独立电化学储能有功自动控制系统技术规范

Q/CSG

中国南方电网有限责任公司企业标准

Q/CSG1XXXXXX.1-2021

南方电网独立电化学储能有功自动控制系

统技术规范

（征求意见稿）

2021-XX-XX发布2021-XX-XX实施

中国南方电网有限责任公司发布

Q/CSGIXXXXXX.1-2021

目次

前言.......................................................................................1

1范围.......................................................................................2

2规范性引用文件............................................................................2

3术语和定义................................................................................2

4总体要求..................................................................................4

5主站.......................................................................................4

6子站.......................................................................................8

附录A.............................................................................................................................................................................11

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刖5

本文件按照GB/T1.1-2020给出的规则起草。

为贯彻落实公司体系化、规范化、指标化目标，完善调度自动化专业标准体系，适应南方电网电化

学储能有功自动控制系统技术发展的需要，指导储能电站电站AGC系统设计、调试及运行，参照国家、

行业、南方电网现有的有关标准、规程、规定的要求，结合南方电网各省（区）在储能AGC建设和运

行中实际情况，特制定本规范。

请注意木文件的某些内容可能涉及专利，木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电力调度控制中心提出、编制并负责解释。

本文件由中国南方电网有限责任公司标准化部归口管理。

本文件主编单位：

本文件主要起草人：

本文件为首次发布。

本文件在执行过程中的意见或建议反馈至中国南方电网电力调度控制中心（广东省广州市黄埔区科

翔路11号南网科研基地,510663）o

南方电网独立电化学储能有功自动控制系统技术规范

1范围

本规范规定了南方电网独立电化学储能有功自动控制系统总体要求以及储能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。

木规范适用于接入10kV及以上电压等级且签订并网调度协议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，其他类型、规模等级的储能电站可参照执行。

2规范性引用文件

下列文件中的条款通过本规范的引用而构成为本规范的条款。凡是注日期的引用文件，仅所注日期

的版本适川于本规范。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本规范。

GB413729-2002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

GBAT36547电化学储能系统接入电网技术规定

GB/T36549-20I8电化学储能电站运行指标及评价

GB/T22239网络安全等级保护基本要求

GB/T36572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/T5OO3-2OO5电力系统调度自动化设计技术规程

DUT634.5.101-2002远动设备及系统第5部分传输规约第101篇基本远动任务配

套标准

DIVT634.5.104-2002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/CSG1204005.21-2014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中国南方电网电力监挖系统模块网络安全通用技术条件

Q/CSG1203033南方电网自动发电控制（AGC）技术规范

3术语和定义

以下术语和定义适用于本规范。

3.1

电化学储能有功控制EIectrochemicaIEnergyStorageAutomaticGenerationControl

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，以维持电力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、储能电站远程终端设备或计算机监控系统、储能电站协调控制

器或中央控制器、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”。

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3.2

储能AGC主站AGOMasterStationofEnergyStorage

指部署在调度端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AGOSubstationofEnergyStorage

指部署在储能电站站端的控制装置及软件，用于接收、执行主站下发的有功控制指令，也可进行场

站内有功控制决策完成就地控制，并向主站回馈信息。以下简称子站。

3.4

区域控制偏差AreaControIError(ACE)

反映电力系统频率和联络线交换功率偏离基准(计划)的程度、体现有功功率供需平衡关系的计算

值。

3.5

负荷频率控制LoadFrequencyControI(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

给受控发电机组或储能电站，通过远程调节发电机组或储能电站的有功功率，力图使区域内发电和负荷

保持平衡。

3.6

区域总调节功率AreaTotoIAdjustPower

主站为平衡控制区域内的有功功率，所计算得到的总的调节功率，该功率是主站给各控制机组或储

能电站分配调节量的依据。

3.7

控制区域ControlArea

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StateofCharge(SOC)

指蓄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BatteryManagementSystem(BMS)

负责监视蓄电池的状态(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SupervisionControlandDataAcquisitionSystemofElectrochemical

EnergyStorageSystem

利用计算机对电化学储能电站内的电化学储能系统、电化学储能单元、升压站等运行过程进行实时

监视、控制的系统。

3.11

储能变流器PowerConversionSystem(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。

3.12

储能协调控制系统PowerManagementSystem(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

4总体要求

4.1系统构成

储能有功功率自动控制系统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

计算储能场站的有功调节指令，并下发至子站执行。了•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。

h）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（0S2）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。

0储能AGC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

系统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。

系统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、恶意调节等情况卜.，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。

系统横向、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（或厂站恻）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

主站应该包括以下基本功能：负荷频率控制、LFC性能监视、储能电站计戈IJ,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。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，保证控制安全。

e）应该对下发的控制指令进行安全校核。

0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OCS系统中，能够按照GB/T30149规定的描述规范，从OCS系统中获得电网

模型，并生成相应的储能AGC自动控制模型。

523主站应遵循DL/T1456规定，从OCS系统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OCS系统中，并由OCS系统前置

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。

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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、最大充/放电功率、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；

h）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、最大充/放电功率、荷电状态等；

d）子站控制死区、最大调节步长。

5.3.3有功实时控制

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日却控制功能投

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主站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位置判断子站处于离线状态，不下发任何

指令。

5.5.2手动模式（MANU）

主站人工手动控制模式.

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，此时主站卜发出力跟随指令给子站，进行出力同步,

保证子站投入时无功率波动。

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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。若在规定时间内数据恢复正常后能自动

恢复到暂停前的控制模式，否则自动转至就地模式。

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储能控制对象出力目标值。

5.5.7频率调节模式（AUTOR）

根据实时调频需求和控制模式计算储能控制对象出力目标值,

5.6控制策略

主站控制区域应能保证足够的调节备用容量和事故备压容量，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。

主站应具备与常规AGC协调控制以及独立控制的能力。

5.6.1与常规AGC的协调控制功能

当主站与常规AGC协调控制时，控制逻辑如下：

a）主站应能将控制区域内储能电站发电实时总出力、总可调节的有功上下限等数据送至常规

AGCo

b）常规AGC根据控制区域调频、调峰或备用的需求，按照•定的分配策略给主站转发需承担的有

功功率调节信息；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，完成控制区域调频、调峰、备用和断面控制的要求。

5.6.2区域总调节功率

当主站独立控制时，区域总调节功率的计算方法由电网区域的控制H标决定，应至少具备以下三种

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，主站根据频率变化率计算区域总调节功率，实时调节储

能电站的有功功率。

0安全约束控制方式：如果控制区域的联络线走廊、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

主站至少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，避免SOC过低或过高。

c）综合可调容量和可调电量分配。

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：

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，

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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。

0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，当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

对应控制时象。

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

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C通常电网频率必须采用多源校核C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

主站在下发控制指令之前，应进行一系列校验，以保证子站运行的安全性，应至少支持以下校验内

容：

a）控制死区校验。当分配给子站的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子站。

b）充放电闭锁校验。当了•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。校核控制指令是否满足子站最大充/放电功率约束或禁止运行区内，并且指令

离限值距离应大于控制死区。

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，应暂停该子站控制。

5.9安全策略

当电网或子站运行异常时，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。当运行工况恢兔至正常运行条件、自动或人工解锁，恢及正常控制。自动恢发之后的初始

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、上级控

制系统控制指令等）异常；

b）电M发生事故或异常，比如低频振荡、系统频率越限值等。

5.9.2场站级安全策略

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电站的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。

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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I6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%o

5.11.4主站历史数据存储时间

存储时间应不小于3年八

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，能够满

足参与电力系统调频、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应按照公共连按点配置子站，一个公共连接点配置一套子站，控制范围包括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。

622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、优化协调和闭环控制。

6.2.3了•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)o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。

625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。

6.2.6PMS与PCS应通过间隔层网络通信，实现功率快速协调控制，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⑼络实现对全站信息的

监控，可采用IEC-61850、IEC60870-5-104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，

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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、自恢药功能。

0采用计算机监控系统的子站应通过RTU采用国际标准通信规约（如IEC60870-5-10KIEC

60870-5-104）与主站通信八

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通信廷时应小于5ms,以实现储能系统的快速功

率控制。

0PMS具备多个功率点数据实时采集功能，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，了•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）o其控制权由现场就地人工控制，不具备调度远方自动控

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

只有子站满足以卜.所有条件，子站才能被调度远方控制，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）子站最大充/放电功率限值合理。

e）子站有功值没有出现跳变的情况。

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0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卜10s。

c）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验主站AGC指令和人工输入指令功能，校验内容包括：指令目标是否

超出子站最大充/放电功率限制等安全范围；指令目标与实际出力的差值（调节步长）是否超

出限定幅值门槛。防止由于接收借误指令造成误调节。

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子站的最大调节步长

时，将导致储能出力的快速减少和增加，危及电网安全。

d）子站送给调度的全站最大充/放电功率限值应进行正确性校验，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的子站由于某种原囚暂时不能充（放）电时，子站应该向主站」一送“充（放）闭锁”

遥信，并直接将上送主站的“最大充/放电功率”遥测设为0,提示主站不要发出不合适的调节

指令。

0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，应该具备预防第二天曲线为空或在o点出现误调现象的措

施。

h）子站应该具备当站内关键信息出错退AGC的保护功能，如当储能单元出力出错时退出储能

AGCo

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下发的每个环节必须有可靠的防误措施保证控制安全。

1）子站应校核全站最大充/放电功率的正确性，如果最大放电功率小于全站实际出力超过设定的

门槛时，AGC功能应该退出。最大充电功率同理校核。

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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

站内BMS上送PCS应包括但不限于以下数据:

名称备注

储能单元电池直流电压

储能单元电池总电流

遥测储能单元电池充电电流限值

储能单元电池放电电流限值

储能单元电池总荷电状态

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储能单元电池故障

储能单元电池告警

遥信

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

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

遥测各储能单元充电功率限值

各储能单元放电功率限值

各储能单元无功功率限值

各储能单元额定功率

各储能单元控制投退状态1投入、。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

各储能的元待机状态

遥信

各储能单元运行状态

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

有功设定值

无功设定值

遥调

启机、停机、待机、离网模

状态设定值

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

名称单位备注

类型

子站当地频率Hz通常为升压站母线频率

子站并网点有功功率，主站与子站控制采用数

子站有功功率MW

据源须一致。

总荷电状态(SOC)%全站下属荷电状态加权和

遥测全站出力可调范围最小值，为全站储能单元充

最大充电功率限值MW电功率限值的代数和，应考虑电池SOC、温度

等因素对充电功率的影响。

全站出力可调范围最大值，为全站储能单元放

最大放电功率限值MW