光伏电站监控系统应用方案研究分析

孙 星，梁瑞敏，张 明

（1.内蒙古兴邦联合光伏新能源有限公司，内蒙古自治区 呼和浩特 010020；2.大同联合光伏新能源有限公司，山西 大同 037000）

0 引言

大型地面并网光伏电站占地面积大，设备数量多、布局分散，电站监控系统传输的信息量大，且传输网络距离远，对整体通信的稳定性和可靠性要求较高。光伏电站监控系统由间隔层和站控层组成，间隔层是面向单元设备的就地测量控制层，由（智能）I/O单元、控制单元、控制网络和保护接口组成；站控层是面向整个光伏发电站进行运行管理的中心控制层，由各类服务器、操作员站、远动接口设备构成[1]。目前已并网的光伏电站监控系统方案基本应用工业现场总线和工业以太网相结合的技术形式，典型的监控系统模式为RS485串口通信结合以太网光纤环网通讯模式。光伏电站监控系统数据采集的正确性、网络传输稳定性直接关系到现场运维中的故障诊断和缺陷处理，对于响应电力调度指令的快速性和准确性也至关重要，加之电站监控系统是实现大数据、云服务、智能化运维的关键环节，电站监控系统在未来将是技术含量最高、技术更新最快的发电环节。在生产运维方面，掌握其发展趋势和系统运行特性将有助于提高电站的实际运维水平和设备整体的可利用率。

本文就光伏电站监控系统的两种典型应用方案，分析了系统的配置方案和运行特性，针对实际运维中发现的缺陷和故障，提出了处理措施，对电站的实际运维和系统选型具有一定的指导意义。

1 应用方案一：RS485串口通信结合以太网光纤环网方案

1.1 系统方案及配置情况

光伏发电系统由升压变压器、逆变器、汇流箱、配电柜以及光伏组件等设备组成，配置1套光伏区监控系统。根据电站实际装机容量，光伏发电系统由若干个1 MWp光伏发电单元组成。1 MWp光伏发电单元监控系统包含箱变测控装置、逆变器通讯模块、汇流箱数据采集和通讯装置、通讯管理机（规约转换装置）和光纤以太网交换机等网络设备（见图1）。箱变测控装置、逆变器通讯模块、汇流箱数据采集和通讯装置等通过RS485接口接入通讯管理机（规约转换装置），最后通过光纤以太网交换机组网实现信息的交互。汇流箱采用级联的形式组网，1条通讯线路串联6至12台汇流箱，每个汇流箱做为1个通信子站与通讯管理主机进行通讯。由于汇流箱数量较多，线路走线复杂，在实际应用中，经常出现通讯故障，汇流箱通讯原理见图2。光伏区监控系统通过光缆实现组网，每1 MWp光伏方阵之间敷设单模光缆，根据站区集电线路的划分通过35 kV线路路径的方阵组成1个光纤环网，敷设单模光缆至升压站保护室。汇流箱、箱变至逆变器室内通讯柜的屏蔽双绞线均先接入通讯柜内RS485数字防雷器，再接入通讯柜内通讯管理机（规约转换装置）。

图1 1 MWp光伏发电单元通信系统配置图

图2 汇流箱通讯原理图

1.2 通信系统架构

整体监控系统可以分为智能子站层、规约转换和监控后台[2]。实现光伏区系统通信的核心部件为通讯管理机（规约转换装置），通讯管理机通过下行端口连接汇流箱数据采集和通讯装置、逆变器通讯模块、箱变测控装置，采用RS485接口形式，通信协议采用MODBUS规约，系统通信架构见图3。上行端口与光纤以太环网交换机连接，组成环网接入升压站监控主机[3]。以太环网是由1组IEEE 802.1兼容的以太网节点组成的环形拓扑，每个节点通过基于802.3媒体访问控制（MAC） 的环端口与其他2个节点项相连。

MODBUS协议使用主-从技术，在系统中只允许1个控制器做为主站（即通讯管理机），其他设备作为从站（箱变测控装置、逆变器控制系统、汇流箱数据采集系统）。主站发出访问请求，从站响应请求并送回相应数据或状态信息。在主站没有请求的状态下，从站不能自己发送信息。

1.3 系统特性

光伏区监控系统通信采用RS485工业现场总线技术，其特点是：传输距离较长，接口电路电平兼容性好、通信可靠性高且施工成本较低，此技术广泛应用于地面大型电站。通讯管理机（规约转换装置）至监控后台采用以太网光纤环网技术，其特点是通信容量大，通信距离远，抗电磁干扰能力强，通信可靠性高。具备自恢复功能，在网络断开重连时可以自行恢复，减少断网时间，避免运维人员频繁就地处理。环网结构的设置使得网络上有1台设备故障后，不影响其他设备与主站的通信。整个系统的不足之处在于，由于光伏区占地面积较大，汇流箱布置分散，RS485通讯线布线量大、走线复杂，埋入地下的通讯线运行时间较长受环境影响易发生腐蚀、断裂，故障排查难度大，更换布线工作繁重。RS485通讯线抗干扰能力较差，通讯质量受电磁干扰、雷电侵袭、系统接地等因素较大，经常出现通信中断。光纤环网光缆布线量大，出现故障后现场排查难度较大。

图3 系统通信架构图

2 应用方案二：电力线载波通信（PLC）结合无线通讯方案

2.1 系统方案及配置情况

光伏发电系统采用组串式逆变器分散逆变，交流输出侧逐级汇流的接线方式。根据电站实际装机容量，发电系统由若干个1 MWp光伏发电单元组成。发电单元内每台逆变器容量为40 kW，每5～6台组串式逆变器输出接入1台容量为250 kW的交流汇流箱。交流汇流箱汇集输出接入就地升压变压器（电压比37/0.48 kV）的低压侧，经升压变升压到35 kV后经集电线路送至升压站。

每个1 MWp光伏发电单元配置1套光伏监控子系统，通过光纤环网组成光伏区监控系统接入升压站监控系统，实现在升压站内对光伏区设备的远程监控。1 MWp光伏发电单元监控系统包含箱变测控装置、逆变器监控装置、通讯管理机（规约转换装置）和光纤以太网交换机等网络设备（见图4）。箱变测控装置通过RS485接口接入数据采集器，逆变器数据通讯方式采用电力线载波方式，经PLC模块调制后通过RS485接口接入数据采集器，数据采集器与无线终端连接，通过无线终端将子阵信息传输到远端射频单元RRU（radio remote unit） 和天线设备，再通过光纤以太网交换机组网实现信息的交互。

图4 1 MWp光伏方阵通信配置图

逆变器做为通信子单元通过电力线载波通信，实现光伏组串、逆变器与数据采集器的信息交互，在逆变器端和数据采集端需配置PLC耦合装置，实现电力载波信号的调制与解调。光伏区整体数据信息采用基于4G LTE（fourth-generation long term evolution） 技术的无线传输系统，通过无线采集终端CPE（customer premises equipment），将数据采集器内的光伏区数据和视频数据信号上传到4G基站，CPE通过网线连接其适配器，适配器通过网线连接数据采集器。基站上配置远端射频单元RRU（radio remote unit） 和天线设备，RRU射频模块主要完成基带信号和射频信号的调制解调、数据处理、功率放大、驻波检测等功能。主站配置带处理单元BBU（building base band unit） 基与RRU通过单模光纤连接，实现光伏区数据信号与主站的通信[4]。

2.2 通信系统架构（见图5）

4GLTE（Fourth-generationLongTermEvolution）技术是3G移动通信技术向4G推进的长期演进技术，光伏电站监控系统使用基于LTE技术的无线传输系统可实现高清视频监控、光伏电站生产数据采集、宽带多媒体集群、移动办公等业务。整个网络架构主要由信息采集层、终端设备层、无线接入层和核心层及业务层组成[5]。信息采集层完成发电设备信息采集、编码、传输、控制等功能。终端设备层包括CPE、手持终端等接入终端，通过网口与信息采集层设备相连。手持终端可实现与主站的语音通话、视频通话、发电设备信息查询等功能，为运维人员提供了更好的保障性和技术性的支持。无线接入层包括天线、RRU、BBU、核心网等设备，提供大容量的无线传输通道。核心层及业务层提供无线接入层和终端层的管理，通过IP与电力业务主站进行连接[6]。

2.3 系统特性

逆变器使用PLC电力载波通信方式，利用逆变器输出三相电缆做为通信线路，无需敷设专用通信线路，通信可靠性高，解决了使用RS485通讯线布线量大，故障点多的问题。但因使用电力载波，通信受电力干扰较大，需要高性能的PLC耦合装置。LTE专网可实现快速部署，单站最大可覆盖范围10 km，每个基站可提供60 M bits/s带宽，无需挖沟埋光缆。传输时延小，维护简单，整体网络扁平化，简单化。使用4G LTE技术除了在频带宽度、数据速度、网络体系结构、纠错能力等方面有突出的优点外，最有利于光伏电站运维的是实现了语音和数据的融合，全面支持多媒体业务，这些为光伏电站日常运维的远程技术支持、专家诊断系统的应用实现打下了坚实的基础。

图5 4G LTE系统通信架构

表1 光伏电站监控系统常见故障

3 系统故障分析

本文针对2座分别采用RS485串口通信结合以太网光纤环网方案和电力线载波通信（PLC）结合无线通讯方案组网的山地光伏电站的实际运维工作，对电站监控系统经常出现的故障进行了统计（见表1）。其中A电站监控系统采用RS485串口通信结合以太网光纤环网方案，该电站位于内蒙古西部乌兰察布地区，总装机容量80 MWp，光伏组件采用国电光伏GDM-250PE03组件，逆变器为集中式逆变器，单机额定容量500 kW，箱式变压器为双分裂式变压器，额定容量为1000 kVA，1台双分裂箱式变压器带2台集中式逆变器。全站共80台箱式变压器，以8回35 kV线路通过地理电缆接入110 kV光伏电站35 kV母线上，35 kV母线采用双母分段接线方式。B电站监控系统采用电力线载波通信（PLC） 结合无线通讯方案组网方案，该电站位于山西大同境内，总装机容量100 MWp，光伏组件采用国乐叶LR6-72-330M组件，逆变器为组串式逆变器，单机额定容量40 kW，箱式变压器额定容量为1000 kVA，1台箱式变压器带25台集中式逆变器。全站共100台箱式变压器，以10回35 kV线路通过地理电缆接入110 kV光伏电站35 kV母线上，35 kV母线采用双母分段接线方式。两座电站相距近100 km，均为山地电站，地理地貌和光资源条件基本相似。

4 结论

通过对光伏电站监控系统常见故障进行统计，结合实际运维中遇到的问题，使用RS485串口通信结合以太网光纤环网方案的光伏电站，在夏季雷雨季节频发通讯故障，其中通讯卡件的损坏量较大，检查通讯卡件发现卡件上个别元器件烧毁。剩余故障集中在通讯线路损坏、断裂方面，发生此类故障排查难度较大，故障点确认后一般需要重新布线，工作量较大，故障消缺时间较长（见表2和图6）。

表2 2016年A、B电站监控系统故障统计

图6 监控系统故障时间统计

使用电力线载波通信（PLC） 结合无线通讯方案的光伏电站，监控系统故障主要发生在无线通讯中断方面，发生此类故障需要登录设备网管进行故障排查，故障原因多集中在线路接口不良、电源供电中断等方面。此类故障只需对设备进行微调即可，且有系统软件做为支持，处理起来较为简单，故障消缺时间较短（见表2和图6）。

光伏区系统通信使用电力载波通讯技术（PLC） 相较于RS485串口通讯减少了额外通讯线路的布置，系统抗干扰能力也大大增强。监控系统整体数据传输使用4G LTE无线通讯较光纤以太网环网在通信性能上先进，也是后期实现智能运维的基础。但从目前的实际使用来看，稳定性方面还有待加强，工程造价较高。总体来说，智能化的监控方案是光伏电站监控系统的发展方向，短期来看，对于山地光伏电站，使用电力线载波通信（PLC） 结合无线通讯方案不论是在工程建设还是后期运维方面都具有一定的先进性。