《风光储联合发电站监控系统技术条件》

ICS补充

K

中华人民共和国能源行业标准

NB/TXXXX—201X

风光储联合发电站监控系统技术条件

Specificationforsupervisoryandcontrolsystemof

Wind/PV/Storagepowerplant

20--发布20--实施

国家能源局发布

NB/TXXXX—201×

1范围

1.1本标准规定了风光储联合发电站监控系统的系统构成、系统功能、性能

指标、工作条件等。

1.2本标准适用于新建、改建或扩建风光储联合发电站。

2规范性引用文件

2.1下列文件对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/T31366-2015光伏发电站监控系统技术要求

GB/T13729远动终端设备

DL/T5149-2001220kV～500kV变电所计算机监控系统设计技术规程

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

协议子集的IEC60870-5-101网络访问

DL/T860变电站通信网络和系统

GB7260.1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

3术语和定义

下列术语和定义适用于本标准。

3.1风光储联合发电站Wind/PV/Storagepowerplant

由风电、光伏、电化学储能联合运行和协调控制的发电站。

3.2风光储联合发电站并网点pointofconnectionofWind/PV/Storagepower

plant

风光储联合发电站升压变电站高压侧母线或节点。

3.3风力发电单元windpowerunit

风力发电机组经升压变压器与电网连接，被监控系统直接调度的单元。

3.4光伏发电单元photovoltaicpowerunit

一定数量的光伏组件串通过汇流箱多串汇集，经逆变器逆变与隔离升压变压

器升压成符合电网频率和电压要求的电源，这种一定数量光伏组件串的集合称为

2

NB/TXXXX—201×

光伏发电单元。

3.5储能运行单元energystorageoperationunit

由电化学电池或电磁能量存储介质、储能变流器构成的储能单元，经升压变

压器与电网连接，作为独立的负载或电源被监控系统直接调度的单元。

3.6间隔层baylevel

由（智能）I/O单元、控制单元、控制网络和保护接口机等构成，面向单元

设备的就地测量控制层。其中，单元设备包括风力发电单元、光伏发电单元、储

能运行单元以及升压变电站无功补偿装置、根据运行管理配置的断路器等。

3.7风光储联合发电站监控系统supervisoryandcontrolsystemsof

Wind/PV/Storagepowerplant

对风光储联合发电站全站生产过程进行实时监测和控制的计算机系统，包括

间隔层、风电监控子站、光伏监控子站、储能监控子站、升压站监控子站以及监

控主站。

3.8风电监控子站slavestationforwindpowersupervisoryandcontrol

风光储联合发电站中，对按地域划分的多个风力发电单元运行过程进行实时

监视和控制，并就地建立的计算机系统。其监控对象包括所辖范围内的风力发电

机组、升压变压器、集电线路、集电线路开关等。

3.9光伏监控子站slavestationforphotovoltaicpowersupervisoryandcontrol

风光储联合发电站中，对按地域划分的多个光伏发电单元运行过程进行实时

监视和控制，并就地建立的计算机系统。其监控对象包括所辖范围内的光伏电池

板、汇流箱、直流配电柜、逆变器、升压变压器、集电线路、集电线路开关等。

3.10储能监控子站slavestationforenergystoragesupervisoryandcontrol

风光储联合发电站中，对按地域划分的多个储能运行单元运行过程进行实时

监视和控制，并就地建立的计算机系统。其监控对象包括储能变流器、升压变压

器、集电线路、集电线路开关等。

3.11升压站监控子站slavestationforsubstationsupervisoryandcontrol

风光储联合发电站中，对升压变电站内电气设备及电力网络进行监视和控制

的计算机系统。其监控对象包括变压器、断路器、隔离开关、母线等。

3.12监控主站masterstationforplantlevelsupervisoryandcontrol

3

NB/TXXXX—201×

与风电监控子站、光伏监控子站、储能监控子站、升压站监控子站、上级调

度控制系统以及其它自动化和通信系统进行通信，对风光储联合发电站内风力发

电、光伏发电、储能充放电及升压变电站进行综合监视和协调控制，并接受上级

调度部门统一调度的计算机系统。

3.13有功功率自动控制automaticgenerationcontrol（AGC）

根据风光储联合发电站监控系统实时采集数据在线计算有功控制策略，自动

下发风电机组、光伏逆变器、储能变流器等的有功控制指令，使整个风光储联合

发电站的有功在规定时间内满足上级调度部门或设定目标要求。

3.14无功电压自动控制automaticvoltagecontrol（AVC）

根据风光储联合发电站监控系统实时采集数据在线计算无功控制策略，自动

下发风电机组、光伏逆变器、储能变流器及无功补偿装置等的无功电压控制指令，

使站内各母线电压满足运行上下限约束，并网点电压或无功在规定时间内满足上

级调度部门或设定目标要求。

4总则

4.1风光储联合发电站监控系统可采用分层分布式结构，应具备标准软件接口和

良好的可扩展性。

4.2风光储联合发电站监控系统应满足电力监控系统安全防护的要求。

4.3监控主站和各监控子站之间应实现可靠的通信联系。

4.4风光储联合发电站监控系统应具备数据采集和监视控制、有功功率自动控制

和无功电压自动控制功能。

4.5风光储联合发电站监控系统应具备与站内继电保护故障信息管理系统、功

率预测系统及电能量计量系统通信的能力。

4.6风光储联合发电站监控系统应具备与电网调度机构、远方集中监控系统通信

及信息交换的能力。

5系统构成

5.1系统结构

5.1.1风光储联合发电站监控系统由监控主站、监控子站、间隔层监控设备以及

之间的通信网络组成。当技术经济合理时可将监控主站和监控子站合并。

5.1.2监控主站由计算机网络连接的服务器和工作站等设备构成，为站内运行提

4

NB/TXXXX—201×

供人机界面，实现全站有功功率自动控制和无功电压自动控制，形成全站的监控

和管理中心，并可与电网调度机构、远方集中监控系统通信。

5.1.3监控子站由计算机网络连接的服务器和工作站等设备构成，包括风电监控

子站、光伏监控子站、储能监控子站以及升压站监控子站，分别实现对所辖范围

内风力发电单元、光伏发电单元、储能运行单元以及升压站内无功补偿装置、断

路器等的监视控制，接收并执行监控主站有功、无功控制指令。

5.1.4间隔层由（智能）I/O单元、控制单元、控制网络和保护接口机等构成，

实现风力发电单元、光伏发电单元、储能运行单元以及变电站无功补偿装置等的

就地测量和控制。

5.1.5监控主站、监控子站及间隔层宜直接连接，并采用分层、分布、开放式网

络系统实现连接。不具备直接连接的情况下，可通过规约转换设备连接。风光储

联合发电站监控系统典型通信结构图参加附录A。

5.2硬件配置

5.2.1监控主站及监控子站设备

5.2.1.1监控主站宜配置前置服务器、数据库服务器、监视控制应用服务器、自

动控制应用服务器、操作员工作站、工程师站、卫星对时设备及打印机等。

5.2.1.2监控子站宜配置远动通信装置、数据库服务器、监视控制应用服务器、

操作员工作站、卫星对时设备及打印机等

5.2.1.3监控主站及子站硬件配置应满足整个系统的功能要求及性能指标要求，

主机资源应与监控设备终期建设规模相适应，并留有扩充裕度。

5.2.1.4并网电压等级为220kV及以上的风光储联合发电站，监控系统服务器、

远动通信装置、网络交换机及通信通道应宜冗余配置。

5.2.2间隔层监控设备

5.2.2.1间隔层监控设备由（智能）I/O单元、控制单元、控制网络和保护接口机

构成，包括风力发电间隔层监控设备、光伏发电间隔层监控设备、储能间隔层监

控设备及升压变电站间隔层监控设备等。I/O单元应按电气单元配置，宜模块化、

标准化、易维护、易更换、允许热插拔或带电插拔。

5.2.2.2风力发电间隔层监控面向风力发电单元，包括风电机组主控制器、测控

装置、继电保护装置及通信控制单元等设备。

5

NB/TXXXX—201×

5.2.2.3光伏发电间隔层监控面向光伏发电单元，包括光伏逆变器、光伏发电单

元规约转换器、测控装置、继电保护装置通信接口等设备，并应满足GB/T

31366-2015的要求。

5.2.2.4储能间隔层监控面向储能运行单元，包括储能变流器、测控装置、继电

保护装置通信接口及间隔层网络等设备。

5.2.2.5升压变电站间隔层监控设备包括无功补偿装置控制系统、测控装置、继

电保护装置通信接口等设备，并应满足DL／T5149-2001的要求。

5.2.3网络设备包括网络交换机/路由器、光/电转换设备、硬件防火墙、正/反向

电力专用横向单向安全隔离装置、纵向认证加密设备等。

5.3软件配置

5.3.1监控系统软件由系统软件、支撑软件和应用软件组成，其可靠性、兼容性、

可移植性、可扩充性及界面友好性等性能指标应满足系统本期及远景规划的要

求。

5.3.2服务器、工作站应采用符合国际标准的安全操作系统，且具有软件许可证。

5.3.3网络通信软件应满足计算机网络各节点之间信息的传输、数据共享和分布

式处理等要求，通信速率应满足系统实时性要求。

5.3.4应配置历史数据库及其管理系统，数据存储时间不少于3年。

5.3.5系统应能在线诊断各软件和硬件的运行工况，当发现异常和故障时能及时

告警并存储。

5.3.6各类有冗余配置的设备发生软硬件故障应能自动切换至备用设备，切换过

程不影响整个系统的正常运行。

5.3.7应用软件应采用结构式模块化设计，功能模块或任务模块应具有一定的完

整性、独立性、可扩展性和良好的实时响应速度。

5.3.8监控主站和监控子站应具备基本的监视控制功能，包括数据采集与处理、

控制操作、防误闭锁、告警、事故顺序记录和事故追忆、画面生成及显示、计算

及制表、系统时钟对时等功能。

5.3.9监控主站应具备对风力发电单元、光伏发电单元、储能运行单元等设备的

有功进行协调控制的有功功率自动控制功能。

5.3.10监控主站应具备对风力发电单元、光伏发电单元、储能运行单元及无功补

6

NB/TXXXX—201×

偿装置等设备的无功进行协调控制的无功电压自动控制功能。

6系统功能

6.1监视控制

6.1.1数据采集和处理

6.1.1.1系统应通过风力发电间隔层、光伏发电间隔层、储能间隔层和升压站间

隔层实时采集模拟量、开关量及其他相关数据，采集的模拟量、开关量电气特性

应符合GB/T13729的要求。

6.1.1.2风力发电间隔层采集风力发电单元信息并上送到对应的风电监控子站以

及风光储联合发电站监控主站，基本信息表参加附录B。

6.1.1.3光伏发电间隔层采集光伏发电单元信息并上送到对应的光伏监控子站以

及风光储联合发电站监控主站，基本信息表应符合GB/T31366的要求。

6.1.1.4储能间隔层采集与储能变流器相关的信息并上送到对应的储能监控子站

以及风光储联合发电站监控主站，所采集信息包括但不限于：

a）开关量信息：直流侧、交流侧接触器、断路器的状态；运行模式(并网、

离网)、运行状态（充电、放电、待机等)、就地操作把手的状态等；

b）模拟量信息：直流侧电压、电流、功率，交流侧三相电压、电流、有功、

无功；

c）非电量信息：IGBT模块温度、电抗器温度、隔离变温度等；

d）运行信息：功率变换系统保护动作信号、事故告警信号等。

6.1.1.5间隔层测控装置应对所采集的实时信息进行数字滤波、有效性检查、工

程值转换、信号节点抖动消除、刻度计算等加工。

6.1.1.6重要的保护动作、装置故障信号等应通过无源接点输入，其余保护信号

可通过通信方式进行采集。

6.1.1.7监控主站和子站应实现数据合理性检查、异常数据分析、事件分类等处

理，并支持常用的计算功能。

6.1.1.8监控系统应支持设定历史数据存储周期，具有不少于3年的历史数据存

储能力。

6.1.1.9监控系统应具备满足生产运行要求的历史数据统计及查询功能。

6.1.2控制与调节

7

NB/TXXXX—201×

6.1.2.1控制对象范围包括：断路器、隔离开关、接地刀闸、风电机组、光伏逆

变器、储能变流器、无功补偿设备及其他重要设备。

6.1.2.2对风电机组、光伏逆变器、储能逆变器及无功补偿装置的控制与调节功

能宜包括但不限于启动、停机、待机、并网/离网的转换、储能充电/放电的转换

以及调节目标值设定等。

6.1.2.3控制操作级别由高到低为设备就地、监控子站、监控主站、调度远方，

不同控制级别间应相互闭锁。

6.1.2.4通过监控主站、监控子站及间隔层的人机接口应均能对单个设备进行控

制操作。

6.1.2.5监控系统应具备顺序控制功能，包括但不限于旁路代、倒母线等成组操

作。

6.1.2.6监控主站、监控子站应具备有功和无功群控功能，对多个风力发电单元、

光伏发电单元及储能运行单元设置的有功、无功调节目标，应能自动分摊并下发

到单个设备执行。

6.1.2.7在监控系统中对开断、并网设备应采用选择、返校、执行三个步骤，实

施分步操作。

6.1.2.8监控系统应具有操作监护功能，监护人员可在本机或者另外的操作员站

实施监护。

6.1.2.9监控系统应具有操作权限检查、同一时刻操作的唯一性检查、位置检查

等安全措施。

6.1.2.10当监控主站、监控子站停运后，应能在间隔层对风电机组、光伏逆变器、

储能变压器、无功补偿装置及断路器等设备进行一对一的控制操作。

6.1.3防误闭锁

6.1.3.1设备操作应同时满足监控主站防误、监控子站防误、间隔层防误和现场

电气防误的闭锁要求。任意一层出现故障，应不影响其他层的正常闭锁。

6.1.3.2站内所有操作指令应经过防误闭锁验证，并有出错告警功能。

6.1.3.3防误闭锁判断准则及条件应符合“五防”等相关规程、规范和运行要求。

6.1.4告警

6.1.4.1告警内容应包括设备状态异常或故障、测量值越限以及监控系统自身软

8

NB/TXXXX—201×

硬件、通信接口及网络故障等。

6.1.4.2应能对告警进行分级，包括事故告警、预告告警、一般告警等。事故告

警应包括非正常操作引起的断路器跳闸和保护动作信号，预告告警应包括设备变

位、状态异常信息、模拟量越限、工况投退等，一般告警应包括操作信息记录等。

6.1.4.3告警输出信息应直观、醒目，应能推出告警条文和画面，可打印输出。

6.1.4.4告警发生时信息提示方式应可设定，对事故告警应伴以声、光等提示。

6.1.4.5告警信息应能确认和复位，对已确认和未确认的信息显示应有显著区分。

6.1.4.6应提供历史告警信息检索查询功能。

6.1.5事件顺序记录和事故追忆

6.1.5.1风光储联合发电站内重要设备的状态变化应列为事件顺序记录（SOE），

主要包括：

a）风力发电单元内断路器、隔离开关、风电机组及其操作机构等一次设备

的动作信号和故障信号，继电保护装置、风电机组主控制系统、公共接

口设备等二次设备的动作信号、故障信号；

b）光伏发电单元内断路器、隔离开关、汇流箱、光伏逆变器及其操作机构

等一次设备的动作信号和故障信号，继电保护装置、公共接口设备等二

次设备的动作信号、故障信号；

c）储能运行单元内电池堆、功率变换系统等储能设备的状态信号，断路器、

隔离开关动作信号及其操作机构等一次设备的动作信号和故障信号，继

电保护装置、公共接口设备等二次设备的动作信号、故障信号；

d）升压变电站内变压器、断路器、隔离开关、母线、无功补偿装置等一次

设备的动作信号和保护信号，继电保护装置、公共接口设备等二次设备

的动作信号、故障信号，并应符合DL／T5149-2001的要求。

6.1.5.2事件顺序记录的时标为事件发生时刻各装置本身的时标，分辨率应不大

于2毫秒。

6.1.5.3事故追忆的时间跨度和记录点的时间间隔应能方便设定，应至少记录事

故前1分钟至事故后5分钟的相关模拟量和事件动作信息，并能反演事故过程。

6.1.5.4事件顺序记录处理的信息应完整，并生成事件记录报告，以显示、打印

方式输出。

9

NB/TXXXX—201×

6.1.6画面生成及显示

6.1.6.1监控系统应具有图元编辑、图形制作和显示功能，并与实时数据库相关

联，可动态显示系统采集的开关量和模拟量、系统计算量和设备技术参数等。

6.1.6.2画面应具有趋势曲线、棒图、饼图和列表等多种展示方式。

6.1.6.3画面应支持多窗口、分层、漫游、画面缩放、打印输出等功能。

6.1.6.4画面应能通过键盘或鼠标选择显示。画面主要包括：

a）各类菜单（或索引表）显示；

b）风力发电单元中风电机组、升压变压器状态图；

c）光伏发电单元中光伏方阵、汇流箱、光伏逆变器、升压变压器等主要设

备状态图；

d）储能运行单元中储能变流器、升压变压器等主要设备状态图；

e）升压变电站母线、断路器、隔离刀闸、变压器、无功补偿装置等主要设

备状态图；

f）全站电气接线图；

g）直流系统、UPS电源、气象系统等公用接口设备状态图；

h）系统结构及通信状态图。

6.1.6.5可具备显示火灾报警、视频监视等公用接口设备状态图。

6.1.6.6画面应能显示设备检修状态，并支持挂牌操作。

6.1.6.7应具有电网拓扑识别功能，实现带电设备的颜色标识

6.1.6.8画面的调用方式应符合灵活可靠、响应速度快的原则。画面的调用应有

自动和召唤两种方式，自动方式用于事故、故障及过程监视等情况，召唤方式为

运行人员随机调用

6.1.7计算及制表

6.1.7.1应可使用各种历史数据进行计算，生成不同格式和类型的报表。

6.1.7.2应支持对风光储联合发电站内各类历史数据进行统计计算，包括但不限

于：

a）功率、电压、电流、电量等日、月、年中最大或最小值及其出现的时间，

电压合格率、功率预测合格率、电能量不平衡率等

b）光伏辐照度和光伏逆变器运行时间

10

NB/TXXXX—201×

c）风电机组运行时间等和平均风速

d）储能电站、电池堆可充可放电量、累计电量、可用容量

6.1.7.3应具有自定义公式功能，并可按要求设定周期进行计算。

6.1.7.4报表应支持文件、打印等方式输出。

6.1.8系统时钟对时

应支持接收卫星定位系统或者基于调度部门的对时系统的信号并进行对时，

并以此同步站内相关设备的时钟。

6.2有功功率自动控制

6.2.1有功功率自动控制应支持以下目标：

a）计划跟踪；

b）削峰填谷；

c）频率调节；

d）平滑输出。

6.2.2有功功率自动控制应具备以下不同有功发电方式联合控制功能：

a）风单独发电；

b）光单独发电；

c）储能单独充电、放电；

d）风光联合发电；

e）光储联合发电；

f）风光储联合发电。

6.2.3控制对象可支持以下单个设备或多个设备的组合：

a）单个风电机组或多个风电机组的组合；

b）单个光伏逆变器或多个光伏逆变器的组合；

c）单个储能变流器或多个储能变流器的组合。

6.2.4有功功率自动控制策略计算应考虑受控设备的有功可调上限及下限、调节

速率等约束。

6.2.5应能实时计算并上送全站有功出力的输出范围、有功出力变化率、有功功

率等信息。

6.2.6风电、光伏、储能设备应具备投入、退出两种受控状态，受控状态为“投

11

NB/TXXXX—201×

入”方式时设备参与有功分配计算。

6.2.7有功功率自动控制应具备开环、闭环两种工作方式，开环方式下只进行发

电设备状态监视与有功控制指令计算，闭环方式下应将控制指令下发到监控子站

或间隔层执行。

6.2.8应具备调度远方工作方式，能接收并跟踪上级调度控制系统的有功控制指

令设定值。

6.2.9对上级调度控制系统下发指令越限、通讯中断等情况应能够自动判断处理，

对异常信息自动告警。

6.3无功电压自动控制

6.3.1无功电压自动控制应支持以下目标：

a）并网点电压设定值；

b）并网点无功设定值；

c）并网点功率因数设定值。

6.3.2无功电压自动控制手段可包括：

a）单个风电机组或多个风电机组的组合无功；

b）单个光伏逆变器或多个光伏逆变器的组合无功；

c）单个储能变流器或多个储能变流器的组合无功；

d）无功补偿装置；

e）升压变压器变比。

6.3.3无功电压自动控制策略计算应考虑受控设备的无功可调上限及下限、动作

次数等约束。

6.3.4应能实时计算并上送全站无功出力的输出范围、无功功率等信息。

6.3.5风电、光伏、储能设备及无功补偿装置、升压变压器变比应具备投入、退

出两种受控状态，受控状态为“投入”方式时设备参与控制策略计算。

6.3.6无功电压自动控制应具备开环、闭环两种工作方式，开环方式下只进行发

电设备状态监视与无功控制指令计算，闭环方式下应将控制指令下发到监控子站

或间隔层执行。

6.3.7应具备调度远方工作方式，能接收并跟踪上级调度控制系统的无功电压控

制指令设定值。

12

NB/TXXXX—201×

6.3.8对上级调度控制系统下发指令越限、通讯中断等情况应能够自动判断处理，

对异常信息自动告警。

6.4与其他系统信息交互

6.4.1功率预测系统独立配置时，监控主站应具备与其进行信息交互的功能，主

要包括：

a）监控主站应能向功率预测系统提供实时有功数据、实时气象监测数据等

信息，并能接收功率预测系统提供的风电功率、光伏发电功率短期和超

短期预测结果、短期数值天气预报。

b）监控主站和功率预测系统通信应通过安全隔离设备。

6.4.2独立配置的继电保护故障信息管理系统应单独组网，与监控系统物理隔离，

继电保护故障信息管理系统与监控系统通信应满足《电力二次系统安全防护规

定》的要求。继电保护装置应单独提供通讯接口与继电保护故障信息管理系统通

讯。

6.4.3一体化配置的继电保护故障信息管理系统，继电保护信息子站可与监控系

统远动通讯设备一体化。

6.4.4监控系统宜预留与站内其他系统或设备通信接口，包括但不限于：

a）电能计量系统；

b）电能质量监测系统；

c）视频及环境监控系统；

d）交直流电源系统；

e）火灾自动报警系统。

6.5通信接口及协议

6.5.1监控主站和监控子站之间应采用以太网通信，通信协议宜采用DL/T

634.5104通信协议。

6.5.2监控主站与独立配置的功率预测系统之间宜采用网络通信，通信协议宜采

用DL/T634.5104通信协议。

6.5.3监控主站、监控子站与间隔层之间应采用以太网通信，通信协议宜采用

DL/T860通信协议。不能提供网络接口的间隔层设备，应通过规约转换器和监

控主站、监控子站通信。

13

NB/TXXXX—201×

6.6远动通信要求

6.6.1远动通信设备宜直接从间隔层获取调度所需的数据，实现远动信息的直采

直送。

6.6.2远动工作站能同时支持网络通道和专线通道两种方式与调度端连接，并可

根据需要灵活配置。专线通道宜支持DL/T634.5101规约，网络通道宜支持DL/T

634.5104规约。

6.6.3远动通信设备应能够同时和多级调度中心进行数据通信，且能对通道状态

进行监视。

7性能指标

7.1系统可靠性指标

7.1.1双机系统年可用率：≥99.98%。

7.1.2系统内主要设备运行寿命：≥10年。

7.1.3站控层设备平均无故障间隔时间（MTBF）：≥20000小时。

7.1.4间隔层装置平均无故障间隔时间：≥30000小时。

7.1.5遥测合格率：≥98％

7.1.6遥信正确率：≥99％

7.1.7控制操作正确率：100%

7.2测控装置模拟量测量误差

7.2.1有功、无功的测量相对误差：≤0.5%。

7.2.2电流、电压的测量相对误差：≤0.2%。

7.2.3电网频率测量误差：≤0.01Hz。

7.3系统实时性指标

7.3.1画面调用时间：<3s

7.3.2画面实时数据刷新周期：≤3s。

7.3.3站内事件顺序记录分辨率（SOE）：≤2ms

7.3.4遥测信息响应时间（从I/O输入端至远动工作站出口）：≤3s

7.3.5遥信变化响应时间（从I/O输入端至远动工作站出口）：≤2s

7.3.6有功功率自动控制数据扫描周期：1～10s

7.3.7有功功率自动控制策略计算时间：≤0.5s

14

NB/TXXXX—201×

7.3.8无功电压自动控制数据扫描周期：5～30s

7.3.9无功电压自动控制策略计算时间：≤1s

7.4系统资源

7.4.1各服务器、工作站CPU平均负荷率：

a）正常时（任意30min内）：≤30%。

b）电力系统故障时（10s内）：≤70%。

7.4.2网络负荷率

a）正常时（任意30min内）：≤20%。

b）电力系统故障时（10s内）：≤30%。

7.4.3监控主站容量

a）模拟量：≥100000点。

b）状态量：≥100000点。

c）遥控：≥5000点。

d）计算量：≥10000点。

7.4.4监控子站容量

a）模拟量：≥8000点。

b）状态量：≥10000点。

c）遥控：≥500点。

d）计算量：≥2000点。

7.5系统对时精度

7.5.1监控主站、监控子站对时精度：≤1秒。

7.5.2间隔层测控保护设备对时精度：≤1毫秒。

8工作条件

8.1场地和环境

8.1.1最大相对湿度

a）日平均：95%

b）月平均：90%

8.1.2工作环境温度

a）室外设备最低工作温度不低于-25摄氏度，最高工作温度不高于55摄

15

NB/TXXXX—201×

氏度

b）室内设备最低工作温度不低于-5摄氏度，最高工作温度不高于45摄氏

度

8.1.3耐振能力

a）水平加速度：0.3g

b）垂直加速度：0.15g

8.1.4其他

a）安装方式：垂直安装屏倾斜度：≤5°

8.2防雷与接地

8.2.1应符合DLT5149-2001中第11章防雷与接地的要求。

8.3电源系统

8.3.1监控系统服务器、工作站等应采用交流不间断电源（以下简称UPS），提供

AC220V/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。

8.3.2间隔层设备宜采用DC110V/220V供电，也可采用AC220V外部电源供电，

采用220V交流供电时，宜配置事故备用电源。

8.3.3应符合GB/T13729的要求，不间断电源（UPS）在交流电源失电或电源不

符合要求时，维持系统正常工作时间不低于2小时。

附录A

（资料性附录）

风光储联合发电站监控系统典型通信结构图

16

NB/TXXXX—201×

17

NB/TXXXX—201×

附录B

（资料性附录）

风力发电基本采集信息表

表B.1基本遥测信息

序号对象内容

1发电机转速

2电压

3电流

4有功功率

5变流器无功功率

6电网频率

7发电量

8耗电量

9发电机绕组温度

10控制柜温度

11机舱变频柜温度

12环境温度

13机舱温度

风电机组

14塔底LVD柜体温度

15塔底温度

16叶轮转速最大值

17最小桨距角

18风速

19风向角

20偏航位置

21对风角度（机舱偏离位置）

22偏航速度

23变桨电机温度

24变桨电容温度

25变桨柜温度

26变桨变频器温度

27变桨电容电压

18

NB/TXXXX—201×

表B.1基本遥测信息（续）

序号对象内容

28变桨直流电压

29变桨速度

30风电机组变桨速度设定

31水冷进阀压力

32水冷出阀压力

33低压侧电压Ua

34低压侧电压Ub

35低压侧电压Uc

36低压侧电压Uab

37低压侧电压Ubc

38低压侧电压Uca

39低压侧电流Ia

40低压侧电流Ib

41低压侧电流Ic

42低压侧有功功率

43箱式变压低压侧无功功率

44器高压侧电压Ua

45高压侧电压Ub

46高压侧电压Uc

47高压侧电压Uab

48高压侧电压Ubc

49高压侧电压Uca

50高压侧电流Ia

51高压侧电流Ib

52高压侧电流Ic

53高压侧有功功率

54高压侧无功功率

55线电压Uab

56线电压Ubc

无功补偿

57线电压Uca

设备

58A相电流

59B相电流

60C相电流

19

NB/TXXXX—201×

表B.2基本遥信信息

序号对象内容

1运行状态

2机舱加速度超限

3机舱位移超限

4控制柜温度高

5控制柜温度低

6变频器柜温度高

7变频器柜温度低

8机舱400VAC供电反馈丢失

9机舱400VDC供电反馈丢失

10变流器400VAC供电反馈丢失

11发电机温度高

12发电机温度低

13发电机冷却温度传感器故障

14发电机侧断路器反馈丢失

15发电机过速

16风电机组变流器反馈转速过速

17有功功率高

18有功功率低

19电流不平衡故障

20电网频率高故障

21电网频率低故障

22电网电压高故障

23电网电压低故障

24无功功率超限

25变桨位置传感器故障

26变桨限位开关故障

27桨叶安全位置超限故障

28变桨速度超限

29变桨充电器温度高

30变桨充电器温度低

31变桨电容温度高

20

NB/TXXXX—201×

表B.2基本遥信信息（续）

序号对象内容

32变桨电容温度低

33变桨逆变器温度高

34变桨逆变器温度低

35变桨电机温度高

36变桨电机温度低

37变桨电容电压故障

38变桨DC/DC电源故障

39急停按钮动作

40过速模块安全链故障

41震动开关及变桨安全链故障

42机舱安全门锁故障

43PLC急停请求

44网侧逆变器温度故障

45网侧控制