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）》
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：
6.7.2光伏发电系统的发电量计算应符合《光伏发电站设计规范》GB50797的规定。
6.7.3风力发电系统的发电量计算应符合《风力发电场设计规范》GB51096的规定，采用风力发电场评估软件进行模拟计算。计算风电场发电量时，应考虑光伏方阵对地面粗糙度的影响。
6.7.4储能装置效率计算包括：电池效率、功率变换系统效率、电力线路效率、变压器效率等因素，计算公式如下：
7联合发电功率预测系统
7.1一般规定
7.1.1大、中型风光储联合发电站应设置联合发电功率预测系统。
7.1.2电站功率预测系统应根据站址所在地位置、气候特征和历史数据进行风电场、光伏电站的功率预测。根据预测时间尺度的不同和实际应用的具体需求，宜采用多种方法及模型，形成最优预测策略。
7.1.3电站功率预测系统应考虑检修、故障等不确定因素对电站输出功率的影响；
7.1.4电站功率预测时间尺度分为短期和超短期，短期功率预测应能预测次日零时起72h的输出功率，时间分辨率为15min；超短期功率预测应能预测未来15min~4h的输出功率，时间分辨率不大于15min。
7.2硬件要求
7.2.1电站功率预测系统硬件应包括功率预测服务器、数值天气预报下载服务器、功率预测工作站、物理隔离装置等，可根据需要选用数据库服务器、网络交换设备、硬件防火墙等。
7.2.2所用服务器宜支持双路独立电源输入，采用机架式安装，宜采用冗余配置。
7.2.3工作站宜采用图形工作站，具有良好的可靠性和可扩展性。
7.2.4系统应满足电力二次系统安全防护规定的要求。
7.3软件要求
7.3.1电站功率预测系统软件应包括数值天气预报处理模块、实时气象信息处理模块、短期预测模块、超短期预测模块、统计查询、系统管理等。系统应能预测单个风电场、单个光伏电站至整个管辖区域的风力发电输出总功率、光伏发电输出总功率和风力发电、光伏发电输出的总功率。
7.3.2短期功率预测应满足下列要求：
1应能够设置每日预测的启动时间及次数。
2应支持自动启动预测和手动启动预测。
3输入数据包括数值天气预报、历史功率数据等。
4预测模型应具有多样性，应考虑风电场和光伏电站装机扩容对发电的影响，支持改扩建中的风电场和光伏电站的功率预测。
7.3.3超短期功率预测应满足下列要求：
1预测模型的输入应包括实测功率数据、实测气象数据及设备状态数据等。
2功率预测应每15min自动预测一次，自动滚动执行。
7.4性能指标
7.4.1电站功率预测单次计算时间应小于5min。
7.4.2单个风电场/光伏电站短期预测月均方根误差应小于20%，超短期预测第4h预测值月均方根误差应小于15%，限电时段不参与统计。
7.4.3系统服务器平均无故障时间（MTBF）应不小于50000h。
7.4.4系统月可用率应大于99%。
8站区布置
8.1一般规定
8.1.1风光储联合发电站总体布置设计，应满足电力规划、城乡规划、土地利用规划方面的要求、综合考虑交通运输、接入系统方案、环境保护与水土保持、军事设施、矿产资源、文物保护等方面的因素。
8.1.2站区布置应符合现行国家标准《光伏电站设计规范》GB50797、《风力发电场设计规范》GB51096、《35kV-110kV变电站设计规范》GB50059、《电化学储能电站设计规范》GB51048、《220kV-750kV变电站设计技术规程》DL/T5218的要求。
1风力发电、光伏发电不同场时，应各自满足相应类型的电站设计规范要求。
2风力发电、光伏发电同场时，除各自满足相应类型电站的设计规范要求外，还应考虑风力发电机组与光伏组件的互相影响。
8.1.3站区总平面设计应包含风力发电场区布置、光伏阵列区布置、储能系统区布置、升压配电区布置、公共生活区布置和辅助生产配套设施布置设计。
8.1.4电站总体布置应符合下列要求：
1电站规模化开发，充分利用风能资源、太阳能资源和土地资源。
2合理利用地形、地质条件，减少土石方量。
3降低工程造价和运行成本，提高经济效益。
4符合环境保护、劳动安全和工业卫生的要求。
8.1.5电站采用的坐标系统应与工程所在地的土地、规划、水利、海洋等部门采用的坐标系统一致。
8.2建筑物及构筑物的布置
8.2.1电站建（构）筑物的布置应根据总体布置要求、站址地质条件、设备型号、电源进线方向、对外交通以及有利于站房施工、设备安装与检修和工程管理等条件，经技术经济比较确定。
8.2.2建筑物在平面、空间的组合上，应根据工艺要求，充分利用自然地形，布置上要紧凑合理。建筑布局应根据地域气候特征，防止和抵御寒冷、暑热、疾风、暴雨、积雪和沙尘等灾害侵袭。建筑单体应考虑安全及防灾（防洪、防涝、防震、防滑坡等）措施。
8.2.3辅助和附属建筑的布置应根据工艺要求和使用功能统一规划，宜结合工程条件采用联合建筑和多层建筑，提高场地使用效率，节约用地。
8.2.4各级配电装置的布置位置，应使通向升压变电站的线路在入口处的交叉和转角的数量最少，场内道路和低压电力、控制电缆的长度最短，以及各配电装置和主变压器之间连接的长度最短。
8.2.5电站监控室宜能观察到进出升压站及储能区域的主要出入口。
8.3辅助生产配套设施布置
8.3.1电站道路设计，应符合电站总体规划，满足运行、检修、消防和大件设备运输和吊装等的要求，综合考虑道路状况、自然条件等因素。应坚持节约用地原则，尽量利用已有道路或路基，不占或少占耕地，便利农田排灌，重视水土保持和环境保护，因地制宜、就地取材，降低工程造价。
8.3.2电站进站道路和站内道路设计，应按《变电站总布置设计技术规程》DL/T5056和《厂矿道路设计规范》GBJ22的要求执行。应根据生产、生活和消防的需要，在站区内各建筑物之间设置行车道路、消防车通道和人行道。站内主要道路宜采用泥结碎石路面、混凝土路面或沥青路面。风电场和光伏电站区内道路宽度宜为4米。
8.3.3电站施工道路和检修道路，应布置成环形；如成环有困难时，应具备回车条件。
8.3.4电站施工道路宜与检修道路相结合。施工道路路基宽度，应考虑施工吊装设备通行宽度的要求适当加宽。
8.3.5主要进站道路应与通向城镇的现有公路相连接，其连接宜短捷且方便行车，宜避免与铁路线交叉。
8.3.6场地排水方式应根据站区地形、降雨量、土质类别、竖向布置及道路布置，合理选择排水方式，一般宜采用地面自然散流排渗，雨水明沟、暗沟(管)或混合排水方式。
8.4竖向布置
8.4.1电站的公共生活区、升压配电区、储能系统区应进行竖向布置，竖向布置应根据生产要求、工程地质、水文气象条件、场地标高等因素确定，并应符合下列要求：
1应利用地形，减少场地平整土石方量，降低场地平整的费用，并应避免施工区场地表土层的大面积破坏，防止水土流失。应使挖方量与填方量接近，在填、挖方量无法达到平衡时，应落实取土或弃土地点。
2站区场地的最小坡度（宜为0.5%至2%）及坡向以能较快排除地面水为原则，应与建筑物、道路及场地的雨水窨井、雨水口的设置相适应，并按当地降雨量和场地土质条件等因素确定。
3地处山坡地区光伏发电站的竖向布置，应在满足工艺要求的前提下，合理利用地形，节省土石方量并确保边坡稳定。
4应考虑场地整体坡向布置水源供给点（生活、消防水池等）以及污水排放点（一体化污水处理装置、化粪池等），供水点宜布置在海拔较高处，污水排放点宜布置在海拔较低处。
5在不设大堤或围堤的站区，升压站（或开关站）的室外地坪设计标高应高于设计高水位0.5m。
8.4.2所有建筑物、构筑物及道路等标高的确定，应满足生产使用方便的要求。地上、地下设施中的基础、管线，管架、管沟、隧道及地下室等的标高和布置，应统一安排，合理交叉，
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