2021版 光伏发电站技术监控规-监控自动化与通信技术监督06.docx

Q/XXXX X X X X X企业标准Q/XXX 101 11 005.062021光伏发电站技术监控规程第6局部：监控自动化与通信技术监督20217 2-30 发布20217 2-30 发布20201-02-01 实施XXXXXX 有R艮公司 发布Q/XXX 101 11 005. 062021载，确保电力系统稳定运行。b）当电力系统频率50.2Hz时，按照电力系统调度机构指令降低光伏电站有功功率, 严重情况下切除整个光伏电站。c）事故处理完毕，电力系统恢复正常运行状态后，光伏电站应按调度指令并网运行。4.1.2.3.7 光伏电站要充分利用逆变器无功容量及其调节能力。当逆变器的无功容量不能满 足系统电压调节需要时，应在光伏电站集中加装适当容量的无功补偿装置，必要时加装动态 无功补偿装置。4.1.2.3.8 无功电压控制系统应与电力系统调度机构实现双向通信，实时接收电力系统调度 机构下发的控制指令。4.1.2.3.9 光伏电站的无功电源包括并网逆变器及光伏电站无功补偿装置。光伏电站安装的 并网逆变器应满足功率因数在超前0.95到滞后0.95的范围内动态可调。光伏功率预测系统4.1.2.4.1 光伏电站安装的气象服务站（环境检测仪）设备选型应符合GB/T 30153的相关要 求。4.1.2.4.2 光伏电站应安装符合NB/T 32031和满足区域能监局“两个细那么”要求的光伏功率 预测系统。光伏功率预测系统应能有效利用气象服务站（环境检测仪）数值和天气预报数据, 具有。72h短期光伏功率预测以及15min-4h超短期光伏功率预测功能。4.1.2.4.3 光伏功率预测系统应具有光伏电站的工作环境下独立进行光伏功率预测的能力， 至少具备源数据采集与获取、预测模型建立、统计分析等功能。4.1.2.4.4 根据光伏电站所处地理位置的气候特征和光伏电站历史数据情况，采用适当的预 测方法构建特定的预测模型进行光伏电站的功率预测。根据预测时间尺度的不同和实际应用 的具体需求，宜采用多种方法及模型，形成最优预测策略。4.1.2.4.5 光伏功率预测系统数据采集至少应包括数值天气预报数据、气象服务站实时气象 数据、光伏电站实时功率数据、并网逆变器状态数据和计划开机容量数据，并支持数据比照, 提供图形、表格等多种可视化手段。4.1.2.4.6 光伏功率预测系统应支持时间序列图、辐照度、气温、气压、湿度、风向变化等 曲线气象图表展示。4.1.2.4.7 光伏功率预测系统应支持单个或多个光伏电站实时出力监视，以地图的形式显示, 包括光伏电站的分布、光伏电站的实时功率及预测功率。4.1.2.4.8 光伏功率预测系统应支持单个或多个光伏电站出力的历史数据曲线展示，宜同时 显示系统预测曲线、实际功率曲线及置信度区间。4.1.2.4.9 光伏功率预测系统应支持不同预测结果的同步显示。4.1.2.4.10 气象服务站（环境检测仪）气象要素实时监测系统，应能分层分梯度测量和采集 光伏电站微气象环境场内的太阳辐照度、温度、湿度、气压、风向等信息。4.1.2.4.11 光伏功率预测应支持设备故障、检修等出力受限情况下的功率预测。4.1.2.4.12 光伏功率预测宜支持多源数值天气预报数据的集合预报。4.1.2.4.13 率预测应能对预测曲线进行误差估计，预测给定值信息的误差范围。4.1.2.4.14 光伏功率预测系统状态所有数据的采集应能自动完成，并能通过手动方式补充录 入，存入数据库前应进行完整性及合理性检验，并对缺测和异常数据进行补充和修正。a）光伏功率预测系统状态数据完整性检验应满足:数据的数量应等于预期记录的数据 数量。数据的时间顺序应符合预期的开始、结束时间，中间应连续。Q/XXX 101 11 005.062021b）光伏功率预测系统状态数据合理性检验应满足：对功率、数值天气预报、气象服务 站（环境检测仪）等数据进行越线检验，可手动设置限值范围。对功率的变化率进 行检验，可手动设置变化率限值。对功率的均值标准差进行检验。对气象服务站（环 境检测仪）不同环境数据进行相关性检验。4.1.2.4.15 光伏功率预测系统数据的存储应符合以下要求：a）存储系统运行期间所有时刻的数值天气预报数据。b）存储系统运行期间所有时刻的功率数据、气象服务站（环境检测仪）数据，并将其 转化为15min平均数据。c）存储每次执行的短期光伏功率预测的所有预测结果。d）存储每15min滚动执行的超短期光伏功率预测的所有预测结果。e）预测曲线经过人工修正后存储修正前后的所有预测结果。f）所有数据至少保存10年。4.1.2.4.16 光伏功率预测系统缺测和异常数据宜按照以下要求处理：a）以前一时刻的功率数据补全缺测的功率数据。b）以装机容量替代大于装机容量的功率数据。c）以零替代小于零的功率数据。d）以前一时刻功率替代异常的功率数据。e）气象服务站（环境检测仪）缺测及不合理数据以其余环境数据根据相关性原理进行 修正，不具备修正条件的以前一时刻数据替代。f）数值天气预报缺测及不合理数据以前一时刻数据替代。g）所有经过修正的数据以特殊标示记录。h）所有缺测和异常数据均可由人工补录或修正。4.1.2.4.17 光伏功率预测系统数据统计应符合以下要求：a）参与统计数据的时间范围应能任意选定。b）历史功率数据统计应包括数据完整性统计、分布特性统计、变化率统计等。c）历史太阳辐照度数据、数值天气预报数据统计应包括完整性统计、太阳辐照度变化 统计等。4.1.2.4.18 光伏功率预测系统向电力调度部门上报短期光伏功率预测数据的同时，应上报与 预测数据相同时段、相同时间分辨率的光伏电站预计开机容量。4.1.2.4.19 光伏电站应通过电力调度数据网向调度端光伏功率预测系统上传所用的气象数 据。4. 调度管理系统4.1.1.1.1 光伏电站设置调度 ，集控中心可与省调、各地调直接设置调度 ，并满足 调度 能够在光伏电站和集控中心同时响应的要求。4.1.1.1.2 光伏电站OMS系统，实行一站一机一 IP,禁止非本电站账号登陆系统，防止发 生OMS系统中断事故。4.1.1.1.3 具有调度权限的集控中心，与电网调度机构开通管理信息网的集控中心可直接访 问OMS系统。4.1.1.1.4 禁止通过租用公用专线、配置双网等形式远程访问光伏电站OMS系统,造成 内外网互联。4.1.1.1.5 管控界面应可在任意工作站实时查看系统各软、硬件运行状态，并对故障进行报 警或趋势预警，方便管理人员及时发现并排除系统隐患及故障。4.1.1.1.6 Web发布功能应向生产管理信息子系统、办公网发布系统的实时信息。Q/XXX 101 11 005.0620214.1.1.1.7 远动装置应具有如下功能：采集并发送状态量，状态量变位优先传送；采集并发 送模拟量，支持被测量超越定值传送；采集并发送电度量；采集并发送数字量；接收、返校 并执行遥控命令；接收、执行校时命令；与GPS与北斗系统双对时；事件顺序记录；程序 自恢复；设备自诊断（提供必要故障诊断信息）；通道监视。4. 消防报警系统4.1.1.1.1 光伏电站消防系统的设备选型应符合GB 50016的相关要求。4.1.1.1.2 每个光伏电站应至少设置一台集中火灾报警控制器与联动控制器，并应设置在光 伏电站主控制室内。集中火灾报警控制器的报警点位与联动控制器的控制回路应留有适当余 量。4.1.1.1.3 光伏电站主控制室采用的集中火灾报警控制器与联动控制器应能显示各高压配电 室、电子间等重点防火区域的火灾报警控制器与灭火控制装置的火灾报警和运行状态信息。4.1.1.1.4 集中火灾报警控制器与联动控制器应利用光伏电站生产控制网络实现对各高压配 电室、电子间等重点防火区域消防系统的远程监控功能。在设计光伏电站生产控制网络系统 时，应为电站消防系统的远程监控功能留有足够的光纤芯作为数据通道，当受工程条件限制 时，宜采用光伏电站生产控制网络系统备用光纤进行信号传输。4.1.1.1.5 当采用自动灭火系统时，消防联动控制程序应与光伏电站的生产控制程序相协调。4.1.1.1.6 系统供电和接地装置的设置，应按照国家标准GB 50116的规定执行。4.1.1.1.7 消防设备应安装牢固、整齐美观，工作状态良好，系统联动可靠。4.1.1.1.8 消防设备应每个季度进行各项功能测试。4.1.1.1.9 报警信息应始终前端显示并应能确认、复位，自动生成并保存，支持查询、导出 和打印功能。4.1.1.1.10 报警输出信息应直观、醒目，信息组合方式、限值等应可自定义。4.1.1.1.11 己确认的和未确认的报警信息应有明显的区别。4.1.1.1.12 在发生报警之后，操作员可以通过相应操作来确认报警信息。4. 视频监控系统4.1.1.1.1 视频探测设备应能清晰有效地（在良好配套的传输和显示设备情况下）探测到现 场的图像，到达四级（含四级）以上图像质量等级。对于电磁环境特别恶劣的现场，其图像 质量应大于等于三级。4.1.1.1.2 视频探测设备应能适应现场的照明条件。环境照度不满足视频监测要求时，应配 置辅助照明。4.1.1.1.3 视频探测设备应与观察范围相适应，必要时，固定目标监视与移动目标跟踪配合 使用。4.1.1.1.4 视频应具备变监控角度功能。通信设计选型要求4.1. 3.1光伏电站与电力系统直接连接的通信设备（如光纤传输设备、脉码调制终端设 备（PCM）、调度程控交换机、数据通信网、通信监测等）需具有与系统接入端设备一致 的接口与协议。4. 1. 3. 2网络平安监测装置通过SNMP、SNMP tnip和GB/T 31992协议实现网络设备安 全事件感知，并传输至网络平安管理平台。Q/XXX 101 11 005.062021光伏电站调度自动化系统远动信息采集范围按电网调度自动化能量管理系统 (EMS)远动信息接入规定的要求接入信息量。4. 1.3. 4光伏电站通信模型包含光伏电站信息模型、光伏电站信息交换模型及映射到通 信协议，具体建模过程应满足DL/T 5391相关要求。光伏电站站内通信宜选用系统调度、站内调度和行政 合用的一套数字程控 调度交换机，参加当地电力调度程控调度组网。中继接口可与当地公用通信网的中继线相 连。通信电源设备所需交流电源，应由能自动切换的、可靠的、来自不同所用电母线段的 双回路交流电源供电。综自系统通信网络宜根据通讯距离、光纤铺设本钱、机组连接方式、交换机和 电源的可靠性等因素采用多条通信支路，防止互相干扰，采用环网结构并预留充足的备用 光纤。4.1. 3. 7监控系统需保证为C/S或B/S架构，每个客户端需满足界面及操作一致性。满 足浏览器访问客户端连接个数不少于5个，应有程序客户端连接数不少于5个。通讯协议需满足远程传输规约对电力行业所规定的规范，中央监控系统实时采 集数据量需满足逆变器、箱变、汇流箱等设备的要求。中央监控系统转发的数据量与采集 数据量保持一致性。4. 1. 3. 9通讯协议支持包括但不限于Modbus TCP、OPC、OPCUA等。系统的通信设计应满足GB/T 10300的要求，应保证远程控制各种通信信息的 准确、可靠和及时传输。网络交换设备、计算机主机及辅助设备硬件设计上应采用符合国 家及行业标准的定型产品，未经鉴定合格的设备不得使用。监控主机的数据通信及通信速 率要满足实时监控的要求。4. 1.3. 11变电站系统主机宜采用双机冗余配置，设置双套符合DL/T 5002、DL/T 5003 要求的远动通信设备，配置有时钟同步系统，网络拓扑宜采用总线型或环型，并设有与继 电保护装置、微机防误装置、无功补偿等装置的通信接口，电源宜采用冗余配置的UPS 电源。4.1. 3.12光伏电站应配置相应的远动通信设备，远动通信设备宜采用光伏电站变电站计 算机监控系统配置的远开工作站。远开工作站应优先采用无硬盘型专用装置，采用专用操 作系统。4. 1.3. 13光缆(光纤)4.1.3.13.1 电力光纤通信网的设备应采用先进、实用、成熟、稳定可靠的通信体系。4.1.3.13.2 光纤通信系统中SDH设备的技术指标应符合DL/T 540的有关规定。4.1.3.13.3 光纤通信系统中光缆的技术指标应符合DL/T 5344的有关规定。4.1.3.13.4 光纤通信工程建设应符合DL/T 544的有关规定。4.1.3.13.5 电力光纤通信网的建设应符合电力系统通信网的总体规划，充分利用输电线路的 特有资源，优先采用OPGW和ADSS光缆等电力特种光缆。4.1.3.13.6 电力光纤通信网的网络拓扑应以网形网、环形网、网形网与环形网构成的混合网 为主。4.1.3.13.7 电力特种光缆的运行维护应符合电网一次系统及高压输电线路的相应标准、规程 及规范的要求。4.1.3.13.8 从监控系统的稳定性和通讯速率考虑，一台监控机通讯环路不多于7路，每条线 路上接入的并网逆变器、箱变和汇流箱的数量要满足稳定性和通讯速率的要求。10Q/XXX 101 11 005.0620214.1.3.13.9 光纤通信电路应根据各类用户业务的接口、带宽、时延、收发路径、保护方式的 技术要求，合理安排运行方式。4.1.3.13.10 光纤通信设备软硬件及网管系统的版本应制定相应管理方法，确保运行设备、 新投运设备、备品备件、网管系统之间的兼容性。性能技术指标1.4. 1光伏电站监控自动化装置技术指标4.1.1.1.1 主要监测参数合格率为100%。4.1.1.1.2 并网逆变器启机、停机、事故停机功能正常。4.1.1.1.3 继电保护保护投入率为100% （重要保护在设备运行时必须投入，不能人为屏蔽, 否那么根据投入保护的数量进行保护投入率统计）。4.1.1.1.4 遥控操作正确率100%。4.1.1.1.5 系统内主要设备运行寿命210年。4.1.1.1.6 系统容量主站数据容量应100000点，并可扩充。4.1.1.1.7 主站数据存储时间不少于3年。4.1.1.1.8 通信系统畅通率98%。4.1.1.1.9 通信系统可用率90%。4.1.1.1.10 通信设备供电可用率100%。4.1.1.1.11 变电站设备事件顺序记录分辨率（SOE） W2ms。4.1.1.1.12 单台并网逆变器的事件顺序记录分辨率W5ms。4.1.1.1.13 子站到主站遥信变化传送事件3s。4.1.1.1.14 主站到子站遥控、遥调命令传送时间4s。4.1.1.1.15 报警信息的画面显示响应时间W2s。4.1.1.1.16 画面实时数据刷新周期为5s10s。4.1.1.1.17 画面调用响应时间：85%的画面W2s,其他画面W3s。4.1.1.1.18 实时数据采集周期W5s。4.1.1.1.19 监控数据更新区域应W5min。4.1.1.1.20 双机自动切换到基本监控功能恢复时间W20s。4.1.1.1.21 服务器正常负荷率宜30%,事故负荷率宜50%。4.1.1.1.22 网络正常负荷率宜20%,事故负荷率宜40%。4.1.1.1.23 正常情况下网络负载率应50%。4.1.1.1.24 子站到主站的通信网络负载率宜30%。4.1.1.1.25 系统对时性能指标监控系统对时精度误差应W 1ms。4. 信息子站技术指标子站系统可同时接入2255台装置，接入单元支持分散安装。当主机硬件由嵌入 式设备实现时，系统的存储容量264GB。当主机硬件由服务器实现时，系统的存储容量2 2TBo当剩余容量15%时，子站系统给出告警信息。11Q/XXX 101 11 005.0620214.1.1.1.1 与调度机构或区控（集控）保信主站的通信能力，支持调度数据网或2M方式接 入。子站响应保信主站端召唤的成功率295%。站内网络端口带宽2100Mbit/s。4.1.1.1.2 支持 RS232、RS485 通信。4.1.1.1.3 事件报告包括启动、告警、动作等事件信息，由装置到子站的传输时间W5s,由 子站到主站的传输时间W5s。故障简报由子站到主站的传输时间W10s。通信状态，子站检 测到保护装置或故障录波器通信状态中断或通信恢复后，由子站到主站的传输时间W5s。4.1.1.1.4 系统可用率299.99%。CPU负荷率正常情况下W25% （30min平均值），大批量 数据处理情况下W50% （lOmin平均值）。网络负荷率正常情况下平均负荷W5%,电网事故 情况下W30%。4. 远动子站技术指标4.1.1.1.1 交流电源电压为单相220V。频率为50Hz,允许偏差±5%。波形为正弦波，谐波 含量5%。直流电源电压纹波系数V5%。不间断电源（UPS）在交流失电或电源不符合要 求时，维持供电时间应不少于30mino4.1.1.1.2 输入电流信号最大负载阻抗为5V/mA （电流标称值），电压信号最小负载阻抗为 200kQ/V。输出电流信号最大负载阻抗为5V/mA （电流标称值），电压信号最小负载阻抗为 200kQ/V。4.1.1.1.3 对用机械触点“闭合”和“断开”表示的状态量，仅考虑以无源空触点接入方式。 输入回路应有电气隔离及滤波回路，延迟时间为10ms100ms。用一位码表示时闭合对应二 进制码“1”，断开对应二进制码“01" o用两位码表示时闭合对应二进制码“10”，断开 对应二进制码“01”。4.1.1.1.4 正常试验大气条件下设备的电源输入回路、交流信号输入回路、信号输出触点等 各回路对地、以及回路之间，应能承受L2/50us的标准雷电波的短时冲击电压试验，当额定 绝缘电压60V时，开路试验电压为5kVo当额定绝缘电压W60V时，开路试验电压为IkVo 试验后设备应无绝缘损坏和器件损坏。冲击试验后，工频交流电量的测量误差应满足其等级 指数要求。4. 1.4.4 AGC、AVC 技术指标4.1.1.1.1 接入35kV及以上电压等级的光伏电站的汇集站公共并网点必须配置适当容量的 无功补偿装置，用于调节光伏电站公共并网点及送出线路的电压。无功补偿装置必须按照电 力调度机构调度指令进行操作，不得擅自投退。装置月整体可用率应到达90%及以上。4.1.1.1.2 接入35kV及以上电压等级的光伏电站内光伏并网逆变器以及动态无功补偿设备 等应具备高、低压故障穿越能力，并满足GB/T 19964光伏发电站接入电力系统技术规定 等的技术要求。4.1.1.1.3 新投运的光伏电站在并网前应具备AVC功能，并在并网后1个月内具备与电力 调度机构相应AVC系统闭环联调的条件。4.1.1.1.4 光伏电站的AVC月投运率应到达98%及以上，调节合格率应到达95%及以上。4.1.1.1.5 光伏电站应按照电力调度机构要求控制有功功率变化值，月均lOmin最大功率变 化不超过装机容量的33%,月均Imin最大功率变化不超过装机容量的10%, AGC响应时 间W120s。4.1.1.1.6 光伏电站无功电压控制系统响应时间应不超过30s,电压控制误差绝对值不超过 0.5%,无功功率控制误差绝对值不超过5%。4.1.1.1.7 当公共电网电压处于正常范围内时，光伏电站应当能够控制光伏电站并网点电压 在标称电压的97%110%范围内。12Q/XXX 101 11 005.0620214.1. 4. 5光伏功率预测系统技术指标4.1.1.1.1 投运时间缺乏1年的光伏电站应包括投运后的所有历史功率数据，时间分辨率应 25min。4.1.1.1.2 每日至少向调控机构上报一次次日96点光伏功率预测数据，时间分辨率为15mino4.1.1.1.3 短期光伏功率预测应能预测次日零时起72h的光伏输出功率，时间分辨率为 15mino4.1.1.1.4 超短期光伏功率预测应能预测未来15min4h的光伏输出功率，时间分辨率为 15mino4.1.1.1.5 场站端光伏功率预测系统应能够向调度端光伏功率预测系统实时上传并网逆变器 运行状态数据时间分辨率不小于15mino4.1.1.1.6 光伏功率预测系统应能够向调度端光伏功率预测系统实时上传光伏电站气象服务 站（环境检测仪）的气象数据，时间分辨率不小于5min。4.1.1.1.7 光伏功率预测单次计算时间应V5min。4.1.1.1.8 单个光伏电站应按时向电力调度机构报送短期、超短期功率预测曲线及其他满足 运行的数据文件，上传率应大于95%o光伏发电站提供的发电时段（不含出力受控时段） 短期日预测曲线最大误差不超过20%,光伏发电站的超短期预测曲线第2小时调和平均数 准确率不小于75%o单个光伏电站报送的可用电量日准确率应不小于97%o4.1.1.1.9 光伏功率预测系统月可用率应99%。4.1.1.1.10 气象服务站（环境检测仪）数据可用率应99%。4.1.1.1.11 气象服务站（环境检测仪）至光伏功率测试系统的实时气象数据传送时间间隔应 W5min。4.1.1.1.12 光伏电站实时功率数据的采集周期应Wlmin,应取自光伏电站计算机监控系统。4.1.1.1.13 1. 5. 1防雷与接地4.1.1.1.1 控制系统和通信设备的工作接地和保护接地，应可靠接在光伏电站的接地网上， 并设有防雷端子。通信电缆的建设外皮和屏蔽层应可靠接地。接地技术指标满足CECS 81 规定，接地电阻值应W4Q。4.1.1.1.2 监控系统应采取有效隔离和防雷保护的措施，具体要求应符合GB/T 2887的规定。4.1.1.1.3 监控系统的接地设计，应符合GB 50174的规定。4. 1.5.2 电源4.1.1.1.1 机房设备宜采用来源不同的电源点的双路电源供电。4.1.1.1.2 机房应采用不间断电源（UPS）供电。4.1.1.1.3 UPS宜采用单机，冗余配置，输出电压为220V、50Hz。4.1.1.1.4 不间断电源（UPS）在交流电源失电或电源不符合要求时，在UPS满载状态下可 维持系统正常工作时间4h。4.1.1.1.5 光伏电站调度管辖设备供电电源应采用不间断电源装置（UPS）或站内直流电源 系统供电，在交流供电电源消失后，不间断电源装置带负荷运行时间应40min。4.1.1.1.6 备用电源的切换时间应5ms。4.1.1.1.7 机房内的动力设备与电子信息设备的不间断电源（UPS）应由不同的回路配电。13Q/XXX 101 11 005.0620214.1.1.1.8 机房宜建立备用供电系统。4. 1.5.3 机房4.1.1.1.1 监控系统设备应组屏安装，并按照其功能划分部署在监控室和计算机机房内。4.1.1.1.2 各屏的结构和屏面布置应符合DL/T 5136的规定。4.1.1.1.3 机房设计应符合GB 50174的规定。4.1.1.1.4 机房内应配有符合国家规定的防水、防火、和事故照明设施，其设置要求应符合 GB/T 2887的规定。4.1.1.1.5 机房的物理访问要求应至少满足以下要求：a）机房出入口应配置电子门禁系统，控制、鉴别和记录进入的人员。b）机房内应划分区域进行管理，区域和区域之间应用物理方式隔断，在重要区域前 设置交付或安装等过渡区域。如配电系统和服务器进行区域隔离。4.1.1.1.6 机房的防盗窃和防破坏要求应至少满足以下要求：a）机房内设备或主要部件进行固定，并设置明显的不易除去的标记。b）机房内通信线缆铺设在隐蔽处，可采用上走线或下走线方式，将通信线缆铺设在 线槽中。c）机房出入口应安装光电技术防盗报警系统，并和门禁系统进行联动。d）机房内应安装视频监控系统，并保证摄像头安装无死角。e）机房应设有防小动物措施。4.1.1.1.7 机房的防火及消防要求应满足GB 50016的有关规定。a）机房应设置火灾自动消防系统，能够自动检测火情、自动报警，并自动灭火。办 公室和集控室设置灭火器，机房设置气体消防或灭火器。b）机房及相关的工作房间和辅助机房应采取具有耐火等级的建筑材料。c）机房应采取区域隔离防火措施，将重要设备与其他设备隔离开。d）机房应尽量利用原有建筑设置火灾自动报警系统，如原有建筑火灾报警系统不满 足要求时，应新建火灾报警系统并按照GB 50016的有关规定执行。e）机房应采用阻燃型线缆，同时应对线缆进出口进行相应的防火封堵。f）凡设置气体灭火系统的场所，均应配置专用空气呼吸器或氧气呼吸器并设置气体 释放警示装置。g）机房门应向疏散方向开启且能自动关闭，火灾发生时门禁系统应自动解锁。4.1.1.1.8 机房的防水和防潮要求应至少满足以下要求：a）机房内应禁止与机房无关的给排水管道穿过。b）机房如有窗户，应将窗户进行密封处理，防止雨水渗透。c）机房应在空调排水口处安装对水敏感的检测装置，对机房进行漏水检测和报警。4.1.1.1.9 机房的防静电要求应至少满足以下要求：a）机房应铺设防静电地板。b）机房的地板或地面应有静电泄放措施和接地构造，防静电地板或地面的外表电阻 或体积电阻应为2.5x1041.0X109Q,其导电性能应长期稳定，且具有防火、环保、 耐污耐磨性能。c）机房中不使用防静电地板的区域，可敷设防静电地面，其静电性能应长期稳定， 且不易起尘。d）机房内所有设备的可导电金属外壳、各类金属管道、金属线槽、建筑物金属结构 等必须进行等电位联结并接地。e）静电接地的连接线应有足够的机械强度和化学稳定性，宜采用焊接或压接，当采14Q/XXX 101 11 005.062021用导电胶与接地导体粘接时，其接触面积220cm。4.1.1.1.10 机房的温湿度控制要求应至少满足以下要求：a）机房应配置恒温恒湿的精密空调，对机房的温、湿度自动调节。b）应在机房内的主要区域内放置温湿度检测设备，对机房的温湿度进行检测。平安防护4. 1.6. 1数据网络信息采集和与其他计算机系统的连接中，应充分考虑网络平安问题， 要严格按照中华人民共和国国家开展和改革委员会令2014年第14号、国能平安2015） 36号、国家电网调（2017） 1084号等相关要求，配备电力监控系统平安防护装置，设置 必要的平安防护隔离措施，建设平安监测装置及管理平台。4. 1.6. 2监控系统必须建立有针对性的控制系统防病毒措施，未经测试的各种软件，严 禁接入光伏电站通信系统，应符合GB 50797的规定，数据网络信息采集以及与其他计算 机系统的连接中，应充分考虑网络平安问题，设置必要的平安防护隔离措施。光伏电站应配合电网反事故演习和事故调查工作，并建立健全电力应急通信机 制。光伏电站应针对所辖通信网的薄弱环节，组织编制应急预案和反事故演习方案。4.1. 6. 4参与电力系统AGC、AVC调节的光伏电站应当在电力调度数据网边界配置纵向 加密认证装置或纵向加密认证网关进行平安防护。对于不参与AGC、AVC调节的光伏电 站，其电力调度数据网边界配置的平安防护措施可以根据具体情况进行简化。对于不具备建立调度数据网的小型光伏电站可以通过拨号、无线等方式接入相 应调度机构的平安接入区，其他光伏电站禁止使用远程拨号方式与调度端进行数据通信。4. 1.6. 6生产控制大区中除平安接入区外，应当禁止选用具有无线通信功能的设备。管 理信息大区业务系统使用无线网络传输业务信息时，应当具备接入认证、加密等平安机制。4.2安装调试阶段4. 2.1设备安装4. 2. 1. 1设备、电缆的安装应符合GB 50168、GB/T 50796等标准和规范要求。工程应委托具有相应资质的施工单位进行施工，应委托具备相应监理资质的单 位进行施工监理。工程主管部门应及时了解掌握工程进展情况，对设计错误、工程施工质 量、违规等问题，应及时向设计、施工、监理单位提出具体要求。系统内部元器件安装及内部连线应正确、牢固无松动。键盘、开关、按钮和其 他控制部件的操作应灵活可靠。接线端子的布置及内部布线应合理、美观、标志清晰。系 统内部各设备之间接线应与设计、施工图保持一致。监控系统应布置在中央监控室内，随光伏电站共同选址建设，服务器应布置在 继保室内。服务器和网络核心交换机宜采用冗余配置，同时宜具备运行信息追忆功能。控制箱、台、柜的安装应在控制室、电子设备室装修施工完毕后进行，固定用 的螺母、螺栓等应采取防锈处理，固定支架施工验收合格，允许偏差应符合DL 5190.4的 要求。机柜上的设备宜在空调投入运行后进行安装就位，对重要电子部件的安装应采 取防静电措施，盘内配线应固定牢固、整齐、美观，相应的端子应标示清晰、准确。搬运箱、台、柜设备时应采取防震、防潮、防框架变形、防漆面受损措施。安 装完毕后应有设备厂家、施工方、业主方、监理方共同进行验收，确认无误后方可签字验 收。15Q/XXX 101 11 005.062021检测和控制设备在安装前应进行检查和校验，以到达检测和控制设备本身精确 度等级的要求，并符合现场使用条件。仪表和报警装置安装前应进行测试，保证仪表和报 警装置在安装前的性能指标满足要求。4.2. 1.9仪表安装前应进行准确性校验，并应在醒目位置张贴检验合格证。取源部件，仪表供电、现场自动化设备及其附件，均按设计要求安装，电气回 路接线正确，布线整齐、美观，端子固定牢固，性能良好，标志清楚，管路接头应紧固， 垫圈合适。电源的熔断器或开关的容量应符合使用设备的要求，并应有标志。备用电源应 完好，具备投入条件。监控自动化元件在安装前应进行检查，确保设备出厂检验合格，并符合现场使 用条件。安装完成后应查看接线是否正确，确认电缆色标与相序规定是否一致，各控制 柜之间动力和信号线缆的联接紧固程度是否满足耍求，确认各金属构架、电气装置、通讯 装置和外来的导体做等电位连接与接地。安装检验后，由安装单位向用户提交安装检验报告并由用户主持验收。监控系统机房所处建筑应当采取有效防水、防潮、防火、防静电、防雷击、防 盗窃、防破坏措施，应当配置电子门禁系统以加强物理访问控制，必要时应当安排专人值 守。新建、扩建和改建工程的通信设备及光缆（统称新设备）投运前应满足以下条 件：设备验收合格，质量符合平安运行要求，各项指标满足入网要求，资料档案齐全。运 行准备就绪，包括人员培训、设备命名、相关规程和制度等已完备。进行计算机电缆敷设时，应满足CECS 81规定，计算机监控系统信号电缆与动 力电缆应独立敷设，如不能独立敷设那么应保持二者间有足够距离，防止产生干扰。电缆敷设完毕后应进行防火、防尘处理，盘、台、柜底地板电缆孔洞应采用松 软的耐火材料进行严密封堵。对于隐蔽工程应按规范进行施工验收，重要部位应进行拍照 和专项记录。4.2. 1. 19光纤和光缆安装4.2.1.19.1 需要确定光缆采用架空还是直埋方式。当场内架空线路走向与通信电缆走向相同 时，可利用场内架空线路同杆架设方式，以减少电缆沟的施工。4.2.1.19.2 根据网络需要，可选用4芯或8芯光缆。4.2.1.19.3 逆变器、箱变、汇流箱数量较少，排布均匀，离控制室距离近（V2km）可选多 模光缆。逆变器、箱变、汇流箱数量较多，排布不均匀，离控制室远（2km）建议使用单 模光缆。4.2.1.19.4 光纤接口需要和光纤转换器接口类型一致，通常为SC、ST、FC型接头。4.2.1.19.5 现场的每个通讯端（机组）都需要盘至少15m作为余量。4.2.1.19.6 投入运行前，应通过相关主管部门的工程验收，并将光缆验收资料及测试参数报 相关通信机构。4.2.1.19.7 2.2设备调试4.2.2. 1监控系统检查及调试工程至少应包括以下工程：模拟量数据采集与处理功能测 试、开关量数据采集与处理功能测试、计算量数据采集与处理功能测试、数据输入、输出16Q/XXX 101 11 005. 062021目次I前言II1范围12规范性引用文件13总那么24监督内容2设计选型阶段24.1 安装调试阶段15运行阶段184.2 维护阶段255监督管理要求325. 1监督基础管理工作325.2日常管理内容和要求335. 3各阶段监督重点工作366监督评价与考核38附录A （规范性附录）监控自动化与通信技术监督预警工程39附录B （规范性附录）监控自动化与通信技术监督指标40附录C （资料性附录）监控自动化与通信技术监督资料档案43附录D （资料性附录）监控自动化与通信装置检修工程44附录E （规范性附录）监控自动化与通信技术监督不符合项通知单46附录F （规范性附录）监控自动化与通信技术监督月报编写格式47附录G （规范性附录）监控自动化与通信技术监督信息速报52附录H （规范性附录）监控自动化与通信技术监督预警通知单53附录I （规范性附录）监控自动化与通信技术监督预警验收单54附录J （规范性附录）监控自动化与通信技术监督动态检查问题整改计划书55附录K （规范性附录）监控自动化与通信技术监督检查表56Q/XXX 101 11 005.062021通道测试、系统时钟、时钟同步及不同现地控制单元间的事件分辨率、数据实时性测试、 设备及回路冗余切换试验等。4. 2. 2. 2监控自动化系统接地、屏蔽电缆屏蔽层接地、电源中性线接地、机柜外壳平安 接地等接地系统对地的绝缘电阻测试数值应满足GB/T 50796等国家、行业相关标准及规 范要求。5. 2. 2. 3检查控制系统的绝缘水平和接地连接情况。6. 2. 2. 4通电后检查人机交互系统功能是否正常。7. 2. 2. 5对不间断电源进行检查测试，手动切断供电电源，不间断电源应可靠投入运行。8. 2. 2. 6变电站内监控设备，应根据现场设备的接口特性，检查、测试柜内接线和外部 接线，更改和完善错误局部，并对与各级调度及其他外部系统和设备的通信性能进行调试 检查。9. 调试结束后，设计、施工、调试单位应按有关规定，按时移交有关的技术资料、 专用工具、备品备件、图纸和施工校验、调试记录、调试总结等。10. 2. 2. 8在线监测装置安装完毕后、正式投运前，由运行单位开展的试验，装置试验合 格后，方可运行。11. 2. 2. 9现场运行单位或具有资质检测单位对现场待测在线监测装置性能进行的现场试 验一般分两种情况：定期例行校验，校验周期为1年2年。必要时每半年进行一次实验。12. .2.10新设备接入现有通信网，应在新设备启动前2个月向有关通信机构移交相关资 料，并于15天前提出投运申请。13. .2. 11通信系统设备的安装及验收标准和工程参照DL/T 545、DL/T 547、DL/T 798 的相关技术条款执行，其系统测试至少包括以下工程：主通道、备用通道、应急备用通道 故障冗余切换测试、通信信道延迟时间测试、系统数据传输误码率测试等。14. .2.12通信机构收到资料后，应核准新设备的技术性能、平安可靠性等是否满足运行 要求，应对新设备进行命