T／CEC 151-2018 标准规范下载简介

T／CEC 151-2018 并网型交直流混合微电网运行与控制技术规范

并网型交直流混合微电网运行

并网型交直流混合微电网运行 与控制技术规范

SL／Z 347-2006 水利公文主题词表（清晰可编辑）中国电力企业联合会发布

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型交直流混合微电网运行与控制

与控制的技术要求，包括系统结构和一般技术要求、 微电网运行与控制、继电保护与安全自动装置、通信与自动化。 本标准适用于通过35kV及以下电压等级接入配电网的交直流混合微电网系统

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文直流比合微电网 icmicrogr 同时具有交流负荷和直流负荷，且内部能够实现交流系统和直流系统间能量双向交换的微电网。 3.3 交直流变流器AC/DCconverter 交直流混合微电网中，实现交流系统和直流系统间电能双向转换和直流系统电压控制的设备

4.1.1并网型交直流混合微电网包括直流系统和交流系统，交/直流负荷分别接入交/直流母线，交/直 流系统通过交直流变流器连接，实现电能双向流动。交直流混合微电网典型拓扑结构示意图如图 新示。 4.1.2交直流混合微电网在系统设计时应综合考虑正常运行经济性和异常情况下的交/直流系统间功率 交互和紧急支撑，宜在直流系统中优化配置分布式电源和储能，保障直流系统电力电量平衡，

图1交直流混合微电网典型拓扑结构示意图

4.2.1并网型交直流混合微电网应满足GB/T33589的技术要求，并网运行控制应满足GB/T34930的 技术要求，接入交流系统的分布式电源应满足GB/T33592的技术要求。 4.2.2交直流混合微电网直流电压宜综合考虑交直流变流器设备类别、现场直流负荷设备用电需求和 分布式电源接入直流母线正常运行电压，设置直流母线电压，直流供电电压宜选择为400V、750V、 1500V、3kV和10kV；直流供电电压允许运行偏差宜满足以下要求： a）直流电压偏差不大于标称电压的土10%； b）交直流变流器采用模块化多电平换流器（MMC）拓扑时，直流电压偏差不大于标称电压的 土5%。 4.2.3交直流混合微电网直流电压纹波系数不应大于2%，直流系统采用定电压控制方式时，直流电压

的稳压精度不应大于土

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勺稳压精度不应大于王2% .2.4交直流混合微电网直流母线电压控制方式宜采用定电压控制或电流/电压下垂控制方式，直流电 压源可包括交直流变流器、储能DC/DC变流器等。 .2.5交直流混合微电网直流母线电压采用多电压控制源并联控制时，其运行控制方式分为： a）采用定电压控制方式时，多直流电压源采用有并联控制线的主从控制方式； b）采用下垂控制方式时，多直流电压控制源宜满足式（1），控制方法参见附录A。

UDc 直流母线电压； Unsp一一电压下垂曲线锚点，等于零功率下参考电压； K一一电流/电压下垂曲线调差率： IDc一一电压控制源电流，离开直流母线为正。 4.2.6交直流混合微电网中多交直流变换器应具备并列运行的能力，交直流变流器宜支持PQ控制、直 流电压控制和交流电压控制等多种运行方式。 4.2.7交直流混合微电网直流负荷和接入直流母线的分布式电源，负荷/机组启停和增减出力所引起的 电压变动不应超过微电网运行允许直流电压偏差。 4.2.8交直流混合微电网并网后，并网点的电压偏差、频率偏差、谐波、间谐波、波动与闪变、电压 不平衡应分别满足GB/T12325、GB/T15945、GB/T14549、GB/T24337、GB/T12326、GB/T15543的 要求。

资料： a）微电网工程设计报告、图纸、分系统调试报告、并网验收报告、并网调试报告等。 b）主要设备及部件应具有产品合格证以及相关安全认证，并提供产品技术参数、功能说明、形式 试验报告、例行试验报告等相关技术文件。 c）直接接受公共电网调度的微电网，至少应提供下列文件：设备调度命名文件、系统运行相关策 略文件、涉网继电保护调试定值单、远动信息点表文件。 5.1.2交直流混合微电网应设立运营机构，统一负责微电网运行、维护管理工作，10kV及以上电压等 级涉及调度运行操作，受令人员应取得调度业务联系资格，运行人员应具备相应的专业技能。 5.1.3交直流混合微电网应制定运行规程，应根据GB26860、GB26859的规定，结合现场实际制定安 全规程和应急预案。 5.1.4交直流混合微电网并网电网前，接入10kV35kV配电网的微电网应与电网调度机构签订并网 周度协议；接入380V配电网的微电网应与电网运营机构签订购售电合同，并在电网调度机构备案。 5.1.5接入10kV～35kV配电网的交直流混合微电网，其运行应满足如下要求： a）应根据电网调度机构的要求按时报送微电网发/用电量、最天发/用电功率，联络线交换功率 计划。 b）应根据电网调度机构确定的有功功率控制方式、调度指令，调节联络线有功功率，运行中交换 功率应在电网调度机构许可范围内。 c）运行于跟踪调度计划曲线方式时，运行中应按照电网调度机构确认后的调度计划曲线执行。 5.1.6交直流混合微电网内开关、变压器等电气一次设备运行，继电保护、监控、通信等二次设备运

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DB／T 75-2018 地震灾害遥感评估 建筑物破坏行应满足DL/T969的要求。

5.2.1交直流混合微电网应具备并网联络线有功功率控制能力，控制方式分为调度控制和就地厂站控 制方式。调度控制包括计划曲线控制和调度指令控制，调度指令可包括定功率、最大发电功率、最大 用电功率，约束类参数包括功率变化裕度、最大功率变化率。 5.2.2接入380V配电网的交直流混合微电网，若向公用电网输送电量，并网联络线最大交换功率、最 大功率变化率应能够根据电网运营管理机构要求远程或就地设定。 5.2.3交直流混合微电网应具备并网点定功率因数控制、定无功功率控制、定电压控制等无功电压控 制功能。 5.2.4接入10kV～35kV配电网的交直流混合微电网，应遵循无功功率就地平衡原则，能根据电网调 度机构确定的并网点无功电压控制方式，调节并网点定功率因数；或在其无功输出范围内参与无功电 压调节，其调节方式、参考电压及电压调差率等参数可由电网调度机构确定。 5.2.5交直流混合微电网功率控制策略实时调节内部分布式电源、负荷、交直流变流器的功率，功率 控制应同时满足功率平衡约束，以及电压、电源出力、储能荷电状态等运行指标边界约束，运行控制 准则参见附录B。 5.2.6交直流混合微电网并网正常运行时，投入经济运行功率控制策略，策略在满足并网联络线功率 指令和功率平衡约束同时，宜综合发电成本、系统损耗、储能充放电成本等因素，实现系统经济优化 云行。 5.2.7交直流混合微电网应按照GB/T33589和电网调度机构的要求，在电网侧电压、频率异常时执行 异常响应操作和微电网并网转独立、独立转并网切换。 5.2.8交直流混合微电网运行指标达到报警值但未越限时，微电网宜退出经济运行控制策略转入预防 性控制，根据越限告警提示和运行操作规程，调节各交直流双向功率变流器、储能及分布式电源出力 或启停机组，控制方式可以自动顺序控制，也可以手动方式。 5.2.9交直流混合微电网运行指标越限时，微电网应退出经济运行策略，执行紧急控制，包括负荷分 级管理、分布式电源分级管理、交直流交换功率控制。 5.2.10交直流混合微电网在运行过程中出现异常或有报警信号时，应查找异常原因，采取相应措施及 时处理设备缺陷；当涉网设备出现异常或异常会影响联络线功率控制时，其运营管理方应及时向电网 周度机构报告。 5.2.11交直流混合微电网在运行过程中发生故障时，应按应急预案和安全工作规程，立即采取相应措 施停机隔离，防止故障扩大并及时上报。 5.2.12公共电网检修、故障抢修或其他紧急情况下，电网调度机构可直接发令限制微电网联络线的交 换功率，直至要求微电网转为独立运行。

5.3.1交直流混合微电网的独立运行时，功率控制应同时满足功率平衡约束和运行指标边界约束，运 行控制准则参见附录C。 5.3.2交直流混合微电网独立运行时，功率控制策略应实时监视各电源出力、负荷水平、储能荷电状 态、交流频率/电压以及直流电压等指标，依据系统运行状态调节各电源出力、管理负荷用电及电源启 停，确保系统电压和频率稳定在正常范围内，并留有备用容量。 5.3.3交直流混合微电网内负荷实行分级管理，根据负荷性质、容量、可控制能力和接入位置划分为 多个级别，在低电压/低频、供电能力不足等紧急情况下执行负荷分级控制。

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5.4.1交直流混合微电网运营管理方应预想系统溃场景，制订恢复供电应急预案。恢复供电方式分 为由电网逐级恢复供电和微电网黑启动方式。微电网应根据系统结构、电源配置及负荷情况制订恢复 供电方案，并向电网调控机构备案。 5.4.2接入10kV～35kV配电网的微电网逐级恢复供电，微电网运营管理方应根据先恢复负荷供电， 再恢复分布式电源并网的原则；带负荷前应检查微电网内分布式电源处于停机状态，并向调度机构汇 报具备启动条件，在得到调度机构同意后方可按恢复供电方案执行。 5.4.3交直流混合微电网黑启动前，微电网运营管理方应选择合适的黑启动电源，检查继电保护、安 全自动装置及开关状态满足黑启动要求，接入10kV～35kV配电网的微电网同期并网前应得到调度机 构许可后，方可同期并网。 5.4.4交直流混合微电网在完成恢复负荷供电、分布式电源并网后，微电网运营管理方应检查确认微 电网运行正常，随后退出恢复供电策略，并投入经济运行控制策略。

6继电保护与安全自动装置

6.1交直流混合微电网应根据技术规程、电网运行情况、设备技术条件及电网调度机构要求，进行继 电保护及安全自动装置定值整定GB/T 41865-2022 软件与系统工程 产品线工程与管理参考模型，校核涉网保护定值，并根据电网调度机构的要求，对所辖设备的定 值进行定期检验，保护检验周期、项目及要求应满足DL/T995的要求， 6.2接入10kV～35kV电网的交直流混合微电网，其运营管理方应遵循GB/T14285等继电保护及 安全自动化装置技术规程和调度机构要求，设专人负责对继电保护及安全自动装置进行管理和运行 维护。 6.3交直流混合微电网内部继电保护定值由微电网运营管理方整定，定值整定计算应满足DL/T584的 相关要求，并向电网调度机构备案。 6.4交直流混合微电网内部的交流系统、直流系统、交直流双向变流器的继电保护应横向配合，并与 涉网线路保护纵向配合。当内部发生故障时，应按照快速切除故障设备、急停交直流双向变流器、断 开并网开关的顺序隔离故障，防止故障范围扩大。 6.5交直流混合微电网交直流变流器交流侧应配置直流分量监测和保护功能，对于不接地直流系统， 直流侧应配置直流绝缘监测和保护功能。 6.6配电网或交直流混合微电网内电气设备发生故障或异常时，其运营管理方应及时收集相关信息， 并报送电网调度机构；继电保护及安全自动装置发生不正确动作时，应查明不正确动作原因，提出改 进措施，并报送调度机构。

.1接入10kV～35kV电网的交直流混合微电网，其与电网调度机构之间的通信方式和信息传输应符 合电力监控系统安全防护规定的要求。 7.2接入10kV～35kV电网的交直流混合微电网，与电网调度机构之间信息传输协议宜采用DL/T 534.5101、DL/T634.5104和DL/T860等通信协议，数据通信应采用光纤、电力线载波、电力无线专网 通信方式。接入380V配电网的微电网，也可采用无线VPN通信方式。通信过程均应采用双向认证加 密技术，实现双向身份鉴别，确保报文的机密性、完整性。 7.3接入10kV～35kV电网的交直流混合微电网，向电网调度机构提供的基本信息应包括但不限于以 下内容： a）电气模拟量：并网点的电压、电流、有功功率、无功功率、功率因数、频率（并网点两侧）。 b）电能量：上网电量、下网电量、负荷电量、发电量。

7.1接入10kV35kV电网的交直流混合微电网，其与电网调度机构之间的通信方式和信息传输应符 合电力监控系统安全防护规定的要求。 7.2接入10kV～35kV电网的交直流混合微电网，与电网调度机构之间信息传输协议宜采用DL/T 634.5101、DL/T634.5104和DL/T860等通信协议，数据通信应采用光纤、电力线载波、电力无线专网 通信方式。接入380V配电网的微电网，也可采用无线VPN通信方式。通信过程均应采用双向认证加 密技术，实现双向身份鉴别，确保报文的机密性、完整性。 7.3接入10kV～35kV电网的交直流混合微电网，向电网调度机构提供的基本信息应包括但不限于以 下内容： a）电气模拟量：并网点的电压、电流、有功功率、无功功率、功率因数、频率（并网点两侧）。 h）电能量：上网电量、下网电量、负荷电量、发电量。