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5.5 电网特性分析
5.5.1电站设计应对站址所在地周边电网消纳电站的能力进行分析。
5.5.2进行电网消纳电站的能力分析时,应统筹考虑电力系统负荷特性、电源结构和调峰能力等因素。
5.5.3电站的建设规模应根据风能、太阳能资源特性,综合比较电网消纳能力和工程经济性等因素确定。电站配比后的能力应满足电网运行要求。
6 联合发电系统
6.1 一般规定
6.1.1 风光储联合发电系统应根据风能、太阳能资源条件、场地条件和所要满足的功能需要,选用合适的组合配比。
6.1.2 风光储联合发电系统宜采用高压交流集电系统,不同类型的发电形式应采用相对独立的系统,不同发电类型应合理组合。
6.1.3 风光储联合发电系统集电电压等级应经综合技术经济比较后选择,风力发电系统、光伏发电系统、储能系统的集电电压宜保持一致。
6.2 联合发电系统配比
6.2.1 应根据电网的运行要求,研究各月典型日风光储联合系统的输出特性确定联合发电系统的容量配比。
6.2.2风光储联合发电系统的容量配比应以电网不同调控模式(平滑功率输出、跟踪计划出力、系统削峰填谷等模式)要求为目标,经技术经济综合比较后最终确定。
1 当风光储联合发电系统采用平滑功率输出模式,储能系统配置的额定功率不宜小于风力发电、光伏发电安装总功率的10%,在额定功率下持续放电时间不宜小于0.5h。
2 当风光储联合发电系统采用跟踪计划出力模式,储能系统配置的额定功率不宜小于风力发电、光伏发电安装总功率的30%,在额定功率下持续放电时间不宜小于1h。
3 当风光储联合发电系统参与系统调频时,储能系统配置的最大功率不宜小于风力发电、光伏发电安装总功率的20%。
4 当风光储联合发电系统采用削峰填谷模式,储能系统应根据电网具体要求,经过优化分析后确定。
6.3 主要设备选择
6.3.1 风力发电机组应符合《风电场接入电力系统技术规定》GB/T 19963的规定。
6.3.2风力发电机组应按照风力发电场区域地理环境、风能资源、安全等级、安装运输和运行检修等条件进行配置,并符合《风力发电场设计技术规范》GB51096中风力发电机组选型的规定。
6.3.3 光伏发电组件类型应根据太阳能资源、工作温度等使用环境条件,进行技术经济比较后选择,组件设备性能参数应符合《光伏发电站设计规范》GB 50797的规定。
6.3.4 光伏发电系统逆变器选择应符合《光伏发电站设计规范》GB 50797的规定进行;对光伏场地起伏较大、光伏阵列易受遮光影响时,应选择具备多路MPPT功能的逆变器或其他设备。
6.3.5储能系统电池选型、电池管理系统选型、功率变换系统选型应符合《电化学储能电站设计规范》GB51048的规定。
6.4 风力发电系统
6.4.1 风力发电系统的配置应符合《风力发电场设计技术规范》GB51096的规定。
6.4.2 风力发电系统宜采用一台风力发电机组对应一台升压变的接线方式。
6.4.3 风力发电机组升压后,宜采用逐台顺序相连的接线方式;场内集电线路应按一回或多回分组接线接入汇集站,集电线路回路数应经技术经济比较后确定。
6.5 光伏发电系统
6.5.1光伏发电系统宜采用多级汇流、分散逆变、集中并网的方式;分散逆变后宜就地升压,升压后集电线路回路数应经技术经济比较后确定。
6.5.2光伏发电系统一般由光伏方阵、汇流箱、逆变器、就地升压变压器等组成,系统配置应符合《光伏发电站设计规范》GB50797的规定。
6.5.3当光伏发电系统采用具有多路MPPT功能的逆变器或其他设备时,同一个MPPT支路上接入的光伏组件串的电压、方阵朝向、安装倾角、遮光影响宜一致。
6.6 储能系统
6.6.1储能系统设计与功能配置应符合《电化学储能电站设计规范》GB51048的规定。
6.6.2储能系统技术条件应满足《电力系统电化学储能系统通用技术条件》的要求。
6.7 联合发电系统发电量计算
6.7.1 风光储联合发电站的上网电量计算应分风力发电量、光伏发电量及储能交换电量三个部分,风光储联合发电站的上网发电量计算如下:
(6.7.1-1)
式中:
——风光储联合发电站的上网电量(kWh);
——风力发电量(kWh);
——光伏发电量(kWh);
——储能装置交换电量,即储能系统进行充放电循环时的放电量(kWh);
——储能装置效率,即储能系统充放电循环时,放电量与充电量的比值;
——变电站或开关站并网损耗电量(kWh)。
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