1、ICS 29 24001K45备案号：43500-2014 N B中华人民共和国能源行业标准NBT 320162013并网光伏发电监控系统技术规范Technical specification for gridconnected photovoltaic supervisioncontrol and data acquisition system20131 128发布 201 40401实施国家能源局 发布日U舌1范围目 次2规范性引用文件-3术语和定义4总则r5技术要求5 l系统构成r52系统功能-5,3信号输入输出54技术指标55设备布置”56使用环境条件6测试方法”61测试系统62功能测
2、试一63性能测试一64可靠性测试7检验规则“7 1出厂枪验-”72现场检验8标志、包装、运输、贮存NBT 320162013；033348900222222233NB，T 320162013刖 吾本标准按照GBT 112009标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写给定的规则起草。本标准由中国电器工业协会提出。本标准由全国量度继电器和保护设备标准化技术委员(SACTCl54)归口。本标准起草单位：许继集团有限公司、国家电网公司智能电网部、南方电网技术研究中心、中国电力科学研究院、云南电力试验研究院、国网技术学院、国电南瑞科技股份有限公司、甘肃省电力公司、河南电力试验研究院、重庆电力科学试验研究
3、院。本标准主要起草人：李瑞生、王伟、陆志刚、迟永宁、苏适、何世恩、牛林、赵东坡、李强、张晓勇、罗开明、李献伟。1范围并网光伏发电监控系统技术规范NBT 320162013本标准规定了并网光伏发电监控系统的总则、系统构成、系统功能、信号输入输出、技术指标、设备布置、使用环境条件、测试方法、检验规则、标志、包装、运输、贮存等要求。本标准适用于200 kW以上并网光伏发电计算机监控系统(以下简称系统)的设计、制造、检验和验收。2规范r|生引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。儿是注口期的引用文件，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。
4、GBT 2297太阳光伏能源系统术语GBT 3873通信设备产品包装通用技术条件GBT 9813微型计算机通用规范GBT 137292002远动终端设备GBT 17626 2电磁兼容试验和测量技术静电放电抗扰度试验GBT 17626 3 电磁兼容试验和测量技术射频电磁场辐射抗扰度试验GBT 1 76264 电磁兼容试验和测量技术 电快速瞬变脉冲群抗扰度试验GBT 17626 5电磁兼容试验和测量技术浪涌(冲击)抗扰度试验GBT 176266电磁兼容试验和测量技术射频场感应的传导骚扰抗扰度试验GBT 176268电磁兼容试验和测量技术工频磁场抗扰度试验GBT 176269电磁兼容试验和测量技术脉
5、冲磁场抗扰度试验GBT 17626 10 电磁兼容试验和测量技术阻尼振荡磁场抗扰度试验GBT 1762612电磁兼容试验和测量技术振荡波抗扰度试验GBT 20046光伏(Pv)系统 电网接口特性GB 50217电力_程电缆设计规范DLT 6345101远动设备及系统第5101部分：传输规约基本远动任务配套标准DLT 6345104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的IEC 608705，lOl网络访问DLT 860(所有部分)变电站通信网络和系统DLT 5136火力发电厂、变电所二次线路设计技术规程3术语和定义GBT 2297界定的以及下列术语和定义适用于本文件。3 1
6、光伏电站PV power station通过太阳能电池方阵将太阳能辐射能转换为电能的发电站，按是否与电网连接运行而分为独立光伏电站和并网光伏电站。注：本标准提到的光伏电站均指并网光伏电站。NBT 3201620133 2监控系统supervision control and data acquisition system指采用数据采集、通信传输和计算机等技术的综合系统，该系统通过对目标系统或目标设备进行连续或定期的监测来核实目标系统或目标设备功能是否被正确执行，并在目标系统或目标设备发生工作状况变化的情况下，人工或自动执行必要操作或控制使其适应变化的运行要求。33间隔层bay level由智能
7、采集单元、控制单元、保护单元、计量单元、网络和通信接口机等构成，面向单元设备的就地测量控制层。34站控层station level由主机或和操作员工作站、其他功能工作站、远动接口设备等构成，面向全发电站进行运行管理的中心控制层。3 5光伏阵列汇流箱PV array combiner box将多路小电流光伏阵列直流输出汇集成一路或多路大电流直流输出的装置，其输出口，再汇集到下一级同类装置或直接接入逆变器，具有过流、逆流、防雷等保护和监测功能。以下简称汇流箱。36直流交流配电柜DCAC distribution box将直流交流开关设备、测量仪表、保护电器和辅助设施组装在封闭或半封闭金属柜内，成套
8、配置以便于管理。以下简称配电柜。3 7并网光伏逆变器grid-connected inverter将直流电能变换为交流电能后馈入电网的电力电子装置下简称逆变器。注：本标准提到的逆变器均指并网光伏逆变器。38升压系统booster system将光伏发电单元交流输出从低电压变换到高电压的整体离开关、电流互感器、电压互感器、母线和无功补偿设备等。39具有变换、保护、记录和监控功能。以主要设备包括升压变压器、断路器、隔通信接口机medicommunicator与汇流箱、逆变器、环境监测仪、升压系统测控保护装置和外部设备或系统等直接进行通信，部署在逆变器室或问隔层，上送信息到站控层或接收站控层控制命令
9、。310逆变器室inverter kiosk位于光伏阵列场内，安装了配电柜、逆变器柜、升压系统柜组、通信接口机柜和风冷等辅助设备的独立小间。3 11储能控制器storage controller对储能设备进行充放电过程控制、保护和监控的装置。312电能质量监测装置quality of electric energy monitoring device监视和记录逆变器输出经过升压后或经过无功补偿后输入交流电网的电能质量，为监控系统提供2NB，T 320162013质量分析结果和信号告警。3 13环境监测仪environment monitoring device对包括目照强度、气温、湿度、风速、
10、风向等环境参数进行监测的仪器。314并网点grid connected point光伏电站交流输出与所接入电网电气连接点，本标准特指光伏电站高压交流输出线所在母线。3 15群控group control当光照强度较弱或调度限制入网功率时，在直流侧接线方式可控的前提下，通过控制算法自适应调整直流侧接线方式，使参与控制的多个逆变器自动启动或待机，使逆变器工作点尽量接近额定负荷，保证发电系统整体逆变效率和输出电能质量，并延长设备使用寿命。可通过配置独立的控制装置或由具有条件的监控系统软件实现。4总则4 1监控系统的设计应遵循以下原则：提高光伏电站安全生产水平、技术管理水平和发电质量：提高设备使用寿命
11、，使光伏电站运行方便、维护简单，提高劳动生产率和营运效率；减少设备间的连接，节约电缆敷设；减少占地面积，降低工程造价。4 2监控系统设备选型应该做到安全可靠、经济实用和技术先进。应采用具有开放性和可扩展性、抗干扰能力强、成熟可靠的产品。4 3监控系统应能实现对光伏电站可靠、合理、完善的监视、测量、控制、保护、计量，并具有遥测、遥信、遥调、遥控等全部的远动功能，具有与电网调度中心计算机系统交换信息的能力。5技术要求51系统构成5 1 1系统结构51 1 1 监控系统宜由间隔层、站控层两部分组成，并通过分层、分布、开放式网络系统实现连接。51 1 2 站控层由主机或和监控工作站、其他功能工作站和远
12、动通信设备等构成，提供全站设各运行监控、运行管理和与电网调度中心通信。5 1 13间隔层由现场总线网络计算机网络连接的各种现场设备、就地装置等构成，提供全站发电运行和就地监控功能，在站控层或网络失效的情况下，仍能独立完成间隔设备的就地监控功能。5 1 2网络结构5 1 21 站控层宜采用标准以太网，并具有良好的开放性。5 1 2 2间隔层宜采用现场总线网络，并具有足够的传输效率和极高的可靠性。512 3网络拓扑可采用总线型或环型，也可采用星型。站控层与间隔层之间的物理连接宜采用星型。512 4站控层网络宜采用双重化配置，热备用方式运行，间隔层可采用单网。5 1 25对间隔层需接入监控系统的设备
13、和装置，宜具有以太网通信接口。51 2 6对问隔层需接入监控系统的设备和装置不具有以太网通信接口的，应能配置通信接口机实现其接入。51 2 7通信接口机宜与其接入设备和装置相对集中在间隔层。5 1 28根据光伏电站设计与当地电网调度部门要求，应通过独立的嵌入式远动通信装置实现光伏电NBT 32016 2013站与电网调度中心的实时远动通信。5 1 3硬件构成5 1 3 1 监控系统硬件设备宜由以下三部分构成：a) 站控层设备，包括主机或和监控工作站、其他功能工作站、远动通信设备、对时设备、与外部系统的接口设备、打印设备、音响设备等；b) 网络设备，包括网络交换设各、光电转换器、接口设备和删络连
14、线、电缆、光缆等；C) 间隔层设备，包括采集单元、控制单元、保护单元、计量单元、网络设备、通信接口机等。5 1 3，2站控层主机配置应能满足整个系统的功能要求及性能指标要求，主机台数应与光伏电站的规划容量相适应。应选用性能优良、符合工业标准的产品。5133监控工作站应满足运行人员操作时直观、便捷、安全、可靠的要求。5 1 3 4对一定规模光伏电站，监控工作站宜采用双机冗余配置，对大规模光伏电站宜采用主备服务器、主备监控工作站的四机配置结构，并采用热备方式运行，且具有故障时的自动主各切换功能。5 135嵌入式远动通信装置宜采用双套冗余配置，并采用热备方式运行，且具有故障时的自动主备切换功能。51
15、36嵌入式远动通信装置容量及性能指标应能满足电站与电网调度通信中心远动功能及规约转换要求。5 1 3 7应设置GPS或北斗对时设备，其同步脉冲输出接口及数字接口数量应满足系统配置要求。5138打印机的配置性能应能满足定时制表、召唤打印的功能要求。5 1 3 9网络媒介可采用屏蔽双绞线、同轴电缆、光缆或以上几种方式的组合，对户外长距离的通信应采用光缆。5 1 310为保证监控系统和电力调度数据网的安全，宜按调度中心提出的设备技术要求配置安全防护设备，如纵向加密装置等。5 1 4软件构成5141监控系统软件应由系统软件、支持软件和应用软件组成。51 4 2软件系统的可靠性、实时性、实用性、可移植性
16、、可扩展性、可维护性和开放性等性能指标均应满足系统本期及远景规划要求。5 143支持软件的网络通信系统应满足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。51 44 软件系统应配置各种必要的维护、诊断和测试等工具软件。5 145应用软件必须满足系统功能要求，具有良好的实时响应速度和可扩充性。5146 间隔层设备和装置信息模型及通信宜采用DLT 860系列标准。5 1 4 7远动通信设备应配置远传信息和与各级相关调度通信中心接口的通信规约，以实现与调度通信中心的远程通信。5 14 8远动通信设备与调度通信中心应采用DLT 6345101、DLT 6345104等
17、规范。5 2系统功能521数据采集与处理521 1应能实现数据采集和处理功能，其范围包括模拟量、开关量、电能量和来自装置的记录数据等。5 2 12模拟量的采集应包括交直流电气参数如电压、电流、有功功率、无功功率、功率因数、频率等信号。5213开关量的采集应包括直流开关、交流断路器、隔离开关、接地开关的位置信号，设备投切状态，交直流保护和安全自动装置动作及报警信号、变压器分接头位置信号等。5 214 电能量的采集应包括各种方式采集到的交直流有功电量和交流无功电量数据，并实现分时累4NBT 320162013加、电能平衡计算等功能。5215监控设备应支持时标上送，直接接入监控系统的发电设备宜支持时
18、标上送。5216对实时采集的模拟量应进行包括不变、跳变、故障、可疑、超值域、不一致等有效性检查，对实时采集的开关量应进行消抖、故障、可疑、不一致等有效性检查。521 7对实时采集的模拟量应能进行包括乘系数、零漂、取反、越限报警、死区判断等计算处理，对实时采集的开关量应能进行取反等计算处理。5 2 18应支持计算量公式定义和运算处理。521 9应建立历史数据库，定期存储需要保存的历史数据和运行报表数据，实时存储事件数据。521 10历史数据和运行报表数据应包括模拟量定时变化记录、模拟量周期统计值、开关量周期统计值、电能量分时段周期统计值等。52111历史事件数据应包括遥测越限、遥信变位、动作故障
19、信号、操作事件等。521 12宜采用专用录波装置对电网侧事故前后进行录波，录波信息应能在监控工作站上调看和分析。5 2 11 3对事故时发电侧逆变器录波记录，应能在监控工作站上调看和分析。5 2 2事件与报警5221 事件内容应包括遥测越限、遥信变位、动作故障信号、操作事件等被监控设备信号，还应包括监控系统本身的软硬件、通信接口和网络故障信号。5222对站内重要设备的状态变化应列为事件顺序记录处理内容。5 2 23事件处理应能分类、分层进行，历史事件的存储应便于按各种要素进行查询和检索。5224报警方式应直观、醒目，可伴有声、光、色等效果。5 225在监控画面上应能对指定设备和测点进行方便的复
20、归操作、抑制或恢复报警。5226应规范化事件信息描述，同类事件句法应统一，同一要素词汇应统一。5227应具有事件确认功能。5 2 2 8应具有事件打印、输出文本或电子表格文件等功能，便于保存、查阅。52 29应具有全息事故追忆功能，追忆时间不应少于事故前lmin和事故后2rr,Jn，采样周期与监控系统采样周期一致。52，3运行监控5231 监控工作站是光伏电站与运行人员的主要人机交互方式，间隔层的就地手动控制功能是应急情况下的备用方式。5 2 3 2监控工作站应为运行人员提供：调用、显示和复制各种图形、曲线、报表；发出控制操作命令：查看历史数据及各项参数或定值；数据库定义和修改，软件系统参数定
21、义和修改；图形及报表的生成、修改；报警确认，报警点的抑制恢复；运行文件的编辑、制作等。523 3现场设备应提供重要参数的显示和必要操作按键。5 234 图形监控画面内容应包括：全站实时运行数据、生产统计数据、设备状态、电气接线图与参数、保护配置图及其投切状况、保护整定值、模拟光子牌、装置与计算机工况、并网点参数、电能质量监测数据、环境参数、历史发电趋势分析、发电预测图等。5 235 图形监控画面形式应包括：文本或图符表示的日期时间、模拟量值、遥信状态值、电能量值、实时统计值、历史数据、计算值等；曲线方式显示的数据历史或实时变化趋势等。对测点的不同质量状态、遥信的不同值图符、设备电压等级和容量应
22、有显著区别或动画效果。52 3 6所有画面应可直接打印机打印或复制输出，且保持与监控画面效果一致。5 2 37控制操作对象宜包括：直流开关、各电压等级的断路器和隔离开关、电动操作接地开关、主变压器和站用变压器分接头位置、保护软压板投切、主要设备的启动退出等。5238调节对象宜包括：保护装置整定值、逆变器运行参数设定、储能控制器运行参数设定、自动装置运行参数设定、记录装置运行参数设定等。NB，T 3201620135239控制操作与调节应具有操作权限检查、同一时刻操作的唯性检查、位置检查等安全措施。5-23 10应具有人工控制和自动控制两种方式。52311 人工控制应包括调度中心控制、主控室控制
23、、就地手动控制三种控制方式，并具有调度中心主控室、主控室就地手动的控制切换功能。控制级别由高到低是：就地手动、主控室、调度中心，三种控制级别应相互闭锁，同一时刻只允许一级控制。5 2 312当站控层设备及网络停运后，应能在间隔层对断路器、逆变器等设备进行一对一人工控制操作。5 23 13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，停止控制操作，并保持所控设备的状态。52 4防误闭锁5241所有操作控制均应经防误闭锁，并有闭锁逻辑判断结果及出错报警信息输出。5 24 2站控层实现光伏电站综合防误操作闭锁功能，间隔层实现本间隔范围内防误操作闭锁功能。52 4 3站控层及间隔层应采用
24、对设备的实时状态进行逻辑判断。站控层的逻辑判断过程及结果可显示并对调度中心控制、中控室控制进行闭锁，同时将结果传送至间隔层。间隔层逻辑判断结果以开出的方式直接接入控制操作电路进行闭锁。524 4防误操作的闭锁逻辑经授权后方可修改。525发电控制5251 光伏电站应接受调度中心的发电调度。5252监控系统应能根据设定有功功率要求人工或自动对逆变器、储能控制器进行启停、限制有功功率输出等控制操作。5253监控系统应能根据当前光照强度、逆变器运行、输出有功功率总加等参数人工或自动对逆变器进行启停、限制有功功率输出等控制操作。5 2 5 4除设备故障、太阳光照强度快速减少和接受调度指令外，监控系统应确
25、保同时切除或启动的逆变器有功功率总加小于接入电网波动限制。5 2 5 5监控系统应具有群控功能。5 256光伏电站应具有无功功率自动调节的能力，光伏电站自身的无功功率调节能力不能满足并网技术要求时，应配置无功补偿装置。无功补偿装置可以是分组投切的电容器电抗器，也可以是连续调节的快速无功补偿装置，监控系统应能对无功补偿设备进行自动监控。5 2 6电能质量监测526 1 监控系统应能监测交流电能质量，当电压偏差、频率、谐波、三相不平衡度和功率因数等出现偏离标准的越限情况时，应产生不合格事件信息并报警。52 62应能调看和分析电能质量监测装置记录信息。527环境监测与发电预测5 2 71 应配置环境
26、监测仪，对环境参数如气温、日照强度、湿度、风速、风向等进行实时采集并上送站控层监控工作站。5272应能采用表格和趋势曲线对比分析历史与当前发电情况，可按目、月和年对比分析。5 273通过历史可比日照强度等气象、实时发电功率、统计发电量等数据，监控系统宣具有实时预测下一5min、下一2h、当日月年发电功率总加，提供给电网调度中心和生产运营管理部门。528在线统计与制表5 2 8 1 应对光伏电站运行的各种常规参数进行统计计算，包括日、月、年、时段的最大、最小值及其出现时间、平均值、越限次数、越限时间、越限率、合格率等。5 282应对光伏电站主要设备的运行状况进行统计计算，包括断路器正常操作及事故
27、跳闸次数、电容器电抗器投退次数等。6NBT 3201620135 2 8 3应对电能进行分时段的统计，时段可定义。5 2 84应能充分利用历史数据和以上统计数据，生成不同格式的生产运行报表。并按要求方式打印输出。5 2 85生产运行报表应能由用户编辑、修改、定义、增加和减少。5 2 9远动通信5 291远动通信设备应实现的基本功能包括：a) 遥测功能，包括调度中心需要的交流电流、电压、频率、有功功率、无功功率模拟量以及出线关口电能；b)遥信功能，包括调度中心需要的断路器、隔离开关、接地刀闸、变压器分接头位置信号，以及反映运行设备异常的告警信号、保护信号、全站事故总信号、二次设备状态信号，须变位
28、优先传送；c) 遥控功能，对高压侧断路器可在调度中心进行遥控操作，所有遥控操作必须具有操作权限和闭锁限制；d)遥调功能，对保护定值可在调度中心进行修改，所有操作必须有操作权限和闭锁限制。5 2 9 2远动通信设备应能与多个相关调度通信中心进行数据通信。529 3远动通信设备应直接从间隔层测控单元获取调度所需数据，实现远动信息的直采直送。5 2 94远动通信设备宜设置远方诊断接口，以便实现远方组态和远方诊断功能。5210时钟同步52101 监控设备应采用GPS或北斗标准授时信号进行时钟校正，直接接入监控系统的发电设备宜采用GPS或北斗标准授时信号进行时钟校正。5 2 102远动通信设备应具有接收
29、调度中心时钟同步的能力，远动通信设备正常时通过站内GPS或北斗进行时钟校正，需要时也可与调度端对时。52103因设备布置较为集中，宜配置一套有足够输出能力的卫星时钟信号接收装置。5 211 系统自诊断和自恢复52 11 1应具有在线诊断能力，对系统自身的软硬件运行状况进行诊断，发现异常时，予以报警和记录，必要时采取自动恢复措施。5 2 112现场设备的在线诊断应至电路板级。5 2 113 自动恢复的内容应为：一般软件异常时，自动恢复运行；当设备有备用配置时，在线设备发生软硬件故障时，能自动切换到备用配置。自动恢复时间不应大于30s。5212系统维护5 2 12 1应能对配置数据库进行在线维护，
30、增加、删除和修改各数据项。5 212 2应能离线对配置数据库进行独立维护，重新生成实时数据库并具有合理的初始化值。5 212 3历史数据库中的数据应能根据需要，方便地进行转存，长期保存。5 2 124应能编辑和生成画面，且方法简便。5213与其他设备或系统接口5213 1 光伏电站应与电网调度中心建立通信联系，应能向调度中心传送实时生产和设备运行关键数据，能接受调度中心的控制，接口应符合GBT 20046的要求。5213 2监控系统应与光伏电站如下单独设置的设备或系统建立通信接口，把这些设备或系统接入监控系统进行集中监控，包括：a)微机继电保护装置；b) 电度表、电能计费系统远方终端；c)站用
31、直流及UPS系统；d)无功补偿设备和控制装置；NB，T 320162013e)小电流接地装置；f) 微机消谐装置；g)站用电自动切换装置；h) 电能质量监测装置；i) 储能设备控制装置；J) 故障录波装置：k)环境监测仪；1) 火灾报警及消防系统；m)视频监控系统。5 2 13 3监控系统在实现与上述设备或系统接口时，应保证数据的一致性和功能完整性。5 3信号输入输出531模拟量输入5 3 1 1 采集交流信号时，应采集被控电流互感器的电流、电压互感器的电压。53 12直流母线电压及其他非电量信号可采用直流采样。5 313模拟量的采样符合GBT 13729-2002中35 1、352的规定。5
32、 314输入对象及其模拟量宜包括：a) 交流线路的三相电流、三相电压、有功功率、无功功率、功率因数；b)交流母线的三相电流、三相电压、线电压；c)母联分段断路器的单相电流；d)静态补偿装置的总回路三相电流、无功功率、中间变压器高压侧单相电流和低压侧电压、并联电容器电抗器单相电流；e) 各电池组串回路、各汇流箱的直流电流；f) 逆变器室直流柜各路电流、母线电压、直流功率；g)各逆变器的直流电压、直流电流、直流功率、交流电压、交流电流、当前发电功率、功率因数、日发电量、累计发电量、每天发电功率曲线图、逆变器机内温度、累计C02减排量、时钟、频率，逆变器运行状态；h)逆变器室交流柜三相电流、三相电压
33、；i) 升压变压器、站用变的低压侧电流、变压器温度；J) 充电进线、浮充电进线、蓄电池双向的电流、电压；k)直流系统的母线电压；1) 直流绝缘监视的正对地电压、负对地电压；m)环境监测的温度、臼照强度、湿度、风速、风向等。5 3 2开关量输入5321 开关量信号宜采用无源触点输入方式；对要进行控制的设备，其开关量信号宜采用双触点输入方式。53 2 2现场设备的报警及动作信号宜采用通信接口的输入方式。53 2 3开关量输入接口应采用光电隔离和浪涌吸收回路，对电磁环境较为恶劣的信号回路应采用强电输入模块。53 24开关量的采样符合GBT 13729-2002中354的规定。5325输入对象及其开关
34、量宜包括：a) 交流线路断路器跳合闸位置：b)升压变压器高压侧断路器跳合闸位置和熔断丝状态、低压侧断路器跳合闸和隔离开关位置；c) 站用变压器低压侧断路器跳合闸位置；NBT 320162013d)母联分段断路器跳合闸位置：e) 直流主回路断路器跳合闸位置；f) UPS主回路断路器跳合闸位置；g)并联电容器放电绕组处接地开关、并联电抗器接地开关的开合位置：h)其他隔离开关、接地开关开合位置；i) 断路器就地远方切换开关的就地远方位置；J) 逆变器的异常告警、保护动作信号；k)各种保护与自动装置的保护动作、装置异常、控制回路异常、操作机构异常、直流系统异常、UPS系统异常等信号。5 33电能量输入
35、533 1 交流侧电能量数据采集方式宜采用数字式电能表以串行通信方式输入。当采用脉冲输入方式时，应具有抗干扰措施。当技术条件允许时也可通过己采集的电流、电压信号进行二次换算取得电能量数据。5 332直流侧电能量数据采集方式宜采用数字式直流表以串行通信方式输入。5333 电能量的采样符合GBT 137292002中35 5的规定。5 334输入对象及其电能量宜包括：a)交流线路双向有功、无功电能；b)升压变压器低压侧单向有功、无功电能；c)站用变压器高压侧单向有功电能；d)站用备用分支的电源侧单向有功电能、所用供电线路的用电侧单向有功电能；e)静态补偿装置总回路无功电能；f) 逆变器输入直流电能
36、、输出交流电能、日月年总累计发出电能；g)储能设备的充电、放电电能。534开关量输出53 4要求5 345 34开关量输出信号应具有严密的返送校核措施，其输出触点容量应满足受控回路电流和容量的输出触点数量应满足受控回路数量要求。输出开关量符合GBT 13729-2002中354的规定。输出对象及其开关量宜包括：a) 断路器的合闸、跳闸；b) 电动隔离开关的合闸、跳闸；c)各种自动装置和切换装置的投、退；d)手动隔离开关、接地开关的防误闭锁。5 4技术指标541容量指标5411 实时数据处理容量应按光伏电站规模和远景规划来确定。5 412对SOE、报警信号、画面数目、报表数目等宜无限制。5 41
37、3历史数据存储采样间隔、事件追忆间隔及持续存储年限应能人工进行设定，历史数据存储容量应只与主机磁盘空间有关，宜配置定时或定量清理程序。5 42可靠-l生和寿命542 1 站控层年可用率不应小于999。542 2站控层设备平均故障间隔时间不应小于20 000h。5423间隔层设备平均故障间隔时间不应小于30 000h。5 424运行寿命不应小于15年。9NB，T 32016201354 2 5遥控操作正确率应等于100，遥控操作成功率不应小于9999。5426事故时遥信正确动作率不应小于99，事故画面及告警正确率不应小于9998。54 2 7事件顺序记录分辨率站内不应大于2ms。5 4 2 8系
38、统AD分辨率不应小于12位，最大转换误差应在O5范围内，其中电网频率误差不大于001Hz。5 4 2 9系统时间误差不应大于1ms。5 4 3响应性能5 4 3 1 重要电气参数突变至画面显示的响应时间不应大于2s。5 4 3 2开关变位至画面显示的响应时间不应大于ls。5 4 33控制命令从生成到输出的时间不应大于2s。5 4 3 4一般电气参数更新周期不应大于5s，次要电气参数更新周期不应大于10s。54 3 5动态画面切换响应时间不应大于1s。543 6画面告警信息推出时间不应大于3s。5 43 7历史数据联机检索时间不应大于5s。5438能在1S内完成5000点数据的处理。544 CP
39、U和网络负荷5 4 4 1 系统主机在任意一个5min内CPU的平均负荷率在正常和异常状态下分别不应大于30和50。5442系统网络在任意一个5min内平均负荷率在正常和异常状态下分别不应大于10和30。545电磁兼容性能安装于主控制室的设备，其电磁兼容性可参照一般工业标准。安装于间隔层的设备和网络设备宜符合以下电磁兼容要求：a) 静电放电抗扰度符合GBT 176262规定的严酷等级4级；b)射频电磁场辐射抗扰度符合GBT 176263规定的严酷等级3级(网络4级)；c) 电快速瞬变脉冲群抗扰度符合GBT 176264规定的严酷等级4级；d)浪涌(冲击)抗扰度符合GBT 17626 5规定的严
40、酷等级3级；e)射频场感应的传导骚扰抗扰度符合GBT 176266规定的严酷等级3级；f) 工频磁场抗扰度符合GBT 176268规定的严酷等级4级：E)脉冲磁场抗扰度符合GBT 17626 9规定的严酷等级5级；h)阻尼振荡磁场抗扰度符合GBT 1762610规定的严酷等级5级；i) 振荡波抗扰度符合GBT 1762612规定的严酷等级2级(信号端口)。5 5设备布置551 对一定规模光伏电站宜设置独立控制室，与设备室毗邻并有物理空间分割；对小型光伏电站可取消控制室，以减少建筑空间。552针对各种设备和装置结构特点，可综合采用立柜、组屏、机架、壁挂等多种方式在设备室内布置。553对设置了控制
41、室的，站控层主机应放置在控制室内，并应采用工作台方式布置，宜采用有人值班方式运行。5 54对取消控制室的，站控层主机等可采用立式柜台或屏柜方式安装与布置，宜采用无人值班方式运行。10；站内屏柜、支架及其布置应符合DLT 5136的有关规定。使用环境条件环境与场地1 主控室和设备室应符合如下条件：a)地面宜采用不产生尘埃和静电的材料，可采用抗静电电阻燃料活动地板或水磨石地面，以满NB，T 320162013足计算机设备所规定的空气清洁度要求：b)建筑应考虑防尘、防潮、防噪声、防强电磁干扰和静电干扰的措施，并符合防火标准要求；C) 宜避开强电磁场、强振动源和强噪声源的干扰，保证设备的安全可靠运行；
42、d)温度宜在一5+40范围内，温度变化率应在-t-5。Ch范围内，相对湿度宜为4575，任何情况下无凝露。5612设备室设施应简化，布置应紧凑，面积应满足设备布置和定期检查维护要求。5 6 1 3主控室和设备室内应设有适度的工作照明、事故照明，并安装有检修用电源插座。照明及检修系统的设计应符合相关规程、规范的要求。5 6 2电源5621 对具有储能系统的光伏电站，站用辅助直流电源宜与站内的直流系统的蓄电池形成混合系统。5 622监控系统电源应安全可靠，站控层设备宜采用交流不停电电源(UPS)供电。5623现场设备宜由直流系统供电，靠近发电侧的汇流箱等设备宜因地制宜由光伏阵列输出分列出就地直流供
43、电。56 24对未配置储能系统的光伏电站，UPS电源宜采用单相式，输出电压为220V、50Hz。当交流输入电压变化10、频率变化5或直流输入在蓄电池最大电压变化情况下，其输出应满足：a) 电压稳定度稳态时在1范围内，动态时在5范围内；b)频率稳定度在O1范围内；c) 单一谐波含量不大于1，总谐波含量不大于3；d) 各用电源切换时间不大于4ms；e)过负荷能力：带150额定负荷运行60s，带125额定负荷运行10min；f) 各电时间不小于lh：2)蓄电池技术指标应满足所选用蓄电池类型相关规程、规范的要求。5625对未配置储能系统的光伏电站，UPS系统宜冗余配置。5 6 2 6严禁空调、照明等负
44、荷从计算机监控系统专用电源供电。5 6 3防雷与接地5 63 1 光伏电站监控系统应有防止过电压的保护措施。5632光伏电站监控系统不设置独立的接地网。5 6 3 3二次设备的接地：a) 监控系统设备的信号接地不应与安全保护接地和交流接地混接；b)交流接地和安全接地可共用一个接地网；C)信号接地宜采用并联一点接地方式；d) 在二次设备的屏柜、支架上应有接地端子，并用截面不小于4mm2的多股铜线和接地网相连：e)有电源输入的屏柜、支架必须有接地线接到交流电源所在的接地网上；f) 向二次设备供电的交流电源应有中性线(零线)回路，中性线应在电源处与接地网相连。5 6 3 4装设电子装置的屏柜、支架应
45、设置专用的、与柜体绝缘的接地铜排母线，其截面不应小于100mm2，并列布置的屏柜、支架体间接地铜排应直接相通。5635当屏柜、支架上布置有多个子系统插件时，各插件的信号接地点均应与插件箱的箱体绝缘，并分别引接至屏柜、支架内专用的接地铜排母线。5636当采用没有隔离的串行通信口从一处引接至另一处时，两处必须共用同一接地系统，若不能实现则需增加电气隔离措施。5 6 3 7所有屏柜柜体、支架、外设打印机等设备的金属壳体应可靠接地。5 6 4电缆选择与敷设5641 系统弱电信号回路应选用专用的阻燃型讨算机屏蔽电缆，电缆屏蔽层的型式宜为铜带屏蔽，NB，T 320162013电缆截面宜符合以下要求：a)模
46、拟量及脉冲量弱电信号输入回路电缆应选用双绞屏蔽电缆，缆芯截面不小于O75mm2；b)开关量信号输入输出回路电缆可选用外部总屏蔽电缆，输入回路芯线截面不小于1 0mm2，输出回路芯线截面不小于1 5mm2。5642光伏电站户外通信介质应选用光缆。光缆芯数应满足监控系统通信要求，并留有备用芯，传输速率应满足监控系统实时性要求。光端设备应具有光缆检测故障及告警功能。当采用铠装光缆时，应对其抗干扰能力进行测试。5643双重配置网络中的两个网络不应共用一根光缆。5 6 44不同类型的信号回路不应共用一根电缆。5645电缆敷设应符合GB 50217的有关规定。5 6 4 6光缆宜于其他电缆分层敷设。当采用
47、无铠装护层的光缆时，应采用有效的防损伤保护措施，必要时应穿管敷设。6测试方法61测试系统根据本标准51规定的系统构成，按以下要求建立测试系统：a) 应配置实际工程型号的汇流箱、逆变器、通信接口设备等接入测试系统；b)应配置实际工程型号的测控、保护、自动、计量、记录和监测装茕接入测试系统；c)应配置实际工程型号的站控层各主机：d)应配置实际工程型号的远动通信设备接入测试系统；e)对实际工程需要接入独立配置设备或系统的，应采用计算机软件模拟独立配置设备或系统接入测试系统；f) 对实际工程需要与调度中心通信的，应采用计算机软件模拟调度中心主站通信系统接入测试系统；g)有条件的宜配置光伏阵列模拟器、负载模拟器、储能设备、环境监测仪等设备接入测试系统：h)宜结合实际工程系统和测试系统实际需要考虑，配置必要的网络设备建立合适的通信网络。62功能测试依据本标准6】建立测试系统。按本标准51、52规定的功能要求逐项进行测试，不包括仪在现场才有效的测试条目，如群控等。63性能测试依据本标准6 1建立测试系统。按本标准54规定
