5.1.3.1控制对象范围：断路器，隔离开关，接地力闸.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

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，并网设备应采用选择，返校，执行三个步缴，实施分步操作， 6.1.3.7系统应支持在站内和远方两种控制的方式，各类控制应通过防误闭锁校验

6.1.4.1设备操作应同时满处站控层防误，间隔层防误和现场电气防误的闭锁要求，任意一层出现故 摩，应不影响其他层的正常闭锁。 6.1.4.2贴内所有操作指令应经过防误验证，并有出错售警功能，

6.1.5.1告寄内容应包括：设备状态异常，放障，测量值越限监控系统的软硬件通信接口及网格故 等 6.1.5,2应具备事故告雪和领告告昏功能，事放告警应包括非正常碟作引起的断路器跳闻和保护动作 号预告告寄应包括设备变位、状态异常信息，模拟量趣限，工况投退等 6.1.5.3告管发生时应能推出告警条文和画面，可打印输出，对事放告应伴以声，光等提示 ,1.5.4应提供历史告警信息检索查询功能

6. 1.6 事故顺序记录和事故追亿

6.1.6.1光伏发电站内重要设备的状态变化应列为事件顺序记录（SOE）主要包括： （在）断路器、隔离开美光伏逆变器及其操作机构的动作信号和故障信号， 6）继电保护装置，光伏通变器、汇流箱公共接口设备等的动作信号，故萨信号： 6，1.6.2真件顺序记录的时标为事件发生时刻各装置本身的时标，分辨率应不大干2中%， 6.1.6.3事故追忆的时间跨度和记录点的时间间隔应能方便设定+应至少记录事故前！m证案事做后 5m价的相关模拟或和事件动作信息非能反满邮故过程

6减原7画面生成及显示

6.1.71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 开关量新模拟量.系统计算量和设备技术参数，光伏发电站电气接线图等。 6.1.7.2画而应支持多窗口，分层、游.画面缩放、打印输出等功能 6.1.7.3 而再应能通过键盘或鼠标选择显示，画面主要包括： a3 各类菜单（或索引表）显示， 光快发电站电气接线图具备顺序控制功能的间陋需显示间隔顺序控制图： c) 光伏方阵，江筑箱，光伏逆变器，主变压器等主要设备状态图： d 直流系统，LIPS电画，气象系统等公用接口设备状态图： el 系统结构及通信状态图， 6.1.7.4F 可具备显示火灾报等，视顾监现等公用接口设备状态图： 61.7.5 画面粒能显示设备检催状态。 6.1.7.6 应具有电网拓扑识别功能·实现带电设备的题色标识

6.1.8 计算及制表

6.1.8.1应可使用各种历更数据，生成不同格式和类型的报表 6.L8.2应支持对光伏发电贴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H，月 年中量大或最小值及其出现的时同电医合格率，功率预副合格率、电能量不平衡率，暂照度等， 6.1.8.3应具有用户自定义特殊公式功能，并可报要求设定周期进行计算。

6.1.8.应可使用容种历更数据，生成不同格式和类型的报表

6.1.8.1应可使用容种历更数据，生成不同格式和类型的报表 6.L8.2应支持对光伏发电贴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H，月 年中量大或最小值及其现的时同电医合格率，功率预副合格率、电能量不平衡率，暂照度等， 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。

6.1.8.4报表应支持文件、打印等方式输出。

6.1.9 系统时钟对时

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

时能友时香音开仔储 5.1.10.2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各有功功率控制功能。 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立在有功功率控制出现异常时，提供告警信息

6.2.1光伏发电站监控系统应具各有功功率控制功能。 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熊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立在有功功率控制出现异带时，提供告警信息

E.3.1光伏发电站监控系经座票各元动电压控制功能。 6.3.2光代发电站监控系统应维接收并热行电网调度部门发送的电压无功控制指令。 E.3.3调节光代逆变器包指发出店净拉制指令或分配无功功率或功率因数控制指令。 6.3.4调节手段应包括调帮至变压变比、调节光伏逆变器无功输出和控制无功补偿装置等 6.3.5光代发电站监控系统应管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充无功功率控制出现异常时，提供告警信息。

6.4功率预测系统信息交互

6.4.1功率预测系统独立配置时，光伏发电站监控系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

5.5.1独立配置的维电保护故障信息管 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 接口与维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

6.6.1辅助系统独立配置时，光伏发电站监控系统应能接中 供的防盗我智光光智 报警和环境量超限等报警信号。 6.6.2对于一体化配置的辅助系统应具备以下功能

应能实现图像显示，前端摄像机控制、面面切 现抓拍手动利自动泵像同效等动能： b）应能根据防盗报，火灾报，门禁和环境量等报警信号自动切换到指定摄像机同时进师录 像，显示报警位置信息，并联动相关铺助设备； C）应能够显示记录防盗报肾，火火报警门然报警和环境量采集数据等信息

6.71监控系统站层应采用以太网道信，对于础立配置的辅助系统宜采用网络道信，通信协议宜采 用DL/T860通信协议：对于独立配置的功率项测系统宜采用网络通信，通信协议宜采用 DL/1634.5104通信协议 6,7,2站控层和间厢层应采用以太网通信，通信协议有采用TT./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蓝控系统应能与站内电源系统等智能设备通情，

DL/T860通信协议：对于独立配置的功率顾副系统宜来用网络通信，通信协议宜采用 /1634.5104通信协议， 2站控层和间厢层应采用以太网通信，通信协议宜采用TT/TB60通信协议，不能提供网络接口 向隔层设备，应通过规约转换器和站整层通信： 3蓝监控系统应能与站内电源系统等智能设备通情， 4远动通信要求： 改应满足通过电力调度数据网随道与调度主站系统适信的要求，远动通信设备的接自应微量电 力调度数据网接人要求，宜采用LLT631.5!04或采用调度自动化系统要求的信协议 ）远动通信没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选： 升网电压等级为220kV及以上的光伏发电站远动通信设备应采用无机械磨损伴独立设备 d）远动通信设备应能够 能对通道状态进行临部

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，远动通信设备的接自应微是电 力调度数据网接人要求：宜采用LLT635!04或采用调度自动化系统要求的更信协议 6）远动通信没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选： 升网电压等级为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 进行数据通信，且能对通道状态进行监部

7.2 测控装置模拟量测量误差

）有功，无功的测量相对误差：≤ b）电流，电压的测量相对误差≤0.2 C）电网频率测量误差：≤0.01H

）有功，无功的测量相对误差：≤

）有功，无功的测量相对误差：≤ b）电流，电压的测量相对误差≤0.2 )电网频率测量误差:≤0.01H

a）测控装置模拟量题死区传送时间（至站控层）：≤26： 63 测控装置状态量变位传送时间（至站径层)：≤15。 副控装置量模拟量信息响应时间（从1/0输人端至姑控层）≤3s d 测控装置状态量信息响应时间（从1/0综人端至站控层）：≤2 人工控制而令从生成到输出的时间： 画而整研谢用响应时间： x实时面面：≤1s 2其他画面：≤28 R画而实时数据刷新顾期：≤3

Z.4.1各工作站CPU平均负荷室

7.5气象监测数据采集器性能指标

）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

个最低工作温度不高于一25℃，最高工作温度不低于 内最低工作温度不高于一5℃，最高工作温度不低于4

a）水平加速度：0.3g： b）垂直加速度：0.15g

a）水平加速度：0.3g： b）垂直加速度：0.15g

应符合CB/T13725的要求，不间断电源（UPS)在交壳电源失电或电源不符含要求时，维持系 米工作时间不低于h

图B,1光伏发电单元典型通信结构图

C.1间隔层基本遥测信息见表C.1

C.1间隔层基本遥测信息见表C.1

附录C （资料性附录） 间隔层基本采集信息表

表CI间隔层基本遥测信息

表 C2间隔层基本遥信信息

C3气象环境基本采集信息见表C3

表C3气象环境基本采集信息