0、引言

电池储能电站接入电力系统涉及众多的安全稳定性问题，目前针对电池储能电站的研究多集中于储能站与风能、太阳能等新能源的协调控制，或是电池储能参与电网调频的控制策略研究，对站内的控制策略研究较少。

为此本文根据电网侧电池储能电站的实际工程建设情况，考虑储能电站的运行安全性和可靠性，提出站内系统控制的优化策略与系统通信故障的紧急策略，以期为储能电站的建设与发展提供借鉴参考。

1、大型电池储能电站系统结构

1.1、电气一次系统

当前国内电网侧电池储能电站的典型电气一次系统接线方案如图1所示。储能单元由电池与储能变流器（power coversion system，PCS）构成，单个储能单元的额定功率为1MW，额定容量为2MWh。电池作为能量的承载体，汇流后接入PCS进行逆变，经低压交流断路器接入10kV升压变压器的低压侧，升压变压器高压侧由环网柜并联汇流，通过进线断路器并入10kV母线，再由出线断路器接入电网变电站。

电池采用磷酸铁锂电池，与其他电池相比，其具有比能量高、循环寿命长、成本低、性价比高、可大电流充放电、耐高温、高能量密度、无记忆、安全无污染等特点。电池采用电池组、电池簇、电池堆的3层分布式结构，电池组由单体电芯串并联组合而成，电池组串联到高压箱构成电池簇，电池簇并联到直流母排构成电池堆，电池堆运行功率为500kW，通过直流汇流柜送出。

储能PCS作为储能电池与电网的柔性接口，通过整流逆变一体化的设计，实现交流系统和直流系统的能量双向流动，即电池电能的存储与释放。其工作原理为通过三相桥式变换器，把储能电池的直流电压变换成高频的三相斩波电压，经滤波器处理成正弦波电流后并入电网。

升压变压器的容量与储能单元容量相匹配，设计容量为1250kVA，通过负荷开关接入环网柜，环网柜之间并联汇流后通过10kV进线断路器接入10kV母线。10kV系统包括进线开关柜、出线开关柜、计量柜、站用变开关柜、母线PT柜。10kV母线采用单母分段接线方式，不设分段开关。

1.2、电气二次系统

电池储能电站电气二次系统包括电池管理系统（battery management system，BMS）、PCS控制保护系统、后台监控系统、继电保护及安全自动装置组成。

1.2.1、控制保护系统

BMS能够实现电池状态监视、运行控制、绝缘监测、均衡管理、保护报警及通信功能等，通过对电池的状态的实时监测，保证系统的正常稳定安全运行。BMS分为总控单元、主控单元及从控单元3个层级，总控单元对储能电池堆进行集中管理，负责电池系统的策略实现、数据汇总和对外通信；主控单元负责电池簇的管理，包括总电压检测、电流检测、绝缘检测、充放电过程管理、故障报警处理等；从控单元具有监测电池组内单体电池电压、温度的功能，并能够对电池组充、放电过程进行安全管理。

PCS保护控制系统监测储能PCS的运行工况，可以在过压、过流、BMS保护信号等故障条件下触发保护动作停机，具有故障录波功能。PCS控制器接收后台监控系统指令，根据指令调节PCS工作模式，如充放电模式及有功、无功功率。

后台监控系统对站内所有电气运行设备与储能设备进行监测与控制，除常规变电站包含的电气监控系统，还集成了能量管理系统（energy management system，EMS），接收调度指令，实现AGC和AVC等功能。

继电保护及安全自动装置包括公用测控装置、10kV线路保护测控装置、站用变保护测控装置、防孤岛保护装置、频率电压紧急控制装置、源网荷互动终端。

1.2.2、通信系统

电池储能电站二次通信结构如图2所示。电池储能电站的通信系统可划分为站控层、间隔层和储能单元层。站控层设备包括监控主机、历史数据服务器、Ⅰ区数据通信网关机、打印机、网络安全监测装置等。间隔层设备包括间隔层交换机、公用测控装置、10kV光差保护测控装置、站用变保护测控装置、防孤岛保护装置、频率电压紧急控制装置。储能单元层设备包括储能单元层交换机、PCS二次系统、BMS、就地监控装置。

整站通信采用双网冗余通信布置。站控层采用IEC104规约与上级调度通信。间隔层设备与监控主机之间以双网线连接，采用IEC61850通信协议；PCS二次系统与监控主机、BMS与监控主机之间以双网线连接，采用IEC61850通信协议；PCS二次系统与BMS之间以屏蔽双绞线连接，采用Modbus通信协议；PCS二次系统与就地监控装置之间以双网线连接，采用IEC61850通信协议，BMS与就地监控之间以网线连接，采用Modbus通信协议。交换机之间都以双光缆连接，保证足够的传输容量。

2、电池储能电站系统控制策略及优化

2.1、AGC控制策略

电池储能电站AGC控制模式包含远方和就地模式。远方模式运行时，AGC功能模块接收远方调度控制指令，并根据调度设置的有功功率进行有功分配，如未收到调度有功功率指令，则按当前有功功率计划曲线进行有功功率分配。就地模式运行时，AGC仅根据本地有功功率计划曲线进行有功功率的分配。

AGC运行模式可采用比例分配模式或电池荷电状态（state of charge，SOC）优化控制模式。比例分配模式按照当前每台正常运行的PCS的最大可充电功率或最大可放电功率进行比例分配，即：

式中：Pi为第i个储能变流器的功率值；Pi,max为储能变流器i的最大可充（放）电功率值；L为储能变流器数量；PAGC为有功功率目标值。

最大可充放电功率应取PCS环境温度过高的功率限额值和BMS传送的功率限额值中的较小值，考虑到功率控制的实时性，为防止PCS、BMS与EMS在通信上存在延时差异，应由PCS综合本身及BMS的功率限额值，输出最大可充放电功率上传至站内AGC模块。SOC优化控制模式是综合考虑最大可充放电功率值与电池堆SOC来分配各PCS的功率目标值，根据客观需求确定两种因素的权重占比。对于第i组PCS与电池，其最大可充放电功率值和电池荷电状态先进行归一化再与对应权重相乘，相加后得到该因素的综合值。

式中：fpi为第i组的最大可充放电功率值与所有组中最大的可充放电功率的比值；当计算充电功率目标值时，fsi为100%与第i组的电池堆SOC百分比值的差值，当计算放电功率目标值时，fsi为第i组电池堆SOC的百分比值；wp、ws分别为两种因素的权重。

2.2、AVC控制策略

AVC控制模式包含远方和就地模式。远方模式运行时，AVC功能模块接收远方调度指令，进行无功功率调节，如当前无调度指令下发时，则根据电压计划曲线值进行无功调节和跟踪。就地模式运行时，则AVC无功调节仅根据就地电压计划曲线或就地输入，进行无功调节，而不响应调度电压或无功调节指令。

AVC功能模块通常采用电压控制模式运行，站内ACV功能模块需根据电气接线方式进行区别化设计，若储能站内的各段10kV母线是分别接入电网侧变电站的不同段母线，则调度AVC主站根据变电站内各段10kV母线状态，分别下发电压目标值至储能电站AVC功能模块。储能电站优先满足有功功率需求，因此单个PCS最大可调无功容量Qmax根据式（3）确定：

式中：Sover为PCS长时间允许的过载运行功率；PN为PCS的额定有功功率。

2.3、接入源网荷系统控制策略

电池储能电站具备运行状态快速转变的能力，可实现从负荷到电源的毫秒级转变，从而对电网频率起到紧急调节的倍增作用。在站内安装一个源网荷互动终端，将其通过调度数据网光纤通道接入源网荷精准切负荷系统，实现快速响应上级精准切负荷指令，同时与EMS系统通信及控制PCS动作。终端与EMS采用IEC104规约通信，与PCS之间采用干接点连接，使PCS可靠快速实现功率反转。

储能站内源网荷系统具体控制策略为：源网荷互动终端接收到切负荷指令后，同时向PCS和EMS发送指令，PCS接收到硬接点信号后以短时允许过载功率进行最大功率放电1s，1s后由EMS根据PCS与电池状态，以最大可放电功率运行，直至达到SOC下限。当人为复归终端切负荷指令时，终端向EMS发负荷恢复指令，EMS由一次调频或AGC控制储能电站。

3、电池储能电站系统通信故障应急策略

电池储能电站中后台监控系统EMS对电池的监测、对PCS的监控都是通过通信系统实现，EMS与BMS之间、EMS与PCS之间都采用的IEC61850双网冗余通信，BMS与PCS之间采用了Modbus通信协议，储能电站的运行控制对通信系统依赖度高。

为了防止在通信链路发生故障时，系统不失控，应综合考虑系统运行安全稳定及可控性，制定通信故障时的响应策略。当PCS检测到与EMS通信中断时，PCS应立即采取停机措施，否则该PCS继续运行，而AGC会对剩下的PCS重新进行功率分配，此时实际的总功率值将大于目标功率值。当BMS与EMS通信中断时，EMS检测到通信中断则在一定延时后向该BMS对应的PCS发停机命令。当PCS检测到与BMS通信中断时，立即控制PCS转为停机。

此外从通信系统的结构上分析，站内所有BMS和PCS数据都接入到间隔层交换机，是一种集中布置方式，数据负荷大，若间隔层交换机发生故障，将导致站内所有储能设备通信中断。由于每个储能单元都配置了就地监控装置，目前承担着储能单元通信汇集和就地监控的功能。因此考虑利用就地监控装置与储能单元层交换机在整站储能设备通信中断时，构建应急通信网络，承担紧急情况下的就地控制作用。

通过在就地监控装置中安装AGC和AVC等功能模块，使其具备与后台监控系统相同的功率控制功能。电池储能电站应急通信方案如图3所示，各储能单元采用环网型交换机组成局域环网。在系统通信正常时，储能设备通过正常网络与后台监控系统通信，就地监控装置存储整站的控制命令。一旦所有的储能单元都判断通信中断，则指定地址编号最小的就地监控装置为主控装置，通过局域环网控制储能设备继续运行。

4、结语

国内电网侧储能电站建设正处于起步阶段，数量及规模逐年增大，但在规划建设、运行控制、状态评价等方面都缺乏实际经验。本文介绍了当前大型电池储能电站的典型电气系统结构，依据电池储能电站调试情况，对站内系统运行控制策略提出了优化改进方案，并提出通信故障下的应急策略，以提高储能电站的安全稳定运行水平，相关研究可为电池储能站建设提供借鉴参考。