T-CES 118-2022 户用光储热系统协调运行技术规范

ICS29.240.99CCSK81团体标准Technicalspecificationforcoordinatedoperationofhouseholdphotovoltaic-中国电工技术学会发布IT/CES118—2022前言 Ⅱ 12规范性引用文件 13术语和定义 24总则 25系统构成 26系统各组成部分控制接口 36.1光伏控制 36.2交直流供电部分控制 46.3供热控制 46.4蓄热控制 46.5继电保护与安全自动装置 57光储热系统协调优化控制 57.1优化目标 57.2优化控制 67.3光伏储能与供热协调 68并网运行要求 68.1并网点电能质量要求 68.2联络线交换功率控制 78.3并/离网转换控制 7 8 89.2频率异常响应 810通信与信息安全 810.1通信介质 810.2通信规约 810.3通信集成 810.4信息安全 8 8T/CES118—2022本文件按照GB/T1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。本文件由中国电工技术学会储能技术专业分会提出。本文件由中国电工技术学会归口。本文件由中国电工技术学会团体标准技术办公室提出并解释。本文件起草单位：国网河北省电力有限公司经济技术研究院、中国农业大学、国家电投集团河北电力有限公司、北京晶澳太阳能光伏科技有限公司、国网河北省电力有限公司石家庄供电分公司、国网河北省电力有限公司、国网湖南省电力有限公司、国网甘肃综合能源服务有限公司、国网综合能源服务集团有限公司。本文件主要起草人：贺春光、王涛、安佳坤、郭伟、井天军、张菁、赵阳、杨书强、范文奕、陈志永、胡平、赵辉、孙鹏飞、汤坤、王志洁、段长增、张荣达、薛辉、周卓宏、杨俊涛、郭逦达、王江波、牛焕娜、杨东文、杨照光、周喜超、李振、董昕、孙轶良、张章、李光毅、赵子珩、檀晓林、赵子豪、侯若松、郝志方、翟广心、韩璟琳、王聪、马会轻、赵杰、戎士敏、吴斌、崔立飞、冯孜恺。T/CES118—20221户用光储热系统协调运行技术规范本文件规定了户用光储热系统运行时应遵守的技术要求及接口规范等。本文件适用于使用10kV及以下户用光储热系统的用户或参与户用光储热系统运维的工作人员，其他单位和相关人员可参照执行。2规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。GB/T38946—2020分布式光伏发电系统集中运维技术规范GB/T37655—2019光伏与建筑一体化发电系统验收规范GB/T39857—2021光伏发电效率技术规范GB/Z38766—2020精准扶贫光伏农业项目运营管理规范GB/T37655—2019光伏与建筑一体化发电系统验收规范GB/T37408—2019光伏发电并网逆变器技术要求GB/T36963—2018光伏建筑一体化系统防雷技术规范GB/T34932—2017分布式光伏发电系统远程监控技术规范GB/T33342—2016户用分布式光伏发电并网接口技术规范GB/T34930—2017微电网接入配电网运行控制规范GB/T33589—2017微电网接入电力系统技术规定GB/T33592—2017分布式电源并网运行控制规范GB/T33593—2017分布式电源并网技术要求GB/T31999—2015光伏发电系统接入配电网特性评价技术规范GB/T30427—2013并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法GB/T29319—2012光伏发电系统接入配电网技术规定GB/T20513—2006光伏系统性能监测测量、数据交换和分析导则GB/T20514—2006光伏系统功率调节器效率测量程序GB/T19064—2003家用太阳能光伏电源系统技术条件和试验方法GB/T2297—1989太阳光伏能源系统术语GB/T39288—2020蓄热型电加热装置GB/T14549—93电能质量公用电网谐波GB/T24337—2009电能质量公用电网间谐波GB/T12325—2008电能质量供电电压偏差GB/T12326—2008电能质量电压波动和闪变GB/T15543—2008电能质量三相电压不平衡GB14050—2008系统接地的型式及安全技术要求GB50057—2010建筑物防雷设计规范GB50065—2011交流电气装置的接地设计规范T/CES118—20222GB/T50064—2014交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范NB/T10186—2019光储系统用功率转换设备技术规范NB/T32015—2013分布式电源接入配电网技术规定JGJ/T264—2012光伏建筑一体化系统运行与维护规范3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1光储热系统solarheatstoragesystem利用光伏发电与电化学储能电池构建的联合电源，与公网相连或独立为供热系统的热源供电，以上设备所形成的系统整体。3.2光储供热solarstorageheating利用太阳能光伏储能发电系统收集太阳辐射并转化为供暖设备所需的电能。3.3蓄热装置regenerativeapparatus采用适当的方式，利用特定的装置，将暂时不用或多余的热量通过一定的蓄热材料储存起来，需要时再释放出来加以利用的系统装置。3.4智能光伏组件smartmodule是指可以对光伏系统中因为遮挡、不均匀衰减、部件失效等造成失配损失而进行自动优化的组件，同时，该组件提供相应的保护及监控功能，为系统的运行及维护提供便利。3.5热交换流速调节heatexchangevelocityregulation由于温差引起的两个物体或同一物体各部分之间的热量传递过程，在热量传递过程中，对单位时间内流过单位截面积的热量的调节。3.6相变蓄热材料phase-changeheatstoragematerial是一种随温度变化而改变物态的物质，于变化过程中吸收、释放能量，可在温度升高时，大部分热量被锁定在材料中；当温度降低时，能量会以热能释放。3.7光储一体化solarstorageintegration将光伏电力先行存入储能设备，进行调压稳压，提高电力质量，再根据需要将电力输送给用电端。4总则4.1户用光储热系统并网开断设备应满足GB/T33593—2017的规定，且在运行过程中，不能随意改变并网开断设备的配置和参数。4.2接入10kV电网的户用光储热系统，宜进行发电预测，向电网调度机构报送次日发电计划。4.3直接接入公共电网的分布式电源，其涉网设备应具备故障或异常情况记录功能。4.4公共电网检修、故障抢修或其他紧急情况下，户用光储热系统所接入电网运营管理部门可直接限制分布式电源的功率输出直至断开并网开断设备。4.5停运状态下的分布式电源不得通过光储热方式自行并网。4.6户用光储热系统控制应满足GB/T33592、GB/T34930等现行国家、行业标准要求。5系统构成5.1户用光储热系统由交直流供电部分、光伏供电、太阳能与电能供热部分组成，如图1所示。5.2交直流供电部分由交流线路、直流线路、交直流功率变换器、直流变换器、光伏、储能电池构成。T/CES118—20223图1户用光储热系统组成原理图5.3光伏光热供热部分由太阳能集热器、保温容器、换热器等必要部分组成。光伏光热供热部分可以采用光伏组件一体化设备，也可采用单独供热设备。5.4交直流供电部分直流电压应综合考虑交直流变流器设备、现场直流负荷设备用电需求和光伏接入直流母线正常运行电压，宜选择750V、1000V、1500V。6系统各组成部分控制接口6.1光伏控制6.1.1接入10kV电网的户用光储热系统，应具备有功功率控制能力，无功电压控制宜具备支持定功率因数控制、定无功功率控制、无功电压下垂控制等功能。6.1.2接入10kV电网的户用光储热系统，若向公用电网输送电量，应具备按照电网调度指令进行功率调节的能力。紧急情况下，电网调度可直接限制分布式电源向公共电网输送的有功功率。6.1.3接入380V电网低压母线的户用光储热系统，若向公用电网输送电量，则应具备接受电网调度指令进行输出有功功率控制的能力。6.1.4接入220V电网的户用光储热系统，可不参与电网有功功率调节。6.1.5接入10kV电网的户用光储热系统，应具备无功电压调节能力，可以采用调节分布式电源无功功率、调节无功补偿设备投入量以及调整电源变压器变比等方式，其配置容量和电压调节方式应符合NB/T32015的要求，功率因数应符合GB/T33592的要求。6.1.6接入10kV用户内部电网且不向公用电网输送电能的户用光储热系统，应具备无功控制功能，根据无功就地平衡和保障电压合格率原则，控制无功功率和并网点电压。6.1.7接入10kV用户内部电网且向公用电网输送电能的户用光储热系统，应具备无功电压控制功能，在满足其无功输出范围和公共连接点功率因数限制的条件下，进行其并网点功率因数和电压的控制；同T/CES118—20224时可接受电网调度的调节指令进行无功调节。6.2交直流供电部分控制6.2.1户用光储热系统由交直流供电部分应满足GB/T33589的技术要求，并网运行控制应满足GB/T34930的技术要求。6.2.2交直流供电部分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±2%。6.2.3交直流供电部分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运行允许直流电压偏差。6.2.4储能电池瞬时功率支撑能力应具有热泵启动功率2倍以上的过载能力，可以在分布式电采暖启停过程中保持功率瞬时平衡。6.2.5储能电池与保温容器内储存热量应在系统离网运行状态下，保持光伏光热供热部分连续运行不少于1h，为应急供电抢修与替换供暖方案切换运行提供支撑。6.3供热控制6.3.1户用光储热系统所选用的设备优先考虑能效水平，如热泵类电采暖设备，通过电能置换自然界热源的设备，包括但不限于江河湖海、土壤、地下水及空气中热量。6.3.2户用光储热系统热流量调节设备一般采用通过变频器控制的水泵、风机实现，与蓄热设备相配合，可实现基于环境温度与湿度反馈的动态调整流速。6.3.3户用光储热系统所选用的热泵与供热循环水泵应具有可调特性，可以响应外部控制指令，并执行响应的操作，可以完成启动停止的远程控制，优先功率动态可调。6.3.4供热系统的热量交换可以通过水、空气或其他不同工质，对应的管道系统可以与之相对应，如水暖、地暖或风机盘管等形式。6.3.5供热部分应能通过阀门的控制实现蓄热设备的投入与旁路，为蓄热的退出运行提供必要的热流阻断支持，而不影响正常供暖。6.3.6供热量具有调整能力，满足温度控制其调节的需要，可在温度达到设定值后，实现自动停止，或随着室内温度变化自动调整热功率，以满足设定值。6.3.7供热量应具有日需量预测能力，具有日供热总量，及基于天气主要因素变化的加热功率优化分布，如对室外温度、风力、雨雪天气等的相应热量调控。6.3.8户用光储热系统应具有基本供热量模式，适应电网状态异常与光伏储能系统同时故障的极端情况，在最小能源供给下保证。6.4蓄热控制6.4.1蓄热形式6.4.1.1户用光储热系统应根据应用场所、经济性要求、地区气候特点等灵活选择蓄热形式，包括保温水罐、相变蓄热等类型。6.4.1.2保温水罐适用于经济性要求较高场合，水罐容积应根据供暖面积、所在地区、供暖建筑保温性能的确定，保温性能应满足地区气候特点。6.4.1.3相变蓄热装置适用于场地面积较小，或单位面积使用成本较高的场合，相变蓄热装置的相变温度应与热源工作的温度相匹配，所需数量应根据需要缓冲的热量确定。6.4.1.4蓄热形式还可因地制宜，利用墙体或建筑物某些部分填充蓄热材料，但需要保证热交换过程可调节可观测，满足整体运行效率要求。T/CES118—202256.4.2蓄热控制6.4.2.1蓄热装置应具有水箱内部温度，室外温度，进水口水温，出水口水温，热交换工质的流速与温度等观测点，为蓄热的闭环控制提供反馈量。6.4.2.2蓄热控制应采用PID控制模型，比例系数应考虑控制对象的作用过程，时间常数应充分考虑供热过程温度调节的惯量，保证加热过程的平稳。6.4.2.3蓄热装置应考虑物理储热限制，保证蓄热体在允许的范围内工作，储热并释放热量后可恢复初态，不发生不可逆的状态改变。6.4.3蓄热的协调控制6.4.3.1蓄热量应通过动态数据观测，实现在线评估，提供在不同初始温度与换热温差下的储热能力数据，为蓄热过程控制提供基本依据。6.4.3.2在光伏、光热供暖系统供暖建筑的室内温度超过设定值，优先启动蓄热控制，将此时剩余热量通过工质换热到蓄热装置，增加蓄热装置温度，低成本储热优先于电池储能使用。6.4.3.3蓄热装置的释热控制应考虑环境温度和当前室内温度，在环境温度高或室内温度高时，降低释热功率，而在电网不可用情况下，按室内允许最低温度进行环境温度调控。6.5继电保护与安全自动装置6.5.1接入10kV电网的分布式电源。其运营管理方应遵循继电保护及安全自动装置技术规程和调度运营管理要求。设专人负责对分布式电源继电保护及安全自动装置进行管理和运行维护。6.5.2分布式电源应根据技术规程、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。校核涉网保护定值。并根据电网调度机构的要求，对所辖设备的整定值进行定期校核工作。当电网结构、线路参数和短路电流水平发生变化时，应及时审定涉网保护配置并校核定值。6.5.3接入10kV电网的分布式电源，应将保护定期检验结果上报电网调度机构。6.5.4接入10kV电网的分布式电源，涉网保护定值应在电网调度机构备案，备案内容应包括但不限于a）并网点开断设备技术参数；b）保护功能配置；c）过/欠电压保护定值；d）过/欠频保护定值；e）阶段式电流保护定值；f）逆变器防孤岛保护定值。6.5.5接入电网的分布式电源发生涉网故障或异常时，分布式电源运营管理方应配合电网做好有关保护信息的收集和报送工作。继电保护及安全自动装置发生不正确动作时，应调查不正确动作原因，提出改措施并报送电网调度机构。6.5.6分布式电源运营管理方应及时针对各类保护不正确动作情况，制定继电保护反事故措施，并应取得所接入电网运营管理部门的认可。7光储热系统协调优化控制7.1优化目标7.1.1户用光储热系统可具有多个优化目标，从经济性、碳排放、储能电池容量、能量自平衡水平等T/CES118—20226多个维度进行优化。7.1.2经济性优化指标应考虑降低供暖成本，提升光伏发电组件的发电效益。7.1.3碳排放优化指标应考虑减少电网电能的使用，并考虑电能替代的减排效益。7.1.4储能电池容量优化应考虑其处理的环境效益及回收成本。7.1.5能量自平衡水平优化应考虑同时率，即通过电量与热量缓冲实现的发用平衡。7.1.6系统可实现协同运行目标，至少协同光伏消纳、供暖效果、供暖优先级及综合能效费用最低等7.2优化控制7.2.1系统优化应从日前计划与实时计划两个时间尺度开展7.2.2选取供暖效果与光伏消纳为优先保障目标，控制对象为供暖区域室内温度、保温水箱温度、储能电池及循环水泵流速，优化中按5min为控制间隔制定计划，制定时考虑综合影响因素。7.2.3日前优化应通过统计，进行趋势预测，进而实现系统总效率的提升。7.2.4实时优化应考虑具有滤波效果的控制方法，抑制随机波动引起的超范围调节。7.3光伏储能与供热协调7.3.1光伏储能联合运行中，与供热实现互动，储能实现光伏输出功率可调，供热系统与分布式电采暖设备也可根据光储运行状态及当前供暖情况调整热功率。7.3.2光伏蓄热与供热协调中，光伏输出功率、分布式电采暖设备、供热系统与蓄热装置可以协调工作，通过蓄热量的控制实现光伏输出功率与分布式电采暖设备工作的运行功率实现匹配。8并网运行要求8.1并网点电能质量要求8.1.1系统接入电网后，并网点的谐波应满足以下规定：a）谐波注入电流应满足GB/T14549的要求，其中微电网注入公共连接点的谐波电流允许值，按微电网与电网协定最大交换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；b）间谐波应满足GB/T24337的要求。8.1.2系统接入电网后，并网点的电压偏差应满足GB/T12325的要求。8.1.3系统接入电网后，并网点的电压波动和闪变应满足GB/T12326的要求。8.1.4系统接入电网后，并网点的电压不平衡度应满足GB/T15543的要求。8.1.5当并网点电压偏差满足GB/T12325的要求时，系统应能正常并网运行。8.1.6并网点频率在49.5Hz～50.2Hz范围之内时，系统应能正常并网运行。8.1.7热泵与水泵的选用应考虑其对所接入独立或公用电网的冲击，优先使用具有软启动功能的设备。8.1.8并网户用光储热系统应具备监测并记录其并网点或公共连接点处谐波、电压波动和闪变、电压偏差、三相不平衡等电能质量指标的能力。接入10kV电网的户用光储热系统，每10min保存一次电能质量指标统计值，并定期上传；接入220/380V电网的户用光储热系统，每10min保存一次电能质量指标统计值，且应保存至少1个月的电能质量数据。8.1.9户用光储热系统接入电网后，当公共连接点的电能质量不满足GB/T33593—2017要求时，应产生报警信息；接入10kV电网的户用光储热系统，其运营管理方应将报警信息上报至所接入电网管理部门；接入220/380V电网的户用光储热系统，其运营管理方应记录报警信息以备所接入电网运营管理部门查阅。T/CES118—202278.1.10户用光储热系统并网导致公共连接点电能质量不满足GB/T33593—2017的要求时，应采取改善电能质量的措施。在采取改善措施后电能质量仍无法满足要求时，户用光储热系统应断开与电网的连接，电能质量满足要求时方可重新并网。8.2联络线交换功率控制8.2.1交直流供电部分应具有对外控制接口，交直流部分接入电网应具有有功功率控制、无功功率与电压调节功能，并满足GB/T33589的技术要求。8.2.2交直流并网逆变器应具有分布式电采暖系统启动功率5倍以上的过载能力，可以保证分布式电采暖设备间歇式启停工作方式。接入10kV及以上电压等级配电网的户用光储热系统交换功率最大值及变化率应在电网调度机构规定范围内。接入10kV及以上电压等级配电网的户用光储热系统，应能根据电网频率值、电网调度机构指令等信号调节有功交换功率。8.3并/离网转换控制8.3.1一般规定8.3.1.1微电网接入配电网应通过并网调试试验，试验项目应包括离网转并网、并网转离网。交换功率控制、电网异常响应﹑防孤岛保护、电能质量、监控与通信等功能试验，试验报告应在首次并网日前向电网管理部门提交。8.3.1.2微电网中主要设备（如并网开关、微电网主电源﹑微电网控制系统等）大修或更换后，其重新并网前应对大修或更换的设备进行检测。8.3.2并网到离网转换控制8.3.2.1微电网的并网到离网转换控制包括计划离网控制和非计划离网控制两种方式：a）微电网的计划离网控制指令可由电网调度机构或由微电网运行控制系统下达。通过10kV及以上电压等级接入的微电网，电网调度机构要求微电网离网时，微电网应接受电网调度机构的指令实现计划离网；微电网自身需要离网时，需向电网调度机构发送离网请求且收到允许离网指令后方可启动计划离网控制。b）当微电网检测到配电网异常后，并达到允许离网的条件时﹐微电网应启用并网到离网转换控制程序实现非计划离网。8.3.2.2微电网的计划离网控制宜采用不停电切换方式，操作步骤如下：a）微电网控制系统接到并网到离网转换指令后，调节主电源使得并网点的电流或交换功率降低至允许切换的范围。b）断开并网开关，并设定主电源的运行模式由并网控制模式转为离网控制模式。模式转换时要进行平滑切换控制﹐防止切换电流冲击过大以及保护系统误动作。8.3.3离网到并网转换控制8.3.3.1当微电网重新并网时，应监测微电网和配电网的状态是否符合同期条件，只有满足同期限定条件，才能进行重新并网操作。8.3.3.2因电网故障或扰动造成微电网离网的，在电网电压和频率恢复之前不应并网，且在电网电压和频率恢复正常后：a）接入10kV以下配电网的微电网经过一个可调延时时间后才能并网，延时时间为20s～5min。b）对于接入10kV及以上配电网的微电网。应向调度发送并网请求且收到允许并网指令后方可并网。T/CES118—202288.3.3.3微电网控制系统接到并网指令后，应执行以下操作：a）监测待接入电网的电压幅值、频率等状态并判断是否允许并网接入；b）对微电网主电源的输出电压幅值，频率及相位进行调节并进行同期条件判断；c）满足同期条件时，闭合并网开关，同时主电源工作模式从离网运行转换到并网运行，并进行平滑切换控制，防止切换电流冲击过大以及保护系统误动作；d）对于接入10kV及以上配电网的微电网控制系统接到并网指令后应在规定时间（1h）内执行离网到并网转换控制，超过规定时间未成功并网的应重新申请并网。9电网异常响应9.1电压异