GB_T51437-2021标准规范下载简介：

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GB_T51437-2021 风光储联合发电站设计标准

2.0.10平滑功率输出

wind/photovoltaic

通过储能系统的调节，使并网输出的有功功率满足在给定！ 时间段内波动率小于设定值

2.0.11跟踪计划出力

通过储能系统的调节QB/T 2564.4-2012 螺钉旋具 一字槽螺钉旋具，满足跟踪电网调度部门下达的风光 联合发电站出力曲线的要求。

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

0.13集电线路P厂collectorlin

分为光伏发电站集电线路和风电场集电线路。光伏发电站的 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的输电线路；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

电网中一个以上用户的连接处。

2. 0. 15 并网点

pointof coupling(POC)

对于有变电站的风光储联合发电站，指变电站高压侧母线或 节点；对于无变电站的风光储联合发电站，指风光储联合发电站 输出汇总点

2.0.16低电压穿越

落时，在一定的电压跌落范围和时间间隔内，风光储联合发电站保 证不脱网连续运行。

2.0.17高电压穿越

high voltage ride through

当电网事故或扰动引起风光储联合发电站并网点电压升高 十，在规定的电压升高范围和时间间隔内，风光储联合发电站能够 证不脱网连续运行。

2.0.18最天功率点跟踪

对光伏方输出的电压与电流变化跟踪控制，使光伏方阵直 输出功率保持在最大功率点附近，使光伏组件发挥最佳性能的 动调整功能

以太阳时角作标准的计时系统，真太阳时以日面中心在讠 的上中天的时刻为零时。

电池组、电池管理系统及与其相连的功率变换系统组成白 小储能系统

2.0.22储能换流器额定功率

2.0.22储能换流器额定功率

2.0.23联合发电站监控系统

control system 对风光储联合发电站站内风电、光伏、储能分系统及变电站 行协调控制的监控系统

计，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、新设备和新材料 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，应勘探和调查站址及其周围区 域工程地质情况，查明站址地形地貌特征、结构和主要地层分布及 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 上风能资源和太阳能资源同期连续观测数据。 3.0.6风光储联合发电站系统配置应有效抑制电力输出的波动 性，电能质量应符合现行国家标准《电能质量电压波动和闪变》 GB/T12326、《电能质量公用电网谐波》GB/T14549、《电能质 量三相电压不平衡》GB/T15543、《电能质量供电电压偏差》 GB/T12325的规定。

性，电能质量应符合现行国家标准《电能质量电压波动和闪变》 GB/T12326、《电能质量公用电网谐波》GB/T14549、《电能质 量三相电压不平衡》GB/T15543、《电能质量供电电压偏差》 GB/T 12325 的规定。

f.U.1 地力江 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 入电网及其他设施等因素确定

4.0.2在选址工作中，应从全局出发，并应根据相邻农业、林

牧业、渔业、工矿企业条件，结合城市规划、国防设施和人民生活需 求综合确定

4.0.3站址选择应根据电网结构、电力负荷、交通、运输、环

护等要求和出线走廊、地质、地震、地形、水文、气象、占地拆迁 工以及周围工矿企业对电站的影响等条件，经技术经济性比车 确定。 X

电场设计规范》GB51096、《光伏发电站设计规范》GB50797、 化学储能电站设计规范》GB51048和《变电站总布置设计技大 程》DL/T5056的规定。

4.0.5站址选择应避开危岩、泥石流、岩溶发育、滑坡的地段

4.0.6当采用风力发电、光伏发电混合布置时，站址应避开买

区；当风力发电、光伏发电分开布置时，风力发电机、储能站和 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 灾害危险性评估，并应采取相应的防范措施

4.0.8站址选择时，光伏方阵区域应避开空气经常受悬

4.0.9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，应 对文物和矿藏开挖后站址的安全性进行评估。 4.0.10站址选择宜利用荒地、劣地，并应做好植被保护，减少土 石方开挖量，节约用地，减少房屋拆迁和人口迁移，不得破坏原有 水系。 4.0.11站址选择应结合联合发电站达到规划容量时接人电力系 统的出线走廊确定

5风能、太阳能资源与电网特性分析

5.1.1风光储联合发电站设计应分析站址区域风能和太阳 源及其自然互补特性，并应对相关的地理条件和气候特征进行 应性分析

5.1.1风光储联合发电站设计应分析站址区域风能和太阳能资

集风能资料；针对光储联合发电站，应收集太阳能资料；针对风 储联合发电站，应收集风能和太阳能同时段资料，进行互 分析。 X

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 符合现行国家标准《风力发电场设计规范》GB51096和《风电场风 能资源测量方法》GB/T18709的规定，不应影响风光储联合发电 站内光伏阵列区域的布置要求

5.2.4风资源数据的分析、评价应符合现行国家标准《

5.3.1参考气象站、太阳能辐射现场观测站设置、数据采集、数折

5.3.1参考气象站、太阳能辐射现场观测站设置、数据采集

验证与分析均应符合现行国家标准《光伏发电站设计规范》GB 50797的规定，并应满足风光资源互补特性分析要求。

5.3.2当利用参考气象站数据进行太阳能资源分析时，数据校

宜采用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 地面观测站数据

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

5.4风能资源和太阳能资源互补特性分析 4.1 风光储联合发电站应进行风能资源和太阳能 主分析。

5.4.2联合发电站出力计算时，时间尺度选择可分为分钟级、

时级或日级。当联合发电站按平滑功率出力模式工作时，风光 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 作时，时间尺度宜为分钟级和小时级；按负荷削峰填谷模式工不 时，时间尺度宜为小时级和日级

曲线、典型光伏电站出力曲线和典型日风光复合出力曲线进行， 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，典型日选取应满足下式要求：

式中: D, 典型日，为标准差最小的那一天； N 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； X 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； X 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： M 一个月中的总天数。 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电网消纳电站能力应结合电力系统负荷特性、电源结构和 调峰能力等因素进行分析。 5.5.3风光储配比设计时应对电网的负荷特性，风电、光伏发电 的出力特性进行综合分析，联合发电站功率调节能力应满足电网 运行要求。

6.2.1联合发电系统容量配比应根据电网运行要求，研究各月典 型日风光储联合系统的输出特性确定。 6.2.2/风光储联合发电系统容量配比应根据平滑功率输出、跟踪 计划出力、电力系统削峰填谷等电网调控模式，经技术经济比较后 确定，并应符合下列规定： 1采用平滑功率输出模式时，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采用跟踪计划出力模式时，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采用系统调频、削峰填谷模式时，储能系统应根据电网要 求，经过优化分析后确定。

6.3.1风力发电主要设备应符合现行国家标准《风电场接入电力 系统技术规定》GB/T19963的规定，光伏电站主要设备应符合现 行国家标准《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T19964的 规定，储能电站主要设备应符合现行国家标准《电化学储能系统接 人电网技术规定》GB/T36547的规定。

6.3.3光伏发电组件类型应根据太阳能资源、工作温度等使月

站设计规范》GB50797的规定；对光伏场地起伏较大、光伏阵孕 受遮光影响时，应选择具备多路MPPT功能的逆变器或具备类 功能的其他设备。

5.3.5储能系统电池选型、电池管理系统选型、功率变换系统选 型应符合现行国家标准《电化学储能电站设计规范》GB51048的 规定。

6.3.5储能系统电池选型、电池管理系统选型、功率变换系

6.4.1风力发电系统的配置应符合现行国家标准《风力发电场设 计规范》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箱变升 压的接线方式。

内集电线路应按分组接线接入汇集站，集电线路回路数应经技 经济比较后确定。

6.5.元伏发电系统 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光伏发电系统宜由光伏方阵、汇流箱、逆变器、就地升压变 压器等组成，系统配置应符合现行国家标准《光伏发电站设计规 范》GB50797的规定。

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

压器等组成，系统配置应符合现行国家标准《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，

备类似功能的其他设备时，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。

能电站设计规范》GB51048的规定。

6.7.1风光储联合发电站上网电量应包括风力发电量、光伏发日 量及储能交换电量，上网发电量计算应满足下式要求：

武中：E， 风光储联合发电站的上网电量（kw·h）： Ew 风力发电量(kW·h); Es—光伏发电量(kW·h); E, 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（kw·h）； ? 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； El一变电站或开关站并网损耗电量（kW·h）。 6.7.2光伏发电系统发电量计算应符合现行国家标准《光伏发电 站设计规范》GB50797的规定， 6.7.3风力发电系统发电量计算应符合现行国家标准《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，应分析光伏方阵对地面粗糙度的 影响。

6.7.4储能装置效率应根据电池效率、功率变换系统效

线路效率、变压器效率等因素按下式计算：

式中：中1 电池效率，储能电池完成充放电循环的效率，即电池 本体放出电量与充人电量的比值； 2一一功率变换系统效率,包括整流效率和逆变效率； Φ3一电力线路效率,考虑交直流电缆双向输电损耗后的 效率 4一一变压器效率,考虑变压器双向变压损耗后的效率。

则》GB/T31464的规定。 5.8.3联合发电站应具备有功功率控制、无功功率控制、频率支 掌、电压控制、故障穿越等能力，应符合现行国家标准《风电场接入 电力系统技术规定》GB/T19963、《光伏发电站接入电力系统技术 定》GB/T19964和《电化学储能系统接人电网技术规定》GB/T 36547的规定。

能力，应能够接收并自动执行电力系统调度机构下达的有功功率 及有功功率变化和频率支撑的控制指令

6.8.5联合发电站应配置无功电压控制系统，具备无功功率调

及电压控制能力。根据电力系统调度机构指令，联合发电站应售 自动调节发出或吸收的无功功率，实现对联合发电站并网点电用 的控制，调节速度和控制 满足电力系统电压调节的要求

6.8.6对于直接接入公共电网的联合发电站，配置的容性无功

量应能够补偿联合发电站满发时站内汇集线路、主变压器的感 无功及联合发电站送出线路的一半感性无功之和，配置的感性 功容量应能够补偿联合发电站自身的容性充电无功功率及联合 电站送出线路的一半充电无功功率。

6.8.7对于通过220kV（或330kV）汇集系统升压至500kV（） 750kV)电压等级接入公共电网的联合发电站，配置的容性无功客 量应能够补偿联合发电站满发时站内汇集线路、主变压器的感收 无功及联合发电站送出线路的全部感性无功之和，配置的感性 功容量应能够补偿联合发电站自身的容性充电无功功率及联合 电站送出线路的全部充电无功功率。

压的10%，正常运行方式下，电压偏差应在标称电压的一3%～十7% 范围内。

家标准《电能质量电压波动和闪变》GB/T12326的规定，其中 联合发电站引起的长时间闪变值的限值应按照联合发电站装机容 量与公共连接点上的干扰源总容量之比进行分配

6.8.10联合发电站接入公共连接点的谐波注入电流应符合

装机容量与公共连接点上具有谐波源的发/供电设备总容量之比 进行分配。

6.8.11联合发电站并网点应配置电能质量监测设备，以实时监 测联合发电站电能质量指标是否满足要求；不满足要求时，联合发 电站应安装电能质量治理设备

8.12联合发电站的送出线路宜配置纵联电流差动保护，应按 I行国家标准《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T14285 规定配置线路保护

6.8.12联合发电站的送出线路宜配置纵联电流差动保护，应按

6.8.13联合发电站的变电站应配备故障录波设备，应具有足够

J记录通道并能够记录故障前10s到故障后60s的情况，并应配 备至电力系统调度机构的数据传输通道，

6.8.14联合发电站应配备计算机监控系统、电能量远方终端设 备、二次系统安全防护设备/调度数据网络接人设备等，并应满足 电力二次系统设备技术管理规范要求。）

6.8.14联合发电站应配备计算机监控系统、电能量远方终端设 备、二次系统安全防护设备调度数据网络接人设备等，并应满足 电力二次系统设备技术管理规范要求。 6.8.15联合发电站调度管辖设备供电电源应采用不间断电源装 置（UPS)或站内直流电源系统供电，在交流供电电源消失后，不间 断电源装置带负荷运行时间应大于40min。 6.8.16接入220kV及以上电压等级的联合发电站应配置相量

6.8.15联合发电站调度管辖设备供电电源应采用不间断电氵

6.8.19联合发电站向电力系统调度机构提供的信号至少应包括 下列内容： 1联合发电站内风力发电机组、光伏发电单元、储能单元运

行状态； 2联合发电站内风力发电机组、光伏发电单元、储能单元实 际运行机组/单元的数量和型号： 3联合发电站并网点电压； 4联合发电站高压侧出线的有功功率、无功功率、电流； 5风力发电、光伏发电和储能单元的各自有功功率、无功功 率、电流； 7联合发电站测风塔的实时风速和风向，气象监测系统采集 的实时辐照度、环境温度、光伏组件温度等信息。 6.8.20联合发电站自动控制系统应配置自动发电控制系统 (AGC)和自动电压控制系统（AVC）。 6.8.21自动发电控制系统功能要求应符合现行国家标准《风电 场接人电力系统技术规定》GB/T19963、《光伏发电站接人电力系 统技术规定》GB/T19964和《电化学储能系统接入电网技术规 定》GB/T36547的规定。 6.8.22自动发电控制系统应适应下列发电运行方式： 1风电场单独发电运行； 2光伏电站单独发电运行； 3 储能电站单独发电运行； 4 风电场和光伏电站联合发电运行： 风电场和储能电站联合发电运行；

场接入电力系统技术规定》GB/T19963、《光伏发电站接入电力 统技术规定》GB/T19964和《电化学储能系统接人电网技术 定》GB/T 36547的规定

1风电场单独发电运行； 2 光伏电站单独发电运行； 3 储能电站单独发电运行； 4 风电场和光伏电站联合发电运行： 5 风电场和储能电站联合发电运行； 6 光伏电站和储能电站联合发电运行； 7 风电场、光伏电站和储能系统联合发电运行， 5.8.23 自动发电控制系统应具备下列电网调控模式： 1 平滑功率输出模式； 2 跟踪计划出力模式；

2光伏逆变器； 储能功率变换系统； 4 无功补偿装置： 主变压器有载调压。 V通信 息公开 6.8.25 联合发电站应具备两条路由通道应至少有一条光缆 通道。 6.8.26联合发电站与电力系统直接连接的系统通信设备应与系 统接入端设备一致。联合发电站内的通信设计应符合现行行业标 准《电力系统通信系统设计内容深度规定》DL/T5447的规定。 VI电能计量 6.8.27电能计量点应根据风电场、光伏发电、储能分别设立，还 应在联合发电站与电网的产权分界处设立关口电能计量点，电能 计量装置应符合现行行业标准《电能计量装置技术管理规程》DL/ T448和《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T5137的 规定。 6.8.28 联合发电站应配置电能量计量系统，应包括电能量采集 装置和电能表。

6.8.28联合发电站应配置电能量计量系统，应包括电能 装置和电能表。

7.1.5风电场、光伏电站功率预测系统应分别符合现行国家标 《风电场接入电力系统技术规定》GB/T19963和《光伏发电站持 入电力系统技术规定》GB/T19964的规定，

7.2.1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服务器宜支持双路独立电源输入，采用机架式安装，宜采 用余配置。

7.2. 4 系统部署方案应满足电力二次系统安全防护规定的要求

7.3.1功率预测系统软件应包括数值天气预报处理模块，实时气

7.3.1功率预测系统软件应包括数值天气预报处理模块、实 象信息处理模块、短期预测模块、超短期预测模块、统计查询、 管理等。 7

3.3短期功率预测应符合下列规定：人NV

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 输入数据应包括数值天气预报、历史功率数据等； 4预测模型应具有多样性,应分析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； 5当风力发电机组与光伏方阵混合布置时，预测模型中应对 风力发电与光伏发电之间的相互影响进行分析。 7.3.4超短期功率预测应符合下列规定： 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。 7.3.5 功率预测的误差统计应符合下列规定： 应能对任意时间区间的预测结果进行误差统计； 应能对多个预测结果分别进行误差统计； 3 误差统计指标至少应包括均方根误差、平均绝对误差、相 关性系数、最大预测误差等，各指标应按下列公式计算： 均方根温兰（RMSE

1预测模型的输入应包括实测功率数据、实测气象数据 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。

1 应能对任意时间区间的预测结果进行误差统计； 2 应能对多个预测结果分别进行误差统计； 3 误差统计指标至少应包括均方根误差、平均绝对误差 关性系数、最大预测误差等，各指标应按下列公式计算： 均方根误差（RMSE）：

平均绝对误差（MAE）：

相关性系数(r) :

最大预测误差（max）：

Z|PMi—Pp: MAE= Cap·n

7. 4. 4 系统月可用率应大于 99%

电站规模化升发应充分利用风能资源 资源； 2 应合理利用地形、地质条件，减少土石方量； 3 应降低工程造价和运行成本，提高经济效益： 4 应满足环境保护、劳动安全和工业卫生的要求

8.2建（构）筑物的布置

8.2.1建（构）筑物布置应根据总体布置要求、站址地质条件、设 备型号、电源进线方向、对外交通以及有利于站房施工、设备安装 与检修和工程管理等条件，经技术经济比较确定。人 8.2.2建筑物平面、空间组合应根据工艺要求，充分利用自然地 形，紧凑合理。建筑布局应根据地域气候特征防止和抵御寒冷， 暑热、疾风、暴雨、积雪和沙尘等灾害侵袭。建筑单体应采取防洪 防涝、防震、防滑坡等安全及防灾措施。

8.2.3辅助和附属建筑布置应根据工艺要求和使用功能统一规

8.2.4配电装置布置应使通向升压变电站的线路在，

8.3.1/道路设计应符合电站总体规划，满足运行、检修、消防和 件设备运输和吊装等要求，综合考虑道路状况、自然条件等因素 应坚持节约用地原则，宜利用已有道路或路基，不占或少占耕地 便利农田排灌，重视水土保持和环境保护GB/T 37046-2018 信息安全技术 灾难恢复服务能力评估准则，因地制宜、就地取材， 低工程造价

电站设计规范》GB50797、《风力发电场设计规范》GB51096、《日 化学储能电站设计规范》GB51048、《变电站总布置设计技术 程》DL/T5056和《厂矿道路设计规范》GBI22的规定

8.3.3施工道路和检修道路应采用环形布置；成环有困难

8.3.4施工道路宜与检修道路相结合。施工道路路基宽度应相

8.3.4施工道路与检修道路相结合。施工道路路基觅 据施工吊装设备通行宽度的要求适当加宽。 8.3.5主要进站道路应与通向城镇的现有公路相连接，连接宜短 捷且方便行车，宜避免与铁路线交叉。 8.3.6场地排水方式应根据站区地形、降雨量、土质类别、竖向布 置及道路布置确定，宜采用地面自然散流排渗，雨水明沟、暗沟 （管）或混合排水方式，

GB/T 51141-2015 既有建筑绿色改造评价标准8.4.2建(构)筑物及道

要求。地上、地下设施中的基础、管线，管架、管沟、隧道及地下室 等的标高和布置应统一安排、合理交叉、便于维护、排水畅通。 8.4.3场地排水系统设计应根据地形、工程地质、地下水位等因 素确定,并应符合下列规定，

素确定，并应符合下列规定：