标准规范下载简介
DB43／T 2549-2023 新能源配储能三站合一智能监控系统技术规范.pdfICS 27.060.30 CCS J 75
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新能源配储能三站合一智能监控系统
杭州某住宅小区幕墙工程施工组织设计TechnicalStandardforthree stationsinoneintelligent monitoringsystem ofrenewable energystationequipped with energystorage
湖南省市场监督管理局发布
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111 范围· 规范性引用文件 术语和定义· 总则· 系统构成. 系统功能要求 性能指标· 防雷接地· 电源· 10网络安全 附录A（资料性） 三站合一智能监控系统网络结构图·
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本文件按照GB/T1.1一2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规 定起草。 请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。 本标准起草单位：国家电网湖南省电力有限公司、湖南华大电工高科技有限公司、湖南大学、国网 湖南省电力有限公司经济技术研究院、湖南经研电力设计有限公司、国网湖南省电力有限公司电力科学 研究院、国家电投五凌电力有限公司、中国三峡新能源（集团）股份有限公司、中国电力工程顾问集团 有限公司、中广核（湖南）新能源开发有限公司、国家能源集团湖南电力新能源有限公司、湖南龙源风 力发电有限公司、大唐华银电力股份有限公司、湖南新华水利电力有限公司、广东省风力发电有限公司 湖南分公司、长沙理工大学。 本标准主要起草人：曹一家、潘力强、周冠东、肖帅、朱军飞、徐民、李龙、胡迪军、杨丹、陈斌、 徐志强、伍也凡、王立娜、蒋诗谣、罗华伟、罗磊鑫、刘文军、罗隆福、张志文、李勇、何志兴、夏向 阳、熊尚峰、宁志豪、张坤、张兴伟、谭丽平、牛国智、黄立新、谭振国、李文明、许诺、刘淑军、曹 周生、李栋、罗必雄、张力、童晖、葛永恒、刘璐、王志刚、陈健、谭勇、蒋瑞柏、臧伟、吴晓斌、汤 灿杰、吴增金、李煜、张乐明、王涛、徐小州、姚立鑫、梁靖霖、彭胜、吴晋波、徐松、李理、洪权、 欧阳志国、马芳、周凤灵、夏梅、段江灵、张鹏洲、夏天、田野、张靖、杨京渝。
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储能三站合一智能监控系统技
本文件规定了新能源场站配储能三站合一智能监控系统的系统构成、系统功能、性能指标、防雷接 地、电源和网络安全技术要求内容等。 本文件适用于接入10kV及以上电压等级电力系统、新建、扩建或改建工程新能源配储能电站，其 他新能源配储能系统可参照执行
下列术语和定义适用于本文件。 3.1 三站合一智能监控系统threestationsinoneintelligentmonitoringsystem 对升压站监控系统、新能源发电数据采集与监视控制系统、储能站能量管理系统进行数据交互、 协调控制及统筹分配，实现全站有功功率能量管理及无功功率协调分配的功能，形成全站的监控和管 理中心。
数据采集与监视控制系统
对新能源电站的运行设备进行监视和控制，以实现数据采集、设备控制、测量、参数调节以及名 号报警等各项功能，即遥测、遥信、遥控和遥调功能。远程终端单元（RemoteTerminalUnit，RT 线终端单元（FeederTerminalUnit，FTU）是它的重要组成部分，
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4.1 三站合一智能监控系统应符合易拓展、易改造、易升级、易维护的工业化应用要求。 4.2 三站合一智能监控系统应有利于实现全系统的信号采集、监视及控制、故障处理，提高运行的可
三站合一智能监控系统应符合易拓展、易改造、易升级、易维护的工业化应用要求。 三站合一智能监控系统应有利于实现全系统的信号采集、监视及控制、故障处理，提高运行的
靠性、经济性，并确保场站运行的安全性。
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5.1.1三站合一智能监控系统由站控层设备组成，并采用分层、分布、开放式网络系统与新能源场站 监控系统、储能站能量管理系统EMS、升压站监控系统实现连接。对于配置感应滤波变压器成套设备的 升压站，三站合一智能监控系统还应通过网络系统与感应滤波监控系统实现连接，感应滤波监控系统应 符合DL/T1998的规定。 5.1.2站控层宜由计算机网络连接的系统主机/操作员站、数据服务器、远动工作站、工程师站（选配） 等设备构成，为站内运行提供人机界面，实现配置储能的新能源场站的统一的功率优化调节，形成新能 源场站、储能站和升压站的功率的综合控制中心，并可与各级监控中心通信。
三站合一智能监控系统的硬件设备宜由以下儿部分组成： a）站控层设备：三站合一智能监控系统主机/操作员站、数据服务器、远动工作站、工程师站（选 配）、时间同步系统及打印机等； b） 网络设备：包括网络交换机、光/电转换设备、接口设备和网络连线及网络安全设备等
5.3.2站控层设备要求
5.3.2.1站控层配置应满足全站（包括新能源场站、储能站和升压站）综合功率控制的功能要求及性 能指标要求，并留有扩充裕度。 5.3.2.2三站合一智能监控系统主机/操作员站宜采用双机余配置。 5.3.2.3站控层配置的远动工作站与调度中心的通信模式应能设置为双主机或主备用工作方式。 5.3.2.4站控层应设置时钟同步系统，其同步脉冲输出接口或数字接口应满足系统配置要求。
5.3.3.1三站合一智能监控系统网络通信设备主要为交换机，提供网络通信服务，传输速率应不低于 100Mbit/s。 5.3.3.2户内网络通信介质宜采用超五类屏蔽双绞线。通往户外的通信介质应采用铠装光纤或铠装屏 蔽双绞线
三站合一智能监控系统包括系统软件、应用软件及工具软件，满足如下要求： a）系统软件主要包括操作系统、历史/实时数据库和标准数据总线与接口等，配置要求如下： 1）操作系统应满足国标GB/T20272的要求：
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2）历史数据库应提供数据库管理工具和软件开发工具进行维护、更新和扩充操作，并有备份 功能 3）实时数据库应提供安全、高效的实时数据存取，支持多应用并发访问和实时同步更新； 4）标准数据总线与接口应提供基于消息的信息交换机制，通过消息中间件完成不同应用之间 的消息代理、传送功能。 b）人 应用软件主要包括画面编辑软件、监控实时运行软件、实时告警窗、统计计算及报表打印等， 应用软件应采用模块化结构，具有良好的实时响应速度和稳定性、可靠性、可扩充性； C） 工具软件主要包括系统配置工具等
6.1.1智能监控系统应遵循分级控制、统一调度的原则，根据电网调度机构指令，控制新能源场站的 有功功率和储能站的充放电功率。 6.1.2智能监控系统应具备统一调度和独立调度两种有功功率控制模式，对配置储能设备的新能源场 站的风电场发电系统、光伏电站发电系统、储能系统，自动发电控制（AGC）策略要求如下： a）统一调度模式下，系统接收调度主站下发的升压站并网点总有功功率指令，根据新能源发电 SCADA系统和储能EMS系统的计算优化目标值，自动将总有功功率指令分解到两个系统，并将 新能源发电有功功率目标值和储能站有功功率目标值分别下发到新能源发电SCADA系统和储 能站EMS系统： b）独立调度模式下，系统接收调度主站下发的新能源发电有功功率指令和储能站有功功率指令： 自动将电网调度下达的新能源发电有功功率目标值和储能站有功功率目标值分别下发到新能 源发电SCADA系统和储能站EMS系统。 6.1.3智能监控系统的有功功率控制应能防止升压站主变压器过载运行。 6.1.4智能监控系统的有功功率控制误差不应大于目标值的1%。
6.1.1智能监控系统应遵循分级控制、统一调度的原则，根据电网调度机构指令，控制新能源场站的 有功功率和储能站的充放电功率
6.2.1智能监控系统的无功电压控制功能要求如下： a）接收调度主站下发的无功功率或电压调节控制目标时，能够自动控制全站系统内各种控制 对象，实现追随调度主站的控制目标。控制对象应包括：风电场发电系统、光伏电站发电系 统、储能系统、无功调节设备、主变分接开关等； b） 通过新能源发电SCADA系统、储能站EMS系统及升压站监控系统下发各个设备的无功功率 指令： c）风电场发电系统、光伏电站发电系统、储能系统、无功调节设备、主变和母线故障时应自动闭 锁全部或部分功能，支持人工恢复和自动恢复。 6.2.2智能监控系统的无功电压控制误差不应大于目标值的1%。
一1 智能监控系统应能选择采用新能源有功备用和采用储能设备的方式，实现新能源场站的一次调步 系统自动将一次调频控制方式下发到新能源发电一次调频控制装置和储能系统一次调频控制装置。 2 智能监控系统的一次调频控制方式的选择应具有手动和自动两种模式，遵守操作唯一性原见
新能源场站、储能设备的一次调频应符合GB/T
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6.4.1智能监控系统采用感应滤波技术对新能源并网点电能质量进行实时控制，控制对象包括新能源发 电系统产生的谐波、储能系统产生的谐波等。 6.4.2新能源场站并网点谐波应满足GB/T14549的规定。
6.5辅助服务需求响应
6.5.1智能监控系统应具备接受群控域控调度控制功能，实现新能源场站、储能站的快速响应。 6.5.2智能监控系统应具备接受调度辅助服务交易指令，实现新能源场站电力辅助服务管理功能。
6.6.1智能监控系统应能通过网络通信与升压站监控系统、新能源发电SCADA系统和储能站EMS系统、
6.6.1智能监控系统应能通过网络通信与升压站监控系统、新能源发电SCADA系统和储能站EMS系统、 感应滤波监控系统进行实时信息数据的采集和处理。 6.6.2智能监控系统与升压站监控系统通信连接，接收和处理的信息应包括但不限于： a）升压站并网点的电压、电流、有功功率、无功功率、功率因数、频率； b）升压站并网点断路器及隔离开关的位置信息、保护动作信息等； c）集中接入升压站的风电场或光伏电站并网点的电压、电流； d）集中接入升压站的储能系统并网点的电压、电流； e）集中接入升压站的风电场或光伏电站并网点的断路器及隔离开关的位置信息、保护动作信 息等： f）集中接入升压站的储能系统并网点的断路器及隔离开关的位置信息、保护动作信息等； g）升压站主变分接头位置信息； h）无功补偿装置断路器及隔离开关的位置信息、保护动作信息等； i）动态无功补偿装置断路器及隔离开关的位置信息、保护动作信息、输出无功功率、无功功 率可调范围等。 6.6.3智能监控系统与新能源发电SCADA系统通信连接，接收和处理的信息应包括但不限于： a）新能源发电系统的总有功功率、总无功功率； b）新能源发电系统的事故总信号。 6.6.4智能监控系统与储能EMS系统通信连接，接收和处理的信息应包括但不限于： a）储能系统的总有功功率、总无功功率； b）储能系统的事故总信号。 6.6.5智能监控系统应能通过远动工作站与调度（调控）中心主站通信，接收调度（调控）中心下发 的AGC/AVC调节指令。 6.6.6智能监控系统与感应滤波监控系统通信连接，接收和处理的信息宜包括但不限于： a）调谐与无功补偿装置断路器及隔离开关的位置信息、输出无功功率、无功功率可调范围等； h）感应滤波变压器分接头位置信息
人机界面应满足如下要求但不限于： 能按要求对各种参数进行设置，具备按一定权限对参与功率控制设备的选择、设备参数、 量限值等进行编辑、记录功能：
人机界面应满足如下要求
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应给不同职责的运行管理人员不同的安全等级
操作功能应满足如下要求但不限
a） 操作方式应满足6.1、6.2、6.3相关功能； b）应能按要求对各种功能进行投退； c）可实现对屏幕画面、制表打印和数据库的修改、扩充等维护功能； d）可对信息进行分层、分级、分类设置。
6.9历史数据记录及统计
6.9.1智能监控系统应具有历史数据记录功能。 6.9.2智能监控系统应具有统计功能，
6.9.1智能监控系统应具有历史数据记录功能。
状元新村10幢工程高大支模施工方案6.10.1智能监控系统设备应从站内时间同步系统获得对时信号。 6.10.2站控层设备宜采用SNTP网络对时方式。
a） 应支持与多级调度（调控）中心的信息传输； b）信息传输的内容及格式应标准化、规范化； c）实时数据传输应满足实时性、可靠性要求； d）非实时数据传输宜采用服务接口方式按需调用。 6.12.2智能监控系统与升压站监控系统、新能源发电SCADA系统和储能站EMS系统之间的通信网络应 采用高速以太网，信息传输应遵循DL/T634.5104标准， 6.12.3智能监控系统与调度（调控）中心间的信息传输应遵循DL/T634.5104标准。
6.13.1智能监控系统应具有方便灵活的查询、统计以及图表展示功能，数据储存时间不少于12 个月。 6.13.2智能监控系统应可以根据要求形成各种形式的文字报表，通过报表处理软件进行修改，生成和 编辑，且报表的建立可以在线进行，
2088Rosemount变送器DB43/T25492023
7.1.1功率控制（AGC/AVC）不受新能源电站机组检修和扩建限制，即风机/逆变器任何运行状态皆可 进行功率控制（AGC/AVC）。 7.1.2功率控制（AGC/AVC）响应速度、反馈速度及闭环响应时间满足电力调度控制中心的要求。 7.1.3系统满足电力二次系统防护要求。 7.1.4系统所使用软件、硬件设备不涉及盗版、侵权等法律问题。 7.1.5系统具有很好的兼容性，支持多种通讯协议，并预留3个第三方数据接口。
7.2AGC/AVC控制性能