分布式发电并网问题综述

分布式发电并网问题综述（精选9篇）

分布式发电并网问题综述 篇1

２０１１年第２期 38

分布式发电并网问题综述

程汉蓬

李晓辉

（河南城建学院）

摘 要 介绍了分布式发电的相关概念，讨论了分布式发电的并网问题，指出了分布式发电的研究方向。关键词 分布式发电 配电网 孤岛

由于传统电力系统的某些弊端、传统能源资源的枯竭、当今社会 对电能质量要求的提高以及世界各国对环保问题的日益重视，分布式 发电凭借其就地发电服务用户、清洁环保等诸多优点，正受到世界各 国的关注。

１ 分布式发电的概念

分布式发电（Ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｅｄ Ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ，ＤＧ）是指规模较小（一般低于 济、高效、可靠地发电。它是区别于传统集中发电、远距离高压输１００ＭＷ）、分布在负荷附近或连接在配电网上的发电设施，能够经

［１］

（３）ＤＧ对供电可靠性和电能质量的影响。ＤＧ并网后会对电网 中的电能质量产生多方面的影响，不同类型的ＤＧ所产生的影响也会

不平衡、谐波污染等。存在差别，这些电能质量问题可以概括为电压调整、电压闪变、电压

［３］

对于含有大量ＤＧ的配电系统，如果ＤＧ之间相互协调不好，会降 低系统的可靠性。另外，在系统中出现扰动时，由于ＤＧ的高度不确 定性，也可能降低系统的可靠性。

（４）ＤＧ对配电网继电保护的影响。当前配电网保护和自动化的 设计基础是假定配电网为单电源、辐射状网络，电网中潮流总是单向 地从电源端流向负荷端。分布式发电接入配电网后，配电网络将变为 一遍布电源和用户互联的网络，潮流也不再单向地从变电站母线流向 响。各负荷。配电网这种根本性的变化对配电网继电保护带来了深刻影

［４］

电、大互联网络的一种供电方式。有的文献页称之为分散式发电，嵌 入式发电，分布式电源。分布式发电包括功率较小内燃机、微型燃气 轮机、燃料电池、太阳能光伏电池和风力发电等。

系统。其中，自治分布式 在运行模式上，分布式发电既可以是自治系统，也可以是非自治

主电网

上与其他电力系统隔离的电力系统是由一组在电气公共耦合点PC CPC C

（PC C)

分布式发电装置组成，并 满足一群用户的所有负荷

D G 连接点

D G连接点

·此外，并网ＤＧ有可能在故障发生后不能被快速隔离，并继续向 故障点提供故障电流，这将不利于故障点电弧熄灭，甚至促成瞬时性 故障发展为永久性故障，导致重合失败；还有可能造成非同期重合，从而在电网中引起过电压和过电流。

（５）孤岛问题。所谓孤岛，是指当电网的部分线路因故障或维 修而失去电网电源时，由线路上所连接的ＤＧ继续供电，并连同周围 负载所构成的一个自给供电的局部电网。

孤岛运行主要分为两种，计划孤岛运行和非计划孤岛运行。计划 孤岛是根据ＤＧ容量和本地负荷的大小，确定合理的孤岛区域，与系 统断开后，保证小系统的稳定运行。由于跳闸等原因造成的范围不确 定、偶然的孤岛运行，称为非计划孤岛运行。

非计划孤岛运行会带来一系列问题，如电能质量下降，威胁公众 及运行人员的安全，影响自动重合闸的成功率等。

为避免非计划孤岛运行带来的问题，当前世界上多数电力系统都 要求在电网中发生故障以后，ＤＧ必须尽快与系统断开。ＩＥＥＥ Ｓｔｄ． ９２９－２０００规定，分布式发电装置必须采用反孤岛措施来禁止非计划孤 岛的发生。

随着ＤＧ数量的日益增加以及竞争力的日益增强，分布式发电装 置有计划的发生孤岛将成为一个有意义的选择。利用ＤＧ的孤岛运行

可以提 高供电的可靠性。因此，ＩＥＥＥ Ｓｔｄ．１５４７将分布式发电装置的孤 岛利用作为未来要考虑的任务之一。３结语

分布式发电具有投资少、见效快、节约土地、清洁、环保等一系 列优点。目前，分布式发电无法在发电成本方面与集中式大容量发电 相竞争，然而随着电力体制改革的深化，分布式发电技术和电力电子 技术的进一步发展，分布式发电在传统电力系统中将会有实质性的增 长。

自治分布式电力系统是分需求，也称为微电网。非

布式发电装置与现存电力

负载D G单元D G单元负载

局部电网 1局部电网 2局部电网 3

系统并联运行的系统。图图１ 分布式电力系统的结构 １所示为一典型的非自治分布式电力系统。２分布式发电并网问题

将分布式发电系统集成到现有的配电系统中，是今后分布式发电 的发展趋势。但是，ＤＧ的并网运行将会对电力系统的规划、运行、控制及保护等方面产生诸多不利影响，只有较好地克服好这些不利因 素，才可能实现ＤＧ安全、经济的并网运行，从而真正享受到ＤＧ所带 来的利益。在美国、欧洲国家，他们的工业发达，用电负荷大，分布 式电源的发展相对中国来说较早一些，但也属于起步阶段，只是理论 上比我国完善。国际电气工程学会己经制定了分布式电源接入配电系 统的相关准则，即ＩＥＥＥ Ｓｔｄ．１５４７－２００３标准。

（１）ＤＧ对电力系统规划的影响。分布式发电的出现会使电力系 统负荷预测、规划和运行与过去相比有更大的不确定性［２］。由于大量 的用户会安装ＤＧ为其提供电能，使得配电网规划人员更加难于准确 预测负荷的增长情况，从而影响后续规划。

另外，规划时最优化工具必须能够准确评估ＤＧ对所在电网的影 响，给出并网ＤＧ的最优位置和规模，使得ＤＧ在电网的逐步渗透过程 中不会破坏电网运行的安全性和经济性。其次，配电网规划中若出现 许多发电机节点，使得在所有可能的网络结构中寻找到最优的网络布 置方案（即可以使建造成本、维护成本和电能损耗最小的方案）就更 加困难。

此外，机组类型及所采用一次能源的多样化，如何在配电网中确 定合理的电源结构，如何协调和有效地利用各种类型的电源就成为新 出现的而且迫切需要解决的问题。

（２）ＤＧ对系 统稳定性的影响。传统的配电网一般为单电源网 络，不存在稳定问题，ＤＧ的并网运行使得配电网成为一个多电源网 络，也为配电网带来了稳定问题。在配电网中引入少量的ＤＧ对整个 电网不会构成太大的影响，然而当电网中存在较多的ＤＧ单元或者大 容量的ＤＧ单元时，ＤＧ的引入将对系统潮流、暂态稳定、电压稳定等 特性产生较大的影响，盲目地引入ＤＧ甚至有可能使系统的可靠性和 稳定性恶化。

参考文献

［１］ 梁才浩，段献忠．分布式发电及其对电力系统的影响．电力系统自动 化，２００１，２５（１２）：５３－５６

［２］ 丁明，王敏．分布式发电技术．电力自动化设备，２００４，２４（７）：３１－３６ ［３］ 李 蓓，李 兴 源 ． 分 布 式 发 电 及 其 对 配 电 网 的 影 响 ． 电 网技 术，２００５，９（３）：４５－４９

［４］ 赵豫，于尔铿．电力零售市场研究：

（六）分散式发电对电力系统的影 响．电力系统自动化，２００３，２７（１５）：２５－２９

作者简介 程汉蓬（１９７６－），硕士，主要从事电力系统继电保护的 教学和研究。

分布式发电并网问题综述 篇2

关键词：分布式发电,发展状况,并网

随着近些年能源问题的日益突出, 人们对清洁、高效、无污染能源的关注越来越高。如何将清洁能源应用到发电中, 将现代电网改造成一个智能化、清洁的电网是广大电力工作者致力研究的一个方向。分布式发电以小规模、分散式的方式布置在用户附近, 可独立为用户供应电能。分布式发电以其灵活、高效性受到广泛关注, 将分布式发电与大电网相结合, 可以改善能源结构, 实现可持续发展。然而, 大量的分布式电源接入也给电网带来了一些新的问题有待解决, 如含分布式电源的配电网电能质量问题、继电保护问题、孤岛问题等。

1 分布式发电技术的概念与优势

分布式发电 (Distributed Generation, DG) 是指功率从几十kw到几百kw模块式的、分布在负荷附近的清洁环保发电设施, 能够经济、高效、可靠地发电。其一次能源包括太阳能、风能、生物质能、地热能等可再生能源。

分布式发电与传统集中式的发电相比具有以下突出特点和优势[1]。

(1) 一般分布在用户附近。

分布式发电可以独自为用户供电, 这对于新疆、西藏的一些电网难以到达的相对偏远地区来说提供了较好的供应方式。

(2) 容量较小, 适合个体用户。

分布式发电系统一般容量较小, 从几Kw到几百上千kw, 实现并网运行。

(3) 具有突出的经济优势。

建设大型发电厂一般投资巨大, 并且建设时间长。分布式发电系统一般只需几个月时间, 且投资也少很多。另外, 由于与用户距离近, 可以进一步的减少网损。

(4) 供电可靠性高, 电能质量好。

由于分布式发电系统既可以并网运行, 又可以单独运行, 在电网出现停电事故时, 可以及时将其与电网隔离, 以实现不间断供电。

(5) 污染小, 更环保。

分布式发电所用能源为风能、水能、天然气、沼气以及太阳能等新型清洁能源, 因而相对火力发电所造成的污染要小很多。

2 分布式发电技术的发展

分布式发电在美国发展较早[2], 2006年, 美国有6000多座分布式能源站, 仅大学校园就有200多个采用了分布式能源站供能分布。美国分布式发电发展迅速的原因一方面由于其天然的能源结构, 其中部以煤电为主, 太平洋西部以水电为主, 南部滨海以天然气发电为主;另一方面美国有相关政策的支持, 允许分布式发电系统并网运行和向电网售电, 确立了支持可再生能源项目的方法, 一些州还确立了包括补助方案竞争性招标程序和面向消费者的融资方案等可再生能源分布式发电政策;再一方面美国分布式发电的涡轮技术、燃料电池和涡轮的混合装置等技术也有利于分布式系统的发展。

日本的分布式发电形式多样, 其中太阳能技术更是世家领先。2004年全世界太阳能电池组件产量为1200MW, 其中日本就生产了610MW, 占全世界太阳能电池组产量的50%以上。其分布式发电的发展主要得益于相关的法令和优惠政策, 例如日本提出对城市分布式发电单位进行减税或免税, 鼓励银行、财团对分布式发电系统出资、融资, 允许非公共事业类的供应商对需求大的用户售电。

欧洲分布式发展目标与美国、日本不同, 其终极目标是以分布式发电系统完全取代现有的火力发电厂, 故其支持力度也更大于美国和日本。例如丹麦在2005年分布式发电系统的发电量约占全国发电总量的一半, 其《电力供应法》更是规定, 电网公司必须优先购买用户自己分布式发电生产的电量, 而消费者有义务优先使用自产的电量;英国分布式发电政策的制定主要着眼于环保和温室气体减排, 英国政府在2001年采取了一系列的措施, 包括:免除气候变化税, 免除商务税, 高质量的热电联产项目还有资格申请政府对采用节约能源技术项目的补贴金。德国分布式发电的“优先价格”法中的一系列法规体现出了其对分布式发电的大力支持, 目前德国的分布式发电已将近50%。

依托于中国丰富的风能和太阳能, 中国分布式发电技术发展很快。“十二五”规划纲要明确提出, 促进分布式能源系统的推广应用。《分布式发电管理办法》的出台明确指出将通过资金补贴、多余电网向电网出售、赋予投资方电网设施产权等措施大力刺激分布式能源发展。

3 分布式发电系统的并网

分布式发电系统的并网会对原有配电网的拓扑结构和网络潮流产生影响, 并使整个网络的运行、控制和继电保护更加复杂。因此上述问题是分布式发电系统发展所面临的主要困难[3]。

随着近些年来电力电子器件的快速发展, 采用逆变器接入电网成为分布式电源接入电网的主要手段, 相比传统的通过同步发电机、异步发电机接入电网, 采用逆变器入网方式的电力系统受浪涌传播影响要大的多。

分布式电源接入电网后, 有可能改变原先系统潮流方向, 使某些用户电压升高也有可能影响电压降落补偿装置的测量, 使补偿装置补偿电压未达到目标电压要求, 从而使电压更低。

那些由电力电子装置接入电网分布式发电系统会产生大量的谐波, 严重影响电能质量, 因此在安装分布式电源装置之前需要估算其产生的谐波多少, 以安装相应的谐波过滤装置, 保证电能质量。

分布式发电系统并网后对原先的继电保护装置也会产生一定影响, 但整体影响不大[4]。美国可再生能源国家实验室曾做过关于分布式发电与配电网络之间的交互影响的研究表明:结果表明当发生单相和三相故障时, 以逆变器方式接入的分布式电源对短路电流的贡献很小, 短路电流主要来自主网, 甚至比5MW感应电机提供的短路电流还要小的多。

孤岛是一个没有调节控制的电力系统, 会出现发电和供电之间不平衡的问题, 且孤岛电网没有电压频率控制, 其特性是不可预知的。但近几年的研究表明, 当大量分布式电源接入电网后, 只要采取适当的控制措施, 发生孤岛的概率是很低的, 因此孤岛问题不会成为分布式电源接入电网的一个技术障碍。

目前, 分布式发电中的某些关键技术还需要突破。

4 结语

总体来看, 分布式发电技术作为新一代发电技术, 发展空间还有很大, 为此完善配电网的设计, 做出合理的规划营运和控制措施适应分布式发电的发展是主要任务。分布式电源所具有的节能、环保、投资少、占地小的特点使其与传统集中式发电系统的比较中占据巨大优势, 虽然目前我国主要还以集中式供电为主, 但随着能源的短缺和环境压力的增加, 这样一种可持续发展的发电方式势必会在电网中占据主导地位。

参考文献

[1]曾琦, 李兴源, 王建.分布式电源接入电力系统的问题研究[A].2006中国电力系统保护与控制学术研讨会论文集, 2006:568～571.

[2]魏晓霞, 刘士玮.国外分布式发电发展情况分析及启示[J].能源技术经济, 2010, 9 (22) :58～65.

[3]李黎.分布式发电技术及其并网后的问题研究[J].电网与清洁能源, 2010, 26 (2) :55～59.

分布式发电并网问题综述 篇3

关键词分布式发电故障并网控制策略

引言

分布式发电(Distributed Generation，DG)一般是指为满足某些终端用户的需求、采用接在用户侧附近的小型发电机组进行发电的一种方式。这些小型发电机组规模一般不大，大约在几十千瓦到几十兆瓦。一般而言，分布式电源是直接接入配电系统(380V或10kV配电系统)并网运行或采取独立运行的方式。与传统的高压远距离输电系统的大型电站相比，分布式发电系统更靠近用户，不需要高压输电系统，从而可使基础设施的投资大大减小，并且建设快，运行费用低，提高了供电的可靠性和电力质量。常见的DG的形式包括了一些采用天然气、氢气、太阳能、风能等具有环境友好特性的能源，因此这种发电技术是一种可利用多种能源的技术。此外，为了提高能源的利用效率和降低成本，往往采用冷热电三联供(Coinbmed，Cooling，Heather and Power，CCHP)的形式，因此从能源利用、节能和环保角度来看，这种发电技术都被认为是一种极有发展前途的发电技术。

1电网中常见的故障

1.1故障概述

电力系统可能发生的故障类型比较多，其中短路故障是电力系统中最常见、危害最严重的故障。短路是指电力系统正常运行情况以外的一切相与相之间或相与地之间的短接。在电力系统正常运行时，除中性点外，相与相或相与地之间是绝缘的，如果由于某种原因使其绝缘破坏而构成了通路，就称电力系统发生了短路故障。产生短路的主要原因是电气设备载流部分的绝缘损坏。

1.2故障主要的种类及分析

电力系统中可能发生的短路有两类：对称短路和不对称短路。对称短路即为三相短路；不对称短路则包含单相接地短路、两相短路和两相接地短路。电力系统的运行经验表明，短路故障主要是单相接地短路。

(1)单相接地短路

单相接地短路是最常见的故障，约占全部故障的80％以上。对于中性点直接接地系统，发生单相接地时，要求迅速切除故障点。对于中性点不接地或中性点经消弧线圈接地的系统，发生单相接地时，允许短时间带电运行，但要求尽快寻找接地点，将接地部分退出运行并进行处理。

(2)两相接地短路

两相接地短路一般不会超过全部故障机率的10％。

在中性点直接接地系统中，这种故障多在同一地点发生；在中性点非直接接地系统中，常见情况是先发生一点接地，而后其他两相对地电压升高，在绝缘薄弱处形成第二接地点，此两点多数不在同一点。

(3)两相短路及三相短路

两相短路及三相短路相对较少，一般不超过全部故障机率的5％，但这种故障比较严重，故障发生后要求更迅速的切除。

(4)转换性故障、重叠故障

当发生以上几种故障后，往往由于故障的演变和扩大，可能由一种故障转换为另一种故障，或发生两种或两种以上的重叠性故障，这种故障约占全部故障机率的5％以下。

1.3故障带来的危害

随着短路类型、发生地点和持续时间的不同，短路的后果可能只破坏局部地区的正常供电，也可能威胁整个系统的安全运行。短路的危险后果一般有以下几个方面：

(1)短路点的电弧有可能烧坏电气设备，同时很大的短路电流通过设备会使其发热增加，当短路持续时间较长时，可能使设备过热而损坏。

(2)很大的短路电流通过导体时，将引起导体问很大的机械应力，如果导体和它们的支架不够坚固，则可能遭到破坏。

(3)短路时，系统电压大幅度下降，对用户工作影响很大。系统中最主要的负荷是异步电动机，它的电磁转矩同它的端电压平方成正比，电压下降时，电磁转矩将显著降低，使电动机停转，以致造成产品报废以及设备损坏等严重后果。

(4)当电力系统中发生短路时，有可能使并列运行的发电厂(发电机)失去同步，破坏系统的稳定性，使整个系统的正常运行遭到破坏，引起大片地区的停电，这是短路故障最严重的后果。

(5)不对称接地短路所造成的不平衡电流，将产生零序不平衡磁通，会在邻近的平行线路(如通信线路、铁道信号系统等)内感应出很大的电动势，这将造成对通信的干扰，并危及设备和人身的安全。

2针对电网常见故障情况下的并网控制策略

一个电网系统一般连接有多个分布式电源，这样很容易导致系统的不稳定。而电网中最严重的故障是短路故障，包括单相短路、两相短路、两相接地短路和三相短路，因此研究电网短路故障下的并网控制是很有意义的。

2.1统一功率因数控制方式

电网故障时分布式发电系统可以采用的一种控制策略就是在故障期间保持统一的功率因数。向网端输送最大有功功率时，其电流设置可以按下式计算：

I=gu (1)

g=p／u²

式中：g——逆变器输出端的等效瞬态电导；

u——三相电压向量u的模，u的值在三相电压均为正弦波，且三相平衡时是一个常数。

然而，当电网故障时，逆序分量将产生一个二倍频的波动。从而注入电网的电流将不再保持正弦波形，而是含有大量高频谐波信号。

由(1)式知，电流向量每个瞬时均与电压向量保持正比关系，不包含任何与电网电压正交的分量，因此只向电网输送有功功率，而不向电网输送无功功率。故在这种控制方式下，有功功率和无功功率在故障期间都保持恒定，功率因数是常数。

2.2正序跟踪控制方式

故障时另一种可行的控制策略是随动态式跟踪电压的正序电压。与统一功率因数控制相反，在这种控制策略中，需要一个PLL系统来检测电网的不平衡状态。另外，该系统也需要对故障引起的非平衡充分鲁棒并且能够检测出电网电压的正序分量。同步锁相环PLL即为满足这种要求的一种方式。此时的唯一问题是直流侧电压的二次谐波扰动，它对正序参考电流的产生有一定影响。不过我们可以采用数字滤波器来滤除这些扰动信号，从而不对系统引入任何延迟。不管在哪种情形下，当故障发生时在直流侧部分采用电容来消除二次谐波扰动都是必须的，否则，极易发生设备故障。

在这种控制策略下，分布式电源电流在故障时将始终保持平衡的正弦波形，只因电网电压的衰减，分布式电源的电压幅值会升高。不过，不管在哪种情形下，整个故障期间无功功率和有功功率都会有二倍频的波动。

2.3恒定有功功率控制方式

还有一种在故障情形下可采用的控制策略是保持有功功率恒定控制方式。在非平衡故障时，电网电压将同时包含正序和负序分量。类似的，电网电流也将变成非平衡的，从而无功功率和有功功率同时都包含有二次谐波分量的波动。此时，若在参考电流中注入一定的负序分量，可以方便地得到对二次谐波的补偿，从而使有功功率在故障期间保持恒定。

I_n=I_PU_n／U_pi(2)

式中下标p和n表示正序和负序分量。

考虑到这种控制方式有可能应用到采用比例一积分(PI)控制器对电流进行校正的控制结构中，一般还需要单独的负序电流控制器对负序电流进行额外的校正。

基于PR控制器的控制结构中，负序电流分量可以非常方便地引入参考电流中，这是因为这种控制器能够同时对正序和负序信号进行校正，这为系统的实现提供了很大的方便。然而，需要指出的是，在功率(无功或有功)恒定的控制策略中，电网电流在故障期间是非平衡的，而且在有功功率恒定的控制方式中，无功功率将承受大幅度的二次波动。

2.4恒定无功功率控制方式

在恒定无功功率控制方式下用于消除二次谐波波动的无功功率表达式和在恒定有功功率控制时非常相似，因为此时很容易通过计算得到正交于电网电压向量的电流向量，所以当需要在分布式发电系统和电网之间交换无功功率时，可以方便地对无功功率进行独立的控制。当检测到电网故障时，无功功率的参考信号要从O变换到设定值。

3结束语

分布式发电并网问题综述 篇4



时间：2015-09-21

 阅读量：62次

分布式光伏发电并网常见问题解答

一、分布式光伏发电的适用范围是什么？答：

1、分布式光伏发电是指位于用户附近，所发电能就地利用，以10千伏及以下电压等级接入电网，且单个并网点总装机容量不超过6兆瓦的光伏发电项目。

2、以10千伏以上电压等级接入、或以10千伏电压等级接入但需升压送出的光伏发电项目，执行国家电网公司常规电源相关管理规定。

二、去哪里申请分布式光伏发电并网业务？答：

1、城区所有客户,县公司、郊区并网容量为400千瓦及以上或接入电压等级为10千伏及以上客户的并网业务请至市区中心营业厅申请办理。

2、并网容量为400千瓦以下，且为低压接入的并网业务请至县公司中心营业厅申请办理。

三、办理分布式光伏发电并网需提供哪些资料？答：

（1）自然人客户提交的申请资料： ①报装申请单； ②客户有效身份证明；

③房屋产权证明（复印件）或其它证明文书； ④物业出具同意建设分布式电源的证明材料。可替代材料：无。

（2）法人客户提交的申请资料： ①报装申请单；

②客户有效身份证明（包括营业执照、组织机构代码证和税务登记证）； ③土地合法性支持性文件；

④发电项目前期工作及接入系统设计所需资料；

⑤政府主管部门同意项目开展前期工作的批复（需核准项目）。可替代材料：无。

四、办理分布式光伏发电并网的流程和时限如何规定？答：

1、自然人客户：

（1）并网申请及确定方案：受理您并网申请后，我公司将按照与您约定的时间至现场查看接入条件，并在规定期限内答复您接入系统方案。其中分布式光伏发电单点并网项目20个工作日，多点并网项目30个工作日，其余为40个工作日。

（2）工程设计：对于 380/220 伏多点并网项目，您可以自主委托具有资质的设计单位开展接入系统工程设计。设计完成后，请将按照我公司业务人员为您提供的《分布式电源设计审查需提供的材料清单》提示准备审查资料。正式受理您的申请后，对 380/220 伏多点并网项目，我公司将依据您的工程进度尽快完成审查，对 10、35 千伏项目，我公司将在10个工作日内完成审核。光伏电池、逆变器设备应取得国家授权有资质的检测机构报告。

（3）工程施工：您可以自主选择具备相应资质的施工单位进行施工。施工完毕后，请您按照我公司业务人员为您提供的《分布式电源并网调试和验收需提供的材料清单》

提示准备并网验收和调试申请资料，我公司免费将为您免费安装计量表计，并与您签署购售电、供用电合同和并网调度协议。

（4）并网发电：表计安装完成、合同、调度协议签订完毕后，我公司将在10个工作日内完成并网验收与调试工作，调试通过后直接转入并网运行。

注：我公司在并网及后续结算服务中，不收取任何服务费用，且我公司将代您向政府能源主管部门进行备案。

2、法人客户：

（1）并网申请及确定方案：受理您并网申请后，我公司将按照与您约定的时间至现场查看接入条件，并在规定期限内答复您接入系统方案。其中第一类项目40个工作日（其中分布式光伏发电单点并网项目20个工作日，多点并网项目30个工作日）、第二类项目60个工作日内答复接入系统方案。

（2）工程设计：对于380/220伏多点并网或10、35千伏项目，您可以自主委托具有资质的设计单位开展接入系统工程设计。设计完成后，请将按照我公司业务人员为您提供的《分布式电源设计审查需提供的材料清单》提示准备审查资料。正式受理您的申请后，对 380/220 伏多点并网项目，我公司将依据您的工程进度尽快完成审查，对10、35千伏项目，我公司将在10个工作日内完成审核。光伏电池、逆变器设备应取得国家授权有资质的检测机构报告。

（3）工程施工：您可以自主选择具备相应资质的施工单位进行施工。施工完毕后，请您按照我公司业务人员为您提供的《分布式电源并网调试和验收需提供的材料清单》提示准备并网验收和调试申请资料，我公司免费将为您免费安装计量表计，并与您签署购售电、供用电合同和并网调度协议。

（4）并网发电：表计安装完成、合同、调度协议签订完毕后，我公司将在10个工作日内完成并网验收与调试工作，调试通过后直接转入并网运行。

注：我公司在并网及后续结算服务中，不收取任何服务费用。并网过程中，请您及时到发改委、能监办履行备案手续。备案完成后，请及时联系我公司，确保补助资金及时拨付到位。

五、并网发电涉及的工程施工由哪个单位负责建设？

答：如果您的并网发电涉及工程施工，投资界面以产权分界点划分，产权分界点以上部分为电网配套工程由我公司负责建设，产权分界点以下部分为分布式电源接入系统工程由您建设，产权分界点在接入系统方案中确定。

六、申请了分布式光伏发电并网业务如何查询进度？

答：客服专员应记录下客户的总户号、联系方式、项目编号等基本信息，派发非抢修单。

七、客户询问发电量不足以自用，或发电量自用后有富余是否可以上网，如何处理？

答：建于用户内部场所的分布式光伏发电项目，发电量可以全部上网、全部自用或自发自用余电上网，由用户自行选择，用户不足．电量由电网企业提供。上、下网电量分开结算，电价执行国家相关政策。

八、办理分布式光伏发电项目时是否收取系统备用容量费？答：不收取。

九、分布式光伏电站自发自用电量部分是否收取基金和附加费？答：按国家相关政策收取基金和附加费。

十、并网验收和并网调试全过程服务中，是否收费？

答：电网企业在并网申请受理、接入系统方案制订、合同和协议签署、并网验收和并网调试全过程服务中，不收取任何费用。

十一、分布式光伏发电项目执行哪些技术规范要求？

答：分布式光伏发电项目并网点的电能质量应符合国家标准，工程设计和施工应满足《光伏发电站设计规范》和《光伏发电站施工规范》等国家标准。

十二、山西省范围内光伏发电上网电价是如何确定？

风力发电机组并网技术 篇5

20世纪90年代，L.Xu, Bhowink, Machromoum, R.Pena等学者对双馈电机在变速恒频风力发电系统中的应用进行了理论、仿真分析和试验研究，为双馈电机在风力发电系统中的应用打下了理论基础。同时，电力电子技术和计算机技术的高速发展，使得采用电力电子元件(IGBT等)和脉宽调制(PWM)控制的变流技术在双馈电机控制系统中得到了应用，这大大促进了双馈电机控制技术在风电系统中的应用。八十年代以后，功率半导体器件发展的主要方向是高频化、大功率、低损耗和良好的可控性，并在交流调速领域内得到广泛应用，使其控制性能可以和直流电机媲美。九十年代微机控制技术的发展，加速了双馈电机在工业领域的应用步伐。近十年来是双馈电机最重要的发展阶段，变速恒频双馈风力发电机组已由基本控制技术向优化控制策略方向发展。其励磁控制系统所用变流装置主要有交交变流器和交直交变流器两种结构形式:(1)交交变流器的特点是容量大，但是输出电压谐波多，输入侧功率因数低，使用功率元件数量较多。(2)采用全控电力电子器件的交直交变流器可以有效克服交交变流器的缺点，而且易于控制策略的实现和功率双向流动，非常适用于变速恒频双馈风力发电系统的励磁控制。

为了改善发电系统的性能，国内外学者对变速恒频双馈发电机组的励磁控制策略进行了较深入的研究，主要为基于各种定向方式的矢量控制策略和直接转矩控制策略。我国科研机构从上世纪九十年代开始了对变速恒频双馈风力发电系统控制技术的研究，但大多数研究还仅限于实验室，只有部分研究成果在中，在小型风力发电机的励磁控制系统中得到应用。因此，加快双馈机组的励磁控制技术的研究进度对提高我国风电机组自主化进程具有重要意义。

除了上面提到的双馈风力发电系统励磁控制技术研究以外，变速恒频双馈风力发电系统还有许多研究热点包括:

(I)风力发电系统的软并网软解列研究

软并网和软解列是目前风力发电系统的一个重要部分。一般的，当电网容量比发电机的容量大得多的时候，可以不考虑发电机并网的冲击电流，鉴于目前并网运行的发电机组已经发展到兆瓦级水平，所以必须要限制发电机在并网和解列时候的冲击电流，做到对电网无冲击或者冲击最小。

(2)无速度传感器技术在双馈异步风力发电系统应用的研究

近年，双馈电机的无位置以及无速度传感器控制成了风力发电领域的一个重要研究方向，在双馈异步风力发电系统中需要知道电机转速以及位置信息，但是速度以及位置传感器的采用提高了成本并且带来了一些不便。理论上可以通过电机的电压和电流实时计算出电机的转速，从而实现无速度传感器控制。如果采用无传感器控就可以使发电机和逆变器之间连线消除，降低了系统成本，增强了控制系统的抗干扰性和可靠性。

(3)电网故障状态下风力发电系统不间断运行等方面

并网型双馈风力发电机系统的定子绕组连接电网上，在运行过程中，各种原因引起的电网电压波动、跌落甚至短路故障会影响发电机的不间断运行。电网发生突然跌落时，发电机将产生较高的瞬时电磁转矩和电磁功率，可能造成发电机系统的机械损坏或热损坏，所以三相电网电压突然跌落时的系统持续运行控制策略的研究是目前研究焦点问题之一。

此外，双馈风力发电系统的频率稳定以及无功极限方面也是目前研究的热点。

在大型风力发电系统运行过程中，经常需要把风力发电机组接入电力系统并列运行。发电机并网是风力发电系统正常运行的“起点”，也是整个风力发电系统能够良好运行的前提。其主要要求是限制发电机在并网时的瞬变电流，避免对电网造成过大的冲击，并网过程是否平稳直接关系到含风电电网的稳定性和发电机的安全性。当电网的容量比发电机的容量大的多(大于25倍)的时候，发电机并网时的冲击电流可以不考虑。但风力发电机组的单机容量越来越大，目前己经发展到兆瓦级水平，机组并网对电网的冲击已经不能忽视。比较严重的后果不但会引起电网电压的大幅下降，而且还会对发电机组各部件造成损害;而且，长时间的并网冲击，甚至还会造成电力系统的解列以及威胁其它发电机组的正常运行。

因此必须通过合适的发电机并网方式来抑制并网冲击电流。

目前，实现发电机并网的方式主要有两种，一种被称为准同期方式，另一种被称为自同期方式。准同期方式是将已经励磁的发电机在达到同期条件后并入电网;自同期方式则是将没有被励磁的发电机在达到额定转速时并入电网，随即给发电机加上励磁，接着转子被拉入同步。自同期方式由于当发电机合闸时，冲击电流较大，母线电压跌落较多而很少采用。因此，现在发电机的主要并网方式为准同期方式，它能控制发电机快速满足准同期条件，从而实现准确、安全并网。

异步风力发电机组并网

异步发电机投入运行时，由于靠转差率来调整负荷，其输出的功率与转速近乎成线性关系，因此对机组的调速要求不像同步发电机那么严格精确，不需要同步设备和整步操作，只要转速接近同步转速时就可并网。但异步发电机的并网也存在一些问题。例如直接并网时会产生过大的冲击电流(约为异步发电机额定电流的4～7倍)，并使电网电压瞬时下降。随着风力发电机组电机容量的不断增大，这种冲击电流对发电机自身部件的安全以及对电网的影响也愈加严重。过大的冲击电流，有可能使发电机与电网连接的主回路中自动开关断开;而电网电压的较大幅度下降；则可能会使低压保护动作，从而导致异步发电机根本不能并网。另外，异步发电机还存在着本身不能输出无功功率、需要无功补偿、过高的系统电压会造成发电机磁路饱和等问题。

目前，国内外采用异步发电机的风力发电机组并网方式主要有以下几种。

(1)直接并网方式

这种并网方法要求并网时发电机的相序与电网的相序相同，当风力机驱动的异步发电机转速接近同步转速(90%一100%)时即可完成自动并网，见图(2-6)所示，自动并网的信号由测速装置给出，然后通过自动空气开关合闸完成并网过程。这种并网方式比同步发电机的准同步并网简单，但并网瞬间存在三相短路现象，并网冲击电流达到4～5倍额定电流，会引起电力系统电压的瞬时下降。这种并网方式只适合用于发电机组容量较小或与大电网相并的场合。

(2)准同期并网方式

与同步发电机准同步并网方式相同，在转速接近同步转速时，先用电容励磁，建立额定电压，然后对已励磁建立的发电机电压和频率进行调节和校正，使其与系统同步。当发电机的电压、频率、相位与系统一致时，将发电机投入电网运行，见图(2-7)所示。采用这种方式，若按传统的步骤经整步到同步并网，则仍须要高精度的调速器和整步、同期设备，不仅要增加机组的造价，而且从整步达到准同步并网所花费的时间很长，这是我们所不希望的。该并网方式合闸瞬间尽管冲击电流很小，但必须控制在最大允许的转矩范围内运行，以免造成网上飞车。

(3)降压并网方式

降压并网是在异步发电机和电网之间串接电阻或电抗器或者接入自祸变压器，以便达到降低并网合闸瞬间冲击电流幅值及电网电压下降的幅度。因为电阻、电抗器等元件要消耗功率，在发电机进入稳态运行后必须将其迅速切除。显然这种并网方法的经济性较差。

(4)晶闸管软并网方式

这种并网方式是在异步发电机定子与电网之间通过每相串入一只双向晶闸管连接起来，来对发电机的输入电压进行调节。双向晶闸管的两端与并网自动开关K2的动合触头并联，如图2-9所示。

接入双向晶闸管的目的是将发电机并网瞬间的冲击电流控制在允许的限度内。图(2-9)示出软并网装置的原理。通过采集US和IS的幅值和相位，对晶闸管的导通角进行控制。具体的并网过程是:当风力发电机组接收到由控制系统微处理机发出的启动命令后，先检查发电机的相序与电网的相序是否一致，若相序正确，则发出松闸命令，风力发电机组开始启动；当发电机转速接近同步转速时(约为99 %-100%同步转速)，双向晶闸管的控制角同时由180度到0度逐渐同步打开，与此同时，双向晶闸管的导通角则同时由0度到180度逐渐增大，此时并网自动开关K2未动作，动合触点未闭合，异步发电机即通过晶闸管平稳地并入电网，随着发电机转速的继续升高，电机的转差率趋于零，当转差率为零时，双向晶闸管已全部导通，并网自动开关K2动作，短接双向晶闸管，异步发电机的输出电流将不再经双向晶闸管，而是通过已闭合的自动开关K2流入电网。在发电机并网后，应立即在发电机端并入补偿电容，将发电机的功率因数(cos }p)提高到0.95以上。由于风速变化的随机性，在达到额定功率前，发电机的输出功率大小是随机变化的，因此对补偿电容的投入与切除也需要进行控制，一般是在控制系统中设有几组容量不同的补偿电容，根据输出无功功率的变化，控制补偿电容的分段投入或切除。这种并网方法的特点是通过控制晶闸管的导通角，来连续调节加在负载上的电压波形，进而改变负载电压的有效值。目前，采用晶闸管软切入装置((SOFT CUT-IN)已成为大型异步风力发电机组中不可缺少的组成部分，用于限制发电机并网以及大小电机切换时的瞬态冲击电流，以免对电网造成过大的冲击。

晶闸管软并网技术虽然是目前一种较为先进的并网方法，但它也对晶闸管器件以及与之相关的晶闸管触发电路提出了严格的要求，即晶闸管器件的特性要一致、稳定以及触发电路可靠，只有发电机主回路中的每相的双向晶闸管特性一致，并且控制极触发电压、触发电流一致，全开通后压降相同，才能保证可控硅导通角在0度到180度范围内同步逐渐增大，才能保证发电机三相电流平衡，否则会对发电机

不利。

适合交流励磁双馈风力发电机组的并网技术

目前，适合交流励磁双馈风力发电机组的并网方式主要是基于定子磁链定向矢量控制的准同期并网控制技术，包括空载并网方式，独立负载并网方式，以及孤岛并网方式。另外，对于垂直轴型的双馈机组，由于不能自动起动，所以必须采用“电动式”并网方式。下面对各种并网方式的实现原理分别给予了简要介绍。

(1)空载并网技术

所谓空载并网就是并网前双馈发电机空载，定子电流为零，提取电网的电压信息(幅值、频率、相位)作为依据提供给双馈发电机的控制系统，通过引入定子磁链定向技术对发电机的输出电压进行调节，使建立的双馈发电机定子空载电压与电网电压的频率、相位和幅值一致。当满足并网条件时进行并网操作，并网成功后控制策略从并网控制切换到发电控制。如图(2-10)所示。

（2)独立负载并网技术

独立负载并网技术的基本思路为:并网前双馈电机带负载运行(如电阻性负载)，根据电网信息和定子电压、电流对双馈电机和负载的值进行控制，在满足并网条件时进行并网。独立负载并网方式的特点是并网前双馈电机已经带有独立负载，定子有电流，因此并网控制所需要的信息不仅取自于电网侧，同时还取自于双馈电机定子侧。

负载并网方式发电机具有一定的能量调节作用，可与风力机配合实现转速的控制，降低了对风力机调速能力的要求，但控制较为复杂。

(3)孤岛并网方式

孤岛并网控制方案可分为3个阶段。第一阶段为励磁阶段，见图(2-12)所示，从电网侧引入一路预充电回路接交—直—交变流器的直流侧。预充电回路由开关K1、预充电变压器和直流充电器构成。

当风机转速达到一定转速要求后，K1闭合，直流充电器通过预充电变压器给交—直—交变流器的直流侧充电。充电结束后，电机侧变流器开始工作，供给双馈电机转子侧励磁电流。此时，控制双馈电机定子侧电压逐渐上升，直至输出电压达到额定值，励磁阶段结束。

第二阶段为孤岛运行阶段。首先将Kl

断开，然后启动网侧变流器，使之开始升压运行，将直流侧

升压到所需值。此时，能量在网侧变流器，电机侧变流器以及双馈电机之间流动，它们共同组成一个孤岛运行方式。

第三阶段为并网阶段。在孤岛运行阶段，定子侧电压的幅值、频率和相位都与电网侧相同。此时闭合开关K2，电机与电网之间可以实现无冲击并网。并网后，可通过调节风机的桨距角来增加风力机输入能量，从而达到发电的目的。

(4)“由动式”并网方式

前面介绍的几种并网方式都是针对具有自起动能力的水平轴双馈风力发电机组的准同期并网方式，对于垂直轴型的双馈机组(又称达里厄型风力机)由于不具备自启动能力，风力发电机组在静止状态下的起动可由双馈电机运行于电动机工况来实现。

如图(2-13)所示，为实现系统起动在转子绕组与转子侧变频器之间安装一个单刀双掷开关K3，在进行并网操作时，首先操作K3将双馈发电机转子经电阻短路，然后闭合K1连接电网与定子绕组。在电网电压作用下双馈电机将以感应电动机转子串电阻方式逐渐起动。通过调节转子串电阻的大小，可以提高起动转矩减小起动电流，从而缓解机组起动过程的暂态冲击。当双馈感应发电机转速逐渐上升并接近同步转速时，转子电流将下降到零。在此条件下，操作K3断开串联电阻后将转子绕组与转子侧变频器相连接，同时触发转子侧变频器投入励磁。最后在成功投入励磁后，调节励磁使双馈发电机迅速进入定子功率或转速控制状态，完成机组起动过程。

这种并网方式实现方法简单，通过适当的顺序控制就能够实现不具备自起动能力的双馈发电机组的起动与并网的需要，如果电机转子侧安装有“CrowBarProtection”保护装置，则通过控制器投切“CrowBar Protection”就可以实现系统的起动与准同期并网。

空载并网方式并网前发电机不带负载，不参与能量和转速的控制，所以为了防止在并网前发电机的能量失衡而引起的转速失控，应由原动机来控制发电机组的转速。独立负载并网方式并网前接有负载，发电机参与原动机的能量控制，表现在一方面改变发电机的负载，调节发电机的能量输出，另一方面在负载一定的情况下，改变发电机转速的同时，改变能量在电机内部的分配关系。前一种作用实现了发电机能量的粗调，后一种实现了发电机能量的细调。可以看出，空载并网方式需要原动机具有足够的调速能力，对原动机的要求较高;独立负载并网方式，发电机具有一定的能量调节作用，可与原动机配合实现转速的控制，降低了对原动机调速能力的要求，但控制复杂，需要进行电压补偿和检测更多的电压、电流量。孤岛并网方式是一种近年来才提出的比较新颖的一种并网方式，在并网前形成能量回路，转子变换器的能量输入由定子提供，降低了并网时的能量损耗。

其中空载并网方式由于具有控制策略简单，控制效果好，而在实际机组中广泛采用，而负载并网方式、孤岛并网方式以及“电动式”并网方式由于存在控制系统较为复杂，系统稳定性差等缺点目前仍然停留在理论探索阶段。

双馈发电机并网控制与功率控制的切换

双馈风力发电系统并网控制的目的是对发电机的输出电压进行调节，使建立的DFIG的定子空载电压与电网电压的幅值、频率、和相位保持一致，当满足并网条件时进行并网操作，并网成功后进行最大风能追踪控制

.并网成功后一方面变桨距系统将桨叶节距角置于0以获得最佳风能利用系数，与此同时转子励磁系统开始进行最大功率点跟踪(Maximum Power pointTracking,MPPT)控制，以捕获最大风能。并网切换前后控制策略有较大差异，如果直接切换，则控制系统重新从零开始调节，必然引起转子电压的突变，从而造成并网瞬间系统产生振荡，这种振荡可能短时间内使系统输出有很大的偏差，致使控制量超过系统可能的最大允许范围，容易造成发电机损坏，而这在实际的并网过程中是十分不利的。为此，要达到发电机顺利、安全并网的目的还必须实现控制策略的无扰切换，使转子输出电压平稳的过渡到新的稳定状态。

双馈发电机的解列控制

分布式发电并网问题综述 篇6

分布式光伏的开发设计、并网与运维

中国现有4亿户居民，4000万自建房屋，其中2000万屋顶可以用于分布式光伏的开发，预计可以装机100GW，1万亿的市场潜力。未来光伏市场，集中式地面电站比例会逐步降低，分布式光伏成为蓝海市场。

首先来看户用光伏市场的四大模式：

一是大型光伏制造商，拥有良好的品牌，采购产品比较低的优势；

二是区域化分布式集成商，资源优势在结合各地市的政策，采用符合本地的推广模式，灵活度非常高；

三是专业光伏集成商，渠道资源多，整合联合本地的服务;四是房地产，金融，建筑，电气。

其次是选型：

逆变器作为家用光伏电站重要的设备之一，其选型至为关键。逆变器的选择一定要从电

古瑞瓦特官网：http:///

站的应用场景出发，匹配逆变器要做到因地制宜，合适的才是最好的选择。从户用角度出发，好的逆变器除了能够高效发电外，还必须安全可靠，对电网比较友好，能够是实现智能运维。必须关注的几个因素一是转换效率；二是MPPT效率；三是防PID模块；四是组串监控。

接下来是设计：

设计前期需要对屋顶电站做好详细的踏勘。

总结起来主要包括以下几个要素：1)厂房建设年限；2)屋面状况；3)屋面板类型；4)彩钢板锈蚀情况；5)电网接入距离；6)原厂房设计资料、用电负荷等。

最后是分布式光伏的运维：

从管理人员层次，如何能随时随地地监管，因为管理层不能随时进行，如果没有集中监管平台告之，有些项目屋顶很长时间没发电，损失会非常大。

第二个，运维人员要第一时间组织检修，非常快地知道故障点在哪里，确保自身价值的体现。

总结来说，光伏企业要将做系统、做项目转为做产品，打破私人订制的局限性，降成本、控制量、提升服务，推进中国”光伏入户“的进程，真正让分布式光伏发展进万家。

分布式发电并网问题综述 篇7

分布式光伏发电是指在用户所在场地或附近建设安装、运行以用户端自发自用为主、多余电量上网、电网调剂余缺为特征的发电设施或有电力输出的能量综合梯级利用多联供设施。这是一种新型的、具有广阔发展前景的发电和能源综合利用方式,它倡导就近发电、就近并网、就近转换、就近使用的原则,不仅能够有效提高同等规模光伏电站的发电量,同时还有效解决了电力在升压及长途运输中的损耗问题。系统结构如图1所示。

为了响应国家政策,国家电网公司发布分布式光伏发电相关管理办法,为促进分布式发电的快速发展奠定了坚实的基础。我国从2009年开始启动了“全太阳”工程和光电建筑示范项目,明确规定根据项目投资规模对分布式光伏发电项目进行补贴。在相关政策的激励下,分布式光伏发电近3年呈现出爆炸式增长的态势。据统计,到2011年年底,我国光电建筑示范项目装机规模已达30万KW,“全太阳”工程的装机规模也已超过117万KW,而根据《能源发展“十二五”规划》,我国2015年分布式光伏发电的装机规模要达到1000万KW, 2013年,国家电网继2012年启动分布式光伏发电支持政策之后,再次发布《关于做好分布式电源并网服务工作的意见》,用户自己装置光伏发电设备,国家电网可以为其接入电网,发电量可以自用,多余部分也可以上网卖给电网。目前,我所在的岗位是受理武汉市个人及企业分布式电源并网申请的业务柜台,据统计,截至目前,武汉市已受理分布式光伏报装业务148件,总装机容量达4.77万KW。

2 分布式光伏发电的优势

分布式光伏发电倡导就近发电、就近并网、就近转换、就近使用的原则,不仅能够有效提高同等规模光伏电站的发电量,同时还有效解决了电力在升压及长途运输中的损耗问题。相较传统光伏发电而言,分布式光伏发电有着众多优势。

2.1并网难度低

光伏发电并网困难的问题一直是困扰光伏产业发展的一个难题。我国一些光照充足适合建大型光伏电站的地方往往地处偏远,建设和并网难度都很大,很多电站即使能建成投产也因为无法并网使发出的电成为“弃电”、“费电”而白白浪费。分布式光伏发电大多建在城市中,以广大家庭、企业和事业单位为依托,只需要对现有电网稍加改造就能并网发电,同时还能解决用户自身的用电问题。

2.2投资成本低

传统集中式光伏发电因为地理位置等原因建站和并网成本都很高,这使得发电本身所带来的效益远不及前期投资成本,再加上建设这种大型光伏电站往往需要大量的资金支持,使一般投资者望而却步。相较传统光伏发电动辄几十亿甚至上百亿的投资,分布式光伏发电只需要较少的投资,可以将各级党政机关、企事业单位和大量居民楼房转变为众多的“微型发电厂”,并且它分散在众多家庭、企事业单位之中,能够降低和分担投资风险。

2.3硬件设施要求低

分布式光伏发电系统中各电站相互独立,对供电系统等硬件设施要求相对较低,用户由于可以自行控制,不会发生大规模停电事故,可以弥补大电网安全稳定性的不足,可靠性较高。同时,分布式光伏发电调峰性能好,操作简单,由于参与运行的系统少,启停快速,在意外灾害发生时能够继续供电,成为集中供电方式不可缺少的重要补充。

2.4 有利于更好地普及清洁能源知识和措施

在推进分布式光伏发电过程中,可以让知识和技术更好地走进千家万户,从而将节能变为自觉行动。同时,由于当前欧美等对我国出口光伏产品接连不断采取双反等制裁措施,导致国际市场受到挤压,不少企业经营困难出现亏损,甚至有个别业内影响较大的公司出现破产清算问题。因此,推广分布式光伏发电,还有利于开拓国内市场,帮助我国光伏制造企业走出困境。

3 分布式光伏发电的发展前景

中国光伏产业的发展曾过度依赖国外市场,尤其是欧洲市场,受欧债危机、欧盟及美国“双反”等事件的影响,国外市场持续低迷,中国光伏产业的持续发展也因此呼吁国内光伏市场的快速启动。

目前分布式光伏发电已被广泛应用在家庭供电、道路照明、景观照明、交通监控、大型广告牌、发电站,市场规模逐步扩大,呈现出广阔的市场前景。随着国务院常务会议提出要着力推进分布式光伏发电,鼓励单位、社区和家庭安装和使用分布式光伏发电系统。在《关于申报分布式光伏发电规模化应用示范区的通知》和《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》文件中,国家已经把分布式光伏发电在十二五能源发展规划目标中的1000万千瓦调整为3500万千瓦。2014年全年新增备案总规模1400万千瓦,其中分布式800万千瓦,占光伏发电新增装机规模的近60%。从国际经验和国内发展状况看, 分布式光伏发电代表着光伏产业未来的发展方向, 拥有广阔的前景和光明的未来, 将成为新能源产业发展最为激动人心的实践,形成燎原之势。

4 总结

综上所诉,由于我国目前生产力分布格局和分布式能源自身的特点,分布式光伏发电的发展想在短期内代替传统的功能方式是不可能的,但是其可以为集中供能系统进行有效补充,成为人类实现安全可靠、清洁环保、便捷高效智能生活的关键环节,迎来太阳能利用的崭新局面。

摘要：在能源日益紧张的今天,太阳能因其可再生性与清洁性,已逐渐突显其优势,它为光伏发电产业发展垫定了基础。同时,分布式光伏发电系统具有不占地,无噪声,无污染排放,架设输电线路即可就地发供电,电力传输系统消耗几乎为零,所发电力若在满足用户基本用电需求基础上,多余电量还可上网等优点,使越来越多的分布式光伏电源接入到配电网中,并对传统的配电网提出了新的挑战。

并网发电厂辅助服务管理实施细则 篇8

总 则

第一条 为保障西北电力系统安全、优质、经济运行，规范西北区域并网发电厂辅助服务管理，维护电力企业合法权益，促进电网和发电企业协调发展，根据《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》(电监市场〔2006〕43号)和国家有关法律法规，结合西北电力系统实际，制定本细则。

第二条 本细则所称辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由并网发电厂提供的服务，包括：调频、调峰、自动发电控制（AGC）、无功调节、自动电压控制（AVC）、备用、黑启动等。

第三条 本细则适用于西北区域省级及以上电力调度机构直调的发电厂（含并网自备发电厂）和由地调直调的风电、光伏、装机容量50MW及以上的水电站。地调电网内的其它发电厂并网运行管理参照本实施细则执行。自备电厂有上网电量的以上网电量部分承担辅助服务费用。新建火电、水电机组通过整套启动试运行后纳入本细则管理。风电场、光伏电站从并网运行之日起的第一年为辅助服务管理试运行期，试运行期满后正式纳入本细则管理。网留电厂暂不参加补偿与分摊。

第四条 西北区域能源监管机构依法对辅助服务调用、考核和补偿情况实施监管。电力调度机构在能源监管机构的授权下按照调度管辖范围具体实施辅助服务管理统计分析等工作。

第二章

定义和分类

第五条 辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。

第六条 基本辅助服务是指为了保障电力系统安全稳定运行，保证电能质量，发电机组必须提供的辅助服务，包括基本调峰、基本无功调节。

（一）基本调峰：发电机组在规定的出力调整范围内，为了跟踪负荷的峰谷变化而有计划的、按照一定调节速率进行的发电机组出力调整所提供的服务。

燃煤火电机组基本调峰范围100%-50%额定出力，燃气机组和水电机组基本调峰范围100％-0额定出力。风电、光伏、生物质发电等可再生能源机组在电网安全和供热受到影响时，应通过购买辅助服务等方式适当参与调峰。

（二）基本无功调节：发电机组在发电工况时，在迟相功率因数0.85至1范围内向电力系统发出无功功率或在进相功率因数0.97至1范围内从电力系统吸收无功功率所提供的服务。

第七条 有偿辅助服务是指并网发电厂在基本辅助服务之外所提供的辅助服务，包括一次调频、有偿调峰、自动发电控制（AGC）、自动电压控制（AVC）、旋转备用、调停备用、有偿无功调节和黑启动等。

（一）一次调频：当电力系统频率偏离目标频率时，发电机组通过调速系统的自动反应，调整有功出力减少频率偏差所提供的服务。

由于目前西北电网机组一次调频性能差异较大，承担该项服务义务不均，为改善全网频率质量，促进发电厂加强一次调频管理，将一次调频确定为有偿服务。

（二）自动发电控制（AGC）是指发电机组在规定的出力调整范围内，跟踪调度自动控制指令，按照一定调节速率实时调整发电出力，以满足电力系统频率和联络线功率控制要求的服务。

（三）自动电压控制（AVC）是指在自动装置的作用下，发电厂的无功出力、变电站和用户的无功补偿设备以及变压器的分接头根据电力调度指令进行自动闭环调整，使全网达到最优的无功和电压控制的过程。

本办法规定的自动电压控制（AVC）服务仅指发电机在规定的无功调整范围内，自动跟踪电力调度指令，实时调整无功出力，满足电力系统电压和无功控制要求所提供的服务。

（四）有偿无功调节：发电机组在迟相功率因数小于0.85的情况下向电力系统发出无功功率，或在进相功率因数小于0.97的情况下从电力系统吸收无功功率，以及发电机组在调相工况运行时向电力系统发出无功功率所提供的服务。

（五）有偿调峰分为深度调峰和启停调峰：深度调峰是指燃煤火电机组有功出力在其额定容量50%以下的调峰运行方式。启停调峰指并网发电机组由于电网调峰需要而停机（电厂申请低谷消缺除外），并在72小时内再度开启的调峰方式。

（六）旋转备用：是指为了保证可靠供电，电力调度机构指定的并网机组通过预留发电容量所提供的服务，且必须能够实时调用。

（七）调停备用：燃煤发电机组按电力调度指令要求超过72小时的调停备用。

（八）黑启动：电力系统大面积停电后，在无外界电源支持情况下，由具备自启动、自维持或快速切负荷（FCB）能力的发电机组（厂）所提供的恢复系统供电的服务。

（九）稳控装置切机服务：因系统原因在发电厂设置的稳控装置正确动作切机后应予以补偿。

第八条 第一调频厂和跨省调峰补偿在西北电网辅助服务跨省补偿办法中规定。第九条 对于机组因供热、防冻等要求造成被迫开机的情况，将一律不参与调峰和备用补偿。

第三章

提供与调用

第十条 并网发电厂有义务提供辅助服务，且应履行以下职责：

（一）负责厂内设备的运行维护，确保具备提供符合规定技术标准要求的辅助服务的能力。

（二）提供基础技术参数以确定各类辅助服务的能力，提供有资质单位出具的辅助服务能力测试报告。

（三）配合完成参数校核，并认真履行辅助服务考核和补偿结果。

（四）根据电力调度指令提供辅助服务。

并网发电厂应按要求委托具备国家认证资质的机构测试发电机组性能参数和辅助服务能力，测试结果报能源监管机构和电力调度机构备案。

第十一条 为保证电力系统平衡和安全，辅助服务的调用遵循“按需调用”的原则，由电力调度机构根据发电机组特性和电网情况，合理安排发电机组承担辅助服务，保证调度的公开、公平、公正。

第十二条 电力调度机构调用并网发电厂提供辅助服务时，应履行以下职责：

（一）根据电网情况、安全导则、调度规程，根据“按需调用”的原则组织、安排辅助服务。

（二）根据相关技术标准和管理办法对并网发电厂辅助服务执行情况进行记录和计量，统计考核和补偿的情况。

（三）定期公布辅助服务调用、考核及补偿统计等情况。

（四）及时答复并网发电企业的问询。

（五）定期将辅助服务的计量、考核、补偿统计情况报送能源监管机构。第四章

考核与补偿

第十三条 对基本辅助服务不进行补偿，对提供的有偿辅助服务进行适当补偿。当并网发电厂因其自身原因不能提供基本辅助服务时需接受考核；当并网发电厂因其自身原因不能被调用或者达不到预定调用标准时需接受考核，具体考核办法见《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》。

第十四条 对有偿辅助服务的补偿，实行打分制，按照分值计算相应补偿费用。第十五条 一次调频服务补偿：

各电厂一次调频服务补偿按照动作积分电量月度平均合格率进行补偿。

一次调频积分电量：电网频率超出 50±0.033Hz（水电机组按50±0.05Hz计算）时起到恢复至50±0.033Hz（水电机组按50±0.05Hz计算）时止，实际发电出力与起始实际发电出力之差的积分电量，高频少发或低频多发电量为正值，反之，高频多发或低频少发电量为负值。机组当月一次调频积分电量为当月每一次电网频率超出50±0.033Hz（水电机组按50±0.05Hz计算）时一次调频电量的代数和。

一次调频月度平均合格率：发电机组一次调频月度总实际积分电量与理论月度积分电量之比的百分数。

（1）火电、燃气机组一次调频平均合格率不小于60%。（2）水电机组一次调频平均合格率不小于50%。

月度一次调频平均合格率在满足上述条件情况下进行补偿，按照每高出1%补偿5分。第十六条 有偿调峰服务补偿

（一）深度调峰根据机组实际发电出力确定。由于发电机组自身原因造成出力低于基本调峰下限的不予补偿。深度调峰计量以发电机组为单位。

（三）常规燃煤发电机组按调度指令要求在72小时内完成启停调峰，每次按启停机组容量每万千瓦补偿20分；燃气机组按调度指令要求完成启停调峰，每次按启停机组容量每万千瓦补偿0.1分；水电机组按调度指令要求启停机，每次按启停机组容量每万千万补偿0.02分。

第十七条 旋转备用服务补偿

（一）对火电以及承担西北电网系统备用的水电机组提供旋转备用进行补偿。

（二）火电机组旋转备用供应量定义为：因电力系统需要，当发电机组实际出力低于最大可调出力、高于50%额定出力时，最大可调出力减去机组实际出力的差值在该时间段内的积分电量，按照以下标准补偿：

1.机组实际出力大于70%额定出力，低于最大可调出力的，燃煤火电机组按0.1分/万千瓦时补偿。

2.机组实际出力大于50%额定出力，低于70%额定出力的，燃煤火电机组按0.5分/万千瓦时补偿。

（三）燃气、水电机组实际出力低于70%额定出力时，额定出力的70%减去机组实际出力的差值在该时间段内的积分，按0.001分/万千瓦时补偿。

并网发电机组运行当日由于电厂原因无法按调度需要达到申报的最高可调出力时，当日旋转备用容量不予补偿。第十八条 自动发电控制（AGC）服务补偿

自动发电控制（AGC）服务补偿仅限于提供调频、调联络线服务时予以补偿。

（一）AGC补偿按机组计量。

（二）可用率补偿：月可用率达98%以上，每提高1%按0.5分/万千瓦补偿。

（三）调节容量补偿：按日统计AGC机组的实际最大出力和最小出力，计算调节容量，按0.02分/万千瓦补偿。

（四）贡献电量补偿：AGC每次下发调整指令期间贡献电量为实际功率与初始功率差值（实际功率与AGC指令目标功率同向为正，反向为负）的积分值，按日统计机组AGC投运期间贡献电量累计量（每次贡献电量代数和）。贡献电量累计值为正时，火电机组按3分/万千瓦时补偿，水电机组按 0.5分/万千瓦时补偿。

第十九条 自动电压控制（AVC）

（一）AVC补偿按机组计量。

（二）装设AVC装置的机组，若AVC投运率达到98%以上，且AVC调节合格率达到99%以上，按补偿电量0.01分/万千瓦时补偿。

第二十条 有偿无功服务补偿

根据调度指令，发电机组通过提供必要的有偿无功服务保证电厂母线电压满足要求，或者已经按照最大能力发出或吸收无功也无法保证母线电压满足要求时，按发电机组比迟相功率因数0.85多发出的无功电量或比进相功率因数0.97多吸收的无功电量，以及机组调相运行时发出的无功电量补偿，无功电量的具体计算公式为： 第二十一条 调停备用服务补偿

燃煤发电机组在停机备用期间，每天按1分/万千瓦补偿,最多补偿7天。第二十二条 黑启动服务补偿

黑启动服务用于补偿弥补发电机组用于黑启动服务改造新增的投资成本、维护费用以及每年用于黑启动测试和人员培训的费用。

具备自启动、自维持或快速切负荷（FCB）能力的发电机组应自行申报并提交具备国家认证资质机构黑启动能力检验报告，并且每年做一次黑启动实验，经电力调度机构认可，并报能源监管机构备案。对调度机构按照电网结构指定的黑启动机组按水电机组5分/月，火电机组10分/月，全厂最高30分/月补偿。待条件具备后以市场竞价方式确定黑启动服务。

第二十三条 稳控装置切机补偿

区域稳控装置动作减出力或切机后，按每万千瓦20分/次补偿。为提升本电厂送出能力的稳控装置所切机组不予补偿。

第五章

计量与结算

第二十四条 电力调度机构负责对并网运行管理及辅助服务调用的情况进行计量，以电力调度机构和发电厂共同认可的计量数据及调度记录等为准。

计量数据包括电能计量装置的数据、电力调度机构的调度自动化系统记录的发电负荷指令、实际有功（无功）出力，日发电计划曲线、电压曲线、电网频率等。

第二十五条 电力调度机构负责组织各有关电力企业建设相应技术支持系统。技术支持系统主站设在电力调度机构，进行计量、统计等，并据此进行相关结算。发电企业应设立子站，进行查询与信息反馈。

第二十六条 遵循专门记帐、收支平衡、适当补偿的原则，全网统一标准，按调管范围对辅助服务调用情况进行统计、计算，分省平衡、结算。

第二十七条 辅助服务补偿费用主要来源于以下方面：全部并网运行管理考核费用；发电机组调试运行期差额资金的50%;符合国家有关法律法规规定的其他资金。上述费用减去辅助服务补偿所需总金额的差额部分由各省（区）内发电企业按照上网电量的比例进行分摊。计算公式如下：

辅助服务补偿所需总费用与并网运行管理考核总费用依照并网发电企业并网考核与辅助服务补偿分值计算，每分对应金额均为1000元。

则某并网发电企业结算金额=1000×（∑有偿辅助服务补偿分数-∑并网运行管理考核分数）+分摊费用。

第二十八条 各级电力调度机构负责其直调发电厂（站）辅助服务补偿的评分工作。各省（区）电力调控中心负责本省（区）电网内全部发电厂（站）考核、补偿分值汇总和分摊计算工作。

各省（区）调度机构将本省（区）电网内各电厂的并网运行管理考核分、辅助服务补偿分以及纳入辅助服务补偿的发电机组调试运行期差额资金等按照第二十七条规定合并计算出各电厂考核补偿结算金额。

第二十九条 考核补偿结算金额按月统计，在下月电费结算中兑现，月结月清，过期不追溯。当月上网电量不足扣罚考核电量，剩余部分记账顺延至次月结算，结清。

第六章

监督与管理

第三十条 电力调度机构、电网经营企业、并网发电厂应按照能源监管机构的要求报送相关信息资料。电力调度机构、电网经营企业按规定向并网发电厂披露相关信息。信息披露应当采用网站、会议、简报等多种形式，季度、信息披露应当发布书面材料。第三十一条 各级电力调度机构负责其直调发电厂及所属地区调管电厂的辅助服务补偿评分工作，并于每月第3个工作日前向并网发电厂披露上月各直调电厂及所属地区调管电厂并网考核与辅助服务补偿情况明细。并网发电厂对考核和补偿情况如有疑义，应在公布后2个工作日内向相应电力调度机构提出复核。电力调度机构经核查后，在接到问询的2个工作日内予以答复。并网发电厂经与调度机构协商后仍有争议的，可向属地能源监管机构提出申诉裁决。

第三十二条 西北电力调度机构应于每月第7个工作日前将上月所调管电厂并网考核与辅助服务补偿情况和明细报西北能源监管局，经西北能源监管局审核后，由各省（区）电力调度机构负责对辖区内所有电厂进行统一分摊计算。

第三十三条 各省（区）电力调度机构于每月第15个工作日前将上月本省（区）电网内发电厂运行管理考核与辅助服务补偿情况和明细（含各电厂当月考核补偿项目内容、分值计算及全网各考核补偿项目情况）以正式文件和电子版本形式报属地能源监管机构审核。各属地能源监管机构于每月第20个工作日前公布上月发电厂并网运行管理考核结果。各省（区）电力公司应于次月底前在厂网电费结算中予以兑现。

第三十四条 各级电力调度机构应每季度总结分析辅助服务补偿开展情况，并于下季度首月20日前书面报属地能源监管机构。

第三十五条 并网发电厂与电力调度机构、电网经营企业之间因辅助服务调用、统计及结算等情况存在争议的，由能源监管机构依法进行调解和裁决。其中，并网发电厂与区域电力调度机构之间存在争议的，由区域能源监管机构依法进行调解和裁决。

第三十六条 能源监管机构依法履行职责，可以采取定期或不定期的方式对辅助服务补偿情况进行现场检查，电力调度机构、电网经营企业、并网发电厂应予以配合。现场检查措施包括：

（一）询问被检查单位的工作人员，要求其对被检查事项作 出说明；

（二）查阅、复制与检查事项有关的文件、资料，对可能被 转移、隐匿、销毁的文件、资料予以封存；

（三）对检查中发现的违法行为，可以当场予以纠正或者要 求限期改正。

第三十七条 电力调度机构、电网经营企业、并网发电厂违反有关规定的，能源监管机构应依法查处并予以记录，造成重大损失和重大影响的，能源监管机构可以处罚并对相关单位的主管人员和直接责任人员提出处理意见和建议。

第七章

附 则

第三十八条 本细则由国家能源局西北监管局负责解释。

第三十九条 本细则由国家能源局西北监管局根据实际运行情况及时修订。第四十条 本细则自2015年10月1日起执行。原执行的《西北区域发电厂辅助服务管理实施细则》（西电监办〔2011〕118号）同时废止。

抄送：国家能源局市场监管司。

国家能源局西北监管局综合处

2015年9月

发电厂并网安评需提供的材料要目 篇9

发电厂需提供资料要目

一 电厂概况

名称 地理位置 规模 主要技术经济参数 二 必备条件

1建厂审批和各项交接试验与验收

项目概况，包括发电机及其励磁系统、调速系统，升压站主设备，发变组、馈线保护的装置型号规格，升压站、厂用电主接线的形式，升压站、厂用电主结线图。

项目建议书及其申报文、政府批复文。

项目可行性研究报告及其申报文、审查文、政府批复文。政府项目核准的批文。初步设计及其申报文、审查文。政府项目核准的批文。

工程建设整套调试前工程质量检验报告或文件。整套调试申请和批复文件。

整套启动试运调试大纲、电气整套启动试运调试方案、励磁系统启动试验方案、同期系统调试方案。

启动调度方案和批文。启动验收委员会会议纪要

整套启动试运调试报告，包括零升流、零升压、并网带负荷等启动试验，168小时试运行。

整套试运质检验收文件。

政府关于移交生产手续问题的批复。建设有关单位启动验收、移交生产交接书。

甩负荷试验、AGC调整试验、RUNBACK性能试验、锅炉断油最低出力试验、AVC综合自动调压系统调试报告。

进相运行试验、励磁系统PSS参数整定及系统试验、励磁系统建模、调速系统建模试验报告。2《并网调度协议》、《购售电合同》 3 电厂接入系统设计（一次、二次、自动化）关于升压站、厂用电主接线与系统安全的有关文件 4 调度管辖范围、设备编号批文和实施情况 5运行人员名单报送调度文

培训档案，受令权的值班人员上岗证，电厂值长、电气、通信、自动化等涉网运行值班负责人名单 典型（大、中、小）的进相和调峰的日运行曲线 运行规程和报送调度文 励磁系统（含PSS）及调速系统说明书，厂家数学模型和参数 PSS试验定值，投运情况 发变组、升压站保护说明书、定值计算书，发变组定值上报文 符合规范定值已报调度 电厂调度自动化系统验收文件，资料报调度文 10 调度通信系统设计文件 电力生产特重大事故和突发灾害应急救援预案及其“四落实”文件

二 评分项目

1发电机

交接试验报告，预防性试验报告；

运行日志；缺陷记录；检修记录； 运行规程；检修规程；预试规定和计划；

设备台帐（本体及附件的出厂试验报告、设备安装说明书等竣工资料）；

运行、检修总结； 事故分析报告。2变压器和并联高压电抗器

变压器（电抗器）本体及附件交接和预防性试验报告，包括油试验、局放试验、绕组变形试验、表计检定、红外测温等报告；

运行日志；缺陷记录；检修记录； 运行规程；检修规程；预试规定和计划；

设备台帐（本体及附件的出厂试验报告、设备安装说明书等竣工资料）；

运行、检修总结； 事故分析报告；

反措规定、计划及落实情况记录。3高压开关设备

交接和预防性试验报告（包括气体试验、表计检定、红外测温记录）；

运行日志；缺陷记录；检修记录； 运行规程；检修规程；预试规定和计划；

设备台帐（含外绝缘爬距数据、出厂试验报告、安装说明书等）； 运行、检修总结；

事故分析报告；

反措规定、计划及落实情况记录； 短路容量校核资料； 断路器动作记录。

4互感器、耦合电容器、阻波器、避雷器和穿墙套管

交接和预防性试验报告（含电流互感器、电压互感器校验记录；避雷器定期带电测试记录；红外测温记录）；

设备台帐（含外绝缘爬距数据、出厂试验报告、安装说明书等）； 运行日志；缺陷记录；检修记录； 运行规程；检修规程；预试规定和计划； 运行、检修总结； 事故分析报告；

反措规定、计划及落实情况记录； 穿墙套管工况计算书 相关图纸资料。5 GIS装置

交接和预防性试验报告（包括气体试验、密度继电器检定、红外测温记录、闭锁装置定期试验记录）；

运行日志；缺陷记录；检修记录； 运行规程；检修规程；预试规定和计划； 设备台帐（含出厂试验报告、安装说明书等）； 运行、检修总结； 事故分析报告；

反措规定、计划及落实情况记录； GIS及气体管理规定

短路容量校核资料； 断路器动作记录； 相关图纸资料。6 外绝缘和防污闪

交接和预防性试验报告（含悬式绝缘子低值或零值绝缘子测试记录、盐密测试记录）；

设备台帐（含外绝缘爬距数据）； 缺陷记录；检修记录（包括清扫记录）； 7 过电压保护和接地

设备台帐； 防雷设计图纸；

避雷器交接和预防性试验报告； 接地装置定期试验报告； 内过电压计算书和系统调试报告； 接地装置截面热稳定容量校核资料； 接地网开挖记录； 定期检查规定。8发电机励磁系统

励磁设备说明书以及图纸资料。励磁系统顶值电压以及电压响应比。

励磁系统单体调试报告以及前验收报告及文件。励磁系统启动动态调试及保护整定等调试报告。励磁系统PSS、进相试验报告。励磁系统建模试验报告。励磁系统上报调度文件。

励磁系统运行规程以及检修规程。

励磁系统设备台帐、定值、软件版本、备品备件及其管理规定。励磁系统投运后的运行情况（包括发生过多少次故障以及故障处理情况、缺陷以及异常情况）9 调速系统

调速器设备及其图纸。

一次调频人工死区、转速不等率、一次调频投用范围及最大功率限幅等整定试验报告及上报调度文件。

调速系统电磁兼容性液压工况（检验报告）、电动机行程以及时间试验数据。

调速器试验报告（DEH调试）及建模试验报告。运行规程与检修规程。

运行后情况汇报（包括发生过多少次故障以及故障处理情况、缺陷以及异常情况）

设备台帐、定值、软件版本、备品备件及其管理规定。10 继电保护

继电保护说明书以及图纸资料（含说明书、调试大纲、调试报告）

具体包括升压站保护、发电机变压器组、高压厂用系统、启备变系统、备自投、同期系统、故障录波、故障信息系统等。

继电保护管理制度以及反措。

包括继电保护管理制度、定值管理、运行规程以及检验规程 继电保护反措资料，包括反措实施细则以及管理规定，主要实施项目情况。

继电保护整定值以及整定计算书。（包括发变组、启备变、厂用电及400V系统）

继电保护相关的设计资料以及具体配置情况。继电保护试验报告

包括继电保护单体调试报告、分系统调试报告、标准化验收报告、继电保护相量测

试报告、整套启动报告等；PT/CT试验报告，CT伏安特性曲线及二次负载。

向调度上报的资料以及正式文件（包括定值等）

继电保护运行规程以及检修规程，检验计划以及检验完成率。继电保护设备台帐、定值、软件版本、备品备件清单及其管理规定。

继电保护动作统计分析（包括发生过多少次缺陷、故障以及处理情况）调度自动化系统 a）基建移交生产资料

自动化各子系统：监控系统、AGC系统、AVQC系统、电量计费系统、数据网络系统、二次防护系统、市场报价支持系统、PMU系统、电源系统、测量变送系统、GPS系统等。

以上各子系统的三级验收报告、调度报告、测试报告、联调报告等涉及并网自动化子系统的各类报告。b）生产设备台帐及管理措施

电厂针对自动化各子系统管理规定规程，特别是自动化班组对自动化各子系统建立的台帐，工程移交图纸、配置图、备品备件管理、备份系统、应急预案、缺陷事故记录等。

c)与调度关系部分资料

与电厂自动化各子系统有关的调度协议、并网联调报告、缺陷事故记录等有关资料。d)子系统厂家提供资料

包含设备合同、产品说明书、设备图纸、盘柜布线图、逻辑图；厂家安装调试记录（人员、日期记录）、更改与变更说明等。调度通讯系统

a）基建移交生产资料

《电网通信规划》、通信网络图（独立双路由的要求）、监控系统、电源系统配置图、传输设备、调度交换系统、配置图等。

通信系统的三级验收报告、调度报告、测试报告、联调报告等涉及并网通信系统的各类报告。

工程设计、施工、竣工资料。b）生产设备台帐及管理措施

电厂针对通信系统管理规定规程，技术档案，特别是班组对通信系统建立的台帐，工程移交图纸、配置图、仪器仪表备品备件管理、备份系统、应急预案、缺陷事故记录、安全分析会记录、培训与业务学习等基础管理资料。

c)与调度关系部分资料

与电厂通信系统有关的调度协议、并网联调报告、缺陷事故记录等有关资料。

d)子系统厂家提供资料

包含设备合同、产品说明书、设备图纸、盘柜布线图、逻辑图；厂家安装调试记录（人员、日期记录）、更改与变更说明等。

直流系统

直流充电机、蓄电池、绝缘监察装置的说明书以及图纸资料（含说明书、调试大纲、调试报告）

直流系统的配置情况以及运行性能指标，包括充电机以及绝缘监察装置的定值。

直流系统运行和检修规程，有寻找直流接地的操作规定。直流系统空开及熔丝分级配置图以及校核计算书。直流充电装置、绝缘检测装置检验报告。

蓄电池的检验报告，包括蓄电池进行核对性放电和全容量放电试验报告。

直流系统备品备件清单。14 安全管理

企业安全目标、措施、奖惩文件。

安全第一责任者对上级安全生产重要文件和事故通报阅批单。企业各级安全责任制文件。

安全组织机构、安全例行工作制度文件。

安委会、厂、车间月度安全分析会原始记录或录音资料。部分班组安全日活动记录。“二票三制”制度文件。

根据有关规程和运行操作规定的制定本厂涉网部分现场安全管理规程。

厂级安全检查有关文件（季节性、重大节假日、涉网）。反事故措施计划、安全技术措施计划及总结文件。安全简报和安全分析纪要。涉网安全的事故处理预案。

重大危险源登记建档、定期检测、评估、监控及临时措施和整改计划资料。

主值班员及以上岗位人员参加调度机构组织的反事故演习资料。15 运行管理

部分涉网电气操作票。部分负荷、电压曲线。防止电气误操作装置使用规定。16 技术监督

技术监督的执行标准 技术服务协议（合同）技术服务总结