新能源配储能三站合一智能监控系统技术规范-征求意见稿

1、ICS FORMTEXT 31.260 FORMTEXT L 51 FORMTEXT DB FORMTEXT 43 FORMTEXT 湖南省地方标准DB FORMTEXT 43/ FORMTEXT T000 FORMTEXT XXXX新能源配储能三站合一智能监控系统技术规范Technical Standard for three stations in one intelligent monitoring system of renewable energy station equipped with energy storage（征求意见稿）FORMTEXT（本稿完成日期：20220728）

2、 FORMTEXT XXXX - FORMTEXT XX - FORMTEXT XX发布 FORMTEXT XXXX - FORMTEXT XX - FORMTEXT XX实施 FORMTEXT 湖南省市场监督管理局发布DB43/ T000XXXX 目 次 TOC o 1-2 h z u HYPERLINK l _Toc106203066 前言 PAGEREF _Toc106203066 h II HYPERLINK l _Toc106203067 1 范围 PAGEREF _Toc106203067 h 1 HYPERLINK l _Toc106203068 2 规范性引用文件 PAGERE

3、F _Toc106203068 h 1 HYPERLINK l _Toc106203069 3 术语和定义 PAGEREF _Toc106203069 h 1 HYPERLINK l _Toc106203070 4 总则 PAGEREF _Toc106203070 h 2 HYPERLINK l _Toc106203071 5 系统构成 PAGEREF _Toc106203071 h 3 HYPERLINK l _Toc106203072 6 系统功能要求 PAGEREF _Toc106203072 h 4 HYPERLINK l _Toc106203073 7 性能指标 PAGEREF _T

4、oc106203073 h 7 HYPERLINK l _Toc106203074 8 防雷接地 PAGEREF _Toc106203074 h 8 HYPERLINK l _Toc106203075 9 电源 PAGEREF _Toc106203075 h 8 HYPERLINK l _Toc106203076 10 网络安全 PAGEREF _Toc106203076 h 9 HYPERLINK l _Toc106203077 附录A（资料性附录）三站合一智能监控系统网络结构图 PAGEREF _Toc106203077 h 11前言本文件按照GB/T 1.1-2020 标准化工作导则 第

5、1部分：标准化文件的结构和起草规则的规定起草。本标准由湖南省计量检测研究院提出。本标准由湖南省市场监督管理局归口。本标准起草单位：本标准主要起草人：新能源配储能三站合一智能监控系统技术规范范围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35kV及以上电压等级电力系统、储能功率不小于1MW且容量不小于1MWh的新建、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。规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，

6、其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 HYPERLINK /detail/190425.html t /_blank GB/T 7260.1 不间断电源设备 第1-1部分：操作人员触及区使用的UPS的一般规定和安全要求GB/T 22239 信息安全技术网络安全等级保护基本要求GB/T 40595 并网电源一次调频技术规定及试验导则GB 50343 建筑物电子信息系统防雷技术规范DL/T 634.5104 远动设备及系统 第5-104部分：传输规约 采用标准传输协议集的IEC60870-5-101网络访问DL/T 1998 感应滤波变压器成套设备使用技术条件DL/T 5136 火力发电厂

7、、变电站二次接线设计技术规程术语和定义下列术语和定义适用于本文件。三站合一智能监控系统 three stations in one intelligent monitoring system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 supervisory control and data acquisition system，SCADA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、参数调节以及各类信号报警等各项

8、功能,即遥测、遥信、遥控和遥调功能。远程终端单元（Remote Terminal Unit，RTU），馈线终端单元（Feeder Terminal Unit，FTU）是它的重要组成部分。能量管理系统 energy management system，EMS对电池充放电进行控制，提升电池组的使用寿命、充放电效率等，主要防止电池的过充过放及电池之间的电压均衡保护。感应滤波监控系统 inductive filtering control system对感应滤波变压器及调谐与无功补偿装置进行监视、控制的软硬件集成系统。感应滤波变压器成套设备 inductive filtering transforme

9、r equipment成套设备由感应滤波变压器、调谐与无功补偿装置及监控系统组成。新能源场站 renewable energy station集中接入电力系统的风电场或光伏电站并网点以下所有设备。并网点为风电场或光伏电站的电能输出汇总点。注：包括接入升压站的低压侧变压器、母线、线路、变流器、储能、风电机组、光伏发电系统、无功调节设备及辅助设备等。升压站并网点 point of connection of booster station升压站并网点为升压站高压侧母线或节点。自动发电控制 automatic generation control，AGC通过自动控制程序，实现对控制区内各发电机组有功

10、出力的自动重新调节分配，以维持系统频率、联络线交换功率在计划目标范围内的控制过程。自动电压控制 automatic voltage control，AVC是指对全网无功电压状态进行集中监视和分析计算，从全局的角度对广域分散的电网无功装置进行协调优化控制。一次调频 primary frequency control,PFC当电力系统频率偏离目标频率时，电源通过控制系统的自动反应，调整有功出力减少频率偏差的控制功能。总则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，提高运行的可靠性、经济性，并确保场

11、站运行的安全性。系统构成系统结构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/T 1998的规定。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。网络结构三站合一智能监控系统应

12、采用星型网络，应采用双网冗余配置。三站合一智能监控系统网络结构可参考资料性附录A。硬件设备硬件构成三站合一智能监控系统的硬件设备宜由以下几部分组成：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。站控层设备要求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。三站合一智能监控系统主机/操作员站宜采用双机冗余配置。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

13、式。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。网络设备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。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。软件要求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） 操作系统应采用安全操作系统；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；3） 实时数据库应提供安全、高效的实时数据存取，支持多

14、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） 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。系统功能要求有功功率控制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。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储能系统、风力发电系统、光伏发电系统，自动

15、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。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。智能监控系统的有功功率控制误

16、差不应大于目标值的1%。无功电压控制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：风电机组、光伏发电系统、储能变流器、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） 风电机组、光伏发电系统、储能变流器、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。智能监控系统的无功电压控制误差不应大于目标值的1%。一次调频控制智能监控系统应能选择采用新能源有功备用和采

17、用储能设备的方式，实现新能源场站的一次调频功能，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。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，遵守操作唯一性原则。新能源场站、储能设备的一次调频应符合GB/T 40595的规定。数据采集和处理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。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

18、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。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

19、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。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。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。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；b） 感应滤波变压器分接头位置信息。人机界面与操作人机界面应满足如下要求但不限于：a） 能按要求对各种参数进行设置，具备按一定权限对参

20、与功率控制设备的选择、设备参数、模拟量限值等进行编辑、记录功能；b） 画面的调用方式应符合灵活可靠、响应速度快的原则；c） 应给不同职责的运行管理人员不同的安全等级操作权限。操作功能应满足如下要求但不限于：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。远动功能远动工作站应满足直采直送要求，具备与相关一个或多个调度中心信息交互功能。与不同调度通信中心通信时实时数据库应具有相对独立性，不相互影响数据的刷新。远动工作站的运行应独立于后台监控系统，双方互不影

21、响。当远动信息不刷新时，传送调度端的信息必须保留原数据并在品质标志位打上无效标志。远动工作站应能将站内各设备的输出有功功率、输出无功功率通过遥信方式上送各级调度通信中心。远动工作站宜具备事件顺序记录功能。历史数据记录及统计智能监控系统应具有历史数据记录功能。智能监控系统应具有统计功能。时间同步智能监控系统设备应从站内时间同步系统获得对时信号。站控层设备宜采用SNTP网络对时方式。事件顺序记录智能监控系统应具有事件顺序记录、追忆记录及故障处理功能。信息传输信息传输的总体要求如下：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

22、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。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。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。其他功能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，数据储存容量不少于12个月。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。性能指标系统性能功率控制(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

23、可进行功率控制(AGC/AVC)。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。系统满足电力二次系统防护要求。系统所使用软件、硬件设备不涉及盗版、侵权等法律问题。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。AGC/AVC控制性能AGC/AVC控制性能主要性能指标要求如下：表1 AGC/AVC控制性能指标序号技术参数名称参数1AGC响应延迟时间 2s2AVC响应延迟时间 1s3一次调频控制方式响应时间 1s4系统处理有功控制指令准确度100%5系统处理无功控制指令准确度100%6AGC调节精度 3%7AVC控制误差 1%8母线电压控制

24、精度电压控制偏差 0.3kV9母线电压调节速度调节母线电压变化1kV时间 30s系统实时响应系统实时响应主要性能指标要求如下：表2 系统实时响应指标序号技术参数名称参数1控制命令从生成到输出的时间 1s2画面实时数据更新周期模拟量 3s3画面实时数据更新周期开关量 2s4主机数据库刷新周期 1s5画面整幅调用响应时间实时画面 1s其他画面 3s6遥测信息响应时间（从I/O输入端至远动工作站出口） 3s7遥信变位响应时间（从I/O输入端至远动工作站出口） 2s8遥控接受到远方调度中心控制命令至发到I/O卡件输出时间 2s9双机切换到系统功能恢复正常时间 30s历史数据库存储及负荷率历史数据库存储

25、及负荷率主要性能指标要求如下：表3 系统实时响应指标序号技术参数名称参数1历史曲线采样间隔1min30min，可调2历史趋势曲线日报，月报，年报存储时间 2年3历史趋势曲线 300条4主机、各工作站的CPU负荷率正常时（任意30min内） 30%电力系统故障（10s内） 50%5网络负荷率正常时（任意30min内） 30%电力系统故障（10s内） 50%可靠性可靠性主要指标要求如下：表4 可靠性指标序号技术参数名称参数1系统可用率 99.9%2遥控动作成功率= 1003事故时遥信年正确动作率 994系统平均无故障时间（MTBF） 40000小时防雷接地监控系统雷电电磁脉冲防护应符合GB 503

26、43的规定。监控系统选用的设备应符合电子设备雷电防护要求。监控系统设备接地应满足DL/T 5136的要求。电源监控系统站控层微机设备应采用交流不间断电源（以下简称UPS），提供AC 220V/50Hz交流电源。交流不间断电源的容量选择应留有裕度，UPS的技术要求应符合GB7260.1有关规定。交流不间断电源的备用电源切换时间应不大于5ms，备用时间应不小于2h。网络安全总体要求监控系统应遵循GB/T 22239中对网络安全的总体要求，从监控系统的安全分区的建设、安全分区的边界、系统设备的安全加固，系统的安全可信环境、监控系统运行的安全状态监测等多个方面多个维度建设综合性的网络安全防御体系，保障监控系统的安全稳定运行。系统结构安全监控系统的结构安全应当遵循“安全分区、网络专业、横向隔离、纵向认证”的总体原则，并满足以下基本要求：a） 按照电压等级规模的不同，在生产控制大区内划分控制区和非控制区；b） 应当尽可能将业务系统完整部署在同一个安全区内；