GB/T 46812-2025 风光储联合发电站运行控制技术规范

　　ICS 27. 180 CCS F 19

　　中 华 人 民 共 和 国 国 家 标 准

　　GB/T 46812—2025

　　风光储联合发电站运行控制技术规范

　　Technicalspecification foroperation controlofwind-photovoltaic-energy

　　storagepowerstation

　　2025-12-31发布 2026-04-01实施

　　国家市场监督管理总局国家标准化管理委员会

　　

　　发

　　

　　布

　　GB/T 46812—2025

　　目 次

　　前言 Ⅲ

　　1 范围 1

　　2 规范性引用文件 1

　　3 术语和定义 1

　　4 总体要求 2

　　5 运行模式 2

　　6 功率控制 2

　　7 运行适应性 4

　　8 电能质量 4

　　9 继电保护与安全自动装置 5

　　10 调度自动化与通信 5

　　11 网络安全 5

　　12 电能计量 6

　　13 运行管理 6

　　14 证实方法 7

　　Ⅰ

　　GB/T 46812—2025

　　前 言

　　本文件按照 GB/T 1. 1—2020《标准化工作导则 第 1部分 :标准化文件的结构和起草规则》的规定起草 。

　　请注意本文件的某些内容可能涉及专利 。本文件的发布机构不承担识别专利的责任 。

　　本文件由中国电力企业联合会提出并归 口 。

　　本文件起草单位 : 中国电力科学研究院有限公司 、国家电网有限公司 、大唐(海南) 新能源开发有限公司 、国家电网有限公司华东分部 、国网安徽省电力有限公司 、国网山东省电力公司 、东 南 大 学 、国 网新疆电力有限公司 、平高集团储能科技有限公司 。

　　本文件主要起草人 :张振宇 、桑丙玉 、董存 、陶以彬 、周才期 、朱少杰 、李克成 、陈志磊 、李建华 、李智 、苗伟威 、杨 志 豪 、李 官 军 、李 浩 源 、田 刚 领 、张 燕 京 、敬 国 栋 、董 玮 、吴 在 军 、陆 建 宇 、叶 海 峰 、孙 其 振 、李国庆 、范炳建 、赵钧 、贺敬 、居蓉蓉 、胡哲 、韩桂刚 、阮鹏 、林小进 、秦昊 、姚广秀 。

　　Ⅲ

　　GB/T 46812—2025

　　风光储联合发电站运行控制技术规范

　　1 范围

　　本文件规定了风光储联合发电站的运行方式 、功率控制 、运行适应性 、电能质量 、继电保护与安全自动装置 、自动化与通信 、网络安全 、电能计量 、运行管理等技术要求 。

　　本文件适用于通过 35 kV及以上电压等级并网的风光储联合发电站的运行控制 。

　　2 规范性引用文件

　　下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款 。其中 , 注 日期的引用文件 ,仅该日期对应的版本适用于本文件 ;不注日期的引用文件 ,其最新版本(包括所有的修改单) 适用于本文件 。

　　GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程

　　GB/T 19963. 1 风电场接入电力系统技术规定 第 1部分 :陆上风电

　　GB/T 19964 光伏发电站接入电力系统技术规定

　　GB/T 26865. 2 电力系统实时动态监测系统 第 2部分 :数据传输协议

　　GB/T 31464 电网运行准则

　　GB/T 36547 电化学储能电站接入电网技术规定

　　GB/T 36572 电力监控系统网络安全防护导则

　　GB 38755 电力系统安全稳定导则

　　GB/T 51311 风光储联合发电站调试及验收标准

　　GB/T 51437 风光储联合发电站设计标准

　　DL/T 448 电能计量装置技术管理规程

　　DL/T 634. 5104 远动设备及系统 第 5-104部分 :传输规约 采用标准传输协议集的 IEC 60870- 5-101网络访问

　　DL/T 645 多功能电能表通信协议

　　DL/T 2528 电力储能基本术语

　　DL/T 5003 电力系统调度自动化设计规程

　　3 术语和定义

　　GB/T 19963. 1、GB/T 19964、GB/T 36547、GB/T 51311、GB/T 51437、DL/T 2528界定的以及下列术语和定义适用于本文件 。

　　3. 1

　　风光储联合发电站 wind-photovoltaic-energy storagepowerstation

　　由风力发电 、光伏发电和储能组合经同一个并网点并网联合运行和协调控制的发电站 。

　　注 : 分为风力发电 、光伏发电 、储能联合发电站 ,风力发电 、储能联合发电站 ,光伏发电 、储能联合发电站 。

　　[来源 :GB/T 51437—2021,2. 0. 1,有修改]

　　1

　　GB/T 46812—2025

　　3.2

　　风电分系统 wind powersubsystem

　　由风力发电单元及其汇集线 、汇集线开关柜 、风电监控系统组成的发电分系统 。

　　[来源 :GB/T 51311—2018,2. 0. 4] 3.3

　　光伏分系统 photovoltaicsubsystem

　　由光伏发电单元及其汇集线 、汇集线开关柜 、光伏监控系统组成的发电分系统 。

　　[来源 :GB/T 51311—2018,2. 0. 5] 3.4

　　储能分系统 energy storagesubsystem

　　由储能运行单元及其汇集线 、汇集线开关柜 、储能监控系统组成的分系统 。

　　[来源 :GB/T 51311—2018,2. 0. 6]

　　4 总体要求

　　4. 1 风光储联合发电站设计 、调试和验收应满足 GB/T 51437和 GB/T 51311的规定 。

　　4.2 风光储联合发电站应具备接受电网整体调度的能力 。

　　4.3 风光储 联 合 发 电 站 应 具 备 参 与 电 力 系 统 调 峰 、调 频 、调 压 的 能 力 , 调 节 特 性 符 合 GB 38755、 GB/T 31464的规定 。

　　4.4 风光储联合 发 电 站 应 向 电 网 调 度 机 构 报 送 风 电 功 率 预 测 数 据 、光 伏 功 率 预 测 数 据 和 储 能 运 行状态 。

　　4.5 风光储联合发电站应根据风电功率预测数据 、光伏功率预测数据和储能运行状态 ,定期向电网调度机构报送发电计划 ,接收并自动执行电网调度机构下发的发电计划曲线 。

　　4.6 风光储联合发电站应按照电网调度机构的要求定期进行年度和月度电量统计 、分析 ,并报送风光储联合发电站运行数据 。

　　5 运行模式

　　风光储联合发电站的运行模式主要包括 :

　　a) 风光储联合运行 :风电 、光伏处于发电状态 ,储能处于充电或放电运行状态 ;

　　b) 风光联合运行 :仅风电 、光伏处于发电状态 ;

　　c) 风储联合运行 :仅风电处于发电状态 、储能处于充电或放电运行状态 ;

　　d) 光储联合运行 :仅光伏处于发电状态 、储能处于充电或放电运行状态 ;

　　e) 风电运行 :仅风电处于发电状态 ;

　　f) 光伏运行 :仅光伏处于发电状态 ;

　　g) 储能运行 :仅储能处于充电或放电运行状态 。

　　6 功率控制

　　6. 1 有功功率控制

　　6. 1. 1 风光储联合发电站应根据风电功率预测数据 、光伏功率预测数据 、储能运行状态 、市场价格 、电网调节需求等情况综合制定储能分系统充放电策略 。

　　6. 1.2 风光储联合发电站应根据市场出清结果和调度计划曲线协调控制电站有功功率输出 。

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　　GB/T 46812—2025

　　6. 1.3 风光储联合发电站有功功率控制模式包括有功功率定值模式和有功功率限值模式 。

　　6. 1.4 有功功率定值模式下 ,风光储联合发电站应按电网调度下发的有功功率定值指令或预设的有功功率定值调节有功功率输出 ,有功功率实际值与有功功率定值之差应满足电网调度机构要求 。

　　6. 1.5 有功功率定值模式下 ,风光储联合发电站功率按以下方式开展协调控制 :

　　a) 当风电分系统和光伏分系统实际发电能力小于有功功率定值指令且偏差超出范围时 ,储能分系统应放电使功率控制偏差满足要求 ;

　　b) 当风电分系统和光伏分系统实际发电能力大于有功功率定值指令且偏差超出范围时 ,储能分系统应充电使功率控制偏差满足要求 。

　　6. 1.6 有功功率限值模式下 ,风光储联合发电站在电网调度机构给定的限值范围内根据电站运行经济性调节有功功率输出 。

　　6. 1.7 有功功率限值模式下 ,风光储联合发电站功率按以下方式开展协调控制 :

　　a) 当风电分系统和光伏分系统实际发电能力小于有功功率限值时 ,储能分系统应根据电站运行经济性制定充放电策略 ;

　　b) 当风电分系统和光伏分系统实际发电能力大于有功功率限值时 ,储能分系统应充电控制电站有功功率在限值之下 。

　　6.2 惯量响应和一次调频

　　6.2. 1 风光储联合发电站惯量响应按以下方式开展协调控制 :

　　a) 当风电分系统和光伏分系统限功率运行时 ,宜由风电分系统 、光伏分系统和储能分系统同时提供惯量响应 ;

　　b) 当风电分系统和光伏分系统运行在最大功率点时 ,宜由储能分系统提供惯量响应 。

　　6.2.2 风光储联合发电站一次调频按以下方式开展协调控制 :

　　a) 当风电分系统和光伏分系统限功率运行时 ,宜由风电分系统和光伏分系统先提供一次调频 ,仍无法满足一次调频需求时 ,宜由储能分系统再提供一次调频 ;

　　b) 当风电分系统和光伏分系统运行在最大功率点时 ,需上调时由储能分系统提供一次调频 ,需下调时宜由储能分系统先提供一次调频 ,仍无法满足一次调频需求时 ,宜由风电分系统和光伏分系统降功率提供一次调频 。

　　6.2.3 风光储联合发电站惯量响应 、一次调频及有功功率控制等功能应协调响应 , 响应优先级由电网调度机构根据电网安全因素确定 。

　　6.3 无功功率控制

　　6.3. 1 风光储联合发电站无功电压控制模式包括定电压控制 、定无功功率控制 、定功率因数控制 。

　　6.3.2 定电压控制模式下 ,风光储联合发电站将并网点电压控制在电网调度机构下达的指令值或预先设定值 。

　　6.3.3 定无功功率控制模式下 ,风光储联合发电站将并网点无功功率控制在电网调度机构下达的指令值或预先设定值 。

　　6.3.4 定功率因数控制模式下 ,风光储联合发电站将并网点功率因数控制在电网调度机构下达的指令值或预先设定值 。

　　6.3.5 电网稳态情况下 ,在不影响风电分系统 、光伏分系统的有功功率输出条件下 ,宜优先利用风电机组和光伏逆变器的无功调节能力 , 当风电机组和光伏逆变器的无功调节能力不足时 ,再利用储能变流器的无功调节能力 。

　　6.4 紧急控制

　　6.4. 1 在电力系统事故或特殊运行方式下 ,风光储联合发电站应按照电网调度机构的要求降低或增加

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　　GB/T 46812—2025

　　有功功率 ,紧急控制时风电分系统 、光伏分系统和储能分系统同时响应 。

　　6.4.2 在风光储联合发电站的运行危及电力系统安全稳定的情况下 , 电网调度机构可按相关规定暂时将风光储联合发电站切除 。

　　6.4.3 事故处理完毕 , 电力系统恢复正常运行状态后 ,风光储联合发电站应按电网调度指令并网运行 。

　　7 运行适应性

　　7. 1 电压适应性

　　7. 1. 1 当并网点电压在标称电压的 90% ~ 110%时 , 风光储联合发电站内风电分系统 、光伏分系统 、储能分系统应正常运行 。

　　7. 1.2 当并网点电压低于标称电压的 90%时 ,风光储联合发电站内风电分系统 、光伏分系统 、储能分系统应分别按照 GB/T 19963. 1、GB/T 19964、GB/T 36547的低电压穿越 、高电压穿越和连续故障穿越要求输出动态无功电流 ,储能分系统不应处于充电状态 。

　　7. 1.3 当并网点电压超过标称电压的 110%时 , 风光储联合发电站内风电分系统 、光伏分系统 、储能分系统应分别按照 GB/T 19963. 1、GB/T 19964、GB/T 36547的低电压穿越 、高电压穿越和连续故障穿越要求输出动态无功电流 ,储能分系统不应处于放电状态 。

　　7. 1.4 电力系统故障期间没有切除的风光储联合发电站 ,其有功功率在故障清除后应快速恢复 , 自故障清除时刻开始 , 以至少 30%故障前有功功率每秒的功率变化率恢复至故障前的值 。

　　7.2 频率适应性

　　风光储联合发电站频率适应性应按表 1要求运行 。

　　表 1 风光储联合发电站在不同电力系统频率范围内的运行规定

　　电力系统频率(f)范围

　　运行要求

　　f<46. 5 Hz

　　根据风光储联合 发 电 站 内 风 电 机 组 、光 伏 逆 变 器 、储 能 变 流 器 允 许 运 行 的 最 低 频 率 而定 ,储能分系统不应处于充电状态

　　46. 5 Hz≤f<47 Hz

　　风光储联合发电站具有至少运行 5 s 的能力 ,储能分系统不应处于充电状态

　　47 Hz≤f<47. 5 Hz

　　风光储联合发电站具有至少运行 20 s 的能力 ,储能分系统不应处于充电状态

　　47. 5 Hz≤f<48 Hz

　　风光储联合发电站具有至少运行 60 s 的能力 ,储能分系统不应处于充电状态

　　48 Hz≤f<48. 5 Hz

　　风光储联合发电站具有至少运行 30 min的能力 ,储能分系统不应处于充电状态

　　48. 5 Hz≤f≤50. 5 Hz

　　连续运行

　　50. 5 Hz

　　风光储联合发电站具有至少运行 3 min的能力 ,储能分系统不应处于放电状态

　　51 Hz

　　风光储联合发电站具有至少运行 30 s 的能力 ,储能分系统不应处于放电状态

　　f>51. 5 Hz

　　根据风光储联合发电站内风电机组 、光伏逆变器 、储能变流器可运行的 最 高 频 率 而 定 ,储能分系统不应处于放电状态

　　8 电能质量

　　8. 1 风光储联合发电站宜配置电能质量监测装置 ,监测并记录并网点谐波 、电压波动 和 闪 变 、电 压 偏差 、三相不平衡等电能质量指标 。

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　　GB/T 46812—2025

　　8.2 风光储联合发电站并网点的电能质量指标应满足 GB/T 19963. 1、GB/T 19964、GB/T 36547 的要求 。

　　8.3 风光储联合发电站并网点的电能质量不满足标准要求时 ,应产生告警信息并将告警信息自动上传至电网调度机构 。

　　8.4 风光储联合发电站并网点的电能质量不满足标准要求时 ,应采取改善电能质量的措施 ,经改善后电能质量仍无法满足要求时 ,应断开与电网的连接 , 电能质量满足要求时方可重新并网 。

　　9 继电保护与安全自动装置

　　9. 1 风光储联合发电站继电保护 、故障录波装置 、安全自动装置以及二次回路的配置 、设计 、安装应满足 GB/T 14285的要求 。

　　9.2 风光储联合发电站应按电网调度机构要求开展继电保护与安全自动装置定值整定 ,保护的配置及整定应与电网侧保护相适应 ,与电网侧重合闸策略相配合 。

　　9.3 风光储联合发电站站内继电保护与安全自动装置应定期进行校验 、维护 ,并保存完整的校验记录 。

　　9.4 风光储联合发电站应配置故障录波装置并接入电网调度机构 ,装置应记录故障前 10 s到故障后60 s 的情况 ,并支持远方故障录波数据召唤 。

　　10 调度自动化与通信

　　10. 1 风光储联合发电站应通过光纤专网或无线专网接入电力调度数据网 ,应具备与电网调度机构双向数据通信能力 ,通过 110(66)kV及以上电压等级接入电网的风光储联合发电站 ,应具备两条独立的光缆通信通道 ,并配置相应的通信设备 。

　　10.2 风光储联合发 电 站 与 电 网 调 度 部 门 之 间 通 信 方 式 和 信 息 传 输 协 议 应 满 足 DL/T 634. 5104 和GB/T 26865. 2 的要求 。

　　10.3 风光储联合发电站向电 网 调 度 机 构 上 传 的 信 息 应 满 足 DL/T 5003 的 要 求 , 包 括 但 不 限 于 以 下信息 :

　　a) 并网点的频率 、电压 、注入电网电流 、注入电网有功和无功功率 、功率因数 、电能质量数据等 ;

　　b) 储能分系统可充/可放电量 、充电电量 、放电电量 、能量状态 、安全调用区间等 ;

　　c) 风电分系统可用功率 、发电量等 ;

　　d) 光伏分系统可用功率 、发电量等 ;

　　e) 并网点开断设备状态 、充放电状态 、故障信息 、风光储联合发电站远方终端状态信号和通信状态信号等 ;

　　f) 自动发电控制功能投退 、闭锁和远方/就地信号 、一次调频功能投退信号和动作状态信号 、惯量响应的投退信号和动作状态信号等 。

　　10.4 风光储联合发电 站 应 配 置 同 步 相 量 测 量 或 宽 频 测 量 装 置 , 实 时 上 传 同 步 相 量 数 据 至 电 网 调 度机构 。

　　10.5 风光储联合发电站应配置统一时钟同步系统 。

　　11 网络安全

　　11. 1 风光储联合发电站网络安全防护应满足 GB/T 36572的要求 。

　　11.2 风光储联合发电站应满足 “安全分区 、网络专用 、横向隔离 、纵向认证 ”要求 ,各自动化系统通过加固满足本体安全要求 ,宜采用安全可控的自动化设备 。

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　　GB/T 46812—2025

　　11.3 风光储联合 发 电 站 生 产 控 制 大 区 应 采 取 恶 意 代 码 防 护 、入 侵 检 测 、安 全 审 计 等 网 络 安 全 防 护措施 。

　　11.4 风光储联合发电站运行过程中生产控制大区的各业务系统和设备不应有互联网连接 、远方运维 、无线 、蓝牙等接口和功能 。

　　11.5 风光储联合发电站应部署网络安全信息采集设备 ,并将信息接入电网调度机构 。

　　11.6 风光储联合发电站应通过具备相应资质的机构定期开展网络安全等级测评和安全评估 。

　　11.7 风光储联合发电站运行维护工作应防止发生网络安全事件 ,发生网络安全事件后 ,应组织处置并报告电网调度机构 ,并配合进行相关事件调查 。

　　12 电能计量

　　12. 1 风光储联合发电站应设置电能计量装置 ,且设备配置和技术要求应满足 DL/T 448的要求 。

　　12.2 风光储联合发电站接入电网前 ,应明确电量计量点 。 电量计量点设置应符合下列规定 :

　　a) 分别在风光储联合发电站并网点 、风电分系统 、光伏分系统 、储能分系统汇集点设置计量点 ;

　　b) 电能表应具备双向有功计量 、双向无功计量功能 ,数据采集频度宜不小于 15 min;

　　c) 通过电量采集终端采集的信息包括但不限于并网点电压 、电流 、功率因数等负荷曲线以及 日正/反向有功电量 、日正/反向无功电量 。

　　12.3 电能计量装置应具备双向有功和无功计量功能 、事件记录功能 , 配有标准通信接 口 ,具备本地通信和通过电能信息采集终端远程通信的功能 ,宜采用智能电能表 , 电能表通信协议应满足 DL/T 645 的规定 。

　　13 运行管理

　　13. 1 风光储联合发电站站内一次设备 、二次设备和安全防护方案在接入电网后发生变更时 ,应及时将相关资料提交至电网调度机构 。

　　13.2 风光储联合发电站首次并网前应按照要求开展并网运行调试并通过启动验收 ,在并网运行 6 个月 内向电网调度机构提交并网运行调试报告 。

　　13.3 风光储联合发电站内主要一次设备检修或更换 , 以及主要二次设备改造或升级 ,影响电站涉网性能时 ,风光储联合发电站重新并网前应通过调试试验并完成验收 。

　　13.4 风光储联合 发 电 站 的 运 行 值 班 人 员 应 经 过 岗 位 培 训 , 具 备 相 应 资 质 , 持 有 相 应 岗 位 上 岗 资 格证书 。

　　13.5 电网调度机构管辖范围内的设备 ,风光储联合发电站应按照调度指令执行相关操作 ; 电网调度机构许可范围内的设备 ,风光储联合发电站应在电网调度机构许可后进行相关操作 。

　　13.6 执行调度指令可能危及人身和设备安全时 , 风光储联合发电站运行值班人员应向电网调度机构报告并说明理由 。

　　13.7 风光储联合发电站涉网设备检修应提前向电网调度机构报送检修计划 ,提交检修申请 ,获得批准后方可实施 。

　　13. 8 风光储联合发电站涉网设备发生故障时 ,应停运故障设备并向电网调度机构报告 。

　　13.9 风光储联合发电站及站内设备在紧急状态或故障情况下退出运行后 ,不应自行并网 ,应在电网调度机构安排下并网恢复运行 。

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　　14 证实方法

　　14. 1 风光储联合发电站应配合电网调度机构完成电站整体调度能力的试验验证 ,并提交验证报告 。

　　14.2 风光储联合发电站应定期测试其功率调节能力 ,并记录测试数据 。

　　14.3 风光储联合发电站应定期安排巡检 ,检查电站运行数据记录单 。

　　7