伴随新能源渗透率不断攀升，储能构网刚性需求越来越明显，构网引发的储能技术革命仍在继续。
这种迫切需求主要来自于当前西部以及一些弱网区域的需求。但在未来，“双碳”目标的实现，新能源的大规模发展已不区分地域，支撑新能源电力系统稳定运行是全球性的需求。构网型储能在提高新能源发电能力、提升输电通道输送能力、提高供电可靠性、提升负荷中心电网电压支撑能力、增加电网黑启动资源、提升电网黑启动效率等方面优势明显，全球的构网型储能需求也将非常明确。
伴随构网需求逐渐涌现，储能系统构网设备主要有两种，一是低压储能系统的构网，二是高压储能系统的构网。
值得一提的是，常见的储能变流器基本上大都采用低压结构，比如三电平结构，一般电池堆的电压在DC1500V左右，对应变流器输出电压大概在AC690V，这时候如果把功率做到5MW以上等级，电流非常大，额定电流会超过4000A，电流已经超过储能变流器功率元件的限额。如果还要做构网型储能变流器，对于变流器的过载要求更高，要求能短时承受3倍额定电流过载。做额定3倍过载时，系统过载能力就要求更高，对于电力电子器件的要求也更高。
从当前电力系统的发展趋势看，一定是朝着提高电压等级、降低运行电流的方向发展。
据了解，高压储能可将原来的储能变流器交流电压等级由原来的690V扩展到10kV乃至35kV，这样单机容量就可以突破现在的功率限制，直接可以做到单机25MW、50MW甚至100MW的等级。
何为高压构网？
何为高压构网？首先从何为构网型储能说起，构网型储能系统本质上是电压源，它能够内部设定电压参数，输出稳定的电压与频率。构网型储能系统不仅可以并网运行，还可以离网运行，对电网的支撑能力较强。
据介绍，构网能力的重要标准之一“3倍10秒过载能力”是由南瑞继保最先提出，并成为当前通行的行业标准。
南瑞继保于2018年提出构网储能理念并针对应用场景进行深入的研究，2020年在结合国内电力系统的实际情况，兼顾支撑性和经济性，提出了“3倍10秒的过载能力”和其他关键参数的需求并进行了验证，形成完整的理想同步电源构网技术概念，在2021年底全系列构网型储能产品通过了中国电机工程学会组织的技术鉴定，2022年进入大规模工程应用。南瑞继保还研发了构网型柔直、构网型SVG和静止同步相调机等，是行业内唯一可以提供全过程电压源特性的构网装备企业。据统计，南瑞继保已经累计实施超过60多个构网工程，功率超4GW。
高压直挂（级联）储能变流原理和低压储能变流器不同，无需升压变压器，系统效率比低压储能高，和电网的电气距离近，暂态过程中电压支撑效果更好，是实现构网技术的最佳载体。
目前，南瑞继保高压构网技术已在项目现场经历了中国电科院、地方省级电科院包括一次接地试验、相间短路试验、变压器励磁涌流冲击、网级黑启动等严格的现场试验，均一次性顺利通过。
同样，智光储能、新风光也认为高压直挂储能系统的构网能力是很强大的。智光储能技术总监汤旭认为，高压直挂系统方案在各种构网型控制方面，就具有非常快的响应速度。单机响应与全站响应时间基本相等。
“假如一个100MW、200MWh的储能电站只有两套50MW单机，控制可以从EMS直接连通到PCS的控制，响应非常快。而传统的储能系统，假如采用2.5MW或者1.25MW的PCS，100MW的系统里会有几十台单机。几十台单机的控制要从EMS到区域控制器、协调控制器，最后再一级一级下发到PCS上。响应时间会拖得很长，全站响应时间会超过100-200ms。”汤旭表示。
日前，海博思创也推出了构网型高压级联解决方案。海博思创构网型430kW PCS，能够使变流器模仿同步机动态特性，提供等效的电网主动支撑。海博思创称，这一方案不仅提升了储能系统的灵活性与可靠性，更在保障电网安全稳定、促进新能源消纳方面展现出巨大潜力。
此外，海博思创也表示，在大容量构网储能电站需求中，海博思创高压级联相比低压储能系统具备一些独特的优势，具备高效率、大容量、少层级、四级均衡管理等特点。
高压构网VS低压构网
当前业界有称高压直挂，也有称高压级联。实际上，高压直挂储能和高压级联储能是同一种技术的两种说法，一种偏向于体现无需升压的特点，一种偏向于体现变流单元串联拓扑的特点。
当前，低压并联系统和高压直挂系统均可以实现构网控制。但高压直挂（级联）储能系统效率比低压并联储能高，暂态过程中电压支撑效果更好，是实现构网技术的最佳载体。
南瑞继保技术专家介绍，高压直挂（级联）储能的技术门槛较高，需要较多的技术积累，更加适配对储能性能要求高、系统容量大的场景，未来将是大容量、共享型、电网侧的“主力军”。
在低压构网中，除了南瑞继保外，阳光电源、华为数字能源、科华数能等均在项目中展示了构网能力。其中，PCS环节也将目光聚焦到构网储能上来，盛弘股份、上能电气、索英电气、为光能源等相继推出构网型PCS。
不过南瑞继保专家提醒，构网型储能国家标准没有正式颁布，各企业对构网技术的理解肯定是不一样的。近期就有项目因为地方电网验收试验中发现原供货构网设备不具备真实构网能力，需要进行项目构网改造，项目整体进度、投资都受到重大影响。
而单机百兆瓦级别的高压直挂构网型储能系统：一是效率非常高，可以达到90%以上的转换效率；二是运行特性，可以在控制方式上模拟同步发电机的运行特性，可以为电力系统提供频率支撑、惯量支撑。对电网的支撑能力更强，控制难度实现更低。整个站只有几套PCS系统，控制难度低，而且整站响应非常快速，更符合电力系统对于构网型储能系统的快速响应控制要求。
新型电力系统的高速发展迫切需求构网技术的支撑，技术的快速发展超前于管理措施的制定，构网型储能国家标准正在制定中，部分省区管理机构已经制定了地方技术要求，将进一步推动构网型储能的规范化发展。
场景分野或将是未来的终局
总体来看，高压直挂储能技术虽然具有一些显著的优势，但也存在一些不可忽视的劣势：
一是，经济性限制。高压级联直挂式储能技术主要适用于5MW以上的系统，这意味着在小规模应用中可能不具备经济性。此外，该技术只能输出6KV、10KV等电压等级，这在一定程度上限制了其在工商业应用中的灵活性。
二是，系统复杂性。由于系统包含多个储能单元，每个单元由H桥和独立小电池堆组成，这种设计虽然可以减少占地面积和提高安全性，但也增加了系统的复杂性。这种复杂性可能会增加维护的难度和成本。
三是，技术适用范围。高压级联直挂式技术主要适用于大型储能系统，对于中小型或分布式的储能需求，这种技术可能不是最经济或最适用的解决方案。
综上所述，高压直挂储能技术虽然在某些方面表现出色，但在经济性、系统复杂性和技术适用范围上存在一定的局限性。在考虑采用这种技术时，需要根据具体的应用场景和需求进行综合评估。
观察人士认为，未来高压、低压两种路线或将在使用场景上分野，其中，大容量、共享型、电网侧构网需求或将更适合高压储能系统。
原标题：储能高压构网VS低压构网，谁将胜出？
