解决方案

电厂侧储能系统网络安全防护

• 2024-07-15
• 艾优花 18701997565

关键词：电厂侧储能；电力监控系统；网络安全防护；二次安全防护；等级保护

0 引言 

  在当前国家碳达峰碳中和目标指引下，为构建 新型能源与电力系统，需要新建大量电厂侧储能系 统。目前电厂侧储能系统发展的主要应用模式是联合发电机组参与电力调频辅助服务，增大电网调频 容量，从而提高可再生能源消纳能力。

       电厂侧储能 系统在接入电网后，将作为电力系统直接或间接调 度对象，因此，新增储能监控系统与电厂原有生产监 控系统以及电网调度系统在控制回路上产生大量交 汇，打破原有防护边界，引发电力监控系统网络安全 防护问题，这些新产生的问题应该在设计电厂侧储能监控系统时严格按照网络安全防护规则予以防范 化解。当前电力行业暂未出台电厂侧储能监控系统 相关的设计规范，对其网络安全防护设计的细节要 求存在理论空白点。部分先期投运的电厂侧储能项 目，因为其储能系统设计单位未考虑电力监控系统 防护要求，打破了电厂原有网络安全防护措施，一经 投运即面临技改。 电厂侧储能监控系统网络安全防护的设计重点 是确保新增储能监控系统不打破电厂原有电力监控 系统安全防护方案、不降低原有电力监控系统网络 安全等级保护定级，确保储能系统监控网络安全运 行，防止因储能监控系统网络安全问题，导致电厂生 产监控系统发生事故甚至崩溃。保证发电厂电力监 控系统在合并增加电厂侧储能监控系统后，依然能 够严格符合“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认 证、综合防护”［1-2］ 的总体防护原则，同时注重使用通 用以及专用的安全防护技术与设备，强化边界防护， 加强内部的物理、网络、主机、应用和数据安全 。 

     以华东电网某火电厂储能辅助调频系统为例， 研究在设计储能监控系统时，通过分析与电厂生产 监控系统信息交互情况，对储能监控业务系统及功 能模块按照安全防护规则划归应属的安全分区，相 应设计安全防护技术手段及设备，并详细校核增加 储能监控系统后对电厂原有网络安全防护方案的影 响。提供一种电厂侧储能监控系统网络安全防护设 计方案，系统地收集整理在设计电厂侧储能监控系 统时应关注的安全防护要点，补充相关理论空白。

1 总体防护目标及设计依据

      按照电力行业规范，电厂侧储能的自动监控系 统网络安全防护应满足国家电力监控系统安全防护 的相关要求，因此总体防护目标如下。 

1）不打破发电厂原有电力监控系统安全防护 方案。

2）不降低发电厂原有电力监控系统网络安全等 级保护定级。 

3）防止储能监控系统核心业务（调频辅助服务） 中断。 

4）防止储能监控系统自身崩溃。 

5）抵御外部发起的恶意破坏和攻击。

6）防止病毒、木马等恶意程序，从局域网内部发起恶意破坏和攻击。 

7）保护储能监控系统实时数据和历史数据，防 止数据被无授权修改。 

      电厂侧储能自动监控系统，其功能模块配置及 信息接入主要依据DL/T 2313—2021《参与辅助调频 的电厂侧储能系统并网管理规范》［4］ ，并同时参照多 个同类型储能项目监控系统的配置现状。对监控系 统功能模块的配置不做详细描述，仅分析与生产监 控系统信息交互的信号来源与性质［5］ ，据此对交互 通道及防护措施进行论述。 

       电厂侧储能监控系统网络安全防护主要设计依 据是：国家发改委《电力监控系统安全防护规定》 （2014 年第 14 号令）、国家能源局《电力监控系统安 全防护总体方案》（国能安全〔2015〕36号文）、《华东 电网电力监控系统安全防护管理细则（试行）》（调分 中心〔2016〕231号）等安全防护方案和评估规范。

2 电厂电力监控系统网络安全防护现状

      该发电厂为华东电网某大型火力发电厂，其电 力监控系统为该电网中火电厂典型配置，信息安全 等级保护测评按要求为 3级。发电厂基于计算机和 网络技术的业务系统和功能模块有：发电机组分散 控制系统（Distributed Control System，DCS）、升压站 网络控制系统（Network Control System，NCS）、自动发 电控制（Automatic Generation Control，AGC）、同步相 量测量装置（Phasor Measurement Unit，PMU）、自动电 压控制（Automatic Voltage Control，AVC）、电能计量、 继电保护、故障录波等电力调度自动化系统［6］ ；调度 数据网等通信及计算机网络；调度管理系统；厂级监 控信息系统（Supervisory Information System for Plant Level，SIS）等［7-8］ 。

       以上基于计算机和网络技术的业务系统和功能 模块，均已被划分至生产控制大区和管理信息大 区［9］ ；根据业务系统的重要性及其对一次系统的影 响程度，生产控制大区进一步被划分为控制区（安全 区 I）和非控制区（安全区 II），管理信息大区则进一 步被划分为安全区III和安全区IV［10］ 。

2.1 直接监视与控制电力生产过程的自动化控制 系统

       电厂使用 DCS 来监控发电机组、辅机、调速、励 磁、厂用电、锅炉、脱硫、脱硝、除尘及化水等系统。这些直接监视与控制生产过程的系统，全部位于安 全区 I。DCS 所有设备均位于安全区 I 之内，因此其 所有的数据交互都是在安全区I内进行的，不存在跨 安全区的数据交互过程。对应多台发电机组以及各 辅助系统，分别设有多套互相独立的DCS，相互之间 不发生联系。 

       各DCS有一部分实时数据需要单向发送给SIS。 SIS为每套DCS提供一台专用的数据采集接口机，各 接口机从相应的DCS以用于过程控制的数据链接和 嵌 入（Object Linking and Embedding for Process Control，OPC）方式采集数据，并采用约定好的报文 格式向SIS的优化功能部分进行数据转发。 

       储能监控系统与发电机组配合开展调频辅助服 务，所以需要与机组DCS产生信息交换。 

2.2 与电力调度相关的自动化系统

       与电力调度相关的自动化系统大致包括 NCS、 AGC、PMU、AVC、继电保护、保护信息子站、电能量 计量采集、故障录波、脱硫脱硝烟气排放信息上传、 大区电网调度控制中心（以下简称网调）智能操作票 终端等。这些业务系统和功能模块，大部分位于安 全区I，有些位于安全区II，极少数位于安全区III。 2.2.1 NCS

      NCS 包含 500 kV 升压站监控系统和 AGC 功能 模块，该业务系统全部位于安全区I。 NCS 内部部署两套网络远程终端单元（Remote Terminal Unit，RTU），分别连接至调度数据网的网调 接入网（一平面）和省级电力调度控制中心（以下简 称省调）接入网（二平面），向网调和省调进行实时数 据的上送，并接收下行的AGC调节信号，调节发电机 组功率，通信采用远动通信规约。 NCS 对收到的 AGC 调节指令，以硬接线方式向 发电机组 DCS 中相关的调节控制对象输出；对发电 机组功率信号，也以硬接线方式采集。 此外，NCS 有一部分实时数据需要单向发送给 SIS，SIS采用与DCS中相同的方式采集与转发。 电厂侧储能监控系统作为电网直接或间接调度 对象，有大量数据需要上传至调度监视与控制，现行 设计将调度信息汇入 NCS，合并通过网络 RTU 向调 度进行实时数据的上送。 

2.2.2 PMU系统

      PMU负责采集电厂实时数据，向网调、省调广域 测量系统上传数据。该业务系统全部位于安全区I。 PMU系统由多台采集装置和两套相量数据集中 器组成。多台采集装置以硬接线方式采集现场实时 数据，两套相量数据集中器分别连接至网调接入网 和省调接入网，向网调和省调进行 PMU 数据的上 送。PMU系统与NCS分别连接调度网不同的网段。 电厂侧储能系统部分数据需要通过 PMU 系统 （需要扩展采集装置）向网调、省调上传。 

2.2.3 其余业务系统 

       电厂其余业务系统和储能监控系统一般无信息 交换。 该电厂电力监控系统各业务系统清单及分区情 况见表1。

3 电厂侧储能监控系统功能与网络架构

     电厂侧储能系统的主要功能是联合发电机组参 与电网调频辅助服务，其监控系统跟踪并计算发电 机组收到的 AGC 负荷指令与机组实发功率的差值， 控制储能装置进入充电或放电模式，使发电机组合 并功率（储能装置产生的功率叠加发电机组实发功 率）快速满足 AGC 负荷指令的要求。因此其主要的 输入信号是 AGC 负荷指令和机组实发功率信号，主 要的输出信号是储能装置（充电或放电）功率信号， 其余输入信号用于逻辑功能判断，其余输出信号是储能系统中各个单元或模块的电压、电流、功率、故 障等运行状态信号。

     储能监控系统的核心是储能电站能量管理系统 （Energy Management System，EMS），用于实现全站储 能变流器（Power Conversion System ，PCS）的快速协 调控制，以及站内供电系统、电池系统、变流器、升压 变、保护测控等的全方位数据采集、处理、展示、控 制、查询、维护。 储能 EMS 典型通信网络架构如图 1 所示，图中 HMI 为人机交互界面（Human Machine Interface）， SBMS 为电池能量管理系统（Energy Storage System Battery Management System），EMU 为能量监控单元 （Energy Monitoring Unit）。

      储能 EMS 典型通信网络构架由站控层、间隔层 以及设备层构成。站控层包括 EMS 主机、数据服务 器、工程师站以及软件系统，间隔层主要包括双网网 络交换机，设备层包括 PCS、SBMS、辅助设备及测控 装置等。各子单元采用以太网通信方式，将底层各 设备的信息上传至 EMS主机中；储能 EMS通过交换 机连接电力调度数据网。

4 储能EMS产生的新增信息交互

     储能 EMS 与电厂生产监控系统产生的信息交 互，一是为了实现辅助调频功能而必须交互传递监 控信号，二是按照 DL/T 2313—2021《参与辅助调频的电厂侧储能系统并网管理规范》，向调度传递遥 信、遥测、遥调等信号。分别列出与相关系统传递的 信号来源与性质，并相应设计交互方式，分析采用该 方式的合理性［11］ 。

4.1 与DCS信息交互（硬接线方式）

4.1.1 储能EMS需要读取DCS的信号 硬接线方式包括数字量输入（Digitalin，DI）和模拟 量输入（Analogin，AI）两种。储能EMS需要读取DCS 的信息包括：机组AGC投运状态（DI）、一次调频动作 标志位（DI）、机组实发功率（AI）、机组AGC指令（AI）， 高压厂用变压器有功功率、无功功率、电压、电流等信 息（AI），从开关柜直采储能6 kV电源引接开关分合闸 状态信息（DI）。

 4.1.2 DCS需要读取储能系统的信号 储能系统 6 kV 电源引接开关分合闸状态（DI）， 有功功率、无功功率、电压、电流、故障等信息（AI/ DI）。DCS一般不读取储能电站内的设备相关信息。 储能 EMS 与 DCS 交互的信息量不大，但比较重 要，选用硬接线方式连接可保证信息传输的可靠性， 且不增加网络通道。

4.2 与NCS信息交互（网络通信方式）

    储能 EMS 需要通过 NCS 连接调度数据网，上传 到 数 据 采 集 与 监 视 控 制 系 统（Supervisory Control And Data Acquisition，SCADA）。

  4.2.1 遥信 

       储能系统充电状态、放电状态、充电闭锁、放电 闭锁、投退状态、事故状态，各储能单元 PCS 运行状 态、故障状态，各储能单元 6 kV 开关分合闸状态，储 能电站6 kV母线进线开关状态，储能系统6 kV电源 引接开关分合闸状态。

 4.2.2 遥测1（进入SCADA） 

       PCS 总台数、储能额定功率、储能额定容量，储 能系统实际有功功率、无功功率，储能系统可用 PCS 数，储能系统可用充电功率、可用放电功率、可用充 电电量、可用放电电量、储能电池荷电状态（State of Charge，SOC）、日充电量、日放电量，储能电站 6 kV 母线电压、频率、有功功率、无功功率，发电机储能合 并有功功率、合并无功功率，高厂变有功功率、无功 功率、电压、电流，储能并网柜电流、有功功率、无功 功率，储能单元柜电流、有功功率、无功功率，各 PCS 交流侧电压、电流、SOC。

4.2.3 遥测2（进入AGC） 

      发电机储能合并有功功率 1、有功功率 2，目标 有功功率（返回值）。 

4.2.4 遥控 储能 AGC请求投入/退出、

       储能 AGC 紧急召唤、 一次调频进入测试。 4.2.5 遥调 发电机及储能联合有功功率目标指令。 储能 EMS 与 NCS 交互的数据量巨大，用硬接线 方式较难实现，采用网络通信方式较为合理，但需要 增加网络通道。

4.3 与PMU系统信息交互（硬接线方式）

     储能系统以下的遥控信息须通过 PMU 系统上 传至调控中心：发电机和储能联合有功功率、无功功 率，储能系统 6 kV 电源引接开关电压相量、电流相 量、有功功率、无功功率，

      储能箱式变压器高压侧电 压相量、电流相量、有功功率、无功功率，各 PCS 电 压、电流。 储能 EMS与 PMU系统交互的信息量不大，用硬 接线方式容易实现，且不增加网络通道。 

     储能 EMS 与电厂生产监控系统信息交互情况

5 储能EMS网络防护技术措施设计与校核

     网络防护技术措施的核心，是落实“安全分区、 网络专用、横向隔离、纵向认证、综合防护”的总体原 则，使用通用和专用的安全防护技术与设备，强化边 界防护，加强网络、主机、应用和数据安全［12］ 。 5.1 安全分区

      储能 EMS 因其业务功能重要性，是电力生产的 重要环节，同时也是安全防护的重点与核心，且其数 据通信使用电力调度数据网的实时子网进行传输，所以应将其划分在生产控制大区的控制区（安全区 Ⅰ），并将其整个系统放置于一个安全区内。储能 EMS内通信以网络为主，系统边界配以I/O输入输出 装置。

      按生产控制大区管理规定，储能 EMS 中禁止 选用具有无线通信功能的设备，其通信主服务器、 操作系统应完成安全加固；操作系统及应用软件 应进行梳理，关闭不必要的端口；配置入侵检测 设备。

     储能 EMS 与 NCS 同属于安全区Ⅰ，且其监控信 号与NCS高度融合，可视作NCS的一个扩展部分。

5.2 网络专用 

      电力调度数据网是与电厂生产控制大区相连接 的专用网络，承载电力实时控制、在线生产交易等业 务。电厂端电力调度数据网应在专用通道上使用独 立的网络设备组网，并划分为逻辑隔离的实时子网 和非实时子网，分别连接控制区和非控制区［13］ 。 

     该电厂电力调度数据网包括网调接入网和省调 接入网，使用专用的通道和独立的网络设备组网，已 按网调和省调的要求完成现场部署，均划分为逻辑 隔离的实时子网和非实时子网，分别对应安全区I和 安全区Ⅱ。 

       储能 EMS与 NCS信息合并，经原 RTU 通道连接 电力调度实时子网，符合网络专用的安全防护设计 要求。

5.3 横向隔离 

       横向隔离是电力监控系统安全防护体系的横向 防线。电厂已在生产控制大区与管理信息大区之间 布置了电力专用横向单向安全隔离装置，在生产控 制大区内部的安全区之间同样布置了电力专用横向 单向安全隔离装置，作为物理隔离。 

     因储能 EMS 完整放置于安全区Ⅰ内，所以对电 厂原有横向隔离设计不造成任何影响。 

5.4 纵向认证

      纵向加密认证是电力监控系统安全防护体系的 纵向防线。该电厂生产控制大区与调度数据网的纵 向连接处已设置电力专用纵向加密认证装置，该装 置经过国家指定部门检测认证，可实现双向身份认 证、数据加密和访问控制。 

      因储能 EMS 监控信息与 NCS 监控信息合并，经 原 RTU 通道向网调和省调进行实时数据的上送，从调度侧视为融合了储能系统的 NCS，调度数据网不 增加新的传输通道或网段，所以维持原纵向认证设 计即可。

6.1 物理安全 

1）机房须具有防盗、防破坏、防雷、防火、防水、 防潮、防震、温湿度控制、电磁防护、防静电等物理安 全防护措施，重要区域设置门禁。 

2）机 房 供 电 应 采 用 双 路 不 间 断 电 源 装 置 （Uninterruptible Power Supply，UPS）和过电压防护 设备。 

3）通信设备及其线缆沟道须满足安全可靠运行 要求。 

6.2 备用与容灾

     网络拓扑结构应采用冗余技术，提供主要网络 设备、通信线路和数据处理系统的硬件冗余，保证系 统的高可靠性。 

6.3 入侵检测

     储能 EMS 应纳入电厂统一部署的入侵检测 系统。

6.4 设备选型 

     在设备选型时，禁止选用国家能源局通报存在 漏洞和风险的系统及设备。

7 储能电站远程诊断系统网络安全设计 

     目前不少电厂侧储能项目设置了远程运维系 统，用于远程开展信息监视、数据分析、运维等数字 化管理。从网络安全合规的角度，该系统应仅单向 向外部传输数据，即设计为远程诊断系统。 

     从网络安全防护的角度，设计远程诊断系统时， 数据传递应按采集、优化与管理三段式设计，系统分 为三大部分［15］ ，分别位于安全区Ⅰ、安全区Ⅱ和安全 区Ⅲ。 

      数据采集功能部分在安全区I，在储能EMS站控 层设置数据采集接口机，用于电池仓及 PCS 仓等的 信息采集；信息采集后须经隔离发送到安全区 II，进 行数据优化；优化后的数据须经隔离后转发送至安 全区III，由数据管理功能部分负责接收，生成各类分 析报表。 

     远程诊断系统在数据采集接口机后应设计部署 一台正向横向物理隔离装置，实现安全区Ⅰ与安全 区Ⅱ之间的横向隔离；在优化功能部分和管理功能 部分的通信端口之间，应设计部署一台正向横向物 理隔离装置，实现安全区Ⅱ与安全区Ⅲ之间的横向隔离。若需要向外网服务器传输数据，还须再次设 置正向横向物理隔离装置。以此实现储能电站数据 跨安全区传输时，依次传输且在每个安全区的边界 均有横向物理隔离实施防护。 

    电厂侧储能电站增加远程诊断系统后，整体监 控系统安全分区、信息传递及防护措施见图

8安科瑞Acrel-2000ES储能能量管理系统解决方案

8.1 应用场合

储能监测系统具有广泛的应用场合：

电力系统

电网侧：用于监测大规模储能电站与电网的交互情况，确保电网稳定运行，优化电能质量。

发电侧：在发电厂，尤其是新能源发电厂（如风力发电、太阳能发电），监测储能设备以平滑发电输出，提高发电的稳定性和可预测性。

工业领域

大型工厂：帮助工厂管理自身的电力消耗和储能，降低用电成本，应对电力高峰和低谷时段。

制造业：在对电力质量要求较高的制造业中，如半导体制造，确保电力供应的稳定性和可靠性。

数据中心

实时监测储能设备，保障数据中心在市电中断时的持续供电，同时优化电力使用效率。

通信基站

确保通信基站在停电时仍能正常运行，维持通信服务的连续性。

新能源汽车充电站

监测储能设施，优化充电设施的电力分配和使用，提高充电效率。

偏远地区和岛屿

在电力供应不稳定的偏远地区或独立岛屿，有效管理储能系统，满足当地的基本用电需求。

商业建筑和大型综合体

实现电力的削峰填谷，降低电费支出，同时保障紧急情况下的电力供应。

8.2 系统结构

实时监测

系统应可以对分布式电源、储能系统进行发电管理，使管理人员实时掌握发电单元的出力信息、收益信息、储能荷电状态及发电单元与储能单元运行功率设置等。

系统应可以对储能系统进行状态管理，能够根据储能系统的荷电状态进行及时告警，并支持定期的电池维护。

微电网能量管理系统人机界面友好，应能够以系统一次电气图的形式直观显示各电气回路的运行状态，实时监测各回路电压、电流、功率、功率因数等电参数信息，动态监视各回路断路器、隔离开关等合、分闸状态及有关故障、告警等信号。其中，各子系统回路电参量主要有：三相电流、三相电压、总有功功率、总无功功率、总功率因数、频率和正向有功电能累计值；状态参数主要有：开关状态、断路器故障脱扣告警等

微电网能量管理系统的监控系统界面包括系统主界面，包含微电网光伏、风电、储能、充电桩及总体负荷组成情况，包括收益信息、天气信息、节能减排信息、功率信息、电量信息、电压电流情况等。根据不同的需求，也可将充电，储能及光伏系统信息进行显示。

光伏界面

本界面用来展示对光伏系统信息，主要包括逆变器直流侧、交流侧运行状态监测及报警、逆变器及电站发电量统计及分析、并网柜电力监测及发电量统计、电站发电量年有效利用小时数统计、发电收益统计、碳减排统计、辐照度/风力/环境温湿度监测、发电功率模拟及效率分析；同时对系统的总功率、电压电流及各个逆变器的运行数据进行展示。

发电预测

系统应可以通过历史发电数据、实测数据、未来天气预测数据，对分布式发电进行短期、超短期发电功率预测，并展示合格率及误差分析。根据功率预测可进行人工输入或者自动生成发电计划，便于用户对该系统新能源发电的集中管控。

实时监测

系统人机界面友好，能够显示储能柜的运行状态，实时监测PCS、BMS以及环境参数信息，如电参量、温度、湿度等。实时显示有关故障、告警、收益等信息。

设备监控

系统能够实时监测PCS、BMS、电表、空调、消防、除湿机等设备的运行状态及运行模式。

PCS监控：满足储能变流器的参数与限值设置；运行模式设置；实现储能变流器交直流侧电压、电流、功率及充放电量参数的采集与展示；实现PCS通讯状态、启停状态、开关状态、异常告警等状态监测。

BMS监控：满足电池管理系统的参数与限值设置；实现储能电池的电芯、电池簇的温度、电压、电流的监测；实现电池充放电状态、电压、电流及温度异常状态的告警。

空调监控：满足环境温度的监测，可根据设置的阈值进行空调温度的联动调节，并实时监测空调的运行状态及温湿度数据，以曲线形式进行展示。

UPS监控：满足UPS的运行状态及相关电参量监测。

曲线报表

系统能够对PCS充放电功率曲线、SOC变换曲线、及电压、电流、温度等历史曲线的查询与展示。

策略配置

满足储能系统设备参数的配置、电价参数与时段的设置、控制策略的选择。目前支持的控制策略包含计划曲线、削峰填谷、需量控制等。

实时报警

储能能量管理系统具有实时告警功能，系统能够对储能充放电越限、温度越限、设备故障或通信故障等事件发出告警。

事件查询统计

储能能量管理系统能够对遥信变位，温湿度、电压越限等事件记录进行存储和管理，方便用户对系统事件和报警进行历史追溯，查询统计、事故分析。

遥控操作

可以通过每个设备下面的红色按钮对PCS、风机、除湿机、空调控制器、照明等设备进行相应的控制，但是当设备未通信上时，控制按钮会显示无效状态。

用户权限管理

储能能量管理系统为保障系统安全稳定运行，设置了用户权限管理功能。通过用户权限管理能够防止未经授权的操作（如遥控的操作，数据库修改等）。可以定义不同级别用户的登录名、密码及操作权限，为系统运行、维护、管理提供可靠的安全保障。

6相关平台部署硬件选型清单

9 结束语 

研究电厂侧储能系统在接入发电厂生产系统前 应落实的网络安全防护措施，通过分析电厂防护情 况以及储能监控系统与生产系统的信息交互情况， 选择合理的交互方式。 储能监控系统的主要业务系统及功能模块应划 归在安全区 I，并按安全区 I 设计网络架构及防护措 施。储能监控系统与DCS之间通信应采用硬接线方 式。储能监控系统可与 NCS 数据融合上传调度，在 两者通信网络边界增加防火墙。储能监控系统与 PMU系统之间通信应采用硬接线方式。 储能监控系统完成初步设计后，应按网络安全 防护规则开展全厂防护校核，重点校核边界安全防 护。储能监控系统应同步开展综合安全防护设计。 若设置远程诊断系统，数据传递应至少按三段式送 出模式穿越安全区边界。 需要注意的是，根据电力系统管理要求，相关监 控系统安全防护设计方案须报送上级主管部门审核，获得批准或备案后才能进入实施环节。