住建部印发《风光储联合发电站设计规范》（征求意见稿）

住房城乡建设部标准定额司关于征求国家标准《风光储联合发电站设计规范
（征求意见稿）》意见的函

建标工征[2017]95号

根据住房城乡建设部《关于印发2012年工程建设标准规范制订、修订计划的通知》（建标
[2012]5号）的要求，现征求由上海电力设计院有限公司牵头起草的国家标准《风光储联合
发电站设计规范（征求意见稿）》（见附件）意见，请于2017年7月28日前将意见和建议
反馈第一起草单位上海电力设计院有限公司。

中华人民共和国住房和城乡建设部标准定额司

2017年7月3日

附件：风光储联合发电站设计规范（征求意见稿）

1  总则

1.0.1  为了促进可再生能源的大规模综合利用，规范风光储联合发电站设计，特制订
本规范。

1.0.2  本规范适用于发电容量为10MW及以上的并网型新建、扩建和改建的：

1.      风力发电、光伏发电、电化学储能联合发电站；

2.      风力发电、电化学储能联合发电站；

3.      光伏发电、电化学储能联合发电站。

1.0.3  风光储联合发电站的设计应以风能资源、太阳能资源条件以及储能技术的发展水平
和电网接入条件为设计依据。

1.0.4  风光储联合发电站设计除符合本规范外，还应符合国家现行有关标准的规定。

2  术语

2. 0.1 风力发电机组 wind turbine generator system；WTGS

将风的动能转换为电能的系统。

2. 0.2 风电场 wind farm；wind power plant

由一批风电机组或风电机组群（包括机组单元变压器）、汇集线路、主升压变压器及其他
设备组成的发电站。

2. 0.3  光伏组件  photovoltaic（PV） module

又称太阳电池组件（solar cell module）。具有封装及内部联结的、能单独提供直流电
输出的、最小不可分割的太阳电池组合装置。

2. 0.4  光伏组件串 photovoltaic modules string

在光伏发电系统中，将若干个光伏组件串联后，形成具有一定直流电输出的电路单元。

2. 0.5  光伏发电单元  photovoltaic（PV）power unit

又称单元发电模块。光伏发电站中，以一定数量的光伏组件串，通过直流汇流箱汇集，
经逆变器逆变与隔离升压变压器升压成符合电网频率和电压要求的电源。

2. 0.6  光伏方阵  photovoltaic（PV） array

又称光伏阵列。将若干个光伏组件在机械和电气上按一定方式组装在一起并且有固定的
支撑结构而构成的直流发电单元。

2. 0.7  光伏发电系统  photovoltaic  (PV) power generation system

利用太阳电池的光生伏特效应，将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统。

2. 0.8  光伏发电站  photovoltaic  (PV) power station

以光伏发电系统为主，包含各类建（构）筑物及检修、维护、生活等辅助设施在内的
发电站。

2. 0.9 风光储联合发电站 wind/photovoltaic/energy storage power station

由风力发电、光伏发电和电化学储能电站组合形成的联合发电站，包括风力发电、光伏发
电、电化学储能联合发电站；风力发电、电化学储能联合发电站；光伏发电、电化学储能
联合发电站三种类型。

2. 0.10平滑功率输出 smooth the output fluctuation of wind/photovoltaic

平滑风力发电、光伏发电等输出功率的波动，使风光储联合发电站并网输出的有功功率满
足在给定的时间段内波动率小于设定值。

2. 0.11跟踪计划出力 track schedule output

通过储能系统的调节，满足跟踪电网调度部门下达的风光储联合发电站出力
曲线的要求。

2. 0.12削峰填谷 reduce peak and fill valley

通过储能系统的调节，在负荷低谷时段充电，在负荷高峰时段放电，进而实现对负荷
的时空平移。

2. 0.13  集电线路  collector  line

分为光伏发电场集电线路和风电场集电线路。光伏发电场的集电线路是指在分散逆变、
集中并网的光伏发电系统中，将各个发电单元逆变升压后的交流电能汇集输送至变电站
输电线路；风电场集电线路是指将每个风电机组升压后的电能汇集输送到变电站的输电
线路。

2. 0.14  公共连接点 point of common coupling（PCC）

电网中一个以上用户的连接处。

2. 0.15  并网点  point of coupling（POC）

对于有升压站的风光储联合发电站，指升压站高压侧母线或节点。对于无升压站的
风光储联合发电站，指风光储联合发电站的输出汇总点。

2. 0.16  低电压穿越  low voltage ride through

当电力系统故障或扰动引起风光储联合发电站并网点电压跌落时，在一定的电压跌落范围
和时间间隔内，风光储联合发电站能够保证不脱网连续运行。

2. 0.17最大功率点跟踪MPPT  maximum power point tracking

对光伏方阵输出的电压与电流的变化进行跟踪控制，使光伏方阵直流输出功率一直保持
在最大状态，以使光伏组件发挥最佳性能的自动调整功能。

2.0.18 真太阳时 solar time

以太阳时角作标准的计时系统，真太阳时以日面中心在该地的上中天的时刻为零时。

2.0.19 电化学储能电站 electrochemical energy storage station

采用电化学电池作为储能元件，可进行电能存储、转换及释放的电站。

2.0.20储能单元 energy storage unit

电池组、电池管理系统及与其相连的功率变换系统组成的最小储能系统。

2.0.21储能换流器额定功率Rated Power of Converter

3  基本规定

3.0.1 风光储联合发电站设计应综合考虑地区总体规划、风能资源、太阳能资源以及土地
资源、电力系统条件、安装和运输等因素，满足安全可靠、经济适用、环保、美观、
便于安装和维护的要求。

3.0.2 风光储联合发电站设计在满足安全性和可靠性的同时，宜采用新技术、新工艺、
新设备、新材料。

3.0.3 风光储联合发电站设计应坚持节约资源、综合考虑社会经济效益的原则，从全局出
发，统筹兼顾，近远期结合。

3.0.4  风光储联合发电站设计时应对站址及其周围区域的工程地质情况进行勘探和调查，
查明站址的地形地貌特征、结构和主要地层的分布及物理力学性质、地下水条件等。

3.0.5  风光储联合发电站建设前期，应获得拟选站址现场一年以上风能资源、太阳能资
源同期连续观测数据。

3.0.6 风光储联合发电站设计应按照风力发电、光伏发电特性、电力负荷特性、环境特点，
并结合地区发展水平，合理确定设计方案。

3.0.7  风光储联合发电站的系统配置应能有效抑制电力输出的波动性，并保证电能质量符
合《电能质量 电压波动和闪变》GB/T 12326、《电能质量 公用电网谐波》GB/T 14549
、《电能质量 三相电压不平衡》GB/T 15543、《电能质量 供电电压偏差》GB/T 12325
的规定。

3.0.8  风光储联合发电站中的所有设备和部件，应符合现行国家和行业相关产品标准的
规定，主要设备应通过国家批准的认证机构的产品认证。

3.0.9风光储联合发电站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。

3.0.10风光储联合发电站按风力发电、光伏发电总安装容量的大小可分为下列三种系统：

1小型风光储联合发电站：小于等于30 MW。

2中型风光储联合发电站：大于30MW和小于200 MW。

3大型风光储联合发电站：大于等于200 MW。

4  站址选择

4.0.1站址选择应根据国家可再生能源中长期发展规划、地方经济发展规划、地区自然
条件、风能资源、太阳能资源、交通运输、接入电网及其它设施等因素全面考虑。在
选址工作中，应从全局出发，正确处理与相邻农业、林业、牧业、渔业、工矿企业、
城市规划、国防设施和人民生活等各方面的关系。

4.0.2  站址选择应结合电网结构、电力负荷、交通、运输、环境保护要求，出线走廊、
地质、地震、地形、水文、气象、占地拆迁、施工以及周围工矿企业对电站的影响等
条件，拟订初步方案，通过全面的技术经济比较和社会效益分析，提出论证和评价。
当有多个候选站址时，应提出推荐站址的排序。

4.0.3  风光储联合发电站防洪设计应符合下列要求：

1  按不同规划容量，电站对应的防洪等级和防洪标准应符合表4.0.3的规定。对于站内
地面低于上述高水位的区域，应有防洪措施。防排洪措施宜在首期工程中按规划容量
统一规划，分期实施。

表 4.0.3  风光储联合发电站的防洪等级和防洪标准

防洪等级规划容量MW防洪标准（重现期）

Ⅰ≥400≥100年一遇的高水（潮）位

Ⅱ＜400≥50年一遇的高水（潮）位

2  位于海滨的联合发电站设置防洪堤（或防浪堤）时，其堤顶标高应依据本规范表4.0.3
中防洪标准（重现期）的要求，按照重现期为50年波列累计频率1%的浪爬高加上0.5m
的安全超高确定。

3  位于江、河、湖旁的联合发电站设置防洪堤时，其堤顶标高应按本规范表4.0.3中防
洪标准（重现期）的要求，加0.5 m的安全超高确定；当受风、浪、潮影响较大时，应
再加重现期为50年的浪爬高。

4  在以内涝为主的地区建站并设置防洪堤时，其堤顶标高应按50年一遇的设计内涝水位
加0.5m的安全超高确定；难以确定时，可采用历史最高内涝水位加0.5m的安全超高确定
。如有排涝设施时，则按设计内涝水位加0.5m的安全超高确定。

5  对位于山区的联合发电站，应设防山洪和排山洪的措施，防排设施应按频率为2％
的山洪设计。

6 当以内涝为主，光伏方阵、风力发电机机位处不设防洪堤时，光伏组件、电气设备的
安装标高、设备基础顶标高和建筑物室外地坪标高不应低于本规范表4.0.3中防洪标准
（重现期）或50年一遇最高内涝水位，再加0.5 m的安全超高的要求。

换流器在额定电压电流及环境工况下，持续稳定输出的最大功率，视为换流器额定功率，
即储能系统额定功率。

4.0.4站址选择应避开危岩、泥石流、岩溶发育、滑坡的地段和发震断裂地带等地质
灾害易发区。

4.0.5 当采用风力发电、光伏发电混合布置时，站址选择应避开采空区；当风力发电、
光伏发电分开布置时，风力发电机、储能站和集中升压站不应布置在采空区。当光伏
方阵布置在采空区时，应进行地质灾害危险性评估，并采取相应的防范措施。

4.0.6  站址应选择在地质结构相对稳定地区，并与活动性断裂保持足够的安全距离。
站址所在地的地震基本烈度应在9度及以下地区。

4.0.7  站址选择时，光伏方阵区域应避开空气经常受悬浮物严重污染的地区，风力发电
区域选址应避免与周边已有风电场之间的相互影响。

4.0.8 站址应避让重点保护的文化遗址，不应设在有开采价值的露天矿藏或地下浅层矿区
上。站址地下深层压有文物、矿藏时，除应取得文物、矿藏有关部门同意的文件外，还
应对站址在文物和矿藏开挖后的安全性进行评估。

4.0.9  站址选择应利用非可耕地，优先利用荒地、劣地，做好植被保护，减少土石方开
挖量，并应节约用地，减少房屋拆迁和人口迁移，不应破坏原有水系。

4.0.10  站址选择应考虑联合发电站达到规划容量时接入电力系统的出线走廊。

5  风能、太阳能资源与电网特性分析

5.1  一般规定

5.1.1  风光储联合发电站设计应对站址所在地的区域风能和太阳能资源及其自然互补特性
进行分析，并对相关的地理条件和气候特征进行适应性分析。

5.1.2  风光储联合发电站进行风能、太阳能资源分析时，应选择站址所在地附近有风能、
太阳能资源长期观测记录的气象站作为参考气象站。

5.1.3  在风能和太阳能资料收集时，应收集风能、太阳能同时期资料，进行互补性分析。

5.1.4  电站建设前期应在现场建立风能和太阳能资源测量站，测量站宜统一设置。

5.1.5风能、太阳能资源实时监测的系统可靠性、数据精度与完整性应满足功率预测以
及联合控制的要求。

5.2  风能资源分析

5.2.1  电站测风塔的选址、测风塔仪器安装、测量与数据收集应符合《风力发电场设计规范
》GB51096和《风电场风能资源测量方法》 GB/T 18709的规定，并应考虑不影响风光储
联合发电站内光伏阵列区域的布置要求。

5.2.2  基于风电场测风塔进行风能资源分析，测风塔实测不少于一年的风速、风向及气
压、温度数据资料，数据应有效合理。

5.2.3  气象站、测风塔数据资料的采集、检验、修正应符合《风电场风能资源评估方法》
（GB/T 18710）的相关规定。

5.2.4 风资源数据的分析、评价按照《风电场风能资源评估方法》（GB/T 18710）
的相关规定。

5.3  太阳能资源分析

5.3.1参考气象站、太阳能辐射现场观测站设置、数据采集、数据验证与分析均应符合
光伏发电站设计规范》GB50797的规定，并且能够满足风光资源互补特性分析的要求。

5.3.2  当利用参考气象站数据进行太阳能资源分析时，宜根据太阳能辐射现场观测站
或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。

5.3.3电站太阳能资源实时监测的站址要求、测量要素、测量设备的性能要求、仪器校
验、安装要求和测量数据传输等技术要求应符合《光伏发电站太阳能资源实时监测技
术要求》GB/T 30153以及《光伏发电站太阳能资源实时监测技术规范》NB/T 32012
的规定。

5.3.4  电站内总辐射表的要求与安装维护、测量数据的采集及数据整理应符合《太阳
能资源测量 总辐射》GB/T 31156的规定。

5.4  风光资源互补特性分析

5.4.1电站设计应进行风电场、光伏电站输出功率的相关计算，并进行互补特性分析。

5.4.2 光伏发电出力计算应综合考虑现场日照条件、光伏组件类型和安装方式等因素；
风力发电出力计算应综合考虑现场风资源、海拔高度、风电机组类型等因素。

5.4.3 联合发电站出力计算时，按不同的要求，选择的时间尺度分为分钟级、小时级或
日级。当联合发电站按平滑出力模式工作时，风光资源互补特性研究的时间尺度宜为分
钟级；按跟踪计划出力模式工作时，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，研究的时间尺度宜为小时级和日级。

5.4.4 风光资源互补特性研究时，应选取现场典型日风电场出力曲线、典型日光伏电站
出力曲线和典型日风光复合出力曲线进行，其中，典型日应逐月选择与现场区域气象
状况相对应的有代表性的气象日，典型日选取的计算方法如下： 

（5.4.4-1）式中： 

——一个月中第j天第i个时段风力发电或光伏发电或风力发电和光伏发电叠加出力值； 

——一个月中各个时间段风力发电或光伏发电或风力发电和光伏发电叠加出力的平均值； 

——一个月中每一天风力发电或光伏发电或风力发电和光伏发电共选取的出力数据点数； 

——一月中的总天数； 

——典型日，为标准差最小的那一天。

5.5  电网特性分析

5.5.1电站设计应对站址所在地周边电网消纳电站的能力进行分析。

5.5.2进行电网消纳电站的能力分析时，应统筹考虑电力系统负荷特性、电源结构和调峰
能力等因素。

5.5.3电站的建设规模应根据风能、太阳能资源特性，综合比较电网消纳能力和工程经济
性等因素确定。电站配比后的能力应满足电网运行要求。 

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/T 19963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》GB 50797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》GB 50797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》GB 50797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》GB 51096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。