箱式储能系统及电热性能

罗 军，田刚领，赵佩宏，陈 晨

(平高集团储能科技有限公司，天津 300000)

锂电池储能具有功率和能量配置灵活、响应速度快、不受地理资源等外部环境限制等特点，在配合集中或分布式新能源并网、电网运行辅助等方面具有不可替代的地位[1-3]。随着锂电池成本显著下降，储能装机规模日益扩大，储能系统不仅应满足技术性能要求，也应满足越来越高的运行安全性要求[4-5]。电池组的不一致性是影响储能系统可用容量、循环寿命和安全性能的重要因素，针对电池组不一致性的成因及其对电池组使用性能的影响问题，目前已有较多研究。

张剑波等[6]分别以单体内阻、电压、容量中某一参数为一致性表征指标，并在此基础上提出同时考虑容量、电压和内阻等多个因素作为一致性表征指标的方法。王帅等[7]基于电池单体模型，提出了基于变换矩阵的模组一致性影响因素在放电电压曲线簇上的表征方法，并通过仿真和试验研究了初始容量、库仑效率、内阻等影响因素在放电电压曲线上表征的特点。靳文涛等[8]研究了规模化储能电站电池电压、温度等一致性的统计特性，为储能电站健康状态评估提供了数据支撑。上述研究，重点还是聚焦在如何用储能系统单体电池诸多参数来表征一致性，针对集装箱式锂电池储能系统级的不一致性少有研究。

本文完成了500 kWh 集装箱式锂电池储能系统设计及制造，测试了储能系统静态下电压、内阻，测试了充放电过程中电流、电压和温度，获得的数据为集装箱式锂电池储能系统电池组一致性评价提供了参考依据。

1 集装箱式锂电池储能系统设计

集装箱箱体采用标准20尺集装箱，外形尺寸(mm)：5 898×2 352×2 390。集装箱式锂电池储能系统结构见图1。整个箱体被防火隔板分成电池室和电气室。电池室内布置电池系统1 套、电池管理系统1 套、控制柜1 台、热管理系统1 套以及消防系统1 套；电气室内布置储能变流器1 台、电气柜1 台以及交直流充电桩各1 台。

图1 集装箱式锂电池储能系统结构

1.1 电池系统

电池室内的电池系统由数个电池簇并联而成，电池簇由数个电池模块串联组成，电池模块由多个单体串并联组成。

电池单体选用江苏产155 Ah 方形铝壳磷酸铁锂电池，为保证电池组一致性，电池单体分选时以容量为基准，容量分了3 档，各档容量范围如下：

155 Ah≤A1≤156.5 Ah；156.5 Ah＜A2≤158 Ah；158 Ah＜A3≤159.5 Ah。

同时保证电池单体内阻小于0.35 mΩ，开路电压(3 140±20)mV。

电池成组时，保证同一电池簇内所有电池采用同一等级电池单体。

电池模块由箱体、电池单体、连接件、线束、风扇等组成。电池模块内单体采用2 并12 串方式成组。额定能量12 kWh，额定电压38.4 V。

电池簇由电池柜、电池模块及高压箱组成，电池簇见图2。簇的额定能量为168 kWh，额定电压为537.6 V。电池模块数量为14 个。模块间采用航空插头串联，高压箱安在电池柜顶部。高压箱内置电池管理系统主控电路板、电压电流采样电路板、熔断器等。

图2 电池簇

电池系统由3 簇电池簇并联而成，额定能量504 kWh，额定电压537.6 V。电池簇通过动力电缆连接至储能变流器直流侧母排，电气设计如图3 所示。

1.2 电池管理系统

电池管理系统负责电池系统的数据采集、充放电管理控制和保护等。本文电池管理系统采用三级架构，电池管理系统架构见图4。电池管理系统的从控单元(Battery Management Unit，BMU)实现对电池单体电压、温度的采集及电量均衡；电池管理系统的主控单元(Battery Cluster Management Unit，BCMU)负责电池簇的电压、电流检测以及剩余电量估计、故障诊断、安全控制等；电池管理系统的总控单元(Battery Association Management System，BAMS)实现对储能系统的全面控制与保护，并完成与储能变流器、能量管理系统的信息交互。

图4 电池管理系统架构

1.3 储能变流器

储能变流器作为储能电池和电网的接口，主要实现储能电池与交流电网之间的双向能量传递，也是储能系统的重要组成部分。本文储能变流器采用盛弘电气模块化产品(PWS1-250KTL)，储能变流器额定功率250 kW，直流侧额定电压760 V，交流侧额定电压380 V。储能变流器既可以并网运行，作为电池的充放电转换设备，也可以离网运行，作为供电电源，满足负荷的用电需求。储能变流器能够精确快速地调节输出电压、频率、有功和无功功率，并实现对储能系统的过欠压保护、过流保护、短路保护等，满足不同应用场景的需求。

1.4 消防系统

七氟丙烷具有清洁、低毒、电绝缘性好、灭火效率高等特点，是储能系统常用的灭火介质。消防系统包括柜式七氟丙烷灭火系统、烟感、温感、声光报警器、紧急启停按钮等，其工作原理如下：温感和烟感探测到火情后，将信号反馈至火灾报警控制器，火灾报警控制器控制声光报警器发出报警，同时将信号传递给气体灭火控制盘，由气体灭火控制盘向七氟丙烷灭火系统电磁驱动装置发出启动信号，开启电磁阀，七氟丙烷灭火介质通过喷嘴释放到电池室，达到灭火目的。

1.5 热管理系统

热管理系统可以保证储能电池工作在最适当的温度范围内。热管理系统采用风冷散热形式，主要由空调和风道组成，空调可根据储能系统内部不同温度条件开启制热模式或制冷模式，制热模式实现对电池单体的低温保护，制冷模式实现对电池单体温升的有效控制。热管理系统工作时，空调出风口与风道连接，通过风道送风至电池模块背面，流经电池单体表面后由电池模块前端面板上的散热风扇抽出，从而达到对电池单体的加热或散热目的。

2 测试方法

2.1 静态测试

储能系统静置状态下电池单体、电池模块、电池簇的电压和内阻等参数可以一定程度反映出电池组的一致性和连接可靠性。储能系统静置状态下，利用电池管理系统采集储能系统各电池单体电压，采用万用表(FLUKE 8846A)测试各电池模块和电池簇电压、内阻。通过储能系统静态下物理量测试，表征储能系统电池成组特性。

2.2 充放电性能测试

对储能系统进行恒功率250 kW 充放电，电池单体电压范围2.8～3.65 V，电池模块电压范围39.2～51.1 V。通过电池管理系统采集储能系统充电和放电过程中总电流及簇电流、总电压及簇电压、单体电压、总能量及簇能量以及温度等物理量。通过储能系统充放电测试，表征储能系统充放电特性。

3 结果及分析

3.1 储能系统静态特性

(1)电池单体电压分布

储能系统电池单体静态电压分布如图5 所示，最大电池单体电压3 337 mV，最小电池单体电压3 329 mV，电池单体压差8 mV，电池单体初始一致性良好。

图5 电池单体静态电压分布

(2)电池模块电压和内阻

储能系统电池模块静态电压分布见图6。电池模块最低电压39.95 V，最高电压40.05 V，电压均值40.01 V，标准偏差21 mV，极差93 mV，电压一致性较好。

图6 电池模块静态电压分布

电池模块内阻测试数据见图7。电池模块最大内阻3.04 mΩ，最小内阻2.63 mΩ，内阻均值2.78 mΩ，标准偏差0.10 mΩ，极差0.41 mΩ，内阻一致性较好，满足成组要求。

图7 电池模块静态内阻分布

3.2 储能系统充放电特性

(1)电流分析

图8 为储能系统各电池簇电流及电池簇与电池簇之间电流最大差值曲线，充电时电流先小幅减小，后逐渐趋于平衡；放电时电流先小幅增大，后逐渐趋于平衡。充电初始阶段和末端簇间电流差较大，分别为4.1 和6.8 A；放电初始阶段和末端簇间电流差较大，分别为4.2 和4.8 A。电池簇在充放电中间阶段具有较小的电流差。

图8 电池簇充放电电流

(2)电压分析

图9 为储能系统各电池簇电压及电池簇与电池簇之间电压最大差值曲线，与电池单体充电电压曲线相似，充电初始阶段电压快速上升，随后进入充电电压平台区，充电末端电压快速增大；放电初始阶段电压快速下降，随后进入放电电压平台区，放电末端电压快速减小。充电过程中，簇间电压最大压差在2.2～2.7 V 之间，放电过程中，簇间电压差在2.3～3.0 V 之间。

图9 电池簇充放电电压

储能系统电池单体SOC在100%、50% 和零荷电状态下的电压分布如图10。总体来看，在充放电起始阶段和结束阶段电池单体电压差较大，且放电末端压差最大，一致性最差。充放电平台区电池单体电压均表现出良好的一致性。

图10 电池单体电压分布

电池单体在三个荷电状态下的电压统计结果如表1 所示。充电阶段，充电末端SOC为100% 时电池单体电压极差最大，为213 mV；放电阶段，放电末端SOC为0 时电池单体电压极差最大，为273 mV。

表1 电池单体电压统计结果

(3)温度分析

图11 为储能系统充放电过程中系统内电池最高、最低温度及温差变化。充电过程中，电池初始最高温度为15.5 ℃，充电结束后电池温度为30.5 ℃，电池温升15.0 ℃；电池初始最低温度为12.0 ℃，充电结束后电池温度为26.0 ℃，电池温升14.0 ℃；电池最大温差为5.0 ℃。放电过程中，电池初始最高温度为16.0 ℃，放电结束后电池温度为29.0 ℃，电池温升13.0 ℃；电池初始最低温度为12.0 ℃，放电结束后电池温度为25.0 ℃，电池温升13.0 ℃；电池最大温差为4.0 ℃。储能系统充放电过程中表现出较好的温度一致性。

图11 储能系统充放电温度曲线

4 结论

对500 kWh 集装箱式锂电池储能系统进行设计及成套，对储能系统静态性能和充放电性能做测试评估。

(1)储能系统静态下，电池单体最大压差8 mV；电池模块最大电压差93 mV，电压标准偏差21 mV，最大内阻差0.41 mΩ，内阻标准偏差0.10 mΩ；电池簇间最大电压差150 mV，最大内阻差值17.63 mΩ，储能系统电池组一致性较为优异。

(2)储能系统充放电过程中，充电末端电池单体SOC为100%时电压极差最大为213 mV，在放电末端SOC为0 时电压极差最大为273 mV；充放电末端簇间电流和电压差最大，最大电流差为6.8 A，最大电压差为3.0 V，电流和电压差均在合理范围内，可以保证储能系统正常运行。储能系统充电或放电结束后，电池最大温升15.0 ℃，最大温差5.0 ℃，可以保证电池在最佳温度范围内运行。