文章來源：1．國網(wǎng)湖南省電力公司電力科學研究院2．國網(wǎng)湖南省電力有限公司
0、引言
電池儲能電站接入電力系統(tǒng)涉及眾多的安全穩(wěn)定性問題，目前針對電池儲能電站的研究多集中于儲能站與風能、太陽能等新能源的協(xié)調(diào)控制，或是電池儲能參與電網(wǎng)調(diào)頻的控制策略研究，對站內(nèi)的控制策略研究較少。
為此本文根據(jù)電網(wǎng)側電池儲能電站的實際工程建設情況，考慮儲能電站的運行安全性和可靠性，提出站內(nèi)系統(tǒng)控制的優(yōu)化策略與系統(tǒng)通信故障的緊急策略，以期為儲能電站的建設與發(fā)展提供借鑒參考。
1、大型電池儲能電站系統(tǒng)結構
1.1、電氣一次系統(tǒng)
當前國內(nèi)電網(wǎng)側電池儲能電站的典型電氣一次系統(tǒng)接線方案如圖1所示。儲能單元由電池與儲能變流器（power coversion system，PCS）構成，單個儲能單元的額定功率為1MW，額定容量為2MWh。電池作為能量的承載體，匯流后接入PCS進行逆變，經(jīng)低壓交流斷路器接入10kV升壓變壓器的低壓側，升壓變壓器高壓側由環(huán)網(wǎng)柜并聯(lián)匯流，通過進線斷路器并入10kV母線，再由出線斷路器接入電網(wǎng)變電站。
電池采用磷酸鐵鋰電池，與其他電池相比，其具有比能量高、循環(huán)壽命長、成本低、性價比高、可大電流充放電、耐高溫、高能量密度、無記憶、安全無污染等特點。電池采用電池組、電池簇、電池堆的3層分布式結構，電池組由單體電芯串并聯(lián)組合而成，電池組串聯(lián)到高壓箱構成電池簇，電池簇并聯(lián)到直流母排構成電池堆，電池堆運行功率為500kW，通過直流匯流柜送出。
儲能PCS作為儲能電池與電網(wǎng)的柔性接口，通過整流逆變一體化的設計，實現(xiàn)交流系統(tǒng)和直流系統(tǒng)的能量雙向流動，即電池電能的存儲與釋放。其工作原理為通過三相橋式變換器，把儲能電池的直流電壓變換成高頻的三相斬波電壓，經(jīng)濾波器處理成正弦波電流后并入電網(wǎng)。
升壓變壓器的容量與儲能單元容量相匹配，設計容量為1250kVA，通過負荷開關接入環(huán)網(wǎng)柜，環(huán)網(wǎng)柜之間并聯(lián)匯流后通過10kV進線斷路器接入10kV母線。10kV系統(tǒng)包括進線開關柜、出線開關柜、計量柜、站用變開關柜、母線PT柜。10kV母線采用單母分段接線方式，不設分段開關。
1.2、電氣二次系統(tǒng)
電池儲能電站電氣二次系統(tǒng)包括電池管理系統(tǒng)（battery management system，BMS）、PCS控制保護系統(tǒng)、后臺監(jiān)控系統(tǒng)、繼電保護及安全自動裝置組成。
1.2.1、控制保護系統(tǒng)
BMS能夠實現(xiàn)電池狀態(tài)監(jiān)視、運行控制、絕緣監(jiān)測、均衡管理、保護報警及通信功能等，通過對電池的狀態(tài)的實時監(jiān)測，保證系統(tǒng)的正常穩(wěn)定安全運行。BMS分為總控單元、主控單元及從控單元3個層級，總控單元對儲能電池堆進行集中管理，負責電池系統(tǒng)的策略實現(xiàn)、數(shù)據(jù)匯總和對外通信；主控單元負責電池簇的管理，包括總電壓檢測、電流檢測、絕緣檢測、充放電過程管理、故障報警處理等；從控單元具有監(jiān)測電池組內(nèi)單體電池電壓、溫度的功能，并能夠對電池組充、放電過程進行安全管理。
PCS保護控制系統(tǒng)監(jiān)測儲能PCS的運行工況，可以在過壓、過流、BMS保護信號等故障條件下觸發(fā)保護動作停機，具有故障錄波功能。PCS控制器接收后臺監(jiān)控系統(tǒng)指令，根據(jù)指令調(diào)節(jié)PCS工作模式，如充放電模式及有功、無功功率。
后臺監(jiān)控系統(tǒng)對站內(nèi)所有電氣運行設備與儲能設備進行監(jiān)測與控制，除常規(guī)變電站包含的電氣監(jiān)控系統(tǒng)，還集成了能量管理系統(tǒng)（energy management system，EMS），接收調(diào)度指令，實現(xiàn)AGC和AVC等功能。
繼電保護及安全自動裝置包括公用測控裝置、10kV線路保護測控裝置、站用變保護測控裝置、防孤島保護裝置、頻率電壓緊急控制裝置、源網(wǎng)荷互動終端。
1.2.2、通信系統(tǒng)
電池儲能電站二次通信結構如圖2所示。電池儲能電站的通信系統(tǒng)可劃分為站控層、間隔層和儲能單元層。站控層設備包括監(jiān)控主機、歷史數(shù)據(jù)服務器、Ⅰ區(qū)數(shù)據(jù)通信網(wǎng)關機、打印機、網(wǎng)絡安全監(jiān)測裝置等。間隔層設備包括間隔層交換機、公用測控裝置、10kV光差保護測控裝置、站用變保護測控裝置、防孤島保護裝置、頻率電壓緊急控制裝置。儲能單元層設備包括儲能單元層交換機、PCS二次系統(tǒng)、BMS、就地監(jiān)控裝置。
整站通信采用雙網(wǎng)冗余通信布置。站控層采用IEC104規(guī)約與上級調(diào)度通信。間隔層設備與監(jiān)控主機之間以雙網(wǎng)線連接，采用IEC61850通信協(xié)議；PCS二次系統(tǒng)與監(jiān)控主機、BMS與監(jiān)控主機之間以雙網(wǎng)線連接，采用IEC61850通信協(xié)議；PCS二次系統(tǒng)與BMS之間以屏蔽雙絞線連接，采用Modbus通信協(xié)議；PCS二次系統(tǒng)與就地監(jiān)控裝置之間以雙網(wǎng)線連接，采用IEC61850通信協(xié)議，BMS與就地監(jiān)控之間以網(wǎng)線連接，采用Modbus通信協(xié)議。交換機之間都以雙光纜連接，保證足夠的傳輸容量。
2、電池儲能電站系統(tǒng)控制策略及優(yōu)化
2.1、AGC控制策略
電池儲能電站AGC控制模式包含遠方和就地模式。遠方模式運行時，AGC功能模塊接收遠方調(diào)度控制指令，并根據(jù)調(diào)度設置的有功功率進行有功分配，如未收到調(diào)度有功功率指令，則按當前有功功率計劃曲線進行有功功率分配。就地模式運行時，AGC僅根據(jù)本地有功功率計劃曲線進行有功功率的分配。
AGC運行模式可采用比例分配模式或電池荷電狀態(tài)（state of charge，SOC）優(yōu)化控制模式。比例分配模式按照當前每臺正常運行的PCS的最大可充電功率或最大可放電功率進行比例分配，即：
式中：Pi為第i個儲能變流器的功率值；Pi,max為儲能變流器i的最大可充（放）電功率值；L為儲能變流器數(shù)量；PAGC為有功功率目標值。
最大可充放電功率應取PCS環(huán)境溫度過高的功率限額值和BMS傳送的功率限額值中的較小值，考慮到功率控制的實時性，為防止PCS、BMS與EMS在通信上存在延時差異，應由PCS綜合本身及BMS的功率限額值，輸出最大可充放電功率上傳至站內(nèi)AGC模塊。SOC優(yōu)化控制模式是綜合考慮最大可充放電功率值與電池堆SOC來分配各PCS的功率目標值，根據(jù)客觀需求確定兩種因素的權重占比。對于第i組PCS與電池，其最大可充放電功率值和電池荷電狀態(tài)先進行歸一化再與對應權重相乘，相加后得到該因素的綜合值。
式中：fpi為第i組的最大可充放電功率值與所有組中最大的可充放電功率的比值；當計算充電功率目標值時，fsi為100%與第i組的電池堆SOC百分比值的差值，當計算放電功率目標值時，fsi為第i組電池堆SOC的百分比值；wp、ws分別為兩種因素的權重。
2.2、AVC控制策略
AVC控制模式包含遠方和就地模式。遠方模式運行時，AVC功能模塊接收遠方調(diào)度指令，進行無功功率調(diào)節(jié)，如當前無調(diào)度指令下發(fā)時，則根據(jù)電壓計劃曲線值進行無功調(diào)節(jié)和跟蹤。就地模式運行時，則AVC無功調(diào)節(jié)僅根據(jù)就地電壓計劃曲線或就地輸入，進行無功調(diào)節(jié)，而不響應調(diào)度電壓或無功調(diào)節(jié)指令。
AVC功能模塊通常采用電壓控制模式運行，站內(nèi)ACV功能模塊需根據(jù)電氣接線方式進行區(qū)別化設計，若儲能站內(nèi)的各段10kV母線是分別接入電網(wǎng)側變電站的不同段母線，則調(diào)度AVC主站根據(jù)變電站內(nèi)各段10kV母線狀態(tài)，分別下發(fā)電壓目標值至儲能電站AVC功能模塊。儲能電站優(yōu)先滿足有功功率需求，因此單個PCS最大可調(diào)無功容量Qmax根據(jù)式（3）確定：
式中：Sover為PCS長時間允許的過載運行功率；PN為PCS的額定有功功率。
2.3、接入源網(wǎng)荷系統(tǒng)控制策略
電池儲能電站具備運行狀態(tài)快速轉變的能力，可實現(xiàn)從負荷到電源的毫秒級轉變，從而對電網(wǎng)頻率起到緊急調(diào)節(jié)的倍增作用。在站內(nèi)安裝一個源網(wǎng)荷互動終端，將其通過調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)光纖通道接入源網(wǎng)荷精準切負荷系統(tǒng)，實現(xiàn)快速響應上級精準切負荷指令，同時與EMS系統(tǒng)通信及控制PCS動作。終端與EMS采用IEC104規(guī)約通信，與PCS之間采用干接點連接，使PCS可靠快速實現(xiàn)功率反轉。
儲能站內(nèi)源網(wǎng)荷系統(tǒng)具體控制策略為：源網(wǎng)荷互動終端接收到切負荷指令后，同時向PCS和EMS發(fā)送指令，PCS接收到硬接點信號后以短時允許過載功率進行最大功率放電1s，1s后由EMS根據(jù)PCS與電池狀態(tài)，以最大可放電功率運行，直至達到SOC下限。當人為復歸終端切負荷指令時，終端向EMS發(fā)負荷恢復指令，EMS由一次調(diào)頻或AGC控制儲能電站。
3、電池儲能電站系統(tǒng)通信故障應急策略
電池儲能電站中后臺監(jiān)控系統(tǒng)EMS對電池的監(jiān)測、對PCS的監(jiān)控都是通過通信系統(tǒng)實現(xiàn)，EMS與BMS之間、EMS與PCS之間都采用的IEC61850雙網(wǎng)冗余通信，BMS與PCS之間采用了Modbus通信協(xié)議，儲能電站的運行控制對通信系統(tǒng)依賴度高。
為了防止在通信鏈路發(fā)生故障時，系統(tǒng)不失控，應綜合考慮系統(tǒng)運行安全穩(wěn)定及可控性，制定通信故障時的響應策略。當PCS檢測到與EMS通信中斷時，PCS應立即采取停機措施，否則該PCS繼續(xù)運行，而AGC會對剩下的PCS重新進行功率分配，此時實際的總功率值將大于目標功率值。當BMS與EMS通信中斷時，EMS檢測到通信中斷則在一定延時后向該BMS對應的PCS發(fā)停機命令。當PCS檢測到與BMS通信中斷時，立即控制PCS轉為停機。
此外從通信系統(tǒng)的結構上分析，站內(nèi)所有BMS和PCS數(shù)據(jù)都接入到間隔層交換機，是一種集中布置方式，數(shù)據(jù)負荷大，若間隔層交換機發(fā)生故障，將導致站內(nèi)所有儲能設備通信中斷。由于每個儲能單元都配置了就地監(jiān)控裝置，目前承擔著儲能單元通信匯集和就地監(jiān)控的功能。因此考慮利用就地監(jiān)控裝置與儲能單元層交換機在整站儲能設備通信中斷時，構建應急通信網(wǎng)絡，承擔緊急情況下的就地控制作用。
通過在就地監(jiān)控裝置中安裝AGC和AVC等功能模塊，使其具備與后臺監(jiān)控系統(tǒng)相同的功率控制功能。電池儲能電站應急通信方案如圖3所示，各儲能單元采用環(huán)網(wǎng)型交換機組成局域環(huán)網(wǎng)。在系統(tǒng)通信正常時，儲能設備通過正常網(wǎng)絡與后臺監(jiān)控系統(tǒng)通信，就地監(jiān)控裝置存儲整站的控制命令。一旦所有的儲能單元都判斷通信中斷，則指定地址編號最小的就地監(jiān)控裝置為主控裝置，通過局域環(huán)網(wǎng)控制儲能設備繼續(xù)運行。
4、結語
國內(nèi)電網(wǎng)側儲能電站建設正處于起步階段，數(shù)量及規(guī)模逐年增大，但在規(guī)劃建設、運行控制、狀態(tài)評價等方面都缺乏實際經(jīng)驗。本文介紹了當前大型電池儲能電站的典型電氣系統(tǒng)結構，依據(jù)電池儲能電站調(diào)試情況，對站內(nèi)系統(tǒng)運行控制策略提出了優(yōu)化改進方案，并提出通信故障下的應急策略，以提高儲能電站的安全穩(wěn)定運行水平，相關研究可為電池儲能站建設提供借鑒參考。
