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GD26-2021 码头可再生能源微电网供电评估指南.pdf

2.1.4.2码头微电网的发电量小于负荷需求时，可从配电网购电并通过POC传输；当其运行在 孤岛模式时，应考虑DER发电量、负荷优先级、可控负荷以及需求侧响应之间的功率平衡。 2.1.5码头微电网发电资源分析 2.1.5.1码头微电网内的风力资源的数据采集和分析可按国家现行标准《风电场风能资源评估 方法》GB/T18710的有关规定执行 2.1.5.2码头微电网内的太阳能资源的数据采集和分析可按国家现行标准《光伏发电站设计规 范》GB50797的有关规定执行。

2.2.1.1码头微电网接入外部电网相关的技术要求应符合现行国家标准《微电网接入电力系统 支术规定》GB/T33589的有关规定。 2.2.1.2码头微电网应能够实现不同运行模式之间的无缝、安全切换，同时在孤岛运行模式下 乃然能够为关键负荷供电， 2.2.2主接线 2.2.2.1码头微电网可设置主母线，根据码头场地布局及微电网规模可采用单母线接线形式或 多层母线典型结构。 2.2.2.2码头微电网宜采用单个并网点接入电网系统。当有两个及以上与外部电网的并网点时 在并网运行时，应保证只有一个并网开关处于闭合状态。 2.2.2.3码头微电网接人电网系统的电压等级应根据其安全性、灵活性和经济性原则，以及微 电网与电网系统之间的最大交换功率、导线载流量、上级变压器及线路可接纳能力、所在地区配 电网情况，参照表2.2.2.3微电网接入电压等级确定。当高压和低压两级电压均具备接入条件时 可采用低电压等级接入，但不应低于微电网内最高电压等级。

GB 50071-2014 小型水力发电站设计规范表2.2.2.3微电网接入电压等级

2.2.3潮流及短路计算

2.2.3.1码头微电网有代表性的运行方式应进行潮流计算，至少应包含向系统输出最大功率、 与电网零交换功率/独立运行、从电网系统吸收最大功率，必要时校核该地区潮流分布情况及上级 主变压器和线路的输送能力。 2.2.3.2码头微电网应对其不同的运行方式进行短路计算，应考虑分布式电源的开机方式、运 行模式、配电网运行方式以及包含岸电情况下的船岸不同的连接方式等影响，计算微电网并网点

大和最小短路电流，包含岸电情况下还应计算船岸连接点的最大和最小短路电流；短路类型 括三相短路和两相短路，中性点接地系统还应进行单相接地短路计算。 2.2.3.3变流器型分布式电源出口短路电流可按1.5倍额定电流计算；旋转电机型分布式电源 短路电流可按下式进行计算：

2.2.4电能质量及运行适应性

表2.2.4.4微电网的频率响应时间要求

f>50.5Hz 微电网可立即由并网模式切换到孤岛运行模式

2.2.5.1码头微电网内的接地方式应和电网侧的接地方式保持一致，并应满足人身设备安全和 保护配合的要求。 2.2.5.2通过380V电压等级并网的码头微电网，应在并网点安装易操作，具有明显开断指示、 具备开断故障电流能力的开关；通过10（6）kV35kV电压等级并网的微电网，应在并网点安装 易操作、可闭锁、具有明显开断点、带接地功能、可开断故障电流的开断设备。 2.2.5.3通过380V电压等级并网的码头微电网，连接微电网和电网的专用低压开关柜应有醒 目标识。标识应标明“警告”、“双电源”等提示性文字和符号。标识的形状、颜色、尺寸和高度 应按照GB2894的规定执行。 2.2.5.4通过10（6）kV～35kV电压等级并网的码头微电网，应在电气设备和线路附近标识“当 心触电”等提示性文字和符号。

.6电气设备选型与布置

见定》DL/T5222的规定。 2.2.6.2变压器的选择应根据码头微电网运行方式、接入电压等级和可靠性需求等条件，提出 台数、额定电压、容量、调压方式、调压范围、连接组别、分接头和中性点接地方式，应符合现 行国家标准《电力变压器选用导则》GB/T17648和《电力变压器能效限定值及能效等级》GB24790 的有关规定，并应符合下列规定： （1）应优先选用自冷式、低损耗变压器； （2）可采用无励磁调压变压器，当无励磁调压变压器不能满足系统调压要求时，应采用有载 周压变压器； （3）变压器容量可按微电网与外部电网的最大连续交换功率进行选取，且宜选用标准容量， 2.2.6.3微电网并网点宜采用快速开关，能够耐受短路电流，并应具有较高的可靠性和较小的 导通损耗。 2.2.6.43kV～35kV电压等级的断路器，宜选用真空断路器；3kV～35kV配电装置的电流互 感器及电压互感器宜选用树脂浇注绝缘结构。电流互感器和电压互感器参数选择应符合现行行业 标准《电流互感器和电压互感器选择及计算规程》DL/T866的有关规定。 2.2.6.5无功补偿装置的形式和容量应根据微电网实际需求确定，并应满足公共电网接入要求， 2.2.6.6储能蓄电池成组方式及其连接拓扑应与功率变换系统的拓扑结构相匹配，并应减少电

池并联个数；储能设备应根据储能效率、循环寿命、能量密度、功率密度、充放电深度能力、自 放电率和环境适应能力等技术条件进行选择，并应满足调频、能量调节的需求。 2.2.6.7电气设备布置应符合现行国家标准《3～110kV高压配电装置设计规范》GB50060 《20kV及以下变电所设计规范》GB50053和《35kV～110kV变电站设计规范》GB50059的有关 规定。 2.2.6.8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

置、能量管理系统、监控系统、计量系统、通信系统和时间同步系统。 2.3.1.2码头微电网的保护配置应与公共电网的保护协调配合。 2.3.1.3二次系统应具备采集和监视微电网主要设备的运行状态功能，能手动、自动控制和调 节微电网主要设备的运行模式和运行参数。 2.3.1.410（6）kV及以上电压等级微电网系统宜配置时间同步系统，满足网内继电保护、 监控系统和能量管理系统等对时需求。 2.3.1.5微电网内各种类型分布式电源应针对不同特性配置本体保护。 2.3.1.6二次设备的布置应符合现行行业标准《火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程》 DL/T5136的有关规定。 2.3.2继电保护及安全自动装置 2.3.2.1码头微电网系统的保护配置应符合现行国家标准《继电保护和安全自动装置技术规范 GB/T14258、《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》GB/T50062和《低压配电设计规范》 GB50054的有关规定；且对于并网型微电网，其系统保护应与电网的保护相协调配合，以确保设 备和电网的安全。 2.3.2.2码头微电网内部的系统保护配置应能够适应微电网的运行方式变化。当并网点处的电 压超过表2.3.2.2电压保护动作时间要求规定的电压范围时，可在相应的时间内由并网模式切换到 孤岛运行模式。

2.3.1.6二次设备的布置应符合

2.3.2.1码头微电网系统的保护配置应符合现行国家标准《继电保护和安全自动装置技术规范 GB/T14258、《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》GB/T50062和《低压配电设计规范》 GB50054的有关规定；且对于并网型微电网，其系统保护应与电网的保护相协调配合，以确保设 备和电网的安全。 2.3.2.2码头微电网内部的系统保护配置应能够适应微电网的运行方式变化。当并网点处的电 压超过表2.3.2.2电压保护动作时间要求规定的电压范围时，可在相应的时间内由并网模式切换至 孤岛运行模式，

2.3.2.2电压保护动作时

135%U~≤U 注：Un为微电网并网点的电网额定电压

135%U~≤U 注：Un为微电网并网点的电网额定电压

2.3.2.3通过380V电压等级并网的码头微电网，当并网点频率超过49.5Hz～50.2Hz运行范围 时，应在0.2s内切换到孤岛运行模式；通过10（6）kV～35kV电压等级并网的微电网，频率保护 应满足表2.2.4.4微电网的频率响应时间要求。 2.3.2.4通过10（6)kV～35kV电压等级并网的码头微电网，并网线路可采用两段式电流保护 当不能满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性要求时，宜采用距离保护或光纤电流差动报告。 2.3.2.5码头微电网内部双侧电源线路采取以下保护形式： （1）10（6）kV～35kV线路两侧宜配置（方向）过电流保护，也可配置距离保护；当上述两 种保护性能不能满足要求时，可配置纵联电流差动保护。 （2）当10（6）kV～35kV线路带有分支时，带电源的各分支侧宜配置（方向）过电流保折 或距离保护；当保护性能不满足要求时，可配置纵联电流差动保护。 （3）380V/220V线路宜配置过电流和过负荷保护，可由具备短路瞬时、长延时保护和分励脱 扣等功能的断路器实现。 2.3.2.6码头微电网内部单侧电源线路保护装置装设在线路的电源侧，宜采取以下保护形式 （1）10（6）kV～35kV线路配置过电流保护，当性能不能满足要求时，可配置距离保护； （2）380V/220V线路宜配置过电流和过负荷保护，可由熔断器或带有过电流脱扣器的断路器 实现。 2.3.2.7根据故障分析需求，10（6）kV～35kV电压等级码头微电网应具备故障录波功能，当 敬机保护具备满足要求的故障录波功能时，可不单独配置故障录波装置。

2.3.3能量管理系统

2.3.3.1码头微电网的能量管理系统应能与微电网监控系统数据交换，并下发微电网运行指令 值给微电网监控系统执行。应对微电网系统的发电、配电以及用电进行控制、管理和分析，实现 以下功能： （1）发电预测 （2）分布式电源管理 （3）负荷管理 （4）发用电计划 （5）电压无功管理 （6）统计分析与评估 (7）WEB发布

第1节光伏发电技术要求

3.1.1.1在建筑物上安装光伏发电系统，不得降低相邻建筑物的日照标准。 3.1.1.2在既有建筑物上增设光伏发电系统，必须进行建筑物结构和电气的安全复核，并应满 足建筑物结构及电气的安全性要求。 3.1.1.3选择站址时应避开空气经常受悬浮物严重污染的地区。 3.1.1.4光伏阵列中的所有设备和部件，应符合国家现行相关标准的规定，主要设备应通过国 家批准的认证机构的产品认证。 3.1.1.5光伏发电系统中，同一个逆变器接入的光伏组件串的电压、方阵朝向、安装倾角宜 致。 3.1.1.6光伏发电系统直流侧的设计电压应高于光伏组件串在当地间极端气温下的最大开 路电压，系统中所采用的设备和材料的最高允许电压应不低于该设计电压。 3.1.1.7光伏发电系统中逆变器的配置容量应与光伏方阵的安装容量相匹配，逆变器允许的最 大直流输入功率应不小于其对应的光伏方阵的实际最大直流输出功率。 3.1.1.8光伏组件串的最大功率工作电压变化范围应在逆变器的最大功率跟踪电压范围内。 3.1.1.9光伏方阵设计应便于光伏组件表面的清洗，当站址所在地的大气环境较差、组件表面 污染较严重目文无自洁能力时，应设置清洗系统或配置清洗设备

3.1.2主要设备选择

3.1.2.1逆变器的选择应符合下列要求： （1）逆变器性能应符合接入微电网相关技术要求的规定，并具有有功功率和无功功率连续可 调功能； （2）逆变器选用应考虑其预定的用途，主要考虑但不限于下列因素： 型式、容量、相数、频率、冷却方式、功率因数、过载能力、温升、效率、输入输出电压、 最大功率点跟踪（MTTP）、保护和监测功能、通信接口、防护等级等技术条件； （3）逆变器还应考虑环境温度、相对湿度、污移等级、盐雾腐蚀等环境条件的影响； （4）组串式逆变器应有防腐、防锈等措施，其防护等级不低于IP54,对于水上光伏系统的汇 流箱防护等级要求宜不低于IP65。 3.1.2.2汇流箱的选择应符合下列要求： （1）汇流箱应依据型式、绝缘水平、电压、温升、防护等级、输入输出回路数、输入输出额

3.1.3.3如光伏方阵采用跟踪式，则在跟踪系统的运行过程中，光伏方阵组件串的最下端与地 面的距离不宜小于300mm。跟踪系统的跟踪精度应符合下列规定： （1）单轴跟踪系统跟踪精度不应低于±5° （2）双轴跟踪系统跟踪精度不应低于±2° （3）线聚焦跟踪系统跟踪精度不应低于±1° （4）点聚焦跟踪系统跟踪精度不应低于±0.5° 3.1.3.4光伏方阵中，同一光伏组件串中各光伏组件的电性能参数宜保持一致，光伏组件串的 串联数应按下列公式计算

允许人员直接接触；系统电压在60V到1000V（含）之间的系统，应安装危险电压警示标识或隔 离措施（围栏等）来限制非专业人员进行安装和维护，宜安装电气隔离装置（直流开关等） 3.1.3.9系统电压大于80V且应用在木质等可燃建筑物上的光伏系统、建筑光伏一体化屋面 发电系统（同时具备屋顶功能和光伏发电功能的一体化屋面）或其他形式的建筑光伏一体化发电 系统，宜安装安全保护装置（如快速关断装置、直流弧监测装置等），当保护装置动作后，光伏方 阵3米范围内或建筑物1.5米范围内的导体电压应在30s内降低到80V以下，光伏方阵3米范围 外或建筑物1.5米范围外的导体电压应在30s内降低到30V以下，以确保在特定条件下（如火灾 发生时）的人身安全。 3.1.3.10水上光伏发电系统应具备防潮功能，安装在近海区域还应具备防盐雾功能。水上光伏 方阵的所有设备防护等级要求不得低于IP54。 3.1.3.11桩柱一体结构的水上光伏应综合考虑其桩长、桩径的设计要求。其配套支架宜采取 合适的防腐措施。 3.1.3.12漂浮式水上光伏可采用浮体支架一体式或浮体+支架式，浮体的浮力计算应考虑风荷 载、雪荷载、恒荷载（组件、浮体自重、支架、设备、电缆、桥架等）、检修荷载的组合。其锚固 系统的锚固力分析应综合考虑风向、风速、波高、水流速度、锚链长度、锚点与方阵的夹角等多 种因素。宜采取合适的防腐措施。

第2节风力发电机组技术要求

3.2.1.1风力发电机组选址时应避让民爆危险品建（构）筑物，并应避免与通信设施的相互干 优。 3.2.1.2风力发电机组的塔筒中心与天然气石油管线等设施的避让距离宜大于轮毂高度与叶 轮半径之和的1.5倍。 3.2.1.3风力发电机组布置要考虑防洪问题。 3.2.1.4邮轮和客运码头风力发电机组的布置应考虑机组与人员居住及流动区的最小距离，需 满足国家有关噪声对居民影响的法律、法规的有关规定。 3.2.1.5对拟定的风力发电机组布置方案，需用风力发电场评估软件进行模拟计算，尽量减少 尾流影响，进行经济比较，选择最佳方案。 3.2.2码头微电网风力发电机组选型

3.2.2码头微电网风力发电机组选型

3.2.2.2当微电网的分布式电源采用大型风力发电机组时，其应满足现行国家标准《风力发电 机组设计要求》（GB/T18451.1）或《海上风力发电机组设计要求》（GB/T31517）的相关要求。 3.2.2.3应根据各港口的情况确定所选风力发电机组需要的防腐等级及防腐措施。

第3节储能系统技术要求

可选择其适合的储能型式。储能单元应取得CCS认可的产品认证证书。 3.3.2储能系统不宜设在多尘或有腐蚀性气体的场所。 3.3.3码头微电网采用电化学储能系统时，应满足防火、防爆的要求，其场址规划和总布置应 满足现行国家标准《电化学储能电站设计规范》（GB51048）的相关规定。 3.3.4电化学储能系统设计时应满足现行国家标准《电力系统电化学储能系统通用技术条件》 （GB/T36558）的相关技术规定。超级电容储能用超级电容器应满足现行电力行业标准《电力储 能用超级电容器》(DL/T2080)的相关技术规定。

4.1.1现场测试应遵照相关规程、测试程序进行，并具有相应的安全预防措施。 4.1.2现场测试用仪器设备不宜从被测对象上接取试验用电源。 4.1.3并网型微电网现场测试过程中，不宜在微电网并网点所在的线路及其所接入变电站进行 与测试无关的操作。 4.1.4现场测试过程中，若遇恶劣天气（如五级以上风、暴雨、雷电等），应终止测试， 4.1.5现场测试过程中，微电网或所在配电网出现异常情况，或者发生直接危及人身、设备及 电网安全的紧急情况时，应终止测试

第2节光伏发电系统现场测试

第2节光伏发电系统现场测试

表4.2.2.1（1）光伏发电系统类测试项目

表4.2.2.1（2）光伏发电系统ⅡI类测试项目

表4.2.2.1（3）光伏发电系统附加测试项目

4.3.1.3产品认证时已批准的安全保护功能试验大纲应与现场安装机组匹配。 4.3.1.4现场机组试运行结果应满足机组的设计要求。 4.3.2现场测试 4.3.2.1风力发电机组应进行安全保护功能试验，具体试验内容至少应包含表4.3.2.1给出的内 试验方法应参考安全保护功能试验大纲进行

4.3.1.3产品认证时已批准的安全保护功能试验大纲应与现场安装机组匹配。 4.3.1.4现场机组试运行结果应满足机组的设计要求。

4.3.2现场测试 4.3.2.1风力发电机组应进行安全保护功能试验，具体试验内容至少应包含表4.3.2 容，试验方法应参考安全保护功能试验大纲进行

表4.3.2.1风力发电机组安全功能试验

DB36T 1174-2019 地质灾害气象风险等级划分第4节储能系统现场测试

4.4.1.1储能系统现场安装产品相关技术参数应与其认证证书内容一致；其型式试验和出厂试 验结果应合格。 4.4.1.2储能系统现场安装满足图纸要求。 4.4.2现场测试 4.4.2.1电化学储能系统应完成表4.4.2.1规定的现场试验内容，测试结果应其满足设计要求，

表4.4.2.1储能系统试验

第5节微电网并网测试项目

表4.5.2微电网并网设备测试项目表

表4.5.3微电网并网功能测试项目表

4.5.4并网测试结果应满足现行国家标准《微电网接入电力系统技术规定》（GB/T33589）的相 关要求。

网测试结果应满足现行国家标准《微电网接入电力系统技术规定》（GB/T33589）的相

CJ/T 417-2012 低地板有轨电车车辆通用技术条件附录1：码头微电网设计审查提交资料清单