第5部分第2篇第1分册：电化学储能自动调频控制（征求意见稿）.doc

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1、Q/CSG Q/CSG XXXXX 中国南方电网有限责任公司企业标准中国南方电网有限责任公司 发 布2022-XX-XX 实施南方电网云边融合智能调度运行平台体系化技术标准第5-2部分：协同控制第1分册：电化学储能自动调频控制（征求意见稿）2022-XX-XX发布Q/CSG XXX目 次前 言II1范围12规范性引用文件13术语和定义14总体要求25主站36子站7附录A10IQ/CSG XXX前 言为贯彻落实公司体系化、规范化、指标化目标，全面支撑以新能源为主体的新型电力系统运行，承接公司数字化转型与数字南网建设任务，适应电网运行特征从计划性、集中式向开放共享、智能互动的方向转变，构建全面支撑

2、电网安全运行和现货市场高效运营两大业务融合的智能调度运行平台，特制定南方电网云边融合智能调度运行平台（CEP）体系化技术标准。本次发布的体系化技术标准用于指导公司CEP云端系统、边缘端系统的建设。本体系化技术标准分为7部分27篇41分册，第1部分为体系及定义，共2篇，描述了总体架构和术语定义；第2部分为模型及接口，共3篇，描述了边缘集群与边缘网关的模型、协议及交互等要求；第3部分为云端系统，共5篇，描述了调度云平台、云端系统平台、云端应用、云端系统人机交互、云边数据交互等要求；第4部分为边缘端系统，共5篇，描述了边缘集群、边缘网关技术要求及边缘网关应用开发、智能运维、即插即用等要求；第5部分为

3、智能应用，共2篇，描述了各类智能应用技术等要求；第6部分为本质安全，共6篇，描述了云端和边缘端的本质安全技术等要求；第7部分为测试及检验，共4篇，描述了云端系统检验、边缘端系统检验、本质安全检测等要求。本体系化技术标准体系架构如下表所示：部分篇分册编号第1部分：体系及定义第1篇：总体架构和一般要求TS1.1第2篇：术语和定义TS1.2第2部分：模型及接口第1篇：边缘网关即插即用模型TS2.1第2篇：边缘网关即插即用接口及协议TS2.2第3篇：边缘集群接入TS2.3第3部分：云端系统第1篇：调度云第1分册：基础资源即服务TS3.1.1第2分册：平台即服务TS3.1.2第3分册：数据即服务TS3.

4、1.3第4分册：调度云平台与边缘集群协同交互TS3.1.4第2篇：云端系统平台TS3.2第3篇：云端应用开发TS3.3第4篇：云端系统人机交互TS3.4第5篇：云边数据交互TS3.5第4部分：边缘端系统第1篇：边缘集群 TS4.1第2篇：边缘网关TS4.2第3篇：边缘网关应用开发 TS4.3第4篇：边缘网关智能运维TS4.4第5篇：边缘网关即插即用 TS4.5第5部分：智能应用第1篇：预测及分析第1分册：人工智能系统负荷预测TS5.1.1第2分册：人工智能母线负荷预测TS5.1.2第3分册：人工智能新能源功率预测TS5.1.3第4分册：基于区块链的分布式能源交易TS5.1.4第5分册：云边融合

5、统一优化模型TS5.1.5第2篇：协同控制第1分册：电化学储能自动调频控制TS5.2.1第2分册：新能源有功功率自动控制TS5.2.2第3分册：充电设施云边协同自动控制TS5.2.3第4分册：微电网云边协同自动控制TS5.2.4第5分册：可调节负荷云边协同自动控制TS5.2.5第6分册：虚拟电厂云边协同自动控制TS5.2.6第7分册：配电网自动电压控制TS5.2.7第8分册：云边协同控制TS5.2.8第6部分：本质安全第1篇：本质安全技术导则TS6.1第2篇：云端系统本质安全TS6.2第3篇：边缘网关本质安全TS6.3第4篇：边缘集群本质安全TS6.4第5篇：数据安全TS6.5第6篇：基于区块

6、链的数据应用和传递TS6.6第7部分：测试及检验第1篇：云端系统检验TS7.1第2篇：边缘网关检验TS7.2第3篇：边缘集群检验TS7.3第4篇：本质安全检测TS7.4本技术标准是该系列的第5部分第2篇第1分册。请注意本文件的某些内容可能涉及专利，本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由中国南方电网有限责任公司标准化部归口管理。本文件由中国南方电网电力调度控制中心提出、编制和负责解释。本文件起草单位：中国南方电网电力调度控制中心。本文件参加单位：本文件主要起草人员：本文件在执行过程中的意见或建议反馈至中国南方电网有限责任公司标准化部（广东省广州市黄埔区科翔路11号南网科研基地，51066

7、3）。III南方电网云边融合智能调度运行平台体系化技术标准第5-2.1部分：电化学储能自动调频控制（征求意见稿）1 范围本技术标准规定了CEP中电化学储能自动调频控制总体要求以及储能AGC主站、储能AGC子站的功能、配置、性能以及数据和通信等内容。本技术标准适用于接入南方电网通过35kV及以上电压等级并网且容量为10MW/1小时及以上的独立电化学储能电站新（改、扩）建AGC技术装备的设计、选型、安装、调试及运行等。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本技术标准的引用而成为本技术标准的条款。凡是标注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本技术标准。凡是不标注日

8、期的引用文件，其最新版本适用于本技术标准。GB/T13729-2002 远动终端通用技术条件GB/Z14429-2005 远动设备及系统 第1-3部分 总则 术语GB/T36547 电化学储能系统接入电网技术规定GB/T36549-2018 电化学储能电站运行指标及评价GB/T 22239 网络安全等级保护基本要求GB/T 36572 电力监控系统网络安全防护导则DL/T630 交流采样远动终端技术条件DL/T1989-2019 电化学储能电站监控系统与电池管理系统通信协议DL/T5003-2005 电力系统调度自动化设计技术规程DL/T634.5.101-2002 远动设备及系统 第5部分

9、传输规约 第101篇 基本远动任务配套标准DL/T634.5.104-2002 远动设备与系统 第5部分 传输规约 第104篇 基本远动任务DL/T516-2006 电力调度自动化系统运行管理规程DL634.5.101-2002 远动协议南方电网实施细则DL634.5.104-2002 远动协议南方电网实施细则NB/T42090-2016 电化学储能电站监控系统技术规范Q/CSG 1204005.21-2014 南方电网一体化电网运行智能系统技术规范 第2部分：架构 第1篇：总体架构技术规范Q/CSG120499 中国南方电网电力监控系统网络安全技术规范Q/CSG1204100 中国南方电网电

10、力监控系统模块网络安全通用技术条件3 术语和定义TS1.2界定的以及下列术语和定义适用于本技术标准。3.1 电化学储能有功控制 Electrochemical Energy Storage Automatic Generation Control在确定的区域内，当电力系统频率或联络线功率发生变化时，通过远程调节电化学储能电站的有功功率，以维持系统频率或确保区域之间预定的交换功率。其技术装备体系主要包括总调、各省（区）中调电网运行控制系统、远动传输通道、电站远程终端设备或计算机监控系统、储能电站协调控制系统、储能单元及其有功功率调节装置，以及实现AGC功能的应用软件等，以下简称“储能AGC”。3

11、.2 储能AGC主站 AGC Master Station of Energy Storage指部署在调度端（包括地调）的分析计算并发出控制指令的计算机系统及软件。以下简称主站。3.3 储能AGC子站 AGC Substation of Energy Storage指部署在储能电站站端的控制装置及软件，用于接收、执行主站的有功控制指令，也可进行场站内有功控制决策并完成就地控制，并向主站回馈信息。以下简称子站。3.4 区域控制偏差 Area Control Error（ACE）反映系统频率和联络线交换功率偏离基准（计划）程度、体现有功功率供需平衡关系的计算值。3.5 负荷频率控制 Load Fr

12、equency Control（LFC）以一定的数据采集、计算和控制周期，确定ACE，按照一定的控制策略将消除偏差的期望值分配给受控发电机组，通过远程调节发电机组的有功功率，力图使区域内发电和负荷保持平衡。3.6 区域总调节功率 Area Total Adjust Power主站AGC为平衡控制区域内的有功，所计算得到的总的调节功率，该功率是AGC给各控制机组或储能电站分配调节量的依据。3.7 控制区域 Control Area指运行在互联或独立系统中，包括可观测的发电设备、供电负荷和输电通道（联络线走廊）在内，具有相应的控制手段和可调资源，能够保证足够的备用容量来维持有功功率供需平衡，满足系

13、统频率变化、供电负荷波动、负荷预测误差、电源意外缺失、输电线路故障和电网安全稳定等需要的闭合区域。控制区域可以是多个物理上分散的电气岛组成的一个虚拟区域。3.8 荷电状态 State of Charge（SOC）指电池中剩余电荷的可用状态,一般用一个百分比来表示。3.9 蓄电池管理系统 Battery Management System（BMS）监视蓄电池的状态（温度、电压、荷电状态等），可以为蓄电池提供通信、安全、电芯均衡及管理控制，并提供与应用设备通信接口的系统。3.10 储能电站监控系统 Supervision Control and Data Acquisition System of

14、 Electrochemical Energy Storage System利用计算机对储能电站内的电化学储能系统、电化学储能单元变压器、升压站等运行过程进行实时监视、有功自动控制的系统。3.11 储能协调控制系统 Power Management System (PMS)电化学储能系统中，用于对多个PCS实现快速协调控制的控制管理系统。3.12 储能变流器 Power Conversion System （PCS）电化学储能系统中，连接于电池系统与电网之间的实现电能双向转换的装置。4 总体要求4.1 系统构成电化学储能自动调频控制由主站和场站端的子站组成。主站根据电网及储能场站的运行情况实时

15、计算储能场站的有功调节指令，并下发至子站执行。子站根据接收到的有功调节指令，形成各储能单元的控制策略并执行，同时向主站上送场站运行信息。4.2 控制目标a) 储能AGC功能以实现电网安全、经济、优质、环保运行为目标，满足各控制区域对系统频率和联络线功率控制的要求。b) 储能AGC功能符合国家有关技术标准、行业标准和有关的国际标准的基本原则。c) 储能AGC功能建设应满足电力监控系统安全防护规定要求。d) 储能AGC应满足南方电网一体化电网运行智能系统（OS2）的相关技术规范要求。e) 储能AGC功能的建设应满足安全性、稳定性和可靠性的要求，具备对系统自身运行状态的实时监视信息功能。f) 储能A

16、GC功能建设应采用开放式体系结构和分布式系统设计，保证系统的开放性、可扩展性，适应技术进步、设备升级、系统换代以及电力市场发展、运营规则变化的需要。4.3 功能要求主站和子站均应具备可靠有效的有功功率控制策略及安全闭锁策略；在电网正常运行情况下，实现秒级的储能电站有功功率自动控制。4.4 网络安全防护要求电化学储能自动调频控制主站和子站应符合国家、行业和南方电网网络安全防护的相关要求，确保其网络安全。应通过安全检测和源代码审计。不应存在中、高危安全漏洞、后门或恶意代码；应具备控制业务本质安全设计，具备命令校核、闭锁控制等功能，使得控制业务功能具备抗网络攻击、恶意调节特性，确保在发生网络攻击、恶

17、意调节等情况下，仍能将影响控制在预定的范围内，不会造成不可控的电力安全事故事件。横向、纵向的网络通信服务端应部署在低安全区（或厂站侧），低安全区（或厂站侧）的业务不允许主动连接高安全区（或上级主站）的业务。5 主站5.1 总体要求储能AGC应该包括以下基本功能：负荷频率控制、LFC性能监视、机组计划，一般情况下还需要参与配合运行的功能模块有：计划值、常规能源AGC。主站应满足以下要求：a) 应能够适应各种区域控制方式，且用户可以根据电网需要自由切换。b) 应有多种储能控制方式，可以根据电网需求灵活变化。c) 控制的对象是储能电站AGC子站。d) 应该对所用到的遥测遥信数据进行校验等防误处理，保

18、证控制安全。e) 应该对下发的控制指令进行安全校核。f) 必须具备基本安全约束功能。g) 操作和监视界面必须清晰明确，便于监视和操作，并具有防误操作功能。5.2 系统架构5.2.2 主站功能应集成于边缘集群中，能够按照GB/T 30149规定的描述规范，从边缘集群中获得电网模型，并生成相应的储能AGC自动控制模型。5.2.3 主站应遵循DL/T 1456规定，从边缘集群中获取有功功率自动控制所需要的电网运行数据。5.2.4 主站应采用消息传输方式，将计算生成的有功遥调指令发送到边缘集群中，并由边缘集群前置发送到子站。5.2.5 上下级调度机构主站之间、主站与子站之间应具备两路及以上的独立路由通

19、信通道。5.2.6 应具备与常规水、火电、新能源AGC和上、下级调度机构主站进行协调控制的功能。5.3 功能要求5.3.1 数据采集及获取a) 实时采集各储能电站的装机容量、发电计划曲线、可调节上下限值、子站运行及控制状态信息等实时信息。b) 实时获取电网频率、区域控制偏差等电网运行信息。5.3.2 运行状态实时监视a) 主站运行信息，包括主站运行状态、场站控制模式（基点调节模式/计划曲线模式/实时调节模式）等；b) 子站运行信息，包括各子站的运行状态、控制模式等；c) 子站有功调节信息，包括实时有功值、理论发电能力、有功调节上下限等；d) 子站控制死区、最大调节步长。5.3.3 有功实时控制

20、根据储能电站上送的实时信息，按照有功功率控制目标和约束条件，采用成熟可靠、高效实用的算法，进行有功调度计算与决策，形成可靠有效的有功调节指令，将有功调节指令和场站控制模式实时下发至储能电站。5.3.4 记录、统计与分析记录主站指令下发、子站动作行为等情况，统计一定时间范围内储能电站有功功率自动控制功能投入率、调节合格率、辅助服务信息等，分析储能电站充放电循环情况。5.4 主站运行状态5.4.1 正常运行（RUN）主站所有功能都投入正常运行，进行数据处理与控制决策。正常运行状态可以由调度人员手动转换成退出控制状态。5.4.2 退出控制（STOP）主站退出有功实时控制功能，不发送对所有储能电站的控

21、制指令，但数据采集及获取、运行状态实时监视、记录统计与分析、与其他AGC系统及上下级调度机构主站之间的信息交互等功能正常运行。退出控制状态可以由调度人员手动转换成正常运行状态。5.4.3 暂停控制（PAUS）暂停控制状态并非调度人员选择的状态，而是由于异常原因使得储能AGC不能可靠执行而设置的暂时停止状态。在给定的时间内，若异常因素消除，则立即恢复运行状态；若在规定时间内，异常因素仍然存在，则自动转至退出控制状态。5.5 储能AGC控制模式主站的主要调节模式有（但不限于）基点调节模式、计划曲线模式、频率调节模式等。5.5.1 离线模式（OFFL）主站根据子站上送的运行/停机遥信或公共连接点开关

22、位置判断子站处于离线状态，不下发任何指令。5.5.2 就地模式（MANU）子站控制权在现场，不下发任何指令。5.5.3 等待模式（WAIT）即主站等待子站将控制权交给调度的过渡状态，此时主站下发出力跟随指令给子站，进行出力同步，保证储能AGC投入时无功率波动。5.5.4 暂停模式（PAUS）当子站数据出现异常，暂时停止控制，不下发控制指令。数据正常后能自动恢复到暂停前的控制模式。5.5.5 基点调节模式（BASEO）由调度员手动输入出力目标值对储能控制对象进行控制。5.5.6 计划曲线模式（SCHEO）根据计划值系统或电力市场系统给出的充放电计划计算控制对象控制目标。5.5.7 频率调节模式（

23、AUTOR）根据实时调频需求和控制模式计算控制对象控制目标。5.6 控制策略储能AGC控制区域应能保证足够的调节备用容量和事故备用容量，具备维持控制区域有功功率供需平衡、断面安全和频率稳定的能力。5.6.1 与常规AGC的协调控制功能a) 主站应能将控制区域内储能电站发电实时总出力、可调节的有功上下限等数据送至常规AGC。b) 常规AGC根据控制区域调频、调峰或备用的需求，按照一定的分配策略给主站转发需承担的功率调节信息；也可根据输电断面控制要求，给受断面约束的相关储能电站转发功率调节信息。c) 主站接收常规AGC转发过来的功率调节需求信息，通过调节本级调度管辖的储能电站有功功率，完成控制区域

24、调频、调峰、备用和断面控制的要求。5.6.2 区域总调节功率区域总调节功率的计算方法由电网区域的控制目标决定，应至少具备以下两种方式：a) 比例分担控制方式：以电网频率为控制目标的定频率的控制方式，其ACE仅反映系统频率偏离基准值的程度，各控制区域依据其系统频率计算区域总调节功率，以维持系统频率及累积误差在规定的范围之内。b) 快速响应控制方式：以降低传统水电、火电机组往复调节为控制目标的控制方式，其区域调节量主要响应电网频率快速波动的成分，各控制区域根据其频率变化率计算区域总调节功率，实时调节储能电站的发电出力，以维持系统频率在规定的范围之内。c) 安全约束控制方式：如果控制区域的联络线走廊

25、、区内断面越限或临近越限，主站必须采取有效的预防或校正措施，各控制区域根据断面需求计算区域总调节功率，实时调节储能电站的发电出力，以维持重要断面在规定的范围之内。5.6.3 调节功率分配主站应支持以下调节功率分配方式：a) 按可调容量分配：根据区域调节需求的方向以及各储能电站出力可上/下调节容量之比进行分配储能电站调节需求。b) 按可调电量分配：根据区域调节需求的方向以及各储能电站出力可充/放电量之比进行分配储能电站调节需求。c) 按调节速率分配：根据储能电站出力调节速率之比进行分配储能电站调节需求。5.7 数据处理与校核主站应对用于控制的关键数据进行校核，保证控制的正确性，校核方法及内容如下

26、：a) 质量位校核。根据数据的质量标志位来判断数据的正确性，如果质量位异常（包括数据未初始化、坏数据、数据无效、工况退出等），则表示数据出错。如果该数据只影响单个子站控制，则暂停或停止该子站控制；如果该数据影响整个主站运行，则暂停或停止主站控制。b) 范围校核。量测量超出指定的正常范围认为异常，数据异常时暂停或退出对应控制对象。c) 不刷新校核。周期性读取数据，并对前后时刻读取的数据进行比较，数据长时间维持同一个数值不变化则认为数据异常。不刷新时间门槛根据具体数据类型确定。数据异常时暂停或退出对应控制对象。d) 多源校核。重要数据采用不同来源的数据相互比较进行校验，多源数据之间最好能保证物理设

27、备上的完全独立，如两个数据来自不同的采集装置、不同的远动设备和不同的通信路由。一旦主测点无效时自动选用后备量测，如果多源数据之间区别过大，且无法判定哪个数据源异常时则认为所有数据源无效。通常电网频率必须采用多源校核。校验结果异常时暂停或退出对应控制对象。e) 数据突变校验。突变校验指前后两次数据采样的数据大小变化超过正常门槛值。数据异常时暂停或退出对应控制对象。5.8 控制指令校核储能AGC在发出控制指令之前，要进行一系列校验，以保证子站运行的安全性：a) 控制死区校验。当分配给子站调节量小于指定死区时，控制指令被抑制，即暂时不下发。未承担的调节量分配到其它储能单元。b) 充放电闭锁校验。当子

28、站上送充/放电闭锁信号时，应保证分配的调节量满足控制目标值不违反充/放电闭锁限制，未承担的调节量分配到其它子站。c) 响应控制指令定时校验。判断子站上次的控制指令定时是否结束，防止过度频繁调节子站出力。d) 指令返回校核。主站端可以通过子站返回的控制指令报文或子站返回的控制指令遥测点来判断子站是否已经正确收到该控制指令，如果没有收到可以马上补发，如果补发仍然不正确，应告警提示。e) 指令限值校核。校核控制指令是否为子站控制上下限外或禁止运行区禁止运行区内，并且指令离限值距离大于死区。f) 遥调执行情况校核。主站指令下发前，先检查前一次指令执行情况，如果储能出力偏离上一次指令超过一定门槛值时，应

29、暂停该子站控制。5.9 安全策略当电网及子站运行异常时，主站应触发相应安全策略，自动暂停或退出控制，分为系统级、场站级的安全策略。当运行工况恢复至正常运行条件，自动或人工解锁，恢复正常控制。自动恢复之后的初始指令应为控制对象当前实测值。主站的安全策略应至少包含如下内容。5.9.1 系统级安全策略当出现以下情况时，主站应自动退出或暂停对所有子站的控制：a) 主站获取电网运行信息（如区域控制偏差承担的调节量、电网频率、联络线交换功率等）异常；b) 电网发生事故或异常，比如低频振荡、系统频率越限值等。5.9.2 电站级安全策略当出现以下情况时，主站应自动退出或暂停对某一子站的控制：a) 某子站数据采

30、集出现异常，如通信中断、关键数据品质差。b) 某子站发生事故或异常，如事故总信号触发、并网点频率或电压越限值。5.10 主站监视a) 备用监视。主站计算和监视区域中的储能AGC上下调节备用容量和响应速率。用户可以通过界面输入和修改区域的备用要求，当备用不足时发出报警。b) 告警监视。主站应该提供详细的系统运行告警信息。告警信息应该包括：操作信息、控制状态变化信息、控制预警信息、异常退出或暂停信息及相关软件系统运行异常信息。5.11 性能要求5.11.1 主站数据采集及获取周期指主站采集及获取数据的时间间隔，应不大于4秒。5.11.2 主站单次策略计算时间指主站单次控制策略计算耗时，应不大于16

31、秒。5.11.3 主站可用率指主站全年正常运行时间与全年总时间的比值，应不小于99%。5.11.4 主站历史数据存储时间存储时间应不小于3年。6 子站6.1 总体要求6.1.1 子站的主要任务是按要求给主站实时上送运行信息，接收并执行主站下发的有功调整指令，直接调整站内各储能单元的有功出力，使子站有功出力满足主站设定值。6.1.2 子站应能接收主站下发的遥调、计划曲线有功指令，具备有功功率连续平滑调节的能力，能够参与电力系统调频、调峰及潮流控制要求。6.1.3 子站有功调节性能应符合国家、行业相关标准及并网运行要求。6.1.4 应按照公共连接点配置子站，一个公共连接点配置一套子站，控制范围包括

32、通过该公共连接点并网的储能单元。6.1.5 子站宜经具备资质的第三方检验测试合格后，方可正式投入运行。6.2 系统架构6.2.1 子站应配置网络通讯接口设备及远动通信机（RTU），以实现与主站的对接，接收、转发主站下发的遥调指令以及计划值曲线，并集中转发上送必要数据，子站与主站之间的信息交互内容参考附录B.4。6.2.2 子站应装设计算机监控系统或能量管理系统（EMS），其技术性能应符合NB/T42090或更新的储能监控系统标准要求的要求，以实现全厂集中监视、优化协调、联合控制。6.2.3 子站建议配置功率协控系统（PMS），接收EMS及RTU的遥调指令，采集站内PCS的运行信息，对站内PCS

33、进行功率快速协调控制，并上送运行信息至RTU。PMS可单独配置也可以功能模块的形式集成于EMS中。6.2.4 子站每个储能单元均应配置独立的电池能量管理系统（BMS），以实现对储能单元内的每个电芯的充、放电电流进行均衡控制，BMS与PCS进行通讯，上送电池组的关键信息（详细信息参考附录B.2）。同时，BMS通过站控层网络与EMS进行通讯，上送电池组的详细信息。6.2.5 子站内所有通信建议采用全数字网络通信方式进行，子站内建议采用站控层网络加间隔层网络的网络结构（详见附录A.1），所有网络必须为双网配置，单网交换机故障时不应影响通信功能。6.2.6 PMS与PCS应通过间隔层网络通信，实现功率

34、快速协调控制，可采用GOOSE、MODBUS等通信规约，数据交互内容详见附录B.3；EMS、PMS、PCS及BMS，通过站控层网络实现对全站信息的监控，可采用IEC-61850、IEC 60870-5-104等通信规约。6.2.7 主站对子站的遥调采用有功功率设点控制信号方式，通过RTU直接下发给PMS，由PMS统一控制全站储能单元的出力。6.2.8 主站的计划值曲线则下发给EMS，由EMS存储并解析成遥调下发至PMS。主子站数据交互架构推荐如附录B.1所示。6.3 监控功能a) 子站监控系统一般由远动通信机、数据服务器、操作员工作站、工程师工作站及网络通信接口设备等组成。b) EMS主机应采

35、用稳定可靠、成熟耐用的高性能计算机服务器，应冗余配置、双机互为热备用，单机故障或切换不应影响子站系统的正常功能和性能。c) RTU应采用能耗低、抗干扰性强、稳定可靠、坚固耐用的专用设备，应冗余配置、双机互为热备用，单机故障或切换不应影响子站系统的正常功能和性能。通信故障不应导致子站误调。d) EMS主机电源模块应冗余配置、互为热备用，单个电源模块故障不应造成设备断电。e) EMS软件由可靠性高、扩充性强、维护性好的操作系统软件、支持软件和应用软件组成，操作系统应采用成熟可靠的实时多任务操作系统，应用软件应采用模块化结构，应具备完整的自诊断、自恢复功能。f) 采用计算机监控系统的子站应通过RTU

36、采用国际标准通信规约（如IEC60870-5-101、IEC 60870-5-104）与主站通信。6.4 储能单元协调控制a) PMS是PCS调节控制指令的唯一来源。b) PMS推荐采用嵌入式装置（也可采用高性能计算机服务器）结构形式，使用高性能数据处理器，能够满足储能系统功率控制的实时性要求。c) PMS具备双机冗余配置功能，宜采用组屏（柜）方式布置在总控站房。d) PMS应提供可视化工具或界面实现控制参数的查看与设置，可根据现场运维要求定制控制策略。e) PMS应具备独立的间隔层通讯接口，与PCS通信延时应小于5ms，以实现储能系统的快速功率控制。f) PMS具备多个功率点数据实时采集功能

37、，具备N-1冗余，以保证有功功率数据的可靠性。g) PMS具备直流模拟量采集功能，开关量输入信号采集功能，开关量信号输出功能。6.5 控制方式子站应具备如下控制方式：a) 调度自动控制方式（调度设定值方式）。即遥调方式，其控制权由调度远方自动控制。b) 就地自动控制方式（当地设定值方式）。其控制权由现场就地自动控制，允许交由调度远方自动控制，子站出力跟踪当地设定值。c) 就地自动控制方式（当地曲线方式）。其控制权由现场就地自动控制，允许交由调度远方自动控制，子站出力跟踪当地曲线，当地曲线可以由调度自动下发获取。d) 就地人工控制方式（当地人工方式）。其控制权由现场就地人工控制，不具备调度远方自

38、动控制的条件。e) 就地开环控制方式（当地指导方式）。指当地控制系统模拟遥调/自动/人工方式下的操作行为而不进行实际控制。该方式可选。子站的各控制方式的切换必须有固定的闭锁逻辑和流程，确保切换过程的安全。一般情况应该有如下切换限制：a) 当地设定值方式可以与当地曲线方式、当地人工方式、调度设定值方式（或集控设定值方式）之一相互切换。切换时，应该校核“当地曲线的当前值”、“当地设定值”、“调度（集控）设定值”的偏差是否在安全范围内。保证切换的平滑性。b) 逻辑上禁止其余任何两种方式之间的切换，保证切换逻辑的简单和清晰，有利于子站控制安全。6.6 储能AGC投退条件只有子站满足以下所有条件，子站才

39、能被调度远方控制，只要其中之一不满足，调度将主动退出远方控制。a) 子站出力上下调节范围应大于总额定容量10%。b) 子站的控制方式为“调度设定值方式”，且“AGC远方投入/退出”信号为投入状态。c) 有功数据刷新正常，且各储能单元有功值和储能电站出线有功值满足全厂母线平衡原则。d) 子站有功上限值、有功下限值和振动区上下限值合理。e) 子站有功值没有出现跳变的情况。f) 子站没有出现长时间不跟踪调度设定值的情况。g) 子站没有发生其他故障。6.7 性能要求a) 响应速率。应满足在5s内完成从0功率到最大充/放电功率的调节。b) 响应延时。调节的响应延时和反向延时时间都不应该大于10s。c)

40、AGC功能可用率。AGC功能可用时间与并网运行时间的百分比，不应小于98%。d) AGC功能投入率。AGC功能投入时间与并网运行时间的百分比，不应小于90%。e) AGC控制合格率。AGC控制合格时间或合格时段的时间总和与AGC功能投入时间的百分比，不应小于95%。f) AGC调节精度。子站AGC指令执行完后，子站实际出力和目标值的误差与投运的储能单元总容量的百分比，不应大于3%。g) 直流采样功率变送器精确度至少应达到0.2级，交流采样三相有功功率测量精度至少应达到0.5级，频率测量的允许误差不宜大于0.005Hz。6.8 安全措施子站的安全策略应至少包含如下内容：a) 子站监控系统应具备检

41、验调度AGC指令和人工输入指令功能，校验内容包括：指令出力是否超出储能单元出力的上下限等安全范围；指令出力与实际出力的差值（调节步长）是否超出限定幅值门槛。防止由于接收指令错误造成误调节。b) 子站监控系统自动生成的PCS出力分配值（非调度下发或人工输入）亦应该按以上逻辑进行校核。c) 子站送调度的有功出力应与PMS控制用的有功出力为同一个遥测点，并应有正确性校验措施，其校验措施可采用多数据源校验或储能单元出力和电站出线有功之和的母线有功平衡校验。如果调度控制用有功测点和PMS控制用全厂有功测点不一致且误差值超过储能AGC的最大调节步长时，将导致储能出力的快速减少和增加，危及电网安全。d) 子

42、站送给调度的全站出力上下限应进行正确性校验，防止出现错误性突变或掉零现象，导致储能AGC误调节。e) 投入AGC的子站由于某种原因暂时不能充（放）电时，子站应该向调度上送“充（放）闭锁”遥信，并直接将上送调度的“出力上（下）限值”遥测设为0，提示调度端控制系统不要发出不合适的调节指令。f) 子站在各种控制方式之间切换时，应确保切换的安全性，待切换控制方式的有功设定值及实际出力值之间的差值应该在允许的门槛范围内，避免切换后子站出力出现大的波动，如果大于门槛应该禁止切换。g) 子站跟踪当地发电计划曲线运行时，应该有预防第二天曲线为空或在0点出现误调现象的措施。h) 子站应该有当站内关键信息出错退A

43、GC的保护功能，如当储能单元出力出错时退出储能AGC。i) 投调度远方控制的子站如果出现通信故障不能接受调度远方设定值时应该自动退出调度远方控制。j) 子站监控系统的任何设备故障或通信故障都不应该引起储能单元的误调，保证不因监控系统问题导致发给PCS的指令出现错误。k) 子站有功值的采集和控制指令的下发的每个环节必须有可靠的防误措施保证控制安全。l) 子站应校核全站出力上下限的正确性，如果出力上限小于全站实际出力超过设定的门槛时，AGC功能应该退出。出力下限同理校核。9附录A （资料性附录）储能AGC子站信息交互B.1 主站与子站以及子站内部系统数据交互架构B.2 子站内BMS与PCS信息交互

44、站内BMS上送PCS应包括但不限于以下数据：名称备注遥测储能单元电池直流电压储能单元电池总电流储能单元电池充电电流上限储能单元电池放电电流上限储能单元电池总荷电状态遥信储能单元电池故障储能单元电池告警储能单元电池充满闭锁状态储能单元电池放空闭锁状态B.3 子站内PCS与PMS信息交互站内PCS上送PMS应包括但不限于以下数据：名称备注遥测各储能单元PCS有功各储能单元PCS无功各储能单元荷电状态各储能单元充电功率上限各储能单元放电功率上限各储能单元无功功率上限各储能单元额定功率遥信各储能单元控制投退状态1投入、0退出各储能单元准备就绪状态1就绪、0未就绪各储能单元停机状态各储能单元待机状态各储

45、能单元运行状态各储能单元离网状态1离网、0并网各储能单元充满闭锁状态各储能单元放空闭锁状态遥调有功设定值无功设定值状态设定值启机、停机、待机、离网模式状态设定B.4 与调度主站信息交互子站与主站之间基本通信数据应包括但不限于以下内容：数据类型名称单位备注遥测子站当地频率Hz通常为升压站母线频率子站有功功率MW子站并网点有功功率，主站与子站控制采用数据源须一致。总荷电状态（SOC）%全站下属荷电状态加权和最大充电功率上限MW全站出力可调范围最小值，为全站储能单元充电功率上限的代数和，应考虑电池SOC、温度等因素对充电功率的影响。最大放电功率上限MW全站出力可调范围最大值，为全站储能单元放电功率上限的代数和，应考虑子站SOC对放电功率的影响。子站当前状态/用不同的数值表示检修、备用、开机、并列、运行、解列、停机、失备等各种状态，由各状态量组合而成。控制指令返回值