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配电柜标准
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&&高低压配电柜的设计、制造、验收标准及规范
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中华人民共和国能源行业标准
发布时间：
来源：中国自动化网
本标准规定了光伏并网发电监控系统的总则，信号输入/输出、系统功能、性能指标及使用环境要求等，本标准适用于并网型太阳能光伏发电站的计算机监控系统的设计和制造。
光伏并网发电监控系统技术规范
本标准规定了光伏并网发电监控系统的总则、系统结构、信号输入/输出、系统功能、性能指标及使用环境要求等。
本标准适用于并网型太阳能光伏发电站的计算机监控系统的设计和制造。
2　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。
GB/T 12325—2008& 电能质量 供电电压偏差
GB/T 12326—2008& 电能质量 电压波动和闪变
GB/T 13729—2002& 远动终端设备
GB/T 13730—2002& 地区电网调度自动化系统
GB/T 14549—1993& 电能质量 公用电网谐波
GB/T 15543—2008& 电能质量 三相电压不平衡
GB/T 15945—2008& 电能质量 电力系统频率偏差
GB/T 19939& 光伏系统并网技术要求
GB/Z 19964& 光伏发电站接入电力系统的技术规定
GB/T 20046—2006& 光伏(PV)系统 电网接口特性
GB 50217& 电力工程电缆设计规范
JB/T 5777.2—2002& 电力系统二次电路用控制及继电保护屏（柜、台）通用技术条件
DL/T 634.5101& 远动设备及系统 第5-101部分：传输规约 基本远动任务配套标准
DL/T 634.5104& 远动设备及系统 第5-104部分：传输规约 采用标准传输协议集的IEC 网络访问
DL/T 667& 远动设备及系统 第5部分：传输规约 第103篇：继电保护设备信息接口配套标准
DL/T 5136—2001& 火力发电厂、变电所二次线路设计技术规程
DL/T 5137—2001 电测量及电能计量装置设计技术规程
DL/T 5149& 220 kV～500 kV变电所计算机监控系统设计技术规程
3　术语和定义
下列术语和定义适用于本标准。
由若干太阳能光伏电池组件通过串并联连接，并通过一定的机械方式固定组合而形成的旨在提供相对单个组件的高电压、大功率发电要求的光伏电池组装形式。
太阳能光伏控制器
用来保护储能电池和平衡光伏系统能量的控制装置，既可和逆变器一体化配置，也可独立配置。
光伏并网逆变器
将直流电能转换为交流电能的电力电子装置。
反映系统发电或供电质量，包括电网频率、电压偏差、三相电压不平衡、电网谐波、波动和闪变等具体指标。
电能质量监测装置
监视和记录逆变器输入交流电网的电能质量，为监控主机提供质量分析结果。
直流接线箱
将多路小电流光伏阵列直流输出汇集成一路或多路大电流直流输出的装置，其输出可再汇集到下一级接线箱或直接接入逆变器。
直流/交流配电柜
将直流/交流开关设备、测量仪表、保护电器和辅助设施组装在封闭或半封闭金属柜内，成套配置以便于管理。
环境监测仪
对包括日照强度、气温、湿度、风速、风向等环境参数的测量仪器。
数据采集盒
接收环境监测仪信号，并转换为数字信号通过RS232等标准通信接口提供给上级采集系统。
采用云台或固定摄像头、半球等视频采集设备对电站环境及其设备进行实时监控。
光伏发电站与所接入电网的电气连接点。
电网失压时，光伏系统仍保持对失压电网中的某一部分线路继续供电的状态。
当光照强度较弱、调度限制入网功率的时候可通过对逆变器进行轮流群体启用控制，以延长设备使用寿命。
对配置有储能电池和直供负荷的发电站，通过与入网功率要求的综合管理来合理分配发电能量。
安装在制造或过程区域的现场装置与控制室内的自动控制装置之间的数字式、串行、多点通信的数据总线。
4.1　本标准是对采用计算机监控系统的并网型光伏发电站的具体设计规定，规定了监控系统的主要构成、功能规范、性能指标和使用环境与条件。
4.2　发电站监控系统的设计应遵循以下原则：
——提高发电站安全生产水平、技术管理水平和发电质量；
——提高设备使用寿命，使发电站运行方便、维护简单，提高劳动生产率和营运效率；
——减少设备间的连接，节约电缆敷设；
——减少发电站占地面积，降低工程造价。
4.3　发电站监控系统设备选型应该做到安全可靠、经济实用和技术先进。应采用具有开放性和可扩展性、抗干扰能力强、成熟可靠的产品。
4.4　发电站监控系统应能实现对发电站可靠、合理、完善的监视、测量、控制，并具备遥测、遥信、遥调、遥控等全部的远动功能，具有与上级调度中心计算机系统交换信息的能力。
4.5　发电站监控系统的设计除执行本标准外，还应符合DL/T 5149、GB/T 19935和GB/Z 19964的规定。
5　技术要求
5.1　系统构成
5.1.1　物理结构
5.1.1.1　小型光伏并网发电站监控系统由现场设备层和站控层两部分组成，采用现场总线或工业以太网网络实现互联，其典型物理结构如图1。
&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&& 图1　小型光伏并网发电监控系统物理结构示意图
5.1.1.2　大型并网发电站监控系统由现场设备间隔层、网络层和站控层三部分组成，采用光纤以太网络实现互联，其典型物理结构如图2。
&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&& 图2　大型光伏并网发电监控系统物理结构示意图
5.1.1.3　站控层由监控主机和远动通信装置构成，提供全站设备运行监控、视频监控、运行管理和与调度中心通信。
5.1.1.4　网络层由现场网络交换设备、网络线路、站控层网络交换设备等构成，提供全站运行和监控设备的互联与通信。
5.1.1.5　现场设备层/现场设备间隔层由发电设备、配电与计量设备、监测与控制装置、保护与自动装置等构成，提供全站发电运行和就地独立监控功能。
5.1.1.6　小型发电系统站控层和现场设备宜采用现场总线如RS485或GBIP等直接连接建立总线型通信网络，各监控主机通过串行通信卡直接连接到现场总线网络。
5.1.1.7　大型发电系统通过增加串行通信到以太网通信的介质转换网关、增加以太网交换机和铺设以太网网络实现现场设备层与站控层的连接，形成中间网络层。
5.1.1.8　对采用串行通信到以太网通信介质转换网关构成的以太网网络系统，网关宜与其接入设备相对集中在现场设备间隔层。
5.1.1.9　根据光伏电站设计与当地电网调度部门要求，可增加独立的嵌入式远动通信装置或直接通过运行监控工作站实现发电站与电网调度中心的实时远动通信。
5.1.2　硬件构成
5.1.2.1　发电站监控系统硬件设备宜由以下三部分构成：
——站控层设备：包括1台或可选2台运行监控主机、可选1台视频监控主机、可选1台或2台嵌入式远动通信装置、可选打印机、可选音箱等；
——网络设备：包括网络接口卡、可选介质转换网关、可选以太网交换机、网络连线等；
——现场设备层：包括逆变器、环境监测仪及其通信装置、直流/交流配电柜及电表、直流接线箱、可选电能质量监测装置、可选储能电池及其充放电控制装置、可选视频采集及其通信装置等。
5.1.2.2　站控层主机配置应能满足整个系统的功能要求及性能指标要求，主机台数应与发电站的规划容量相适应。应选用性能优良、符合工业标准的产品。
5.1.2.3　运行监控、视频监控工作站应满足运行人员操作时直观、便捷、安全、可靠的要求。
5.1.2.4　对一定规模发电站运行监控主机宜采用双机冗余配置。
5.1.2.5　对具备调度通信要求的一定规模发电站，运动通信装置宜采用双套冗余配置。远动通信容量及性能指标应能满足发电厂与电网调度通信中心远动功能及规约转换要求。
5.1.2.6　应设置GPS对时设备，其同步脉冲输出接口及数字接口数量应满足系统配置要求。
5.1.2.7　打印机的配置性能应能满足定时制表、召唤打印的功能要求。
5.1.2.8　网络媒介可采用屏蔽双绞线、同轴电缆、光缆或以上几种方式的组合，对户外长距离的通信应采用光缆。
5.1.3　软件构成
5.1.3.1　发电站监控系统的软件应有系统软件、支持软件和应用软件组成。
5.1.3.2　软件系统的可靠性、实时性、实用性、可移植性、可扩展性、可维护性和开放性等性能指标均应满足系统本期及远景规划要求。
5.1.3.3　嵌入式装置系统软件应选用成熟的实时多任务操作系统并具备完整的自诊断程序。
5.1.3.4　网络通信软件应满足各节点之间信息的传输、数据共享和分布式处理等要求，通信速率应满足系统实时性要求。
5.1.3.5　软件系统应配置各种必要的维护、诊断和测试等工具软件。
5.1.3.6　应用软件必须满足系统功能要求，成熟、可靠，具有良好的实施响应速度和可扩充性。
5.1.3.7　远动通信设备应配置远传数据库和与各级相关调度通信中心接口的通信规约，以实现与调度通信中心的远程通信。对配置了双套冗余的，应能实现故障时的主备通道自动切换。
5.1.3.8　远动通信设备与调度通信中心宜采用成熟的电力远动通信规约，如DL/T 634.5101、DL/T 634.5104等。站控层与现场设备层之间宜采用成熟的工业规约如Modbus，或电力继电保护与自动化装置通信规约如DL/T 667、DL/T 634.5104等。
5.2　系统功能
5.2.1　数据采集与处理
5.2.1.1　应能实现数据采集和处理功能，其范围包括模拟量、开关量、电能量和来自智能装置的记录数据等。
5.2.1.2　模拟量的采集应包括环境参数如日照强度、风速、风向、气温等，交直流电气参数如电压、电流、有功功率、无功功率、功率因数、频率等信号。
5.2.1.3　开关量的采集应包括直流开关，交流断路器、隔离开关、接地开关的位置信号，设备投切状态，低压交直流保护装置和安全自动装置动作及报警信号等。
5.2.1.4　电能量的采集应包括各种方式采集到的交直流有功电量和交流无功电量数据，并实现累加等计算功能。
5.2.1.5　对实时采集的模拟量应进行包括不变、跳变、故障、可疑、超值域、不一致等有效性检查，对实时采集的开关量应进行消抖、故障、可疑、不一致等有效性检查。
5.2.1.6　对实时采集的模拟量应能进行包括乘系数、零漂、取反、越限报警、死区判断等计算处理，对实时采集的开关量应能进行取反等计算处理。
5.2.1.7　应支持计算量公式定义和运算处理。
5.2.1.8　应建立历史数据库，定期存储需要保存的历史数据和运行报表数据，实时存储最近发生的事件数据。
5.2.1.9　历史数据和运行报表数据应包括模拟量定时变化记录、模拟量周期统计值、开关量周期统计值、电能量分时段周期统计值等。
5.2.1.10　历史事件数据应包括遥测越限、遥信变位、动作/故障信号、操作事件等。
5.2.2　事件与报警
5.2.2.1　事件内容应包括：遥测越限、遥信变位、动作/故障信号、操作事件等被监控设备信号，还应包括监控系统本身的软硬件、通信接口和网络故障信号。
5.2.2.2　事件处理应能分类、分层进行，历史事件的存储应便于按各种要素进行查询和检索。
5.2.2.3　报警方式应直观、醒目，并采用声、光、色等效果，并具备短信报警功能。
5.2.2.4　在监控画面上应能对指定设备和测点进行方便的报警抑制和恢复。
5.2.2.5　应规范化事件信息描述，同类事件句法应统一，同一要素词汇应统一。
5.2.2.6　应具备事件确认功能。
5.2.2.7　应具备事件打印、输出文本或电子表格文件等，便于保存、查阅。
5.2.3　运行监控
5.2.3.1　运行监控工作站是发电站监控系统与运行人员联系的主要界面，现场设备就地控制是应急情况下的备用界面。
5.2.3.2　运行监控工作站应为运行人员提供包括：调用、显示和拷贝各种图形、曲线、报表；发出控制操作命令；查看历史数据及各项参数或定制；数据库定义和修改，软件系统参数定义和修改；图形及报表的生成、修改；报警确认，报警点的抑制/恢复；运行文件的编辑、制作等。
5.2.3.3　现场设备应提供少量重要参数的显示和操作按键。
5.2.3.4　图形监控画面内容应包括：全站实时生产统计数据、环境参数、电气接线图与参数、设备通信联络与工况、设备参数、并网点参数、电能质量监测、历史发电趋势分析、发电预测图等。
5.2.3.5　图形监控画面形式应包括：文本或图符表示的日期时间、模拟量值、遥信状态值、电能量值、实时统计值、历史数据、计算值等；曲线方式显示的数据历史或实时变化趋势等。对测点的不同质量状态、遥信的不同值图符应有显著区别或动画效果。
5.2.3.6　所有画面应可直接打印机打印或复制输出，且保持与监控画面效果一致。
5.2.3.7　控制操作对象宜包括：直流开关、交流侧断路器、隔离开关、电动操作接地开关、站用变压器分接头位置、容抗器投退、保护装置软压板投退、逆变器启动/停止、充放电控制装置的充放电等。
5.2.3.8　调节对象宜包括：低压交流保护整定值、逆变器参数设定、充放电控制装置参数设定等。
5.2.3.9　控制操作与调节应具备：操作权限检查、同一时刻操作的唯一性检查、位置检查等安全措施。
5.2.3.10　应具备人工控制和自动控制两种方式。
5.2.3.11　人工控制应包括主控室控制、现场设备控制两级，并具备站控层和现场设备的控制切换功能，现场设备控制权限级别高于站控层，同一时刻只允许一级控制。
5.2.3.12　当站控层设备及网络停运后，应能在现场设备层对断路器、逆变器等设备进行一对一人工控制操作。
5.2.3.13　自动控制应包括自动功率设定、逆变器启停、充放电控制控制等，详见6.2.5。
5.2.3.14　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，停止控制操作，并保持所控设备的状态。
5.2.4　视频监控
5.2.4.1　大型地面型并网光伏发电站宜配置视频监控和安防系统，在光伏阵列场地周边根据场地大小应配置1～4个带云台控制摄像头，在设备室应配置1～2个固定摄像头；在主控室和设备室宜设置烟感等安防设备；在主控室配置视频监控工作站。
5.2.4.2　应能同时显示光伏阵列场地及站内的任意多个视频画面，并且切换灵活，方式多样如定时切换、人工切换和报警联动。
5.2.4.3　应具备对图像进行控制，包括云台动作、光圈大小、聚焦远近和变倍等。
5.2.4.4　应具备各种形式的数字视频录像，如计划录像、人工录像和报警联动录像等，并能方便的检索、回放控制录像。
5.2.5　发电控制
5.2.5.1　对一定规模发电站，其最大发电功率、最大功率变化率等指标影响接入电网稳定运行，应设置与调度中心的通信通道，接受调度中心的发电调度。
5.2.5.2　当电网调度中心因为电网故障、电网频率过高而调频电厂不足时，需要光伏发电站限制有功输出功率的时候，监控系统应能根据设定有功功率要求人工或自动对逆变器、控制器进行停机、限制有功功率输出等控制操作。
5.2.5.3　若电网调度中心所管辖电力系统调频能力不足，发电站应设定输出有功功率变化率限定值，监控系统应能根据当前光照强度、逆变器运行、输出有功功率总加等参数人工或自动对逆变器进行停机、启动、限制有功功率输出等控制操作。
5.2.5.4　除设备故障、接受调度指令外，监控系统应确保同时切除或启动的逆变器有功功率总加小于接入电网波动限制。
5.2.5.5　监控系统应能根据当前光照强度、逆变器运行、电网对输出有功功率要求综合考虑定期对逆变器等设备运行状态进行自动切换和调配，以延长逆变器等设备的使用寿命，提高发电站运营经济效率。
5.2.6　电能质量监测
5.2.6.1　监控系统应能监测输入电网或向交流负载提供的交流电能质量，当电压偏差、频率、谐波和功率因数等出现偏离标准的越限情况时，系统应能自动将发电系统与电网完全断开。
5.2.6.2　发电系统并网时应与电网同步运行。光伏系统并网后的频率偏差应符合GB/T 15945—2008的规定，即偏差值允许±0.5 Hz。
5.2.6.3　发电系统并网运行时，并网点的电压允许偏差应符合GB/T 12325—2008的规定，三相电压允许偏差为额定电压的±7%，单相电压的允许偏差为额定电压的+7%、-10%。
5.2.6.4　发电系统并网运行时，向并网点注入的谐波电流应符合GB/T 14549—1993的规定，即各次谐波应限定在表1中所列的百分比内。此范围内的偶次谐波应小于低的奇次谐波限值的25%。
&&&&&&&&&&&
电流畸变限值
11次至15次
17次至21次
23次至33次
10次至32次
5.2.6.5　发电系统并网运行时，向电网馈送的直流电流分量不应超过其交流额定值的1%。
5.2.6.6　发电系统并网运行时，向电网注入的三相电能其电压不平衡率应符合GB/T 15543—2008的规定，即允许值为不超过2%，短时值为不超过4%。
5.2.6.7　发电系统并网运行时，并网点的电压波动和闪变应满足GB/T 12326—2008的要求。
5.2.6.8　一定规模发电站应具备无功功率自动调节的能力，所能吸收/发出的无功功率应使其功率因数在一定范围内调节，可以为超前（发电站吸收无功）或滞后（发电站输出无功）状态。
5.2.6.9　无功补偿装置可以是分组投切的容抗器，也可以是连续调节的快速无功补偿装置。
5.2.7　能量管理与预测
5.2.7.1　监控系统应能采用表格和趋势曲线对比分析历史与当前发电情况，可按日、月和年对比分析。
5.2.7.2　对具备直供负荷的发电站，发电站宜配置储能电池及其充放电控制装置。监控系统应能根据日照强度、发电功率和负荷趋势，自动控制充放电过程，以提高供电稳定性和发电经济效益。
5.2.7.3　对具备一定容量直供负荷的发电站，发电站宜配置双向电能计量设备。监控系统应能根据系统日照强度、发电功率和负荷趋势，根据潮流情况动态平衡全站有功功率，以使系统稳定运行。
5.2.7.4　通过历史可比日照强度等气象、实时发电功率、统计发电量等数据，监控系统应能对储能电池充放电进行有针对性控制和管理，以提高设备使用寿命和发电经济效益。
5.2.7.5　通过历史可比日照强度等气象、实时发电功率、统计发电量等数据，监控系统应能实时预测下一5分钟、下一2小时、当日/月/年发电功率总加，提供给微电网或电网等电力调度管理部门。
5.2.8　在线统计与制表
5.2.8.1　应对发电站运行的各种常规参数进行统计计算，包括日、月、年、时段的最大、最小值及其出现时间、平均值、越限次数、越限时间、越限率、合格率等。
5.2.8.2　应对发电站主要设备的运行状况进行统计计算，包括断路器正常操作及事故跳闸次数、容抗器投退次数等。
5.2.8.3　应对电能进行分时段的统计，时段可定义。
5.2.8.4　应能充分利用历史数据和以上统计数据，生成不同格式的生产运行报表。并按要求方式打印输出。
5.2.8.5　生产运行报表应能由用户编辑、修改、定义、增加和减少。
5.2.9　时钟同步
5.2.9.1　监控系统设备宜采用GPS标准授时信号进行时钟校正。与调度中心进行远动通信的应能接收调度时钟同步的能力。
5.2.9.2　站控层设备和具备对时功能的现场设备应保持与标准时钟的误差不大于1 ms。
5.2.9.3　远动通信设备正常时通过站内GPS进行时钟校正，需要时也可与调度端对时。
5.2.9.4　因设备布置较为集中，宜配置一套有足够输出能力的卫星时钟信号接收装置。
5.2.10　系统自诊断和自恢复
5.2.10.1　应具备在线诊断能力，对系统自身的软硬件运行状况进行诊断，发现异常时，予以报警和记录，必要时采取自动恢复措施。
5.2.10.2　现场设备的在线诊断应至电路板级。
5.2.10.3　自动恢复的内容应为：一般软件异常时，自动恢复运行；当设备有备用配置时，在线设备发生软硬件故障时，能自动切换到备用配置。自动恢复时间不应大于30 s。
5.2.11　系统维护
5.2.11.1　应能对数据库进行在线维护，增加、删除和修改各数据项。
5.2.11.2　应能离线对数据库进行独立维护，重新生成数据库并具备合理的初始化值。
5.2.11.3　历史数据库中的数据应能根据需要，方便地进行转存，长期保存。
5.2.11.4　应能编辑和生成画面，且方法简便。
5.2.12　外部接口
5.2.12.1　一定规模发电站应与地区调度中心建立通信联系，能向调度中心传送实时生产和设备运行关键数据，能接受调度中心的发电指令和控制,接口应符合GB/T 20046的要求。
5.2.12.2　与调度中心的远动通信设备应能适应当地调度通信规约，应能靠向行业推荐的通信规约。
5.2.12.3　应能接入站用直流及UPS系统。
5.3　信号输入/输出
5.3.1　模拟量输入
5.3.1.1　模拟量宜采用交流采样方式进行采集。
5.3.1.2　当采用交流采样方式时，应采集被控各安装单位电流互感器的电流、电压互感器的电压。直流母线电压及其它非电量信号可采用直流采样。
5.3.1.3　模拟量的采样符合GB/T 13729—2002,中3.5.2的规定。
5.3.2　开关量输入
5.3.2.1　开关量信号宜采用无源触电输入方式，对要进行控制的设备，其开关量信号宜采用双触点输入方式。
5.3.2.2　现场设备的报警及动作信号宜采用通信接口的输入方式。
5.3.2.3　开关量输入接口应采用光电隔离和浪涌吸收回路，对电磁环境较为恶劣的信号回路应采用强电输入模块。
5.3.2.4　开关量的采样符合GB/T 13729—2002,中3.5.4的规定。
5.3.3　电能量输入
5.3.3.1　交流侧电能量数据采集方式宜采用数字式电能表以串行通信方式输入。当采用脉冲输入方式时，应具备抗干扰措施。当技术条件允许时也可通过已采集的电流、电压信号进行二次换算取得电能量数据。
5.3.3.2　直流侧电能量数据采集方式宜采用数字式直流表以串行通信方式输入。
5.3.3.3　电能量的采样符合GB/T 13729—2002,中3.5.5的规定。
5.3.4　开关量输出
5.3.4.1　开关量输出信号应具备严密的返送校核措施，其输出触点容量应满足受控回路电流和容量的要求，输出触点数量应满足受控回路数量要求。
5.3.4.2　输出开关量符合GB/T 13729—2002,中3.5.4的规定。
5.4　技术指标
5.4.1　容量指标
5.4.1.1　实时数据处理容量应按电站规模和远景规划来确定。
5.4.1.2　对保护SOE、报警信号、画面数目、报表数目等应该没有容量限制。
5.4.1.3　历史数据存储采样间隔、事件追忆间隔及持续存储年限应能人工进行设定，历史数据存储容量应只与主机磁盘空间有关，宜配置定时或定量清理程序。
5.4.2　可靠性和寿命
5.4.2.1　年可用率不应小于9.9%。
5.4.2.2　平均故障间隔时间不应小于20 000 h。
5.4.2.3　运行寿命不应小于15年。
5.4.2.4　遥控操作正确率应等于100%，遥控操作成功率不应小于99.99%。
5.4.2.5　事故时遥信正确动作率不应小于99%，事故画面及告警正确率不应小于99.98%。
5.4.2.6　事件顺序记录分辨率站内不应大于2 ms。
5.4.2.7　系统测量误差不应超过±1.5%。
5.4.2.8　系统时间误差不应大于1 ms。
5.4.3　响应性能
5.4.3.1　重要电气参数突变至画面显示的响应时间不应大于2 s。
5.4.3.2　开关变位至画面显示的响应时间不应大于2 s。
5.4.3.3　控制命令从生成到输出的时间不应大于2 s。
5.4.3.4　一般电气参数更新周期不应大于5 s，次要电气参数更新周期不应大于10 s。
5.4.3.5　视频信号延迟时间不应大于3 s。
5.4.3.6　动态画面切换响应时间不应大于1 s。
5.4.3.7　画面告警信息推出时间不应大于3 s。
5.4.3.8　历史数据联机检索时间不应大于5 s。
5.4.3.9　能在1s内完成5000点数据的处理。
5.4.4　CPU和网络负荷
5.4.4.1　系统主机在任意一个5 min内CPU的平均负荷率在正常和异常状态下分别不应大于10%和30%。
5.4.4.2　系统网络在任意一个5 min内平均负荷率在正常和异常状态下分别不应大于5%和20%。
.5　设备布置
5.5.1　对一定规模发电站宜设置独立控制室，与设备室毗邻并有物理空间分割；对中小型发电站可取消控制室，以减少建筑空间。
5.5.2　对直流接线箱、直流/交流配电柜、逆变器、储能电池、充放电控制装置、电能质量监测装置、视频采集与通信装置等设备，针对各种设备结构形式，可综合采用立柜、组屏、机架、壁挂等多种方式在设备室内布置。
5.5.3　对设置了控制室的，运行监控工作站、视频监控工作站应放置在控制室内，并应采用工作台方式布置。
5.5.4　站内屏柜、支架及其布置应符合DL/T 5136的有关规定。
5.6　使用环境与条件
5.6.1　环境与场地
5.6.1.1　主控室和设备室应符合如下条件：
——地面宜采用不产生尘埃和静电的材料，可采用抗静电电阻燃料活动地板或水磨石地面，以满足计算机设备所规定的空气清洁度要求；
——建筑应考虑防尘、防潮、防噪声、防强电磁干扰和静电干扰的措施，并符合防火标准要求；
——宜避开强电磁场、强振动源和强噪声源的干扰，保证设备的安全可靠运行；
——温度宜在18 ℃～25 ℃范围内，温度变化率每小时不应超过±5 ℃，相对湿度宜为45%～75%，任何情况下无凝露。
5.6.1.2　设备室设施应简化，布置应紧凑，面积应满足设备布置和定期检查维护要求。
5.6.1.3　主控室和设备室内应设有适度的工作照明、事故照明，并安装有检修用电源插座。照明及检修系统的设计应符合相关规程、规范的要求。
5.6.2　电源
5.6.2.1　监控系统电源应安全可靠，站控层设备有条件宜采用交流不停电电源（UPS）供电，现场设备宜由站用直流系统供电。
5.6.2.2　UPS电源宜采用单相式，输出电压为220 V、50 Hz。当交流输入电压变化±10%、频率变化±5%或直流输入在蓄电池最大电压变化情况下，其输出应满足：
——电压稳定度稳态时不超过±1%，动态时不超过±5%；
——频率稳定度不超过±0.1%；
——单一谐波含量不大于1%，总谐波含量不大于3%；
——备用电源切换时间不大于4 ms；
——过负荷能力：带150%额定负荷运行60 s，带125%额定负荷运行10 min；
——备电时间不小于1 h；
——蓄电池技术指标应满足所选用蓄电池类型相关规程、规范的要求。
5.6.2.3　UPS系统宜冗余配置。
5.6.2.4　严禁空调、照明等负荷从计算机监控系统专用电源供电。
5.6.3　防雷与接地
5.6.3.1　发电站监控系统应有防止过电压的保护措施。
5.6.3.2　发电站监控系统不设置独立的接地网。
5.6.3.3　环形接地网的设置：在主控室和设备室应围绕机房敷设环形接地母线；在室外地面下应围绕建筑敷设闭合环形接地网。室内环形接地母线与室外接地网应有4根对称连线相连，室外接地网应至少经两点与主接地网相连。
5.6.3.4　二次设备的接地：
——监控系统设备的信号接地不应与安全保护接地和交流接地混接；
——交流接地和安全接地可共用一个接地网；
——信号接地宜采用并联一点接地方式；
——在二次设备的屏柜、支架上应有接地端子，并用截面不小于4平方毫米的多股铜线和接地网相连；
——有电源输入的屏柜、支架必须有接地线接到交流电源所在的接地网上；
——向二次设备供电的交流电源应有中性线（零线）回路，中性线应在电源处与接地网相连。
5.6.3.5　装设电子装置的屏柜、支架应设置专用的、与柜体绝缘的接地铜排母线，其截面不得小于100 ㎜2，并列布置的屏柜、支架体间接地铜排应直接相通。
5.6.3.6　当屏柜、支架上布置有多个子系统插件时，各插件的信号接地点均应与插件箱的箱体绝缘，并分别引接至屏柜、支架内专用的接地铜排母线。
5.6.3.7　当采用没有隔离的串行通信口从一处引接至另一处时，两处必须共用同一接地系统，若不能实现则需增加电气隔离措施。
5.6.3.8　所有屏柜柜体、支架、外设打印机等设备的金属壳体应可靠接地。
5.6.4　电缆选择与敷设
5.6.4.1　系统弱电信号回路应选用专用的阻燃型计算机屏蔽电缆，电缆屏蔽层的型式宜为铜带屏蔽，电缆截面宜符合以下要求：
——模拟量及脉冲量弱电信号输入回路电缆应选用双绞屏蔽电缆，缆芯截面不小于0.75㎜2；
——开关量信号输入输出回路电缆可选用外部总屏蔽电缆，输入回路芯线截面不小于1.0㎜2，输出回路芯线截面不小于1.5㎜2。
5.6.4.2　发电站户外通信介质应选用光缆。光缆芯数应满足监控系统通信要求，并留有备用芯，传输速率应满足监控系统实时性要求。光端设备应具备光缆检测故障及告警功能。当采用铠装光缆时，应对其抗干扰能力进行测试。
5.6.4.3　双重配置网络中的两个网络不应共用一根光缆。
5.6.4.4　不同类型的信号回路不应共用一根电缆。
5.6.4.5　电缆敷设应负荷GB 50217的有关规定。
5.6.4.6　光缆宜于其他电缆分层敷设。当采用无铠装护层的光缆时，应采用有效的防损伤保护措施，必要时应穿管敷设。
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