电池储能电站电池管理系统关键技术

杨玮琰

摘 要：电池储能电站由于建设周期短、响应迅速，已成为解决电力系统削峰填谷、新能源消纳、调峰调频等问题的重要措施。为了保障大型电池储能电站的电池安全可靠性和循环寿命，须深入研究电池管理系统技术。本文介绍大型电池储能电站电池管理系统架构，分析电池管理系统的控制及保护策略，并梳理了电池管理系统的关键调试内容，以期为相关行业人员及工程建设提供参考。

关键词：电池储能电站;电池管理系统;控制策略;保护策略;调试

1 电池储能电站设备调试

1.1分系统调试

電池储能电站根据功能不同，存在多个子系统：电池储能子系统、继电保护及安全自动装置子系统、时钟同步子系统、交直流一体化电源子系统、储能电站辅助监控子系统、计量子系统、远动通信子系统和二次安全防护子系统等。其中，电池储能子系统由电池及BMS、PCS和EMS组成，是电池储能电站最核心的部分。在分系统调试阶段，电池储能子系统的主要调试内容包括：

①BMS、PCS和EMS三大系统之间通信测试;②BMS、PCS和EMS三大系统之间遥测、遥信、遥控和遥调量测试;③BMS、PCS和EMS三大系统之间对时功能测试;④BMS与PCS协同保护逻辑测试;⑤EMS对BMS、PCS控制功能测试。

1.2 系统调试

当电池储能电站各子系统功能验证正确，且完成与各级调度主站的通信调试后，还需要进行储能电站接入变电站并网点的线路光纤差动保护联调试验，为电池储能电站接入电网的系统调试提供安全保障。根据电池储能电站接入电网测试规程要求，测试项目应包括：

①电网适应性测试;②功率控制测试;③过载能力测试;④低电压/高电压穿越测试;⑤电能质量测试;⑥保护功能测试;⑦充放电响应时间、调节时间、转换时间测试;⑧能量效率测试。

2 电池管理系统控制策略

电池管理系统主要有自动运行模式、维护模式两种。自动运行模式下，BAU根据下属BCU电池簇状态，进行自动控制吸合与断开。

2.1 自动运行模式控制策略

2.1.1 上电BCU数量检测

BAU上电检测BCU就位数量，当全部n组BCU都就位，BAU允许满功率充放电;当BCU就位数少于n组就位时，BAU根据具体就位数进行限功率运行（BMS给PCS/EMS发最大充放电电流）。少于最少支持组数（上位机可设置）时，BAU不就位，不能进行充放电。

2.1.2 上电总压差检测

当BAU检测就位通过后，进行总压压差判断。当电池组最大总压与最小总压之间压差小于电池组允许吸合最大总压差，BMS判断，所有就位电池组压差较小，符合继电器吸合条件，则闭合所有BCU主负继电器，进入预充均衡流程。当BAU检测当前就位总压差超过允许值，BAU报总压差大故障，需人工干预，关闭故障组电池组，或启用维护模式，人工对电池组进行均衡。

2.1.3 上电预充控制

在继电器每次闭合之前，都必须对与电池簇相连的高压系统中的电容进行预充电，在判定预充电过程完成后，才能闭合继电器，否则，继电器易因过流产热而发生触点粘连损坏现象。BAU在进行预充控制时，先控制所有BCU，闭合预充继电器。当BCU检测到预充电流、预充前后电压差小于一定值，预充时间大于一定值，则BCU报预充完成，此时BAU检测所有预充完成后，控制吸合主正继电器，断开预充电路。

2.1.4 均衡控制

电池的容量、内阻和电压等参数不可能完全一致，电池单体间微小的内部性能差异会随着充放电运行而不断累积，并明显地体现为电池系统一致性变差、电池系统充放电性能劣化、电池系统可用容量大幅衰减等缺陷。均衡控制根据电池电压进行电池间的均衡充电，能够提高成组电池一致性，缓解电池短板效应引起的电池系统性能劣化问题。均衡控制分为被动均衡和主动均衡两种。被动均衡是电阻耗能式，在每一颗单体电池并联一个电阻分流，耗能均衡就是将电池中多余的能量消耗掉，实现整组电池电压的均衡。主动均衡为能量转移式，将单体能量高的转移到单体能量低的，或用整组能量补充到单体最低电池，在实施过程中需要一个储能环节，使得能量通过这个环节重新进行分配。

2.1.5 充放电管理

系统运行时，实时监测每个单体电压以及电池包温度。根据电池系统状态评估充电上限电压值、放电下限电压值、可充电最大电流、可放电最大电流，通过报文发给PCS。PCS进行充放电操作，控制充放电电流不能超过BMS请求最大值。

在充电模式：当单体电压充到“充电降流单体电压”，BMS根据当前PCS充电电流，进行降流请求。当多次达到“充电降流单体电压”后，电流会达到“最小限制充电电流”，BMS不再控制降流，维持PCS充电，直至充电达到“充电停止单体电压”，BMS将充满标志置位，充电限制电流限制为0。PCS停止进行充电。只有当“充电一级报警消失”，BMS才允许进行再次充电。

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IEC 61850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，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。

结束语：国内电源侧及电网侧储能电站建设数量及规模逐年增长，在电池管理、系统保护、运行控制等方面都需要进一步深入研究及优化。本文介绍了当前大型电池储能电站的电池管理系统架构，分析研究了电池管理系统的控制及保护策略，并梳理了电池管理系统的关键调试内容，以为电池储能站建设提供借鉴参考。

参考文献：

[1]陈远扬，黄际元，吴佩颖，等.储能系统应用于某区域电网的实例研究[J].湖南电力，2020，37（S2）：6-14.

[2]孙云涛，宋依群.基于调峰能力评估的省间调峰互济交易模式[J].电力系统保护与控制，2020，46（4）：86-91.

[3]徐青山，杨辰星，颜庆国.计及规模化空调热平衡惯性的电力负荷日前削峰策略[J].电网技术，2020，40（1）：156-163.

[4]孟娅，李欣然，黎淑娟，等.电池储能参与配电网削峰填谷的变功率控制策略[J].电力建设，2020，39（4）：45-50.