Q GDW 1997-2013 光伏发电调度运行管理规范.pdf

《Q GDW 1997-2013 光伏发电调度运行管理规范.pdf》由会员分享，可在线阅读，更多相关《Q GDW 1997-2013 光伏发电调度运行管理规范.pdf（17页珍藏版）》请在麦多课文档分享上搜索。

1、20 1 13 Q/GDW 1997 2013 ICS 29.240 备案号：CEC 668-2012 Q/GDW 国家电网公司企业标准 Q / GDW 1997 2013 光伏发电调度运行管理规范 Specification of dispatching and operating management for photovoltaic generation 2014-05-01 发布 2014-05-01 实施 国家电网公司 发 布 2013 Q/GDW 1997 2013 目 次 前言 1 范围 1 2 规范性引用文件 1 3 术语和定义 1 4 光伏发电站并网管理 2 5 光伏发电站并

2、网调试管理 2 6 光伏发电站调度运行管理 2 7 光伏发电站发电计划管理 3 9 光伏发电站继电保护及安全自动装置管理 4 10 光伏发电站通信运行管理 4 11 光伏发电站调度自动化管理 5 附录 A（资料性附录） 光伏发电站并网前应提供的资料 6 附录 B（资料性附录） 光伏发电站并网调试前应提供的资料 7 附录 C（资料性附录） 光伏发电站运行时应提交的实时气象信息 8 编制说明 9 I Q/GDW 1997 2013 1921 2013 II 前 言 本标准由国家电力调度控制中心提出并解释。 本标准由国家电网公司科技部归口。 本标准主要起草单位：国家电力调度控制中心、中国电力科学研究

3、院。 本标准主要起草人：裴哲义、刘纯、范高锋、马珂、黄越辉、许晓艳、马烁、石永刚、刘德伟、李鹏。 本标准首次发布。 2013 Q/GDW 1997 2013 光伏发电调度运行管理规范 1 范围 本标准规定了电网调度机构和并网运行光伏发电站的调度管理要求。 本标准适用于省级及以上电网调度机构、通过 35kV 及以上电压等级并网的光伏发电站，以及通过 10kV（6kV）电压等级与公共电网连接的新建、改建和扩建光伏发电站，省级以下电网调度机构和通过 其它电压等级并网运行的光伏发电站可参照执行。 2 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文

4、 件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程 GB/T 19964 光伏发电站接入电力系统技术规定 GB/T 19939 光伏系统并网技术要求 GB/T 20046 光伏（PV）系统电网接口特性 DL 755 电力系统安全稳定导则 DL/T 723 电力系统安全稳定控制技术规定 DL/T 1040 电网运行准则 DL/T 516 电力调度自动化系统运行管理规程 DL/T 544 电力系统通信管理规程 SD 131-84 电力系统技术导则 SD 325-89 电力系统无功和电力技术导则 DL/T 448 电能计量

5、装置技术管理规定 国家电力监管委员会令第 5 号 电力二次系统安全防护规定 3 术语和定义 下列术语和定义适用于本文件。 3.1 光伏发电功率预测 Photovoltaic power forecasting 根据气象条件、统计规律等技术和手段，对光伏发电站有功功率进行预报。 3.2 短期光伏发电功率预测 Short-term PV power forecasting 预测光伏发电站次日零时起到未来 72h 的有功功率，时间分辨率不大于 15min。 3.3 超短期光伏发电功率预测 Ultra-short-term PV power forecasting 预测光伏发电站未来 15min4h

6、的有功功率，时间分辨率不大于 15min。 1 Q/GDW 1997 2013 1921 2013 3.4 光伏发电站并网检测 Grid integration test for PV power station 确定光伏发电站并网性能的一系列测试，测试内容包括电能质量、有功/无功控制能力、低电压穿越 能力、电压/频率适应能力、有功输出特性等五个方面。 4 光伏发电站并网管理 光伏发电站并网管理要求： a） 光伏发电站应在并网前 3 个月向电网调度机构提交并网申请书和电监会颁发的发电业务许可 证，同时提交光伏发电站相关详细资料（参见附录 A） ，资料应经调度机构审核确认符合有关 要求。 b）

7、光伏发电站所采用的光伏组件、逆变器和无功补偿设备应通过有资质的检测机构的并网检测， 并向电网调度机构提供相应的检测报告。 c） 光伏发电站并网前应与电网调度机构签订光伏发电站并网调度协议，并网流程符合电网调度机 构的相关规定。 d） 光伏发电站运行人员应通过相关专业培训，并取得电网调度机构颁发的上岗资格证书。光伏发 电站应保证相关的管理制度和运行规定齐全，满足所接入电网的安全管理规定。 e） 光伏发电站应提供可用于电力系统仿真计算的光伏发电单元（含光伏组件、逆变器、单元升压 变压器等） 、光伏发电站汇集线路、光伏发电站控制系统模型及参数，模型和参数应经过有资 质机构的验证。光伏发电站应跟踪其各

8、个元件模型和参数的变化情况，并随时将最新情况反馈 给电网调度机构。 f） 电网调度机构在光伏发电站首次并网前应完成相关并网技术服务： 1） 在光伏发电站并网前 1个月，提供调度值班人员名单、调度规程和相关规定。 2） 在光伏发电站并网前 2周， 完成与光伏发电站并网通信设备的接入及电路的开通、 调试工作。 3） 在光伏发电站并网前 1周，完成与光伏发电站自动化信息及自动化系统的联调。 4） 在光伏发电站并网前 1周，完成启动操作及运行方式安排、安全稳定控制系统联调、继电 保护和自动装置整定等工作。 5） 在光伏发电站并网前 1周，编制并网启动方案。 5 光伏发电站并网调试管理 光伏发电站并网调

9、试管理要求： a） 光伏发电站应在并网调试前 15 个工作日向电网调度机构提出调试申请，并提交相关资料（参 见附录 B） ，电网调度机构应在收到申请后 10 个工作日内批复，光伏发电站并网调试需经批准 后方可实施。 b） 光伏发电站应按照分批调试原则编制详细的并网调试方案，并上报电网调度机构，经电网调度 机构审核后实施。 c） 光伏发电站涉网试验应符合下列规定： 1） 光伏发电站应提前 2 个月提出涉网试验书面申请，经电网调度机构批准后方可实施。 2） 光伏发电站应提前 1 个月向电网调度机构提交试验方案，经电网调度机构审核后实施。 d） 电网调度机构应针对光伏发电站调试期间可能发生的对电网安

10、全稳定产生影响的紧急情况制 定应急预案，明确处理原则及具体处理措施，确保系统稳定及设备安全。 e） 全部光伏部件并网调试运行后 6 个月内，光伏发电站应向电网调度机构提交光伏发电站并网检 测报告，并网检测应由具有资质的检测机构完成。 2 2013 Q/GDW 1997 2013 6 光伏发电站调度运行管理 6.1 基本要求 光伏发电站调度运行管理基本要求: a） 电网调度机构应根据光伏发电站规模、接入电压等级和消纳范围等因素确定对光伏发电站的调 度关系。 b） 电网调度机构应依法对光伏发电站进行调度，光伏发电站应服从电网调度机构的统一调度，遵 守调度纪律， 配合电网调度机构保障电网安全， 按照

11、电网调度机构指令参与电力系统运行控制。 c） 光伏发电站运行值班人员应迅速和准确地执行电网调度值班调度员的调度指令，不得以任何借 口拒绝或者拖延执行。 d） 电网调度机构调度管辖范围内的设备，光伏发电站应遵守调度有关操作制度，按照调度指令执 行操作，并如实告知现场情况，答复电网调度机构值班调度员的询问。 e） 电网调度机构调度许可范围内的设备，光伏发电站运行值班人员操作前应报电网调度机构值班 调度员，得到同意后方可按照电力系统调度规程及光伏发电站现场运行规程进行操作。 6.2 事故或紧急控制 光伏发电站调度运行管理事故或紧急控制要求: a） 在电力系统事故或紧急情况下，电网调度机构有权限制光伏

12、发电站出力或暂时解列光伏发电站 来保障电力系统安全。事故处理完毕，系统恢复正常运行状态后，电网调度机构应及时恢复光 伏发电站的并网运行。 b） 光伏发电站因故退出运行时，应立即向电网调度机构汇报，不得自行并网，经电网调度机构同 意后按调度指令并网。光伏发电站应做好事故记录并及时上报电网调度机构。 6.3 有功 /无功调节 光伏发电站调度运行管理有功/无功调节要求: a） 光伏发电站应参与地区电网无功平衡及电压调整，保证并网点电压满足电网调度机构下达的电 压控制曲线。当光伏发电站的无功补偿设备因故退出运行时，光伏发电站应立即向电网调度机 构汇报，并按指令控制光伏发电站运行状态。光伏发电站出力为零

13、的夜间，无功补偿设备应具 备电网调用的能力。 b） 大型光伏发电站应具备在线有功功率和无功功率自动调节功能，必要时参与电网有功功率和无 功功率自动调节， 确保有功功率和无功功率动态响应特性符合相关规定。 当并网点电压突变时， 无功补偿设备应正确动作，及时提供动态无功支持。 6.4 电网调度机构要求 光伏发电站调度运行管理电网调度机构要求: a） 电网出现特殊运行方式，可能影响光伏发电站正常运行时，电网调度机构应将有关情况及时通 知光伏发电站。 b） 系统运行方式发生变化时，电网调度机构应综合考虑系统安全稳定性、电压约束等因素以及光 伏发电站特性和运行约束，通过计算分析确定允许光伏发电站上网的最

14、大有功功率和有功功率 变化率。 7 光伏发电站发电计划管理 光伏发电站发电计划管理要求： a） 光伏发电站应具备光伏发电功率预测能力，并按有关要求向调度机构提交短期和超短期预测结 果，以及实时的气象信息（参见附录 C） 。 b） 光伏发电站应在每日规定的时间向电网调度机构提交次日光伏功率申报曲线。 3 Q/GDW 1997 2013 1921 2013 c） 光伏发电站应每 15min 按相关要求自动向电网调度机构滚动申报超短期功率预测曲线。 d） 电网调度机构应根据光伏发电站功率申报曲线，综合考虑电网运行情况，编制并下达光伏发电 站发电计划曲线。 e） 电网调度机构可根据超短期功率预测结果和

15、实际运行情况对光伏发电站计划曲线做适当调整， 并提前通知光伏发电站值班人员。 f） 光伏发电站应执行电网调度机构下达的计划曲线（包括滚动修正的计划曲线）和调度指令，及 时调节有功出力。 g） 电网调度机构应根据有关规定对光伏发电站功率预测、计划申报和执行情况进行考核。 h） 光伏发电站应按照电网调度机构的要求定期进行年度和月度电量预测，并统计、分析、上报光 伏发电站运行情况数据。 8 光伏发电站检修管理 光伏发电站检修管理要求： a） 光伏发电站应按电网设备检修管理有关规定，向电网调度机构报送设备检修计划和检修申请。 调度管辖设备检修的申报、批复、延（改）期和执行应严格按相关规定执行。 b）

16、光伏发电站应根据电网调度机构的要求提交年度、月度、周、节日、特殊运行方式设备检修计 划。 c） 电网调度机构应将光伏发电站调度管辖范围内的设备检修计划纳入电力系统年度、月度、周、 节日、特殊运行方式检修计划。 d） 光伏发电站内部检修（如光伏电池板元件） ，当影响的运行容量超过电网调度机构规定限值时， 可上报计划备案；当涉及到系统状态改变时，需电网调度机构填写批复意见。 e） 电网调度机构应合理安排系统侧管辖范围内电网、光伏发电站继电保护及安全自动装置、电力 调度自动化及电力调度通信系统等二次设备的检修，二次设备的检修应尽可能与光伏发电站一 次设备的检修相配合。 f） 检修、试验工作虽经批准，

17、但在检修、试验开始前，仍须得到电网调度机构确认许可后方能进 行。工作结束后，应及时向电网调度机构报告。 g） 光伏发电站临时检修、试验，应提前 3 天上报电网调度机构；设备事故检修处理，由光伏发电 站值班人员直接向相应电网调度机构值班调度员提出，电网调度机构应根据有关规定和电网实 际情况进行批复。 h） 电网输电线路的检修改造应综合考虑电网运行和光伏发电站发电规律及特点，尽可能安排在光 伏发电出力小的季节和时段实施，减少光伏发电站的电量损失。 9 光伏发电站继电保护及安全自动装置管理 光伏发电站继电保护及安全自动装置管理要求： a） 光伏发电站继电保护、安全自动装置以及二次回路的设计、安装应满

18、足 GB/T 14285 等相关标 准的要求。 b） 光伏发电站送出线路保护、防孤岛保护、故障录波装置以及相关保护措施应满足 GB/T 19964 等相关标准的要求。 10 光伏发电站通信运行管理 光伏发电站通信运行管理要求： a） 光伏发电站应遵守 DL/T 544 的相关规定，负责光伏发电站端调度通信系统的运行维护，确保 4 2013 Q/GDW 1997 2013 电力调度通信设备、电路的安全可靠运行。 b） 光伏发电站内通信设备应符合电网通信技术要求，保证电力通信网安全稳定运行。 c） 对于通过 110kV（66kV）及以上电压等级接入电网的光伏发电站，应具备两条路由通道，其中 至少有

19、一条为光缆通道。光伏发电站通信设备配置按相关的设计规程执行。光伏发电站与电力 系统直接连接的通信设备（如光纤传输设备、脉码调制终端设备（PCM） 、调度程控交换机、 数据通信网、通信监测等）需具有与系统接入端设备一致的接口与协议。 d） 光伏发电站开展与电网通信系统有关的设备检修，应提前向电网调度机构办理检修申请，获得 批准后方可进行。如设备检修影响到继电保护和安全自动装置的正常运行，还需按规定向电网 调度机构提出继电保护和安全自动装置停用申请，在继电保护和安全自动装置退出后，方可开 始通信设备检修相关工作。 e） 并入电力通信光传输网、调度数据网的光伏发电站通信设备，应纳入电力通信网管系统统

20、一管 理。 11 光伏发电站调度自动化管理 光伏发电站调度自动化管理要求： a） 光伏发电站升压站计算机监控系统（或远动终端设备） 、相量测量装置（PMU） 、电能量远方终 端设备、二次系统安全防护设备、调度数据网络设备等应按照 DL/T 516 执行，其设备供电电 源运行管理应按电网调度自动化系统电源技术管理办法执行。 b） 光伏发电站调度自动化系统远动信息采集范围按电网调度自动化能量管理系统远动信息接入 规定的要求接入信息量。 c） 光伏发电站电能计量点（关口）应设在光伏发电站与电网的产权分界处，产权分界处按国家有 关规定确定。计量装置配置应符合 DL/T 448 的要求。 d） 光伏发电

21、站调度自动化、电能量信息传输宜采用主/备信道的通信方式，调度自动化信息传输 规约由电网调度机构确定。 e） 光伏发电站调度管辖范围自动化系统设备供电电源应采用不间断电源装置（UPS）或站内直流 电源系统供电，在交流供电电源消失后，不间断电源装置带负荷运行时间应大于 40min。 f） 对于接入 220kV 及以上电压等级的光伏发电站应配置相量测量装置（PMU） 。 g） 光伏发电站集中监控系统应能够与电网调度部门进行实时通讯，接收、执行电网调度机构的控 制指令，监控系统安全防护应符合电力二次系统安全防护规定的要求。 h） 光伏发电站内一次系统设备变更（如：设备增、减，主接线变更，互感器变比改变

22、等） ，导致 调度自动化设备测量参数、序位、信号接点发生变化时，现场运行维护人员应将变更内容及时 报送相关电网调度机构。 i） 光伏发电站应配置功率预测系统、电能质量在线监测装置和自动授时装置。 j） 光伏发电站应配备功率控制系统，具备按照调度指令进行有功功率和无功功率自动调节的能 力。 5 Q/GDW 1997 2013 1921 2013 附 录 A （资料性附录） 光伏发电站并网前应提供的资料 光伏发电站并网前应提供的资料包括： a） 光伏发电站的项目开发核准文件、可研报告、接入系统设计报告、接入电力系统分析报告，光 伏发电站运行规程，一年以上辐照度、温度数据，光伏发电站电气一次接线图、

23、光伏电池阵列 地理分布及接线图。 b）光伏方阵数量及容量、拟投产日期、设计利用小时数、设计发电量、经纬度等。 c） 与光伏方阵有关的技术参数及信息：包括光伏方阵型号、面积、额定功率因数、功率调节速率。 d） 潮流、稳定计算和继电保护整定计算所需的相关技术参数：包括光伏发电单元（含光伏组件、 逆变器、单元升压变压器等） 、光伏发电站汇集线路、光伏发电站控制系统模型及参数，主变 压器、集中无功补偿装置、谐波治理装置等主要设备技术规范、技术参数及实测参数（包括主 变压器零序阻抗参数） 。 e） 与电网运行有关的继电保护及安全自动装置图纸（包括电池阵列、变压器整套保护图纸） 、说 明书，电力调度管辖范

24、围内继电保护及安全自动装置的安装调试报告。 f） 与电网调度机构相关的光伏发电站调度自动化设备技术说明书、技术参数以及设备验收报告， 光伏发电站计算机系统安全防护有关方案和技术资料。 g） 与电网调度机构通信网互联或有关的通信工程图纸、设备技术规范以及设备验收报告。 h） 光伏发电站升、降负荷的速率，光伏发电站运行集中监控系统、并网技术支持系统有关参数和 资料。 i） 光伏发电站调度命名申请及涉网设备调度命名申请。 j） 电网调度机构需要的其它资料。 6 2013 Q/GDW 1997 2013 附 录 B （资料性附录） 光伏发电站并网调试前应提供的资料 光伏发电站并网调试前应提供的资料包括

25、： a） 光伏发电站调试计划、升压站和光伏方阵启动调试方案。 b） 光伏发电站有调度受令权的值班人员名单、上岗资格证书及联系方式。 c） 运行方式、继电保护、自动化、通信等专业人员名单与联系方式。 d） 光伏发电站远动信息表（包括电流互感器、电压互感器变比及遥测满刻度值） ，光伏发电站电 能计量系统竣工验收报告。 7 Q/GDW 1997 2013 1921 2013 附 录 C （资料性附录） 光伏发电站运行时应提交的实时气象信息 光伏发电站运行时应提交的实时气象信息包括： a） 总辐射、直接辐射和散射辐射，时间间隔不大于 5min； b） 湿度，时间间隔不大于 5min； c） 环境温度和

26、光伏电池板温度，时间间隔不大于 5min； d） 风速、风向和气压，时间间隔不大于 5min； e） 电网调度机构需要的其它实时气象信息。 8 2013 Q/GDW 1997 2013 光伏发电调度运行管理规范 编 制 说 明 9 Q/GDW 1997 2013 1921 2013 目 次 一、编制背景 11 二、编制主要原则 11 三、与其它标准文件的关系 11 四、主要工作过程 11 五、标准结构和内容 12 六、条文说明 12 10 2013 Q/GDW 1997 2013 一、编制背景 太阳能光伏发电是利用太阳能电池的光伏效应将太阳辐射直接转换为电能的一种发电形式。在全球 能源危机及全

27、球变暖的环境下下，光伏发电受到世界各国的重视，光伏发电得到快速发展。然而，光伏 发电属于能量密度低、稳定性差、调节能力差的能源，发电量受天气及地域的影响较大，大规模集中并 网发电后会对电网的安全、稳定、经济运行带来较大影响。 我国目前已建的规模化光伏发电大都分布在电网相对薄弱的地区，由于光伏发电功率出力的随机性 与间歇性，大规模光伏发电集中接入和远距离输送给电网调度运行管理带来了很多问题和挑战。为了应 对大规模光伏发电的接入，确保光伏发电接入后的电力系统运行的可靠性、安全性与稳定性，除了加强 相应的电网建设、增加电网的运行调控手段，并不断改善整个电力系统的电源结构外，还需要对光伏发 电站接入电

28、力系统的调度运行管理与控制措施做出相应的规定，以期不断提高针对光伏发电的运行调度 管理水平，降低大规模光伏发电接入对电网运行调度带来的不利影响。 本标准依据2012年度国家电网公司技术标准制修订计划 （国家电网科201266号）的要求 编写。 本标准针对光伏发电站和电网调度机构提出要求。 二、编制主要原则 标准编制的原则是遵守现有相关法律、条例、标准和导则，兼顾电网调度运行和光伏发电发展的 要求，理顺电网和光伏发电站的关系，建立光伏发电调度运行管理制度，保障电网和光伏发电站的和 谐发展。 结合我国电力系统的实际情况，从保障电网安全稳定运行角度出发，接入电网的光伏发电站必须满 足电网安全运行的技

29、术要求和管理规定，建立适应于我国光伏发电特性的调度运行管理制度，包括光伏 发电站并网管理、光伏发电站并网调试管理、光伏发电站调度运行管理、光伏发电站发电计划管理、光 伏发电站检修管理、光伏发电站继电保护及安全自动装置管理、光伏发电站通信运行管理、光伏发电站 调度自动化管理。 本标准制定的基本出发点是保障电网安全稳定运行，尽量使标准条文具有可操作性，便于理解、引 用和实施，从而为规范光伏发电调度运行管理提供依据。 三、与其它标准文件的关系 1. 参考 GB/T 19964 光伏发电站接入电力系统技术规定等相关标准。 2. 引用 DL 755 电力系统安全稳定导则、 DL/T 723 电力系统安全

30、稳定控制技术规定、 DL/T 1040 电 网运行准则、 DL/T 516 电力调度自动化系统运行管理规程、 DL/T 544 电力系统通信管理规程、 SD 131-84 电力系统技术导则、SD 325-89 电力系统无功和电力技术导则、DL/T 448 电能计量装置技术管理规定、 国家电力监管委员会令第 5 号、电力二次系统安全防护规定等相关标准和规定。 3. 目前国内外暂无光伏发电调度运行管理相关的标准或规定。 四、主要工作过程 本项目的执行期为 2012 年 1 月至 2012 年 12 月，工作过程如下。 （1） 2012年 1 月，确立工作总体目标，确定参编单位及人员，开展课题前期研

31、究工作。 （2） 2012年 2 月至 5 月，广泛调研各网省公司及光伏电站的具体应用需求，并详细查阅国内外在该 领域的研究水平，确立了本标准的初步框架和内容。 （3） 2012年 6 月至 8 月，根据调研结果，结合我国其他相关标准中的要求，编写本标准的初稿。 （4） 2012年 8 月，国家电力调度控制中心在北京组织召开了初审会，根据专家意见进行修改，形成 11 Q/GDW 1997 2013 1921 2013 标准的征求意见稿。 （5） 2012 年 11 月，在国家电网公司范围内广泛征求相关专家的意见，根据反馈意见进行修改，形 成送审稿。 （6） 2012 年 11 月，国家电力调度

32、控制中心组织专家在北京召开送审稿审查会，根据会议提出的意 见和建议进行修改后形成报批稿，报主管部门批准。 五、标准结构和内容 标准的主要结构和内容如下： 1. 目次； 2. 前言； 3. 标准正文，共设 11 章：范围、规范性引用文件、术语和定义、光伏发电站并网管理、光伏发电 站并网调试管理、光伏发电站调度运行管理、光伏发电站发电计划管理、光伏发电站检修管理、光伏发 电站继电保护及安全自动装置管理、光伏发电站通信运行管理、光伏发电站调度自动化管理；此外包括 3 个附录。 六、条文说明 （1）光伏发电站并网管理 我国光伏发电行业发展十分迅猛，而相应的技术与质量管理规范尚不完善，导致已接入电网的很

33、多 光伏电站在功率控制能力、 低电压穿越能力和电能质量等方面不能满足电网安全稳定运行的要求。 另外， 光伏发电站人员组织机构和管理制度的不完善，也对电网安全运行带来了较大隐患。因此，在并网管理 中强调了光伏发电站所采用的光伏组件、逆变器和无功补偿设备应通过有资质的检测机构的并网检测， 以及要求光伏发电站保证相关的管理制度和运行规定齐全。针对目前光伏发电站基础资料不完备的情 况，提出了光伏发电站并网前应提前 3 个月向电力调度机构提交并网申请书，同时提交相关详细资料。 另外，针对光伏发电站并网的特殊性，对电网调度机构在并网前提供的技术服务也提出了要求。 （2）光伏发电站并网调试管理 光伏发电站调

34、试具有规模小、数量大、速度快的特点，目前尚缺乏针对光伏发电站调试特点的有效 管理规范，致使电网安全运行存在很大隐患。针对这一情况，本规范提出光伏发电站应纳入正式调度管 辖范围的要求，为增强调试管理的可操作性，对光伏发电站并网调试和涉网试验流程进行规范，并提出 光伏发电站并网调试应遵循分批调试的原则，同时要求电网调度机构制定光伏发电站调试期间的紧急情 况应急预案。 （3）光伏发电站调度运行管理 一直以来，光伏发电站基本都处于“自由”运行状态，电力调度机构未光伏发电站的运行状态纳入 考虑。随着光伏发电并网容量的持续快速增长，光伏发电已经不同程度影响到了电网的安全运行。为了 解决目前光伏发电运行中存

35、在的突出问题，提出了光伏发电站应服从电力调度机构的统一调度，配合电 力调度机构保障电网安全，遵守调度纪律，严格执行电力调度机构制定的有关规程和规定。针对光伏发 电站对电力系统安全运行的支撑能力，提出光伏发电站应具备在线有功功率和无功功率调节功能，参与 电力系统运行控制和地区电网无功补偿及电压调整。考虑到光伏发电站自行并网对系统安全带来的威 胁，提出光伏发电站不得自行并网的要求。对于计算分析确定允许光伏发电站上网的最大有功功率，要 求电力调度机构在确保系统安全稳定运行的前提下，应将光伏发电站自身特性和运行约束纳入到系统运 行方式的计算。 （4）光伏发电站发电计划管理 为了更好地保证电网功率平衡，

36、必须把光伏发电纳入电网的发电计划管理，提出光伏发电站应开展 光伏发电功率预测工作， 并向电网调度机构申报发电计划曲线， 电力调度机构应综合考虑电网运行情况， 12 2013 Q/GDW 1997 2013 13 编制下达光伏发电站发电计划曲线。由于目前光伏发电功率预测水平与负荷预测尚有差距，光伏发电站 应每 15min 滚动申报超短期功率预测曲线，电力调度机构应结合电网实际运行情况对光伏发电站计划曲 线做适当调整，确保全网的安全运行。为促进光伏发电功率预测技术的进步，提出对光伏发电站预测结 果和计划申报进行考核的要求。为更好地促进光伏发电电量在全网的统筹消纳平衡，提出光伏发电站应 按照电网调度

37、机构的要求定期进行年度和月度电量预测，并统计、分析、上报光伏发电站运行情况数据。 （5）光伏发电站检修管理 设备检修对电网的运行安全影响很大，随着光伏发电并网容量的快速增长，光伏发电站设备检修对 电网安全运行产生的影响愈加凸显。提出光伏发电站应向电网调度机构提交年度、月度、周、节日、特 殊运行方式设备检修计划，电网调度机构应将光伏发电站检修计划纳入电力系统检修计划。针对光伏电 站内部检修，提出当影响容量超过电网调度机构规定的限值或影响电网运行状态时，须上报电网调度机 构及等待批复。提出光伏发电站临时检修和事故检修的规范，为了减少光伏发电量的损失，提出电网输 电线路的检修尽可能安排在光伏发电出力

38、小的季节和时段实施。 （6）光伏发电站继电保护及安全自动装置管理 电网安全自动装置是保证电网安全稳定的重要措施，而目前光伏发电站尚未建立有关继电保护装置 的规程、 标准和规定， 也未设立继电保护专责人员来负责光伏发电站内继电保护设备的管理和运行维护， 对系统安全稳定运行带来了极大隐患，亟需制定光伏发电站继电保护及安全自动装置的管理规定。考虑 到和已有国家标准相匹配，本规范提出光伏发电站继电保护、安全自动装置以及二次回路的设计、安装 应遵循 GB/T 14285 等相关标准的要求，光伏发电站送出线路保护、防孤岛保护、故障录波装置以及相 关保护措施应满足 GB/T 19964 等相关标准的要求。

39、（7）光伏发电站通信管理 光伏发电站通信系统由多种通信设备、设施构成，接入电网通信系统后，作为电网通信系统的组成 部分，具备“全程全网、联合作业、协同配合”的运行特点，因此提出光伏发电站应严格遵守调度通 信系统运行和管理的标准、规程和规定， 对光伏发电站通信设备技术要求和技改检修方式进行了规范， 并对光伏发电站路由通道、通信设备配置、以及与电力系统直接连接的通信设备的接口协议进行了规 范要求。 （8）光伏发电站调度自动化管理 光伏发电站调度自动化系统对于电网安全稳定运行具有重要作用，目前光伏发电站尚未建立起规范 的调度自动化系统。因此本规范提出光伏发电站升压站、汇集站内计算机监控系统（或远动终端设备） 、 相量测量装置（PMU） 、电能量远方终端设备、二次系统安全防护设备、调度数据网络设备等的运行管 理应按照电网调度自动化系统运行管理规程的要求来执行。同时，对光伏发电站调度自动化信息传输规 约、光伏发电站一次设备变更等情况进行了规范，明确了光伏发电站二次系统应符合电力二次系统安全 防护规定的要求，并对光伏发电站应提供给电力调度机构的实时数据要求做出了规定。明确提出光伏发 电站应具备功率预测和功率控制系统。