未来“30/60，两碳目标”的实现，一定是离不开新能源。光伏/风电新能源是绝对离不开电化学储能系统。传统电力系统“源网荷”转变为新型电力系统必须得加上储能，组成“源网荷储”大系统。讨论新型电化学储能系统就得提构网型储能系统，构网型储能系统不只是平滑新能源发电、调频、调峰等随网型应用，更大的应用市场是未来要代替传统化石燃料发电厂，应用虚拟同步发电机的技术，构建虚拟电厂，成为微电网、区域电网、大电网中可调节的主电源。

　　构网型储能系统主要还是以新型电化学储能系统为主体的设备组成，内部的主要设备储能变流器和EMS协调控制需要做一些技术变革。下面我们分别对两个设备做下技术分析。

　　储能变流器是双向交直流变换的设备，可快速精准控制整流/逆变充放电大小，可并网/离网应用。

　　储能变流器并网应用时，检测电网侧电压，采用锁相环(PLL)的控制方式，跟踪网侧的电压波形和相位，采用功率外环、电流内环进行控制，从而得到所需的电压以及网侧电流。

　　图1并网模式控制拓扑图

　　储能变流器离网/孤网应用时，网侧交流母线失去了电网电压和频率的支撑，变流器按照设定的工作频率fref=50Hz，采用同步发电机的下垂特性的控制方式，控制功率输出。另外，通过电压、电流双环控制器控制变流器输出电压幅值和相位，获得所需的电压。

　　图2离网/孤网模式控制拓扑图

　　图3下垂控制

　　以上是储能变流器在并/离网两种模式下的控制策略，那储能变流器在做并离网切换时其控制系统按照什么方式或策略来运行呢?早在10年前就有专家学者提出了虚拟同步发电机的概念技术理论。下面我们来了解下同步发电机组的技术原理。

　　发电机组有两大控制系统，分别是调速控制系统和调压控制系统。调速控制系统通过PI控制调节发动机转速，从而控制调节频率和输出功率。调压控制系统也是通过PI控制调节输出电压和相位。当发电机组由并网转离网时，由于发动机旋转部件的转动惯量和阻尼特性，以及调速控制系统和调压控制系统在给定的额定频率和额定电压为参考值的前馈控制下，发电机组做下垂控制运行，能够实现无缝平滑切换到离网模式，成为微电网或孤网内的主电源，支撑/构建孤网的电压和频率。当发电机组由离网转并网时，通过发电机组的自动同期装置，将控制信号给到调速控制系统和调压控制系统调节转速频率、电压幅值和相位。当发电机组与外部大电网电压、频率同期后，合上PCC处的开关，实现并网。发电机组的调速控制系统和调压控制系统跟随大电网的频率和电压，根据调度指令调节输出有功和无功。

　　为方便大家更好理解转动惯量，举个生活中的例子。开过燃油车和电动汽车的朋友有体验过，燃油车在松开油门后，汽车会继续往前遛很远一段距离才会停住;而电动汽车在松开油门后，感觉就像失去动力似的，很快就会停住。相反，在停车起步阶段，燃油车起步速度上升慢，加速时间长;而电动汽车起步速度快，加速时间短。这个现象就是转动惯量造成的。

　　再回到储能变流器的控制策略问题，储能系统在做并离网切换时，储能变流器在接收到EMS的模式切换命令信号前，在这段时间内储能变流器按照什么控制程序来运行?如果没有做任何控制策略，储能变流器会发生过载或倒灌现象，导致故障停机。所以储能变流器采用虚拟同步发电机的技术，模拟发电机组的转动惯量和阻尼特性，平稳渡过这一黑障盲区，类似具备故障穿越能力。待接到EMS模式切换命令信号后，储能变流器再切换到并网或离网模式。

　　VSG控制技术通过模拟同步发电机机械和电磁部分，使变流器具备同步发电机的惯性阻尼特征。虚拟同步发电机的有功-频率控制模拟同步发电机的转子和一次调频过程，用于表征有功-频率下垂特性。其有功-频率控制根据检测有功功率偏差来改变虚拟同步发电机的虚拟机械功率输出，从而实现频率调节。频率动态调节过程如下

　　Jω= (P* -P)/ω-D(ωref-ω)

　　式中：J为虚拟转动惯量;D为阻尼系数，表示单位频率变化对应的有功功率调整值。

　　注：此小段摘自《构网型储能变流器及控制策略研究》

　　下面讨论下构网型储能系统需要什么样的储能设备?构网型储能系统，电化学储能电站在电网中作为主电源。代替原来的火电厂/水电站的发电机组。目前的火电机组的单机发电功率都已经超过1000MW。未来的独立电化学储能电站也要达到GW级，其输出有效功率要大于电网内其他发电厂/站的功率，支撑整个电网的电压/频率。因此构网型储能系统对储能变流器的单机功率也要相应提升，网侧大功率集中式的储能变流器将是发展趋势，硬性需求。组串模块化小功率的变流器组网数量大多，架构层级多，通信延时长，控制一致性差;并联数量多，易产生环流和谐振等问题。然而集中式的储能系统又有直流侧并联一致性差、环流和短板效应等问题。结合两种储能系统技术方式的优缺点，此时我们发现集散式的方案呼之欲出了!在直流电池系统侧加DC/DC变换器，直流电池端无并联环流，簇控式模块化管理;DC/DC变换器在直流母线上可多机并联，组成大功率大容量的直流电源系统。交直流变换再通过集中式大功率DC/AC变流器与电网交互。集散式储能系统架构简单、控制一致性高;在交流网侧和直流电池侧间加一级DC/DC起隔离作用，安全性更高。总结下，未来独立式大型储能电站采用集散式储能变流器将是趋势，组串模块化储能变流器适用于分布式、工商业、用户侧储能系统。

　　以上只是对构网型储能变流器的分析，下面分析下EMS和协调控制器。构网型储能系统做一次调频、黑启动、主/从电源切换、与大电网并网等都需要接收EMS和协调控制器的控制命令，执行并离网模式切换和自动同期调节控制。EMS和协调控制器硬件上可能需要增加一些采集点位，软件程序上需增加一次调频、黑启动、主/从电源切换、与大电网并网等控制逻辑。

　　构网型储能系统需要大功率、高容量的系统。因此现有的1小时放电(1P)、2小时放电(0.5P)的储能电池系统仍然适用。未来随着新能源发电量的占比越来越大，储能电池系统容量需求将会转向长时储能。

　　构网型储能系统通过虚拟同步发电机技术实现代替化石燃料发电厂，使其逐步关停。构网型储能系统通过其速率快、精度高的特性广泛应用于新能源发电和负荷的波动调节。未来储能电站的装机规模将要超过光伏或风电的装机量。储能不再是依附于风电/光伏新能源电站配储做辅助调节作用，而是在“源、网、荷、储”中与前三者同等地位。建设构网型储能系统才能真正实现万亿级的储能市场。通过技术的不断迭代创新，才能使储能这个赛道不断拓宽和延伸。