1、管理薄弱，责任划分不清晰。

由于所有权比较复杂，电网对地方电厂的管理比较薄弱，责任划分不清晰.地方电厂只根据自己的利益和需要决定是否并网和投切机，往往在系统最需要电力支撑的时候退出电网，使情况进一步恶化。因此，需要进一步加强统一调度，完善保护和控制手段。

2、对地方电厂并网的影响缺乏全面的评估。

地方电厂为了利用电网的备用容量或将剩余的电量上网销售，大多都要求并网运行，但供电企业对地方电厂并网后给电力系统在安全稳定、潮流分布、电能质量、供电可靠性、网络损耗、保护配置等方面带来的影响并没有全面可靠的评价方案。

3、缺乏经济评估方案。

由于技术问题，小电厂的发电成本要高于大型电厂，但是它靠近负荷中心，不需要远距离传输，减少了线路损耗，其自身希望多发电。而调度部门要考虑核个电网的经济效益，对其发电量进行控制，急需制定经济效益分析评估方案，确定利益分摊原则。

4、信息采集系统不完善。

很多地方电厂没有安装遥测、遥信设备，缺乏信息检测.调度部门难以获取地方电厂的实时信息，对并网电厂实时运行工况和状态不能及时掌握。发生问题以后，地方电厂的情况有时不能及时上报，使事故处理时间延长。

为了电网和并网发电厂的安全运行，进一步提高并网发电厂自动化系统的安全运行水平，有必要对自动化系统安全稳定运行作一些研究和分析。

并网电厂系统功能分类

发电厂通常包括:机组级自动化控制系统(DCS); 自动化网控系统(NCS)或远动装置(RTU); 实时生产过程管理系统(SIS); 综合信息管理系统(MIS); 功角量测装置(PMU); 上网电量计费系统; 负荷考核管理系统; 发电报价辅助决策系统等。

并网电厂系统安全分区

(1)机组级自动化控制系统(DCS), DCS是为机组级自动化服务，主要是控制功能，强调是运行的准确、稳定性和安全性为目标，数据加工及保存有限制，它属于控制区即安全I区。

(2)计算机网控系统(NCS)或远动装置(RTU ) ,NCS或RTU具有信息采集和监控功能，对下采集全厂实时信息和输出遥控遥调信号，对上发送实时信息接收AGC/AVC控制调节命令，属于控制区即安全I区。功角量测(PMU )也属于I区。

(3)上网电量计费系统具有信息采集及数据上传功能，强调数据采集的准确性，只采不控。属于非控制区即安全II区。

(4)发电报价辅助决策系统，主要功能通过市场运作，参与市场竞价交易报价及获取市场信息等，无控制功能属于安全II区。

(5)实时生产过程管理系统(SIS), SIS强调实时生产过程管理，主要功能是生产过程信息监视，统计、分析;全厂调度和机组负荷优化分配，设备状态检测及故障诊断等功能，是全厂实时生产运行管理中心，属于生产信息管理区即安全III区。

(6)负荷考核管理系统主要用于发电计划，检修单等业务，属于安全III区。

(7)综合信息管理系统(MIS) , MIS主要用于全厂运营、生产和行政管理，完成经营管理和财务管理服务。属于管理信息区即安全IV区。

并网电厂自动电压控制

为了保证电能质量，并网发电厂应按照调度运行要求装设自动电压控制(AVC)装置，参加电网的自动电压控制，使AVC装置各项性能满足电网运行的需要。

现有自动电压控制系统结构

(1)基于PLC的AVC独立装置，上连RTU下连调节器。一套AVC装置配1台上位机，每台机组配1个下位机。

上位机功能:通过RTU向主站发送AVC实时信息，接收主站EMS系统下发的AVC遥控指令、AVC遥调目标电压指令。根据主站下发的目标电压指令，完成多台机组控制量的优化分配，输出各机组目标无功到下位机。

下位机功能:采集有关AVC信息。上位机将机组目标无功送到下位机后，经PLC闭环控制程序输出励磁增减脉冲，通过调节机组励磁，改变电厂高压侧母线电压，达到控制目标。

正常运行时主站每隔5 min下发一次AVC遥调指令，如通信中断时间超过15 min,AVC远方调节程序自动退出进人就地控制，调节指令取自电压计划曲线。当收到主站AVC投人命令，AVC控制由就地切换到远方控制。反之，收到AVC退出命令时AVC控制由远方切换到就地控制。

(2) RTU AVC一体化装置。AVC程序分为上位机模块和下位机模块，2个模块同时嵌人到RTU主模块中。RTU接收主站EMS系统下发的AVC投人遥控指令、AVC遥调目标电压指令，经AVC程序合理分配，通过AVC控制输出板输出励磁增减脉冲调节机组励磁，改变电厂高压侧母线电压，达到控制目标要求。

安全保护措施

AVC装置应具有自保护功能，例如:与主站通信中断、AVC指令超出偏差、母线电压越限、机端电压越限、机组投退等应具有合理的安全保护逻辑设计，超出保护范围给出报警信息并退出AVC控制。 2100433B

小电厂并网接入电网方式有两种:

①35 kV或10 kV单回线与系统并网，例如清徐美锦电厂、伸华电厂、汾河一、二库水电站等;

②通过35 kV双回线与系统并网，例如如东山电厂、同舟电厂、煤气化研石电厂等。

在单回线或双回线与系统并网但双回线分裂运行的情况下发生并网小电厂系统接地故障时，分两种情况。一种是如果是小电厂侧设备故障造成，则由小电厂自行处理。另一种是如果是并网线路造成的，则又分两种处理方法:

①小电厂孤网运行，并网线路停电处理，例如运行中遇到的某相弓子线烧断搭在横担上造成接地;

②小电厂机组解列，并网线路停电处理。以上两种处理方法视具体情况而定。

对待并入电力系统运行的独立发电厂或小电力系统的并网请求、并网条件与并网后的运行调度等进行的监督检查活动。并网管理的目的，是为了保障电力系统安全稳定运行和电能质量。利用小水电、地热、风能、地方燃料(小窑煤)等资源建设的发电厂、企业自备电厂以及以上述发电厂为电源的地方电力系统，一般受资源与地区局限性的制约，建设规模较小，发电出力不稳，供电质量较差，电力余缺调节能力差，抗御事故与负荷冲击能力很弱，发电厂和电力系统的安全可靠运行得不到保证，地区的经济发展也受到制约。独立发电厂或小电力系统与相邻电力系统实行并网运行可以有效地克服上述缺点，并可使地方资源得到充分利用。并网管理的主要内容是：受理并网申请，确定并网方案，签订并网协议及并网电量购销合同，按照规定进行运行调度与安全监督。

并网受理并网申请

独立运行的发电厂或小电力系统拟并网运行时，应向当地电网经营企业提出书面并网申请，并提供上级批准的文件。并网申请书应说明并网的理由、并网发电厂或电力系统的规模、地址或供电区域、供电对象、资金与资产、主要设备或供电网络、交换的功率与电量、要求并网日期等内容。要求并网的发电厂或电力系统应具有可靠的通信联络设施、并网与解网装置和保证安全的继电保护装置， 有合格的运行管理人员和完整的规章制度。

并网确定并网方案

电网经营企业根据电力系统结构和电力系统发展规划，对并网申请进行审查，提出合理的并网方案， 并书面答复申请并网的发电厂或电力系统。并网发电厂或电力系统要按电网经营企业批复的并网方案， 进行接入电力系统的联网工程设计与施工。并网方案包括：确定并网电压，确定并网的变电所或线路，确定并网设备台数和容量，确定接入电力系统的联网工程要求， 确定继电保护配合方案和并网运行方案，确定计量方式，确定通信调度方案，确定电价与电费结算方式等内容。

并网签订并网协议及并网电量购销合同

电网经营企业与并网发电厂应根据国家法律、行政法规和有关规定，签订并网协议，并在并网发电前签订并网电量购销合同。并网协议中规定的并网双方的权利、义务是：有共同享有并网运行效益的权利，并承担调峰、调频和事故备用义务；并网发电厂或电力系统应承担接入电力系统的联网工程的建设和运行责任， 当并网发电厂或电力系统事故或检修时，电力部门应向其提供电力；并网发电厂或电力系统应服从电力调度部门的统一调度，遵守电力行业的规章，按上网电量依法取得收益；违反并网协议时， 违约方应承担相应的经济责任。

并网电量购销合同应当具备的条款是：并网方式、电能质量和发电时间；并网发电容量、年发电利用小时和年上网电量；计量方式和上网电价、电费结算方式；电网提供的备用容量及计费标准；合同的有效期限；违约责任；双方认为必须规定的其他事宜。

并网并网运行管理

对并网发电厂或电力系统的运行管理，一般是通过电力调度部门实施的，主要对并网发电厂或电力系统的停机、开机、倒闸操作、有功与无功出力调整、继电保护装置投入或退出、计划检修安排、电气事故处理等项工作进行调度指挥。 2100433B

并网光伏并网方式

我国GB/T19939—2005标准根据光伏发电系统是否允许通过供电区的变压器向高压电网送电，分为可逆流和不可逆流2种并网方式，但并未对光伏发电系统的并网容量和接入电压等级进行详细规定。

国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》中，根据光伏电站接入电网的电压等级（0.4kV、10~35kV、66 kV）将光伏电站划分为小型 、中型和大型 ，但没有明确光伏电站的容量。IEEE929—2000中对小型、中型和大型光伏发电系统的容量分别规定为≤10kW、10～500kW和≥500kW。建议我国在制定标准时可以参考国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》、IEEE929和日本的相关规定，综合考虑光伏发电系统输出容量和受电电力容量，选择合适的并网电压等级和电气设备。

并网风电并网方式

目前，国内外的风力发电大多是以风电场形式大规模集中接入电网。考虑到不同的风力发电机组工作原理不同，因此其并网方式也有区别。国内风电场常用机型主要包括异步风力发电机、双馈异步风力发电机、直驱式交流永磁同步发电机、高压同步发电机等。同步风力发电机的主要并网方式是准同步和自同步并网；异步风力发电机组的并网方式则主要有直接并网、降压并网、准同期并网和晶闸管软并网等。

各种并网方式都有其自身的优缺点，根据实际所采用的风电机组类型和具体并网要求选择最恰当的并网方式，可以减小风电机组并网时对电网的冲击，保证电网的安全稳定运行。

我国在制定风力发电并网国家标准GB/Z19963—2005时，只考虑到当时的风电规模和机组的制造水平，是一个很低的标准。近年来风电事业发展迅速，整体呈现大规模、远距离、高电压、集中接入的特点，对电网的渗透率越来越高，为使风电成为一种能预测、能控制、抗干扰的电网友好型优质电源，有必要对原有标准进行升级完善。