住建部印发《风光储联合发电站设计规范》（征求意见稿）

5.3  太阳能资源分析

5.3.2 目前在我国有太阳辐射长期观测记录的气象站覆盖面积优先，大多数情况下参考气象站距发电站较远，气象站海拔等环境与实际联合电站站址有差异，不能完全反映电站所在地实际的太阳能辐射状况。现阶段，随着我国各地光伏电站的大规模建设，运行一年以上的光伏电站现场太阳辐射观测站越来越多，应充分利用这些数据资源，根据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，使得分析结果更为准确。 

5.4  风光资源互补特性分析

5.4.3 从风电、光伏发电并网的角度分析，风电、光伏发电在不同时间尺度上的特性有不同。对于风力发电，白天和夜间的出力存在差异，并且不同时间尺度对应的发电波动量也不相同。对于光伏发电，白天和夜间出力有较大差异，夜间出力为零。并且白天不同时段的出力也有较大的差异、不同时间尺度对应的发电波动量也有不同。因此，对于风光发电特性的研究，根据不同的并网工作模式，宜选取不同的时间尺度，选取的时间尺度宜包含分钟级、小时级或日级。

当联合发电站按平滑出力模式工作时，参考国标《风电场接入电力系统技术规定》GB/T 19963-2011：“风电场有功功率变化应当满足电力系统安全稳定运行的要求，风电场有功功率变化包括1min 有功功率变化和10min 有功功率变化”。参考此国标要求，风光发电特性研究的时间尺度宜为分钟级。

当联合发电站按跟踪计划出力模式工作时，计划出力曲线可能为风光预测出力曲线、电力系统调度下达的出力曲线。参考国标《风电场接入电力系统技术规定》GB/T 19963-2011：“风力发电系统具有0～72h 短期风电功率预测以及15min～4h 超短期风电功率预测功能”。针对此预测时间尺度，风光发电特性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，由于电力负荷具有周期性的特点，一般情况下最小的周期特性即为日负荷特性，同时，又因一天中不同时段的负荷也是有差别的，因此风光发电特性研究的时间尺度宜为小时级和日级。 

5.5  电网特性分析

5.5.1 开展周边电网特性分析，掌握电网对联合发电站的消纳能力，指导联合发电站的建设规模和储能配比。

5.5.2 电网特性分析包括对电源结构、负荷水平与负荷特性、输电能力、调峰能力、电网发展规划等影响因素进行分析，确定建设规模和储能配置方法。

5.5.3 根据电网特性、风光特性，拟合出最佳的风光储联合发电站出力曲线，并通过经济技术比较确定储能的配置容量。 

6  联合发电系统 

6.2  联合发电系统配比

6.2.2风光储联合发电系统并网时，在风光发电容量一定时，不同的电网调控模式对风光联合发电的要求不同，因此会导致所需要的储能的功率与容量也有所不同。设计风光储联合发电系统的储能配置容量时，宜综合考虑并网技术要求、运行工况、储能成本、投资回报率等多个因素，以实现储能系统功率与容量配置的技术经济性。 

6.3  主要设备选择

6.3.5当光伏场地起伏较大、光伏阵列易受遮光影响时，为了减少光伏发电阴影损失，应选择具备多路MPPT功能的逆变器，逆变器可以是组串式逆变器、集散式逆变器或其它具备类似功能的逆变器。 

6.5  光伏发电系统

6.5.2光伏发电系统因采用的逆变器形式不同，汇流方式的也不同，故对集中式逆变器采用直流汇流箱，对组串式逆变器采用交流汇流箱。

6.5.3 多路MPPT功能的设备可以是逆变器，也可以是具备MPPT功能的直流汇流箱。

6.7  联合发电系统发电量计算

6.7.1风光储联合发电站发电量计算的目的是为了在项目建设前期阶段对项目的发电能力进行评估，以便于对工程建设效果进行分析，一般以年或月较长时间为计算时段，这种情况下，计算时间段开始和结束点储能电池中储存电量的差值可以忽略不计；如果要计算短时间的发电量，还应考虑储能电池中储存电量差值。 

7  联合发电功率预测系统 

7.1 一般规定

7.1.2 不同时间尺度的预测方法有本质区别。对于0-4小时的超短期预测，风电功率主要由大气运动的持续性决定，因此采用历史数据外推的方式可以得到较好的预测效果；而对于0-72小时的短期预测，基础性工作是通过数值天气预报数据对预测未来大气运动的规律性，否则难以得到较好的预测结果，因此数值天气预报数据是短期功率预测最主要的输入数据。

超短期功率预测方法  根据风电场历史及实时运行数据（包括功率、风速、风向等），建立历史数据与风电场未来功率的映射关系，从而实现对风电场未来较短时间的功率预测。常用的方法包括：持续预测、自回归滑动平均、卡尔曼滤波、人工神经网络、小波分析等。对于不同的风电场，这些方法的有效性和预测精度也有差异。

短期功率预测方法  通过建立数值天气预报数据与风电场输出功率的预测模型，以数值天气预报数据作为预测模型的主要输入量，实现风电场输出功率的短期预测。常用的预测方法包括物理方法和统计方法。 

7.2 硬件要求

7.2.2 建议所采用的服务器全部采用双级冗余，如果条件不允许，建议功率预测服务器和数值天气预报下载服务器采用双级冗余。 

8  站区布置 

8.1  一般规定

8.1.2 风光同场指光伏发电站用地范围与风力发电站用地范围重合或相交布置。

风力发电机组对光伏方阵的主要影响是阴影遮挡。国内商业应用的光伏组件分为晶硅组件和薄膜组件。阴影对薄膜组件不会产生破坏作用，仅影响部分发电量。阴影对晶硅组件不仅仅影响发电量，还会损坏晶硅组件。根据《光伏发电站设计规范》GB50797的要求，光伏组件在每天9:00-15:00（当地真太阳时）时段内不应受到阴影遮挡。风光同场时，对光伏组件形成阴影遮挡的主要设备及建构筑物有风机塔筒、风机叶片、集电线路的杆塔、就地箱式升压变压器、逆变器室等。风机检修时，还需要考虑吊装设备对光伏组件的影响。

光伏方阵对风力发电机组的影响是改变了地面粗糙度，改变了地面气流方向，增大了风力发电机组的湍流强度，影响风力发电机组的发电量。运行维护阶段，还影响风力发电机组的吊装检修位置选择。

8.1.3风光储联合发电站装机容量较大，一般包含风力发电场、光伏发电阵列、储能系统、公共生活设施和升压配电设施等。在站区布置时，根据功能可将电站布置划分为以下类别；

1、风力发电场区布置：风力发电机组布置、箱式变压器布置和场内集电线路；

2、光伏发电阵列区布置：光伏方阵、逆变升压单元、场内集电线路；

3、储能系统区布置：各类储能设备、功率变换装置、能量管理系统及建构（筑）物；

4、升压配电区布置：升压配电系统及建（构）筑物；

5、公共生活区布置：生产管理与生活服务设施，含宿舍、办公、食堂、娱乐室等；

6、辅助生产配套设施布置：场内交通工程、给排水设施等。 

8.6 光伏方阵布置

8.6.1 光伏方阵、风电机组及站区（包括开关站、升压站、电池室、生活管理区等）的整体布置应考虑资源充分利用、互不影响、经济最优等因素统一合理规划。

8.6.2 光伏方阵不应布置在风机35kV架空线路经过的区域，光伏方阵的行、列间距除满足《光伏发电站设计规范》GB50797的计算要求外，光伏方阵与风机之间的距离应保证每天9：00～15：00（当地真太阳时）时段内风机及附属设备对其不造成遮挡。 

9  电气 

9.1  主变压器

9.2.4 在储能单元容量固定的情况下，充放电功率与时间是成反比的，因此变压器额定容量不能仅考虑储能单元的额定功率，而应满足最大功率。如果最大功率连续输出时间小于变压器过载时间时，同时最大功率小于变压器过载能力时，也可按额定功率配置。 

9.4  站用电系统

9.4.4储能系统功能相对独立，布置也相对集中，故推荐单独配置储能系统的站用变。当储能系统规模较小时，储能系统也可能与其它系统进行混合布置，且储能系统的自用电电量较小，单独设置站用电不经济，在此时可以与电站的站用变合并设置。 

9.5  直流系统及UPS

9.5.5《光伏发电站设计规范》GB50797和《风力发电场设计规范》GB51096对通讯系统电源仅做了电压要求，配置要求未作明确阐述。国家电网对220kV及以上线路的通讯系统电源有明确要求，即采用独立配置的双电源供电，对110kV及以下线路通讯系统没有提出独立专用电源要求。国内风电、光伏工程项目因建设地点不同其通讯电源的配置方式也各不相同，一般满足当地电网公司要求即可。 

9.6  配电装置

9.6.3 国内陆地风电场多布置在戈壁、丘陵地区，其风机塔筒附近相对比较开阔，可利用土地较多，经技术经济比较合理时就地升压配电装置可以采用敞开式设备。

9.6.4 光伏阵列布置时，前后排间距需满足每日早九点至下午三点（当地真太阳时）期间前排组件不遮挡后排组件的要求，同时还需要满足国土资源部发布的《光伏发电站工程项目用地控制指标》（国土资规（2015）11号）文的要求，因此光伏组件布置比较密集。另外为降低成本，光伏组件布置位置较矮，如光伏方阵区域若采用敞开式配电装置，需与光伏组件保持较大的间距，对土地利用率不利，故在光伏阵列区推荐采用开关柜设备。

9.6.5储能系统设备一般布置在建筑物或集装箱内，相关的电气配电装置电压等级不会高于35kV，故推荐采用开关柜设备。 

9.8  电气二次

9.8.1本条规定了继电保护装置的配置原则。安全自动装置应根据电力系统的需要经研究确定。

9.8.2时间同步系统宜输出IRIG-B(DC)码、1PPS、1PPM或时间报文，主时钟应双重化配置，支持北斗系统和GPS标准授时信号，优先采用北斗系统。

9.8.4.1 联合发电站不宜设独立的通信机房，通信设备和二次设备同室布置于二次设备室。为了确保整体美观，屏体外观尺寸宜一致。