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、工作环境条件等技术要求。

本标准适用于通过35kV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。

的计算功能 .2.2监控系统应支持灵 年的历史数据的存储能力。 活的查询功能

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、主变压器分接头、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。 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 方式，各类控制应通过防误闭锁校验，

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防误 ，应不影响其他层的正常闭锁。 1.4.2站内所有操作指令应经过防误验证电气安全标准，并有出错告警功能。

6.1.8.1应可使用各种历史数据，生成不同格式和类型的报表。 6.1.8.2应支持对光伏发电站各类历史数据进行统计计算，至少应包括功率、电压、电流、电量等日、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。

6.1.8.1应可使用各种历史数据，生成不同格式和类型的报表。

6.1.8.4报表应支持文件、打印等方式输出。

6.1.8.4报表应支持文件、打印等方式输出

6.1.9系统时钟对时

GB/T313662015

应支持接收卫星定位系统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

6.1.10.2各类有允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系统 的正常运行。

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

6.3.1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，提供告警信息，

6.4功率预测系统信息

6.4.1功率预测系统独立配置时，光伏发电站！ 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。 6.4.2功率预测系统独立配置时，光伏发电站监控系统和功率预测系统通信应通过安全隔离设备

6.5继电保护故障信息管理系统信息交互

管理系统与监控系统通信应满足《电力二次系统安全防护规定》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 体化。

6.6辅助系统信息交互

火家报 和环境量超限等报警信号 2 对于一体化配的辅助系统应且备以下功能。

6.6.2对于一体化配置的辅助系统应具备以下

GB/T313662015

a）应能实现图像显示、前端摄像机控制、画面切换、照片抓拍、手动和自动录像、回放等功能； b）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； c）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

6.7.1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/T860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 OL/T634.5104通信协议。 6.7.2站控层和间隔层应采用以太网通信，通信协议宜采用DL/T860通信协议。不能提供网络接口 的间隔层设备，应通过规约转换器和站控层通信。 6.7.3监控系统应能与站内电源系统等智能设备通信。 6.7.4远动通信要求：

3监控系统应能与站内电源系统等智能设备通信。 4远动通信要求： a）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 力调度数据网接人要求，宜采用DL/T634.5104或采用调度自动化系统要求的通信协议； b） 远动通信设备宜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； C 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无机械磨损件独立设备： d 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

a）双机系统年可用率：≥99.98%； b）系统内主要设备运行寿命：≥10年； c） 站控层设备平均无故障间隔时间（MTBF）：≥20000h； d) 间隔层装置平均无故障间隔时间：≥30000h； e）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、无功的测量相对误差：<0.5%； b）电流、电压的测量相对误差：≤0.2%； c）电网频率测量误差：≤0.01Hz

a）有功、无功的测量相对误差：<0.5%； b）电流、电压的测量相对误差：≤0.2%； c）电网频率测量误差：≤0.01Hz.

测控装置模拟量越死区传送时间（至站控层）：≤2s。 b) 测控装置状态量变位传送时间（至站控层）：≤1S。 C) 测控装置模拟量信息响应时间（从I/O输人端至站控层）：≤3s。 d) 测控装置状态量信息响应时间（从I/O输人端至站控层）：≤2S。 e) 人工控制命令从生成到输出的时间：≤1S。 f) 画面整幅调用响应时间： 1）实时画面：≤1s; 2） 其他画面：≤2S。 画面实时数据刷新周期<3S

钻内事件顺序记录分辨率（SOE）：光伏发电间隔

7.4.1各工作站CPU平均负荷率

a）正常时（任意30min内）：≤30%； b）电力系统故障时（10s内)：≤70%

a）正常时（任意30min内）：≤20%； b）电力系统故障时(10s内)：≤30%

a）模拟量：≥8000点； b）状态量：≥10000点； c）遥控：≥500点； d）计算量：≥2000点

7.5气象监测数据采集器性能指标

a）连续无日照正常工作时间：≥15天； b）数据畅通率：≥95%； c）采集数据量存储时间：≥3个月； d）数据刷新周期：≤5min。

站控层设备对时精度：≤1S； b）间隔层测控保护设备对时精度：≤1ms

8.1.1最大相对湿度

a）日平均：95%， b）月平均：90%。

8.1.2工作环境温度

）室外最低工作温度不高于 度不低于55℃ 6）室内最低工作温度不高于，

a）水平加速度：0.3g； b) 垂直加速度：0.15g

GB/T313662015

安装方式：垂直安装屏倾斜度：≤5°

符合DL/T51492001中第11章防雷与接地的

8.3.1电源使用范围

应符合GB/T13729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 工作时间不低于2h。

附录B （资料性附录） 光伏发电单元典型通信结构图

LYT标准规范范本图B.1光伏发电单元典型通信结构图

GB/T31366—2015（资料性附录）间隔层基本采集信息表C.1间隔层基本遥测信息见表C.1。表 C.1间隔层基本遥测信息序号对象内容1高度角2方位角3太阳跟踪系统运行状态自动/手动状态5抗风雪状态6直流侧电压7直流电流8直流侧功率9交流侧电压U.10 交流侧电压U11交流侧电压U.12交流侧电压U.13 交流侧电压Uhe14交流侧电压U15交流侧电流I。16 交流侧电流Ib逆变器17交流侧电流I。18 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11

GB/T31366—2015

C.2间隔层基本遥信信息见表C.2.

C.2间隔层基本遥信信息见表C.2。

表C.2间隔层基本遥信信息

电子标准C.3气象环境基本采集信息见表C.3。

表C.3气象环境基本采集信息