GB_T 51437-2021标准规范下载简介

GB_T 51437-2021 风光储联合发电站设计标准.pdf简介：

GB/T 51437-2021《风光储联合发电站设计标准》是中国国家标准，全称为“风光（太阳能和风能）与储能联合发电站设计标准”。这个标准主要规定了风光储联合发电站的设计原则、技术要求、系统配置、运行管理等方面的内容。

风光储联合发电站是指利用风能、太阳能和储能技术相结合，形成的一种可再生能源发电系统。这种系统可以有效解决风能和太阳能的间歇性问题，提高电力供应的稳定性。标准涵盖了从规划、设计、建设到运行的全过程，对风光储联合发电站的环境影响、安全、经济性、技术先进性等方面都有详细的规定。

具体内容可能包括但不限于：发电站的总体布局和结构设计、风力发电和光伏系统的选型和配置、储能系统的类型和容量确定、电力转换和并网技术、控制系统和监控系统的设计、环境保护措施、施工与验收规范等。

这个标准的出台，对于推动风光储一体化电力系统的健康发展，提高能源利用效率，促进清洁能源的大规模应用具有重要意义。

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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JB／T 13459-2018标准下载，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。

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DLT1000.3-2015标准下载，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

的记录通道并能够记录故障前10s到故障后60s的情况，并应 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、调度数据网络接入设备等，并应满足 电力二次系统设备技术管理规范要求。

6.8.17联合发电站调度自动化系统远动信息接入量应符合

DB43／T 1808-2020标准下载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：

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； 6·高压断路器和隔离开关的位置； 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/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： 风电场单独发电运行； 2 光伏电站单独发电运行； 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； 6 光伏电站和储能电站联合发电运行； 风电场、光伏电站和储能系统联合发电运行。 6.8.23 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； 3 系统削峰填谷模式； 4参与系统调频模式。