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1、山东光伏电站并网调度技术支持系统技术规范二一四年三月目 录1范围- 1 -2规范性引用文件- 1 -2.1引用标准与规范文件- 1 -2.2其它相关要求- 2 -3术语和定义- 2 -3.1光伏电站- 2 -3.2并网光伏电站- 2 -3.3光伏电站并网点- 2 -3.4逆变器- 2 -3.5光伏发电功率预测- 3 -3.6短期光伏发电功率预测- 3 -3.7超短期光伏发电功率预测- 3 -3.8数值天气预报- 3 -3.9综合监控通信管理终端- 3 -3.10调度自动化系统- 3 -4系统结构- 3 -4.1主系统结构- 3 -4.2光伏电站系统结构- 4 -4.3光伏电站设备配置及要求-
2、4 -4.4光伏电站功能要求- 5 -5信息交换- 5 -6功能和性能要求- 7 -6.1总体要求- 8 -6.1.1标准性- 8 -6.1.2可扩展性- 8 -6.1.3可维护性- 8 -6.1.4安全性- 8 -6.2性能指标- 8 -6.2.1系统容量- 8 -6.2.2技术指标- 9 -6.3数据采集与监控- 9 -6.3.1实时数据采集通讯- 9 -6.3.2数据处理- 9 -6.3.3后台监控- 10 -6.3.4控制与调节功能- 10 -6.3.5事件顺序记录（SOE）- 10 -6.3.6历史数据管理- 10 -6.3.7数据计算统计- 11 -6.4光伏电站功率预测- 11
3、-6.5光伏电站有功自动控制- 12 -6.6光伏电站无功电压控制- 13 -7接口及通信- 13 -7.1综合终端与逆变器室通信控制器通信- 13 -7.2综合终端与保护测控装置（测控装置、保护装置）通信- 13 -7.3综合终端与无功补偿装置通信- 14 -7.4综合终端与本地功率预测通信- 14 -7.5综合终端与气象环境监测装置通信接口- 14 -7.6光伏电站与主站通信接口- 14 -7.7时间监测装置与时钟及其它装置通信- 15 -7.8通信方式与二次安全防护- 15 -8系统配置- 15 -8.1系统配置原则- 15 -8.2应用软件配置- 16 -8.3硬件参考配置- 16 -
4、8.3.1综合终端- 16 -8.3.2逆变器室通信控制器- 16 -8.3.3服务器- 17 -8.3.4工作站- 17 -8.3.5网络交换机- 17 -8.3.6其它设备- 17 -8.3.7系统典型配置方案- 18 -9附图1: 系统逻辑结构示意图2610附图2: 调度专用网拓扑结构示意图27前 言为加强山东光伏电站并网自动化设备的专业管理，规范接入系统的光伏电站调度技术支持系统技术要求，提高功率预测技术水平，根据相关标准、规范和规定，特制订本规范。本规范规定了山东并网光伏电站调度技术支持系统设备配置、系统功能、信息采集以及与电网调度机构间信息交换的内容范围等要求。本规范制订时参考了国
5、家标准、行业标准和国家电网公司企业标准中设备监控及功率预测相关部分。本规范由山东电力调度控制中心提出并负责解释。本规范主要起草单位：山东电力调度控制中心。 本规范主要起草人：王昭鑫 马杰 韩德顺 袁帅 张强 王余全 尚力 管荑 李慧聪 徐征。1 范围（1）本规范规定了山东并网光伏电站接入山东新能源调度技术支持系统应遵循的技术规范。（2）本规范用于指导山东并网光伏电站实时监控和功率预测功能要求及工程实施，包括系统结构、功能设计、性能指标、安全防护、信息采集和数据传输等方面的技术要求。（3）本规范涉及并网光伏电站其它调度自动化设备(子系统)配置，其技术要求和信息接入规范应按常规发电厂设计，遵循并网
6、发电厂调度自动化设备(子系统)配置规范和信息接入规范要求。（4） 本规范适用于山东电网35kV 及以上电压等级或容量10MW及以上40MW及以下的新建或扩建集中式并网光伏电站。2 规范性引用文件2.1 引用标准与规范文件下列标准中的条款通过本技术规范的引用而成为本技术规范的条款，凡是注明日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容） 或修订版均不适用本规范。凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。GB/T 13829 远程终端通用技术条件DL 5003-2005电力系统调度自动化设计技术规程DL/T 1040-2007 电网运行准则IEC 60870-5系列标准（DL/T 6
7、34.5101-2002、DL/T 634.5104-2009、DL/T 719-2000等）ITU-T V.32bis、V.32、V.22bis、V.22、V.23、G.703等通信协议IEEE802.X系列局域网通讯标准Q/GDW 215-2008 电力系统数据标记语言E语言规范Q/GDW 617-2011 光伏电站接入电网技术规定Q/GDW 618-2011 光伏电站接入电网测试规程SD 209-1987 电力系统调度实时计算机系统运行管理规程国家电力监管委员会第5号令 电力二次系统安全防护规定国家电网科20101737 号 电网短期超短期负荷预测技术规范调水2011328号 光伏发电站
8、功率预测系统技术要求国家电网科2011663 号 光伏电站接入电网技术规定调自201039号 并网发电厂调度自动化设备配置和信息接入规范调技201234号 山东电网光伏电站调度管理规定2.2 其它相关要求（1）当标准、规范之间存在差异时，应按要求高的标准或主站系统的标准执行。如果选用本规范书规定以外的标准时，所替换标准须相当或优于本规范书规定的标准。（2）安全产品必须是经国家安全测评认证中心认证的、具备自主版权的国产安全技术产品,必须能与国家电网公司认证的物理隔离设备接口。3 术语和定义下列术语和定义适用于本规范。3.1 光伏电站利用太阳电池的光生伏特效应，将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统
9、，一般包含变压器、逆变器、相关的平衡系统部件（BOS）和太阳电池方阵等。3.2 并网光伏电站直接或间接接入公用电网（输电网或配电网）运行的光伏电站。3.3 光伏电站并网点对于通过升压变压器接入公共电网的光伏电站，指与电网直接连接的升压变高压侧母线。对于不通过变压器直接接入公共电网的光伏电站，指光伏电站的输出汇总点，并网点也称为接入点。3.4 逆变器 指光伏电站内将直流电变换成交流电的设备。用于将电能变换成适合于电网使用的一种或多种形式的电能的电气设备。最大功率跟踪控制器、变流器和控制器均属于逆变器的一部分。3.5 光伏发电功率预测根据气象条件、统计规律等技术和手段，提前一定时间对光伏发电站有功
10、功率进行分析预报。3.6 短期光伏发电功率预测次日零时起未来72h的光伏电站输出功率，时间分辨率为15min。3.7 超短期光伏发电功率预测未来15min-4h的光伏电站输出功率，时间分辨率为15min。3.8 数值天气预报根据大气实际情况，在一定的初值和边值条件下，通过大型计算机作数值计算，求解描写天气演变过程的流体力学和热力学的方程组，预测未来一定时段的大气运动状态和天气现象的方法。3.9 综合监控通信管理终端综合监控通信管理终端简称综合终端。是光伏电站实时数据采集、监控和数据传输的核心设备。3.10 调度自动化系统由调度端、厂站端系统以及相应的数据传输通道构成的整体。主要包括数据采集与监
11、控、电力系统实时动态监测、网络分析、新能源功率预测、电能量计量、电网时间同步监测系统、调度计划管理、调度生产管理、电力调度数据网络和二次系统安全防护等调度技术支持系统。4 系统结构4.1 主系统结构主系统指山东新能源调度技术支持系统，由光伏电站并网调度技术支持系统、数据通信链路以及部署在山东电力调度控制中心的主站系统三部分组成。新能源调度技术支持系统光伏电站侧包括信息采集及监控、光伏发电功率预测、自动发电控制、无功电压控制等部分；主站系统由信息采集及监控、新能源发电功率预测两大部分组成。系统的总体结构如图4.1所示：图 4.1 系统总体结构图4.2 光伏电站系统结构光伏电站侧监控及功率预测主要
12、分安全I区光伏电站监控及安全II区光伏发电功率预测两部分，两者整体设计和统一建设，光伏电站各子系统与综合终端的数据通信宜采用网络模式，也可采用串口通信模式。详细结构见附图1: 系统逻辑结构示意图，网络拓扑结构见附图2：调度专用网拓扑结构示意图-调度数据网拓扑结构示意图。调度管理信息网(安全区)设备包含1台路由器、1台交换机和1台防火墙。调度运行管理终端通过调度管理信息网实现与省调、地调的信息交互。拓扑结构见附图2：调度专用网拓扑结构示意图-调度管理信息网拓扑结构示意图。4.3 光伏电站设备配置及要求光伏电站应配置的系统和设备包括综合终端、光伏功率预测（具有中期、短期负荷、超短期负荷预测）子系统
13、、电能量远方终端（含关口表）、相量测量装置（220KV并网）、电能质量监测装置、时间监测装置、调度运行管理终端（检修申请等）、调度数据网（路由器、交换机）、调度管理信息网（路由器、交换机）及二次系统安全防护（物理隔离装置、硬件防火墙）等。光伏电站后台监控功能由综合终端完成，综合终端安装在光伏电站当地，与现场保护测控装置、逆变器室通信控制器、无功补偿装置等设备通信读取实时运行信息，对实时信息进行定时采样形成历史数据存储在终端中，并将实时数据和历史数据通过调度数据网上传到主站系统。综合终端从主站接收的有功控制指令控制调节站内的有功出力，从主站接收电压控制目标控制调节站内的无功补偿等设备。光伏电站功
14、率预测子系统接收气象部门的数值天气预报信息（或直接接收调度主站系统下发的数值天气预报信息）、定期下载调度主站系统区的发电计划曲线和电压考核曲线，向主站上传数值气象预报信息，并根据历史和运行数据计算、分析、修正和校核，将光伏电站的功率预测结果上传到调度主站。光伏电站应配备实时气象信息采集系统，包括直射辐射表、散射辐射表、总辐射表、环境温度计、光伏组件温度计、风速仪、风向仪、数据处理传输设备，宜配置全天空成像仪。本规范主要对综合终端和光伏电站功率预测设备与保护测控装置(测控装置、保护装置）、逆变器室通信控制器、调度端主站等信息交换做具体要求，其它如相量测量装置、电能量远方终端、电能质量监测装置、时
15、间监测装置、调度数据网、调度管理信息网及二次系统安全防护设备应按照基础设备要求配置，、区调度自动化设备随电站同步建设、同步投运。4.4 光伏电站功能要求监控和功率预测基本功能包括：数据采集、数据处理、数据存储、数据监控、有功/无功控制、功率预测、报警处理、时间同步、报表管理、数据计算统计、数据接口、光伏电站通用信息建模、二次安全防护等，具备网络互联能力。5 信息交换光伏电站信息上传主要通过综合终端完成，满足山东电网光伏电站调度管理规定和并网发电厂调度自动化设备配置规范和信息接入规范要求，设备应冗余配置，信息直采直送，通信通道采用调度数据网以网络模式传输。光伏电站综合终端应支持DL/T 634.
16、5101-2002、DL/T 634.5103-2002、DL/T 634.5104-2002、DL/T 719-2000、CDT451-91、MODBUS等通信规约和协议，完成与光伏电站内各种信息交换及与主站的数据通信。光伏电站相关设备应至少支持以上通信规约和协议的一种，完成与综合终端的信息交换。光伏电站与省调间交换的调度自动化信息，是指在电力调度自动化系统中主站端与光伏电站端交换的信息。按信息传送方向分为：光伏电站端向主站传送的上行信息、主站向光伏电站传送的下行信息。光伏电站上传的数据类型主要有：（1）气象参数（模拟量）：总辐射、直接辐射、散射辐射、环境温度、湿度、光伏电池板温度、风速、风
17、向等信息；（2）电气参数（模拟量）：有/无功(MW/MVar)、电压（kV）、电流（A）、频率（Hz）；（3）运行状态（状态量）：开关/刀闸（状态）；（4）统计计算（模拟量）：光伏电池投运容量、光伏电池检修停运容量（MW）；（5）功率预测参数（15分钟）：提供短期、超短期功率预测（E语言文本）；（6）其它参数：光伏电池方阵编号及容量等应在发生改变后及时上报。光伏电站接收的数据主要有：（1）主站控制目标指令：有功控制指令、无功/电压控制指令；（2）有功、无功/电压控制投退状态指令以及对相关限值的设置指令；（3）光伏电站发电计划曲线、电压考核曲线；（4）数值天气预报：辐照强度、云量、气温、湿度、风
18、速、风向、气压等气象E语言文本。数据和参数基本内容如下表：类 别类 型参数具 体 要 求备注运行实时值气象参数模拟量总辐射、直接辐射、散射辐射、环境温度、湿度、光伏电池板温度、风速、风向等信息。电气参数模拟量逆变器有功、无功、电压；线路和集电线路有功、无功、电流；母线电压；频率；主变有功、无功、有载调压装置的分接头档位；无功补偿装置无功、电流。运行状态状态量事故总信号；逆变器运行状态（发电、停用、检修等）；升压站和逆变器开关、刀闸状态；无功补偿装置开关、刀闸状态；设备告警信息；有功控制、无功/电压控制功能投退状态。统计计算计算模拟量根据发电/停用/检修等状态统计计算光伏电站运行容量、停用容量、
19、检修容量等。定时传输、人工启动传输功率预测参数E语言文本光伏发电功率预测结果，包括短期、超短期功率预测；对历史和运行数据统计分析，按要求自动生成相应报表；进行预测误差统计分析并修正预测结果。数值天气预报E语言文本辐照强度、云量、气温、湿度、风速、风向、气压等高程的气象E语言文本。其它参数基本情况【新(改、扩)建上报】人工录入上报光伏电池方阵编号、地形地貌、资产属性、建设地点、占地面积、光伏站经度、光伏站纬度、并网时间、调度机构名称、年均日照强度、年均日照小时数、设计总容量、目前并网容量、设计逆变器台数、目前逆变器台数、光伏站无功补偿装置类型、光伏站无功补偿装置感性容量、光伏站无功补偿装置容性性
20、容量、设计年利用小时数等。 发电设备情况人工录入上报太阳能电池组件类型、型号及性能参数；逆变器类型、型号制造商及性能参数、辐照度、发电容量、气象测量要求、机组保护定值、功率曲线（辐射参数与功率的关系曲线）、每台逆变器的首次并网时间、电站位置（经、纬度）、海拔高度等。并网情况人工录入上报并网线路及电压等级、线路参数及回路数、上网变电站名称、发电运行特殊要求。6 功能和性能要求6.1 总体要求光伏电站监控和功率预测应采用开放式结构、提供冗余的、支持分布式处理环境的网络系统。系统应具备信息采集、数据处理、系统监视、数据通信、有功自动控制、无功电压控制和功率预测等功能，系统功能应满足如下总体技术要求。
21、6.1.1 标准性应用国际通用标准通信规约，保证信息交换的标准化。光伏电站信息采集满足IEC 60870系列、MODBUS等标准，支持DL/T 634.5101-2002、DL/T 634.5103-2002、DL/T 634.5104-2002、DL/T 719-2000、CDT451-91等通信规约和协议，适应异构系统间数据交换，实现与不同主站（省调、地调）、光伏电站内其它设备的数据通信。6.1.2 可扩展性具有软、硬件扩充能力，包括增加硬件、软件功能和容量可扩充。6.1.3 可维护性具备可维护性，包括硬件、软件、运行参数三个方面，主要表现在：（1）符合国际标准、工业标准的通用产品，便于维
22、护；（2）完整的技术资料（包括自身和第三方软件完整的用户使用和维护手册）；（3）简便、易用的维护诊断工具，可迅速、准确确定异常和故障发生的位置及原因。6.1.4 安全性系统安全必须满足电力二次系统安全防护规定的要求，符合全国电力二次系统安全防护总体框架的有关规定。6.2 性能指标6.2.1 系统容量按照10年期光伏电站发展的规模要求进行配置，并能满足10年后光伏电站的发展、扩充需要。序号内 容容 量设计水平年(10年)1实时数据库容量为光伏电站测点数量1.1模拟量50001.2状态量50001.3电度量20001.4遥控量5001.5遥调量5001.6计算量10002历史数据库容量：时间间隔可
23、调（最少周期为1分钟）。历史数据保存期限不少于1年，留40%的存储余量。6.2.2 技术指标（1）遥测量刷新时间：从量测变化到综合终端上传1s；（2）遥信变位刷新时间：从遥信变位到综合终端上传1s；（3）功率预测模型计算时间5分钟；（4）(光伏电站)历史功率数据采集频率1分钟；（5）(逆变器)历史运行数据采集频率15分钟；（6）功率预测结果时间分辨率15分钟；（7）光伏站发电时段（不含限电时段）短期预测月均方根误差应小于0.2，月合格率应大于80%；超短期预测月均方根误差应小于0.15，超短期合格率应大于85%。6.3 数据采集与监控实时数据采集监控的功能主要包括：数据采集和处理、多源数据处理
24、、历史数据处理、事件顺序记录（SOE）、图形显示、计算和统计及系统对时等。6.3.1 实时数据采集通讯（1）综合终端故障切换期间不丢失通讯数据，从发生故障到完成切换时间3s；（2）向调度主站发送各种运行数据信息、实测逆变器实时数据、光伏站功率预测结果等。6.3.2 数据处理（1）对量测值进行有效性检查，具有数据过滤、零漂处理、限值检查、死区设定、多源数据处理、相关性检验、均值及标准差检验等功能；（2）对状态量进行有效性检查和误遥信处理，正确判断和上传事故遥信变位和正常操作遥信变位；（3）自动接收主站下发的发电计划曲线、电压考核曲线，并自动导入实时运行系统；（4）对光伏电站功率和逆变器的缺测及不
25、合理数据进行插补、修正等相应处理。6.3.3 后台监控系统应提供完善的后台监控功能，满足光伏电站日常监控需求。应包括但不限于以下功能：（1）图形系统是一个多层的图形系统，支持可变焦（面积缩放、步进式缩放、均匀缩放）、漫游（均匀漫游、橡皮带式漫游）、分层的图形、可滚动的固定尺寸图形；（2）人机接口应符合X-Window和OSF/Motif等国际标准，基于Qt、Java等跨平台技术，在不同操作系统环境下都能得到一致的显示效果；（3）数据符号可通过正负号、箭头、数字颜色等多种形势表示；（4）支撑软件提供一、二级汉字库，支持光栅、矢量和描述字体，具有支持动态和静态显示的功能；（5）在同一幅单线图、曲线
26、、报表上，支持历史数据、计划值、实时值、模型数值的对比显示，可方便地进行时间的定位和移动，能显示实时趋势曲线、计划曲线和历史趋势曲线；（6）当电站运行发生状态变化或产生越限报警、监控人员对电力设备的操作以及其它一些重要操作、系统自身的软硬件模块发生故障或发生状态变化时，系统都会产生事项及报警并记录和打印相关信息。6.3.4 控制与调节功能（1）控制和调节内容包括：断路器开/合、调节变压器抽头、设定值控制、有功调节控制、无功补偿装置投切及调节；（2）支持批次遥控功能，并保证控制操作的安全可靠；（3）满足电网实时运行要求的时间响应要求。6.3.5 事件顺序记录（SOE）SOE记录按照时间自动排序，
27、具有显示、查询、打印、上传主站等功能。6.3.6 历史数据管理历史数据管理将现场采集的实时数据进行定时存储、统计、累计、积分等综合数据处理，并可方便的进行检索和使用。历史数据内容至少保存1年，与光伏电站功率预测相关的历史数据至少保存10年。能够按照山东省调要求生成日报（包括光伏电站日电量、光伏电站限电电力、光伏电站限电电量）等报表并上传至省调主站。光伏电站历史数据包括光伏电站历史功率数据、逆变器信息、光伏电站运行状态、历史数值天气预报、地形及粗糙度、光伏电站功率预测结果等数据。要求如下:（1）逆变器/光伏电站历史有功功率、无功功率、电压等运行数据（时间周期不大于1分钟）；逆变器/光伏电站功率5
28、、10、15分钟的平均数据；逆变器/光伏电站有功功率变化数据，包括1分钟、10分钟内有功功率最大、最小值的变化量，数据周期分别为1分钟和10分钟；（2）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，时间分辨率不大于1min；（3）光伏电站辐照强度、云量、气温、湿度、风速、风向、气压等参数信息实时数据传输时间分辨率应不大于1min；（4）数值天气预报数据应和历史功率数据的时间段相对应，时间分辨率应为15分钟，包括总辐射、直接辐射、散射辐射、环境温度、湿度、光伏电池板温度、风速、风向、气压、湿度等信息；（5）光伏电站功率预测结果包括短期光伏电站功率预测的结果（数据周期15分钟）、超短期
29、光伏电站功率预测结果（数据周期15分钟）。存储的数据应包括人工修正前后的所有预测结果。6.3.7 数据计算统计系统支持各种常规运算、派生计算和自动计算能力，根据用户指定的方法进行统计计算，包括根据逆变器状态计算统计各类容量、电压质量统计、负荷率、越限情况以及设备在线时间、离线时间和逆变器投退次数等。6.4 光伏电站功率预测光伏电站功率预测系统运行所需的数据至少应包括数值天气预报数据、实时气象数据、实时功率数据、运行状态、计划检修信息等数据。预测时间尺度包括短期预测和超短期预测。光伏电站的功率预测与调度主站之间具备定时自动和手动启动传输功能。光伏电站的功率预测需要提供短期预测（日前预测）和超短期
30、预测。基本功能要求如下：1、预测时间要求(1) 每日预测次日0时至72小时的短期光伏电站输出功率（预测启动时间和次数可设置，支持手动和自动启动），时间分辨率15分钟，每日宜执行两次；(2) 滚动预测未来15min-4h小时的光伏电站输出功率，滚动时间为15分钟，时间分辨率为15分钟，单次计算时间应小于5分钟。2、数据统计分析要求 （1）应能对光伏电站运行参数、实测气象数据及预测误差进行统计； （2）运行参数统计应包括发电量、有效发电时间、最大出力及其发生时间、利用小时数及平均负荷率等。并可按照要求自动生成相应报表。气象数据统计应包括各气象要素的平均值及曝辐量、日照时数、可照时数等；（3） 能对
31、任意时间区间的预测结果进行预测误差统计分析（分析指标应包括均方根误差、平均绝对误差、相关性系数等），能根据预测误差的统计分析结果给出预测误差产生的原因并修正预测结果。预测误差统计指标至少应包括均方根误差、平均绝对误差、相关性系数、最大预测误差、合格率等；（4）参与统计数据的时间范围应能任意选定，可根据光伏电站所处地理位置的日出日落时间自动剔除夜间时段。3、特殊情况处理（1）光伏电站功率预测能处理出力受限、逆变器故障和检修等非正常停机对光伏电站发电能力的影响，支持限电和逆变器故障等特殊情况下的功率预测；（2）光伏电站功率预测能处理光伏电站装机扩容对发电的影响。4、其它（1）对于光伏电站功率预测得
32、到的预测功率曲线，可以进行人工修正，并保留操作日志备查；（2）光伏电站功率预测能够对人工修正前、后的预测结果分别进行误差估计，预先给定一定置信度的误差范围（可在预测曲线上图示）。6.5 光伏电站有功自动控制基本功能要求如下:（1）光伏电站的有功自动控制能够自动下载调度主站系统下发的光伏电站发电出力计划曲线，并控制光伏电站有功不超过发电出力计划曲线；（2）光伏电站的有功自动控制能够自动接收调度主站系统下发的有功控制指令，主要包括功率下调指令（在一定时间内）及功率增加变化率限值等，并能够控制光伏电站出力满足控制要求；（3）光伏电站的有功自动控制能够根据所接收的调度主站系统下发的有功控制指令，对站内
33、逆变器进行自动功率调整或停运。6.6 光伏电站无功电压控制基本功能要求如下:（1）光伏电站的无功电压控制能够自动接收调度主站系统下发的光伏电站无功电压考核指标（光伏电站电压曲线、电压波动限值、功率因数等），并通过控制光伏电站无功补偿装置控制光伏电站无功和电压满足考核指标要求；（2）光伏电站的无功电压控制能够自动接收主站系统下发的无功电压控制指令，并通过控制光伏电站无功补偿装置控制光伏电站无功和电压满足控制要求；（3）光伏电站的无功电压控制系统能够对光伏电站的无功补偿装置进行协调优化控制；（4）在光伏电站的无功调节能力不足时，要向调度主站系统发送告警信息。7 接口及通信7.1 综合终端与逆变器室
34、通信控制器通信逆变器实时运行信息是光伏电站功率预测和监控的重要基础数据，综合终端与逆变器室通信控制器直接通过DL/T 634.5104-2002或DL/T 634.5101-2002远动通信规约进行通信实现信息交互。逆变器室通信控制器采集逆变器、汇流箱、箱变测控装置的信息上传综合终端，同时可接收综合终端的校时命令并对逆变器进行校时，可接收综合终端的控制调节命令，完成对逆变器、箱变的调节与控制。7.2 综合终端与保护测控装置（测控装置、保护装置）通信保护测控装置是光伏电站安全运行的重要保障，综合终端与保护测控装置（测控装置、保护装置）直接通过远动通信规约（DL/T 634.5104-2002、D
35、L/T 634.5103-2002、IEC 61850等）进行通信实现信息交互。7.3 综合终端与无功补偿装置通信综合终端与无功补偿装置直接通过DL/T 634.5101-2002或DL/T 634.5104-2002通信规约进行通信实现信息交互。7.4 综合终端与本地功率预测通信综合终端与本地功率预测具备通过串口或网络模式，实现远动通信规约通信和文件传输功能，实现实时数据交互、数值天气预报文件的下载、功率预测结果文件的上传下达。7.5 综合终端与气象环境监测装置通信接口 综合终端与环境监测装置具备串口或网络模式远动通信规约通信和文件传输功能，实现辐射度、电池板温度、环境温度等气象参数的传输。
36、7.6 光伏电站与主站通信接口光伏电站与主站接口功能包括:光伏电站向主站传送的光伏电站功率预测的结果，采集的现场实时数据、历史数据，如电气和气象信息等；光伏电站接收的主站信息包括:由主站经过联合优化后确定的光伏电站发电出力计划曲线、电压考核曲线、光伏电站功率预测结果等。主站实时数据采集和控制，直接通过调度数据网络生产控制大区I区，与综合终端采用标准通信规约（IEC60870-5系列标准）实现通信接口功能，功率预测结果通过生产控制大区II区以E文件模式交换数据。信息交换模式如下：(1) 实时数据采集：采用DL/T 634.5104-2002规约，实现光伏电站实时功率数据、运行信息、气象信息等数据
37、的采集，交换频度为实时交换；(2) 历史数据传输：采用DL/T 719-2000规约，实现光伏电站、逆变器、气象等历史数据带时标传输，交换频度5分钟或定时周期交换；(3) 光伏电站功率预测结果：采用E文件模式交换数据，短期预测结果交换频度为1天，超短期预测结果交换频度为15分钟；(4) 有功/无功调节：实时控制采用DL/T 634.5104-2002规约，实现有功/无功调节指令的交互，交换频度为实时交换；计划和考核曲线采用E文件模式交换数据。7.7 时间监测装置与时钟及其它装置通信时间监测装置满足调度数据网双平面接入要求，与监测系统主站通讯采用104协议，时间监测装置通过光纤或RS-485接口
38、（IRIG-B(DC)码）监测时间同步装置（主时钟及扩展装置等）的时间精度。时间同步装置具备频率测量、自身运行状态和异常告警信息的输出功能，通过时间监测装置实现省调对时间同步装置运行工况的监测和管理，监测信息包括时钟装置的时钟、锁定卫星数量、同步或失步状态、GPS主备用情况、失电情况、电网频率以及其它涉及装置运行情况的信息等。时间监测装置通过网络方式（NTP协议）实时监测功率预测服务器的时间信息，支持通过网络、串口、IRIG-B(DC)码等方式监测监控系统、测控、PMU、电能量远方终端等设备与系统的时间信息并上传主站系统。7.8 通信方式与二次安全防护综合终端、光伏电站功率预测子系统、电能量远
39、方终端（含关口表）、时间监测装置等系统和设备通过调度数据网实现与主站系统的数据交换。综合终端（安全区）接入调度数据网实时VPN，功率预测子系统、电能量远方终端和时间监测装置等其他系统（安全区）接入非实时VPN，采用纵向加密认证装置或加密认证网关，实现网络层双向身份认证、数据加密和访问控制。安全区与安全区的横向隔离，采用国产硬件防火墙（或具有访问控制功能的设备）进行逻辑隔离。调度运行管理终端通过安全区接入调度管理信息网。8 系统配置8.1 系统配置原则（1）光伏电站应配置的系统和设备包括综合终端、保护测控装置（测控装置、保护装置）、逆变器室通信控制器、光伏电站功率预测设备（服务器和工作站）、时间
40、监测装置、网络交换机、调度数据网设备（路由器、交换机）、二次系统安全防护（纵向加密认证装置、硬件防火墙）和其它辅助设备；（2）系统各部分应当搭配协调，同类服务资源可以互相支援和互备，影响应用功能的关键性设备均应冗余配置；（3）系统软件由系统支撑软件（包含操作系统、数据库系统等）和电力应用软件组成；（4）使用UNIX/LINUX操作系统，操作系统软件应该是汉化的，与操作系统和硬件配套的各种驱动软件、管理软件和诊断软件必须配备完整；（5）数据库软件应能实现对数据的快速访问，以满足实时功能的要求，应支持存取多种商用数据库（如Oracle、Sybase、SQL_Server、DB2等）的能力，数据库定
41、义应支持中文输入。8.2 应用软件配置系统应用软件按第6章的要求配置。8.3 硬件参考配置8.3.1 综合终端两套冗余配置，配置要求如下：（1）采集与存储：5000个遥测量，5000个遥信量，2000个电度量，数量可扩充，支持遥信变位和SOE（事件顺序记录）的传送和处理；存储容量：至少4GB，存储数据60天；带时标存储遥测量、电能量等的历史数据，数据存储周期1-60分钟可调，支持3个不同的存储周期；（2）控制功能：光伏电站有功调节、无功电压调节（包括无功补偿装置）、单台或成组逆变器启停、单台或成组逆变器复位、单台或成组逆变器出力控制；支持IEC60870-5系列、MODBUS、部颁CDT、OP
42、C DA2.0等标准协议，其它可提供文本的通信规约；（3）以太网接口：8个10M/100M自适应网口，可扩充；RS232/422/485接口：10个，可扩充；（4）交直流两路供电电源，能做到无缝切换，提供供电电源状态的监视功能。8.3.2 逆变器室通信控制器配置要求如下：（1）采集逆变器、汇流箱、箱变测控装置的信息，上传综合终端；（2）接收综合终端的校时命令对逆变器进行校时；（3）接收综合终端的控制调节命令，完成对逆变器、箱变的调节与控制；（4）支持IEC60870-5系列、MODBUS、部颁CDT、OPC DA2.0等标准协议，其它可提供文本的通信规约。8.3.3 服务器配置要求如下：（1）
43、处理器：2颗CPU，配置4个处理器核芯，主频1.6GHz； （2）内存：配置16GB内存，内存最大可扩展至少为512GB； （3）硬盘：配置两块300GB SAS硬盘，可热插拔；（4）RAID水平的支持：0，1，0+1；（5）网口：100/1000Mb Base-T4；（6）冗余风扇、冗余电源，可热插拔；（7）LINUX操作系统。8.3.4 工作站配置要求如下：（1）CPU ：1颗Intel Xeon 四核E5640 2.66GHz；（2）内存 ：4GB；（3）硬盘容量 146GB2；（4）显存：512MB；（5）网卡：10/100/1000Mb Base-T2；（6）LINUX操作系统。8.
44、3.5 网络交换机I区交换机用于连接主系统和应用系统，并实现与安全II区的网络互连。II区交换机用于光伏电站功率预测设备的组网。交换机的主要配置如下：（1）24个100/1000M自适应以太网电接口（RJ45）；（2）4个千兆SFP接口（带模块）；（3）背板带宽32Gbps；（4）交换容量360Gbps；（5）转发性能192Mpps；（6）双电源。8.3.6 其它设备调度数据网、调度管理信息网及二次系统安全防护、时间监测装置等设备技术参数参见系统典型配置方案；系统相量测量装置（PMU）装置、电能质量检测装置、电能量远方终端（含关口表）等设备的技术参数见相关技术规范，并按照并网发电厂调度自动化设
45、备(子系统)配置规范和信息接入规范和山东电网风电调度管理规定要求配置。8.3.7 系统典型配置方案序号名称技术参数数量单位备注一采集与监控子系统（安全I区软硬件设备）1综合监控系统软件光伏电站后台监控软件不少于如下功能:1）数据采集；2）数据存储及查询；3）人机交互；4）告警及事项处理、控制与调节等。1套光伏电站日常监控使用，一个电站只允许一套监控系统。AGC、AVC软件不少于如下功能:1）与电网调度控制中心系统通讯软件；2）有功调节；3）无功电压调节。1套2综合终端不低于如下参数:1）嵌入式专业工业级，无硬盘、无风扇；2）8个100M以太网络接口、16个串口（通道切换装置、调制解调器、通道防
46、雷器等根据需求配置）。2台3逆变器室通信控制器不低于如下参数:1）提供两路TCP/IP以太网接口和两路串口；2）采集逆变器、汇流箱、箱变测控装置的信息，上传综合终端；3）接收综合终端的校时命令对逆变器进行校时；4）接收综合终端的控制调节命令，完成对逆变器、箱变的调节与控制；5）支持IEC60870-5系列、MODBUS、部颁CDT、OPC DA2.0等标准协议，其它可提供文本的通信规约。台根据现场实际情况配置。4维护工作站不低于如下参数:1）CPU：1颗Intel Xeon 四核E5640 2.66GHz；2）内存：4GB；3）硬盘容量：300GB；4）显存：512MB；5）网卡：10/100/1000Mb Base-T2；6）光驱
