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1、ICS 27.180F 19OB中华人民共和国国家标准GB/T-X风光储联合发电站运行控制技术规范Technicalspecificationforoperationcontrolofwind/PV/storagepowerplant（征求意见稿）20X-X-XX发布20X-XX-XX实施国家市场监督管理总局炒本国家标巡化管理委员会发布目次11yH+，B+*+，*+*+ws+*9,S+*+.*+*+,e+,*+*+33+*+*g*+*+s+K*+*,+,*,*+*S*+*1范围2规范性引用文件13术语和定义24总体要求35运行管理36功率控制47运行适应性68电能质量79继电保护与安全自动装置
2、710自动化与通信7H网络安全12目匕T十J，+.，*+，+，+.+,+,+,+,+,*,+,+,+.,*,+,.,*,8附录A资料性）风光储联合发电站控制系统响应性能曲线10附录B（资料性）风光储联合发电站无功电压控制模式H刖草。本文件按照GB/T1.1-2020标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则的规定起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。本文件由中国电力企业联合会提出并归口。本文件起草单位：XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX本文件主要起草人：风光储联合发电站运行控制技术规范1范围本文件规定了风光储联合发电站接入电网的运行管理
3、、功率控制、运行适应性、电能质量、继电保护与安全自动装置、自动化与通信、网络安全、电能计量的要求。本文件适用于接入35kV及以上电压等级电网的风光储联合发电站，包括以下3类电站：a）风力发电、光伏发电、储能联合发电站；b）风力发电、储能联合发电站；c）光伏发电、储能联合发电站。2规范性引用文件文件。GBAr 12326GBfr 14285GB 14549GB 15543下列文件中的内容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H期对应的版本适用于本文件；不注H期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本电能质量电正波动和闪变继电保护和安全自动装置技术规
4、程电能质量公用电网谐波电能质量三相电压不平衡GBfT19963.1风电场接入电力系统技术规定第一部分：陆上风电GB 19964GB 31464GB 33599GB 35694GBfT 36547GB 36572GB 38335GB 38755GB 40090GB 40594GB 40595GB51311GB 51437光伏发电站接入电力系统技术规定电网运行准则光伏发电站并网运行控制规范光伏发电站安全规程电化学储能系统接入电网技术规定电力监控系统网络安全防护导则光伏发电站运行规程电力系统安全稳定导则储能电站运行维护规程电力系统网源协调技术导则并网电源一次调频技术规定及试验导则风光储联合发电站调试
5、及验收标准风光储联合发电站设计标准GBfTXXX电化学储能电站接入电网运行控制规范DLTT448电能计量装置技术管理规程DL516电力调度自动化系统运行管理规程DL544电力通信运行管理规程DL/T559220kV-750kV电网继电保护装置运行整定规程DL/T5843kVIIokV电网继电保护装置运行整定规程GB/TXXXXXXXXDLT645多功能电能表通信协议DL/T2528电力储能基本术语DL/T5(X)3电力系统调度自动化设计规程3术语和定义GB/T19963,GB/T19964,GB/T36547、GBfT51437、GB/T51311界定的以及下列术语和定义适用于本文件。3. 1
6、风光储联合发电站wind/PV/storagepowerplant由风力发电、光伏发电和电化学储能组合形成的联合发电站，分为风力发电、光伏发电、电化学储能联合发电站，风力发电、电化学储能联合发电站，光伏发电、电化学储能联合发电站。来源：GB/T51437,2.0.14. 2联合发电站监控系统coordinationmonitoringandcontrolsystem对风光储联合发电站站内风电、光伏、储能分系统及变电站进行协调控制的监控系统。来源：GB/T51437,2.0.235. 3风电分系统windpowersubsystem由风力发电单元及其汇集线、汇集线开关柜、风电监控系统组成的发电分
7、系统。来源:GB/T51311,2.0.43,4光伏分系统photovoItaicsubsystem由光伏发电单元及其汇集线、汇集线开关柜、光伏监控系统组成的发电分系统。来源：GB/T51311,2.0.53.5储能分系统energystoragesubsystem由储能运行单元及其汇集线、汇集线开关柜、储能监控系统组成的分系统。来源：GB/T51311,2.0.63.6有功功率变化activpowerchangeofcoordinationplant一定时间间隔内，联合发电站有功功率最大值与最小值之差。6. 7联合发电站惯量响应inertiaresponseofcoordination当电力
8、系统频率快速变化时，联合发电站响应于系统频率变化率，通过控制系统快速调整有功出力,从而有助于缓解系统频率快速变化的功能。来源：GB/T19963,3.11,有修改3.8联合发电站一次调频primaryfrequencyregulationofcoordination当电力系统频率偏离额定频率时，联合发电站响应于系统频率偏差，通过控制系统调整有功出力，从而有助于减少频率偏差的控制功能。4总体要求4.1风光储联合发电站设计、调试和验收应分别满足GB/T51437和GB/T51311的规定。4. 2风光储联合发电站接入电网风电分系统、光伏分系统、储能分系统应分别满足GB/T19963,GB/T199
9、64、GB/T36547的要求。4. 3风光储联合发电站接入电网运行控制应制定安全规程和现场运行规程，并定期开展安全运行维护。5. 4风光储联合发电站在申请接入电网调试前应提供经验证的联合发电站的模型、参数和控制系统特性等资料。4. 5风光储联合发电站接入电网前，应与电网企业签订并网调度协议，并网调度协议的内容应满足GB/T31464的规定.4. 6风光储联合发电站宜配置功率预测系统，系统需具有整站和分系统的024Oh中期发电功率预测、072h短期发电功率预测、I5min4h超短期发电功率预测功能，功率预测时间分辨率应不低于15min05. 7风光储联合发电站的监控系统、继电保护及安全自动化装
10、置、电力通信系统、调度自动化系统等应满足GB/T36572的要求。4. 8风光储联合发电站内各单元及动态无功补偿设备对系统电压和频率波动的耐受能力应与同容量同步发电机组的电压和频率耐受能力一致。7. 9风光储联合发电站并网运行前应进行接入电网性能测试。5运行管理5.1 风光储联合发电站应配合电网调度机构保障电网安全，参与电网调峰、调频和调压等，并满足GB38755、GBT31464,GB40594利GBT40595的要求。5.2 风光储联合发电站应设立自动化、继电保护、监控、通信等专业技术人员，并报送电网调度机构备案。5.3 风光储联合发电站技术人员应经过岗位培训，遵守调度纪律，熟悉调度业务及
11、调度术语，持有电网调度机构颁发的上岗资格证书。5.4 对于电网调度机构管辖设备，风光储联合发电站应按照调度指令执行操作，并告知现场情况，答复电网调度机构值班调度员的询问。5.5 风光储联合发电站应及时、准确、可靠地向电网调度机构传送风光储联合发电站一次系统和二次系统设备运行信息、气象信息、功率预测信息等。GB/TXXXXXXXX5.6 风光储联合发电站应及时向电网调度机构上报风光储联合发电站内一次系统设备、二次系统设备及其安全防护方案的变更情况。5.7 风光储联合发电站涉网设备检修时，应提前向电网调度机构报送检修计划，提交检修申请，获得批准后方可实施。5.8 风光储联合发电站内电网调度机构管辖
12、设备发生异常时，应上报电网调度机构。5.9 风光储联合发电站一次系统设备故障时，应立即停运故障设备，隔离故障现场，并汇报电网调度机构。5.10 风光储联合发电站二次系统设备故障时，应立即上报电网调度机构，分析原因并采取相应措施。6功率控制6. 1-般规定1 .1.1风光储联合发电站的运行方式主要包括：a）风光储联合运行：风电、光伏发电，储能充电或者放电。b）风光联合运行：凤电、光伏发电。c）风储联合运行：风电发电，储能充电或者放电。d）光储联合运行：光伏发电，储能充电或者放电。e）风电运行：风电发电。f）光伏运行：光伏发电。g）储能运行：储能充电或者放电。6 1.2风光储联合发电站应具备远方控
13、制模式和就地控制模式。7 .2发电计划6. 2.1风光储联合发电站应能够自动计算整站理论可发功率及备用容量，具备降低总有功出力、增加总有功出力、有功功率变化率控制等自动发电控制功能。7. 2.2风光储联合发电站应根据设备的运行状态和风、光功率预测数据制订发电计划，按时向电网调度机构提交电站年度、月度、日或特殊运行方式发电计划8. 2.3风光储联合发电站应在上报发电计划的同时，向调度机构上报储能分系统运行状态及可用充放电功率和能量。6.2.4风光储联合发电站应配合电网调度机构编制异常天气、节假日等特殊运行方式下的运行控制预案，按照调度指令控制有功功率。6.3有功功率控制1.1.1 3.1风光储联
14、合发电站应具备有功功率自动控制功能，应接入自动发电控制系统（AGC）,能够接收并自动执行电网调度机构远方发送的有功功率及有功功率变化的控制指令。1.1.2 3.2风光储联合发电站有功功率自动控制应符合下列要求：a）远方控制模式下，根据调度主站的控制指令，进行有功功率自动控制：b）就地控制模式下，根据预先给定的有功功率或频率调节目标进行控制。GB/TXXXXXXXX1.1.3 3.3风光储联合发电站应结合当日风电、光伏有功功率实际运行情况和电网调度机构指令及时调整联合发电站的运行模式。1.1.4 风电分系统和光伏分系统有功功率总和小于功率控制指令要求时，(诸能分系统应放电：风电分系统和光伏分系统
15、有功功率总和大于定功率控制要求时，储能分系统应充电。1.1.5 凤光储联合发电站应具备惯量响应功能，当系统频率变化率超出惯量响应死区范围，惯量响应应正确动作。1.1.6 凤光储联合发电站中的储能分系统宜先提供惯量响应，当惯量响应的有功功率变化量需求超过储能分系统的可用功率时，宜由风电分系统和储能分系统共同提供惯量响应。1.1.7 风光储联合发电站应具备一次调频功能，当系统频率偏差超出一次调频死区范围，一次调频应正确动作.1.1.8 风光储联合发电站中的储能分系统宜先启动一次调频响应，当一次调频的有功功率变化量需求超过储能分系统的可用功率和能量时，宜由风电分系统、光伏分系统和储能分系统共同提供一
16、次调频。6. 3.9风光储联合发电站惯量响应、一次调频及AGC控制等功能应协调配合，惯量响应和一次调频优先级高于AGC,惯量响应和一次调频功能可根据电力系统运行需要通过本地或远方控制投入或退出。7. 4无功功率控制8. 4.1风光储联合发电站应具备无功功率调节能力和自动电压控制功能，应接入自动电压控制系统(AVC),能够接收并自动执行电网调度机构远方发送的并网点电压值或无功功率值。9. 4.2风光储联合发电站的无功调节应能够满足各种发电出力水平和接入系统运行工况下的稳态、暂态、动态过程的无功和电压自动控制的要求。10. 43风光储联合发电站无功电压控制模式应包括电压控制、功率因数控制、无功功率
17、控制，控制模式及功能见附录B。11. 4.4风光储联合发电站无功电压控制应符合下列要求：a)远方控制模式下，根据调度主站的控制指令，进行无功电压自动控制；b)就地控制模式下，根据预先给定的无功功率或电压调节目标进行控制。12. 45在电网稳态情况下，风光储联合发电站宜优先利用风电机组、光伏逆变器和储能变流器的无功调节能力。13. 4.6当风光储联合发电站的无功补偿设备因故退出运行时，应立即向电网调度机构汇报，并按指令控制风光储联合发电站运行状态。14. 47风光储联合发电站有功出力为零时，应具备电网调用无功功率的能力。15. 4.8在保证电压合格的前提下，宜根据网损最小原则，协调控制风光储联合
18、发电站内风电机组、光伏逆变器、储能变流器和无功补偿装置，合理优化各节点的无功出力及电压水平。16. 49当公共电网电压处于正常范围内时，通过110(66)kV电压等级接入电网的风光储联合发电站应能够控制风光储联合发电站并网点电压在标称电压的97%107%范围内。17. 4.10当公共电网电压处于正常范围内时,通过22OkV及以上电压等级接入电网的风光储联合发电站应GBZTXXXXXXXX能够控制风光储联合发电站并网点电压在标称电压的100%-110%范围内。6.5紧急控制6.5.1 在电力系统事故或特殊运行方式下，风光储联合发电站应按照电网调度机构的要求降低或增加有功功率。6.5.2 在风光储
19、联合发电站的运行危及电力系统安全稳定的情况下，电网调度机构可按相关规定暂时将联合发电站切除。6.5.3 事故处理完毕，电力系统恢复正常运行状态后，风光储联合发电站应按调度指令并网运行。7运行适应性7.1 -般规定1 .1.1风光储联合发电站故障穿越应包括具备低电压穿越能力、高电压穿越能力、连续故障穿越能力，在电压考核范围内，风光储联合发电站的发电单元应保证不脱网连续运行。7 .1.2对于无特殊要求的风光储联合发电站，风光储联合发电站故障穿越时应具备动态无功支撑能力和有功控制能力。7.2 电压适应性7.2.1 当风光储联合发电站并网点电压在标称电压的90%110%之间时，电站内风电分系统、光伏分
20、系统、储能分系统应正常运行7.2.2 当风光储联合发电站并网点电压低于标称电压的90%或者超过标称电压的110%时，电站内风电分系统、光伏分系统、储能分系统应分别按照GB19963、GB/T19964,GB36547的低电压穿越、高电压穿越和连续故障穿越要求运行，并按规定输出动态无功支撑电流。7.2.3 电力系统故障期间没有切除的风光储联合发电站，其有功功率在故障清除后应快速恢复，自故障清除时刻开始，以至少20%Pn/s的功率变化率恢复至故障前的值。7.2 4风光储联合发电站并网点电压升高期间，在满足动态无功电流支撑能力的前提下，风光储联合发电站应具备有功控制能力，有功功率应执行故障前的电网调
21、度机构指令，若无调度指令，输出实际工况对应的有功功率。7.3 频率适应性7.3.1 当f48Hz时，风光储联合发电站内风电分系统、光伏分系统、储能分系统应根据允许运行的最低频率确定是否继续运行.7.3.2 当48HZWf48.5Hz,风光储联合发电站内风电分系统、光伏分系统宜运行在最大功率输出状态，此时储能分系统应禁止充电。7.3.3 当48.5HZWfW50.5Hz,风光储联合发电站应连续运行，执行电网调度机构下达的功率指令.7.3.4 当50.5HzfW5L5Hz,风光储联合发电站具有至少运行5min的能力，并执行电网调度机构下达的降低出力指令，不允许停机状态的风电机组、光伏发电单元并网，
22、此时储能应禁止放电。7.3.5 当A51.5Hz时，风光储联合发电站内风电分系统、光伏分系统、储能分系统应根据允许运行的最6高频率确定是否继续运行.8电能质量8.1 风光储联合发电站宜配置电能质量监测装置，监测并记录并网点谐波、电压波动和闪变、电压偏差、三相不平衡等电能质量指标.8. 2风光储联合发电站并网点的电能质量指标应满足如下技术要求：a）谐波、间谐波应分别满足GBal4549、GB/T24337的要求。b）电压偏差应满足GBfT12325的要求。c）电压波动与闪变应满足GB/T12326的耍求。d）电压不平衡应满足GB/T15543的要求。8.3 当风光储联合发电站并网点的电能质量不满
23、足相应标准的要求时，应产生告警信息并将告警信息自动上传至电网调度机构。8.4 当风光储联合发电站并网点的电能质量不满足相应标准的要求时，应采取改善电能质量的措施，若经改善后电能质量仍无法满足要求时，应断开与电网的连接，电能质量满足要求时方可重新并网。9继电保护与安全自动装置9.1 风光储联合发电站继电保护、故障录波装置、安全自动装置以及二次l三l路的配置、设计、安装应满足GB/T14285的要求。9.2 风光储联合发电站应按DUT623对继电保护及安全自动装置进行定值整定并对装置动作情况进行评价分析，并向电网调度机构报送继电保护及安全自动装置动作统计分析报表。9.3 风光储联合发电站保护的配置
24、及整定应与电网侧保护相适应，与电网侧重合闸策略相配合。9.4 风光储联合发电站与电网有关的继电保护及安全自动装置投入运行后，遇有电网结构变化等情况需重:新核算动作整定值时，应按GB/T14285、DLf559,DI584确定的原则进行整定。9.5 风光储联合发电站涉网继电保护与安全自动装置不正确动作时，应配合电网调度机构调查不IE确动作原因，并制定对应的反事故措施。9.6 风光储联合发电站站内继电保护与安全自动装置应定期进行校验、维护，并保存完整的校验记录。9.7 风光储联合发电站应配置故障录波装置并接入电网调度机构，装置应记录故障前IOS到故障后60s的情况，并支持远方故障录波数据召唤。10
25、自动化与通信10.1 风光储联合发电站的自动化与通信系统应满足保护、安全自动装置、自动化、调度电话等业务的要求0GBZTXXXXXXXX10.2 风光储联合发电站采用调度数据网、电力通信无线专网等通信方式，应具备与电网调度机构双向数据通信能力，通过110（66）kV及以上电压等级接入电网的电化学储能电站，至调度端应具备两路通信通道，其中一路为光缆通道；通过220kV及以上电压等级接入电网的电化学储能电站应具备两条独立的光缆通信通道。10.3 风光储联合发电站与电网调度部门之间通信方式和信息传输协议应满足电力系统通用通信规约的要求，宜采用DL/T634.5104和GB26865.2标准协议上送。
26、10.4 风光储联合发电站向电网调度机构提供的运行数据应包括但不限于以下信息，且上传的信息满足DL/T5003的要求：a）并网点的频率、电压、注入电网电流、注入电网有功和无功功率、功率因数、电能质量数据等；b）储能分系统可充/可放电量、充电电量、放电电量、能量状态等；c）风电分系统可用功率、发电量等：d）光伏分系统可用功率、发电量等；e）并网点开断设备状态、充放电状态、故障信息.、风光储联合发电站远方终端状态信号和通信状态信号等:f）自动发电控制功能投退、闭锁和远方/就地信号、一次调频功能投退信号和动作状态信号、惯量响应的投退信号和动作状态信号等。10 .5风光储联合发电站应实时上传同步相量数
27、据至电网调度机构。11 .6风光储联合发电站应配置统一时钟同步系统，并确保全站对时正确性。11网络安全11.1 风光储联合发电站网络安全防护应满足GB/T36572的要求。11.2 风光储联合发电站应满足“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”要求，各自动化系统通过加固满足本体安全要求，宜采用安全可控的自动化设备。11.3 风光储联合发电站生产控制大区应采取恶意代码防护、入侵检测、安全审计等网络安全防护措施。11.4 风光储联合发电站运行过程中生产控制大区的各业务系统和设备禁止互联网连接、远方运维、无线、蓝牙等接口和功能。11.5 风光储联合发电站应部署网络安全信息采集设备，并将信息接入电网
28、调度机构。11.6 风光储联合发电站应通过具备相应资质的机构定期开展网络安全等级测评和安全评估。11.7 风光储联合发电站运行维护工作应防止发生网络安全事件。11.8 风光储联合发电站发生网络安全事件后，应立即上报电网调度机构，并配合进行相关事件调查.12电能计量12.1 风光储联合发电站应设置电能计量装置，且设备配置和技术要求应满足DL/T448的要求。12.2 风光储联合发电站接入电网前，应明确电量计量点.电量计量点设置应遵循下列规定：a）分别在风光储联合发电站公共连接点、凤电分系统、光伏分系统、储能分系统并网点设置计量点;b）电能表应具备双向有功计量、双向无功计量功能，数据采集频度宜不小
29、于15min:C）通过电量采集终端采集的信息包括但不限于公共连接点和并网点电压、电流、功率因数等负荷曲线以及日正/反向有功电量、日正/反向无功电量。12.3 电能计量装置应具备双向有功和无功计量功能、事件记录功能，配有标准通信接口，具备本地通信和通过电能信息采集终端远程通信的功能，宜采用智能电能表，电能表通信协议应满足DlJT645的规定。附录A（资料性）风光储联合发电站控制系统响应性能曲线风光储联合发电站控制系统响应性能指标见图A.1。符号：Zo阶跃起始时间，单位为秒（三）：tp响应滞后时间，单位为秒（三）：g-上升时间，单位为秒（三）its-调节时间，单位为秒（三）：超调量：A允许偏差；图A.1风光储联合发电站控制系统响应性能指标说明IO附录B（资料性）风光储联合发电站无功电压控制模式风光储联合发电站无功电压控制模式见表B.1表B.1风光储联合发电站无功电压控制模式及功能模式功能电压控制风光储联合发电站根据并网点电压或电网调度机构卜发的调压指令调整全站无功功率。功率因数控制风光储联合发电站按预设的并网点功率因数值调整全站无功功率。无功功率控制风光储联合发电站按照电网调度机构下发的无功功率指令调节全站无功功率值。
