NB/T 10321-2019
基本信息
标准号： NB/T 10321-2019
中文名称：风电场监控系统技术规范
标准类别：能源标准(NB)
标准状态：现行
出版语种：简体中文
下载格式：.zip .pdf
下载大小：693494
标准分类号
关联标准
出版信息
相关单位信息
标准简介
标准号：NB/T 10321-2019
标准名称：风电场监控系统技术规范
英文名称：Technical specifications for monitoring and control system of wind farm
标准格式：PDF
发布时间：2019-11-04
实施时间：2020-05-01
标准大小：1.3M
标准介绍：本标准规定了风电场监控系统(以下简称监控系统)架构及配置、系统功能、性能指标、工作环境条件等技术要求。
本标准适用于并网型风力发电场。
标准名称：风电场监控系统技术规范
英文名称：Technical specifications for monitoring and control system of wind farm
标准格式：PDF
发布时间：2019-11-04
实施时间：2020-05-01
标准大小：1.3M
标准介绍：本标准规定了风电场监控系统(以下简称监控系统)架构及配置、系统功能、性能指标、工作环境条件等技术要求。
本标准适用于并网型风力发电场。
标准图片预览
标准内容
ICS27.180
中华人民共和国能源行业标准
NB/T10321—2019=
风电场监控系统技术规范
Technical specifications for monitoring and control system of wind farm2019-11-04发布
国家能源局
2020-05-01实施
规范性引用文件
术语和定义
总则·
系统架构及配置
系统功能
性能指标
8工作环境条件
附录A（资料性附录）
附录B（规范性附录）
附录C（规范性附录）
附录D（规范性附录）
附录E（规范性附录）
附录F（规范性附录）
附录G（规范性附录）
附录H（规范性附录）
风电场监控系统典型通信架构图风力发电机组SCADA点表
风力发电机组SCADA标准状态表
风电场箱式变压器接入点表
风电场升压站接入点表·
有功功率控制与无功功率控制接入点表风电场测风塔遥测量接入点表
统一SCADA报表显示字段··
NB/T10321—2019
行业标准信息服务平台
NB/T10321—2019
本标准按照GB/T1.1一2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写规则》给出的规则起草。
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这些专利的责任。本标准由中国电力企业联合会提出。
本标准由能源行业风电标准化技术委员会风电场运行维护分技术委员会归口。本标准起草单位：中广核风电有限公司、中广核新能源投资（深圳）有限公司、中国长江三峡集团有限公司。
本标准主要起草人：张振宇、董礼、徐军、韩绍轩、孙文博、韩雷岩、王雁冰、孙刚。本标准为首次发布。
本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心（北京市白广路二条—号，100761)。
行业标准信息服务平台
1范围
风电场监控系统技术规范
NB/T10321—2019
本标准规定了风电场监控系统（以下简称监控系统）架构及配置、系统功能、性能指标、工作环境条件等技术要求。
本标准适用于并网型风力发电场。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/T13729远动终端设备
GB/T19963风电场接入电力系统技术规定GB/T30155—2013智能变电站技术导则GB/T30966.3一2014风力发电机组风力发电场监控系统通信第3部分：信息交换模型DL/T634.5101：远动设备及系统第5-101部分：传输规约基本远动任务配套标准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IEC60870-5-101网络访间
DL/T860
变电站通信网络和系统
DL/T5003电力系统调度自动化设计技术规程DL/T5149—2001220kV500kV变电所计算机监控系统设计技术规程国家发展和改革委员会（2014）14号电力监控系统安全防护规定国家能源局（201536号电力监控系统安全防护总体方案3术语和定义
下列术语和定义适用于本标准，3.1
监控系统
monitoringand control systees利用计算机对生产过程进行实时监视和控制的系统。3.2
站控层
stationlevel
面向整个风电场进行运行管理的中心控制层，由各类服务器、操作站、远动接口设备等构成。3.3
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。3.4
过程层processlevel
通常指智能变电站具备的模拟量/开关量采集、控制命令的执行，即完成电力运行实时的电气量检测运行设备的状态参数检测、操作控制执行与驱动。1
NB/T10321-2019
4总则
4.1监控系统应采用开放式体系架构、具备标准软件接口和良好的可扩展性，能够支持不同厂家风机接入监控系统并实现有效监控。
4.2监控系统应遵循站控层、间隔层、过程层三层架构，网络系统应遵循分布式、分层式和开放式体系。4.3监控系统应具有较高的可靠性，并要求稳定性强、抗干扰能力强。监控服务器、远动通信装置、网络交换机及通信通道宜几余配置，应具备良好的实时性及安全性，4.4监控系统应包含数据采集及处理、防误闭锁及控制功能，具备双对时、事项告警、事件顺序记录及事故追忆功能，具备友好的监控界面及报表功能。4.5监控系统应具备有功控制、无功控制功能，应具有与电网调度机构通信及信息交换的能力。4.6监控系统可与继电保护故障信息管理系统、功率预测系统一体化设计和集成。4.7监控系统应具备完善的数据录入和导出工具，以及简便、易用的维护诊断工具。监控系统应满足《电力监控系统安全防护规定》的要求。4.8
4.9监控系统界面及报表功能设计友好，便于操作。4.10监控系统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，卫星对时应具备双对时功能并以此同步站内相关设备的时钟4.11监控系统应具备系统自诊断功能，可在线诊断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。各类有穴余配置的设备发生软、硬件故障时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。
系统架构及配置
5.1系统架构
5.1.1监控系统由过程层、间隔层和站控层三部分组成，并用分布式、分层式和开放式网络系统实现连接。系统典型通信架构图见附录A。5.1.2站控层与间隔层不具备直接连接条件时，可通过规约转换设备连接。5.1.3独立配置的功率预测系统相关信息应能在监控系统中监视。独立配置的辅助系统相关信息宜能在监控系统中监视。
5.2系统配置
监控系统的硬件设备宜由以下几部分组成：不5.2.1
a）站控层设备。包括风机监控服务器、AGC/AV子站服务器、升压站监控服务器、保信工作站、五防工作站、功率预测系统服务器、气象服务器、网络交换机/路由器、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间隔层设备。包括风机主控系统装置、继电保护装置、测控装置电源/UPS控制单元、辅助控b）
制单元等。
过程层设备。风机过程层设备主要是风机以及箱式变压器；升压站过程层设备遭循GB/T30155c
2013的相关标准。
网络及通信安全设备。包括网络交换机/路由器、硬件防火墙、正/反向电力专用安全隔离装置、d)
纵向认证加密设备等。
e）其他设备。包括对时设备、网络打印机等5.2.2应采用双机穴余的方式配置服务器和远动通信装置等设备。2
5.3软件配置
NB/T10321-2019
5.3.1软件配置应包含数据采集、数据处理、数据转发、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、系统自诊断、有功功率控制、无功功率控制和其他专业应用等功能，并具备与继电保护故障信息管理系统和功率预测系统信息交互的功能，5.3.2在满足性能要求的情况下，其软件配置的功能应便于集成和扩展。5.3.3软件宜支持跨平台运行。
6系统功能
6.1数据采集
6.1.1系统应通过风电场间隔层设备实时采集模拟量、开关量及其他相关数据。基本采集信息表见附录B～附录H。
6.1.2间隔层测控装置采集的模拟量、开关量电气特性应符合GB/T13729的要求。6.1.3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、信号触点抖动消除、刻度计算等加工。
6.1.4重要的保护动作、装置故障信号等应通过无源触点输入，其余保护信号可通过通信方式进行采集。6.1.5数据转发系统宜具备断点续传功能。6.2数据处理
6.2.1监控系统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。6.2.2监控系统应支持灵活设定历史数据存储周期，具有不少于一年的历史数据的存储能力和完善的数据导出功能：可以导出数据间隔不大于5min的数据，数据格式建议为CSV、XLS、PDF、TXT等。6.2.3监控系统应具有灵活的统计功能和快速的计算能力并提供方便灵活的查询功能。6.3控制操作
6.3.1控制对象范围包插断路器、隔离开关、接地刀闸、风机、主变压器分接头、无功补偿设备和其他重要设备。
6.3.2应具有自动控制和人工控制柯控制方式。控制操作级别由高到低为就地、站内监控、远方调度/集控，三种控制级别间应相互闭锁。6.3.3自动控制应包括顺序控制和调节控制，应具各有功/无功功率控制、变压器分接头联调控制及操作顺序控制等功能，这些功能应各自独立，互不影响。6.3.4在自动控制过程中，程序遇到任何软、硬件故早期应出报警信息，并不影响监控系统的正服
常运行。
6.3.5人工控制时，监控系统应具有操作监护功能，监护人员可在本相或者另外的操作员站实施监护。6.3.6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。6.3.7系统应支持在站内和远方两种控制的方式，各类控制应通过防误闭锁校验。6.4有功功率控制
监控系统应具备有功功率控制功能或频率调节功能。6.4.11
6.4.2监控系统应能接收并执行电网调度部门发送的有功功率控制指令或频率调节指令。6.4.3调节风机包括发出启停控制指令或分配有功功率控制指令。6.4.4监控系统应能实时上送全站有功功率的输出范围、有功功率变化率、有功功率等信息。3
NB/T10321-2019
6.4.5监控系统应在有功功率控制出现异常时，提供告警信息。6.5无功功率控制
监控系统应具备无功功率控制功能或电压调节功能，6.5.2监控系统应能接收并执行电网调度部门发送的无功功率控制指令或电压调节指令。6.5.3调节风机包括发出启停控制指令或分配无功功率或功率因数控制指令。6.5.4调节手段应包括调节升压变压器变比、调节风机无功输出和控制无功补偿装置等。5监控系统应能实时上送全站无功功率的输出范围、无功功率等信息。6.5.5
6.5.6监控系统应在无功功率控制出现异常时，提供告警信息。6.6防误闭锁
6.6.1设备操作应同时满足站控层、间隔层及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。免费标准下载网bzxz
6.6.2站内所有操作指令应经过防误验证，并有出错告警功能6.7告警
6.7.1告警内容应包括设备状态异常、故障，测量值越限，监控系统软/硬件、通信接口及网络故障等6.7.2监控系统应具备事故告警和预告告警功能。事故告警应包括非正常操作引起的断路器跳闸、保护动作信号和风机的故障告警，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。6.7.3告警发生时应能推出告警条文和画面，可打印输出。对事故告警应伴以声、光等提示。6.7.4监控系统应提供历史告警信息检索查询功能6.8事件顺序记录和事故追忆
6.8.1风电场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）断路器、隔离开关、风机及其操作机构的动作信号和故障信号b）继电保护装置、风机、箱式变压器、公共接口设备等的动作信号、故障信号。6.8.2事件顺序记录的时标为事件发生时刻各装置本身的时标，升压站设备时标分辨率应不大于2us。6.8.3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1min至事故后5min的相关模拟量和事件动作信息，并能反真事故过程。你饰
6.9监控界面要求
6.9.1系统应具有图元编辑、图形制作和显示功能开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，风电场电气接载图等最务平台
2画面应支持多窗口、分层、漫游、画面缩放、打印输出等功施6.9.2
6.9.3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。风电场电气接线图，具备顺序控制功能的间隔需显示间隔顺序控制图。b)
风机、断路器、主变压器等主要设备状态图d)
直流系统、不间断电源（UPS）、气象系统等公用接口设备状态图，e)
系统架构及通信状态图。
画面应能显示设备检修状态。
5画面应具有电网拓扑识别功能，实现带电设备的颜色标识。6.9.5
6.10报表功能
6.10.1系统应可使用各种历史数据，生成不同格式和类型的报表。NB/T10321—2019
6.10.2报表应支持对风电场各类历史数据进行统计计算，至少应包括功率、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、风速等。6.10.3报表应具有用户自定义编辑功能（含编辑特殊公式，设定周期）并可按设定要求进行计算。6.10.4报表应支持文件（CSV、XLS、PDF、TXT等）、打印等方式输出。6.11功率预测系统信息交互
6.11.1功率预测系统独立配置时，监控系统应能向功率预测系统提供实时有功功率数据、实时气象监测数据等信息，并能接收功率预测系统提供的短期和超短期功率预测结果、短期数值天气预报。6.11.2功率预测系统独立配置时，监控系统和功率预测系统通信应通过安全隔离设备进行。6.12继电保护故障信息管理系统信息交互6.12.1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《电力监控系统安全防护规定》的要求。继电保护装置应单独提供通信接口与继电保护故障信息管理系统进行通信。6.12.2一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信设备一体化。
6.13通信
6.13.1监控系统站控层应采用以太网通信，对于独立配置的辅助系统宜采用网络通信，不能够占用监控系统通道，通信协议宜采用DL/T860通信协议：对于独立配置的功率预测系统宜采用网络通信，通信协议宜采用DL/T634.5104通信协议。6.13.2站控层和间隔层应采用以太网通信，升压站监控设备采用DL/T860通信协议，风机监控通信协议建议采用IEC104、ModbusTCP、IEC61400-25等，不能提供网络接口的间隔层设备，应通过规约转换器和站控层通信。
6.13.3监控系统应能与站内已源系统等智能设备进行通信。6.13.4应满足通过电力调度数据适道与调度主站系统通信的要求，远动通信设备的接口应满足电力调度数据网接入要求，宜采用DL/T634.514或采用调度自动化系统要求的通信协议。6.13.5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。6.13.6并网电压等级为220kV及以上的风电场远动通信设备应采用无机械磨损件的独立设备。6.13.7远动通信设备应能够同时和多级调度中心进行要指通信且能对通道状态进行监视，6.13.8通信安全方面，遵从《电力监控系统安全防护规定》和电力监控系统安全防护总体方案》等相关规定，必要时实现数据认证与加密，确保信息通信的合法性、完整与私有性，7性能指标
7.1系统可用性
系统可用性包括：
a）双机系统年可用率：≥99.98%。b）系统内主要设备运行寿命：≥10年。站控层设备平均无故障间隔时间（MTBF）：≥2万h。c
NB/T10321—2019
d）间隔层装置平均无故障间隔时间：≥3万h。e）控制操作正确率：≥99.99%
7.2测控装置模拟量测量误差
测控装置模拟量测量误差包括：a）有功功率、无功功率的测量相对误差：≤0.5%。b）电流、电压的测量相对误差：≤0.2%。c）电网频率测量误差：≤0.01Hz。7.3系统实时性
系统实时性包括：
测控装置模拟量越死区传送时间（至站控层）：≤2s。测控装置状态量变位传送时间（至站控层）：≤1s。测控装置模拟量信息响应时间（从IO输入端至站控层，I/O指测控装置与外围系统的数据接口)：≤3s
测控装置状态量信息响应时间（从I/O输入端至站控层，I/O指测控装置与外围系统的数据接)：≤2s。
人工控制命令从生成到输出的时间：≤1s。画面整幅调用响应时间：
1）实时画面：≤1s。
2）其他画面：≤2s。
画面实时数据刷新周期：≤3s。站内事件顺序记录（SOE）分辨率，发电间隔层测控装置：≤2ms。i)
双机亢余系统主备切换时间：≤2s。准信总服务平台
7.4系统资源
各工作站CPU平均负荷率
正常时（任意30min内。≤%。
网络负荷率
正常时（任意30min内）：≤20%。电力系统故障时（10s内）：≤30%。7.4.3容量
模拟量：≥8000点。
状态量：≥10000点。
遥控：≥500点。
计算量：≥2000点。
历史数据存储
历史报表数据存储：≥2年。
b）事件告警数据存储：≥2年。c）采样历史数据存储：≥2年。7.5系统对时精度
双卫星时钟对时，对时精度：≤1ms。8工作环境条件
场地和环境
最大相对湿度
日平均：95%，无凝露。
b）月平均：90%。
工作环境温度
室内最低工作温度：-5℃，最高工作温度：45℃。8.1.3
3耐震能力
a）水平加速度：0.3g。
b）垂直加速度：0.15g
8.1.4其他
安装方式，垂直安装屏倾斜度：≤5°。8.2
防雷与接地
应符合DL/T5149-2001中第11章防雷与接地的要求行业标准
电源系统
电源使用范围
应采用110/220V直流系统或220V交源下间断电源供电2电源要求
NB/T10321—2019
监控系统电源应符合GB/T13729的要求，不间断电源（U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2h。监控系统宜采用来源不同的电源叫路的双路电源供电。NB/T10321—2019
附录A
（资料性附录）
风电场监控系统典型通信架构图风电场监控系统典型通信架构图如图A.1所示。Y
附录B
（规范性附录）
风力发电机组SCADA点表
风力发电机组SCADA点表见表B.1。表B.1风力发电机组SCADA点表
所属系统
风机控制系统
变流系统
中文描述
主控制器软件版本
主控制器时间
风机状态字
风机首故障编码
有效限功率标记位
有功功率设定反馈
无功功率设定反馈
有功功率设定值
无功功率设定值
启动指令
停机指令
当前停机等级
复位指令
变流器首故障码
电磁扭矩测量反馈
电磁扭矩设定值
李流控街柜内温度
功率模大最高品度
变流器直流母鑫电压
变流器测得发电机转速
变流器有功功率
变流器无功功率
转子侧电流
定子侧电流
网侧电流
网测电压
机侧电压
适用配置
通助力
双馈变流器
双馈变流器
直驱变流器
直驱变流器
直驱变流器
NB/T10321-
通道类型
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中华人民共和国能源行业标准
NB/T10321—2019=
风电场监控系统技术规范
Technical specifications for monitoring and control system of wind farm2019-11-04发布
国家能源局
2020-05-01实施
规范性引用文件
术语和定义
总则·
系统架构及配置
系统功能
性能指标
8工作环境条件
附录A（资料性附录）
附录B（规范性附录）
附录C（规范性附录）
附录D（规范性附录）
附录E（规范性附录）
附录F（规范性附录）
附录G（规范性附录）
附录H（规范性附录）
风电场监控系统典型通信架构图风力发电机组SCADA点表
风力发电机组SCADA标准状态表
风电场箱式变压器接入点表
风电场升压站接入点表·
有功功率控制与无功功率控制接入点表风电场测风塔遥测量接入点表
统一SCADA报表显示字段··
NB/T10321—2019
行业标准信息服务平台
NB/T10321—2019
本标准按照GB/T1.1一2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写规则》给出的规则起草。
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这些专利的责任。本标准由中国电力企业联合会提出。
本标准由能源行业风电标准化技术委员会风电场运行维护分技术委员会归口。本标准起草单位：中广核风电有限公司、中广核新能源投资（深圳）有限公司、中国长江三峡集团有限公司。
本标准主要起草人：张振宇、董礼、徐军、韩绍轩、孙文博、韩雷岩、王雁冰、孙刚。本标准为首次发布。
本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心（北京市白广路二条—号，100761)。
行业标准信息服务平台
1范围
风电场监控系统技术规范
NB/T10321—2019
本标准规定了风电场监控系统（以下简称监控系统）架构及配置、系统功能、性能指标、工作环境条件等技术要求。
本标准适用于并网型风力发电场。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/T13729远动终端设备
GB/T19963风电场接入电力系统技术规定GB/T30155—2013智能变电站技术导则GB/T30966.3一2014风力发电机组风力发电场监控系统通信第3部分：信息交换模型DL/T634.5101：远动设备及系统第5-101部分：传输规约基本远动任务配套标准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IEC60870-5-101网络访间
DL/T860
变电站通信网络和系统
DL/T5003电力系统调度自动化设计技术规程DL/T5149—2001220kV500kV变电所计算机监控系统设计技术规程国家发展和改革委员会（2014）14号电力监控系统安全防护规定国家能源局（201536号电力监控系统安全防护总体方案3术语和定义
下列术语和定义适用于本标准，3.1
监控系统
monitoringand control systees利用计算机对生产过程进行实时监视和控制的系统。3.2
站控层
stationlevel
面向整个风电场进行运行管理的中心控制层，由各类服务器、操作站、远动接口设备等构成。3.3
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。3.4
过程层processlevel
通常指智能变电站具备的模拟量/开关量采集、控制命令的执行，即完成电力运行实时的电气量检测运行设备的状态参数检测、操作控制执行与驱动。1
NB/T10321-2019
4总则
4.1监控系统应采用开放式体系架构、具备标准软件接口和良好的可扩展性，能够支持不同厂家风机接入监控系统并实现有效监控。
4.2监控系统应遵循站控层、间隔层、过程层三层架构，网络系统应遵循分布式、分层式和开放式体系。4.3监控系统应具有较高的可靠性，并要求稳定性强、抗干扰能力强。监控服务器、远动通信装置、网络交换机及通信通道宜几余配置，应具备良好的实时性及安全性，4.4监控系统应包含数据采集及处理、防误闭锁及控制功能，具备双对时、事项告警、事件顺序记录及事故追忆功能，具备友好的监控界面及报表功能。4.5监控系统应具备有功控制、无功控制功能，应具有与电网调度机构通信及信息交换的能力。4.6监控系统可与继电保护故障信息管理系统、功率预测系统一体化设计和集成。4.7监控系统应具备完善的数据录入和导出工具，以及简便、易用的维护诊断工具。监控系统应满足《电力监控系统安全防护规定》的要求。4.8
4.9监控系统界面及报表功能设计友好，便于操作。4.10监控系统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，卫星对时应具备双对时功能并以此同步站内相关设备的时钟4.11监控系统应具备系统自诊断功能，可在线诊断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。各类有穴余配置的设备发生软、硬件故障时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。
系统架构及配置
5.1系统架构
5.1.1监控系统由过程层、间隔层和站控层三部分组成，并用分布式、分层式和开放式网络系统实现连接。系统典型通信架构图见附录A。5.1.2站控层与间隔层不具备直接连接条件时，可通过规约转换设备连接。5.1.3独立配置的功率预测系统相关信息应能在监控系统中监视。独立配置的辅助系统相关信息宜能在监控系统中监视。
5.2系统配置
监控系统的硬件设备宜由以下几部分组成：不5.2.1
a）站控层设备。包括风机监控服务器、AGC/AV子站服务器、升压站监控服务器、保信工作站、五防工作站、功率预测系统服务器、气象服务器、网络交换机/路由器、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间隔层设备。包括风机主控系统装置、继电保护装置、测控装置电源/UPS控制单元、辅助控b）
制单元等。
过程层设备。风机过程层设备主要是风机以及箱式变压器；升压站过程层设备遭循GB/T30155c
2013的相关标准。
网络及通信安全设备。包括网络交换机/路由器、硬件防火墙、正/反向电力专用安全隔离装置、d)
纵向认证加密设备等。
e）其他设备。包括对时设备、网络打印机等5.2.2应采用双机穴余的方式配置服务器和远动通信装置等设备。2
5.3软件配置
NB/T10321-2019
5.3.1软件配置应包含数据采集、数据处理、数据转发、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、系统自诊断、有功功率控制、无功功率控制和其他专业应用等功能，并具备与继电保护故障信息管理系统和功率预测系统信息交互的功能，5.3.2在满足性能要求的情况下，其软件配置的功能应便于集成和扩展。5.3.3软件宜支持跨平台运行。
6系统功能
6.1数据采集
6.1.1系统应通过风电场间隔层设备实时采集模拟量、开关量及其他相关数据。基本采集信息表见附录B～附录H。
6.1.2间隔层测控装置采集的模拟量、开关量电气特性应符合GB/T13729的要求。6.1.3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、信号触点抖动消除、刻度计算等加工。
6.1.4重要的保护动作、装置故障信号等应通过无源触点输入，其余保护信号可通过通信方式进行采集。6.1.5数据转发系统宜具备断点续传功能。6.2数据处理
6.2.1监控系统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。6.2.2监控系统应支持灵活设定历史数据存储周期，具有不少于一年的历史数据的存储能力和完善的数据导出功能：可以导出数据间隔不大于5min的数据，数据格式建议为CSV、XLS、PDF、TXT等。6.2.3监控系统应具有灵活的统计功能和快速的计算能力并提供方便灵活的查询功能。6.3控制操作
6.3.1控制对象范围包插断路器、隔离开关、接地刀闸、风机、主变压器分接头、无功补偿设备和其他重要设备。
6.3.2应具有自动控制和人工控制柯控制方式。控制操作级别由高到低为就地、站内监控、远方调度/集控，三种控制级别间应相互闭锁。6.3.3自动控制应包括顺序控制和调节控制，应具各有功/无功功率控制、变压器分接头联调控制及操作顺序控制等功能，这些功能应各自独立，互不影响。6.3.4在自动控制过程中，程序遇到任何软、硬件故早期应出报警信息，并不影响监控系统的正服
常运行。
6.3.5人工控制时，监控系统应具有操作监护功能，监护人员可在本相或者另外的操作员站实施监护。6.3.6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。6.3.7系统应支持在站内和远方两种控制的方式，各类控制应通过防误闭锁校验。6.4有功功率控制
监控系统应具备有功功率控制功能或频率调节功能。6.4.11
6.4.2监控系统应能接收并执行电网调度部门发送的有功功率控制指令或频率调节指令。6.4.3调节风机包括发出启停控制指令或分配有功功率控制指令。6.4.4监控系统应能实时上送全站有功功率的输出范围、有功功率变化率、有功功率等信息。3
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6.4.5监控系统应在有功功率控制出现异常时，提供告警信息。6.5无功功率控制
监控系统应具备无功功率控制功能或电压调节功能，6.5.2监控系统应能接收并执行电网调度部门发送的无功功率控制指令或电压调节指令。6.5.3调节风机包括发出启停控制指令或分配无功功率或功率因数控制指令。6.5.4调节手段应包括调节升压变压器变比、调节风机无功输出和控制无功补偿装置等。5监控系统应能实时上送全站无功功率的输出范围、无功功率等信息。6.5.5
6.5.6监控系统应在无功功率控制出现异常时，提供告警信息。6.6防误闭锁
6.6.1设备操作应同时满足站控层、间隔层及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。免费标准下载网bzxz
6.6.2站内所有操作指令应经过防误验证，并有出错告警功能6.7告警
6.7.1告警内容应包括设备状态异常、故障，测量值越限，监控系统软/硬件、通信接口及网络故障等6.7.2监控系统应具备事故告警和预告告警功能。事故告警应包括非正常操作引起的断路器跳闸、保护动作信号和风机的故障告警，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。6.7.3告警发生时应能推出告警条文和画面，可打印输出。对事故告警应伴以声、光等提示。6.7.4监控系统应提供历史告警信息检索查询功能6.8事件顺序记录和事故追忆
6.8.1风电场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）断路器、隔离开关、风机及其操作机构的动作信号和故障信号b）继电保护装置、风机、箱式变压器、公共接口设备等的动作信号、故障信号。6.8.2事件顺序记录的时标为事件发生时刻各装置本身的时标，升压站设备时标分辨率应不大于2us。6.8.3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1min至事故后5min的相关模拟量和事件动作信息，并能反真事故过程。你饰
6.9监控界面要求
6.9.1系统应具有图元编辑、图形制作和显示功能开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，风电场电气接载图等最务平台
2画面应支持多窗口、分层、漫游、画面缩放、打印输出等功施6.9.2
6.9.3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。风电场电气接线图，具备顺序控制功能的间隔需显示间隔顺序控制图。b)
风机、断路器、主变压器等主要设备状态图d)
直流系统、不间断电源（UPS）、气象系统等公用接口设备状态图，e)
系统架构及通信状态图。
画面应能显示设备检修状态。
5画面应具有电网拓扑识别功能，实现带电设备的颜色标识。6.9.5
6.10报表功能
6.10.1系统应可使用各种历史数据，生成不同格式和类型的报表。NB/T10321—2019
6.10.2报表应支持对风电场各类历史数据进行统计计算，至少应包括功率、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、风速等。6.10.3报表应具有用户自定义编辑功能（含编辑特殊公式，设定周期）并可按设定要求进行计算。6.10.4报表应支持文件（CSV、XLS、PDF、TXT等）、打印等方式输出。6.11功率预测系统信息交互
6.11.1功率预测系统独立配置时，监控系统应能向功率预测系统提供实时有功功率数据、实时气象监测数据等信息，并能接收功率预测系统提供的短期和超短期功率预测结果、短期数值天气预报。6.11.2功率预测系统独立配置时，监控系统和功率预测系统通信应通过安全隔离设备进行。6.12继电保护故障信息管理系统信息交互6.12.1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《电力监控系统安全防护规定》的要求。继电保护装置应单独提供通信接口与继电保护故障信息管理系统进行通信。6.12.2一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信设备一体化。
6.13通信
6.13.1监控系统站控层应采用以太网通信，对于独立配置的辅助系统宜采用网络通信，不能够占用监控系统通道，通信协议宜采用DL/T860通信协议：对于独立配置的功率预测系统宜采用网络通信，通信协议宜采用DL/T634.5104通信协议。6.13.2站控层和间隔层应采用以太网通信，升压站监控设备采用DL/T860通信协议，风机监控通信协议建议采用IEC104、ModbusTCP、IEC61400-25等，不能提供网络接口的间隔层设备，应通过规约转换器和站控层通信。
6.13.3监控系统应能与站内已源系统等智能设备进行通信。6.13.4应满足通过电力调度数据适道与调度主站系统通信的要求，远动通信设备的接口应满足电力调度数据网接入要求，宜采用DL/T634.514或采用调度自动化系统要求的通信协议。6.13.5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。6.13.6并网电压等级为220kV及以上的风电场远动通信设备应采用无机械磨损件的独立设备。6.13.7远动通信设备应能够同时和多级调度中心进行要指通信且能对通道状态进行监视，6.13.8通信安全方面，遵从《电力监控系统安全防护规定》和电力监控系统安全防护总体方案》等相关规定，必要时实现数据认证与加密，确保信息通信的合法性、完整与私有性，7性能指标
7.1系统可用性
系统可用性包括：
a）双机系统年可用率：≥99.98%。b）系统内主要设备运行寿命：≥10年。站控层设备平均无故障间隔时间（MTBF）：≥2万h。c
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d）间隔层装置平均无故障间隔时间：≥3万h。e）控制操作正确率：≥99.99%
7.2测控装置模拟量测量误差
测控装置模拟量测量误差包括：a）有功功率、无功功率的测量相对误差：≤0.5%。b）电流、电压的测量相对误差：≤0.2%。c）电网频率测量误差：≤0.01Hz。7.3系统实时性
系统实时性包括：
测控装置模拟量越死区传送时间（至站控层）：≤2s。测控装置状态量变位传送时间（至站控层）：≤1s。测控装置模拟量信息响应时间（从IO输入端至站控层，I/O指测控装置与外围系统的数据接口)：≤3s
测控装置状态量信息响应时间（从I/O输入端至站控层，I/O指测控装置与外围系统的数据接)：≤2s。
人工控制命令从生成到输出的时间：≤1s。画面整幅调用响应时间：
1）实时画面：≤1s。
2）其他画面：≤2s。
画面实时数据刷新周期：≤3s。站内事件顺序记录（SOE）分辨率，发电间隔层测控装置：≤2ms。i)
双机亢余系统主备切换时间：≤2s。准信总服务平台
7.4系统资源
各工作站CPU平均负荷率
正常时（任意30min内。≤%。
网络负荷率
正常时（任意30min内）：≤20%。电力系统故障时（10s内）：≤30%。7.4.3容量
模拟量：≥8000点。
状态量：≥10000点。
遥控：≥500点。
计算量：≥2000点。
历史数据存储
历史报表数据存储：≥2年。
b）事件告警数据存储：≥2年。c）采样历史数据存储：≥2年。7.5系统对时精度
双卫星时钟对时，对时精度：≤1ms。8工作环境条件
场地和环境
最大相对湿度
日平均：95%，无凝露。
b）月平均：90%。
工作环境温度
室内最低工作温度：-5℃，最高工作温度：45℃。8.1.3
3耐震能力
a）水平加速度：0.3g。
b）垂直加速度：0.15g
8.1.4其他
安装方式，垂直安装屏倾斜度：≤5°。8.2
防雷与接地
应符合DL/T5149-2001中第11章防雷与接地的要求行业标准
电源系统
电源使用范围
应采用110/220V直流系统或220V交源下间断电源供电2电源要求
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监控系统电源应符合GB/T13729的要求，不间断电源（U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2h。监控系统宜采用来源不同的电源叫路的双路电源供电。NB/T10321—2019
附录A
（资料性附录）
风电场监控系统典型通信架构图风电场监控系统典型通信架构图如图A.1所示。Y
附录B
（规范性附录）
风力发电机组SCADA点表
风力发电机组SCADA点表见表B.1。表B.1风力发电机组SCADA点表
所属系统
风机控制系统
变流系统
中文描述
主控制器软件版本
主控制器时间
风机状态字
风机首故障编码
有效限功率标记位
有功功率设定反馈
无功功率设定反馈
有功功率设定值
无功功率设定值
启动指令
停机指令
当前停机等级
复位指令
变流器首故障码
电磁扭矩测量反馈
电磁扭矩设定值
李流控街柜内温度
功率模大最高品度
变流器直流母鑫电压
变流器测得发电机转速
变流器有功功率
变流器无功功率
转子侧电流
定子侧电流
网侧电流
网测电压
机侧电压
适用配置
通助力
双馈变流器
双馈变流器
直驱变流器
直驱变流器
直驱变流器
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通道类型
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