分布式光伏发电并网与运维管理

分布式光伏发电并网与运维管理

调度控制中心1太阳能及光伏发电Part2太阳能及光伏发电太阳能每秒钟到达地球的能量为１.７*１０１４kWh，若到达地球表面０.１%的太阳能转为电能，转变率按５%计算，则每年发电量可达７.４*１０１３kWh，相当于目前全世界能耗的４０倍。太阳能的利用形式主要有光热利用、光化学转换、光伏发电三种形式。Wp（峰瓦）为太阳能装置容量计算单位，是装设太阳能电池模板于标准状况下（电池温度２５℃，大气质量为ＡＭ１.５时的光谱分布，光谱辐照度１０００Ｗ/m2）下最大发电量的总和。2光伏发电系统概述Part光伏发电利用太阳能电池（一种类似于晶体二极管的半导体器材）的光生伏特效应直接把太阳的辐射能转变为电能。太阳能电池的基本特征和二极管类似，可以用简单的ＰＮ结来说明。当具有能量的光子射入半导体时，光与构成半导体的材料相互作用产生电子和空穴（因失去电子而带正电的电荷），如半导体中存在ＰＮ结，则电子向Ｎ型半导体扩散，空穴向Ｐ型半导体扩散，并分别聚集于两个电极部分。若太阳能电池两端接负载，负载有电流通过。单片太阳能电池是一个薄片状的半导体ＰＮ结，标准光照条件下，额定输出电压为０.５Ｖ左右，为了获得较高的输出电压和较大的输出功率，需将多片太阳能电池采用串并联的方式连接在一起使用。太阳能电池的输出功率随光照强度不同呈现随机性特征，在不同时间、不同地点、不同安装方式下，同一块太阳能电池的输出功率也不相同。2.1光伏发电基本原理

1独立光伏发电系统也叫离网光伏发电系统，是未与公共网相连接的太阳能光伏发电系统，主要由太阳能电池组件、控制器、蓄电池组成，若为交流负载供电，还需要配置交流逆变器。包括边远地区的村庄供电系统、太阳能用户电源系统、通信信号电源、太阳能路灯等各种带有蓄电池的可以独立运行的光伏发电系统。按照光伏运行模式划分，光伏发电系统主要分为独立光伏发电系统、并网光伏发电系统。2.2光伏发电系统类型2.2光伏发电系统类型2并网光伏发电系统是指发出的直流电能经转换后直接接入公共电网的光伏发电系统。可分为带蓄电池和不带蓄电池两种。带蓄电池并网光伏发电系统具有可调度性，可以根据需要并入或退出电网，同时兼具备用电源功能。并网光伏发电系统按容量和接入方式不同可分为大型集中式并网光伏电站和小型分布式并网光伏两种，大型集中式并网光伏电站的主要特点是，将所发电能逆变升压后直接输送到电网，由电网统一调配向用户供电。小型分布式并网光伏的主要特点是，靠近用户侧接入，所发电能可就地消纳。同时，分布式光伏还具有投资小、建设快、政策支持力度大等特点。2.2光伏发电系统类型2.2光伏发电系统类型

光伏发电的接入特点（１）污染小，环保效益突出。（２）覆盖面积大，能量密度低。１ＭＷ光伏电站占地约需１万m2。（3）间歇性。（4）随机性，地域依赖性强。（5）成本高。水电装机成本为7-10元/W，火电装机成本为3.5-4.5元/W，而光伏发电装机成本为9-15元/W。这也是制约光伏发电广泛应用的最主要因素。2.3光伏发电接入特点3分布式光伏并网技术Part分布式光伏并网技术3.13.23.33.4光伏逆变器最大功率跟踪MPPT孤岛效应与防孤岛保护E低电压穿越光伏逆变器是一种由半导体器件组成的电力调整装置，主要用于把光伏发出的直流电转换成交流电，一般由升压回路和逆变桥式回路构成。逆变器一般包括三部分：逆变部分、控制部分和保护部分。逆变部分的功能是采用功率开关器件实现DC/AC逆变；控制部分的功能是控制整个逆变器工作；保护部分的功能是在逆变器内部发生故障时起安全保护作用。3.1光伏逆变器太阳能光伏阵列只有在某一输出电压时才能达到输出功率最大值，此时光伏的工作点就成为最大功率点，MPPT实施的目的就是通过比较算法，调节光伏输出电压，使其尽量向最大功率点靠近，目的就是实现光伏电池的最大功率输出。该调节过程实质是一个动态寻优过程，通过对当前光伏电池输出电压Ｕ与电流Ｉ的检测，得到当前光伏电池的输出功率，然后怀前一时刻光伏电池的输出功率相比，取两者中较大的值；在下一周期，再检测Ｕ、Ｉ进行比较，取较大的值，如此循环，便可实现ＭＰＰＴ控制。3.2最大功率跟踪什么是孤岛？3.3孤岛效应与防孤岛保护当光伏发电系统正常工作时，逆变器将发出的电能输送到电网。在电网因故障断电时，如果系统不能及时地检测到电网状态而继续向电网输送电能，则此时光伏系统构成一个独立供电系统，此现象称为孤岛效应。什么情况会出现孤岛？3.3孤岛效应与防孤岛保护（１）大电网发电系统停止运行导致整个电网停电，但是光伏并网系统仍开关连接在大电网上，继续向电网供电并超出一时间段（如２Ｓ）（２）大电网或配电网某处线路断开或开关跳闸，造成光伏并网系统与所连接负载（可能包括配电网上的部分负载）形成独立供电系统，并可能进入稳定运行状态。（３）光伏并网系统开关自主或意外断开，但并网发电系统与本地负载仍孤岛运行。孤岛的危害3.3孤岛效应与防孤岛保护（１）孤岛效应发生时，无法对逆变器输出的电压、频率进行调节，一旦出现过压、欠压或过频、欠频时，易损坏用户设备。（２）如果光伏发电系统并网同时接有负载，且负载容量大于光伏系统容量时，一旦孤岛效应发生，就会产生光伏电源过载现象。（３）对电网检修人员的人身安全造成威胁。（４）孤岛效应发生时，若二次合闸会导致再次跳闸，损害光伏发电设备和逆变器。（5）由于孤岛中的分布式光伏持续维持短路电流，使得非永久性故障难以灭弧，演变为永久性故障。防孤岛保护3.3孤岛效应与防孤岛保护因此，为防止孤岛效应带来的危害，逆变器必须具有在规定时间内脱离电网，以避免孤岛效应出现的防孤岛保护能力。此外，并网逆变器具有的其他基本保护功能有：输入电压、欠压保护，输入过流保护，短路保护，过热保护，防雷击保护，输出过压保护，输出过流保护，过频、欠频保护等。防孤岛保护3.3孤岛效应与防孤岛保护因此，为防止孤岛效应带来的危害，逆变器必须具有在规定时间内脱离电网，以避免孤岛效应出现的防孤岛保护能力。此外，并网逆变器具有的其他基本保护功能有：输入电压、欠压保护，输入过流保护，短路保护，过热保护，防雷击保护，输出过压保护，输出过流保护，过频、欠频保护等。防孤岛保护3.3孤岛效应与防孤岛保护非计划性孤岛需要在2s之检测到并切除，所以光伏发电系统配备高低压保护，当并网点电压超出表1规定的电压范围时，应在相应的时间内停止向电网线路送电。同时也应配备频率保护，当光伏发电系统并网点频率超出47.5Hz一50.2Hz范围时，应在0.2s内停止向电网线路送电。孤岛检测基本方法3.3孤岛效应与防孤岛保护孤岛检测技术起源于分布式电源的应用，目前孤岛检测方法主要有三类：主动检测法、被动检测法和开关状态监测法。开关状态监测法是一种基于高速实时通信技术的方法，虽然其运行效果良好，但是由于需要大量安装通信设备，导致造价较高，操作复杂，因此通常情况下不考虑这种方法。下面主要介绍依靠本地检测的主动检测法和被动检测法。主动检测法3.3孤岛效应与防孤岛保护主动检测法是指通过逆变器人为的向系统中加入1个有源扰动信号。并网运行时，由于受到大电网的制约，扰动信号作用非常小，不会对测量产生影响;当孤岛产生时，逆变器输出的扰动会迅速累积，超出允许范围时触发孤岛检测装置。该方法优点在于可以减小检测盲区，但引入的有源扰动会对微电网孤岛运行产生负面影响。1阻抗测量检测法阻抗测量检测方法是指控制逆变器给其输出电流施加一个周期性扰动，使其输出功率发生变化，进而导致其输出电压的变化。当微电网并网运行时，由于大电网的作用，输出电压变化不明显。当孤岛产生时，由于微电网中负荷的存在，输出电压会随电流产生一个周期性波动。通过对电压变化的过/欠压保护，完成孤岛检测。该方法适用于局部负载阻抗大于电网阻抗的单台并网逆变器，检测盲区非常小。当微电网中存在多个分布式电源时，除非其输出波动同步，否则相互干扰会导致电压的变化很小，不足以被检测到。主动检测法3.3孤岛效应与防孤岛保护1.1.2Sandia电压偏移法此方法对分布式电源逆变器输出电压引入正反馈。当微电网并网运行时，逆变器输出电压受大电网制约，不会发生变化。当孤岛产生时，由于正反馈作用，逆变器输出电压的微小变化都会一直循环地被放大，直到超出检测阀值，孤岛被检测出来。这种方法可以减小对微电网正常运行时电能质量的影响，并且在多分布式电源的情况下也不会降低检测效率。但是对于弱电网来说，采用Sandia电压偏移法的逆变器不可使用过多，以免造成电网电压不稳定，降低电能质量。1.1.3主动移频法分布式电源并网逆变器输出一个略微失真的电流，形成一个连续改变频率的趋势。当微电网并网运行时，由于大电网的作用，网络中电压的频率基本不变。当孤岛产生时，逆变器输出的电压频率由于失真电流的影响会向上或者向下偏移，增加了系统因寻求负荷谐振频率而产生的频率偏移。主动移频法优点在于易用于基于微处理器的并网逆变器。但是这种方法会对电能质量造成影响，且当主动移频造成的相位差与负荷的阻抗角在工频附近相等时，该方法将会失效。在多分布式电源输入的情况下，必须要保证使逆变器输出频率偏移方向一致，否则会相互抵消，导致检测失败。被动检测法3.3孤岛效应与防孤岛保护在孤岛产生的前后，网络中的电气量如电压、频率、相位一般会发生变化，通过检测这些变化，可以判断有无孤岛产生。当微电网中分布式电源的输出功率与孤岛状态下负荷的需求相差较大时，孤岛产生后，上述电气量会产生很明显的变动，此时可以使用被动检测法。被动检测法不会对系统产生影响，但是其检测盲区较大。常用的被动检测法有以下几种。1.2.1过/欠电压和高/低频率检测法(OVP/UVP，OFP/UFP)微电网并网运行时，网内负荷所需的电能由分布式电源和大电网共同提供。通常情况下，微电网内分布式电源和负荷的功率无法达到完全平衡，因而需要大电网提供一部分负荷功率。当孤岛产生后，大电网无法继续向微电网中负荷提供功率，因此微电网中会产生功率缺额现象，有功功率缺额产生频率变化，无功功率缺额产生电压变化。当变化达到孤岛检测设定的阀值时，就认为是孤岛。这种方法具有良好的经济性，易于实现，然而，当微电网中的本地负荷与各分布式电源输出的功率接近匹配时，电压和频率的偏移会非常小甚至为零，检测盲区较大，过/欠电压和高/低频率检测法会失效。被动检测法3.3孤岛效应与防孤岛保护1.2.2电压谐波检测法电压谐波检测法是指监控逆变器端电压总的谐波畸变(THD)，当THD超出设定的阀值时，就可以实现孤岛检测。逆变器的输出电流中含有一定的谐波，微电网并网运行时，网络中电压受到大电网的制约，谐波含量相对比较少，为低失真的正弦波。而当孤岛发生时，逆变器向负荷中注入谐波电流，并且非线性负荷也会加重电压的谐波畸变。因此，通过检测逆变器输出电压的谐波畸变就可以判断是否有孤岛发生。电压谐波检测法的优点是孤岛检测范围较广，对多逆变器的情况检测效果基本不变。其缺点在于容易引起逆变器误动作。1.2.3电压相位突变检测法电压相位突变检测法是指监测逆变器输出端电压和电流之间的相位角是否发生突然变化，如果突然变化并且超出设定的阀值，则孤岛被检测到。电压突变相位检测法易于实现，只需要检测逆变器输出电流和端电压之间的相位差，若超过阀值就可以判定孤岛，不会影响到电能质量和系统的暂态响应。而且对于含多个分布式电源的微电网，孤岛检测效果也不会减弱。其缺点是对于纯阻性负荷，相位差不会发生变化，不能检测。此外，相位差检测的阀值难以确定，某些负荷(尤其是电动机)启动时，会造成大幅度瞬间相位突变，导致逆变电源误动作。。3.4低电压穿越根据《光伏发电站接入电力系统技术规定的要求》，低压用户对低电压穿越不作要求，但10ＫＶ及以上电压等级接入的光伏发电系统的中高压型逆变器应具备一定的耐受异常电压的能力。逆变器变流侧电压跌至０%标称电压时，逆变器能够保证不间断并网运行0.15Ｓ；逆变器交流侧电压跌至20%标称电压时，逆变器能够保证不间断并网运行0.625Ｓ；逆变器交流侧电压在发生跌落后２Ｓ内能够恢复到标称电压的90%时，逆变器能够保证不间断并网运行。对电力系统故障期间没有脱网的光伏电站，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10%额定功率/Ｓ的功率变化率恢复故障前的值。低电压穿越过程中逆变器宜提供动态无功支撑。低电压穿越，即当电网故障或扰动引起逆变器并网点的电压跌落时在一定的电压跌落范围和时间间隔内，光伏发电系统能够不间断并网运行。3.4低电压穿越如图所示，并网点电压在电压轮廓线及发上的区域时，该类逆变器必须保证不间断并网运行；并网点电压在电压轮廓线以下时，允许停止向电网送电。4分布式光伏并网对配电网稳定运行的影响Part4.1对潮流分布的影响4.1对潮流分布的影响由于分布式光伏发电的随机性和不确定性，大量分布式光伏系统并网运行会对配电网安全稳定运行造成影响。当线路负载或线路类型不同时，分布式光伏系统接入后对电网的影响也有所不同，本章将主要关注其对网络损耗、电压分布及线路负载率的影响。我们将使用以下模型为例进行具体分析4.1.1对网络损耗的影响4.1对潮流分布的影响分布式光伏接入中低压配电网后，配电网结构将会由单电源辐射状结构转变为多电源结构，潮流的大小和方向也将发生一定改变，进而会带来配电网潮流和网络损耗方面的变化。分布式光伏不同接入位置的网络损耗4.1对潮流分布的影响从图中可以看出，当分布式光伏以线路最大负荷的20%容量接入到线路不同位置，其网损水平逐渐减小，当分布式光伏接入到线路末端时，其网损最小。分布式光伏不同接入容量的网络损耗4.1对潮流分布的影响由图中可知，不同容量分布式光伏单点接入线路时，随着接入容量的增大，线路网损呈现先下降后上长的趋势。若接入容量进一步增加，分布式光伏出力增加，会出现功率倒送的情况，线路网络损耗也逐渐增加。同时，若线路负载率不断增加，分布式光伏对线路网损的影响也会逐渐增大。分布式光伏分散接入的网络损耗4.1对潮流分布的影响从图中可以看出，与单点接入相比，分散成多个分布式光伏的接入方式的网络损耗明显减小，而且越靠近线路首端，孤损效果越明显。这是由于多点接入时，分布式光伏的部分电能得到了就地负荷的消纳。4.1.2分段线路负荷率4.1对潮流分布的影响分布式光伏作为电源点点配电网，将引起线路负载率的变化。当分布式光伏接入容量小于接入点下游负荷时，线路潮流方向并未改变，但接入点前端线路的负载率会下降；当分布式光伏接入容量大于接入点下游负荷时，将出现双向潮流，随着分布式光伏容量的持续增加，将出现反向潮流大于原有潮流情况，引起线路负载率增大。由图可知，分布式光伏接入后，接入点上游的各段线路负载率均有下降，但分布式光伏接入点下游各段线路的负载率保持不变。4.2对电压分布的影响4.2对电压分布的影响并网位置对电压分布的影响可以看出，分布式光伏接入后，线路各节点电压均有一定的提升。并网容量对电压分布的影响4.2对电压分布的影响当分布式光伏接入容量较小时，线路整体电压变化趋势是从首端到末端逐渐降低。随着接入容量的增加，线路各节点电压均有所上升，其中越靠近接入点，其上升作用越为明显。当接入容量超过一定容量时，线路末端的电压水平将超出规定范围，影响电网安全运行。此时应通过降低分布式光伏发电容量或调节变压器分接头等手段，保证电网稳定运行。分布式光伏多点点对电压分布的影响4.2对电压分布的影响当分布式光伏接入位置一点固定时，另一接入点逐渐靠近末端，分布式光伏对末端电压分布的提升和改善作用越明显，其趋势与分布式光伏接入不同位置时一致。当分布式光伏分散接入到不同点时，对该点的电压降落有明显的提升作用。因此，分布式光伏多点接入，有助于提升电网整体电压水平，使得各点电压趋于平衡。4.3对负荷特性的影响4.3对负荷特性的影响分布式光伏发电可以有效地将午高峰消除，午高峰由原有820KW降至现阶段的500KW，由于分布式光伏发电设备仅在白天8:00-16:00时段有电能发出，故仅能对午高峰进行削减；晚高峰出现时，系统中分布式光伏已无法出力，如欲对晚高峰进行削减，可考虑配置一定量的储能设备。5分布式光伏并网对配电网系统保护的影响Part5.1导致本线路保护的灵敏度降低及拒动5.1导致本线路保护的灵敏度降低及拒动以图中K1点故障为例进行分析。在分布式光伏接入前，故障点的短路电流内由电网提供，分布式光伏接入后，光伏和电网都会对故障点提供短路电流，但R1处的保护只能感受到电网提供的短路电流。在其他条件不变的情况下，此电流小于K1处的短路电流，从而导致保护的灵敏度降低，严重时甚至拒动。分布式光伏的容量越大，对配网保护灵敏度的影响也就越大。5.2导致线路保护误动失去选择性5.2导致线路保护误动失去选择性当系统侧母线或其他馈线K3处发生故障时，在分布式光伏接入前，R1处的保护感受不到故障电流，分布式光伏接入后，相同点故障时，R1处的保护将感受到分布式光伏提供故障电流，当分布式光伏装机容量较大时，将提供较大的故障电流，进而可能导致保护误动。分布式光伏的容量越大，它所提供的反向短路电流也就越大，越容易造成本线路电流保护的误动作。5.3对重合闸的影响5.3对重合闸的影响造成非同期合闸：光伏系统接入配电网后，一旦保护因故障动作跳闸，而光伏系统并未从线路解列，就形成了由光伏系统供电的电力孤岛。在线路断路器断开到重合闸动作这段时间内，光伏系统与系统电源的电势角会摆开，当电势角达到一定值时，导致非同期重合闸，从而导致很大的冲击电流，造成电流保护再次动作跳闸。同时，冲击电流也对主电网和光伏系统中的逆变器等设备产生致命的冲击。造成重合失败：当配电网因故障跳闸后，未解列的光伏系统会继续对故障点供电，重合闸时，光伏系统提供的故障电流阻碍了故障点电弧的熄灭，引起持续性电弧，导致原本的瞬时故障变为永久性故障，造成重合闸失败。5.4对备自投的影响5.4对备自投的影响

在传统配电网中，常采用备用电源自动投入装置来提高对重要负荷供电的可靠性。分布式光伏引入后，有可能影响备用电源自动投入装置对主工作电源是否故障的判断，从而无法准确地实施切除故障工作电源和投入备用电源的操作。6分布式光伏并网调控运行管理Part6.1并网电厂调控管理要求6.1并网电厂调控管理要求

1、凡已并入电网的各类发电厂、变电站的运行值班人员，必须服从电网统一管理和统一调度，严守调度纪律，服从调度指挥。2、并入电网的各类发电厂、变电站的运行值班人员联系调度业务或接受调度指令时，必须报单位、姓名，并使用普通话和统一的术语，严格执行发令、复诵、监护、汇报、录音和记录等制度。3、凡属调度管辖或许可的设备，未经值班调控员的指令或许可，各有关单位的运行、检修人员，均不得擅自进行操作或改变设备原有状态。但经判断对人身或设备安全确有严重威胁时，现场值班员可根据现场事故处理规程边处理、边汇报值班调控员。4、值班调控员发布的调度操作指令，用户变（发电厂）、变电站值班人员必须立即执行。值班调控员应对其所发调度操作指令的正确性负责，各级调度联系对象应对汇报内容的正确性负责。6.2发布和接受调度操作指令时的要求6.2发布和接受调度操作指令时的要求

在发布和接受调度操作指令前，双方必须互报单位及姓名，严格执行发令、复诵、监护、录音、汇报和记录制度，并使用普通话、规范的调度术语和设备双重名称，发令和受令双方应明确发令时间和完成时间以表示操作的始终。没有发令时间，接令方不得进行操作；没有完成时间，发令方不得进行后项的有关操作。6.3电网事故或紧急情况下的运行管理要求6.3电网事故或紧急情况下的运行管理要求

1、分布式电源应配合电网调控机构保障电网安全，严格按照电网调控机构指令参与电力系统运行控制；2、在电力系统事故或紧急情况下，为保障电力系统安全，电网调控机构有权限制分布式电源出力或暂时解列分布式电源。10（6）～35千伏接入的分布式电源应按地市供电公司调控机构指令控制其有功功率；3、分布式电源因电网发生扰动脱网后，在电网电压和频率恢复到正常运行范围之前不允许重新并网。在电网电压和频率恢复正常后，通过10（6）～35千伏接入的分布式电源恢复并网应经过地市供电公司调控机构的允许；4、10（6）～35千伏接入的分布式电源因故退出运行，应立即向地市供电公司调控机构汇报，经调控机构同意后方可按调度指令并网。分布式电源应做好事故记录并及时上报调控机构。6.4山东电力系统配网调度管理规程6.4山东电力系统配网调度管理规程

第196条凡要求并入配网运行的分布式电源项目，不论其投资主体或产权归属，均应签订并网调度协议，满足并网运行条件后方可并入配网。6.4山东电力系统配网调度管理规程

第198条并网条件1、.并网调度协议已签订；2、.已按照调控中心调度机构要求提供了有关设备技术参数、与实际相符的设计资料；3、.调度机构已对管辖范围内的厂站、线路、保护完成命名和调度编号工作4、.值长、电气班长（单元长）及同等岗位职责的值班负责人，已取得管辖调度机构认可的上岗资格；5、.送出工程继电保护、安全自动装置、调度自动化及通信系统等已按要求做好并网调试运行准备；6、.调度机构已出具分布式电源并网技术条件验收意见单。6.4山东电力系统配网调度管理规程6.4山东电力系统配网调度管理规程

第199条基本要求1.分布式电源自首次并网调试起，即纳入调度运行管理；2.分布式电源运行维护方应服从电网调控机构的统一调度，遵守调度纪律，严格执行电网调控机构制定的有关规程和规定；3.分布式电源的运行维护方，应及时向地市公司调控机构备案专业主管或专责人员的联系方式。6.4山东电力系统配网调度管理规程6.4山东电力系统配网调度管理规程

第200条事故或紧急控制1.在电力系统事故或紧急情况下，为保障电力系统安全，电网调控机构有权限制分布式电源出力或暂时解列分布式电源。2.分布式电源因电网发生扰动脱网后，在电网电压和频率恢复到正常运行范围之前不允许重新并网。3.分布式电源因故退出运行，应立即向值班调控员汇报，再次并网须经值班调控员许可。6.4山东电力系统配网调度管理规程6.4山东电力系统配网调度管理规程第201条检修管理1.接有分布式电源的配电网电气设备倒闸操作和运维检修，应严格执行有关安全组织措施和技术措施要求。2.在有分布式电源接入电网的配电线路、设备上停电工作，应断开分布式电源并网点的开关、刀闸或熔断器，并在电网侧接地。3.分布式电源并网点开关（属项目业主或电力用户资产）的倒闸操作，应按值班调控员指令执行。在威胁人身、设备安全等紧急情况下，现场可自行拉开开关，但再次并网前须经值班调控员许可。6.4山东电力系统配网调度管理规程6.4山东电力系统配网调度管理规程第202条通信运行和调度自动化管理1.10kV接入的分布式电源，应能够实时采集并网运行信息，主要包括并网设备状态、并网点电压、电流、有功功率、无功功率和发电量等，并上传至电网调控机构。

2.分布式电源调度自动化信息传输规约由电网调控机构确定。6.4山东电力系统配网调度管理规程6.4山东电力系统配网调度管理规程第202条通信运行和调度自动化管理1.10kV接入的分布式电源，应能够实时采集并网运行信息，主要包括并网设备状态、并网点电压、电流、有功功率、无功功率和发电量等，并上传至电网调控机构。

2.分布式电源调度自动化信息传输规约由电网调控机构确定。6.4山东电力系统配网调度管理规程

分布式电源调度运行管理基本要求Q/GDW11271—20141.1省级和地市级电网范围内，分布式光伏发电、风电、海洋能等发电项目总装机容量超过当地年最大负荷的1%时，电网调控部门应建立技术支持系统，对其开展短期和超短期功率预测。省级电网公司调控部门分布式电源功率预测主要用于电力电量平衡，地市级供电公司调控部门分布式电源功率预测主要用于母线负荷预测，预测值的时间分辨率为15min。

1.2省级和地市级电网范围内，分布式电源项目总装机容量超过当地年最大负荷的1%时，电网调控部门应建立技术支持系统，对其有功功率输出进行监测，监测值的时间分辨率为15min。6.5分布式电源调度运行管理规范分布式电源调度运行管理基本要求1.3分布式电源运行维护方应服从电网调控部门的统一调度，遵守调度纪律，严格执行电网调控部门制定的有关规程和规定；10（6）～35kV接入的分布式电源，项目运行维护方应根据装置的特性及电网调控部门的要求制定相应的现场运行规程，经项目业主同意后，报送地市供电公司调控部门备案。

1.410（6）～35kV接入的分布式电源项目运行维护方，应及时向地市供电公司调控部门备案各专业主管或专责人员的联系方式。专责人员应具备相关专业知识，按照有关规程、规定对分布式电源装置进行正常维护和定期检验。

6.5分布式电源调度运行管理规范分布式电源调度运行管理基本要求1.510（6）～35kV接入的分布式电源，项目运行维护方应指定具有相关调度资格证的运行值班人员，按照相关要求执行地市供电公司调控部门值班调度员的调度指令。电网调控部门调度管辖范围内的设备，分布式电源运行维护方应严格遵守调度有关操作制度，按照调度指令、电力系统调度规程和分布式电源现场运行规程进行操作，并如实告知现场情况，答复调控部门值班调度员的询问。

6.5分布式电源调度运行管理规范正常运行方式2.1分布式电源的有功功率控制、无功功率与电压调节应满足GB/T29319和NB/T32015的要求。

2.2省级电网范围内，分布式光伏发电、风电、海洋能发电项目总装机容量超过当地年最大负荷的1%时，省