1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。
2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，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB/T7260.1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/T22239信息安全技术网络安全等级保护基本要求
GB/T40595并网电源一次调频技术规定及试验导则
GB50343建筑物电子信息系统防雷技术规范
DL/T634.5104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/T1998感应滤波变压器成套设备使用技术条件
DL/T5136火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程
3术语和定义
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。
3.2
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。
3.3
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。
3.4
聂铭杰感应滤波监控系统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。
组合式桥架3.5
感应滤波变压器成套设备inductive filtering transformer 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。
3.6
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。
3.7
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。
3.8
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。
3.9
牙刷加工
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。
3.10
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。
扫地机器人方案
4总则
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，提高运行的可靠性、经济性，并确保场站运行的安全性。
5系统构成
水箅5.1系统结构
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。水位水温传感器
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。
5.2网络结构
三站合一智能监控系统应采用星型网络，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。
5.3硬件设备
5.3.1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。
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冗余配置。
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网络设备
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。
5.4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。
6系统功能要求
6.1有功功率控制
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储能系统、风力发电系统、光伏发电系统，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%。
6.2无功电压控制
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。
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%。
6.3一次调频控制
6.3.1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。
6.3.2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，遵守操作唯一性原则。
6.3.3新能源场站、储能设备的一次调频应符合GB/T40595的规定。
6.4数据采集和处理
6.4.1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。
6.4.2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。
6.4.3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。
6.4.4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。
6.4.5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。
6.4.6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；
b）感应滤波变压器分接头位置信息。
6.5人机界面与操作
6.5.1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；
