并网运行管理实施细则

并网运行管理实施细则（精选8篇）

1.并网运行管理实施细则 篇一

光伏并网电站运行管理方案

……………有限公司

2013年12月

目 录

第一章 总则

第二章 各级人员岗位职责 第三章 有人值班电站运行管理 3.1值班制度 3.2交接班制度 3.3巡回检查制度

3.4设备定期试验轮换制度 3.5设备验收制度

3.6设备缺陷管理制度 3.7设备维护工作制度 3.8运行分析制度

3.9设备评级与可靠性管理 第四章技术管理 第五章文明生产

第一章 总则

1.1 光伏并网电站 是电网的重要组成部分。为了提高电站的安全、经济运行水平，适应现代化管理的要求，加强电站运行管理，特制订本制度。1.2 光伏并网电站运行及管理人员都必须认真贯彻执行国家、网、省、地电力公司和本站颁发的规章制度。1.3 监控中心、维操队以及值班光伏并网电站 应按规定配备素质合格的运行和管理人员。除保持人员相对稳定外，还应按上级颁发的《电业生产培训制度》的规定，对上述人员进行培训，并经考试合格后，方能正式担任运行值班工作。

1.4 光伏并网电站 的倒闸操作及操作票、工作票管理，必须执行部颁《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）和新疆省电力公司颁发的《执行电气操作票和工作票制度的补充规定》（综合本），以及危险点分析与预控的要求和规定。值班光伏并网电站 还应执行新疆省电力公司颁发的《有人值班变电站 安全管理制度》和《有人值班变电站 操作的补充规定》以及本制度的规定。

1.5 各光伏并网电站运行人员必须按新疆维吾尔自治区电力公司颁发的《发、供电维护范围分界》中的规定，管好、维护保养好所辖光伏并网电站 设备。

1.6 本制度适应于合同确定范围之内所有有人值班光伏并网电站（监控中心、维操队）。

1.7 各光伏并网电站运行值班人员要熟知本制度。

第二章 各级人员岗位职责

2.1 光伏并网电站 站长的职责: 2.1.1 站长是安全第一责任人，全面负责本站的安全生产、经济运行、设备管理、人员培训和生活后勤等工作。

2.1.2 组织本站的政治学习，做好政治思想工作，搞好站内团结，带领全站落实岗位责任制。

2.1.3 按时组织安全活动，主持本站事故、障碍及异常调查和运行分析会。2.1.4 定期巡视设备，掌握设备运行状况，对存在的设备缺陷认真核实，并督促及时消除。

2.1.5 根据设备运行状态、全站人员情况与上级要求，编制年、季、月工作计划，并组织完成；签发并按时报出总结及各种报表。

2.1.6 经常查阅有关记录，了解生产运行情况，抓好安全经济运行及电能质量分析工作。遇较大的停电工作和较复杂的操作应亲自主持准备工作。2.1.7 结合新设备、新技术的采用，组织全站人员进行技术、业务学习，并进行不定期考问、考核，组织好新建、扩建设备投入准备，并参加验收。

2.1.8 组织做好全站设备维护、文明生产等工作。2.1.9 负责现场倒闸操作的把关。

2.2 光伏并网电站 专责工程师（付站长）的职责

2.2.1 光伏并网电站 专责工程师（付站长）是全站的技术负责人，协助站长做好生产技术管理和培训工作。2.2.2 监督检查现场规章制度执行情况，参加较大范围的停电工作和较复杂操作的监督把关，组织处理发生的技术问题。2.2.3 负责分析并掌握设备健康状况，按时完成设备评级工作和各种报表的填报，根据上级规定，切实做好可靠性管理工作。

2.2.4 负责各项技术资料、有关记录的正确与完整，图纸与实际相符。2.2.5 负责编写、修改现场运行规程。

2.2.6 按培训计划，完成值班人员的技术培训和考核工作。2.3 光伏并网电站 值长（值班负责人）的职责

2.3.1 值长（值班负责人）为本值的负责人，负责当值的安全、运行、维护工作。

2.3.2 领导全值接受、执行调度指令，正确迅速地进行倒闸操作和事故处理。

2.3.3 及时发现和处理（汇报）缺陷。

2.3.4 受理和审查工作票，并参加验收工作。2.3.5 组织好设备维护工作。2.3.6 审查本值记录。

2.3.7 组织完成本值培训工作。2.3.8 按规定组织好交接班工作。2.4 光伏并网电站 正值班员的职责

2.4.1 在值长（值班负责人）领导下担任与调度之间的操作联系。2.4.2 遇有设备事故、障碍及异常运行等情况，及时向有关调度、值长（值4 班负责人）汇报，同时做好记录。2.4.3 做好设备维护工作。

2.4.4 受理操作命令，审核副值班员及跟班实习人员填写的操作票，并监护执行。

2.4.5 审核当值副值班员或学员填写运行中的各种记录，做到正确无误。2.4.6 根据培训计划，做好指定的培训工作。2.4.7 按规定参加设备的交接验收。2.5 光伏并网电站 副值班员的职责

2.5.1 在值长及正值班员的具体领导下对设备的异常运行、障碍、事故进行处理。

2.5.2 受理操作命令后，向值班负责人汇报，并填写倒闸操作票，经审核后在正值班员监护下正确执行操作。

2.5.3 协助值长及正值班员搞好本站（或本班）的运行管理工作。2.5.4 做好设备的运行维护和缺陷处理。2.5.5 做好运行中的各种记录。

2.5.6 保管好各种工具、仪表、钥匙、备件等。2.5.7 受理工作票及办理工作票许可手续。2.5.8 按规定参加设备的交接验收。2.6 维操队正值班员的职责

2.6.1 在值班负责人领导下负责与调度之间的操作联系。

2.6.2 遇有设备的事故、障碍及异常运行，及时向有关调度、值班负责人汇报，同时做好记录。

2.6.3 做好设备巡视维护工作，发现缺陷及时汇报和记录。2.6.4 受理操作指令，审核填写的操作票，并监护执行。2.6.5 审核运行中的各种记录，做到正确无误。2.6.6 根据培训计划，做好培训工作。2.6.7 按规定参加设备的交接验收。

第三章 有人值班光伏并网电站 运行管理

3.1 值班制度

3.1.1 光伏并网电站 的值班方式，由站长编排，未经站长允许不得调班。3.1.2 千伏及以下光伏并网电站 的值班人员，如因倒闸操作、设备维护工作，可以短时全部离开主控制室，但必须有可靠措施，即在任何时候均能听到事故或异常运行的音响信号和调度电话铃声。3.1.3 ***在当班时间内，接调度指令，必须复诵，向调度汇报，必须准确无误，并作好记录，35千伏及以上光伏并网电站 的事故、障碍、异常运行处理及倒闸操作的调度联系，应进行录音。

3.1.4 值班人员值班期间，应遵守劳动纪律，坚守工作岗位，不得进行与值班无关的工作与活动，不得占用调度电话办理与值班无关的事，各变 电所应制订现场值班守则。

3.1.5 当班值班人员应穿统一的工作服，佩戴值班标志，衣着整齐，不允许穿高跟鞋及拖鞋。

3.1.6 在当班时间内，值班人员必须按本制度要求做好运行维护工作。3.1.7 脱离值班工作三个月及以上的人员，必须重新熟悉设备、系统及有关规程制度，经考试合格后，方能正式参加值班工作；对脱离值班工作不满三个月的人员，经熟悉设备及其系统后，即可正式恢复工作。3.1.8 在值班时间内必须做好保卫、保密及安全生产工作: a 站外人员进出光伏并网电站，必须遵守门卫制度； b 精神不正常的人员严禁进入光伏并网电站 ；

c 外单位来本站实习或施工的人员，须上级同意；并由值班人员介绍安全注意事项后，方能按计划及规定的范围进行活动； d 不准带小孩进入光伏并网电站 ；

e 由光伏并网电站内持出物件时，必须经站长同意。

3.2 交接班制度

3.2.1 值班人员应按照规定的交接班时间进行交接，并应与有关调度的交接班时间尽量一致，在未办完交接手续前，不得擅离职守。3.2.2 在处理事故或进行倒闸操作时，不得进行交接班；交接时发生事故，停止交接班，并由交班人员处理，接班人员在交班值值长（值班负责人）指挥下协助工作。

3.2.3 交接班前，交班人员除进行卫生清扫、整理好有关记录以外，全值要开好交班前的碰头会，并在运行工作记录簿内按以下内容做好交班小结：

a 运行方式；

b 继电保护及安全自动装置运行与变更情况； c 设备运行情况； d 倒闸操作情况； e 检修维护工作； f 其它。

3.2.4 交接班时应做到列队、全面地对口交接，由交接双方共同检查设备。3.2.5 交接完毕，接班人员签字后交班人员方能在运行工作记录上签字。3.2.6 接班后，值长（值班负责人）要组织当班人员开好班前会，结合当时的具体情况和存在的问题，研究明确本值重点工作及注意事项，并在两小时内简明、扼要地向当班调度员汇报当时的电压、设备运行状况以及存在的薄弱环节等。3.3 设备巡回检查制度

3.3.1 值班人员必须认真地按时巡视设备，对设备异常状态要做到及时发现，及时处理，做好记录，并向上级有关人员汇报。

3.3.2 巡视应按本站规定的时间和路线进行，正常情况下每天不得少于2次（交接班时、发电高峰时）。3.3.3 值班人员进行巡视后，应将检查情况及巡视时间在运行工作记录内做好记录。

3.3.4 遇有下列情况，应增加巡视次数：

a 发电量增加时，一般是春、夏、秋季中午阳光较强时段；

b 设备经过检修、改造或长期停用重新投入系统运行；或新安装的设备初次加入系统运行； c 设备缺陷有所发展时；

d 恶劣天气（包括高气温、大风、雷雨、浓雾、冰冻等）、事故跳闸和设备运行中存在可疑现象时；

3.3.5 巡视必须遵守《电业安全工作规程》中的有关规定。一般情况双人巡视，若单人巡视时，不得擅自触动运行设备、进入固定遮栏。3.3.6 各级领导人员的监察性巡视周期规定如下：

a 公司并网电站运营主管，每年到各光伏并网电站不得少于一次； b 光伏并网电站站长，每周1次。

3.4 设备定期试验轮换制度

3.4.1 光伏并网电站设备的定期试验轮换应列入工作计划，由站长组织进行，并做好记录。

3.4.2 设备试验轮换周期规定如下：

A、长期备用的主变压器每季度应进行一次充电并运行12小时以上。B、站用电源每月必须轮换一次，并运行1小时以上。

C、主变冷却系统应每月进行一次轮换，并检查、试验冷却器组是否完好。D、直流充电机（或模块）有备用时应每月进行一次轮换。E、事故照明及交直流自动切换装置应每月进行一次试验检查。

3.4.3 设备试验轮换检查发现的问题应及时汇报上级主管部门，通知并督促检修单位及时处理。

3.5 设备缺陷管理制度

3.6.1运行中的变电设备发生异常，虽仍在继续使用，但影响运行安全，均称为设备缺陷。缺陷可分两大类：

A、Ⅰ类缺陷：对人身和设备有严重威胁，不及时处理有可能造成事故者； B、Ⅱ类缺陷：对运行虽有影响但尚能坚持运行者。

3.6.2 有关人员发现设备缺陷后，无论消除与否均应及时通知值班人员，值班人员做好记录，并向值班负责人汇报。

3.6.3对Ⅰ类缺陷，值班负责人应及时处理，防止造成事故，需检修单位处理者，应及时联系并督促处理。对Ⅱ类缺陷，应督促及时处理，并按月上报。3.6.4检修单位对Ⅰ类缺陷，应及时消缺；对Ⅱ类缺陷，可结合定期检修进行处理，但应将缺陷消除计划及时书面上报公司运行主管。

3.6.5有关领导及技术部门、专责工程师应经常检查设备缺陷消除情况，对未消除者应督促联系尽快安排处理。

3.6.6带缺陷运行的设备，在缺陷未消除之前，运行人员应加强监视（包括以各种手段进行跟踪）。3.6.7设备缺陷消除后，应在设备缺陷记录簿上及时销号，并向当值调度员汇报，实行闭环管理。

3.6.8发现了不属于本光伏并网电站 维护范围内的设备缺陷，应及时向公司主管汇报，并应设法通知该设备的维护单位。3.6 设备维护工作制度

3.7.1各光伏并网电站 应按本站设备实际情况，制订适合本站的设备定期维护周期表，按时进行设备的维护工作。站长应进行督促检查，运行主管单位不定期进行抽查。

3.7.2对光伏并网电站 防误装置必须按新疆维吾尔自治区电力公司颁发的《防止电气误操作装置管理规定》进行经常性的维护，对于定期维护中不能解决的问题，应报检修单位进行维修。

3.7.3 各光伏并网电站 根据有关规定，储备备品、备件、消耗性材料，并定期进行检查试验。

3.7.4 按国电公司颁发的《电力设备典型消防规程》的要求，在现场设置各种消防器具和设施，全站人员应掌握使用方法，定期检查及演习，并保持完好。

3.7.5光伏并网电站 应按有关规定备有各种合格的安全用具、防护用具和急救医药箱，定期进行试验、检查或补充。3.7.6光伏并网电站 的常用工、器具，应有登记簿，并进行定期检查及试验。3.7.7光伏并网电站 的易燃、易爆物品、油罐、有毒物品、放射性物品、酸碱性物品等，应登记造册，放置专门场所，并由专人负责管理，制订管理措施。

3.7.8 光伏并网电站 负责检查排水、供水系统，并督促有关部门定期维修，使其处于完好可用状态。

3.7.9空调机、去湿机、通风机、驱潮电阻或驱潮灯、加热器等应每月进行检查和清洁维护，并启动试验一次。3.7.10设备维护工作完后，应在专用记录簿上作好记录，光伏并网电站站长应定期检查、考核签字。3.7 运行分析制度

3.8.1 运行分析工作主要是对发电运行工作进行分析，摸索规律，找出薄弱环节，有针对性地制定防止事故措施。3.8.2 运行分析的次数规定如下：

A、综合运行分析，公司主管部门每季一次，光伏并网电站每月一次。B、专题运行分析，结合当时的严重不安全局面，不定期的进行。3.8.3 综合及专题运行分析的内容如下：

A、综合运行分析：分析并找出安全、经济运行及运行管理方面可能存在的问题，针对其薄弱环节，提出实现安全、经济运行的措施。其主要内容如下：

光伏发电系统电池组件组串、汇流箱、直流配电柜、逆变器等结线方式、继电保护及自动装置的配置、设备完好率、保护或断路器正确动作率、两票合格率、事故、障碍、异常运行、I类设备缺陷、预防性试验结论及劣化趋8 势、仪表指示、规章制度执行情况、设备可用系数、强迫停运率、最大及最小出力、耗能指标完成情况、电压质量、培训计划完成情况及效果、记录填写、资料管理、文明生产等。

B、专题运行分析：针对事故、障碍、异常运行，以及运行管理方面存在的突出问题，进行专门、深入、细致地分析。3.8 设备评级与可靠性管理

3.9.1设备评级按新疆维吾尔自治区电力公司颁发的《变电设备评级办法》、《变电设备评级标准》执行。

3.9.2各光伏并网电站 应明确设备可靠性管理责任人，按照《输变电设施可靠性评价规程（暂行）》对所辖发电设施进行统计评价，并填报下列报表： A、发电设施注册表：光伏并网电站 投运时应填报全部设备注册表，以后根据设备更新、扩改情况进行增减变动。此报表应长期保存。B、发电设施运行情况统计表，按月填报，并长期保存。

C、发电设施变动情况表，根据设备更新情况进行填报。此报表保存5年。3.9.3光伏并网电站 每季应统计站内设备可靠性指标完成情况，及时分析原因和提出控制措施。每年对可靠性管理工作及设备可靠性指标完成情况进行总结、分析，提出加强可靠性管理工作的计划和提高设备可靠性的对策。

第四章 技术管理及培训

4.1 有人值班光伏并网电站必须具备国家电网、自治区电力公司颁发的有关规程、制度、标准、规定、导则、条例。

4.2 光伏并网电站由公司根据实际情况制订。设备现场运行规程每年审查一次，三年全面修编一次，如现场设备和结线有变更，则应随时补充、修改。4.3 有人值班光伏并网电站的技术图纸、指示图表及记录，应适合现场生产需要，其种类、格式、填写要求详见附录二、三、四、五。4.4有人值班光伏并网电站的管理分工，可参照附录七。

4.5有人值班光伏并网电站 必须建立、健全各种设备技术档案、台帐，并按单一设备及站区分别建立。设备技术档案应包括： A、设备制造厂家使用说明书； B、出厂试验记录；

C、安装交接有关资料；

D、改造、大小修施工记录及竣工报告； E、历年大修及定期预防性试验报告；

F、设备事故、障碍及异常运行分析专题报告； G、设备发生的Ⅰ类缺陷、异动情况及改造记录。

4.6 光伏并网电站的设备或结线如有变化，其图纸、台帐和技术档案应及时进行修正。

4.7有人值班光伏并网电站 的现场培训按照有关规定定期进行。4.8培训工作必须坚持理论联系实际的原则，应根据人员素质、设备状况，制定切实可行的年、季、月培训计划，并建立个人培训档案。

4.9有人值班光伏并网电站 运行人员必须经过集中培训，达到“三熟三能”的要求，并经考试合格后方可上岗。

第五章 文明生产

5.1 光伏并网电站 室内外环境整洁，设备场地平整，搞好绿化，生产场地不存放与运行无关的闲散器材和与工作无关的私人物品。

5.2 保持设备整洁，充油设备无渗漏，设备外壳、构架无腐蚀，房屋不漏雨。5.3 光伏并网电站电缆沟内干净，盖板齐全、平整，防火隔墙完好并有明显标志，站区内保持无杂物，如有刮风时进入杂物应随时清理干净。5.4 光伏并网电站站区内应有醒目的巡视路线及定点巡视标志。

5.5 各种图表摆放整齐，资料装订按档案管理要求进行，有专柜存放。5.6 室内外运行设备，按国家电力公司标准化要求标志齐全、清楚、正确，设备上不准粘贴与运行无关的标语。

5.7 光伏并网电站内外照明充足，安全围栏设施完好。

5.8 光伏并网电站内生产场区严禁饲养家禽家畜，设备场区不准种农作物。5.9 检修人员到光伏并网电站 进行设备检修时，现场的工、器具，拆下的零件及材料备品，应摆放整齐，严禁将设备用油洒入草地内。每日收工，均应将工作现场收拾干净，工作完毕后，负责修复因检修损坏的场地。5.10并网电站的工器具、备品备件，要求摆放有序、有编号，实行定置管理。并网电站盘上仪表应标有极限红线。

5.11安全设施布置应完善严密，警告牌、标示牌、遮栏绳设置得当、醒目。设备网门完整，加锁关闭。

5.12主控制室、高压室严禁储放粮食或遗留食物，防小动物措施完备，防鼠挡板完整无损，孔洞封堵严密。

附录一：监控中心、维操队、有人值班光伏并网电站 应具备的规程制度

一、监控中心、维操队、有人值班光伏并网电站 必须具备的有关规程制度：

1、电业安全工作规程；

2、安全生产工作规定

3、电业生产事故调查规程；

4、防止电力生产重大事故的二十五项重点要求

5、变电运行管理制度；

6、关于执行电气操作票和工作票制度的补充规定（综合本）；

7、变电设备评级办法及评级标准；

8、高频保护运行规程；

9、母差保护运行导则；

10、防止电气误操作装置管理规定；

11、输变电设施可靠性评价规程（暂行）；

12、网、自治区公司颁发的各种反事故技术措施；

二、由主管部门配备供变电运行人员查阅的规程制度：

1、电力工业技术管理法规；

2、网、省公司颁发的检修工艺规程（导则）。

3、发电机运行规程（有调相机时）；

4、电力电缆运行规程；

5、变压器运行规程；

6、蓄电池及直流电源装置运行维护技术规程；

7、电气测量仪表运行管理规程；

8、继电保护及安全自动装置运行导则；

9、继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定；

10、电气设备预防性试验规程；

11、有关设备检修工艺导则；

12、化学监督有关导则、规定、制度；

13、电力系统电压和无功电力管理条例；

14、电业生产培训制度；

15、变电所设计技术规程；

16、高压配电装置设计技术规程；

17、继电保护和自动装置设计技术规程；

18、电力设备过电压保护设计技术规程；

19、电力设备接地设计技术规程； 20、变电所二次接线设计技术规程；

21、电气测量仪表装置设计技术规程；

22、电气装置安装工程施工及验收规范；

23、安全性评价标准

附录二 维操队、有人值班光伏并网电站 应具备的技术图纸和图表

一、图纸

1、一次系统结线图

2、光伏并网电站平、断面图

3、继电保护及自动装置原理及展开图

4、站用电系统结线图

5、直流系统图

6、正常和事故照明接线图

7、电缆敷设图（包括电缆芯数、截面、走向）

8、接地装置布置图

9、直击雷保护范围图

10、压缩空气系统图（有气动装置时）

11、调相机油、水系统或静补装置水冷系统图（有调相机或静补装置时）

二、图表

1、电气主接线模拟图

2、设备的主要运行参数

3、发电设备大、小修、预试进度表

4、发电设备定期维护、试验轮换周期表

5、定期巡视周期表

6、发电设备评级表

7、直流保险配置图

8、有权发布调度操作指令人员名单

9、有权签发工作票人员名单

10、有权单独巡视高压设备人员名单

11、有权担任监护人员名单

12、监控中心人员名单

13、事故处理紧急使用电话表

14、定期巡视路线图

15、设备专责分工表

16、事故拉闸限电序位表

附录四 记录簿的填写说明

1、运行工作记录簿：记录系统运行方式，调度指令，设备检修试验、安全措施的布置，倒闸操作执行情况，事故处理经过，设备的异常现象和发现的缺陷，办理工作票的情况，交班小结，与运行有关的其他事宜（如巡视……）。无论有无情况发生，交班小结的内容均应逐条记上，特别是接地刀闸和接地线的设置变更情况，表明均已将此内容向接班值班人员作了交待。

2、调度操作指令记录簿：记录发、受令人姓名，操作命令编号（或指令号，即中、或地、或县调×字第×号）、操作任务及内容、发布预令及动令时间、开始执行操作及操作完毕的时间。

3、设备缺陷记录簿：记录发现设备缺陷的时间、内容、分类和发现人员姓名，缺陷消除后应及时填上消除日期、处理和验收人员姓名。

4、断路器故障跳闸统计簿：记录按设备或线路名称分页进行，记录断路器故障跳闸的原因、次数、重合闸及继电保护动作情况，如重合闸动作重合未成功，应统计为故障跳闸2次；断路器经过解体检修，故障跳闸的累记次数从该次检修后重新开始累计。

5、继电保护及自动装置调试工作记录簿：记录按设备或线路名称分页进行，记录在装置及回路上工作的项目、简要内容及工作班负责人姓名、整定值及改变定值情况、试验中发现的异常及处理情况、模拟试验和带负荷试验结果、装置的使用或操作方法和注意事项以及结论意见。凡属以上情况记录后，光伏并网电站（维操队）当班和其他每值值长均应阅后签字，并要求本班人员知道其全部内容。

6、设备检修试验记录簿：记录按设备名称分页进行，记录检修或试验设备（在修试类别中要填明是大修、小修、预试或其他检修原因）的工作日期、内容、发现的问题及处理过程，记录试验数据、结论、工作负责人和验收人员姓名。

7、蓄电池测试及充放电记录簿：每月逐个测试记录一次电池的电压、比重、温度。充放电时记录并核对蓄电池的容量、运行状况及异常现象。

8、避雷器动作记录簿：按电压等级及运行编号分相记录，记录投入运行前记数器的指示数、记录时间，根据要求记录避雷器泄漏电流，更换了避雷器应重新累记（一相中只更换1节，则继续累记），记数器的变换、检查亦应记录。雷雨后应及时抄录，正常情况每月抄录一次。

9、事故预想记录簿：记录预想的时间、事故简题、应采取的措施及处理步骤、对整个预想及处理的评价、参加预想的全体人员姓名。

10、反事故演习记录簿：记录演习的日期、参加人员姓名、演习的题目及内容、演习中发现的问题及今后拟采取的措施并对演习做出评价。

11、事故、障碍及异常运行记录簿：记录发生的时间、天气、发生经过、设备和继电保护及自动装置动作的情况、系统周波和电压、设备和环境温度、分析发生原因和制订防止对策、责任分类及责任人的姓名和职务、设备的型号和损坏程度及损失情况。

12、运行分析记录簿：记录活动的日期、参加人员姓名、分析的内容、对存在问题及打算采取的措施。

13、培训工作记录簿：记录培训活动的日期、培训对象的姓名、培训内容、评价和负责培训的人员姓名。

14、政治学习记录簿：记录政治学习参加人员姓名、学习内容、学习时间，以及发言、讨论等情况。

附录七 维操队、有人值班光伏并网电站 的生产管理分工

各维操队、有人值班光伏并网电站 应设立兼职的技安培训员、资料管理员、材料管理员、生活管理员及设备负责人，其职责如下： D.1.技安培训员：

1、协助抓好安全思想教育；

2、协助执行反事故措施及安全技术措施；

3、协助执行每月制订的培训计划；

4、协助搞好安全活动及运行分析；

5、协助整理好培训档案；

6、及时参加本队（站）的事故、障碍或严重不安全现象的分析和调查；

7、负责安全工具的定期试验及补充等管理工作；

8、负责领取生产防护用品；

9、协助督促执行年、季、月的检修、试验、维护计划。D.2.资料管理员：

1、协助本队（站）管好技术资料，并按分工督促各设备专责人及时填写、整理设备技术档案；

2、配合本队（站）领导定期检查各种技术记录的填写，并提出改进意见；

3、提出不符合现场实际图纸的修改意见，并协助制订修正图纸的计划；

4、设备变更引起系统结线的改变，及时进行修改一次系统结线图，并督促专责人对有关资料进行更正；

5、负责文件的收发、归档；

6、负责本队（站）技术图表的填写及修正。D.3.材料管理员：

1、负责维修工具的领取和管理，并提出工具的补充计划；

2、负责维护材料计划的编制及材料的领取和保管；

3、负责设备事故备品备件的管理，做到帐、卡、物三者相符，动用后及时销帐；

4、依靠群众搞好节约利废，搞好旧金属回收工作。D.4.生活管理员：

1、协助本队（站）按设备专责区搞好环境卫生；

2、发动职工开展爱国卫生运动，搞好生活区的卫生；

3、配合工会做好职工家属工作；

4、协助搞好食堂管理，改善职工生活；

5、协助工会做好对困难职工的补助；

6、组织全体人员积极开展文体活动；

7、做好备用金的管理及本队（站）的报销工作。D.5.设备专责人：

1、对专责设备的定期大修、小修及预防性试验，负责联系或督促进行；

2、参加专责设备的中间和竣工验收；

3、审阅专责设备的施工记录及试验资料，及时归档，发现问题及时提出；

4、熟悉专责设备的技术参数及性能，并监督按铭牌运行；

5、定期对专责设备进行检查，发现异状及时向领导汇报；

6、专责设备发生的重大缺陷或情况及处理经过，及时记入技术档案。

附录八 发电工作总结内容

一、简要文字总结内容：

1、.基本数字统计和基本情况分析：

2、光伏发电总容量，设备总容量，当年新投产光伏并网电站容量及数量

3、与去年同期对比，各项目标管理指标完成情况，如发电量、设备完好率、保护及断路器正确动作率、无功设备投入率、设备大修及预试完成率、发电事故率等。

二、安全运行分析：

1、光伏并网电站的最大发电量、正常及异常发电情况，电量波动（最高最低电压、电流、时间）等。

2、贯彻电力管理部门进行的工作和实效。

3、安全运行中暴露的突出问题及处理情况（如光伏并网电站光伏区或接地网问题引起的事故扩大等）。

4、典型事故情况及分析。

三、规程制度的制订及技术管理：

1、修编、补充现场规程制度情况。

2、技术图纸、图表、记录、台帐整顿完善及填写情况。

四、总结经验教训，明确下一发电运行工作重点及目标管理要求

2.并网运行管理实施细则 篇二

近年,光伏发电在全国乃至全世界范围内均得到了迅速的发展,在多个地区建立了研究示范基地。光伏发电充分利用了可再生的太阳能,节约了不可再生资源的消耗,同时对环保有着积极的作用。同时,光伏发电并网也对电网产生了各种或积极或负面的影响,这就对电网的运行提出了新的技术和运行管理方面的要求。以下将讨论调度端所关注的光伏并网有关技术和运行管理方面的问题。

1光伏并网的主要接入方式

目前,光伏发电并网主要通过两种方式并入配电网。一种是接入专线用户电房10(0.4)k V母线,即光伏发电电源通过并网点开关接入到专线用户电房10(0.4)k V母线上,通过母线与用户内部负荷连接,另一方面通过用户进线开关与10 k V专线连接,再通过变电站10 k V出线开关接入变电站10 k V母线,实现并网。另一种方式是接入公用线路用户电房10(0.4)k V母线,即光伏电源通过并网点开关接入到公用线路用户电房的10(0.4)k V母线上,通过母线与用户内部负荷连接,另一方面通过用户进线开关T接至公用10 k V线路的主干线上,实现并网[1]。

2光伏并网对电网调度端的影响

(1)光伏系统接入配电网后,配电网变为双电源甚至多电源结构,系统潮流、短路电流的大小和流向以及分布特性均会发生变化,势必会对电网的正常运行造成影响。

(2)在线路发生故障后,继电保护及重合闸的动作行为都会受到光伏发电系统的影响。对三段式电流保护的影响主要包括导致本线路保护的灵敏度降低及拒动,导致本线路保护误动,导致相邻线路的瞬时速断保护误动并失去选择性。

(3)重合闸方面,光伏发电系统并网后,在线路故障形成电力孤岛的情况下,在保护动作跳闸和重合闸动作的过程中,有可能会出现非同期合闸的情况,影响瞬时故障的自动恢复,甚至对并网设备(逆变器)产生影响。

(4)结合近年的实际运行情况,光伏并网对电网的影响还包括以下几点:

1)光伏发电的接入,对调度影响最大的是主网发电预测准确率,这个指标是要被上级考核的,光伏发电比重增大后,受天气因素影响,会直接导致主网发电预测偏差过大。

2)光伏发电上网线路若不是专线,当由电网侧联切时可能影响其他用户正常供电,降低了供电可靠性。

3)需加装主变间隙保护装置,增加了电网侧投资。

4)分布式发电的保护投切功能过于灵敏,在电网设备发生瞬时故障时,若大容量并网电源快速解列脱网,将直接影响断面潮流及电压突变,轻则引起输变电设备潮流越限,重则引起保护装置动作跳闸。

5)分布式发电为原辐射供电的配网线路提供了后备电源,当线路发生故障时,若其上网侧未及时脱网分闸,则配网自愈DA装置瞬时监测失压分闸功能会受影响拒动,将影响自愈控制的故障隔离及非故障区域转供的执行。

3光伏并网电网调度端的技术和运行管理要求

3.1电网调度

(1)有功功率控制应符合下列要求:通过10(20)k V电压等级并网的分布式光伏系统应具有有功功率调节能力,在同一项目安装容量≥4 000 k W时宜根据电网调度机构指令调节电源的有功功率输出。

(2)电压与无功调节应符合下列要求:分布式光伏发电系统在其无功输出范围内,应根据并网点电压水平调节无功输出,在同一项目安装容量≥4 000 k W的分布式光伏发电系统宜具备调节无功输出,参与电网电压调节的能力,其调节方式、参考电压等由电力调度机构给定。

3.2继电保护

3.2.1线路保护

(1)通过10(20)k V电压等级并网的分布式光伏发电系统,并网点处开关应配置10(20)k V线路保护测控一体化装置;保护装置应具备电流速断保护、过流保护、零序过流保护、低周减载、高周解列、低压解列等功能。

(2)有特殊要求时,可采用光纤电流差动保护。

(3)通过0.38/0.22 k V电压等级并网的分布式光伏发电系统,并网点处开关应配置速断、过流、低压保护等功能。

3.2.2并网同期

分布式光伏发电系统在逆变器交流输出端设置同期点,由分布式光伏发电系统逆变器自动检测电网电压、相位、频率,待电压、相位、频率一致时,再投入并网,保证逆变器并网运行对电网无冲击、无扰动。

3.2.3恢复并网

系统发生扰动脱网后,在电网电压和频率恢复到正常运行范围之前分布式光伏发电系统不允许并网。在电网电压和频率恢复正常后,分布式光伏发电系统需要经过一定延时后才能重新并网,延时值应在20 s~5 min范围内可调,具体由电网调度机构给定。

为使光伏发电可靠稳定并网,运行管理方面,光伏并网应符合以下要求:

(1)检修管理:原则上单点并网容量在10 MW及以上的分布式光伏发电系统设备检修,项目单位应按要求通过区局向配网调度提出检修申请,并执行配网调度下达的检修申请批复。

(2)实时调度管理:1)分布式光伏发电系统的运行应由具备资质的运行人员负责,在运行中应服从配网调度指挥和指导,不得以任何借口拒绝或者拖延执行调度指令。2)分布式光伏发电系统的并网、解列应事先得到配网调度的同意,未经同意,电站运行人员不得随意操作解列或并列开关。正常运行时,分布式光伏发电系统发电有功功率、无功功率控制由电站自行负责,但在电网检修或事故方式下,电站应严格按照配网调度下达的命令执行并网、解列和有功功率、无功功率控制[2]。

4光伏并网运行存在的问题和实际运行经验分享

4.1光伏发电运行管理

(1)发生断面负荷控制时,需去除光伏发电负荷,避免天气变化或故障等情况时,光伏发电脱网造成断面负荷越限事件。

(2)已接入运行光伏发电的站点出线开关,大多数未改造实现监控正、反向负荷及无功数据功能,不能实时掌握馈线的潮流方向情况,无法绘制光伏潮流图。

(3)由于技术问题,部分光伏并网点不能在GIS单线图上标识并网发电标志,在运行检修及故障处理时,将造成一定的安全风险隐患。

4.2实时运行控制

目前部分分布式光伏发电只有遥测、遥信功能,通过配网SCADA系统对分布式光伏发电进行日常监视,信息包括并网状态;有功和无功输出、发电量、功率因数;并网点的电压和频率、注入电力系统的电流;日照、风速等气象条件。

4.3检修及方式管理

由于分布式光伏发电并网点较多,且分散在不同的配网线路,一个并网点设备检修对系统影响不大,暂时未对其设备检修进行计划管理。如配网线路检修,则按检修计划通知光伏发电业主,线路停电前停止发电,并将并网点开关转为冷备用状态,在线路侧设置相关安全措施[3]。

4.4光伏电站侧保护设置

10 k V并网点配置线路保护测控一体化装置,光伏电站侧保护由用户自行维护,自行计算整定后送区局配电部备案,接受供电部门的监督与检查。

4.5电网侧保护设置

110 k V变压器加装中性点间隙,完善间隙保护联切10 k V上网电源线路功能。

5结语

光伏发电因其自身的特性和国家政策的支持,有着良好的发展前景。光伏发电无论是在并网运行、线路保护、信号监控还是在系统稳定、功率调节等方面,均对技术条件有较高的要求,因此,光伏发电还有着广阔的发展空间和良好的研究价值。

摘要：阐述了光伏并网的主要接入方式,分析了光伏并网对电网调度端的主要影响,论述了有关电网调度、继电保护的技术和运行管理要求,结合实际经验探讨了目前光伏并网所存在的问题。

关键词：光伏发电,并网,电网调度

参考文献

[1]李英姿.太阳能光伏并网发电系统设计与应用[M].北京:机械工业出版社,2014.

[2]何光宇,孙英云.智能电网基础[M].北京:中国电力出版社,2010.

3.光伏系统并网运行仿真研究 篇三

关键词：光伏系统；最大功率跟踪；仿真；直流微网；控制

中图分类号：TM727 文献标识码：A 文章编号：1674-1161（2014）01-0052-03

近年来，人们逐渐开始利用洁净、可再生能源发电，如太阳能，风能等。光伏发电技术和产业不仅是当今能源的重要补充，更具备成为未来主要能源来源的潜力。《国家能源发展规划》规定，2010—2020年重点采用户用光伏发电系统或建设小型光伏电站，以解决偏远地区和无电户的供电问题。目前，国内对光伏并网的研究较多，相关设备越来越先进，相关理论也在不断完善。介绍光伏发电的原理和数学模型，给出目前比较流行的变步长最大功率跟踪的分析和仿真模型，在此基础上描述BOOST电路的工作原理，最后结合双向整流器提出G光伏直流微网并网的控制策略，并利用MATLAB仿真验证控制策略的可行性。

1 光伏电池的数学模型和仿真

光伏电池利用光生伏特效应产生电能，工程上普遍采用硅光伏电池进行光电转换。光伏电池的等效模型数学表达式为：

I=ISC{1-C1exp

-1+ΔI（1）

C2=（Vm/Voc-1）ln（1-Im/Isc） （2）

ΔI=αG（Tc-Tref）/Gref+（G/Gref-1）Isc （3）

ΔV=-β（Tc-Tref）+RsΔI （4）

式中：I为太阳能电池输出电流；U为太阳能输出电压；Isc为短路电流；G为太阳能辐射强度；Tref，Gref分别为太阳辐射（1 000 W/m2）和光伏电池温度参考值（25 ℃）；Vm，Im为最大功率点电压、电流；Tc为光伏电池当前温度；α为光伏电池短路的电流温度系数；β为光伏电池开路的电压温度系数。

根据上述公式得出的MATLAB仿真波形如图1所示。

2 并网变换器的控制策略

光伏并网变换器控制策略分为单级式和两级式2种。单级式拓扑结构比两级式少一个DC/DC直流变换环节，并网运行时的控制目标比较多，难以兼顾，因而较少采用。两级式虽然比单级式成本高，但其前后级可以分工合作，控制效果较好。两级式并网变换器控制又分为前级最大功率跟踪和后级最大功率跟踪2种。当采用后级最大功率跟踪时，在不同的运行阶段，前后级需要改变调节速度来满足控制要求，增加了整个系统控制的复杂程度。采用前级最大功率跟踪时，DC/DC环节只需进行太阳能电池的最大功率跟踪，利用功率平衡来维持直流侧电压。为避免能量堆积，要求DC/AC的调节速度比前级DC/DC快，但其更容易实现。前级最大功率跟踪的控制结构如图2所示。

2.1 最大功率跟踪电路控制策略

光伏电池最大功率跟踪电路有BUCK电路、BOOST电路、BUCK-BOOST电路、CUK电路。BOOST电路（如图2所示）适合工作于小功率光伏系统。BOOST变换电路主要由续流二极管D1、全控开关管T、电感和电容组成。当全控开关导通时，电感开始续能；当全控开关关断时，电感产生的反电动势和电源的电压串联加在电容C2上，这使得电容C2上的电压高于电容C1。

通过改变全控开关T的导通频率和占空比，实现对升压大小的控制。扰动观察法是目前比较常用的最大功率跟踪（MPPT）算法，它通过定期改变光伏电池电压大小来增减功率（见图1）。当运行到最大功率点左侧时，电压增加，功率增大；当运行到最大功率点右侧时，电压增加，功率减少。电压定期改变的大小称为步长。当采用定步长时，会出现最大功率点附近扰动较大或者系统进入最大功率点附近的工作时间较长等问题。而采用变步长则可克服上述问题。

采用自适应占空比扰动观察法，通过改变MPPT模块中脉宽调制信号的占空比来改变升压电路的输入和输出关系，从而实现最大功率的阻抗匹配，克服定步长扰动观察法的缺点，结构简单且容易实现。

2.2 光伏并网变换器控制策略.

三相电压型PWM整流器（Voltage Source Rectifier）采用全控型开关器件，既可以从电网上吸收功率，使系统在整流状态工作，也可以向电网输出功率，使系统在有源逆变状态工作。图2中的整流器数学模型在PARK变换后的表达式为：

=

id

iq

Vdc+

ed

eq

（5）

式中：L为交流侧滤波电感；R为交流侧线路等效阻抗；C为直流侧电容；Vdc为直流侧电压；idc为直流侧负载电流（工作在整流状态时）；id为解耦后的有功电流；iq为解耦后得无功电流；ω为交流侧电压频率；Sd为解耦后控制有功的开关函数；Sq为解耦后控制无功的开关函数。

整流器的控制策略分为间接电流控制和直接电流控制。间接电流控制由于没有交流侧电流反馈环节，所以控制原理简单、工作可靠，缺点是交流侧电流的动态响应比较慢及系统参数变化给网侧电流带来的影响比较大。直接电流控制引入了交流电流反馈，交流侧电流反应快，控制性能有所提高，但控制系统复杂程度较高。不过，直接电流控制依然是目前应用比较广泛的一种控制方法，其控制策略如图3所示。

采用L型并网，利用公式（6），（7），（8）进行并网滤波器参数的选取和PI参数的整定。

≤L≤ （6）

Kip

=

Kui=

（7）

Kup

=

Kui=

（8）

式中：L为滤波电感；C为直流侧电容值；fsw为整流器的开关频率；ia为并网后额定电流的单相值；u为并网交流电压的额定有效值；Ts为整流器系统的采样周期；Kpwm为双向整流装置等效增益。

3 光伏系统并网运行仿真

用MATLAB/SIMULINK进行仿真研究，仿真参数如下：交流侧线电压380 V；直流侧电压600 V；光伏最大功率4 kW；直流负载4 kW；滤波电感6 mL；整流器直流侧电容3 mf；直流升压电路电感1 mL。系统运行状况如下：0.3 s前，直流电网无负载，光伏电源将最大功率输送给电网（4 kW）；0.3 s后，直流电网带直流4 kW直流负载；0.7 s时，光照改变（最大功率為1 500 W），直流网从主网吸收电能来满足直流负载要求。仿真运行情况见图4—6。

图4显示了直流微网中光伏电源最大功率跟踪情况，从波形可以看出，系统很好地完成了控制目标。由图5可知，直流侧直流电压很快进入了设定值，且变化很小。图6展现了网侧相电压和相电流。系统开始仿真后，网侧电流很大，这是由系统需要向直流侧电容充电造成的，向电网提供电能时，电流和电压保持良好的相位关系；当加入直流负载后，直流微网所提供的电能和负载刚好相等，但网侧电流并不为0，这是由设计滤波电感时采用了20%的纹波电流造成的。当系统需要向电网吸收功率供给直流负荷时，网侧电流和电压相位关系也很满意。

4 结论

建立一个由光伏组成的直流微网，利用变步长实现分布式电源的最大功率跟踪，在并网运行的情况下根据负荷和分布式电源的变化从电网吸收电能或者输送电能给电网，并且保持较好的直流电压质量。利用仿真验证提出的控制目标和策略，为光伏并网研究提供参考。

4.并网运行管理实施细则 篇四

【文号】电监市场（２００６）４２号 【题注】 【正文】 第一章 总则

第一条 为保障电力系统安全、优质、经济运行，促进厂网协调，维护电力企业合法权益，制定本规定。

第二条 本规定适用于已投入运行的发电厂并网运行管理。

第三条 发电厂并网运行遵循电力系统客观规律和建立社会主义市场经济体制的要求，实行统一调度，贯彻安全第一方针，坚持公开、公平、公正的原则。第二章 运行管理

第四条 电力调度机构负责电力系统运行的组织、指挥、指导和协调。电网企业、并网发电厂、电力用户有义务共同维护电力系统安全稳定运行。

第五条 并网发电厂应严格遵守国家法律法规、国家标准、电力行业标准及所在电网的电力调度规程。

第六条 并网发电厂涉及电网安全稳定运行的继电保护和安全自动装置、调度通信、调度自动化、励磁系统及电力系统稳定器（PSS）装置、调速系统、高压侧或升压站电气设备等运行和检修安全管理制度、操作票和工作票制度等，应符合电力监管机构及所在电网有关安全管理的规定。

第七条 电力调度机构针对电力系统运行中存在的安全问题，应及时制定反事故措施；涉及并网发电厂的，并网发电厂应予落实。

第八条 并网发电厂按照所在电网防止大面积停电预案的统一部署，落实相应措施，编制全厂停电事故处理预案及其他反事故预案，参加电网反事故演习。

第九条 电力调度机构应及时向并网发电厂通报电力系统事故情况、原因及影响分析。并网发电厂应按照《电力生产事故调查暂行规定》（国家电监会4号令）的规定配合有关机构进行事故调查，落实防范措施。第十条 因并网发电厂或电网原因造成机组非计划停运的允许次数、时间及相关补偿标准，由并网发电厂与电网企业协商，在购售电合同中约定。经电力调度机构同意并认可的并网发电厂低谷消缺不列入非计划停运。

第十一条 电力监管机构负责组织开展并网发电厂涉网安全性评价工作，并网发电厂应积极配合，使涉网一、二次设备满足电力系统安全稳定运行的要求。

第十二条 并网发电厂和变电站应在电力调度机构的指挥下，落实调频调压的有关措施，保证电能质量符合国家标准。

第十三条 区域电力监管机构商所在区域电力企业规定区域内各省（区、市）并网发电厂必须加装自动发电控制（AGC）设备的机组容量下限，加装 AGC设备的并网发电厂应保证其正常运行。

第十四条 并网发电厂一次调频能力和各项指标应满足所在区域电力监管机构的有关规定要求。

第十五条 电力调度机构和并网发电厂应按照国家电监会有关信息披露的规定披露相关信息。

第十六条 并网发电厂与电网企业应参照《并网调度协议（示范文本）》和《购售电合同（示范文本）》及时签订并网调度协议和购售电合同，不得无协议并网运行。第十七条 属电力调度机构管辖范围内的设备（装置）参数整定值应按照电力调度机构下达的整定值执行。并网发电厂改变其状态和参数前，应当经电力调度机构批准。

第十八条 并网发电厂应严格执行电力调度机构制定的运行方式和发电调度计划曲线。电力调度机构修改曲线应根据机组性能提前通知并网发电厂。

第十九条 并网发电厂运行必须严格服从电力调度机构指挥，并迅速、准确执行调度指令，不得以任何借口拒绝或者拖延执行。若电厂值班人员认为执行调度指令可能危及人身和设备安全时，应立即向电力调度机构值班调度员报告并说明理由，由电力调度机构值班调度员决定是否继续执行。

第二十条 电力调度机构应根据电网结构和并网发电厂的电气技术条件，按照同网同类型同等技术经济性能的机组年累计调整量基本相同的原则，安全、经济安排并网电厂参与电力系统调峰、调频、调压、备用。并网发电厂参与电力系统调峰、调频、调压、备用情况由电力调度机构记录，按季度向电力监管机构备案并向所调度的全部并网发电厂公布。调峰、调频、调压、备用服务实行市场机制的区域，按照所在区域电力市场有关规定执行。

第二十一条 并网发电厂应根据国家有关规定和机组能力参与电力系统调峰，调峰幅度应达到所在区域电力监管机构规定的有关要求。

第二十二条 并网发电厂应根据发电设备检修导则和设备健康状况，提出设备检修计划申请，并按电力调度机构的要求提交。电力调度机构统筹安排管辖范围内并网发电厂设备检修计划。检修计划确定之后，厂网双方应严格执行。

第二十三条 电网一次设备检修如影响并网发电厂送出能力，应尽可能与发电厂设备检修配合进行。

第二十四条 并网发电厂变更检修计划，应提前向电力调度机构申请并说明原因，电力调度机构视电网运行情况和其他并网发电厂的检修计划统筹安排；确实无法安排变更时，应及时通知该并网发电厂按原批复计划执行，并说明原因；因并网发电厂变更检修计划造成电网企业经济损失的，并网发电厂应予补偿。

第二十五条 因电网原因需变更并网发电厂检修计划时，电网应提前与并网发电厂协商。由于电网企业原因变更并网发电厂检修计划造成并网发电厂经济损失的，电网企业应予补偿。第二十六条 电力调度机构应合理安排调度管辖范围内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等二次设备的检修。并网发电厂此类涉网设备（装置）检修计划，应经电力调度机构批准后执行。电力调度机构管辖范围内的二次设备检修应尽可能与并网发电厂一次设备的检修相配合，原则上不应影响一次设备的正常运行。

第二十七条 并网发电厂中涉及电网安全稳定运行的继电保护和安全自动装置、调度通信设备、调度自动化设备、励磁系统及PSS装置、调速系统、直流系统、高压侧或升压站电气设备，应纳入电力系统统一规划、设计、建设和运行管理，满足国家有关规定和安全性评价要求。

第二十八条 电力调度机构应按照电力监管机构的要求和有关规定，开展技术指导和管理工作。

第二十九条 技术指导和管理的范围主要包括：并网发电厂的继电保护和安全自动装置、调度通信设备、调度自动化设备、水电厂水库调度自动化系统设备、励磁系统和PSS装置、调速系统和一次调频系统、直流系统、高压侧或升压站电气设备以及涉及机网协调的相关设备和参数等。

第三十条 继电保护和安全自动装置技术指导和管理内容包括：

（一）装置和参数是否满足电力系统安全运行要求。

（二）重大问题按期整改情况。

（三）因并网发电厂原因造成接入电网事故情况。

（四）因并网发电厂原因造成继电保护和安全自动装置不能正常投入造成电网安全稳定性和可靠性降低的情况。

（五）到更换年限的设备配合电网企业改造计划按期更换的情况。

（六）按继电保护技术监督规定定期向电力调度机构报告本单位继电保护技术监督总结的情况。按评价规程定期向电力调度机构报告继电保护动作报表的情况。

（七）保证电力系统安全稳定运行的继电保护管理要求。第三十一条 调度通信技术指导和管理内容包括：

（一）设备和参数是否满足调度通信要求。

（二）重大问题按期整改情况。

（三）因并网发电厂原因造成通信事故情况。

（四）因并网发电厂通信责任造成电网继电保护、安全自动装置、调度自动化通道及调度电话中断情况。

（五）调度电话通道中断情况。

（六）因并网发电厂原因通信异常造成电网安全稳定性和可靠性降低的情况。第三十二条 调度自动化技术指导和管理内容包括：

（一）并网发电厂调度自动化设备的功能、性能参数和运行是否满足国家和行业有关标准、规定的要求。

（二）并网发电厂调度自动化设备重大问题按期整改情况。

（三）并网发电厂执行调度自动化相关运行管理规程、规定的情况。

（四）并网发电厂发生事故时遥信、遥测、顺序事件纪录器（SOE）反应情况，AGC控制情况以及调度自动化设备运行情况。

第三十三条 励磁系统和PSS装置技术指导和管理内容包括：

（一）励磁系统和PSS装置强励水平、放大倍数、时间常数等技术性能参数是否达到国家和行业有关标准要求。

（二）按照电力调度机构的定值设定特性参数情况。第三十四条 调速系统技术指导和管理内容包括：

（一）调速系统的各项技术性能参数是否达到国家和行业有关标准要求，技术规范是否满足接入电网安全稳定运行的要求。

（二）一次调频功能、AGC功能及参数是否满足电力监管机构及所在电网的要求。

（三）按照电力调度机构的定值设定特性参数情况。

第三十五条 并网发电厂高压侧或升压站电气设备的技术指导和管理内容包括：

（一）并网发电厂高压侧或升压站电气设备遮断容量、额定参数、电气主接线是否满足要求。

（二）绝缘是否达到所在地区污秽等级的要求。

（三）接地网是否满足规程要求。

第三十六条 发电机组涉及机网协调保护的技术指导和管理内容包括：

（一）发电机定子过电压、定子低电压、过励磁、发电机低频率、高频率、发电机失步振荡、失磁保护等是否达到国家和行业有关标准要求。

（二）技术规范是否满足接入电网安全稳定运行要求。第三十七条 水电厂水库调度技术指导和管理内容包括：

（一）水电厂水库调度专业管理有关规程、规定的执行情况。

（二）水电厂重大水库调度事件的报告和处理情况。

（三）水电厂水库调度自动化系统（水情自动测报系统）相关运行管理规定的执行情况。

（四）水电厂水库调度自动化系统（水情自动测报系统）运行情况（运行参数和指标）。

（五）水电厂水库流域水雨情信息和水库运行信息的报送情况。

第三十八条 并网发电厂设备参数管理内容包括励磁系统及调速系统的传递函数及各环节实际参数要求，发电机、变压器、升压站电气设备等设备实际参数是否满足接入电网安全稳定运行要求。第三章 考核实施

第三十九条 区域电力监管机构组织电力调度机构及电力企业制定考核办法，电力调度机构负责并网运行管理的具体实施工作。

第四十条 电力调度机构对已投入商业运行（或正式运行）的并网发电厂运行情况进行考核，考核结果报电力监管机构核准备案后执行，并定期公布。考核内容应包括安全、运行、检修、技术指导和管理等方面。

第四十一条 发电厂并网运行管理考核采取扣减电量或收取考核费用的方式。考核所扣电量或所收考核费用实行专项管理，并全部用于考核奖励。第四章 监管

第四十二条 电力监管机构负责协调、监督发电厂并网运行管理和考核工作。各级电力监管机构负责辖区内并网运行管理争议的调解和裁决工作。

第四十三条 电力调度机构应当按照电力监管机构的要求组织电力“三公”调度信息披露，并应逐步缩短调度信息披露周期。信息披露应当采用简报、网站等多种形式，季度、信息披露应当发布书面材料。

第四十四条 建立并网调度协议和购售电合同备案制度。合同（协议）双方应于每年11月底以前签订下一并网调度协议和购售电合同，并在签订后10个工作日内分别向调度关系所在省（区、市）电力监管机构备案，由该省（区、市）电力监管机构汇总后报区域电力监管机构；并网发电厂调度关系所在省（区、市）没有设立电力监管机构的，直接向区域电力监管机构备案；区域电力调度机构调度的发电厂，双方直接向区域电力监管机构备案；与国家电网公司签订购售电合同和并网调度协议的，双方直接向国家电监会备案。

第四十五条 建立电力“三公”调度情况书面报告制度。省级电力调度机构按季度向所在省（区、市）电力监管机构报告电力“三公”调度情况，由该省（区、市）电力监管机构汇总后报区域电力监管机构；没有设立电力监管机构的省（区、市），电力调度机构直接向区域电力监管机构报告；区域电力调度机构按季度向区域电力监管机构报告电力“三公”调度情况；国家电力调度机构每半年向国家电监会报告电力“三公”调度情况。

第四十六条 建立厂网联席会议制度，通报有关情况，研究解决发电厂并网运行管理中的重大问题。厂网联席会议由国家电监会派出机构会同政府有关部门组织召开，有关电力企业参加，采取定期和不定期召开相结合的方式。定期会议原则上每季度召开一次，不定期会议根据实际需要召开。会后应形成会议纪要，向参加联席会议电力企业发布，重大问题应同时报国家电监会。第五章 附则

第四十七条 本规定自发布之日起施行，《关于发电厂并网运行管理的意见》（电监市场〔2003〕23号）同时废止。

第四十八条 区域电力监管机构根据本规定，商电力企业组织制定本区域发电厂并网运行管理实施细则，报国家电监会审核同意后施行。

第四十九条 本规定由国家电监会负责解释，国家电监会其他相关文件与本规定不一致的，以本规定为准。

5.山西电网并网机组运行规则 篇五

为适应电力供需形势和电力体制改革得新变化，进一步强化调度纪律，提高发供电企业设备健康水平，确保电网安全稳定运行，奖优罚劣，促进多发多供，满足全省经济发展和人民生活对电力的需求，依据《电力法》、《电网调度管理条例》、《电网调度管理条例实施办法》、《电力供应与使用条例》及国家有关电力调度等有关法律、法规、条例、规程和政策，结合山西电网实际情况，制定本规则。

一、总 则

第一条 山西电网并网机组运行规则坚持“公开、公正、公平”的调度原则和平等竞争、高度透明、困难分担、依法准入、接受监督的原则。

第二条 山西电网并网机组运行规则规则适用于山西省电网经营企业和并网电力生产企业（机组）。

第三条 山西电网并网机组运行管理规则规则主体：

1、电网经营企业：山西省电力公司（以下简称“省公司”）。

2、电力生产企业：省级调度机构（以下简称“省调”）直接调度的并网电力生产企业（以下简称“省调电厂”）。

第四条 电网经营企业和电力生产企业都必须执行国家有关法律、法规、条例和电力行政主管部门、山西电网颁发的保证电网安全运行的各类规章制度，严格执行调度指令，按照调度要求进行电网事故处理，严格执行日发电调度计划曲线（包括有功、无功）。第五条 省公司依据本规则结算并网省调电厂上网电量。第六条 调频（或调整网间潮流）、调压、调峰是每一个上网发电厂（机组）应尽的义务。为保证调整网间潮流的合格率，省调电厂按调整性质分为网间潮流调整电厂（机组）和基荷电厂。

1、网间潮流调整厂：省调指定参与调整网间潮流的省调电厂（机组）。当山西电网独立运行时，确定为第一调频厂。

2、基荷电厂：除了网间潮流调整厂以外，其余省调电厂均为基荷电厂，主要承担电网基本负荷；当山西电网独立运行时，应积极主动参与调整频率，保证电网正常运行。

3、根据电网运行需要，省调可变更基荷电厂和网间潮流调整厂。第七条 省调及其省调电厂都必须执行本规则。

第八条 省公司所属各供电分公司应参照本规则制定所辖电网上网小电厂运行规则。

二、年度发电量调控目标的编制

第九条 全省年度发电量调控目标，由省电力行政主管部门根据全省经济发展形势和电力需求情况预测，结合电网结构、省调电厂及各市（地）经贸委上报的所属地方电力企业年度发电量建议指标，综合平衡后编制下达。省调电厂年度发电量调控目标由省经贸委直接分解下达，非省调电厂年度发电量调控目标，省经贸委切块下达市（地），由各市（地）经委牵头会同市（地）供电部门分解下达。

三、省调电厂（机组）发电调度计划的编制 第十条 月度发电调度计划的编制

省调在省电力行政主管部门编制的年度发电量调控目标的基础上，综合考虑用电负荷需求、月度水情、燃料供应、供热机组供热等情况和电网设备能力、省调电厂设备检修情况以及电厂运行和电网安全等因素，编制省调电厂月度发电调度计划。

第十一条 日发电调度计划的编制

1、日发电调度计划的编制原则：在月度发电调度计划的基础上，省调综合考虑日用电负荷预测、近期内水情、燃料供应情况、省调电厂机组出力水平（省公司核定）和电网设备能力、设备检修情况等因素后，进行发电计划平衡。网间潮流调整厂（机组）要留有适当调整余量，全网应留有不低于最大统配发电负荷4％的旋转备用容量。

2、电力生产日调度计划主要内容包括：省调电厂（机组）日发电负荷曲线、日发电量、机炉启停和日发、供电设备检修计划等。

3、电力生产日调度计划应在前一天十六点前下达省调发、供电单位。

第十二条 电力生产日发电负荷曲线的修改原则

省调当值值班调度员可根据下列情况修改省调电厂电力生产日发电负荷曲线，并做好记录。

1、经省调当值调度员根据当时电网需要许可提前（或推后）并网或停机者；

2、机组并网之后或滑停过程中，经所属电厂自身调整且根据核定技术出力仍无法满足曲线者；

3、计划外临时安排机组恢复运行或并网者；

4、经省调同意利用后夜低谷时间机组临时消缺，且在次日6时之前并网者；

5、发生电网事故造成负荷有较大变化时；

6、非省调发电厂较大的机组非计划停用时；

7、大用户非计划启、停影响较大时；

8、气象条件的变化影响较大时；

9、监测点电压越限时；

10、其它非预见到的情况，影响电网安全、稳定运行时。

四、并网机组运行规则

第十三条 基荷发电厂应按省调下达的日发电负荷曲线（包括当值调度员下达的修改曲线）调整发电出力，其偏差不能超过日发电负荷曲线的±2.5％（当日发电负荷曲线的2.5％不足1Mw时，按 1Mw计算，当日发电负荷曲线的2.5％大于20MW时，按20MW计算）。并要求其偏差值在15分钟之内至少过零一次。

第十四条 水电站应根据省调下达的日发电负荷曲线或当值调度员指令调整出力。如遇水情发生变化，水电站须执行水调命令时，水电站值班人员应及时通报省调，并将执行水调的依据上报省调。按照电调服从水调的原则，省调及时调整水电站的出力。

第十五条 网间潮流调整厂应根据省调下达的日发电负荷曲线（包括当值调度员的修改曲线），结合华北电网网间潮流控制要求，调整发电出力至要求值（即：Pi＋ACEi），并满足A1、A2网间潮流控制性能指标。其中：

Pi----网间潮流调整厂日发电负荷曲线i时刻发电功率。ACE----网间潮流i时刻区域控制偏差值，即△Pi＋B×△fi。△Pi----网间潮流i时刻计划值与实际值偏差。B----频率偏差系数。

△fi----电网频率i时刻标准值与实际值偏差。

A1----每5秒钟采样一次系统频率和网间潮流并计算ACE，要求 ACE在每15分钟内至少过零一次，且每15分钟ACE未过零次数≤40次/月。

A2----要求每15分钟内，ACE的平均值都在规定的区域Ld以内，要求每15分钟ACE平均值越限Ld次数≤40次/月。

Ld----ACE规定合格区域 第十六条 AGC机组运行规则

1、一般AGC机组应跟踪省调下达的日发电负荷曲线（或当值调度员下达的修改曲线）调整出力。

2、参与调整网间潮流的AGC机组按省调下达的日发电负荷曲线加该机组应承担的ACE值份额调整出力（或由当值调度员远方操作）。

即：Pij＋ACEij。

Pij----第j台AGC机组日发电负荷曲线 i时刻发电功率。ACEij----第j台AGC机组i时刻ACE调整份额值。ACEij = ACEi ×（第j台A GC机组发电机铭牌容量／所有参与调整网间潮流的AGC机组容量之和）

第十七条 基荷发电厂运行规则

1、低谷时段实际发电曲线高于日发电负荷计划曲线2.5％多发的电量，按该时段一倍数值计算影响电量，并以此在上网电量中调整该时段结算电量。

2、平峰时段实际发电曲线高于（或低于）日发电负荷计划曲线2.5％多发（或少发）的电量，按该时段一倍的数值计算影响电量，并以此在上网电量中调整该时段结算电量。

3、高峰时段实际发电曲线低于日发电负荷计划曲线2.5％少发的电量，按该时段一倍数值计算影响电量，并以此在上网电量中调整该时段结算电量。

4、任何时段偏离日发电负荷计划曲线的差值15分钟之内不过零多发（或少发）的电量，按该时段一倍数值计算影响电量，并以此在上网电量中调整该时段结算电量。

第十八条 网间潮流调整厂运行规则

1、网间潮流调整厂应保证网间潮流控制性能指标(以总调统计为准)。

2、当月网间潮流控制性能指标达到网调要求时，实际发电量高于日发电负荷曲线多发的电量按实际上网电量结算，实际发电量低于日发电负荷曲线少发的电量，按日统计、月累计方式计算补偿电量，并以此在上网电量中调整该时段结算电量。

3、当月网间潮流控制性能指标未达到网调要求时，实际发电量低于日发电负荷曲线少发的电量按实际上网电量结算；实际发电量高于日发电负荷曲线多发的电量,按一倍数值计算影响电量，并以日统计、月累计方式，并以此在上网电量中调整该时段结算电量。

4、因电网原因，潮流调整电厂超出调整范围造成网间潮流控制性能指标不合格者，电厂和省调当值调度员要做好记录，并在结算时免于考核。

第十九条 AGC机组运行规则

1、参与调整网间潮流的AGC机组，执行网间潮流调整厂运行规则。

2、不参与调整网间潮流的AGC机组，执行基荷厂运行规则。第二十条 新投产机组（72小时或168小时试运行后）半年之内，原则上执行本规则，补偿和违约电量按50％执行。

第二十一条 省调下达的日发电负荷曲线（包括当值调度员下达的修改曲线），省调电厂必须按照核定的技术出力满足电网调频、调峰、调压等需要。在执行过程中因省调电厂自身原因，影响日发电负荷曲线（包括当值调度员下达的修改曲线）且不满足本“规则”“第十二条”规定时，执行本“规则”相关条款至当日24时为止。由于机组非计划停运且超过两小时，依照规则有关条款按 50%考核到当日24时。

第二十二条 省调电厂运行机组发生以下情况，除电网需要外，原则上五天之内不再安排该机组并网。

1、运行中由于电厂自身原因（包括一次、二次设备）掉机者；

2、运行中锅炉本周期间发生二次灭火者；

3、本周期间甩出力二次且原因不明者；

4、辅机故障影响出力时间超过十八小时者；

5、不能按计划开机时间并网者。第二十三条 对违反调度指令的运行规则

1、违反电网调度指令或其他调度纪律的情况要记其违纪电量，违纪电量从上网电量中扣减。

2、违纪电量以当值调度员记录的起止时间及修改后的日发电负荷曲线和实际发电出力之差值计算所得电量的两倍在上网电量中扣减；

3、执行指令不力造成省调越级拉路者，在上网电量中加罚五倍的拉路损失电量（按违纪电量统计）；

4、省调当值调度应作好违纪电量记录（时间，电力），并通知有关发电厂值班员作好记录备查。

第二十四条 本规则以省调自动化采集系统的数据为准。如遇电厂自身原因造成自动化系统故障，按该厂当月最大影响电量日的影响电量统计，在上网电量中调整结算电量。

第二十五条 出现下列情况之一者，将给予省调电厂补偿电量，并以此从上网电量中调整结算电量。

1、所有上网机组在低谷时段（或节假日非低谷时段），因电网原因省调要求将出力降至有关部门核定的最小技术出力以下时（全厂总出力），视为深度调峰，双方必须做好记录（深度调峰容量、起止时间），并以日统计、月累计方式，在上网电量中调整结算补偿电量。其补偿电量计算办法如下：

补偿电量＝深度调峰容量×时间×1.5。

2、已经批准并确已开工检修的机组，因电网需要，按调度要求停止检修工作，及时并入电网者，并网时间从接网时刻至当日24时计算，统计方法同上。并在上网电量中调整结算补偿电量。其补偿电量计算办法如下：

补偿电量＝机组容量×时间×当日省调负荷率×1.5。

3、停备机组（停机时间未跨晚峰），因电网需要，重新并入电网者，时间按并网时刻至当日24时计算，双方必须做好记录，并以日统计、月累计方式，在上网电量中调整结算补偿电量。其补偿电量计算办法如下：

补偿电量＝1.5×机组容量×时间×当日省调负荷率。

4、正在滑停的机组，因电网需要，重新恢复至正常负荷水平者，时间从当值调度员下达停机命令开始至当日24时计算，双方必须做好记录，并以日统计、月累计方式，在上网电量中调整结算补偿电量。其补偿电量计算办法如下：

补偿电量＝机组容量×时间×当日省调负荷率×1.5。第二十六条 根据电网运行情况，省调当值调度员临时修改日发电负荷曲线时，修改负荷曲线变化在30MW及以下，、10分钟之内和修改负荷曲线变化在60MW及以下，15分钟之内不进行影响计算。第二十七条 当发生 200MW及以上机组掉闸或电网较大事故时，省调当值调度员来不及修改曲线，非事故电厂临时执行调度指令加减负荷期间不按影响电量计算。

第二十八条 由于其他原因，经当值调度员确认，不按影响电量计算时，电厂值长和当值调度员应做好记录（包括起止时间、原因等）。

第二十九条 对于一厂内有产权不同机组的影响、违纪电量按实际发电量比例分担。

第三十条 省调要按季公布被扣除影响电量、违纪电量的企业及明细，同时上报省电力行政主管部门。

被扣除的影响电量、违纪电量的结算金额，省电力公司要单列帐户，专款专用，用于AGC电厂（机组）的补偿电量和对多发多供、安全调度做出贡献的单位和个人的奖励等，严禁挪作它用。

需对扣除的影响电量、违纪电量的结算金额列支时，省电力公司要及时请示省电力行政主管部门，在取得同意后，方可列支，并在年终将收支总体情况公布于众。

注：

1、上网电量：发电厂上网关口表实测电量

2、影响电量：没有履行本规则所发生的电量

3、违纪电量：违反调度纪律所发生的电量

4、补偿电量：电网经营企业履行规则对发电厂的补偿电量

5、结算电量：上网电量－违纪电量－违约电量＋补偿电量 第三十一条 省调要对影响电量、违纪电量及补偿电量月统计、季累计，在季度调度信息发布会上予以公布，并作为结算依据。

第三十二条 调度信息披露办法

1、每月17日和下月2日省调将调度快报报省经贸委；

2、每月15日后，省调将调度月报报省经贸委，同时送各省调电厂；

3、每季度首月10日召开“三公”调度信息发布会；

4、以上信息在省调调度信息发布网页同时发布。第三十三条 调度信息披露内容

1、山西电网结构情况、电网安全运行约束条件、并网机组技术性能等基础资料；

2、省调电厂月度发电调度计划及电网检修计划；

3、国家经贸委印发的《电网调度信息披露暂行办法》规定应当披露的其它信息；

第三十四条 本规则由省调计算机自动对执行日发电负荷曲线进行实时计算，进行日统计、月累计、按季汇总。

第三十五条 每月2日前各发电厂应与省调核对计算结果，省调于每月3日前将结果报有关部门（遇周休日顺延）。

第三十六条 峰谷时段的规定

1、一、四季度

低谷时段： 22:00－次日06:00（八个时段）高峰时段： 08:00－11:00 17:00－21:00（七个时段）平峰时段： 06:00－08:00 11:00－17:00 21:00－22:00（九个时段）2、二、三季度

低谷时段：22:00－次日06:00（八个时段）高峰时段：08:00－11:00 18:00－22:00（七个时段）平峰时段：06:00－08:00 11:00－18:00（九个时段）

五、附 则

第三十七条 本规则解释权为山西省电力行政主管部门。第三十八条 本规则自二 ○○三年六月一日起执行，原《山西电网并网机组运行规约》同时废止。

山西电网并网机组运行规则补充意见

根据近两年山西电网并网机组运行规则的执行情况和电网发展情况，提出以下补充意见：

一、调度数据网和经济调度系统升级投运后的考核管理

1、具备条件的发电厂下达单机（10千瓦及以上机组）发电计划曲线，实行单机运行及考核管理。

2、AGC机组考核

（1）擅自改变速率应承担违约电量 违约电量=机组核定容量×24小时×天数（2）擅自退出AGC应承担违约电量 违约电量=机组核定容量×24小时×天数

二、机组计划检修，要严格按照年、季、月度检修平衡时间进行检修

1、电网经营企业或发电企业因故影响机组不能按计划检修时间开工或竣工，应提前向省调说明情况。并承担违约责任电量。

年度违约电量

=调整年度（A、B级）计划机组核定容量×24×1 季度违约电量

=调整季度（A、B、C级）计划机组核定容量×24×2 月度违约电量

=调整月度（A、B、C、D级）计划机组核定容量×24×3 因政治原因，或其它电厂出力不足、气候及自然环境等不可预见原因影响机组不能按计划检修时间开工或竣工。省调应及时调整相关机组检修计划。双主均不承担违约责任。

2、发电机组非计划检修考核

（1）发电机组年度非计划停运时间大于允许停运时间，应承担违约责任

违约电量=机组核定容量×（非停小时－允许非停小时）（2）发电机组年度强停次数大于允许强停次数，应承担违约责任。

违约电量=机组核定容量×24小时×（强停次数－允许强停次数）（3）允许强迫停运次数及允许非停不时指导 机组容量 强停次数

允许非停小时（mw）（次数）

（小时）

500及以上 4 200 300

2.5 165 200

185 100 140 50及以下

1100 液态排渣炉

4500 循环硫化床机组

500

三、发电机组应满足有关规定（一次调频、进相运行、PSS等技术标准）保证电网安全稳定运行，否则应承担违约责任。引起电网事故的还应追究责任。违约电量=机组核定容量×24小时×3

四、建立平衡账户，月统计、年兑现。

6.并网运行管理实施细则 篇六

（征求意见稿）

为进一步规范和加强巴彦淖尔市理工职教集团（以下简称集团）运行管理工作，促进集团持续健康发展，根据《国务院关于大力发展职业教育的决定》、《内蒙古自治区人民政府关于大力发展职业教育的意见》、《巴彦淖尔市人民政府办公厅转发市教育局关于巴彦淖尔市职业教育集团化办学的指导意见的通知》精神和《巴彦淖尔市职业教育集团章程》，制定本细则。

第一章 总则

第一条 巴彦淖尔市理工职教集团是以巴彦淖尔市职业技术学校为牵头学校，巴彦淖尔市主要工矿企业为依托，以理工类专业为纽带，按照“政府引导、市场运作、龙头带动、城乡联姻、校企合作、实现共赢”的指导思想，遵循“自愿参加、优势互补、权责对等”的原则，联合巴彦淖尔市相关类型的职业学校、行业协会和有关企事业单位参与，围绕巴彦淖尔市理工类产业，组建的新型集团化办学模式。

第二条 理工职教集团的主要目标是通过搭建校企合作平台，促使理工职业教育由传统的政府举办为主逐步向政府和行业、企业共同举办过渡。

第三条 集团的主要任务是按照“平等、自愿、互利”的原则，进一步整合、优化理工职业教育资源，发挥理工职业教育整体优势，通过产教结合、校企合作、校校联合、城乡联合，实现资源共享，校企共赢；充分发挥理工职业教育的群体优势、组合效应和规模效应，提升理工职业教育的综合能力，努力打造理工职业教育品牌，为巴彦淖尔市经济社会更好更快发展培养更多的理工类技能型人才。

第四条 理工职教集团成员单位原有的性质、隶属关系、管理体制、人事关系、经济核算方式等不变。各成员学校有办学自主权。

行业协会、有关企业联合组成，市职业技术学校为牵头单位，市职业技术学校办公室为联席会议常设办事机构。联席会议由市教育局和理事长单位共同组织，理工职教集团理事长为联席会议召集人，各常务理事为联席会议成员。联席会议原则上每半年召开一次例会，根据需要可召集临时会议；其他工作通过理工职教集团秘书处贯彻落实。

第十一条 理工职教集团联席会议的主要职责是：

（一）统筹协调理工职教集团工作，研究集团化办学运行过程中重大问题并制定相关决策。

（二）加强理工职教集团运行管理，负责制定理工职教集团的考核评估办法并组织实施，评估结果分为“优秀”、“合格”、“不合格”三个等次；

（三）及时上报集团的重大事项，并通报给相关职责部 门。

第十二条 理工职教集团设在巴彦淖尔职业技术学校，集团实行理事会制。集团设理事会、常务理事会和秘书处等机构。理事会是集团最高权力机构；常务理事会是理事会的执行机构，在理事会的领导下进行工作；秘书处是集团的常设机构，具体负责集团的日常事务。

第十三条 由理工职教集团各成员单位分别推荐一名代表，担任集团理事。理事原则上由成员单位的法人代表或主要负责人担任。理事代表其所在单位参加集团的工作及有关活动。理事须具备下列基本资格条件：

（一）遵守国家法律法规，执行国家的各项方针、政策；

（二）热心支持职业教育事业和关心企业发展；

（三）具有一定的职业教育工作经历或企业工作经验；

（四）身体健康。

第十四条 理事会设理事长1名，首任理事长由牵头学校---巴彦淖尔职业技术学校校长霍培新担任。任期结束后，新任理事长由理事会选举产生。理事会设副理事长、常务理事若干名，由相关企业、行业、学校的领导担任。秘书处设

报告；

（四）集中各成员单位间的利益和要求，对招生就业、实习实训、培训鉴定、教学研究与改革、师资培训、企业职工继续教育等问题向集团提出意见和建议；

（五）收集发布职业教育人才培养信息、人才供求信息，协调成员单位的就业工作。

秘书处应于理事会召开三十日前，将会议时间、地点、议程、会议事项等书面通知各成员单位，广泛征求成员单位对讨论决定事项的意见和建议；各理事单位要将反馈的意见和建议形成书面材料，以便会议交流。会前须将有关会议材料报市教育局审核后，方可提交理事会审议、批准。会后须将经理事会批准的有关事项报市教育局备案。

第二十条 根据理工职教集团发展需要，可设置若干个分支机构，由常务理事会指定或集团成员单位申请，经常务理事会同意，设在相关单位开展活动。

第四章 权利与义务

第二十一条 集团成员共同的权利与义务

（一）集团成员享有以下权利

1．集团成员地位一律平等，有参与集团重大问题决策的权利；

2.发展中遇到困难，有要求协调支援的权利；

3.各集团成员有优先享受人力资源共享、信息交流、教学咨询、科研成果转让、实验实训设施及实习基地使用的权利；

4.入团志愿，退团自由。

（二）集团成员必须履行以下义务：

1.承认职教集团章程，参加理事会议及集团组织的各种活动；

2.集团成员中，企业有提供用工信息和接纳集团内学生实习实训的义务，学校有提供师资、毕业生和设备信息的义务；

（二）成员企业的义务：

1.提供旨在提高学校办学水平、人才培养能力的信息，如专业调整、人才培养规格等方面的新信息；

2.在企业生产允许的情况下，尽可能为学校的学生实习、教师实践提供方便；

3.及时反馈用人单位对学校毕业生的需求信息，进行就业指导；

4.向学校推荐教学所需聘请的专业人员和指导教师； 5.集团章程规定的其它义务。

第五章 考核与评估

第二十四条 联席会议负责对集团运行管理情况进行年度考核，并将年度考核结果报送相关部门。考核结果与成员单位的评先树优、财力支持及干部任用等直接挂钩。

第二十五条 评估的程序是：

（一）各常务理事单位根据考核标准，组织自查自评，形成自评报告，并报集团秘书处备案，便于集团进行年终考核；

（二）联席会议组织人员对理工职教集团运行管理情况进行评估，并形成评估报告，报有关部门审核，确定评估结果。

第二十六条 建立激励机制，对被评估为“优秀”的成员单位，将加大政策、资金、设备等的扶持力度；对被评估为“不合格”的成员单位，限期整改。连续两年被评为“不合格”的成员单位，经理事会审议给予除名。

第六章 附则

7.并网运行管理实施细则 篇七

1 政府管理是风力发电发展的导向

为了促进风力发电发展,我国先后颁布了《中华人民共和国可再生能源法》、《可再生资源发电价格和费用分摊管理试行办法》等多部法律法规,从上网电价、进口关税、贷款、税收等方面支持风力发电发展,取得了良好的效果。国家电监会2011年12月2日发布的《风电安全监管报告》显示,我国风力发电产业快速发展,装机容量达到近4 000万kW,风力发电量占到全国发电量的1.5%,预计到2015年风力发电装机容量和发电量均将翻番。

当前,我国风力发电已经正式步入了规模化发展的阶段,而且产业基础有了明显改观,政策的着眼点已经从过去促进产业发展、建立装备和技术基础,转向产业的升级换代以及解决大规模风电机组并网和消纳方面。从政府管理来看,要做好规划和建设的衔接工作,强化全国风力发电规划的调控作用,做到全国规划与地方规划有效衔接,建立风力发电项目与电网配套工程的同步规划、同步投产机制。

国家电网公司制定的“十二五”电网发展规划,将促进风力发电发展作为规划的重要内容,专题开展了风力发电输电规划研究,通过加强跨区电网建设、构建“三华”(华北、华东、华中)电网等多种措施,使全国电网对风力发电的消纳能力可提高一倍以上。2009年5月21日,国家电网公司首次向社会公布了智能电网的发展计划。通过建设坚强智能电网,实现可再生能源集约化开发,大规模、远距离输送和高效利用,实现各类集中/分布式电源、储能装置和用电设施并网接入标准化,电网运行控制智能化。智能电网能够解决风电机组并网的远距离传输和调度控制问题,这两点目前都是制约风力发电发展的重要问题。

2 加强风力发电设备性能和风电场运行管理

我国已经具备相当规模的风力发电装备制造能力,为促进风电场和电网的安全可靠运行,2009年12月22日国家电网公司发布了Q/GDW392—2009《风电场接入电网技术规定》(下称技术规定),提出了风电场接入电网的技术要求;为加强风电场调度运行管理,2010年2月24日国家电网公司发布了Q/GDW432—2010《风电调度运行管理规范》;2011年山东电网制定了《山东电网风电调度管理规定》及《山东电网新建风电场并网验收流程》。

2.1 风电场应建立风力测量及功率预测系统

风电场应建立风力发电功率预测系统,具有0~48 h短期风力发电功率预测以及15 min~4 h超短期风电功率预测功能,功率预测值的时间分辨率为15 min。

对风电场的输出功率进行预测被认为是提高电网调峰能力、增强电网接纳风力发电能力,改善电力系统运行安全性与经济性的最有效、最经济的手段之一。通过进行风力发电功率预测不仅会给整个电力系统带来价值,也会给单一的风电场带来效益。通过功率预测,风力发电将从未知变为基本已知,调度运行人员可以根据预测的波动情况,通过合理安排电网的运行方式,保证整个电力系统和风电场的安全运行;而将功率预测与负荷预测相结合,还有利于调度运行人员调整和优化常规电源的发电计划,改善电网调峰能力,增加风电机组并网容量;根据风力发电功率预测结果,只需增加对应预测误差的旋转备用容量,可以显著降低额外增加的旋转备用容量,对改善电力系统运行经济性,减少温室气体排放具有非常重要的意义。对于风力发电企业来说,风力发电功率预测还可以增强风力发电在电力市场中的竞争力,有助于风力发电企业合理安排检修计划,减少风电机组检修损失电量,提高企业的经济效益。

国家电网公司于2011年3月3日发布了Q/GDW588—2011《风电功率预测功能规范》,规定了风力发电功率预测系统的功能,主要包括术语和定义、预测建模数据准备、数据采集与处理、预测功能要求、统计分析、界面要求、安全防护要求、数据输出及性能要求等。

2.2 风电场应配置有功功率控制系统

风电场应配置有功功率控制系统,具备单机有功功率控制能力,以接收并自动执行省调发送的有功功率控制信号,确保风电场有功功率值符合省调的给定值。风电场有功功率控制应根据省调统一安排逐步实现自动发电量控制(AGC)功能。在电网紧急情况下,风电场应能快速自动切除部分风电机组乃至整个风电场。

2.3 风电场无功配置和电压调整

风电机组运行在不同的输出功率时,其功率因数应在-0.95~+0.95可控。风电场必须安装动态无功补偿装置,无功补偿容量应满足《技术规定》和省调要求。风电场无功功率的调节范围和响应速度,应满足风电机组并网点电压调节的要求。电网电压正常时,风电场应能自动调整风电机组并网点电压为额定电压的97%~107%。风电场应配置无功电压控制(AVC)系统;根据电网调度部门指令,风电场通过其AVC系统自动调节整个风电场发出(或吸收)的无功功率,实现对并网点电压的控制,其调节速度和控制精度应能满足电网电压调节的要求。风电场无功电压控制应根据省调统一安排逐步实现AVC功能。

2.4 风电场运行能力和电能质量要求

对风电场运行能力的要求如下。

1) 运行电压要求:

当风电机组并网点的电压偏差在-10%~+10%时,风电场应能正常运行;当风电机组并网点电压偏差超过+10%时,风电场的运行状态由风电场所选用风电机组的性能确定。

2) 运行频率要求:

风电场应能在频率为49.5~50.2 Hz时连续运行;在频率为48~49.5 Hz时,每次频率低于49.5 Hz时要求至少能运行30 min;在频率为50.2~51 Hz时,每次频率高于50.2 Hz时,要求至少能运行2 min,并且当频率高于50.2 Hz时,不能有其他的风电机组启动;在频率高于51 Hz时,风电机组逐步退出运行或根据电力调度部门的指令限出力运行。

3) 低电压穿越能力:

风电场内的风电机组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625 ms的能力;风电机组并网点电压在发生跌落后2 s内能够恢复到额定电压的90%时,风电场内的风电机组能够保证不脱网连续运行;电网故障期间没有切出电网的风电机组,其有功功率在电网故障清除后应快速恢复,以至少每秒10%额定功率的功率变化率恢复至故障前的值。

在风电场应配置电能质量监测设备,按照《技术规定》中对电能质量指标的要求,以实时监测风电场电能质量指标(包括电压偏差、电压变动、闪变、谐波等),并按照调度要求能够上传有关信息。

3 加强电网调度管理

随着风电场装机容量的增加,以及风电场装机容量在某个地区电网中所占比例的增加,其负面影响就可能成为风电机组并网运行的制约因素,主要表现在风电场影响电网的调度计划和运行方式,稳定性、电能质量、继电保护和运行成本等。

3.1 对电网调度计划和运行方式的影响

1) 风电机组出力的随机性,给电网有功、无功平衡和调度计划带来困难。

目前,传统的发电计划、检修计划以电源的可靠性以及负荷的可预测性为基础,调度计划的制定和实施有了可靠的保证。但是,当电网内含有风电场,而风电场出力有极大的随机性,调度计划的制定变得困难起来。由于自然界的风速不断地变化,风电机组的出力也随时变化。当风速大于切入风速(一般为3 m/s)时,风电机组启动并网运行;当风速低于切入风速时,风电机组停机并与电网解列;当风速大于切出风速(一般为25 m/s,最新的5 MW风机可达30 m/s)时,为保证风电机组的安全,风电机组也要停机。因风电机组出力有较大的随机性,一天内可能有多次启动并网和停机解列。风力发电不稳定的功率输出会给电网的运行带来许多问题,风力发电的波动需要通过常规电源的调节和储能系统来平衡,这是长期困扰风电机组并网的最大难题。因此,在电网中风力发电容量达到一定的规模后,风力发电的随机性和不可预测性会给传统的调度安排和实施带来难度。例如,某220 kV变电站接入的风电场总容量为444 MW,在安排该变电站检修方式时,必须考虑风电场机组的运行情况,某些特殊检修方式下,部分风电机组必须停运。因此,如果对风电机组出力预测水平达不到工程实用程度,电网调度计划的制定会很困难。

2) 风电场运行影响节假日电网运行方式和机组发电计划安排。

在节假日大量厂矿企业放假,尤其是春节期间,电网用电负荷大幅下降。因风电机组出力受风力的影响,如果将风电机组纳入电网的调峰和调压,则必须正确预测未来24 h的风力情况,才能制定风力发电曲线,在目前技术水平下,还无法做到这一点,因此,风电机组参加电网的调峰,势必会增加电网运行难度。在各类机组的发电计划上,因火电机组的调整能力强,安排部分火电机组担任电网的调频、调压任务,一般要求某个时段风电机组停运,以保证电网的安全稳定运行。

3.2 对电网稳定性的影响

随着风力发电规模越来越大,风电机组并网接入电网的电压等级越来越高,由于风力发电的间歇性,将导致并网线路的输送功率大幅度的变化,进而引起线路充电功率的大幅度波动。因此,电网必须具有足够的备用容量和调节能力,才能实现电网电压和频率的有效控制。

1) 在电压稳定性方面,由于风电场都远离并网变电站,呈现出经过长距离输送,然后经一点接入电网的特点。如果大规模风电场群集中建设,在遭受风速扰动或其他系统故障时,风电场输出功率的波动以及风电场群的动态特性,将对电网造成较大的影响,其影响程度一般要大于风电场分散接入电网时的情况。当风速超过切出风速或电网发生故障时,风电机组会从额定出力状态自动退出并网状态,风电机组的脱网会导致电网电压的突降。当电网故障或受到冲击出现电压闪变时,风电机组往往采取切机方式保护机组,会使电网事故处理变得更加困难。当风力发电接入容量较大,因并网变电站配出负荷量较小,大量有功功率会通过并网变电站的变压器外送,从而导致在某些运行方式下地区电网电压稳定性降低。

2) 在频率稳定性方面。随着风电场大规模接入电网,风力发电容量在电网中的比例越来越大,其输出功率的随机波动性对电网频率的影响越来越大。当电力系统遇到扰动时,往往会造成电压降低,并可能导致不具备低电压穿越能力的风电机组故障下停机;同时,部分具备低电压穿越能力的风电机组在穿越过程中有功功率降低。消除对频率稳定性影响的主要措施是提高电力系统的备用容量和采取优化的调度运行方式;当电力系统较大、联系紧密时,频率稳定性问题不显著。

风电场一般分布在距电力主系统和负荷中心较远的偏远地区或沿海区域,与电网相连相对较为薄弱。接入风电场较多的变电站,在风电场集中发电的情况下,通过并网线路向主网倒送,如果线路故障,风力发电功率波动会引起频率波动,因此,考虑风电场突然功率全停时并网点频率波动的限制,风力发电容量不能太大或并网点不能集中。

3.3 对电网潮流的影响

风电机组并网将直接影响电网的潮流分布和事故后的潮流转移。多种因素均可能导致风电机组大量脱网,引起电网潮流出现较大波动和转移。其中,风速是影响风力机组运行的重要因素,当风速小于3 m/s时,或风速大于25 m/s时,并网的风电机组将自动脱网,较多风电机组可能会受到区域气象的影响而集体脱网。另外,对于不具备低电压穿越能力的风电机组,当出现故障电压短时波动时也可能导致风电机组脱网,若风电机组数量很多,则电网潮流也将由此发生大规模转移。

3.4 对电网电能质量的影响

风是优质能源,但风电不是优质电源,风电机组并网和运行将给电力系统带来电压闪变和谐波问题,影响电网电能质量。

1) 电压闪变问题。

风电机组大多采用软并网方式,但是在启动时仍会产生较大的冲击电流。当风速超过切出风速时,风电机组会从额定出力状态自动退出运行,如果多台风电机组几乎同时动作,产生的冲击明显,容易造成电压闪变与电压波动。不但如此,风速的变化和风电机组塔影效应(主要是对于下风向风电机,由于一部分空气通过塔架后再吹向风轮,这样,塔架就干扰了流过叶片的气流而形成塔影效应)都会导致风电机组出力的波动,因此,风电机组在正常运行时也会给电网带来电压闪变问题,影响电能质量。

2) 谐波问题。

风电机组本身配备的电力电子装置,可能带来谐波问题;风电机组的并联补偿电容器可能和线路电抗发生谐振,在风电场出口变压器的低压侧产生大量的谐波,影响电网电能质量。

3.5 对电网继电保护的影响

对于并入电网运行的风电机组容量较小的情况,在电网继电保护配置和整定计算时往往未考虑风电机组容量的影响,而是简单地将风电机组容量视为一个负荷,或将风电机组作为同步发电机处理,不考虑其提供的短路电流。然而,当大规模风电场接入电网时,在电网发生故障时,风电机组将向短路点提供持续的短路电流,风电场附近节点的短路容量明显增加。在此情况下,应考虑已有设备的短路容量校核,如果电网继电保护配置和整定计算仍不考虑风电机组的影响,实际运行时可能导致保护装置的误动。

3.6 增加电网运行成本的影响

由于风力发电固有的间歇性和波动性,电网的可靠性可能降低,电网的运行成本也可能增加。为了克服风力发电给电网带来的电能质量和可靠性等问题,会增加必要的研究费用和设备投资。

4 对电网接纳大容量风电场的应对措施

风力发电作为一种绿色能源有着改善能源结构、经济环保等方面的优势,但许多未知的运行特性需要认识、了解和熟悉。为加强风力发电调度运行管理,保障电力系统安全、优质、经济运行,规范电网调度机构和风力发电的调度运行管理,针对风力发电的特点和风力发电调度运行中所面临的问题,国家电网公司制定了Q/GDW 432—2010《风电调度运行管理规范》等标准、规程。

在实际工作中,由于缺少准确的风电机组模型及计算参数,风电场接入对电网运行的影响尚有待于进一步研究,需从以下方面加强风力发电的运行管理工作。

1) 为保证风电场设备的安全及电网的安全运行,风力发电企业应按照国家电力行业技术监督的要求,定期进行风力发电设备的检修,同时要坚持统一调度、分级管理的原则,服从调度的统一指挥,严格遵守调度纪律,保证电网的安全稳定运行。

2) 在电网建设方面,应根据电网电源建设情况,加强风电场与电网统一规划,充分考虑电网结构、调节能力和负荷特性,研究确定并网变电站所能承受的最大风电容量,坚持风电场的有序开发和分散开发相结合,有效解决单个变电站承受并网的风电场多、容量大的问题,彻底解决局部区域大规模的风电场对电网安全稳定运行的影响。

3) 各风电场严格按照电气设备交接验收试验规程,加强电气设备交接试验和投产验收。如2011年12月27日,对山东省广饶国华风电场并网工程严格按照《山东电网新建风电场并网验收流程》及《风电场接入电网技术规定》对该工程进行验收,重点对风电机组低电压穿越能力、动态无功补偿装置在线监测系统、调度技术支持系统及风力发电功率预测系统进行现场验收。

4) 随着科技的进步,应逐步提高对风力发电出力预测的准确性,有助于提高电网接纳风力发电的能力及安全经济运行;着力改善风电场的控制能力,使风电场在某些方面接近常规发电厂的控制性能,以利于制定调度计划,优化电力系统运行;加强风电场大风期间的运行监视与分析,优化电网运行方式安排,制定合理的反事故预案,做好事故预想,确保电网安全稳定运行。

5) 加强风电场无功补偿装置运行管理,督促风电场投入静止无功补偿装置(SVC)等动态无功补偿设备的自动调整功能,并确保发生故障时电容器支路和电抗器支路能正确投切。虽然风电场机组本身带有无功补偿装置和消谐装置,但风电场的接入,风电机组大量电子装置必然造成对电网的谐波污染,在风电机组并网变电站加装电能质量分析仪,对注入电网的谐波分量进行监视,以便采取有效的措施。

6) 做好风电场接入电网继电保护定值整定梳理工作,特别是风电机组的主控定值和变流器定值等应与低电压穿越功能相配合,低电压保护、过电压保护和频率保护等应与电网保护相协调,充分发挥在运风电机组所具有的抵御扰动的能力。《技术规定》要求风电场低电压穿越能力:风电场内的风电机组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625 ms的能力;风电场并网变电站中低压侧其他出线故障时应保证在并网点电压跌至20%额定电压时,切除故障的时间应不超过0.3 s。通过全面梳理风电机组低电压穿越能力,对于低电压穿越能力不合格的风电机组,在技术可行的前提下,风电场应制定切实可行的整改计划。

7) 督促风电场开展35 kV及10 kV小电流接地系统的深入研究和完善改造,实现风电场汇集线单相故障的快速切除,避免故障扩大。

8) 收集积累风电场的运行资料,风电机组的运行参数资料,建立风电场机组参数模型库,研究探讨风电机组对电网短路电流、系统稳定性的影响,提高调度管理风电场运行的水平,进一步改善其并网性能,降低风电机组并网对电网调度管理带来的负面影响,提高电网的稳定运行水平。

5 结语

随着国家能源结构的调整,大量风电场接入电网。由于风电场输出功率的随机性,会对电网运行带来冲击,通过及时跟踪、分析风力发电等新型能源发电机组的建设与运营,加强风力发电设备性能、风电场运行管理以及电网调度管理,提高电网接纳风电机组并网运行的能力,降低风电机组并网给电网安全、优质经济运行带来的负面影响,以保证电网的安全稳定运行。

参考文献

[1]国家电网公司.Q/GDW392—2009风电场接入电网技术规定[S].北京:中国电力出版社,2010.

[2]国家电网公司.Q/GDW432—2010风电调度运行管理规范[S].北京:中国电力出版社,2010.

[3]国家电网公司.Q/GDW588—2011风电功率预测功能规范[S].北京:中国电力出版社,2011.

[4]国家电网公司.Q/GDW432—2010山东电网风电调度管理规定[S].北京:中国电力出版社,2010.

8.并网运行管理实施细则 篇八

[关键词]实验教学同步发电机并网运行

在电机教学中，学生们经常要到电机实验室进行三相交流同步发电机并网实验，以验证同步发电机与电网进行准同期并列运行时需要满足的几个条件。准同期并列法的几个条件是：(1)待并发电机的电Uu和电网电压Uw大小相等；(2)待并发电机的电压和电网电压相位相同；(3)待并发电机的频率和电网频率相等；(4)待并发电机电压的相序和电网电压相序相同。在实验室进行三相交流同步发电机并网实验时，常采用对认识并列条件较直观的灯光法，即暗灯法和旋转灯光法。暗灯法的接线如图1。暗灯法是指接在发电机与电网间的三组灯同时熄灭的瞬间，发电机与电网同步，符合并网条件，在该时刻可以进行并网发电。旋转灯光法接线如图2。旋转灯光法是指灯光旋转到接在同名相上的一盏灯熄灭时(如图2中的A相灯)，发电机与电网同步，符合并网条件。通常情况下，操作者只要把握好符合并网条件的瞬间。按下合闸按钮，即可完成发电机与电网的并网操作，调节原动机的出力就可向电网供电。但有时也有偶然的情况。例如，在一次电机老师组织学生到电机实验室做三相交流同步发电机与电网进行准同期法并列运行实验时，就有一个实验小组不能实现同期并列，发生了非同期并列的情况，使发电机受到了巨大的冲击振动，并变为噪音很大的异步运行。实验只好停止下来，等待查明原因。

一、非同期并网的原因分析

针对实验出现的异常情况，我们首先对接线是否有误进行了检查。经过对连接导线的一一查对，并和与实验接线图上的接线校核，甚至连接线柱上的紧固螺母是否旋紧都进行了检查，没有发现连线错漏或松动造成虚接的情况。接着又按照准同期法并网的四个条件去核对讨论，觉得电压、相位、频率、相序均符合要求，没有发现哪条不对，接线没有错，并网条件又满足，从原理上分析是可以并网的，但试并网时，异常情况依然存在。其后，又从操作方法是否得当去考虑，经过再次慎重地起动，加励升压，每一步操作都非常认真仔细，电压、频率每个数据的调节都按并网条件的要求进行，提前角的把握也恰到好处，当暗灯法的灯光接近黑暗的瞬间，我们果断地按下了并网按钮，结果还是出现原来的异常情况。这说明问题依然存在，因此，可能是设备存在问题。于是，我们又对所有的实验设备进行了检查。通过检查发现，电机没有问题，并网开关没有问题，起动控制的闸刀开关也没有问题，但在查到与电网连接的闸刀开关时，发现闸刀开关下的B相熔丝已经熔断。它就是不能实现同期并网的根源。发现了问题，安装好熔丝，重新进行并网实验，结果一切都很正常，如愿地进行了并网实验。

二、B相熔丝熔断造成非同期并网的原因分析

(一)合闸初始时的情况分析

从实验接线图(见图3)看，合闸初始，由乎电网侧三相闸刀开关K下的B相熔丝熔断，B相开路，并网时发电机即变为AC两相运行。由于两相电压相位不同，有0-2U电压差变化，合闸时有冲击电流，根据理论计算和实验测定，最大时可以达到电机额定电流的20多倍。由于相位差可在0-180。范围之内变动，冲击电流不仅有无功分量，还有有功分量，强大的冲击电流可使发电机定子绕组端都和发电机转轴产生很大的冲击力矩，发出巨大的振动声。

(二)合闸后的情况分析

合闸结束后，在无限大容量电网电压作用下发电机改变了原有的发电功能。变成两相运行的异步电动机。电机缺相运行，且A、C两相电流升高倍，电机转动不平衡，出现严重的振动、噪声和局部异常发热现象，容易烧毁发电机。

三、B相熔丝熔断仍有同期信号出现的分析

由于与电网侧相连接的相灯，是经过闸刀开关K3、K4，再连接到电网闸刀开关K下的熔断器的出线侧。当电网侧B相熔丝熔断，此时电网侧B相开路，B相电网电压传不过来。但是，由于电压表v2和频率表H2是并接在K3出线的三相之间(见图4)，使B相相灯经V2、Hz的并接点，再经V2、Hz的线圈与A、C两相电网电压形成回路，所以B相相灯仍然同其他完好的两相一样，具有同明同暗信号出现，造成同期的假象。

四、对原三相交流同步发电机并网接线图的修改意见

从原三相交流同步发电机并网接线图及出现的异常情况看，原图电网侧三相闸刀开关下的熔断器在电机出线(开关外)发生短路时具有一定的保护电机作用，但熔丝装在闸刀开关内的隐蔽性，使熔丝熔断时不易被发现，也没有明显的特征显示。这就容易造成错觉，会造成非同期并网。为此，可考虑将三相闸刀开关改换上同容量的三相塑壳式自动空气开关(开关的进线侧接在电机侧)，实用性会更好。

由此可见，在实验室里，难免会遇到这样或那样的问题，只要认真查找、分析和研究，问题总会得到有效解决。