摘要：優化風電和光伏儲能電站的作用就是能夠供應更好的電能品質，讓風電和光伏儲能電站等新能源能夠大規模的進行發展，促進電網建設。在此過程中能夠將儲能的優勢利用起來，能夠把風電和光伏聯合在一起，形成更多元化的電站制度。隨著我國經濟技術的進步及不斷發展，環境問題日益突出，人們對于生存居住環境的要求與日俱增，使得可循環利用的風能、太陽能等清潔能源成為人們的選擇。隨著風電、光伏儲能等技術的發展，高質量電能的發電收益要求電站運維管理更科學、膏效地進行。

關鍵詞：風電；光伏儲電站；運維管理

1風電運維的現狀

1.1風電運維市場兩級化

在風電運維的發展過程中，市場的競爭力逐漸的形成了兩級分化的現象，電站運維主要集中在規模大、實力強的整機商運維團隊，門檻低、競爭激烈的低利潤環節則出現紅海，主要是因為整機商有完整的風電技術還有許多的客戶，在進行獨立的*三方服務的過程中具有靈動性，同時還具備根據相關要求更改技術和維護方面的優勢。

1.2風電運維缺乏實踐經驗

風電場運維人員相當緊缺、標準規范不健全，在進行風機的定期檢查過程中缺少風機運行的維護意識，導致在運行過程中沒有有效的監督管理，運維隊伍入行門檻低，運維人員技術水平較低，無序競爭明顯等，導致運維管理不到位。

2光伏電站運維存在問題

現階段光伏發電技術應用非常廣泛，且已經相對成熟，發電過程中不僅能夠做到綠色環保吳污染，同時能夠達到節能減排的效果，但是如果光伏發電系統不能得到有效的運維，就會直接影響發電效益及經濟收益。光伏電站涉及的運維主要集中在電站巡檢、系統故障分析、后期清洗等方面。電站巡檢：電站運維管理的規范與否與電站值班人員業務素質有很大的關系，電站值守人員業務素質、管理能力直接影響到整個電站發電收益。電站巡檢若安排不到位，巡檢目的性不強則耗費大量時間；電站巡檢人員對故障報警系統識別能力差，則需要二次識別，增加人力時間成本。系統故障分析：電站設計過程中，缺乏關鍵部件性能分析及電站損耗情況分析，無法指導電站有效運維，同時對于故障部位定位困難，造成人力時間成本增加。后期清洗困難：組件清洗對于增加電站系統效率，有效提升發電量有很大影響，但是目前光伏電站組件清洗方案較多，耗時耗力，缺清洗方案無合理依據，導致后期運維成本無形中增加。

3儲能電站和光伏電站的差異

光伏電站和儲能電站之間主要差異表現在：分布式光伏電站與電網連接時，在實際的發電過程當中，能夠支持自身剩余的電量進行系統運轉。在這個過程中儲能電站需增加儲能電池，這樣才能夠在運行中維持正常的工作狀態，在此基礎上還需要將儲能電站根據相關要求設計儲能容量，這樣就能夠在晚上光伏電站沒有辦法發電的這一段時間內，可以自動的釋放電能，然后形成自發多用的狀態。還有儲能電站并不是單純地在其中增加儲能裝置，而是在相應的網逆變器當中更換新的逆變器變成一體機，然后根據電站的實際情況進行容量設定，嚴格按照相關用電設備的使用時間和功率能夠指導，比如在用電的時候忽視了時間，那么在容量上就會產生無限的數值，但是產生的這些數值幣須要和電網電壓之間相互符合，如果進行考慮時間的話，那么就應該進行單獨的核算儲能電站的容量，避免出現浪費電量或者是電量不足的問題出現，將全部的儲能電站的系統不要進行統一的設定，需要讓其憑借著自身的功率和時間資源進行仔細的分析。

4風電與光伏儲能電站的運維管理

4.1風光系統和化學儲能電站聯運

如果風光系統正在處于用電較低的時段，無法讓運維處于滿負荷的工作狀況，在這種情況下想要降低設備的消耗，就需要減少運維中的成本，從而不主動的進行運聯。在此過程中能夠達到一個用電平衡的一個時間段，如果在風光系統不滿發的情況進行運維的話，就需要啟動相應的聯運形式：即在儲能電站在低谷期進行借助電量的話，就需要在風光系統平衡的狀態下進行電力的運維需要。如果儲能電站的容量超過了本身平衡狀態下的電量運維需要的時候，也會有其他的方式進行管理，比如在儲能電站的用電處于一個低谷期的時候在進行使用剩下的電量的時候，支持每一個系統在這個時候進行運維，同樣在儲能電站在平衡狀態的時候獲取儲能也能夠支持系統當時的運維，在高峰階段購進電能的時候也可以在平衡的風光系統下運維，但是如果在風光系統正處于一個高峰階段的時候，在沒有滿發的狀態下需要選用的聯運管理模式：借助儲能電站在低谷時期階段而形成的蓄能，給予風光系統的正常運維需求，但是假設儲能電站自身的儲能非常厲害的話也是有別的選擇的，比如儲能電站在蕞底谷的時候進行購進電能能夠支持當時階段的運維工作，在這個階段借助平衡狀態下的儲蓄電量，然后用來滿足風光系統在平衡狀態下的運維和在電量低估的時候的運維管理，如果在高峰階段的儲能電站的沉余電量不多了的時候，那么也可以在同樣的高峰時期支持運維管理。

4.2風光系統和物理儲能電站聯運

當風光系統正在處于用電低谷期時，即非滿負荷的工作狀態，假設在供電的周圍當中有鄉村的存在的時候，就需要將工業用水結合起來，然后制作一個雙重的有關方案，在此同時一樣不可以主動的去進行聯運。這種管理方式在安排中主要的原因在于，在用電的低谷期的時候與平衡階段下，用電的價會比新能源的系統高，所以在進行物理儲能電站進行工作的時候，效能會比用電系統的實際電量過高，這個時候就需要停止物理儲能然后進行上網受電，在用電平衡期間的風光系統蕞佳的聯運管理方式就是：將購買蓄水的費用和風光系統上面網絡上的價格進行對比，然后找到準確的實際價格進行調整，讓工作能夠正常運行的同時還能夠進行送點，在條件確定的情況下根據發電期間的價格差價格機組滿法時的狀態，再經過上述言論中化學儲能的差異為：不僅在峰值時候的價格進行眾點關注之外，還需要在用電端的這方面進行考慮，在物理儲能電站在基本用電當中需要的意圖保障的需要時，能夠進行分布式能源的補給次之，如果在高峰時期的風電系統處于一個沒有滿發的狀態時，聯運的管理核心就是將抽蓄電站上借助在上網期間價格比較低的階段時候去就需要在輸電和購入方面進行支持，在此期間能夠滿足風電系統在不能發電時候的基本運維需要，在這個期間需要將水電受電和購電的價格之間的差價進行重視，還有在進行風光補貼的時候能夠形成的差價，能夠在設置物理儲能電站的電量源頭和發電時間。經過上述分析得知，綜合聯運管理實施，在電價比較低的時候而形成的蓄能，可以在進行安排電價比較多的時候和風光系統不能進行發電的時候，進行投產和售出，但是蓄能和機組發電不能夠在同一時間展開，所以在系統的用電供應達到平衡狀態時，物理儲能就需要有限的使用。在進行跨用電的時候，就需要分析綜合物理儲能的運行成本，在進行中選擇電量消耗比較低的一種。

4.3風光儲一體化電站的電能檢測

在對電能的品質進行智能測試的時候，需要分成兩個單元，一個是現場檢測另一個是遠程監測。前邊有檢測禮物和負責通信的路由器進行安裝，后邊有數據庫的服務器和每一類的用戶終端，在風光儲進行一體化電站當中，就需要形成一個比較多元化的構建，在此過程中需要確定在線上的電能品質檢測設備，在監測采集的過程中不只是風電和光伏儲能電站的轉變和裝置輸出的一端，還需要進行總端和線端等等。在每一個監測路線當中都需要安排相應的設備，能夠監測路線當中支持其他的信號分析和計量電能，在進行遠程通信信號的時候就需要用互聯網中的IP協議，然后再系統的主機當中設置出IP地址，將路由器和網線一起了解起來，將獲取到的信息傳送到服務器當中去，由系統管理員和經過shouquan之后的用戶能夠利用區域的網絡聯機和上網，通過瀏覽器查詢一些相關信息。電能監測的軟件部署當中，進行監測現場主機的時候需要使用嵌入式，將安裝軟件分為兩個層面，一個是底層和中間一個是應用層。在這個過程中底層具有雙

驅動系統軟件的程序還有數據調度等等，在中間層就會有非常多的相關借口，在此之中還有協議和程序，在進行應用層的時候，就會涉及到程序當中的界面和參數設計等，在這個程序進行編寫的時候需要應用C語言。在系統當中有三個層面，一是使用起來比較簡單，二是負責的事項比較明確，三是有著比較好的執行能力，在系統當中如果想要進行遠程傳輸信息的時候就需要利用以太網進行傳輸，在監測的時候需要選用PC機，在其中要選擇B/S的監控模式，利用數據庫的服務器讓管理者和技術用戶能夠快速的找到需要的信息和實時的監控。作為電站的主要任務就是供電這事風光儲一體化的模式，所以就需要保障輸電的品質，避免在輸電過程中出現電壓進行比較大幅度的情況，導致電網不夠穩定，在此之外還需要在儲能階段錯開高峰期，在進行充電的時候需要將電能的品質達到節能成本的控制，所以在進行線上監測的系統搭建的時候，既要提高電站的性能又要有數據的支撐，需要保證在每一中的運程狀態下都能夠保證節能的效果，就單單的從遠程這部分來分析，主要的監控手段就是智能檢測，這樣監測人員就不需要到現場進行監測了，能夠便利的獲得現場的信息有效的維護管理，還能夠減少人工的支出費用。

4.4光伏儲能電站運維管理重難點

在光伏儲能電站的運維管理過程中的重難點是：一在進行優化程序和運作標準化的時候，就需要持續的將維持工作提高水平和程序的管理能力。在我們國內的光伏電站運維在進行的時候整體的水平比較低，而且在此過程中還缺少比較高度的集約，在工作的時候運維的工作人員比較少，在進行日常工作的時候就只在常規檢查中進行，不能夠接觸到程序和系統管理當中的內容，所以在進行日常的運維工作的過程中，存在工作人員對于運維工作當中的電站情況不了解不清楚的問題，導致了后期的責任都不明確找不到眾點內容在哪里。二在進行對接工作的需要時，*須要強調制定能夠及時的進行補充標準，保證其基本的實用性，在我國各省份和企業在進行制定光伏儲蓄電站的相關標準時，從整個行業的標準來看沒有辦法滿足每一類型電站的需要。三是積極作為，能夠有效的提高電站在運行過程中的調度水平，眼下調度部門和電力監管制度在光伏電站上有著非常嚴苛的考評標準，所以隨著指標的更新，也出現了新的考核標準。在電力的領域當中不管是在哪一種的情況下，供電和用電的安全都是蕞先要考慮的問題。四借助現代化的方式，能夠加強對電站出現事故的判斷和預防，能夠及時的回復電力能力，所以在蕞近這幾年內我們**在投入運營的電站當中，都有比較成熟的監控系統，但是有的管理過度的強調主體和性能，從而忽視了安全的問題。

5 Acrel-2000MG微電網能量管理系統

5.1概述

Acrel-2000MG微電網能量管理系統，是我司根據新型電力系統下微電網監控系統與微電網能量管理系統的要求，總結國內外的研究和生產的**經驗，專門研制出的企業微電網能量管理系統。本系統滿足光伏系統、風力發電、儲能系統以及充電樁的接入，銓天候進行數據采集分析，直接監視光伏、風能、儲能系統、充電樁運行狀態及健康狀況，是一個集監控系統、能量管理為一體的管理系統。該系統在安全穩定的基礎上以經濟優化運行為目標，促進可再生能源應用，提高電網運行穩定性、補償負荷波動；有效實現用戶側的需求管理、消除晝夜峰谷差、平滑負荷，提高電力設備運行效率、降低供電成本。為企業微電網能量管理提供安全、可靠、經濟運行提供了全新的解決方案。

微電網能量管理系統應采用分層分布式結構，整個能量管理系統在物理上分為三個層：設備層、網絡通信層和站控層。站級通信網絡采用標準以太網及TCP/IP通信協議，物理媒介可以為光纖、網線、屏蔽雙絞線等。系統支持ModbusRTU、ModbusTCP、CDT、IEC60870-5-101、IEC60870-5-103、IEC60870-5-104、MQTT等通信規約。

5.2技術標準

本方案遵循的**標準有：

本技術規范書提供的設備應滿足以下規定、法規和行業標準：

GB/T26802.1-2011工業控制計算機系統通用規范*1部分：通用要求

GB/T26806.2-2011工業控制計算機系統工業控制計算機基本平臺*2部分：性能評定方法

GB/T26802.5-2011工業控制計算機系統通用規范*5部分：場地安全要求

GB/T26802.6-2011工業控制計算機系統通用規范*6部分：驗收大綱

GB/T2887-2011計算機場地通用規范

GB/T20270-2006信息安全技術網絡基礎安全技術要求

GB50174-2018電子信息系統機房設計規范

DL/T634.5101遠動設備及系統*5-101部分:傳輸規約基本遠動任務配套標準

DL/T634.5104遠動設備及系統*5-104部分:傳輸規約采用標準傳輸協議子集的IEC60870-5-網絡訪問101

GB/T33589-2017微電網接入電力系統技術規定

GB/T36274-2018微電網能量管理系統技術規范

GB/T51341-2018微電網工程設計標準

GB/T36270-2018微電網監控系統技術規范

DL/T1864-2018獨立型微電網監控系統技術規范

T/CEC182-2018微電網并網調度運行規范

T/CEC150-2018低壓微電網并網一體化裝置技術規范

T/CEC151-2018并網型交直流混合微電網運行與控制技術規范

T/CEC152-2018并網型微電網需求響應技術要求

T/CEC153-2018并網型微電網負荷管理技術導則

T/CEC182-2018微電網并網調度運行規范

T/CEC5005-2018微電網工程設計規范

NB/T10148-2019微電網*1部分：微電網規劃設計導則

NB/T10149-2019微電網*2部分：微電網運行導則

5.3適用場合

系統可應用于城市、高速公路、工業園區、工商業區、居民區、智能建筑、海島、無電地區可再生能源系統監控和能量管理需求。

5.4型號說明

5.5系統配置

5.5.1系統架構

本平臺采用分層分布式結構進行設計，即站控層、網絡層和設備層，詳細拓撲結構如下：

圖1典型微電網能量管理系統組網方式

5.6系統功能

5.6.1實時監測

微電網能量管理系統人機界面友好，應能夠以系統一次電氣圖的形式直觀顯示各電氣回路的運行狀態，實時監測各回路電壓、電流、功率、功率因數等電參數信息，動態監視各回路斷路器、隔離開關等合、分閘狀態及有關故障、告警等信號。其中，各子系統回路電參量主要有：三相電流、三相電壓、總有功功率、總無功功率、總功率因數、頻率和正向有功電能累計值；狀態參數主要有：開關狀態、斷路器故障脫扣告警等。

系統應可以對分布式電源、儲能系統進行發電管理，使管理人員實時掌握發電單元的出力信息、收益信息、儲能荷電狀態]及發電單元與儲能單元運行功率設置等。

系統應可以對儲能系統進行狀態管理，能夠根據儲能系統的荷電狀態進行及時告警，并支持定期的電池維護。

微電網能量管理系統的監控系統界面包括系統主界面，包含微電網光伏、風電、儲能、充電樁及總體負荷組成情況，包括收益信息、天氣信息、節能減排信息、功率信息、電量信息、電壓電流情況等。根據不同的需求，也可將充電，儲能及光伏系統信息進行顯示。

圖2系統主界面

子界面主要包括系統主接線圖、光伏信息、風電信息、儲能信息、充電樁信息、通訊狀況及一些統計列表等。

5.6.1.1光伏界面

圖3光伏系統界面

本界面用來展示對光伏系統信息，主要包括逆變器直流側、交流側運行狀態監測及報警、逆變器及電站發電量統計及分析、并網柜電力監測及發電量統計、電站發電量年有效利用小時數統計、發電收益統計、碳減排統計、輻照度/風力/環境溫濕度監測、發電功率模擬及效率分析；同時對系統的總功率、電壓電流及各個逆變器的運行數據進行展示。

5.6.1.2儲能界面

圖4儲能系統界面

本界面主要用來展示本系統的儲能裝機容量、儲能當前充放電量、收益、SOC變化曲線以及電量變化曲線。

圖5儲能系統PCS參數設置界面

本界面主要用來展示對PCS的參數進行設置，包括開關機、運行模式、功率設定以及電壓、電流的限值。

圖6儲能系統BMS參數設置界面

本界面用來展示對BMS的參數進行設置，主要包括電芯電壓、溫度保護限值、電池組電壓、電流、溫度限值等。

圖7儲能系統PCS電網側數據界面

本界面用來展示對PCS電網側數據，主要包括相電壓、電流、功率、頻率、功率因數等。

圖8儲能系統PCS交流側數據界面

本界面用來展示對PCS交流側數據，主要包括相電壓、電流、功率、頻率、功率因數、溫度值等。同時針對交流側的異常信息進行告警。

圖9儲能系統PCS直流側數據界面

本界面用來展示對PCS直流側數據，主要包括電壓、電流、功率、電量等。同時針對直流側的異常信息進行告警。

圖10儲能系統PCS狀態界面

本界面用來展示對PCS狀態信息，主要包括通訊狀態、運行狀態、STS運行狀態及STS故障告警等。

圖11儲能電池狀態界面

本界面用來展示對BMS狀態信息，主要包括儲能電池的運行狀態、系統信息、數據信息以及告警信息等，同時展示當前儲能電池的SOC信息。

圖12儲能電池簇運行數據界面

本界面用來展示對電池簇信息，主要包括儲能各模組的電芯電壓與溫度，并展示當前電芯的Z大、Z小電壓、溫度值及所對應的位置。

5.6.1.3風電界面

圖13風電系統界面

本界面用來展示對風電系統信息，主要包括逆變控制一體機直流側、交流側運行狀態監測及報警、逆變器及電站發電量統計及分析、電站發電量年有效利用小時數統計、發電收益統計、碳減排統計、風速/風力/環境溫濕度監測、發電功率模擬及效率分析；同時對系統的總功率、電壓電流及各個逆變器的運行數據進行展示。

5.6.1.4充電樁界面

圖14充電樁界面

本界面用來展示對充電樁系統信息，主要包括充電樁用電總功率、交直流充電樁的功率、電量、電量費用，變化曲線、各個充電樁的運行數據等。

5.6.1.5視頻監控界面

圖15微電網視頻監控界面

本界面主要展示系統所接入的視頻畫面，且通過不同的配置，實現預覽、回放、管理與控制等。

5.6.1.6發電預測

系統應可以通過歷史發電數據、實測數據、未來天氣預測數據，對分布式發電進行短期、超短期發電功率預測，并展示合格率及誤差分析。根據功率預測可進行人工輸入或者自動生成發電計劃，便于用戶對該系統新能源發電的集中管控。

圖16光伏預測界面

5.6.1.7策略配置

系統應可以根據發電數據、儲能系統容量、負荷需求及分時電價信息，進行系統運行模式的設置及不同控制策略配置。如削峰填谷、周期計劃、需量控制、有序充電、動態擴容等。

圖17策略配置界面

5.6.2運行報表

應能查詢各子系統、回路或設備Z定時間的運行參數，報表中顯示電參量信息應包括：各相電流、三相電壓、總功率因數、總有功功率、總無功功率、正向有功電能等。

圖18運行報表

5.6.3實時報警

應具有實時報警功能，系統能夠對各子系統中的逆變器、雙向變流器的啟動和關閉等遙信變位，及設備內部的保護動作或事故跳閘時應能發出告警，應能實時顯示告警事件或跳閘事件，包括保護事件名稱、保護動作時刻；并應能以彈窗、聲音、短信和電話等形式通知相關人員。

圖19實時告警

5.6.4歷史事件查詢

應能夠對遙信變位，保護動作、事故跳閘，以及電壓、電流、功率、功率因數、電芯溫度（鋰離子電池）、壓力（液流電池）、光照、風速、氣壓越限等事件記錄進行存儲和管理，方便用戶對系統事件和報警進行歷史追溯，查詢統計、事故分析。

圖20歷史事件查詢

5.6.5電能質量監測

應可以對整個微電網系統的電能質量包括穩態狀態和暫態狀態進行持續監測，使管理人員實時掌握供電系統電能質量情況，以便及時發現和消除供電不穩定因素。

1）在供電系統主界面上應能實時顯示各電能質量監測點的監測裝置通信狀態、各監測點的A/B/C相電壓總畸變率、三相電壓不平衡度B分B和正序/負序/零序電壓值、三相電流不平衡度B分B和正序/負序/零序電流值；

2）諧波分析功能：系統應能實時顯示A/B/C三相電壓總諧波畸變率、A/B/C三相電流總諧波畸變率、奇次諧波電壓總畸變率、奇次諧波電流總畸變率、偶次諧波電壓總畸變率、偶次諧波電流總畸變率；應能以柱狀圖展示2-63次諧波電壓含有率、2-63次諧波電壓含有率、0.5～63.5次間諧波電壓含有率、0.5～63.5次間諧波電流含有率；

3）電壓波動與閃變：系統應能顯示A/B/C三相電壓波動值、A/B/C三相電壓短閃變值、A/B/C三相電壓長閃變值；應能提供A/B/C三相電壓波動曲線、短閃變曲線和長閃變曲線；應能顯示電壓偏差與頻率偏差；

4）功率與電能計量：系統應能顯示A/B/C三相有功功率、無功功率和視在功率；應能顯示三相總有功功率、總無功功率、總視在功率和總功率因素；應能提供有功負荷曲線，包括日有功負荷曲線（折線型）和年有功負荷曲線（折線型）；

5）電壓暫態監測：在電能質量暫態事件如電壓暫升、電壓暫降、短時中斷發生時，系統應能產生告警，事件能以彈窗、閃爍、聲音、短信、電話等形式通知相關人員；系統應能查看相應暫態事件發生前后的波形。

6）電能質量數據統計：系統應能顯示1min統計整2h存儲的統計數據，包括均值、Z大值、Z小值、95%概率值、方均根值。

7）事件記錄查看功能：事件記錄應包含事件名稱、狀態（動作或返回）、波形號、越限值、故障持續時間、事件發生的時間。

圖21微電網系統電能質量界面

5.6.6遙控功能

應可以對整個微電網系統范圍內的設備進行遠程遙控操作。系統維護人員可以通過管理系統的主界面完成遙控操作，并遵循遙控預置、遙控返校、遙控執行的操作順序，可以及時執行調度系統或站內相應的操作命令。

圖22遙控功能

5.6.7曲線查詢

應可在曲線查詢界面，可以直接查看各電參量曲線，包括三相電流、三相電壓、有功功率、無功功率、功率因數、SOC、SOH、充放電量變化等曲線。

5.6.8統計報表

具備定時抄表匯總統計功能，用戶可以自由查詢自系統正常運行以來任意時間段內各配電節點的用電情況，即該節點進線用電量與各分支回路消耗電量的統計分析報表。[6]對微電網與外部系統間電能量交換進行統計分析；對系統運行的節能、收益等分析；具備對微電網供電可靠性分析，包括年停電時間、年停電次數等分析；具備對并網型微電網的并網點進行電能質量分析。

圖24統計報表

5.6.8.1網絡拓撲圖

系統支持實時監視接入系統的各設備的通信狀態，能夠完整的顯示整個系統網絡結構；可在線診斷設備通信狀態，發生網絡異常時能自動在界面上顯示故障設備或元件及其故障部位。

圖25微電網系統拓撲界面

本界面主要展示微電網系統拓撲，包括系統的組成內容、電網連接方式、斷路器、表計等信息。5.6.8.2通信管理

可以對整個微電網系統范圍內的設備通信情況進行管理、控制、數據的實時監測。系統維護人員可以通過管理系統的主程序右鍵打開通信管理程序，[6]然后選擇通信控制啟動所有端口或某個端口，快速查看某設備的通信和數據情況。通信應支持ModbusRTU、ModbusTCP、CDT、IEC60870-5-101、IEC60870-5-103、IEC60870-5-104、MQTT等通信規約。

5.6.8.3用戶權限管理

應具備設置用戶權限管理功能。[5]通過用戶權限管理能夠防止未經授權的操作（如遙控操作，運行參數修改等）。可以定義不同級別用戶的登錄名、密碼及操作權限，為系統運行、維護、管理提供可靠的安全保障。

5.6.8.4故障錄波

應可以在系統發生故障時，自動準確地記錄故障前、后過程的各相關電氣量的變化情況，通過對這些電氣量的分析、比較，對分析處理事故、判斷保護是否正確動作、提高電力系統安全運行水平有著重要作用。其中故障錄波共可記錄16條，[6]每條錄波可觸發6段錄波，每次錄波可記錄故障前8個周波、故障后4個周波波形，總錄波時間共計46s。每個采樣點錄波至少包含12個模擬量、10個開關量波形。

5.6.8.5事故追憶

可以自動記錄事故時刻前后一段時間的所有實時掃描數據，包括開關位置、保護動作狀態、遙測量等，形成事故分析的數據基礎。

用戶可自定義事故追憶的啟動事件，當每個事件發生時，存儲事故掃描周期及事故后10個掃描周期的有關點數據。啟動事件和監視的數據點可由用戶Z定和隨意修改。

圖29事故追憶

6硬件及其配套產品

7結束語

目前我國的火力發電仍占據較大的比例，隨著煤炭資源的供應短缺，以及對環境的嚴重污染，使得火力發電轉型升級迫在眉睫，所以在現階段開發新能源發電是眼下非常重要的事情。在風電和光伏儲能電站的建立和完善當中，還需要注意其中的運維管理的匹配性，能夠充足的支持儲能電站的正常運行。在此之外還需要在風電和光伏電站的穩定性和不穩定性這兩個方面進行考慮，在設置過程中需要前面的設計供電模式，在此基礎上還需要將電能監測落實，保證電能調度的效果。

參考文獻

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