在海拔近3000米的青海省海南州，坐落着一座占地约26亩的储能电站，这就是华能海南州150兆瓦/600兆瓦时储能电站。海南州储能电站采用35千伏高压直挂储能技术，日前已顺利并网并实现满功率运行。这是目前全球海拔最高、规模最大的高压直挂储能电站。

据了解，海南州储能电站共有78个高压直挂储能交直流一体舱和6个并网集装箱，它们构成了6套高压直挂储能系统，具有系统电压等级高、单机容量大、交直流并联数量少、通讯层级少等特点。每套系统单机容量达25兆瓦/100兆瓦时。

以往，行业内普遍采用低压集中式架构技术路线，即由大量电池单体通过串联、并联结合的方式，输出1000—1500伏左右直流电压，随后经过功率逆变器转换成交流电，再借助工频变压器完成升压，最终接入电网。海南州储能电站所采用的35千伏高压直挂储能技术，与传统储能技术截然不同。

高压直挂储能技术与传统储能技术有什么不同？现阶段存在几种主流的储能解决方案技术路线，不同的技术路线各有优缺点。简单介绍如下：

1.集中式：电池簇→直流电缆→直流汇流箱→直流电缆→集中式变流器→交流电缆→升压变压器

多个电池簇直接在直流侧的母线并联，直流电汇流后通过储能变流器转换成交流，这种方式是目前应用较广的一种技术路线，优点是控制简单，缺点是电池簇之间电压不一致时会产生环流。

2. 分散式：电池簇→直流电缆→变流器→交流电缆→交流汇流箱→交流电缆→升压变压器

每个电池簇单独与一个储能变流器串联，多个储能变流器在交流母线侧进行并联，不在直流侧并联。这种方式的优点是可以解决电池簇间的环流问题，每个簇可以单独管理或者故障隔离，缺点是因为变流器数量较多，对系统的稳定性和可靠性要求较高。

3. 集散式：电池簇→DC/DC→直流电缆→单个变流器→交流电缆→交流汇流箱→交流电缆→升压变压器

每个电池簇经过直流变压器（DC/DC）变成一致的电压以后在直流侧进行并联，直流电汇流后通过储能变流器转换成交流。不同于集中式的是集散式在每个电池簇使用了DC/DC。优点是可以解决电池簇间因电压不一样会产生环流的问题。缺点是增加了DC/DC元件，也有能量损耗。

4. 组串式: 电池簇→DC/DC→直流电缆→多个变流器→交流电缆→交流汇流箱→交流电缆→升压变压器

和集散式相似，区别在于直流电汇流后通过多个容量较小的变流器转换成交流，而不是通过一个容量较大的变流器进行变流。优点是单个变流器故障不会影响整个储能系统。

5. 高压级联直挂式：电池→H桥（DC/AC功率单元）→H桥级联→三相星型连接。

系统包含多个储能单元，每个储能单元由H桥和独立小电池堆组成，每相由多个储能单元串联至一定的电压直接接入交流电网。优点是无需升压变压器，减小系统损耗，减少占地面积，无电池簇间并联，消除簇间环流问题。缺点是5MW以上才有经济性，只能输出6kV、10kV等电压等级，在工商业应用缺少灵活性。

高压直挂储能技术极大地简化了大型储能电站的构建方案。建设一座150兆瓦/600兆瓦时储能电站，如采用低压储能技术，需85—800台功率逆变设备进行并联，不仅系统复杂程度高，且存在低频或宽频振荡风险。要达到同样容量，只需要6套采用高压直挂储能技术的设备，建设速度自然较快。

高压直挂储能技术在安全性能上的优势，提供了高效的控制和保护系统管理，规避了电池串并联的不稳定性，并通过电池簇的运行均衡控制避免电池过充过放。

其次，结合电芯发展趋势和热管理技术优化，迭代升级了适用于能量密度更高的314安时大电芯液冷系统，能够保证电池运行温度始终处于最佳范围，以进一步提高电池的安全性。

当然，目前高压直挂储能系统面临的一些技术挑战，主要包括安全性与电池管理、系统稳定性和控制复杂性、模块化与扩展性、预充电与启动过程，以及成本与效率等方面。

南瑞继保是高压直挂储能技术先行者之一，2022年6月17日，南瑞继保研制的全球首套35kV高压直挂储能系统，在绍兴市上虞区35kV红墟储能电站顺利正式并网运行。

这套储能系统产品单套容量25MW/50MWh，采用安全性能更高的级联式拓扑结构，取消了升压变压器，电池分散在每个PCS单元模块中，运行相互独立、耦合度低，并采用热备用冗余设计和主动均衡技术，相比于传统配置升压变的储能方式具有安全性能高、效率效益高、兼容性能强、性价比高等优势。