2016光伏发电站监控系统技术要求.docx

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1、光伏发电站监控系统技术要求目次前 言21 范围32 规范性引用文件33 术语和定义34 总则55 系统结构及配置56 系统功能67 性能指标108 工作环境条件129 试验检验13附录 A 光伏发电站监控系统典型系统结构图14附录 B 光伏发电单元典型通信结构图14附录 C 间隔层基本采集信息表15编制说明20I光伏发电站监控系统技术要求1 范围本标准规定了并网光伏发电站监控系统的结构及配置、系统功能、性能指标、工作环 境条件、试验检验等技术要求。本标准适用于通过35（20）kV 及以上电压等级并网，以及通过 10kV 电压等级与公共电网连接的新建、改建和扩建光伏发电站。2 规范性引用文件下列

2、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 4798.4电工电子产品应用环境条件无气候防护场所使用GB/T 13384机电产品包装通用技术条件GB/T 13729远动终端设备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变电站通信网络和系统3 术语和定义下列术语和定义适用于本标准3.1光伏

3、发电站 PV power station利用光伏电池的光生伏特效应，将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统，一般包含变 压器、逆变器和光伏方阵，以及相关辅助设施等。3.219光伏发电单元 photovoltaic（PV）power unit光伏发电站中，一定数量的光伏组件通过串并联方式，通过直流汇流箱和直流配电柜多 级汇集，经光伏逆变器与单元升压变压器一次升压成符合电网频率和电压要求的电源。3.3并网点 point of interconnection对于有升压站的光伏发电站，指升压站高压侧母线或节点。对于无升压站的光伏发电站， 指光伏发电站的输出汇总点。3.4监控系统 supervision

4、and control systems利用计算机对生产过程进行实时监视和控制的系统。3.5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。3.6站控层station level面向整个光伏发电站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。3.7辅助系统 Auxiliary System辅助系统包括图像监视及安全警卫、火灾自动报警、门禁、环境监视等子系统。实现图 像监视及防盗报警、火灾自动报警、环境量采集、灯光与通风控制等报警联动控制功能，实 时接收各辅助系统终端装置上传的各种模拟量、开关量、报警信号

5、及视频图像数据，分类存 储各类信息并进行分析、计算、判断、统计和其它相关处理的软件和硬件设备。3.8光伏发电功率预测 PV Power Forecasting对光伏发电站未来一段时间内的输出功率进行预测的技术或功能的统称。根据预测时间 尺度可分为未来072 小时短期预测和未来04 小时超短期预测等。4 总则4.1 监控系统应采用开放式体系结构、具备标准软件接口和良好的可扩展性，并要求稳定性 强、抗干扰能力强。4.2 监控系统应满足电力二次系统安全防护总体方案的要求。4.3 监控系统应具有有功控制、无功控制和数据监视功能。4.4 监控系统应具有与电网调度机构通信的能力。按要求实现站内调度自动化、

6、保护、管理 等多种信息的远程传送。5 系统结构及配置5.1 总体要求5.1.1 监控系统应具有较高的可靠性，重要单元或单元的重要部件应冗余配置。5.1.2 监控系统应具备完善的数据录入工具和简便、易用的维护诊断工具。5.1.3 光伏发电站监控系统可与继电保护故障信息管理系统、功率预测系统和视频监控系 统一体化设计和集成。5.2 系统结构5.2.1 光伏发电站监控系统由间隔层和站控层两部分组成，并用分布式、分层式开放式网 络系统实现连接。系统典型结构图参见附录A。5.2.2 站控层与间隔层宜直接连接，不具备直接连接条件的情况下，可通过规约转换设备 连接。光伏发电单元典型通信结构图参见附录B。5.

7、2.3 独立配置的功率预测功能相关信息应能在监控系统中展示。独立配置的辅助系统所 包含的相关信息宜能在监控系统中展示。5.3 系统配置5.3.1 硬件配置5.3.1.1 光伏发电站监控系统的硬件设备宜由以下几部分组成:1) 站控层设备:包括各类面向全站管理的服务器、操作员站、远动通信装置及其他接口 设备等。2) 网络设备:包括网络交换机/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、网络连接线、电缆、光纤等设备。3) 间隔层设备：包括光伏逆变器、汇流箱、太阳跟踪系统、气象监测系统及辅助系统 的通信控制单元，光伏发电单元规约转换器，测控装置和继电保护装置等设备。4）

8、其他设备：对时设备、网络打印机等。5.3.1.2 并网电压等级为 220kV 及以上的光伏发电站，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。5.3.2 软件配置5.3.2.1 软件配置应包含数据采集、数据处理、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、系统自诊断和自恢复、有功功 率控制、无功电压控制和其他专业应用等功能，宜配置继电保护故障信息管理、功率预测和 视频监视功能。5.3.2.2 在满足性能要求的情况下，软件可集中或分散配置，其功能应便于集成和扩展。5.3.2.3 软件宜支持跨平台运行。6 系统功能6.1 监控功能6.1.1

9、 数据采集6.1.1.1 系统应通过光伏发电站间隔层设备实时采集模拟量、开关量及其他相关数据。间 隔层基本采集信息表见附录C。6.1.1.2 间隔层测控装置采集的模拟量、开关量电气特性应符合GB/T 13729 的要求。6.1.1.3 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、 信号接点抖动消除、刻度计算等加工。6.1.1.4 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。6.1.2 数据处理6.1.2.1 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。6.1.2.2 监控系统应支持灵

10、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。6.1.2.3 监控系统应具有灵活的统计计算能力并提供方便灵活的查询功能。6.1.3 控制操作6.1.3.1 控制对象范围：断路器、隔离开关、接地刀闸、光伏逆变器、变压器分接头、无功 补偿设备和其他重要设备。6.1.3.2 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，同一时刻只允许一级控制。6.1.3.3 自动控制应包括顺序控制和调节控制, 应具有有功无功功率控制、变压器分接头联调控制以及操作顺序控制等功能，这些功能应各自独立，互不影响。6.1.3.4 在自动

11、控制过程中，程序遇到任何软、硬件故障均应输出报警信息，并不影响系统 的正常运行。6.1.3.5 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。6.1.3.6 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。6.1.3.7 系统应支持在站内和远方两种顺序控制的方式，各类顺序控制应通过防误闭锁校 验。6.1.4 防误闭锁6.1.4.1 设备操作应同时满足站控层防误、间隔层防误和现场电气闭锁防误闭锁要求。任意 一层出现故障，应不影响其他层的正常闭锁。6.1.4.2 站内所有操作指令应经过防误验证，并有出错告警功能。6.1.5 告警6.

12、1.5.1 告警内容应包括：设备状态异常、故障，测量值越限及监控系统的软硬件、通信接 口及网络故障等。6.1.5.2 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和 保护动作信号，预告告警应包括设备变位、状态异常信息、模拟量或温度量越限、工况投退 等。6.1.5.3 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。6.1.5.4 应提供历史告警信息检索查询功能。6.1.6 事故顺序记录和事故追忆6.1.6.1 光伏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：1) 断路器、隔离开关、光伏逆变器及其操作机构各种监视信号。

13、2) 继电保护装置、光伏逆变器、汇流箱、公共接口设备等的动作信号、故障信号。6.1.6.2 事件顺序记录的时标为事件发生时刻各装置本身的时标，分辨率应不大于2 毫秒。6.1.6.3 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1 分钟至事故后5 分钟的相关模拟量和事件动作信息，并能反演事故过程。6.1.7 画面生成及显示6.1.7.1 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、系统计算量和设备技术参数，光伏发电站电气接线图等。6.1.7.2 画面应支持多窗口、分层、漫游、画面缩放、打印输出等功能。6.1.7.3 运

14、行人员通过键盘或鼠标选择和调用画面显示。画面内容应精炼、清晰、直观，以 便于监视和保证动态特性。画面主要包括：1) 各类菜单（或索引表）显示。2) 光伏发电站电气接线图，具备顺序控制功能的间隔需显示间隔顺序控制图。3) 光伏阵列、汇流箱、光伏逆变器、升压变压器等主要设备状态图。4) 直流、火灾报警、UPS 电源、视频监视、气象系统等公用接口设备状态图。5) 各类棒图。6) 各类曲线图。7) 系统结构及通信状态图。6.1.7.4 应具有电网拓扑识别功能，实现带电设备的颜色标识。6.1.8 计算及制表6.1.8.1 应可使用各种历史数据，生成不同格式的报表。6.1.8.2 应支持对光伏发电站各类历

15、史数据进行统计计算，如日、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、辐照度等。6.1.8.3 应具有用户自定义特殊公式功能，并可按要求设定周期进行计算。6.1.8.4 报表应支持文件、打印等方式输出，报表应使用汉字。6.1.9 系统时钟对时应支持接收北斗、GPS或者基于调度部门的对时系统的信号并进行对时，并以此同步站 内相关设备的时钟。6.1.10 系统自诊断和自恢复6.1.10.1 系统应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。6.1.10.2 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

16、系统的正常运行。6.1.10.3 系统软硬件应具有看门狗功能。6.2 有功功率控制6.2.1 光伏发电站监控系统应具备有功功率控制功能。6.2.2 光伏发电站监控系统应能接收并执行电网调度部门远方发送的有功出力控制指令。6.2.3 调节光伏逆变器包括发出启停控制指令或分配有功功率控制指令。6.2.4 光伏发电站监控系统应能实时上送全站有功出力的输出范围、有功出力变化率、有功 功率等信息。6.2.5 光伏发电站监控系统应在有功功率控制出现异常时，提供告警信息。6.3 无功电压控制6.3.1 光伏发电站监控系统应具备无功电压控制功能。6.3.2 光伏发电站监控系统应能接收并执行电网调度部门发送的电

17、压无功控制指令。6.3.3 调节光伏逆变器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。6.3.4 调节手段应包括调节升压变压器变比、调节光伏逆变器无功输出和控制无功补偿装置 等。6.3.5 光伏发电站监控系统应能实时上送全站无功出力的输出范围、无功功率等信息。6.3.6 光伏发电站监控系统应在无功功率控制出现异常时，提供完善的告警信息。6.4 功率预测6.4.1 功率预测系统独立配置时，光伏发电站监控系统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短期和超短期功率预测结果、 短期数值天气预报。6.5 继电保护故障信息管理系统6.5.1 独立

18、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二次系统安全防护总体方案的要求。继电保护 装置应单独提供通讯接口与继电保护故障信息管理系统通讯。6.5.2 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讯 设备一体化。6.6 辅助系统6.6.1 辅助功能独立配置时，光伏发电站监控系统应能接收辅助系统提供的防盗报警、火 灾报警、门禁报警和环境量超限等报警信号，并下发控制命令至辅助系统。6.6.2 对于一体化配置的辅助系统应具备以下功能：6.6.2.1 应能实现图像显示、前端摄像机控制、画面切换、照片抓拍、手

19、动和自动录像等 功能。6.6.2.2 应能根据防盗报警、火灾报警、门禁和环境量等报警信号自动切换到指定摄像机 同时进行录像，显示报警位置信息，并联动相关辅助设备。6.6.2.3 应能够显示、记录防盗报警、火灾报警、门禁报警和环境量采集数据等信息。6.7 系统通信6.6.1 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，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。6.6.2 站控层和间隔层应采用以太网通信，通信协议宜采用 DL/T 860 通信协议。不能提供网络接口的间隔层设备

20、，应通过规约转换器和站控层通信。6.6.3 户外通信介质宜采用金属铠装光缆。6.6.4 远动通信要求6.6.4.1 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。6.6.4.2 远动通信设备应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。6.6.5 并网电压等级为 220kV 及以上的光伏发电站远动通信设备应采用双套无硬盘无风扇专用独立设备。6.6.6 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 系统可用性

21、1) 双机系统年可用率：99.98%。2) 系统运行寿命： 10 年。3) 站控层平均无故障间隔时间（MTBF）： 20 000 小时。4) 间隔层装置平均无故障间隔时间： 30 000 小时。5) 控制操作正确率：99.99%。7.2 测控装置模拟量测量误差a） 有功、无功的测量误差：0.5%。b） 电流、电压的测量误差：0.2%。c） 电网频率测量误差：0.01Hz。7.3 系统实时性1） 测控装置模拟量越死区传送时间（至站控层）：2 秒。2） 测控装置状态量变位传送时间（至站控层）：1 秒。3） 测控装置模拟量信息响应时间（从 I/O 输入端至站控层）：3 秒。4） 测控装置状态量信息响

22、应时间（从 I/O 输入端至站控层）：2 秒。5） 人工控制命令从生成到输出的时间：1 秒。6） 画面整幅调用响应时间： a） 实时画面：1 秒。b） 其他画面：2 秒。7） 画面实时数据刷新周期：3 秒。8） 站内事件顺序记录分辨率（SOE）：光伏发电间隔层测控装置2 毫秒。7.4 系统资源7.4.1 各工作站CPU 平均负荷率：1） 正常时（任意30min 内）：30%。2） 电力系统故障时（10s 内）：70%。7.4.2 网络负荷率1） 正常时（任意 30min 内）：20%。2） 电力系统故障时（10s 内）：30%。7.4.3 容量1） 模拟量：8000 点。2） 状态量：1000

23、0 点。3） 遥控：500 点。4） 计算量：2000 点。7.5 气象监测数据采集器性能指标1） 连续无日照正常工作时间：15 天。2） 数据畅通率：95%。3） 采集数据量存储时间：3 个月。4） 数据刷新周期：5 分钟。7.6 系统对时性能指标1） 站控层对时精度：1 秒。2） 间隔层对时精度：1 毫秒。8 工作环境条件8.1 场地和环境8.1.1 最大相对湿度1） 日平均：95%。2） 月平均：90%。8.1.2 工作环境温度1） 间隔层设备（室外）：2555。2） 间隔层设备（室内）：545。3） 站控层设备（室外）：2555。4） 站控层设备（室内）：545。8.1.3 耐震能力1

24、） 水平加速度：0.3g。2） 垂直加速度：0.15g。3） 水平加速度和垂直加速度同时作用。8.1.4 其它安装方式：垂直安装屏倾斜度：5。8.2 防雷与接地8.2.1 监控系统应设有以下防雷保护措施：1) 在各种装置的交、直流电源回路应有防雷措施。2) 监控系统至室外小室的通信连接（包含网路和串口方式）和远动专用通道应有 电气隔离措施。3) 卫星时钟天线应设防雷器。8.2.2 监控系统应设有以下接地措施：1) 监控系统信号电缆遵循“一点接地”原则，接地线连接于主接地网的一个点上。2) 监控系统的机箱、机柜、打印机外设等设备均应可靠接地。8.3 电源系统8.3.1 电源使用范围间隔层设备（包

25、括小室网络交换机）采用DC110/220V直流系统供电，站控层微机设备采 用AC220V不间断电源供电。8.3.2 电源要求应符合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2小时。9 试验检验9.1 试验检验包括：型式试验和检验、现场试验和验收。9.2 监控系统的间隔层装置应通过具有国家认证认可监督管理委员会认可的检验检测机构 检测。9.3 系统所有设备在现场试验和验收，装置功能及性能应满足第6 章和第 7 章的要求。附录 A（资料性附录）光伏发电站监控系统典型系统结构图图A.附录 B（资料性附录）光伏发电单元典型通信结构图

26、图B.附录 C（资料性附录）间隔层基本采集信息表表1间隔层基本遥测信息序号对象内容1太阳跟踪系统高度角2方位角3运行状态4自动/手动状态5抗风雪状态6逆变器直流侧电压7直流侧电流8直流侧功率9交流侧电压Ua10交流侧电压Ub11交流侧电压Uc12交流侧电压 Uab13交流侧电压 Ubc14交流侧电压 Uca15交流侧电流Ia16交流侧电流Ib17交流侧电流Ic18交流侧有功功率19交流侧无功功率20交流侧功率因数21逆变器温度22日发电量23月发电量24年发电量25累计发电量26光伏逆变器最大可发有功27光伏逆变器无功输出范围28并网点并网点电压Ua29并网点电压Ub30并网点电压Uc31并网

27、点电压 Uab32并网点电压 Ubc33并网点电压 Uca34并网点电流Ia35并网点电流Ib36并网点电流Ic37并网点有功功率38并网点无功功率39并网点功率因数40并网点上网电量41并网点 A 相电压闪变42并网点 B 相电压闪变43并网点 C 相电压闪变44并网点 A 相电压偏差45并网点 B 相电压偏差46并网点 C 相电压偏差47并网点 A 相频率偏差48并网点 B 相频率偏差49并网点 C 相频率偏差50并网点 A 相谐波 THD51并网点 B 相谐波 THD52并网点 C 相谐波 THD53主升压变压器低压侧电压Ua54低压侧电压Ub55低压侧电压Uc56低压侧电压 Uab57

28、低压侧电压 Ubc58低压侧电压 Uca59低压侧电流Ia60低压侧电流Ib61低压侧电流Ic62低压侧有功功率63低压侧无功功率64高压侧电压Ua65高压侧电压Ub66高压侧电压Uc67高压侧电压 Uab68高压侧电压 Ubc69高压侧电压 Uca70高压侧电流Ia71高压侧电流Ib72高压侧电流Ic73高压侧有功功率74高压侧无功功率78汇流箱各组串直流输入电流79直流输出电流80直流母线电压81母线电压 Ua82升压变电母线电压 Ub83站母线数母线电压 Uc84据母线电压Uab85母线电压Ubc86母线电压Uca87无功补偿线电压 Uab88设备线电压 Ubc89线电压 Uca90A

29、相电流91B 相电流92C 相电流表2间隔层基本遥信信息序号对象内容1光伏逆变器直流过压2交流过压3交流欠压4初始停机5按键关机6保护动作总信号7装置故障（异常、闭锁）8保护动作信号9并网点断路器位置状态10隔离刀闸11接地刀闸12远方/就地切换13保护动作总信号14控制回路断线15重合闸动作16装置故障（异常、闭锁）17开关本体及操作机构故障障18保护动作信号19保护动作信号20隔离升压变压器高压侧断路器位置状态21低压侧断路器位置状22高压侧隔离刀闸23低压侧隔离刀闸24高压侧开关远方/就地25低压侧开关远方/就地26保护动作总信号27装置故障（异常、闭锁）28保护动作信号29保护动作信号30汇流箱保护动作总信号31装置故障（异常、闭锁）32保护动作信号33汇流柜保护动作总信号34装置故障（异常、闭锁）35保护动作信号表 3 气象环境基本采集信息序号对象内容1气象环境环境温度2环境湿度3电池板温度4风速5风向6气压7太阳总辐射8直接辐射9散射辐射