基于PLC的分布式发电与储能系统远程管理架构：实现与实验验证

《IEEE Open Journal of Industry Applications》：Implementation and Experimental Validation of a PLC based infrastructure for Distributed Generation and Storage Systems Remote Management

本文针对智能电网中分布式发电(DG)和储能系统(ESS)的远程监控与管理需求，提出了一种基于电力线通信(PLC)的新型基础设施。研究人员开发了DG/ESS集中器、PLC接口桥和智能电子设备(IED)等关键设备，并采用Modbus和PRIME 1.4等标准通信协议构建通信链路。实验结果表明，该架构能够实现低延迟、高成功率的远程控制，使配电系统运营商(DSO)能在极短时间内改变功率流向，验证了ESS对配电网管理和稳定的潜在贡献。

　　

在追求可持续能源生产的道路上，经济实惠且安全的能源供应至关重要。随着可再生能源的广泛接入，分布式发电(DG)在减少城市碳足迹和为偏远地区供电方面展现出巨大潜力。然而，可再生能源的间歇性和不可预测性也给配电系统带来了新的挑战。传统的电网管理方式难以应对大量分布式电源并网带来的功率波动，有时甚至不得不采取切机措施来维持电网稳定，这无疑造成了能源的浪费。与此同时，越来越多的电力用户也开始安装光伏等发电设备，成为同时生产和使用能源的“产消者”(prosumer)。在这种背景下，储能系统(ESS)扮演了关键角色，它能够储存分布式发电的多余电能，平抑可再生能源的波动性，从而帮助配电系统运营商(DSO)更好地管理电网，例如通过削峰填谷等策略。

然而，实现对大量分散的DG和ESS的有效监控和远程交互，需要可靠且成本合理的通信基础设施作为支撑。目前，虽然基于电力线通信(PLC)的远程抄表已广泛应用，但面向DG和ESS远程控制的解决方案，特别是在中压(MV)和低压(LV)配电网层面，仍然存在空白。现有的接口保护系统(IPS)通常只在本地测量值超标时被动断开电源，而不是积极参与电网调节。因此，迫切需要一种创新的通信架构，能够使DSO能够远程、实时地监控和控制连接到配电网的DG和ESS，从而提升电网的稳定性和运行效率。

为了解决上述问题，一篇发表在《IEEE Open Journal of Industry Applications》上的论文提出并实验验证了一种基于PLC的分布式发电与储能系统远程管理基础设施。该研究旨在填补低压配电网层面远程控制能力的空白，为智能电网的发展提供一种切实可行的技术方案。

研究人员为开展此项研究，主要采用了以下几种关键技术方法：首先是硬件原型开发，基于EVALKITST8500-1评估板和Linux单板计算机（如Raspberry Pi-3）构建了DG/ESS集中器、PLC接口桥和智能电子设备(IED)等核心设备原型。其次是通信协议集成，在架构中融合了多种工业标准协议，包括用于DSO SCADA（监控与数据采集）系统与集中器通信的Modbus TCP/IP，用于在低压电力线上建立通信的PRIME 1.4 PLC协议，以及用于PLC接口桥与IED之间串行通信的Modbus RTU。第三是实验验证方法，通过在实验室和实地（意大利法维尼亚纳岛的低压配电网）搭建测试平台，对通信链路的延迟、成功率、比特误码率(BER)以及远程控制储能系统功率响应的实际效果进行了系统性的测量与评估。

II. 用于DG和ESS电站合规连接的提议架构

该研究提出的核心架构围绕三个新开发的设备展开：DG/ESS集中器、PLC接口桥和智能电子设备(IED)。DG/ESS集中器部署在MV/LV变电站内，作为通信网络的中心节点，负责聚合其下游LV网络上所有DG和ESS电站的数据，并与DSO的控制中心进行通信交互。PLC接口桥部署在用户侧，靠近DG/ESS电站，其功能是作为集中器与电站本地IED之间的通信桥梁，通过PLC接收指令，再通过串口转发给IED。IED则作为电站（可能包含多个异构的发电或储能单元）的统一接口，它虚拟化整个电站，向DSO呈现一个聚合后的视图，并负责将DSO下发的标准化指令翻译并分发给各个具体的功率变流器。

III. 提议的通信解决方案

在通信协议方面，该架构采用了分层设计以确保可靠性和标准化。DSO的SCADA系统通过以太网，使用Modbus TCP/IP协议与部署在变电站的集中器通信。集中器内部维护着一个Modbus映射表，存储着每个连接电站的运行状态和参数，DSO可通过读写这些寄存器来实现远程监控和控制。集中器与分布在用户侧的多个PLC接口桥之间，则利用现有的低压电力线，采用PRIME 1.4协议进行通信。PRIME协议能自动组建网络，集中器作为基站节点(Base Node)，PLC接口桥作为服务节点(Service Node)，实现自动注册和通信。最后，PLC接口桥与电站的IED之间通过RS232串行接口，采用Modbus RTU协议进行本地通信，完成指令的最终下达和状态数据的采集。

IV. 实验测试与结果

实验测试分为实验室和现场两部分。在实验室环境中，研究人员搭建了包含集中器、PLC接口桥、IED、20 kW双向功率变流器和20 kWh电池的完整系统。通过基于Node-RED开发的图形用户界面(GUI)，可以直观地查看所有连接电站的实时信息，如瞬时功率、电池荷电状态(SoC)、健康状态(SoH)等，证明了整个通信链路的稳定性。

通信性能测试重点评估了PRIME协议在不同信道下的表现。在实验室中，对低频段（信道3，151-198 kHz）和高频段（信道8，424-471 kHz）分别进行了1000次数据包传输测试。结果显示，两个信道的通信成功率均达到100%，平均延迟分别为0.385秒和0.353秒，表明PLC通信具有高度的可靠性。此外，远程控制命令的延迟测试也至关重要。根据意大利CEI 0-21标准，远程改变储能系统工作模式（如从发电转为用电）的响应时间应小于50秒。实验测量了从集中器发送命令到储能系统实际功率改变的时间间隔，100次测试的平均延迟仅为0.806秒，远低于标准要求，证明了远程控制的快速性和有效性。

现场测试在法维尼亚纳岛的实际低压配电线路上进行。测试一将设备部署在MV/LV变电站内，成功验证了从DSO的SCADA控制中心通过Hyperlan无线链路、集中器、PLC链路最终控制远端储能系统的全过程。实测命令下发到电池功率变化的延迟小于4秒，再次验证了系统在实际环境中的可行性。测试二则在距离变电站约200米的低压配电箱进行，重点测量了不同调制方式（BPSK和8PSK）下的比特误码率(BER)。结果表明，BPSK调制在所有8个信道上BER几乎为零，而8PSK在较高频率的信道（CH3-CH8）上也表现良好，但在低频段受噪声影响较大，这为实际应用中选择最优通信信道提供了依据。

V. 结论

本研究成功设计、实现并验证了一套基于PLC技术的分布式发电与储能系统远程管理架构。该架构的核心创新在于开发了DG/ESS集中器、PLC接口桥和IED等新型设备，并集成了Modbus和PRIME 1.4等标准通信协议，构建了一个从DSO控制中心直达用户侧功率变流器的完整通信链路。实验结果表明，该解决方案通信延迟低、成功率高，能够满足CEI 0-21等标准对远程控制响应时间的要求，使DSO能够在秒级时间内实现对ESS功率的精确控制，从而为配电网的稳定运行提供支持。

这项研究的重要意义在于为低压配电网层面实现广泛分布式资源的有效集成和协调控制提供了一种经济、实用且可扩展的技术路径。与通常应用于高压电网的电站控制器(PPC)相比，该方案成本更低，并利用DSO已有的电力线基础设施，避免了高昂的专用通信网络部署费用，易于大规模推广。通过使大量小型DG和ESS能够参与电网调节，该架构有助于提升配电网对高比例可再生能源的接纳能力，增强电网的灵活性、可靠性和运行效率，是推动智能电网向更深层次发展的重要实践。未来，该架构的固件可进一步升级，以支持虚拟电厂(VPP)聚合等更高级的功能，为分布式能源参与电力市场奠定基础。