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储能电站监控与能量管理系统（EMS）技术规范

news 2025/9/17 16:05:20

储能电站监控与能量管理系统包含储能电站监控系统（含监控、EMS、分析预警等功能）与储能协调控制装置。

1 总体要求

1.1 一般性要求

1）储能电站监控系统的规划、设计和建设应遵循相关国家标准、电力行业标准、国网公司企业标准以及相关国家部委技术文件的规定，统一规划、统一设计、重在实用、适当超前。

2）储能电站监控系统的功能和配置应以储能电站一次系统的规模、结构以及运行管理的要求为依据，与储能电站的建设规模相适应，满足储能电站未来10年以上控制运行管理的发展要求，确保储能电站的安全、优质、经济运行。

3）储能电站监控系统应为电网和储能电池提供监测、控制和分析功能的综合性业务服务平台，符合一体化系统设计和信息数据整合的技术要求，把系统建设成为电站控制、能量管理、运行操作的实时控制平台。

4）储能电站监控系统应采用一体化设计，稳定可靠运行，快速准确地采集和处理电网和储能电池的各种信息量，及时反应电网和储能电池的运行情况。具有良好的在线可扩展性，维护简便，满足电力系统二次安全防护的要求。在任何情况下，不能因本系统的缺陷导致储能电站的运行事故。

5）最近三年内同类设备的销售记录及相应的最终用户的使用情况证明。

1.2 运行环境要求

1）环境温度：–20℃～+50℃（严寒地区–30℃，在此温度范围之外，监控及通信系统的使用应在厂家和用户之间进行协商）。

2）相对湿度：5%～95%。

3）海拔：海拔高度>2000m时，应设计高原型设备。

1.3 标准性

监控系统应遵循国际国内标准，采用国产操作系统，网络通信采用TCP/IP协议；人机界面GUI采用OpenGL 标准；通讯规约应采用IEC61850（DL/860）、IEC104等。

1.4 一体化设计

监控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、集成和整合储能电站监控各种应用功能，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。

1.5 可靠性

1）监控系统的重要单元或单元的重要部件应为冗余配置，保证整个系统功能的可靠性不受单个故障的影响。

2）监控系统应能够隔离故障，切除故障应不影响其它各节点的正常运行，并保证故障恢复过程快速而平稳。

3）硬件设备的可靠性：监控系统所选设备应是符合现代工业标准，并具有相当的生产历史，在国内计算机领域占有一定比例的标准产品。所有设备具有可靠的质量保证和完善的售后服务保证。

4）元件设计的可靠性：监控系统的开发应遵循软件工程的方法，经过充分测试，程序运行稳定可靠，系统软件平台应选择可靠和安全的版本。

5）监控系统集成的可靠性：不同厂家的软、硬件产品应遵循共同的国际国内标准，以保证不同产品集成在一起能可靠地协调工作。

6）投标方提供的产品应具有中国合格评定国家认可委员会（CNAS）试验合格的第三方检测机构的证明文件，且满足本规范中信息处理指标及系统数据容量等技术指标要求。

1.6 安全性

1）监控系统应具有高度的安全保障特性，能保证数据的安全和具备一定的保密措施，执行重要功能的设备应具有冗余备份。系统运行数据要有双机热备份，防止意外丢失。

2）监控系统应构筑坚固有效的专用防火墙和数据访问机制，最大限度地阻止从外部对系统的非法侵入，有效地防止以非正常的方式对系统软、硬件设置及各种数据进行访问、更改等操作。

3）储能电站监控与其它电力监控系统之间(变电站监控系统)应是相对独立关系。

4）禁止非电力监控系统对储能电站监控系统数据的直接调用。

1.7 开放性

1）支撑平台的各功能模块和各应用功能应提供统一标准接口，支持用户和第三方应用软件程序的开发，保证能和其它系统互联和集成。

2）监控系统应具有良好的软件和硬件在线可扩展性，可以逐步建设、逐步扩充、逐步升级，不影响系统正常运行。

3）监控系统容量可扩充，包括可接入的储能设备数量、系统数据库的容量等，不应该有不合理的设计容量限制，从而能使系统可以整体设计、分步实施。

4）监控系统应具有良好的灵活性，可根据项目需要采用单机、双机、集群等方式适应各种系统规模。

5）监控系统应具有良好的适配性，应能同时支持对光伏、风电、储能设备的统一监控、能量管理、协调控制。

1.8 易用性

1）监控系统应采用图模库一体化技术，方便系统维护人员画图、建模、建库，图模库一次生成，并保证三者数据的同步性和一致性。

2）需对用户提供系统编译运行环境，以保证在软件修改和新模块增加时用户能独立生成可运行的完整系统。

3）须提供完整的技术资料（至少包括用户使用、维护及版本更新等相关手册以及第三方提供的技术资料）。

4）操作应提供在线帮助功能，系统维护应具有流程和向导功能。

5）应具备简便、易用的维护诊断工具，使系统维护人员可以迅速、准确地确定异常和故障发生的位置和原因。

6）人机交互界面需根据项目单位要求予以执行，包括但不限于：界面上配有项目单位Logo，页面风格、展示内容及页面布局可根据项目单位要求进行修改。

2 系统软件结构

储能电站监控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，其中：

1）操作系统根据硬件平台选用凝思、麒麟等国产操作系统。

2）支撑平台为各种应用功能的实现提供通用的支撑服务。

3）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。

4）应用功能包括数据采集、SCADA、有功功率控制、无功电压控制、事件及报警处理、事件记录和反演等功能。

5）高级应用功能包括高级应用功能包括电池数据分析、健康诊断、能耗分析、智能运维、高级控制。

6）系统采用C/S、B/S混合架构，客户端可支持客户端模式访问，亦可支持Web发布。

3 系统硬件结构

储能电站监控系统采用双机双网结构，主要硬件设备采用冗余配置，避免单点硬件故障导致系统瘫痪。典型的系统配置包括：独立的数据采集网段和通信网段，主网采用双网结构。

网络数据传输设备

网络数据传输设备包括采集交换机、通信交换机和主网络交换机，网络采用冗余交换式以太网结构。网络交换速率采用100M/1000M自适应。网络结构满足以下要求：1）单网故障或单点网络故障不影响系统功能运行。2）主网络交换机可具有SNMP网络管理协议，可以对交换机进行在线监视和控制，如端口运行工况、网络流量等。

3.2 数据服务器

数据服务器由两台服务器组成。数据服务器一方面运行国产数据库管理系统；另一方面承担数据处理、数据存贮、数据分析、数据分发、数据检索、双服务器之间数据同步功能。两台数据服务器采用主备热备用工作机制，可以实现无扰动自动/手动切换，在切换过程中应保证数据不丢失。

3.4 人机交互工作站

人机交互工作站选用主流图形工作站，可根据需要配置单屏或多屏显示器，并具有多媒体功能。主要人机工作站有：监控工作站、维护工作站等。

1）监控工作站：完成对储能电站的实时监视、分析和控制功能。

2）维护工作站：进行系统的数据库录入、画面编辑、报表制作与打印以及系统性能调整工作。

4 支撑平台

支撑平台位于操作系统与应用功能之间，实现对所有应用功能的全面、通用服务和支撑，为应用功能的一体化集成提供平台。

支撑平台应提供以下通用服务：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。

支撑平台应提供标准的服务访问或编程接口，支持用户新应用软件的开发以及第三方软件的集成。

4.1 系统运行要求

1）操作系统：选用国产主流操作系统，并应及时安装相应系统补丁，确保上层应用软件的稳定可靠运行。

2）商用数据库：选用主流国产数据库管理系统。

3）其他工具软件：在系统相应的节点上应根据实际需求安装C/C++/Java编译和运行环境。第三方软件的安装必须考虑与操作系统和应用软件的兼容性，并具有合法的使用授权。

4.2 支撑平台

1）网络数据传输：网络数据传输应采用动态平衡双网技术，对底层网络数据传输进行封装，实现服务器和工作站各个节点之间透明的网络数据传输，同时可以监视网络流量、网络传输异常，并自动进行告警。具体应满足以下要求：

a）网络数据传输应采用TCP/IP协议的分布式网络管理软件，可与各种网络设备相匹配。

b）网络数据传输应提供标准的应用程序接口，上层应用功能和用户开发的软件均通过此接口实现进程之间的透明网络通信。

c）网络数据传输应能支持单网、双网或单双网混合。

d）网络数据传输应采用动态双网平衡分流技术，正常工作时采用两个网段同时进行数据传输，异常情况下则通过动态网络路径管理将两种流量合并。

e）网络数据传输应能监视网络上所有节点的网络通信状态，自动监视和统计网络流量，自动诊断交换机故障和节点网卡故障，并具有网络异常和网卡故障告警功能。

2）实时数据处理：实时数据处理应采用分布式结构，并借鉴IEC61970 CIM数据模型，实现高效的实时数据处理、存取和管理。具体应满足以下要求：

a）应面向电力设备和网络，借鉴IEC 61970 CIM模型建立系统数据模型；

b）支持分布式的实时数据库管理；

c）支持多应用：前置、SCADA、EMS、电池数据分析等；

d）实时数据库提供各种访问接口，包括本地接口与网络接口；

e）应提供简便易用的基于CIM模型思想的实时数据库浏览、录入和维护的图形界面，所有的修改操作都有历史记录，以备查询。

3）历史数据处理：历史数据处理主要用于实现系统与商用数据库的交互，实现各种数据在商用数据库中的存贮与管理。应满足以下功能：

a）系统应提供访问历史数据库的接口和相关数据操作工具包，进行历史数据的查询和处理；

b）对商用数据库的访问应按照三层结构（客户-服务进程-商用数据库），客户进程不能直接访问数据服务器上的商用数据库，必须通过部署在数据服务器上的服务进程实现对商用数据库的访问；

c）商用数据库中的历史数据类型应至少包括下列内容：量测数据、统计计算数据、状态数据、事件/告警信息、SOE信息、事故追忆数据、趋势数据及曲线、预测数据、计划数据、应用软件计算结果断面、其它数据；

d）可灵活定义商用数据库历史采样数据的时间周期；

e）数据的保存：所有采样数据、事件、告警等信息；

f）应提供简单方便易操作的数据库备份和恢复工具，能按照表空间进行数据的备份和还原；能方便地在两个商用数据库之间进行数据库中的数据及结构比较功能；提供灵活方便的数据库维护工具；

g）具有灵活的历史数据统计、分析、处理和显示功能，具有灵活的查询和分析功能；

h）应具有商用数据库故障隔离与告警功能；

i）应具有实现对各种历史事件告警数据的查询功能；

j）商用数据库应具备以下告警功能：商用数据库异常告警，数据库磁盘空间告警，表空间告警，表记录最大个数告警，数据库状态告警。

4）图形界面：图形界面主要采用图模库一体化技术以及多应用数据切换技术，实现矢量化、多平面、多层次的一体化图形系统。主要的功能包括图形编辑、图元编辑、间隔编辑、图形浏览功能。

系统的人机界面应采用面向对象技术，采用图模库一体化技术，建立多层次矢量化无级缩放图形系统，生成单线图的同时，自动建立网络模型和网络库。需具备全图形人机界面，画面可以显示来自不同分布服务器节点的数据。系统的所有应用均应采用统一的人机界面。提供方便、灵活的显示和操作手段以及统一的风格。

a）具有灵活易操作的图形用户界面和世界图功能；

b）系统应提供灵活、方便和丰富的图形编辑功能，可以利用系统自备的图元与用户编辑的图元，自主地定制各种接线图、目录、曲线等；

c）系统应支持图形模板技术对同类型间隔仅绘制同一幅页面，在运行时，根据用户选择不同间隔图形系统自动识别并显示被选间隔下的数据内容；

d）提供图形服务的在线更新功能，支持在运行过程中在线对人机界面及图元进行编辑/修改；

f）提供子图的编辑和保存功能：对于系统中各种典型的间隔，可以预先在图形编辑器中编辑生成，保存为子图，作为一个整体直接加入一次接线图进行编辑；

g）提供图形模板的编辑、生成和浏览功能；

h）快速建设设备图元之间的拓扑关系，快速实现设备图元与数据库之间的关联关系；

i）自动检查和校核图形上连接关系的正确性，实现拓扑关系自动入库，自动生成设备的标注和测点。

5）报表服务：报表服务器应具有报表定义编辑、显示、存储、打印等功能，具有便于制作电力系统报表的数据定义功能。

a）可灵活定义和生成时报、日报、周报、月报、季报及年报等；

b）报表的生成时间、内容、格式和打印时间可由用户定义。

6）权限管理

a）按照功能、角色、用户、组和属性来构建权限体系；

b）系统管理员缺省情况下不具有遥控权限；

c）可以灵活定义责任区，建立责任区、人员、机器之间的关联关系。

7）告警

a）能够灵活处理电力系统事故或计算机系统故障时系统产生告警信息源；

b）具有灵活的告警方式组合；

c）当告警原因消除后，该告警显示能够自动撤消；

d）登录告警并由操作员确认；

e）用户可以预先定义告警事件的类别和级别以及选择告警方式，并提供告警信息的分类、统计、检索和历史存储功能，还可根据用户需要调节告警信息的存储量。

5 基本应用功能

监控系统的基本应用功能主要采集、处理、监视、控制储能电站并网点、储能设备等运行信息，具备事件及报警处理、事件记录和反演等功能。

5.1 数据采集功能

储能站数据采集、存储与传输按三级管理模式：间隔层储能单元BMS与PCS对电池模组及单体、辅助设备、交流电器等本地数据进行采集；站控层的数据服务器对BMS、PCS和配电网中的关键数据进行采集与存储；站端向调控端和集控中心按需求上传相关数据。

SCADA数据采集系统完成储能电站数据采集功能。数据采集系统通过与各储能变流器、BMS和就地监测系统的通信实现对储能电站实时运行信息的采集，将其接收到的实时数据通过网络点对点通信方式写入到系统的实时数据库中去。数据采集系统同时接收储能电站功率控制命令，通过向各储能变流器下达控制命令实现对储能电站功率的调控功能。数据采集系统在储能电站监控系统中处于非常关键的地位，要求其必须具有高度的可靠性和强大的信息处理能力。针对不同监控对象的具体数据采集功能如下：

1）储能站并网点数据采集：对储能站并网点的电压、电流、相位、频率、有功功率、无功功率、功率因数、有功电量、无功电量等遥测信号，以及开关状态、事故信号、异常信号等遥信信号进行采集。

2）储能变流器的数据采集：对变流器的电压、电流、温度等遥测信号，以及开关状态、事故信号、异常信号等遥信信号进行采集。

3）储能元件的数据采集：对储能元件运行状态参数进行采集，至少包括电压、电流、荷电状态、电池与空调温度等遥测信号，以及开关和冷却风扇状态、事故信号、异常信号等遥信信号。

4）站用电分项计量的数据采集：对电池舱与PCS舱内的主要负荷分项计量，监测、收集储能站内各子系统的能耗，建立能耗与设备状态、运行工况、气候条件等可调节参数之间的合理模型，在保障设备、系统可靠的基础上，形成有效的手动/自动控制策略，从而降低整体能耗。

5.2 SCADA功能

系统SCADA功能主要是将前置系统采集的各类数据进行处理，并进行计算和统计，将其结果显示、打印和保存，实现对电网运行状态的实时监视，实现对各类事件、事故的分析。

1）数据采集

a）模拟量：包括有功功率、无功功率、电流、电压、频率、温度及其它测量值。可设定每个模拟量的限值范围，仅把超过限值具备变化的值发送给控制系统，每个模拟量的限值范围可在工作站通过人机界面设定。

b）状态量：包括断路器位置、事故跳闸总信号、预告信号、刀闸位置、有载调压变压器抽头位置、PCS工作状态、事件顺序记录、RTU状态信号、系统各工作站状态信号等。

c）脉冲量：包括各厂站RTU脉冲电度量等。

2）数据处理

a）模拟量处理

① 每个模拟量可根据不同的时间或其他条件设置多组限值，系统应提供方便的界面让用户手动进行限值的切换。

② 允许人工设置数据，MMI上的画面数据需用颜色区分并提供列表。

③ 自动统计记录任意采样模拟量的极值及其发生时间，自动统计记录任意采样模拟量每日的电度量，并作为历史数据供查阅和再加工。

④ 对于不同数据，包括未被初始化的数据、可疑数据、不刷新数据及不可用数据及人工置数数据都需有不同质量标志。

b）状态量处理

状态量包括开关量和多状态的数字量。系统对状态量的处理应采用“遥信变位+周期刷新”的信息传送机制，以保证相关信息能快速准确的传送至后台。

① 状态量的极性处理：状态量的极性统一规定为“1”表示合闸状态，“0”表示分闸状态，并可进行反极性修改和处理。

② 状态量根据不同的性质发出不同的报警，并进入不同的分类栏。

③ 状态量的事故判别：根据事故总信号或保护信号与开关变位，并结合相关遥测量（归零，时延由用户设定）判断事故跳闸。

④ 状态量操作，对状态量的操作分为：

Ø 封锁（人工设置）指定遥信的合/分状态，封锁后可有颜色变化。

Ø 解除/封锁指定遥信的合/分状态。

Ø 抑制/恢复告警。

⑤ 其他处理

Ø 对于可疑信号在数据库中应标明身份，并在人机界面（MMI）上显示。

Ø 正确区分事故跳闸和人工分闸，并给出不同的报警。

c）计划值

① 计划值的数据来源既可以是人工输入，亦可从其它应用软件中生成的文本文件中自动获取。

② 计划值的时段应支持每天24、48、96、288点等不同粗细程度，可由用户选择。

③ 实时值与计划值按照要求，应采用图形、曲线、表格等方式进行实时比较，并可参与统计和计算。

d）数据质量标志

对所有遥测量和计算量配置数据质量码，以反映数据的可靠程度。数据质量码列表如下。所显示括号内的字母为可在画面和报告中与相应数据(包括颜色，颜色可人工定义)一起显示的数据质量标志：

① 正常：在最后一次应答中成功采集到的数据。

② 工况退出：RTU退出而导致数据不再刷新。

③ 未初始化的数据：该数据点值尚未采集、被计算或是被人工输入。

④ 计算数据：由其它数据点经公式计算得到的数据。

⑤ 可疑数据：量测与电气拓扑不符。

⑥ 不变化：该数据长时间不变化。

⑦ 坏数据：旁路代异常。

⑧ 越限：量测超过给定的限值范围，包括越上限、越下限等。

⑨ 人工置数：该数据显示的数据值为人工置数值。

⑩ 用户可定义的标志：来源于用户公式计算结果所代表的状态。

3）计算与统计

系统应提供强大的脚本及编译器功能，用于实现：计算、统计、检索、以及考核等功能。计算功能应支持多态多应用，同一公式中可支持任何应用的数据计算。采样记录的计算结果应与公式分量完全吻合，对于有分公式的公式计算应考虑先后优先级。

a）派生计算量

对所采集的所有量包括计算量能进行综合计算，以派生出新的模拟量、状态量、计算量，计算量能像采集量一样进行数据库定义、处理、存档和计算等。

b）计算公式定义

应支持加、减、乘、除、三角、对数、绝对值、日期时间等常用算术和函数运算，无限制的逻辑和条件判断运算，时序运算，触发运算，时段运算以及引用对象状态运算等。系统应提供方便、友好的界面供用户离线和在线定义计算量和计算公式。公式定义完毕应能以自动/手动两种方式校验公式正确性和优先级，并给出相关告警。

c）常用的标准计算

为免去用户输入大批量相同类型的公式，系统应提供常用的标准计算公式供用户选择使用。包括但不限于：

① 电压。

② 周波及电压合格率计算。

③ 最大值、最小值、最大值出现时间、最小值出现时间、平均值统计。

④ 负荷率计算。

⑤ 总加计算。

⑥ 有载调压变压器档位计算（包括BCD码或其他方式档位计算）。

⑦ 负荷超欠值计算。

⑧ 功率因素计算。

⑨ 平衡率计算。

⑩ 电流有效值计算。

d）统计计算及考核功能

可根据电网目前的频率、电压考核要求，对电压、频率等用户指定的各类分量进行考核统计计算并提供灵活、方便的界面。

e）能在线修改某计算量的分量及计算公式，并能在线增加计算点。

4）人机界面

人机界面采用统一的风格，应遵循实用、方便、简洁、友好的原则。

a）画面类型

包括厂站接线图、充放电潮流图、PCS状态图、电池堆状态图、负荷曲线图、负荷分布图，频率曲线图、其它曲线图(有功、无功、电压、电流、实时/历史)、电压棒图、电压监视、电压曲线、动态饼图、电池温度、电站充放电功率、系统图、全网系统图、地理位置图、系统配置图、系统工况图、主机资源图(CPU负荷、磁盘使用率等)、通道工况图、远动通道、通道监视、保护信息监视、电网概况、通信录、实时事项弹出、用户自定义各类画面等。

b）显示内容

① 包括遥测、遥信(开关、刀闸、保护信号、变压器挡位信号等)、电度量、频率、系统实时或置入的数据和状态、计算处理量(功率总加，计划负荷与实际负荷的差值、功率因数)、时间等。

② 实时数据库所有对象的任何字段均可上画面显示，如：越限值，对象名，开关跳闸次数，主机CPU负荷，主机磁盘占用率，网络状态，通道状态及用户增加的任何字段。

c）图素类型

① 各种静态图素。

② 常用电力对象图元可自定义：YC，YX，潮流等；YC量显示位数可定义。

③ 开放式动态图素设计：系统支持的每一种静态图素或图片，都可由用户设计为动态图素。

④ 动态图素可按用户的设计以颜色，大小、位置，旋转角度，改换图片，改换字串等多种方式表达动态数据的值。

d）画面操作

① 调图方式有热点、菜单、图名三种。

② 支持画面漫游、无级缩放、分层显示。

③ 直接调阅画面上所显示的电气设备的参数。

④ 除已制作的报表、曲线外，可选择任意时段的数据集合，以报表、曲线或其组合的方式显示。

⑤ 各显示器可显示不同的画面。

⑥ 可以在线进行报表数据修改。

⑦ 可以在线修改实时数据库和历史数据库。

⑧ 操作员执行的所有操作都严格受到权限的控制，没有相应操作权限的操作员无法执行相应的操作。

5）事件顺序记录（SOE）

a）系统以毫秒级精度记录主要断路器和保护信号的状态、动作顺序及动作时间，形成动作顺序表。遥信变位应记录数据来源。

b）应能按照厂站、间隔、设备等对SOE进行检索和查询。

c）应至少包括日期、时间、厂站名、事件内容和设备名，主站系统按照设备动作的时间顺序，将SOE记录保存到历史数据库中。

d）应可以显示和根据选择打印输出。

6）事件及报警处理

报警处理用于引起调度员、运行人员和系统维护人员注意的报警事件处理，包括电网运行状态发生变化、未来系统的预测、设备监视与控制、调度员的操作记录等发生所有报警事件处理及系统本身运行状况的提示等。根据不同的需要，报警应分为不同的类型，并提供画面、音响、语音等多种报警方式。用户对报警方式、限值等随时可以在线修改。系统应提供灵活、方便的手段定义报警的发生和报警引发的后续时间，并能控制报警的流向与时段。应支持报警分类定义，如系统级、电网运行级、进程管理级等分类定义。

a）事件定义

事件是由数据库中的某些量的特征变化、应用程序的某些过程、系统设备状况变化或是用户操作引起，包括：

① 状态量的状态变化。

② 模拟量越限及恢复。

③ 与厂站RTU或综自系统及省调系统之间的通信故障或误码率高。

④ 自动化系统自身运行过程中的故障、异常及资源使用超限等，如网络中断、进程退出、CPU负荷过高、硬盘容量不足等。

⑤ 由某应用程序产生的报警信息。

⑥ 用户的操作信息。

b）报警处理

① 当检测出一个报警后，应产生下列动作：

Ø 产生报警的点或应用所在的工作站上产生一个音响报警，厂站接线图、事件报警表等上的对应报警点(状态图符或数据值)应闪烁。

Ø 在相应的报警一览画面中产生一个条目，在报警和事件文件中产生一个条目。

Ø 报警时能按照指定MMI、多窗口自动推出画面（可定义）。

Ø 提供报警总表，用它记录未被确认和已经确认的报警信息，这些报警信息应包括报警点名称、报警内容、报警时间及确认状态，并按照时间顺序排列。用户可以按照时间、厂站、元件、级别等进行分类查询。

Ø 可通过厂站的报警，访问相应的单线图。

② 报警屏蔽及解除

监控人员应能屏蔽对任何设备的报警处理。当一个设备处于报警屏蔽状态，该设备将按常规处理，模拟量将继续按相应的极限范围显示颜色或其它特性，但不再进行报警处理。报警的屏蔽与屏蔽解除应能在任何显示报警量的画面上通过人机会话方式进行操作。

③ 报警语音信息

系统应能记录一组语音信息，并为指定点的指定报警状态播放语音信息，系统应支持录制的至少1000条不同的语音信息，同时应能支持根据文字信息自动播放语音的功能。在赋予了包含某个报警点的职责范围的工作站上，当检测出该报警点的报警状态符合语音报警要求，则与该报状态有关的语音报警信息在该工作站上播放。调度员应能请求播放语音测试信息，并能调整在其工作站上播放语音信息的音量。

④ 报警确认

调度员应能在其职责范围内对报警进行人工确认。应能在厂站单线图画面、报警一览画面及厂站报警消息列表上用鼠标或键盘选择单个、一组或全部报警，并对其进行确认。

⑤ 报警历史记录

告警信息应自动保存到历史数据库，按年、月、日、时、分、秒的时间顺序排列，事故信息时间需精确到毫秒。

提供告警信息的检索工具，可按照时间、厂站、对象等进行检索、显示、打印和保存报警信息。该检索工具应提供模板定制功能，可按实际使用时的需求定制多种查询模板，以简化查询操作步骤。

⑥ 调试工作站解除告警屏蔽

对于调试工作站的问题，其实现方式是在相关界面上提供按钮以切换正常工作模式与调试模式，可由用户在必要时将某工作站切到调试状态，此时能够看到在别的工作站上被屏蔽的告警信息。

⑦ 系统应具备时段报警功能。

7）事故追忆及事故反演PDR

应具备全部采集数据（模拟量、开关量、保护信息等）的追忆能力，完整、准确地记录和保存电网的事故状态。

为了正确反映事故发生时的电网模型、接线方式，系统应具有对于电网模型及图形的CASE保存和管理功能。系统应支持自定义存储条件和方式。

a）PDR主要功能

① 系统应自动保存至少25小时以内的动态数据变化信息，以备人工触发PDR记录时所需，超过25小时的动态数据变化信息自动删除。

② 系统应采用大容量的商用数据库存储管理PDR数据，每个PDR记录包括触发事件发生前后一段时间的全部数据动态变化过程，时间段可调。

③ PDR由定义的事故源起动，也可在事故发生后24小时内，由人工触发PDR记录，人工触发PDR记录必须输入起始时间和结束时间。

④ 事故源可由用户定义，其类型可以为：

Ø 开关量的变位加事故总信号动作

Ø 开关量的变位加相关保护信号动作

Ø 开关量的变位

Ø 频率、电压及其他数据越限

Ø 用户指定的其他事故源定义方式

⑤ PDR能将所有相关数据集按正常扫描周期存储，数据全部存在数据库中。

⑥ PDR具备激发多重事故记录功能（即允许记录时间部分重叠），记录多重事故时存储周期顺延。

⑦ 提供PDR事故记录管理功能，提供记录删除、导出、导入等功能。

⑧ 制定起始、终止时间，可以自动播放25小时内断面信息。

b）重演功能

① 在调入匹配的电网模型并装入起始数据断面后，根据进度控制重演当时的动态数据变化过程。

② 可以单线图、网络图、方框图、图表等方式重演PDR数据。重演时具有事故发生时的所有特征如报警、静态图等。

③ 可以通过任意一台工作站启动事故重演，允许其它多台工作站观看该重演过程，应具有同时进行多个事故重演功能。

④ 在观看重演画面时，系统自动按PDR发生时间调出相匹配的图形以正确反映当时的电网情况。

⑤ 工作站在观看重演画面时，应不影响其他功能的执行。

⑥ 系统应提供专门的播放器，实现重演控制画面功能，可以随时正常、快进、单步（时间间隔可调）、暂停、截屏正在进行的事故重演，可以再继续进行，并提供回退功能。

8）控制与调节功能

a）控制和调节内容包括：断路器开/合、调节变压器抽头、设定值控制、间隔内程序化控制定义、厂站间控制序列预定义、无功补偿装置投切及调节、温控设备的远方开/合和温度设定。

b）实现对不同监控系统设备进行控制。

c）能根据运行人员输入的命令实现断路器、隔离开关、保护装置复归、主变分接头、温控等设备的操作。

d）支持操作员自定义控制任务。系统提供全图形的交互方式使操作员能方便地定义、生成、存储或修改一个包含若干控制步骤的控制任务，当操作员触发、条件满足等情况下系统可自动执行自定义控制任务。自定义控制任务主要包括：

① 序列控制。操作员预先定义和生成的一组控制命令，一次提交后，按照定义的序列依次执行，也可以选择分步执行。

② 条件控制。系统可人工设置控制启动的条件，如状态量变位、模拟量越限、事件驱动等，当条件满足时，自动发出命令。

③ 定时控制。操作员预先定义并生成一组控制命令，制定定时启动时间与启动周期，当运行时间到指定时间时将自动启动该控制任务。

9）时间同步

储能电站监控系统设备应从站内时间同步系统获得授时（对时）信号，保证I/O数据采集单元的时间同步达到1ms精度要求。当时钟失去同步时，应自动告警并记录事件。储能电站监控与能量管理系统站控层设备优先采用NTP对时方式，间隔层设备的对时接口优先选用IRIG-B或NTP对时方式。

10）智能告警

a）遥测数据告警

① 提供遥测越限延时（可调）处理功能，在延迟时间内应不报越限、一旦过时间即刻报警。

② 支持通过配置报警推页面文件或者报警语音文件来确定遥测是否越限。

③ 支持双前置数据校核报警，遥测采集的数据会根据配置点号的先后顺序进行采集和处理,若两个测点的差值超过双量测差额告警定值，则会产生报警信息。

④ 提供跳变数据处理功能，当数据的变化率在一定时间范围内始终超过阈值，则认为该数据发生跳变或震荡，系统发送报警信息。

⑤ 支持多限值类型处理，可配置静态、时段、或曲线限值类型来侦测遥测是否越限，一旦超过限值，则产生相应报警。

⑥ 提供不变数据处理功能，当数据的持续不变时间大于或等于不变值持续时间设定门槛值时，认为死数据时间发生，发出告警信息。

b）遥信数据告警

① 提供遥信变位信号延时（可调）处理功能，在延迟时间内应不报警、一旦过时间即刻报警。

② 支持变化次数超设定报警，如果开关事故跳闸到指定次数或开关事故拉闸到指定次数后，推出相应的报警。

③ 支持未复归时间超设定报警，如果状态未复归的时间超过设定值，推出相应的报警。

④ 提供数据消抖处理功能，在设定的消抖时间内，遥信变位不触发报警信息。

⑤ 提供报警抑制功能，配置报警抑制的遥信的报警信息将不会在界面上显示。

5.3 网络建模

网络建模软件应满足以下功能要求：

1）能定义电力系统中各类元件，包括：储能变流器、发电机、母线、开关、刀闸、变压器、线路、调相机、并联电容器、并联电抗器、高压电抗器、负荷、零阻抗支路、零注入节点等。

2）提供电压模型应能定义各等级电压，能表示电压的额定值、电压考核基值和功率考核基值等。

3）提供定义变压器分接头类型手段。

4）能定义元件的极限值并提供多种极限如高、低限，长、短限。能标识元件越限。

5）提供网络解列描述，对网络子系统（岛）的带电与否等状况进行动态描述。

6）定义和修改数据时执行元件参数合理性检查，并有相应的信息提示。经过校核的数据库保证各个相关应用可用。

7）保证数据输入源的唯一性。

8）提供网络规模定义、修改手段，能容易地修改、扩充网络规模。

9）系统能够以CIM/XML形式将本地区的网络模型传递给其他系统/程序模块使用。

5.4 拓扑分析与着色

1）网络拓扑分析

网络拓扑分析应满足以下功能要求：

a）网络拓扑是网络分析软件的公共模块，既可以作为一个独立应用，也可以作为子进程用于其它各应用中。

b）网络拓扑可以用事件启动（开关、刀闸变位）。

c）能处理任何接线方式，如单母线、双母线、双母线带旁路母线、环形开关接线、倍半开关接线、旁路刀闸等。

d）具备完善的逻辑分析能力，对开关的任意状态能形成正确的母线模型。

e）不仅处理开关状态，也处理网络中元件的状态信息，如线路、储能变流器等的人工切除状态。

f）可以分析处理电气岛（子系统）情况，并确定死岛、活岛状态。

g）确定单端开断的支路（线路或变压器）。

h）确定网络中各元件带电、停电、接地及属于哪一电气岛等状态。

2）网络拓扑着色

网络拓扑着色可根据断路器、开关的实时状态，确定系统中各种电气设备的带电、停电、接地等状态，并将结果在人机界面上用不同的颜色表示出来。

a）不带电的元件统一用一种颜色表示。

b）接地元件统一用一种颜色表示。

c）正常带电的元件根据其不同的电压等级分别用不同的颜色表示。

d）网络拓扑着色可由事件启动，即当电网的运行状态发生改变，导致一部分电气元件和电气设备不带电或恢复带电时，能根据实时数据计算电力系统各设备的带电状态。

5.5 与上级系统的数据交互

遵循GB/T 13730、GB/T 18657、DL/T 451、DL/T 476、DL/T 516、DL/T 634、DL/T 667、DL/T 719、DL/T 860、DL/T 1080等标准的相关要求，具备通信链路管理、规约处理和数据发布功能。提供与上级调度控制系统和其他外部系统间各类数据的采集和交换，满足实时监控与分析、调度计划和调度管理等应用数据需求。

具备错误检测功能，能对接收的数据进行错误条件检查并进行相应处理；通道间可判优自动切换，并产生告警。

与调度间数据交换信息包括：

1）电力系统运行的实时量测，如一次设备（线路、变压器、母线、开关等）的有功、无功、电流、电压值以及主变档位（有载调压分节头档位）等模拟量；开关位置、隔离刀闸、接地刀闸位置、保护硬接点状态以及远方控制投退信号等其他各种开关量和多状态的数字量。

2）保护、安自装置、备自投等二次设备数据。

3）电网一次设备、二次设备状态信息数据。

4）储能站AGC信息，包括储能站当前并网有功、上调有功、下调有功、SOC、AGC调节闭锁、AGC投退状态、AGC运行状态等。

5）储能站AVC信息，包括储能站当前并网无功、高压侧母线电压、上调无功、下调无功、AVC调节闭锁、AVC投退状态、AVC运行状态等。

6）调度控制指令，包括AGC有功调节，AVC电压调节、无功调节，以及设备投退等。

6 储能能量管理

储能电站应实现包含计划跟踪、平滑控制、系统调峰、二次调频、SOC自动维护等为目标的有功功率控制，EMS应实现以调节电压、无功为目标的无功电压控制，进行有功控制、无功电压控制时应该考虑全面的控制闭锁条件判断。

此外还应该包含储能专有分析、预警、运维等高级功能。包括电池数据分析、健康诊断、能耗分析、智能运维高级控制。电池数据分析功能包括数据分析总览、一致性分析、充放电一致性、单体电池画像。健康诊断功能包括储能站诊断、电池系统诊断、充放电诊断、电池健康状态。能耗分析包括用电量统计、能耗指标分析等功率。

6.1 有功功率控制

储能电站有功控制应符合GB/T 36547等相关要求。储能电站有功控制功能由储能电站监控与能量管理系统集成。有功功率控制至少应满足如下功能：

1）计划跟踪

能量管理系统能接受调度下发的日出力计划曲线，控制储能系统充放电功率，使全站联合运行出力跟踪调度日出力计划曲线。计划值的数据来源既可以是人工输入，亦可从其它应用软件中生成的文本文件中自动获取。计划值的时段应支持每天24、48、96、288点等不同粗细程度，可由用户选择。

2）二次调频

二次调频功能主要在电网频率变化时按照一定要求对电网提供有功支撑。储能电站能量管理系统自动接收调度主站下发的有功功率控制目标指令，进行约束条件判断和误差修正后，对PCS有功出力进行闭环调节，使储能电站总有功保持或接近目标值。二次调频功能采用省级调度主站通过电力数据网通信实现，站内能量管理系统二次调频动态响应时间（指令接收至EMS控制命令输出）要求不大于1s；二次调频全过程动态响应时间（调度指令下发至调频控制结果调度端反馈）要求不大于3s。

3）平滑控制

能量管理系统实时监测负荷情况，使出力保持平滑，减少对电网的冲击。

4）系统调峰

调度主站根据负荷情况安排储能电站的运行方式，通过调度计划方式下发储能电站实施系统调峰。在负荷峰时阶段控制电池放电，将负荷控制在合理水平。负荷较低时，选取合适的时段以合适的方式充电。

5）SOC自动维护

储能能量管理系统具备维持储能的剩余容量（SOC）保持在合理范围内，可通过投退功能压板来控制SOC自动维护功能的投入/退出。储能SOC剩余容量大于配置最大允许剩余容量时，停止储能充电，在有功功率控制目标允许的情况下，给储能适度放电。储能SOC剩余容量小于配置最小允许剩余容量时，停止储能放电，在有功功率控制目标允许的情况下，给储能适度充电。SOC值正常范围可设置，系统应包含一键标定SOC功能。

系统应至少支持以下有功功率目标指令：调度计划曲线、实时调度指令、调度备用计划曲线、本地计划曲线、本地遥调指令。能根据调度主站下发的AGC调节指令控制有功功率输出，应具备就地/远方控制模式，在远方模式下接收并执行调度主站下发的有功功率控制目标，在就地模式下支持按计划曲线进行功率控制。

a）应至少支持以下功率分配方案：平均分配，PCS容量等裕度分配、储能剩余容量比例分配。

b）应以设备安全运行优先，保障设备安全运行。

c）应具备功率控制优化功能，在非满功率充放电时，应能优化充放电策略，保证各电池组的均衡性。

6.2 无功电压控制

储能电站监控与能量管理系统应至少支持以下三种控制模式：恒无功控制模式、恒电压控制模式、恒功率因数控制模式。

1）恒无功控制模式

恒无功控制模式下，系统根据设定的无功功率值，监控系统通过闭环调节控制快速功率控制系统输出无功设定，且设定的无功值连续可调。

2）恒电压控制模式

通过闭环控制，使考核点电压维持设定水平的控制模式。参考电压值Uref在运行中应保持不变，直到重新设置。参考电压范围可设置为0.90~1.10额定电压。

3）恒功率因数控制模式

监控系统应能在控制范围内，根据可设置的电网目标点功率因素限值和控制策略，实时监测跟踪电网目标点功率因数变化输出相应无功电流。

监控系统接收并执行调度端下发的电压无功控制目标，根据接入储能的无功能力合理分配无功出力。

储能电站的AVC子站可对储能电站的无功补偿装置和储能变流器无功调节能力进行协调优化控制，正常情况下充分利用储能变流器的无功调节能力，保持动态无功补偿装置的快速无功储备。

储能电站监控与能量管理系统能够自动接收调度主站系统下发的电压控制指令(编码方式)，并通过控制储能电站无功补偿装置或储能变流器无功出力，控制储能电站电压满足控制要求；

储能电站监控与能量管理系统应具备本地控制功能。当子站与调度主站因通信异常、主站停运等原因无法实现在线与调度主站闭环控制时，经AVC子站判断后子站进入本地控制模式（一般设置为连续3个控制周期未收到遥调指令）。本地控制模式应执行调度下发的电压曲线。当子站与调度主站通信恢复正常后，子站能够自动切换为与调度主站闭环控制。

储能电站如采用分组投切/调压式无功补偿方式，则需要考虑补偿装置动作的顺序及次数，并加以平衡；同时应考虑其与储能变流器无功以及动态无功补偿装置无功的协调控制。

在储能电站的无功调节能力不足时，要向调度主站系统发送告警信息。

为了保证在事故情况下储能电站具备快速调节能力，储能电站动态无功补偿装置须采用无功控制模式。动态无功补偿装置在稳态下响应储能电站监控与能量管理系统的无功控制指令，在故障情况下可以自主快速动作（<30ms），消除电压的异常波动。

储能电站监控与能量管理系统应考虑储能电站动态无功补偿装与其他装置的协调。在稳态下如动态无功补偿装置已经发出或吸收较多无功，能够在保证电压平稳的前提下，用储能变流器无功将动态无功补偿装置发出或吸收的无功置换出来，保证在故障情况下动态无功补偿装置可以快速有效动作。

储能电站监控与能量管理系统应支持根据不同的电压/无功控制要求配置不同的多无功源协调控制方法。

储能电站监控与能量管理系统应至少具备以下控制策略：电压优先、无功优先、综合优化、只调无功、只调电压。

6.3 控制异常闭锁

异常闭锁包括储能站级闭锁和设备级闭锁，AGC/AVC功能识别出电网异常或控制错误时采用站级闭锁，停止下发全站控制命令，识别出控制对象异常状态时采用设备级闭锁，停止对异常控制对象下发控制命令，当运行条件恢复时，AGC/AVC功能自动解除相应等级的闭锁。

1）站级闭锁

a）当并网点开关状态、量测数据异常（状态不一致、数据不刷新或偏差大）时，应自动闭锁输出，并给出提示；

b）当与远动装置通信异常时，应自动退出远方闭环控制同时转本地闭环控制，并给出提示，通信恢复后自动恢复远方闭环控制；

c）当收到主站指令超出调节步长或错误指令时，应自动闭锁输出，并给出提示；

d）当收到储能站控制闭锁指令、事故总信号时，应自动退出AGC/AVC，并给出提示，恢复正常后方可再次投入；

e）当各级母线电压超出电压上下限值时，应闭锁越限方向调节无功输出，并给出提示；

f）当各级母线电压超出电压闭锁上下限值时，应闭锁所有方向的无功调节控制，并给出提示。

2）设备级闭锁

a）当设备或汇集线间隔退出运行时，应自动闭锁该间隔或该集电线路下的储能设备；

b）当收到控制对象闭锁信号或人工闭锁时，应闭锁该控制对象，并给出提示；

c）当控制对象未投入AGC/AVC控制功能，应自动闭锁该控制对象，并给出提示；

d）当控制对象有功无功出力超出可调上、下限值，应自动闭锁该控制对象，并给出提示；

e）当与控制对象通信中断，应自动闭锁该控制对象，并给出提示；

f）当控制对象量测数据异常，应自动闭锁该控制对象，并给出提示。

6.4 储能设备状态监控

站内关键设备、组件运行状态纳入监控范围，包含：BMS与PCS相关设备的监控、交流侧开关柜内断路器、隔离开关和接地开关的监控、温控设备远方监控（含温度设定）、电池冷却风扇的监测、消防设备的监控等。设备状态监控关键数据上传至集控中心，并应能在本地长期保存。

6.5 电池数据分析

1）数据分析总

系统应具备对电池数据统计分析并总览展示的功能。展示内容应包括：告警次数统计、电池寿命衰减趋势、一致性总览、预警信息展示、电池系统温度展示等。

2）电池特征参数一致性分析

系统应具备对电池运行周期内各项关键指标一致性分析的功能。分析内容应包括：电压一致性、温度一致性、内阻一致性、容量一致性、SOC一致性、SOH一致性等。

3）充放电一致性

系统应具备对电池充放电过程中各项指标一致性分析的功能。分析内容应包括：最大压差、最大温差、最大SOC差、最大容量差、最大内阻差、最大SOH差等。

4）单体电池画像

系统应具备基于电池单体基本参数信息及实时运行数据，统计分析后对电池进行个性化画像并展示指标变化趋势的功能。展示内容应包括：电池单体信息、单体容量、单体能量、单体放电曲线、剩余循环次数、单体能量密度、运行实时温度等。

6.6 健康诊断功能

1）储能站诊断

系统应能对储能站近期运行总时长进行统计并对健康状态进行总体分数评估，出具诊断报告及诊断建议。

系统应能对储能站重要指标进行展示及分析，包括：压差、温差、能耗、内阻、一致性等。

2）PCS诊断分析

在线分析PCS及回路告警、故障信息：交流电压过高、过低，交流频率过高、过低，直流电压过高、过低，变流器过载、过热、短路，散热器过热、变流器孤岛、DSP故障、通讯失败等。在线分析和告警和保护动作关联的电压、电流、功率、温度等遥测值和SOE记录的关联关系。

根据PCS运行状态和数据的判断，对PCS进行停运维护，紧固接插件、更换故障模块，甚至退出检修。

3）电池系统诊断

系统应能对各电池系统近期运行总时长进行统计并出具诊断报告及诊断建议，对其电池单体健康数据进行立体空间模型比较展示。

系统应能对各电池系统重要指标进行展示及分析，包括：压差、温差、能耗、内阻、一致性等。

4）充放电诊断

系统应能对储能站充放电过程中起始状态和截止状态下的重要指标进行展示和对比，包括：SOC、单体平均电压、单体平均温度、单体最大压差、单体最大温差、可用PCS数等。

系统应能对充放电过程中的电量和时长进行统计，并计算充放电效率和充放电评分；系统应能对不同温度工况下的充放电过程进行对比分析。

5）电池健康状态

系统应能对各电池单体健康状态进行集中统一的监测及可视化展示，健康状态包括：健康、预警、告警。

6.7 能耗分析功能

1）用电量统计

a）系统应能对储能站/储能单元/电池舱分层进行今日/昨日/累计用电量数据统计，并生成用电量趋势图。

b）系统应能对不同用电分类的今日/昨日/累计用电量数据进行统计，分类包括：总控舱、PCS、电池舱、其他。

2）能耗指标分析

系统应能对PCS系统及电池舱中主要负荷分项进行能耗与温度分析，并对PCS系统及电池舱进行耗电排行。

6.8

1）系统应建立标准运维流程，提出运维建议及设备标准化操作信息、操作流程。

2）系统应针对预警结果，排查定位预警问题对应模块，提供实时、历史运行数据及运维数据。

3）系统应对于已识别预警问题，建立识别运维专家库，给出运维建议及维护方法。

7 网络通信

1）监控系统与电池管理系统、变流器通信模块之间应采用双以太网连接，采用基于TCP/IP通信协议。其中，站控层与电池管理系统、变流器通信模块之间的通信协议应采用DL/T 860、DL/T 634.5104等，禁止采用规约转器实现BMS与PCS的接入；站控层与保护测控等其它设备之间通信宜采用DL/T 860、DL/T 634.5104等通信规约；

2）数据通信网关机应通过网络通道与调度端连接，采用DL/T 634.5104规约；

3）与电能计量系统通信规约宜采用DL/T 645；

4）监控系统与接入站内的其它装置优先采用以太网连接；

5）监控系统宜预留与站内其它系统或智能设备通信接口，包括：电能计量系统、电能质量监测系统、视频及环境监控系统、交直流电源系统等。

8 系统技术指标

8.1 系统可靠性

1）遥控正确率 = 100%；

2）遥控动作成功率 ≥ 99.99%；

3）各服务器CPU平均负荷率：正常时（任意30min内）≤30%，故障时（1min平均值）≤ 50%；

4）监控系统网络平均负荷率：正常时（任意30min内）≤30%，故障时（1min平均值）≤ 50%。

8.2 系统实时性

1）遥测信息响应时间（从I/O输入端至站控层显示屏）≤2s；