由于在新能源渗透率高的电力系统中，系统缺乏足够的电压支撑和转动惯量支撑，稳定性不足。当前风光发电并网技术表现为可控电流源特性，被动伴随式对电网输入功率，不具备同步机固有的电压源特性，难以有效支撑电网电压。而“双高”系统转动惯量和电压支撑不足，电网对发电与用电功率不平衡抵抗能力降级，导致电网在事故时频率崩溃概率增加。
现在已经在很多地方开始应用构网型储能变流器。但构网型储能变流器和传统储能变流器相比而言需要更大的功率，更快的控制速度。我们的储能电站一般由几十台储能变流器并网运行的，这些变流器以电网作为同步源进行恒流源特性的控制。但如果系统以构网变流器形式运行，相当于有几十个同步电压源在同步运行，控制过程中非常困难。具备较强构网能力的变流器实际是具备较强支撑能力的电压源。要在系统故障的时候去承受短路电流，并起到支撑作用。所以要具备强维持能力的电压源才能有效支撑电网。
但现有的储能变流器单机一般只做到3MW等级。常见的储能变流器基本上还是采用低压结构，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，电流就非常大，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。
电力系统的发展趋势，在做大容量系统的时候，一定是朝着提高电压等级，降低运行电流的方向发展。我们现在在储能系统里应用的级联高压技术，把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。
关于具体的方案特点，从功率器件上的选择上，我们优先选择选择成熟的IGBT模块。行业内也有选用IGCT器件作为功率变换器件，但IGCT元件电压等级已经到了4500V，电流也到了4000-5000A以上。这个等级的逆变器件，对应的直流电池堆也会做得非常大。有一些用IGCT做的超大容量储能系统设计，每一级单元电池堆的单簇电压要做到直流2000V以上，电池堆内并联多簇电芯。每电池堆容量达到几兆瓦时。相当于把很多5MWh的电池集装箱应用到每一个高压级联模块的直流侧里，然后把PCS交流侧级联起来。等于在高压级联系统中应用很多低压并联结构的电池簇，这样就没有发挥级联高压系统减少电池并联，降低直流侧环流的特性。而且单个电池堆如果做到2000V以上的电压，对于电芯的绝缘耐受能力也提出了更高的挑战。所以我们目前还是使用IGBT模块。单个电池簇的电压基本上控制在1000-1500V，如果是在功率小于25MW等级时会考虑全桥星型拓扑。用星型拓扑结构，35kV电压下单机25MW的功率，系统额定电流可以控制在400A左右，用多个IGBT模块并联方式就可以达到25~50MW的单机容量。如果做到单机百兆瓦级别，可以选择角接拓扑结构。在目前技术条件下，可以在工程上实现单机100MW/200MWh的储能单机容量。
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