黃 莉，林益江

（浙江同濟科技職業(yè)學(xué)院機電系，杭州 311231）

0 引言

隨著國家政策的大力支持以及新能源技術(shù)的進步，風(fēng)能和光伏等可再生能源技術(shù)得到了大力發(fā)展，而新能源的高滲透接入帶來了新能源的高效消納與電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的矛盾，以及供電可靠性與經(jīng)濟運行之間的矛盾。儲能技術(shù)作為提高能源綜合利用效率的一種有效途徑和關(guān)鍵技術(shù)[1-2]，可提高可再生能源的供電可靠性和系統(tǒng)穩(wěn)定性，改善電能質(zhì)量，提高調(diào)節(jié)靈活性[3-4]，從而增強可再生能源功率輸出的可控性和穩(wěn)定性，使其滿足并網(wǎng)要求。

國內(nèi)基于電池儲能技術(shù)在電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)開展了大量研究工作，也取得了許多研究成果[5-10]。這些成果對儲能技術(shù)發(fā)展具有很大參考價值，但是較少涉及儲能系統(tǒng)的核心設(shè)備，即儲能控制器的設(shè)計及實現(xiàn)。目前用戶側(cè)儲能已初步具備經(jīng)濟性，全球的裝機容量增長迅速，因此亟需設(shè)計并研發(fā)可同時滿足用戶側(cè)儲能系統(tǒng)數(shù)據(jù)采集與多功能運行的即插即用式儲能控制器設(shè)備。

目前對用戶側(cè)儲能系統(tǒng)的研究大多集中在容量配置、系統(tǒng)規(guī)劃及調(diào)度優(yōu)化、運行策略、多場景應(yīng)用的理論研究領(lǐng)域[11-14]。其中，文獻[12-13]針對用戶側(cè)儲能從規(guī)劃和運行兩方面綜合考慮，提出了一種需量管理捆綁峰谷套利的工業(yè)用戶儲能系統(tǒng)規(guī)劃和調(diào)度綜合優(yōu)化模型，但是沒有給出在實際運行中儲能系統(tǒng)需要考慮的多功能協(xié)調(diào)運行方式，無法指導(dǎo)實際用戶側(cè)儲能電站的日常運行。文獻[15]介紹了用戶側(cè)分布式儲能系統(tǒng)的典型應(yīng)用模式及接入方式，闡述各應(yīng)用場景下分布式儲能的應(yīng)用模式和方案，但是沒有提出一種通用的儲能控制器設(shè)計方法來滿足各應(yīng)用場景的運行控制需求。

針對目前用戶側(cè)儲能系統(tǒng)多功能應(yīng)用的運行需求以及快速安裝投運的建設(shè)需求，本文提出一種模塊化的儲能控制器設(shè)計方法，硬件結(jié)構(gòu)上采用典型的嵌入式系統(tǒng)結(jié)構(gòu)，軟件架構(gòu)上利用分布式SOA（面向服務(wù)架構(gòu)）設(shè)計控制器模塊化功能。同時，提出一種用戶側(cè)儲能系統(tǒng)能量管理組合控制策略，將需量控制、逆功率保護與削峰填谷靈活結(jié)合，實現(xiàn)對儲能系統(tǒng)的協(xié)調(diào)控制。最后，結(jié)合一個實際投運的用戶側(cè)儲能電站案例，對所設(shè)計研制的儲能控制器的有效性和可行性進行驗證。

1 用戶側(cè)儲能系統(tǒng)二次系統(tǒng)典型架構(gòu)

用戶側(cè)儲能系統(tǒng)二次系統(tǒng)架構(gòu)如圖1 所示。儲能控制器在此系統(tǒng)架構(gòu)中處于承上啟下的核心地位，是連接下層就地設(shè)備和上層監(jiān)控平臺的橋梁： 對下實現(xiàn)與儲能PCS（變流器）、儲能BMS（電池管理系統(tǒng)）、智能電表、負荷控制器及保護裝置的通信及規(guī)約轉(zhuǎn)換，并下發(fā)各種控制指令，包括啟停、充放電功率及運行模式切換；對上將儲能系統(tǒng)的信息上傳到站控層系統(tǒng)或遠程云監(jiān)控平臺，能夠通過Web、站控系統(tǒng)或云平臺對運行定值進行在線修改，保證掉電后保持不變。

2 儲能控制器結(jié)構(gòu)

2.1 總體結(jié)構(gòu)

圖1 儲能電站系統(tǒng)典型架構(gòu)

儲能控制器在總體設(shè)計及各模塊設(shè)計上均充分考慮了可靠性的要求，在程序執(zhí)行、各模塊之間的通信等方面均給予了詳盡的考慮。儲能控制器采用典型的嵌入式系統(tǒng)結(jié)構(gòu)，使用ARM 芯片作為整個系統(tǒng)的控制核心。通過異步串行口、RJ45 以太網(wǎng)接口等通信方式實現(xiàn)遠程對系統(tǒng)運行實時信息及歷史記錄的查看、系統(tǒng)運行參數(shù)設(shè)置、系統(tǒng)充放電控制、啟停以及PCS 等設(shè)備監(jiān)控。

儲能控制器由設(shè)備管理、策略控制、規(guī)約處理、內(nèi)存管理、數(shù)據(jù)統(tǒng)計和狀態(tài)控制、配置下載器等6 個主要模塊組成，具體結(jié)構(gòu)如圖2 所示。

圖2 儲能控制器結(jié)構(gòu)

2.2 設(shè)備管理模塊

設(shè)備管理模塊位于該系統(tǒng)的最底層，承擔(dān)著與遠方系統(tǒng)進行數(shù)據(jù)通信的任務(wù)。主要負責(zé)管理與遠方系統(tǒng)通信的各種物理通信設(shè)備，維護數(shù)據(jù)通道的暢通，接收來自遠方系統(tǒng)的各種數(shù)據(jù)報文，向遠方系統(tǒng)發(fā)送各種數(shù)據(jù)報文。

該模塊的結(jié)構(gòu)如圖3 所示，主要包括以下部分：

（1）設(shè)備狀態(tài)監(jiān)控模塊。負責(zé)管理通信設(shè)備，監(jiān)控通道運行情況。可實現(xiàn)通信設(shè)備的打開、關(guān)閉及復(fù)位，實時統(tǒng)計通道的運行狀況，當通道運行狀況發(fā)生變化時發(fā)出報警信息。

（2）報文讀寫模塊。負責(zé)對通道的讀寫操作，可管理通道數(shù)據(jù)接收、發(fā)送緩沖區(qū)，從通道的數(shù)據(jù)發(fā)送緩沖區(qū)讀取數(shù)據(jù)并寫入通道，從通道讀取數(shù)據(jù)并寫入通道的數(shù)據(jù)接收緩沖區(qū)，以及檢測通信設(shè)備的連接狀態(tài)。

（3）報文緩沖區(qū)。這是建立在內(nèi)存中的一段共享內(nèi)存，由報文收發(fā)模塊和規(guī)約解釋模塊共享，數(shù)據(jù)報文按通道存儲，每個通道都有自己的數(shù)據(jù)接收、發(fā)送緩沖區(qū)。

圖3 設(shè)備管理模塊結(jié)構(gòu)

設(shè)備管理模塊可以實現(xiàn)的主要功能包括： 數(shù)據(jù)通道的狀態(tài)監(jiān)控；對數(shù)據(jù)通道的讀寫操作；通道讀寫緩沖區(qū)的管理；通信設(shè)備操作請求事件的處理。

2.3 策略控制模塊

策略控制模塊是整個控制器的算法核心，負責(zé)對儲能系統(tǒng)進行策略控制管理，監(jiān)控整個儲能系統(tǒng)的運行狀態(tài)，控制各個模塊協(xié)同運行。同時該模塊也是控制器的一個對外接口，負責(zé)各種策略的運行控制指令生成和下發(fā)。

策略控制模塊利用采集到的運行信息，包括BMS 和PCS 等設(shè)備的狀態(tài)量、電氣量信息，在滿足系統(tǒng)安全性要求以及響應(yīng)電網(wǎng)調(diào)度要求的基礎(chǔ)上，利用各種控制策略實現(xiàn)對儲能系統(tǒng)的合理充放電控制。該模塊位于整個系統(tǒng)架構(gòu)的核心位置，是儲能系統(tǒng)運行的直接控制管理者，承擔(dān)著對PCS 直接下發(fā)控制指令的任務(wù)。

具體的模塊結(jié)構(gòu)如圖4 所示。模塊從內(nèi)存實時庫中獲取實時的設(shè)備運行數(shù)據(jù)，包括BMS 電氣量信息、PCS 狀態(tài)字、并網(wǎng)點功率等；同時從參數(shù)數(shù)據(jù)庫中讀取策略相關(guān)的設(shè)置參數(shù)，包括策略邊界參數(shù)、策略投退信息、計劃曲線信息等。然后根據(jù)具體投入的策略運行流程計算獲得PCS的遙控和遙調(diào)結(jié)果，利用通信接口對PCS 進行控制，并且返回相應(yīng)的返校和控制結(jié)果信息。

圖4 策略控制模塊結(jié)構(gòu)

2.4 規(guī)約處理模塊

規(guī)約處理模塊負責(zé)進行104 和Modbus 規(guī)約的解釋，實現(xiàn)數(shù)據(jù)報文與數(shù)據(jù)值之間的相互轉(zhuǎn)換，統(tǒng)計報文質(zhì)量。它將需要轉(zhuǎn)發(fā)的數(shù)據(jù)編碼成特定的報文格式送給設(shè)備管理模塊，將設(shè)備管理模塊送來的數(shù)據(jù)報文按照特定的格式解釋成為系統(tǒng)可以識別的數(shù)據(jù)值，同時將系統(tǒng)對遠方終端的各種控制命令轉(zhuǎn)換成為特定的數(shù)據(jù)報文格式。該模塊主要提供以下功能：

（1）讀取通道數(shù)據(jù)接收緩沖區(qū)的數(shù)據(jù)報文，將報文解釋成系統(tǒng)可以識別的數(shù)據(jù)值，然后將這些數(shù)據(jù)值存入特定路徑的數(shù)據(jù)存儲區(qū)。

（2）從某個路徑的數(shù)據(jù)存儲區(qū)讀取數(shù)據(jù)值，將其按照事先定義的規(guī)約格式轉(zhuǎn)換為數(shù)據(jù)報文格式，然后將數(shù)據(jù)報文放入和該路徑相連的通道的數(shù)據(jù)發(fā)送緩沖區(qū)。

（3）接收各種對遠方終端的控制命令，將其轉(zhuǎn)換成為一定規(guī)約格式的數(shù)據(jù)報文并放入通道數(shù)據(jù)發(fā)送緩沖區(qū)。

（4）管理通信規(guī)約庫。

（5）采用改進的Modbus 協(xié)議并發(fā)控制方法，支持多臺PCS 的快速同步控制。

2.5 其他模塊

內(nèi)存管理模塊負責(zé)管理多進程間的共享內(nèi)存，為運行在其上的進程提供數(shù)據(jù)支持環(huán)境，協(xié)調(diào)控制各模塊的正常運行。

數(shù)據(jù)統(tǒng)計及控制模塊負責(zé)對數(shù)據(jù)進行統(tǒng)計處理，包括最值統(tǒng)計、定時存盤等，同時協(xié)調(diào)控制程序各個模塊的運行。

配置下載器在進程開始時負責(zé)讀取配置參數(shù)，并且組織相應(yīng)的內(nèi)存結(jié)構(gòu)。

2.6 技術(shù)優(yōu)勢

整個儲能控制器技術(shù)架構(gòu)基于跨平臺的分布式SOA 體系，各個模塊協(xié)調(diào)配合，支持單機配置和雙機冗余，實現(xiàn)了監(jiān)控、能量管理、協(xié)調(diào)控制一體化的功能設(shè)計。系統(tǒng)的優(yōu)勢主要體現(xiàn)在以下幾點：

（1）配置靈活，功能全面。支持基于Web 的系統(tǒng)通信與策略配置以及系統(tǒng)的運行監(jiān)控，支持多種控制策略的協(xié)調(diào)配合，拓展方便。

（2）應(yīng)用面廣，成本較低。既可在大型儲能電站系統(tǒng)中擔(dān)當協(xié)調(diào)控制器的角色，又可在小型儲能系統(tǒng)項目中擔(dān)當監(jiān)控與能量管理系統(tǒng)的角色，降低系統(tǒng)前期成本。

（3）技術(shù)先進，適應(yīng)性強。采用改進的Modbus協(xié)議并發(fā)控制，支持多臺PCS 的快速同步控制，減少了傳統(tǒng)順控下的動作延時。

3 控制策略

目前的儲能電站能量管理系統(tǒng)主要是削峰填谷控制模式。由于儲能電站在不同的應(yīng)用場景下與配電網(wǎng)之間的交互控制方式、運行限制條件不同，目前的能量管理控制方式無法滿足用戶側(cè)儲能電站多場景運行的要求，無法實現(xiàn)多場景運行控制策略之間的協(xié)調(diào)配合。

本文提出的用戶側(cè)儲能控制器克服上述現(xiàn)有技術(shù)不足，綜合運用削峰填谷策略、需量管理策略和逆功率保護策略，提供一種儲能系統(tǒng)能量管理組合控制策略，支持配置策略投入運行時間段以及靈活配置策略參數(shù)，實現(xiàn)了不同用戶用電特性情況下的策略靈活組合，保障了儲能系統(tǒng)的經(jīng)濟穩(wěn)定運行。

3.1 集成需量控制功能的削峰填谷策略

當某地區(qū)的峰谷電價差比較大時，通過儲能低谷充電、高峰放電策略，實現(xiàn)價差套利。程序處理流程如圖5 所示。

（1）根據(jù)分時電價確定全天的充放電計劃曲線，典型步長為1 h，實際中可精確到分鐘。

（2）在用電高峰時段，電價較高，進入削峰模式，且電池SOC（荷電狀態(tài)，定義其量符號為SOC）大于其最小限值SOC，min時，儲能按照設(shè)定值進行放電，并啟動需量控制策略和逆功率保護策略，否則PCS 保持待機。

（3）在用電低谷期時段，電價較低，進入填谷模式，且SOC 小于其最大限值SOC，max時，儲能按照設(shè)定值進行充電，否則PCS 待機，充電功率同時滿足需量控制策略給出的充電功率約束。

（4）在待機時段，PCS 保持待機模式，此時出力Pi=0，其中“i”表示第i 個步長。

（5）結(jié)束這一步長內(nèi)的控制流程步驟，繼續(xù)按照流程循環(huán)運行。

圖5 削峰填谷策略的運行流程

3.2 需量控制策略

根據(jù)不同地區(qū)的政策，需量電費管理和需求側(cè)管理是輔助盈利點，通過幫助用戶降低需量電費和電量電費，獲取額外的盈利。

程序處理流程如圖6 所示，首先獲取并網(wǎng)點功率值Pnet，功率值為正說明電網(wǎng)向用戶送電，功率值為負說明用戶向電網(wǎng)送電；獲取參數(shù)設(shè)定值Pdemand，即需量功率限制值。

（1）當Pnet＞Pdemand，即并網(wǎng)點功率大于需量功率限制值，說明此時凈用電負荷大于需量限制，如果此時電池滿足放電限制條件，即SOC＞SOC，min，則電池總放電功率增加（Pnet-Pdemand）；如果電池計算得到的放電功率結(jié)果超過最大放電功率，則以最大放電功率放電。如果此時電池滿足充電條件限制，即SOC＜SOC，max，則減小電池的充電功率。

（2）當Pnet＜Pdemand，即并網(wǎng)點功率小于需量功率限制值，說明此時凈用電負荷小于需量限制，如果電池SOC在[SOC，min，SOC，max]區(qū)間，則電池保持當前運行狀態(tài)，否則PCS 待機。

圖6 需量控制策略的流程

3.3 逆功率保護策略

逆功率保護可防止儲能系統(tǒng)向系統(tǒng)倒送電，并且具備低頻、低壓解列儲能系統(tǒng)的功能，可提高系統(tǒng)運行的安全性。

程序處理流程如圖7 所示。首先獲取并網(wǎng)點功率值Pnet，功率值為正說明電網(wǎng)向用戶送電，功率值為負說明用戶向電網(wǎng)送電；獲取參數(shù)設(shè)定值，即逆功率保護限制值Preverse及逆功率保護動作值Preverse，down。

（1）當Pnet＞Preverse，同時電池SOC在[SOC，min，SOC，max]區(qū)間，不滿足逆功率保護動作條件，則儲能保持當前運行狀態(tài)，否則PCS 待機。

（2）當Pnet＜Preverse，說明并網(wǎng)點有發(fā)生逆功率的趨勢，則減小儲能放電功率（Preverse-Pnet），如果電池充放電功率大于充放電功率限制值，則電池以最大限制功率充放電，否則電池以計算得到的充放電功率運行；進一步判斷Pnet是否小于Preverse，down，如果滿足條件則儲能停機。

圖7 逆功率保護策略的運行流程

4 典型實例與結(jié)果分析

以江蘇某一工業(yè)園區(qū)實際儲能電站為例說明用戶側(cè)儲能控制器的應(yīng)用情況。工業(yè)園區(qū)中儲能電站裝機容量4 MW/32 MWh，在10 kV 高壓母線接入，整個園區(qū)接在40 MVA 的110 V/10 kV變壓器下，系統(tǒng)接線如圖8 所示。儲能電站的功能設(shè)計為削峰填谷、需量控制以及逆功率保護，減少工業(yè)園區(qū)的變壓器需量，降低容量電費和電量電費。

圖8 儲能電站系統(tǒng)接線

該工業(yè)園區(qū)負荷的工作日以及春節(jié)期間負荷曲線如圖9 所示。工作日情況下平均負荷在33 MW 左右，而且在上班期間（08:00—17:00）用電功率明顯高于其他時段，整個變壓器的負載率維持在較高水平，最高在92%左右。未裝儲能時需量上報38 MVA，春節(jié)期間平均負荷在10 MW 左右，維持在較低水平。

圖9 工業(yè)園區(qū)負荷曲線

江蘇省接入10 kV 的大工業(yè)用戶電價曲線與具體電價數(shù)據(jù)如圖10 所示。00:00—08:00 為谷電時段，電價為0.3139元/kWh；08:00—12:00 和17:00—21:00 為峰電時段，電價為1.069 7 元/kWh；12:00—17:00 和21:00—24:00 為平電時段，電價為0.641 8 元/kWh。

圖10 電價曲線

儲能電站的運行參照電價曲線制訂，采用兩充兩放的運行方式，而且在平電時段的充電可以根據(jù)實際情況調(diào)節(jié)配置具體的充電功率以及充電時長。儲能的運行計劃是谷電時段以4 MW 功率充電，平電時期以1.6 MW 功率充電，峰電時段以4 MW 功率放電。儲能運行策略的參數(shù)設(shè)置如表1 所示。

表1 儲能運行參數(shù)設(shè)置

4.1 工作日運行結(jié)果分析

儲能的運行功率曲線如圖11 所示，電池堆SOC 曲線如圖12 所示，投入儲能電站后并網(wǎng)點功率曲線如圖13 所示。

圖11 儲能電站有功功率實際運行曲線（工作日）

圖12 儲能電站電池堆SOC 曲線（工作日）

圖13 投入儲能電站后并網(wǎng)點功率曲線（工作日）

谷電時段，儲能電站開始以4 MW 的恒功率進行充電，電池堆SOC 上升，到06:00 左右由于電池堆的電壓高于恒電壓充電的設(shè)定值，以恒電壓方式進行充電，功率曲線呈現(xiàn)緩慢下降的趨勢。

峰電時段，儲能電站以4 MW 的恒功率進行放電，在17:00—21:00 時段，后半段由于電池電壓低于降功率電壓設(shè)定值，儲能放電功率下降。

平電時段，由于需量功率的限制作用，充電功率在最開始并沒有達到設(shè)定的1.6 MW，當負荷功率波動下降時，有最后的余量給儲能充電，充電功率上升。

對比圖9（a）和圖13 的運行曲線可以看出，通過削峰填谷策略，在負荷高峰時期利用谷價電，并結(jié)合需量控制策略，將變壓器需量功率限制在設(shè)定值（35 MW）以下。

某工作日的統(tǒng)計數(shù)據(jù)如表2 所示（包含站用電量）。從數(shù)據(jù)統(tǒng)計結(jié)果中可以看出，儲能電站中儲能控制器的應(yīng)用增強了工業(yè)園區(qū)用電功率的調(diào)節(jié)能力，降低了變壓器的負載率，提高了園區(qū)的用電經(jīng)濟性，該實際儲能電站案例的應(yīng)用驗證了用戶側(cè)儲能控制器的有效性。

表2 運行統(tǒng)計數(shù)據(jù)

4.2 節(jié)假日運行結(jié)果分析

儲能的運行功率曲線如圖14 所示，電池堆SOC 曲線如圖15 所示，投入儲能電站后并網(wǎng)點功率曲線如圖16 所示。

圖14 儲能電站有功功率實際運行曲線（節(jié)假日）

圖15 儲能電站電池堆SOC 曲線（節(jié)假日）

圖16 投入儲能電站后并網(wǎng)點功率曲線（節(jié)假日）

谷電時段，儲能電站開始以4 MW 的恒功率進行充電，電池堆SOC 上升，到02:00 左右由于電池堆的電壓高于恒電壓充電的設(shè)定值，以恒電壓方式進行充電，功率曲線呈現(xiàn)緩慢下降的趨勢，最終SOC 上升至90%左右。

峰電時段，儲能電站以4 MW 的恒功率進行放電，在10:00—12:00 期間，由于以4 MW 功率進行放電時，并網(wǎng)點功率將低于逆功率保護限制值（4 MW），因此儲能電站放電功率下調(diào)，使總的并網(wǎng)點功率維持在4 MW 附近。在17:00—21:00時段，后半段由于電池電壓低于降功率電壓設(shè)定值，儲能放電功率下降。

平電時段，儲能電站以1.6 MW 的恒功率充電。

對比圖9（b）和圖16 的運行曲線可以看出，通過削峰填谷策略，在負荷高峰時期利用谷價電，并結(jié)合逆功率控制策略，可將變壓器并網(wǎng)點功率限制在設(shè)定值（4 MW）以上。

5 結(jié)語

本文提出了一種用戶側(cè)儲能控制器的設(shè)計與實現(xiàn)方案，通過對儲能控制器的總體結(jié)構(gòu)及組合控制策略的邏輯設(shè)計，實現(xiàn)了用戶側(cè)儲能電站的狀態(tài)監(jiān)控與運行控制。該控制器具有以下特點：

（1）控制器是儲能電站上層能量管理系統(tǒng)和現(xiàn)場設(shè)備間核心協(xié)調(diào)控制裝置，其硬件基于嵌入式架構(gòu)，軟件基于SOA 架構(gòu)，具有非常好的通用性和可擴展性。

（2）結(jié)合需量控制與逆功率保護的用戶側(cè)儲能峰谷套利策略，其充放電曲線可根據(jù)電價政策進行靈活調(diào)整，可適用于目前的峰谷電價和未來的市場化電價。

實際案例表明，應(yīng)用本文提出的運行策略，有效減少了負荷的電量電費和容量電費，提高了用電經(jīng)濟性。在今后的研究中，可以進一步豐富需求側(cè)響應(yīng)以及獨立運行等應(yīng)用場景。