2 光伏电站监控对象 光伏电站主要由光伏阵列、汇流箱、低压直流柜、逆变柜、交流低压柜、升压变压器等组成，最后产生的高压交流并入国家电网。针对每个环节电力参数检测的需要，需要对于汇流箱、直流柜及交流柜中等电气设备进行数据采集，把各个环节的数据打包上传至后台，监控系统实现后台集中监控。通过实时监测和控制，通过各种样式的图表及数据快速掌握电站的运行情况，确保了太阳能光伏发电系统的完全可靠和稳定运行。
3 监控系统架构 整个监控系统可分为智能子站、规约转换、监控后台3个层次，其树状图如图所示。 图2：监控系统架构 从图可以看出光伏电站监控系统的后台通过以太网基于IEC60870-5-104规约可以与多台通讯管理机建立通讯，而1台通讯管理机通过IEC60870-5-104规约（或Modbus规约及厂家自定义规约）可以与多台智能装置建立通讯。这样的架构为监控系统后台对全站设备的管理提供通信支撑。 在大型地面电站中，通常智能子站层对应箱变发电、规约转换层对应开关站、监控后台对应监控室。
4 计算机监控系统设计 光伏方阵场计算机监控系统设计原则:
1)光伏场区监控纳入升压变电站计算机监控系统。
2)计算机监控系统光伏场区部分实现光伏场区设备(包括光伏阵列、汇流箱、逆变器、升压变等)的控制、保护、测量，以及信号的采集和上传。
4.1 监控系统网络设计 光伏场区内每个2.5MW或3.125MW逆变升压单元为一个监控单元，根据光伏场区内各逆变升压单元的分布位置，将全部逆变升压单元划分为若干个区域，每个区域内的监控单元组成环网结构。 现场监控单元环网交换机之间、现场环网交换机与升压变电站二次设备室网络通信柜中环网交换机之间均通过光纤介质连接。 汇流箱一般采用RS485通信接口、总线通信方式，通信介质采用屏蔽双绞线(若采用直埋敷设，则需要采用铠装屏蔽双绞线)。屏蔽双绞线的截面积根据总线的长度和连接的设备数量确定，可参考表1。
RS485总线不支持环形或星形网络，如果采用如图1-1中a、b、c的不正确连接方式，尽管在某些情况下(如距离短、速率低、干扰小等)仍然可以正常工作，但随着通信距离的延长或通信速率的提高，其不良影响会越来越严重，甚至发生通信故障，主要原因是信号在各支路末端反射后与原信号叠加，造成信号质量下降。
4.2 监控系统设备配置设计 每个逆变升压单元一般配置1面测控装置，主要包括现场环网交换机、规约转换装置和公用测控装置等。逆变升压单元的网络系统图见图1-2。
其中，汇流箱智能装置、直流柜智能装置、逆变器智能装置等通过通信线接入规约转换装置；公用测控装置完成对低压断路器柜、高压负荷开关柜和变压器等设备的控制和采集。 图4:光伏发电单元网络系统图
4.3 监控系统功能（1）规约转换。将汇流箱、直流柜、逆变器等设备的通信规约转换成与变电站监控系统相同的规约。 （2）信息的上传下达。将汇流箱、直流和逆变器等设备的信息上传至变电站监控系统，同时接受变电站监控系统的指令实现对逆变器的控制。
（3）低压开关柜、升压变压器和高压侧负荷开关柜的信息采集和控制。 状态信号包括升压变压器高压侧负荷开关分合闸状态、低压侧断路器分合闸状态、逆变升压单元门位置状态。 报警信号包括升压变压器非电量报警(即温度高报警，若为油浸式变压器，还有压力释放报警和瓦斯报警)以及升压变压器高压侧熔断器熔断报警等。 控制信号包括低压侧断路器的分合控制、高压侧负荷开关的分合控制等。 （4）对时功能，具有接受时钟对时的功能，一般采用网络对时。
（5）对外接口，计算机监控系统光伏场区部分通过光缆与计算机监控系统升压变电站内网络设备进行连接。
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