风光储联合发电站设计规范（征求意见稿）

9电气

9.1一般规定

9.1.1电站的电气设计应符合《光伏发电站设计规范》GB50797、《风力发电场设计规范》GB51096、《电化学储能电站设计规范》GB51048、《35kV～110kV变电站设计规范》GB50059和《220kV～750kV变电站设计技术规程》DL/T5218的规定。

9.1.2电气主接线应根据风光储联合发电站在电网中的地位、出线回路数、设备特点及负荷特性等条件确定，并应满足供电可靠、运行灵活、操作检修方便、节约投资等要求。

9.1.3风光储联合发电站中，汇集升压站主变压器的台数和容量应根据联合发电站的规模、系统送出条件和运行方式等综合考虑确定。主变压器容量应考虑风力发电与光伏发电有效容量后经技术经济论证后确定。

9.2主变压器

9.2.1变压器的选择宜按《油浸式电力变压器技术参数和要求》GB/T6451、《干式电力变压器技术参数和要求》GB/T10228、《三相配电变压器能效限定值及节能评价值》GB20052、《电力变压器能效限定值及能效等级标准》GB24790的参数选择，且宜选择标准容量。

9.2.2风力发电机组升压变压器容量应与机组容量匹配，宜选用无励磁调压、空载损耗低的节能型变压器，且宜采用箱式变电站型式。

9.2.3光伏方阵内的升压变压器容量应与光伏方阵单元模块最大输出功率匹配，宜选用无励磁调压、空载损耗低的节能型变压器，且宜采用箱式变电站型式。

9.2.4储能电站内的变压器容量应与各储能单元模块最大充放电功率匹配，宜选用节能型变压器，对电压波动要求高的情况，可选用有载调压变压器。

9.3电气主接线

9.3.1风光储联合发电站中，风力发电机组、光伏发电单元、储能单元模块与升压站汇流母线的连接方式应根据运行可靠性、灵活性、经济性和维修方便等条件综合比较确定。同种发电类型宜采用辐射式或“T”接式接线。

9.3.2升压站汇流母线宜采用单母线或单母线分段接线。风力发电、光伏发电、储能系统宜根据配比的需要分别接于同一或不同汇流母线上，便于实现风光储的联合调度。

9.3.3当升压站装有两台及以上主变压器时，低压侧汇流母线宜采用单母线分段接线，分段方式宜考虑当其中一台主变压器停运时，有利于其他主变压器的载荷分配。

9.3.4当升压站送出线为1回时，根据升压变压器数量，高压侧应采用线路变压器组接线或单母线接线；当升压站送出线为2回时，根据升压变压器数量，高压侧宜采用单母线分段接线或双母线接线。

9.3.5升压站应根据电力系统的要求确定中性点接地方式。

9.3.6风电场风力发电机组升压变高压侧宜设置断路器或负荷开关，低压侧宜设置断路器。

9.3.7光伏发电部分宜按照光伏发电单元采用逆变器-就地升压变单元接线方式。应根据光伏发电单元的容量和布局、光伏组件的类型、逆变器的技术参数，经技术经济比较确定逆变器数量和升压变容量。

9.3.8光伏发电单元的高压侧宜设置断路器或负荷开关，低压侧宜设置断路器。

9.3.9储能单元模块宜采用变流器-就地变压器单元接线方式。高压侧宜设置断路器或负荷开关，低压侧宜设置断路器。

9.4站用电系统

9.4.1风光储联合发电站的升压站，当有两台及以上主变压器时，宜装设两台容量相同可互为备用的站用变压器，每台站用变压器容量按全站计算负荷选择。两台站用变压器可分别接自主变压器低压侧不同段母线。也可从升压站外引入一个可靠的低压备用电源，并装设一台站用变压器。

9.4.2风力发电机组的自用电由箱式变压站低压侧引接，配置小型降压变压器。变压器宜为低损耗干式变压器。

9.4.3光伏发电单元就地逆变升压室的自用电，可由逆变器交流出线侧引接。自用电系统宜设置备用电源，可由临近的光伏方阵单元引接或者设置UPS。

9.4.4储能系统的站用变宜单独配置，且宜装设两台容量相同可互为备用的站用变压器，站用变压器可由联合发电站升压站的低压侧母线引接。

9.4.5站用电接线及供电方式：

1站用电低压配电宜采用中性点直接接地的TN系统，动力和照明共用的供电方式，额定电压为380V/220V。

2站用电低压母线宜采用单母线分段接线，每台站用变压器各接一段母线。

3站用电重要负荷宜采用双回路供电方式。

9.4.6风光储联合发电站宜设置固定的检修电源，并应设置漏电保护装置。

9.5直流系统及UPS

9.5.1电站控制直流母线，宜采用单母线或单母线分段的接线。采用单母线分段时，蓄电池应能切换至任意一段母线。

9.5.2电站操作电源宜采用2组110V或220V蓄电池。蓄电池组应采用性能可靠、维护量少的蓄电池，冲击负荷较大时亦可采用高倍率蓄电池。

9.5.3充电装置宜采用高频开关充电装置，配置两套充电装置。

9.5.4蓄电池组的容量，应满足下列要求：

1有人值班的风光储联合发电站为全站事故停电1h的放电容量。

2无人值班的风光储联合发电站为全站事故停电2h的放电容量。

3事故放电末期最大冲击负荷容量。

9.5.5通信设备的直流电源宜独立设置专用蓄电池直供，其容量应满足事故期间维持供电2h至3h的放电容量。

9.5.6交流不停电电源系统（UPS）宜采用主机冗余配置方式，也可采用模块化N+1冗余配置,容量应满足全站UPS负荷供电的要求。UPS宜采用站内直流系统作为后备电源。UPS的负荷供电宜采用辐射方式。

9.6配电装置

9.6.1电站配电装置的设计，应符合《3~110kV高压配电装置设计规范》GB50060和《高压配电装置设计技术规程》DL5352的规定。

9.6.2110kV及以上电压等级配电装置宜采用GIS设备或户外中型配电装置，35kV及以下电压等级宜采用户内配电装置开关柜设备。

9.6.3风力发电机组升压后的配电装置，可采用开关柜设备，与变压器组成箱式变压站型式。也可采用户外中型配电装置。

9.6.4光伏发电单元升压后的配电装置，宜采用开关柜设备，与变压器组成箱式变压站型式。

9.6.5储能电站的配电装置，宜采用户内配电装置开关柜设备。

9.7无功补偿装置

9.7.1升压站无功功率补偿装置型式和容量，应按无功功率的分布情况，无功功率的大小，无功功率的波动幅度和波动频率，谐波电流的发生量和所接入电网的背景谐波值等因素，统筹考虑。

9.7.210～66kV并联电容器组或滤波装置的布置形式应视环境条件、设备性能和当地经验统筹考虑。

9.7.310～66kV静止无功补偿装置的相控电抗器和滤波支路宜采用屋外或半露天布置方式。采用半露天布置时，应选用屋外型设备。在布置单相空芯电抗器时，电抗器对四周建、构筑物中铁磁材料的空间距离，应满足电抗器相关技术要求。

9.8电气二次

9.8.1电站应按电力系统安全运行需要，装设如下保护及自动装置：

1按出线配置线路保护。

2按母线接线型式配置母线保护（失灵保护）。

3按照《电力系统安全稳定导则》DL755的规定装设安全自动控制装置。

4主变压器保护。

5无功装置保护、站用变保护。

6光伏发电站继电保护及安全自动装置。

7风力发电机组及风电场继电保护及安全自动装置。

8储能系统继电保护及安全自动装置。

9故障录波装置。

9.8.2电站继电保护和安全自动装置的设计，应符合《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285、《光伏发电站设计规范》GB50797、《电化学储能电站设计规范》GB51048、《风力发电场设计规范》GB51096、《电力系统安全自动装置设计规范》GB/T50703的规定。

9.8.3电站均采用微机型继电保护和安全自动装置，继电保护必须满足“可靠性、选择性、速动性、灵敏性”的要求，需要双重化配置的保护应保证每套保护装置功能独立完备、安全可靠。

9.8.4电站应配置1套公用的时钟同步系统，主时钟应双重化配置，支持北斗系统和GPS标准授时信号，时钟同步精度和守时精度满足站内所有设备的对时精度要求。

9.8.5电站应设置一套辅助控制系统，系统的设备配置应结合电站的建设规模综合考虑。

9.8.6辅助控制系统应能实现全站图像监视及安全警卫、火灾报警、消防、照明、采暖通风、环境监测等系统的智能联动控制。辅助控制系统不宜配置独立后台系统。

9.8.7辅助控制系统宜采用现行行业标准《变电站通信网络和系统》DL/T860规定的通信标准。

9.8.8辅助控制系统的设计应符合《安全防范工程技术规范》GB50348的有关规定。

9.8.9主控制室、继电器室等二次设备室应根据风光储联合发电站的运行管理模式、光伏发电站、风电场、储能电站和升压站的地理位置及布置特点确定。联合发电站不宜设独立的通信机房。当按无人值班运行管理模式建设，不宜设独立的主控制室。

9.8.10主控制室的位置选择应满足便于巡视和观察屋外主要设备、节省控制电缆、噪声干扰小和有较好的朝向等要求。

9.8.11主控制室宜按规划建设规模在联合发电站的第一期工程中一次建成。电气二次设备布置在继电器室，继电器室面积应满足设备布置和定期巡视维护的要求，屏位按电站规划容量一次建成，并留有增加少量屏位的余地。屏、柜的布置宜与配电装置间隔排列次序对应。

9.8.12主控制室、继电器室的设计和布置应符合监控系统、继电保护设备的抗电磁干扰能力要求，当设备不符合相应的抗干扰试验等级要求时应采取抗干扰措施。

9.8.13电站电气设备的控制、测量和信号应符合《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》DL/T5136、《光伏发电站设计规范》GB50797、《电化学储能电站设计规范》GB51048、《风力发电场设计规范》GB51096的规定。

9.8.14控制电缆选择及敷设的设计应符合《电力工程电缆设计规范》GB50217及《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》DL/T5136的有关规定。

9.8.15光缆的选择应根据传输性能、使用环境确定。

9.9过电压保护和接地

9.9.1各系统过电压保护的设计，应符合《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》GB50064的规定。

9.9.2各系统交流电气装置的接地设计，应符合《交流电气装置的接地设计规范》GB50065的规定。

9.9.3建筑物的过电压保护和接地除满足上述要求外，还应符合《建筑物防雷设计规范》GB50057的规定。

9.9.4风力发电场的过电压保护和接地的设计，应符合《风力发电场设计规范》GB51096的规定。

9.9.5光伏发电站的过电压保护和接地的设计，应符合《光伏发电站设计规范》GB50797的规定。

9.9.6升压站和集中储能系统的接地应采用联合接地系统。

9.9.7风力发电系统和光伏发电系统的接地可采用独立接地系统，如接地电阻不满足要求，需采取降阻措施时，宜采用与其他系统互联的方案。

9.10电缆选择与敷设

9.10.1电站电缆选择与敷设的设计，应符合《电力工程电缆设计规范》GB50217的规定。

9.10.2集中敷设于沟道、槽盒中的电缆宜选用阻燃电缆。

9.10.3动力电缆宜与控制电缆和通信电缆分开排列、敷设。

9.10.4当蓄电池直流引出线为电缆时，正负极引出线应采用单芯电缆。

9.11集电线路

9.11.1集电线路应结合电站规模、集电电压等级、风机及光伏阵列分布情况，对风力发电机和光伏发电单元进行分组，每组应共用一回集电线路接入汇集站，且风力发电与光伏发电应采用不同集电回路。

9.11.2风电场的集电线路宜采用架空线路形式，光伏发电站的集电线路敷设方式应经技术经济比较后确定。重覆冰、走廊限制、基础施工困难等不利于架空线路施工维护或景观要求的地区，应采用电缆形式。集电线路跨（钻）地上附着物，可采用架空与电缆相结合的方式。

9.11.3集电线路走廊应与电站总体设计相结合，综合考虑机位及光伏阵列分布、地形、地貌、运行、施工、交通条件及路径长度等因素，风力发电和光伏发电集电线路宜布置在同一走廊内，对位于同一路径走廊的架空线路应采用同塔（杆）多回路。

9.11.4当集电线路采用架空线路时，应符合《66kV及以下架空电力线路设计规范》GB50061的规定，风电场架空线路还应符合《风力发电场设计规范》GB51096的规定。

9.11.5当集电线路采用电缆时，应符合《电力工程电缆设计规范》GB50217的规定。

9.11.6风电场、光伏发电站内的光纤通信电缆宜与集电线路一同敷设。

9.11.7架空线路的杆塔应避免对光伏组件造成阴影遮挡。

9.12其他电气设备

9.12.1升压站的照明设计，应符合《火力发电厂和变电站照明设计技术规定》DL/T5390的规定。

9.12.2在控制室、屋内配电装置室、蓄电池室及屋内主要通道等处，应装设事故照明。

9.12.3照明设备的安装位置应满足维修安全要求。

9.12.4监视屏面应避免明显的反射眩光和直接阳光。

9.12.5储能电站内的照明设置应符合《电化学储能电站设计规范》GB51048的规定。

9.12.6电缆隧道内的照明电压不宜高于24V。当高于24V时，应采取防止触电的安全措施。