住建部印发《风光储联合发电站设计规范》（征求意见稿）

8.5 风力发电机布置

8.5.1 风力发电机布置应充分考虑风力发电机组与光伏电站间的相互影响。

8.5.2风力发电场区与光伏阵列区分区布置时，风力发电场区宜位于光伏方阵区北侧。

8.5.3 当风力发电机组与光伏阵列同场布置时，应在满足风力发电机组布置规范设计要求前提下，分析场址光照条件，计算阴影遮挡范围，宜避免风力发电机组、风电场内电气设备、场内集电线路等对光伏组件的阴影遮挡。

8.6 光伏方阵布置

8.6.1 光伏方阵应综合考虑站区地形、风力发电机组等设备、施工条件、接入条件、线路敷设等因素合理布置。

8.6.2光伏方阵的布置宜保证每天9：00～15：00（当地真太阳时）时段内风力发电机组、就地升压配电设备和集电线路等设备及建构筑物对其不造成遮挡。方阵中各排、列的布置间距应满足《光伏发电站设计规范》GB50797的相关规定。

8.6.3 光伏方阵区电缆的敷设路径应根据站内道路、管沟、集电线路、基础构造及施工、检修等因素综合确定。

8.7 储能系统布置

8.7.1  储能系统布置应遵循安全、可靠、适用的原则，便于安装、操作、检修和调试，预留分期扩建条件。

8.7.2  储能系统的布置型式，应根据安装地点的环境条件、设备性能要求和当地实际情况确定。

8.7.3  户外布置的储能系统，设备的防污、防盐雾、防风沙、防湿热、防水、防严寒等性能应与当地的环境条件相适应。集成在集装箱内的储能系统，集装箱应考虑上述因数。

8.7.4 户内布置的储能系统应设置防止凝露引起事故的安全措施。

8.7.5不同类型的储能系统应分区布置。液流电池可布置在同一区内，锂离子电池、钠硫电池、铅酸电池应根据储能系统容量、能量和环境条件合理分区。

8.7.6  对环境要求差异较大的设备宜分隔布置。

8.8 站区安全防护设施

8.8.1站区的安全防护系统的防护级别应与被防护对象的风险等级相适应，根据使用功能、管理要求和建设投资等因素，进行综合设计、同步施工和独立验收。

8.8.2安全防护设施包括入侵报警系统和视频监控系统，各系统应能独立运行，其设计应符合《安全防范工程技术规范》GB 50348、《入侵报警系统设计规范》GB 50394和《视频安防监控系统工程设计规范》GB 50395的规定。

8.8.3 站区应根据总体纵深防护和局部纵深防护的原则，分别或综合设置建筑物(群)和构筑物（群）周界防护、建筑物和构筑物内（外）区域或空间防护、重点实物目标防护系统。

8.8.4防护系统的前端应按需要选择、安装各类入侵探测设备，构成点、线、面、空间或其组合的综合防护系统，应能按时间、区域、部位任意编程设防和撤防，并能与视频安防监控、入侵报警、火灾报警等系统联动控制。电站的防护级别不低于三级防护。

8.8.5 防护系统应能对设备运行状态和信号传输线路进行检验，对故障能及时报警，并具有防破坏报警功能。

8.8.6  防护系统的供电应安全、可靠，宜由监控中心统一供电，应设置备用电源。 

9  电气

9.1  一般规定

9.1.1 电站的电气设计应符合《光伏发电站设计规范》GB 50797、《风力发电场设计规范》GB 51096、《电化学储能电站设计规范》GB 51048、《35kV～110kV变电站设计规范》GB 50059和《220kV～750kV变电站设计技术规程》DL/T 5218的规定。

9.1.2 电气主接线应根据风光储联合发电站在电网中的地位、出线回路数、设备特点及负荷特性等条件确定，并应满足供电可靠、运行灵活、操作检修方便、节约投资等要求。

9.1.3风光储联合发电站中，汇集升压站主变压器的台数和容量应根据联合发电站的规模、系统送出条件和运行方式等综合考虑确定。主变压器容量应考虑风力发电与光伏发电有效容量后经技术经济论证后确定。

9.2  主变压器

9.2.1  变压器的选择宜按《油浸式电力变压器技术参数和要求》GB/T 6451、《干式电力变压器技术参数和要求》GB/T 10228、《三相配电变压器能效限定值及节能评价值》GB 20052、《电力变压器能效限定值及能效等级标准》GB 24790的参数选择，且宜选择标准容量。

9.2.2  风力发电机组升压变压器容量应与机组容量匹配，宜选用无励磁调压、空载损耗低的节能型变压器，且宜采用箱式变电站型式。

9.2.3  光伏方阵内的升压变压器容量应与光伏方阵单元模块最大输出功率匹配，宜选用无励磁调压、空载损耗低的节能型变压器，且宜采用箱式变电站型式。

9.2.4  储能电站内的变压器容量应与各储能单元模块最大充放电功率匹配，宜选用节能型变压器，对电压波动要求高的情况，可选用有载调压变压器。

9.3  电气主接线

9.3.1  风光储联合发电站中，风力发电机组、光伏发电单元、储能单元模块与升压站汇流母线的连接方式应根据运行可靠性、灵活性、经济性和维修方便等条件综合比较确定。同种发电类型宜采用辐射式或“T”接式接线。

9.3.2  升压站汇流母线宜采用单母线或单母线分段接线。风力发电、光伏发电、储能系统宜根据配比的需要分别接于同一或不同汇流母线上，便于实现风光储的联合调度。

9.3.3  当升压站装有两台及以上主变压器时，低压侧汇流母线宜采用单母线分段接线，分段方式宜考虑当其中一台主变压器停运时，有利于其他主变压器的载荷分配。

9.3.4  当升压站送出线为1回时，根据升压变压器数量，高压侧应采用线路变压器组接线或单母线接线；当升压站送出线为2回时，根据升压变压器数量，高压侧宜采用单母线分段接线或双母线接线。

9.3.5  升压站应根据电力系统的要求确定中性点接地方式。

9.3.6  风电场风力发电机组升压变高压侧宜设置断路器或负荷开关，低压侧宜设置断路器。

9.3.7  光伏发电部分宜按照光伏发电单元采用逆变器-就地升压变单元接线方式。应根据光伏发电单元的容量和布局、光伏组件的类型、逆变器的技术参数，经技术经济比较确定逆变器数量和升压变容量。

9.3.8  光伏发电单元的高压侧宜设置断路器或负荷开关，低压侧宜设置断路器。

9.3.9  储能单元模块宜采用变流器-就地变压器单元接线方式。高压侧宜设置断路器或负荷开关，低压侧宜设置断路器。

9.4  站用电系统

9.4.1  风光储联合发电站的升压站，当有两台及以上主变压器时，宜装设两台容量相同可互为备用的站用变压器，每台站用变压器容量按全站计算负荷选择。两台站用变压器可分别接自主变压器低压侧不同段母线。也可从升压站外引入一个可靠的低压备用电源，并装设一台站用变压器。

9.4.2  风力发电机组的自用电由箱式变压站低压侧引接，配置小型降压变压器。变压器宜为低损耗干式变压器。

9.4.3  光伏发电单元就地逆变升压室的自用电，可由逆变器交流出线侧引接。自用电系统宜设置备用电源，可由临近的光伏方阵单元引接或者设置UPS。

9.4.4  储能系统的站用变宜单独配置，且宜装设两台容量相同可互为备用的站用变压器，站用变压器可由联合发电站升压站的低压侧母线引接。

9.4.5  站用电接线及供电方式：

1  站用电低压配电宜采用中性点直接接地的TN系统，动力和照明共用的供电方式，额定电压为380V/220V。

2  站用电低压母线宜采用单母线分段接线，每台站用变压器各接一段母线。

3  站用电重要负荷宜采用双回路供电方式。

9.4.6  风光储联合发电站宜设置固定的检修电源，并应设置漏电保护装置。 

9.5  直流系统及UPS 

9.5.1电站控制直流母线，宜采用单母线或单母线分段的接线。采用单母线分段时，蓄电池应能切换至任意一段母线。

9.5.2电站操作电源宜采用2组110V或220V蓄电池。蓄电池组应采用性能可靠、维护量少的蓄电池，冲击负荷较大时亦可采用高倍率蓄电池。

9.5.3  充电装置宜采用高频开关充电装置，配置两套充电装置。

9.5.4  蓄电池组的容量，应满足下列要求：

1  有人值班的风光储联合发电站为全站事故停电1h的放电容量。

2  无人值班的风光储联合发电站为全站事故停电2h的放电容量。

3  事故放电末期最大冲击负荷容量。

9.5.5  通信设备的直流电源宜独立设置专用蓄电池直供，其容量应满足事故期间维持供电2h至3h的放电容量。

9.5.6交流不停电电源系统（UPS）宜采用主机冗余配置方式，也可采用模块化N+1冗余配置,容量应满足全站UPS负荷供电的要求。UPS宜采用站内直流系统作为后备电源。UPS的负荷供电宜采用辐射方式。