GB／T 51437-2021  风光储联合发电站设计标准(完整正版、清晰无水印)

2.0.1风光储联合发电站

由风力发电、光伏发电和电化学储能组合形成的联合发电站， 分为风力发电、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。

将风的动能转换为电能的系统

纸箱包装标准hdturbinegeneratorsystem(WT

windfarm;windpowerplant

由一批风电机组或风电机组群、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

photovoltaic(PV)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 分割的太阳电池组合装置，又称太阳电池组件

photovoltaic(PV)modulesstrin

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

2.0.6光伏发电单元

photovoltaic(PV)powerunit

光伏发电站中，以一定数量的光伏组件串通过直流汇流箱氵 集，经逆变器逆变与隔离升压变压器升压成满足电网频率和电 求的电源，文称单元发电模块

photovoltaic(PV)array

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 并且有固定支撑结构的直流发电单元，又称光伏阵列。

2.0.8光伏发电系统

2.0.8光伏发电系统

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。

以光伏发电系统为主，包含建（构）筑物及检修、维护、生活等 铺助设施在内的发电站。

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白 村间段内波动率小于设定值，

track scheduled outpu

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

peak load shifting

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

collector line

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。

point of 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的 输出汇总点。

2.0.16低电压穿越

lowvoltageridethrough

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。

highvoltageridethrough

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 寸，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句 保证不脱网连续运行。

对光伏方阵输出的电压与电流变化跟踪控制，使光伏方阵直 流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 自动调整功能，

2.0.19 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 内上中天的时刻为零时

2.0.20电化学储能电站

2.0.20电化学储能电站

采用电化学电池作为储能元件，存储、转换及释放的电站。

电池组、电池管理系统及与其相连的功率变换系统组成的量 卜储能系统。

2.0.22储能换流器额定功率

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 率，视为换流器额定功率，即储能系统额定功率

2.0.23联合发电站监控系统

controlsystem

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

3.0.1风光储联合发电站应依据地区总体规划、风能资源、太阳 能资源以及土地资源、电力系统条件、安装和运输等因素进行设 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。

3.0.3风光储联合发电站设计应坚持节约资源、综合考虑社

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。

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、林业

，以 开限店布业 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。

护等要求和出线走廊、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，经技术经济性比较后 确定。

4.0.4风光储联合发电站防洪设计

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

震断裂地带等地质灾害易发区，

4.0.6当采用风力发电光伏发电混合布置时，站址应避开采空

区；当风力发电、光伏发电分开布置时，风力发电机、储能站和变电 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浮物严重

4.0.9站证应避让重点保护的又化遗址，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入电力系

0.11站址选择应结合联合发电站达到规划容量时接入电力系 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能资

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 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，

5.1.2风光储联合发电站进行风能、太阳能资源分析时，参考气

5.1.3在收集风能和太阳能资料时，针对风储联合发电站，应收 集风能资料；针对光储联合发电站，应收集太阳能资料；针对风光 储联合发电站，应收集风能和太阳能同时段资料，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

集风能资料；针对光储联合发电站，应收集太阳能资料；针 储联合发电站，应收集风能和太阳能同时段资料，进行1 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

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， 量站宜统一设置。

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

5.3.1参考气象站、太阳能辐射现场观测站设置、数据头

验证与分析均应符合现行国家标准《光伏发电站设计规范

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

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。

5.3.3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， 应符合国家现行标准《光伏发电站太阳能资源实时监测技术要求》 GB/T30153和《光伏发电站太阳能资源实时监测技术规范》NB T32012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 据整理应符合现行国家标准《太阳能资源测量总辐射》GB/T 31156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

5.4风能资源和太阳能资源互补特性分析

5.4.1风光储联合发电站应进行风能资源和太阳能资源互 性分析。

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，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，时间尺度宜为小时级和日级

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， 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 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； X; 一个月中第i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； M 一个月中的总天数

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。

6.1.1风光储联合发电系统组合配比应根据风能、太阳能资 件、场地条件和功能要求确定。

6.1.风光储联合发电系统组合 件、场地条件和功能要求确定。 5.1.2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，不同发电类型应根据配比要 求合理组合。

6.1.3风光储联合发电系统集电电压等级应经技术经济比

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 入电网技术规定》GB/T36547的规定。 6.3.2风力发电机组配置应符合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，并应符合现行国家 标准《风力发电场设计规范》GB51096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，经技术经济比较后选择，组件设备性能参数应符合现行国 家标准《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现行国家标准《光伏发电 站设计规范》GB50797的规定；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功能的逆变器或具备类似 功能的其他设备。

站设计规范》GB50797的规定；对光伏场地起伏较大、光伏阵列 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。

6.3.5储能系统电池选型、电池管理系统选型、功率变换

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 型应符合现行国家标准《电化学储能电站设计规范》GB51048 规定。

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。 5.4.2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。

6.4.3风力发电机组升压后，宜采用逐台顺序相连的

杨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 术经济比较后确定。

6.5.1光伏发电系统宜采用多级汇流、分散逆变、集中

6.5.1光伏发电系统宜采用多级汇流、分散逆变、集中开网的方 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光伏发电系统宜由光伏方阵、汇流箱、逆变器、就

压器等组成，系统配置应符合现行国家标准《光伏发电站设 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

类似功能的其他设备时，同一个MPPT支路上接入的光伏组件 的电压、方阵朝向、安装倾角、遮光影响宜一致。

6.6.1储能系统设计与功能配置应符合现行国家标准《电化学储 能电站设计规范》GB51048的规定。 6.6.2储能系统技术条件应符合现行国家标准《电力系统电化学 储能系统通用技术条件》GB/T36558的规定。

6.6.1储能系统设计与功能配置应符合现行国家标准《电化

6.7联合发电站发电量计算

7.1风光储联合发电站上网电量应包括风力发电量、光伏发电 及储能交换电量，上网发电量计算应满足下式要求：

式中：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）； 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、功率变换系统效率、电力

6.7.4储能装置效率应根据电池效率、功率变换系统效率、电力 线路效率、变压器效率等因素按下式计算：

线路效率、变压器效率等因素按下式计算：

p = i. p2 : p3 : d

中：中1 电池效率，储能电池完成充放电循环的效率，即电池 本体放出电量与充入电量的比值； Φ2一一功率变换系统效率，包括整流效率和逆变效率； p3一一电力线路效率，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。

6.8.1联合发电站的变电站主变压器宜采用有载调压变压器。

6.8.2联合发电站调节能力应符合现行国家标准《电网运行准 则》GB/T31464的规定。 6.8.3联合发电站应具备有功功率控制、无功功率控制、频率支 撑、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 规定》GB/T19964和《电化学储能系统接入电网技术规定》GB/T 36547的规定。

6.8.4联合发电站应配置有功功率控制系统，具备有功

6.8.4联合发电站应配置有功功率控制系统，具备有功功率

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

电压控制能力。根据电力系统调度机构指令，联合发电站应能 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压 控制，调节速度和控制精度应能满足电力系统电压调节的要求

的控制，调节速度和控制精度应能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，配置的容性无功容 量应能够补偿联合发电站满发时站内汇集线路、主变压器的感性 无功及联合发电站送出线路的一半感性无功之和，配置的感性无 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发 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（或 750kV)电压等级接入公共电网的联合发电站，配置的容性无功容 量应能够补偿联合发电站满发时站内汇集线路、主变压器的感性 无功及联合发电站送出线路的全部感性无功之和，配置的感性无 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发 电站送出线路的全部充电无功功率。

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 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 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 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5

0kV)电压等级接入公共电网的联合发电站，配置的容性无功容 应能够补偿联合发电站满发时站内汇集线路、主变压器的感性 功及联合发电站送出线路的全部感性无功之和，配置的感性无 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发 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。

施工标准规范范本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。

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

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

6.8.12联合发电站的送出线路宜配置纵联电流差动保护镀铬标准，应 现行国家标准《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T142 的规定配置线路保护

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