微电网光伏模块配置的改进论文[推荐阅读]

第一篇：微电网光伏模块配置的改进论文

微电网系统

从整个电力系统的角度来看，微电网是一个颇具独立性的自适应智能单元。通过电力网络架构层和综合管理架构层之间镶嵌式协作，达到域内自治、电力平衡的目标。微电网内最典型的能量运行组块有两类：微电源和局域负载。两者通过能量储存、交换、调节系统相互匹配。在并网条件下，微电网系统整体又与主网存在电能交换。以上电能运行各部分皆属于微电网的电力网络架构层。微电网可划分成孤岛型和并网型两类。孤岛型微电网不与大网产生任何形式的能量交换，系统内部能量供应自给自足。图2是一个典型的对称可裂解光伏柴发一体化孤岛微电网系统。图1微电网系统双层镶嵌式结构示意图微电源的接入与切割，域内负载的并入和卸除，是微电网系统复杂控制策略的来源。促进能量高效利用，实现系统有效控制与保护的部分属于微电网综合管理架构层。微电网双层结构示意图如图1所示，两层之间存在类似机体与神经的交互关联。微电网系统设计时需要考虑的最主要因素包括以下几个方面：微电网系统电能质量最优化；可再生能源利用率最大化；降低系统建设造价和运行成本。以上三大要求在某一具体工程中很难做到绝对统一，通常因地制宜寻找折中设计方案。在微电网项目实践中，根据不同的基建环境,并网型微电网则与大网连接，主网与微电网可在特定条件下交换能量。根据控制策略不同，其运行状态又可分为孤岛模式和并网模式。当然，即便在并网条件下，也要尽可能减少系统对大电网的依赖程度。这是微电网系统控制策略基本宗旨。图3是一个单母线多回路光伏水电一体化并网型微电网系统。

微电网系统光伏模块设计

理想微电网系统设计中的微电源模块应具备即时接入与即时退出功能，相应的裂解与并入动作要求平滑可控，从而满足上文所提到的三点要求。对每一个特定的光伏发电模块而言，它本身独有的接口、控制、保护与微电网系统的运行状态息息相关。光伏发电模块由组件系统、监测系统、逆变系统、控制系统及管理系统组成。光伏支路的设备包括：光伏组件群、汇流配电设备、直交流电压调节设备、逆变设备、隔离开关设备、入网接口装置，以及监测、控制、保护装置。微电网系统光伏模块设计一般遵循如图4所示流程，以达到系统设计合理性和功能完备性。不可否认，光伏发电与传统发电相比，存在不少缺点。首先，光伏发电产出功率与太阳辐射量、太阳光谱特性密切相关，从而具有不稳定性和难以平滑调节的自然缺陷；其次，逆变组团的功率因数高达0.99，因此，在有功功率不变的情况下，无功功率几乎不存在可调空间；最后，逆变器换流运行中，由于功率电子器件工作而产生的各次谐波注入电网，严重影响电能质量。

光伏模块配置改进探索

基于对上述缺点的考虑，微电网系统中的光伏模块配置需要做相应改进。

1光伏支路设备成本降低。微电网工程建设成本中的重要份额主要落在光伏支路上。光伏支路各环节中设备的成本控制仍旧是今后微电网项目的重要课题。

2太阳电池转换效率提升。工业化太阳电池转换效率提升的价值是不言而喻的。成本稳定前提下的器件效率提升会产生一系列的连环增益。

3太阳电池的短波相应增强。和大型光伏电站相比，微电网光伏支路的设计环境要复杂很多。在紧密关联负载的人居环境中，良好的短波相应能有效提高微电网系统的整体能源利用效率。

4阵列失配改进。太阳电池生产虽然采用较为精密的微电子制造工艺，但最终成型的组件状态一致性不佳。在同一逆变组团内，不均匀的光伏阵列会发生运行失配。虽然导致失配的原因是多方面的，但从生产工艺上研究改进是最根本的方法。除此之外，单组件MPPT控制也是解决阵列失配的可行性方案。

5监测系统智能化。光伏支路的监测目标除阵列本身的输出外，还应考虑到温度、太阳辐射强度、太阳辐射量、太阳光谱特性等相关量。采集到的环境数据量和光伏输出，经由特殊算法，可有效支持光伏发电支路的智能化。

6电能质量改善。电能质量控制是光伏模块的软肋，是光伏发电无法从辅助能源转变为替代能源的最大瓶颈。光伏支路运行中的电能质量问题主要有：渗入的直流分量、电力电子器件运行产生的谐波污染、电压波动闪变、波形畸变以及三相不平衡。基于储能设备和电能质量管理设备的综合治理在目前看来是最有效的方案。

7设备标准化。光伏支路相关设备标准化将有助于简化控制系统的工作，有利于微电网智能化运行的实现。微电网融合技术将对光伏设备的标准化提出更高要求。

8提高扩展延伸性。由于负荷变动的需要，微电网光伏支路在规划布局上必须充分考虑扩展延伸能力。在微电网工程初期，就得充分预留电力和通讯接口。监控平台的设计也要考虑系统的可能延伸范围。

9功率调节和功率预测。在功率检测基础上的功率调节和预测是光伏模块控制与保护的核心技术。另外，并网型微电网还必须同时具备孤岛保护和低电压穿越能力。

结语

微电网的发展将从根本上改善以往电力负荷畸形增长带来的不稳定因素，在节能减排、提高电力系统可靠性和灵活性方面具有巨大潜力，是电网智能化的关键策略之一。接入微电网系统的光伏发电模块，由于其本身的自然属性和电力系统的特殊环境，存在配置失调问题。探求这些问题的解决方案是微电网系统逐步走向成熟的先决条件。

第二篇：光伏电站电网接入流程

光伏电站电网接入流程

一、施工前

1.联系当地省电力设计院进行接入方案设计；

2.设计完毕提交省公司发策部二处，由经研院牵头进行一次接入方案评审；

3.一次评审通过，报国网发策部申请进行二次接入方案评审； 4.经国网发策部批准后，由由经研院牵头，省公司发策部二处参与二次接入方案评审；

5.一、二次评审均通过后，持接入方案审查及批复意见到地市级电力公司申请项目初审意见及电网接入意见，并由发策、营销、地调签字盖章确认；

6.拿一、二次系统接入方案审查及批复意见以及地市级电力公司申请项目初审意见及电网接入意见到省电力公司发策部二处申请接入电网原则意见的函；

7.持接入电网原则意见的函赴能源局取得接入电网批复意见；

二、施工进行中

1.由项目所在地供电公司设计院进行线路初设； 2.委托经研院负责接入可研编写以及评审工作；

3.设备安装到位后，提请地市调度中心命名，之后提交省调进行建模、命名，并签发红头文件； 4.涉及到跨区作业施工，需要到“地方能源资质管理中心”进行跨区作业报备，并签发临时发电业务许可证；

5.持一、二次系统接入方案审查及批复意见与地市供电公司签订高压供电合同；

6.联系省计量中心（省计量中心或委托下级计量中心），出具PT、CT以及表计检验报告； 7.赴省调签订并网调度协议；

8.持4-7与电价交易中心签订购销电合同，并出具上网电价文件可研报告以及审核意见；

9.竣工验收前需要邀请电力工程质监站、省计量中心以及省电科院电源中心参与；

10.并网前需要向省电力公司安监、运检、调度、营销、发策、电价交易中心以及地市电力公司主管部门申请签字盖章后可送电运行。

第三篇：光伏发电论文写作范文

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（1）国内政策。为支持光伏产业健康发展，我国自2005年起相继出台了多个相关文件，如《可再生能源法》《可再生能源“十一五”规划》《可再生能源发展“十二五”规划》等（见表1）。概括起来，我国的光伏市场激励政策实质上为2类政策的二选一，即固定上网电价和初投资补贴。其中，上网电价适用于大型光伏电站项目，而小型的发电系统则适用于后者。我国政策虽针对补贴电价、融资和税收问题进行了一定程度的激励，但政策力度相较欧美地区仍有显著差异。

（2）国外主要政策。长期以来，欧美等国对光伏发电的政策补贴较大，为本国的光伏业发展提供了有力的保障：如德国和意大利是通过设定光伏发电上网电价确保电站收益，而美国则是采用上网电价和系统安装直补的“组合牌”来保证收益。随着新兴光伏市场大量进军国际市场，欧美等国的光伏政策洗牌亦接踵而至。①美国对华实施“双反”。2011年10月，美国对我国晶硅光伏电池产品发起“双反”调查，并由美国商务部于2012年10月做出终裁结果，即对从中国进口的光伏电池及组件产品，征收“双反”关税，其中反倾销税率为18.32%～249.96%，反补贴税率为14.78%～15.97%。②德国下调光伏补贴。2012年3月9日起，德国针对不同规模的光伏发电系统将补贴下调20%~30%。在下调方案中，10MW以上电站不再享有上网电价补贴，10MW以下的电站补贴自2012年5月起至2013年1月，按照每月0.15欧分/度逐月削减。另外，2013年后德国每年新增装机目标下降400MW，截至2017年新增装机目标将降为0.9～1.4GW，且在新增的光伏电站中，小型光伏系统的发电量中仅有85%享受补贴，大中型则为90%。③意大利停止农用地光伏补贴。2012年1月，意大利能源监管局宣布是年停止设立大型光伏电站项目登记处。而意大利政府部长委员会修改通过的第四能源法案(QuartoContoEnergia)，不仅自2013年起叫停了农业用地的光伏太阳能光伏系统补贴，还对农业用地的光伏系统准入条件做了进一步的限制：第一，不得占用土地面积的10％；第二，装机规定不得超过1MW；第三，距私人用地2000m以上，且须于2013年1月24日前投入运营。

（3）我国光伏行业的现状和问题。近年来我国光伏行业发展迅速，主要成就集中于硅片、电池、组件的生产，各项均处于世界领先水平。在产品质量不断提升的同时，我国企业的市场占有率在世界持续居高，整个行业发展呈现如下特点。①区域化产业集群已成形。按照资源分布优势，我国现已形成了江苏、浙江、河南、河北、江西等产业中心。各区域内企业通过技术引进和自主创新，在近年提升了硅片、组件的制造水平。以江苏为例，无锡尚德太阳能、中电电气、常州天合光能、江苏中能等光伏龙头企业，通过依托国际市场，不断扩张自身产业规模，创造了全球电池组件第1、多晶硅产能第3的佳绩。②市场高度依托进口和出口。作为光伏产业链的一头一尾，多晶硅和设备成品在我国分别走着一进一出的相反路线。虽然国内正逐步掌握晶硅的生产，但核心制造技术一直掌握在国外供应商手中，因此受行业发展限制，多晶硅的进口量每年约占50％，即每年自美国进口的多晶硅价值达20亿美元以上。在产能输出方面，尽管我国是全球最大的光伏电池制造基地，但是在2011年新增的13000MW电池产量中，有85％的产能用于出口销售，仅有15％用于国内新增装机。③受国外负面光伏政策和国内补贴政策未完全到位的双面影响。

由于2012年欧洲诸国“联合出拳”，陆续出台了相关下调光伏发电补贴的政策，加上美国对华的“双反”政策在是年4季度正式出台，多方因素共同抑制着我国光伏产业的发展，并影响光伏产业链中原料和电池等的产销。虽然我国出台了系列政策支持新能源发展，如《太阳能光电建筑应用财政补助资金管理暂行办法》（财建[2009]129号）等，但补贴在范围和规模上均存在限制。④产业不成熟的情况下企业盲目扩张造成产能过剩。我国光伏企业的自主研发能力虽逐步提升，但产业技术与美国等发达国家仍存在差距，大量重要设备和料材如银浆、硅片切割仪器仍依赖进口。由于重复建设和盲目投资的现象，电池组件、多晶硅等产能过剩的问题呼之欲出。其中，组件因技术要求不高且需要的建设投入较少，2010年发生大规模扩建；多晶硅则因为高额的利润驱使，促使大量投资流向该行业。自2009年以来，各大厂商竞相开展的扩能计划也将使得市场上多晶硅成品输出量激增。

“十二五”规划的出台，为光伏业的发展铺垫了有利的道路。而且我国太阳能资源丰富，西藏、青海西、新疆东等地所属的一类能源分布地区年辐射量超过6300MJ/m2，疆南、藏东、内蒙古南等地所属的二类地区年辐射量达到5040MJ/m2以上，苏北、疆北、台南等地域所属的三类地区年辐射量也达到了3780MJ/m2以上的水平。我国地域广阔、太阳能资源丰富的事实，无疑是发展国内光伏业的良好基石。为有效逆转光伏行业颓势，本文认为应从如下方面着手，改变传统行业特点。

（1）扭转传统出口依赖，紧抓国内市场需求。国际市场固然要守，但是国内市场的潜力也要去挖。要解决产能过剩的问题，需要我国的光伏企业紧抓时机，抢先扩大国内市场和新兴国际市场的份额，扩大多样化的光伏应用，稳住企业的市场占比。①为扩大光伏发电市场，应推广并落实光伏产品的应用。随着上网电价的实施，企业除了应将目标定位在大型并网电站的建设和应用上，还应发展与建筑相结合的离网光伏系统、光伏发电系统等，积极推动光伏产品在建筑、农用、交通方面的应用力度，打开国内的需求市场。②积极应对境外政策，积极开拓境外新兴市场。现阶段美国虽对我国光伏制造业实施“双反”，但可以通过中转国进入美国市场，以规避政策的不利面。另外，亚洲和非洲的新兴国家市场蕴含巨大潜力。如日本在核电事件之后，光伏已成为其重要能源补充，我国光伏企业如能抓住机遇便可以打开全新市场局面。因此相较于缠战成熟市场，注重挖掘新兴市场应是更有利的战略。

（2）强化技术研发。科学技术是第一生产力。一方面，光伏产品的价格持续呈下降态势；另一方面，诸多高端设备仍需进口，且涵盖电池工艺在内的多重关键技术水平也显著落后于西方国家，促使企业成本居高不下。为缓解光伏产品快速降价的市场强压，企业应在硅料、组件、系统等成本问题上下足功夫，缩减成本。①晶硅生产方面，应推动技术工艺升级，实现安全、清洁、低耗、高纯的多晶硅生产，并实现化学气体回收净化、多晶硅副产物综合利用的装置工艺。②不断提高太阳能电池的性能，实现低成本、高转换效率的耐用型太阳能电池研发技术。如降低薄膜电池的光致衰减，开发薄膜电池卷对卷连续生产的技术等。

（3）注重产业链和财务管控的两手齐抓。①发展企业的硅料供应源头，在掌握晶硅生产技术基础上，建立企业自身的上游供给体系，实现从硅料、晶硅、硅片、电池、组件、系统的全覆盖。即通过产业链的完整，缩减成本、强化竞争力。②由于境外市场目前仍是企业产能的输出主力，为防止因汇兑风险造成的经济损失，应注重运用金融衍生工具做好保值交易，为境外销售保驾护航。③注重应收账款和存货的管理。对于应收账款要确保实现有效的催收，缩短资金回笼周期，防止坏账发生。对于存货则要严控存货周转期间，防止因周转期过长增加经济成本。

第四篇：太阳能光伏发电论文太阳能发电论文太阳能路灯论文

太阳能光伏发电论文太阳能发电论文太阳能路灯论文.txt熬夜，是因为没有勇气结束这一天；赖床，是因为没有勇气开始这一天。朋友，就是将你看透了还能喜欢你的人。本文由lvyanbing01贡献

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国内电力科技信息

广西电力建设科技 信息 2008 年第 1 期(总 122 期)年底, 我省风电装机容量已达到 50 万 kW。在酒泉市, 年风力发电量已达 8 亿 kW h, 风电装 机容量占全国的五分之一, 成为全国五大风力发电场之一。

转载自 中国电力 网!? 2008-02-19 2010 年苏沪沿海将建成百万千瓦级风电基地

国家发改委网站公布了我国 可再生能源发展# 十一五? 规划!。规划!指出, # 十一五?期 间, 我国将在经济较发达的江苏、上海、福建、山东和广东等沿海地区加快开发利用风能资源, 尤其在苏沪沿海连片建设大型风电场, 形成百万千瓦级风电基地。而根据我国可再生能源发 展# 十一五?规划, 2010 年苏沪沿海地区风电装机容量达到 100 万 kW 以上。根据 规划!, 推动百万千瓦风电基地建设、持风电设备国产化和进行近海风电试验, 是# 十 一五?期间我国发展风电的重点。其中, 将在苏沪沿海、河北张家口坝上、甘肃安西和昌马、内 蒙古辉腾锡勒和吉林白城等风能资源条件好、电网接入设施完备、电力负荷需求大的地区兴建 百万千瓦级风电基地。在风能资源和电力市场优良的地区建成数十个 10 万 kW 级的大型风 电场。规划!强调, 在进行大型风电场、特别是百万千瓦风电基地建设时, 要支持风电设备国产 化。具体做法是, 重点扶持几个技术创新能力强的国内风电设备整机制造企业, 全面提高国产 风电设备零部件的技术水平和制造能力。同时建立国家级试验风电场, 支持风电设备检测和 认证能力建设。根据最新风能资源评价成果, 全国陆地上的技术可开发风能资源约 3 亿 kW。2003 年以 来, 国家组织开展了全国风能资源评价和风电场选址工作, 同时实施了风电特许权项目。政府 承诺落实电网接入系统和全额接受风电发电量, 以上网电价和风电设备的本地化率为条件, 通 过招标选择投资者。# 十五?时期实施了三期招标工作, 确定了总装机容量 160 万 kW 的风电 项目。为了加快风电的规模化发展, 国家采取了特许权招标方式推进大型风电项目建设, 并促进 风电设备本地化生产和风电技术的自主创新。截至 2005 年底, 全国已建成并网风电场 60 多 个, 总装机容量达到 126 万 kW, 为风电的大规模发展奠定了基础。

转载自 中国电力 网!? 2008-03-19 海南太阳能发电潜能抵 51 个三峡电站

日上午, 海南省政协委员孙业生在政协海南省五届一次会议大会发言时呼吁: 大规模 5 广西电力建设科技信息 2008 年第 1 期(总 122 期)国内电力科技信息

推广开发太阳能光伏产业, 把海南建设成为一个独具光伏产业特色的岛屿和人居环境。打造海南光伏岛 孙业生在题为 借太阳之能举全省之力打造海南# 光伏岛?!的发言中说, 据预测, 全世界石 油储量只够开采 30~ 40 年, 天然气约 60 年。能源安全日益上升到国家安全的高度。各国纷 纷开发清洁环保的新能源以解决能源危机。而海南省无论是太阳能、风能、潮汐能等清洁能源的储量都相当丰富, 尤其是太阳能, 是海 南省最适宜大规模开采的清洁能源。据建设部有关资料显示, 我省年均日照天数 225 天, 一年 光照时长可达 2400h 以上, 太阳年总辐照量 4500~ 5800M J/ m 2。如果一年到达海南地表的太 阳能都被利用来发电的话, 则一年可发电 43750 亿 kW h, 比 51 个三峡水电站一年的发电总 量还要高。推广使用清洁能源 孙业生委员在发言中也指出, # 我省发展太阳能经济的基础较好, 在全省推广使用清洁能 源, 可行性很高。? 据调查, 目前, 海南省生产、组装太阳能热水器的厂家有 20 多家, 省内大部分高档酒店、宾 馆, 以及医院等热水需求量大的单位, 普遍安装了太阳能热水器。一些企业积极利用太阳能技 术解决能源需求, 比如中国城拟用屋顶安装太阳能光伏发电系统, 将其改造成为低能耗示范建 筑。太阳能路灯也走上了市政道路和一些公共场所、三亚市政交通站改造安装建设了太阳能 候车亭 % %我省# 十一五?发展规划, 提出大力发展新能源技术;省# 十一五?科技发展规划, 也 将开发利用太阳能资源列入重点发展专项。孙业生委员说, 海南丰富的太阳能资源吸引了不少有远见的企业。比如排名全球第三、中 国第一的无锡尚德太阳能公司, 目前正积极与海南拓成太阳能有限公司开展合作, 计划在我省 建设光伏电站。目前, 省发改厅已同意两家公司联合在三亚建设 15MW、洋浦 10MW、海口 10MW 光伏并网电站。建议发展光伏产业 孙业生提出了发展太阳能光伏发电产业的建议: 全面进行全省太阳能资源的普查评估。尽快制定海南光伏产业发展的总体规划, 争取把太阳能作为海南省未来的支柱能源;加大对太 阳能利用知识的普及, 加强公众环境教育, 在全社会形成利用新能源、保护环境的良好氛围;制 定优惠的产业政策, 扶持太阳能产业发展。研究制定海南省太阳能产业发展规划、措施, 将光 伏发电等大型的利用太阳能的建设项目纳入省级财政预算和计划, 科学制定合理资金比例和 增长速度以保障太阳能产业的可持续发展;选择起点高、技术能力强的太阳能企业, 扶持其发 展成为太阳能光伏发电的龙头产业。在今年内, 积极协助海南省企业争取将其三地 35M W 光 伏并网电站建设列入国家 300M W 的光伏发电总体规划, 以获得国家资金支持;有选择性地建 设太阳能示范小区、示范街道、太阳能示范建筑, 大力推广使用太阳能路灯、太阳能热水器、太 阳能空调等;建立太阳能利用技术研发中心。

转载自 海南日 报!? 2008-01-29 6 1

第五篇：山东电网光伏电站调度管理规定(试行)

附件1：

山东电网光伏电站调度管理规定

（试行）总则

1.1 为加强光伏发电调度管理，保障电力系统安全、优质、经济运行，根据《光伏系统并网技术要求》（GB/T 19939-2005）、《光伏（PV）系统电网接口特性》（GB/T 20046-2006）、《电能计量装置技术管理规程》（DL/T448-2000）、《光伏发电站接入电力系统技术规定》（GB/Z 19964-2005）、《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定(试行)》（以下简称《国网技术规定》）、《山东电力系统调度管理规程》（以下简称《调度规程》）等标准、规程，制定本规定。

1.2 本规定涉及光伏电站并网管理和正常运行阶段的调度管理以及相应基本技术要求。

1.3 本规定适用于山东电力调度中心(以下简称省调)调度管辖的光伏电站（总装机容量超过10MW或通过35kV及以上系统并网）的调度管理，自颁布之日起试行。其它光伏电站参照本规定执行。术语和定义

2.1 峰瓦（watts peak）

指太阳电池组件方阵，在标准测试条件下的额定最大输出功率。

2.2 逆变器（inverter）

指光伏电站内将直流电变换成交流电的设备。最大功率跟踪控制器、变流器和控制器均属于逆变器的一部分。

2.3 孤岛现象（islanding）

指电网失压时，光伏电站仍保持对失压电网中的某一部分线路继续供电的状态。孤岛现象可分为非计划性孤岛现象和计划性孤岛现象。非计划性孤岛现象（unintentional islanding）是指非计划、不受控地发生孤岛现象；计划性孤岛现象（intentional islanding）是指按预先配置的控制策略，有计划地发生孤岛现象。

2.4 防孤岛（anti-islanding）指禁止非计划性孤岛现象的发生。2.5 光伏电站分类

小型光伏电站指接入电压等级0.4kV的光伏电站；中型光伏电站指接入电压等级10～35kV的光伏电站；大型光伏电站指接入电压等级66kV及以上的光伏电站。并网管理

3.1 新建光伏电站应具有政府部门的核准文件和电网企业的接入系统批复文件。

3.2 新建光伏电站应在拟并网前6个月与省调联系，协商签订并网调度协议，确定光伏电站并网运行的安全技术条件和行为规范。

3.3 新建光伏电站应在拟并网前3个月，向省调和所属地调报送下列资料，并完善OMS基础信息库（包括但不限于）：

3.3.1 光伏电站基础信息：资产属性（企业法人名称）、电站经纬度、容量、拟投产日期、设计利用小时数、发电量等。

3.3.2 技术参数：太阳能电池组件型号、逆变器型号及性能参数、辐照度、发电容量等。

3.3.3 涉网一次设备保护、并网线路及母线保护图纸及相关技术资料。

3.3.4 光伏电站升压站一、二次设备参数、图纸及保护配置资料。

3.3.5 调度自动化设备（远动通信装置、电能量远方终端和调度数据网及二次系统安全防护设备）配置、信息接入资料。

3.3.6 调度自动化信息上传通道和通信规约情况。3.4 光伏电站调度命名由省调统一实施，电池组件及逆变器编号报省调和所属地调备案。

3.5 新建光伏电站在升压站接入系统送电和并网发电前，应具备向省调和所属地调提供实时信息的条件。已并网光伏电站也应按照以下要求在省调规定的期限内完成信息传送。

光伏电站实时信息包括并网状态、光照数据（辐照度、空气温度等）、逆变器运行信息（有功、无功、电流等）、逆变器状态信息、无功补偿装置信息、并网点的频率电压信息、升压站潮流信息及关口点电能信息。

3.6 光伏电站应在升压站安装故障录波仪，记录故障前10ｓ到故障后60ｓ的情况，按省调要求配备至省调和所属地调的数据网络传输通道。

3.7 光伏电站的主变压器应采用有载调压变压器。3.8 新建光伏电站应通过所属地调，于每月15日前报送下月新设备验收、启动送电计划，现场启动方案（包括启动设备、启动程序及启动过程中要做的涉网试验），运行规程，并网后检测计划；省调于每月25日前批复验收计划。

3.9 光伏电站应在启动并网1周前，完成调度自动化设备及互传信息调试。

3.10 光伏电站并网前须与所属地调开通专用调度电话，并测试良好。

3.11 光伏电站有关值班人员应取得省调颁发的上岗证书，名单报调度机构备案。

3.12 光伏电站并网前须通过省调组织的并网必备条件现场验收，并完成有关问题的整改。

3.13 光伏电站并网联络线、主变等接入系统设备为省调许可设备，启动送电前必须按照《调度规程》向所属地调提交新设 备启动送电申请，地调同意后报省调审批。

3.14 光伏电站应在并网运行后6个月内向省调提供经有资质单位提交的光伏电站运行特性的测试报告；已并网光伏电站应按照省调要求限期完成相关测试。否则省调将按照有关规定采取解网或限制出力等考核措施。

3.15 光伏电站测试应按照国家或电力行业有关光伏电站并网运行的相关标准或规定，由相应有资质的单位进行。

3.16 光伏电站测试前应将检测方案报省调备案，测试应包含以下内容：光伏电站有功功率控制能力、无功/电压控制能力、电能质量、低电压耐受能力、相关涉网保护、运行特性及省调要求的其他并网调试项目。

3.17 光伏电站并网后经测试不合格者，要限期整改。逾期未整改完成并对电网造成潜在影响者，将采取部分停运直至全部停运措施。

3.18 为保证光伏电站并网后测试结果的准确性与严谨性，省调将对测试过程进行监督，对测试结果进行检查确认。调度运行管理

4.1 事故情况下，若光伏电站的运行危及电网安全稳定运行，省调有权暂时将光伏电站解列。电网恢复正常运行状态后，应尽快按省调调度指令恢复光伏电站的并网运行。

4.2 光伏电站在紧急状态或故障情况下退出运行后，不得自行并网，须在省调的安排下有序并网恢复运行。4.3 光伏电站应参与地区电网无功平衡及电压调整，保证光伏电站并网点电压满足省调下达的电压控制曲线。当光伏电站内无功补偿设备因设备原因退出运行时，应立即向省调汇报，并按调度指令控制光伏电站运行状态。

4.4 光伏电站应按要求向省调和所属地调上传实时信息，并保证实时信息的正确性。当因故未能上传实时信息时，光伏电站应立即向省调汇报，并按省调要求限期完成上传。发电计划管理

5.1 光伏电站应每日12时前向省调提交次日光伏发电功率申报曲线，省调综合考虑电网运行情况，编制光伏电站次日计划曲线，并于17时前下达给光伏电站。

5.2 值班调度员可根据实际运行情况对日发电调度计划曲线作适当调整，并及时通知光伏电站值班人员。

5.3 光伏电站应严格执行省调下达的日发电调度计划曲线（包括修正的曲线）和调度指令，及时调节有功出力。

5.4 对于实际出力超出允许偏差部分，将按照曲线违约考核。

5.5 光伏电站可以根据太阳辐照度变化情况，提前1小时向省调值班调度员申请修改计划曲线，但每次修改范围必须大于计划值的±20%及以上。

5.6 省调可结合电网实际运行需要确定以下光伏电站运行模式。5.6.1 最大出力模式：指调度给光伏电站下达全场最大出力曲线，对低于最大出力曲线的情况不限制。

5.6.2 恒出力模式：指调度给光伏电站下达全场出力曲线为一恒定值。

5.6.3 无约束模式：指调度对光伏电站实时出力没有限制，光伏电站可以根据太阳辐照度情况自行调整出力。

5.6.4 联络线调整模式：指调度根据光伏电站相关送出潮流约束情况，下达光伏发电出力曲线。检修管理

6.1 设备检修按计划进行，光伏电站向电网提交、月度发电计划建议的同时，将、月度、节日、特殊运行方式的设备检修计划建议报省调。

6.2 省调将光伏电站设备检修计划纳入电力系统、月度、节日、特殊运行方式检修计划。

6.3 光伏电站设备（包括电池组件、逆变器和升压站设备等公用设备）检修影响运行容量超过40%额定容量时，按《调度规程》履行检修申请手续。

6.4 光伏电站应严格执行已批复的检修计划，按时完成各项检修工作。

6.5 光伏电站无功补偿设备检修，应按年、月计划安排，经省调统一平衡批准后方可进行。无功补偿设备运行状态的改变应经省调批准。6.6 光伏电站因设备更新改造等原因出现特殊运行方式，可能影响电网正常运行时，应将更改方案提前2日通知省调。基本技术要求

7.1 光伏电站应具备常规变电站的一般功能，如远方操作功能、频率表等。

7.2 调度自动化设备配置

7.2.1 光伏电站应配置计算机监控系统1套，其中远动通信装置应双机冗余配置；传输通道为数字专线和网络互备；传输规约为DL/T 634.5101-2002、DL/T 634.5104-2002、DL/T 719-2000。

7.2.2 光伏电站应配置电能量远方终端设备1套，传输通道为网络和电话拨号互备；传输规约为DL/T 719。

7.2.3 光伏电站应配置路由器2台、交换机2台、纵向加密认证装置2台、SDH 2M链路2条；采用MPLS VPN、IP over IP技术体制，将2套相互独立的网络设备分别接入地调接入网的不同节点。

7.2.4 光伏电站其它设备按《并网发电厂调度自动化设备（子系统）配置规范》（调自[2010]39号）要求配置。

7.2.5 光伏电站应按《并网发电厂调度自动化信息接入规范》（调自[2010]39号）接入和上传常规的自动化基础数据。

7.3 光伏电站监控系统与升压站计算机监控系统应具有通信功能，实现光伏电站实时信息的上传。

7.4 光伏电站有功功率控制 7.4.1 光伏电站应配置有功功率控制系统，具备有功功率调节能力，接收并自动执行省调发送的有功功率控制信号，确保光伏电站有功功率值符合省调的给定值。

7.4.2 在电网紧急情况下，光伏电站应能快速自动切除部分逆变器乃至整个光伏电站。

7.4.3 光伏电站应具有限制输出功率变化率的能力。7.4.4 光伏电站启动时应确保输出的有功功率变化不超过所设定的最大功率变化率。

7.4.5 除发生电气故障或接受到来自于电网调度机构的指令以外，光伏电站同时切除的功率应在电网允许的最大功率变化率范围内。

7.5 光伏电站的无功配置和电压调整

7.5.1 光伏电站须安装动态无功补偿装置，补偿容量应满足《国网技术规定》和省调要求。

7.5.2 光伏电站的功率因数应能够在-0.98～+0.98范围内连续可调。

7.5.3 光伏电站在其无功输出范围内，能够根据并网点电压水平，调节光伏电站的无功功率、无功补偿设备投入量以及调整变压器的变比，具备参与电网电压调节的能力;其调节方式、参考电压、电压调差率等参数可由电网调度机构远程设定。

7.6 光伏电站运行能力和电能质量要求 7.6.1 低电压耐受能力(1)光伏电站具有在并网点电压跌至 20％额定电压时能够保证不脱网连续运行 1s 的能力。

(2)光伏电站并网点电压在发生跌落后 3s 内能够恢复到额定电压的 90％时，光伏电站能够保证不脱网连续运行。

7.6.2 运行频率要求

(1)光伏电站应能在49.5Hz～50.2Hz频率范围内连续运行。(2)频率低于48Hz时，根据光伏电站逆变器允许运行的最低频率或电网要求而定。

(3)在48Hz～49.5Hz频率范围内，每次频率低于49.5Hz时要求至少能运行10min。

(4)频率50.2Hz～50.5Hz时，每次频率高于50.2Hz时，要求至少能运行2min，但同时具备0.2s内停止向电网线路送电的能力，实际运行由电网调度机构决定；并且当频率高于50.2Hz时，不允许处于停运状态的光伏电站并网。

(5)频率高于50.5Hz时，在0.2s内停止向电网线路送电，且不允许处于停运状态的光伏电站并网。

7.6.3 光伏电站应配置电能质量监测设备，实时监测的光伏电站电能质量（包括谐波、波形畸变、电压偏差、电压波动和闪变、电压不平衡度及直流分量等）符合《国网技术规定》，并按照调度要求上传有关信息。

7.7 过流与短路保护

7.7.1 光伏电站需具备一定的过电流能力，在120%额定电流 以下，连续可靠工作时间应不小于lmin；在120%～150%额定电流内，光伏电站连续可靠工作应不小于10s。

7.7.2 光伏电站向电网输出的短路电流应不大于额定电流的150%。

7.8 防孤岛

7.8.1 光伏电站必须具备快速监测孤岛且立即断开与电网连接的能力，其防孤岛保护应与电网侧线路保护相配合。

7.8.2 光伏电站的防孤岛保护必须同时具备主动式和被动式两种，应设置至少各一种主动保护（频率偏移、有功功率变动、无功功率变动、电流脉冲注入引起的阻抗变动等）和被动防孤岛保护（电压相位跳动、3次电压谐波变动、频率变化等）。

7.9 逆功率保护

7.9.1 不可逆并网方式的光伏电站应配置逆向功率保护设备。

7.9.2 逆向电流超过额定输出的5%时，光伏电站应在0.5～2s内停止向电网线路送电。

7.10 光伏电站必须在逆变器输出汇总点设置易于操作、可闭锁、且具有明显断开点的并网总断路器。信息统计及披露

8.1 光伏电站应进行运行情况统计，每月初按要求向省调和所属地调报送光伏电站运行月报。

8.2 省调对全网光伏电站运行情况进行统计分析，编制山东电网光伏发电运行月报，并定期向光伏发电企业通报。