住房城鄉建設部標準定額司關于征求國家標準《風光儲聯合發電站設計規范
（征求意見稿）》意見的函

建標工征[2017]95號

根據住房城鄉建設部《關于印發2012年工程建設標準規范制訂、修訂計劃的通知》（建標
[2012]5號）的要求，現征求由上海電力設計院有限公司牽頭起草的國家標準《風光儲聯合
發電站設計規范（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計院有限公司。

中華人民共和國住房和城鄉建設部標準定額司

2017年7月3日

附件：風光儲聯合發電站設計規范（征求意見稿）

1  總則

1.0.1  為了促進可再生能源的大規模綜合利用，規范風光儲聯合發電站設計，特制訂
本規范。

1.0.2  本規范適用于發電容量為10MW及以上的并網型新建、擴建和改建的：

1.      風力發電、光伏發電、電化學儲能聯合發電站；

2.      風力發電、電化學儲能聯合發電站；

3.      光伏發電、電化學儲能聯合發電站。

1.0.3  風光儲聯合發電站的設計應以風能資源、太陽能資源條件以及儲能技術的發展水平
和電網接入條件為設計依據。

1.0.4  風光儲聯合發電站設計除符合本規范外，還應符合國家現行有關標準的規定。

2  術語

2. 0.1 風力發電機組 wind turbine generator system；WTGS

將風的動能轉換為電能的系統。

2. 0.2 風電場 wind farm；wind power plant

由一批風電機組或風電機組群（包括機組單元變壓器）、匯集線路、主升壓變壓器及其他
設備組成的發電站。

2. 0.3  光伏組件  photovoltaic（PV） module

又稱太陽電池組件（solar cell module）。具有封裝及內部聯結的、能單獨提供直流電
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

在光伏發電系統中，將若干個光伏組件串聯后，形成具有一定直流電輸出的電路單元。

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

又稱單元發電模塊。光伏發電站中，以一定數量的光伏組件串，通過直流匯流箱匯集，
經逆變器逆變與隔離升壓變壓器升壓成符合電網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械和電氣上按一定方式組裝在一起并且有固定的
支撐結構而構成的直流發電單元。

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

利用太陽電池的光生伏特效應，將太陽輻射能直接轉換成電能的發電系統。

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

以光伏發電系統為主，包含各類建（構）筑物及檢修、維護、生活等輔助設施在內的
發電站。

2. 0.9 風光儲聯合發電站 wind/photovoltaic/energy storage power station

由風力發電、光伏發電和電化學儲能電站組合形成的聯合發電站，包括風力發電、光伏發
電、電化學儲能聯合發電站；風力發電、電化學儲能聯合發電站；光伏發電、電化學儲能
聯合發電站三種類型。

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

平滑風力發電、光伏發電等輸出功率的波動，使風光儲聯合發電站并網輸出的有功功率滿
足在給定的時間段內波動率小于設定值。

2. 0.11跟蹤計劃出力 track schedule output

通過儲能系統的調節，滿足跟蹤電網調度部門下達的風光儲聯合發電站出力
曲線的要求。

2. 0.12削峰填谷 reduce peak and fill valley

通過儲能系統的調節，在負荷低谷時段充電，在負荷高峰時段放電，進而實現對負荷
的時空平移。

2. 0.13  集電線路  collector  line

分為光伏發電場集電線路和風電場集電線路。光伏發電場的集電線路是指在分散逆變、
集中并網的光伏發電系統中，將各個發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；風電場集電線路是指將每個風電機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 point of common coupling（PCC）

電網中一個以上用戶的連接處。

2. 0.15  并網點  point of coupling（POC）

對于有升壓站的風光儲聯合發電站，指升壓站高壓側母線或節點。對于無升壓站的
風光儲聯合發電站，指風光儲聯合發電站的輸出匯總點。

2. 0.16  低電壓穿越  low voltage ride through

當電力系統故障或擾動引起風光儲聯合發電站并網點電壓跌落時，在一定的電壓跌落范圍
和時間間隔內，風光儲聯合發電站能夠保證不脫網連續運行。

2. 0.17最大功率點跟蹤MPPT  maximum power point tracking

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

2.0.18 真太陽時 solar time

以太陽時角作標準的計時系統，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 電化學儲能電站 electrochemical energy storage station

采用電化學電池作為儲能元件，可進行電能存儲、轉換及釋放的電站。

2.0.20儲能單元 energy storage unit

電池組、電池管理系統及與其相連的功率變換系統組成的最小儲能系統。

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

3  基本規定

3.0.1 風光儲聯合發電站設計應綜合考慮地區總體規劃、風能資源、太陽能資源以及土地
資源、電力系統條件、安裝和運輸等因素，滿足安全可靠、經濟適用、環保、美觀、
便于安裝和維護的要求。

3.0.2 風光儲聯合發電站設計在滿足安全性和可靠性的同時，宜采用新技術、新工藝、
新設備、新材料。

3.0.3 風光儲聯合發電站設計應堅持節約資源、綜合考慮社會經濟效益的原則，從全局出
發，統籌兼顧，近遠期結合。

3.0.4  風光儲聯合發電站設計時應對站址及其周圍區域的工程地質情況進行勘探和調查，
查明站址的地形地貌特征、結構和主要地層的分布及物理力學性質、地下水條件等。

3.0.5  風光儲聯合發電站建設前期，應獲得擬選站址現場一年以上風能資源、太陽能資
源同期連續觀測數據。

3.0.6 風光儲聯合發電站設計應按照風力發電、光伏發電特性、電力負荷特性、環境特點，
并結合地區發展水平，合理確定設計方案。

3.0.7  風光儲聯合發電站的系統配置應能有效抑制電力輸出的波動性，并保證電能質量符
合《電能質量 電壓波動和閃變》GB/T 12326、《電能質量 公用電網諧波》GB/T 14549
、《電能質量 三相電壓不平衡》GB/T 15543、《電能質量 供電電壓偏差》GB/T 12325
的規定。

3.0.8  風光儲聯合發電站中的所有設備和部件，應符合現行國家和行業相關產品標準的
規定，主要設備應通過國家批準的認證機構的產品認證。

3.0.9風光儲聯合發電站儲能系統配置的額定功率不宜小于風力發電、光伏發電安裝總功
率的10%，在額定功率下持續放電時間不宜小于0.5h。

3.0.10風光儲聯合發電站按風力發電、光伏發電總安裝容量的大小可分為下列三種系統：

1小型風光儲聯合發電站：小于等于30 MW。

2中型風光儲聯合發電站：大于30MW和小于200 MW。

3大型風光儲聯合發電站：大于等于200 MW。

4  站址選擇

4.0.1站址選擇應根據國家可再生能源中長期發展規劃、地方經濟發展規劃、地區自然
條件、風能資源、太陽能資源、交通運輸、接入電網及其它設施等因素全面考慮。在
選址工作中，應從全局出發，正確處理與相鄰農業、林業、牧業、漁業、工礦企業、
城市規劃、國防設施和人民生活等各方面的關系。

4.0.2  站址選擇應結合電網結構、電力負荷、交通、運輸、環境保護要求，出線走廊、
地質、地震、地形、水文、氣象、占地拆遷、施工以及周圍工礦企業對電站的影響等
條件，擬訂初步方案，通過全面的技術經濟比較和社會效益分析，提出論證和評價。
當有多個候選站址時，應提出推薦站址的排序。

4.0.3  風光儲聯合發電站防洪設計應符合下列要求：

1  按不同規劃容量，電站對應的防洪等級和防洪標準應符合表4.0.3的規定。對于站內
地面低于上述高水位的區域，應有防洪措施。防排洪措施宜在首期工程中按規劃容量
統一規劃，分期實施。

表 4.0.3  風光儲聯合發電站的防洪等級和防洪標準

防洪等級規劃容量MW防洪標準（重現期）

Ⅰ≥400≥100年一遇的高水（潮）位

Ⅱ＜400≥50年一遇的高水（潮）位

2  位于海濱的聯合發電站設置防洪堤（或防浪堤）時，其堤頂標高應依據本規范表4.0.3
中防洪標準（重現期）的要求，按照重現期為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、湖旁的聯合發電站設置防洪堤時，其堤頂標高應按本規范表4.0.3中防
洪標準（重現期）的要求，加0.5 m的安全超高確定；當受風、浪、潮影響較大時，應
再加重現期為50年的浪爬高。

4  在以內澇為主的地區建站并設置防洪堤時，其堤頂標高應按50年一遇的設計內澇水位
加0.5m的安全超高確定；難以確定時，可采用歷史最高內澇水位加0.5m的安全超高確定
。如有排澇設施時，則按設計內澇水位加0.5m的安全超高確定。

5  對位于山區的聯合發電站，應設防山洪和排山洪的措施，防排設施應按頻率為2％
的山洪設計。

6 當以內澇為主，光伏方陣、風力發電機機位處不設防洪堤時，光伏組件、電氣設備的
安裝標高、設備基礎頂標高和建筑物室外地坪標高不應低于本規范表4.0.3中防洪標準
（重現期）或50年一遇最高內澇水位，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境工況下，持續穩定輸出的最大功率，視為換流器額定功率，
即儲能系統額定功率。

4.0.4站址選擇應避開危巖、泥石流、巖溶發育、滑坡的地段和發震斷裂地帶等地質
災害易發區。

4.0.5 當采用風力發電、光伏發電混合布置時，站址選擇應避開采空區；當風力發電、
光伏發電分開布置時，風力發電機、儲能站和集中升壓站不應布置在采空區。當光伏
方陣布置在采空區時，應進行地質災害危險性評估，并采取相應的防范措施。

4.0.6  站址應選擇在地質結構相對穩定地區，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在9度及以下地區。

4.0.7  站址選擇時，光伏方陣區域應避開空氣經常受懸浮物嚴重污染的地區，風力發電
區域選址應避免與周邊已有風電場之間的相互影響。

4.0.8 站址應避讓重點保護的文化遺址，不應設在有開采價值的露天礦藏或地下淺層礦區
上。站址地下深層壓有文物、礦藏時，除應取得文物、礦藏有關部門同意的文件外，還
應對站址在文物和礦藏開挖后的安全性進行評估。

4.0.9  站址選擇應利用非可耕地，優先利用荒地、劣地，做好植被保護，減少土石方開
挖量，并應節約用地，減少房屋拆遷和人口遷移，不應破壞原有水系。

4.0.10  站址選擇應考慮聯合發電站達到規劃容量時接入電力系統的出線走廊。

5  風能、太陽能資源與電網特性分析

5.1  一般規定

5.1.1  風光儲聯合發電站設計應對站址所在地的區域風能和太陽能資源及其自然互補特性
進行分析，并對相關的地理條件和氣候特征進行適應性分析。

5.1.2  風光儲聯合發電站進行風能、太陽能資源分析時，應選擇站址所在地附近有風能、
太陽能資源長期觀測記錄的氣象站作為參考氣象站。

5.1.3  在風能和太陽能資料收集時，應收集風能、太陽能同時期資料，進行互補性分析。

5.1.4  電站建設前期應在現場建立風能和太陽能資源測量站，測量站宜統一設置。

5.1.5風能、太陽能資源實時監測的系統可靠性、數據精度與完整性應滿足功率預測以
及聯合控制的要求。

5.2  風能資源分析

5.2.1  電站測風塔的選址、測風塔儀器安裝、測量與數據收集應符合《風力發電場設計規范
》GB51096和《風電場風能資源測量方法》 GB/T 18709的規定，并應考慮不影響風光儲
聯合發電站內光伏陣列區域的布置要求。

5.2.2  基于風電場測風塔進行風能資源分析，測風塔實測不少于一年的風速、風向及氣
壓、溫度數據資料，數據應有效合理。

5.2.3  氣象站、測風塔數據資料的采集、檢驗、修正應符合《風電場風能資源評估方法》
（GB/T 18710）的相關規定。

5.2.4 風資源數據的分析、評價按照《風電場風能資源評估方法》（GB/T 18710）
的相關規定。

5.3  太陽能資源分析

5.3.1參考氣象站、太陽能輻射現場觀測站設置、數據采集、數據驗證與分析均應符合
光伏發電站設計規范》GB50797的規定，并且能夠滿足風光資源互補特性分析的要求。

5.3.2  當利用參考氣象站數據進行太陽能資源分析時，宜根據太陽能輻射現場觀測站
或擬建電站附近的光伏電站太陽能地面觀測站的數據進行數據校驗。

5.3.3電站太陽能資源實時監測的站址要求、測量要素、測量設備的性能要求、儀器校
驗、安裝要求和測量數據傳輸等技術要求應符合《光伏發電站太陽能資源實時監測技
術要求》GB/T 30153以及《光伏發電站太陽能資源實時監測技術規范》NB/T 32012
的規定。

5.3.4  電站內總輻射表的要求與安裝維護、測量數據的采集及數據整理應符合《太陽
能資源測量 總輻射》GB/T 31156的規定。

5.4  風光資源互補特性分析

5.4.1電站設計應進行風電場、光伏電站輸出功率的相關計算，并進行互補特性分析。

5.4.2 光伏發電出力計算應綜合考慮現場日照條件、光伏組件類型和安裝方式等因素；
風力發電出力計算應綜合考慮現場風資源、海拔高度、風電機組類型等因素。

5.4.3 聯合發電站出力計算時，按不同的要求，選擇的時間尺度分為分鐘級、小時級或
日級。當聯合發電站按平滑出力模式工作時，風光資源互補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 風光資源互補特性研究時，應選取現場典型日風電場出力曲線、典型日光伏電站
出力曲線和典型日風光復合出力曲線進行，其中，典型日應逐月選擇與現場區域氣象
狀況相對應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個時段風力發電或光伏發電或風力發電和光伏發電疊加出力值； 

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

——一個月中每一天風力發電或光伏發電或風力發電和光伏發電共選取的出力數據點數； 

——一月中的總天數； 

——典型日，為標準差最小的那一天。

5.5  電網特性分析

5.5.1電站設計應對站址所在地周邊電網消納電站的能力進行分析。

5.5.2進行電網消納電站的能力分析時，應統籌考慮電力系統負荷特性、電源結構和調峰
能力等因素。

5.5.3電站的建設規模應根據風能、太陽能資源特性，綜合比較電網消納能力和工程經濟
性等因素確定。電站配比后的能力應滿足電網運行要求。 

6  聯合發電系統 

6.1  一般規定

6.1.1  風光儲聯合發電系統應根據風能、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  風光儲聯合發電系統宜采用高壓交流集電系統，不同類型的發電形式應采用相對獨
立的系統，不同發電類型應合理組合。

6.1.3  風光儲聯合發電系統集電電壓等級應經綜合技術經濟比較后選擇，風力發電系統、
光伏發電系統、儲能系統的集電電壓宜保持一致。 

6.2  聯合發電系統配比

6.2.1 應根據電網的運行要求，研究各月典型日風光儲聯合系統的輸出特性確定聯合
發電系統的容量配比。

6.2.2風光儲聯合發電系統的容量配比應以電網不同調控模式（平滑功率輸出、跟蹤計劃
出力、系統削峰填谷等模式）要求為目標，經技術經濟綜合比較后最終確定。

1 當風光儲聯合發電系統采用平滑功率輸出模式，儲能系統配置的額定功率不宜小于風
力發電、光伏發電安裝總功率的10%，在額定功率下持續放電時間不宜小于0.5h。

2 當風光儲聯合發電系統采用跟蹤計劃出力模式，儲能系統配置的額定功率不宜小于風
力發電、光伏發電安裝總功率的30%，在額定功率下持續放電時間不宜小于1h。

3 當風光儲聯合發電系統參與系統調頻時，儲能系統配置的最大功率不宜小于風力發
電、光伏發電安裝總功率的20%。

4  當風光儲聯合發電系統采用削峰填谷模式，儲能系統應根據電網具體要求，經過優
化分析后確定。

6.3  主要設備選擇

6.3.1 風力發電機組應符合《風電場接入電力系統技術規定》GB/T 19963的規定。

6.3.2風力發電機組應按照風力發電場區域地理環境、風能資源、安全等級、安裝運輸和
運行檢修等條件進行配置，并符合《風力發電場設計技術規范》GB51096中風力發電
機組選型的規定。

6.3.3  光伏發電組件類型應根據太陽能資源、工作溫度等使用環境條件，進行技術經濟
比較后選擇，組件設備性能參數應符合《光伏發電站設計規范》GB 50797的規定。

6.3.4 光伏發電系統逆變器選擇應符合《光伏發電站設計規范》GB 50797的規定進行；
對光伏場地起伏較大、光伏陣列易受遮光影響時，應選擇具備多路MPPT功能的逆變器
或其他設備。

6.3.5儲能系統電池選型、電池管理系統選型、功率變換系統選型應符合《電化學儲能
電站設計規范》GB51048的規定。

6.4  風力發電系統

6.4.1  風力發電系統的配置應符合《風力發電場設計技術規范》GB51096的規定。

6.4.2  風力發電系統宜采用一臺風力發電機組對應一臺升壓變的接線方式。

6.4.3  風力發電機組升壓后，宜采用逐臺順序相連的接線方式；場內集電線路應按一回或
多回分組接線接入匯集站，集電線路回路數應經技術經濟比較后確定。

6.5  光伏發電系統

6.5.1光伏發電系統宜采用多級匯流、分散逆變、集中并網的方式；分散逆變后宜就地升
壓，升壓后集電線路回路數應經技術經濟比較后確定。

6.5.2光伏發電系統一般由光伏方陣、匯流箱、逆變器、就地升壓變壓器等組成，系統配
置應符合《光伏發電站設計規范》GB50797的規定。

6.5.3當光伏發電系統采用具有多路MPPT功能的逆變器或其他設備時，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

6.6.1儲能系統設計與功能配置應符合《電化學儲能電站設計規范》GB51048的規定。

6.6.2儲能系統技術條件應滿足《電力系統電化學儲能系統通用技術條件》的要求。

6.7  聯合發電系統發電量計算

6.7.1  風光儲聯合發電站的上網電量計算應分風力發電量、光伏發電量及儲能交換電量
三個部分，風光儲聯合發電站的上網發電量計算如下： 

（6.7.1-1）式中： 

——風光儲聯合發電站的上網電量（kWh）；

——風力發電量（kWh）；

——光伏發電量（kWh）； 

——儲能裝置交換電量，即儲能系統進行充放電循環時的放電量（kWh）； 

——儲能裝置效率，即儲能系統充放電循環時，放電量與充電量的比值； 

——變電站或開關站并網損耗電量（kWh）。

6.7.2  光伏發電系統的發電量計算應符合《光伏發電站設計規范》GB 50797的規定。

6.7.3  風力發電系統的發電量計算應符合《風力發電場設計規范》GB 51096的規定，采
用風力發電場評估軟件進行模擬計算。計算風電場發電量時，應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。