基于嵌入式架构的用户侧储能控制器设计与实现

2020-06-09林益江

浙江电力 2020年5期

黄莉，林益江

（浙江同济科技职业学院机电系，杭州 311231）

0 引言

随着国家政策的大力支持以及新能源技术的进步，风能和光伏等可再生能源技术得到了大力发展，而新能源的高渗透接入带来了新能源的高效消纳与电网安全稳定运行的矛盾，以及供电可靠性与经济运行之间的矛盾。储能技术作为提高能源综合利用效率的一种有效途径和关键技术[1-2]，可提高可再生能源的供电可靠性和系统稳定性，改善电能质量，提高调节灵活性[3-4]，从而增强可再生能源功率输出的可控性和稳定性，使其满足并网要求。

国内基于电池储能技术在电源侧、电网侧和用户侧开展了大量研究工作，也取得了许多研究成果[5-10]。这些成果对储能技术发展具有很大参考价值，但是较少涉及储能系统的核心设备，即储能控制器的设计及实现。目前用户侧储能已初步具备经济性，全球的装机容量增长迅速，因此亟需设计并研发可同时满足用户侧储能系统数据采集与多功能运行的即插即用式储能控制器设备。

目前对用户侧储能系统的研究大多集中在容量配置、系统规划及调度优化、运行策略、多场景应用的理论研究领域[11-14]。其中，文献[12-13]针对用户侧储能从规划和运行两方面综合考虑，提出了一种需量管理捆绑峰谷套利的工业用户储能系统规划和调度综合优化模型，但是没有给出在实际运行中储能系统需要考虑的多功能协调运行方式，无法指导实际用户侧储能电站的日常运行。文献[15]介绍了用户侧分布式储能系统的典型应用模式及接入方式，阐述各应用场景下分布式储能的应用模式和方案，但是没有提出一种通用的储能控制器设计方法来满足各应用场景的运行控制需求。

针对目前用户侧储能系统多功能应用的运行需求以及快速安装投运的建设需求，本文提出一种模块化的储能控制器设计方法，硬件结构上采用典型的嵌入式系统结构，软件架构上利用分布式SOA（面向服务架构）设计控制器模块化功能。同时，提出一种用户侧储能系统能量管理组合控制策略，将需量控制、逆功率保护与削峰填谷灵活结合，实现对储能系统的协调控制。最后，结合一个实际投运的用户侧储能电站案例，对所设计研制的储能控制器的有效性和可行性进行验证。

1 用户侧储能系统二次系统典型架构

用户侧储能系统二次系统架构如图1 所示。储能控制器在此系统架构中处于承上启下的核心地位，是连接下层就地设备和上层监控平台的桥梁：对下实现与储能PCS（变流器）、储能BMS（电池管理系统）、智能电表、负荷控制器及保护装置的通信及规约转换，并下发各种控制指令，包括启停、充放电功率及运行模式切换；对上将储能系统的信息上传到站控层系统或远程云监控平台，能够通过Web、站控系统或云平台对运行定值进行在线修改，保证掉电后保持不变。

2 储能控制器结构

2.1 总体结构

图1 储能电站系统典型架构

储能控制器在总体设计及各模块设计上均充分考虑了可靠性的要求，在程序执行、各模块之间的通信等方面均给予了详尽的考虑。储能控制器采用典型的嵌入式系统结构，使用ARM 芯片作为整个系统的控制核心。通过异步串行口、RJ45 以太网接口等通信方式实现远程对系统运行实时信息及历史记录的查看、系统运行参数设置、系统充放电控制、启停以及PCS 等设备监控。

储能控制器由设备管理、策略控制、规约处理、内存管理、数据统计和状态控制、配置下载器等6 个主要模块组成，具体结构如图2 所示。

图2 储能控制器结构

2.2 设备管理模块

设备管理模块位于该系统的最底层，承担着与远方系统进行数据通信的任务。主要负责管理与远方系统通信的各种物理通信设备，维护数据通道的畅通，接收来自远方系统的各种数据报文，向远方系统发送各种数据报文。

该模块的结构如图3 所示，主要包括以下部分：

（1）设备状态监控模块。负责管理通信设备，监控通道运行情况。可实现通信设备的打开、关闭及复位，实时统计通道的运行状况，当通道运行状况发生变化时发出报警信息。

（2）报文读写模块。负责对通道的读写操作，可管理通道数据接收、发送缓冲区，从通道的数据发送缓冲区读取数据并写入通道，从通道读取数据并写入通道的数据接收缓冲区，以及检测通信设备的连接状态。

（3）报文缓冲区。这是建立在内存中的一段共享内存，由报文收发模块和规约解释模块共享，数据报文按通道存储，每个通道都有自己的数据接收、发送缓冲区。

图3 设备管理模块结构

设备管理模块可以实现的主要功能包括：数据通道的状态监控；对数据通道的读写操作；通道读写缓冲区的管理；通信设备操作请求事件的处理。

2.3 策略控制模块

策略控制模块是整个控制器的算法核心，负责对储能系统进行策略控制管理，监控整个储能系统的运行状态，控制各个模块协同运行。同时该模块也是控制器的一个对外接口，负责各种策略的运行控制指令生成和下发。

策略控制模块利用采集到的运行信息，包括BMS 和PCS 等设备的状态量、电气量信息，在满足系统安全性要求以及响应电网调度要求的基础上，利用各种控制策略实现对储能系统的合理充放电控制。该模块位于整个系统架构的核心位置，是储能系统运行的直接控制管理者，承担着对PCS 直接下发控制指令的任务。

具体的模块结构如图4 所示。模块从内存实时库中获取实时的设备运行数据，包括BMS 电气量信息、PCS 状态字、并网点功率等；同时从参数数据库中读取策略相关的设置参数，包括策略边界参数、策略投退信息、计划曲线信息等。然后根据具体投入的策略运行流程计算获得PCS的遥控和遥调结果，利用通信接口对PCS 进行控制，并且返回相应的返校和控制结果信息。

图4 策略控制模块结构

2.4 规约处理模块

规约处理模块负责进行104 和Modbus 规约的解释，实现数据报文与数据值之间的相互转换，统计报文质量。它将需要转发的数据编码成特定的报文格式送给设备管理模块，将设备管理模块送来的数据报文按照特定的格式解释成为系统可以识别的数据值，同时将系统对远方终端的各种控制命令转换成为特定的数据报文格式。该模块主要提供以下功能：

（1）读取通道数据接收缓冲区的数据报文，将报文解释成系统可以识别的数据值，然后将这些数据值存入特定路径的数据存储区。

（2）从某个路径的数据存储区读取数据值，将其按照事先定义的规约格式转换为数据报文格式，然后将数据报文放入和该路径相连的通道的数据发送缓冲区。

（3）接收各种对远方终端的控制命令，将其转换成为一定规约格式的数据报文并放入通道数据发送缓冲区。

（4）管理通信规约库。

（5）采用改进的Modbus 协议并发控制方法，支持多台PCS 的快速同步控制。

2.5 其他模块

内存管理模块负责管理多进程间的共享内存，为运行在其上的进程提供数据支持环境，协调控制各模块的正常运行。

数据统计及控制模块负责对数据进行统计处理，包括最值统计、定时存盘等，同时协调控制程序各个模块的运行。

配置下载器在进程开始时负责读取配置参数，并且组织相应的内存结构。

2.6 技术优势

整个储能控制器技术架构基于跨平台的分布式SOA 体系，各个模块协调配合，支持单机配置和双机冗余，实现了监控、能量管理、协调控制一体化的功能设计。系统的优势主要体现在以下几点：

（1）配置灵活，功能全面。支持基于Web 的系统通信与策略配置以及系统的运行监控，支持多种控制策略的协调配合，拓展方便。

（2）应用面广，成本较低。既可在大型储能电站系统中担当协调控制器的角色，又可在小型储能系统项目中担当监控与能量管理系统的角色，降低系统前期成本。

（3）技术先进，适应性强。采用改进的Modbus协议并发控制，支持多台PCS 的快速同步控制，减少了传统顺控下的动作延时。

3 控制策略

目前的储能电站能量管理系统主要是削峰填谷控制模式。由于储能电站在不同的应用场景下与配电网之间的交互控制方式、运行限制条件不同，目前的能量管理控制方式无法满足用户侧储能电站多场景运行的要求，无法实现多场景运行控制策略之间的协调配合。

本文提出的用户侧储能控制器克服上述现有技术不足，综合运用削峰填谷策略、需量管理策略和逆功率保护策略，提供一种储能系统能量管理组合控制策略，支持配置策略投入运行时间段以及灵活配置策略参数，实现了不同用户用电特性情况下的策略灵活组合，保障了储能系统的经济稳定运行。

3.1 集成需量控制功能的削峰填谷策略

当某地区的峰谷电价差比较大时，通过储能低谷充电、高峰放电策略，实现价差套利。程序处理流程如图5 所示。

（1）根据分时电价确定全天的充放电计划曲线，典型步长为1 h，实际中可精确到分钟。

（2）在用电高峰时段，电价较高，进入削峰模式，且电池SOC（荷电状态，定义其量符号为SOC）大于其最小限值SOC，min时，储能按照设定值进行放电，并启动需量控制策略和逆功率保护策略，否则PCS 保持待机。

（3）在用电低谷期时段，电价较低，进入填谷模式，且SOC 小于其最大限值SOC，max时，储能按照设定值进行充电，否则PCS 待机，充电功率同时满足需量控制策略给出的充电功率约束。

（4）在待机时段，PCS 保持待机模式，此时出力Pi=0，其中“i”表示第i 个步长。

（5）结束这一步长内的控制流程步骤，继续按照流程循环运行。

图5 削峰填谷策略的运行流程

3.2 需量控制策略

根据不同地区的政策，需量电费管理和需求侧管理是辅助盈利点，通过帮助用户降低需量电费和电量电费，获取额外的盈利。

程序处理流程如图6 所示，首先获取并网点功率值Pnet，功率值为正说明电网向用户送电，功率值为负说明用户向电网送电；获取参数设定值Pdemand，即需量功率限制值。

（1）当Pnet＞Pdemand，即并网点功率大于需量功率限制值，说明此时净用电负荷大于需量限制，如果此时电池满足放电限制条件，即SOC＞SOC，min，则电池总放电功率增加（Pnet-Pdemand）；如果电池计算得到的放电功率结果超过最大放电功率，则以最大放电功率放电。如果此时电池满足充电条件限制，即SOC＜SOC，max，则减小电池的充电功率。

（2）当Pnet＜Pdemand，即并网点功率小于需量功率限制值，说明此时净用电负荷小于需量限制，如果电池SOC在[SOC，min，SOC，max]区间，则电池保持当前运行状态，否则PCS 待机。

图6 需量控制策略的流程

3.3 逆功率保护策略

逆功率保护可防止储能系统向系统倒送电，并且具备低频、低压解列储能系统的功能，可提高系统运行的安全性。

程序处理流程如图7 所示。首先获取并网点功率值Pnet，功率值为正说明电网向用户送电，功率值为负说明用户向电网送电；获取参数设定值，即逆功率保护限制值Preverse及逆功率保护动作值Preverse，down。

（1）当Pnet＞Preverse，同时电池SOC在[SOC，min，SOC，max]区间，不满足逆功率保护动作条件，则储能保持当前运行状态，否则PCS 待机。

（2）当Pnet＜Preverse，说明并网点有发生逆功率的趋势，则减小储能放电功率（Preverse-Pnet），如果电池充放电功率大于充放电功率限制值，则电池以最大限制功率充放电，否则电池以计算得到的充放电功率运行；进一步判断Pnet是否小于Preverse，down，如果满足条件则储能停机。

图7 逆功率保护策略的运行流程

4 典型实例与结果分析

以江苏某一工业园区实际储能电站为例说明用户侧储能控制器的应用情况。工业园区中储能电站装机容量4 MW/32 MWh，在10 kV 高压母线接入，整个园区接在40 MVA 的110 V/10 kV变压器下，系统接线如图8 所示。储能电站的功能设计为削峰填谷、需量控制以及逆功率保护，减少工业园区的变压器需量，降低容量电费和电量电费。

图8 储能电站系统接线

该工业园区负荷的工作日以及春节期间负荷曲线如图9 所示。工作日情况下平均负荷在33 MW 左右，而且在上班期间（08:00—17:00）用电功率明显高于其他时段，整个变压器的负载率维持在较高水平，最高在92%左右。未装储能时需量上报38 MVA，春节期间平均负荷在10 MW 左右，维持在较低水平。

图9 工业园区负荷曲线

江苏省接入10 kV 的大工业用户电价曲线与具体电价数据如图10 所示。00:00—08:00 为谷电时段，电价为0.3139元/kWh；08:00—12:00 和17:00—21:00 为峰电时段，电价为1.069 7 元/kWh；12:00—17:00 和21:00—24:00 为平电时段，电价为0.641 8 元/kWh。

图10 电价曲线

储能电站的运行参照电价曲线制订，采用两充两放的运行方式，而且在平电时段的充电可以根据实际情况调节配置具体的充电功率以及充电时长。储能的运行计划是谷电时段以4 MW 功率充电，平电时期以1.6 MW 功率充电，峰电时段以4 MW 功率放电。储能运行策略的参数设置如表1 所示。

表1 储能运行参数设置

4.1 工作日运行结果分析

储能的运行功率曲线如图11 所示，电池堆SOC 曲线如图12 所示，投入储能电站后并网点功率曲线如图13 所示。

图11 储能电站有功功率实际运行曲线（工作日）

图12 储能电站电池堆SOC 曲线（工作日）

图13 投入储能电站后并网点功率曲线（工作日）

谷电时段，储能电站开始以4 MW 的恒功率进行充电，电池堆SOC 上升，到06:00 左右由于电池堆的电压高于恒电压充电的设定值，以恒电压方式进行充电，功率曲线呈现缓慢下降的趋势。

峰电时段，储能电站以4 MW 的恒功率进行放电，在17:00—21:00 时段，后半段由于电池电压低于降功率电压设定值，储能放电功率下降。

平电时段，由于需量功率的限制作用，充电功率在最开始并没有达到设定的1.6 MW，当负荷功率波动下降时，有最后的余量给储能充电，充电功率上升。

对比图9（a）和图13 的运行曲线可以看出，通过削峰填谷策略，在负荷高峰时期利用谷价电，并结合需量控制策略，将变压器需量功率限制在设定值（35 MW）以下。

某工作日的统计数据如表2 所示（包含站用电量）。从数据统计结果中可以看出，储能电站中储能控制器的应用增强了工业园区用电功率的调节能力，降低了变压器的负载率，提高了园区的用电经济性，该实际储能电站案例的应用验证了用户侧储能控制器的有效性。

表2 运行统计数据

4.2 节假日运行结果分析

储能的运行功率曲线如图14 所示，电池堆SOC 曲线如图15 所示，投入储能电站后并网点功率曲线如图16 所示。

图14 储能电站有功功率实际运行曲线（节假日）

图15 储能电站电池堆SOC 曲线（节假日）

图16 投入储能电站后并网点功率曲线（节假日）

谷电时段，储能电站开始以4 MW 的恒功率进行充电，电池堆SOC 上升，到02:00 左右由于电池堆的电压高于恒电压充电的设定值，以恒电压方式进行充电，功率曲线呈现缓慢下降的趋势，最终SOC 上升至90%左右。

峰电时段，储能电站以4 MW 的恒功率进行放电，在10:00—12:00 期间，由于以4 MW 功率进行放电时，并网点功率将低于逆功率保护限制值（4 MW），因此储能电站放电功率下调，使总的并网点功率维持在4 MW 附近。在17:00—21:00时段，后半段由于电池电压低于降功率电压设定值，储能放电功率下降。

平电时段，储能电站以1.6 MW 的恒功率充电。

对比图9（b）和图16 的运行曲线可以看出，通过削峰填谷策略，在负荷高峰时期利用谷价电，并结合逆功率控制策略，可将变压器并网点功率限制在设定值（4 MW）以上。