本上解决热扩散的风险，水作为应急预案来兜底，预留消防栓接口，由专业人员操作，从外部消防栓或消防车取水，既能从根本上解决热失控的风险，又能满足合规性要求，且成本最低。

3.1.5 冷却系统

储能系统常用温控方式为液冷和风冷两种。液冷系统是以液体为介质的热管理系统，通过对流换热将电池产生的热量带走。目前常用介质有水、乙二醇水溶液、纯乙二醇、空调制冷剂和硅油等。

风冷系统是以空气为介质的热管理系统，利用对流换热降低电池温度的一种温控方式，一般由空调、整体风道（内置流量调节装置）、柜体风道、内置冷却风扇、温湿度传感器等组成。

综合比较，液冷系统自耗小，对于电芯的温控度性能更优，储能系统效率高，电池箱的防护等级高。近年来液冷系统漏液及凝液问题已得到技术改进，增加了自动补液及相应的检测保护系统，已在大规模储能电站应用，可靠性得到验证。尤其2023年液冷系统规模快速增长，已接近风冷系统。相比风冷系统，采用液冷系统占地小，整体投资较低。

4 电化学储能系统在冀东油田光伏电站应用

冀东油田高尚堡地区光伏电站直流侧安装容量40MWp、交流侧安装容量33MW，年发电量为5359.94×104kWh，配储规模为10MW/20MWh。

储能电站主要有电池舱和升压变流一体舱两大部分组成。项目配置4座5.015MWh储能电池舱，2座5MW PCS变流升压一体舱，系统额定充放电倍率为0.5C。

4.1 电池舱设计

电池舱采用20呎集装箱体，箱体内配套消防系统、液冷系统、通风系统、照明系统等。单台舱体的电池储能设备由多组电池簇构成。储能电芯采用314Ah磷酸铁锂电芯，单体额定电压为3.2V ，52块电芯组成电池箱PACK，8个PACK组成1个电池簇，12个电池簇组成1座电池舱。电池舱组成如下图所示：

（1）电芯

项目采用容量S1 为314Ah磷酸铁锂电芯，额定电压为U1=3.2V。单个电芯储存电量为 E1=U1×S1=3.2V×314Ah=1004.8VAh=1004.8Wh

（2）模组

13个电芯串联组成1个模组， 每个模组电压U2和储存电能E2分别为：

U2=13×U1=13×3.2V=41.6V

E2=U2×S1=41.6V×314Ah=13062.4Wh

（3）电池箱PACK

4个模组串联组成1个电池箱PACK，每个PACK电压U3和储存电能E3分别为：

U3=4×U2=4×41.6V=166.4V

E3=U3×S1=166.4V×314Ah=52249.6Wh

（4）电池簇

8个PACK串联组成1个电池簇， 每个电池簇电压U4和储存电能E4分别为：

U4=8×U3=8×166.4V=1331.2V

E4=U4×S1=1331.2V×314Ah=417996.8Wh

（5）电池舱

12个电池簇并联组成1个电池舱， 每个电池舱电压U5和储存电能E5分别为：

U5=U4=1331.2V

S5=12×S1=12×314Ah=3768Ah

E5=U5×S5=1331.2V×3768Ah=5015961.6Wh=5.015MWh

（6）通讯接口特性

舱体采用统一的对外通信接口，包含2个RS485（Modbus RTU）接口和1个工业以太网接口，并具备扩展功能。

（7）接地和防雷

舱体接地提供螺栓安装和焊接两种固定方式。在线路上安装有防浪涌保护模块，并带有辅助报警开关，一旦发生雷击可通过监控平台发出对外报警信号。

（8）照明系统和温湿度监测系统

照明系统采用防爆型，在舱体重要部位安装温湿度传感器对环境温湿度实现监测，可通过电池管理系统将数据上传远程监控平台，进行温湿度的远程实时监测。

（9）消防系统

消防系统由烟感探测器、温度探测器、声光报警器、手动灭火按钮和灭火装置组成。灭火装置选用七氟丙烷灭火装置进行保护，带有温度启动器，在温度达到报警值时，可以实现自动灭火；同时在烟雾浓度达到报警值时，可以通过手动启动器进行手动灭火。

（10）储能散热管理系统

项目采用液冷散热，液冷机系统主要包括供液单元，制冷散热单元和控制保护单元、管路系统几个部分，其中供液单元、制冷散热单元，控制保护单元均位于液冷柜内。

4.2 PCS变流升压一体舱

项目中采用5.0MW变流升压一体舱，采用2台2500kW储能变流器交流侧直接并联方式，通过1台5200kVA双绕组油浸式变压器升压到35kV，高压侧配置进线分接室。

4.2.1 PCS储能变流器

本项目中为集中式储能变流器，PCS同时配置有硬件故障保护和软件保护，保护功能完善，保护范围交叉重叠，没有死区，能确保在各种故障情况下 PCS、储能组件及系统的安全。直流侧保护包括：过压/欠压保护、过流保护、输入反接保护、短路保护、接地保护（具有故障检测功能）。交流侧保护包括：过压/欠压保护、过/欠频保护、过流保护、过载保护、过热保护、相位保护、交流相序保护、直流分量超标保护功能。PCS具有满足高、低电压穿越能力要求。

4.2.2 舱体布置

舱内分为高压室、变压器室以及PCS室三个部分。各室间用隔板隔离成独立的间隔，方便安装及维护。参考示意图如下：

4.3 能源管理系统（EMS）

EMS以应用计算机、网络和通信技术为基础，实现对储能电站内电池管理系统（BMS）、储能变流器（PCS）、升压变压器、环网柜、二次设备以及环境监控设备、消防设备等其他站内辅助设备的信息采集、处理、监视、控制、运行管理等功能。

EMS的主要功能有：SCADA功能、诊断预警功能、全景分析功能、优化调度决策功能和有功无功控制功能，混合储能系统优化管理与控制，储能系统保护与控制。

5 储能在油田领域应用展望

随着“双碳”和国家新能源强制配储政策的出台，储能产业迎来高速发展期，未来油田各领域对储能的需求也不尽相同，主要表现在以下几方面：

（1）长时储能在油田集中光伏配储应用

随着新能源发电规模和容量的增加，未来长时储能会成为主流。长时储能可保障在极端情况下的电力供应，保障全社会电力系统稳定运行和降低用电成本。“液流”电池将成为长时储能主角。

（2）小容量储能在偏远油气井中应用

油藏边部生产井的井位多地处偏远，负荷容量一般都比较小，在十几千瓦到几十千瓦之间，因地理环境交通不便，距工业电源较远，市电很难引进，一般都采用风光储微电网供电。100kWh 200kWh等小容量储能成为微电网中不可或缺的一部分。

（3）高功率储能在钻井系统中应用

针对石油钻机大功率冲击负载特点，把柴发机组空载或低载时的冗余动力通过装置储存在功率储能器中，在需要时（起下钻工况）大功率释放能力。可以起到平抑负载冲击，实现传动系统的柔性输出。

参考文献

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[2]赖春艳，陈宏，许康等。锂离子电池储能技术在电力能源中的应用模式与发展趋势[J]上海电力大学学报2021年第4期。

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