NB T 10321-2019 风电场监控系统技术规范.pdf

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1、NB ICS 27.180 F 11 备案号 ： 64295-2018 中华人民共和国能源行业标准 NB / T 10321 2019 风电场监控系统技术规范 Technical specifications for monitoring and control system of wind farm 2019-11-04发布 2020-05-01实施 国家能源局 发 布 NB / T 10321 2019 I 目 次 前言 1 范围 1 2 规范性引用文件 1 3 术语和定义 1 4 总则 2 5 系统架构及配置 2 6 系统功能 3 7 性能指标 5 8 工作环境条件 7 附录 A（资料性

2、附录） 风电场监控系统典型通信架构图 8 附录 B（规范性附录） 风力发电机组 SCADA 点表 9 附录 C（规范性附录） 风力发电机组 SCADA 标准状态表 13 附录 D（规范性附录） 风电场箱式变压器接入点表 14 附录 E（规范性附录） 风电场升压站接入点表 15 附录 F（规范性附录） 有功功率控制与无功功率控制接入点表 17 附录 G（规范性附录） 风电场测风塔遥测量接入点表 18 附录 H（规范性附录） 统一 SCADA 报表显示字段 19 NB / T 10321 2019 II 前 言 本标准按照 GB/T 1.1 2009标准化工作导则 第 1 部分：标准的结构和编写规

3、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 一号， 100761） 。 NB / T 10321 2019 1 风电场监控系统技术规范 1 范围

4、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/T 13729 远动终端设备 GB/T 19963 风电场接入电力系统技术规定 GB/T 30155 2013 智能变电站技术导则 GB/T 30966.3 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/T 634.5101 远动设备及系

5、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 采用标准传输协议集 IEC 60870 5 101 网络访问 DL/T 860 变电站通信网络和系统 DL/T 5003 电力系统调度自动化设计技术规程 DL/T 5149 2001 220kV 500kV 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 2015 36 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 monitoring and

6、 control systems 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 station level 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、操作员站、远动接口设备等构成。 3.3 间隔层 bay level 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 process level 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。 NB / T 10321 2019 2 4 总则 4.1 监控系统应

7、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冗余配置，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

8、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。 4.8 监控系统应满足电力监控系统安全防护规定的要求。 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。各类有冗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

9、常运行。 5 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 5.2.1 监控系统的硬件设备宜由以下几部分组成： a） 站控层设备。包括风机监控服务器、 AGC/AVC 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 /

10、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。 b） 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 制单元等。 c） 过程层设备。风机过程层设备主要是风机以及箱式变压器；升压站过程层设备遵循 GB/T 30155 2013 的相关标准。 d） 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、 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 应采用双机冗余的方式配置服务器和远动通信装置等设备。 NB / T 10321 2019 3 5.3

11、软件配置 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

12、GB/T 13729 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、 XL

13、S、 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 控制对象范围包括断路器、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两种控制方式。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，应具备有功 /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、硬件故障均应输出报警信息，

14、并不影响监控系统的正 常运行。 6.3.5 人工控制时，监控系统应具有操作监护功能，监护人员可在本机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 6.4.1 监控系统应具备有功功率控制功能或频率调节功能。 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

15、率、有功功率等信息。 NB / T 10321 2019 4 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 6.5.1 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。 6.5.5 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。 6.5.6 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

16、 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。 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

17、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 2s。 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，并能反演事故过程。 6.9 监控界面要求 6.9.1 系统应具有

18、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，风电场电气接线图等。 6.9.2 画面应支持多窗口、分层、漫游、画面缩放、打印输出等功能。 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。 b） 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。 c） 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。 6.9.4 画面应能显示设备检修状态。 6.9.5 画面应具有电网拓扑识别功

19、能，实现带电设备的颜色标识。 NB / T 10321 2019 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。 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

20、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

21、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/T 860 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/T 634.5104 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/T 860 通信协议，风机监控通信协 议建议采用 IEC 104、 Modbus TCP、 IEC 61400 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电源系统等智能设备进

22、行通信。 6.13.4 应满足通过电力调度数据网通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/T 634.5104 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数据通信，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

23、密，确保信息通信的合法性、完整性与私有性。 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。 c） 站控层设备平均无故障间隔时间（ MTBF） ： 2 万 h。 NB / T 10321 2019 6 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

24、时性 系统实时性包括： a） 测控装置模拟量越死区传送时间（至站控层） ： 2s。 b） 测控装置状态量变位传送时间（至站控层） ： 1s。 c） 测控装置模拟量信息响应时间（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 口） ： 3s。 d） 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 口） ： 2s。 e） 人工控制命令从生成到输出的时间： 1s。 f） 画面整幅调用响应时间： 1） 实时画面： 1s。 2） 其他画面： 2s。 g） 画面实时数据刷新周期： 3s。 h） 站内事件顺序记录（ SOE）分辨率，发电间隔

25、层测控装置： 2ms。 i） 双机冗余系统主备切换时间： 2s。 7.4 系统资源 7.4.1 各工作站 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 容量 a） 模拟量： 8000 点。 b） 状态量： 10 000 点。 c） 遥控： 500 点。 d） 计算量： 2000 点。 7.4.4 历史数据存储 a） 历史报表数据存储： 2 年。 NB / T 10321 2019

26、 7 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 8.1 场地和环境 8.1.1 最大相对湿度 a） 日平均： 95%，无凝露。 b） 月平均： 90%。 8.1.2 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 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。 8.3 电源系统 8.3.1 电

27、源使用范围 应采用 110/220V 直流系统或 220V 交流不间断电源供电。 8.3.2 电源要求 监控系统电源应符合 GB/T 13729 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 2h。监控系统宜采用来源不同的电源回路的双路电源供电。 NB / T 10321 2019 8 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。 图 A .1 风电场监控系统典型通信架构图 NB / T 10321 2019 9 附 录 B （ 规范性附录 ） 风力发电机组 SCADA 点表 风力

28、发电机组 SCADA 点表见表 B.1。 表 B.1 风力发电机组 SCADA 点表 序号 所属系统 中文描述 适用配置 通道类型 1 风机控制系统 主控制器软件版本 通用 AI 2 主控制器时间 通用 AI 3 风机状态字 通用 AI 4 风机首故障编码 通用 AI 5 有效限功率标记位 通用 DI 6 有功功率设定反馈 通用 AI 7 无功功率设定反馈 通用 AI 8 有功功率设定值 通用 AO 9 无功功率设定值 通用 AO 10 启动指令 通用 DO 11 停机指令 通用 DO 12 当前停机等级 通用 AI 13 复位指令 通用 DO 14 变流系统 变流器首故障码 通用 AI 15

29、 电磁扭矩测量反馈 通用 AI 16 电磁扭矩设定值 通用 AI 17 变流控制柜内温度 通用 AI 18 功率模块最高温度 通用 AI 19 变流器直流母线电压 通用 AI 20 变流器测得发电机转速 通用 AI 21 变流器有功功率 通用 AI 22 变流器无功功率 通用 AI 23 转子侧电流 双馈变流器 AI 24 定子侧电流 双馈变流器 AI 25 网侧电流 直驱变流器 AI 26 网测电压 直驱变流器 AI 27 机侧电压 直驱变流器 AI NB / T 10321 2019 10 表 B.1（续） 序号 所属系统 中文描述 适用配置 通道类型 28 变流系统 机侧电流 直驱变流器

30、 AI 29 变流冷却系统启动 空空冷却 DI 30 变流加热器启动 通用 DI 31 电网监测 网侧频率 通用 AI 32 网侧 L1 相电压 通用 AI 33 网侧 L2 相电压 通用 AI 34 网侧 L3 相电压 通用 AI 35 网侧 L1 相电流 通用 AI 36 网侧 L2 相电流 通用 AI 37 网侧 L3 相电流 通用 AI 38 功率因数 通用 AI 39 有功发电量总计 通用 PI 40 无功发电量总计 通用 PI 41 日发电量总计 通用 AI 42 月发电量总计 通用 AI 43 年发电量总计 通用 AI 44 变桨系统 1 号桨叶片角度（桨距角） 通用 AI 45

31、 2 号桨叶片角度（桨距角） 通用 AI 46 3 号桨叶片角度（桨距角） 通用 AI 47 1 号桨叶片角度设定（桨距角） 通用 AI 48 2 号桨叶片角度设定（桨距角） 通用 AI 49 3 号桨叶片角度设定（桨距角） 通用 AI 50 1 号桨叶变桨电动机温度 电动变桨 AI 51 2 号桨叶变桨电动机温度 电动变桨 AI 52 3 号桨叶变桨电动机温度 电动变桨 AI 53 1 号桨叶变桨电动机电流 电动变桨 AI 54 2 号桨叶变桨电动机电流 电动变桨 AI 55 3 号桨叶变桨电动机电流 电动变桨 AI 56 1 号桨后备电源电压 电动变桨 AI 57 2 号桨后备电源电压 电

32、动变桨 AI 58 3 号桨后备电源电压 电动变桨 AI 59 变桨液压站系统压力 液压变桨 AI 60 1 号桨液压压力 液压变桨 AI NB / T 10321 2019 11 表 B.1（续） 序号 所属系统 中文描述 适用配置 通道类型 61 变桨系统 2 号桨液压压力 液压变桨 AI 62 3 号桨液压压力 液压变桨 AI 63 变桨液压泵启动 液压变桨 AI 64 变桨液压站加热启动 液压变桨 DI 65 变桨液压站油箱油温 液压变桨 AI 66 变桨液压站冷却系统启动 液压变桨 AI 67 顺时针偏航状态 通用 DI 68 逆时针偏航状态 通用 AI 69 偏航刹车压力 通用 A

33、I 70 机舱绝对位置 通用 AI 71 机舱扭缆旋转角度 通用 AI 72 润滑系统 变桨润滑泵启动 通用 DI 73 偏航润滑泵启动 通用 DI 74 主轴润滑泵启动 通用 DI 75 发电机系统 发电机定子 U 相温度 通用 AI 76 发电机定子 V 相温度 通用 AI 77 发电机定子 W 相温度 通用 AI 78 发电机绕组温度 1 通用 AI 79 发电机绕组温度 2 通用 AI 80 发电机绕组温度 3 通用 AI 81 发电机驱动端轴承温度 通用 AI 82 发电机非驱动端轴承温度 通用 AI 83 发电机瞬时转速 通用 AI 84 发电机冷却系统启动（高低速） 空空冷却 D

34、I 85 发电机加热器启动 空空冷却 DI 86 环境监测 塔底控制柜温度 通用 AI 87 机舱控制柜温度 通用 AI 88 变流器环境温度 通用 AI 89 塔底温度 通用 AI 90 机舱内温度 通用 AI 91 轮毂温度 通用 AI 92 桨 1 控制柜温度 通用 AI 93 桨 2 控制柜温度 通用 AI NB / T 10321 2019 12 表 B.1（续） 序号 所属系统 中文描述 适用配置 通道类型 94 环境监测 桨 3 控制柜温度 通用 AI 95 环境温度 通用 AI 96 风况监测 测量风速 通用 AI 97 机舱与风向夹角测量值 通用 AI 98 传动与支撑系统

35、齿轮箱低速侧轴温 双馈 /半直驱机组 AI 99 齿轮箱高速侧轴温 双馈 /半直驱机组空空冷却 AI 100 齿轮箱加热器启动 双馈 /半直驱机组空空冷却 DI 101 齿轮箱冷却系统启动 双馈 /半直驱机组空空冷却 DI 102 叶轮转速 通用 AI 103 主轴承温度 通用 AI 104 齿轮箱润滑油温 双馈 /半直驱机组 AI 105 齿轮箱润滑油入口温度 双馈 /半直驱机组 AI 106 齿轮箱润滑油出口温度 双馈 /半直驱机组 AI 107 齿轮箱润滑油入口压力 双馈 /半直驱机组 AI 108 齿轮箱润滑油出口压力 双馈 /半直驱机组 AI 109 齿轮箱润滑油油泵启动 双馈 /半

36、直驱机组 DI 110 液压系统 液压泵启动 通用 DI 111 叶轮锁定 通用 DI 112 液压系统压力 通用 AI 113 叶轮刹车压力 通用 AI 114 高速轴刹车压力 双馈 /半直驱机组 AI 115 高速轴刹车动作 双馈 /半直驱机组 DI 116 载荷及振动监测 机舱侧向加速度值 通用 AI 117 机舱轴向加速度值 通用 AI 118 机舱加速度有效值 通用 AI NB / T 10321 2019 13 附 录 C （ 规范性附录 ） 风力发电机组 SCADA 标准状态表 风力发电机组 SCADA 标准状态表见表 C.1。 表 C.1 风力发电机组 SCADA 标准状态表

37、编号 风机状态 简 述 1 手动停机 人工手动停机 2 故障停机 风机因故障原因造成的停机 3 天气停机 小风、大风、低温等天气原因造成的停机状态 4 风机待命 风机发电前的准备状态 5 正常发电 并网正常发电状态 6 限功率 风机限功率运行（包括限功率停机）状态 7 无连接 通信中断等造成无连接 8 电网故障 由于电网波动等因素导致停机 9 检修维护 风机处在检修及维护状态 NB / T 10321 2019 14 附 录 D （ 规范性附录 ） 风电场箱式变压器接入点表 风电场箱式变压器接入点表见表 D.1。 表 D.1 风电场箱式变压器接入点表 序号 参数名称 参数类型 备注 1 低压侧

38、电流电压 AI 2 变压器温度 3 变压器本体保护 DI 4 高低压侧开关位置 5 箱式变压器门状态 DI NB / T 10321 2019 15 附 录 E （ 规范性附录 ） 风电场升压站接入点表 风电场升压站接入点表见表 E.1。 表 E.1 风电场升压站接入点表 序号 参数名称 参数类型 备 注 1 主变压器 ab 相间线电压 U ab AI 包含高压侧和低压侧 2 主变压器 bc 相间线电压 U bc AI 包含高压侧和低压侧 3 主变压器 ca 相间线电压 U ca AI 包含高压侧和低压侧 4 主变压器零序电压 U 0 AI 包含高压侧和低压侧 5 主变压器 a 相电压 U a

39、 AI 包含高压侧和低压侧 6 主变压器 b 相电压 U b AI 包含高压侧和低压侧 7 主变压器 c 相电压 U c AI 包含高压侧和低压侧 8 主变压器 a 相电流 I a AI 包含高压侧和低压侧 9 主变压器 b 相电流 I b AI 包含高压侧和低压侧 10 主变压器 c 相电流 I c AI 包含高压侧和低压侧 11 主变压器有功功率 P AI 包含高压侧和低压侧 12 主变压器无功功率 Q AI 包含高压侧和低压侧 13 主变压器功率因数 cos AI 包含高压侧和低压侧 14 主变压器频率 f AI 包含高压侧和低压侧 15 主变压器有载调压温度 AI 16 主变压器油面温

40、度 AI 包含高压侧和低压侧 17 主变压器绕组温度 AI 包含高压侧和低压侧 18 各段母线 ab 相间线电压 U ab AI 包含高压侧和低压侧母线 19 各段母线 bc 相间线电压 U bc AI 包含高压侧和低压侧母线 20 各段母线 ca 相间线电压 U ca AI 包含高压侧和低压侧母线 21 母线零序电压 U 0 AI 包括高压侧和低压侧 22 各段母线 a 相电压 U a AI 包含高压侧和低压侧母线 23 各段母线 b 相电压 U b AI 包含高压侧和低压侧母线 24 各段母线 c 相电压 U c AI 包含高压侧和低压侧母线 25 母线频率 f AI 26 各集电线 ab

41、 相间线电压 U ab 27 各集电线 bc 相间线电压 U bc AI 28 各集电线 ca 相间线电压 U ca NB / T 10321 2019 16 表 E.1（续） 序号 参数名称 参数类型 备 注 29 各集电线零序电压 U 0 AI 30 各集电线 a 相电压 U a AI 31 各集电线 b 相电压 U b AI 32 各集电线 c 相电压 U c AI 33 集电线频率 f AI 34 各集电线有功功率 P AI 35 各集电线无功功率 Q AI 36 集电线功率因数 cos AI 37 无功补偿设备电流 I AI 38 无功补偿设备电压 U AI 39 无功补偿设备有功功

42、率 P AI 40 无功补偿设备无功功率 Q AI 41 电能量 AI 风电场关口电能量及 35kV 侧出电能量等 42 变压器挡位 AI 43 断路器位置 DI 44 隔离开关位置 DI 45 手车位置 DI 46 接地开关位置 DI 47 主变压器信号 DI 本体测控装置失电、主变压器低压侧保 护测控装置失电、差动动作、重瓦斯保护 动作等 48 断路器信号 DI SF 6 泄漏、 SF 6 总闭锁，就地 /远方等 49 保护装置保护信号 DI 根据不同保护装置的信息量表决定 50 断路器控制 DO 线路、主变压器高低压侧、集电线路、 电容器等 51 隔离开关控制 DO 线路、主变压器高压侧

43、电动隔离开关等 52 分接头挡位控制 DO 有载调压主变压器分接头 53 负荷开关控制 DO 高低压侧负荷开关 NB / T 10321 2019 17 附 录 F （ 规范性附录 ） 有功功率控制与无功功率控制接入点表 有功功率控制与无功功率控制接入点表见表 F.1。 表 F.1 有功功率控制与无功功率控制接入点表 序号 中 文 描 述 点类型 备注 1 电网有功限功率值 AI 2 有功功率设定值 AO 控制点 3 风电场实际有功功率 AI 4 可调有功功率上限 AI 5 可调有功功率下限 AI 6 电网调度调节速率 AI 7 电网无功限功率值 AI 8 无功功率设定值 AO 控制点 9 风

44、电场实际无功功率 AI 10 全场无功功率可调上限 AI 11 全场无功功率可调下限 AI 12 AGC 投退状态 DI 13 AGC 投退控制 DO 控制点 14 AV C 投退状态 DI 15 AV C 投退控制 DO 控制点 16 超发告警 DI 17 有功功率控制模式（手动或接受调度） DI 18 有功功率控制模式（手动或接受调度） DO 控制点 19 无功功率控制模式（手动或接受调度） DI 20 无功功率控制模式（手动或接受调度） DO 控制点 NB / T 10321 2019 18 附 录 G （ 规范性附录 ） 风电场测风塔遥测量接入点表 风电场测风塔遥测量接入点表见表 G.

45、1。 表 G.1 风电场测风塔遥测量接入点表 序号 变量描述 数值类型 备注 1 测风塔号 AI 2 测风塔坐标 AI 3 测风塔高度 AI 4 海拔 AI 5 安装时间 AI 6 当前时 AI 7 当前分 AI 8 第 1 层风速实时值 AI 9 第 1 层风向实时值 AI 10 第 2 层风速实时值 AI 11 第 2 层风向实时值 AI 12 第 3 层风速实时值 AI 13 第 3 层风向实时值 AI 14 第 4 层风速实时值 AI 15 第 4 层风向实时值 AI 16 湿度 AI 17 温度 AI 18 压力 AI 19 通信状态 DI 20 电源告警 DI NB / T 103

46、21 2019 19 附 录 H （ 规范性附录 ） 统一 SCADA 报表显示字段 统一 SCADA 报表显示字段见表 H.1。 表 H.1 统一 SCADA 报表显示字段 综合报表 风场电量报表 风速报表 首发故障报表 时间 时间 时间 风电场名称 风电场名称 风电场名称 风电场名称 风机名称 风机名称 风机名称 风机名称 故障代码 有功发电量 平均风速 最大风速 故障描述 平均风速 有功发电量 平均风速 故障开始时间 时间可利用率 无功发电量 最小风速 故障结束时间 用户停机时间 有功用电量 持续时间 故障停机时间 无功用电量 服务状态时间 电网故障时间 天气停机时间 风机待命时间 正常

47、发电时间 限功率时间 无连接时间 首发故障次数 平均故障间隔时间 NB / T 10321 2019 20 中华人民共和国 能源行业标准 风电场监控系统技术规范 NB / T 10321 2019 * 中国电力出版社出版、发行 （北京市东城区北京站西街 19 号 100005 ） 北京天泽润科贸有限公司 印刷 * 2020 年 月第一版 2020 年 月北京第一次印刷 880 毫米 1230 毫米 16 开本 印张 千字 印数 001 000 册 * 统一书号 155198 1923 定价 00.00元 版 权 专 有 侵 权 必 究 本书如有印装质量问题，我社营销中心负责退换 NB / T 10321 2019