储能电站集成技术路线对比：
一、大型储能系统分类
按电气结构划分，大型储能系统可以划分为：
（1） 集中式：低压大功率升压式集中并网储能系统，电池多簇并联后与 PCS 相连，PCS 追求大功率、高效率，目前在推广 1500V 的方案。
（2） 分布式：低压小功率分布式升压并网储能系统，每一簇电池都与一个 PCS 单元链接，PCS采用小功率、分布式布置。（3） 智能组串式：基于分布式储能系统架构，采用电池模组级能量优化、电池单簇能量控制、数字智能化管理、全模块化设计等创新技术，实现储能系统更高效应用。（4） 高压级联式大功率储能系统：电池单簇逆变，不经变压器，直接接入 6/10/35kv 以上电压等级电网。单台容量可达到 5MW/10MWh。（5） 集散式：直流侧多分支并联，在电池簇出口增加 DC/DC 变换器将电池簇进行隔离，DC/DC变换器汇集后接入集中式 PCS 直流侧。
二、储能集成技术路线对比
集中式方案：1500V取代1000V成为趋势
随着集中式风光电站和储能向更大容量发展，直流高压成为降本增效的主要技术方案，直流侧电压提升到 1500V 的储能系统逐渐成为趋势。相比于传统 1000V 系统，1500V 系统将线缆、BMS硬件模块、PCS 等部件的耐压从不超过 1000V 提高到不超过 1500V。储能系统 1500V 技术方案来源于光伏系统，根据 CPIA 统计，2021 年国内光伏系统中直流电压等级为 1500V 的市场占比约49.4%，预期未来会逐步提高至近 80%。1500V 的储能系统将有利于提高与光伏系统的适配度。
回顾光伏系统发展，将直流侧电压做到 1500V，通过更高的输入、输出电压等级，可以降低交直流侧线损及变压器低压侧绕组的损耗，提高电站系统效率，设备（逆变器、变压器）的功率密度提高，体积减小，运输、维护等方面工作量也减少，有利于降低系统成本。以特变电工2016年发
布的 1500V 光伏系统解决方案为例，与传统 1000V 系统相比，1500V 系统效率提升至少 1.7%，初始投资降低 0.1438 元/W，设备数量减少 30-50%，巡检时间缩短 30%。
1500V储能系统方案对比 1000V方案在性能方面亦有提升。以阳光电源的方案为例，与 1000V系统相比，电池系统能量密度与功率密度均提升了 35%以上，相同容量电站，设备更少，电池系统、PCS、BMS 及线缆等设备成本大幅降低，基建和土地投资成本也同步减少。据测算，相较传统方案，1500V 储能系统仅初始投资成本就降低了 10%以上。但同时，1500V 储能系统电压升高后 电池串联数量增加，其一致性控制难度增大，直流拉弧风险预防保护以及电气绝缘设计等要求也更高。
分布式方案：效率高，方案成熟
分布式方案又称作交流侧多分支并联。与集中式技术方案对比，分布式方案将电池簇的直流侧并联通过分布式组串逆变器变换为交流侧并联，避免了直流侧并联产生并联环流、容量损失、直流拉弧风险，提升运营安全。同时控制精度从多个电池簇变为单个电池簇，控制效率更高。
山东华能黄台储能电站是全球首座百兆瓦级分散控制的储能电站。黄台储能电站使用宁德时代的电池+上能电气的 PCS 系统。根据测算，储能电站投运后，整站电池容量使用率可达 92%左右，高于目前业内平均水平 7 个百分点。此外，通过电池簇的分散控制，可实现电池荷电状态（SOC）的自动校准，显著降低运维工作量。并网测试效率最高达 87.8%。从目前的项目报价来看，分散式系统并没有比集中式系统成本更高。
分布式方案效率最高、成本增加有限，我们判断未来的市场份额会逐渐增加。目前百兆瓦级在运行的电站选择宁德时代、上能电气的设备。与集中式方案相比，需要把 630kw 或 1.725MW 的集中式逆变器换成小功率组串式逆变器，对于逆变器制造厂商而言，如果其有组串式逆变器产品，叠加较强的研发能力，可以快速切入分布式方案。
智能组串式方案：一包一优化、一簇一管理华为提出的智能组串式方案，针对集中式方案中三个主要问题进行解决：（1）容量衰减。传统方案中，电池使用具有明显的“短板效应”，电池模块之间并联，充电时一个电池单体充满，充电停止，放电时一个电池单体放空，放电停止，系统的整体寿命取决于寿命最短的电池。（2）一致性。在储能系统的运行应用中，由于具体环境不同，电池一致性存在偏差，导致系统容量的指数级衰减。
（3）容量失配。电池并联容易造成容量失配，电池的实际使用容量远低于标准容量 。
智能组串式解决方案通过组串化、智能化、模块化的设计，解决集中式方案的上述三个问题：（1）组串化。采用能量优化器实现电池模组级管理，采用电池簇控制器实现簇间均衡，分布式空调减少簇间温差。（2）智能化。将 AI、云 BMS 等先进 ICT 技术，应用到内短路检测场景中，应用 AI 进行电池状态预测，采用多模型联动智能温控策略保证充放电状态最优。
（3）模块化。电池系统模块化设计，可单独切离故障模组，不影响簇内其它模组正常工作。将 PCS 模块化设计，单台 PCS 故障时，其它 PCS 可继续工作，多台 PCS 故障时，系统仍可保持运行。
高压级联方案：无并联结构的高效方案高压级联的储能方案通过电力电子设计，实现无需经过变压器即可达到6-35kv并网电压。以新风光35kv解决方案为例，单台储能系统为12.5MW/25MWh系统，系统电气结构与高压SVG类似，由 A、B、C 三相组成。每相包含 42 个 H 桥功率单元配套 42 个电池簇。三相总共 126 个 H 桥功率单元共 126 簇电池簇，共存储 25.288MWh 电量。每簇电池包含 224 个电芯串联而成。
高压级联方案的优势体现在：（1）安全性。系统中无电芯并联，部分电池损坏，更换范围窄，影响范围小，维护成本低。（2）一致性。电池组之间不直接连接，而是经过 AC/DC 后连接，因此所有电池组之间可以通过 AC/DC 进行 SOC 均衡控制。电池组内部只是单个电池簇，不存在电池簇并联现象，不会出现均流问题。电池簇内部通过 BMS实现电芯之间的均衡控制。因此，该方案可以最大程度利用电芯容量，在交流侧同等并网电量情况下，可以安装较少的电芯，降低初始投资。（3）高效率。由于系统无电芯/电池簇并联运行，不存在短板效应，系统寿命约等同于单电芯寿命，能最大限度提升储能装置的运行经济性。系统无需升压变压器，现场实际系统循环效率达到 90%。
高压级联方案作为一种新的技术路线，有待运行验证:（1）技术方面，一方面，高压级联方案每一相都是 35kv，电磁环境恶劣，对 BMS 控制提出更高要求。另一方面，高压级联方案为交流侧并联，选择多个 H 桥连接，ABC 三相交流电，每一相都有多个 H 桥串联，可靠性降低，为了提升可靠性，必须进行冗余设计，如果某个 H 桥故障，可以切换到旁路电路。（2）运营方面，35kv 储能系统中直流侧和交流侧放在同一位置，运行维护的难度加大，存在一定的安全风险。当前高压级联方案渗透率依然较低，需要经过多个项目验证可靠性和稳定性。
从项目价格来看，高压级联方案的储能项目报价与传统项目价格相近。2022 年 4 月，金盘科技和天津瑞源电气联合体中标的中广核海南白沙邦溪 25MW/50MWh 储能项目投标价格 6499.9166 万元，单价 1.30 元/wh。
集散式方案：直流隔离+集中逆变
集散式方案又称作直流侧多分支并联，在传统集中式方案的基础上，在电池簇出口增加 DC/DC变换器将电池簇进行隔离，DC/DC 变换器汇集后接入集中式 PCS 直流侧，2~4 台 PCS 并联接入一台就地变压器，经变压器升压后并网。系统中通过增加 DC/DC直流隔离，避免直流并联产生的直流拉弧、环流、容量损失，大大提高了系统的安全性，从而提升系统效率。但由于系统需要经过两级逆变，对系统效率有反向影响。
三、总结
储能电站五大集成技术路线汇总对比
