住建部发布风光储联合发电站设计规范征求意见稿

10接入系统

10.1一般规定

10.1.1联合发电站升压站的主变压器宜采用有载调压变压器，通过主变压器分接头调节联合发电站内电压。

10.1.2联合发电站的调节能力应符合《电网运行准则》GB/T31464的规定。

10.1.3联合发电站应具备有功功率控制、无功功率控制、电压控制、低电压穿越、动态无功支撑等能力，应符合《风电场接入电力系统技术规定》GB/T19963、《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T19964的规定。

10.2并网要求

10.2.1联合发电站应配置有功功率控制系统，具备有功功率调节能力。应能够接收并自动执行电力系统调度机构下达的有功功率及有功功率变化的控制指令。

10.2.2联合发电站应配置无功电压控制系统，具备无功功率调节及电压控制能力。根据电力系统调度机构指令，联合发电站自动调节其发出（或吸收）的无功功率，实现对联合发电站并网点电压的控制，其调节速度和控制精度应能满足电力系统电压调节的要求。

10.2.3对于直接接入公共电网的联合发电站，其配置的容性无功容量能够补偿联合发电站满发时站内汇集线路、主变压器的感性无功及联合发电站送出线路的一半感性无功之和，其配置的感性无功容量能够补偿联合发电站自身的容性充电无功功率及联合发电站送出线路的一半充电无功功率。

10.2.4对于通过220kV（或330kV）汇集系统升压至500kV或（750kV）电压等级接入公共电网的联合发电站群中的联合发电站，其配置的容性无功容量能够补偿联合发电站满发时站内汇集线路、主变压器的感性无功及联合发电站送出线路的全部感性无功之和，其配置的感性无功容量能够补偿联合发电站自身的容性充电无功功率及联合发电站送出线路的全部充电无功功率。

10.2.5联合发电站并网点电压正、负偏差绝对值之和不超过标称电压的10%，正常运行方式下，其电压偏差应在标称电压的－3%～＋7%范围内。

10.2.6联合发电站所接入公共连接点的闪变干扰值应符合《电能质量电压波动和闪变》GB/T12326的规定，其中联合发电站引起的长时间闪变值的限值应按照联合发电站装机容量与公共连接点上的干扰源总容量之比进行分配。

10.2.7联合发电站所接入公共连接点的谐波注入电流应符合《电能质量公用电网谐波》GB/T14549的规定，其中联合发电站向电力系统注入的谐波电流允许值应按照联合发电站装机容量与公共连接点上具有谐波源的发/供电设备总容量之比进行分配。

10.2.8联合发电站的并网点应配置电能质量监测设备，以实时监测联合发电站电能质量指标是否满足要求；若不满足要求，联合发电站应安装电能质量治理设备。

10.3继电保护

10.3.1联合发电站的送出线路宜配置纵联电流差动保护。

10.3.2联合发电站的升压站应配备故障录波设备，该设备应具有足够的记录通道并能够记录故障前10s到故障后60s的情况，并配备至电力系统调度机构的数据传输通道。

10.4自动化

10.4.1联合发电站应配备计算机监控系统、电能量远方终端设备、二次系统安全防护设备、调度数据网络接入设备等，并满足电力二次系统设备技术管理规范要求。

10.4.2联合发电站调度管辖设备供电电源应采用不间断电源装置（UPS）或站内直流电源系统供电，在交流供电电源消失后，不间断电源装置带负荷运行时间应大于40min。

10.4.3对于接入220kV及以上电压等级的联合发电站应配置相角测量系统（PMU）。

10.4.4联合发电站调度自动化系统远动信息采集范围按电网调度自动化能量管理系统（EMS）远动信息接入规定的要求接入信息量。

10.4.5通信方式、传输通道和信息传输需由电力系统调度机构做出规定，应包括提供遥测信号、遥信信号、遥控信号、遥调信号以及其他安全自动装置的信号，提供信号的方式和实时性要求等。

10.4.6联合发电站向电力系统调度机构提供的信号至少应当包括以下方面：

1联合发电站内风力发电机组、光伏发电单元、储能单元运行状态。

2联合发电站内风力发电机组、光伏发电单元、储能单元实际运行机组/单元的数量和型号。

3联合发电站并网点电压。

4联合发电站高压侧出线的有功功率、无功功率、电流。

5风力发电、光伏发电和储能单元的各自有功功率、无功功率、电流；

6高压断路器和隔离开关的位置。

7联合发电站测风塔的实时风速和风向，气象监测系统采集的实时辐照度、环境温度、光伏组件温度等信息。

10.5通信

10.5.1联合发电站应具备两条路由通道，其中至少有一条光缆通道。

10.5.2联合发电站与电力系统直接连接的系统通信设备应与系统接入端设备一致。联合发电站内的通信设备配置应符合《电力系统通信设计技术规定》DL/T5391的规定。

10.6电能计量

10.6.1联合发电站电能量信息传输宜采用主/备信道的通信方式，直送电力系统调度机构。

10.6.2联合发电站应针对风电场、光伏电站、储能电站分别设立电能计量点，还应在联合发电站与电网的产权分界处设立电能计量点（关口），计量装置配置应符合电力系统关口电能计量装置技术管理规范要求。送出线路网损宜按照风电场、光伏电站实际送出电量比例进行分摊。

10.6.3联合发电站应配置电能量计量系统，应包括电能量采集装置和电能表。

10.6.4接入公用电网的风光储联合发电站应安装经质量技术监管机构认可的电能计量装置，并经校验合格后投入使用。

11.联合发电系统自动控制与监控

11.1一般规定

11.1.1联合发电系统自动控制与监控系统包括风电场计算机监控系统、光伏电站计算机监控系统、储能电站计算机监控系统、变电站计算机监控系统、联合发电站自动发电控制系统和自动电压控制系统。

11.1.2电站宜采用有人值班或少人值班的控制方式。风电场、光伏电站、储能电站和升压站应采用计算机监控，并接入风光储联合发电站联合监控系统。

11.1.3电站监控系统宜采用兼容的软硬件，构成统一的监控平台。不同监控系统应尽可能避免软件及功能的相互交叉与重复。

11.1.4联合发电系统自动控制与监控系统的设计应考虑安全防范措施。

11.2联合发电监控系统

11.2.1风电场、光伏电站和储能电站计算机监控系统应具有自动控制、测量和信号功能，分为就地监控系统和集中监控系统。

1就地监控系统对单台风力发电机组、光伏逆变器、储能变换器进行就地监控。

2风电场集中监控系统对全场风电机组进行集中监控，实现对风电场电气设备控制操作和电气参数实时监测。

3光伏电站集中监控系统对全场光伏发电设备进行集中监控，实现对光伏电站电气设备控制操作和电气参数实时监测。

4储能电站集中监控系统对全场储能设备进行集中监控，实现对储能电站电气设备控制操作和电气参数实时监测。

11.2.2变电站计算机监控系统应符合下列技术要求：

1计算机监控系统应实现对变电站可靠、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，具有与调度通信中心交换信息的能力；宜采用开放式分层分布式结构，由站控层、间隔层以及网络设备构成。

2变电站测量装置的设计，应符合《电力装置的电测量仪表装置设计规范》GB50063及《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T5137的规定。

3变电站计算机监控系统宜采用《变电站通信网络和系统》DL/T860规定的通信标准。

11.2.3联合监控系统应采用基于冗余的开放式分布应用环境。联合监控系统应用软件的设计应采用模块化设计。

11.2.4联合监控系统应具备与风电场计算机监控系统、光伏电站计算机监控系统、储能电站计算机监控系统、变电站计算机监控系统和功率预测系统的通信接口。

11.2.5联合监控系统应具备对风力发电机组、光伏发电单元以及储能单元的批量控制功能。

11.2.6联合监控系统机房应符合《电子信息系统机房设计规范》GB50174的规定。

11.3自动控制系统

11.3.1联合发电自动控制系统应配置自动发电控制系统（AGC）和自动电压控制系统（AVC）。

11.3.2自动发电控制系统功能要求应符合《风电场接入电力系统技术规定》GB/T19963和《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T19964相关规定。

11.3.3自动发电控制系统应适应以下7种发电运行方式，并具备在满足安全的前提下实现经济最优运行策略。

1风电场单独发电运行。

2光伏电站单独发电运行。

3储能电站单独发电运行。

4风电场和光伏电站联合发电运行。

5风电场和储能电站联合发电运行。

6光伏电站和储能电站联合发电运行。

7风电场、光伏电站和储能系统联合发电运行。

11.3.4自动电压控制系统应对下列设备进行控制。

1风力发电机组。

2光伏逆变器。

3储能功率变换系统。

4无功补偿装置。

5主变压器有载调压。