摘要：隨著電網側儲能的需求逐漸提升，儲能電站的靈活調控能力變得愈發重要。無人值守下儲能電站的管控技術有著效率高、處理速度快、人工成本低等優點，正在爭取得到大力推廣應用。文中闡述了電網側儲能電站并網與控制有關政策和現狀，梳理了無人值守的儲能電站數據處理技術和其智能優化控制策略，并對無人值守的電網側儲能電站智能控制策略的未來方向進行了展望。

　　關鍵詞: 電網側儲能;調度系統;無人值守;數據處理技術;智能控制策略

　　0 引 言

　　國家發改委發布的《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》加快了儲能參與電力市場的進度[1-3]，且隨著新能源的滲透率越來越高，電力系統中儲能資源的應用日漸受到重視。近年來，電網側的1儲能電站發展迅猛，在江蘇、湖南、河南等新建了百兆瓦級以上的大型儲能電站。作為新型電力市場主體，電網側儲能電站可提供削峰填谷、調壓調頻和平滑波動等服務以滿足電力系統不同時間尺度的調節需求[4-5]。當前儲能電站在工作時需安排運維團隊，以保證電站的正常運行。但如此工作尚有運維成本高、工作效率低等問題需改進。

　　借助技術設備，無人值守儲能電站結合當前互聯網、物聯網、云平臺、大數據以及智能電網等先進技術，通過建立儲能電站綜合監控平臺，將電站電力信息，環境信息等數據通過通信管理機傳至上層控制系統，由上層控制系統對儲能電站內部運行實行遠程、集中控制與監控。此方式在保證電站安全穩定運行的同時，可大大降低電站后期的運維費用, 能夠提升對大容量儲能電站的綜合管控能力，進而實現大型儲能電站無人值守和智能安全自治。因此開展儲能系統無人值守控制技術研究是實現儲能電站安全穩定高效運行的手段之一，也是保障儲能行業健康快速發展的關鍵。文章對電網側儲能電站與調度系統展開研究。首先歸納了近來年儲能電站并網與控制相關政策，深入分析了政策要點，其次梳理了電網側儲能電站智能控制現狀，探討儲能電站運行模式、調度管理系統架構和能量管理控制方法，再次，詳細闡述了無人值守下的儲能系統數據處理和智能優化控制技術，最后，針對以上研究內容進行了總結與展望，為無人值守下儲能電站智能控制策略的發展方向提供參考。

　　1 電網側儲能電站參與并網智能控制現狀

　　1.1 儲能電站并網與控制政策

　　儲能電站并網能夠起到平抑電網波動、改善電能質量和提升分布式電源匯聚能力等多重作用，如果將其應用至實際中定能創造出大量的社會效益。但在技術方面，并網會給電網的安全穩定運行帶來巨大的影響，具體體現在網絡潮流保護、支路潮流越限和節點電壓越限等情況;在經濟方面，儲能電站自身建設成本、運維成本、購電成本等因素會延長儲能收益率。為加強電網側儲能電站與調度系統協同控制能力，保證儲能電站的安全、高效運行，國家相關部門提供了一些措施以鼓勵儲能參與并網。

　　我國儲能參與并網相關政策自2003年就已開始實施，GF-2003-0512《并網調度協議(示范文本)》和GF-2003-0511《購售電合同(示范文本)》示范性文本的印發對規范電網側儲能電站參與并網調度關系和購售電行為起到了重要的引領作用，促進了儲能行業和電力系統安全、優質、經濟運行快速發展。2016年，國務院印發了《國家創新驅動發展戰略綱要》，明確攻克大規模供需互動、儲能和并網關鍵技術、智能電網等技術的研發應用。2022年1月，國家能源局等將2003年示范文本進行融合和改進，頒布了《并網調度協議示范文本》、《電化學儲能電站并網調度協議示范文本(試行)》,專門針對電化學儲能電站特性，形成《儲能并網協議》。隨著我國碳達峰、碳中和目標提出和電力市場建設有序推進，電化學儲能將大量接入電網。結合新目標、新形勢、新要求，上述政策加快新型電力系統的構建進度，進一步規范了電化學儲能并網運行和購售電行為，同時為我國電網側儲能電站智能控制技術提供了指引方向。

　　1.2 儲能電站智能控制現狀分析

　　1.2.1 當前電網側儲能電站的運行模式

　　儲能電站的無人值守控制技術主要通過數據采集與監視控制系統(Supervisory Control And DataAcquisition，SCADA)和能量管理系統(EnergyManagement System，EMS)實現。當前儲能電站EMS主要包含本地和遠程兩種調控模式。在遠程模式下，電網調度(包含省調和地調)通過調度數據網的雙平面網絡將有功、無功指令下達至儲能電站的站內數據網關機，數據網關機將指令通過站控層網絡將指令轉至儲能電站理及監控系統，能量管理系統再根據儲能電池和PCS的實時狀態，給各個儲能單位分配指令[10-11]。在本地模式下，儲能電站一般有三種方式：

　　(1)本地設值，通過界面的實時設值對儲能系統進行控制;(2)計劃曲線，根據電站所在電網負荷潮流情況，人為設定功率計劃，儲能電站根據計劃曲線自動實現充放電運行;(3)SOC維護, 根據儲能電站的SOC不均衡情況，定期將儲能電站充滿和放空操作，已實現SOC的校準，保證電站正常運行。此外，當前最新的電網側儲能電站均配備源網荷負控終端，納入至穩控系統。在電網發生安全穩定事故時，如因直流閉鎖導致的區域電網頻率下降，穩控主站通過2M專用網絡，經過各級子站，將精切指令下達到儲能站內的源網荷負控終端，負控終端通過硬接點直接控制PCS快速最大功率放電，對電網進行支撐。

　　1.2.2 儲能電站調度管理系統架構

　　借鑒無人值守變電站的發展經驗，無人值守儲能電站要實現調度管理須建立適用于無人值守的區域系統架構。將儲能電站基礎本地運維功能配置到遠方，由調度或者儲能集控站配置調度協同高級應用軟件，實現對儲能電站的多維度管控。如圖2所示。在調度側，即區域電網儲能EMS主站，除了傳統的納入二次調頻、調壓的新能源AGC和AVC模塊，增加針對多儲能站的SOC均衡管控的維護模塊，增加對電池和PCS的危險告警、對儲能站的嚴重故障信號進行管控的安全保護模塊。同時引入綜合協調模塊，實現對實時功率管理模塊、SOC維護模塊和安全保護模塊的模式切換，以實現各儲能電站的安全穩定運行[12]。

　　在場站側，不在關注長期運行策略，配合調度側綜合協調模塊實現模式切換, 在確定模式下重點關注對各個儲能單元的功率分配，約束條件合理性設計，在實現總體目標的同時，保證各個儲能單元的SOC均衡、電池和PCS處于健康狀態。此外，本地EMS子站，要充分利用大量的儲能運維數據和優化安全預警控制略算法，為儲能電站的安全運行提供參考數據[13]。

　　2 儲能電站監控技術及應用分析

　　作為儲能電站的核心部分，儲能監控系統可實現PCS、BMS、保測裝置等設備的信息采集、處理、監視、運行管理等功能[14,15]。監控系統信息的數據量十分龐大，其中大部分來自于BMS。

　　2.1 傳統儲能電站監控系統傳統

　　儲能電站監控系統主要監督遠程調度控制和電站值守運維現場人員控制。(1)遠程調度監控。調度中心可將現場實時數據通過遠程調度監控系統的調度數據網傳輸到調度端，并對這些數據進行分析、監測，實現對儲能電站現場整體監視[16]。調度中心還可通過AGC/AVC功能，將控制所需的有功/無功功率值下發給現場電站，功率下發步驟需要現場人員協作配合，現場人員需要將現場的運行模式與遠方的調度中心設置一致。(2)就地監控。在電站不通過調度中心AGC或者AVC控制時，現場人員可通過設置有功/無功功率控制值，實現有功/無功功率調節指令向各個儲能單元的下發[17]。現場界面還可保存功率控制曲線，讓控制系統根據曲線數據來控制電站各個儲能單元有功、無功或者電壓出力。

　　2.2 無人值守儲能電站的監控系統

　　從我國電站設備運行實際情況出發，緊密結合運維的需求，無人值守儲能電站將對儲能電站的有關數據、設備控制參數等數據實時的傳輸到遠端進行監控，同時遠端根據電站的運行控制需要，下發對應的控制調節指令，從而實現對電站的控制運行，包括電力控制中心遠程控制和遠程WEB監控[18]。遠程控制中運行模式包括有功控制模式、無功控制模式、SOC維護模式[19]。為滿足電力需求，無人值守儲能電站主要以有功控制模式為主，考慮到儲能電站接入電網后需保證在滿足安全約束條件和電壓質量條件下的網損較小，在網損超過閾值時將會由有功控制模式轉換成無功控制模式，待調節好網損后再轉為有功控制模式。

　　在這一過程中一旦發現某儲能電池簇SOC一致性較差，在切斷這一簇電池的運行后并將其進行維護，其余電池簇繼續按照原工作模式運行。電力控制中心根據儲能電站運行需要，遠程設置運行模式，無人值守電站在選擇運行模式時，要實時考慮電站的需求，根據電站的實際運行情況，設置模式后可進行相關的控制動作。當電站運行模式設定為AGC或AVC控制后，將根據控制需求分別對電站的有功和無功功率控制進行設置，遠程AGC/AVC通過下發對應的有功/無功控制指令給無人值守儲能電站，儲能電站根據這個指令來進行電站的有功/無功控制。

　　與傳統儲能電站監控系統相比，遠程控制中心、監控系統、儲能PCS和BMS等設備中存儲的信息可實時交互與反饋，且無人值守儲能電站監控系統無需運維人員校對，可通過監控設備傳輸的數據自行設置或改變何種運行模式。WEB遠程監控可實現對儲能電站實時運行狀況的檢測，同時對儲能電站實時數據進行加工處理，實時展示儲能電站匯總數據情況。在現有大部分方案中，監控系統釆取數據集中式上傳方式。這種對數據的無差別上傳，一旦儲能電站的容量較大，監控主機將需要處理海量的數據，承擔巨大負荷，對主機的性能要求極高，整個系統可靠性相對較差。同時由于大量的非關鍵數據充斥了數據傳輸通道，造成了監控系統網絡的擁堵，上、下行的關鍵數據堵塞，電站的控制響應速度緩慢。此外，關鍵數據需要和大量的非關鍵數據一起配置，使得運行維護的復雜度提升。集中式控制方式監控網絡架構簡單，成本較低，在數據量小的儲能電站具有一定經濟性上的優勢，但數據堵塞的隱患始終存在。

　　2.3 當前儲能電站主流監控系統控制技術

　　(1)基于SOA總線技術的儲能電站監控系統。針對目前儲能電站采用的部分二次架構方案所暴露出來的不足之處，對儲能電站中的關鍵數據進行基于IEC 61850的數據集建模，并采用SOA(Service Oriented Architecture，面向服務的架構)總線技術，有效提高監控系統的運行效率[20]。

　　(2)SOA 總線技術下的儲能電站就地監控。與傳統和當前儲能電站監控系統相比，基于SOA總線的分散存儲和集中控制理念契合儲能電站數據特點，可解決儲能電站大數據存儲和核心數據精確快速控制的矛盾。在該架構下，就地監控在數據存儲、數據處理、就地設備安全保護等方面體現出顯著優勢[21]。

　　通過IEC 61850下的分數據集建模技術，將所有數據分成完整數據集和關鍵數據集，就地監控需對其監控范圍內的完整數據集進行存儲，監控主機將各就地監控范圍內的關鍵數據集進行存儲，有效緩解監控主機的存儲壓力，達到分散存儲效果。通過SOA服務總線可隨時在監控主機端調閱就地監控端的數據與監控狀態，保證了主機端對全站數據的掌握與控制。在該架構下，控制指令由監控主機集中下發至PCS、BMS等，無需再經過就地監控中轉，命令下發速度快，控制效率高;并且上行數據與下行數據分流，加快了數據處理的速度。這種架構在容量小數據量小的儲能電站應用優勢不明顯，但在總數據量在10萬以上的中大型儲能電站相對于主流的集中式架構有較為明顯的優勢。在SOA總線下，作為分散存儲的中心，就地監控存儲了監視區域內的詳細數據，具有進一步優化電站運行的潛力。根據目前狀況，BCMS的主被動均衡協調技術和充放電數據日前預測是進一步探究的優化方向。

　　3 基于無人值守的儲能電站智能優化控制技術研究

　　儲能電站的控制技術是儲能關鍵技術，其和調度協同配合，共同實現儲能電站的功率輸出，實現對電網的支撐[23-24]。目前，220 kV及以下電壓等級的變電已經在我國逐步實現了無人值守。實現儲能電站的無人值守，涉及的因素包括儲能電站的設計模式、運行規則制度、設備可靠性等。

　　3.1 無人值守下儲能電站能量管理策略

　　3.1.1 儲能電站智能控制多維度因素分析

　　處于“無人值守”模式下，儲能電站運行時不再區分“遠程”和“本地”模式，儲能電站實時處于和遠端的溝通狀態。適用于儲能電站無人值守的調度控制策略主要體現在4個維度：

　　(1)實時功率控制方面。該維度主站EMS根據區域電網的頻率、電壓的情況，形成區域有功、無功缺額，依據儲能電站的實際容量能力(可用有功、無功總量)，對各儲能電站的功率進行調度，即自動有功(AGC)和無功(AVC)控制系統。

　　(2)電站設備維護方面。儲能電站和變電站最大的不同在于，儲能電池在長時間的運行之后，各個儲能單元會出現SOC不均衡情況。此情況會影響儲能電站的正常運行，需進行SOC均衡維護。均衡維護一般對站內各個儲能單元進行多次的充滿、放空循環操作。在調度EMS主站發現某個儲能電站的SOC不均衡度超限時，綜合協調模塊將該儲能電站的退出AGC、AVC管控模式，切換為SOC維護模式，等待SOC維護完成，綜合協調模塊再將該儲能電站轉為實時功率控制模式。該維度的控制保證了儲能電站的正常運行。當調度發現某儲能站發生嚴重告警和故障時，比如電池煙感、電站整體脫網(入網開關非計劃斷開)等，綜合協調模塊將該儲能站退出AGC、AVC控制，將其切換為儲能電站安全保護模塊，該模塊視故障進行相應的處理，如全緊急停功率、緊急停機等。

　　(3)遠程調閱和監視方面。該維度與儲能電站的控制無關，因而沒有在主站EMS的控制模塊內，但是調度日常頻率使用的功能之一。借助SOA總線技術，調度可以遠程對各儲能電站的監控畫面和數據庫實現遠程調閱和瀏覽。此外,隨著高清3D視頻技術的發展，可以實時通過動態視頻檢測遠程的儲能電站是實地設備。該維度進一步提升了無人值守儲能電站的可觀測性。

　　3.2 無人值守儲能電站安全預測及預警控制技術研究

　　一旦發生安全問題，在儲能系統中往往會引起電池燃燒的鏈式反應，導致局面失控，損失重大。電池組(堆)的電壓一般在700 V以上，高壓直流系統對系統絕緣和保護提出了極高的要求。系統布線、結構復雜，一旦發生線纜老化、空氣潮濕、塵埃等都可能造成絕緣下降，以致漏電、打火，以及線纜接觸電阻變大發熱等，引起安全事故。在無人值守下的電網側電池儲能系統中，惡劣環境往往會導致系統誤報警、誤動作，產生不可預期的安全事故。電池過充、過放、過流、過溫，以及短路、熱失控等是儲能系統的最大安全隱患。安全狀態分為早期安全預測和事故前的提前預警兩個階段，由此研究基于單元儲能詳細數據的安全預測及預警預測技術。如圖11所示，在電池儲能系統在正常運行中都會有管理系統進行監測和定期維護。隨著使用時間的增長，系統的安全狀態也會隨之產生變化，可分為正常運行、漸變故障演化、濫用故障觸發和熱失控觸發這四個情況。其中，通過對安全狀態進行早期預測，可在漸變故障演化過程中追蹤電池儲能系統狀態變化，提前發現其異常;濫用故障觸發和熱失控觸發可通過外部激勵、火災早期識別等方式對電池儲能系統進行熱失控提前預警，以達到安全防護系統的作用。

　　(1)基于單元儲能詳細數據的儲能電站安全狀態早期預測研究。儲能電池熱失控的成因與單元儲能的諸多詳細數據相關，但各項數據與熱失控的關系難以定量描述，無法建立確定的數學模型，擬釆用人工智能技術，建立儲能電站安全預測模型，以達到有效的預測效果。鋰電池儲能系統安全事故誘發因素及其交互關系，主要的誘發因素有三類：電池本體因素、外部激源、運行環境。

　　(1)電池本體因素：主要包括電池制造過程中實體與理想狀態間的誤差及電池老化兩種因素[26]。例如，在生產制造的涂布過程種會有金屬污染物顆粒混入、正負極流體邊緣存在毛刺;電池電極被電解質逐漸侵蝕，電解質成分發生變化等;

　　(2)外部激勵因素：外部激勵源主要為過充過放、外部短路、電流沖擊，電池外部件高溫產熱造成的熱沖擊等問題[27]。在自然對流、室溫發生故障等換熱條件下，外部短路會造成電池迅速升溫并觸發材料相關副反應;由于內阻增大，老化電池在更易過熱。為解決電池短路造成的安全事故問題，文獻[28]提出了一種電池短路診斷方法，該方法通過觀察待測電池的相對充電時間判斷電池是否存在短路現象;文獻[29]對過充熱失控蔓延特性進行仿真分析，對不同規格磷酸鐵鋰電池進行多種充電倍率的充電實驗，電池模組0.5C及以上倍率過充時電池表面溫度將急劇上升,進而導致電池模組熱失控。

　　(3)運行環境因素：環境溫度會對鋰離子電池安全運行產生重要影響[30]。在低溫環境下，電池內化學反應速率會減小、電解液內離子擴散率降低等，進而導致電池工作效率降低。高溫環境中，電池在工作中會出現過熱情況，觸發各種材料濫用反應，加劇電池內部放熱反應，最終產生熱失控現象。電池間溫差過大會導致各電池不一致性增大，進而降低儲能系統整體性能。在系統不一致性長期演化下，BMS會產生電池SOC/SOH估計誤差、引起電池過充過放等問題，嚴重時也可能導致安全事故。文獻[31]建立BP人工神經網絡模型, 采用大量實驗數據對該模型進行訓練, 利用訓練好的神經網絡對預測鋰電池溫度，并通過試驗結果證明了該方法的準確性;文獻[32]深入研究了鋰離子電池交流阻抗參數與內部溫度之間映射關系，建立了基于阻抗模值的電池內部溫度估算模型并以此來估算電池溫度，通過不同環境下的實驗表明，該方法的誤差可控制在10%以內。

　　4 結束語作為當前儲能快速發展階段急迫需要研究的方向，需重點關注儲能電站無人值守自治技術。現將上述討論內容總結如下：(1)儲能電站無人值守自治技術可借鑒變電站和調度系統的主子站一體化技術，通過SOA總線配置，實現調度系統對遠方儲能電站的信息處理、轉換，提升調度系統對無人值守電站監控能力;(2)為了提升傳統儲能電站監控和調度的協同化水平，可在能量管理控制機制中開發多維度協同控制算法，將人工值守的站內控制指令匹配到遠方控制，提升遠程控制的靈活性，實現儲能電站的無人值守;(3)未來應繼續遵循“安全第一，兼顧效率”的原則，在原有安全邊界條件下，考慮更多潛在安全風險因素，保證儲能電站在無人值守情況下有功和無功功率的安全可靠輸出;(4)可充分挖掘就地監控的數據監控和計算功能，研究就地監控和BMS的數據融合技術和安全預測及預警控制技術，優化儲能系統就地層獨立控制網絡，進而實現儲能電站智能化控制。

　　參 考 文 獻

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　　作者：徐亮