一种经同步电机并网的大容量储能电站的制作方法

本发明涉及一种以电池组、超级电容作为储能装置的储能电站领域，具体地，涉及一种类似于抽水蓄能电站的以电池组、超级电容作为储能装置的大容量储能电站，以同步电机并网，辅助电网进行调峰、调频、调压、黑启动。

背景技术：

我国已建成多个千万千瓦级新能源发电基地。随着能源互联网的快速发展，大规模储能技术已成为具有随机性、间隙性、波动性的新能源发电利用的关键支撑技术。针对大规模新能源发电的接入，一方面通过储能技术与新能源发电的联合，减少其随机性并提高其可调性；另一方面通过电网级的储能应用增强电网对新能源发电的适应性。

抽水蓄能是目前电力系统最成熟、性价比最高的储能方式，但受地理位置限制。电池储能配置灵活，不受地理位置限制，随着电池的循环寿命、性价比不断提高，以电池作为储能装置的储能电站得到重视并示范应用。

在新能源发电富集区域电网中，对电池储能的容量要求通常达几十MW 以上，甚至达100MW以上。国家风光储输示范工程是目前世界上规模最大，集风电、光伏发电、储能及输电工程四位一体的可再生能源项目，开发规模为500兆瓦风电、100兆瓦太阳能光伏发电、110兆瓦化学储能。

目前，电池储能主要由电力电子变换器并网。随着新能源大规模开发利用，大量电力电子变换器并网，电力系统电力电子化的趋势越来越明显，电网运行特性发生了较大变化，电力系统安全稳定问题日益突出。在一些新能源集中并网地区，经常发生次/超同步振荡，不同于同步机主导的低频振荡模式，对其进行分析、抑制比较困难。

借鉴同步电机的天然友好的并网特性，电力电子变换器的虚拟同步机技术得到了高度重视。虚拟同步机技术通过在电力电子变换器的控制环节引入同步机转子运动与机电暂态方程，并配置储能单元或利用风电机组自身惯性，模拟同步发电机一次调频和励磁控制机制，实现自动调节有功和无功，自适应参与系统频率、电压调节，阻尼系统频率振荡的功能，达到提升区域电网的安全稳定运行水平的目的。众多科研机构和企业对其进行大量研究和示范应用，取得了一定进展。

但虚拟同步机应用也遇到内在局限，大量接入对电网的适应性问题尚无法明确，同样面临复杂电力电子环境条件下关联耦合和互相激励难题；在电网发生短路故障时，传统同步电机能够支持较大的短路电流，而虚拟同步机受电力电子器件过流特性的限制，不能支持较大的短路电流；受过载能力限制，电压控制能力也不如常规同步电机组。

技术实现要素：

针对现有技术的缺陷，以及在全世界已经蓬勃开展的能源转型中面临大规模高比例的新能源并网的趋势，本发明提供了一种经同步电机并网的大容量储能电站方案和实施实例，借鉴电力系统中同步电机具有大容量和对电网天然友好的并网特性，替代传统的电力电力变换器大量并网带来的缺陷，类似于抽水蓄能电站的功能但更具灵活性、响应速度也更快，能够为接纳大规模的新能源发电的电网提供调峰、调频、调压、黑启动等服务，提高电网对储能电站、新能源发电的接纳能力并提高电力系统的安全。

所述储能电站由≥1个电站单元构成，电站单元由储能系统、PCS、第一电机、联轴器、第二电机组成，储能系统接入PCS，PCS接入第一电机，第一电机与第二电机通过联轴器联接形成电机组，第二电机为同步电机且并入中压、高压电网运行。

第二电机并网后，通过调节自身励磁系统控制与电网之间的无功，发出或吸收无功功率；同时第二电机、第一电机的转速受电网约束基本不变，PCS控制第一电机的运行状态，使第一电机工作于电动机状态或发电机状态；第一电机工作于电动机状态时，PCS从储能系统吸收直流电能驱动第一电机，第一电机通过联轴器带动第二电机并网发电，向电网输送有功功率；第一电机工作于发电机状态时，第二电机作为电动机运行，从电网吸收有功功率，带动第一电机发电，PCS把第一电机发出的交流电能转化为直流电给储能系统充电。

电站单元实时地响应电网AGC（自动发电控制）、AVC（自动电压控制）指令或根据并网点电压、频率自主调节第一电机的运行状态和第二电机的自身励磁系统，向交流电网发出有功功率或吸收有功功率、无功功率，实现能量的双向流动和四象限运行，参与电力系统调频、调峰、调压，并作为电力系统的黑启动电源。

第一电机、第二电机都是三相交流电机，既可以作为电动机运行、又可以作为发电机运行；第一电机为永磁同步电机、同步电机、异步电动机中的一种，第二电机为同步电机。

由于电机组双向传递能量，第一电机和第二电机具有相同的额定功率和额定转速，其额定转速为第二电机发出50Hz或60Hz交流电的同步转速。

由于第一电机和第二电机通过联轴器传递功率，具有电气隔离作用，因此，第一电机和第二电机的额定电压相互独立；第二电机通过中压、高压并网，可以提高系统的转换效率，降低损耗和升压变压器等设备成本，第二电机的额定电压包括3.15kV，6.3kV，10.5kV，13.8kV，15.75kV，18kV及20kV。

储能电站的储能系统由≥2个储能单元构成，1个储能单元包括1个储能装置和1个双向DC/DC变换器，储能装置包括不同化学系统的电池组（如锂电池组，铅酸电池组，铅炭电池组，液流电池组）和高功率密度的超级电容模组，储能装置的正极、负极分别连接双向DC/DC变换器的输入正极、负极，双向DC/DC变换器的输出正极、负极为储能单元的正极、负极。

双向DC/DC变换器具有隔离式和非隔离式2种，其中隔离式双向DC/DC变换器的绝缘等级与所接入的第一电机的等级相同，从而使得储能装置与第一电机绝缘。

PCS具有模块化多电平（modular multilevel converter,MMC）和级联H桥（cascaded H-bridge converter,CHC）2种拓扑结构，不同拓扑结构的PCS对应不同的储能单元接入方式。

基于MMC拓扑的PCS，具有三相6个桥臂，上下两个桥臂构成一相，上下桥臂连接点处引出导线接入第一电机的一相，每个桥臂由N个子模块（SM）和限流电抗组成。

基于MMC拓扑的PCS具有中压、高压直流母线，由于单个储能单元的输出电压较低不能直接接入此直流母线，因此若干个储能单元通过串、并联的方式组成大容量储能系统后接入此直流母线；双向DC/DC变换器的输出端口作为储能装置与PCS的接口，控制为具有模拟内阻的电压源，其输出电压与其输出电流、模拟内阻有关，具体为输出电压=储能单元输出电流为零时输出电压减去模拟内阻乘以放电电流得出的电压或者加上模拟内阻乘以充电电流得出的电压。

基于级联H桥拓扑PCS，具有三相，三相接成星形，每一相接入第一电机的一相，每一相由N个H桥变流器串联而成，每个H桥变流器接入1个储能单元。

储能电站的电站单元投入并网方式与PCS的拓扑结构以及经济性、可靠性有关，有2种投入并网方式。

第一种从储能系统侧启动：储能系统为PCS提供能量，通过PCS驱动第一电机变频调速运行，以此调节第二电机输出电压的频率和相位；并调节第二电机的自身励磁系统控制第二电机的输出电压，在第二电机输出电压与电网电压满足同期条件后并网。

第二种从电网侧启动：第二电机配置辅助启动装置，辅助第二电机作为电动机启动投入电网，带动第一电机运行至同步转速，适合基于MMC拓扑的PCS不方便变频启动第一电机的场合。

与现有技术相比，本发明具有如下有益效果。

储能电站通过同步发机并网，对电网具有惯性，能稳定电网频率；替代电力电子变换器并网，提高电能质量，解决电力电子变换器大规模并网对电网的适应性问题，利用传统的、有效的电力系统的次同步振荡的理论分析和解决大规模电力电子变换器并网产生的次同步/超同步振荡；在电网发生短路故障时，提供较大的短路电流，有利于电网恢复；在新能源集中并网地区，电网常为弱电网，其的短路电流较小，通过同步电机并网能增加弱电网的短路电流，有利于电力系统稳定和特高压直流输电。

附图说明

通过阅读参照以下附图对非限制性实施实例所作的详细描述，本发明的其它特征、目的和优点将会变得更明显。

图1为本发明提出的一种经同步电机并网的大容量储能电站的一个电站单元结构图。

图2为本发明实施实例公开的基于MMC（模块化多电平）拓扑结构的PCS示意图。

图3为本发明实施实例公开的储能系统接入基于MMC（模块化多电平）拓扑结构的PCS的示意图。

图4为本发明实施实例公开的储能系统接入级联H桥（CHC）拓扑结构的PCS的示意图。

具体实施方式

下面结合具体实施实例对本发明进行详细说明。以下实施实例将有助于本领域的技术人员进一步理解本发明，但不以任何形式限制本发明。应当指出的是，对本领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干变形和改进。这些都属于本发明的保护范围。

参见图1，本发明公开了一种经同步电机并网的大容量储能电站的一个电站单元。电站单元由储能系统、能量转换系统（PCS）、第一电机、联轴器、第二电机组成，储能系统接入PCS，PCS接入第一电机，第一电机与第二电机通过联轴器联接形成电机组，第二电机为同步电机且并入中压、高压电网运行。

第二电机并网后通过调节自身励磁系统控制与电网之间的无功，发出或吸收无功功率；同时第二电机、第一电机的转速受电网约束基本不变，PCS控制第一电机的运行状态，使第一电机工作于电动机状态或发电机状态；第一电机工作于电动机状态时，PCS从储能系统吸收直流电能驱动第一电机，第一电机通过联轴器带动第二电机并网发电，向电网输送有功功率；第一电机工作于发电机状态时，第二电机作为电动机运行，从电网吸收有功功率，带动第一电机发电，PCS把第一电机发出的交流电能转化为直流电给储能系统充电。

电站单元实时地响应电网AGC（自动发电控制）、AVC（自动电压控制）指令或根据并网点电压、频率自主调节第一电机的运行状态和第二电机的自身励磁系统，向交流电网发出或吸收有功功率、无功功率，实现能量的双向流动和四象限运行，参与电力系统调频、调峰、调压，并作为电力系统的黑启动电源。

第一电机、第二电机都是三相交流电机，既可以作为电动机运行、又可以作为发电机运行；第一电机为永磁同步电机、同步电机、异步电动机中的一种，第二电机为同步电机。

由于电机组双向传递能量，第一电机和第二电机具有相同的额定功率和额定转速，其额定转速为第二电机发出50Hz或60Hz交流电的同步转速。

第一电机和第二电机通过联轴器传递功率，具有电气隔离作用，因此，第一电机和第二电机的额定电压相互独立；为提高转换效率，第二电机通过中压、高压并网，可节省一级升压变压器，优选地，第二电机的额定电压包括3.15kV，6.3kV，10.5kV，13.8kV，15.75kV，18kV及20kV。

参见图2，本发明实施实例公开的基于MMC（模块化多电平）拓扑结构的PCS示意图，PCS具有三相6个桥臂，上下两个桥臂构成一相，上下桥臂连接点处引出导线接入第一电机的一相，每个桥臂由N个子模块（SM）和限流电抗组成。

参见图3，为本发明实施实例公开的储能系统接入基于MMC（模块化多电平）拓扑结构的PCS的示意图。

储能系统由≥2个储能单元构成，1个储能单元包括1个储能装置和1个双向DC/DC变换器，储能装置包括不同化学系统的电池组（如锂电池组，铅酸电池组，铅炭电池组，液流电池组），和高功率密度的超级电容模组，储能装置的正极、负极分别连接双向DC/DC变换器的输入正极、负极，双向DC/DC变换器的输出正极、负极为储能单元的正极、负极。

双向DC/DC变换器具有隔离式和非隔离式2种，其中隔离式双向DC/DC变换器的绝缘等级与所接入的第一电机的等级相同，从而使得储能装置与第一电机绝缘。

由于基于MMC拓扑的PCS具有中压、高压直流母线，单个储能单元的输出电压较低不能直接接入此直流母线，因此若干个储能单元通过串、并联的方式组成大容量储能系统后接入此直流母线；双向DC/DC变换器的输出端口作为储能装置与PCS的接口，控制为具有模拟内阻的电压源，其输出电压与其输出电流、模拟内阻有关，具体为输出电压=储能单元输出电流为零时输出电压减去模拟内阻乘以放电电流得出的电压或者加上模拟内阻乘以充电电流得出的电压。通过以上方式模拟出电池的外特性，以利于储能单元的串联和并联，类似于电池通过串联和并联组成更高电压等级和更高容量的电池组。

电站单元的具有2种投入并网方式：第一种从储能系统侧启动，储能系统为PCS提供能量， PCS驱动第一电机变频调速运行，以此调节第二电机输出电压的频率和相位，并调节第二电机的自身励磁系统控制第二电机的输出电压，在第二电机输出电压与电网电压满足同期条件后并网；

第二种从电网侧启动，第二电机配置辅助启动装置，辅助第二电机作为电动机启动投入电网，带动第一电机运行至同步转速，适合基于MMC拓扑的PCS不方便变频启动第一电机的场合。

参见图4，为本发明实施实例公开的储能系统接入级联H桥（CHC）拓扑结构的PCS示意图。

所述储能系统由≥2模块化的储能单元构成，1个储能单元包括1个储能装置和1个双向DC/DC变换器，储能装置包括不同化学系统的电池组（如锂电池组，铅酸电池组，铅炭电池组，液流电池组），和高功率密度的超级电容模组，储能装置的正极、负极分别连接双向DC/DC变换器的输入正极、负极，双向DC/DC变换器的输出正极、负极为储能单元的正极、负极。

双向DC/DC变换器具有隔离式和非隔离式2种，其中隔离式双向DC/DC变换器的绝缘等级与所接入的第一电机的等级相同，从而使得储能装置与第一电机绝缘。

基于级联H桥拓扑PCS，具有三相，三相接成星形，每一相接入第一电机的一相，每一相由N个H桥变流器串联而成，每个H桥变流器接入1个储能单元。

电站单元的具有2种投入并网方式：第一种从储能系统侧启动，储能系统为PCS提供能量， PCS驱动第一电机变频调速运行，以此调节第二电机输出电压的频率和相位，并调节第二电机的自身励磁系统控制第二电机的输出电压，在第二电机输出电压与电网电压满足同期条件后并网；第二种从电网侧启动，第二电机配置辅助启动装置，辅助第二电机作为电动机启动投入电网，带动第一电机运行至同步转速。