百兆瓦级储能电站通信系统研究及应用

秦昊 王德顺 王上

摘  要：文章结合电化学储能发展情况，分析了大容量百兆瓦级储能电站通信系统功能要求及性能指标，提出了满足电网侧储能通信系统要求的系统软件及应用架构方案，针对苏州昆山百兆瓦级储能电站工程，开展了储能电站通信系统功能测试，完成AGC功能及精度指标、一次调频功能及精度指标等测试，验证了所提出的方案的可行性。

关键词：电化学储能电站;通信系统;网络架构

中图分类号：TN929.5           文献标识码：A文章编号：2096-4706（2022）03-0103-04

Research and Application of Communication System for 100 MW Energy Storage Power Station

QIN Hao1， WANG Deshun2， WANG Shang3

（1.China Electric Power Research Institute Co.， Ltd.， Nanjing  210003， China; 2.Southeast University， Nanjing  210009， China; 3.Nantong Institute of Technology， Nantong  226001， China）

Abstract： Combined with the development of electrochemical energy storage， this paper analyzes the functional requirements and performance indexes of the communication system of high-capacity 100MW energy storage power station， and puts forward the system software and application architecture scheme to meet the requirements of the energy storage communication system on the power grid side. For the Suzhou kunshan 100-megawatt energy storage power station project， the function test of the communication system of the energy storage power station is carried out， and the AGC function and accuracy index， primary frequency modulation function and accuracy index tests and so on are completed to verify the feasibility of the proposed scheme.

Keywords： electrochemical energy storage power station; communication system; network architecture

0  引  言

隨着社会的进步与发展，分布式可再生能源在配电网装机增长以及用户用电需求增大，在一定程度上恶化了配电网的负荷特性，加剧了负荷的峰谷差率，增加系统的调峰压力。2018年4月，由于江苏镇江谏壁电厂3台33万千瓦机组已于2017年迎峰度夏后全部关停，而原规划2018年上半年投运的镇江丹徒燃机2台44万机组因故无法按计划建成投运，采取运行方式调整措施后，2018年夏季高峰镇江东部地区（扬中、丹阳、镇江新区）仍存在22万千瓦左右的电力缺口。储能技术主要研究利用储能系统（Energy Storage System， ESS）将电能转换为化学能、热能、电磁能等形态进行存储，并在需要时重新转换为电能释放的技术。ESS通过合理设计控制策略，其可以动态吸收能量并适时释放，从而实现功率的实时调节。由于ESS一般同时具有有功和无功的调节能力，在电网系统中适当配置ESS，可以等效增加负荷可控性，从而达到提高系统稳定水平，改善电能质量及优化电力系统经济运行等目的。

1  储能电站通信系统要求

1.1  总体要求

为满足安全性相关要求，电网侧储能电站通信主站操作系统采用国产操作系统，数据库也应采用国产数据库，网络架构采用双机、双网结构保障可靠性要求。能量管理系统，系统必须遵循一体化设计思想，采用分布式系统结构，在统一的支撑平台的基础上，可灵活扩展、集成和整合各种应用功能，各种应用功能的实现和使用应具有统一的数据库模型、人机交互界面，并能进行统一维护。

1.2  系统功能设计

储能电站通信系统功能为：

（1）数据采集和处理;

（2）数据库的建立与维护;

（3）储能监控功能的操作和控制模块实现人工置数、标识牌操作、闭锁和解锁操作、远方控制与调节功能;

（4）具备多种功率控制模式，包括但不仅限于：削峰填谷模式、调频模式、跟踪计划模式、平滑风光功率输出模式等;

（5）具有事故报警和预告报警功能;

（6）电站一次设备出现故障时，将引起继电保护动作、开关跳闸，事件顺序记录功能应将事件过程中各设备动作顺序，带时标记录、存储、显示、打印，生成事件记录报告，供查询;

（7）系统应采用OpenGL三维图形技术绘制和显示各种图形;系统应具有电网网络拓扑分析功能，实现带电设备的颜色标识;所有静态和動态画面应能存储，并能以SVG、JPEG、BMP、GIF等图形格式输出;

（8）具备在线计算及不同格式的生产运行报表生成功能;

（9）应采用双套专用独立的高性能服务器，具有双机并行工作方式向调度端同时传送远动信息和双机主备模式运行，并具有无扰动切换的两种远动功能;

（10）具备人机交互及系统自诊和恢复功能。

储能电站通信系统根据运行要求，可实现如下各种管理功能：

（1）事故分析检索。对突发事件所产生的大量报警信号进行分类检索;

（2）根据运行要求开列操作票、进行预演，并能进行纠错与提示;

（3）提供电气一次系统及二次系统有关布置、接线、运行、维护及电气操作前的实际预演;

（4）管理功能应满足用户要求，适用、方便、资源共享。各种文档能存储、检索、编辑、显示、打印;

（5）测控装置宜具有当地维护、校验接口，满足交流采样运行检验管理的要求。

1.3  系统性能指标

储能电站通信系统至少应满足以下性能指标要求：

（1）电流量、电压量测量误差小于或等于0.2%，有功功率、无功功率测量误差小于或等于0.5%;

（2）电网频率测量误差小于或等于0.01 Hz;

（3）模拟量越死区传送整定最小值大于或等于0.1%（额定值），并逐点可调;

（4）事件顺序记录分辨率（SOE）：间隔层测控装置小于或等于1 ms;

（5）模拟量越死区传送时间（至站控层）小于或等于2 s;

（6）状态量变位传送时间（至站控层）小于或等于1 s;

（7）模拟量信息响应时间（从I/O输入端至远动通信设备出口）小于或等于3 s;

（8）状态量变化响应时间（从I/O输入端至远动通信设备出口）小于或等于2 s;

（9）控制执行命令从生成到输出的时间小于或等于1 s;

（10）控制操作正确率为100%;

（11）站控层平均无故障间隔时间（MTBF）大于或等于20 000 h，间隔级测控装置平均无故障间隔时间大于或等于30 000 h;

（12）站控层各工作站的CPU平均负荷率：正常时（任意30 min内）小于或等于30%，电力系统故障（10 s内）小于或等于50%;

（13）网络平均负荷率：正常时（任意30 min内）小于或等于20%，电力系统故障（10 s内）小于或等于40%;

（14）模数转换分辨率大于或等于14位;

（15）画面整幅调用响应时间：实时画面小于或等于1 s，其他画面小于或等于2 s。

2  系统软硬件结构设计

2.1  通信系统硬件架构方案

储能电站由省级电网直接调度，储能电站通信系统应能够跟随调度策略，达到分钟级响应速度，通信设备及通道等硬件支持毫秒级响应。储能电站通信系统宜采用分层、分布、开放式网络结构，采用站控层（含系统层、SCADA子系统层）、间隔层（就地监测）两层体系架构，站控层对整体电池系统进行监控管理，间隔层实现电池储能系统的就地监测与控制。

系统层提供的监控管理可以简化储能电站整体监控和控制。系统层建立在各SCADA子系统之上，对各SCADA子系统进行协调控制。系统层的通信管理机能够接收网调和多能互补能量管理控制系统下发的AGC控制调节命令和计划功率、调节速率等数据，通过SCADA子系统将控制命令直接下发给受控装置。各SCADA子系统通过双向变流器和配电系统获取数据，并下发控制命令。

储能电站通信系统采用双网通信结构，站控层和间隔层设备均接入该网络，在站控层及网络失效的情况下，间隔层应能独立完成就地数据采集和控制功能。支持Modbus TCP/IP以太网、104规约、IEC61850规约等。通信系统结构示意图如图1所示。

2.2  通信系统软件架构方案

储能电站通信系统的软件体系结构由操作系统、支撑平台、应用功能共三个层次组成，层次结构图如图2所示。其中：操作系统可根据硬件平台选用凝思、麒麟等国产操作系统。支撑平台为各种应用功能的实现提供通用的支撑服务。支撑平台提供以下的通用服务功能：网络数据传输、实时数据处理、历史数据处理、图形界面、报表、系统管理、权限管理、告警、计算等。应用功能包括SCADA功能，储能设备监控功能，运行状态分析功能、有功协调控制功能等。

3  储能电站通信系统工程应用

3.1  工程简介

江苏某储能电站建设规模为110.88 MW/193.6 MWh，采用磷酸铁锂电池。本期新建88个预制舱式储能电池，每组预制舱功率：1.26 MW，容量2.2 MWh，配置2组630 kW电池单元，通过2台630 kW的PCS柜分别并接至2 800 kVA升压变的分裂绕组上，每台升压分裂变接入4台630 kW的PCS，共计配置176台630 kWPCS，44台2 800 kVA 35 kV升压变;35 kV进线4回（昆山站），出线22回，采用两组单母线分段接线，35 kV站用变2台，容量3 150 kVA。

3.2  现场试验

结合系统软硬件架构方案，面向苏州百兆瓦级储能电站信息，开展全站进行网络拓扑建模，实现全站设备实时监视、控制、告警、能量管理功能，同时根据调度AGC调节指令结合站端各储能单元当前状态实时生成站端AGC控制命令，在实现调度AGC指令跟踪的同时有效保护电池运行安全。储能电站通信系统现场部署如图3所示。

首先开展AGC控制测试，采用跟随本地计划曲线方式，对不同阶段实时值与目标值进行分析。试验结果如图4所示，功率跟踪控制精度最大为2.63%。

并针对不同充放电功率进行了测试，储能系统在充放电功率20%～80% Px时，其控制精度为±5%;在充放电功率为80%～100% Px时，其控制精度为+1%;储能PCS系统的充电响应时间应不大于200 ms;充电调节时间应不大于1 s;放电响应时间应不大于200 ms，放电调节时间应不大于1 s;充电到放电转换时间应不大于200 ms，放电到充电转换时间应不大于200 ms，试验结果满足标准要求，功率跟踪试验的功率响应时间、调节时间以及跟踪精度均满足标准要求。

其次，开展储能电站一次调频测试，主站下发一次调频进入测试控制指令，主站下发一次调频模拟频率遥调设点，厂站快速功率控制系统根据主站下发的频率遥调和一次调频设定参数，调整全站控制对象实际出力，实时上送一次调频负荷指令和一次调频模拟频率（即主站下发的频率）。主站下发一次调频退出测试控制指令，一次调频在线测试结束。

如图5所示，主站下发49.817 Hz，调差率为0.006，储能电站有功功率上调了50.18 MW，响应时间52 ms。

系統能够根据主站下发的频率值做出相应的有功响应，符合要求。经测试，储能系统跟随主站频率指令负荷调整范围满足预定要求;主站下发一次调频特性参数测试控制指令后，储能系统能够实时将一次调频负荷指令和一次调频模拟频率上传主站，储能电站通信系统一次调频功能正确。

4  结  论

本文结合电化学储能发展情况，并分析了大容量百兆瓦级储能电站通信系统功能要求及性能指标，提出了满足电网侧储能通信系统要求的系统软件及应用架构方案，结合具体工程应用情况，针对苏州昆山百兆瓦级储能电站工程，开展了储能电站通信系统功能测试，完成AGC功能及精度测试，储能系统在充放电功率20%～80% Px时，其控制精度为±5%;在充放电功率为80%～100% Px时，其控制精度为+1%;验证了一次调频功能及响应速度，响应时间52 ms。验证了所提出的方案的可行性。

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作者简介：秦昊（1984.09—），男，汉族，工程师，本科，研究方向：新能源发电、储能应用技术、通信技术。