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.pdf13.0.1联合发电站设计应符合国家现行的职业安全与职业病危 害防治相关标准的规定，并应贯彻“安全第一、预防为主、综合治 理”的方针。 13.0.2职业安全与职业病危害防护设施应与主体工程同时设 计、同时施工、同时投入生产和使用。 13.0.3储能电池室、配电间、逆变器室、变压器室、综合楼、库房、 车库、作业场所等的防火分区、防火隔断、防火间距、安全疏散和消 防通道设计均应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016、《建筑内部装修设计防火规范》GB50222、《火力发电厂与 变电站设计防火标准》GB50229、《光伏发电站设计规范》GB 50797和《电化学储能电站设计规范》GB51048的规定。 13.0.4防爆设计应符合现行国家标准《爆炸危险环境电力装置 设计规范》GB50058、《电力工程电缆设计标准》GB50217和《交 流电气装置的接地设计规范》GB/T50065的规定。 13.0.5电气设备布置应满足带电设备安全防护距离的要求，并 应采取隔离防护措施和防止误操作的措施，且应符合国家现行标 准《高压配电装置设计规范》DL/T5352和《电气设备安全设计导 则》GB/T25295的规定。 13.0.6联合发电站应设置防直击雷设施，并应采取安全接地等 措施，且应符合现行国家标准《建筑物防雷设计规范》GB50057、 《交流电气装置的接地设计规范》GB/T50065和《交流电气装置 的过电压保护和绝缘配合设计规范》GB/T50064的规定。 13.0.7防电灼伤设计应符合现行国家标准《电气设备安全设计
采取隔离防护措施和防止误操作的措施，且应符合国家现行标 《高压配电装置设计规范》DL/T5352和《电气设备安全设计导 》GB/T 25295的规定
13.0.7防电灼伤设计应符合现行国家标准《电气设备安全
施工组织设计-沿海某高层住宅施工组织设计部分》GB26860的规定。
13.0.8防坠落伤害设计应符合现行国家标准《机械安全
生标准《工业企业设计卫生标准》和《工作场所有害因素职业接触 限值第2部分：物理因素》的规定。
14.0.1消防设计应贯彻“预防为主、防消结合”的原则，防1 少火灾损失，保障人身和财产安全。
14.0.2消防设计应符合现行国家标准《光伏发电站设计规范》 GB50797、《风力发电场设计规范》GB51096、《电化学储能电站设 计规范》GB51048、《建筑设计防火规范》GB50016和《火力发电 厂与变电站设计防火标准》GB50229的规定。 14.0.3消防给水设计应符合现行国家标准《消防给水及消火栓 系统技术规范》GB50974的规定。 14.0.4储能系统建筑物宜与其他生产、生活建筑物分区布置。 14.0.5 建筑物的灭火器设置应符合现行国家标准《建筑灭火器
配置设计规范》GB50140的规定
1为便于在执行本标准条文时区别对待，对要求产严格程度不 同的用词说明如下： 1）表示很严格，非这样做不可的： 正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”； 2）表示严格，在正常情况下均应这样做的： 正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”； 3）表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的： 正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”； 4）表示有选择，在一定条件下可以这样做的，采用“可”。 2条文中指明应按其他有关标准执行的写法为：“应符合... 的规定”或“应按…执行”。
《砌体结构设计规范》GB50003 《建筑地基基础设计规范》GB50007 《混凝土结构设计规范》GB50010 《建筑抗震设计规范》GB50011 《建筑给水排水设计标准》GB50015 《建筑设计防火规范》GB50016 《钢结构设计标准》GB50017 《工业建筑供暖通风与空气调节设计规范》GB50019 《厂矿道路设计规范》GBJ22 《建筑物防雷设计规范》GB50057 《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB50058 《35kV~110kV变电站设计规范》GB50059 《3～110kV高压配电装置设计规范》GB50060 《66kV及以下架空电力线路设计规范》GB50061 《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范 064 《交流电气装置的接地设计规范》GB/T50065 《建筑灭火器配置设计规范》GB50140 《工程结构可靠性设计统一标准》GB50153 《构筑物抗震设计规范》GB50191 《电力工程电缆设计标准》GB50217 《建筑内部装修设计防火规范》GB50222 《火力发电厂与变电站设计防火标准》GB50229 《安全防范工程技术标准》GB50348
《入侵报警系统工程设计规范》GB50394 《视频安防监控系统工程设计规范》GB50395 《生产建设项目水土保持技术标准》GB50433 《电力系统安全自动装置设计规范》GB/T50703 《光伏发电站设计规范》GB50797 《消防给水及消火栓系统技术规范》GB50974 《电化学储能电站设计规范》GB51048 《风力发电场设计规范》GB51096 《声环境质量标准》GB3096 《生产设备安全卫生设计总则》GB5083 《生活饮用水卫生标准》GB5749 《油浸式电力变压器技术参数和要求》GB/T6451 《机械安全防护装置固定式和活动式防护装置的设计与制 造一般要求》GB/T8196 《电磁环境控制限值》GB8702 《污水综合排放标准》GB8978 《干式电力变压器技术参数和要求》GB/T10228 《电能质量供电电压偏差》GB/T12325 《电能质量电压波动和闪变》GB/T12326 《工业企业厂界环境噪声排放标准》GB12348 《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T14285 《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 《风电场风能资源测量方法》GB/T18709 《风电场风能资源评估方法》GB/T18710 《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 《三相配电变压器能效限定值及能效等级》GB20052 《电力变压器能效限定值及能效等级》GB24790
《电气设备安全设计导则》GB/T25295 《电力安全工作规程发电厂和变电站电气部分》GB2686 《光伏发电站太阳能资源实时监测技术要求》GB/T30153 《太阳能资源测量?总辐射》GB/T31156 《电网运行准则》GB/T31464 《电化学储能系统接入电网技术规定》GB/T36547 《电力系统电化学储能系统通用技术条件》GB/T36558 《电力系统安全稳定导则》GB38755 《工业企业设计卫生标准》 《工作场所有害因素职业接触限值第2部分：物理因素》 《光伏发电站太阳能资源实时监测技术规范》NB/T32012 《电能计量装置技术管理规程》DL/T448 《变电站通信网络和系统》DL/T86C 《变电站总布置设计技术规程》DL/T5056 《火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程》DL/T5136 《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T5137 《220kV~750kV变电站设计技术规程》DL/T5218 《高压配电装置设计规范》DL/T5352 《电力系统通信系统设计内容深度规定》DL/T5447 《建筑地基处理技术规范》JGJ79 《建筑桩基技术规范》JGJ94
中华人民共和国国家标准
日华人民共和国国家标准
则 （59) 基本规定 (60) 风能、太阳能资源与电网特性分析 ( 61 ) 5. 1 一般规定 (61 ) 5.2 风能资源分析· (61 ) 5.3 太阳能资源分析 (62) 5. 4 风能资源和太阳能资源互补特性分析 ( 62 ) 5.5 电网特性分析 (63) 联合发电系统 (64) 6.2 联合发电系统配比 (64 ) 6.3 主要设备选择· (66) 6.5光伏发电系统 ( 66) 6.7联合发电站发电量计算 (66) 联合发电功率预测系统 ( 67) 7. 1 般规定 (67) 7. 2 硬件要求 (67) 8 站区布置 (68) 8. 1 般规定 (68) 8.6 光伏方阵布置 (69) 9 电 气 (70) 9. 2 主变压器 (70) 9. 4 站用电系统 （70） 9.5 直流系统及UPS (70) 9.6 配电装置 （70）
则 (59）) 基本规定 (60) 风能、太阳能资源与电网特性分析 ( 61 ) 5. 1 一般规定 (61 ) 5.2 风能资源分析· ( 61 ) 5.3 太阳能资源分析 (62) 5.4 风能资源和太阳能资源互补特性分析 ( 62 ) 5.5 电网特性分析 (63) 联合发电系统 (64) 6.2联合发电系统配比 . (64 ) 6.3 主要设备选择· (66) 6.5光伏发电系统 ( 66) 6.7联合发电站发电量计算 (66) 联合发电功率预测系统 ( 67) 7. 1 般规定 ( 67) 7. 2 硬件要求 (67) 站区布置 (68) 8. 1 般规定 ( 68) 8.6 光伏方阵布置 (69) 9 电 气 (70) 9. 2 主变压器 (70) 9. 4 站用电系统 (70) 9.5 直流系统及UPS (70 ) 9.6 配电装置 (70)
9.8电气二次 (71 ) 9.9 过电压保护和接地 (71 ) 0 建筑与结构 (72) 10.1一般规定 (72) 10.2联合发电站建筑 (72) 10.3联合发电站结构 (73) 1 给水排水、暖通与空调 (74) 11. 2 给水排水 (74) 11. 3 暖通与空调 (74) 14消 防 (75)
9.9过电压保护和接地
1.0.2发电装机容量是指光伏发电系统和风力发电系统安装的 额定容量的总和，其中光伏发电额定容量是指逆变器的额定有功 功率之和，风电额定容量是指风力发电机组额定功率之和。
3.0.5为了分析拟选站址区风力发电和光伏发电系统输出功率 持性及其互补性，风光储联合发电站建设前期，应获得拟选站址区 一年以上风能、太阳能资源的同期数据，其中测风资料应符合现行 国家标准《风力发电场设计规范》GB51096的规定，太阳能资源数 据应符合现行国家标准《光伏发电站设计规范》GB50797的规定
5.1.2若站址范围内已开展连续一年以上的现场太阳能观测数 据，根据参考气象站的长期观测数据，将验证后的现场观测数据订 正为反映电站长期平均水平的代表性数据。若站址附近没有短期 太阳能观测站的相关资料或长期参考气象站，则根据国家气象行 业标准《太阳能资源评估方法》QX/T89的技术要求，推导出站址 区域太阳总辐射量。同时，可借助公共气象数据库（包括卫星观测 数据）或商业气象（太阳能辐射）软件等进行参考及对比分析。 选择风资源长期观测气象站作为参考气象站，应符合现行国 家标准《风电场风能资源测量方法》GB/T18709和《风电场风能 资源评估方法》GB/T18710的规定。选择风光储电站所在地附 近有长期观测记录的气象站，观测站应具有连续30年以上规范的 测风记录，与风力发电场地形条件相似，并与风光储电站场内测风 塔同期测风结果具有较好相关性。当有多个可选长期测站时，宜 选择相关性最好，并长期观测连续稳定的测站参与风资源数据的 分析订正。 5.1.4工程建设前期，为了采集风能和太阳能资源数据，在项目 站址区域应建立风能和太阳能资源测量站，为了便于管理和节约 投资，测量站宜统一设置，其中测风设备设置应符合现行国家标准 风力发电场设计规范》GB51096的规定，太阳辐射观测设备设置
钻址区域应建立风能和太阳能资源测量站，为了便于管理和节维 设资，测量站宜统一设置，其中测风设备设置应符合现行国家标 风力发电场设计规范》GB51096的规定，太阳辐射观测设备设量 应符合现行国家标准《光伏发电站设计规范》GB50797的规定。
准《风电场风能资源测量方法》GB/T18709和《风电场风能资源 评估方法》GB/T18710的规定。对测风塔发生设备故障、缺测， 采集的数据统计的月平均风速、风向变化不合理或突变情况应进 行详细分析。
5.3.2目前，在我国有太阳辐射长期观测记录的气象站的覆盖面 积有限，大多数情况下参考气象站距发电站较远，气象站海拔等环 境与实际联合电站站址有差异，不能完全反映电站所在地实际的 太阳能辐射状况。现阶段，随着我国各地光伏电站的大规模建设， 运行一年以上的光伏电站现场太阳辐射观测站越来越多，应充分 利用这些数据资源，根据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，使得分析结果更为准确
风能资源和太阳能资源互补特性
5.5.1开展周边电网特性分析，掌握电网对联合发电站的消纳能 力，指导联合发电站的建设规模和储能配比。 5.5.2电网特性分析包括对电源结构、负荷水平与负荷特性、输 电能力、调峰能力、电网发展规划等影响因素进行分析，确定建设 规模和储能配置方法。
5.5.1开展周边电网特性分析，掌握电网对联合发电站的消纳能 力，指导联合发电站的建设规模和储能配比。 552由网特性分析包括对由源结构负益水平与负益特性输
力曲线，并通过经济技术比较确定储能的配置容量
6.2.2风光储联合发电系统并网时，在风光发电容量一定时，不 同的电网调控模式对风光联合发电的要求不同，因此会导致所需 要的储能的功率与容量也有所不同。设计风光储联合发电系统的 储能配置容量时，宜综合考虑并网技术要求、运行工况、储能成本 投资回报率等多个因素，以实现储能系统功率与容量配置的技术 经济性。针对如下两种模式进行配置分析： （1）平滑功率输出模式。 现行国家标准《风电场接入电力系统技术规定》GB/T19963 规定，风电场有功功率变化应当满足电力系统安全稳定运行的要 求，风电场有功功率变化限值的推荐值见表1。同时，现行国家标 准《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T19964规定，光伏 发电站有功功率变化速率应满足电力系统安全稳定运行的要求， 不应超过10%装机容量/min，允许出现因太阳能辐照度降低而弓 起的光伏发电站有功功率变化速率超出限值的情况，
表1正常运行情况下风电场有功功率变化最大限值（MW）
对国内典型的风光联合电站、风电场、光伏电站的历史数据分析 可知，有功功率变化限值满足现行风电场、光伏发电站并网标准的概 率基本均超过98%。因此,在此应用模式下,对储能的需求较小。
（2）跟踪计划出力模式。 为跟踪计划出力模式配置储能时，参照风电场、光伏发电站功 率预测要求以及国内并网发电厂的跟踪偏差的要求进行分析。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要求风电场和光伏 发电站配置功率预测系统。光伏发电站发电时段（不含出力受控 时段）的短期预测月平均绝对误差应小于0.15，月合格率应大于 80%；超短期预测中第4小时的月平均绝对误差应小于0.10，月 合格率应大于85%。现行国家标准《风电场接入电力系统技术规 定》GB/T19963未对预测误差做出规定，参考国家能源局《风电 场功率预测预报管理暂行办法》（国能新能【2011177号）对风电 场功率预测系统的技术规定：风电场功率预测系统提供的日预测 曲线最大误差不超过25%；实时预测误差不超过15%。全天预测 结果的均方根误差应小于20%。国内并网发电厂的跟踪调度计 划偏差的要求在士2%～士6%之间。 对国内典型的风光联合电站、风电场、光伏电站的历史数据分 析可知，风电场、光伏发电站的功率预测还存在一定的偏差，同时 风电场、光伏发电站跟踪调度计划偏差满足土2%～土6%的概率 均小于80%。因此，在此应用模式下，对储能的需求较大，配置适 当的储能可有效提升跟踪计划偏差的概率。 参考风光储示范工程一期（风电100MW，光伏20MW，储能 20MW/84MW·h）、青海格尔木光储电站（光伏50MW，储能 15MW/18MW·h）、辽宁卧牛石风电场（风电49.5MW，储能 5MW/10MW：h）、青海海西多能互补示范工程（风电400MW、光 伏200MW、光热50MW、储能50MW/100MW·h）等工程配置情 况，加入储能后，联合发电系统的有功功率变化率、跟踪计划出力 基本满足并网要求。上述工程中，储能功率在风光联合总安装功 率的8.3%～30%之间，储能时长在1.2h～4h之间。 参考国家标准的相关规定以及目前已配置储能的风光电站历
史运行情况，在平滑功率输出模式时，对储能的需求较小，建议储 能功率配置10%。同时，由于风光功率波动的考核时间尺度为分 钟级，因此，储能配置时长30min能够支撑分钟级的功率波动，建 议储能配置时长不小于30min。 参考国家标准的相关规定以及目前已配置储能的风光电站历 史运行情况，在跟踪计划出力模式时，对储能的需求较天，储能系 统的功率越大，时长越长，跟踪效果越好，但成本也越高。考虑到 经济性等因素，建议储能功率配置不小于30%，储能配置时长不 小于1h。
6.3.4当光伏场地起伏较天、光伏阵列易受遮光影响时，为了减 少光伏发电阴影损失，应选择具备多路MPPT功能的逆变器，逆 变器可以是组串式逆变器、集散式逆变器或其他具备类似功能的 逆变器。
6.5.2光伏发电系统因采用的逆变器形式不同，汇流的方式也不 同，故对集中式逆变器采用直流汇流箱，对组串式逆变器采用交流 汇流箱。
6.5.3多路MPPT功能的设备可以是逆变器，也可以是具备 MPPT功能的直流汇流箱。
6.5.3多路MPPT功能的设备可以是逆变器，也可以是
6.7联合发电站发电量计算
5.7.1风光储联合发电站发电量计算的目的是为了在项目建设前 期阶段对项目的发电能力进行评估，以便于对工程建设效果进行分 析，一般以年或月较长时间为计算时段。在这种情况下，计算时间 段开始和结束点储能电池中储存电量的差值可以忽略不计；如果要 计算短时间的发电量，还应考虑储能电池中储存电量的差值。
7.1.2不同时间尺度的预测方法有本质区别。对于0～4h的超 短期预测，风电功率主要由大气运动的持续性决定，因此采用历史 数据外推的方式可以得到较好的预测效果；而对于0～72h的短期 预测，基础性工作是通过数值天气预报数据预测未来大气运动的 规律性，否则难以得到较好的预测结果，因此数值天气预报数据是 短期功率预测最主要的输入数据。 超短期功率预测方法：根据风电场历史及实时运行数据（包括 功率、风速、风向等），建立历史数据与风电场未来功率的映射关 系，从而实现对风电场未来较短时间的功率预测。常用的方法包 括：持续预测、自回归滑动平均、卡尔曼滤波、人工神经网络、小波 分析等。对于不同的风电场，这些方法的有效性和预测精度也有 差异。 短期功率预测方法：通过建立数值天气预报数据与风电场输 出功率的预测模型，以数值天气预报数据作为预测模型的主要输 入量，实现风电场输出功率的短期预测。常用的预测方法包括物 理方法和统计方法，
7.2.2建议所采用的服务器全部采用双级元余，如果条件不充 许，建议功率预测服务器和数值天气预报下载服务器采用双级 全
7.2.2建议所采用的服务器全部采用双级亢余，如果条件不充
8.1.2风光同场指光伏发电站用地范围与风力发电站用地范围
重合或相交布置。 风力发电机组对光伏方阵的主要影响是阴影遮挡。国内商业 应用的光伏组件分为晶硅组件和薄膜组件。阴影对薄膜组件不会 产生破坏作用，仅影响部分发电量。阴影对晶硅组件不仅影响发 电量，还会损坏晶硅组件。根据现行国家标准《光伏发电站设计规 范》GB50797的要求，光伏组件在每天9：00～15：00（当地真太阳 时）时段内不应受到阴影遮挡。风光同场时，对光伏组件形成阴影 遮挡的主要设备及建（构）筑物有风机塔筒、风机叶片、集电线路的 杆塔、就地箱式升压变压器、逆变器室等。风机检修时，还需要考 虑吊装设备对光伏组件的影响。 光伏方阵对风力发电机组的影响是改变了地面粗糙度，改变 了地面气流方向，增大了风力发电机组的瑞流强度，影响了风力发 电机组的发电量。运行维护阶段还影响风力发电机组的吊装检修 位置选择。 8.1.3风光储联合发电站装机容量较大，一般包含风力发电场、 光伏发电阵列、储能系统、公共生活设施和升压配电设施等。在站 区布置时，根据功能可将电站布置划分为以下类别； （1）风力发电场区布置：风力发电机组布置、箱式变压器布置 和场内集电线路； （2）光伏发电阵列区布置：光伏方阵、逆变升压单元、场内集电 线路； （3）储能系统区布置.各类储能设备功率变换装置、能量管理
光伏发电阵列、储能系统、公共生活设施和开压配电设施等。在站 区布置时，根据功能可将电站布置划分为以下类别； （1）风力发电场区布置：风力发电机组布置、箱式变压器布置 和场内集电线路； （2）光伏发电阵列区布置：光伏方阵、逆变升压单元、场内集电 线路； （3）储能系统区布置：各类储能设备、功率变换装置、能量管理
系统及建构（筑）物； （4）升压配电区布置：升压配电系统及建（构）筑物： (5)公共生活区布置：生产管理与生活服务设施，含宿舍、办 公、食堂、娱乐室等； （6)辅助生产配套设施布置：场内交通工程、给排水设施等
8.6.1光伏方阵、风电机组及站区（包括开关站、变电站、电 生活管理区等）的整体布置应考虑资源充分利用、互不影响 最优等因素统一合理规划。
方阵的行、列间距除满足现行国家标准《光伏发电站设计规范 B50797的计算要求外，光伏方阵与风机之间的距离应保证每天 00～15：00（当地真太阳时）时段内风机及附属设备对其不造成 挡。
9.2.4在储能单元容量固定的情况下，充放电功率与时间是成反
9.2.4在储能单元容量固定的情况下，充放电功率与时间是成反
9.2.4在储能单元容量固定的情况下，充放电功率与时间是成反 比的，因此变压器额定容量不能仅考虑储能单元的额定功率，而应 满足最大功率。如果最大功率连续输出时间小于变压器过载时 间，同时最大功率小于变压器过载能力时，也可按额定功率配置。
9.4.4储能系统功能相对独立，布置也相对集中，故推荐单独配 置储能系统的站用变压器。当储能系统规模较小时，储能系统也 可能与其他系统混合布置，且储能系统的自用电电量较小，单独设 置站用电不经济，在此时可以与电站的站用变压器合并设置。
9.5.5现行国家标准《光伏发电站设计规范》GB50797和《风力 发电场设计规范》GB51096对通信系统电源仅做了电压要求，配 置要求未做明确阐述。国家电网对220kV及以上线路的通信系 统电源有明确要求，即采用独立配置的双电源供电，对110kV及 以下线路通信系统没有提出独立专用电源要求。国内风电、光伏 工程项目因建设地点不同，其通信电源的配置方式也各不相同，一 般满足当地电网公司要求即可。
9.6.3国内陆地风电场多布置在戈壁、丘陵地区，其风
.6.3国内陆地风电场多布置在戈壁、丘陵地区，其风机塔筒！
压配电装置可以采用开式设备
9.6.4光伏阵列布置时，前后排间距需满足每日早九点至下午三 点（当地真太阳时）期间前排组件不遮挡后排组件的要求，同时还 需要满足原国土资源部发布的《光伏发电站工程项目用地控制指 标》（国土资规【2015]11号）的要求，因此光伏组件布置比较密集。 另外，为降低成本，光伏组件布置位置较矮，光伏方阵区域若采用 敬开式配电装置，需与光伏组件保持较大的间距，对土地利用率不 利，故在光伏阵列区推荐采用开关柜设备。 9.6.5储能系统设备一般布置在建筑物或集装箱内，相关的电气 配电装置由压等级不全高王35kV故推荐采用开关柜设备
9.6.5储能系统设备一般布置在建筑物或集装箱内，相关的
，8.9联合发电站不宜设独立的通信机房，通信设备和二次设备
9.8.9联合发电站不宜设独立的通信机房，通信设备和二
9.8.9联合发电站不宜设独立的通信机房，通信设备和二次设备 司室布置于二次设备室。为了确保整体美观，屏体外观尺寸宜 一致。
9.9过电压保护和接地
9.9.7集中储能系统一般均与变电站临近布置，而光伏发电系统 和风力发电系统一般均与变电站较远，故考虑前者采用联合接地 系统，后者采用独立接地系统
10.1.1风光储联合发电站建筑物平面布置、立面处理除考虑本 条因素外，尚应满足业主的要求。 10.1.4联合发电站建（构）筑物扩建应优先考虑采用双柱扩建形 式。对需要进行人工处理地基建设的工程项目，应充分考虑后期 施工的可能性。
10.2联合发电站建筑
10.2.2主控制室宜具备良好的朝向，便于观察屋外配电装置。 控制室宜用天然采光，屏位布置及照明应避免表盘上的眩光。 10.2.6电池室设计应有利于其室内通风顺畅，顶棚内表面应平 整，避免产生空气流通盲区。可在屋顶设置天窗、排气孔改善电池 室上部空间的通风环境。 电池室应防止太阳光直射室内，当设有采光窗时可采用遮阳 帘等遮光措施。布置有酸性电解液且为非密闭结构电池的电池 室，地面应采用易于清洗的耐酸材料，墙面及顶棚宜涂耐酸漆，楼 地面标高宜低于相邻房间，过道的楼地面标高不小于20mm，并应 设置坡度不小于0.5%的排水坡度，通过耐酸的排水管沟排出并 妥善处理。布置有强碱性或其他腐蚀性电解液的电池室，地面、墙 面、顶棚亦应采取相应的防腐措施。 电池设备布置不应跨越建筑变形缝。 电池室及其他电气设备房的通风口、孔洞、门、电缆沟等与室 外相通部位，应设置防止雨雪、风沙、小动物进入设施。通风窗、通 风机、孔洞的一侧可设细孔钢丝网 门槛处应设置挡鼠板
10.2.2主控制室宜具备良好的朝向，便于观察屋外配电装置。 控制室宜用天然采光，屏位布置及照明应避免表盘上的眩光。 10.2.6电池室设计应有利于其室内通风顺畅，顶棚内表面应平 整，避免产生空气流通盲区。可在屋顶设置天窗、排气孔改善电池 室上部空间的通风环境
采用酸性电解液且不是封闭结构的电池，电化学储能电池室 应设置耐酸性的地面或平台。 10.2.7.主控制室、站用电室、蓄电池室、屋内配电装置室等有防 火要求的电气设备用房应采用不同等级的防火门。 10.2.8布置有重要电气设备、电化学储能电池的建筑物屋面防 水等级采用工级。
10.3联合发电站结构
10.3.1联合发电站结构根据现行国家标准《工程结构可靠性设 计统一标准》GB50153的规定，结构破坏会产生严重的后果，所以 安全等级为二级，设计使用年限为50年，结构重要性系数为1.0。 10.3.7联合发电站建（构）筑物在多单元发电系统、多等级电压） 多性质电流组合下，建筑结构应协调一致，并留有适当的调剂 空间。
11.2.3生活用水与消防用水管网宜分开设置。
SL 41-2018标准下载11.2.3生活用水与消防用水管网宜分开设置
11.3.1采暖通风设计应符合现行国家标准《工业建筑供暖通风 与空气调节设计规范》GB50019的规定，同时应考虑建筑节能的 要求。配电装置室夏季室内温度不宜高于40℃，通风系统进排风 设计温差不应超过15℃。 11.3.2配电装置室、GIS电气设备室、无功补偿装置室、电容器 室应设置通风系统，夏季室内温度不得高于35℃。配电装置室、 SVC(SVG)电气设备室、电容器室、蓄电池室应设置换气次数不 少于每小时12次的事故通风系统。当采用机械送排风系统时，事 故排风机应兼作排风机使用。电缆廊道应采用自然通风，SVC （SVG）电气设备室应采取空调降温措施。生活污水处理的操作 间应设换气次数不少于每小时6次的机械排风装置，室内空气不 得再循环。生活污水处理的泵房宜采用自然通风，当自然通风不 能满足要求时，可设置机械通风。有SF6电气设备的房间吸风口 应设在室内下部，通风设备应具有防腐性能
11.3.1采暖通风设计应符合现行国家标准《工业建筑供暖通风 与空气调节设计规范》GB50019的规定，同时应考虑建筑节能的 要求。配电装置室夏季室内温度不宜高于40℃，通风系统进排风 设计温差不应超过15℃。
1.3.3采暖设计应根据我国气候区分布特点进行设计。为突出
火种对电池室的危险性后张法32m箱梁预应力施工工艺，规定在电池室不应明火取暖。
14.0.4电化学储能种类较多，对建筑防火要求各不相同，且布置 位置可以相对集中，现行国家标准《电化学储能电站设计规范》GB 51048对其有详细要求，且运行中不需要设置现场值班人员，采用 远程监控即可，故推荐独立分区布置。
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