浙江宁波光伏电站微机综合自动化系统的技术要求及配置方案
一、光伏电站微机综合自动化系统结构
光伏微机综合自动化系统采用分层分布式结构。其纵向分两层：变电站层和间隔层。变电站层采用分布式结构，就地监控和远动接口相互独立。间隔层在横向按变电所一次设备配置。
计算机监控系统采用单网结构，站控层网络与间隔层网络直接连接。站控层网络采用100M工业以太网，网络应具有良好的开放性，以满足与电力系统其他网络连接及容量扩充的要求。间隔层网络采用10M工业以太网，应具有足够的传送速率和高可靠性。
该系统能保证在无人值班的条件下安全可靠运行，集实时数据采集与监视、就地与远方控制操作（互为闭锁）、保护及保护信息采集与监视、中央信号、电能计量、开关就地与远方调节、箱变保护装置，逆变器信息，直流电源系统的就地与远方调节、事故记录、管理、打印报表、调度通讯等功能。
光伏区监控及站区监控需能1~2小时记录一次各设备的运行状态并存储。
1、开关站及光伏区监控系统
监控系统应采用开放、分层分布式网络结构，整个系统分站控层和间隔层。站控层、网络、软件系统按工程远期规模配置；间隔层按工程本期规模配置，并能方便扩充。
站控层为升压站设备监视、测量、控制、管理的中心，通过光缆与间隔层相连。在站控层及通信网络失效的情况下，间隔层仍能独立完成间隔层的监测和断路器控制功能。计算机监控系统应组态灵活，具有较好的可维修性和可扩性，计算机系统应采取有效措施，以防止由于各类计算机病毒侵害造成系统内存数据丢失或系统损坏。
站控层网络结构采用冗余自适应以太网，网络传输速率≥100M，间隔层采用以太网，网络设备至少应包括光纤交换机、以太网交换机、通信电缆或光缆、光电转换器及附件等。连接到数据通信网络上的任一系统或设备发生故障，不应导致通信系统瘫痪或影响其它联网系统和设备的工作。通信网络通讯速率应满足系统实时性要求。当数据通信网络中出现某个差错时，系统应自动采取安全措施，如自动要求重发该数据、切除故障。
站控层设备和间隔层集中设置在主控及继电器室，实现整个系统的监控功能，站控层网络连接主机/操作员工作站、继电保护等。在站控层及网络失效的情况下，间隔层仍能独立完成间隔层的监测和断路器控制功能。
网络监控系统的网络构成如下：
站控层网络为双以太网，网络拓扑结构为星型，网络传输协议为TCP/IP，网络传输速率为100Mb/s，通讯介质可采用超五类屏蔽线或光纤。它负责中央控制层各个工作站之间和来自间隔层的全部数据的传输和各种访问请求。其网络协议符合国际标准化组织OSI模型，具有良好的开放性。站控层网络按单网配置，网络配置规模按能方便扩充并满足工程远期扩展要求配置。
间隔层网络采用单以太网，网络拓扑结构为星型，网络传输协议为TCP/IP，网络传输速率为10/100Mb/s，通讯介质可采用超五类屏蔽线或光纤。网络应成熟可靠，符合网络标准，传输速率为10/100Mb/s。
间隔层至站控层网络通讯采用单以太网连接，网络传输速率为100Mb/s。
光伏区监控系统负责采集整个个光伏区设备的运行、故障等信息，并具备对逆变器的远程启停及调节逆变器功率的功能。
光伏区监控系统要求控制的对象有逆变器的远方启停功能、远方调节逆变器功能、接受有功功率控制的命令群控逆变器、采用主备方式。对于逆变器的群组控制，可以按照每面开关柜接入的逆变器为一组，进行逻辑运算，控制逆变器的出力。
整个综合自动化系统的配置设计必须满足反措要求。
2、光伏微机综合自动化系统的监控对象
2.1 监控系统控制对象为：
1）10kV断路器；
2）重要设备的启动/停止
3）成组设备的顺序控制等。
4）逆变器、升压变等的状态及运行数据。
2.2 监控系统监测对象为：
监测量包括电流、电压、有功功率、无功功率、频率、功率因数、有功电能、无功电能等。
2.3 监控系统信号量
监控系统信号包括：10kV开关柜动作信号及10kV配电装置各种遥测、遥信及报警信号、继电保护装置和安全自动装置动作及报警信号、运行监视信号等。
二、光伏电站微机综合自动化系统中微机保护装置的配置要求
***股份有限公司 5000KW 屋顶分布式光伏发电项目采用微机综合自动化系统，它包括变电站系统的数据采集、数据控制、数据库管理、微机保护信息采集与监视、完备的变电所各种事件报警系统、操作票系统和变电所管理的最新技术的变电所综合自动化系统。
1、主机兼操作员站：
当地监控主站（主机兼操作员站）是站控层数据收集、处理、存贮及发送的中心以及所内计算机监控系统的主要人机界面，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等。通过操作员站，在操作时直观﹑便捷﹑安全﹑可靠的前提下，运行值班人员能实现对全所生产设备的运行监测和操作控制。
工控主机：
酷睿双核，内存≥8G，主频≥3.0G
硬盘≥1TB，DVD光驱（带刻录）：32倍速
显示器： 液晶彩显（尺寸适合机柜）
打印机：1台
鼠标器： 随机配置的光电鼠标器
监控系统支持软件： UNIX操作系统或经软件加固的中文Windows操作系统。
综合自动化系统采用分层分步式结构
综合自动化系统采用光纤以太网。
装设声卡，并配有源音箱，以便信号及事故音响的区分，并提示运行值班员。
2、微机综合自动化系统的软件基本配置
2.1、软件系统：
计算机监控系统应采用国际上流行的先进的、标准版本的工业软件，必须为中文版，应为模块化结构、开放性好、可靠成熟、方便适用。用户能对软件系统进行安装和生成。
2.2、系统软件：
站控层各工作站应采用成熟的、开放的多任务操作系统，它包括操作系统、编译系统、诊断系统以及各种软件维护、开发工具等。编译系统应易于与系统支撑软件和应用软件接口，支持多种编程语言。
间隔层采用符合工业标准的实时操作系统。
操作系统能防止数据文件丢失或损坏，支持系统生成及用户程序装入，支持虚拟存储，能有效管理多种外部设备。
2.3、支撑软件：
支撑软件主要包括数据库软件和系统组态软件。
数据库软件系统应满足下列要求：
实时性：能对数据库快速访问，在并发操作下也能满足实时功能要求；
可维护性：应提供数据库维护工具，以便用户在线监视和修改数据库内的各种数据；
可恢复性：数据库的内容在计算机监控系统的事故消失后，能迅速恢复到事故前的状态；
并发操作：应允许不同程序（任务）对数据库内的同一数据进行并发访问，要保证在并发方式下数据库的完整性；
一致性：在任一工作站上对数据库中数据进行修改时，数据库系统应自动对所有工作站中的相关数据同时进行修改，以保证数据的一致性；
分布性：各间隔层智能监控单元应具有独立执行本地控制所需的全部数据，以便在中央控制层停运时，能进行就地操作控制；
方便性：数据库系统应提供交互式和批处理的两种数据库生成工具，以及数据库的转储与装入功能；
安全性：对数据库的修改，应设置操作权限；
开放性：允许需方利用数据库进行二次开发；
可帮助性：能对数据库快速帮助，在并发操作下也能满足实时帮助功能要求。
系统组态软件用于画面编程，数据生成。应满足系统各项功能的要求，为用户提供交互式的、面向对象的、方便灵活的、易于掌握的、多样化的组态工具，应提供一些类似宏命令的编程手段和多种实用函数，以便扩展组态软件的功能。用户能很方便的对图形、曲线、报表、报文进行在线生成、修改。
2.4、应用软件
应用软件应满足本协议书中各项功能要求。模块化结构，具有良好的实时响应速度和可扩充性。具有出错检测能力。当某个应用软件出错时，除有错误信息提示外，不允许影响其它软件的正常运行。应用程序和数据在结构上应互相独立并满足于反措要求。
2.5、通信接口软件
计算机监控系统有较多的通信接口驱动软件，主要是：
1）与微机保护装置的通信接口软件；
2）与各级调度中心的通信接口软件；
3）与电能计量系统的通信接口软件；
4）与安全自动装置的通信接口软件；
5）与智能直流系统的通信接口软件；
6）与火灾报警及消防系统的通信接口软件；
计算机监控系统与智能设备的通信规约应执行国标、行标及IEC标准。供货方应完成各种通信规约的转换，使计算机监控系统正确接收和发送数据。
3、微机综合自动化系统硬件要求
3.1远动通信设备：
光伏电站10kV开关站工程远动系统具有远动数据处理及通信功能（兼做远动终端）。远动信息采用GPRS无线方式直接与各调度端进行数据通讯。远动通信设备要满足于DL5002、DL5003的要求，其信息要求直采直送，即直接接收来自间隔层的I/O数据，进行处理后，按照调度端所要求的远动通讯规约，完成与调度端的数据交换，远动通信设备应可以采用常规远动通道互为备用的方式，也可采用调度数据网络方式。具有四遥等常规RTU的全部功能。
可与上级调度进行远动通信，实现“四遥”功能。
远动通信满足CDT，Polling部颁标准规约。
可与微机保护进行数据通信，实现远方修改和查看保护定值功能。
可接受上级时钟或标准时钟进行对时。
3.2时钟接收和时钟同步系统：
（应采用IRIG-B码对时方式，同时具有脉冲对时接口，可以接收GPS+北斗）
根据调度需要设一套卫星时钟同步系统，接收全球卫星定位系统GPS的标准授时信号，对所内计算机监控系统和继电保护装置等有关设备的时钟进行校正。对时口要求具有分、秒脉冲口，其同步脉冲输出接口及数字接口的数量要满足于系统配置的要求，各I/O单元之间的对时误差应小于1ms。对时方式应灵活方便，可采用硬对时、软对时和软硬对时的组合方式，供货方应提出自己的对时方式。GPS至主控制室屋顶探头专用天线长度为30米随设备成套提供。
3.3电能质量在线监测装置
根据“国家电网公司Q/GDW617-2011《光伏电站接入电网技术规定》”要求，光伏电站需配置电能质量在线监测装置，要求电能质量在线监测装置应能监测电压偏差、频率偏差、三相电压幅值相位不平衡度、三相电流幅值相应不平衡度、负序电流、谐波、电压波动等电能指标，并能将电能质量数据远传至调度部门，光伏电站并网点及电度计量点作为电能质量监测点。
要求该装置应为满足IEC61000-4-30-2003标准要求的A类电能质量在线监测装置，要求电能质量数据应具有至少1年及以上的存储能力。
3.3.1、电能质量监测设备技术性能
1)交叉触发。
所有干扰发生时应记录所有通道（电压、电流和任何辅助通道）；
2)用户定制稳态监测事件触发。
a）用于定制事件触发的参数应包括所有稳态监测参数，当出现触发事件时，应记录事件参数，包括：地点、时间、触发参数等，若能记录波形则更佳。
3)RMS干扰
a)如果电压RMS值出现一个周波或更长时间的波动并超出用户定义的门槛值，装置应被触发。触发门槛值可由用户对电压（相电压和线电压）和电流进行设置；
b)对RMS干扰应同时记录暂态波形和RMS变化图；
c)触发开始时仪器应存储干扰期间电压和电流的实际波形，波形记录应包括用户定义的事件前和事件后的周波数；
d)对于波形记录应每周波至少128次采样。
e)干扰发生时都应记录相电压和线电压的波形；
4)高频暂态检测
具有检测混杂在工频信号中的高频暂态信号的能力。当出现用户设定的暂态事件时，应记录事件参数（包括发生地点、发生时间、波形峰值等）和事件波形，应同时包括相电压和线电压。
5)由于目前在国际标准中存在的差异并为适应标准未来的修改，系统在对电压下陷进行特征识别时应有一定的灵活性，系统必须能够按照IEEE1564，IEC61000-2-8和IEC61000-4-3标准对电压下陷进行特征识别。一些特定要求包括：
①过程应包含电压下陷事件的时间累积。对于报告系统电压下陷情况和总结对客户的影响时，在一个特定时间周期内发生的多个事件只应被记为一次。
②电压下陷幅值应是累积期内的最小电压，一般来说，此种方法应基于IEC61000-4-3标准（移动窗口每半周波更新一次）用一移动窗口对每一周波计算有效值。
③系统应在数据库中含有表征每相电压下陷特征的基本信息，使得能够进行不同的时间段计算（即按IEC方法计算SAPFI）。
④系统在数据库中应存储每相基本的电压下陷特征，这样根据需要可计算在分析软件协议中描述的所有标准电压下陷指数。系统应有一定灵活性，以允许用户根据特殊的设备性能改变设定定义新的电压下陷指数。
3.3.2、稳态参数测量
1)谐波
①仪器应至少提供1-50次谐波电压含有率、谐波电流及电压、电流总谐波畸变率参数。
②监测仪器应以IEC61000-4-7的计量方法为基础，对（电压和电流）每次谐波、间谐波和总畸变参量进行连续监测和记录，在用户定义的间隔内（最小间隔应≤1分钟），可提供所有电能参量（用户可定义存储的所有参量）的最大值、最小值和平均值。
2)间谐波。
根据IEC61000-4-7标准进行间谐波分析。
3)电压不平衡和负序电流。
仪器应按照对称分量法给出电压、电流不平衡度及电压、电流正、负序分量等参数，测量精度应满足GB/T 15543-1995 《电能质量 三相电压不平衡度》。
4)仪器应能显示功率因数、kW、kVAR和电能的变化趋势。如果合适，均应提供单相变量和三相变量的变化趋势。
5)稳态电压、电流有效值及频率趋势记录。
6)对于以上稳态参数，用户应可以选择记录时间间隔（最小间隔应≤1分钟），在每个记录间隔应提供最小、最大和平均值。
7)应提供短时电压闪变Pst和长时电压闪变Plt数据（满足IEC 61000-4-15）。
8)对模拟量输入信号AI参量进行连续监测和记录，在用户定义的间隔内（最小间隔能达到5秒），可提供模拟量的最大值、最小值和平均值，可以由用户定义设置模拟量报警值上下限。
3.3.3、通道要求
1)电能质量监测仪应能够监测三相电压和电流（无论是星形联接还是三角形联接，仪器可以提供接线选择方式），仪器应能捕捉和显示波形及稳态参数变化趋势图。
2)相电压：如果与系统联接为星形联接，监测仪应能够计算线电压。
3)线电压：如果与系统联接为线电压联接，仪器应能够正确计算功率因数，有功，无功等。
4)系统必须能够存储PT和CT变比值，被显示的数据可以单位A，V或额定百分比表示。
5)过电流量程，最高至额定值的5倍。
6)过电压量程，1.2倍线电压额定值（长期）。
7)电能质量监测仪的输入通道不能对现场电压、电流互感器产生超出其允许的负荷。
8)应指明允许对电能质量监测仪器现场校准所需的测试设备。
3.3.4、数据存储要求
1)任何位于变电站中的电能质量监测仪应有能力存储至少3天的变电站数据于可掉电闪存或其它媒介中，以避免与数据集成器的通讯长时间中断而丢数据，当通讯恢复时，电能质量监测仪的历史数据能自动传送到数据集成器中。
2)存储器满存保护——对数据的处理采用先进先出原则，如果长时间未进行数据下载，仪器应能够进行“先进先出”处理。
3)仪器应将所有数据保持在可掉电存储器中以防止供电中断。
3.3.5、时钟要求
电能质量监测仪应支持主站或数据集成器（需要时）进行网络校时。电能质量监测仪应自带时钟，保证在网络故障时，时钟误差控制在0.5s/d以内。
3.3.6、监测参数实时显示
所有监测点的电能质量监测仪的监测参数都应能通过网络进行实时查询显示。
3.3.7、通讯要求
1)各变电站的电能质量监测仪，将通过连接各主要变电站、当地电网电力谐波监测站、当地电网公司总部的光纤网络组成的局域网进行通讯。通讯网络为光纤环网，对所有设备均要求TCP/IP通讯，电能质量监测仪有固定的局域网IP地址。
2)电能质量监测仪和数据集成器均应有Web服务功能。
3)为方便以后的功能扩展或用户自己实现定制功能，设备供应商应提供电能质量监测仪的通讯规约
3.4 防孤岛及安全自动装置
根据“国家电网公司Q/GDW617-2011《光伏电站接入电网技术规定》”要求，光伏电站需配置防孤岛保护装置，要求电站能在电网异常时具备快速切除的能力。
3.4.1 设计参数
工作环境条件
1、环境温度：-5～+45C
2、平均相对湿度：45％～95％
3、抗震设防烈度：8度
4、装置主要技术参数
1）额定参数
①直流电压：220V；
②交流电压：线电压100V；
③频率：45～55Hz。
2）整定范围
①电压整定范围：0～2，即0～2 倍额定电压值，采用标幺值表示；
②频率整定范围：45～55Hz；
③时间整定范围：0～1000s。
3.4.2 装置要求
装置应采集同一（或不同）电压等级两段（或几段）母线的母线电压，测量系统频率、电压和它们的变化率，独立判断低频低压或高频高压事故，采取低频低压减载、高频高压切机或解列等控制措施；
装置应具有根据df/dt或du/dt加速切除负荷的功能；低频低压、高频高压出口可以分开独立整定。
装置应采用32位处理机，处理能力、测量精度和智能化程度都有很大提高。采用大屏幕汉字液晶显示和多数字功能键盘，对外的人机接口更加友好。
装置应由多个处理控制单元和通信处理机组成。拥有12个模拟输入量，最多输出16轮，控制12～24回线路。12～24个出口可通过软件设定接在任意输出轮；
装置应提供2个RS485 (RS232)通讯接口，与当地监控系统或事故分析管理系统通信，采用IEC60870-5-103规约；
装置应具有GPS卫星对时功能；B码对时。
软硬件上具有多重的闭锁和自检功能，保证装置的安全和可靠运行。
具有多达16次以上的事件记录，事故过程详细的数据记录功能，具有掉电保持功能。
具有自动识别短路故障功能，即可以防止保护动作时误动，又可以保证电压频率下降时的快速动作。
3.5交直流一体化电源
一体化电源系统应设有就地监控装置，随时监控各个子系统运行状态以及电流电压信号，并能通过通讯方式将上述信号上传至电站后台监控主机，实现与站内计算机监控系统的通信。接口采用RS485串口或以太网口。供方应免费提供详细的规约文本、规约的信息说明及数据类型，并配合监控厂家完成规约转换的工作。
三、光伏电站微机综合自动化系统的配置清单
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