一、分布式光伏監測系統設計方案

1.1 系統方案

本次工程在三個光伏配電室分別配置站控屏、通訊屏、直流屏，并且在3#光伏配電室外加遠動屏及監控屏，分區域通過485通訊總線將逆變器數據采集到每個站控屏，再由光纖組網方式將三個配電室通訊屏接入同一局域網，通過監控屏監控三個配電房高壓設備及逆變器，由遠動屏上傳至調度中心。1聯5系8電2話171微3信5同2號2

在三個光伏配電室各配置一面站控屏，配置電能質量監測裝置，實現對10kV光伏并網總進線電能質量實時監測與分析；配置防孤島保護裝置，實現快速監測孤島且立即斷開與電網的連接；配置公共測控裝置和頻率電壓緊急控制裝置，實現線路異常、頻率電壓異常的緊急控制斷路器、隔離開關等設備的功能。同時實現并網點電壓、光伏發電系統有功功率和無功功率、頻率等數據的遙測；微機保護裝置異常信號、通信設備異常信號等狀態量遙信；斷路器、并網點開關等設備的遙控等功能。

在三個光伏配電室各配置一面通訊屏，并配置時鐘同步裝置，實現光伏電站內所有監控與保護裝置的時鐘同步，同時配置智能網關、交換機，用于采集逆變器、測控裝置及儀表數據與信息。

在三個光伏配電室各配置一面直流屏，并提供一套一體化電源系統，為光伏配電室的斷路器、二次設備及監控主機等重要設備運行提供穩定可靠的電源。

在3#光伏配電室配置一面遠動屏，配置通訊管理機、網絡交換機、無線路由器、正向隔離裝置、縱向加密裝置，通過專用通道點對點方式以及站內的數據網接入設備向各級調度以DL/T 634.5104協議傳送遠動信息。同時配置群調qunkong裝置，實現調頻、調壓及區域分布式光伏群調qunkong。

在3#光伏配電室配置一面監控屏，配置一套分布式光伏監控系統，通過通訊管理機組網實現光伏電站綜合監控與管理。

1.2 站控屏方案

10kV光伏并網柜配置一臺電能質量監測裝置APView500，監測電能質量如電壓諧波與不平衡/電壓偏差/頻率偏差/電壓波動與閃變等穩態數據、電壓暫升/暫降/短時中斷暫態數據，當檢測到電能質量異常時，觸發故障錄波與數據記錄，為后續的電能質量分析提供數據支撐。

10kV光伏并網柜配置一臺AM5SE-IS防孤島保護裝置，實現快速監測孤島且立即斷開與電網的連接，并與配電網側線路重合閘和安全自動裝置動作時間配合。

10kV光伏并網柜配置一臺IPC200頻率電壓緊急控制裝置，裝置主要用于分布式光伏系統實現低周低壓減載控制；也可以用于聯絡線低頻低壓解列控制。

10kV光伏并網柜配置一臺AM5SE-K公共測控裝置，用于監測10kV側測量電壓、測量電流。

同時可以配置電氣節點測溫裝置，實現母排、斷路器上下觸頭、電纜出線處的溫度監測。

1.3 計量方案

10kV光伏計量柜內配置三相三線制、有功0.2S、無功2.0 電度表用于進線處計量，1臺電能量采集終端，通過電能量采集終端將電度表數據上傳至調度平臺和監控系統。

1.4通訊屏方案

通訊屏內配置智能網管及其擴展模塊、交換機實現用于采集逆變器、測控裝置及儀表數據與信息，上傳至調度平臺和監控系統。

配置時鐘同步裝置ATS1000E一臺，時鐘源支持GPS和北斗。監控系統、通訊管理機和微機保護裝置均從該裝置獲得授時（對時）信號，保證I/O數據采集單元的時間同步達到1ms精度要求。當時鐘失去同步時，自動告警并記錄事件，當時鐘失去電源時，自動生成告警信號。監控系統設備采用NTP對時方式，微機保護裝置對時接口采用IRIG-B對時方式。

1.5 一體化電源方案

本項目光伏配電室內監控設備的提供一體化電源，具體配置方案如下：

直流蓄電池屏為100Ah后備電源，內含12V×18只蓄電池組1組；

直流充電屏內含3+1組10A模塊，直流接地監測儀(具備64路直流監測接口)，斬波降壓裝置，硅鏈降壓裝置30A，雙路交流進線自動切換裝置；

直流饋電屏支持36路直流饋線，3kVA逆變電源，8路饋線；

站用電源屏配置進線開關2只，ATS切換模塊1個，進線電度表2只，24路饋線。

1.6 遠動通信方案

在3#光伏配電室配置一面遠動通訊屏，配置通訊管理機、網絡交換機、正向隔離裝置、縱向加密裝置等，通過專用通道點對點方式以及站內的數據網接入設備向各級調度以DL/T 634.5104協議傳送遠動信息。

同時在遠動屏內配置一套群調qunkong裝置，實現與電網調度機構進行雙向通信的能力，能夠實現遠程監測與控制功能，具備接收、執行調度端遠方控制解/并列、啟停和發電功率指令。

1.7 監控系統方案

在3#光伏配電室內配置通訊管理機1臺和1套Acrel-1000DP分布式光伏監控系統，實現微機保護裝置、測控裝置、直流屏、保護裝置、電能質量監測裝置以及其它智能設備的數據采集。監控系統按照雙機冗余熱備，單網組網方式，實現光伏電站內數據采集與實時監控。系統組網拓撲圖如下：

二、主要功能與技術參數

2.1 分布式光伏監控系統主要功能

1、數據采集和處理

監控系統通過通信管理機實時采集光伏逆變器的模擬量、狀態量等信息量；通過公共接口設備接受來自其他通信裝置的數據。

對所采集的實時信息進行數字濾波、有效性檢查，工程值轉換、信號接點抖動消除、刻度計算、人工置入等加工。從而提供電流、電壓、有功功率、無功功率、功率因數、系統總功率、總發電量、溫度等各種實時數據。

1）采集信號的類型。采集信號的類型分為模擬量、狀態量（開關量）。

a）模擬量包括各逆變器電流、電壓、有功功率、無功功率、頻率、功率因數、溫度量、總有功無功、日發電量、總發電量等。

b）狀態量包括斷路器、隔離開關以及接地開關的位置信號、一次設備的告警信號、繼電保護和安全自動裝置的動作及告警信號、運行監視信號等。

2）信號輸入方式。

a）模擬量輸入。間隔層測控裝置電氣量除直流電壓、溫度通過變送器輸入外，其余電氣量采用交流采樣。

b）狀態量（開關量）輸入。通過外部無源接點輸入，斷路器、隔離開關、接地開關（手車位置）等取雙位置接點信號。

c）保護信號的輸入。重要的保護動作、裝置故障信號等通過無源接點輸入；其余保護信號通過以太網接口或串口與監控系統相連，或通過繼電保護及故障信息管理子站獲得各類保護信息。

d）公共接口設備。監控系統的公用接口設備采用數據通信方式收集各類信息，負責直流電源系統、交流不停電系統、火災報警裝置及主要設備在線監測系統等子系統的接入，其容量及接口數量滿足以上所有設備的接入，并留有一定的余度，具備可擴充性以滿足終期要求。

3）數據處理。

a）模擬量處理。實時采集數據并進行相轉換、濾波及數據庫更新等。

b）狀態量處理。實時采集狀態量并進行濾波及數據庫更新等。

2、數據庫的建立與維護

1）數據庫的建立。

a）實時數據庫。存儲監控系統采集的實時數據，其數值根據運行工況的實時變化而不斷更新，記錄被監控設備的當前狀態。

b）歷史數據庫。對于需要長期保存的重要數據將存放在歷史數據庫中。提供通用數據庫，記錄周期為1min、5min、30min、60min任意調節。歷史數據實現在線滾動存儲5年，無需人工干預。所有的歷史數據轉存到光盤或磁帶等大容量存儲設備上作為長期存檔。對于狀態量變位、事件、模擬量越限等信息，按時間順序分類保存在歷史事件庫中，并保存10年，以供查詢。

2）數據庫的維護。

a）數據庫便于擴充和維護，保證數據的一致性、安全性；具備在線修改或離線生成數據庫的功能；用人—機交互方式對數據庫中的各個數據項進行修改和增刪。修改的主要內容有：各數據項的編號，各數據項的文字描述，對狀態量的狀態描述，各輸入量報警處理的定義，模擬量的告警上限、物理上限，告警下限、物理下限，模擬量的采集周期，模擬量越限處理的超越定值，模擬量轉換的計算系數，狀態量狀態正常、異常的定義，電能量計算的各種參數，輸出控制的各種參數，對多個狀態量的邏輯運算定義等；

b）具備交互式查詢和調用的功能。

3、報警處理

監控系統具有事故報警功能。事故報警包括非正常操作引起的斷路器跳閘和保護裝置動作信號；預告報警包括一般逆變器狀態異常信息、模擬量或溫度量越限等。

1） 事故報警。事故狀態方式時，事故報警立即發出音響報警（報警音量任意調節），操作員工作站的顯示畫面上用顏色改變并閃爍表示該設備變位，同時彈窗顯示紅色報警條文，報警分為實時報警和歷史報警，歷史報警條文具備選擇查詢并打印的功能。

事故報警通過手動，每次確認一次報警。報警一旦確認，聲音、閃光即停止。

第一次事故報警發生階段，允許下一個報警信號進入，即第二次報警不覆蓋上一次的報警內容。報警處理具備在主計算機上予以定義或退出的功能。

2） 對每一測量值（包括計算量值），由用戶序列設置四種規定的運行限值（物理下限、告警下限、告警上限、物理上限），分別定義作為預告報警和事故報警。

3） 開關事故跳閘到指定次數或開關拉閘到指定次數，推出報警信息，提示用戶檢修。

4）報警方式。

報警方式具有多種表現形式，包括彈窗、畫面閃爍、聲光報警器、語音、短信、電話等但不限于以上幾種方式，用戶根據自己的需要添加或修改報警信息。

a）彈窗告警（內容包括事件發生時間、事件類型、事件位置）；

b）畫面閃爍告警；

c）驅動聲光報警器告警；

d）語言告警；

e）短信告警；

f）電話告警；

4、事件順序記錄

當光伏電站一次設備出現故障時，將引起繼電保護動作、開關跳閘，事件順序記錄功能將事件過程中各設備動作順序，帶時標記錄、存儲、顯示、打印，生成事件記錄報告，供查詢。系統保存1年的事件順序記錄條文。事件分辨率：測控裝置小于或等于1ms，站控層小于或等于2ms。事件順序記錄帶時標及時送往調度主站。

系統具備生成事故追憶表的功能，自動記錄事故時刻前后一段時間的所有實時掃描數據，包括開關位置、保護動作狀態、遙測量等，形成事故分析的數據基礎。

用戶具備自定義事故追憶的啟動事件的功能，當每個事件發生時，存儲事故前10個掃描周期及事故后10個掃描周期的有關點數據。啟動事件和監視的數據點由用戶指定和隨意修改。

5、畫面生成及顯示

系統具有電網網絡拓撲分析功能，實時查看各個設備狀態。所有靜態和動態畫面存儲。具有圖元編輯圖形制作功能，使用戶實現在任一臺主計算機或操作員工作站上均方便直觀的完成實時畫面的在線編輯、修改、定義、生成、刪除、調用和實時數據庫連接等功能。在主控室操作員工作站顯示器上顯示的各種信息以報告、圖形等形式提供給運行人員。

1）畫面顯示內容。

a）所有光伏電站的數量、裝機容量、實時發電功率；累計日、月、年發電量及發電收益；以及所累積社會效益并通過柱狀圖展示月發電量。

b）電站狀態展示當前光伏電站發電功率，補貼電價，峰值功率等基本參數；統計當前光伏電站的日、月、年發電量及發電收益。攝像頭實時監測現場環境，并且接入輻照度、溫濕度、風速等環境參數。點擊右上角視頻畫面可全屏觀看，點擊最下方逆變器的查看詳情可跳轉至逆變器狀態頁面查看該逆變器運行詳情。

c）全站電氣主接線圖包括實時展示逆變器交、直流側數據，當前逆變器接入組件數量，并展示當前輻照度、溫濕度、風速等環境參數以及逆變器廠商、型號，顯示設備運行狀態、各主要電氣量(電流、電壓、頻率、有功、無功)等的實時值；

d）電壓、功率、輻照度等實時及歷史曲線顯示，棒圖（發電量、電壓和負荷監視）；

e）測控單元及全站報警顯示圖；

f）監控系統配置及運行工況圖；

g）保護配置圖；

h）直流系統圖；

i）站用電系統圖；

j）報告顯示（包括報警、事故和常規運行數據）；

k）表格顯示（如設備運行參數表、各種報表等）；

l）操作票顯示；

m）時間和安全運行天數顯示。

n）常用功能的功能面板顯示。

o）各分頁面導航按鈕顯示。

p）網絡拓撲圖

q）2.5D布局圖

r）界面定制化

2）輸出方式及要求。

a）電氣主接線圖中包括光伏系統電氣量實時值，逆變器與測控設備運行狀態、潮流方向，斷路器、隔離刀閘、地刀位置開關位置等；

b）畫面上顯示的文字為中文；

c）圖形和曲線具備儲存及硬拷貝的功能；

d）用戶具備生成、制作、修改圖形的功能。在一個工作站上制作的圖形送往其他工作站；

e）電壓棒圖及曲線的時標刻度、采樣周期由用戶選擇；

f）每幅圖形均標注有日歷時間；

g）圖形中所缺數據由人工置入。

6、在線計算及制表

1）在線計算。

a）系統向操作人員提供方便的實時計算功能；

b）具有加、減、乘、除、積分、求平均值、sin、cos、與或非、絕對值等邏輯判斷，以及進行功率總加等計算功能；

c）供計算的值是采集量、人工輸入量或前次計算量，這些計算從數據庫取變量數據，并把計算結果返送數據庫；

d）計算結果具備處理和顯示的功能，并對計算結果進行合理性檢查；

e）由用戶用人機交互方式或編程方式定義一些特殊公式，并按用戶要求的周期進行計算。

2）報表。監控系統生成不同格式的生產運行報表。提供的報表包括：

a）實時值表；

b）正點值表；

c）光伏發電數據統計表；

d）電參量數據統計表；

e）事件順序記錄一覽表；

f）報警記錄一覽表；

g）微機保護配置定值一覽表；

h）遙信報表；

i）開關分合次數表；

j）其他運行需要的報表。

3）輸出方式及要求。

a）實時顯示；

b）按指定時間或時間段召喚并打印；

c）生產運行報表由用戶編輯、修改、定義、增加和減少；

d）報表使用漢字；

e）報表按時間順序存儲，報表的保存量滿足運行要求。

7、打印功能

站控層設打印機，具有定時、召喚`、隨機打印功能。

1）定時打印：定時打印各類年、月、日報表。

2）召喚打印：召喚打印屏幕上顯示的各類數據、圖表及曲線，以及打印各類月、日、時報表。

8、遠動功能

1）遠動通信設備。

遠動通信設備直接從間隔層測控裝置獲取調度所需的數據，實現遠動信息的直采直送。遠動通信設備具有遠動數據處理、規約轉換及通信功能，滿足調度自動化的要求，并具有串口輸出和網絡口輸出能力，同時滿足通過專線通道和調度數據網通道與各級調度端主站系統通信的要求。

2）通信規約。監控系統采用DL/T 634.5104—2002與調度端網絡通信，并支持采用DL/T 634.5101—2002、DL/T 451—1991規約與調度端專線通信。

3）遠動功能要求。監控系統同時和多個控制中心進行數據通信，且對通道狀態進行監視。為保證遠程通信的可靠，MODEM具有手動/自動切換功能。

監控系統正確接收、處理、執行相關控制中心的遙控命令，但同一時刻只執行一個主站的控制命令。

遠動通信設備具有進行軟件組態、參數修改等維護功能。

4）向遠方調度中心傳送的實時信息。

a）模擬量。光伏并網線路的電流、有功功率、無功功率，升壓變壓器各側的電流、有功功率、無功功率，所采集的各母線電壓及頻率等。

b）狀態量。全部逆變器狀態信息、全部斷路器位置信號，全部隔離開關位置信號，升壓變壓器保護、母線保護、線路保護動作信號，斷路器重合閘、失靈保護動作信號等。

9、時間同步

監控系統設備從站內時間同步系統獲得授時（對時）信號，保證I/O數據采集單元的時間同步達到1ms精度要求。當時鐘失去同步時，自動告警并記錄事件。監控系統站控層設備優先采用NTP對時方式，間隔層設備的對時接口優先選用 IRIG-B對時方式。

10、人—機聯系

人—機聯系是值班員與計算機對話的窗口，值班員借助鼠標或鍵盤方便地在屏幕上與計算機對話。人—機聯系包括：

1）調用、顯示和拷貝各種圖形、曲線、報表；

2）發出操作控制命令；

3）數據庫定義和修改；

4）各種用程序的參數定義和修改；

5）查看歷史數值以及各項定值；

6）圖形及報表的生成、修改、打印；

7）報警確認；

8）日期和時鐘的設置；

9）運行文件的編輯、制作；

10）主接線圖人工置數功能；

11）主接線圖人工置位功能；

12）監控系統主機上有系統硬件設備配置圖，該配置圖反映所有連接進系統的硬件設備的運行狀態。

11、電能質量在線監測

1）系統具備對光伏并網系統的電能質量包括穩態狀態和暫態狀態進行持續監測的功能，使管理人員實時掌握供電系統電能質量情況，以便及時發現和消除供電不穩定因素。

2）在供電系統主界面上實時顯示各電能質量監測點的監測裝置通訊狀態、各監測點的A/B/C相電壓總畸變率、三相電壓不平衡度百分百和正序/負序/零序電壓值、三相電流不平衡度百分百和正序/負序/零序電流值；

3）諧波分析功能：系統實時顯示A/B/C三相電壓總諧波畸變率、A/B/C三相電流總諧波畸變率、奇次諧波電壓總畸變率、奇次諧波電流總畸變率、偶次諧波電壓總畸變率、偶次諧波電流總畸變率；以柱狀圖展示2-63次諧波電壓含有率、2-63次諧波電壓含有率、0.5～63.5次間諧波電壓含有率、0.5～63.5次間諧波電流含有率；

4）電壓波動與閃變：系統顯示A/B/C三相電壓波動值、A/B/C三相電壓短閃變值、A/B/C三相電壓長閃變值；提供A/B/C三相電壓波動曲線、短閃變曲線和長閃變曲線；顯示電壓偏差與頻率偏差；

5）功率與電能計量：系統顯示A/B/C三相有功功率、無功功率和視在功率；顯示三相總有功功率、總無功功率、總視在功率和總功率因素；提供有功負荷曲線，包括日有功負荷曲線（折線型）和年有功負荷曲線（折線型）；

6）電壓暫態監測：在電能質量暫態事件如電壓暫升、電壓暫降、短時中斷發生時，系統產生告警，事件以彈窗、閃爍、聲音、短信、電話等形式通知相關人員；系統查看相暫態事件發生前后的波形。

7）電能質量數據統計：系統顯示1min統計整2h存儲的統計數據，包括均值、最大值、最小值、95%概率值、方均根值。

12、用戶權限管理

設置用戶權限管理功能。通過用戶權限管理防止未經授權的操作（如遙控的操作，數據庫修改等）。定義不同級別用戶的登錄名、密碼及操作權限，為系統運行、維護、管理提供可靠的安全保障。

13、系統自診斷和自恢復

遠方或負責管理系統的工程師通過工程師工作站對整個監控系統的所有設備進行的診斷、管理、維護、擴充等工作。系統具有可維護性，容錯能力及遠方登錄服務功能。

系統具有自診斷和自恢復的功能。系統具有自監測的功能，提供相的軟件給操作人員，使其對計算機系統的安全與穩定進行在線監測。系統實現在線診斷系統硬件、軟件及網絡的運行情況，一旦發生異常或故障立即發出告警信號并提供相關信息。具有看門狗和電源監測硬件，系統在軟件死鎖、硬件出錯或電源掉電時，自動保護實時數據庫。在故障排除后，重新啟動并自動恢復正常的運行。某個設備的換修和故障，不會影響其他設備的正常運行。

14、與其他設備的通信接口

1）監控系統與繼電保護的通信接口。監控系統以串口或網絡的方式從保護裝置信息采集器或繼電保護及故障信息管理子站連接獲取保護信息。

2）監控系統與保護測控一體化裝置的通信接口。監控系統以串口或網絡的方式與保護測控一體化裝置通信，采集測控信息。

3）監控系統與其他通信設備的接口。其他通信設備主要包括直流電源系統、交流不停電系統、火災報警裝置、電能計量裝置及主要設備在線監測系統等。監控系統通信接口設備采用數據通信方式收集各類信息，經過規約轉換后通過以太網傳送至監控系統主機。

4）提供OPC接口，開放接口協議及數據格式，與建筑智能化集成管理系統和能源管理系統進行集成，并將系統實時數據上傳。系統供商有責任協助完成上述集成工作。

5）提供MQTT接口，使用發布/訂閱模式的消息傳輸協議，專為代碼存儲空間小的設備和低帶寬、高延遲或不可靠的網絡而設計。

15、運行管理

監控系統根據運行要求，具備如下各種管理功能：

1）事故分析檢索。對突發事件所產生的大量報警信號進行分類檢索，按照時間、設備、事件類型進行查詢；

2）操作票。根據運行要求開列操作票、進行預演，并進行糾錯與提示；

3）模擬操作。提供電氣一次系統及二次系統有關布置、接線、運行、維護及電氣操作前的實際預演；

4）管理功能滿足用戶要求，適用、方便、資源共享。各種文檔存儲、檢索、編輯、顯示、打印；

5）測控裝置具有當地維護、校驗接口，滿足交流采樣運行檢驗管理的要求。

2.2 系統性能指標

監控系統滿足以下性能指標要求：

1）電流量、電壓量測量誤差小于或等于0.2％，有功功率、無功功率測量誤差小于或等于0.5％；

2）電網頻率測量誤差小于或等于Hz；

3）模擬量越死區傳送整定最小值大于或等于0.1％（額定值），并逐點任意調節；

4）事件順序記錄分辨率（SOE）：間隔層測控裝置小于或等于1ms；

5）模擬量越死區傳送時間（至站控層）小于或等于2s；

6）狀態量變位傳送時間（至站控層）小于或等于1s；

7）模擬量信息響時間（從I/O輸入端至遠動通信設備出口）小于或等于3s；

8）狀態量變化響時間（從I/O輸入端至遠動通信設備出口）小于或等于2s；

9）控制執行命令從生成到輸出的時間小于或等于1s；

10）控制操作正確率為100％；

11）站控層平均無故障間隔時間（MTBF）大于或等于20000h，間隔級測控裝置平均無故障間隔時間大于或等于30000h；

12）站控層各工作站的CPU平均負荷率：正常時（任意30min內）小于或等于30％，電力系統故障（10s內）小于或等于50％；

13）網絡平均負荷率：正常時（任意30min內）小于或等于20％，電力系統故障（10s內）小于或等于40％；

14）模數轉換分辨率大于或等于14位；

15）畫面整幅調用響時間：實時畫面小于或等于1s，其他畫面小于或等于2s；

16）畫面實時數據刷新周期小于或等于3s；

17）實時數據庫容量：模擬量大于或等于50000點，狀態量大于或等于50000點，遙控大于或等于500點，計算量≥2000點；

18）歷史數據庫存儲容量：歷史曲線采樣間隔為1min、5min、30min、60min（任意調節），歷史趨勢曲線，日報，月報，年報存儲時間大于或等于5年，歷史趨勢曲線大于或等于50000條。

審核編輯 黃宇