风光储联合发电站设计标准 GB/T 51437-2021
6.8 接入系统
Ⅰ 一般规定
6.8.1 联合发电站的变电站主变压器宜采用有载调压变压器。
6.8.2 联合发电站调节能力应符合现行国家标准《电网运行准则》GB/T31464的规定。
6.8.3 联合发电站应具备有功功率控制、无功功率控制、频率支撑、电压控制、故障穿越等能力，应符合现行国家标准《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和《电化学储能系统接入电网技术规定》GB/T36547的规定。
Ⅱ 并网要求
6.8.4 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和频率支撑的控制指令。
6.8.5 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，联合发电站应能自动调节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，调节速度和控制精度应能满足电力系统电压调节的要求。
6.8.6 对于直接接入公共电网的联合发电站，配置的容性无功容量应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，配置的感性无功容量应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。
6.8.7 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，配置的容性无功容量应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，配置的感性无功容量应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。
6.8.8 联合发电站并网点电压正、负偏差绝对值之和不应超过标称电压的10%，正常运行方式下，电压偏差应在标称电压的-3%~+7%范围内。
6.8.9 联合发电站接入公共连接点的闪变干扰值应符合现行国家标准《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。
6.8.10 联合发电站接入公共连接点的谐波注入电流应符合现行国家标准《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。
6.8.11 联合发电站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；不满足要求时，联合发电站应安装电能质量治理设备。
Ⅲ 系统保护
6.8.12 联合发电站的送出线路宜配置纵联电流差动保护，应按现行国家标准《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T14285的规定配置线路保护。
6.8.13 联合发电站的变电站应配备故障录波设备，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，并应配备至电力系统调度机构的数据传输通道。
Ⅳ 自动化
6.8.14 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，并应满足电力二次系统设备技术管理规范要求。
6.8.15 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。
6.8.16 接入220kV及以上电压等级的联合发电站应配置相量测量装置（PMU）。
6.8.17 联合发电站调度自动化系统远动信息接入量应符合电网调度自动化能量管理系统（EMS）远动信息接入规定。
6.8.18 通信方式、传输通道和信息传输应由电力系统调度机构做出规定，并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。
6.8.19 联合发电站向电力系统调度机构提供的信号至少应包括下列内容：
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。
6.8.20 联合发电站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）。
6.8.21 自动发电控制系统功能要求应符合现行国家标准《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和《电化学储能系统接入电网技术规定》GB/T36547的规定。
6.8.22 自动发电控制系统应适应下列发电运行方式：
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；
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。
6.8.23 自动发电控制系统应具备下列电网调控模式：
1 平滑功率输出模式；
2 跟踪计划出力模式；
3 系统削峰填谷模式；
4 参与系统调频模式。
2 跟踪计划出力模式；
3 系统削峰填谷模式；
4 参与系统调频模式。
6.8.24 自动电压控制系统应控制下列设备运行状态：
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。
V 通信
6.8.25 联合发电站应具备两条路由通道，应至少有一条光缆通道。
6.8.26 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计应符合现行行业标准《电力系统通信系统设计内容深度规定》DL/T5447的规定。
Ⅵ 电能计量
6.8.27 电能计量点应根据风电场、光伏发电、储能分别设立，还应在联合发电站与电网的产权分界处设立关口电能计量点，电能计量装置应符合现行行业标准《电能计量装置技术管理规程》DL/T448和《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T5137的规定。
6.8.28 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 。
6.8.28 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 。
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