风光储联合发电站设计规范（征求意见稿）
发布时间：2017-07-10 来源： 住建部
本文摘要： 根据住房城乡建设部《关于印发2012年工程建设标准规范制订、修订计划的通知》（建标[2012]5号）的要求，现征求由上海电力设计院有限公司牵头起草的国家标准《风光储联合发电站设计规范（征求意见稿）》
4在以内涝为主的地区建站并设置防洪堤时，其堤顶标高应按50年一遇的设计内涝水位加0.5m的安全超高确定；难以确定时，可采用历史最高内涝水位加0.5m的安全超高确定。如有排涝设施时，则按设计内涝水位加0.5m的安全超高确定。
5对位于山区的联合发电站，应设防山洪和排山洪的措施，防排设施应按频率为2％的山洪设计。
6当以内涝为主，光伏方阵、风力发电机机位处不设防洪堤时，光伏组件、电气设备的安装标高、设备基础顶标高和建筑物室外地坪标高不应低于本规范表4.0.3中防洪标准（重现期）或50年一遇最高内涝水位，再加0.5m的安全超高的要求。
4.0.4站址选择应避开危岩、泥石流、岩溶发育、滑坡的地段和发震断裂地带等地质灾害易发区。
4.0.5当采用风力发电、光伏发电混合布置时，站址选择应避开采空区；当风力发电、光伏发电分开布置时，风力发电机、储能站和集中升压站不应布置在采空区。当光伏方阵布置在采空区时，应进行地质灾害危险性评估，并采取相应的防范措施。
4.0.6站址应选择在地质结构相对稳定地区，并与活动性断裂保持足够的安全距离。站址所在地的地震基本烈度应在9度及以下地区。
4.0.7站址选择时，光伏方阵区域应避开空气经常受悬浮物严重污染的地区，风力发电区域选址应避免与周边已有风电场之间的相互影响。
4.0.8站址应避让重点保护的文化遗址，不应设在有开采价值的露天矿藏或地下浅层矿区上。站址地下深层压有文物、矿藏时，除应取得文物、矿藏有关部门同意的文件外，还应对站址在文物和矿藏开挖后的安全性进行评估。
4.0.9站址选择应利用非可耕地，优先利用荒地、劣地，做好植被保护，减少土石方开挖量，并应节约用地，减少房屋拆迁和人口迁移，不应破坏原有水系。
4.0.10站址选择应考虑联合发电站达到规划容量时接入电力系统的出线走廊。
5风能、太阳能资源与电网特性分析
5.1一般规定
5.1.1风光储联合发电站设计应对站址所在地的区域风能和太阳能资源及其自然互补特性进行分析，并对相关的地理条件和气候特征进行适应性分析。
5.1.2风光储联合发电站进行风能、太阳能资源分析时，应选择站址所在地附近有风能、太阳能资源长期观测记录的气象站作为参考气象站。
5.1.3在风能和太阳能资料收集时，应收集风能、太阳能同时期资料，进行互补性分析。
5.1.4电站建设前期应在现场建立风能和太阳能资源测量站，测量站宜统一设置。
5.1.5风能、太阳能资源实时监测的系统可靠性、数据精度与完整性应满足功率预测以及联合控制的要求。
5.2风能资源分析
5.2.1电站测风塔的选址、测风塔仪器安装、测量与数据收集应符合《风力发电场设计规范》GB51096和《风电场风能资源测量方法》GB/T18709的规定，并应考虑不影响风光储联合发电站内光伏阵列区域的布置要求。
5.2.2基于风电场测风塔进行风能资源分析，测风塔实测不少于一年的风速、风向及气压、温度数据资料，数据应有效合理。
5.2.3气象站、测风塔数据资料的采集、检验、修正应符合《风电场风能资源评估方法》（GB/T18710）的相关规定。
5.2.4风资源数据的分析、评价按照《风电场风能资源评估方法》（GB/T18710）的相关规定。
5.3太阳能资源分析
5.3.1参考气象站、太阳能辐射现场观测站设置、数据采集、数据验证与分析均应符合《光伏发电站设计规范》GB50797的规定，并且能够满足风光资源互补特性分析的要求。
5.3.2当利用参考气象站数据进行太阳能资源分析时，宜根据太阳能辐射现场观测站或拟建电站附近的光伏电站太阳能地面观测站的数据进行数据校验。
5.3.3电站太阳能资源实时监测的站址要求、测量要素、测量设备的性能要求、仪器校验、安装要求和测量数据传输等技术要求应符合《光伏发电站太阳能资源实时监测技术要求》GB/T30153以及《光伏发电站太阳能资源实时监测技术规范》NB/T32012的规定。
5.3.4电站内总辐射表的要求与安装维护、测量数据的采集及数据整理应符合《太阳能资源测量总辐射》GB/T31156的规定。
5.4风光资源互补特性分析
5.4.1电站设计应进行风电场、光伏电站输出功率的相关计算，并进行互补特性分析。
5.4.2光伏发电出力计算应综合考虑现场日照条件、光伏组件类型和安装方式等因素；风力发电出力计算应综合考虑现场风资源、海拔高度、风电机组类型等因素。
5.4.3联合发电站出力计算时，按不同的要求，选择的时间尺度分为分钟级、小时级或日级。当联合发电站按平滑出力模式工作时，风光资源互补特性研究的时间尺度宜为分钟级；按跟踪计划出力模式工作时，研究的时间尺度宜为分钟级和小时级；按负荷削峰填谷模式工作时，研究的时间尺度宜为小时级和日级。
5.4.4风光资源互补特性研究时，应选取现场典型日风电场出力曲线、典型日光伏电站出力曲线和典型日风光复合出力曲线进行，其中，典型日应逐月选择与现场区域气象状况相对应的有代表性的气象日，典型日选取的计算方法如下：
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/T19963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》GB50797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》GB50797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
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