《NB-T11221-2023光伏电站频率监测与控制装置技术规范.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《NB-T11221-2023光伏电站频率监测与控制装置技术规范.docx（15页珍藏版）》请在课桌文档上搜索。
1、ICS 29.120.01CCS K 46NB中华人民共和国能源行业标准NB/T112212023光伏电站频率监测与控制装置技术规范Technicalspeci11cationforfrequencymonitoringandcontrolequipmentofphotovoltaicpowerstation2023-11-26实施2023-05-26发布国家能源局发布目次前言II1范围12规范性引用文件13术语和定义14使用环境25技术要求26试验方法87检验规则118标志、包装、运输和贮存12-XX.三-A-.刖百本文件按照GBT1.12020标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草
2、规则的规定起草。请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由中国电器工业协会提出并归口。本文件起草单位：云南电网有限责任公司电力科学研究院、机械工业北京电工技术经济研究所、宣城先进光伏技术有限公司、昆明理工大学、中国南方电网电力调度控制中心、云南电网有限责任公司、云南电力试验研究院（集团）有限公司、重庆大学、哈尔滨电站设备成套设计研究所有限公司、中国三峡新能源（集团）股份有限公司、埃顿能源科技（四川）有限公司、中国华能集团清洁能源技术研究院、阳光源股份有限公司、中国长江三峡集团有限公司、昆明自动化成套集团股份有限公司、北京和瑞储能科技有限公司、国电南瑞科技
3、股份有限公司、天津天传电控设备检测有限公司。本文件主要起草人：何廷一、周鑫、刘亚楠、毕恩兵、束洪春、果岩、何鑫、陈亦平、吴水军、姚经春、曾丕江、王强钢、王泽浩、李东海、任鑫、梁宇、姚朴、卢霁明、丛培强、周靖、张若愚、杜荣华、张国强、李庚泽、赵春媛。本文件为首次发布。光伏电站频率监测与控制装置技术规范1范围本文件规定了光伏电站频率监测与控制装置（简称“装置”）的使用环境、技术要求、试验方法、检验规则和标志、包装、运输和贮存等相关内容。本文件适用于通过IOkV以上电压等级并网的光伏电站并作为该类装置的研制、设计、制造、试验、检验和应用的依据，其他电压等级可参照执行。2规范性引用文件下列文件中的内容
4、通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件：不注明日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T191包装储运图示标志GB/T19582.1基于ModbUS协议的工业自动化网络规范第1部分：Modbus应用协议GB/T19964光伏发电站接入电力系统技术规定GB/T20645特殊环境条件高原用低压电器技术要求NB/T10298光伏电站适应性移动检测装置技术规范DL/T634.5101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/T634.5104远动设备及系统第5-104部分：传输规约采用标准
5、传输协议集的IEC60870-5-101网络访问3术语和定义以下术语和定义适用于本文件。3.1光伏电站频率监测与控制装置frequencymonitoringandcontrolequipmentofPVstation通过调节光伏电站内并网逆变器、储能设备（如光伏电站配置储能设备）的有功功率输出，使得光伏电站的有功/频率响应满足电网预先设定值要求。3.2光伏电站惯响应inertiaresponseofPVstation当电力系统频率快速变化时，光伏电站响应于系统频率变化率快速调整自身有功功率的功能。注：用于缓解系统频率快速变化。3.3光伏电站一次调频primaryfrequencycontro
6、lofPVstation当电力系统频率偏离额定值时，光伏电站响应于系统频率偏差快速调整自身有功功率的功能。注：用于降低电力系统的频率偏差。3.4调频死区deadbandoffrequencycontrol光伏电站在额定频率附近不参与调频的频率区间。3.5一次调频响应滞后时间delaytimeofprimaryfrequencycontrol从系统频率变化超过一次调频死区开始，光伏电站实际输出有功功率变化量达到有功功率目标值和初始值之差的10与所需的时间3.6一次调频响应时间primaryfrequencydelaytime从系统频率变化超过一次调频死区开始，光伏电站实际输出有功功率变化量达到有
7、功目标值和初始值之差的90%所需的时间。3.7一次调频调节时间SettIingtimeofprimaryfrequencyregulation从系统频率变化超过一次调频死区开始，光伏电站实际输出有功实测值与有功目标值之差的绝对值始终不超过允许偏差的最短时间。3.8有功功率控制误差errorofactivepowercontrol光伏电站达到稳态后有功功率设定值与实际值的差值。4使用环境4.1 正常环境条件正常环境条件应满足以下要求：a)环境温度-25C40C,设备在此温度下正常运行。b)大气压力79.5kPa106.0kPa,设备可正常运行；海拔超过200Om应按GB/T20645进行修正。c
8、)相对湿度5%95%(环境温度为40C时)，相对湿度短时可达到100%,装置内部不应产生凝露。4.2装置电源要求装置电源应具备交流和直流供电两种形式：4. 2.1交流电源额定电压及允许波动范围：a)额定电压AC220V+7%,-10%;b)频率及波形范围额定频率为50Hz,允许偏差不超过40.2%;电压正弦波形总畸变率W5%。5. 2.2直流流电源额定要求：a)直流电源额定电压为DCllOVdC或DC220V;b)直流电源80%120%额定电压，设备可正常运行：c) 直流电源纹波额定电压的15%,静态功耗50W,动作时功耗W70W。5技术要求3.1 基本要求3.1.1 模拟量/开关量输入输出a
9、) 额定交流电流输入为5A或1A;b) 额定交流电压输入为100V;c) 开关量输入宜配置25路开关量输入通道：d) 开关量输出宜配置30路开关量输出通道。3.1.2 测量及计算精度a)测量电压、电流的准确度等级采用0.2级；b)测量有功功率的准确度等级采用05级；O电网频率测量误差不应大于0.002Hz,可根据属地要求，设置相应参数；d) 频率采样周期应小于IoOms;e) 一次调频程序运算周期应小于100ms。f) 频率变化率时间窗口宜不大于200ms,不小于IOoms。5.1.3控制技术参数a) 频率测量范围为fv-5ffn+5;b) 频率控制死区为0.02Hzfv0.06Hz,可根据电
10、网需求确定；c) 调差系数宜为2%6%;d) 过频频率控制斜率.2,宜为0.5Hzs;羯6做5.2频率监测与控制5.2.1控制基本原则装置的控制对象应为电站内光伏逆变器和储能系统(若电站配置储能系统)。当光伏电站有功出力高于预定参与调频的有功功率且电网频率偏离预定的频率死区时，装置应自动调整有功功率减少频率偏差，当电网频率恢复至调频动作死区范围内时，自动退出调频功能，并能满足以下要求：a)当电网频率下扰越限时，如光伏发电单元处于限功率状态，装置应根据惯量响应、一次调频曲线快速增加有功功率，增加至目标值或当前最大有功功率：b)当电网频率上扰越限时，装置应根据惯量响应、一次调频曲线快速减小有功功率
11、，减小至目标值或当前最小有功功率：c)如光伏电站配有储能系统，装置应根据惯量响应、一次调频曲线、逆变器及储能系统的出力特性，合理分配有功功率，实现光伏电站频率响应。如调度有要求，应按照调度指令进行控制。d)集中协调控制光伏电站内所有光伏发电单元：e)与调度AGC、AVC主站通讯，上传采集数据，接受控制命令：f) 监测光伏发电单元安全约束调节，根据接收到的控制命令在满足安全约束条件下实施控制命令输出。g) 装置应具备惯量响应、一次调频分别投退功能，并将功能投退与动作信号上传至光伏电站监控系统。h)装置协助光伏电站，应满足GB/T19964的有关要求。i)装置应控制光伏电站调频响应滞后时间不大于1
12、s,响应时间不大于5s,功率响应偏差不大于电站额定功率的5.2.2惯量响应装置应具备惯量响应功能，并能实时监测并网点频率。惯量调频死区可根据电网实际情况确定，宜设定在土(0.02Hz0.06Hz),频率变化率采样周期宜不大于20OmS)当频率偏差大于死区范围，且光伏电站出力大于20%PN时，装置应在满足公式(1)条件下提供惯量响应，并且光伏电站有功功率变化量AP应满足公式(2),光伏电站有功功率上升时间不大于Is,允许偏差不大于l%Pn光伏电站通过限功率、配比储能等方式，保证最大可用有功调节量不低于10%PN,T典型取值为4s12s,推荐设定值为5s。/尸=IM式中：t时间，单位为秒（三）;f
13、-装置并网点频率，单位为赫兹（Hz）;TJ一一光伏电站惯性时间常数，单位为秒（s）;PN光伏电站额定功率，单位为兆瓦（MW）;fN系统额定频率，单位为赫兹（Hz）;f光伏电站并网点频率变化量，4f=f-fn,单位为赫兹（Hz）;P光伏电站惯量支撑有功功率变化量，单位为兆瓦（MW）。5.2.3一次调频当系统频率偏差大于死区范围，宜设定为（0.02Hz0.06Hz）;且光伏电站有功出力宜大于10%PN时，装置应能控制光伏电站参与电网一次调频。装置应具备过频响应与欠频响应两种调频响应功能，可独立投入或同时投入，具备投入方式根据电网实际情况确定。装置的一次调频功能应包含基本调频响应模式，宜包含分段调频
14、响应模式。a）基本调频响应模式基本调频响应模式下，装置应能根据并网点频率测量值，按照公式（2）和图1调整电站有功功率。KUX色产xPnJLn式中：P光伏电站输出有功功率的变化量，单位为兆瓦（MW）;Kll有功调频系数（欠频响应）；KHi一一有功调频系数（过频响应）；PN光伏电站额定功率，单位为兆瓦（MW）;IL1一一欠频响应动作死区阀值，单位为赫兹（Hz）;IHi过频响应动作死区阀值，单位为赫兹（Hz）;f-装置并网点频率，单位为赫兹（Hz）;fN系统额定频率，单位为赫兹（Hz）。图1基本调频响应模式b）分段调频响应模式分段调频响应模式下，装置在有功功率可调节范围内应能根据频率偏差值，在不同频
15、率偏差范围采用不同调频系数调整有功功率，按公式（3）计算，分段调频响应模式见图2。K(_2XXPNJfH2式中：P光伏电站输出有功功率的变化量，单位为兆瓦（MW）;KL1有功调频系数（欠频响应I段）；KHi有功调频系数（过频响应I段）；KL2有功调频系数（欠频响应II段）；KH2有功调频系数（过频响应II段）；PN光伏电站额定功率，单位为兆瓦（MW）;flu欠频响应动作死区阀值，单位为赫兹（HZ）:fHi过频响应动作死区阀值，单位为赫兹（Hz）;f装置并网点频率，单位为赫兹（Hz）;IN系统额定频率，单位为赫兹（Hz）05.3 防扰动装置具备故障电压穿越暂态过程中防扰动的功能，具体要求如下：a
16、)装置在到故障电压穿越暂态过程中频率未发生变化时，应具备防扰动功能，不响应频率变化；b)在检测到故障电压穿越暂态过程80%Un120%Un中频率发生变化时，应自动退出防扰动功能，响应频率变化5.4 AGC控制协调装置应具备以下功能，电网依据实际情况选择执行：a) 一次调频闭锁AGC功能，在一次调频响应期间，装置不响应AGC指令；b) AGC闭锁一次调频功能，在AGC指令响应期间，装置不响应一次调频指令；c) AGC叠加一次调频功能，装置具有AGC叠加一次调频功能。5.5 优先级装置一次调频功能应优先于光伏发电单元一次调频功能，装置一次调频功能投入时应退出光伏发电单元一次调频功能。5.6 实时通
17、信装置应具备与调度、逆变器及其他设备的通讯能力。a) 装置应能实时采集光伏电站并网点的CT/PT信号，并实时接收调度中心的功率指令，与当前光伏电站并网点的功率比较，计算出光伏电站并网点的目标输出功率。并综合考虑系统及设备故障以及各种限制和闭锁条件以后，给出当前运行方式下，光伏发电单元能力范围内的调节方案，最终实现全场频率的集中协调控制：b)装置测量动作信号应上传调度系统，包含但不限于一次调频投入/退出、一次调频动作/复归、装置采集频率、功率计算值等。通讯宜采用TCP/IP通信接口并符合DLZT634.5101.DL/T634.5104的要求；c) 装置应直接与光伏发电单元逆变器进行通信，实时接
18、收光伏发电单元的运行信息，同时将有功功率控制目标下发给光伏发电单元。通讯宜采用TCP/IP通信接口并符合GB/T19582.1、DL/T634.5101、DL/T634.5104的要求；d) 装置应能与光伏电站升压站监控系统进行通信，实时采集光伏电站运行信息。通讯宜采用TCPAP通信接口并符合并符合DUT634.5101、DUT634.5104的要求；e）装置接收光伏电站升压站监控系统数据周期：ls;装置向调度主站上传数据周期：ls5.7 数据记录与计算装置应能存储所需采集点数据并计算调频结果，以及策略数据和运行状态，故障信息等，并可在线绘图和分析。5.7.1数据记录a）数据采集类型应包括但不
19、限于： 光伏电站全站总理论发电功率、总可用发电功率、总有功功率实际值：光伏电站并网点三相电压、三相电流，光伏电站有功功率、无功功率；一光伏电站频率实际值、调频有功功率增加值： 储能系统的有功功率、无功功率（若电站配置储能系统）； 光伏电站一次调频动作、一次调频退出等开关状态；一一光伏发电单元有功功率、无功功率、电压及运行状态；b）记录的数据采用自动循环覆盖的方式，应有足够的安全性。不应因直流电源中断而丢失已记录的数据：不应因外部访问而删除记录数据；不应提供人工删除和修改记录数据的功能。c）当一次调频动作时时装置应能启动暂态录波，并建立事件标识。d）支持记录维护人员和操作人员的操作记录，包括但不
20、限于：操作时间、操作用户和操作内容等；e）支持历史数据和统计数据导出功能；f）装置服务器关键历史数据存储时间不低于1年。5.7.2数据计算a） 一次调频投入率统计装置通过采集光伏电站一次调频投入/退出开关量和光伏电站实发功率，实现对光伏电站一次调频投退状态进行实时监测和统计，计算出一次调频统计投入率（通常以周为单位进行统计），并能对光伏电站一次调频投运状态进行实时、历史查询。光伏电站一次调频统计投入率如式（4）所示。4（%）=FIo0%式中：2一次调频月投入率；T1投入一次调频时间（s）;T光伏电站并网运行时间（s）.b） 一次调频实测贡献电量在电网频率越过装置一次调频死区的一个积分期间的电量
21、。以越过装置一次调频死区点的实际发电有功P。为基点，向后积分发电电量，积分长度为1分钟，如果装置在1分钟内，系统频率恢复到动作死区以内正常，则积分时间到此为止，如果超过1分钟，则取1分钟。H产f（E-PcNt（5）式中：Hi一一光伏电站一次调频贡献电量；符号规定：高频少发或低频多发电量为正，高频多发或低频少发电量为负；to系统频率超过装置一次调频动作死区的时刻：to系统频率返回装置一次调频动作死区的时刻；Ptt时刻光伏电站实际发电有功功率；Po时刻光伏电站实际发电有功功率。5.8其他功能a）自检功能：装置应具有在线自动检测功能，在正常运行期间，装置中的单一部件损坏时，应能发出装置异常信号。b）
22、自恢复功能：装置应设有自恢复电路，在正常情况下，装置不应出现程序走死的情况，在因干扰而造成程序走死时，应能通过自复位电路自动恢复正常工作。c）告警功能：TV/TA断线、直流电源消失、装置故障、通信异常、时钟同步信号异常时，装置应发出告警信号，并可以以硬接点或软报文方式上送光伏电站监控系统，以便现场运行人员及时检查、排除故障；TV/TA断线、直流电源消失、装置故障告警信号在失去外部电源的情况下不能丢失。d） 装置宜具备远程配置及程序升级功能。e） 可对自检/自恢复/告警原因、人员操作等形成事件记录。6试验方法6.1 试验装置要求可采用光伏电站适应性移动检测装置、模拟信号发生装置进行测试。利用模拟
23、信号发生装置可通过产生三相交流电压信号或直流电压信号接入装置的二次侧，模拟电网频率扰动，测试时推荐采用如图2所示的测试装置。升压变压器图2频率信号发生装置示意图a）光伏电站适应性移动检测装置应满足NB/T10298的相关要求;b）模拟信号发生装置应满足下列要求： 电压输出范围：3相，0140V; 电压准确度：0.05级； 频率输出范围宽于：45HZ55Hz; 频率准确度：不高于0.002Hz;一连续相移的时间间隔不应小于120ms,相移应大于60; 相位误差不应超过0.1。c）数据采集装置应满足下列要求：一电压互感器和电流互感器的精度应不低于0.2级； 采样带宽应不小于2.5kHz; 模入通道
24、抗共模干扰能力：不小于80db;一软件测量频率精度：工频系统误差小于0.001Hz;相位角测量精度：工频系统误差小于0.1：测量及计算精度利用模拟信号发生装置在装置测量信号端口产生45Hz55Hz频率波动，并以IHZ为间隔测量并计算装置在系统频率波动时电流、电压、有功功率的计算值。a) 利用模拟信号发生装置在装置测量信号端口产生45Hz55Hz频率波动，并以IHZ为间隔测量装置在系统频率波动时电流、电压并计算有功功率。b) 利用模拟信号发生装置在装置测量信号端口产生-l.5Hzs15Hzs频率波动，并以0.IHzZs为间隔测量装置在系统频率波动时电流、电压并计算有功功率。6.2惯响应试验利用模
25、拟信号发生装置在装置测量信号端口产生要求的频率波动，测试装置在系统频率波动时对惯量调频的能力，测试结果应满足6.2的要求。测试步骤如下：a) 打开惯量调频调频功能，调节高精度电压信号发生在标称电压下输出频率按照表1设置频率，频率保持时间不应小于30s;b) 通过数据采集装置记录稳态区间中光伏电站交流侧电压与电流的数据，以每20ms为一点计算频率变化量调频响应的有功功率平均值；c) 计算频率变化量的启动时间、响应时间、调节时间、有功功率稳态均值；根据机端频率的实际测量值，按照公式(2)计算有功功率变化量。表1新能源机组惯量响应特性测试内容序号频率设定值(HZ)频率变化率(Hzs)频率变化波形14
26、8.00.120.5351.50.1JV40.51.3 一次调频测试利用模拟信号发生装置在装置测量信号端口产生要求的频率波动，测试装置在系统频率波动时对一次调频的能力，测试结果应满足6.2的要求。测试步骤如下：a) 打开一次调频调频功能，调节高精度电压信号发生在标称电压下输出频率按照表2设置频率，频率保持时间不应小于30s;b) 通过数据采集装置记录装置测量单元的交流恻电压与电流的数据，以每20ms为一点计算频率变化量调频响应的有功功率平均值；c) 计算频率变化量的启动时间、响应时间、调节时间、有功功率稳态均值：根据机端频率的实际测量值，按照公式(3)计算有功功率变化量。表2频率阶跃序号频率设
27、定值(HZ)持续时间(三)频率变化波形148.030248.530349.530449.930550.130650.530751.530848.Q-50.0-51.530951.5-50.0-48.0301.4 综合调频试验利用模拟信号发生装置在装置测量信号端口产生要求的频率波动，测试装置在系统频率波动时对变化量调频的能力，测试结果应满足6.2的要求。测试步骤如下：a） 打开一次调频调频功能，调节高精度电压信号发生在标称电压下输出频率按照表3表4设置频率，频率保持时间不应小于30s;b） 通过数据采集装置记录装置测量单元的交流侧电压与电流的数据，以每20ms为一点计算频率变化量调频响应的有功功
28、率平均值；O计算频率变化量的启动时间、响应时间、调节时间、有功功率稳态均值；根据机端频率的实际测量值，按照公式（2）和公式（3）计算有功功率变化叠加量。序号频率设定值（HZ）频率变化率（Hzs）频率变化波形148.0-50.0-51.50.120.5351.5-50.0-48.00.140.5序号频率设定值（HZ）持续时间（min）频率变化波形1实际电网频率上扰52实际电网频率下扰5501.5 防扰动试验利用模拟信号发生装置在装置测量信号端口产生要求的频率波动，测试装置在高低电压穿越暂态过程中防扰动功能，测试结果应满足6.2的要求。测试步骤如下：表5防扰动测试内容序号频率设定值故障穿越期间频率
29、变化波形150Hz51.5Hz低电压穿越故障50Hz-2高电压穿越故障350Hz48Hz低电压穿越故障50HZ-高电压穿越故障6. 6AGC控制协调试验AGe采用本地闭环模式运行，高精度电压信号发生器作为信号发生源在装置测量信号端口输出频率阶跃上扰或下扰信号，根据AGC指令和快速频率响应指令的先后次序和类型，光伏发电站推荐在500.1HZ及500.50HZ两种扰动幅值情况下开展指令叠加测试，可根据电网需求，进行扰动幅值设置，测试结果应满足6.2的要求。表6AGC协调试验测试示意指令登加类型二次调频指令增10%Pn减10%Pn波动上扰上扰+二次调频增上扰+二次调频减50.1二次调频增+上扰二次调
30、频减+上扰频率扰动类型波动下扰49.9下扰+二次调频增下扰+二次调频减二次调频增+下扰二次调频减+下扰波动上扰50.50上扰+二次调频增上扰十二次调频减二次调频增+上扰二次调频减+上扰波动下扰49.50下扰+二次调频增下扰+二次调频减二次调频增+下扰二次调频减+下扰注：表格中“+”表示两种指令以时序叠加，如“上扰+二次调频增”表示：先进行频率上扰，待快速频率响应功能动作后在频率上扰结束前触发二次调频增功率指令。7检验规则7.1试验分类产品试验分出厂试验和型式试验，试验项目列表见表7。表7出厂试验和型式试验的项目序号试验项目型式试验出厂.试验定检试验试验方法测量及计算精度JJ6.22惯量调频试验
31、JJ6.33一次调频试验6.44综合调频试验JJ6.55防扰动试验6.66AGC控制协调试验6.77. 2出厂试验为验证装置控制性能，保证其符合本标准和型式试验的相关要求，对组装后的装置必须逐台进行出厂试验。出厂试验合格后应给予出厂试验合格证明。出厂试验时，只要有一项不符合规定要求，则返修复试。复试合格后方可给予出厂试验合格证明。7. 3定检试验定检试验周期由装置供应商与电网进行协商确定。8标志、包装、运输和贮存8.1 标志产品应有下列标志：a）产品型号、名称；b）生产厂名、商标；c）出厂编号。8.2 包装8. 2.1包装箱标志及字样：包装箱外表应有如下标志：a）生产企业名称、地址；b）产品名称、型号；c）毛重、箱体尺寸；d）“小心轻放”、“向上”、“怕湿”等标志或字样，标志应按GB/T191中有关规定执行。8.2.2包装箱内应有防震、防潮措施，以保证产品不受自然损坏。8.2.3包装箱内应随带下列文件：包装箱应有如下文件：a） 装箱单（应详细标明型号、数量）；b） 检测装置出厂试验报告及合格证：c）使用说明书；d）传感器检测报告。8. 3运输和贮存8.3 .1包装件符合运输作业的规定，避免在运输和装卸时包装件内部件产生滑动、撞击和磨损，造成部件的损坏。8.4 .2产品存放时，应放在温度为（TC40、相对湿度不超过85%,空气中无腐蚀性物质的室内。
