NB∕T 10630-2021 风光储联合发电站监控系统技术条件.pdf

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1、ICS 27.180 CCS F 19 中华人民共和国能源行业标准NB/T 10630-2021 风光储联合发电站监控系统技术条件Specification for supervisory and control system of wind/PV/energy storage combined power station 2021-04-26发布2021-10-26实施国家能源局发布NB/T 10630一2021目欠前言Hl 范围2 规范性引用文件3 术语和定义4 总体要求.25 系统构成.26 系统功能.47 性能指标.98 工作条件.10附录A(资料性)风光储联合发电站监控系统典型通信结

2、构图.11附录B(资料性风力发电间隔层基本采集信息表.12NB/T 10630-2021 刚吕本文件按照GB/T1.1-2020 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。本文件由中国电力企业联合会提出并归口。本文件起草单位:国网新源张家口风光储示范电站有限公司、国电南瑞科技股份有限公司。本文件主要起草人:田云峰、马步云、黄华、刘少宇、张国忠、刘汉民、董文琦、刁嘉、郑宇清、沈宇、滕贤亮、高宗和、减鹏、王杨、王阳、史学伟、杨俊丰、赵级、张小白、徐陆飞。本文件为首次发布。本文件在执行过程中的意见或建议反馈

3、至中国电力企业联合会标准化管理中心(北京市白广路二条一号，100761)。H NB/T 10630-2021 风光储联合发电站监控系统技术条件1 范围本文件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、工作条件等技术要求。本文件适用于通过35kV及以上电压等级接入电网的陆地新建、改建和扩建的风光储联合发电站，其他电压等级接入的风光储联合发电站可参照执行。2 规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件: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 7260.1 不间断

4、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 13729 远动终端设备GB/T 31366 光伏发电站监控系统技术要求DL/T476 电力系统实时数据通信应用层协议DL/T 634.5101 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/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子集的IEC60870-5-101网络访问DL/T 860(所有部分变电站通信网络和系统DL/T 5103 35 kV110 kV无人值班变电站设计技术规程DL/T 5149-2001 220500 kV变电所计算机监控系统设计技术

5、规程NB/T42090 电化学储能电站监控系统技术规范中华人民共和国国家发展和改革委员会令第14号电力监控系统安全防护规定3 术语和定义3.1 3.2 3.3 3.4 下列术语和定义适用于本文件。凤光储联合发电站windIPV/energy storage combined power station 由风力发电、光伏发电和储能组合形成的联合发电站。风光储联合发电站并网点grid-connected point ofwindIPV/energy storage combined power station 风光储联合发电站升压变电站高压侧母线或节点。风力发电单元wind power unit

6、由风力发电机组、变流器、升压变压器组成的发电单元。光伏发电单元photovoltaic power unit 由光伏方阵、逆变器、升压变压器组成的发电单元。NB/T 10630-2021 3.5 储能单元energy storage unit 由储能元件、变流器、升压变压器组成的能独立进行电能存储、释放的单元。3.6 间隔层bay level 面向单个风力发电单元、光伏发电单元、储能单元和变电站配电间隔的就地测量控制层。3.7 风光储联合发电站监控系统supervisory and control systems of wind/PV/energy storage combined power

7、 station 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。3.8 监控子站slave station for locallevel supervisory and control 风光储联合发电站监控系统的局域监控层，负责对按地域划分的多个风力发电单元、光伏发电单元、储能单元及变电站配电装置问隔运行过程进行实时监视和控制。3.9 监控主站master station for plant level supervisory and control 风光储联合发电站监控系统的站域监控层，负责对风力发电、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

8、统一调度。3.10 有功功率自动控制automatic generation control(AGC)根据风光储联合发电站监控系统实时采集数据，采用设定控制规律在线计算有功控制策略并自动下发到风电机组、光伏逆变器、储能变流器等设备执行，使整个风光储联合发电站有功在规定时间内满足上级调度或设定目标要求。3.11 无功电压自动控制automatic voltage control(AVC)根据风光储联合发电站监控系统实时采集数据，采用设定控制规律在线计算无功控制策略并自动下发到风电机组、光伏逆变器、储能变流器及无功补偿装置等设备执行，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

9、满足上级调度或设定目标要求。4 总体要求4.1 风光储联合发电站监控系统宜采用分层分布式结构，应具备标准通信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规定的要求。4.3 监控主站、监控子站以及问隔层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及信息交换的能力。4.6 风光储联合发电站监控系统应具各与电网调度机构、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

10、结构5.1.1 风光储联合发电站监控系统直由监控主站、监控子站、间隔层监控设备以及之间的通信网络组成。2 NB/T 10630-2021 当技术经济合理时亦可将监控主站和监控子站合并。5.1.2 监控主站由通过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 监控子站由通过计算机网络连接的服务器、工作站和远动通信装置等设备构成，分别实现对所辖范围内多个风力发电单元、光伏发电单元、储能单元以及升压站内有载调压变压器、母线、无功补偿装置、断路器等的监视控制，接

11、收并执行监控主站有功、无功控制指令。5.1.4 间隔层由发电/运行单元控制器及测控装置等设备构成，实现单个风力发电单元、光伏发电单元、储能单元以及变电站配电间隔的就地测量控制。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见附录A。5.2 硬件设备5.2.1 监控主站及监控子站设备5.2.1.1 监控主站应集中设置，宜配置前置服务器、数据库服务器、监视控制应用服务器、有功功率自动控制应用服务器、无功电压自动控制应用服务器、操作员工作站、工程师站等。5.2.1.2

12、监控子站应面向监控范围设置，包括若干个风电监控子站、光伏监控子站、储能监控子站以及升压变电站监控子站，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冗余配置，并网电压等级为110kV及以下的风光储联合发电站参照执行。5.2.2 间隔层监控设备5.2.2.1 间隔层监控设备宜面向发电单元或配电间隔设置，宜配置(智能)1/0单

13、元、控制单元、控制网络和保护接口机等，1/0单元应按电气单元配置，宣模块化、标准化、易维护、易更换，允许热插拔或带电插拔。5.2.2.2 间隔层监控设备包括风力发电、光伏发电、储能单元间隔层监控设备及升压变电站间隔层监控设备。5.2.2.3 风力发电间隔层监控设备包括风电机组主控制器、测控装置、继电保护装置通信接口及通信控制单元等设备。5.2.2.4 光伏发电间隔层监控设备包括光伏逆变器、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及通信控制单元等设备，并应满足GB/T31366的要求。5.2.2.5 储能间隔层监控设各包括储能变流器、测控装置、继电保护装置通信接口及通信控制单元等设

14、各，并应满足NB/T42090的要求。5.2.2.6 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，并应符合DL/T5149-2001(220 kV及以上升压变电站)或DL/T5103(110 kV及以下升压变电站的要求。5.2.3 其他设备系统应配备网络交换机/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网络设备和对时设备、网络打印机。3 NB/T 10630-2021 5.3 软件要求5.3.1 监控系统软件应由操作系统软件、支撑软件和应用软件组成。5.3.2 监控系统软件可靠性、兼容性、可移植性、可

15、扩充性等性能指标应满足系统本期及远景规划的要求。5.3.3 服务器、工作站应采用符合国家标准的安全操作系统软件，且具有软件许可证。5.3.4 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。5.3.5 系统应配置历史数据库及其管理系统，数据存储时间不应少于3年。5.3.6 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。5.3.7 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。5.3.8 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

16、性、可扩展性和良好的实时响应速度。5.3.9 应用软件应满足基本监视控制和有功、无功协调控制等系统功能要求。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、储能间隔层和升压变电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、测风塔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，所采集信息见附录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，所采集信息应符

17、合GB/T31366的要求。6.1.1.4 储能间隔层采集储能单元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，所采集信息应符合NB/T42090的要求。6.1.1.5 升压变电站间隔层采集配电间隔的开关量、模拟量等信息并上送到对应的变电站监控子站以及风光储联合发电站监控主站，所采集信息应符合DL/T5149-2001(220 kV及以上升压变电站或DLIT5103(110 kV及以下升压变电站)的要求。6.1.1.6 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。6.1.1.7 重要的保护动作、装置故障信号等应通过无源

18、接点输入，其余保护信号可通过通信方式进行采集。6.1.1.8 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。6.1.1.9 监控系统应具备满足生产运行要求的历史数据存储、统计及查询功能。6.1.2 控制与调节6.1.2.1 控制对象范围包括:断路器、隔离开关、接地开关、风电机组、光伏逆变器、储能变流器、无功补偿设备、变压器分接头及其他重要设备。4 NB/T 10630-2021 6.1.2.2 对风电机组、光伏逆变器、储能变流器及无功补偿装置的控制与调节功能应包括但不限于启动、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.

19、1.2.3 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。6.1.2.4 控制操作优先级应定义为设备就地、监控子站、监控主站、调度远方等控制级别，不同控制级别间应相互闭锁。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 在监控系统中对设备开断、并网应采用选择、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

20、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、储能变流器、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 防误闭锁判断准则及条件应符合五防(防止带负荷分、合隔离开关，防止误分及误合断路器、负荷开关、接触器，防止接地开关处于闭合位置时关合断路器、负荷开关，防止在带电时误合接地开关

21、，防止误入带电间隔等相关规程、规范和运行要求。6.1.3.3 站内所有操作指令应经过防误闭锁验证。6.1.4 告警6.1.4.1 告警功能应至少包含以下方面:a)电力一次设备运行异常告警:风电机组及其操作机构、光伏逆变器及其操作机构、储能变流器及其操作机构的动作信号和故障信号，非正常操作引起的断路器事故跳闸和保护动作信号，母线接地故障信号，电力系统频率、母线电压等测量值越限，线路、变压器热稳定越限等。b)电力二次设备异常告警:继电保护及安全自动装置动作信息、异常信息，远方自动控制异常信息等。c)监控系统自身软硬件异常告警CPU负载异常，硬盘可用容量不足，数据库容量不足，通信接口及网络故障等。6

22、.1.4.2 系统应能根据重要程度对告警信息进行分级，至少应包括事故告警、预告告警、一般告警等级别。6.1.4.3 告警信息输出方式应直观、醒目，包括但不限于:a)最新告警信息行。b)告警总表。c)图形变色或闪烁。d)自动推图。e)音响、语音提示。f)短信提示。g)告警信息可送到其他系统。6.1.4.4 告警发生时信息输出方式应可设定，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，对己确认和未确认的信息显示应有显著区分。5 NB/T 10630-2021 6.1.4.6 系统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

23、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)储能单元内电池堆、储能变流器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

24、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。6.1.5.2 事件顺序记录的时标为事件发生时刻间隔层各测控装置本身的时标，分辨率应不大于2ms。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mm至事故后5min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。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

25、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，并可支持大屏、触摸屏显示，宜显示的主要画面包括: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)储能单元中电池堆、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、隔离开关、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

26、等公用接口设备状态图。h)系统结构及通信状态图。i)风力发电、光伏发电以及并网点实时电量及趋势图，储能电站可充可放实时电量及趋势图。j)风力发电、光伏发电、储能充电或放电实时有功功率配比及趋势图。6.1.6.5 画面应能显示设备检修状态，并支持挂牌操作。6.1.6.6 画面应具有电网拓扑识别功能，实现带电设备的颜色标识。6.1.6.7 画面应支持有功控制、无功控制等应用的运行工况显示。6.1.6.8 画面可具备显示火灾报警、视频监视等公用接口设备状态图。6.1.6.9 画面的调用方式应符合灵活可靠、响应速度快的原则。6.1.7 计算及制表6.1.7.1 系统应可使用各种历史数据进行计算，生成不

27、同格式和类型的报表。6.1.7.2 系统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:6 NB/T 10630-2021 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)风电机组运行时间和平均风速等。c)风力发电、光伏发电、储能充电或放电实时有功功率配比计算。d)光伏辐照度和光伏逆变器运行时间。e)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 系统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6.1.8.1 系

28、统应支持接收北斗导航系统CBD)、全球定位系统CGPS)和地面授时信号进行对时，以此同步站内相关设备的时钟。6.1.8.2 系统应优先采用北斗导航系统进行对时。6.1.8.3 监控主站、监控子站设备宜采用简单网络时间协议CSNTP)对时方式。6.1.8.4 间隔层设各宜采用IRIG-B、lPPS对时方式。6.2 有功功率自动控制6.2.1 有功功率自动控制应支持但不限于以下一个或多个目标:a)定功率控制。b)跟踪计划。c)削峰填谷。d)频率调节。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)风储

29、联合发电。f)光储联合发电。g)风光储联合发电。6.2.3 有功功率自动控制对象可支持风力发电单元、光伏发电单元、储能单元单个单元或多个单元的组合。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 系统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、当前有功功率等信息。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各开环、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

30、.8 有功功率自动控制应具备场站就地、调度远方两种工作方式，场站就地方式下跟踪运行人员设置的控制目标，调度远方方式下能接收并跟踪上级调度控制系统下发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、通信中断等情况应能够自动判断处理，对异常信息自动告警。7 NB/T 10630-2021 6.3 无功电压自动控制6.3.1 无功电压自动控制应支持但不限于以下一个或多个目标: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 无功电压自动控制对象可支持风力发电单元、光伏发电单元、储能单元、无功补偿装置、升压变压器分接头单个设备或多个设备的组合。6.3.

31、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、站内各母线电压限值约束、动作次数等约束。6.3.4 系统应能实时计算并上送全站无功出力的输出范围、当前无功功率等信息。6.3.5 风电、光伏、储能设备及无功补偿装置、升压变压器分接头应具备投入、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，开环方式下只进行无功设备状态监视与控制指令计算，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 无功电压自动控制应具备场站就地、调度远方两种工作方式，场站就地方式下应跟踪运行人员设置的控制目标，调度远方方式下能

32、接收并跟踪上级调度控制系统下发的无功电压控制指令设定值。6.3.8 系统对上级调度控制系统下发指令越限、通信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，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

33、规定的要求。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信设备一体化。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/T634.5104或DL/T476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以太网通信，通信协议宣采用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

34、信协议宜采用DL/T860(所有部分通信协议。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。8 NB/T 10630-2021 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/T634.5104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 系统可靠性指标应按照以下要求制定:a)系统年可用率:二三

35、99.98%。b)站控层设备平均故障问隔时间(MTBF):注20000h。c)间隔层装置平均故障间隔时间(MTBF):主30000h。d)遥测合格率:二三98%。e)遥信正确率:二三99%。f)控制操作正确率100%。g)系统内主要设备运行寿命:注10年。7.2 测控装置模拟量测量误差应满足以下要求:a)有功、无功的测量相对误差:运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。d)风速测量误差:三三0.5m/s。e)大气温度测量误差:运1.C。7.3 系统实时性指标:a)画面调用时间 圆-H路E叫到法离架吟河面辞际商wm部接皑阎部跻窑图。一丁-il-ll

36、lJ SSOB-tEEE-Eshbo-eEBtfL 远功信息至各级洞Er-l监挫主站监搜于站Z目时4080|MON4风光储联合发电站监控系统典型通信结构图图A.1如.画NB/T 10630-2021 附录B(资料性风力发电间隔层基本采集信息表B.1 风力发电单元基本遥测信息表见B.l。表B.1风力发电单元基本遥测信息表序号对象内容发电机转速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 控制拒温度11 机舱变频柜温度12 环境温度13 机舱温度14 风电机组塔底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

37、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12 NB/T 10630-2021 表B.1(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 水冷进阅压力32 水冷出阀压力33 低压侧A相电压34 低压侧B相电压35 低压侧C相电压36 低压侧AB线电压37 低压侧BC线电压38 低压侧CA线电压39 低压侧A相电流40 低压侧B相电流41 低压侧C相电流42 低压侧有功功率43 低压侧无功功率箱式变压器44 高压侧A相电压45 高压侧B相电压46 高压侧C

38、相电压47 高压侧AB线电压48 高压侧BC线电压49 高压侧CA线电压50 高压侧A相电流51 高压侧B相电流52 高压侧C相电流53 高压侧有功功率54 高压侧无功功率55 AB线电压56 BC线电压57 CA线电压无功补偿设备58 A相电流59 B相电流60 C相电流13 NB/T 10630-2021 B.2 风力发电单元基本遥信信息表见表B.2。表B.2风力发电单元基本遥信信息表序号对象内容运行状态2 机舱加速度超限3 机舱位移超限4 控制拒温度高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400VA

39、C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 变流器反馈转速过速17 有功功率高18 有功功率低19 电流不平衡故障风电机组电网频率高故障20 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

40、IDC电源故障14 NB/T 10630-2021 表B.2(续序号对象内容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43 PLC急停请求44 网侧逆变器温度故障45 网侧控制器温度故障46 网侧电抗器温度故障47 发电机侧逆变器温度故障48 发电机侧控制器温度故障49 变压器柜温度高故障风电机组变压器柜温度低故障50 51 变压器绕组温度高故障52 变压器绕组温度低故障53 风速仪故障54 风向标故障55 风速转速不匹配故障56 风速功率不匹配故障57 偏航位置故障58 偏航方向故障59 偏航速度故障60 偏航使能故障61 位置62 重瓦斯或高温跳闸箱式变压器接地刀闸位置63 64 低压侧开关远方65 高压熔断器熔断66 位置67 装置故障68 过负荷69,故障总箱式变压器A相故障70 71 B相故障72 C相故障73 零序过电压74 零序过电流75 全站全站事故总15 NB/T 10630-2021 B.3 测风塔基本采集信息表见表B.3。表B.3测风塔基本采集信息表序号对象内容10m层高风速2 10m层高风向3 30m层高风速4 30m层高风向5 50m层高风速6 测风塔监测数据50m层高风向7 70m层高风速8 70m层高风向9 温度10 压力11 湿度16