NB∕T 10625-2021 风光储联合发电站运行导则.pdf

ICS 27.180 CCS F 19 中华人民共和国能源行业标准NB/T 10625-2021 风光储联合发电站运行导则Guide for operation of wind/PV /energy storage combined power station 2021-04-26发布2021-10-26实施国家能源局发布NB/T 10625-2021 目次. n l 范围.2 规范性引用文件3 术语和定义.4 总体要求.25 运行模式.26 监视控制7 巡视检查.48 异常运行与故障处理.4NB/T 10625-2021 目IJ1=1 本文件按照GB/T1.1-2020 ined power station 由风力发电、光伏发电和储能组合形成的联合发电站。风电分系统wind power subsystem 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系统。光伏分系统photovoltaic subsystem 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。储能分系统energy storage subsystem 由储能单元及其汇集线、汇集线开关柜、储能监控系统组成的分系统。风力发电单元wind power unit 由风力发电机组、变流器、升压变压器组成的发电单元。NB/T 10625-2021 3.6 光伏发电单元photovoltaic power unit 由光伏方阵、逆变器、升压变压器组成的发电单元。3.7 储能单元energy storage unit 由储能元件、变流器、升压变压器组成的能独立进行电能存储、释放的单元。4 总体要求4.1 风光储联合发电站己验收并符合GB/T51311的规定。4.2 接入35kV及以上电网的风光储联合发电站应与电网调度机构签订并网调度协议。4.3 保护装置正常投运，参数设置与定值单相符。电站设备铭牌完整，运行编号规范。长期停用的设备在投入运行前应检查合格后才允许启动。4.4 风电分系统运行安全应符合GB/T18451. 1的规定。光伏分系统运行安全应符GB/T35694的规定。储能分系统运行安全应根据具体采用的储能类型和应用模式制定，输变电部分运行安全应符合GB/T 26860的规定。4.5 风光储联合发电站应制定操作票和工作票制度，并根据现场运行特点制定运行管理制度。运行人员应经过岗前培训符合上岗条件。4.6 风光储联合发电站投入运行后应建立完整的生产运行记录(生产运行记录应包括电站运行状况以及异常运行和故障处理情况)，并对运行数据进行备份、统计、分析和上报。5 运行模式5.1 发电运行方式风光储联合发电站发电运行方式主要包括:a) 风光储联合运行:风电、光伏处于发电状态，储能处于充电或者放电运行状态。b) 风光联合运行:仅风电、光伏处于发电状态。c) 风储联合运行:仅风电处于发电状态，储能处于充电或者放电运行状态。d) 光储联合运行:仅光伏处于发电状态，储能处于充电或者放电运行状态。e) 风电运行:仅风电处于发电状态。f) 光伏运行:仅光伏处于发电状态。g) 储能运行:仅储能处于充电或者放电运行状态。5.2 功率控制方式5.2.1 有功功率自动控制方式5.2.1.1 风光储联合发电站应具有有功功率自动控制功能，能够接收并自动执行电网调度机构下达的有功功率控制指令。有功功率自动控制方式主要包括:a) 定功率控制。b) 跟踪计划。c) 削峰填谷。d) 频率调节。5.2.1.2 有功功率自动控制对象可支持风力发电单元、光伏发电单元、储能单元单个单元或多个单元的组合。2 NB/T 10625- 2021 5.2.1.3 有功功率自动控制策略应考虑受控设备的运行状态、有功功率可调上限及下限、调节速率等约束条件。5.2.1.4 风力发电单元、光伏发电单元包括投入、退出两种运行状态，储能单元包括技入、退出、热备三种运行状态。运行状态为投入方式时，设备参与控制策略计算:运行状态为退出或热备方式时，设备不参与控制策略计算。5.2.1.5 有功功率自动控制包括开环、闭环两种工作方式。开环方式下只进行设备状态监视与有功控制指令计算，闭环方式下应将控制指令下发到间隔层执行。5.2.1.6 有功功率自动控制包括场站就地、调度远方两种工作方式。场站就地方式下跟踪运行人员设置的控制目标，调度远方方式下能接收并跟踪上级调度控制系统下发的有功控制指令设定值。5.2.2 无功电压自动控制方式5.2.2.1 风光储联合发电站包括无功电压自动控制功能，能够接收并自动执行电网调度机构下达的无功电压控制指令。无功电压自动控制方式主要包括:a) 并网点电压设定值。b ) 并网点无功设定值。c) 并网点功率因数设定值。5.2.2.2 无功电压自动控制对象可支持风力发电单元、光伏发电单元、储能单元、无功补偿装置、升压变压器分接头单个设备或多个设备的组合。5.2.2.3 无功电压自动控制策略应考虑受控设备的运行状态、无功功率可调上限及下限、站内各母线电压限值、动作次数等约束条件。5.2.2.4 风力发电单元、光伏发电单元及无功补偿装置、升压变压器分接头包括技入、退出两种运行状态，储能单元包括投入、退出、热备三种运行状态。运行状态为投入方式时，设备参与控制策略计算;运行状态为退出或热备方式时，设备不参与控制策略计算。5.2.2.5 无功电压自动控制包括开环、闭环两种工作方式。开环方式下只进行设备状态监视与无功控制指令计算，闭环方式下应将控制指令下发到间隔层执行。5.2.2.6 无功电压自动控制包括场站就地、调度远方两种工作方式。场站就地方式下应跟踪运行人员设置的控制目标，调度远方方式下能接收并跟踪上级调度控制系统下发的无功电压控制指令设定值。6 监视控制6.1 运行监视6.1.1 运行人员应监视风力发电单元、光伏发电单元和储能单元等发电设备的运行状态，检查风力发电单元、光伏发电单元和储能单元的遥信、遥测是否正常，及时发现、正确处理异常并做记录。6.1.2 运行人员应定期检查有功功率自动控制系统的计划功率曲线与实际功率曲线，及时发现、正确处理异常并做记录。6.1.3 运行人员应定期检查无功电压自动控制系统的计划功率曲线与实际功率曲线，及时发现、正确处理异常并做记录。6.1.4 运行人员应定时切换监控系统各画面，监视设备运行状态和参数的变化，及时发现、正确处理异常并做记录。6.1.5 运行人员应实时监测各监控系统的报警信息，及时发现、正确处理异常并做记录。6.1.6 运行人员应定期检查消防系统、电力二次安防系统、环境控制系统和视频监控系统等自动控制和安全保障系统运行状态及信号，及时发现、正确处理异常并做记录。6.1.7 运行人员应按调度规定上报风光储联合发电站运行数据。3 NB/T 10625-2021 6.2 运行控制6.2.1 运行人员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，并结合当日风电、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方式和有功功率控制方式并做记录。a) 当无有功功率限制要求时，宣采用风光储联合运行方式，同时调用风电分系统、光伏分系统、储能分系统进行发电。b) 当按照定功率控制模式进行功率控制时，直采取风光储联合运行方式。风电分系统和光伏分系统有功功率总和小于定功率控制要求时，可通过储能分系统进行补充;风电分系统和光伏分系统有功功率总和大于定功率控制要求时，可对储能分系统进行充电。c) 当按照跟踪计划模式进行功率控制时，直采用风光储联合运行方式，通过储能分系统的快速充放电功能，对风、光发电功率与发电计划功率之间的偏差进行实时补偿，满足发电计划要求。d) 当按照削峰填谷模式进行功率控制时，宜采用风光储联合运行方式，优先调用能量型储能单元，所调用的储能单元剩余电量不宜过高或过低。e) 当按照频率调节模式进行功率控制时，宜采用储单独运行方式，优先调用功率型储能单元，所调用的储能单元剩余电量不宜过高或过低。6.2.2 运行人员应根据电网调度机构指令以及汇集线路母线电压和发电设备出口电压调整无功设备的运行方式并做记录。7 巡视检查7.1 运行人员应对风力发电单元、光伏发电单元、储能单元、集电线路、变电设备等进行定期巡检和特殊巡检，巡检的周期和内容按DL/T666、GB/T38335、GB/T40090、DL/T969相关规定执行。7.2 巡检工作开始前应根据工作任务和设备特点准备好相应的工器具和劳动保护用品。风力发电单元、光伏发电单元、储能单元的巡检宜由两人及以上进行，巡检人员应与派出部门之间保持通信联络。7.3 升压站和就地升压系统的高低压电气设备、二次设备及公用设备的运行、巡视检查、异常运行和故障处理应按DL/T969的规定执行。7.4 集电线路的运行、巡视检查、异常运行和故障处理应按DL/T1253和DL/T741的规定执行。8 异常运行与故障处理8.1 发生异常时，应加强监视，加强巡视检查。8.2 发生故障时，应按照保人身、保电网、保主设备的原则进行处理。8.3 发生故障时，应采取措施控制故障不再扩大并及时汇报。在故障原因查清前，运行人员应保护发生异常或故障的现场及损坏的设备，特殊情况例外(如抢救人员生命等)。8.4 发生故障时，应根据现场情况及时调整运行模式;在故障切除后，还应调整运行模式。8.5 风力发电单元、光伏发电单元、储能单元异常运行及故障处理应按照DL/T666、GB/T38335、GB/T40090的规定执行。4