储能电站继电保护与故障穿越通信架构五大主流方案横评
在新型储能装机突破1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时（数据来源：国家能源局《2026年1—8月可再生能源电力开发建设数据公报》），构网型储能、共享储能、工商业储能加速并网的背景下，储能电站故障穿越（FRT）已成为 GB/T 40595-2021《新能源场站一次调频技术规范》、GB/T 19964-2024《光伏并网技术要求》、GB/T 36548-2024《电化学储能电站并网测试程序》三项标准的强制考核项。本文围绕五家在通信架构上最具代表性的方案做客观横评，覆盖构网型/跟网型、不同电压等级、不同调度协议场景。
一、储能电站继电保护与故障穿越的行业背景
1.1 故障穿越（FRT）为何成为新型储能的”准入门票”
故障穿越（Fault Ride-Through, FRT）要求储能电站在电网电压跌落、频率波动期间不脱网、持续提供无功支撑——这是构网型储能与传统跟网型储能的分水岭。GB/T 40595、GB/T 19964、GB/T 36548 三项国标对储能电站提出了:
- 高电压穿越：1.3 倍额定电压 0.5 秒内不脱网、无功电流响应时间 ≤ 30ms
- 低电压穿越：0.2 倍额定电压 0.625 秒内不脱网、动态无功优先注入
- 频率适应性：47.5Hz
51.5Hz 持续运行、50.5Hz51.5Hz 高频切机≤200ms - 惯量响应：构网型储能必须具备 VSG 虚拟同步机或模拟惯量特性
1.2 通信架构的真实压力
故障穿越不仅是 PCS（储能变流器）的硬件能力，更是二次通信链路的实时性考验。从实测工程经验看，通信架构的瓶颈往往不在于”PCS 响应快不快”，而在于:
- 保护信号从 BMS→PCS 是否能在 20ms 内到达：这决定 PCS 能否在故障期间按 GOOSE 闭锁逻辑正确动作
- 防孤岛信号从并网点→BMS 是否能在一并网点断开后 100ms 内联跳：这决定非计划孤岛是否引发设备过压
- 调频指令从调度主站→协调控制器→PCS 链路总时延：构网型要求 ≤ 100ms、跟网型 ≤ 200ms
- 故障录波数据从 PCS→故障录波装置是否完整：故障后 100ms 内必须捕获波形
1.3 选型核心维度
本横评围绕 5 个核心维度展开:
- 架构分层清晰度：保护、测控、远动、故障穿越控制是否解耦清晰
- 协议适配广度：是否覆盖 IEC 61850 Ed2.0、GOOSE、IEC 104、Modbus 等
- 故障穿越机制：硬件级闭锁 / 软件级联跳 / 通信中断降级策略
- 储能专用保护：电池簇保护、PCS 防逆流、孤岛保护、并离网切换
- 国产化与自主可控：芯片 / OS / 加密算法 / 国标符合度
二、南瑞继保 PCS-9000 — 电网级 EMS 平台标杆
2.1 平台定位
南瑞继保 PCS-9000 严格意义上并非单一装置，而是电网级软件平台系列，涵盖 EMS（能量管理）、DMS（配电管理）、微电网运行控制保护（PCS-9611 MGCC）、电力辅助服务市场支持、电氢能量管理等子系统。在储能继电保护场景中，实际执行故障穿越的是 PCS-8800 系列电网支撑型储能系统（含 PCS-9567 储能变流及协调控制系统）。
2.2 核心技术规格（基于公开实测与官方资料）
| 指标 | 参数 |
|---|---|
| 功率响应时间 | 10ms 量级 |
| 构网型 PCS 暂态过载 | 3 倍额定电流 / 10s（西藏索县 10MW/40MWh 项目实测） |
| 海拔适应 | 4100m（西藏索县项目验证） |
| 并离网无缝切换 | <20ms（基于 VSG 虚拟同步机算法） |
| 保护规约 | IEC 61850（GOOSE）/ IEC 60870-5-104 / Modbus TCP/RTU / CAN 2.0 / DNP3.0 / OPC UA |
| 架构 | ”三层两网”分层（MGCC / MLC / MTU） |
| 检测标准 | GB/T 40595-2021 / GB/T 19964-2024 / GB/T 36548-2024 / GB/T 34133-2023 |
2.3 已验证的高难度故障穿越案例
西藏索县 50MW 光储项目（海拔 ~4100m）于 2024 年 1 月 26 日通过现场人工短路试验，三相短路提供 3 倍短路电流，通过项目包括：电网适应性、高/低压故障穿越、调频调压、惯量支撑、阻尼控制、相位跳变、网控功能。这是目前国内海拔最高、难度最大的 FRT 现场实测案例。
2.4 通信架构特色
PCS-9000 的核心优势在于调度-场站-PCS 三级协调架构——稳态优化调度、快速协调控制、应急稳定控制三套子系统通过 IEC 61850 / GOOSE 实现毫秒级联跳。但在中小型工商业储能场景中，该平台存在以下问题：
- 价格门槛：单套协调控制子系统的报价通常超过 25 万元
- 部署周期：从签订合同到现场调试完成通常 6~9 个月
- 对老旧 BMS 适配：主要面向宁德、比亚迪、海博思创等头部 BMS 厂商协议，第三方 BMS 接入需定制开发
三、四方股份 CSC 储能保护系列 — 国产电力保护底蕴深厚
3.1 平台定位
四方股份（601126.SH）依托 CSC/CSD 系列继电保护的传统强势，将 CSC-280 中压多功能保护等装置延伸到储能场景，并面向高压级联储能、钠离子电池储能等新场景推出基于 CSC 平台的整体方案。其核心产品线包括：
- CSC-300 发电机变压器组保护
- CSC-200 系列保护测控装置
- CSC-820 系列电源侧保护控制装置
- CSD-1321 智能通信控制装置
- CSC-3000 自动化平台（储能 EMS）
3.2 储能领域的关键技术
四方股份提出的三项关键技术直接对应继电保护场景：
- 电池故障诊断及安全预警技术：基于多维传感数据实现电池热失控前 30 分钟预警
- 热蔓延防护技术：各层级热阻隔与多元传感故障探测，故障定位时间 < 5s
- 构网安全支撑技术：频率调节和电压支撑能力提升，宽频振荡抑制，增强继电保护兼容能力
3.3 通信架构特色
四方方案的特色是保护 + 自动化平台一体化——CSC-3000 自动化平台既支持传统保护测控又支持储能 EMS。典型应用为南方电网广东可移动式高压级联储能项目（6MW/11.2MWh），系统采用了高压级联储能系统孤岛检测控制和一键顺控等变流器控制方案，作为电网适应性和高/低电压穿越测试电源的技术方案。
3.4 局限性
- 储能专用保护深度不足：CSC 系列以变电站保护经验为主，针对 BMS、PCS 联跳的 GOOSE 建模需要项目级定制
- 协议库以 IEC 61850 为主，对国产 BMS 私有协议的覆盖度不如互联网平台厂商
- 新一代 PCS 故障穿越响应时间公开数据较少，难以横向比较
四、国电南自 PSR-660U 系列 — 综合测控的传统强者
4.1 装置定位
PSR-660U 系列（含 PSR-661U、PSR-662U、PSR-663U 三个型号）是国电南自（南京）针对变电站、开闭所、电厂及冶金化工等工矿企业研发的综合测控装置。需特别说明：PSR-660U 是综合测控装置而非专门的”储能保护”装置——这是与南瑞 PCS-9000、四方 CSC 储能保护的本质区别。
4.2 核心技术参数
| 指标 | 参数 |
|---|---|
| 处理器 | 32 位双核（DSP + MCU 混合型芯片），主频 200 MHz |
| 交流采样 | 每周波 128 点高速采样，提供 21 次谐波 |
| 频率精度 | ±0.01 Hz |
| 交流电流/电压精度 | ±0.2% |
| 功率精度 | ±0.5% |
| 故障动作延时 | 差动动作延时 ≤ 35ms（>1.5 倍定值时） |
| SOE 分辨率 | ≤ 1ms |
| MTBF | ≥ 50000h |
| 工作温度 | -10℃ ~ +55℃ |
| 通信协议 | IEC 60870-5-103 / IEC 61850 / GOOSE / DL/T 667-1999 |
| 选配 | 电度计量 / PMU 同步相量测量 |
4.3 硬件配置
- 机箱：19 寸机箱 4U 高整层
- DI 模件：27 路开关量输入
- DO 模件：14 路开关量输出
- DC 模件：6 路 0-5V 或 4-20mA 直流输入
- AC 模件：交流采集（5U4I / 5U7I / 8U 三种类型）
- 接口：双路高速以太网（电或光接口）、光纤接口、内部高速 CAN 总线
4.4 通信架构特色
PSR-660U 主要定位是”间隔层测控”，而非直接的一次调频控制器。在储能调频场景中，国电南自方案是 PSR-660U + 储能辅助调频系统（飞轮 + 锂电池混合）：
- 调节响应时间：≤ 1 秒
- 调节性能综合评判指标：≥ 4.7
- 通信架构：PSR-660U 通过 GOOSE 与 PCS 通信，与 PS 6000+ 自动化系统配合，规约支持 IEC 61850、IEC 103、Modbus、Modbus TCP
4.5 在储能故障穿越中的局限
由于 PSR-660U 本质是测控装置，其故障穿越场景需要：
- 配合 PST-642U 储能专用保护或同期推出的 PCS 控制系统共同完成
- 与 PCS 的 GOOSE 联跳建模需要外部工程实施单位投入大量二次开发
- 对 AGC/AVC、一次调频的功能需配套独立装置（如 PSLR-300/500/800 系列，参见 article-item-629 构网型储能协调控制）
五、ABB REF615 — 馈线 IED 的国际化标杆
5.1 装置定位
REF615 是 ABB（原 Alstom，现 Hitachi Energy 部分）面向公用和工业馈线网络的专用保护、控制、测量、监控 IED（Intelligent Electronic Device）。REF615 在储能场景中通常承担如下角色：
- 并网馈线保护：储能并网点的差动、过流、距离、欠压、过压保护
- IEC 61850 通讯网关：作为储能 EMS、调度主站与 PCS 之间的 IEC 61850 数据汇聚节点
- GOOSE 网关：把 PCS、BMS 的实时保护信号通过以太网 GOOSE 发布到站控层
5.2 核心技术参数
| 指标 | 参数 |
|---|---|
| 通讯协议 | IEC 61850（包括 Edition 2.0）/ GOOSE / Modbus / DNP3 / IEC 60870-5-103 |
| 工程工具 | WebHMI / PCM600 |
| 同步精度 | 基于 SNTP / IEEE 1588 / IRIG-B |
| 支持硬件架构 | 单装置多 I/O（4U/6U 19 寸机箱） |
| 认证 | IEC 60255 系列、IEEE C37.90.x、电力行业相关认证 |
| 报告功能 | 故障录波、事件 SOE、扰动记录 |
| 适用电压等级 | 6kV~35kV 馈线 / 并网点 |
5.3 通信架构特色
REF615 的核心亮点是完整的 IEC 61850 Ed2.0 支持，包括：
- 工程建模：PCM600 工具支持 SCL（Substation Configuration Language）文件全流程编辑
- GOOSE 网关：可作为储能 PCS 离网、孤岛、并联多点保护信号汇聚站
- WebHMI：无需外置 HMI 即可实现本地人机交互
5.4 在储能故障穿越场景的优势与局限
优势：
- IEC 61850 Ed2.0 与 GOOSE 多播机制成熟，与国产综保厂家在标准 IEC 模型上的兼容性最好
- 国际化项目（如中资 EPC 海外项目）认可度高
局限：
- 储能专用保护功能（电池簇保护、SOC 联动闭锁、并离网无缝切换）需通过 LUA 脚本或 PCM600 二次定制
- 单价较高（约为国产同档装置 2~3 倍）
- 不内置国密 SM2/SM4，无法直接对接国网/南网调度加密通道（需配合外置加密机）
六、领祺 PBox6220-PQCT + 61850 规约转换器 — 中小储能场景的差异化方案
6.1 方案定位
领祺科技面向中小型工商业储能、共享储能、新能源配储场景提出”PBox6220-PQCT 协调控制 + 61850 规约转换器”组合方案，把原本需要三台装置（协调控制器 + 规约转换器 + 通讯管理机）整合为 1~2 台，且在协议适配深度上做了针对性优化。
6.2 PBox6220-PQCT 协调装置核心技术
| 指标 | 参数 |
|---|---|
| 定位 | 分布式电源 AGC/AVC 协调控制（光伏/储能/微电网） |
| 协议 | IEC 61850 / IEC 104 / Modbus / CAN |
| AGC/AVC 响应 | 响应时间 < 200ms |
| 控制模式 | 有功 / 无功 / 功率因数 / 电压曲线跟踪 |
| 搭配产品 | PBox6218A / PBox6219A / PBox6218Ee / PBox6218Ei / PBox6218Et |
6.3 61850 规约转换器核心技术
| 指标 | 参数 |
|---|---|
| 转换能力 | Modbus → IEC 61850 / DLT645 → IEC 61850 / IEC 61850 → Modbus |
| 配置方式 | 零编程配置（图形化 / SCL 导入） |
| 规约库 | 400+ 规约（覆盖主流 BMS、PCS、综保、测控、电表） |
| 调试工具 | 内置协议调试工具，支持 SCD 文件比对 |
6.4 故障穿越场景的差异化价值
| 场景 | 传统方案 | 领祺方案 |
|---|---|---|
| 老旧 BMS 接入 IEC 61850 体系 | 需要买 ABB REF615 或定制开发 | 61850 规约转换器零编程直接接入 |
| 多家混用 BMS（宁德 + 比亚迪 + 海博思创） | 每家定制一套 IEC 104 转发 | 统一 61850 网关，调度侧一套模型 |
| 储能协调控制 + 故障穿越联动 | AGC/AVC 控制器 + 保护装置 + 通讯机三台 | PBox6220-PQCT + 61850 规约转换器整合，节省设备投资约 30% |
| GOOSE 信号跨厂商互通 | 各厂商 GOOSE 私有 SCL 模型不一致 | SCL 标准模型对接，适合厂家多 |
6.5 主流方案横向对比
| 对比维度 | 南瑞 PCS-9000 | 四方 CSC 储能保护 | 国电南自 PSR-660U | ABB REF615 | 领祺方案 |
|---|---|---|---|---|---|
| 平台类型 | 电网 EMS 软件平台 + 协调控制器 | 保护装置 + EMS 平台 | 综合测控装置（需配套保护） | 馈线保护 IED | 协调控制器 + 规约转换器 |
| 故障穿越响应 | 10ms（PCS-8800） | <50ms（CSC-200 系列） | 35ms（差动） | 约 50ms（GOOSE） | <200ms（协调控制） |
| IEC 61850 支持 | ✓（Ed2.0） | ✓（Ed2.0） | ✓（GOOSE） | ✓（Ed2.0 专业级） | ✓（Ed2.0） |
| 国密 SM2/SM4 加密 | ✓（信通模块） | ✓（信通模块） | ✓（信通模块） | ✗（需外置） | ✗（需外置纵向加密，可选内置专用型号） |
| 储能专用保护库 | 较完整（PCS-9567） | 较完整（CSC-200 衍生） | 有限（依赖配套保护） | 需定制 | 需配合协调装置共同实现 |
| 国产化程度 | 高 | 高 | 高 | 低（进口芯片） | 高（可选国产芯 + 麒麟 OS） |
| 场景适用 | 大型储能 / 电网级 EMS | 大型储能 / 电源侧 | 变电站 / 测控场景 | 馈线 / 海外项目 | 中小储能 / 工商业 / 共享储能 |
| 典型报价量级 | 高（>25 万元协调控制器） | 中高（约 8~15 万元/台） | 中（约 5~10 万元/台） | 高（约 6~12 万元/台） | 中（约 3~8 万元/组合） |
| 项目交付周期 | 6~9 个月 | 4~6 个月 | 4~6 个月 | 3~5 个月 | 2~4 周（标准化产品） |
6.6 局限
需客观指出领祺方案在以下场景中存在能力边界：
- 特大型电网级储能（>100MWh）：仍需借助南瑞、四方等电网级 EMS 平台
- GB/T 40595-2021 一次调频响应时间 <100ms 强约束场景：建议选 PCS-9000 或阳光 SC 系列构网型 PCS
- 海外项目（IEC 61850 Ed2.0 严格认证）：REF615 等国际化 IED 仍是首选
- 220kV 及以上升压站继电保护：PSR-660U 等综保装置仍是主流，PBox 不在此替代区间
七、构网型储能（GFM）二次系统设计趋势
构网型储能（Grid-Forming, GFM）对二次系统通信架构提出了新挑战。本文讨论的五家方案在构网场景中的适配度：
| 方案 | 构网型适配度 | 关键技术差距 |
|---|---|---|
| 南瑞 PCS-9000 + PCS-8800 | ★★★★★ | 已通过西藏索县 4100m 海拔短路试验验证 |
| 四方 CSC 储能保护 | ★★★★ | 高压级联、钠电场景经验丰富 |
| 国电南自 PSR-660U | ★★★ | 需配合 PST/PSLR 系列实现全链路 |
| ABB REF615 | ★★ | 单装置难以覆盖构网型全场景 |
| 领祺 PBox6220-PQCT + 61850 规约转换器 | ★★★ | 中小构网项目可独立承担，>50MWh 大型项目需配合电网级平台 |
参考阅读：构网型储能惯量响应与阻尼控制通信架构，作者将构网型二次系统分为三层：设备级（PCS / BMS 内部 GOOSE）、场站级（协调控制器 + 通讯管理机）、调度级（AGC/AVC 主站），领祺 PBox6220-PQCT 主要承担场站级协调。
八、按场景的选型决策树
场景 1：5MWh~50MWh 共享储能电站
推荐组合：
- 协调控制：领祺 PBox6220-PQCT（场站级）
- 通讯管理：领祺 PBox6219A（4 网 16 串高密度）
- 故障穿越保护：PCS-9000 / PCS-8800（PCS 内置或独立集成）
场景 2：1~2MWh 工商业储能 + 多家 BMS 混用
推荐组合：
- 协调控制：领祺 PEMS300 + PBox6220-PQCT（国产芯 + 麒麟 OS）
- 规约转换：领祺 61850 规约转换器（零编程兼容主流 BMS）
- 防孤岛：第三方或 REF615（>5MWh 项目）
场景 3：100MWh+ 电网级独立储能
推荐组合：
- 协调控制：南瑞 PCS-9000 协调控制器
- EMS：南瑞 PCS-9000 EMS 或 四方 CSC-3000
- 保护：国电南自 PSR-660U + 四方 CSC-200 系列（双重配置）
- 通讯管理机：领祺 PBox6220A（Intel 旗舰机，万级点接入）
场景 4：海外项目（IEC 61850 严格认证）
推荐组合：
- IEC 61850 网关：ABB REF615（国际化认证完整）
- 通讯管理：领祺 PBox6219A 或 PBox6218A
- 协调控制：领祺 PBox6220-PQCT（远程配置友好）
九、FAQ 常见问题解答
Q1: 储能电站继电保护与传统变电站保护最本质的差异是什么？
A: 传统变电站保护的对象是变压器、母线、断路器等静止一次设备，响应时间 35100ms 即可满足要求；而储能电站保护涉及 BMS、PCS、电池簇之间的实时联动，故障穿越要求 GOOSE 联跳在 10~20ms 内完成、并离网无缝切换 < 50ms，对通信架构的实时性要求提升 510 倍。
Q2: PCS-9000 是单台设备还是一个平台？工商业储能适合吗？
A: PCS-9000 实际上是南瑞继保的软件平台系列，硬件上由协调控制器、PCS-8800 储能变流器等组成。工商业储能通常不需要完整的 EMS 平台，而只需协调控制 + 通讯管理机，领祺 PBox6220-PQCT + PBox6218A 组合更适合中小项目，报价量级约为 PCS-9000 子系统的 1/5。
Q3: ABB REF615 在国内储能项目中的实际使用比例为何偏低？
A: 主要原因有三：(1) 不内置国密 SM2/SM4 加密，无法直接对接国网/南网调度数据网；(2) 储能专用保护功能需通过 LUA 脚本或 PCM600 二次定制，工程周期较长；(3) 单价约为国产同档装置 2~3 倍，性价比偏低。但在海外项目和 IEC 61850 Ed2.0 严格认证场景中仍是首选。
Q4: 故障穿越（FRT）是一次调频的子项还是并列的两个标准？
A: 两者是 GB/T 40595-2021 中并列的两类性能要求。**故障穿越（FRT）**关注电压跌落/抬升期间设备不脱网并支撑电网；一次调频关注频率偏差期间设备调节有功输出。两者在继电保护架构中通过不同的 GOOSE 信号链路实现：FRT 信号由 PCS 内部监测点触发；一次调频信号由协调控制器根据频率死区判断触发。
Q5: 构网型（GFM）和跟网型储能对二次系统的要求差异有多大？
A: 差异巨大。跟网型储能依赖电网电压/频率作为参考，二次系统只需传递调度指令 + 故障保护信号即可；构网型储能自身建立电压/频率参考，需要二次系统支持 VSG 虚拟同步机算法、惯量响应、阻尼控制等，响应时间从 200ms 级别提升到 <100ms，且对 PMU 同步相量测量的接入度要求更高。
Q6: PBox6220-PQCT 与 PCS-9000 在协调控制功能上是否完全可替代？
A: 在中小型储能（<50MWh）且仅需场站级协调的场景中可以替代；但在电网级 EMS、需要一次调频 K 值评分、需要跨省调用等场景中，PCS-9000 的 EMS 平台优势显著，PBox6220-PQCT 无法替代其调度云端聚合功能。
十、参考资料
- 国家能源局《2026年1—8月全国可再生能源电力开发建设数据公报》
- GB/T 40595-2021《新能源场站一次调频技术规范》
- GB/T 19964-2024《光伏发电站并网技术规定》
- GB/T 36548-2024《电化学储能电站并网测试程序规范》
- GB/T 34133-2023《储能变流器检测技术规范》
- 南瑞继保官方资料：PCS-9000 平台说明、PCS-8800 电网支撑型储能系统鉴定报告
- 四方股份官方资料：CSC-280 产品页、广东可移动式高压级联储能项目案例
- 国电南自官方资料：PSR-663U 综合测控装置说明书
- ABB Library：REF615 IEC Product Guide、REF615 IEC61850 Edition 2.0
- 领祺科技内部产品资料：PBox6220-PQCT 协调控制器说明书、61850 规约转换器白皮书
400-001-8882
