住建部发布风光储联合发电站设计规范征求意见稿-第3页-北极星储能网

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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：

（6.7.1-1）

式中：

——风光储联合发电站的上网电量（kWh）；

——风力发电量（kWh）；

——光伏发电量（kWh）；

——储能装置交换电量，即储能系统进行充放电循环时的放电量（kWh）；

——储能装置效率，即储能系统充放电循环时，放电量与充电量的比值；

——变电站或开关站并网损耗电量（kWh）。

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：

（6.7.4-1）

式中：

—电池效率，储能电池完成充放电循环的效率，即电池本体放出电量与充入电量的比值；

—功率变换系统效率，包括整流效率和逆变效率；

—电力线路效率，考虑交、直流电缆双向输电损耗后的效率；

—变压器效率，考虑变压器双向变压损耗后的效率。

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%。

原标题：住建部发布风光储联合发电站设计规范征求意见稿

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