2021版光伏发电站技术监控-监控自动化与通信技术监督06

Q/XXX10111005.06—2021光伏发电站技术监督规程第6部分：监控自动化与通信技术监督范围本标准规定了光伏发电站（以下简称“光伏电站”）监控自动化与通信技术设计选型、交货验收、安装、运行、维护及检修阶段的全过程技术管理要求，评价及考核标准。本标准适用于XXXXXX有限公司（以下简称“集团公司”）所属光伏电站的监控自动化与通信技术监督工作。规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所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。GB50797光伏发电站设计规范GB26860电力安全工作规程发电厂和变电站电气部分GB50116火灾自动报警系统设计规范GB50016建筑设计防火规范GB50168电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范GB50174电子信息系统机房设计规范GB/T9361计算机场地安全要求GB/T2887计算机场地通用规范GB/T30153光伏发电站资源实时检测技术要求GB/T19964光伏发电站接入电力系统技术规定GB/T50796光伏发电工程验收规范GB/T10300质量管理和质量保证体系GB/T31992电力系统通用告警格式NB/T32013光伏发电站电压与频率响应检测规程NB/T32031光伏功率预测系统功能规范NB/T32004光伏并网逆变器技术规范NB/T32014光伏发电站防孤岛效应检测技术规程DL5190.4电力建设施工技术规范DL/T408电业安全工作规程DL/T540气体继电器检验规程DL/T544电力通信运行管理规程DL/T545电力系统微波通信运行管理规程DL/T547电力系统光纤通信运行管理规程DL/T548电力系统通信站过电压防护规程DL/T634.5104远动设备及系统第5-104部分：传输规约DL/T741 架空送电线路运行规程DL/T798电力系统卫星通信运行管理规程DL/T860变电站通信网络和系统DL/T1040电网运行准则DL/T5002地区电网调度自动化设计技术规程DL/T5003电力系统调度自动化设计技术规程DL/T5136火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程DL/T5137电测量及电能计量装置设计技术规程DL/T5344电力光纤通信工程验收规范DL/T5391电力系统通信设计技术规定DL/T1555六氟化硫气体泄漏在线监测报警装置运行维护导则CECS81工业计算机监控系统抗干扰技术规范总则一般要求发电企业应贯彻落实国家、行业和集团公司、分子公司技术标准、规章制度和有关要求，以安全和质量为中心，保证监控自动化与通信技术监督工作有效开展。随着科学技术的发展，要不断采用和推广成熟、可靠、行之有效的新技术、新测试方法，以提高监控自动化与通信技术监督水平。从事监控自动化与通信技术监督的人员，应熟悉和掌握本规程及相关标准和规程中的规定。监督目的光伏电站监控自动化与通信技术监督是对监控自动化与通信设备的设计选型、安装调试、运行维护的全过程进行监督和管理，以确保设备在良好状态下运行，防止因监控自动化与通信系统失效造成重大事故的发生。光伏电站监控自动化与通信技术监督指标及计算公式，见附录B。监督范围光伏电站监控自动化与通信技术监督包括监控系统、自动发电控制系统（AGC）、自动电压控制系统（AVC）、光功率预测系统、调度管理系统、在线监测系统、消防报警系统、视频监控系统、通信网络设备等监视、控制变电站、线路及并网逆变器的所有自动检测、控制、通信装置及所属二次回路。监督内容设计选型阶段一般要求设备设计选型和自动化水平应符合GB50797、DL/T5391等国家、行业相关标准及规范要求，选择运行安全稳定、响应速度快、技术先进、有成功应用业绩的控制系统和设备。光伏电站的监控系统应符合中华人民共和国网络安全法、中华人民共和国国家发展和改革委员会令2014年第14号、国能安全〔2015〕36号、国家电网调〔2017〕1084号的相关要求。光伏电站控制系统和远程控制系统通信应符合DL/T634.5104相关要求。光伏电站控制系统内部通信应符合DL/T860相关要求。光伏电站应配备计算机监控系统、调度数据网络接入设备、二次系统安全防护设备等，并满足电力二次系统设备技术管理规范要求。监控自动化设计选型要求监控系统4.1.2.1.1软硬件要求软件应具有可靠性、兼容性、界面友好性。应用软件应为模块化结构，方便扩展、维护和灵活配置。应配置实时数据库，存储并不断更新全部实时数据。应配置历史数据库及其管理系统，数据存储时间不少于3年。运行监视功能应实时可靠准确的实现电网和设备关键信息的运行监视，应对主要一次设备（变压器、断路器等）、二次设备、逆变器、汇流箱等运行状态进行有效监测。统计与查询功能至少包括：支持对历史数据进行统计计算、支持对光伏电站生产运行指标进行统计分析、支持信息查询功能。运行管理功能至少包括：设备巡视及值班日志、运行统计分析。应支持接收卫星校时系统的信号，同步相关设备的时钟。监控系统应具备参数配置、权限设置、用户管理、在线诊断等功能。发现异常时，应予以声光报警和记录。冗余配置的设备发生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。宜配置数据库服务器、应用服务器、磁盘阵列、操作员工作站、工程师站、卫星对时设备、通信接口装置等。网络设备宜配置网络交换机、路由器、硬件防火墙、横向隔离装置、纵向认证加密设备等。4.1.2.1.2数据采集与处理数据采集对象应至少包括：变电站设备、并网逆变器、箱变、汇流箱、电能计量系统、光伏功率预测系统、气象服务站（环境检测仪）等。数据应按照安全分区分别采集、分别传输。数据采集设备应具备数据存储功能，存储时间应不少于7天。数据传输应满足DL/T5137的要求。向电网调度自动化系统传输数据应满足DL/T5003、DL/T5002的规定和电网调度机构的要求。应至少上传以下运行数据：并网逆变器运行数据、箱式变压器运行数据、高压配电及变电站运行数据、电能计量数据、光功率预测系统数据。应具备传输协议转换的能力，并应以规定的协议及方式传送。信息交互应具备加密功能。监控系统应支持对无法直接从系统采集的信号做画面备注、记录存储功能。数据分析功能至少包括：生产指标对标、数据对比分析、异常数据分析。数据采集范围应至少包括：状态数据采集：逆变器、变压器、断路器、隔离开关、容性设备、感性设备等一次设备的状态信息及异常告警信号，装置的自检、闭锁及对时状态，设备通信状态及告警信号，保护等设备的动作信号。具体监测采集量可根据工程实际配置确定。测量数据采集：电流有效值、电压有效值、有功功率有效值、无功功率有效值、功率因数、频率、电能量等统计计算数据。人机界面监控系统应具有图元编辑、图形制作和显示功能，并与实时数据库相关联，可动态显示系统采集的状态量和模拟量、计算量和设备技术参数等。监控系统可通过模拟图、趋势图、棒图、饼图和参数分类表等多种方式实时显示光伏电站主要运行数据和设备状态。显示内容至少包括实时采集、计算、系统估计和人工置入的各种动态及静态运行数据，应包括以下部分：光伏电站地理分布示意图、电气主接线图、光伏组件阵列矩阵图（标明对应逆变器状态）、单台逆变器参数图、监控系统运行工况图、报警信息、统计信息等。远程控制并网逆变器远程控制包括：启机、停机，有功负荷设定调节。变电站设备远程控制包括：断路器/隔离开关分、合，无功补偿装置投、切，有载调压变压器分接头的调节。远程监控系统、光伏电站控制系统及设备就地三级均能实现控制功能。控制权的优先顺序：设备就地优于光伏电站控制系统，光伏电站控制系统优于远程监控系统。遥控操作只能在操作员工作站上进行，操作人员应具有权限和登录口令才能实施操作。防误闭锁所有变电站设备的远程控制应具有防止误分、误合断路器，防止带负荷分、合隔离开关，防止带电挂（合）接地线（接地开关），防止带接地线（接地开关）合断路器、隔离开关，防止误入带电间隔等防误功能。符合防误程序的正常操作应顺利开锁且无空程序，误操作应闭锁并有光、声音或语音报警。报警报警信息应包括设备状态异常、故障、测量值越限、通信中断等信息。报警输出信息应直观、醒目。报警信息应始终前端显示并应能确认/复位。己确认的和未确认的报警信息应有明显的区别。报警信息应自动生成并保存。事件顺序记录及事故追忆对光伏电站内重要事件（高压断路器或隔离开关变位、保护动作，逆变器、箱变故障和报警、逆变器、箱变状态变化）应做事件顺序记录。事件顺序记录处理的信息应完整，并生成事件记录报告，以显示、打印方式输出。可具备事故追忆功能。报表处理应使用历史数据自动生成不同格式的报表，并按要求方式打印输出。支持报表中各类数据的自由组合展示，并能够隐藏或显示指定列或行等。支持各类计算公式的编写，能够按照数据精度要求定时生成数据报表。对于手工填报的数据，应保证该数据的一致性。除标准模板报表外，监控系统应能按照需求生成和保存报表的模板，并能自定义报表格式。报表应能由用户编辑、修改、定义、增加和减少，同时具备导出功能。报表应至少包含以下内容：生产统计报表、电量统计报表、光资源统计报表、发电量损失统计报表、逆变器和光伏组件性能指标统计报表。在线监测系统在线参数测量应选用质量可靠、满足精度要求的在线测量仪表或系统，仪表选型、安装、维护、定期校验、检修应遵守DL5190.4以及国家和行业相关标准。在线监测系统的接入不应改变一次电气设备的完整性和正常运行，能准确可靠地连续或周期性监测、记录被监测设备的状态参数及特征信息，监测数据应能反映设备状态，并且系统具有自检、自诊断和数据上传等功能。在线监测系统应具有测量数字化、功能集成化、通信网络化、状态可视化等主要技术特征，符合易扩展、易升级、易改造、易维护的工业化应用要求。在线监测系统的配置可根据被监测设备的重要性、监测装置的可靠性、维护及投入成本等选择。在线监测系统应具有较好的抗干扰能力和合理的监测灵敏度，监测结果应有较好的可靠性和重复性，以及合理的准确度。在线监测系统的软件具有良好的人机界面，操作简单，便于运用。在线监测系统宜具备多种输出接口，具有与其他监控系统间按统一通信协议相连的接口。系统还宜具有多种报警输出接口，既可以通过其他监控系统报警，也可接常规报警装置。在线监测系统设计寿命不应少于8年。对于预埋在设备内部的传感器，其设计寿命原则上不少于被监测设备的使用寿命。在线监测装置应具备的功能如下：装置应具备状态参量的自动采集和数据处理功能，具备将监测结果定期发至综合监测单元或站端监测单元的功能，也可本地提取。能够接受上层单元下传的参数配置、数据召唤、对时、强制重启等控制命令。装置应具备修改报警功能限值的功能，并能对异常状态发出报警信号。装置应具备校验接口，以便运行中现场定期校验。装置应具备以下通信功能：能自动上送或响应上位机召唤传送记录数据。能响应定值修改命令，修改定值组数值并返回肯定回复。能响应上位机发起关联请求，返回肯定的关联回复。断开装置的通信网络连接，装置应正确报出通信中断。装置运行后应能正确记录动态数据，装置异常等情况下应能够正确建立事件标识。所记录的数据应能按要求查询、回放，不应被人工修改。按任意一个开关或按键，不应丢失或删除已记录信息。在线监测装置数据采集及处理应符合以下要求：应实现在线监测数据安全接入（如身份认证、数据加解密等），确保信息安全。数据采集周期应满足实时计算的要求，数据传输宜采用带有检查和校验机制的协议，以确保数据传输的准确。数据采集具备传输故障恢复功能，在网络、安全隔离设备或服务器故障不能完成数据实时传输时，系统恢复后应支持重新传输和处理，补充完整数据。对参与计算的参数应进行有效性检查，检测出数据中的异常值，应给出合适的替代值，以保证实时监测的连续运行与计算结果的可靠性和可信度。出现异常数据时，需要同时记录原始数据和替代数据，并给出提示信息。根据所检验数据的不同特点，可有针对性地采用相应数据检验模型及方法，如过程机理模型、统计分析模型以及人工智能模型，所采用方法的计算模型应满足在线计算周期的要求，具有好的容错性，并能有效地控制异常数据对经济性指标造成的影响。为可靠获得指标计算所需要的数据集，应对所采集数据进行预处理，如将单位制统一转换为国际工程单位制。对多次采集的数据进行算术平均、加权平均、累加等处理。对于动态数据波动较大的数据，可采用一定时间窗内滑动平均等滤波措施进行处理。对于数据采集周期明显小于参数更新周期的数据，可采用调整监控信息系统等设备的参数更新周期进行处理，必要时也可采用适当的插值方法，以满足经济指标计算的需要。综合监测单元应具备如下功能：接入不同厂商、不同通信接口、不同通信协议的在线监测装置，能统一转换为DL/T860通信协议与站端监测单元通信。具备读取设置在线监测装置配置信息、与在线监测装置及站端监测单元校时等管理功能。具备自检和远程维护功能。站端监测单元应具备如下功能：对站内在线监测装置、综合监测单元以及所采集的状态监测数据进行全局监视管理。向上层传送格式化数据、分析诊断结果、预警信息以及根据上层需求定制的数据，并接受上层单元下传的下装分析模型、参数配置、数据请求、校时、强制重启等控制命令。站端监测单元软件系统具有可扩展性和二次开发功能，可灵活定制接入的监测装置类型、监视画面、分析报表等功能。支持状态监测数据分析算法的添加、删除、修改操作，能适应在线监测与运行管理的不断发展。具有跨区安全防护措施，通过Web方式实现各类信息的展示、查询和统计分析等功能。具备与变电站授时系统的校时功能。站内设备在线监测应满足如下要求：对于110kV（66kV）电压等级油浸式变压器（电抗器）存在以下情况之一的宜配置油中溶解气体在线监测装置：存在潜伏性绝缘缺陷、运行时间超过15年、运行位置特别重要。变电站六氟化硫气体泄漏在线监测报警装置相关要求按照DL/T1555执行。AGC、AVC系统光伏电站应根据当地电网调控机构要求，配备AGC和AVC系统，可实现有功功率、无功功率在线动态自动调节，并接受电网调度部门远程自动控制功能，调节速度和控制精度应符合GB/T19964、NB/T32013和当地电网调控机构的要求。光伏电站应符合DL/T1040的规定，具备参与电力系统调频、调峰、调压的能力。光伏电站应按照电力调度机构要求控制有功功率变化值，月均10min最大功率变化不超过装机容量的33％，月均1min最大功率变化不超过装机容量的10％。光伏电站应能够接收并自动执行电力系统调度机构下达的有功功率及有功功率变化的控制指令，光伏电站有功功率及有功功率变化应与电力系统调度机构下达的给定值一致。光伏电站有功功率变化包括1min有功功率变化和10min有功功率变化。在光伏电站并网以及太阳辐照强度增长过程中，光伏电站有功功率变化应当满足电力系统安全稳定运行的要求，其限值应根据所接入电力系统的频率调节特性，由电力系统调度机构确定。在电力系统事故或紧急情况下，光伏电站应根据电力系统调度机构的指令快速控制其输出的有功功率，必要时可通过安全自动装置快速自动降低光伏电站有功功率或切除光伏电站。此时光伏电站有功功率变化可超出电力系统调度机构规定的有功功率变化最大限值。电力系统事故或特殊运行方式下要求降低光伏电站有功功率，以防止输电设备过载，确保电力系统稳定运行。当电力系统频率＞50.2Hz时，按照电力系统调度机构指令降低光伏电站有功功率，严重情况下切除整个光伏电站。事故处理完毕，电力系统恢复正常运行状态后，光伏电站应按调度指令并网运行。光伏电站要充分利用逆变器无功容量及其调节能力。当逆变器的无功容量不能满足系统电压调节需要时，应在光伏电站集中加装适当容量的无功补偿装置，必要时加装动态无功补偿装置。无功电压控制系统应与电力系统调度机构实现双向通信，实时接收电力系统调度机构下发的控制指令。光伏电站的无功电源包括并网逆变器及光伏电站无功补偿装置。光伏电站安装的并网逆变器应满足功率因数在超前0.95到滞后0.95的范围内动态可调。光伏功率预测系统光伏电站安装的气象服务站（环境检测仪）设备选型应符合GB/T30153的相关要求。光伏电站应安装符合NB/T32031和满足区域能监局“两个细则”要求的光伏功率预测系统。光伏功率预测系统应能有效利用气象服务站（环境检测仪）数值和天气预报数据，具有0～72h短期光伏功率预测以及15min～4h超短期光伏功率预测功能。光伏功率预测系统应具有光伏电站的工作环境下独立进行光伏功率预测的能力，至少具备源数据采集与获取、预测模型建立、统计分析等功能。根据光伏电站所处地理位置的气候特征和光伏电站历史数据情况，采用适当的预测方法构建特定的预测模型进行光伏电站的功率预测。根据预测时间尺度的不同和实际应用的具体需求，宜采用多种方法及模型，形成最优预测策略。光伏功率预测系统数据采集至少应包括数值天气预报数据、气象服务站实时气象数据、光伏电站实时功率数据、并网逆变器状态数据和计划开机容量数据，并支持数据对比，提供图形、表格等多种可视化手段。光伏功率预测系统应支持时间序列图、辐照度、气温、气压、湿度、风向变化等曲线气象图表展示。光伏功率预测系统应支持单个或多个光伏电站实时出力监视，以地图的形式显示，包括光伏电站的分布、光伏电站的实时功率及预测功率。光伏功率预测系统应支持单个或多个光伏电站出力的历史数据曲线展示，宜同时显示系统预测曲线、实际功率曲线及置信度区间。光伏功率预测系统应支持不同预测结果的同步显示。气象服务站（环境检测仪）气象要素实时监测系统，应能分层分梯度测量和采集光伏电站微气象环境场内的太阳辐照度、温度、湿度、气压、风向等信息。光伏功率预测应支持设备故障、检修等出力受限情况下的功率预测。光伏功率预测宜支持多源数值天气预报数据的集合预报。光伏功率预测应能对预测曲线进行误差估计，预测给定值信息的误差范围。光伏功率预测系统状态所有数据的采集应能自动完成，并能通过手动方式补充录入，存入数据库前应进行完整性及合理性检验，并对缺测和异常数据进行补充和修正。光伏功率预测系统状态数据完整性检验应满足：数据的数量应等于预期记录的数据数量。数据的时间顺序应符合预期的开始、结束时间，中间应连续。光伏功率预测系统状态数据合理性检验应满足：对功率、数值天气预报、气象服务站（环境检测仪）等数据进行越线检验，可手动设置限值范围。对功率的变化率进行检验，可手动设置变化率限值。对功率的均值标准差进行检验。对气象服务站（环境检测仪）不同环境数据进行相关性检验。光伏功率预测系统数据的存储应符合下列要求：存储系统运行期间所有时刻的数值天气预报数据。存储系统运行期间所有时刻的功率数据、气象服务站（环境检测仪）数据，并将其转化为15min平均数据。存储每次执行的短期光伏功率预测的所有预测结果。存储每15min滚动执行的超短期光伏功率预测的所有预测结果。预测曲线经过人工修正后存储修正前后的所有预测结果。所有数据至少保存10年。光伏功率预测系统缺测和异常数据宜按照下列要求处理：以前一时刻的功率数据补全缺测的功率数据。以装机容量替代大于装机容量的功率数据。以零替代小于零的功率数据。以前一时刻功率替代异常的功率数据。气象服务站（环境检测仪）缺测及不合理数据以其余环境数据根据相关性原理进行修正，不具备修正条件的以前一时刻数据替代。数值天气预报缺测及不合理数据以前一时刻数据替代。所有经过修正的数据以特殊标示记录。所有缺测和异常数据均可由人工补录或修正。光伏功率预测系统数据统计应符合以下要求：参与统计数据的时间范围应能任意选定。历史功率数据统计应包括数据完整性统计、分布特性统计、变化率统计等。历史太阳辐照度数据、数值天气预报数据统计应包括完整性统计、太阳辐照度变化统计等。光伏功率预测系统向电力调度部门上报短期光伏功率预测数据的同时，应上报与预测数据相同时段、相同时间分辨率的光伏电站预计开机容量。光伏电站应通过电力调度数据网向调度端光伏功率预测系统上传所用的气象数据。调度管理系统光伏电站设置调度电话，集控中心可与省调、各地调直接设置调度电话，并满足调度电话能够在光伏电站和集控中心同时响应的要求。光伏电站OMS系统，实行一站一机一IP，禁止非本电站账号登陆系统，防止发生OMS系统中断事故。具有调度权限的集控中心，与电网调度机构开通管理信息网的集控中心可直接访问OMS系统。禁止通过租用公用专线、配置双网卡等形式远程访问光伏电站OMS系统，造成内外网互联。管控界面应可在任意工作站实时查看系统各软、硬件运行状态，并对故障进行报警或趋势预警，方便管理人员及时发现并排除系统隐患及故障。Web发布功能应向生产管理信息子系统、办公网发布系统的实时信息。远动装置应具有如下功能：采集并发送状态量，状态量变位优先传送；采集并发送模拟量，支持被测量超越定值传送；采集并发送电度量；采集并发送数字量；接收、返校并执行遥控命令；接收、执行校时命令；与GPS与北斗系统双对时；事件顺序记录；程序自恢复；设备自诊断（提供必要故障诊断信息）；通道监视。消防报警系统光伏电站消防系统的设备选型应符合GB50016的相关要求。每个光伏电站应至少设置一台集中火灾报警控制器与联动控制器，并应设置在光伏电站主控制室内。集中火灾报警控制器的报警点位与联动控制器的控制回路应留有适当余量。光伏电站主控制室采用的集中火灾报警控制器与联动控制器应能显示各高压配电室、电子间等重点防火区域的火灾报警控制器与灭火控制装置的火灾报警和运行状态信息。集中火灾报警控制器与联动控制器应利用光伏电站生产控制网络实现对各高压配电室、电子间等重点防火区域消防系统的远程监控功能。在设计光伏电站生产控制网络系统时，应为电站消防系统的远程监控功能留有足够的光纤芯作为数据通道，当受工程条件限制时，宜采用光伏电站生产控制网络系统备用光纤进行信号传输。当采用自动灭火系统时，消防联动控制程序应与光伏电站的生产控制程序相协调。系统供电和接地装置的设置，应按照国家标准GB50116的规定执行。消防设备应安装牢固、整齐美观，工作状态良好，系统联动可靠。消防设备应每个季度进行各项功能测试。报警信息应始终前端显示并应能确认、复位，自动生成并保存，支持查询、导出和打印功能。报警输出信息应直观、醒目，信息组合方式、限值等应可自定义。己确认的和未确认的报警信息应有明显的区别。在发生报警之后，操作员可以通过相应操作来确认报警信息。视频监控系统视频探测设备应能清晰有效地（在良好配套的传输和显示设备情况下）探测到现场的图像，达到四级（含四级）以上图像质量等级。对于电磁环境特别恶劣的现场，其图像质量应大于等于三级。视频探测设备应能适应现场的照明条件。环境照度不满足视频监测要求时，应配置辅助照明。视频探测设备应与观察范围相适应，必要时，固定目标监视与移动目标跟踪配合使用。视频应具备变监控角度功能。通信设计选型要求光伏电站与电力系统直接连接的通信设备（如光纤传输设备、脉码调制终端设备（PCM）、调度程控交换机、数据通信网、通信监测等）需具有与系统接入端设备一致的接口与协议。网络安全监测装置通过SNMP、SNMPtrap和GB/T31992协议实现网络设备安全事件感知，并传输至网络安全管理平台。光伏电站调度自动化系统远动信息采集范围按电网调度自动化能量管理系统（EMS）远动信息接入规定的要求接入信息量。光伏电站通信模型包含光伏电站信息模型、光伏电站信息交换模型及映射到通信协议，具体建模过程应满足DL/T5391相关要求。光伏电站站内通信宜选用系统调度、站内调度和行政电话合用的一套数字程控调度交换机，参加当地电力调度程控调度组网。中继接口可与当地公用通信网的中继线相连。通信电源设备所需交流电源，应由能自动切换的、可靠的、来自不同所用电母线段的双回路交流电源供电。综自系统通信网络宜根据通讯距离、光纤铺设成本、机组连接方式、交换机和电源的可靠性等因素采用多条通信支路，避免互相干扰，采用环网结构并预留充足的备用光纤。监控系统需保证为C/S或B/S架构，每个客户端需满足界面及操作一致性。满足浏览器访问客户端连接个数不少于5个，应有程序客户端连接数不少于5个。通讯协议需满足远程传输规约对电力行业所规定的规范，中央监控系统实时采集数据量需满足逆变器、箱变、汇流箱等设备的要求。中央监控系统转发的数据量与采集数据量保持一致性。通讯协议支持包括但不限于ModbusTCP、OPC、OPCUA等。系统的通信设计应满足GB/T10300的要求，应保证远程控制各种通信信息的准确、可靠和及时传输。网络交换设备、计算机主机及辅助设备硬件设计上应采用符合国家及行业标准的定型产品，未经鉴定合格的设备不得使用。监控主机的数据通信及通信速率要满足实时监控的要求。变电站系统主机宜采用双机冗余配置，设置双套符合DL/T5002、DL/T5003要求的远动通信设备，配置有时钟同步系统，网络拓扑宜采用总线型或环型，并设有与继电保护装置、微机防误装置、无功补偿等装置的通信接口，电源宜采用冗余配置的UPS电源。光伏电站应配置相应的远动通信设备，远动通信设备宜采用光伏电站变电站计算机监控系统配置的远动工作站。远动工作站应优先采用无硬盘型专用装置，采用专用操作系统。光缆（光纤）电力光纤通信网的设备应采用先进、实用、成熟、稳定可靠的通信体系。光纤通信系统中SDH设备的技术指标应符合DL/T540的有关规定。光纤通信系统中光缆的技术指标应符合DL/T5344的有关规定。光纤通信工程建设应符合DL/T544的有关规定。电力光纤通信网的建设应符合电力系统通信网的总体规划，充分利用输电线路的特有资源，优先采用OPGW和ADSS光缆等电力特种光缆。电力光纤通信网的网络拓扑应以网形网、环形网、网形网与环形网构成的混合网为主。电力特种光缆的运行维护应符合电网一次系统及高压输电线路的相应标准、规程及规范的要求。从监控系统的稳定性和通讯速率考虑，一台监控机通讯环路不多于7路，每条线路上接入的并网逆变器、箱变和汇流箱的数量要满足稳定性和通讯速率的要求。光纤通信电路应根据各类用户业务的接口、带宽、时延、收发路径、保护方式的技术要求，合理安排运行方式。光纤通信设备软硬件及网管系统的版本应制定相应管理办法，确保运行设备、新投运设备、备品备件、网管系统之间的兼容性。性能技术指标光伏电站监控自动化装置技术指标主要监测参数合格率为100%。并网逆变器启机、停机、事故停机功能正常。继电保护保护投入率为100%（重要保护在设备运行时必须投入，不能人为屏蔽，否则根据投入保护的数量进行保护投入率统计）。遥控操作正确率100%。系统内主要设备运行寿命≥10年。系统容量主站数据容量应≥100000点，并可扩充。主站数据存储时间不少于3年。通信系统畅通率＞98%。通信系统可用率＞90%。通信设备供电可用率100%。变电站设备事件顺序记录分辨率（SOE）≤2ms。单台并网逆变器的事件顺序记录分辨率≤5ms。子站到主站遥信变化传送事件≤3s。主站到子站遥控、遥调命令传送时间≤4s。报警信息的画面显示响应时间≤2s。画面实时数据刷新周期为5s~10s。画面调用响应时间：85%的画面≤2s，其他画面≤3s。实时数据采集周期≤5s。监控数据更新区域应≤5min。双机自动切换到基本监控功能恢复时间≤20s。服务器正常负荷率宜＜30%，事故负荷率宜＜50%。网络正常负荷率宜＜20%，事故负荷率宜＜40%。正常情况下网络负载率应＜50%。子站到主站的通信网络负载率宜＜30%。系统对时性能指标监控系统对时精度误差应≤1ms。信息子站技术指标子站系统可同时接入≥255台装置，接入单元支持分散安装。当主机硬件由嵌入式设备实现时，系统的存储容量≥64GB。当主机硬件由服务器实现时，系统的存储容量≥2TB。当剩余容量＜15%时，子站系统给出告警信息。与调度机构或区控（集控）保信主站的通信能力，支持调度数据网或2M方式接入。子站响应保信主站端召唤的成功率≥95%。站内网络端口带宽≥100Mbit/s。支持RS232、RS485通信。事件报告包括启动、告警、动作等事件信息，由装置到子站的传输时间≤5s，由子站到主站的传输时间≤5s。故障简报由子站到主站的传输时间≤10s。通信状态，子站检测到保护装置或故障录波器通信状态中断或通信恢复后，由子站到主站的传输时间≤5s。系统可用率≥99.99%。CPU负荷率正常情况下≤25%（30min平均值），大批量数据处理情况下≤50%（10min平均值）。网络负荷率正常情况下平均负荷≤5%，电网事故情况下≤30%。远动子站技术指标交流电源电压为单相220V。频率为50Hz，允许偏差±5%。波形为正弦波，谐波含量＜5%。直流电源电压纹波系数＜5%。不间断电源（UPS）在交流失电或电源不符合要求时，维持供电时间应不少于30min。输入电流信号最大负载阻抗为5V/mA（电流标称值），电压信号最小负载阻抗为200kΩ/V。输出电流信号最大负载阻抗为5V/mA（电流标称值），电压信号最小负载阻抗为200kΩ/V。对用机械触点“闭合”和“断开”表示的状态量，仅考虑以无源空触点接入方式。输入回路应有电气隔离及滤波回路，延迟时间为10ms~100ms。用一位码表示时闭合对应二进制码“1”，断开对应二进制码“01”。用两位码表示时闭合对应二进制码“10”，断开对应二进制码“01”。正常试验大气条件下设备的电源输入回路、交流信号输入回路、信号输出触点等各回路对地、以及回路之间，应能承受1.2/50us的标准雷电波的短时冲击电压试验，当额定绝缘电压＞60V时，开路试验电压为5kV。当额定绝缘电压≤60V时，开路试验电压为1kV。试验后设备应无绝缘损坏和器件损坏。冲击试验后，工频交流电量的测量误差应满足其等级指数要求。AGC、AVC技术指标接入35kV及以上电压等级的光伏电站的汇集站公共并网点必须配置适当容量的无功补偿装置，用于调节光伏电站公共并网点及送出线路的电压。无功补偿装置必须按照电力调度机构调度指令进行操作，不得擅自投退。装置月整体可用率应达到90%及以上。接入35kV及以上电压等级的光伏电站内光伏并网逆变器以及动态无功补偿设备等应具备高、低压故障穿越能力，并满足GB/T19964《光伏发电站接入电力系统技术规定》等的技术要求。新投运的光伏电站在并网前应具备AVC功能，并在并网后1个月内具备与电力调度机构相应AVC系统闭环联调的条件。光伏电站的AVC月投运率应达到98%及以上，调节合格率应达到95%及以上。光伏电站应按照电力调度机构要求控制有功功率变化值，月均10min最大功率变化不超过装机容量的33％，月均1min最大功率变化不超过装机容量的10％，AGC响应时间≤120s。光伏电站无功电压控制系统响应时间应不超过30s，电压控制误差绝对值不超过0.5%，无功功率控制误差绝对值不超过5%。当公共电网电压处于正常范围内时，光伏电站应当能够控制光伏电站并网点电压在标称电压的97％～110％范围内。光伏功率预测系统技术指标投运时间不足1年的光伏电站应包括投运后的所有历史功率数据，时间分辨率应≥5min。每日至少向调控机构上报一次次日96点光伏功率预测数据，时间分辨率为15min。短期光伏功率预测应能预测次日零时起72h的光伏输出功率，时间分辨率为15min。超短期光伏功率预测应能预测未来15min~4h的光伏输出功率，时间分辨率为15min。场站端光伏功率预测系统应能够向调度端光伏功率预测系统实时上传并网逆变器运行状态数据时间分辨率不小于15min。光伏功率预测系统应能够向调度端光伏功率预测系统实时上传光伏电站气象服务站（环境检测仪）的气象数据，时间分辨率不小于5min。光伏功率预测单次计算时间应＜5min。单个光伏电站应按时向电力调度机构报送短期、超短期功率预测曲线及其他满足运行的数据文件，上传率应大于95%。光伏发电站提供的发电时段（不含出力受控时段）短期日预测曲线最大误差不超过20%，光伏发电站的超短期预测曲线第2小时调和平均数准确率不小于75%。单个光伏电站报送的可用电量日准确率应不小于97%。光伏功率预测系统月可用率应＞99%。气象服务站（环境检测仪）数据可用率应＞99%。气象服务站（环境检测仪）至光伏功率测试系统的实时气象数据传送时间间隔应≤5min。光伏电站实时功率数据的采集周期应≤1min，应取自光伏电站计算机监控系统。环境条件防雷与接地控制系统和通信设备的工作接地和保护接地，应可靠接在光伏电站的接地网上，并设有防雷端子。通信电缆的建设外皮和屏蔽层应可靠接地。接地技术指标满足CECS81规定，接地电阻值应≤4Ω。监控系统应采取有效隔离和防雷保护的措施，具体要求应符合GB/T2887的规定。监控系统的接地设计，应符合GB50174的规定。电源机房设备宜采用来源不同的电源点的双路电源供电。机房应采用不间断电源（UPS）供电。UPS宜采用单机，冗余配置，输出电压为220V、50Hz。不间断电源（UPS）在交流电源失电或电源不符合要求时，在UPS满载状态下可维持系统正常工作时间≥4h。光伏电站调度管辖设备供电电源应采用不间断电源装置（UPS）或站内直流电源系统供电，在交流供电电源消失后，不间断电源装置带负荷运行时间应＞40min。备用电源的切换时间应＜5ms。机房内的动力设备与电子信息设备的不间断电源（UPS）应由不同的回路配电。机房宜建立备用供电系统。机房监控系统设备应组屏安装，并按照其功能划分部署在监控室和计算机机房内。各屏的结构和屏面布置应符合DL/T5136的规定。机房设计应符合GB50174的规定。机房内应配有符合国家规定的防水、防火、和事故照明设施，其设置要求应符合GB/T2887的规定。机房的物理访问要求应至少满足以下要求：机房出入口应配置电子门禁系统，控制、鉴别和记录进入的人员。机房内应划分区域进行管理，区域和区域之间应用物理方式隔断，在重要区域前设置交付或安装等过渡区域。如配电系统和服务器进行区域隔离。机房的防盗窃和防破坏要求应至少满足以下要求：机房内设备或主要部件进行固定，并设置明显的不易除去的标记。机房内通信线缆铺设在隐蔽处，可采用上走线或下走线方式，将通信线缆铺设在线槽中。机房出入口应安装光电技术防盗报警系统，并和门禁系统进行联动。机房内应安装视频监控系统，并保证摄像头安装无死角。机房应设有防小动物措施。机房的防火及消防要求应满足GB50016的有关规定。机房应设置火灾自动消防系统，能够自动检测火情、自动报警，并自动灭火。办公室和集控室设置灭火器，机房设置气体消防或灭火器。机房及相关的工作房间和辅助机房应采取具有耐火等级的建筑材料。机房应采取区域隔离防火措施，将重要设备与其他设备隔离开。机房应尽量利用原有建筑设置火灾自动报警系统，如原有建筑火灾报警系统不满足要求时，应新建火灾报警系统并按照GB50016的有关规定执行。机房应采用阻燃型线缆，同时应对线缆进出口进行相应的防火封堵。凡设置气体灭火系统的场所，均应配置专用空气呼吸器或氧气呼吸器并设置气体释放警示装置。机房门应向疏散方向开启且能自动关闭，火灾发生时门禁系统应自动解锁。机房的防水和防潮要求应至少满足以下要求：机房内应禁止与机房无关的给排水管道穿过。机房如有窗户，应将窗户进行密封处理，防止雨水渗透。机房应在空调排水口处安装对水敏感的检测装置，对机房进行漏水检测和报警。机房的防静电要求应至少满足以下要求：机房应铺设防静电地板。机房的地板或地面应有静电泄放措施和接地构造，防静电地板或地面的表面电阻或体积电阻应为2.5×l04～1.0×109Ω，其导电性能应长期稳定，且具有防火、环保、耐污耐磨性能。机房中不使用防静电地板的区域，可敷设防静电地面，其静电性能应长期稳定，且不易起尘。机房内所有设备的可导电金属外壳、各类金属管道、金属线槽、建筑物金属结构等必须进行等电位联结并接地。静电接地的连接线应有足够的机械强度和化学稳定性，宜采用焊接或压接，当采用导电胶与接地导体粘接时，其接触面积≥20cm。机房的温湿度控制要求应至少满足以下要求：机房应配置恒温恒湿的精密空调，对机房的温、湿度自动调节。应在机房内的主要区域内放置温湿度检测设备，对机房的温湿度进行检测。安全防护数据网络信息采集和与其他计算机系统的连接中，应充分考虑网络安全问题，要严格按照中华人民共和国国家发展和改革委员会令2014年第14号、国能安全〔2015〕36号、国家电网调〔2017〕1084号等相关要求，配备电力监控系统安全防护装置，设置必要的安全防护隔离措施，建设安全监测装置及管理平台。监控系统必须建立有针对性的控制系统防病毒措施，未经测试的各种软件，严禁接入光伏电站通信系统，应符合GB50797的规定，数据网络信息采集以及与其他计算机系统的连接中，应充分考虑网络安全问题，设置必要的安全防护隔离措施。光伏电站应配合电网反事故演习和事故调查工作，并建立健全电力应急通信机制。光伏电站应针对所辖通信网的薄弱环节，组织编制应急预案和反事故演习方案。参与电力系统AGC、AVC调节的光伏电站应当在电力调度数据网边界配置纵向加密认证装置或纵向加密认证网关进行安全防护。对于不参与AGC、AVC调节的光伏电站，其电力调度数据网边界配置的安全防护措施可以根据具体情况进行简化。对于不具备建立调度数据网的小型光伏电站可以通过拨号、无线等方式接入相应调度机构的安全接入区，其他光伏电站禁止使用远程拨号方式与调度端进行数据通信。生产控制大区中除安全接入区外，应当禁止选用具有无线通信功能的设备。管理信息大区业务系统使用无线网络传输业务信息时，应当具备接入认证、加密等安全机制。安装调试阶段设备安装设备、电缆的安装应符合GB50168、GB/T50796等标准和规范要求。工程应委托具有相应资质的施工单位进行施工，应委托具备相应监理资质的单位进行施工监理。工程主管部门应及时了解掌握工程进展情况，对设计错误、工程施工质量、违规等问题，应及时向设计、施工、监理单位提出具体要求。系统内部元器件安装及内部连线应正确、牢固无松动。键盘、开关、按钮和其他控制部件的操作应灵活可靠。接线端子的布置及内部布线应合理、美观、标志清晰。系统内部各设备之间接线应与设计、施工图保持一致。监控系统应布置在中央监控室内，随光伏电站共同选址建设，服务器应布置在继保室内。服务器和网络核心交换机宜采用冗余配置，同时宜具备运行信息追忆功能。控制箱、台、柜的安装应在控制室、电子设备室装修施工完毕后进行，固定用的螺母、螺栓等应采取防锈处理，固定支架施工验收合格，允许偏差应符合DL5190.4的要求。机柜上的设备宜在空调投入运行后进行安装就位，对重要电子部件的安装应采取防静电措施，盘内配线应固定牢固、整齐、美观，相应的端子应标示清晰、准确。搬运箱、台、柜设备时应采取防震、防潮、防框架变形、防漆面受损措施。安装完毕后应有设备厂家、施工方、业主方、监理方共同进行验收，确认无误后方可签字验收。检测和控制设备在安装前应进行检查和校验，以达到检测和控制设备本身精确度等级的要求，并符合现场使用条件。仪表和报警装置安装前应进行测试，保证仪表和报警装置在安装前的性能指标满足要求。仪表安装前应进行准确性校验，并应在醒目位置张贴检验合格证。取源部件，仪表供电、现场自动化设备及其附件，均按设计要求安装，电气回路接线正确，布线整齐、美观，端子固定牢固，性能良好，标志清楚，管路接头应紧固，垫圈合适。电源的熔断器或开关的容量应符合使用设备的要求，并应有标志。备用电源应完好，具备投入条件。监控自动化元件在安装前应进行检查，确保设备出厂检验合格，并符合现场使用条件。安装完成后应查看接线是否正确，确认电缆色标与相序规定是否一致，各控制柜之间动力和信号线缆的联接紧固程度是否满足要求，确认各金属构架、电气装置、通讯装置和外来的导体做等电位连接与接地。安装检验后，由安装单位向用户提交安装检验报告并由用户主持验收。监控系统机房所处建筑应当采取有效防水、防潮、防火、防静电、防雷击、防盗窃、防破坏措施，应当配置电子门禁系统以加强物理访问控制，必要时应当安排专人值守。新建、扩建和改建工程的通信设备及光缆（统称新设备）投运前应满足下列条件：设备验收合格，质量符合安全运行要求，各项指标满足入网要求，资料档案齐全。运行准备就绪，包括人员培训、设备命名、相关规程和制度等已完备。进行计算机电缆敷设时，应满足CECS81规定，计算机监控系统信号电缆与动力电缆应独立敷设，如不能独立敷设则应保持二者间有足够距离，避免产生干扰。电缆敷设完毕后应进行防火、防尘处理，盘、台、柜底地板电缆孔洞应采用松软的耐火材料进行严密封堵。对于隐蔽工程应按规范进行施工验收，重要部位应进行拍照和专项记录。光纤和光缆安装需要确定光缆采用架空还是直埋方式。当场内架空线路走向与通信电缆走向相同时，可利用场内架空线路同杆架设方式，以减少电缆沟的施工。根据网络需要，可选用4芯或8芯光缆。逆变器、箱变、汇流箱数量较少，排布均匀，离控制室距离近（＜2km）可选多模光缆。逆变器、箱变、汇流箱数量较多，排布不均匀，离控制室远（＞2km）建议使用单模光缆。光纤接口需要和光纤转换器接口类型一致，通常为SC、ST、FC型接头。现场的每个通讯端（机组）都需要盘至少15m作为余量。投入运行前，应通过相关主管部门的工程验收，并将光缆验收资料及测试参数报相关通信机构。设备调试监控系统检查及调试项目至少应包括以下项目：模拟量数据采集与处理功能测试、开关量数据采集与处理功能测试、计算量数据采集与处理功能测试、数据输入、输出通道测试、系统时钟、时钟同步及不同现地控制单元间的事件分辨率、数据实时性测试、设备及回路冗余切换试验等。监控自动化系统接地、屏蔽电缆屏蔽层接地、电源中性线接地、机柜外壳安全接地等接地系统对地的绝缘电阻测试数值应满足GB/T50796等国家、行业相关标准及规范要求。检查控制系统的绝缘水平和接地连接情况。通电后检查人机交互系统功能是否正常。对不间断电源进行检查测试，手动切断供电电源，不间断电源应可靠投入运行。变电站内监控设备，应根据现场设备的接口特性，检查、测试柜内接线和外部接线，更改和完善错误部分，并对与各级调度及其他外部系统和设备的通信性能进行调试检查。调试结束后，设计、施工、调试单位应按有关规定，按时移交有关的技术资料、专用工具、备品备件、图纸和施工校验、调试记录、调试总结等。在线监测装置安装完毕后、正式投运前，由运行单位开展的试验，装置试验合格后，方可运行。现场运行单位或具有资质检测单位对现场待测在线监测装置性能进行的现场试验一般分两种情况：定期例行校验，校验周期为1年~2年。必要时每半年进行一次实验。新设备接入现有通信网，应在新设备启动前2个月向有关通信机构移交相关资料，并于15天前提出投运申请。通信系统设备的安装及验收标准和项目参照DL/T545、DL/T547、DL/T798的相关技术条款执行，其系统测试至少包括以下项目：主通道、备用通道、应急备用通道故障冗余切换测试、通信信道延迟时间测试、系统数据传输误码率测试等。通信机构收到资料后，应核准新设备的技术性能、安全可靠性等是否满足运行要求，应对新设备进行命名编号，并在1个月内通知有关单位。并入电力通信网的通信设备投运要求拟并网的通信设备的技术体制应与所并入电力通信网所采用的技术体制一致，符合国家及行业的相关技术标准。拟并网方的通信方案应经通信机构核定同意，并通过电网通信机构组织或参加的测试验收，其设备应具有电信主管部门或电力通信主管部门核发的通信设备入网许可证。并入电力通信网的通信设备技术指标和运行条件应符合电力通信网运行要求，并由专人维护。并入电力通信网的通信设备应配备监测系统，并能将设备运行工况、告警监测信号传送至相关通信机构。并入电力通信网的通信设备，即纳入所属电网通信机构的管理范围，应服从电网通信机构的统一调度和管理。光纤通信网设备测试对具备在线测试功能的光纤通信系统应进行定期测试，内容包括误码性能、光功率、设备温度、工作电压等，测试值应在工程设计的允许范围内。发现异常应查明原因，及时处理。对光纤通信系统定期测试应做好记录，井与上一次测试结果进行对比分析。对可能影响通信运行业务的测试项目，宜结合设备检修工作进行。光纤电路的测试宜在光纤配线架侧进行操作。光纤测试应符合以下要求：每年应至少对光缆备用纤芯进行一次测试，测试时每根纤芯应进行双向测量，测试值应取双向测量的平均值。测试内容应包括线路衰耗、熔接点损耗、光纤长度等。光纤线路损耗、熔接点损耗的测试值应在工程设计的允许范围内。发现异常应查明原因，及时处理。对光缆纤芯的测试应做好记录，并与上一次测试结果进行对比分析，测试分析结果应上报相关通信机构。光缆线路的运行环境及运行状态发生改变后，应重新组织测试，测试数据应上报相关通信机构。使用OTDR对运行光缆纤芯进行测试时，应将光缆两端光纤通信设备光接口与纤芯断开后方可进行测试，以避免测试时对光器件造成损坏。运行阶段一般要求生产运行维护监督应满足GB/T19964、NB/T32004、NB/T32013、NB/T32014等国家、行业相关标准及规范要求。应明确规定运行各岗位人员使用监控系统的授权范围。其授权范围应包括：功率调节，线路停送电操作，开停机操作，主设备与辅助设备操作，软连片的投入与退出，测点的闭锁与解锁，信号报警功能的开通与屏蔽等。在监控系统上进行操作应执行GB26860的工作监护制。应在监控系统运行管理制度中明确可由单人操作的设备。视频系统各部分要求：应满足现场环境要求和功能使用要求，同时应符合现行国家标准和行业标准有关技术要求。显示设备可以是普通的电视机、专业监视器，也可以是显示器和（或）其他设备如投影机、组合大屏幕等。记录设备可以为普通录像机，长时延录像机，也可以是数字记录设备如数字硬盘录像设备，以及可能配置的多画面分割器、大屏幕控制器等。显示设备的配置数量应满足现场监视用摄像机数量和管理使用的要求，即应合理确定视频输入输出的配比关系。显示设备的屏幕尺寸应满足观察者监视要求。数字图像记录设备应根据管理要求，合理选择设备自身应有不可修改的系统特征信息（如系统“时间差”、跟踪文件或其他硬件措施），以保证系统记录资料的完整性。控制设备中的切换器与云台镜头控制器等可以是分离的，通常在稍大的系统内，切换器、云台镜头控制器等采用集成式设备。监控系统操作人员应符合授权要求，监护人应有同等或更高级别的权限。运行值班人员交班后应退出监控系统登录账户，接班人员应用专用账户登录授权，方可在监控系统进行操作。运行值班人员应定期检查监控系统的授权变更记录和登录、退出记录。运行要求运行中的设备及装置应符合下列要求：仪表指示误差应符合精度等级要求，仪表反应灵敏，记录清晰。操作开关、按钮、操作器等操作装置，应有明确的开关方向标志，操作灵活可靠。设备用交、直流电源及熔断器应标明电压、容量、用途，并不得做照明电源、动力设备电源及其他电源使用。控制盘、柜内、外应保持整洁完好，照明良好。控制装置的电缆、管路和一次设备的标志应正确、清晰、齐全。应通过监控系统监视机组的运行情况，确保机组不超过规定参数运行。光纤通信网运行条件光纤通信机房的运行环境条件应符合DL/T5391的有关规定。光纤通信机房的防过电压要求应符合DL/T548的有关规定。无人值守的光纤通信站应符合DL/T544的有关规定。光纤通信机房应具备设备、动力环境监视系统，并能将主告警信息送至有人值守处。光纤通信设备和光缆应做好标识，标识应准确、牢固、清晰、规范。复用继电保护和安全自动装置信号的通信设备应使用明显区别于其他设备的标识。光纤通信运行维护应配备光源、光功率计、可变光衰耗器、OTDR、误码仪、光纤熔接机、尾纤清洁工具等相应的仪器、仪表、工具。光纤通信运行维护应包括以下资料，并可通过信息化手段查询调用：机房内设备供电原理图及布线图。与光纤通信有关的通信系统结构图。光缆路由资料、业务电路及配线资料。设备说明书、原理图及安装图。工程设计、竣工和验收测试资料。设备测试记录。使用的仪表、仪器说明书。光纤通信设备及光缆线路的检修、维护记录。光纤通信设备及纤芯的定期测试记录。设备缺陷及处理分析记录。备品备件、工具材料消耗记录。监控系统外围设备及电源系统的检查应包括以下内容：UPS电源设备环境温度、UPS系统故障报警信息。打印机工作状态。语音报警工作站运行状态。现地控制单元巡检应包括以下内容：现地控制单元环境温度。盘柜风扇运转状况。现地控制单元故障报警信息。现地控制单元盘柜内各电源开关状态。现地控制单元盘柜内各设备的指示灯或表计显示状况。每年应对监视项目、监视要求、操作命令清单、流程图文本的充分性、必要性、适用性、有效性组织一次评审更新。当监控系统或监控设备改变时，也应及时组织评审更新。应复核检查重要的控制操作，并设专人监护。重大操作前，首先调用有关被控对象的画面，选择被控对象，在确认选择无误后，方可执行有关操作。高压电气设备工况转换，高压断路器、隔离开关的分合，继电保护及自动装置设置、修改给定值、限值之前，应检查以下设备及功能处于正常状态：a）操作员工作站。b）监控系统主机。c）相关现地控制单元。d）操作员工作站、主机与相关现地控制单元通信等。操作、设置、修改给定值时，发现执行或提示信息有误时，不得继续输入命令，应立即中断或撤销命令。在操作员工作站上执行某一设备的操作，应待操作流程退出运行后方可进行其他操作。自动发电控制、自动电压控制运行应规定并网逆变器有功和无功的调节死区、负荷设定、自动发电控制和自动电压控制投入或退出、曲线方式或定值方式、逆变器批量启停优先权设置和母线电压选择的操作方法及注意事项。并网逆变器检修后和AGC/AVC系统调试时应采取措施防止自动发电控制、自动电压控制对光伏电站有功、无功功率的影响。自动发电控制与自动电压控制调节曲线、有功控制保护、相关调节死区值等需经上级调度部门批准后设定。自动发电控制与自动电压控制应按电力调度机构要求投入网控或站控方式运行。因故退出，应报告调度部门并及时恢复，其投入、退出原因和时间应予记录。应明确规定以下自动发电控制运行方式切换及参数设定的权限：日负荷曲线方式，曲线数据接收、输入。总功率给定方式，给定值的接收、输入。控制方式切换及允许时间。负荷分配，并网逆变器批量启停优先权设定。电网频率过高、过低时负荷调整参数。其他限制条件等。应明确规定以下自动电压控制运行方式切换及参数设定的权限：日高压母线电压曲线方式，曲线数据接收、输入。给定高压母线电压方式，给定值的接收、输入。给定总无功功率方式，给定值的接收、输入。控制方式切换及允许时间。无功负荷分配参数设定。按功率因数方式的参数设定。其他限制条件等。自动发电控制、自动电压控制投入运行时，运行值班人员应做好监视工作，保证频率、电压在允许范围内。发现异常应进行调整并汇报上级调度部门。在自动发电控制、自动电压控制退出运行时，应根据调度令调整有功功率、无功功率（电压）。当已达到规定的设备最大、最小容量，而无法保证频率、电压在正常范围时，应及时向调度部门汇报。自动发电控制、自动电压控制投入调度曲线方式运行时，运行值班人员每天应提前检查通道信号正常。设备安装牢固、整齐美观，工作状态良好，系统联动可靠。每个季度进行各项功能测试。在正常监视调用画面或操作后应及时关闭相关对话窗口。监控流程在执行过程中，运行操作人员应调出程序动态文本画面或顺控画面、事件报警窗口，监视程序执行情况。正常情况下，运行值班人员不得无故将现地控制单元与厂站层设备连接状态改为离线。运行值班人员发现现地控制单元与厂站层设备连接状态为离线时，先投入一次，当投入失败后，应立即改为在现地控制单元监视和操作，并报告值班负责人，值班负责人应查找原因并联系处理。监控系统运行中的功能投入、退出，应按现场运行规程执行并做好记录。应及时确认监控报警信息，重要报警应到现场确认并报告值班负责人与维护人员。应及时联系维护人员处理监控系统设备掉电、CPU故障、存储器故障、系统通信中断等重要报警信号。监控系统运行出现异常情况时，运行值班人员应按现场运行规程操作步骤处理，在进行应急处理的同时及时通知维护人员。运行值班人员不应无故将报警列表画面及语音报警装置关掉或将报警音量调得过小。并网逆变器负荷调节异常时，运行值班人员应退出监控系统调节功能，及时联系维护人员处理。当运行值班人员确认监控系统设备异常或功能异常威胁设备运行时，应及时处理，同时汇报值班负责人并联系维护人员查找原因。监控系统厂站层设备故障，发生危及电网安全情况时，宜先将相关网控或站控制功能退出，然后向上级调度部门汇报。对控制室应进行规范性管理，每季度至少对系统进行一次维护，对运行中主要运行数据和曲线定期自动进行保存，对软件、数据库及系统文件进行备份至独立位置，且永久保存，遇有反映设备重大缺陷或故障的记录，应及时完整地收集保存并做好备份。磁盘空间及垃圾文件清理，病毒扫描及防病毒软件升级工作也应定期开展，同时定期对控制室监控设备进行速度优化，保证监控系统的正常相应速率及处理速度。当现场设备或场站监控系统进行改动后，应及时对相应的上级系统的监控画面进行修改、数据库修改等工作，并进行系统联合调试工作，保证操作设备动作正确性和监控信息准确性，重大改动项目应编制技术方案和项目验收报告，改动后应对改动部分做出正式的报告，报生产运行管理人员进行相应的存档。定期统计分析综自系统运行数据、故障记录和设备缺陷记录，并根据分析结果加强巡视检查、设备维护，开展相应技改及优化工作。综自系统应制定相应的系统管理制度，进行授权管理，并明确各级人员的职责和权限，定期开展设备巡视、运行日志检查、软件版本核对等工作。通信调度值班值班日志应按规定记录当值期间通信网主要运行事件，包括设备巡视记录、故障（缺陷）受理及处理记录、通信检修工作执行情况、通信网运行情况等相关信息。事件记录内容应规范化，内容应包括接报时间、对方单位和姓名、发生时间、故障现象、协调处理过程简述、遗留问题等。交接班时，交班者应将当值期间通信网运行情况及未处理完毕的事宜交代接班者，如有重大故障未处理完毕，应暂缓进行交接工作，接班人员应密切配合协同处理，待故障恢复或处理告一段落再进行交接班。巡回检查与交接班检查运行值班人员应定期对监控系统设备进行巡回检查，发现缺陷应及时汇报，填写设备缺陷记录，并及时联系消缺。监控系统运行期间不得无故停运，对监控及信息设备应按计划定期巡检，发现异常应增加巡检次数，并对异常现象做出相应的检测，同时认真记录检测结果，重点对出现异常设备的工作情况，PLC等智能设备控制系统的处理器、模件、电源及通信回路的工作状态进行检查。运行值班人员的巡回检查范围应包括：监控系统有关画面、外围设备（包括打印机、语音报警系统等）、电源系统、现地控制单元等。在巡回检查中，对一些重要模拟量、温度量的越限报警应及时核对其限值。对重要画面应定时检查和定期分析。运行值班人员对监控系统画面的巡回检查至少包括：监控系统拓扑图及网络信息画面。主接线及相应主设备实时数据。公用系统运行方式与实时数据。厂用电系统运行方式。非电量监测系统与相关分析。事件报警、故障报警一览表。并网逆变器和直流汇流箱的运行监控画面，各现地控制单元画面。各馈线或支路单元接线图。运行值班人员交接班需检查的画面应包括：监控系统的系统拓扑图（硬件自诊断画面）。自动发电控制及自动电压控制画面。并网逆变器、箱式变压器和直流汇流箱的运行数据。光伏自动跟踪可调支架控制画面。电网调度自动化系统画面。光功率预测系统画面。一次主系统与厂用电。事件与故障信息一览表。运行值班人员在交接班过程中，应交代监控系统的运行状态及实施的临时性处理措施。在监控系统试验尚未结束或监控系统出现异常尚在检查处理时，不宜进行交接班。运行监视与操作应明确运行值班人员在操作员工作站对被控设备进行监视的项目。监视项目应包括：设备状态变化、故障、事故时的闪光、音响、语音等信号。设备状态及运行参数。监控系统自动控制、自动处理信息。需要获取的信号、状态、参数、信息等清单和时限。获取信号、状态、参数、信息后的人工干预措施和跟踪监视。同现场设备或表计核对信号、状态、参数、信息的正确性。应明确运行值班人员对监控系统的检查、试验项目和周期。检查、试验项目应包括：操作员工作站时钟正确刷新。操作员工作站输入设备可用。操作员工作站、主机、各现地控制单元及与上级调度监控系统之间通信正常。操作员工作站、主机、显示设备正常，其环境温度、湿度、空气清洁度符合要求。语音、音响、闪光等报警试验正常。打印输出设备正常。应编制运行值班人员通过操作员工作站对设备进行操作的操作命令清单。清单中应明确命令的输入、确认、执行，是否可以单人操作，是否执行工作监护制及操作时的监视项目。值班场所应配置与监控系统控制流程一致的操作命令执行流程图文本或存入监控系统可调阅的电子文本，并对以下内容进行说明：监控系统画面各图符、节点、语句颜色等的约定。监控系统各功能画面调用与设备操作执行步骤及语句。监控系统报表打印、事故打印、定时打印、召唤打印或拷屏打印与打印机选择的操作执行步骤。异常处理应制定有相应的系统故障应急处理措施，当设备及系统在运行中发生威胁运行的异常情况或故障时，应按规定采取措施，加强对设备的监控，防止事态扩大，并及时通知检修人员处理并做好记录。对影响系统安全运行、监控参数完整性和正确性的缺陷和故障，应立即进行处理，并及时上报相关部门技术管理人员，应详细记录事故现象、原因和处理过程，并编写相应的事故处理分析报告和防范措施，并做好相应的事故追忆记录。针对异常处理工作，光伏电站应规定以下事项：测点故障的识别及退出、重投测点等处理原则。网络通信中断的类型、现象及设备监视手段。操作员工作站、现地控制单元等掉电、程序锁死、失控、离线等处理措施。设备故障、事故报警后的自动处理内容、人工干预措施。事故处理指导程序的判别条件、使用方法。测点故障或退出后不能正常工作的软件程序及人工干预措施。发现测点数据值异常突变、频繁跳变等情况，应立即退出该测点，并采取必要措施，防止设备误动或监控系统资源占用。对与设备功率测量有关的电气模拟量，应立即退出相应的功率调节控制功能，并联系维护人员进行检查。测点故障、通信中断、掉电、程序锁死、失控、离线等引起设备远方监视和控制失效时，应采取现场监视方式或将设备转换到安全工况。事故应急处理中，对断路器位置的判定至少应使用相电流、断路器辅助接点状态双重判据。发生严重危及人身、设备安全的重大事故，且保护设备拒动时，运行值班负责人有权启动监控系统紧急停机流程或其他应急措施。发生设备事故时，应及时打印事件顺序记录、事故追忆记录、事故相关画面及相关工况日志，为事故分析提供依据。事故处理完后，应及时打印监控系统相关事故报表备案。对于操作员工作站的掉电、程序锁死、离线故障，运行值班人员可以依据现场规程进行重新上电恢复运行。如不能恢复，应联系维护人员处理。监控系统主机、网络通信机、现地控制单元的掉电、程序锁死、离线、通信中断等故障，应由维护人员处理。流程在执行过程中受阻，应经值班负责人同意并采取相关措施后方可使程序跳转至下一步继续执行或重新启动流程，但危及设备安全时不应跳转流程。当功率调节或测量异常、系统振荡、母线故障等情况时，运行人员应立即手动退出自动发电控制或自动电压控制。对于频繁出现的报警信号，应及时分析问题并联系维护人员处理。当监控系统UPS电源的双路电源有一路故障时，应立即处理。监控系统所用电源发生中断故障后，应由维护人员按相关规定进行恢复。通信调度故障处理各级通信运行维护机构应在本级和上级通信调度的统一指挥下开展故障抢修工作。通信调度员是故障处理的最高指挥员，应根据故障影响程度按有关规定启动通信反事故预案。故障发生时，检修人员应及时向当值通信调度员汇报故障设备状态，并按照通信调度员的指挥处理故障。当发生通信电路故障且业务中断时，应采取临时应急措施，首先恢复业务电路，再进行事故检修和分析。通信电路故障检修时，应按先干线后支线、先重要业务电路后次要业务电路的顺序依次进行。在通信电路事故抢修时采取的临时措施，故障消除后应及时恢复。故障处理结束后，相关通信机构应分析事故原因，向上级通信机构提交事故处理与分析报告，并采取必要措施防止类似事故的重复发生。紧急检修紧急检修工作应先征得当值电网调度员（涉网设备）和光伏场站长的许可后方可执行，检修结束后应补齐相关手续。紧急检修应遵循先调度生产业务，后其他业务。先上级业务，后下级业务。先抢通，后修复的原则。紧急抢修结束后，各通信检修单位应及时将故障原因、处理结果、恢复时间等情况汇报所属光伏场站。光伏场站应确认通信业务恢复情况并通知同级电网当值调度员和相关专业。各通信检修单位应在紧急检修完成后72h内，向光伏场站提交故障处理及分析报告，内容包括故障原因、抢修过程、处理结果、恢复时问、防范措施等。机房管理人员和设备进入计算机房应进行防尘处理。除必须的工作外，任何人不得随意进入计算机机房。进入机房的人员应经过身份验证。机房内温度和湿度应符合GB/T2887的规定。应每年对机房进行一次防雷、接地、屏蔽检查，并符合GB/T2887的规定。应按GB/T9361的规定配置机房的消防设施，如火警探测器、自动灭火系统、灭火器等，并使设施处于良好可用状态。应每半年对机房火灾报警系统进行一次试验，并确保报警系统运行正常。应将机房的备用钥匙或门禁卡存放在运行事故钥匙柜，以备紧急情况时使用。应明确机房安全管理的责任人，机房出人应有指定人员负责，未经允许的人员不准进人机房，获准进人机房的来访人员，其活动范围应受到限制，并有接待人员陪同。机房钥匙由专人管理，未经批准，不准任何人私自复制机房钥匙或服务器开机钥匙，没有指定管理人员的明确准许，任何记录介质、文件材料及各种被保护品均不准带出机房，与工作无关的物品均不准带入机房。机房内严禁吸烟及带入火种和水源。安全防护系统投入运行后，运行中的计算机监控系统及各类控制装置，非专业人员不得任意调整、拨弄或改动。安全生产大区主机操作系统应进行主机加固，出具加固报告，逐步将Windows操作系统升级为国产安全操作系统。系统的运行应进行授权管理，并制定相应的系统管理制度，明确各级人员的职责和权限，进行运行设备的日常巡视检查、故障处理、运行日志记录，定期进行自动化信息准确性核对工作等。应建立严格的安全管理制度，指定专人负责网络安全管理，严禁使用非监控系统专用设备（包括移动存储设备）接入计算机监控系统网络和主机。严禁在综自系统所属各计算机上进行与工作无关的事情，并严禁非专用计算机连接到综自各通讯接口。当火灾危及人员和设备时，运行人员应立即切断集电线路的电源，防止场内电网短路事故。数据专用安全产品：应当定期对关键业务的数据进行备份，并实现历史归档数据的异地保存。关键主机设备、网络设备或关键部件应当进行相应的冗余配置。控制区的业务系统（应用）应当采用冗余方式。应当及时更新特征码，查看查杀记录。恶意代码更新文件的安装应当经过测试。禁止生产控制大区与管理信息大区共用一套防恶意代码管理服务器。维护阶段一般要求系统检修过程监督应满足DL/T408等国家、行业相关标准及规范要求。光伏电站应结合实际确定设备的检修项目和检修周期并统计造册，应制定维护检修计划，并严格按检修计划检修，不得随意更改或取消，不得无故延期或漏检，不得漏项，切实做到按时实施。监控系统的维护工作采取授权方式管理。系统管理员负责监控系统的账户、密码、权限管理和网络、数据库、系统安全防护的管理。监控系统中的其他维护工作，可由一般维护人员完成。应将所有账户及其口令的书面备份密封后交上级部门保存，以备紧急情况时使用。应待技术管理部门审定下发技术方案或定值单，并开具工作票后，方可进行监控系统的程序修改、参数设置、限值整定等工作。工作完成后应做好记录和作业交代，参数设置和限值整定的回执单应各有一份存档于技术管理部门和中控室。对监控系统所做的维护、缺陷处理、技术改进等工作，应设置专用台账并及时记录相关内容。监控系统软件修改后应进行代码安全性检查，修改后的软件应经过模拟测试和现场试验，合格后方可投入正式运行。实施软件改进前，应对当前运行的应用软件进行备份并做好记录。改进实施完成后，应做好最新应用软件的备份，及时更新软件版本管理台账、软件功能手册及相关运行手册。若软件改进涉及多台设备且不能一次完成时，宜采用软件改进跟踪表，以便跟踪记录改进的实施情况。更换硬件设备时，应采取防设备误动、防静电措施，并做好相关记录，更新相关台账。宜使用经通电检测合格的备件。当与对外通信或调度高级应用软件相关的硬、软件需要更新时，应取得对方的许可后方可进行。当发生设备故障、事故时，维护人员应及时导出事故前后的相关数据、事件记录、录波曲线作为电子信息归档。监测系统在正常试验大气条件下，检测单元的信号回路、电源回路、数据输入回路对外壳及地之间，以及各回路之间，应能承受1.2/50us的标准雷电冲击电压试验。当额定工作电压＞60V时，开路试验电压为5