海城光伏电站自动化运行规程

海城光伏电站自动化运行规程（共4篇）

篇1：海城光伏电站自动化运行规程

海城光伏电站自动化运行管理规定

2016-11-01发布 2016-12-01实施

XXX电力运营有限公司发布

生产管理

目次

前言...................................................III 1范围...................................................4 2规范性引用文件.........................................4 3总则...................................................5 4职责分工...............................................7 5自动化系统维护管理.....................................11 6自动化系统检修管理.....................................13 7 自动化设备管理制度...................................15 8 定值校核制度.........................................17

II

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前言

本标准是根据苏州中康电力运营有限公司（以下简称中康电力）标准体系工作的需要而编制，是企业标准体系建立和实施的个性标准，目的是为使光伏电站的运行工作标准化、规范化，结合公司目前已运行光伏电站的生产运行经验，特制订本细则，从而规范并加快企业标准体系的完善，适应国家标准和国际先进标准的需要。

本标准由中康电力安全生产部提出并归口管理。本标准起草部门： 本标准起草人： 本标准修改人： 本标准审核人： 本标准批准人：

III

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光伏电站自动化运行管理规定 范围

本标准规定了中康电力所属各光伏电站自动化运行管理职责、内容及方法。

本标准适用于中康电力所属各光伏电站自动化运行管理标准化工作。2 规范性引用文件

中华人民共和国主席令第70号《中华人民共和国安全生产法》 中华人民共和国国务院令第115号《电网调度管理条例》

GB26860—2011 《电业安全工作规程》（发电厂和变电站电气部分）

GB26164.1—2010 《电业安全工作规程》（热力和机械部分）

DLT 544-2012 《电力通信运行管理规程》 DLT 995-2006 《继电保护和电网安全自动装置检验规程》

DLT 721-2013 《配电网自动化系统远方终端》 国家电力监管委员会《电力生产事故调查暂行规定》

国家电力公司国电发[2000]589号《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》

Q/BEIH-217.10-02-2013 《安全生产工作规定》 Q/BEIH-216.09-15-2013 《运行交接班管理规定》

生产管理 总则

3.1 电站自动化系统

电站自动化系统（以下简称自动化系统）是确保电站安全、优质、经济地发供电，提高光伏电站运行管理水平的重要手段。为使自动化系统稳定、可靠运行，特制定本规程。各光伏电站均应遵照执行。

3.2 自动化系统是由主站和各子站（远动终端）经由数据传输通道构成的整体。

3.3 自动化系统主站的主要设备: a.远动装置(远动终端的主机);b.远动专用变送器及其屏柜;c.远动装置到通讯设备接线架端子的专用电缆;d.远动终端的输入和输出回路的专用电缆;e.远动终端专用的电源设备及其连接电缆;f.遥控、遥调执行继电器;g.远动遥信转接屏等.h.光功率预测装置； i.自动有功控制系统AGC； j.无功控制系统SVG;k.电力二次系统安全防护系统主站系统

l.主站系统相关辅助系统（GPS卫星时钟．电网频率采集装置、运行值班报警系统、远动通道检测和配线柜、UPS电源及配电柜等)。3.4 子站的主要设备包括

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a.远动终端设备（RIU）的主机、远动通信工作站； b.配电网自动化系统远方终端；

c.与远动信息采集有关的变送器、交流采样测控单元（包括站控层及间隔层设备）、功率总加器及相应的二次测量回路；

d.接入电能量计量系统的关口计量表计及专用计量屏（柜）、电能量远方终端；

e.电力调度数据网络接入设备和二次系统安全防护设备（包括路由器、数据接口转换器、交换机或集线器、安全防护装置等）； f.相量测量装置(PMU)；

g.向子站自动化系统设备侠电的专用电源设备及其连接电缆（包括不间断电源、直流电源及配电柜）.h.专用的GPS卫星授时装置;i.远动通道专用测试仪及通道防雷保护器；

j.与保护设备、变电站计算机监控系统、电厂监控或分散控制系统(DCS)、通信系统等的接口设备；

k.子站设备间及其到通信设备配线架端子间的专用连接电缆； 3.5 实时计算机数据通信网络已投入正式运行的光伏电站，应制定网内专用的“实时计算机数据通信网络运行管理规程”，以保证通信网络的可靠运行。

3.6 为保证自动化系统不断增加的应用功能的完满实现，各主管机构应及时制定相应的运行运行管理规定。

3.7 各光伏发电厂均应设相应的自动化系统运行管理机构或专职人员。

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要按职责定岗，按标准定员。

3.8 自动化专业人员应具有中专及以上文化水平，并保持相对稳定。骨干技术力量调离岗位时，应事先征求上级自动化系统运行管理机构的意见。对自动化专业人员及其领导要加倍培训，培训以岗位培训和短训班为主。4 职责分工

4.1自动化系统运行管理工作应统一领导、分级管理。各级自动化系统运行管理机构之间是业务领导关系，应相互配合、紧密合作。4.2 国调自动化系统运行管理机构的职责：

a.负责全国省调及以上自动化系统运行情况的统计分析和运行指导工作；

b.贯彻执行上级颁发的各项规程、标准和导则等文件；

c.参加审核网调、直属省调和跨大区联网部分自动化系统的规划和设计；

d.组织或参加有关规程、标准和导则等的制定；

e..参加全国自动化系统的技术交流、推广应用和人员培训； f.参加国调及网、省调自动化系统重大事故的调查和分析，并提出处理意见；

g.负责国调调度自动化设备的运行和维护； h.参加国调自动化系统新设备的调试并组织验收； i.与有关调度互送信息。

4.3 网调自动化系统运行管理机构的职责：

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a.负责网内自动化系统的运行管理和指导工作；

b.贯彻执行上级颁发的各项规程、标准和导则等文件，结合具体情况，编制本网自动化系统的运行规程或检验规程；

c.参加审核网调所辖省调和直属地调的自动化系统的规划和设计； d.参加审核网调所辖范围内新建、扩建工程中自动化部分的设计； e.监督自动化设备与厂、站一次设备同步投入运行 f.负责网调侧调度自动化设备的运行和维护；

i.参加或负责审批网调所辖范围内自动化系统年度更改工程； j.负责所辖范围内自动化系统运行情况的统计和分析，并定期上报和下发；

k.参加网内自动化系统事故的调查、分析和处理，并及时上报； l.负责网调侧自动化新设备的安装、调试和验收，必要时参加组织所辖范围内的验收；

m.与有关调度互送信息。

4.4 省调自动化系统运行管理机构的职责： a.负责省内自动化系统的运行管理和指导工作；

b.贯彻执行上级颁发的各项规程、标准和导则等文件，结合具体情况，编制本省自动化系统；

c,参加审核省调和所辖地调的自动化系统的规划和设计； d.参加审核省调所辖范围内新建、扩建工程中自动化部分的设计； e.监督自动化设备与厂、站一次设备同步投入运行； f.负责省调侧调度自动化设备的运行和维修；

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g.参加或负责审批省调所辖范围内自动化系统年度更改工程； h.负责所辖范围内自动化系统事故的调查、分析和处理，并及时上报； i.编制和审核管辖范围内自动化设备的年度定检计划并及时审批计划外的临检；

j.组织或配合有关部门进行省内所辖自动化系统的考核、评比和专业技术人员的交流、培训等工作；

k,负责省调侧自动化新设备的安装、调试和验收，必要时参加或组织所辖范围内新设备的验收； l,与有关调度互送信息。

4.5 地调自动化系统运行管理机构的职责：

a.负责对地调管辖的自动化系统进行运行维护、调整试验和运行统计分析并定期上报；

b.贯彻执行上级颁发的各项规程、标准、导则和下达的工作部署与要求等文件，编制地调自动化系统的专用运行规程和检修规程；

c.参加编制地调自动化系统的规划，参加审核地调和所辖县调自动化系统的规划和设计；

d.参加审核地调所辖范围内新建、扩建工程中自动化部分的设计； e.监督自动化设备与厂、站一次设备同步投入运行； f.编制并上报地调自动化设备的年度定检计划； g.负责编制地调自动化系统年度更改工程计划；

h.参加审核县调上报的自动化设备年度定检计划，并及时审批计划外的临检；

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i.组织地区内自动化专业人员的培训和技术交流工作，提高人员素质； j.参加地区内自动化系统事故的调查和分析处理，并及时上报； k.负责或参加管辖内或上级调度直调的厂、站端新安装自动化设备投运前的检查和验收； l.与有关调度互送信息。

4.7 县调自动化系统运行管理机构的职责：

a.负责对县内管辖的自动化系统进行运行和维修工作，调整试验及运行统计分析，并定期上报；

b.贯彻执行上级颁发的各项规程、标准、导则和下达的工作部署与要求等文件，编制县内自动化系统的专用规程和检修规程；

c.参加编制县调自动化系统的规划，参加审核县调自动化系统的规划和设计；

d.编制并上报县内自动化设备的年度定检计划； e.参加编制县内自动化系统年度更改工程计划；

f.制定并实施管辖范围内自动化系统的年度定检计划或临检； g.组织县内自动化专业人员的培训和技术交流工作，提高人员素质； h.参加县内自动化系统事故的调查和分析处理，并及时上报； i.负责管辖内新安装自动化设备投运前的检查和验收； j.与有关调度互送信息。

4.8 发电厂自动化班组或专职人员的职责：

a.负责厂、站端自动化设备的运行和维修工作，并按计划进行设备的定期检验工作；

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b.负责运行统计分析工作并按期上报；

c.执行上级颁发的各项规程、规定和下达的工作部署与要求等文件； d.编制各类自动化设备的现场运行规程及使用说明，向电气值班人员介绍自动化设备正常使用的业务知识；

e.编报厂、站年度自动化更改工程计划并负责实施；提出设备临检申请并负责实施；

f.负责或参加新安装自动化设备投运前的检查和验收;g.参加运行维护范围内新建和改（扩）建厂站子站设备各阶段的设计、招评标等工作；

h.负责参加运行维护范围内新建和改（扩）建厂站子站设备的安装、投运前的调试和验收，并参加培训

i.负责运行维护范围内子站设备的安全防护工作

j.提出运行维护范围内子站设备椎时检修（临检）申请并负责实施； k.编制运行维护范围内子站设备年度更新改造工程计划并负责实施； l.负责运行维护范围内子站设备的运行维护、定期检验和运行统计分析并按期上报；

m.参加有调度管辖权调度机构组织的自动化系统技术培训和交流 n.保证向有关调度传送信息的准确性、实时性和可靠性； 自动化系统设备的运行维护管理

5.1 自动化信息的记录内容及运行日志的填写制度

5.1.1结合现场情况建立相应的运行日志，设备缺陷、测试数据等记录薄，生产管理

建立设备台帐。每日上班后对所辖远动设备进行一次巡视和检查，发现问题及时处理，处理不了的应及时向省调调度自动化系统运行值班人员汇报，并做好相应的记录。每日巡视检查内容如下： a.RTU电源指示灯是否正常;b.调制解调器指示灯是否正常;c.CPU板指示灯是否正常;d.遥信板指示灯是否正常;e.控制板指示灯是否正常;5.1.2负责设备运行统计分析并做好记录,按调度要求定期上报 a.每月对RTU电源的+5V、±12V、+24V的电压进行一次测试。b.每月测试一次UPS电源的输入、输出电压。c.检查遥信状态是否与现场实际对应。

d 每半年检查一次远动设备的接地情况，接地电阻不大于1欧姆；接地线与电源线之间的电压不得超过1伏。

e．每月对调度通讯用专用音频通道电平进行测试，并做好记录。f．定期对数据库文件进行备份、清理。5.2运行维护要求

a.运行维护和值班人员应严格执行相关的运行管理制度，保持自动化系统设备机房和周围环境的整齐清洁；在处理自动化系统故障、进行重要测试或操作时，原则上不得进行运行值班人员交接班。

b.自动化系统的专贵人员应定期对自动化系统和设备进行巡视、检查、测试和记录，定期核对自动化信息的准确性，发现异常情况及时处理，做

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好记录并按有关规定要求进行汇报。

c.主站在进行系统的运行维护时，如可能会影响到向调度员提供的自动化信息时，自动化值班人员应提前通知值班调度员，获得准许并办理有关手续后方可进行。如可能会影响到向相关调度机构传送的自动化信息时，应提前通知相关调度机构自动化值班人员并办理有关手续后方可进行。d.厂站在进行有关工作时，如可能会影响到向相关调度机构传送的自动化信息时，应按规定提前通知对其有调度管辖权的调度机构自动化值班人员，自动化值班人员应及时通知值班调度员，获得准许并办理有关手续后方可进行。

e.子站设备运行维护部门应保证设备的正常运行及信息的完整性和正确性，发现故障或接到设备故障通知后，应立即进行处理，并及时报对其有调度管辖权的调度机构自动化值班人员。事后应详细记录故障现象、原因及处理过程，必要时写出分析报告，并报对其有调度管辖权的调度机构自动化管理部门备案。自动化设备的检修管理制度

6.1自动化系统和设备的检修分为计划检修、临时检修和故障检修。计划检修是指对其结构进行更改、软硬件升级、大修等工作；临时检修是指对其运行中出现的异常或缺陷进行处理的工作；故障检修是指对其运行中出现影响系统正常运行的故障进行处理的工作。

6.2自动化系统和设备的年度检修计划应与一次设备的检修计划一同编制和上报．对其有调度管辖权的调度机构自动化管理部门负责进行审核和批复；主站系统由其自动化管理部门提出并报本调度机构的领导审核批

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准。

6.3子站设备的计划检修由计划检修部门至少在2个工作日前提出书面申请．报对其有调度管辖权的调度机构自动化管理部门批准后方可实施。6.4子站设备的临时检修应至少在工作前4h填写自动化系统设备停运申请单，报对其有调度管辖权的调度机构自动化值班人员，经批准后方可实施。

6.5子站设备发生故障后，运行维护人员应立即与对其有调度管辖权的调度机构自动化值班人员取得联系，报告故障情况、影响范围，提出检修工作申请，在得到同意后方可进行工作。情况紧急时，可先进行处理，处理完毕后尽快将故障处理情况报以上调度机构自动化管理部门。6.6设备检修工作开始前，应与对其有调度管辖权的调度机构自动化值班人员联系，得到确认后方可工作，设备恢复运行后，应及时通知以上调度机构的自动化值班人员，并记录和报告设备处理情况，取得认可后方可离开现场。

6.7厂站一次设备退出运行或处于备用、检修状态时，其子站设备（含AGC执行装置）均不得停电或退出运行，有特殊情况确需停电或退出运行时，需提前2个工作日办理设备停运申请。

6.8主站系统的计划检修由自动化部门至少在2个工作日前提出书面申请，经本单位其他部门会签并办理有关手续后方可进行；如可能会影响到向相关调度机构传送的自动化信息时，应提前通知相关调度机构自动化值班人员。

6.9主站系统的临时检修由自动化部门至少在工作前4h提出书面申请，生产管理

经本单位其他部门会签并办理有关手续后方可进行-必要时应经过主管领导批准；如可能会影响到向相关调度机构传送的自动化信息时，应提前通知相关调度机构自动化值班人员。

6.10主站系统的故障检修，由自动化值班人员及时通知本单位相关部门并办理有关手续后方可进行，必要时虚报告主管领导；如影响到向相关调度机构传送的自动化信息时，应及时通知相关调度机构自动化值班人员。7 自动化设备的资料及参数管理制度

7.1新安装的自动化系统和设备必须具备的技术资料：

a.设计单位提供已校正的设计资料（竣工原理图、竣工安装图、技术说明书、远动信息参数表、设备和电缆清册等）；

b.制造厂提供的技术资料（设备和软件的技术说明书、操作手册、软件备份、设备合格证明、质量检测证明、软件使用许可证和出厂试验报告等）； c.工程负责单位提供的工程资料（合同中的技术规范书、设计联络和工程协调会议纪要、工厂验收报告、现场施工调试方案、调整试验报告、遥测信息准确度和遥信信息正确性及响应时间测试记录等）。7.2正式运行的自动化系统和设各应具备下列图纸资料； a.设备的专用检验规程，相关的运行管理规定、办法； b.设计单位提供的设计资料；

c.符合实际情况的现场安装接线图、原理图和现场调试、测试记录； d.设备投入试运行和正式运行的书面批准文件

e.试制或改进的自动化系统设备应有经批准的试制报告或设备改进报告；

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f.各类设备运行记录（如运行日志、现场检测记录、定检或临检报告等；

g.设备故障和处理记录（如设备缺陷记录簿）； h.相关部门间使用的变更通知单和整定通知单；

i.软件资料，文本及说明书、软件介质及软件维护记录簿等。j.运行资料、光和磁记录介质等应由专人管理，应保持齐全、准确，要建立技术资料目录及借阅制度。7.3厂站信息参数管理 信息参数主要有：

a.一次设备编号的信息名称； b.电压和电流互感器的变比

c.变送器或交流采样的输入，输出范围、计算出的遥测满度值及量纲；

d.遥测扫描周期和越阈值；

e.信号的动合，动断触点、信号触点抗抖动的滤波时间设定值； f.事件顺序记录(SOE)的选择设定； g.电厂AGC遥调信号的输出范围和满度值

h.电能量计量装置的参数费率、时段、读写密码、通信号码 i.厂站调度数据网络接入设备和安全设备的IP地址和信息传输地址等

j.向有关调度传输数据的方式、通信规约、数据序位表等参数。

生产管理 定值校核制度

8.1调度继电保护处下发的定值通知单可直接发给运维部，接到定值通知 单后复印并交由下列单位保存：运维部电气专工（一份）、运维部（原件）、值长

（一份）、运行班组（一份）。涉及建设部门定值通知单还应发至建设部门。

注：运维部电气专工保存的继电保护处下发的定值通知单应经总工程师批准。

8.2电气分公司继电保护班接到网调继电保护处下发的通知单应登记造册，通知单必须在限定的日期内执行完毕。

8.3定值调试完毕后，继电人员必须认真填写继电保护记录薄，核对继电保护装置定值与实际定值通知单一致，并向运行人员进行交代执行的定值通知单号、内容、CT变比及注意事项，在通知单“实际执行日期”著名定值修改日期并签字，通知单保存至作废为止。

8.4定值变更后，由继电班向当班运行值班人员交代，运行值班人员应掌握执行的定值通知单号、内容及注意事项。继电班还应打印出输入的定值单，由值长与当班调度核对无误后方可执行，值长在此定值单签字并注明执行时间后在值长处保存。

8.5由我厂相关二级单位计算的定值通知单按程序审批完毕，复印后分别交由下列单位保存：运维部专工（两份）、值长（一份）、相关运行单位（一份）、相关单位（原件）。涉及建设部门定值通知单还应发至建设部门。

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8.6临时定值单执行完毕后立即废除，只在相关单位保存。

8.7本保护原定值通知单废止，只有在新定值通知单正式执行后方可废除，只在相关二级单位保存。

8.8保护改造完毕按新定值通知单投入运行后原定值通知单立即废除。8.9发生故障时相关故障录波器、微机保护、机组DEH及DCS事故追忆打印记录，由专业班组调出并打印，由站行政部及运维部保存。

8.10各种定值通知单及打印记录相关单位要妥善保管。相关单位应熟悉并掌握《继电保护装置运行规程》，并按相关要求执行。

篇2：海城光伏电站自动化运行规程

一、目的

为使员工宿舍保持良好的环境及公共秩序，创造安全舒适的休息场所，规范员工宿舍管理，特制定本规程

二、日常管理

1.各宿舍内应做到物品合理摆放，被褥叠放整齐，被子放在外侧，枕头放在内侧。宿舍椅子摆放在桌子前，贴紧桌子，桌子上物品摆放整齐，桌子上只允许出现水杯，镜子，书本、台历。床下一人一双鞋、一个洗脸盆。2.屋内无人时关灯关水，节约水电。

3.不得擅自调换床位及房间内公共财产物品。4.注意宿舍内安全用电，不得私自改线、接线。

5.必须按时就寝，休息时间不得使用音量过大的音响设备或大声喧闹，以免影响他人休息。夏季6点30起床，其他季节7点起床，晚上11点前熄灯休息。

6.不得损坏宿舍财产及公共设施，如造成损坏，除照价赔偿外，并根据情节轻重予以罚款。

7.不得在公共场所（包括走廊、公用洗手间等）乱扔、乱倒垃圾。8.不得在公共走廊堆放物品，不得随地吐痰、乱倒垃圾，不得在室内饲养宠物。

9.注意宿舍安全，严禁携入易燃易爆物品。

10.宿舍内严禁打架、赌博、吸毒、色情等影响运维人员形象的不良活动。

11.宿舍住宿人员严禁将自行车、摩托车带入楼内。

12.要求各住宿人员严格遵守本规程，对于违反宿舍管理规定者将进行处罚、教育。

本规定自颁布之日起实施。

2017年3月28日

篇3：海城光伏电站自动化运行规程

光伏电站使用效果如何 , 取决于多种因素 , 如设计、建造、设备性能等 , 但最重要的因素是管理 , 甚至可以说三分建设、七分管理。这是因为 : 一方面 , 光伏电站运行可靠 , 极少维护 , 在没有错误使用的情况下 , 几乎可以做到无人职守 , 同时它又是很脆弱的 , 人为的错误使用可以对电站造成无法挽回的破坏。

1 针对电站运行维护方面的有效措施

1.1 建立完善的技术文件管理体系

太阳能光伏发电站的可靠运行离不开完善的技术文件,技术人员做好完善的技术文件数据库,数据库充实了,就能让工作人员有强有力的技术数据库支持,从而进一步保证光伏发电站的更加可靠有效运行。

1.2 建立电站设备技术档案和设计施工图纸档案

太阳能光伏发电站的基本档案主要有工作中的一些各种各样的图纸和验收的文件。包括操作开关、指示说明、一些最基本的工作原理、安装程序、操作步骤和电站的排除故障的资料等等。

1.3 建立电站的信息化管理系统

利用计算机管理系统建立电站信息资料,每一个发电站都要设有各自的数据库。电站的基本信息和电站的动态信息则是数据库的主要内容。交通信息、地理气象信息这类信息属于电站的基本信息。例如,当地人口的数量、当地的交通状况以及一些公共设施都属于电站所在地的具体相关信息。电站的相关信息包括了电站的规模、建设的时间,建设单位和设备参数等问题。除此之外,太阳能光伏设备发电站的主要信息还包括对电站设备遇到问题时的解决办法和累计供电时间和发电量多少等方面的问题。

1.4 建立电站运行期档案

只有做好太阳能光伏发电站运行期档案,才能分析电站运行状况和制定维护方案。维护好的方案是尤其重要的环节,这一环节在日后的电力工作中也会发挥巨大的作用。在电站运行期间,安排专门的人员负责每天的测量和记录,在每天的不同时间段分别测量。其中包含的内容较多且很复杂。日期,记录的时间,每一点都要认真。最重要的还是要记录子方阵的电流和电压情况,以及蓄电池室的温度,蓄电池充电电流、电压等等对太阳能光伏设备影响较大的地方。另外,电站的工作人员在电站出现问题时要立刻作出反应,将电站故障情况详细的记录下来,并协助维修人员做好维修工作。在这些故障都被排除之后,要认真填写《电站故障维护记录表》这张表所包含的内容十分重要,可能为以后的工作留下可靠的可参考资料,能够从很大程度上减少日后花费在这方面的时间。

2 光伏电站运行管理存在的问题

2.1 相关政策法规不健全 , 电价政策迟迟不能出台

由于光伏发电的成本高于常规电网 ,而电站的使用者又是贫困地区的牧民 , 无力支付高额电费 , 没有特殊的电价政策 ,不可能有电站的可持续发展。

2.2 业主不能确定

无相关的政策、法规 , 相关企业在不知业主将要行使的权力和承担的义务 , 尤其是无相关电价政策的情况下 , 不敢冒然承担业主的责任。

2.3 没有真正的电站管理机构

总承建商不是业主 , 只负责电站建设以及建成后3年内的售后服务 , 当地政府也没有被明确赋予电站管理权力 , 电站机手只是个体 , 没有明确向谁负责。所以电站目前没有真正意义上的管理者。

2.4 不能建立完善的管理运行维护体系

目前的电站维护机构总承建商只负责3年的质量保证 , 这就决定了它只进行临时性的管理、维护工作 , 其管理方式也是临时性的 , 不可能建立完善的、长期有效的运行、管理、服务、维护网络。

2.5 电站机手队伍存在问题

1) 由于机手的培训单位总承建商 , 没法直接选择机手 , 致使很多情况下 , 机手选自县城 , 不在电站所在地 , 结果 , 电站机手没有到位或根本无法到位。

2) 总承建商与电站机手隶属关系不明确 , 导致电站运行过程中管理上的脱节 , 使电站不能得到有效的管理维护。

3) 由于没有管理经费 , 有些电站收缴的电费又不足以支付机手的工资 , 使得有些经培训合格后的机手从事其它工作或长期外出 , 人员流失严重。

4) 电站所在地区群众文化水平普遍较低 , 加之是少数民族 , 语言不通 , 交流比较困难。电站机手虽经过严格培训 , 但其技术水准难以达到电站运行管理的实际要求。

2.6 电费收缴困难

电站的电费收取没有相关的政策和规章制度 , 没有价格。各地只能制定临时措施 , 电价五花八门 , 这不仅造成现在的电费收取困难 , 而且势必为将来电价制定后正式收电费埋下了极大的隐患。

2.7 特殊的环境带来的问题

由于独立光伏电站均建设在偏远地区 , 存在地理位置偏僻、信息闭塞、交通不便、经济落后、居民文化素质偏低等实际问题 , 给电站管理造成许多困难 , 带来许多问题。诸如反馈信息不畅通、收缴电费困难、难以做到“以电养电”、巡检难度大、居民对电站设备不爱惜等。

3 针对电站管理方面的有效措施

3.1 确立项目业主并加强管理

太阳能光伏设备投资大、位置偏远,使用群体多数在贫困地区,当地民众素质不高,且在太阳能光伏设备刚开发的几年里,国家并不十分重视这个项目,因此管理更加困难,商业运行难度更大。对于类似于这样的项目,工作人员必须先确定项目业主是谁,业主必须是当地的,而且具有足够强大的经济实力,是独立的法人。与此同时,政府可以进行投资等优惠政策,鼓励更多的企业加入到投资太阳能光伏发电设备的建设中去,以商业化的管理模式,达到双方共赢的局面。

3.2 建立运行分析制度提高员工能力

从事太阳能光伏设备的人员并不多,而精通这方面技术的人员就更少了,因此,国家需要多培养一些这方面的人才,对已有的员工,必须提高他们的工作能力,为太阳能光伏设备的发展提供稳固的条件。想要提高员工的工作能力,提高太阳能光伏设备运行的可靠性,必须要建立可靠的运行分析制度。组织相关部门和人员根据实际情况对电站的运行状况进行改进,有了这个制度,不但将太阳能光伏设备的项目完善了,也为后来的各项工作积累了经验。这样太阳能光伏设备的发展才会更好。

4 结语

篇4：光伏电站运行中存在的问题及对策

关键词：光伏电站电网运行

太阳能是人类取之不尽用之不竭的可再生能源，具有充分的清洁性、绝对的安全性、相对的广泛性和免维护性、资源的充足性及潜在的经济性等优点。太阳能光伏发电系统作为一种在国内新兴的发电项目，具有安全可靠、无噪声、清洁能源以及资源丰富、没有地域界线、建设周期短等特点而成为人们关注的热点之一，它的应用将大幅降低温室气体的排放，减少人类对化石燃料的依赖，有效降低环境污染，与传统化石能源相比较具有明显的环境效益。

1太阳能光伏发电站的主要构件和工作原理

太阳能光伏发电系统是利用半导体界面的光生伏特效应而将光能直接转变为电能的一种技术，其关键元件是太阳能电池板。太阳能电池经过串联后进行封装保护可形成大面积的太阳电池组件，将一定数量的光伏组件组成串，通过直流汇流箱多串汇集，经逆变器逆变与升压变压器升压后，变成符合电网频率和电压等级要求的电源。即由一定数量的光伏组件→直流汇流箱→直流柜→逆变器→升压变压器的组合体构成一个光伏发电单元，由一个或多个光伏发电单元的组合体就构成一个光伏发电站。（如右图）

在公网正常运行的情况下，光伏电站通过逆变器中的防孤岛装置对公网的电压、频率、相位、功率因数等进行不断检测，当检测到逆变器工作时的电压、频率与系统电网相一致，且功率因数又达到设定的要求值时，逆变器自动与系统并网运行，否则，逆变器会一直处于监测过程中。

2光伏电站运行对电网的影响

光伏发电站作为可再生能源发电的重要组成部分，具有波动性和间歇性的特点，运行中的光伏电站易使电网产生谐波污染、电压波动和闪变。

首先，光伏发电站并网运行会对电网产生谐波污染。逆变器的防孤岛保护采用被动检测（检测系统电压、频率）与主动移频，不断地对系统电压、频率进行扰动，在判断是否孤岛运行的同时，也使逆变器产生了谐波污染；另外光伏电站在将直流电能经逆变器转换为与电网同频率、同相位的正弦波交流电能的过程中会产生高次谐波，特别是逆变器输出轻载时，谐波会明显变大，在10%额定出力以下时，电流总谐波畸变率甚至会达到20%以上。因此，在太阳能光伏发电站实际并网时需对其谐波电压（电流）进行测量，检测是否满足国家标准的相关规定，如不满足，则需采取加装滤波装置等相应措施，以避免对公网的电能质量造成污染。

其次，光伏发电站易造成电网的电压闪变。电站的启动和停运与气候条件等因素有关，其不确定性是造成电网电压闪变的重要原因之一；同时，若光伏发电站输出电压突然变化，系统和反馈环节的电压控制设备相互影响也容易直接或间接引起电压闪变。

最后是对系统电压的影响。光伏发电站的电压波动可能是由于出力变化或者电气系统引起，若大量光伏电站接入到配网的终端或馈线末端，由于存在反向的潮流，电站电流通过馈线阻抗产生的压降将使沿馈线的各负荷节点处电压被抬高，导致一些负荷节点的电压越限。另外，光伏发电站输出电流的变化也会引起电压波动，当光伏发电站容量较大时，将会加剧电压的波动，可能引起电压、无功调节装置的频繁动作，加大配电网电压的调整难度。

3运行前期存在的问题及对策

太阳能光伏发电站的并网运行目前在国内属于新兴事物，是大势所趋。虽然光伏企业及电力部门都在积极探索中，但因缺乏经验及参考资料有限等原因，双方配合起来还是困难重重。首先，光伏企业让非电力专业的厂家来安装调试专业监控信号，专业术语沟通困难，造成远动信息对接不规范；其次光伏企业电工属临时招聘，业务技能有限且水平参差不齐，造成操作管理困难；再次光伏企业领导对电力行业标准了解甚少，安装设备不达标、不规范，建站前期与电力企业缺乏沟通，工程草草了事后又急于验收送电，结果适得其反，造成一项工程重复验收、多次改动的被动局面，给双方的人力、物力、财力都造成了不必要的浪费。目前偃师电网除已经并网运行的阿特斯15个接入点30兆瓦光伏发电站外，方孔光伏电站的11个接入点20兆瓦分布式光伏发电项目也正在紧锣密鼓进行中，并网运行已指日可待。为此我们及时总结经验，吸取教训，组织有关人员编写了分布式光伏电站新设备并网的管理规定，以此规范光伏电站的并网运行，保证与之并网的公网安全；另一方面也给新建的光伏电站提供参考，使其在建设过程中尽量规范，少走弯路。

4运行中出现的问题及对策

太阳能光伏电站本身是依靠太阳光照进行发电，天气的阴晴、太阳光照时间的长短、光照紫外线的强弱及所处环境对太阳能板的污染程度等都对光伏电站的发电量影响很大。因前期运行的阿特斯光伏电站没有设计储能设备，所发电量即发即用，一天中产生的负荷曲线、功率因数等也随日出日落而变化明显，这对安全、可靠、稳定运行的电力系统来说无疑是一个致命的弱点。

公司调度管辖范围内的30MW分布式光伏发电项目，目前已并网运行15个发电站，分别通过10kV#1英岳线、2英岳线、2潘谷线、岳后线上网。其中一条10kV#1英岳线上光伏发电站的接入点就有10个之多，但接入容量仅10.75MW，属于典型的接入点多面广容量小的接线方式，给上网线路的安全、稳定、可靠运行带来了一定的负作用，直接导致线路工作时倒闸操作量大，停、送电时间延长，检修维护麻烦以及线路跳闸时故障点查找困难等诸多问题，同时也给调控值班员平时的工作增加了难度。

按照国家标准光伏电站均配置有防孤岛保护。在公网突然失电时，防孤岛保护将在2s内动作将逆变器停运。由于阿特斯光伏电站目前并网运行的逆变器多达56台，逆变器防孤岛保护采用被动检测与主动移频相结合的检测方法，理论上任何单台运行的逆变器在公网断电时均能立即并可靠动作将逆变器停止运行，但多台逆变器并列运行时的防孤岛保护动作可靠性问题目前在行业内尚无成熟结论。

实际运行中，我们曾对接入点较少的2潘谷线做过防孤岛保护的可靠性测试。断开2潘谷1开关后发现2潘谷线上所带光伏电站的电压、电流、有功、无功等数据仍呈动态变化，且变化时间超过3分钟，3分钟后光伏电站远动中断，因此无法确定2潘谷线孤网运行的具体时间。

由于并列运行的多台逆变器防孤岛保护在一定条件下存在死区（逆变器型号不同时情况更严重），在上网线路断电时极易造成孤网运行。投入重合闸的10kV或35kV并网线路在发生瞬时故障时，由于10kV和35kV开关均不具备检同期能力，又极易造成非同期合闸，这将直接威胁开关、线路和主变的安全。

另外光伏电站的运行值班人员全部是从社会上临时招聘，业务技能参差不齐且能力有限，这就造成对调度指令的理解和执行均存在较大难度。

同时，光伏发电站并网的逆变器易产生高次谐波、三相电流不平衡等问题。通过对阿特斯光伏电站并网运行一段时间的观察，发现天气越晴朗，电压波动越小，雾霾天气对公网变电站的母线电压波动峰值及频率均影响较大。具体如下：

①公网变电站10kV母线电压波动与所带的光伏电站并网容量有关，容量越大，母线电压波动越严重。②公网变电站10kV母线电压波动与天气密切相关，在高辐照度情况下，光伏电站并网时电压波动甚微，在低辐照度情况下，光伏电站并网时会出现电压波动，而且辐照度越低，电压波动越严重。③公网变电站10kV消弧线圈投入后，未能抑制该10kV母线电压波动情况，说明该情况为线性谐振的可能性不大，是否与公网变电站10kV系统其他设备共同作用形成铁磁谐振或参数谐振还有待于思考。

针对运行中存在的问题，我们先后多次组织公司和光伏企业有关人员一起进行讨论、分析，并最终形成了行之有效的解决问题的办法。

①由于1英岳线上接入点太多，每次工作时都提前与有关部室及配电所沟通，采取集中人力、物力共同操作的方法，尽量缩短操作时间。②针对光伏电站的孤岛运行问题，要求新建的伊滨区方孔光伏电站接入同一变电站的逆变器尽量采用统一型号；单条线路的光伏接入点应尽可能的减少；接入点开关应具备远方操作功能且遥信功能准确可靠，保证在公网断电的情况下能够远方操作。③对非同期合闸问题，我们制订了《光伏电站运行管理办法》，明确接有光伏电站的上网线路两端重合闸退出运行，以解决非同期合闸问题。④针对光伏电站人员素质参差不齐问题，我们有针对性地对光伏电站值班员进行了专项培训，并随时解答他们提出的问题。⑤为了解决上网变电站母线电压波动问题，我们与阿特斯光伏电站的有关技术人员进行了多次沟通，最终确定在每个逆变器上加装滤波器，使其在检测系统电压和频率的同时，滤波装置能先将检测到的不符合电网运行要求的高次谐波滤掉，再进行直流变交流的转换，从而达到滤高次、通标准谐波的目的。

经过一段时间的运行观察和调整，目前已经并网运行的15个光伏电站全部运行平稳、可靠，公网变电站的母线电压也基本保持在合格范围内，达到了预期的效果。

参考文献：

[1]李烨.光伏电站有功功率控制策略研究[D].电子科技大学，2013.

[2]彭玉利.太阳能光伏发电技术应用综述[J].河南科技，2012（19）.