住房城鄉(xiāng)建設(shè)部標(biāo)準(zhǔn)定額司關(guān)于征求國家標(biāo)準(zhǔn)《風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電站設(shè)計規(guī)范
（征求意見稿）》意見的函

建標(biāo)工征[2017]95號

根據(jù)住房城鄉(xiāng)建設(shè)部《關(guān)于印發(fā)2012年工程建設(shè)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范制訂、修訂計劃的通知》（建標(biāo)
[2012]5號）的要求，現(xiàn)征求由上海電力設(shè)計院有限公司牽頭起草的國家標(biāo)準(zhǔn)《風(fēng)光儲聯(lián)合
發(fā)電站設(shè)計規(guī)范（征求意見稿）》（見附件）意見，請于2017年7月28日前將意見和建議
反饋第一起草單位上海電力設(shè)計院有限公司。

中華人民共和國住房和城鄉(xiāng)建設(shè)部標(biāo)準(zhǔn)定額司

2017年7月3日

附件：風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電站設(shè)計規(guī)范（征求意見稿）

1  總則

1.0.1  為了促進(jìn)可再生能源的大規(guī)模綜合利用，規(guī)范風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電站設(shè)計，特制訂
本規(guī)范。

1.0.2  本規(guī)范適用于發(fā)電容量為10MW及以上的并網(wǎng)型新建、擴(kuò)建和改建的：

1.      風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電、電化學(xué)儲能聯(lián)合發(fā)電站；

2.      風(fēng)力發(fā)電、電化學(xué)儲能聯(lián)合發(fā)電站；

3.      光伏發(fā)電、電化學(xué)儲能聯(lián)合發(fā)電站。

1.0.3  風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電站的設(shè)計應(yīng)以風(fēng)能資源、太陽能資源條件以及儲能技術(shù)的發(fā)展水平
和電網(wǎng)接入條件為設(shè)計依據(jù)。

1.0.4  風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電站設(shè)計除符合本規(guī)范外，還應(yīng)符合國家現(xiàn)行有關(guān)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定。

2  術(shù)語

2. 0.1 風(fēng)力發(fā)電機(jī)組 wind turbine generator system；WTGS

將風(fēng)的動能轉(zhuǎn)換為電能的系統(tǒng)。

2. 0.2 風(fēng)電場 wind farm；wind power plant

由一批風(fēng)電機(jī)組或風(fēng)電機(jī)組群（包括機(jī)組單元變壓器）、匯集線路、主升壓變壓器及其他
設(shè)備組成的發(fā)電站。

2. 0.3  光伏組件  photovoltaic（PV） module

又稱太陽電池組件（solar cell module）。具有封裝及內(nèi)部聯(lián)結(jié)的、能單獨(dú)提供直流電
輸出的、最小不可分割的太陽電池組合裝置。

2. 0.4  光伏組件串 photovoltaic modules string

在光伏發(fā)電系統(tǒng)中，將若干個光伏組件串聯(lián)后，形成具有一定直流電輸出的電路單元。

2. 0.5  光伏發(fā)電單元  photovoltaic（PV）power unit

又稱單元發(fā)電模塊。光伏發(fā)電站中，以一定數(shù)量的光伏組件串，通過直流匯流箱匯集，
經(jīng)逆變器逆變與隔離升壓變壓器升壓成符合電網(wǎng)頻率和電壓要求的電源。

2. 0.6  光伏方陣  photovoltaic（PV） array

又稱光伏陣列。將若干個光伏組件在機(jī)械和電氣上按一定方式組裝在一起并且有固定的
支撐結(jié)構(gòu)而構(gòu)成的直流發(fā)電單元。

2. 0.7  光伏發(fā)電系統(tǒng)  photovoltaic  (PV) power generation system

利用太陽電池的光生伏特效應(yīng)，將太陽輻射能直接轉(zhuǎn)換成電能的發(fā)電系統(tǒng)。

2. 0.8  光伏發(fā)電站  photovoltaic  (PV) power station

以光伏發(fā)電系統(tǒng)為主，包含各類建（構(gòu)）筑物及檢修、維護(hù)、生活等輔助設(shè)施在內(nèi)的
發(fā)電站。

2. 0.9 風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電站 wind/photovoltaic/energy storage power station

由風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電和電化學(xué)儲能電站組合形成的聯(lián)合發(fā)電站，包括風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)
電、電化學(xué)儲能聯(lián)合發(fā)電站；風(fēng)力發(fā)電、電化學(xué)儲能聯(lián)合發(fā)電站；光伏發(fā)電、電化學(xué)儲能
聯(lián)合發(fā)電站三種類型。

2. 0.10平滑功率輸出 smooth the output fluctuation of wind/photovoltaic

平滑風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電等輸出功率的波動，使風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電站并網(wǎng)輸出的有功功率滿
足在給定的時間段內(nèi)波動率小于設(shè)定值。

2. 0.11跟蹤計劃出力 track schedule output

通過儲能系統(tǒng)的調(diào)節(jié)，滿足跟蹤電網(wǎng)調(diào)度部門下達(dá)的風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電站出力
曲線的要求。

2. 0.12削峰填谷 reduce peak and fill valley

通過儲能系統(tǒng)的調(diào)節(jié)，在負(fù)荷低谷時段充電，在負(fù)荷高峰時段放電，進(jìn)而實現(xiàn)對負(fù)荷
的時空平移。

2. 0.13  集電線路  collector  line

分為光伏發(fā)電場集電線路和風(fēng)電場集電線路。光伏發(fā)電場的集電線路是指在分散逆變、
集中并網(wǎng)的光伏發(fā)電系統(tǒng)中，將各個發(fā)電單元逆變升壓后的交流電能匯集輸送至變電站
輸電線路；風(fēng)電場集電線路是指將每個風(fēng)電機(jī)組升壓后的電能匯集輸送到變電站的輸電
線路。

2. 0.14  公共連接點(diǎn) point of common coupling（PCC）

電網(wǎng)中一個以上用戶的連接處。

2. 0.15  并網(wǎng)點(diǎn)  point of coupling（POC）

對于有升壓站的風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電站，指升壓站高壓側(cè)母線或節(jié)點(diǎn)。對于無升壓站的
風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電站，指風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電站的輸出匯總點(diǎn)。

2. 0.16  低電壓穿越  low voltage ride through

當(dāng)電力系統(tǒng)故障或擾動引起風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電站并網(wǎng)點(diǎn)電壓跌落時，在一定的電壓跌落范圍
和時間間隔內(nèi)，風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電站能夠保證不脫網(wǎng)連續(xù)運(yùn)行。

2. 0.17最大功率點(diǎn)跟蹤MPPT  maximum power point tracking

對光伏方陣輸出的電壓與電流的變化進(jìn)行跟蹤控制，使光伏方陣直流輸出功率一直保持
在最大狀態(tài)，以使光伏組件發(fā)揮最佳性能的自動調(diào)整功能。

2.0.18 真太陽時 solar time

以太陽時角作標(biāo)準(zhǔn)的計時系統(tǒng)，真太陽時以日面中心在該地的上中天的時刻為零時。

2.0.19 電化學(xué)儲能電站 electrochemical energy storage station

采用電化學(xué)電池作為儲能元件，可進(jìn)行電能存儲、轉(zhuǎn)換及釋放的電站。

2.0.20儲能單元 energy storage unit

電池組、電池管理系統(tǒng)及與其相連的功率變換系統(tǒng)組成的最小儲能系統(tǒng)。

2.0.21儲能換流器額定功率Rated Power of Converter

3  基本規(guī)定

3.0.1 風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電站設(shè)計應(yīng)綜合考慮地區(qū)總體規(guī)劃、風(fēng)能資源、太陽能資源以及土地
資源、電力系統(tǒng)條件、安裝和運(yùn)輸?shù)纫蛩兀瑵M足安全可靠、經(jīng)濟(jì)適用、環(huán)保、美觀、
便于安裝和維護(hù)的要求。

3.0.2 風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電站設(shè)計在滿足安全性和可靠性的同時，宜采用新技術(shù)、新工藝、
新設(shè)備、新材料。

3.0.3 風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電站設(shè)計應(yīng)堅持節(jié)約資源、綜合考慮社會經(jīng)濟(jì)效益的原則，從全局出
發(fā)，統(tǒng)籌兼顧，近遠(yuǎn)期結(jié)合。

3.0.4  風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電站設(shè)計時應(yīng)對站址及其周圍區(qū)域的工程地質(zhì)情況進(jìn)行勘探和調(diào)查，
查明站址的地形地貌特征、結(jié)構(gòu)和主要地層的分布及物理力學(xué)性質(zhì)、地下水條件等。

3.0.5  風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電站建設(shè)前期，應(yīng)獲得擬選站址現(xiàn)場一年以上風(fēng)能資源、太陽能資
源同期連續(xù)觀測數(shù)據(jù)。

3.0.6 風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電站設(shè)計應(yīng)按照風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電特性、電力負(fù)荷特性、環(huán)境特點(diǎn)，
并結(jié)合地區(qū)發(fā)展水平，合理確定設(shè)計方案。

3.0.7  風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電站的系統(tǒng)配置應(yīng)能有效抑制電力輸出的波動性，并保證電能質(zhì)量符
合《電能質(zhì)量 電壓波動和閃變》GB/T 12326、《電能質(zhì)量 公用電網(wǎng)諧波》GB/T 14549
、《電能質(zhì)量 三相電壓不平衡》GB/T 15543、《電能質(zhì)量 供電電壓偏差》GB/T 12325
的規(guī)定。

3.0.8  風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電站中的所有設(shè)備和部件，應(yīng)符合現(xiàn)行國家和行業(yè)相關(guān)產(chǎn)品標(biāo)準(zhǔn)的
規(guī)定，主要設(shè)備應(yīng)通過國家批準(zhǔn)的認(rèn)證機(jī)構(gòu)的產(chǎn)品認(rèn)證。

3.0.9風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電站儲能系統(tǒng)配置的額定功率不宜小于風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電安裝總功
率的10%，在額定功率下持續(xù)放電時間不宜小于0.5h。

3.0.10風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電站按風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電總安裝容量的大小可分為下列三種系統(tǒng)：

1小型風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電站：小于等于30 MW。

2中型風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電站：大于30MW和小于200 MW。

3大型風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電站：大于等于200 MW。

4  站址選擇

4.0.1站址選擇應(yīng)根據(jù)國家可再生能源中長期發(fā)展規(guī)劃、地方經(jīng)濟(jì)發(fā)展規(guī)劃、地區(qū)自然
條件、風(fēng)能資源、太陽能資源、交通運(yùn)輸、接入電網(wǎng)及其它設(shè)施等因素全面考慮。在
選址工作中，應(yīng)從全局出發(fā)，正確處理與相鄰農(nóng)業(yè)、林業(yè)、牧業(yè)、漁業(yè)、工礦企業(yè)、
城市規(guī)劃、國防設(shè)施和人民生活等各方面的關(guān)系。

4.0.2  站址選擇應(yīng)結(jié)合電網(wǎng)結(jié)構(gòu)、電力負(fù)荷、交通、運(yùn)輸、環(huán)境保護(hù)要求，出線走廊、
地質(zhì)、地震、地形、水文、氣象、占地拆遷、施工以及周圍工礦企業(yè)對電站的影響等
條件，擬訂初步方案，通過全面的技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較和社會效益分析，提出論證和評價。
當(dāng)有多個候選站址時，應(yīng)提出推薦站址的排序。

4.0.3  風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電站防洪設(shè)計應(yīng)符合下列要求：

1  按不同規(guī)劃容量，電站對應(yīng)的防洪等級和防洪標(biāo)準(zhǔn)應(yīng)符合表4.0.3的規(guī)定。對于站內(nèi)
地面低于上述高水位的區(qū)域，應(yīng)有防洪措施。防排洪措施宜在首期工程中按規(guī)劃容量
統(tǒng)一規(guī)劃，分期實施。

表 4.0.3  風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電站的防洪等級和防洪標(biāo)準(zhǔn)

防洪等級規(guī)劃容量MW防洪標(biāo)準(zhǔn)（重現(xiàn)期）

Ⅰ≥400≥100年一遇的高水（潮）位

Ⅱ＜400≥50年一遇的高水（潮）位

2  位于海濱的聯(lián)合發(fā)電站設(shè)置防洪堤（或防浪堤）時，其堤頂標(biāo)高應(yīng)依據(jù)本規(guī)范表4.0.3
中防洪標(biāo)準(zhǔn)（重現(xiàn)期）的要求，按照重現(xiàn)期為50年波列累計頻率1%的浪爬高加上0.5m
的安全超高確定。

3  位于江、河、湖旁的聯(lián)合發(fā)電站設(shè)置防洪堤時，其堤頂標(biāo)高應(yīng)按本規(guī)范表4.0.3中防
洪標(biāo)準(zhǔn)（重現(xiàn)期）的要求，加0.5 m的安全超高確定；當(dāng)受風(fēng)、浪、潮影響較大時，應(yīng)
再加重現(xiàn)期為50年的浪爬高。

4  在以內(nèi)澇為主的地區(qū)建站并設(shè)置防洪堤時，其堤頂標(biāo)高應(yīng)按50年一遇的設(shè)計內(nèi)澇水位
加0.5m的安全超高確定；難以確定時，可采用歷史最高內(nèi)澇水位加0.5m的安全超高確定
。如有排澇設(shè)施時，則按設(shè)計內(nèi)澇水位加0.5m的安全超高確定。

5  對位于山區(qū)的聯(lián)合發(fā)電站，應(yīng)設(shè)防山洪和排山洪的措施，防排設(shè)施應(yīng)按頻率為2％
的山洪設(shè)計。

6 當(dāng)以內(nèi)澇為主，光伏方陣、風(fēng)力發(fā)電機(jī)機(jī)位處不設(shè)防洪堤時，光伏組件、電氣設(shè)備的
安裝標(biāo)高、設(shè)備基礎(chǔ)頂標(biāo)高和建筑物室外地坪標(biāo)高不應(yīng)低于本規(guī)范表4.0.3中防洪標(biāo)準(zhǔn)
（重現(xiàn)期）或50年一遇最高內(nèi)澇水位，再加0.5 m的安全超高的要求。

換流器在額定電壓電流及環(huán)境工況下，持續(xù)穩(wěn)定輸出的最大功率，視為換流器額定功率，
即儲能系統(tǒng)額定功率。

4.0.4站址選擇應(yīng)避開危巖、泥石流、巖溶發(fā)育、滑坡的地段和發(fā)震斷裂地帶等地質(zhì)
災(zāi)害易發(fā)區(qū)。

4.0.5 當(dāng)采用風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電混合布置時，站址選擇應(yīng)避開采空區(qū)；當(dāng)風(fēng)力發(fā)電、
光伏發(fā)電分開布置時，風(fēng)力發(fā)電機(jī)、儲能站和集中升壓站不應(yīng)布置在采空區(qū)。當(dāng)光伏
方陣布置在采空區(qū)時，應(yīng)進(jìn)行地質(zhì)災(zāi)害危險性評估，并采取相應(yīng)的防范措施。

4.0.6  站址應(yīng)選擇在地質(zhì)結(jié)構(gòu)相對穩(wěn)定地區(qū)，并與活動性斷裂保持足夠的安全距離。
站址所在地的地震基本烈度應(yīng)在9度及以下地區(qū)。

4.0.7  站址選擇時，光伏方陣區(qū)域應(yīng)避開空氣經(jīng)常受懸浮物嚴(yán)重污染的地區(qū)，風(fēng)力發(fā)電
區(qū)域選址應(yīng)避免與周邊已有風(fēng)電場之間的相互影響。

4.0.8 站址應(yīng)避讓重點(diǎn)保護(hù)的文化遺址，不應(yīng)設(shè)在有開采價值的露天礦藏或地下淺層礦區(qū)
上。站址地下深層壓有文物、礦藏時，除應(yīng)取得文物、礦藏有關(guān)部門同意的文件外，還
應(yīng)對站址在文物和礦藏開挖后的安全性進(jìn)行評估。

4.0.9  站址選擇應(yīng)利用非可耕地，優(yōu)先利用荒地、劣地，做好植被保護(hù)，減少土石方開
挖量，并應(yīng)節(jié)約用地，減少房屋拆遷和人口遷移，不應(yīng)破壞原有水系。

4.0.10  站址選擇應(yīng)考慮聯(lián)合發(fā)電站達(dá)到規(guī)劃容量時接入電力系統(tǒng)的出線走廊。

5  風(fēng)能、太陽能資源與電網(wǎng)特性分析

5.1  一般規(guī)定

5.1.1  風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電站設(shè)計應(yīng)對站址所在地的區(qū)域風(fēng)能和太陽能資源及其自然互補(bǔ)特性
進(jìn)行分析，并對相關(guān)的地理條件和氣候特征進(jìn)行適應(yīng)性分析。

5.1.2  風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電站進(jìn)行風(fēng)能、太陽能資源分析時，應(yīng)選擇站址所在地附近有風(fēng)能、
太陽能資源長期觀測記錄的氣象站作為參考?xì)庀笳尽?/p>

5.1.3  在風(fēng)能和太陽能資料收集時，應(yīng)收集風(fēng)能、太陽能同時期資料，進(jìn)行互補(bǔ)性分析。

5.1.4  電站建設(shè)前期應(yīng)在現(xiàn)場建立風(fēng)能和太陽能資源測量站，測量站宜統(tǒng)一設(shè)置。

5.1.5風(fēng)能、太陽能資源實時監(jiān)測的系統(tǒng)可靠性、數(shù)據(jù)精度與完整性應(yīng)滿足功率預(yù)測以
及聯(lián)合控制的要求。

5.2  風(fēng)能資源分析

5.2.1  電站測風(fēng)塔的選址、測風(fēng)塔儀器安裝、測量與數(shù)據(jù)收集應(yīng)符合《風(fēng)力發(fā)電場設(shè)計規(guī)范
》GB51096和《風(fēng)電場風(fēng)能資源測量方法》 GB/T 18709的規(guī)定，并應(yīng)考慮不影響風(fēng)光儲
聯(lián)合發(fā)電站內(nèi)光伏陣列區(qū)域的布置要求。

5.2.2  基于風(fēng)電場測風(fēng)塔進(jìn)行風(fēng)能資源分析，測風(fēng)塔實測不少于一年的風(fēng)速、風(fēng)向及氣
壓、溫度數(shù)據(jù)資料，數(shù)據(jù)應(yīng)有效合理。

5.2.3  氣象站、測風(fēng)塔數(shù)據(jù)資料的采集、檢驗、修正應(yīng)符合《風(fēng)電場風(fēng)能資源評估方法》
（GB/T 18710）的相關(guān)規(guī)定。

5.2.4 風(fēng)資源數(shù)據(jù)的分析、評價按照《風(fēng)電場風(fēng)能資源評估方法》（GB/T 18710）
的相關(guān)規(guī)定。

5.3  太陽能資源分析

5.3.1參考?xì)庀笳尽⑻柲茌椛洮F(xiàn)場觀測站設(shè)置、數(shù)據(jù)采集、數(shù)據(jù)驗證與分析均應(yīng)符合
光伏發(fā)電站設(shè)計規(guī)范》GB50797的規(guī)定，并且能夠滿足風(fēng)光資源互補(bǔ)特性分析的要求。

5.3.2  當(dāng)利用參考?xì)庀笳緮?shù)據(jù)進(jìn)行太陽能資源分析時，宜根據(jù)太陽能輻射現(xiàn)場觀測站
或擬建電站附近的光伏電站太陽能地面觀測站的數(shù)據(jù)進(jìn)行數(shù)據(jù)校驗。

5.3.3電站太陽能資源實時監(jiān)測的站址要求、測量要素、測量設(shè)備的性能要求、儀器校
驗、安裝要求和測量數(shù)據(jù)傳輸?shù)燃夹g(shù)要求應(yīng)符合《光伏發(fā)電站太陽能資源實時監(jiān)測技
術(shù)要求》GB/T 30153以及《光伏發(fā)電站太陽能資源實時監(jiān)測技術(shù)規(guī)范》NB/T 32012
的規(guī)定。

5.3.4  電站內(nèi)總輻射表的要求與安裝維護(hù)、測量數(shù)據(jù)的采集及數(shù)據(jù)整理應(yīng)符合《太陽
能資源測量 總輻射》GB/T 31156的規(guī)定。

5.4  風(fēng)光資源互補(bǔ)特性分析

5.4.1電站設(shè)計應(yīng)進(jìn)行風(fēng)電場、光伏電站輸出功率的相關(guān)計算，并進(jìn)行互補(bǔ)特性分析。

5.4.2 光伏發(fā)電出力計算應(yīng)綜合考慮現(xiàn)場日照條件、光伏組件類型和安裝方式等因素；
風(fēng)力發(fā)電出力計算應(yīng)綜合考慮現(xiàn)場風(fēng)資源、海拔高度、風(fēng)電機(jī)組類型等因素。

5.4.3 聯(lián)合發(fā)電站出力計算時，按不同的要求，選擇的時間尺度分為分鐘級、小時級或
日級。當(dāng)聯(lián)合發(fā)電站按平滑出力模式工作時，風(fēng)光資源互補(bǔ)特性研究的時間尺度宜為分
鐘級；按跟蹤計劃出力模式工作時，研究的時間尺度宜為分鐘級和小時級；按負(fù)荷削峰
填谷模式工作時，研究的時間尺度宜為小時級和日級。

5.4.4 風(fēng)光資源互補(bǔ)特性研究時，應(yīng)選取現(xiàn)場典型日風(fēng)電場出力曲線、典型日光伏電站
出力曲線和典型日風(fēng)光復(fù)合出力曲線進(jìn)行，其中，典型日應(yīng)逐月選擇與現(xiàn)場區(qū)域氣象
狀況相對應(yīng)的有代表性的氣象日，典型日選取的計算方法如下： 

（5.4.4-1）式中： 

——一個月中第j天第i個時段風(fēng)力發(fā)電或光伏發(fā)電或風(fēng)力發(fā)電和光伏發(fā)電疊加出力值； 

——一個月中各個時間段風(fēng)力發(fā)電或光伏發(fā)電或風(fēng)力發(fā)電和光伏發(fā)電疊加出力的平均值； 

——一個月中每一天風(fēng)力發(fā)電或光伏發(fā)電或風(fēng)力發(fā)電和光伏發(fā)電共選取的出力數(shù)據(jù)點(diǎn)數(shù)； 

——一月中的總天數(shù)； 

——典型日，為標(biāo)準(zhǔn)差最小的那一天。

5.5  電網(wǎng)特性分析

5.5.1電站設(shè)計應(yīng)對站址所在地周邊電網(wǎng)消納電站的能力進(jìn)行分析。

5.5.2進(jìn)行電網(wǎng)消納電站的能力分析時，應(yīng)統(tǒng)籌考慮電力系統(tǒng)負(fù)荷特性、電源結(jié)構(gòu)和調(diào)峰
能力等因素。

5.5.3電站的建設(shè)規(guī)模應(yīng)根據(jù)風(fēng)能、太陽能資源特性，綜合比較電網(wǎng)消納能力和工程經(jīng)濟(jì)
性等因素確定。電站配比后的能力應(yīng)滿足電網(wǎng)運(yùn)行要求。 

6  聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng) 

6.1  一般規(guī)定

6.1.1  風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)應(yīng)根據(jù)風(fēng)能、太陽能資源條件、場地條件和所要滿足的功能需
要，選用合適的組合配比。

6.1.2  風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)宜采用高壓交流集電系統(tǒng)，不同類型的發(fā)電形式應(yīng)采用相對獨(dú)
立的系統(tǒng)，不同發(fā)電類型應(yīng)合理組合。

6.1.3  風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)集電電壓等級應(yīng)經(jīng)綜合技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較后選擇，風(fēng)力發(fā)電系統(tǒng)、
光伏發(fā)電系統(tǒng)、儲能系統(tǒng)的集電電壓宜保持一致。 

6.2  聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)配比

6.2.1 應(yīng)根據(jù)電網(wǎng)的運(yùn)行要求，研究各月典型日風(fēng)光儲聯(lián)合系統(tǒng)的輸出特性確定聯(lián)合
發(fā)電系統(tǒng)的容量配比。

6.2.2風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)的容量配比應(yīng)以電網(wǎng)不同調(diào)控模式（平滑功率輸出、跟蹤計劃
出力、系統(tǒng)削峰填谷等模式）要求為目標(biāo)，經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟(jì)綜合比較后最終確定。

1 當(dāng)風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)采用平滑功率輸出模式，儲能系統(tǒng)配置的額定功率不宜小于風(fēng)
力發(fā)電、光伏發(fā)電安裝總功率的10%，在額定功率下持續(xù)放電時間不宜小于0.5h。

2 當(dāng)風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)采用跟蹤計劃出力模式，儲能系統(tǒng)配置的額定功率不宜小于風(fēng)
力發(fā)電、光伏發(fā)電安裝總功率的30%，在額定功率下持續(xù)放電時間不宜小于1h。

3 當(dāng)風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)參與系統(tǒng)調(diào)頻時，儲能系統(tǒng)配置的最大功率不宜小于風(fēng)力發(fā)
電、光伏發(fā)電安裝總功率的20%。

4  當(dāng)風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)采用削峰填谷模式，儲能系統(tǒng)應(yīng)根據(jù)電網(wǎng)具體要求，經(jīng)過優(yōu)
化分析后確定。

6.3  主要設(shè)備選擇

6.3.1 風(fēng)力發(fā)電機(jī)組應(yīng)符合《風(fēng)電場接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定》GB/T 19963的規(guī)定。

6.3.2風(fēng)力發(fā)電機(jī)組應(yīng)按照風(fēng)力發(fā)電場區(qū)域地理環(huán)境、風(fēng)能資源、安全等級、安裝運(yùn)輸和
運(yùn)行檢修等條件進(jìn)行配置，并符合《風(fēng)力發(fā)電場設(shè)計技術(shù)規(guī)范》GB51096中風(fēng)力發(fā)電
機(jī)組選型的規(guī)定。

6.3.3  光伏發(fā)電組件類型應(yīng)根據(jù)太陽能資源、工作溫度等使用環(huán)境條件，進(jìn)行技術(shù)經(jīng)濟(jì)
比較后選擇，組件設(shè)備性能參數(shù)應(yīng)符合《光伏發(fā)電站設(shè)計規(guī)范》GB 50797的規(guī)定。

6.3.4 光伏發(fā)電系統(tǒng)逆變器選擇應(yīng)符合《光伏發(fā)電站設(shè)計規(guī)范》GB 50797的規(guī)定進(jìn)行；
對光伏場地起伏較大、光伏陣列易受遮光影響時，應(yīng)選擇具備多路MPPT功能的逆變器
或其他設(shè)備。

6.3.5儲能系統(tǒng)電池選型、電池管理系統(tǒng)選型、功率變換系統(tǒng)選型應(yīng)符合《電化學(xué)儲能
電站設(shè)計規(guī)范》GB51048的規(guī)定。

6.4  風(fēng)力發(fā)電系統(tǒng)

6.4.1  風(fēng)力發(fā)電系統(tǒng)的配置應(yīng)符合《風(fēng)力發(fā)電場設(shè)計技術(shù)規(guī)范》GB51096的規(guī)定。

6.4.2  風(fēng)力發(fā)電系統(tǒng)宜采用一臺風(fēng)力發(fā)電機(jī)組對應(yīng)一臺升壓變的接線方式。

6.4.3  風(fēng)力發(fā)電機(jī)組升壓后，宜采用逐臺順序相連的接線方式；場內(nèi)集電線路應(yīng)按一回或
多回分組接線接入?yún)R集站，集電線路回路數(shù)應(yīng)經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較后確定。

6.5  光伏發(fā)電系統(tǒng)

6.5.1光伏發(fā)電系統(tǒng)宜采用多級匯流、分散逆變、集中并網(wǎng)的方式；分散逆變后宜就地升
壓，升壓后集電線路回路數(shù)應(yīng)經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較后確定。

6.5.2光伏發(fā)電系統(tǒng)一般由光伏方陣、匯流箱、逆變器、就地升壓變壓器等組成，系統(tǒng)配
置應(yīng)符合《光伏發(fā)電站設(shè)計規(guī)范》GB50797的規(guī)定。

6.5.3當(dāng)光伏發(fā)電系統(tǒng)采用具有多路MPPT功能的逆變器或其他設(shè)備時，同一個MPPT支路
上接入的光伏組件串的電壓、方陣朝向、安裝傾角、遮光影響宜一致。

6.6  儲能系統(tǒng)

6.6.1儲能系統(tǒng)設(shè)計與功能配置應(yīng)符合《電化學(xué)儲能電站設(shè)計規(guī)范》GB51048的規(guī)定。

6.6.2儲能系統(tǒng)技術(shù)條件應(yīng)滿足《電力系統(tǒng)電化學(xué)儲能系統(tǒng)通用技術(shù)條件》的要求。

6.7  聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)發(fā)電量計算

6.7.1  風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電站的上網(wǎng)電量計算應(yīng)分風(fēng)力發(fā)電量、光伏發(fā)電量及儲能交換電量
三個部分，風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電站的上網(wǎng)發(fā)電量計算如下： 

（6.7.1-1）式中： 

——風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電站的上網(wǎng)電量（kWh）；

——風(fēng)力發(fā)電量（kWh）；

——光伏發(fā)電量（kWh）； 

——儲能裝置交換電量，即儲能系統(tǒng)進(jìn)行充放電循環(huán)時的放電量（kWh）； 

——儲能裝置效率，即儲能系統(tǒng)充放電循環(huán)時，放電量與充電量的比值； 

——變電站或開關(guān)站并網(wǎng)損耗電量（kWh）。

6.7.2  光伏發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電量計算應(yīng)符合《光伏發(fā)電站設(shè)計規(guī)范》GB 50797的規(guī)定。

6.7.3  風(fēng)力發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電量計算應(yīng)符合《風(fēng)力發(fā)電場設(shè)計規(guī)范》GB 51096的規(guī)定，采
用風(fēng)力發(fā)電場評估軟件進(jìn)行模擬計算。計算風(fēng)電場發(fā)電量時，應(yīng)考慮光伏方陣對地面粗
糙度的影響。

6.7.4  儲能裝置效率計算包括：電池效率、功率變換系統(tǒng)效率、電力線路效率、變壓器
效率等因素，計算公式如下： 

（6.7.4-1）式中： 

— 電池效率，儲能電池完成充放電循環(huán)的效率，即電池本體放出電量與充入電量的比值； 

—  功率變換系統(tǒng)效率，包括整流效率和逆變效率；

— 電力線路效率，考慮交、直流電纜雙向輸電損耗后的效率； 

— 變壓器效率，考慮變壓器雙向變壓損耗后的效率。