山东电网光伏电站调度管理规定

山东电网光伏电站调度管理规定

（试行）

1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/T19939-2005）、《光伏（PV）系统电网接口特性》（GB/T20046-2006）、《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/Z19964-2005）、《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。

2术语和定义

2.1峰瓦（wattspeak）

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（unintentionalislanding）是指非计划、不受控地发生孤岛现象；计划性孤岛现象（intentionalislanding）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。

3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。

4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。

5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。

6检修管理

6.1设备检修按计划进行，光伏电站向电网提交年度、月度发电计划建议的同时，将年度、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年度、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。

7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/T634.5101-2002、DL/T634.5104-2002、DL/T719-2000。

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/T719。

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、SDH2M链路2条；采用MPLSVPN、IPoverIP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。

8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。