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。

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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各类有亢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，

6.1.1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 发电站监控主站稀土标准，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/T5149一2001（220kV及以上升压变电站）或DL/T 5103（110kV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、 功补偿设备、变压器分接头及其他重要设备。

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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。 6.1.2.3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。

6.1.3.1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 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。

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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

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。 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。 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。 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1min至事故后 min的相关模拟量和事件动作信息，并能反演事故过程。 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 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，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

6.1.7.1系统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。

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。 .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。 .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

6.2有功功率自动控制

a) 定功率控制。 跟踪计划。 c) 削峰填谷。 d）频率调节。

a 风单独发电。 b）光单独发电。 储能单独充电、放电。 d 风光联合发电。 e） 风储联合发电。 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 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。 对

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6.3无功电压自动控制

1无功电压自动控制应支持但不限于以下一个

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。 6.3.3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 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。 电能质量监测系统。 视频及环境监控系统。

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。 火灾自动报警系统。

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（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。

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，通信协议宜采用DL/T634.5104通 言协议。 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（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。

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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。

7.1系统可靠性指标应按照以下要求制定： a） 系统年可用率：≥99.98%。 站控层设备平均故障间隔时间（MTBF）：≥20000h。 c） 间隔层装置平均故障间隔时间（MTBF）：≥30000h。 遥测合格率：≥98%。 e） 遥信正确率：≥99%。 f 控制操作正确率：100%。 g） 系统内主要设备运行寿命：≥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：≤0.5%。 b）电流、电压的测量相对误差：≤0.2%。 电网频率测量误差：≤0.01Hz。 d）风速测量误差：≤0.5m/s。 e）大气温度测量误差：≤1℃。 7.3系统实时性指标： a） 画面调用时间：<3S。 画面实时数据刷新周期：≤3S。 c 站内事件顺序记录分辨率（SOE）：≤2mS。 d) 遥测信息响应时间（从I/O输入端至远动工作站出口）：≤3S。 e） 遥信变化响应时间（从IO输入端至远动工作站出口）：≤2s。 f） 有功功率自动控制数据扫描周期：1s~10s。 g）有功功率自动控制策略计算时间：≤0.5s。 h）无功电压自动控制数据扫描周期：5s30s。 无功电压自动控制策略计算时间：≤1S。

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： 并网电压等级为220kV及以上的风光储联合发电站宜如下设置： a）模拟量：≥100.000点，

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%。 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%。 监控主站容量： 并网电压等级为220kV及以上的风光储联合发电站宜如下设置： a）模拟量：≥100000点。

7.4.2网络负荷率：

7.4.3监控主站容量：

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b）状态量：≥100000点。 c）遥控：≥5000点。 d）计算量：≥10000点。 并网电压等级为110kV及以下的风光储联合发电站宜如下设置 a）模拟量：≥50000点。 b）状态量：≥50000点。 c）遥控：≥2000点。 d）计算量：≥5000点。

b）状态量：≥100000点。 c）遥控：≥5000点。 d）计算量：≥10000点。 并网电压等级为110kV及以下的风光储联合发电站宜如下设置： a）模拟量：≥50000点。 b）状态量：≥50000点。 c）遥控：≥2000点。 d）计算量：≥5000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系统对时精度应如下设置：

防雷与接地应符合DL/T5149—2001要求。

8.3.1监控系统服务器、工作站、网络设备、安全设备等应采用交流不间断电源（UPS），提供AC220V/50Hz 交流电源，UPS的技术要求应符合GB7260.1有关规定。并网电压等级为220kV及以上的风光储联合发 电站宜配置两组UPS并且以并联或热备用方式工作，并网电压等级为110kV及以下的风光储联合发电 站参照执行。 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。 3.3.3UPS的容量选择应留有裕度，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4h。

图A.1给出了风光储联合发电站监控系统典型通信结构图

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（资料性） 风光储联合发电站监控系统典型通信结构图

风光储联合发电站监控系统典型通信结构图

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B.1风力发电单元基本遥测信息表见B.1

附录B （资料性） 风力发电间隔层基本采集信息表

表B.1风力发电单元基本遥测信息表

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B.2风力发电单元基本遥信信息表见表B.

饲养标准风力发电单元基本遥信信息表见表B.2。

2风力发电单元基本设

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装修工艺、技术NB/T106302021

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