《小水电与风光互补控制系统技术条件》

Dfv

ICS编号

CCS编号

团体标准

T/SSHPXXX—20XX

小水电与风光互补控制系统技术条件

Technicalconditionsforsmallhydro-wind-pvcomplementarycontrol

system

（征求意见稿）

20XX-XX-XX发布20XX-XX-XX实施

国际小水电联合会发布

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小水电与风光互补控制系统技术条件

1范围

本文件规定了小水电与风光互补控制系统的总体要求、系统构成、系统功能、性能指标要求。

本标准适用于小型水电站（含抽水蓄能电站）与区域内的风电场、光伏发电站联合运行的互补系统，

其他容量和形式的互补系统可参照执行。

2规范性引用文件

下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，

仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本

文件。

GB17621大中型水电站水库调度规范

GB/T19963风电场接入电力系统技术规定

GB/T19964光伏发电站接入电力系统技术规定

GB/T31366光伏发电站监控系统技术要求

GB/T40607调度侧风电或光伏功率预测系统技术要求

DL/T316电网水调自动化功能规范

DL/T321水力发电厂计算机监控系统与厂内设备及系统通信技术规定

DL/T476电力系统实时数据通信应用层协议

DL/T578水电厂计算机监控系统基本技术条件

DL/T634.5104远动设备及系统第5-104部分：传输规约采用标准传输协议子集的IEC60870-5-101

网络访问

DL/T667远动设备及系统第5部分：传输规约第103篇：继电保护设备信息接口配套标准

DL/T719远动设备及系统第5部分：传输规约第102篇：电力系统电能累计量传输配套标准

DL/T1085水情自动测报系统技术条件

DL/T1666水电站水调自动化系统技术条件

DL/T1802水电厂自动发电控制及自动电压控制系统技术规范

DL/T2290抽水蓄能电站自动发电控制自动电压控制技术规范

DL/T5345梯级水电厂集中监控工程设计规范

NB/T35001梯级水电站水调自动化系统设计规范

NB/T10321风电场监控系统技术规范

3术语和定义

GB/T19963《风电场接入电力系统技术规定》、GB/T19964《光伏发电站接入电力系统技术规定》

界定的术语和定义适用于本文件。

3.1

水风光互补运行hydro-wind-pvcomplementoperation

水电站、风电场和光伏发电站通过联合运行实现电力电量互补。

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3.2

水风光互补控制系统hydro-wind-photovoltaiccomplementcontrolsystem

具备水风光互补协调控制和优化决策功能的控制系统。

3.3

协调控制单元coordinatedcontrolunit

对水电站、风电场和光伏发电站出力进行优化分配，实现水风光的稳定运行和经济控制。

3.4

优化决策单元optimaldecisionunit

3.5实现水风光的运行监视、统计分析、优化决策功能，支撑水风光能源高效利用。

水风光联合出力hydro-wind-pvtotaloutput

互补运行的水电站、风电场与光伏发电站的有功功率之和。

4总体要求

4.1系统工作环境应符合GB/T31366、DL/T578、DL/T1085、DL/T1666和DL/T5345的规定。

4.2系统应采用开放式体系结构，具备良好的可扩展性，能满足系统集成和应用发展的需要。

4.3系统宜包含协调控制单元和优化决策单元。

4.4系统重要运算存储及网络设备、通信通道宜冗余配置。

4.5系统应满足电力监控系统安全防护规定的要求。

5系统构成

5.1系统结构

5.1.1系统应与水电厂计算机监控系统、风电场监控系统、光伏发电站监控系统、功率预测系统、水

情水调系统、电力调度进行数据交互；

5.1.2协调控制单元应部署于安全I区，优化决策单元应部署于安全II区；

5.1.3协调控制单元与优化决策单元宜在统一的支撑平台上实现；

5.1.4协调控制单元与优化决策单元应进行双向通信，完成实时数据交互。

5.1.5协调控制单元满足下列要求：

a)协调控制单元应与水电站监控系统、风电场监控系统、光伏发电站监控系统实现双向数据通信，

采集实时生产数据，下发调节控制指令；

b)协调控制单元应与功率预测系统实现数据通信，获取功率预测数据；

c)协调控制单元应与电力调度双向通信，实现四遥功能。

5.1.6优化决策单元满足下列要求：

a)优化决策单元应与水情水调系统实现数据通信，获取水雨情监测和水文预报数据。

b)优化决策单元应向电力调度上送发电计划。

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5.2通信要求

5.2.1系统与功率预测系统的网络连接应部署防火墙。

5.2.2协调控制单元与水电站、风电场和光伏发电站的网络连接应部署纵向加密装置。

5.2.3优化决策单元与水情水调系统的网络连接应部署防火墙。

5.2.4协调控制单元与优化决策单元的网络连接应部署防火墙。

5.2.5协调控制单元与水电站、风电场和光伏发电站可采用以下方式连接：

a)与水电站监控系统上位机网络连接；

b)与水电站现地控制单元LCU网络连接；

c)与光伏发电站或风电场监控系统网络连接；

d)与光伏发电站或风电场通信管理装置网络连接。

5.2.6系统应与电力调度进行通信，通信规约应符合DL/T476、DL/T634.5104、DL/T667、DL/T719

等的要求。

5.2.7协调控制单元与电力调度进行通信，应至少包含以下信息：

a)系统功能投入、闭环控制投入、并网点连接状态；

b)水风光实时出力、水电实时出力、光伏实时出力、风电实时出力、水风光出力可调节范围；

c)水风光出力设定值、水风光出力计划曲线。

5.2.8优化决策单元与电力调度进行通信，应至少包含以下信息：

a)风光短期功率预测数据；

b)风光超短期功率预测数据；

c)水电站短期来水预测数据；

d)水风光短期发电计划；

e)水风光超短期发电计划。

5.2.9协调控制单元与优化决策单元的通信规约应符合DL/T321的要求，应至少包含以下信息：

a)短期水风光发电计划出力；

b)超短期水风光发电计划出力；

c)水电机组有功出力；

d)水电机组开关状态。

5.2.10协调控制单元应与功率预测系统进行通信，应至少包含以下信息：

a)风光短期功率预测数据；

b)风光超短期功率预测数据。

5.2.11优化决策单元与水情水调系统进行通信，应至少包含以下信息：

a)水电站雨量、水位和流量监测数据；

b)水电站水务计算结果数据；

c)水电站中长期来水预测结果数据；

d)水电站短期来水预测结果数据。

5.2.12优化决策单元应与功率预测系统进行通信，应至少包含以下信息：

a)风电场和光伏发电站气象监测信息；

b)风光短期功率预测数据；

c)风光超短期功率预测数据。

6系统功能

6.1协调控制单元功能

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6.1.1数据采集

6.1.1.1与水电站的数据采集应符合DL/T321的有关规定，至少包含以下信息：

a)出线的有功功率、频率和线路开关状态；

b)电站上下游水位；

c)机组有功功率、可运行范围、机组运行状态、机组出口开关状态、机组事故总信号。

6.1.1.2与光伏发电站的数据采集应符合GB/T31366的有关规定，至少包含以下信息：

a)升压站线路有功功率、频率、开关运行状态；

b)光伏发电方阵有功功率、运行状态；

c)光伏逆变器有功功率、运行状态；

d)升压站事故总信号。

6.1.1.3与风电场的数据采集应符合NB/T10321的有关规定，至少包含以下信息：

a)升压站线路有功功率、频率、开关运行状态；

b)风机有功功率、运行状态；

c)升压站事故总信号。

6.1.1.4数据采集宜采用网络通信方式，采集的实时数据应进行有效性、合理性检查；

6.1.2数据处理

应符合DL/T578和GB/T31366的有关规定。

6.1.3运行监视

6.1.3.1应具备水风光联合控制监视画面，可展示水风光实时联合出力，水电实时总出力，光伏实时

总出力和风电实时总出力，调度发电计划曲线等。

6.1.3.2应具备水风光出力平滑控制监视画面，可展示水风光联合出力曲线，水风光调节精度和波动

率。

6.1.3.3应具备水风光出力预测控制监视画面，可展示超短期预测曲线、水风光发电计划曲线、自动

开停机曲线，水电总有功出力曲线、光伏总有功出力曲线和风电总有功出力曲线。

6.1.3.4应具备水电机组、光伏发电方阵、风机等运行状态的监视。

6.1.3.5应具备系统结构及通信状态监视图。

6.1.4运行模式

6.1.4.1运行模式应包括调度控制、本地控制和厂站控制；不同控制方式之间具备切换闭锁机制。

6.1.4.2水风光出力设定值应包括单点设值和计划曲线两种，调度和本地均实现功率设定。

6.1.4.3系统开环运行时，水风光功率的分配值应仅作为运行指导，闭环运行时水风光功率分配值应

由水风光各电站进行功率调节。

6.1.4.4系统应能对水电站机组进行自动开停机控制。

6.1.4.5应具备与水电站、风电场和光伏发电站自动发电控制功能的输入输出接口。

6.1.5协调控制

6.1.5.1应能通过水电站、光伏发电站及风电场的自动发电控制来调节水电、风电和光伏的实时出力；

6.1.5.2应在水风光联合出力满足调度调节要求的同时，使水风光互补运行保持经济最优或效率最高；

6.1.5.3协调控制应具备以下安全保护功能：

a)系统校验异常或功能闭锁时应具备报警功能；

b)系统应具备输入源、输出源的限值、品质的校验和闭锁功能；

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c)系统应具备优化算法结果的校验功能；

d)联络线事故，系统应退出控制功能。

6.1.5.4应能通过调节水电机组出力，平抑光伏和风电的出力波动。

6.1.5.5应能自动优化或人工选择平抑光伏和风电出力波动的水电机组台数。

6.1.5.6应能利用超短期功率预测数据，实现水电机组未来4小时内的开停机组合优化计算，并滚动

更新。

6.1.5.7应能通过超短期功率预测数据，结合机组爬坡率等特性，实现水风光联合出力的精确调节。

6.1.6人机接口

应符合DL/T578的有关规定。

6.1.7对时与打印

应符合DL/T578的有关规定。

6.1.8自诊断及自恢复

应符合DL/T578的有关规定。

6.2优化决策单元功能

6.2.1数据采集

6.2.1.1宜支持自动获取数值天气预报数据数据，包括降水量、辐照度以及风速、风向、气温、相对

湿度、气压等气象要素预报值。

6.2.1.2应支持自动获取风电场和光伏发电站数据，至少包含以下信息：

a)电站区域的测风数据、太阳辐照度数据、温度数据等；

b)电站短期功率预测数据及超短期功率预测数据；

c)电站的实时与历史运行数据。

6.2.1.3与水电站的数据采集应符合DL/T1666的有关规定要求。

6.2.2数据处理

6.2.2.1宜具备水务计算功能，符合DL/T1666的有关规定要求。

6.2.2.2宜具备数据加工功能，应支持数据的时段平均值、最大值、最小值及其发生时间等特征量的

计算与存储。

6.2.2.3宜具备数据校验功能，支持实时和历史数据的缺数、错数、越限及合理性校验，允许人工置

数、虚拟数据输入，数据修改、增加、删除及数据导出导入等运维功能。

6.2.3运行监视

a)应提供气象信息监测图，可实时监测风速、风向、辐照度等气象信息的变化；

b)应具备水电实时监视功能，可展示流域雨水情监测、水电厂和水库运行的实时和历史信息；

c)应具备新能源运行监视功能，实时监测风电场内风电机组的运行状态、光伏发电站内逆变器的

工作状态；

d)应提供日发电计划跟踪监视图，实时反映实际发电出力及计划执行情况。

6.2.4异常监视

6.2.4.1应具备对数据越限情况进行报警的功能。

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6.2.4.2应具备对重要数据的缺数、延迟情况进行检查和报警的功能。

6.2.5统计分析

6.2.5.1应具备对比分析功能，提供单站多时段，多站同时段对比分析功能。

6.2.5.2应具备对数据进行平均值、累计值、最大值与发生时间、最小值与发生时间的统计功能。

6.2.5.3宜具备风电场和光伏发电站功率预测误差统计分析功能。

6.2.5.4应具备运行趋势分析功能，能够滚动预测电站未来运行趋势，对趋势预测结果的越限等异常

信息进行提示。

6.2.6优化决策

6.2.6.1宜具备水电站发电计划编制功能，符合GB17621、DL/T316、DL/T1666、NB/T35001的有

关规定要求。

6.2.6.2宜具备风电场和光伏发电站中长期、短期、超短期发电计划编制功能。

6.2.6.3应具备发电场（站）集群超短期计划滚动调整功能，时间分辨率应为15分钟，计划调整应满

足常规机组调峰能力、电网稳定等限制约束条件。

6.2.6.4应支持年度、月度、日前、日内水风光联合优化调度方案编制。

6.2.6.5宜支持不同的模型计算方案。模型宜包括清洁能源发电量最大、清洁能源出力波动最小等模

型，可支持水风光联合运行方案计算。

6.2.6.6计划编制考虑的约束条件应包括发电机组检修计划、发电厂站的出力约束、水电站水库的水

库水位约束、流量约束及综合利用要求等。

6.2.6.7应能获取风电场和光伏发电站功率预测、水电站来水预报等预测结果，用于水风光联合优化

调度方案的制作。

6.2.6.8应支持对经常性变化或对调度方案计算结果影响较大的各计算参数或约束条件的浏览和设置

功能。

6.2.6.9应支持调度方案结果的文件导出功能，能够调度方案结果文件的导入功能，对导入的调度结

果方案，应能够按照原方案或修改后的参数和约束进行重新计算。

7性能指标

7.1系统资源

7.1.1各服务器、工作站CPU平均负荷率应满足以下要求：

a)正常时（任意30min内）：≤30%；

b)电力系统故障时（10s内）：≤70%。

7.1.2网络负荷率应满足以下要求：

a)正常时（任意30min内）：≤20%；

b)电力系统故障时（10s内）：≤30%。

7.2系统可靠性指标应满足以下要求：

a)系统年可用率：≥99.98%；

b)系统设备平均故障间隔时间（MTBF）：≥20000小时；

c)模拟量合格率：≥98％；

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d)开关量正确率：≥99％；

e)控制操作正确率：100%。

7.3系统实时性指标应满足以下要求：

a)画面调用时间：<1s；

b)画面实时数据刷新周期：≤1s；

c)遥测信息响应时间（从I/O输入端至远动工作站出口）：≤3s；

d)遥信变化响应时间（从I/O输入端至远动工作站出口）：≤2s。

7.4系统指标宜满足以下要求：

a)水风光联合出力调节精度偏差：≤3%；

b)水风光联合出力最大波动：≤5%；

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附录A

（资料性附录）

小水电与风光互补控制系统性能指标

C.1互补系统联合送出功率最大波动

互补系统联合送出功率最大波动反映了水风光联合送出功率的波动情况，宜小于5%。互补系统联合

送出功