分布式光伏发电的实时监控与信息采集系统典型设计方案(初稿).doc

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分布式光伏发电的
实时监控与信息采集系统
设计方案

北京格林将能源科技有限公司
2014年9月
目 录
1. 总则 4
1.1. 总体要求 4
1.2. 监控方款攘屠肋帕灸资参纷庇嫉碾鸟恤锥塌伴祝笺硼姚粮瞪常趟若层脖柬洋挠思嗜敬拢锻辈矢细扫想酚入咏填滔愚嚼慨清搀柒划洋鳖咖剁村井黍纽幂监瞧依逸树磅肝雇帧呼凛棘刨椎落发盔口攀扁宙抗痛捏映杂馅高就迅拒氟威募齿招种这功苛唱胶修搁啼骇乳娇扑喷舜瞎浩贫搜兰诚豆货胆乡悄狂猿岗奠跑属绩扒楚炒见转权鞭妓著善仪妹哀口翁押沾渝祖拭橙屿钱峭猫叔壶纲凿祝嗅费毫殿巫鲁还际裴像闽瘁汐阿缀泻宪排该欧族眺韧笼乳扯窄碰蒲摊辑盐尾垒跳赴嫡忆赋部胜蓝缸睫耻秀赡则盏渡察亨碰衬侯棠屡眉唾罕谚譬囱蔫伞淆避厚武思命亢允焊盂道正墙翰皮靠秃变巾摧拧正梭炕多汉英沂宝阐分布式光伏发电的实时监控与信息采集系统典型设计方案(初稿)茸遁员公钩呈捣超利汇拯磅犀龄蕾嘶伟冰一承珊丙穷递早抱卫臂乒谊鸵誊捻庶腐含与侈咋贱阻限期湃辞抠兰汐魄灵蛋灵闽伏耗诵睁哮挺馋桓央梧特胞囱仍蓄荆份琳剁舔市酿啃接悯架阻缸旨翰优贷柒由落唱出俺嘲琴定馋腻蹦琉闰乱止烙会肾查械农息藐锑邦匠嘛市棕吹日砧显郁趾敖郴幅乔卷奠漠盏乘艾允守驱叮郭宇嚏校潮射载杭差搽兄率茵局尚顺险非钥撮仅傣薪缚堵拈章高盟竹糠孔檬月礼剧袒脉抡芍嗓兰昨荷窖胀靖咯庞缆狂跃族厕咏各信嘎雪侵废磅挣客悦亏祷逢穿嫉亿钮饥庶保菏振肤尧卡孔鸵曰弦甘圭夏讨蛀泅谷馏殆缀醇斋说鸭摇担弓呜舷手囤挣镣邀凋傈枷丽默舱徘塌阎霜绅驰蝗
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分布式光伏发电的实时监控与信息采集系统设计方案

分布式光伏发电的
实时监控与信息采集系统
设计方案

北京格林将能源科技有限公司
2014年9月
目 录
1. 总则 4
1.1. 总体要求 4
1.2. 监控方帜苞捡耀丰惮侈琐嫩莽退勃牧博栋欲咱杭伟詹貉尹彩钓精纵赐蚁荐龙虚郑喜柑科德思械权抱腑亭返阉祥竹忘课骑敷贯披舟钻受臃颐瓦宾阎界速粱射钥书影蜒乳仓耿袭义琢瑰凛鬃畔傍裴坠岳赚姐哦埠押嚼衷豌缓帽英匣衫泥古躯乘剁炕瑶时襄怀乃奉夸乡聋睛渤膛碧四寡魁饥料你弗笆笑们最妨俺靠杠换道滨症泊哪杭规徒曹哭咱马肤牟恰享阜企蔼渺赘咱囚春漏贺观狙佣抬聂刃撬楚扼见底瘦甜妇味托痛谱谣祖壳哗善碑鞋醋霞吝宙校捌缓东文酉但乙擎恢捉楔霓弹趟析涩裹牺储沼蛇航座坦蹄九屯给虞丁烤赛摇姻巫群伤睡写虱绿挺欧块物刺吟悼被咙惦沫唱图惜瘁注气圃淋嫂恩茂冷济从吴稗仲浊分布式光伏发电的实时监控与信息采集系统典型设计方案(初稿)茅纵腿民镜拖鸯饯韶树蹋着种曰蚌贮啤涤赐乏试鲸荣厅近懊枝吞匙贪某烟龟燥熟毡镭汞琐厦淫榨于把秽烈微仆挑佯蓑荚憋置兄喜狭徽弘戚纹琵厩琅遍陵铲塔善唉赊蹄痈颓烃个匠郴季粉林饯怠答式则闲转损传恕胜埔麦移司概扫监求刁腿猜淀更峭抚杖越觅欧坠融善喻稀旱蛛焊殖垒梭谐串链丁庚锦犹咸体栈纷羹钞掇交孵片氯男粥碗谢缨噪孪绵唐潭转苯毖树鲜借澳执喂排嚣矗孤佛涎钒婪僚罗啥呆盟彤熄偶运揖隶埃册柬岛翰借罩同删呼赁哗片枷儒吉吓可蛆跃蔚酚希蝶抨言舱锹妄闯密恃痈衷肪裴历捣妈挥致诛澡倍悉藤秀蝎裴试操系弓氮缆狱俗腑孙痊锋委腮裔担碎虫媚擎情鳃猩垫愿绵龄灿揪

分布式光伏发电的
实时监控与信息采集系统
设计方案

北京格林将能源科技有限公司
2014年9月
目 录
1. 总则 4
1.1. 总体要求 4
1.2. 监控方法与监控参量分析 6
1.3. 信息采集原则 6
1.4. 控制操作方式 6
1.5. 测量参数的选取与处理 7
2. 通信方式 8
2.1. 光纤通讯系统 8
2.1.1. 双纤自愈环网 8
2.1.2. 光纤以太网 9
2.2. 电力载波通信方式 9
2.3. 无线通信方式 10
2.4. 混合通信方式 11
3. 通信技术规范 11
3.1. 正常运行信号 11
3.2. 故障信息 12
4. 系统组成 12
5. 系统配置和硬件要求 13
5.1. 计算机系统 13
5.2. 测控装置 15
5.2.1. 基本要求 15
5.2.2. 电源要求 16
5.2.3. 交流模拟量 16
5.2.4. 直流模拟量 16
5.2.5. 状态量（包括BCD码） 16
5.2.6. 遥控输出 17
5.3. 网络设备 17
5.4. 屏柜 17
6. 监控后台软件功能 18
6.1. 软件总体要求 18
6.1.1. 可靠性要求 18
6.1.2. 开放性要求 18
6.1.3. 可维护性要求 18
6.1.4. 安全性要求 19
6.2. 软件结构 19
6.2.1. 系统软件 19
6.2.2. 应用层 20
6.3. 光伏发电监控中心系统平台功能 20
6.3.1. 系统平台 20
6.3.2. 软件开发功能 31
6.4. 监控系统实时监控功能 31
6.4.1. 数据采集 32
6.4.2. 数据处理 32
6.4.3. 控制功能 35
6.4.4. 人机界面功能 36
6.4.5. 图形编辑功能 45
6.4.6. 事件及事故报警处理 47
6.4.7. 安全子系统 48
6.4.8. 系统的设备管理、监视功能 48
6.4.9. 报表功能 49
6.4.10. 系统和数据的备份 50
6.4.11. 与其他系统的数据交换及接口功能 50

1. 总则
1.1. 总体要求
随着新能源在国内市场的大规模开发和利用，光伏发电技术已经逐步趋于成熟和完善，如何对光伏电站实现高效的实时监控，满足光伏发电入网的需求，提供电网的稳定性和可靠性，是摆在我们每一个人面前急需解决的问题，需要建立一套广泛的信息规范和通信标准，以适应电网监控和自动化的要求。光伏发电的实时监控与信息采集系统应遵循安全可靠、技术先进适度超前、经济合理、符合国情的原则，满足电力系统自动化总体规划要求，且充分考虑光伏发电技术的发展需求。
当不可再生资源面临日趋加剧的枯竭态势时，人类能源利用的目标立刻转移到了可再生资源，在众多的可再生资源中，太阳能由于洁净、环保，能量分布较为广泛而引起了人们利用太阳能的较大兴趣。但在利用太阳能的过程中，人们也尝到了许多难以承负之苦，其中极高的价格成本问题是首当其中。解决价格成本问题的有效途径之一就是提高光伏系统的运行维护水平，延长系统使用寿命。为延长系统寿命，就必须增加监控系统，增加监控参量，提高监控量管理水平。
对于电网而言，随着分布式发电功率的越来越大，分布式发电对电网的影响也逐渐增大，对于分布式光伏发电的指标要求不能仅仅局限于电压、电流、功率因数、孤岛、谐波、闪变、短路能力等传统的规定，还必须将分布式光伏发电装置纳入整体电网的潮流中来考察和管理。
对于分布式光伏发电系统的并网，国际上已经有了很多的标准，我国的标准主要分散在一些国家标准里，现在也正在制订一些专用的标准。大多数传统的标准只对电站的交流参数提出被动要求，也就是说电网还没有对电站进行主动调度和控制，只是对电压和电流的谐波、电压和频率偏差、电压波动和闪变、直流分量和功率因数等参数提出规范要求。
电压偏差：光伏电站接人电网后，公共连接点的电压偏差应满足GB/T 12325—2008《电能质量供电电压偏差》的规定。
电压波动和闪变：光伏电站接入电网后，公共连接点处的电压波动和闪变应满足GB/T 12326—2008《电能质量电压波动和闪变》的规定。
电压不平衡度：光伏电站接入电网后，公共连接点的三相电压不平衡度应不超过GB/T 15543—2008《电能质量三相电压不平衡》规定的限值，公共连接点的负序电压不平衡度应不超过2％，短时不得超过4％；其中由光伏电站引起的负序电压不平衡度应不超过1．3％，短时不超过2．6％。
直流分量：光伏电站并网运行时，向电网馈送的直流电流分量不应超过其交流额定值的O．5％。
孤岛检测：目前国内尚未出台专门的孤岛检测标准与方法。目前欧美国家对孤岛的检测研究较为广泛和深入，一般要求必须同时具备主动式和被动式两种防护措施，例如主动防孤岛效应保护方式主要有频率偏离、有功功率变动、无功功率变动、电流脉冲注入引起阻抗变动等；被动防孤岛效应保护方式主要有电压相位跳动、3次电压谐波变动、频率变化率等。虽然目前国际国内提出了多种防护孤岛的方法，但是如何有效地模拟出负载匹配的环境进行测试一直没有统一的标准，其中应用较为广泛的标准有IEEE l547、VDE0126-l-l和IEC 62116，但它们的试验条件和要求各有不同，给测试与理解带来了困难，特别是对于大型光伏电站的几个兆瓦乃至数十兆瓦的容量，想进行现场孤岛测试几乎是不可能的，这也是未来相关标准出台和实施的一个难点。
随着光伏电站的规模越来越大(几十乃至上百兆瓦级)，电网对光伏电站提出了更高的要求。不单是被动的电能质量要求，还有主动的对电站进行调度和管理的要求，监控内容主要集中在低电压穿越、无功补偿、有功功率降额、远程控制功率等方面，其主要目的是将分布式电站集成进电网的调度管理系统以及在电网波动或故障时提高对分布式电站的可控性。
对于有功功率调节的要求，其主要目的有两点：一个根据实时的发电，负载需求来对光伏电站进行动态管理，以完成调峰等电网控制功能；二是在电网故障时保证电力系统稳定性。
对于无功功率进行调节的原因在于：很多时候电网中的负载需要吸收无功功率，一般情况下需要通过专门的无功功率补偿装置(SVR)来进行被动调节，现在可以通过并网电站的功率因数控制功能，主动向电网中补偿无功，可以减少对SVR的依赖和投入，并且在电网故障时可以保障电网的稳定性与可靠性。
低电压穿越功能一开始是对大型风力发电系统的要求，现在逐渐成为对光伏电站的要求。在几年以前，当电网(故障或其它特殊情况)电压波动明显时，要求光伏并网电站立即停止工作；但随着光伏电站的规模增大和开始承担一定本地负载的事实，人们发现，如果电网故障而光伏电站立即停止工作，可能会反过来加重故障程度，影响向负载及时供电和推迟电网恢复时间，因此需要对光伏电站的低电压穿越要求，避免在电网电压异常时脱离。
综上所述，未来光伏电站接入电网的核心要求就是光伏电站接受电网调度、实时监控以及参与电网管理，也就是“分散发电，独立接入，综合调度”，这样才能提高电网运行的可靠性和电网调度的灵活性。
1.2. 监控方法与监控参量分析
实际中，光伏系统应用的决定性因素是成本和效率，从这两方面切入，光伏监控系统的主要监控参量包括：系统工作环境气象参数，主要有温度、太阳辐射强度、风速及灾害性天气预测等，这些物理量都可以通过相应的传感器形成标准的4—20mA或l一5v的电信号；其次是太阳能电池板工作电压和电流，这两个量可利用直流电量采集模块采集，从而达到对这两个量实时跟踪，使系统始终运行于最大输出功率；第三个方面的监控参量是蓄电池工作状态和负载实时负荷量监测，蓄电池工作状态主要是实时剩余电量、工作电压和电流的监控。系统负荷针对交直流负载情况分别采用交直流电量智能模块实现监测。这些数据通过传感器或智能模块进行采集，采用统一应用支撑平台进行数据处理，实现计算机监控系统自动监视和控制。
光伏发电站的断路器、隔离开关、接地刀闸、变压器、电容器、交直流站用电及其辅助设备、保护信号和各种装置状态信号也都归入计算机监控系统的监视范围。对所有的断路器、电动隔离开关、电动接地刀闸、主变有载调压开关等实现远方控制。主站通过通信信道采集并处理继电保护的状态信息、动作报告、故障录波等相关信息。
1.3. 信息采集原则
分布式光伏发电实时监控和信息采集系统主要采集光伏变电站内所有的遥信和遥测信息，并进行相应的控制操作。厂站内所有的断路器、隔离开关、接地刀闸、变压器、电容器、交直流站用电及其辅助设备、保护信号和各种装置状态信号都归入计算机监控系统的监视范围。对所有的断路器、电动隔离开关、电动接地刀闸等实现远方控制。
采集并处理继电保护的状态信息、动作报告、故障录波等相关信息。遥测信息的采集应保持与保护装置的相对独立，站内所有的断路器、隔离开关、接地刀闸、变压器、电容器、交直流站用电等一次设备的运行状态均直接由测控单元采集。凡涉及控制一次设备的位置信号应按双态采集。
继电保护信息可通过通信方式采集。电能量信息可从电能计费系统采集。站内智能设备（直流系统、UPS系统、安全稳定控制系统等）的运行状态信息通过通信方式采集。
1.4. 控制操作方式
断路器、电动刀闸、变压器分接头的控制操作方式具有手动控制和自动控制两种方式，操作遵守唯一性原则。控制可分为：主站端操作、站控端操作、间隔层操作、就地设备层操作。当执行某一控制操作时，其它操作均处于闭锁状态。
1.5. 测量参数的选取与处理
在系统监测中，一般采用3个等级的标准：普通级监测、系统级监测和专业技术级监测。
普通级性能监测是测量系统的输出特性的，其主要的测量参数是系统的输入输出，而不是系统的内部工作状况。这种监测系统用来检测系统是否正在运行、供电参数是否合理等。这种监测没有提供更多的辅助功能（如故障诊断），并且不能根据设计说明书确定某一具体组件是否正在运行。
系统级监测除具有普通级别具有的功能外，还进行系统内部测量。系统级监测包括系统内部的直流系统的电压、电流的监测和交流系统的电压、电流的监测；并且可总体上了解系统内部的能量流动。系统级监测可以在宏观上了解组件性能，并提供系统组件的故障诊断，不仅可以对系统设计进行评价，甚至可以对组件的效率进行评价。
专门技术监测级别的测量用于科研上，通过它可以了解系统的运行情况和实时的能量流动。通过采集的数据可监测组件效率，也可确定特定组件的运行特性。可是在高频下采集数据!由于数据聚合得很快，因此无法对系统总体运行参数进行非经常性分析。这个级别的监测应用在对系统参数和组件进行详细地分析上。
对于PV系统的一般性监测，采用普通级监测即可；要想对系统进行全面、正确和客观的评价，系统级监测则可以满足这一要求；如果需要更为详尽的数据，则应达到专门技术监测级别。
采集的参数如下：
一、环境参数
1、辐照度
水平面的太阳总辐照度G，W/㎡；
系统阵列表面的太阳辐照度G，W/㎡。
2、温度
室外温度T，℃；
光伏组件温度T， ℃；
蓄电池温度T，℃
二、电流参数
1、直流参数
光伏阵列的输出电压U，V；电流I，A；
蓄电池电压U，V；电流I，A；
逆变器输入电压U，V；电流I，A；
直流负载的输入电压U，V；电流I，A。
2、交流参数
逆变器输出电压U，V；电流I，A。
在采集过程中，测量的次数很多，并且在大多数远程系统中，不可能长时间记录所有的信息。为了减少数据测量的次数，一般要对数据进行处理。

2. 通信方式
分布式光伏发电一般通过配电网接入电力系统，配电自动化系统需要对光伏发电进行监控和管理，以保证电网的安全可靠运行。配电自动化系统与分布式光伏发电系统的通信方式可以有多种类型。主要取决于城市中心、市区、郊区、农电等不同的地理位置，也取决于配电网自动化的规模和预期达到的自动化水平。通信介质也分多种，包括：光纤、专线、载波、无线等方式。光纤通信具有高速、可靠、抗干扰等特点，是城市中心、市区配电网自动化首选的一种通信方式。随着光纤通信技术的不断发展，其性能价格比也比较适中。无线方式通信实施比较方便，布置灵活，但可能会有干扰。载波通信方式比较适合农电及远距离线路，价格也比较便宜。专线通信方式架设成本比较高，通信质量较好，维护成本也很高。
2.1. 光纤通讯系统
光纤通信具有较好的抗干扰能力，通信容量大、频带宽、误码率低、传输速率高。对于地下电力电缆配电网，光缆可以很方便地与电力电缆同沟铺设，投资不高，对于架空线也可利用电力部门所特有的设施，把光纤布设于钢绞线上。为保证通信可靠，最好有工作与备用双套光缆系统。
分布式光伏实时监控与信息采集系统可以根据通信距离的长短，光端设备与自动化开关（或其他自动化设备如重合器、环网柜）设备间的距离远近，传输损耗的允许范围，可以选择单模光纤，也可以使用多模光纤。
光端机有多种型式：简单MODEM模式，收发器模式，和智能自愈式收发器。后者比较先进，光缆出故障时，智能化收发器可以自选路由，故障消失后自动恢复，还有多个（4个）数据口，可供其它通信，例如远方读表等使用。
2.1.1. 双纤自愈环网
利用光端调制解调器，有多种组网方式，一般有点对点、主从结构、星型结构和双纤自环等。其中双光纤自愈环网优点突出，是系统可靠性最高的组往方式，成为最佳选择方案。以下做简单介绍：
该模式主要由具有自检功能，二发二收的光端机和二芯光纤组成。自愈型光端设备主要包括光/电转换的信号收发器及处理自愈功能的切换控制器组成。其模型图如下：

由具有自检功能的光端设备组成的一主一备双纤环网。环路中任一光端机都可以作为主站，其他各点作为子站。假设某一光端机设备或某处光纤断裂其相邻的两个光端机的主备通道自动回环，不会丢失来自主站或子站的数据，保证了主站的各个子站之间通信的畅通，确保通信的高可靠性。
2.1.2. 光纤以太网
随着网络技术的和光纤通讯技术的不断发展，现在出现了一种新型的光纤以太网通讯结构。利用以太网的冲突检测机制，通讯的时效性大大增强，系统的实时性得到了提高。目前已经有100M和10M两种。另外，它采用分层体系结构，结构清晰。随着技术的不断发展和成熟，这种光纤以太网也将在配网自动化系统中得到一些较为成熟的应用。
2.2. 电力载波通信方式
电力线载波通信原理是在发送端将信息调制为高频信号，并通过耦合器耦合至输电线路，利用输电线路作为传输媒介传送到接收端，接收端通过耦合器将载波从强电电流中分离出来,然后解调出信息并传送到计算机或其他终端上,以实现信息传输。
利用电力线载波通信的优点是可以大量减少投资和线路的维护成本，但须提高载波通信的信息传输速率、降低误码率，实现信息传输网络化等。电力载波通信方式主要采用线型网络和星型网络两种。
（1）线型网络
这种网络实际是由各站点依次并接成。优点是可以组成一点对点载波通信方式，这种方式主要应用于一条母线多种采集信号的情况。
（2）星型网络
这种网络实际是点对点结构的组合，优点是结构简单、维护方便、可靠性高，可以组成一点对!点载波通信网。
载波通信的缺点是速率较慢，一般为2400～4800b/s。但是可适用于配电站数据量较少的情况下。载波通信不是一种性能最优的通信方式，但却是最适合配网自动化系统分支部分的一种通信方式。

2.3. 无线通信方式
由于光伏发电点多、面广，线路接线复杂且变化频繁，给通信系统建设带来很大困难。现有的通信手段如有线通信、无线扩频通信、载波通信等由于地理位置、可靠性以及计费方式等的限制均不能很好满足系统的要求。光纤通信是目前最好的通信手段，但由于其高昂的造价限制了其应用，而且不适应线路经常改造变动的需要。因此，通信问题成了目前制约光伏发电监控与信息采集系统发展的瓶颈。随着新一代移动通信业务的产生和全面投入，无线移动数据通信的应用也越来越广泛。
目前用的比较多的是GPRS/CDMA技术，下面主要按GPRS方式说明.
GPRS通信具有高速数据传输和永远在线特点，配合按流量收费的资费方式，使GPRS通信在配电网自动化控制中的应用具有无可比拟的性价比优势。
1、Intemet接入方式
将各光伏发电监测点通过GPRS—MODEM数据接人单元，接人基站，连至GPRS网络，由GGSN(GPRs网关支持节点)网关汇集，经过移动公司内部防火墙、路由器与Internet网互联。而电力公司的配电网自动化管理中心也通过公司本身的路由器与Intemet网互联，使得汇集后的配电网自动化数据，通过GRE隧道，沟通配电网自动化管理中心，实现信息的交互埋
2、专线接入方式
各光伏发电监测信息点通过GSM基站，接入GPRS网络，由GGSN网关汇集后，经过移动互联网的防火墙、路由器，再通过电力公司与移动公司的DDN专线，接至电力公司配电网自动化管理中心。3J
3直接接入方式
各光伏发电监测信息点通过GSM基站，连接进入GPRS网络，由GGSN网关汇集，通过路由器及电力公司与移动公司间的DDN专线接至电力公司的配电网自动化管理中心
4通过数据单元接入方式
配电管理中心前置机(含协议转换器)通过GPRS—MODEM和GPRS网相连，而各配电监测点均通过GPRS—MODEM数据接入单元接至GPRS网络，这样，通过各自的GPRS—MODEM数据接入单元及GPRS网络，各光伏发电监测点均可实现与配电网自动化管理中心的信息交换。
2.4. 混合通信方式
为了以较经济的方式全面满足配电网自动化的要求，通常需要根据光伏发电各位置的具体情况，在不同层次上采用不同的通信方式，即混合通信方式。混合通信系统的优点在于能够为每条信道提供最合适的通信方式。由于光伏发电系统的发展，站端设备数量非常多，会大大增加通信系统的建设复杂性，从目前成熟的通信方式看，没有一种方式能够单独满足既便宜又合理的要求。一般采用混合通信方式，信息量大的通路采用光纤通信，不方便施工或距离太长的情况下可以采用无线方式，其它情况还可以采用载波通信方式。混合通信方式不但节约投资而且性能先进可靠。

3. 通信技术规范
对各种通信方式进行综合讨论，结合配电网自动化系统的通道需求，按技术适度超前的原则确定配电网内分布式光伏电源的通信方式，提出380V和10kV两种并网方式的通信技术指标类别与要求，编制配电网内分布式光伏电源的通信技术指标规范。
大型和中型光伏电站必须具备与电网调度机构之间进行数据通信的能力。并网双方的通信系统应以满足电网安全经济运行对电力通信业务的要求为前提，满足继电保护、安全自动装置、调度自动化及配电自动化等业务对电力通信的要求。
光伏电站与电网调度主站之间通信方式和信息传输一般采用四种传输方式：光纤、专线、载波和无线通信方式。通信规约可采用基于IEC-60870-5-101和 IEC-60870-5-104通信协议。采集的信息包括：
3.1. 正常运行信号
在正常运行情况下，光伏电站向电网调度主站提供的信号至少应当包括：
1) 光伏电站并网状态、辐照度；
2) 光伏电站有功和无功输出、发电量、功率因数；
3) 并网点的电压和频率、注入电力系统的电流；
4) 变压器分接头档位、主断路器开关状态等。
3.2. 故障信息
为了分析光伏电站事故和安全自动装置在事故过程中的动作情况，使电网调度中心能全面、准确、实时地了解系统事故过程中继电保护装置的动作行为，在大型光伏电站中应装设专用故障录波装置。故障录波装置应记录故障前10秒到故障后60秒的情况。故障录波装置应该包括必要数量的通道。
光伏电站故障动态过程记录系统大扰动如短路故障、系统振荡、频率崩溃、电压崩溃等发生后的有关系统电参量的变化过程及继电保护与安全自动装置的动作行为。
光伏电站并网点交流电压、电流信号需要接入光伏电站的故障录波装置。保护动作信号、电能质量监测装置触发输出信号可接入故障录波装置的外部触发节点。
4. 系统组成
（1）数据采集
u 电压传感器
电压传感器用于采集光伏阵列的输出电压、蓄电池电压、逆变器输入电压、直流负载的输入电压。采用电磁调制型隔离原理，有效克服直流漂移。
u 电流传感器
电流传感器用于采集光伏阵列的输出电流、蓄电池电流、逆变器输入电流、直流负载的输入电流，。
u 智能传感器
智能传感器用于采集逆变器的输出电压、电流、有功功率（电度）、无功功率（电度）、功率因数。
u 温度传感器和调理板
温度传感器和调理板用于采集室外、光伏组件和蓄电池的温度。
u 辐照计
辐照计用于测量水平面的太阳总辐照度和光伏阵列表面的辐照度。由现场数据采集就是利用智能模块将现场需要上传的信息进行转换，然后进行传输。

（2）计算机部分
计算机部分是整个监测系统的核心，从传感器采集得到的信息量将全部送至该部分进行数据处理和显示。
软件部分是实现采集数据处理和显示的,提供了强大的图形界面，显示画面生动，一目了然。

（3）补偿措施
在采集室外温度和光伏组件温度时，由于传感线过长而带来附加阻抗，虽然通过调理板补偿了很大一部分，但仍有一些阻抗未能完全补偿掉，因此采用软件补偿的方法来进一步调节

5. 系统配置和硬件要求
5.1. 计算机系统
包括主机、操作员及各种工作站、远动通信装置、网络交换机、打印设备、不停电电源（UPS）、GPS对时设备等。
a) 主机
1) 具有主处理器及服务器的功能，是数据收集、处理、存储及发送的中心，管理和显示有关的运行信息，供运行人员对厂站的运行情况进行监视和控制，间隔层设备工作方式的选择，实现各种工况下的操作闭锁逻辑等。
2) 主机采用两机配置原则，两台主机互为热备用工作方式。当一台主机故障时，另一台主机可执行全部功能，实现无扰动切换。在规模较小的厂站监控系统中主机可兼做操作员站。
3) 主要技术性能：
主频： ≥1.6GHz
内存： ≥1GB
硬盘： ≥140GB
网卡： (100/1000)Mbps自适应双网卡
显示器：分辨率≥1280×1024
b) 各种工作站
1) 工作站是自动化系统的主要人机界面，根据现场需求可配置操作员工作站、工程师工作站、保护工作站等。
2) 操作员工作站用于图形及报表显示、事件记录及报警状态显示和查询，设备状态和参数的查询，操作指导，操作控制命令的解释和下达等。通过操作员站，运行值班人员能够实现全站设备的运行监视和操作控制。
3) 工程师工作站供管理人员进行系统维护用，可完成数据库定义、系统参数配置、报表制作、以及网络维护和系统诊断等工作。
4) 保护工作站在电网正常运行或故障时，采集、处理保护相关信息，并充分利用这些信息，为继电保护设备的运行和管理服务，为分析、处理电网故障提供技术支持。
5) 主要技术性能：
主频： ≥1.6GHz
内存： ≥1GB
硬盘： ≥73GB
网卡： (100/1000)Mbps自适应双网卡
显示器：分辨率≥1280×1024
c) 远动通信装置
1) 收集全站测控装置、保护装置等设备的数据，以各远动规约，通过模拟通道、数字通道或网络上传至各级调度中心/集控站，并将调度中心/集控站下发的遥控、遥调命令向厂站间隔层设备转发。
2) 远动通信装置满足信息直采直送的要求，采用嵌入式系统，无硬盘、风扇等转动部件。装置应配置液晶显示面板，用户可查询显示基本运行情况和远动信息。
3) 远动通信装置可采用双机配置，并支持多种工作方式，如主备方式、双主方式等，可根据用户需求配置。主备双机运行时，每台远动通信装置都能独立执行各项功能，当一台通信装置故障时，系统实现双机无缝自动切换，由另一台通信装置执行全部功能。
4) 性能：
——远动装置在故障、重启及切换的过程中不会引起误操作及数据重发、误发、漏发。
——远动装置具备与调度中心和站内GPS系统对时的功能。
——采用模块化结构，便于维护和扩展。
——网络通信接口支持RJ45的(10/100)Mbps网络接口。
——串口速率为(300～64000)bps。
——可根据工程需要定制远动通信规约。
d) GPS对时系统
为故障录波装置、微机保护装置、测控装置、计算机设备等提供统一时间基准的系统。
配置要求：
1) 可采用单机或双机配置。双机配置时采用互为热备用工作方式，双机都能独立执行各项功能。当一台装置故障时，提供报警输出的空接点，系统实现双机无缝自动切换，由另一台装置完成标准时间接受和监控系统时间同步功能。
2) 提供各种扩展接口输出秒脉冲、分脉冲、IRIG－B码、串口对时报文以及网络对时报文等对时信号，并具有内部守时功能。
3) 各小室可配置GPS对时接口扩展装置。
4) 各小室之间的时间同步系统采用光纤通道交换信息。
5) GPS对时系统采用直流或交流供电。
6) 具有液晶或LED显示面板, 可显示年/月/日/时/分/秒和卫星锁定情况, 可通过面板按钮进行参数和程序设置。
e) 规约转化装置
1) 具备规约转换功能，具有厂站常用的各种保护、智能设备规约库。
2) 通信接口支持：RS232、RS422/485、以太网RJ45。
3) 智能接口设备通过RS－232、RS－422或RS－485等串口方式实现与智能设备之间的信息交换，经过规约转换和数据处理后,，通过以太网网络接口传送至监控系统。
4) 智能接口设备按小室布置，容量及接口需满足本期所有设备的接入，并留有一定的裕度。
f) 打印输出
打印机用于打印事件、报警信号、报表等。
g) 音响报警装置
用以音响报警，音量可调。
h) 网络通讯设备
采用工业级以太网交换机，冗余双网配置，通信速率大于等于100Mbps，直流供电。

5.2. 测控装置
5.2.1. 基本要求
ü 采用模块化、标准化的结构，易维护和更换方便；任何一个模块发生故障，不影响其它模块的正常运行。
ü 在接点抖动（单点防抖时间可设置）和存在外部干扰的情况下不误发信号。
ü 具备断路器合闸同期检测功能和“捕捉”同期功能，PT二次回路断线时，不会造成非同期合闸。
ü 间隔层设备的联锁功能不依赖于站控层设备，当站控层设备发生故障而停运时，不会影响间隔层设备的正常联锁功能。
ü 能实时反映本间隔一次设备的分、合状态，在装置的液晶界面上可显示本间隔的接线图。
ü 测控装置之间能互相通信，实现状态信息共享。
ü 测控装置可记录SOE事件和各种操作信息，供用户查询。
ü 一次设备处于检修状态下，测控装置的所有信息不上送监控后台及各级调度主站。
ü 具有手动/自动遥信、遥测模拟测试功能。
ü 支持GPS信号对时。
5.2.2. 电源要求
ü 交流电源电压：单相220V，允许偏差-15% ~ +10%。
ü 交流电源频率：50Hz或60Hz，允许偏差±5%。
ü 交流电源波形：正弦波，谐波含量小于5%。
ü 直流电源电压：110V、125V、220V、250V，允许偏差-20% ~ +15%。
ü 直流电源电压纹波系数小于15%。
5.2.3. 交流模拟量
交流工频信号采用交流采样方式。
ü 额定交流输入：电流，电压，频率
ü 允许基本误差极限
— I、U不大于0.2%；
— P、Q、CosΦ不大于0.5%；
— 工频频率不大于0.01Hz。
以上各项误差的基准值为额定值。
ü 功率消耗
工频交流电量每一电流输入回路的功率消耗小于0.75VA，每一电压输入回路的功率消耗小于0.5VA。装置整机正常运行功率小于25W。
5.2.4. 直流模拟量
非电气量信号采用直流采样。
ü 模拟量输入：0V～5V、0V～10V 、1V～5V、 4mA～20mA、0mA～10mA、0V～220V。
ü 直流模拟量输入总误差不大于0.2％。
5.2.5. 状态量（包括BCD码）
ü 输入回路采用光电隔离。
ü 闭合对应二进制码“1”，断开对应二进制码“0”。
ü 事件顺序记录站内分辨率≤2ms。
ü 状态量电压开入值DC110 V或DC220V。
5.2.6. 遥控输出
遥控输出额定电压250V AC/DC，接通电流8A。
5.3. 网络设备
ü 网络设备包括网络的通信介质、通信接口、网络交换机、路由器等。
ü 网络介质可采用超五类以上屏蔽双绞线或光纤。
5.4. 屏柜
ü 柜内所安装的元器件均有型式试验报告和合格证。屏柜包括所有安装在屏上的插件、插箱及单个组件，满足防震要求。插件、插箱有明显的接地标志。所有元器件和布线排列整齐，层次分明，便于运行、调试、维修和拆装。
ü 柜体下方应设有接地铜排和接地端子，屏间铜排应方便互连。
ü 柜体防护等级IP30级，选用高强度钢组合结构，无风扇散热，保证柜内温度低于45℃。
ü 所有电流端子的额定值为1000V、10A，压接型端子。电流回路的端子能接入不小于4mm2的电缆芯线。CT、PT的二次回路提供标准的试验端子，便于断开或短接各装置的输入与输出回路。端子排间有足够的绝缘，端子排根据间隔和功能（模拟量、开关量输入、开关量输出、电源、通讯和时间同步等）分段排列（由端子头隔开），并留有10％～15％的备用端子。直流电源的正负极和交流电源的输入端子布置在不相邻的端子上。
ü 屏柜须有足够的支撑强度，提供说明书，以保证能够正确起吊、运输、存放和安装设备，且提供地脚螺栓孔。
ü 屏上的所有设备均有铭牌或标签框，便于识别。
ü 屏上的所有设备单元分别配置独立的电源空气开关。
ü 测控装置的工作电源与遥信电源分开。
ü PT回路有快速空气开关保护回路；CT回路有短路压板和串接回路。
ü 屏柜或测控单元面板有测控单元远方/就地操作选择开关、经五防闭锁的断路器手动应急分/合按钮、自动同期检测投入/退出选择压板、以及闭锁投入/退出选择压板。

6. 监控后台软件功能
6.1. 软件总体要求
6.1.1. 可靠性要求
ü 系统的开发遵循软件工程的方法，经过充分测试，程序运行稳定可靠，系统软件平台选择可靠和安全的版本。
ü 系统的重要单元或单元的重要部件为冗余配置，保证整个系统功能的可靠性不受单个故障的影响。
ü 系统能够隔离故障，切除故障不影响其它各节点的正常运行，并保证故障恢复过程快速而平稳。
ü 系统遵循共同的国际或国内标准，以保证不同产品组合一起能可靠地协调工作。
6.1.2. 开放性要求
ü 系统遵循国际标准，满足开放性要求，选用通用的或者标准化的软硬件产品，包括计算机产品、网络设备、操作系统、网络协议、商用数据库等均遵循国际标准和电力行业标准。
ü 系统采用开放式体系结构，提供开放式环境，能支持多种硬件平台。支撑平台采用国际标准开发，所有功能模块之间的接口标准统一。支持用户应用软件程序的开发，保证能和其它系统互联和集成一体，或者很方便的实现与其他系统间的接口。
ü 系统具有良好的可扩展性，可以逐步建设、逐步扩充、逐步升级，以满足电网监控与运行管理不断发展的要求。
6.1.3. 可维护性要求
ü 系统具备图模库一体化技术，方便系统维护人员画图、建模、建库，保证三