并网申请书（精选多篇）

推荐第1篇：某项目并网申请书（定稿）

XXX项目并网申请书

一、工程概况

*****项目工程地处****县******区域，本期建设的****项目使用***机组（发电单元）**台，单机容量均为***MW，总装机容量为****MW。

介绍目前已经取得的政府（项目核准文件或备案文件、国土、质检、环保部门的审批文件、电监部门发电业务许可证办理情况）和电网企业的支持性文件（接入系统、电能质量、初步设计审查意见）情况。

二、工程建设进度现状

1、升压站电气设备安装调试情况

说明安装调试进度及预计具备与调度联调的时间。

2、发电机组（单元）及汇集线系统安装调试情况 说明发电机组（单元）及汇集线系统安装及静态调试进度及计划结束时间。

3、质检情况

说明质检工作开展情况。

4、送出通道建设情况（如为业主投资）

说送出通道建设情况情况及计划结束时间，线路实测参数工作计划。

三、调试方案及计划

介绍与冀北、承德公司相关并网调度协议、购售电合同、物价局电价批文等手续办理情况。预计并网时间****。

现向****调控机构提出并网申请，望批准。

*****公司 年

月

日

推荐第2篇：发电机组并网安全性评价申请书

申

请

表

发电厂名称：

申请日期：年月日

附：发电机组并网安全性评价自评报告一份（报告格式如下）

机组并网安全性评价

自查报告

发电厂机组并网安全性评价自查报告

一、基本情况概述

包括：电厂基本情况介绍、安评组织机构情况的介绍；装机容量和并网机组的情况介绍、主要设备介绍等。

二、查评概况

包括：总体自查情况介绍、分专业情况介绍、对存在的问题的分析及采取的整改措施等

三、

必备条件

四、

评分项目

推荐第3篇：并网申请

2014 017

关于青海省乐都县青崖埂水电站投运并网申请

海东供电公司电网调度中心：

我公司投资建设的青崖埂水电站位于青海省海东市乐都区境内的黄河一级支流湟水河上，现申请电站建成后并入青海电网公司所辖电网运行，服从电网统一调度管理。该电站项目基本情况如下：

1、电站位置：青海省海东市乐都区洪水镇，属黄河一级支流湟水河。

2、电站基本参数：总装机2*5000 kw，保证出力3197KW，多年平均发电量4200万kw〃h，年利用小时数4200h。

3、电站为径流引水式电站，以发电为主，引水枢纽正常水位1899.3m，电站设计水头13.3米，设计引水流量86.78m3/s。

4、电站于2010年9月开工建设，静态总投资约9000万元。目前电站主体工程建设、变电涉网工程的建设、变电涉网设备的安装调试、送电线路、以及电网侧间隔等

一、二次设备安装调试均已完成，具备并网条件，申请于9月25日并网发电。

特此申请！

西宁城西源水力水电开发有限公司

2014年9月24日

推荐第4篇：并网,自查报告

篇一：光伏并网安全性评价自查报告 青海百科光电有限责任公司格尔木光伏电站 并网安全性评价自查报告 批准：王建同 审核：田永林

编制：李如林

百科格尔木10mwp并网光伏电站

二、自查依据

1、国家法规、法令及行政管理部门规定

2、现行国家及行业、专业建设标准

3、国家电力监管委员会、原能源部、原国家电力公司、西北电监局文件

4、西北电监局太阳能电站并网安全条件及评价标准（2012.2）

5、青海百科光电有限责任公司格尔木光伏电站安全规章制度

6、青海百科光电有限责任公司格尔木光伏电站安全生产管理制度

三、自查工作开展情况

光伏电站并网安全性评价工作，是电力行业安全生产监督管理工作的重要组成部分，是实现对并网太阳能电站安全保障能力的全面诊断和评价，对确保电网和并网太阳能电站的安全稳定运行十分重要。通过并网安全性评价工作，可以对并网设备的技术状况、专业管理、运行管理等多方面进行客观、系统、全面的对照评价并可进行定性、定量分析。通过并网安全性评价工作，可以合理评估电站对电网系统安全性的影响，查出隐患和危险因素，制度切实可行的措施，实现事故的超前预防和控制，从而达到减少和消灭事故的目的。通过并网安全性评价工作，可以提高安全管理水平，从而提高可靠性指标、经济技术指标、安全生产等各项指标，降低发电成本，实现商业化运营的可靠保障。

有鉴于此，我站的并网安全性评价自查报告至始至终是贯彻执行上级行业主管单位有关文件精神下，结合本站实际情况展开起来的一项重要的安全管理工作。它是务实电站安全生产基础的重要手段，保障电站安全稳定运行的安全法则。我站积极响应并开展了以下自查自纠的安全改进管理工作。

1、认真落实青海省电力行业协会关于西北电监局《太阳能电站并网安全条件及评价标准》的宣贯工作。

2、组织全体运行人员学习《太阳能电站并网安全条件及评价标准》全部内容并进行考核。

3、安排专人负责安全自查自纠报告所需资料的收集整理工作（实验报告、设计文件、图纸及厂家资料，设备台账等。）

4、对前期基建工程中遗留的缺陷及时督促和跟踪epc项目部安排消缺，实施闭环管理。

5、成立安全组织机构，进一步加强和积极开展各项安全生产工作。

6、派人到电监局、安监局和行协参加安全培训学习。

7、鼓励员工积极报考国家注册安全工程师和安全评价师。

8、建立健全各项制度，及时编制各类运行报表。

9、定期开展安全活动及运行分析会。

10、完善光伏电站现场运行应急预案，细化各项预防措施。

11、制定并完善年度安全性工作计划。

12、申请电站安全经费，确保电站安全工作的有序开展。

13、定期开展技术讲座和学习国网公司09版安规以及提前组织宣贯学习国标gb20860-2011《电力安全工作规程》（发电厂和变电站电气部分）。

14、将光伏电站并网安全性评价自查工作与现场实际操作和生产管理相结合，提升电站安全运行业务水平。

15、积极主动与行协和电监局相关部门负责人进行沟通，及时反馈信息。将光伏并网电站的安全评价工作长期、持续开展下去，促进光伏电站安全行业管理水平的不断提高。

16、我站的并网安全性评价自查报告履行编审批程序并报上级组织备案。

四、安全性评价项目自查情况必备项目17项自查情况 4.1安全生产管理（5项） 4.2电气一次（4项） 5查评项目

篇二：水电站并网安全自查报告

双窑湾一号水电站发电机组 并网安全性评价自评报告

武威市永全发电有限责任公司

2014年7月30日根据国家能源局[2014]62号文，关于印发《发电机组并网安全性评价管理办法》的通知，2014年7月对武威市永全发电有限责任公司双窑湾一号水电站（机组容量2×2.3+1mw）开展并网机组安全性评价工作，武威市永全发电有限责任公司及时安排开展双窑湾一号电站机组并网安全性评价工作，自查情况汇报如下：

双窑湾一号水电站位于甘肃省武威市凉州区西营镇五沟村境内的西营河上，是一座引用河床径流的引水式水电站。电站距上游九条岭电站3公里，下游距银溪水电站10.68公里，电站海拔2128米。对外交通主要与武九公路相连，距武威市区52公里。

电站装机容量5.6mw，安装二台2.3mw、一台1mw的混流卧式机组。发电引用流量16.8m/s，最大发电水头43m，最小发电水头40m，装机年利用小时数4254.8h，保证出力5600kw，多年平均发电量为2382.70万kw〃h ，电能为35kv三机一变一线送出接皇台变电所。工程等级为ⅴ等小(2)型，主要建筑物由引水枢纽、引水隧洞、引水明渠、压力前池、、发电厂房、升压站等组成。 工程主要参建单位

⑴建设管理单位：武威市永全发电有限责任公司 ⑵设计单位：

31、武威市水利水电勘测设计院（整站设计）

2、武威新源电力设计所（间隔、线路设计） ⑶监理单位：青海智鑫电力监理咨询有限公司 ⑷主要施工单位：武威市水利水电工程公司 ⑸质量监督单位：甘肃省电力建设工程质量监督中心站。

2005年11月甘肃省武威市凉州区发展计划局批准双窑湾一号水电站开工兴建，2007年6月电站工程正式开工。2014年6月23日由武威供电公司组织相关部门对水电站涉网工程进行验收。

双窑湾一号水电站1f、2f、3f分别于于2014年6月28日全部投产发电。

二、电站主要机电设备配备概况

（一）水轮机 水轮机主要参数

（二）水轮发电机 发电机主要参数表

（三）变压器

电站为三台发电机共用一台主变压器，主变低压侧与发电机出口母线电缆线连接，变压器中性点接地方式为直接接地方式。 变压器主要参数

（四）35kv开关 35kv开关主要参数 篇三：青海并网安全性评价自查报告

青海盐湖集团凯美克电站

青海并网安全性评价自评价报告

青海盐湖集团化工分公司供热中心 2011年5月 目 录

一、电厂概述„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„3

二、并网安全性评价自评价工作的开展情况„„„„„„„3

三、自评价情况„„„„„„„„„„„„„„„„„„„5

四、自评价结论 „„„„„„„„„„„„„„„„„„23

五、自评价整改情况 „„„„„„„„„„„„„„„„26

六、意见和建议 „„„„„„„„„„„„„„„„„„27 凯美克电站并网安全性评价自评价报告

一、电厂概述

凯美克电站是青海盐湖资源综合利用项目的配套项目，青海盐湖资源综合利用项目是盐湖集团根据企业可持续发展战略需要和青海省委、省政府关于建立柴达木循环经济试验区的总体部署在“十一五”期间规划实施的项目。该项目的建设对推动青海工业战略性结构调整、推进循环经济区的发展具有十分重要而积极的意义。

凯美克电站是整个综合利用项目的动力输出单位，承担着为化工项目提供合格的电能、热能及

一、二级除盐水的任务。一期装机容量100mw,配臵为3炉+2机。 三台由东方锅炉厂生产的dg250/9.8-ⅱ1型循环流化床锅炉，二台由武汉轮机厂生产的cc50-8.83/4.12/1.275型高压单缸、冲动、双抽汽凝汽式汽轮机，二台由武汉汽轮发电机生产的qf-60-2型汽轮发电机。总投资概算为6.9亿元。供热中心项目于2004年底正式立项，2005年9月开始动工建设。

二、并网安全性评价自评价工作的开展情况 根据《电力监管条例》、国家电监会《发电机组并网安全性评价管理办法》、西北电监局《西北区域电力安全生产监管实施办法》《、西北区域发电机组并网安全性评价管理实施办法》《、西北区域发电机组并网安全性评价标准》，我公司成立了由供热中心（凯美克电站）任组长的工作小组，盐湖集团化工公司各部门负责人、专业人员参加的盐湖集团凯美克电站并网安全性评价组织机构。为做好我公司#

1、#2汽轮发电机组的并网安全性评价工作，逐步建立和完善并网运行管理的长效机制，保障机组的安全、稳定运行，根据《西北区域发电机组并网安全性评价管理实施办法》、《西北区域发电机组并网安全性评价标准》的要求，领导小组负责并网安全性评价的整体管理、决策和协调工作。根据我公司部门和人员实际配臵情况，工作小组下设专业组: 电气一次组、自动化组、通信组、管理组。明确要求电气专业应严格按照国家、行业有关规程、规范、技术标准等进行查评，积极开展并网安全性评价工作。 主要开展情况如下：

2010年11月开始进行并网安全性评价工作的宣传、发动； 2010年12月份开展并网安全性评价技术准备工作，对设备进行摸底，对管理实施回头看，对参与评价的人员进行培训。 2011年2月开展并网安全性评价自查工作，首先是班组、部门自查自评阶段，按照《西北区域发电机组并网安全性评价标准》，电气专业认真开展了自下而上的自查自评，在自评过程中我们坚持边查边改的原则，对暂不能整改的列出了整改计划和专项申请报告，制定出了安全技术措施。我公司利用机组检修机会，对在自查过程中发现的问题及时整改。本次查评所有参加人员能够本着实是求是的原则，严肃认真，较为真实地查出了涉网设备、专业管理等范围内潜在的危险因素，为彻底摸清我厂并网设备和系统的安全风险奠定了基础。

通过这一阶段的工作，大力贯彻边检查边整改的原则，与平时的设备维护、预防性试验和消缺工作紧密结合在一起，将较大的缺陷、隐患列入机组的消缺任务单，公司统筹落实资金到位和人、物到位。对一时不能解决的问题有预防措施，积极讨论有关整改方案，初步实现了事故的预控。并网安评工作逐步进入良性循环。

在电气专业查评的基础上，公司于3上旬和下旬分别组织了一次查评验收工作，分别组织有关人员逐条查对，将查评结果进行了汇总，确定了下一阶段的整改内容、措施，同时进一步明确了整改期限。在整个评价过程中，我们本着边检查、边整改、边健全、边完善的原则，使评价准备工作与安全生产工作相互促进。通过多次自查整改，最终于2011年5月20日形成了上报西北电监局的《青海盐湖集团凯美克发电厂并网安全性自评价报告》。

三、自评价情况

根据《电力监管条例》、国家电监会《发电机组并网安全性评价管理办法》、西北电监局《西北区域电力安全生产监管实施办法》《、西北区域发电机组并网安全性评价管理实施办法》《、西北区域发电机组并网安全性评价标准》，我公司组织进行了并网安全性评价自查，包括必备条件24大项，查评项目按专业分为安全生产管理、电气一次、二次保护、通讯及调度自动化、热控、汽机、锅炉、金属、环保和化学共计十个专业。

（一）必备条件部分

1、青海盐湖集团100万吨钾肥综合利用项目供热中心一期工程经国家发展计划委员会计办产业[2002]号《国家计委办公厅关于100

推荐第5篇：并网监理工作汇报

龙源通榆风电三期(49.3MW)工程 监理情况汇报

龙源通榆风电三期（49.3MW）工程并网验收委员会：

我代表北京华联电力监理公司吉林龙源通榆风电工程监理部，向各位领导汇报龙源（通榆）三期风电工程开展监理工作以来的情况。

一、工程概况

龙源通榆风电三期（49.3MW）工程地点位于吉林省通榆县同发畜牧场，地势平坦，是吉林省风能储量最丰富的地区之一。

风场设计装机容量为49.3MW，共58台G58-850kW风机，场内35kV线路48.34km。220kV升压站扩建工程包括一台220/35kV、50MVA主变压器及对应的220kV设备，4个35kV出线间隔及无功补偿装置。

二、工程项目建设组织

建 设 单 位: 龙源（通榆）风力发电有限公司 设 计 单 位: 新疆风电工程设计咨询有限责任公司 吉林省电力勘测设计院

监 理 单 位：北京华联电力工程监理公司 基础施工单位：吉林省送变电工程公司 安装施工单位：白城城原电力工程有限责任公司 线路施工单位：吉林省百强电力工程有限责任公司 升压站施工单位: 吉林省百强电力工程有限责任公司

三、监理工作目标 3.1 监理工作总目标

按照要求，实现合同履约率100%，监理服务到位率100%，业主满意

- 1龙源通榆风电三期(49.3MW)工程 监理情况汇报

数码相机2台，车辆2台及必要的检测工器具和足够的规程规范，办公设施能够满足监理工作需要。

五、监理服务项目及范围

服务项目：制定监理规划和实施细则，建立完善的监理程序和行政管理系统，提供建设监理的全部服务。按监理合同进行建设监理，控制工程质量、进度、成本、安全等，同时做好合同、信息管理及协调好各参建单位之间的工作关系。

服务范围：场内道路、场内35kV线路及箱变安装、风机基础及箱变基础、风机的吊装安全、升压站扩建等工程的监理工作，监理合同中业主赋予的其它工作。

六、工程进展及工程验收情况：

目前已完成升压站扩建工程和57台风机吊装工作，2009年4月17日吉林省电力建设工程质量监督中心站对投运范围内工程进行了监督检查，验收合格，具备调试启动条件。

七、开展监理工作情况

进场后，依照监理大纲、监理合同和现场实际情况编制了监理规划、监理细则。从施工管理的“事前、事中、事后”三阶段，结合对 “人、机、料、法、环”施工过程全面监督管理，贯彻“四控两管一协调”监理职责，确保了工程目标的实现。

督促参加了建设单位组织的设计交底和施工图会审，对图纸中存在的问题提出了监理意见；审查了施工单位主要管理人员的资质、从事特

- 3龙源通榆风电三期(49.3MW)工程 监理情况汇报

总体评价：工程原材料、构配件、设备全部合格，施工过程质量控制有效，混凝土强度合格，混凝土外观及尺寸偏差在允许范围内；电气安装工程充油充气设备无渗漏，设备接地可靠，开关动作正确，二次接线规范，电缆敷设排列整齐顺直，弧度一致，已经验收的分项分部工程全部合格。

九、监理结论

本工程在各参建单位的共同努力下，220kV升压站扩建部分及新建线路风机已具备整套启动试运的要求，工程质量总体较好。提请并网验收委员会审议批准。

汇报完毕，谢谢大家！

北京华联电力工程监理公司 二○○九年五月二十五日

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推荐第6篇：并网申请清单

乙方应向甲方提供资料

1、乙方提交并网申请书时，应向甲方提供准确的中文资料（需要在并网启动过程中实测的参数可在发电单元并网后30日内提交），包括：

（1）光伏电站基础信息：资产属性（企业法人名称）、光伏电站经纬度、装机台数及容量、拟投产日期、发电单元设计利用小时数、发电量等。

（2）与电池阵列有关的技术参数及信息：包括光伏电池阵列型号、面积、额定功率因数、功率调节速率。

（3）潮流、稳定计算和继电保护整定计算所需的相关技术参数：包括典型光伏电池阵列模型及参数、光伏电站等值模型及参数，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）。

（4）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。电力调度管辖范围内继电保护及安全自动装置的安装调试报告。

（5）与甲方有关的光伏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等文件，光伏电站远动信息表（包括电流互感器、电压互感器变比及遥测满刻度值），光伏电站电能计量系统竣工验收报告，光伏电站计算机系统安全防护有关方案和技术资料。

（6）与甲方通信网互联或有关的通信工程图纸、设计文件、工程施工图纸、设备技术规范以及设备验收报告等文件。

（7）其他与电网运行有关的主要设备技术规范、技术参数和实测参数。 （8）现场运行规程。

（9）电气一次接线图、光伏电池阵列地理分布及接线图。

（10）光伏电站升、降负荷的速率，光伏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。 （11）厂用电保证措施。

（12）多年气象数据，包括日照强度、日照时间等。

（13）光伏电站调试计划、升压站和光伏电池阵列启动调试方案。

（14）光伏电站有调度受令权值班人员名单、上岗证书复印件及联系方式。 （15）运行方式、继电保护、自动化、通信专业人员名单及联系方式。 （16）甲方认为需要的其他相关资料。

2、光伏电站应在并网运行后6个月内向调度机构提供有关光伏电站运行特性的测试报告。

（1）测试应按照国家或电力行业有关对光伏发电单元并网运行所制定的相关标准或规定运行；

（2）测试必须由相应资质的单位或部门进行； （3）测试前将测试方案报调度机构备案；

测试必须包括以下内容：最大功率变化率、电压偏差、电压变动、闪变、谐波、低电压穿越及相关涉网保护试验。

推荐第7篇：申请并网流程

并网申请流程（交钥匙流程）

一， 流程

1， 向当地国家电网索要《业主接入申请表》，以备案 2， 安装光伏发电太阳能电池板及系统组件，调试并网。

3， 在周一至周五上午9点，送材料至国家电网柜台。预约验收。

4， 国家电网并网验收。电网安装双向计量电表，签订售电合同及调度协议。 5， 国家电网根据电表计量，按周期打卡发放并网补贴。

二，并网资料提供国家电网95598

个人：1，身份证原件及复印件，户口本首页复印件，申请人当页复印件。

2，房产证或村、社区所有权证明。

3，安装时，厂家提供的产品材料标签，说明书，认证证书等。

4，近期电费清单，打卡账户及户名开户行等。

法人：1，经办人身份证及复印件、法人受托书原件（或法人身份证原件及复印件）。

2，企业营业执照复印件（税务登记、组织机构代码），土地证或所有权证明文件。 3，政府投资主管部门同意开展前期工作的批复（需核准项目）。 4，企业消防，电力施工，建筑施工等相关文件。 5， 年电费清单。变压器负荷。 6，开户行户名及账号信息。

三，项目单位（兆瓦级别）向地市级或县级能源主管部门提交固定资产投资备案表和分布式发电项目备案申请表材料：

1， 符合建筑等级实施安装光伏发电系统相关规定的项目方案。 2， 项目用地或屋顶场所使用权证明。

3， 地市级或县级电网公司出具的项目并网接入意见。

4， 如果项目采用合同能源管理方式，则需要提供与电力用户签订的能源服务管理合同等材料。

5， 地方政府根据有关规定要求提供的其他材料。

四，出租屋顶，湖面，地面，大棚等收益性项目提供材料

1， 自然人、企业法人身份证原件及复印件，营业执照（税务登记、组织机构代码）。 2， 土地所有权或使用权证明，消防、建筑、电力施工文件，长期租赁合同（25年以上）。

3， 年度电费总额清单，变压器负荷曲线。 4， 安装地施工设计，投资收益测算表。

推荐第8篇：并网监理工作汇报

龙源通榆风电三期(49.3MW)工程监理情况汇报 龙源通榆风电三期（49.3MW）工程并网验收委员会：

我代表北京华联电力监理公司吉林龙源通榆风电工程监理部，向各位领导汇报龙源（通榆）三期风电工程开展监理工作以来的情况。

一、工程概况

龙源通榆风电三期（49.3MW）工程地点位于吉林省通榆县同发畜牧场，地势平坦，是吉林省风能储量最丰富的地区之一。

风场设计装机容量为49.3MW，共58台G58-850kW风机，场内35kV线路48.34km。220kV升压站扩建工程包括一台220/35kV、50MVA主变压器及对应的220kV设备，4个35kV出线间隔及无功补偿装置。

二、工程项目建设组织

建 设 单 位: 龙源（通榆）风力发电有限公司

设 计 单 位: 新疆风电工程设计咨询有限责任公司

吉林省电力勘测设计院

监 理 单 位：北京华联电力工程监理公司

基础施工单位：吉林省送变电工程公司

安装施工单位：白城城原电力工程有限责任公司

线路施工单位：吉林省百强电力工程有限责任公司

升压站施工单位: 吉林省百强电力工程有限责任公司

三、监理工作目标

3.1 监理工作总目标

按照要求，实现合同履约率100%，监理服务到位率100%，业主满意

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率100%，守法公正实现零投诉。

3.2 监理质量控制目标

满足设计和验收规范要求，达标投产。实现土建工程：分项、分部工程合格率100%，感观得分率≥90%，单位工程优良率100%；电气安装工程: 分项工程合格率100%，单位工程优良率100%。

3.3 投资控制目标

不发生影响工程建设或造成费用较大增加的设计变更；

不发生重大合同变更和索赔事项；

经审计的工程竣工决算不超过执行概算控制目标。

3.4工期目标

工程计划于2008年7月1开工，2009年4月30日竣工、投产。

3.5 安全健康与环境管理目标

现场安全文明施工状况良好，实现人身死亡事故“零目标”，不发生重大交通责任、机械设备、火灾、环境污染及误操作事故。

3.6监理合同管理和协调控制目标

有效处理施工纠纷，协调施工内部环境，顺利实现工程建设目标。

四、监理组织机构及资源配备

本工程由北京华联电力工程监理公司承担监理任务，成立了项目监理部，配备了一名总监，一名副总监，四名监理师，三名监理员，人员都具备工程施工监理资质。进入现场前都经过了岗前培训，具有较丰富的实践经验，配备了笔记本电脑4台，激光打印机1台，复印机一台，

数码相机2台，车辆2台及必要的检测工器具和足够的规程规范，办公设施能够满足监理工作需要。

五、监理服务项目及范围

服务项目：制定监理规划和实施细则，建立完善的监理程序和行政管理系统，提供建设监理的全部服务。按监理合同进行建设监理，控制工程质量、进度、成本、安全等，同时做好合同、信息管理及协调好各参建单位之间的工作关系。

服务范围：场内道路、场内35kV线路及箱变安装、风机基础及箱变基础、风机的吊装安全、升压站扩建等工程的监理工作，监理合同中业主赋予的其它工作。

六、工程进展及工程验收情况：

目前已完成升压站扩建工程和57台风机吊装工作，2009年4月17日吉林省电力建设工程质量监督中心站对投运范围内工程进行了监督检查，验收合格，具备调试启动条件。

七、开展监理工作情况

进场后，依照监理大纲、监理合同和现场实际情况编制了监理规划、监理细则。从施工管理的“事前、事中、事后”三阶段，结合对 “人、机、料、法、环”施工过程全面监督管理，贯彻“四控两管一协调”监理职责，确保了工程目标的实现。

督促参加了建设单位组织的设计交底和施工图会审，对图纸中存在的问题提出了监理意见；审查了施工单位主要管理人员的资质、从事特

种作业上岗人员的资质、主要材料供货单位和检测试验单位的企业资质、计量检测仪器、各种施工机械的运行情况；审核了施工组织设计、施工技术方案、安全文明施工措施及审批开工报告；监理人员利用配备的工器具和仪器，进行关键数据、尺寸的实测、实量，控制在设计和标准要求的范围内；采取跟班验收、作业指导、重点部位和隐蔽工程连续的旁站监理等事前控制手段，进行分项、分部工程、关键工序和隐蔽工程的质量检查和验收工作，突出事前控制，不合格产品坚决报废；及时组织专业监理交底工作，规范施工活动，建立了周协调例会制度和专业会议制度。定期盘点、协调施工中出现的问题，促进了工程项目的进展和质量的提高。委派了安全文明施工专业监理工程师，规范施工单位的安全、文明施工管理，施工现场未发生一起人身、设备轻伤事故，实现了安全控制目标。

八、施工质量情况及总体评价

风机基础方面：共1个单位工程，58个子单位工程，分部283个，分项工程747个，全部验收合格。

吊装方面：共58个单位工程，监理已完成验收23个单位工程，可以进行调试，已经不存在影响带电调试的问题。

升压站方面：共9个单位工程，10个分部、41个分项工程，全部验收合格，合格率100％。

线路方面：1个单位工程，5个分部工程，9个分项工程，基础、土石方及杆塔组立分部验收合格，架线及接地工程未全部完成。

总体评价：工程原材料、构配件、设备全部合格，施工过程质量控制有效，混凝土强度合格，混凝土外观及尺寸偏差在允许范围内；电气安装工程充油充气设备无渗漏，设备接地可靠，开关动作正确，二次接线规范，电缆敷设排列整齐顺直，弧度一致，已经验收的分项分部工程全部合格。

九、监理结论

本工程在各参建单位的共同努力下，220kV升压站扩建部分及新建线路风机已具备整套启动试运的要求，工程质量总体较好。提请并网验收委员会审议批准。

汇报完毕，谢谢大家！

北京华联电力工程监理公司

二○○九年五月二十五日

推荐第9篇：并网调度协议

为保证电力系统安全、优质、经济运行，规范调度和并网运行行为，维护协议双方的合法权益，根据《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国合同法》、《电网调度管理条例》以及国家其他有关法律、法规，本着平等、自愿、诚实信用的原则，双方经协商一致，签订本协议。

第1章 定义与解释

1．1 本协议中所用术语，除上下文另有要求外，定义如下：

1．1．1 电力调度机构：指_________电力调度通信中心／局／所，是依法对电力系统运行进行组织、指挥、指导和协调的机构，隶属甲方。

1．1．2 电厂：指位于_________由乙方拥有／兴建并／并将经营管理的一座总装机容量为兆瓦（mw）（共台，分别为号机组mw、号机组mw、号机组mw、号机组mw，技术参数详见附件二）的发电设施以及延伸至产权分界点的全部辅助设施。

1．1．3 并网点：指电厂与电网的连接点（见附件一）。

1．1．4 首次并网日：指电厂（机组）与电网进行同期连接的第一天。

1．1．5 并网申请书：指由乙方向甲方提交的要求将其电厂（机组）并入电网的书面申请文件。

1．1．6 并网方式：指电厂（机组）与电网之间一次系统的连接方式。

1．1．7 agc：指自动发电控制（automaticgenerationcontrol）。

1．1．8 avc：指自动电压控制（automaticvoltagecontrol）。

1．1．9 rtu：指远动装置（remoteterminalunit）。

1．1．10 解列：本协议专指与电网相互连接在一起运行的发电设备与电网的电气联系中断。

1．1．11 特殊运行方式：指因某种需要而使电厂或电网接线方式不同于正常方式的运行安排。

1．1．12 机组可用容量：指机组任何时候受设备条件限制修正后的出力。

1．1．13 计划停运：指电厂机组处于计划检修、备用期内的状态，包括大修、小修、公用系统计划检修及电力调度机构要求的节假日检修、低谷消缺和停机备用等。

1．1．14 非计划停运：指电厂机组处于不可用而又不是计划停运的状态。根据需要停运的紧急程度，非计划停运分为以下5类：第1类为立即停运；第2类为可短暂延迟但必须在6小时以内退出的停运；第3类为可延至6小时以后，但必须在72小时之内退出的停运；第4类为可延至72小时以后，但必须在下次计划停运以前退出的停运；第5类为超过计划停运期限的延长停运。

1．1．15 强迫停运：第1．1．14款中第

1、

2、3类非计划停运统称为强迫停运。

1．1．16 降低出力等效停运小时：指机组降低出力小时数折合成按铭牌最大容量计算的停运小时数。

1．1．17 等效非计划停运小时：指非计划停运小时与非计划降低出力等效停运小时之和。

1．1．18 年计划停运允许小时数：指双方根据设备制造商的建议和并网电厂发电机组的运行状况，按同网同类型机组分类而确定的任何一年计划停运的允许小时数。机组的年计划停运允许小时数分为大修年度的年计划停运允许小时数和无大修年度的年计划停运允许小时数。

1．1．19 年等效非计划停运允许小时数：指双方根据设备制造商的建议和并网电厂发电机组的运行状况，按同网同类型机组分类而确定的任何一年等效非计划停运的允许小时数。本协议中仅指因乙方原因造成的非计划停运。机组的年等效非计划停运允许小时数分为大修年度的年等效非计划停运允许小时数和无大修年度年等效非计划停运允许小时数。

1．1．20 日发电调度计划曲线：指电力调度机构每日编制的用于确定电厂次日各时段发电出力的曲线。

1．1．21 紧急情况：指电力系统内发电、供电设备发生重大事故；电网频率或电压超出规定范围、输变电设备负载超出规定值、主干线路功率值超出规定的稳定限额以及其他威胁电力系统安全运行，有可能破坏电力系统稳定，导致电力系统瓦解以至大面积停电等运行情况。

1．1．22 电力系统调度规程：指根据《电网调度管理条例》、国家标准和电力行业标准制定的用于规范本区域电力系统调度、运行行为的规程。

1．1．23 甲方原因：指由于甲方的要求或可以归咎于甲方的责任。包括因甲方未执行国家有关规定和标准等，导致事故范围扩大而应当承担的责任。

1．1．24 乙方原因：指由于乙方的要求或可以归咎于乙方的责任。包括因乙方未执行国家有关规定和标准等，导致事故范围扩大而应当承担的责任。

1．1．25 购售电合同：指甲方与乙方就电厂所发电量的购售及相关商务事宜签订的合同。

1．1．26 不可抗力：指不能预见、不能避免并不能克服的客观情况。包括：火山爆发、龙卷风、海啸、暴风雪、泥石流、山体滑坡、水灾、火灾、来水达不到设计标准、超设计标准的地震、台风、雷电、雾闪等，以及核辐射、战争、瘟疫、骚乱等。

1．2 解释

1．2．1 本协议中的标题仅为阅读方便，不应以任何方式影响对本协议的解释。

1．2．2 本协议附件与正文具有同等的法律效力。

1．2．3 本协议对任何一方的合法承继者或受让人具有约束力。但当事人另有约定的除外。

1．2．4 除上下文另有要求外，本协议所指的年、月、日均为公历年、月、日。

1．2．5 本协议中的“包括”一词指：包括但不限于。

1．2．6 本协议中的数字、期限等均包含本数。

第2章 双方陈述

2．1 本方为一家依法设立并合法存续的企业，有权签署并有能力履行本协议。

2．2 本方签署和履行本协议所需的一切手续（包括办理必要的政府批准、取得营业执照和电力业务许可证等）均已办妥并合法有效。

2．3 在签署本协议时，任何法院、仲裁机构、行政机关或监管机构均未作出任何足以对本方履行本协议产生重大不利影响的判决、裁定、裁决或具体行政行为。

2．4 本方为签署本协议所需的内部授权程序均已完成，本协议的签署人是本方法定代表人或委托代理人。本协议生效后即对协议双方具有法律约束力。

第3章 双方义务

3．1 甲方的义务包括：

3．1．1 遵守国家法律法规、国家标准和电力行业标准，以电力系统安全、优质、经济运行为目标，根据电厂的技术特性及其所在电力系统的规程、规范，本着公开、公平、公正的原则，对电厂进行统一调度（调度范围见附件三）。

3．1．2 负责所属电网相关设备、设施的运行管理、检修维护和技术改造，满足电厂正常运行的需要。

3．1．3 以有关部门下达的发电量预期调控目标为基础，根据购售电合同的约定，结合电网运行实际情况，按时编制并向乙方提供月度发电计划、日发电调度计划曲线及无功出力曲线（或电压曲线）。

3．1．4 合理安排电厂的设备检修。

3．1．5 支持、配合乙方对相应设备进行技术改造或参数调整；对乙方与电网有关的调度、运行管理进行指导和协调；对乙方运行中涉及电网运行安全的电气设备、继电保护及安全自动装置、励磁系统（包括p）、agc及调速系统、电能计量系统、电力调度通信、调度自动化等相关专业、业务进行指导和协调，并提供必要的技术支持。

3．1．6 按照相关规定及时向乙方通报与其相关的电网重大设备缺陷信息、与电厂相关的输电通道能力，定期披露与乙方有关的电力调度信息。

3．1．7 根据电力系统运行需要及乙方设备的特性，及时按程序修改相应规程、规范。

3．1．8 采取措施，防止影响电力系统安全运行的事故发生。定期开展各项涉及电网安全的专项和专业安全检查，根据需要制定反事故措施。经电力监管机构授权，电力调度机构制定网厂联合反事故演习方案并组织实施。

3．1．9 配合乙方进行事故调查。

3．2 乙方的义务包括：

3．2．1 遵守国家法律法规、国家标准、电力行业标准及所在电力系统的规程、规范，以维护电力系统安全、优质、经济运行为目标，服从电力调度机构的统一调度，合理组织电厂生产。

3．2．2 按照电力调度机构调度指令组织电厂实时生产运行，参与电力系统的调峰、调频、调压和备用。

3．2．3 按照电力调度机构要求提供电厂设备检修计划建议，执行已批准的检修计划，做好设备检修维护工作。

3．2．4 接受甲方根据第3．1．5款作出的业务指导和协调；并配备相应的技术管理和检修管理人员，配合甲方工作。

3．2．5 根据需要及时对设备进行技术改造或参数调整，并报甲方备案（涉及电网安全的须征得甲方同意）。

3．2．6 按照相关规定及时、准确、客观、完整地向甲方提供电厂设备运行情况及生产信息，包括燃料、水情等。

3．2．7 制定与甲方电力系统规程、规范相一致的现场运行规程，并送甲方备案。

3．2．8 采取措施，防止影响电力系统安全运行的事故发生。配合甲方定期开展各项涉及电网安全的专项和专业安全检查，落实检查中提出的防范措施；电力调度机构有明确的反事故措施或其他电力系统安全要求的，乙方应按要求实施并运行维护；将有关安全措施文件送电力调度机构备案；参加电力调度机构组织的联合反事故演习。

3．2．9 配合甲方进行事故调查。

第4章 并网条件

4．1 乙方

一、二次设备须符合国家标准、电力行业标准和其他有关规定，按经国家授权机构审定的设计要求安装、调试完毕，经国家规定的基建程序验收合格；并网正常运行方式已经明确，有关参数已合理匹配，设备整定值已按照要求整定，具备并入甲方电网运行、接受电力调度机构统一调度的条件。

4．2 电厂继电保护及安全自动装置（包括励磁系统、调速系统）须符合国家标准、电力行业标准和其他有关规定，按经国家授权机构审定的设计要求安装、调试完毕，经国家规定的基建程序验收合格，并符合本协议第10章的有关约定。

4．3 电厂调度自动化设施须符合国家标准、电力行业标准和其他有关规定，按经国家授权机构审定的设计要求安装、调试完毕，经国家规定的基建程序验收合格，并符合本协议第11章的有关约定。

4．4 电厂电力调度通信设施须符合国家标准、电力行业标准和其他有关规定，按经国家授权机构审定的设计要求安装、调试完毕，经国家规定的基建程序验收合格，并符合本协议第12章的有关约定。

4．5 电厂电能计量装置参照《电能计量装置技术管理规程》（dl／t448-XX）进行配置，并通过由双方共同组织的测试和验收。

4．6 电厂的二次系统按照《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》（国家经贸委令第30号）的要求及有关规定，已实施安全防护措施，并经电力调度机构认可，具备投运条件。

4．7 电厂运行、检修规程齐备，相关的管理制度齐全，其中涉及电网安全的部分应与所在电网的安全管理规定相一致。

4．8 电厂有调度受令权的运行值班人员，须根据《电网调度管理条例》及有关规定，经过严格培训，取得相应的合格证书，持证上岗。

4．9 甲方与乙方运行对应的

一、二次设备须符合国家标准、电力行业标准和其他有关规定，按经国家授权机构审定的设计要求安装、调试完毕，经国家规定的基建程序验收合格，有关参数已合理匹配，设备整定值已按照要求整定，具备电厂接入运行的条件。

4．10 双方针对电厂并入电网后可能发生的紧急情况，已制定相应的反事故措施，并送电力调度机构备案。

第5章 并网申请及受理

5．1 乙方电厂并网须向甲方申请，并在甲方受理后按照要求的方式并入。

5．2 并网申请

乙方应在电厂（机组）首次并网日的_________日前，向甲方提交并网申请书，并网申请书应包含本次并网设备的基本概况、验收情况、并网电厂（机组）调试方案和调试计划等内容，并附齐本协议第5．5条所列的资料。

5．3 并网申请的受理

甲方在接到乙方并网申请书后应按照本协议第4章约定和其他并网相关规定认真审核，及时答复乙方，不无故拖延。

5．3．1 并网申请书所提供的资料符合要求的，甲方应在收到乙方并网申请书后_________日内予以确认，并在机组首次并网日_________日前向乙方发出书面确认通知。

5．3．2 并网申请书所提供的资料不符合要求的，甲方有权不予确认，但应在收到并网申请书后_________日内书面通知乙方不确认的理由。

5．4 并网申请确认后，双方应就电厂并网的具体事宜作好安排。

5．4．1 甲方应在已商定的首次并网日前日向乙方提供与电厂相关的电力系统数据、设备参数及系统图，包括与电厂相关的电网继电保护整定值（或限额）和与电网有关的电厂继电保护及安全自动装置的整定值（或限额）。

5．4．2 向乙方提供联系人员（包括有调度发令权人员、运行方式人员、继电保护人员、自动化人员、通信人员等）名单和联系方式。

5．4．3 乙方应在收到确认通知后_________日内，按照甲方的要求，提交并网调试项目和调试计划，并与电力调度机构商定首次并网的具体时间与程序。

5．4．4 甲方应在电厂首次并网日_________日前对乙方提交的机组并网调试项目和调试计划予以书面确认。

5．4．5 双方认为需要商定的其他具体事宜：_________。

5．5 乙方提交并网申请书时，应向甲方提供准确的中文资料（需要在并网启动过程中实测的参数可在机组并网后_________日内提交），包括：

（1）潮流、稳定计算和继电保护整定计算所需的发电机（包括调速器、励磁系统）、主变压器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）。

（2）与电网运行有关的继电保护及安全自动装置图纸（包括发电机、变压器整套保护图纸）、说明书，电力调度管辖范围内继电保护及安全自动装置的安装调试报告。

（3）与甲方有关的电厂调度自动化设备技术说明书、技术参数以及设备验收报告等文件，电厂远动信息表（包括电流互感器、电压互感器变比及遥测满刻度值），电厂电能计量系统竣工验收报告，电厂计算机系统安全防护有关方案和技术资料。

（4）与甲方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等文件。

（5）机组励磁系统及p装置（设计、实测参数）、低励限制、失磁、失步保护及动态监视系统的技术说明书和图纸。

（6）其他与电网运行有关的主要设备技术规范、技术参数和实测参数。

（7）现场运行规程。

（8）电气一次接线图。

（9）机组开、停机曲线图和机组升、降负荷的速率，机组agc、avc、一次调频有关参数和资料。

（10）厂用电保证措施。

（11）机组调试计划、升压站和机组启动调试方案。

（12）电厂有调度受令权的值班人员名单、上岗证书复印件及联系方式。

（13）运行方式、继电保护、自动化、通信专业人员名单及联系方式。

第6章 调试期的并网调度

6．1 乙方根据甲方已确认的调试项目和调试计划可进行电厂并网运行调试。

6．1．1 电厂调试运行机组应视为并网运行设备，纳入电力系统统一运行管理，遵守电力系统运行规程、规范，服从统一调度。

6．1．2 电厂应根据已确认的调试项目和调试计划，编制详细的机组并网调试方案，并按调试进度逐项向电力调度机构申报。

6．1．3 具体的并网调试操作应严格按照调度指令进行。

6．1．4 对仅属电厂自行管辖的设备进行可能对电网产生冲击的操作时，应提前告知电力调度机构做好准备工作及事故预想，并严格按照调试方案执行。

6．2 甲方应配合乙方进行并网调试。

6．2．1 将并网调试电厂纳入正式调度范围，按照电力系统有关规程、规范进行调度管理。

6．2．2 根据电厂要求和电网情况编制专门的调试调度方案（含应急处理措施），合理安排电厂的调试项目和调试计划。调试开始日前将调试调度方案和具体调试计划通知电厂。

6．2．3 根据机组调试进度及电网运行情况，经与电厂协商同意，可对调试计划进行滚动调整。

6．2．4 电力调度机构可视需要派员进行现场调度，并给予必要的技术指导或支持。

6．3 甲方必须针对乙方调试期间可能发生的紧急情况制定应急预案，明确处理原则及具体处理措施，确保电力系统及设备安全。

第7章 调度运行

7．1 电厂运行值班人员在运行中应严格服从电力调度机构值班调度员的调度指令。

7．1．1 电厂必须迅速、准确执行电力调度机构下达的调度指令，不得以任何借口拒绝或者拖延执行。若执行调度指令可能危及人身和设备安全时，电厂值班人员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。

7．1．2 属电力调度机构直接调度范围内的设备，电厂必须严格遵守调度有关操作制度，按照调度指令执行操作；如实告知现场情况，回答电力调度机构值班调度员的询问。

7．1．3 属电力调度机构许可范围内的设备，电厂运行值班人员操作前应报电力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电厂现场运行规程进行操作。

7．2 电力调度机构应依照有关要求合理安排电厂的日发电调度计划曲线。运行中，值班调度员可根据实际运行情况对日发电调度计划曲线作适当调整，值班调度员对日发电调度计划曲线的调整应提前_________分钟（min）通知电厂值班人员。

7．3 电厂运行设备出现异常情况时，电厂按照电力系统调度规程的规定可提前_________小时（h）向电力调度机构提出检修申请。电力调度机构应根据电力系统调度规程的规定和电网实际情况，履行相关规定的程序后，提前_________小时（h）批复检修申请，并修改相应计划。如设备需紧急停运者，电力调度机构应视情况及时答复。电厂应按照电力调度机构的最终批复执行。

7．4 电力调度机构应按照同网同类型同等技术条件的机组调整幅度基本相同的原则，兼顾电网结构和电厂的电气技术条件，安全、优质、经济地安排电厂参与电力系统调峰、调频、调压、备用。

7．4．1 调峰：电厂应根据国家有关规定、标准、机组能力参与电力系统调峰。调峰幅度应达到国家有关规定、标准，或双方商定为。

7．4．2 调频：经双方商定，电厂（机组）为第调频电厂（机组）或非调频电厂（机组），应按照电力系统调度规程的要求参与电力系统调频。电厂agc安装与投运应依据国家现行的关于发电厂并网运行管理的政策执行。按照国家有关规定，电厂号机组应安装agc，其整定参数及机组出力响应速度符合电网安全运行的需要，由电力调度机构根据机组特性、试验结果和相关要求统一设定，乙方不得擅自更改。机组agc的投入与退出应按照调度指令执行。

7．4．3 调压：电厂应按照电力调度机构下达的无功出力曲线（或电压曲线）运行，保证电厂母线电压运行在规定的范围内。如果电厂失去电压控制能力时，应立即报告电力调度机构值班调度员。

7．4．4 备用：如电力调度机构要求，电厂应留有一定比例的旋转备用容量。当旋转备用容量不能满足电力调度机构的要求时，应立即报告电力调度机构值班调度员。

7．5 甲方因设备更新改造等原因出现特殊运行方式，可能影响电厂正常运行时，电力调度机构应将有关方案提前_________日通知电厂，并按商定的方案执行。

7．6 乙方因设备更新改造等原因出现特殊运行方式，可能影响电网正常运行时，应将更改方案提前_________日通知电力调度机构，并按商定的方案执行。

7．7 电力调度机构应商并网电厂定期组织网厂联席会议，邀请乙方参加，分析电网运行情况、预测系统形势、说明有关电网安全技术措施的落实情况，协商处理有关电力系统运行的重大问题。乙方应参加网厂联席会议，通报电厂的运行情况及有关电厂安全技术措施的落实情况。

7．8 双方应以书面形式互换相关值班人员名单，并及时告知变动情况。

第8章 发电计划

8．1 乙方应根据已签订的购售电合同及电厂运行实际情况，按下列要求提交电厂的年度、月度、节日或特殊运行方式发电计划建议：

（1）乙方在机组首次并网日_________日前及在此后每年的_________月_________日前，向甲方提交下一年度发电计划建议。

（2）乙方在每月的_________日前向甲方提交下一月度发电计划建议。

（3）乙方在国家法定节日（包括元旦、春节、五

一、国庆等）或特殊运行方式出现_________日前向甲方提交节日或特殊运行方式期间的发电计划建议。

8．2 根据购售电合同，结合乙方申报的发电计划建议，甲方在每年_________月_________日前将编制的下一年度分月发电计划通知乙方。

8．3 根据第8．2条制定的年度分月发电计划、电厂完成发电量的进度和电网近期的负荷情况，甲方在每月_________日前或国家法定节日_________日前或特殊运行方式出现_________日前将其编制的下一月度、节日或特殊运行方式发电计划通知乙方。

8．4 根据第8．3条制定的月度发电计划、电网实际情况和电厂提供的数据（电厂须在每日_________时前向电力调度机构申报次日发电机组的最大可用容量或可用容量的变化情况，并报告影响其发电设备能力的缺陷和故障以及机组agc的投入状况），电力调度机构编制电厂次日日发电调度计划曲线，并在每日_________时前将次日计划曲线下达给电厂。

8．5 电厂应严格执行电力调度机构下达的日发电调度计划曲线（包括值班调度员临时修改的曲线）和调度指令，及时调节机组的有功出力，安排电厂生产运行。

第9章 设备检修

9．1 并网运行电厂设备检修应按照计划进行。

9．1．1 乙方在按本协议约定向甲方提交年度、月度、节日、特殊运行方式发电计划建议的同时，将年度、月度、节日、特殊运行方式的设备检修计划建议报电力调度机构。

9．1．2 经双方协商后，电力调度机构将电厂设备检修计划纳入电力系统年度、月度、节日、特殊运行方式检修计划。

（1）在每年_________月_________日前将经核准的电厂下一年度设备检修计划通知电厂。

（2）在每月_________日前将经核准的电厂下月设备检修计划通知电厂。

（3）在国家法定节日_________日前或特殊运行方式出现_________日前将节日或特殊运行方式设备检修计划通知电厂。

9．2 如果电厂需要在系统负荷低谷时段（_________时至次日_________时）消除缺陷，应在当日_________时前向电力调度机构提出申请，电力调度机构应根据电网情况尽量予以安排，并及时修改日发电调度计划曲线。

9．3 检修申请与批复

电厂设备实际检修工作开始前需向电力调度机构提交检修申请，获得批准后方可开工。

9．3．1 检修申请应于实际检修工作开始_________日前提交给电力调度机构。

9．3．2 检修申请应包括检修设备的名称、检修内容、隔离措施、对系统的要求等内容。

9．3．3 电力调度机构应于实际检修工作开始日前将检修申请的批复通知电厂，并说明电厂应采取的安全措施及其他相关要求，同时做好事故应急预案。

9．4 乙方应严格执行已批复的检修计划，按时完成各项检修工作。

9．4．1 电厂由于自身原因，不能按已批复计划检修的，可在已批复的计划开工日前_________日向电力调度机构提出修改检修计划的申请。电力调度机构应根据电网运行情况，合理调整检修计划。能够安排的，应将调整后电厂检修计划提前_________日通知电厂；确实无法安排的，电厂应设法按原批复计划执行，否则，电力调度机构在本年度内原则上不再另行安排计划检修。

9．4．2 电厂检修工作需延期的，须在已批复的检修工期过半前向电力调度机构申请办理延期手续。

9．4．3 由于电力系统运行需要，电厂不能按计划进行机组检修的，电力调度机构应提前与电厂协商，调整检修计划并通知电厂。如果机组必须超期运行，双方应针对机组超期运行期间可能出现的紧急情况商定应急措施，以及转入检修状态的程序，并按相关规定处理。

9．5 电网一次设备检修如影响电厂送出能力，应尽可能与电厂设备检修（或停机备用）相配合。

9．6 电力调度机构应合理安排调度管辖范围内电网、电厂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。二次设备的检修原则上不应影响一次设备的正常运行，否则，应尽可能与一次设备的检修相配合。

9．7 设备检修完成后，电厂应及时向电力调度机构报告，并按规定程序恢复设备运行。

第10章 继电保护及安全自动装置

10．1 甲方应严格遵守有关继电保护及安全自动装置的设计、运行和管理规程、规范，负责调度管辖范围内继电保护及安全自动装置的运行管理，并符合以下要求：

（1）负责调度管辖范围内继电保护及安全自动装置的整定计算和运行，对装置动作情况进行分析和评价。

（2）对所属继电保护及安全自动装置进行调试并定期进行校验、维护，使其满足原定的装置技术要求，符合电力调度机构整定要求，并保存完整的调试报告和记录。

（3）电网继电保护及安全自动装置动作后，须立即按规程进行分析和处理，并将有关资料报电力调度机构。与电厂有关的，应与其配合进行事故分析和处理。

（4）电网继电保护及安全自动装置误动或出现缺陷后，须立即按规程进行处理，并分析原因，及时采取防范措施。涉及电厂的，应将有关情况书面通知电厂。

（5）指导和协助电厂进行有关继电保护及安全自动装置的整定和运行，提供必要的技术支持。

（6）严格执行国家及有关部门颁布的继电保护及安全自动装置反事故措施。

（7）于每月_________日前完成上月继电保护及安全自动装置的运行分析报告，提供_________份给乙方。

10．2 乙方应严格遵守有关继电保护及安全自动装置的设计、运行和管理规程、规范，负责所属继电保护及安全自动装置的运行管理，并符合以下要求：

（1）负责电厂所属继电保护及安全自动装置的整定计算（电厂内属调度管辖的继电保护及安全自动装置整定值由电力调度机构下达，其他继电保护及安全自动装置整定值由电厂自行计算整定后送电力调度机构备案）和运行维护，对装置动作情况进行分析和评价。

（2）对所属继电保护及安全自动装置进行调试并定期进行校验、维护，使其满足原定的装置技术要求，符合整定要求，并保存完整的调试报告和记录。

（3）与电网运行有关的继电保护及安全自动装置必须与电网继电保护及安全自动装置相配合，相关设备的选型应征得电力调度机构的认可。

（4）若甲方继电保护及安全自动装置运行状态改变，电厂应按电力调度机构要求及时变更所辖的继电保护及安全自动装置的整定值及运行状态。

（5）电厂继电保护及安全自动装置动作后，须立即报告电力调度机构值班员，按规程进行分析和处理，并按要求将有关资料送电力调度机构。与电网有关的，应与其配合进行事故分析和处理。

（6）电厂继电保护及安全自动装置误动或出现缺陷后，须立即报告电力调度机构值班员，按规程进行处理，并分析原因，及时采取防范措施。涉及电网的，应将有关情况书面送电力调度机构。

（7）严格执行国家及有关部门颁布的继电保护及安全自动装置反事故措施。

（8）于每月_________日前完成上月电厂继电保护（包括线路保护、变压器保护、发电机保护、母线保护等）及安全自动装置的运行分析报告，提供_________份给电力调度机构。

10．3 双方为提高电力系统的稳定性能，应及时进行设备的更新、改造。

10．3．1 继电保护及安全自动装置设备更新改造应相互配合，确保双方设备协调一致。

10．3．2 改造设备须经过调试验收，确认合格后按规定程序投入运行。

10．4 乙方的继电保护及安全自动装置应达到如下主要运行指标（不计因甲方原因而引起的误动和拒动）：

（1）继电保护主保护运行率≥_________％。

（2）kv保护及以上保护动作正确率≥_________％。

（3）故障录波完好率≥_________％。

（4）安全自动装置投运率≥_________％。

（5）安全自动装置动作正确率≥_________％。

（6）双方约定的其他运行指标：_________。

10．5 双方应分别指定人员负责继电保护及安全自动装置的运行维护工作，确保继电保护及安全自动装置的正常运行。

第11章 调度自动化

11．1 甲方应严格遵守有关调度自动化系统的设计、运行和管理规程、规范，负责调度端调度自动化系统的运行维护，并符合以下要求：

（1）监督调度自动化系统的可靠运行，负责电力调度自动化系统运行情况的监测，协调运行中出现的重大问题。

（2）按设计要求为电厂自动化信号的接入提供条件。

（3）将系统有关信号及时准确地传送至电厂调度自动化系统。

（4）及时分析调度自动化系统故障原因，采取防范措施。

（5）指导、协助乙方调度自动化系统的运行维护工作，配合乙方进行事故调查。

（6）计算机监控系统符合《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》（国家经贸委令第30号）。

11．2 乙方应严格遵守有关调度自动化系统的设计、运行和管理规程、规范，负责电厂端调度自动化设备的运行维护，并符合以下要求：

（1）电厂rtu或计算机监控系统、电量采集与传输装置的远动数据和电能计量数据应按照符合国家标准或行业标准的传输规约传送至电力调度机构的调度自动化系统和电能计量系统。电能计量系统应通过经双方认可的具有相应资质的检测机构的测试，保证数据的准确传输。电厂运行设备实时信息的数量和精度应满足国家有关规定和电力调度机构的运行要求。

（2）及时分析所属调度自动化系统故障原因，采取防范措施。

（3）协助甲方调度自动化系统的运行维护工作，配合甲方进行事故调查。

（4）电厂计算机监控系统符合《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》（国家经贸委令第30号）。

（5）装有agc的电厂（机组）参加电网的发电控制时，电力调度机构下发的agc指令信号应能够通过电厂rtu或计算机监控系统准确输出至电厂agc系统。装有avc的电厂（机组）参加电网的电压控制时，电力调度机构下发的avc指令信号应能够通过电厂rtu或计算机监控系统准确输出至电厂avc系统。

11．3 双方应遵守电力系统调度规程及调度自动化系统有关规程运行维护自动化设备，不得随意退出或停用。

11．4 电厂rtu或计算机监控系统、电量采集与传输装置应达到如下主要运行指标：

（1）rtu或计算机监控系统远动工作站可用率（月）≥_________％。

（2）遥测量准确度误差≤_________。

（3）机组agc可投入率≥_________％。

（4）机组avc可投入率≥_________％。

（5）双方约定的其他运行指标：_________。

11．5 双方应分别指定人员负责所属调度自动化系统的运行维护工作，确保调度自动化系统的正常运行。

第12章 调度通信

12．1 甲方应严格遵守有关调度通信系统的设计、运行和管理规程、规范，负责调度端通信系统的运行维护，并符合以下要求：

（1）监督调度通信系统的可靠运行，负责调度通信系统运行情况的监测和调度指挥，协调运行中出现的重大问题。

（2）负责调度端通信设备及通信线路的运行维护，并保证其可靠运行。

（3）及时分析调度通信系统故障原因，采取防范措施。

（4）指导、协助乙方调度通信系统的运行维护工作，配合乙方进行事故调查。

12．2 乙方应严格遵守有关调度通信系统的设计、运行和管理规程、规范，负责电厂端调度通信系统的运行维护，并符合以下要求：

（1）负责电厂端调度通信系统的运行维护，并保证其可靠运行。

（2）及时分析调度通信系统故障原因，采取防范措施。

（3）协助甲方调度通信系统的运行维护工作，配合甲方进行事故调查。

12．3 乙方与甲方电力通信网互联的通信设备选型和配置应协调一致，并征得甲方的认可。

12．4 乙方使用与甲方电力通信网相关的载波频率、无线电频率，须向甲方申请，经甲方同意并书面确认后方可使用。

12．5 双方应有备用通信系统，确保电网或电厂出现紧急情况时的通信联络。

12．6 乙方的调度通信系统应达到如下主要运行指标：

（1）通信电路运行率≥_________％。

（2）设备运行率≥_________％。

12．7 双方应分别指定人员负责所属调度通信系统的运行维护工作，确保调度通信系统的正常运行。

第13章 事故处理与调查

13．1 电力调度机构和电厂应按照各自管辖范围，依据电力系统调度程规和电厂现场运行规程的有关规定，正确、迅速地进行事故处理，并及时相互通报事故处理情况。

13．2 电力调度机构调度管辖范围内的设备事故处理，应严格执行电力调度机构值班调度员的指令（现场规程明确规定可不待调度指令自行处理的除外）。

13．3 电力调度机构应按照《电力系统安全稳定导则》（dl755-XX）、电力系统调度规程及其他有关规定，结合电网结构、运行特点及电厂的具体情况，制定事故处理原则与具体的反事故措施，并对电厂应采取的必要措施提出明确要求。

13．3．1 在威胁电网安全的任何紧急情况下，电力调度机构值班调度员可以采取必要手段确保和恢复电网安全运行，包括调整电厂发电出力、发布开停机指令、对电厂实施解列等。

13．3．2 如果必须将电厂或其任何机组解列，电力调度机构应在该紧急情况结束后或已经得到补救后，将电厂或机组恢复并网运行。

13．3．3 电力调度机构应在事后向乙方说明电厂或机组解列的原因。

13．4 发生事故一方或双方应按照《电业生产事故调查规程》进行事故调查。事故调查的结论应包括：事故原因、事故责任方及其承担的责任、防止类似事故发生的反事故措施。事故责任方应按照调查结论承担责任，并及时落实反事故措施。

13．4．1 对于发生的电网事故，由甲方调查分析的，涉及乙方时，应邀请乙方参加。乙方对甲方的工作应予支持，配合实地调查，提供故障录波图、事故时运行状态和有关数据等事故分析资料。

13．4．2 对于发生的电厂事故，由乙方调查分析的，涉及甲方时，应邀请甲方参加。甲方对乙方的工作应予支持，配合实地调查，提供故障录波图、事故时运行状态和有关数据等事故分析资料。

13．4．3 对于涉及双方的网厂事故，如果起因在短时间内无法确定并达成一致时，按国家有关规定组成专门调查组进行事故调查。

13．4．4 任何一方的事故或双方事故的调查报告都应公布。报告内容应包括：事故原因、事故处理过程、事故责任方及其应承担的责任、整改方案及事故预防措施等。

13．4．5 事故责任方应及时纠正错误，落实整改方案和事故预防措施。整改方案和事故预防措施涉及对方时，应经对方认可。

第14章 不可抗力

14．1 若不可抗力的发生完全或部分地妨碍一方履行本协议项下的任何义务，则该方可免除或延迟履行其义务，但前提是：

（1）免除或延迟履行的范围和时间不超过消除不可抗力影响的合理需要。

（2）受不可抗力影响的一方应继续履行本协议项下未受不可抗力影响的其他义务。

（3）一旦不可抗力结束，该方应尽快恢复履行本协议。

14．2 若任何一方因不可抗力而不能履行本协议，则该方应立即告知另一方，并在3日内以书面方式正式通知另一方。该通知中应说明不可抗力的发生日期和预计持续的时间、事件性质、对该方履行本协议的影响及该方为减少不可抗力影响所采取的措施。

应对方要求，受不可抗力影响的一方应在不可抗力发生之日（如遇通讯中断，则自通讯恢复之日）起30日内向另一方提供一份不可抗力发生地相应公证机构出具的证明文件。

14．3 受不可抗力影响的双方应采取合理措施，减少因不可抗力给一方或双方带来的损失。双方应及时协商制定并实施补救计划及合理的替代措施，以减少或消除不可抗力的影响。

如果受不可抗力影响的一方未能尽其努力采取合理措施减少不可抗力的影响，则该方应承担由此而扩大的损失。

14．4 如果不可抗力阻碍一方履行义务持续超过_________日，双方应协商决定继续履行本协议的条件或终止本协议。如果自不可抗力发生后_________日，双方不能就继续履行协议的条件或终止本协议达成一致意见，任何一方有权通知另一方解除协议。本协议另有约定的除外。

第15章 违约责任

15．1 任何一方违反本协议约定条款视为违约，另一方有权要求违约方承担违约责任。

15．2 甲方有下列违约行为之一的，应按第15．3条所列方式向乙方承担违约责任：

（1）未履行第3章约定的义务，给乙方造成直接经济损失。

（2）违反第4．9条的约定，导致电厂不能按期发电、不能正常发电或给乙方造成直接经济损失。

（3）违反第5．3条、第5．4条的约定，导致电厂不能按期发电或给乙方造成直接经济损失。

（4）违反第6．2条的约定，导致电厂不能按期发电或给乙方造成直接经济损失。

（5）违反电力系统调度规程，给乙方造成直接经济损失。

（6）电力调度机构要求电厂（机组）超出其运行能力或本协议约定进行调峰、调频、调压，给乙方造成直接经济损失。

（7）电网

一、二次设备因甲方原因整定或控制错误，给乙方造成直接经济损失。

（8）因可归咎于甲方的责任，发生第9．4．3款所述情形，给乙方造成直接经济损失。

（9）因甲方处理不当，在执行第13．3．1款的约定时，给乙方造成直接经济损失。

（10）因甲方原因造成继电保护及安全自动装置、调度自动化系统、调度通信系统故障，给乙方造成直接经济损失。

（11）其他因甲方处理不当，给乙方造成直接经济损失。

（12）双方约定甲方应当承担的其他违约责任：_________。

15．3 甲方每违约一次，应按下列方式承担违约责任：

（1）一次性向乙方支付违约金_________元。

（2）给乙方造成直接经济损失且按本条第（1）项约定支付的一次性违约金不足以补偿的，应补足乙方设备修复及恢复正常运行的直接费用。

（3）给乙方造成电量损失的，按照双方签订的购售电合同的有关约定处理。

15．4 乙方有下列违约行为之一的，应按第15．5条所列方式向甲方承担违约责任：

（1）未履行第3章约定的义务，给甲方造成直接经济损失。

（2）未按照第4章的有关约定完成并网准备工作，给甲方带来直接经济损失。

（3）违反第5．2条、第5．4条的约定，给甲方造成直接经济损失。

（4）违反第6．1条、第7．1．1款的约定。

（5）因乙方原因造成与电网运行有关的电厂

一、二次设备异常或故障，给甲方造成直接经济损失。

（6）未按照第7．4条的约定参与电力系统调峰、调频、调压或备用。

（7）因乙方原因导致检修期限变动，给甲方造成直接经济损失。

（8）不如实向电力调度机构反映电厂设备（如发电机、汽轮机、锅炉及电气设备等）和有关设施的真实情况。

（9）电厂继电保护及安全自动装置未达到第10．4条约定指标，或由于乙方原因引起其继电保护及安全自动装置故障或不正确动作，导致事故及事故扩大，给甲方造成直接经济损失。

（10）电厂电力调度自动化系统未达到第11．4条约定指标，或由于乙方原因引起电厂电力调度自动化系统故障，导致事故或事故扩大，给甲方造成直接经济损失。

（11）电厂调度通信系统未达到第12．6条约定指标，或由于乙方原因引起电厂电力调度通信系统故障，导致事故或事故扩大，给甲方造成直接经济损失。

（12）双方约定乙方应当承担的其他违约责任：_________。

15．5 乙方每违约一次，应按下列方式承担违约责任：

（1）一次性向甲方支付违约金_________元。

（2）给甲方造成直接经济损失且按本条第（1）项约定支付的一次性违约金不足以补偿的，应补足甲方设备修复及恢复正常运行的直接费用。

（3）给甲方造成电量损失的，按照双方签定的购售电合同的有关约定处理。

15．6 乙方有下列严重违约行为之一的，甲方可采取强制措施，直至对违约电厂（机组）实施解列。乙方无权就此类解列后造成的损失向甲方提出索赔。

（1）电厂未经电力调度机构同意擅自开机并网或停机解列。

（2）在紧急情况下，电厂违反第6．1条、第7．1．1款的约定。

（3）在紧急情况下，电厂不如实向电力调度机构反映电厂设备（如发电机、汽轮机、锅炉及电气设备等）和有关设施的真实情况。

（4）双方约定的其他严重违约行为：_________。

15．7 除本协议另有约定外，一旦发生违约行为，守约方应立即通知违约方停止违约行为，并尽快向违约方发出一份要求其纠正违约行为和请求其按照本协议的约定承担违约责任的书面通知。

15．8 违约方应立即采取措施纠正其违约行为，并按照本协议的约定确认违约行为，承担违约责任。

（1）一次性违约金应在违约行为确认后_________日内支付。

（2）直接经济损失超过一次性违约金部分应在损失认定后_________日内支付。

（3）造成电量违约的，按照双方签定的购售电合同的有关约定处理。

15．9 在本协议规定的履行期限届满之前，任何一方明确表示或以自己的行为表明不履行协议义务的，另一方可要求对方承担违约责任。

第16章 协议的生效和期限

16．1 本协议经双方法定代表人或委托代理人签字并加盖公章后生效。

16．2 本协议期限，自_________年_________月_________日至_________年_________月_________日止。

16．3 在本协议期满前_________个月，双方应就续签本协议的有关事宜进行商谈。

第17章 协议的变更、转让和终止

17．1 本协议的任何变更、修改和补充必须以书面形式进行。生效条件同第16．1条。

17．2 双方明确表示，未经对方书面同意，均无权向第三方转让本协议项下所有或部分的权利或义务。

17．3 在本协议的有效期限内，有下列情形之一的，双方同意对本协议进行相应调整和修改：

（1）国家有关法律、法规、规章以及政策变动。

（2）本协议内容与国家电力监管机构颁布实施的有关强制性规则、办法、规定等相抵触。

（3）双方约定的其他情形：_________。

17．4 协议解除

如任何一方发生下列事件之一的，则另一方有权在发出解除通知_________日后终止本协议：

（1）一方破产、清算，一方或电厂被吊销营业执照或电力业务许可证。

（2）一方与另一方合并或将其所有或大部分资产转移给另一实体，而该存续的企业不能承担其在本协议项下的所有义务。

（3）双方约定的其他解除协议的事项：_________。

第18章 争议的解决

18．1 凡因执行本协议所发生的与本协议有关的一切争议，双方应协商解决，也可提请电力监管机构调解。协商或调解不成的，选择以下第条处理：

（1）双方同意提请仲裁委员会，请求按照其仲裁规则进行仲裁。仲裁裁决是终局的，对双方均具有法律约束力。

（2）任何一方依法提请人民法院通过诉讼程序解决。

第19章 适用法律

19．1 本协议的订立、效力、解释、履行和争议的解决均适用中华人民共和国法律。

第20章 其他

20．1 保密

双方保证对从另一方取得且无法自公开渠道获得的资料和文件予以保密。未经该资料和文件的原提供方同意，另一方不得向任何第三方泄露该资料和文件的全部或部分内容。但国家另有规定的除外。

20．2 协议附件

附件一：并网点图示

附件二：电厂技术参数

附件三：电厂设备调度范围划分

本协议（包括特别条款）的附件是本协议不可缺少的组成部分，与本协议具有同等法律效力。当协议正文与附件之间产生解释分歧时，首先应依据争议事项的性质，以与争议点最相关的和对该争议点处理更深入的内容为准。如果采用上述原则后分歧和矛盾仍然存在，则由双方本着诚实信用的原则按协议目的协商确定。

20．3 协议全部

本协议（包括特别条款）及其附件构成双方就本协议标的达成的全部协议，并且取代所有双方在此之前就本协议所进行的任何讨论、谈判、合同和协议。

20．4 通知与送达

任何与本协议有关的通知、文件均须以书面方式进行。通过挂号信、快递或当面送交的，经收件方签字确认即被认为送达；若以传真方式发出，则被确认已接收即视为送达。所有通知、文件均在送达或接收后方能生效。所有通知应发往本协议提供的下列地址。当一方书面通知另一方变更地址时，应发往变更后的地址。

20．5 不放弃权利

任何一方未通过书面方式声明放弃其在本协议项下的任何权利，则不应被视为其弃权。任何一方未行使其在本协议项下的任何权利，均不应被视为对任何上述权利的放弃或对今后任何上述权利的放弃。

20．6 继续有效

本协议中有关仲裁和保密的条款在本协议终止后仍然有效。

20．7 协议文本

本协议共_________页，一式_________份，双方各执_________份，送电力监管委员会／局备案贰份。

甲方（盖章）：_________乙方（盖章）：_________

法定代表人（签字）：_________法定代表人（签字）：_________

_________年____月____日_________年____月____日

签订地点：_________签订地点：_________

附件

附件二：电厂技术参数（略）

附件三：电厂设备调度范围划分（略）

推荐第10篇：风力发电机并网

风力发电机并网

介绍了双速电机(Dual Speed Generator,简称DSG)软并网型风力发电机组控制系统的构成和特点.系统采用双向晶闸管的软切入法,使DSG并网.这种软并网可以实现一个平稳的并网过渡过程而不会出现冲击电流.该控制系统采用了可编程逻辑控制器(PLC)、触摸屏和工业控制计算机等设备,实现了风力发电机组的自动起动、自动进行高低速电机之间的切换、自动保护等功能,使该WT组能够在长期无人值守情况下安全运行.软并网是目前大型异步风力发电机组并网的关键控制技术.利用复数分量法对用于风力发电的异步发电机并网过渡过程进行了分析.利用晶闸管进行软并网的原理,并利用Matlab/Simulink平台,建立了电流PI单闭环控制模型,并验证了该控制方案的正确性.使并网电流控制在额定电流的1.25～2倍以内,对实际软硬件系统的设计具有一定的指导意义.

本文在介绍定浆距失速控制风力发电机组控制系统中软并网部分控制要求与控制策略的基础上,给出了大型风力发电机组软并网系统控制的总体设计思路,分析了大型风力发电机组各种并网方式的特点,同时给出了用单片机设计的硬件电路及软件的设计方案.

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1这种控制系统的软并网装置、通用控制器与风力机组输入-输出信号模板、专用大型并网型风力机监控管理软件设计、整机的现场联机运行调试及全自动无故障运行.

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根据风电机组防雷保护和相关行业防雷标准,提出了风电机组防雷区的划分;介绍了风电机组及各部件防雷保护措施;给出了风电机组接地系统等设计方法.本发明涉及一种并网风力发电机，属于电力发电领域。特点是：它由桨叶、轮毂、齿轮箱、偏航、永磁同步发电机、异步发电机组成，齿轮箱上的齿轮轴与永磁同步发电机一端轴连接，永磁同步发电机另一端轴与异步发电机轴连接。本发明风力发电机可以在任何转速下并网发电；由于功率因数高，当异步发电机工作时永磁同步发电机可以补偿一定的功率因数，维护比较方便，且逆变成本低，在大功率时容易制造。

本发明公开了一种直驱式永磁同步风力发电机并网与功率调节方法，包括以下步骤：(1)风速测量仪测量风速，并将风速信号发送至微处理器，微处理器对三相全桥逆变器输出功率与电网电压相位功角δ的控制实现最大风能捕获，其中功角δ为逆变器输出电压u1网测电压us的夹角；(2)永磁同步发电机在风轮带动下发电，电流通过三相整流电路进行电流转换，然后再经过滤波电路后作为直流母线电压进入三相全桥逆变器；(3)直流母线电压经三相全桥逆变器，在微处

理器控制下经过滤波电抗器和升压变压器并网。本发明可以较好实现风能跟踪，稳定性高，可靠性高，小型化、便于维护和提高性能等控制效果，从而使整个系统控制简单、成本低廉等优点。

引言作为开发利用绿色能源的一种重要手段,风力发电技术已经逐渐成为人们关注的焦点。在各国政府的重视下,近些年来风力发电技术取得了迅猛的发展,系统的容量不断地增大,已经从最初的数十千瓦级发展到了如今的兆瓦级。随着风力发电设备的容量不断增大,发电系统在并网时给电网带来的影响就不能不引起注意。由于风力发电输出的电能随风场的风速变化而变化,容易在并网运行时给电网带来谐波污染、电压波动及闪变等问题,为了避免这些不利的影响,人们需要对风力发电系统的并网控制策略进行研究。空间矢量脉宽调制SVPWM波相对于传统风力发发电机…

2008年3月17日 10:40

[世华财讯]重庆海装公司2兆瓦风力发电机组在内蒙古风电场成功并网发电，该机组是国内首台单机功率最大、具有自主知识产权的风力发电机组。

据新华社3月17日报道，3月12日，中国首台具有完全自主知识产权的2兆瓦风力发电机组在内蒙古风电场成功并网发电。据该机组的制造者----中船重工(重庆)海装风电设备有限公司(以下简称海装公司)有关负责人介绍，该机组目前运行正常，这标志着海装公司风电样机试制取得了全面成功。

就在2兆瓦风力发电机组成功并网的前一天，内蒙古北方龙源风力发电有限责任公司与海装公司就内蒙古辉腾锡勒风电场风力发电机组设备购销合同在北京钓鱼台国宾馆正式签订。这是海装公司的第一个风电整机订单，为该机组批量生产推向市场奠定了基础。

2兆瓦大功率风力发电机组由海装风电公司和德国Aerodyn公司联合设计研发，并针对中国气候环境特点和工程化条件进行消化吸收再创新。海装风电公司先后攻克了机组传动链、机舱优化布局等一批风电机组的系统集成技术，具备了“全功率试验、系统集成、再工程化”的设计和制造能力。该机组首创了三个国内第一：一是国内首台单机功率最大、具有自主知识产权的风力发电机组；二是国内首台通过GL(德国船级社)认证的大功率风力发电机组；三是国内首台经过DEWI(德国风能研究所)测试的大功率风力发电机组。该机组适应在大气对流地区、水陆空气对流地区和山口风地区等中国三种主要类型的风区使用，并能满足高温、低温、风沙、盐雾、高海拔、台风等恶劣环境的使用要求。

据悉，该机组大批量生产后，国产化率可达到90%，与同功率进口风机相比，节约成本30%以上。重庆市将尽快形成国内风电装备研发与生产的重要基地，形成200万千瓦以上的风电装备的制造能力，形成百亿风电产业基地。 交流励磁变速恒频风力发电机并网控制策略

来源：万方数据时间： 2006-03-01

标签：交流励磁 变速恒频 风力发电 并网 磁场定向矢量控制

摘要：[论文资料] [医药] [2006年30卷3期] 交流励磁变速恒频风力发电机并

网控制策略 随着风电机组单机容量的不断增大,发电机并网时的电流冲击已不能忽视,必须对并网控制技术进行深入研究.在总结现有风力发电机并网技术的基础上,研究了交流励磁变速恒频风力发电机与电网间的\"柔性连接\"特性,即可通过励磁控制调节发电机输出以满足并网条件.将磁场定向矢量控制技术移植到并网控制中,建立了交流励磁变速恒频风力发电机并网控制策略,最后进行了实验研究....[ 相关资料搜索 ]

第11篇：并网运行规定

电力工业部印发《关于电网与发电厂、

电网与电网并网运行的规定(试行)》的通知

（1994年5月21日 电政法［1994］315号）

根据国务院《电网调度管理条例》的有关规定，为保证电网安全、优质、经济运行和维 护并网双方的合法权益，在征求有关部门和单位意见的基础上，部制定了《关于电网与发电厂、电网与电网并网运行的规定(试行)》，现印发给你们，执行中遇到的问题请及时向国家 电力调度通信中心反映。

附件：

电力工业部关于电网与发电厂、

电网与电网并网运行的规定(试行)



第一章 总则

第一条 为了适应社会主义市场经济规律要求，保证电网安全、优质、经济运行并维护并网双方的合法权益，根据《电网调度管理条例》的有关规定，制定本规定。

第二条 电网管理部门及其调度机构、并网运行的发电厂(站)、变电站和电网，均应遵守本规定。

第三条 新建需并网运行的发电厂应符合国家有关产业政策和电网的统一规划及并网的技术要求，有关电网管理部门应参加与并网运行有关部分的设计审查工作。

第四条 凡需并网运行的发电厂或电网，必须与电网管理有关部门本着平等互利、协商一致的原则签订并网协议，方可正式并入电网运行。

第五条 并网协议包括并网经济协议、并网调度协议和其它双方认为必要的协议。协议双方应将并网协议分别报上一级主管部门备案。

第六条 并网运行的发电厂或电网，均必须服从电网调度机构的统一调度。对发电厂并网运行的技术要求，应符合国家标准或国务院电行政主管部门规定的标准。电网并网运行的要求，可参照本规定的原则执行。



第二章 申请并网程序和条件

第七条 凡要求并网运行的发电厂，应在项目设计审查前三个月向有关电网管理部门提出并网申请，由有关电网管理部门审查其是否符合并网运行的要求，并在收到设计审查文件后一个月内作出书面答复。

第八条 申请并网发电厂，必须具备接受电网统一调度的技术装备和管理设施。

第九条 申请并网运行的发电厂的建设应与其配套的送变电工程和二次系统(包括相应的继电保护、安全自动及计量装置、通信、电网调度自动化等)设施按批准的设计同步建成，同步投产，并经有关电网管理部门验收合格。 第十条 发电厂与有关电网管理部门签订并网协议前要求具备：

1.向有关电网管理部门提供电气主接线图、主要设备参数、联网方式、继电保护和安全自动装置、远动及通信设备等技术资料；水电厂(包括蓄能水电厂)还应提供水工建筑、水文、水库调度曲线(调度图)等资料，核电厂还应提供核岛的有关资料和图纸；

2.与有关电网调度机构之间的通信设施已按设计建成，并已具备投运条件；

3.远动设施已按设计建成，有关远动信息具备送入有关电网调度机构的电网调度自动化系统的条件；

4.根据设计要求安装的继电保护和安全自动装置已具备投运条件；

5.与并网运行有关的电力、电量量测装置的技术等级应符合国家的有关规定并已安装完毕和进行初步校验；

6.其它事宜。

第十一条 有关电网管理部门因电网情况变化，为保证电网安全运行而要求发电厂加装有关设备的，发电厂应按其要求加装。

第十二条 电网并网的技术条件，可参照对发电厂的规定执行。

第十三条 对并网运行的电网，还应具备控制联网安全运行的能力。

第十四条 发电厂或电网是否具备正式并网运行条件，应通过发电厂、变电所、线路竣工验收，并网试运行或其它方式进行检验。

第十五条 有关电网管理部门要为需并网运行的发电厂或电网提供必要的技术指导和帮助，并积极为其并网运行创造条件。

第十六条 当并网双方对是否具备并网条件意见不一致时，可由双方上一级管理部门( 含电力工业部)协调确定。



第三章 并网经济协议

第十七条 发电厂或电网应当与有关电网管理部门签订并网经济协议。

第十八条 发电厂的上网电量应与有关电网管理部门签订购销协议，并应按国家有关规定协商确定上网电价，按有关规定报国家或省级电价权力部门批准后执行。

第十九条 电网管理部门与发电厂签订的并网经济协议应包括以下内容：

1.电量购、销条款；

2.价格条款；

3.结算条款；

4.违约责任条款；

5.奖惩条款；

6.因对方或自身原因上网电力、电量多(少)于协议规定的计算和考核条款；

7.技术指标考核及结算条款；

8.不可抗力的处理条款；

9.协议修订条款；

10.协议纠纷处理及仲裁条款；

11.其它条款。

第二十条 并网双方事故支援电力、电量的计量及补偿办法，由双方商定并在并网经济协议中明确。

第二十一条 并网经济协议是否需要公证由协议双方协商决定，并网经济协议可经任一协议方所在地公证机关公证。

第四章 并网调度协议

第二十二条 有关电网管理部门在接到发电厂的并网申请后，除对其是否具备并网条件进行审核外，对保证电网安全，须与电网配合的继电保护和安全自动装置的整定值应认真组织计算，下达执行。

第二十三条 电网管理部门与发电厂签订的并网调度协议主要包括以下内容：

1.并网运行的发电厂必须服从电网统一调度，执行有关的电网调度管理规程；电网调度机构应按发电机组设计能力同时体现公平、公正、经济、合理的原则及电网的运行需要统一安排并网电厂的调峰、调频、调压和事故备用；

2.由有关电网管理部门核定的发电机组最高、最低技术出力作为有关调度机构安排发电厂日负荷曲线和调峰容量的依据；

3.有关电网管理部门在编制月度发电计划时，应满足发电厂完成国家下达或协议规定的发电量的运行条件；

4.发电厂检修计划的编制应统筹考虑电网的需要和发电厂的可能，按电网管理部门批准的计划安排发电厂完成计划检修。检修进度应服从有关调度机构的统一安排，检修安排的 变动及临修的申请、批准等，按电网有关规程规定执行。

5.发电厂应严格按照有关调度机构下达的日负荷曲线运行，误差不应超过±3%，当按《电网调度管理条例》规定改变时，按经济办法结算；对发电厂的机组可用率应有原则规定；

6.有关电网管理部门对发电厂的继电保护、安全自动装置、通信、电网调度、自动化等专业工作实行归口管理，并对这些设备运行情况进行考核；

7.确定电力(含有功功率和无功功率)、电量和电压的计量点，其量测表计的技术等级应符合国家的有关规定，并定期进行校验。电量计量点原则上应设在设备的产权分界处；

8.发电厂应按有关电网管理部门的要求，按时、准确地报送有关统计报表及故障录波图等有关资料；

9.调度管辖范围；

10.电网安全措施管理；

11.调度系统电气值班人员培训、考核及认证办法；

12.协议修订办法；

13.协议纠纷处理及仲裁办法；

14.其它。 第二十四条 根据发电厂机组的容量与接入系统电压等级以及电网的具体情况，由跨省或省级电网管理部门确定与其签订并网调度协议的电网调度机构。

第二十五条 电网与电网签订并网调度协议的内容，可参照对发电厂的规定执行。



第五章 附则

第二十六条 已并网运行的发电厂或电网尚未签订并网协议的，应在本规定公布后的一年内与有关电网管理部门补订协议，并网条件不满足本规定要求的，应在协议中明确完善其并网技术条件的时间。

第二十七条 跨省或省级电网管理部门可以根据本规定制定具体实施细则。

第二十八条 本规定的解释权属电力工业部。

第二十九条 本规定自颁发之日起试行。

第12篇：并网安全协议

光伏发电并网安全协议

光伏发电并网安全协议

甲方：

签订地点： 乙方：

签订日期

为明确供电方（以下简称甲方）和光伏发电方（以下简称乙方）的权利和义务，保证电网的安全、优质、经济运行，规范本协议双方并网运行的行为，维护双方的合法权益，根据国家公布的法律法规、电力行业标准及国家和电力管理部门的有关规定，基于平等、自愿和诚实守信的原则，经双方协商一致，签订本协议，共同信守，严格履行。

一、并网方式及产权分界点 1.并网时间

以神木县供电公司光伏发电并网接入系统的批复时间为准。 2.基本技术参数

乙方多晶硅太阳能电池板功率

W/片，共计

片。型号

，系统输出额定有功功率为

KW，通过逆变器将直流电能转换成满足电网要求的交流电能并馈入电网。 3.接入系统方式

甲方从

。乙方通过并网逆变器将太阳能电池板的直流电能转换为符合电网要求的交流电，通过交流失压脱扣器和双向电能表并经闸刀并网。 4.产权分界点 双方产权分界点为：

T接点处（见下图），T接点以上（包括T接点）由甲方负责维护管理；T接点以下（不包括T接点）由乙方负责维护管理。

二、管理权限和责任划分

1.甲乙双方供、发电设施的运行维护管理范围按产权归属确定。产权属于谁，就由谁承担运行维护管理责任。

2.用户闸刀、双向电能表统一安装在固定箱体内，并由甲方加锁铅封，由甲方负责调管，乙方不得操作。但箱体产权属于乙方，乙方要负责看护箱体，确保箱体不被外力破坏或者引起其他事故。如遇问题，应及时通知甲方。

3.乙方应对其并网逆变器等设备进行保护监视，如遇异常乙方应及时通知甲方。

4.在供发电设施上发生的事故引起的法律责任，按供。发电设施产权归属确定。产权属于谁就由谁承担其拥有的供、发电设施上发生事故引起的法律责任。

三、甲、乙双方的权利和义务

1.甲方有权利根据电网的运行情况调管乙方的发电实施，乙方未经甲方同意不得对发电设施及其附属设备作出任何更改或变动。当遇到危及电网和用电安全、可能造成人身伤亡、设备损坏、违约用电、窃电、欠费时，甲方可直接终止乙方的发电设施向电网送电。

2.甲方有权对乙方光伏发电设施的运行使用情况进行检查，对危机运行安全的隐患提出书面整改意见，乙方应当予以配合、及时整改。否则甲方有权终止乙方光伏发电并网接入。

3.乙方应对其所有的光伏发电设施定期进行检查、检修和试验，如有问题应及时通知甲方。

4.乙方不得私自对外转供电，否则甲方有权利终止乙方的光伏发电并网接入，并且停止对乙方的供电。

5.乙方必须无条件遵守《电力法》等相关法律法规和有关并网发电管理规定。

6.鉴于乙方现场施工条件特殊。由甲方调管的相关设备安装在了乙方院内。所在乙方在家中无人的情况下应该提前通知甲方，如有必要，乙方要将院门钥匙提前交予甲方。否则引起的任何安全事故全部由乙方承担。若整改条件成熟，乙方应该配合甲方将相关设备整改到院墙外。

六、本协议效力及未尽事宜

1.本1.本协议未尽事宜，按《电力法》、《电力供应与使用条例》、《供电营业规则》等相关法律、法规的规定办理；如遇国家法律、政策调整时，应按相应规定修改、补充本协议有关条款，补充协议与本协议具有同等的效力。

2.双方任何一方欲修改、变更、解除协议时，按《供电营业规则》第94条办理；在修改、变更、解除协议的书面协议签定前，本协议继续有效。

3.本协议自甲乙双方签字，并加盖公章后生效。4.本协议一式三份，甲方执二份，乙方执一份。 甲方：（签章） 乙方：（签章）

法定代表（负责）人： 法定代表（负责）人：

或其委托代理人：

地址：

联系电话：

签订时间： 或其委托代理人：

地址：

联系电话：

签订时间：

第13篇：并网安全协议书

甲方： 签订地点：

乙方： 签订日期

为明确供电方（以下简称甲方）和光伏发电方（以下简称乙方）的权利和义务，保证电网的安全、优质、经济运行，规范本协议双方并网运行的行为，维护双方的合法权益，根据国家公布的法律法规、电力行业标准及国家和电力管理部门的有关规定，基于平等、自愿和诚实守信的原则，经双方协商一致，签订本协议，共同信守，严格履行。

一、并网方式及产权分界点

1.并网时间

以神木县供电公司光伏发电并网接入系统的批复时间为准。

2.基本技术参数

乙方多晶硅太阳能电池板功率 W/片，共计 片。型号 ，系统输出额定有功功率为 KW，通过逆变器将直流电能转换成满足电网要求的交流电能并馈入电网。

3.接入系统方式

甲方从 。乙方通过并网逆变器将太阳能电池板的直流电能转换为符合电网要求的交流电，通过交流失压脱扣器和双向电能表并经闸刀并网。

4.产权分界点

双方产权分界点为： T接点处（见下图），T接点以上（包括T接点）由甲方负责维护管理；T接点以下（不包括T接点）由乙方负责维护管理。

二、管理权限和责任划分

1.甲乙双方供、发电设施的运行维护管理范围按产权归属确定。产权属于谁，就由谁承担运行维护管理责任。

2.用户闸刀、双向电能表统一安装在固定箱体内，并由甲方加锁铅封，由甲方负责调管，乙方不得操作。但箱体产权属于乙方，乙方要负责看护箱体，确保箱体不被外力破坏或者引起其他事故。如遇问题，应及时通知甲方。

3.乙方应对其并网逆变器等设备进行保护监视，如遇异常乙方应及时通知甲方。

4.在供发电设施上发生的事故引起的法律责任，按供。发电设施产权归属确定。产权属于谁就由谁承担其拥有的供、发电设施上发生事故引起的法律责任。

三、甲、乙双方的权利和义务

1.甲方有权利根据电网的运行情况调管乙方的发电实施，乙方未经甲方同意不得对发电设施及其附属设备作出任何更改或变动。当遇到危及电网和用电安全、可能造成人身伤亡、设备损坏、违约用电、窃电、欠费时，甲方可直接终止乙方的发电设施向电网送电。

2.甲方有权对乙方光伏发电设施的运行使用情况进行检查，对危机运行安全的隐患提出书面整改意见，乙方应当予以配合、及时整改。否则甲方有权终止乙方光伏发电并网接入。

3.乙方应对其所有的光伏发电设施定期进行检查、检修和试验，如有问题应及时通知甲方。

4.乙方不得私自对外转供电，否则甲方有权利终止乙方的光伏发电并网接入，并且停止对乙方的供电。

5.乙方必须无条件遵守《电力法》等相关法律法规和有关并网发电管理规定。

6.鉴于乙方现场施工条件特殊。由甲方调管的相关设备安装在了乙方院内。所在乙方在家中无人的情况下应该提前通知甲方，如有必要，乙方要将院门钥匙提前交予甲方。否则引起的任何安全事故全部由乙方承担。若整改条件成熟，乙方应该配合甲方将相关设备整改到院墙外。

四、本协议效力及未尽事宜

1.本1.本协议未尽事宜，按《电力法》、《电力供应与使用条例》、《供电营业规则》等相关法律、法规的规定办理；如遇国家法律、政策调整时，应按相应规定修改、补充本协议有关条款，补充协议与本协议具有同等的效力。

2.双方任何一方欲修改、变更、解除协议时，按《供电营业规则》第94条办理；在修改、变更、解除协议的书面协议签定前，本协议继续有效。

3.本协议自甲乙双方签字，并加盖公章后生效。

4.本协议一式三份，甲方执二份，乙方执一份。

甲方：（签章） 乙方：（签章）

法定代表（负责）人： 法定代表（负责）人：

或其委托代理人： 或其委托代理人：

地址： 地址：

联系电话： 联系电话：

签订时间： 签订时间：

第14篇：风电并网仿真

风电并网课程作业

用digsilent软件仿真分析 含风电场的单机无穷大系统

的潮流与动态过程

班级：研电1105

姓名：郭威 （1112201057）

李彦宾（1112201063）

0 仿真系统参数如下

双馈电机参数：

变压器参数：

额定容量SN =1.5MVA

额定容量SN =63MVA 额定电压UN =0.69kV

额定电压UN =242kV/10.5kV 正常转速n =1490.565rpm

短路损耗404kW 级对数

p=2

空载损耗93kW 惯性时间常数（集中参数）TJ =5s

短路电压14.45% 定子电阻Rs =0.00598989pu

空载电流2.41%

转子电抗xs =0.125pu

直流电容参数：

同步速时

C=48137.6µF E=1.15kV 转子电阻Rr =0.00619137pu

系统参数：

转子电抗xr =0.105368pu

无限大系统: f =50Hz 静止时

负荷参数：

转子电阻Rr =0.02623123pu

P=35MW，cosΦ=0.9 输电线路：LGJ400，200km, r1=0.08 /km,x1=0.04 /km.变压器参数计算：选择电力变压器型号为SSPL-63000/220，额定容量为63000kVA，额定电压24222.5%kV，低压10.5kV，短路损耗404kW，空载损耗93kW，短路电压14.45%，空载电流2.41%，经过计算：

PKUNUk%UN14.4524224042422RT5.96

XT134.33

1000SN1000632100SN10063GTP09361.58810S 2210002421000UNI0%SN2.41632.59105S 22100242100UN22BT搭建的单机无穷大系统潮流图，该系统中无穷大系统由内阻为0、电压标么值为1的50Hz交流电压源进行等值。发电机采用经典二阶模型。设Xd’后暂态电势E’恒定、机械功率Pm恒定，D为定常阻尼系数，忽略线路损耗及分布电容，则对于单机无穷大系统有如下运动方程：

dMPmPeD(1)dtd1dt

下图中是digsilent潮流计算之后的潮流图(单线图)，图中记录了母线电压、相角以及标幺值，而变压器与线路都显示了有功、无功及负载率。

图0-1 单机无穷大系统拓扑图

加入由10台同型号，容量为1.5MW的DFIG构成的风电场之后，含风电场的完整系统拓扑图为：

图0-2 风机并网后的拓扑图 上图中，我们将风电场直接并入220kV的单机无穷大的系统内，其中风电场的风机是双馈风机，采用一个三绕组变压器（220kV/0.69kV/0.69kV）将控制回路（背靠背系统）与发电机的定子输出相分离，从而使风电厂的可靠性增强。

1 含风电场的单机无穷大系统潮流图

图0-3 风机并网后的潮流计算图

在digsilent中，由上图看出双馈电机的转子直接接到了一个直流母线上缺少了转子侧变流器的逆变作用，而不是我们所学习的转子通入三相交流电源，实际上在digsilent中原理上仍然是转子通入三相交流电，只是我们通过搭建模块将转子变流器以及其控制策略集成在控制模块中，所以在拓扑结构图中没有显示出来。

2 双馈机的基本原理

双馈机的等值电路如图2-1所示。

RsXsXrIrRr /sUs.IsXm..Ur /s.

图2-1双馈机等值电路

为转子电其中jXm为激磁电抗，Rs+jXs为定子阻抗，Rr为转子电阻，Xr为转子漏抗，Ur压，以上所有转子量均为折算到定子侧的数值。

忽略定子电阻，从定子侧输入的电磁功率可表示为

Ps112IIrRrRe[Urr]

(1)

其中前面一项对应一般异步电机的电磁功率，该值完全取决于异步电机的滑差，滑差为正时吸收电磁功率，运行于电动机状态；滑差为负时发出电磁功率，运行于发电机状态。双馈机则可以通过控制后面一项，使得电机的滑差为正时也能实现发电；实际中，双馈发电机的转速变化范围可达同步速的±30%。式（1）也表明，双馈机的定子功率控制是通过调节转子回路的励磁电压或电流实现的，具体调节过程通过矢量控制技术实现。

从双馈机转子输出到电网的电磁功率为

2IPrRe[Urr]sPsIrRr

(2) 忽略转子损耗，则有

PrsPs

(3) 即在忽略双馈电机定子和转子损耗的条件下，通过转子回路馈入电网的功率为通过电网流入定子回路功率的s倍。据图2-1所示的参考方向，有

PsPmPr

(4) 由式（3）和（4），可以得到

Pm(1s)Ps

(5) 式（3）和（5）即构成了双馈机的功率关系方程。

当0＜s＜1时，双馈机运行于亚同步状态；当s＞1时，双馈机运行于超同步状态， 不同运行状态下双馈机的实际功率流向如图12所示。

Pm双馈发电机Pe电网 Pm双馈发电机Pe电网变流器风力机变流器Ps~==风力机Ps~电网~==~电网 (a) 亚同步发电

(b) 亚同步电动

Pm双馈发电机Pe Pm双馈发电机Pe变流器风力机变流器Ps~==风力机Ps~~==~ (c) 超同步发电

(d) 超同步电动

图2-2 不同运行状态下双馈机功率流向

由图2-2可知，不论是发电机状态还是电动机状态，亚同步运行时双馈机的定子功率和转子功率流向相反；超同步运行时双馈机的定子功率和转子功率流向相同。实际上，双馈机在滑差为0的情况下也可实现发电，这时转子回路电流频率为0，即为直流电，而转子回路馈入电网的有功功率为0，双馈机的运行状态等同于同步发电机；由于其特殊性，一般不将其列为一种独立的运行状态。

从第一部分的潮流图可知，转子功率和定子功率都往电网流，可见DFIG处于超同步状态，转子转速大于同步速。

双馈机的dq电压、磁链方程如下：

usdpsd1sqRsisdusqpsq1sdRsisqurdprds1rqRrirdurqprqs1rdRrirq （6）

sdLsisdLmirdsqLsisqLmirqrdLrirdLmisdrqLrirdLmisq

由于双馈机的定子接在频率恒定的大电网上，定子电阻比电抗小很多，可以忽略不计，这时定子磁链与定子电压矢量近似互相垂直。把dq坐标系的d轴定向在定子磁链上时，定子磁链的q轴分量为0；这时d向定子电压为0，而q向定子电压为常数，即

sd1sq0usd0usqu

1(7)

将式（7）代入磁链方程，可以得到

isd1LmirdLsLmirqLs

(8)

isq

在同步旋转坐标系下，有定子功率

3(usdisdusqisq)

2 (9)

3Qs(usdisqusqisd)2Ps将（7）、（8）代入（9），可以得到

Ps3u1Lmirq2Ls3uQs1(1Lmird)2Ls

(10) 式（10）即构成了双馈机转子变流器矢量控制的数学模型。由式可见，在定子磁链或定子电压保持恒定时，定子有功功率与irq成正比，而定子无功功率则完全由ird决定；转子变流器矢量控制实现了定子有功功率和无功功率控制的解耦，或者说实现了电磁转矩与转子励磁控制的解耦，这就是转子变流器的矢量控制。

转子变流器的控制策略是功率、电流双闭环系统。在功率闭环中，有功功率P*的参考值可以根据风力机和双馈电机的特性按捕获最大风能的原则给出，无功Q*的参考值可以根据电网要求的最大功率因数需求设定，也可从发电机功率框图消耗的角度求得。反馈功率P，Q则是通过对发电机定子输出电压、电流检测和坐标旋转变换后计算求得；P*、Q*的参考值与反馈值先进行比较、差值再经过PI型功率调节器运算，输出定子电流有功分量及无功分量的参考值，通过计算又可得出转子电流的有功分量和无功分量的参考值和，将它们与转子电流反馈值进行电流控制（PI调节），可以得到相应的有功无功的改变值，然后通过坐标变换，得到控制PWM的调制信号，从而使得通过调节电流就能调节发电机发出有功功率和无功功率。

sd1isqLmPPILsirqLsirdPS*QLmLmPIPIurqurqPIQSurdurdisdiirqu*a2dqu*b2abcu*c2irdPWM转子侧变流器rd补偿电压计算urqirqdqdqririrABCurd光电编码器DFIGsd磁链计算isdisq功率P、Q计算usdusqdqisisususABC电网

图2-3 基于定子磁链定向的DFIG的P、Q解耦矢量控制策略

利用该原理我们得到digsilent中转子变流器的控制策略框图：

图2-4 digsilent中转子变流器矢量控制模块

网侧PWM变换器的主要功能是保持直流母线的电压稳定、输入电流正弦和控制输入功率因数。这直接取决于直流侧和交流侧有功功率是否平衡。如果能控制交流侧输入的有功功率，就能保持直流母线电压的稳定。由于电网电压基本上是恒定，所以对交流侧有功功率的控制实际上就是对输入电流有功分量的控制。输入功率因数的控制就是对输入电流无功分量的控制。

通过PARK变换我们可以实现解耦控制，从而控制id与iq可分别控制有功和无功功率，从而控制直流环节电压和交流侧功率因数。

uaubN网侧变换器机侧变换器LLLuabubciaibicSaSbScudcDFIGucabcuu*SVPWMudc*iiKPuusur*udrurdq*uqr*udciqudqid-udr+uPIqrPIidPIiq*iq-i*d-图2-5 基于定子电压定向矢量控制策略

在digsilent中相对应的网侧变流器的控制模块为：

图2-6digsilent中网侧变流器的控制模块

3 动态仿真

故障前双馈机运行于超同步发电状态ωr =1.2p.u.，为了便于分析假设风速保持恒定不变。双馈机并网处发生三相金属瞬时性短路，故障发生时刻为25s，持续200ms后故障消失，仿真结果如图0-图10所示。

图0 风速数据

图1 转子转速

图2 电磁转矩

图3 定子电压

图4 定子有功

图5 定子无功

图6 转子d轴电流

图7 转子q轴电流

图8 转子电流

图9 定子电流

图10 直流电压

3.1 仿真结果分析 故障后双馈机的电磁转矩急剧下降，而此时风速保持恒定，可认为输入机械转矩保持不变，发电机转子转速将迅速上升到一个较大的值。定子输出有功功率取决于机端电压，两者的变化轨迹趋近于一致，都是先降后恢复。定子电流和转子电流均出现过电流，与此同时变流器中的直流电容出现过电压。

3.1.1 定子功率分析

首先分析定子有功功率：

Ps3u1Lmirq2Ls3uQs1(1Lmird)2Ls

（10）

可知，定子有功与定子电压（定子磁链）成正比，故障后定子磁链的减小造成定子有功功率数值上减小。

下面来分析定子无功功率。双馈机的运行性能一大优点就是双馈机可以实现无功功率的控制及有功和无功控制的解耦。由上式（10）可知，双馈机定子既可以从电网吸收无功功率，也可以向电网送出无功功率，而且其大小可以调节。当定子无功功率为0时，双馈机定子与电网间没有无功功率交换，这时应满足

irdsLm

(11)

而定子回路发出和吸收无功功率的条件为

si，发出无功功率rdLm

(12) sird，吸收无功功率Lm

系统故障时，定子磁链下降，由上式可知，将有irdsLm，此时定子回来将会发出大量无功。这从图5可以看出。

3.1.2 故障电流分析

故障后双馈机的定子电流和转子电流如图8和图9所示。由于三相对称，只取其中一相分析。

由图

8、9可见，故障后定、转子电流都包含有很大的直流分量且衰减很快，而衰减一段时间后又增大的现象则是由控制系统的作用引起的：故障后由于定子无功功率和转子转速的变化，引起ird和irq的变化，如图6和图7所示；可以看到，故障后ird变化不大而irq增大。这就是故障后直流分量衰减一段时间后开始增大的原因。

3.2 小结

本节用Disilent建立了完整的双馈机发电系统模型，对电网发生故障后双馈机的暂态特性进行了详尽的仿真和分析，可得到如下结论：

双馈机的矢量控制系统基于稳态运行状态设计，暂态过程中会出现一些不利于其运行的电磁暂态过程，主要为转子电流器的过电流和直流电容的过电压问题（当网侧输入的功率大于转子侧消耗的功率时，多余的功率会使直流母线电压升高；反之，会使电压降低。只要能快速地控制交流侧输入的有功电流分量，就可以控制有功功率的平衡，从而保持直流母线电压的稳定。）。出于经济和技术方面的考虑，一般双馈机变流器承受过电压和过电流的能力为其额定值的1.5倍；而由上面的仿真结果看出，在机端三相短路的情况下，双馈机转子电流达到了额定值的4倍以上，这显然是双馈机的变流器系统不能承受的。为了达到故障后保护双馈机变流器系统的目的，现在通用的做法是在转子回路装设撬棒保护：故障后撬棒保护动作将转子绕组短路，进而起到保护转子变流器的作用。

3.3 展望

鉴于初学该软件以及时间所限，在完全学懂DFIG控制策略及弄清内部各个变量的作用之后，可以进行如下的一些工作：

（1） 完善风速模型，使其能够更好的模拟现实风速。

（2） 投入crowbar保护，将得到的转子电流和电容电压与未投入时的转子电流和电容电压进行对比分析。

4 心得

在仿真过程中，改变其中的一个变量，往往就会引起很大的变动，所谓牵一发而动全身。我们在调节风速的模型时，正遇到了这样一个问题。通过一遍遍的排查变量的控制量和被控量，花费了大量时间和经历，同时请教了师兄师姐，最终在大家共同努力下，成功地解决了问题。

通过此次仿真，不仅对双馈风力发电机的基本原理和控制策略有了一个更直观的理解，也深刻体会到风电接入电网后面临的一些技术难题需要我们科研人员去进一步的解决，从而为风电，甚至其他类型的新能源并入电网提供一个强大的技术支撑。

通过这次作业，意识到独立思考和团队合作的重要性，以及如何解决一个问题的方法和途径，所以这些必将对我俩以后的研究生阶段产生巨大影响。

第15篇：风力发电机组的并网

风力发电机组的并网

（时间:2007-10-9 23:28:46 共有

来源：风力发电机组的控制技术

当平均风速高于3m/s时，风轮开始逐渐起动；风速继续升高，当v>4m/s时，机组可自起动直到某一设定转速，此时发电机将按控制程序被自动地联入电网。一般总是小发电机先并网；当风速继续升高到7～8m/s，发电机将被切换到大发电机运行。如果平均风速处于8～20m/s，则直接从大发电机并网。发电机的并网过程，是通过三相主电路上的三组晶闸管完成的。当发电机过渡到稳定的发电状态后，与晶闸管电路平行的旁路接触器合上，机组完成并网过程，进入稳定运行状态。为了避免产生火花，旁路接触器的开与关，都是在晶闸管关断前进行的。

(一)大小发电机的软并网程序

1)发电机转速已达到预置的切人点，该点的设定应低于发电机同步转速。

2)连接在发电机与电网之间的开关元件晶闸管被触发导通(这时旁路接触器处于断开状态)，导通角随发电机转速与同步转速的接近而增大，随着导通角的增大，发电机转速的加速度减小。

3)当发电机达到同步转速时，晶闸管导通角完全打开，转速超过同步转速进入发电状态。

4)进入发电状态后，晶闸管导通角继续完全导通，但这时绝大部分的电流是通过旁路接触器输送给电网的，因为它比晶闸管电路的电阻小得多。

并网过程中，电流一般被限制在大发电机额定电流以下，如超出额定电流时间持续3.0s，可以断定晶闸管故障，需要安全停机。由于并网过程是在转速达到同步转速附近进行的，这时转差不大，冲击电流较小，主要是励磁涌流的存在，持续30～40ms。因此无需根据电流反馈调整导通角。晶闸管按照0°、15°、30°、45°、60°、75°、90°、180°导通角依次变化，可保证起动电流在额定电流以下。晶闸管导通角由0°大到180°完全导通，时间一般不超过6s，否则被认为故障。晶闸管完全导通1s后，旁路接触器吸合，发出吸合命令1s内应收到旁路反馈信号，否则旁路投入失败，正常停机。在此期间，晶闸管仍然完全导通，收到旁路反馈信号后，停止触发，风力发电机组进入正常运行。

(二)从小发电机向大发电机的切换

为提高发电机运行效率，风力发电机采用了双速发电机。低风速时，小发电机工作，高风速时，大发电机工作。小发电机为6极绕组，同步转速为43人次浏览） 无图

1000r/min，大发电机为4极绕组，同步转速1500r/min小发电机向大发电机切换的控制，一般以平均功率或瞬时功率参数为预置切换点。例如NEGMicon 750kW机组以10min平均功率达到某一预置值P1或4min平均功率达到预置值P2为切换依据。采用瞬时功率参数时，一般以5min内测量的功率值全部大于某一预置值P1，或lmin内的功率全部大于预置P2值作为切换的依据。

执行小发电机向大发电机的切换时，首先断开小发电机接触器，再断开旁路接触器。此时，发电机脱网，风力将带动发电机转速迅速上升，在到达同步转速1500r/min附近时，再次执行大小发电机的软并网程序。

(三)大发电机向小发电机的切换

当发电机功率持续10min内低于预置值P3时,或10min内平均功率低于预置值P4时，将执行大发电机向小发电机的切换。

首先断开大发电机接触器，再断开旁路接触器。由于发电机在此之前仍处于出力状态，转速在1500r/min以上，脱网后转速将进一步上升。由于存在过速保护和计算机超速检测，因此，应迅速投入小发电机接触器，执行软并网，由电网负荷将发电机转速拖到小发电机额定转速附近。只要转速不超过超速保护的设定值，就允许执行小发电机软并网。

由于风力机是一个巨大的惯性体,当它转速降低时要释放出巨大的能量，这些能量在过渡过程中将全部加在小发电机轴上而转换成电能，这就必然使过渡过程延长。为了使切换过程得以安全、顺利地进行，可以考虑在大发电机切出电网的同时释放叶尖扰流器，使转速下降到小发电机并网预置点以下，再由液压系统收回叶尖扰流器。稍后，发电机转速上升，重新切人电网。国产FD23—200/40kW风力发电机组便是采用这种方式进行切换的。

NEGMicon750/200kW风力发电机组也是采用这种方式进行切换的。

(四)电动机起动

电动机起动是指风力发电机组在静止状态时，把发电机用作电动机将机组起动到额定转速并切人电网。电动机起动目前在大型风力发电机组的设计中不再进入自动控制程序。因为气动性能良好的桨叶在风速v>4m／s的条件下即可使机组顺利地自起动到额定转速。

电动机起动一般只在调试期间无风时或某些特殊的情况下，比如气温特别低，又未安装齿轮油加热器时使用。电动机起动可使用安装在机舱内的上位控制器按钮或是通过主控制器键盘的起动按钮操作，总是作用于小发电机。发电机的运行状态分为发电机运行状态和电动机运行状态。发电机起动瞬间，存在较大的冲击电流(甚至超过额定电流的10倍)，将持续一段时间(由静止至同步转速之前)，因而发电机起动时需采用软起动技术，根据电流反馈值，控制起动电流，以减小对电网冲击和机组的机械振动。电动机起动时间不应超出60s，起动电流小于小发电机额定电流的3倍

第16篇：并网验收汇报材料

项目工作汇报

工程名称：霍林郭勒振发光伏科技有限公司30MW光伏发电项目 建设单位：霍林郭勒振发光伏科技有限公司 施工单位：江苏华源新能源科技有限公司 监理单位：北京四达贝克斯工程监理有限公司 高压设备调试单位：四川华蓥输变电有限公司 工程地点：霍林郭勒工业园区南露天矿排土场

国网蒙东电力通辽供电公司：

我代表EPC总包单位（江苏华源新能源科技有限公司）对各位领导、专家表示欢迎，欢迎各位专家对我站的情况提出宝贵建议与指导。霍林郭勒振发光伏30MW项目自开工以来，在上级有关领导的支持下，在建设单位、监理、调试、设备厂家各单位的共同合作下，本项目的土建、电气安装已完成，经过我公司三级自检合格，经通辽电力局质监站土建与电气验收合格，启动并网前的技术资料与文件都已齐全，具备电站整套启动时运行条件。

为便于对我站并网验收工作的顺利开展，我把我站的工程概况与目前的工程进展情况、施工主要节点作一简要的汇报。

工程概况：内蒙古霍林郭勒30兆瓦光伏发电项目是由霍林郭勒振发光伏科技有限公司投资，由江苏华源新能源科技有限公司承建的大型地面光伏发电项目。项目建设30兆瓦光伏电站，利用内蒙古通辽市霍林郭勒露天矿南排土场顶部的废弃未利用土地，总占地面积为1256亩，30MW分30个发电单元，每个单位2台550KW阳光逆变器，一台1000KVA三变箱变。每5MW为一条汇集线路共6条汇集线路，经10KV母线汇集由一台31500KVA的主变升至66KV，输电电路5.8KM，接入南广场220KV升压站蒙东电网。

站内围网占地面积1256亩，其中综合楼一栋，砖混结构一层，建筑面积579.02平方米；中控楼一栋，框架结构一层，建筑面积215.86平方米，逆变基础及箱变基础30个，每个占地面积29.5平方米。

本项目光伏支架共2853组，采用成品螺旋桩基础，直径Φ80mm，桩长1860mm，埋深1500mm，共计39942根。每块电池组件规格为255Wp，采用固定倾角方式安装，倾角38°，实际总装机容量32.01MWp，共计组件125532块。

本项目主要工程节点：综合楼竣工日期：2015年10月22号；

2、中控楼：竣工日期：2015年10月22号；

3、升压站基础：竣工日期：2015年9月5号；

4、逆变基础及箱变基础：竣工日期：2015年8月21号；

5、光伏电池板阵列：竣工日期：2015年10月30号；

6、门卫室：竣工日期：2015年10月22号；

7、系统集成电气：竣工日期：2015年11月30号；

8、附属工程：场内道路、围栏竣工日期：2015年11月20号；

9、主变压器系统设备安装：竣工日期：2015年11月20号；

10、主控及直流设备安装：竣工日期：2015年11月26号；

11、66KV配电装置安装：竣工日期：2015年11月25号；

12、10KV配电装置安装：竣工日期：2015年11月25号；

13、无功补偿装置安装：竣工日期：2015年9月17号；

14、全站电缆施工：竣工日期：2015年11月30号；

15、全站防雷及接地装置安装：竣工日期：2015年9月16号。该项目建成后年均发电量为4500万千瓦时，本项目运营期内25年总发电量约为104443.92万千瓦时。

通辽电力质检站对本项目土建验收时间：2015.10.11 通辽电力质检站对本项目电气验收时间：2016.1.10 电气一次、二次设备调试完成时间：2015.1.6 主要设备品牌：

组件：亿晶20MW，福马10MW 逆变器：合肥阳光电源股份有限公司 箱变：浙江三变科技股份有限公司 开关柜：中国西电集团公司

继保、监控系统设备：深圳长园深瑞继保自动化有限公司 主变压器：鲁能泰山电力设备有限公司 66KV设备：西安高压开关厂7分厂

第17篇：三地并网电台稿

电台稿（广告稿）

A：（惊喜的）知道吗？成都、眉山、内江三地之间打电话将不再是长途啦！

B：（高兴）哦？是吗！

A：（急切）2010年1月31日零时起，眉山和资阳电话并入成都大网！在原号码前眉山加3，资阳加2，七位升八位，统一使用028成都区号！

B：（惊喜）太好了！长途变市话！

A/B：眉山、资阳并网成都，从此畅享028！欢迎拨打10086或亲临移动营业厅了解。

电台稿（主持人口播稿）

眉山、资阳电话并网成都，区号统一028

2010年1月31日零时起时起，眉山、资阳本地电话网升八位并入成都本地电话网，眉山在原固定电话号码前加“3”、资阳在原固定电话号码前加“2”，统一使用长途区号028。成都、眉山和资阳三地之间相互拨打，取消漫游费，被叫免费，长途变市话。欢迎拨打10086或亲临移动营业厅了解。

第18篇：授权委托书并网申请[材料]

授权委托书

委托人：

身份证号： 受托人：

身份证号：

兹委托

办理农村家庭太阳能发电系统项目的并网申请事宜。

特此委托！

备注：本委托书一式两份，同具有法律效应。

委托人：2014年 月

日

第19篇：风力发电机组并网技术

风力发电机组并网技术

20世纪90年代，L.Xu, Bhowink, Machromoum, R.Pena等学者对双馈电机在变速恒频风力发电系统中的应用进行了理论、仿真分析和试验研究，为双馈电机在风力发电系统中的应用打下了理论基础。同时，电力电子技术和计算机技术的高速发展，使得采用电力电子元件(IGBT等)和脉宽调制(PWM)控制

的变流技术在双馈电机控制系统中得到了应用，这大大促进了双馈电机控制技术在风电系统中的应用。八十年代以后，功率半导体器件发展的主要方向是高频化、大功率、低损耗和良好的可控性，并在交流调速领域内得到广泛应用，使其控制性能可以和直流电机媲美。九十年代微机控制技术的发展，加速了双馈电机在工业领域的应用步伐。近十年来是双馈电机最重要的发展阶段，变速恒频双馈风力发电机组已由基本控制技术向优化控制策略方向发展。其励磁控制系统所用变流装置主要有交交变流器和交直交变流器两种结构形式:(1)交交变流器的特点是容量大，但是输出电压谐波多，输入侧功率因数低，使用功率元件数量较多。(2)采用全控电力电子器件的交直交变流器可以有效克服交交变流器的缺点，而且易于控制策略的实现和功率双向流动，非常适用于变速恒频双馈风力发电系统的励磁控制。

为了改善发电系统的性能，国内外学者对变速恒频双馈发电机组的励磁控制策略进行了较深入的研究，主要为基于各种定向方式的矢量控制策略和直接转矩控制策略。我国科研机构从上世纪九十年代开始了对变速恒频双馈风力发电系统控制技术的研究，但大多数研究还仅限于实验室，只有部分研究成果在中，在小型风力发电机的励磁控制系统中得到应用。因此，加快双馈机组的励磁控制技术的研究进度对提高我国风电机组自主化进程具有重要意义。

除了上面提到的双馈风力发电系统励磁控制技术研究以外，变速恒频双馈风力发电系统还有许多研究热点包括:

(I)风力发电系统的软并网软解列研究

软并网和软解列是目前风力发电系统的一个重要部分。一般的，当电网容量比发电机的容量大得多的时候，可以不考虑发电机并网的冲击电流，鉴于目前并网运行的发电机组已经发展到兆瓦级水平，所以必须要限制发电机在并网和解列时候的冲击电流，做到对电网无冲击或者冲击最小。

(2)无速度传感器技术在双馈异步风力发电系统应用的研究

近年，双馈电机的无位置以及无速度传感器控制成了风力发电领域的一个重要研究方向，在双馈异步风力发电系统中需要知道电机转速以及位置信息，但是速度以及位置传感器的采用提高了成本并且带来了一些不便。理论上可以通过电机的电压和电流实时计算出电机的转速，从而实现无速度传感器控制。如果采用无传感器控就可以使发电机和逆变器之间连线消除，降低了系统成本，增强了控制系统的抗干扰性和可靠性。

(3)电网故障状态下风力发电系统不间断运行等方面

并网型双馈风力发电机系统的定子绕组连接电网上，在运行过程中，各种原因引起的电网电压波动、跌落甚至短路故障会影响发电机的不间断运行。电网发生突然跌落时，发电机将产生较高的瞬时电磁转矩和电磁功率，可能造成发电机系统的机械损坏或热损坏，所以三相电网电压突然跌落时的系统持续运行控制策略的研究是目前研究焦点问题之一。

此外，双馈风力发电系统的频率稳定以及无功极限方面也是目前研究的热点。

在大型风力发电系统运行过程中，经常需要把风力发电机组接入电力系统并列运行。发电机并网是风力发电系统正常运行的“起点”，也是整个风力发电系统能够良好运行的前提。其主要要求是限制发电机在并网时的瞬变电流，避免对电网造成过大的冲击，并网过程是否平稳直接关系到含风电电网的稳定性和发电机的安全性。当电网的容量比发电机的容量大的多(大于25倍)的时候，发电机并网时的冲击电流可以不考虑。但风力发电机组的单机容量越来越大，目前己经发展到兆瓦级水平，机组并网对电网的冲击已经不能忽视。比较严重的后果不但会引起电网电压的大幅下降，而且还会对发电机组各部件造成损害;而且，长时间的并网冲击，甚至还会造成电力系统的解列以及威胁其它发电机组的正常运行。

因此必须通过合适的发电机并网方式来抑制并网冲击电流。

目前，实现发电机并网的方式主要有两种，一种被称为准同期方式，另一种被称为自同期方式。准同期方式是将已经励磁的发电机在达到同期条件后并入电网;自同期方式则是将没有被励磁的发电机在达到额定转速时并入电网，随即给发电机加上励磁，接着转子被拉入同步。自同期方式由于当发电机合闸时，冲击电流较大，母线电压跌落较多而很少采用。因此，现在发电机的主要并网方式为准同期方式，它能控制发电机快速满足准同期条件，从而实现准确、安全并网。

异步风力发电机组并网

异步发电机投入运行时，由于靠转差率来调整负荷，其输出的功率与转速近乎成线性关系，因此对机组的调速要求不像同步发电机那么严格精确，不需要同步设备和整步操作，只要转速接近同步转速时就可并网。但异步发电机的并网也存在一些问题。例如直接并网时会产生过大的冲击电流(约为异步发电机额定电流的4～7倍)，并使电网电压瞬时下降。随着风力发电机组电机容量的不断增大，这种冲击电流对发电机自身部件的安全以及对电网的影响也愈加严重。过大的冲击电流，有可能使发电机与电网连接的主回路中自动开关断开;而电网电压的较大幅度下降；则可能会使低压保护动作，从而导致异步发电机根本不能并网。另外，异步发电机还存在着本身不能输出无功功率、需要无功补偿、过高的系统电压会造成发电机磁路饱和等问题。

目前，国内外采用异步发电机的风力发电机组并网方式主要有以下几种。

(1)直接并网方式

这种并网方法要求并网时发电机的相序与电网的相序相同，当风力机驱动的异步发电机转速接近同步转速(90%一100%)时即可完成自动并网，见图(2-6 )所示，自动并网的信号由测速装置给出，然后通过自动空气开关合闸完成并网过程。这种并网方式比同步发电机的准同步并网简单，但并网瞬间存在三相短路现象，并网冲击电流达到4～5倍额定电流，会引起电力系统电压的瞬时下降。这种并网方式只适合用于发电机组容量较小或与大电网相并的场合。

(2)准同期并网方式

与同步发电机准同步并网方式相同，在转速接近同步转速时，先用电容励磁，建立额定电压，然后对已励磁建立的发电机电压和频率进行调节和校正，使其与系统同步。当发电机的电压、频率、相位与系统一致时，将发电机投入电网运行，见图(2-7)所示。采用这种方式，若按传统的步骤经整步到同步并网，则仍须要高精度的调速器和整步、同期设备，不仅要增加机组的造价，而且从整步达到准同步并网所花费的时间很长，这是我们所不希望的。该并网方式合闸瞬间尽管冲击电流很小，但必须控制在最大允许的转矩范围内运行，以免造成网上飞车。

(3)降压并网方式

降压并网是在异步发电机和电网之间串接电阻或电抗器或者接入自祸变压器，以便达到降低并网合闸瞬间冲击电流幅值及电网电压下降的幅度。因为电阻、电抗器等元件要消耗功率，在发电机进入稳态运行后必须将其迅速切除。显然这种并网方法的经济性较差。

(4)晶闸管软并网方式

这种并网方式是在异步发电机定子与电网之间通过每相串入一只双向晶闸管连接起来，来对发电机的输入电压进行调节。双向晶闸管的两端与并网自动开关K2的动合触头并联，如图2-9所示。

接入双向晶闸管的目的是将发电机并网瞬间的冲击电流控制在允许的限度内。图(2-9)示出软并网装置的原理。通过采集US和IS的幅值和相位，对晶闸管的导通角进行控制。具体的并网过程是:当风力发电机组接收到由控制系统微处理机发出的启动命令后，先检查发电机的相序与电网的相序是否一致，若相序正确，则发出松闸命令，风力发电机组开始启动；当发电机转速接近同步转速时(约为99 % -100%同步转速)，双向晶闸管的控制角同时由180度到0度逐渐同步打开，与此同时，双向晶闸管的导通角则同时由0度到180度逐渐增大，此时并网自动开关K2未动作，动合触点未闭合，异步发电机即通过晶闸管平稳地并入电网，随着发电机转速的继续升高，电机的转差率趋于零，当转差率为零时，双向晶闸管已全部导通，并网自动开关K2动作，短接双向晶闸管，异步发电机的输出电流将不再经双向晶闸管，而是通过已闭合的自动开关K2流入电网。在发电机并网后，应立即在发电机端并入补偿电容，将发电机的功率因数(cos }p)提高到0.95以上。由于风速变化的随机性，在达到额定功率前，发电机的输出功率大小是随机变化的，因此对补偿电容的投入与切除也需要进行控制，一般是在控制系统中设有几组容量不同的补偿电容，根据输出无功功率的变化，控制补偿电容的分段投入或切除。这种并网方法的特点是通过控制晶闸管的导通角，来连续调节加在负载上的电压波形，进而改变负载电压的有效值。目前，采用晶闸管软切入装置((SOFT CUT-IN)已成为大型异步风力发电机组中不可缺少的组成部分，用于限制发电机并网以及大小电机切换时的瞬态冲击电流，以免对电网造成过大的冲击。

晶闸管软并网技术虽然是目前一种较为先进的并网方法，但它也对晶闸管器件以及与之相关的晶闸管触发电路提出了严格的要求，即晶闸管器件的特性要一致、稳定以及触发电路可靠，只有发电机主回路中的每相的双向晶闸管特性一致，并且控制极触发电压、触发电流一致，全开通后压降相同，才能保证可控硅导通角在0度到180度范围内同步逐渐增大，才能保证发电机三相电流平衡，

否则会对发电机

不利。

适合交流励磁双馈风力发电机组的并网技术

目前，适合交流励磁双馈风力发电机组的并网方式主要是基于定子磁链定向矢量控制的准同期并网控制技术，包括空载并网方式，独立负载并网方式，以及孤岛并网方式。另外，对于垂直轴型的双馈机组，由于不能自动起动，所以必须采用“电动式”并网方式。下面对各种并网方式的实现原理分别给予了简要介绍。

(1)空载并网技术

所谓空载并网就是并网前双馈发电机空载，定子电流为零，提取电网的电压信息(幅值、频率、相位)作为依据提供给双馈发电机的控制系统，通过引入定子磁链定向技术对发电机的输出电压进行调节，使建立的双馈发电机定子空载电压与电网电压的频率、相位和幅值一致。当满足并网条件时进行并网操作，并网成功后控制策略从并网控制切换到发电控制。如图(2-10)所示。

（2)独立负载并网技术

独立负载并网技术的基本思路为:并网前双馈电机带负载运行(如电阻性负载)，根据电网信息和定子电压、电流对双馈电机和负载的值进行控制，在满足并网条件时进行并网。独立负载并网方式的特点是并网前双馈电机已经带有独立负载，定子有电流，因此并网控制所需要的信息不仅取自于电网侧，同时还取自于双馈电机定子侧。

负载并网方式发电机具有一定的能量调节作用，可与风力机配合实现转速的控制，降低了对风力机调速能力的要求，但控制较为复杂。

(3)孤岛并网方式

孤岛并网控制方案可分为3个阶段。第一阶段为励磁阶段，见图(2-12)所示，从电网侧引入一路预充电回路接交—直—交变流器的直流侧。预充电回路由开关K

1、预充电变压器和直流充电器构成。

当风机转速达到一定转速要求后，K1闭合，直流充电器通过预充电变压器给交—直—交变流器的直流侧充电。充电结束后，电机侧变流器开始工作，供给双馈电机转子侧励磁电流。此时，控制双馈电机定子侧电压逐渐上升，直至输出电压达到额定值，励磁阶段结束。

第二阶段为孤岛运行阶段。首先将Kl

断开，然后启动网侧变流器，使之开始升压运行，将直流侧

升压到所需值。此时，能量在网侧变流器，电机侧变流器以及双馈电机之间流动，它们共同组成一个孤岛运行方式。

第三阶段为并网阶段。在孤岛运行阶段，定子侧电压的幅值、频率和相位都与电网侧相同。此时闭合开关K2，电机与电网之间可以实现无冲击并网。并网后，可通过调节风机的桨距角来增加风力机输入能量，从而达到发电的目的。

(4)“由动式”并网方式

前面介绍的几种并网方式都是针对具有自起动能力的水平轴双馈风力发电机组的准同期并网方式，对于垂直轴型的双馈机组(又称达里厄型风力机)由于不具备自启动能力，风力发电机组在静止状态下的起动可由双馈电机运行于电动机工况来实现。

如图(2-13)所示，为实现系统起动在转子绕组与转子侧变频器之间安装一个单刀双掷开关K3，在进行并网操作时，首先操作K3将双馈发电机转子经电阻短路，然后闭合K1连接电网与定子绕组。在电网电压作用下双馈电机将以感应电动机转子串电阻方式逐渐起动。通过调节转子串电阻的大小，可以提高起动转矩减小起动电流，从而缓解机组起动过程的暂态冲击。当双馈感应发电机转速逐渐上升并接近同步转速时，转子电流将下降到零。在此条件下，操作K3断开串联电阻后将转子绕组与转子侧变频器相连接，同时触发转子侧变频器投入励磁。最后在成功投入励磁后，调节励磁使双馈发电机迅速进入定子功率或转速控制状态，完成机组起动过程。

这种并网方式实现方法简单，通过适当的顺序控制就能够实现不具备自起动能力的双馈发电机组的起动与并网的需要，如果电机转子侧安装有“CrowBarProtection”保护装置，则通过控制器投切“CrowBar Protection”就可以实现系统的起动与准同期并网。

空载并网方式并网前发电机不带负载，不参与能量和转速的控制，所以为了防止在并网前发电机的能量失衡而引起的转速失控，应由原动机来控制发电机组的转速。独立负载并网方式并网前接有负载，发电机参与原动机的能量控制，表现在一方面改变发电机的负载，调节发电机的能量输出，另一方面在负载一定的情况下，改变发电机转速的同时，改变能量在电机内部的分配关系。前一种作用实现了发电机能量的粗调，后一种实现了发电机能量的细调。可以看出，空载并网方式需要原动机具有足够的调速能力，对原动机的要求较高;独立负载并网方式，发电机具有一定的能量调节作用，可与原动机配合实现转速的控制，降低了对原动机调速能力的要求，但控制复杂，需要进行电压补偿和检测更多的电压、电流量。孤岛并网方式是一种近年来才提出的比较新颖的一种并网方式，在并网前形成能量回路，转子变换器的能量输入由定子提供，降低了并网时的能量损耗。

其中空载并网方式由于具有控制策略简单，控制效果好，而在实际机组中广泛采用，而负载并网方式、孤岛并网方式以及“电动式”并网方式由于存在控制系统较为复杂，系统稳定性差等缺点目前仍然停留在理论探索阶段。

双馈发电机并网控制与功率控制的切换

双馈风力发电系统并网控制的目的是对发电机的输出电压进行调节，使建立的DFIG的定子空载电压与电网电压的幅值、频率、和相位保持一致，当满足并网条件时进行并网操作，并网成功后进行最大风能追踪控制

.并网成功后一方面变桨距系统将桨叶节距角置于0以获得最佳风能利用系数，与此同时转子励磁系统开始进行最大功率点跟踪(Maximum Power pointTracking,MPPT )控制，以捕获最大风能。并网切换前后控制策略有较大差异，如果直接切换，则控制系统重新从零开始调节，必然引起转子电压的突变，从而造成并网瞬间系统产生振荡，这种振荡可能短时间内使系统输出有很大的偏差，致使控制量超过系统可能的最大允许范围，容易造成发电机损坏，而这在实际的并网过程中是十分不利的。为此，要达到发电机顺利、安全并网的目的还必须实现控制策略的无扰切换，使转子输出电压平稳的过渡到新的稳定状态。

双馈发电机的解列控制

基于双馈电机的变速恒频风力发电系统，在风速达到最低启动风速(切入风速)后开始进行并网控制使空载定子电压跟随电网电压，风电机组平稳的并入电网，运行发电。在风力机并入电网后会根据风速大小的不同实施不同的控制策略，包括MPPT控制、恒转速控制及恒功率控制。当高于停机风速(切出风速)时，便会将风机从电网中切出，即解列控制。解列控制的要求是在断网瞬间定子电流为零。由于在断网前双馈电机实施恒功率控制，所以在解列控制中一方面要通过变桨距系统将桨叶节距角刀调至90，即顺桨状态，以减少风轮吸收的机械能降低转子的转速，另一方面通过转子励磁系统控制转子电流的转矩分量和励磁分量逐渐减小到零，从而使得双馈电机的定子电流逐渐变化到零，最后在零电流状态下与电网脱开，完成软切出过程。 oo

第20篇：电站并网调度协议

白溪水电站并网调度协议

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第一条：总则

1.1 经宁波市计委甬计工(1992)733号文批准立项,并经省电力局同意建设的宁波市白溪水电站是宁波市重点工程项目之一,宁波市白溪水电站建成投产后,将加强电网峰谷差的调节能力,改善供电这量以及满足电力需求等,发挥积极的作用。 1.2为保证电网安全、优质、经济运行并维护并网甲、乙双方的合法权益，根据《电网调度管理条例》的有关规定，本着统一高度，分级管理，平等互利和协商一致的原则，以《并网经济协议》为根据，特签订本协议，双方共同信守，严格执行。

第二条：用词定义

2.1 发电设备——指发电机、水轮机及其附属设备。

2.2 一次电气系统——指发电厂升压站、输电线路、变电所及其所属电气设备。

2.3二次电气系统——指继电保护及系统安全自动装置、计量装置、通信设施和电网自动化终端等。

2.4电网自动化系统终端——指调度自动化系统、负荷管理系统、电费计费系统按装在乙方的1种或2种终端设备。2.5地调——宁波电业局调度所。 2.6县调——宁海县供电局调度所。

第三条：调度关系及管辖范围

1 3.1乙方发电设备铭牌参数： 3.1.1发电机

型式：立轴、悬式密闭自循环空气冷却 励磁方式：微机自并激励磁 制造厂家：东风电机厂 型号：SF9000-14/3250 额定容量：发电机

11250KVA 3.1.2水轮机技术规范

1#、2#水轮机 型式：立式混流式

额定转速：水轮机工况

428.57r/min 水轮机额定出力：9327KW 水轮机最大出力：12768KW

11600KW 旋转方向：水轮机工况为俯视顺时针旋转3.1.3水库特性：

水库水位：

校核洪水位：176.20m 设计洪水位：174.30m 正常运行设计最高蓄水位：170.0m 正常运行设计低水位：140.0m 工作水深：

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水库面积：342万平方米。 水库回水长度：12.3K m 水库容积：

总库容：16840万立方米。

滞洪库容：6300万立方米。

正常运行发电调节库容：8100万立方米。 年调节库容：8100万立方米。 下游调节池： 初期发电尾水位： 供水后最高尾水位：86.20 供水后最低尾水位：73.0 额定工作水头：57.5 最高水头：96.5 最低水头：54.5 3.1.4乙方并网线路名称及电压等级

乙方发电机经1#、2#主变分别由跃白3207线至跃龙变35KVI段母线上,白溪3274线经岔路3208线至跃龙变35KVII段母线上并网发电。

3.1.5乙方并网运行后的管辖范围：

电站1#、2#机有功、无功出力属宁波地调调度管辖。 白溪水电站35KV母线及母线设备、跃白3207线、白溪3274

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线以及相关的继电保护、安全自动装置均属县调调度管辖。 白溪水电站1#、2#主变属白溪水电站值长调度管辖。 3.1.6属甲方调度许可设备

白溪水电站1#、2#机开停机属地调许可,影响乙方发电出力的有关辅机等设备停、复役以及水库水位高、低情况均需得到地调调度许可。

第四条：并网运行条件和程序

4.1 乙方电站建设应符合以下原则：

4.1.1一次结线方式和配套的输、变、配电工程，符合接入系统设计的审查原则，满足电网安全、经济运行的要求。4.1.2二次系统应符合二次接入系统设计的审查原则，其中：

(1)继电保护及系统安全自动装置应满足电网安全运行的要求。甲方调度机构负责对与电网配合的继电保护及系统安全自动装置的整定值进行计算或核算，并下达乙方和有关单位执行。

(2)电网自动化系统终端采集的信息应满足甲方调度运行及电力市场的信息采集要求。

(3)计量关口表计应按《并网经济协议》的有关条款安装。 (4)调度通信设施必须满足调度、电网自动化专用通道的要求，保证其畅通可靠；调度总机的选型，配置必须征得甲方同意方能入网。

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(5)乙方有功、无功电力和电网电压的监测点和考核范围由甲方确定。乙方安装的电力和电压监测点的测量表计精度应符合国家规定或者电力行业标准。

4.1.3一次系统和二次系统应与电站同步建设、同步投产。经双方验收合格，消除缺陷，并按甲方对接入系统提出的要求做好并网前的准备，电厂才能并网运行。电厂并网调试期间，甲方可向乙方提供必要的技术指导和帮助。 4.2 乙方应在首次并网前三个月，向甲方提供：

4.2.1电气一次接线图（包括发电机、主变压器、母线、出线接线图）；

4.2.2发电机、主变压器线路等主要设备规范、设计参数、制造参数和实测参数（需要在启动过程中测量的参数在设产后一个月内补报）；

4.2.3继电保护及安全自动装置图纸（包括发电机、变压器、并网线路和整套保护图纸）、相应的CT和PT变比及与系统运行有关的整定值；

4.2.4电网自动化系统终端设备的技术说明书、设计施工图（其中，电厂上送远动信息表及相应的CT和PT变比和遥测满度值，在机组投产前一个月提供）。

4.2.5调度通信全套设计文件、工程施工图、竣工文件；4.2.6现场运行规程；

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4.2.7新设备命名的建议报告。

4.3 电厂符合并网条件和要求，乙方应在首次并网前3个月向甲方提出书面新设备投产运行申请和机组调试计划表。当电厂已满足规定的并网技术要求时，甲方应在收到书面申请30天内给予批准，并以所辖调度范围的设备正式命名，乙方应在双方商定的首次并网前七天填写新设备投产运行申请表。 4.4 乙方值长和电气运行值班人员及班长应按电力工业部颁发的《电网设计系统值班人员的培训考核办法》（电教603号）的规定进行培训、考核，取得合格证书，才能持证上网。并将值长和电气运行值班人员的名单报给甲方。值长和电气运行值班人员的名单更换应及时报给甲方。

第五条：调度运行和检修管理

5.1 电厂并入电网运行后，必须服从甲方的统一调度。认真执行《浙江省电力系统调度规程》、《宁波电力系统调度规程》。 甲方调度机构对其所发布的调度指令的正确性负责。乙方应根据甲方调度规程和本协议的条款制定现场运行规程、典型操作票等，但不得于上述规程和协议条款相抵触，并上报甲方备案。除调度规程明确规定外，乙方不得利用任何借口拒绝或拖延执行调度指令。

5.2属甲方调度范围内设备，乙方均应遵守和执行调度停复役申请制度和调度操作制度。乙方应如实汇报现场情况，正确回答

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甲方的询问，不得隐瞒真相。

5.3乙方应按电力部规程对电厂的继电保护，电网自动化系统终端设备、调度通信设施进行校验和维护。及时消除缺陷，严格执行甲方自动化设备管理规程，做好与地调远动值班人员的配合工作。如需对电网运行有关的装置更新改造等，应事先征得甲方同意后才能实施。一方更新改造或操作，可能影响双方保护、自动化、通信实施正常配合的，应预先通知另一方。在出现下列紧急情况时，甲方值班调按照“保人身、保电网、保设备”的原则，有权向乙方发布调整电站有功和无功功率，带最低技术出力或增加发电出力等指令：

1、电网发生事故或者发生重大设备事故；

2、电网频率或者电压超过规定范围；

3、输变电设备负载超过规定值；

4、主干线中功率值超过规定的稳定限额；

5、其他威胁电网安全运行的紧急情况；

6、汛期水电冲击；

7、社会经济原因，用电负荷发生大幅度上升或下降。

乙方接到修改后的计划发电有功曲线，应按机组允许的增减速率及时调整发电机组出力。

5.4 乙方如发生事故，应立即向甲方值班调度员报告事故情况及继电保护动作信号，并在两天内向甲方提供有关事故数据。

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5.5 甲方涉及电网安全稳定运行的规定，措施以及继电保护和安全自动装置的反事故技术措施及有关规定，乙方均应严格执行。电站并网运行后需新增加的涉及系统安全、经济运行的装置以及相应技术改进措施由甲方提出要求，经双方商定后由乙方安排工程费用，组织协调由甲方负责牵头。 5.6 甲方依据《并网经济协议》，公平、公正、公开地统一安排乙方的发电方式。乙方应承担电网调峰和事故备用的责任。由甲方下达的电网调峰和事故备用的调度指令，乙方应负责执行。

5.7 甲方向乙方下达日计划发电有功曲线，乙方应严格按照下达的日计划发电有功曲线运行，偏差不应超过±3%。由于乙方原因，偏差超过±3%，甲方将按照《并网经济协议》的有关条款结算。

5.8 乙方根据发电设备健康状态，需要修改发电有功曲线时，应按下列程序办理：

5.8.1当辅机等发生缺陷，要求修改发电有功曲线，必须在2小时前向甲方提出申请。如遇紧急（设备缺陷）情况，应说明具体原因，向甲方汇报修改发电有功曲线。

5.8.2当发电设备非计划停机时，要求修改发电有功曲线，必须在6小时前向甲方提出申请，甲方根据电网的实际情况给予签发。

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5.8.3发生危及人身、电网和设备安全的事故，乙方可按照现场事故处理规定的要求处理，但事故处理后应及时向甲方值班调度员汇报事故情况。

5.10乙方35KV并网母线电压应控制在上限39.5KV，下限33.95KV范围内，当并网母线电压超出规定范围时，而乙方无法控制时，应及时向甲方汇报。当乙方无功出力达不到规定值时，甲方将按照《并网经济协议》的有关条款结算。 5.11 乙方应根据电网管理需要向甲方提供有关报表和试验数据等。

5.12乙方按时报送电厂的年、月度生产计划和有关发电设备检修计划。在电厂商业运行日前60天及此后每年的9月30日前，向甲方上报下一年度的发电设备检修计划表。乙方上报的设备检修计划表应根据电力部检修规程制度。在乙方上报月度计划后，由甲方汇总平衡后，将批复或修改的计划下达给乙方。

5.13 被列入月度计划中的检修项目，乙方应按《宁波电力系统调度规程》在开工前一周星期四之前向甲方提出检修申请，甲方根据电网的实际情况给予批准。乙方应严格执行批准的计划检修申请，按时完成各项检修工作，若乙方要求调整检修计划亦应按照《宁波电力系统调度规程》执行。

第六条：违约、争议的处理

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6.1 双方若违反本协议，给对方造成损失的，应依法由责任方承担责任。由于乙方原因造成甲方系统事故，乙方应承担相应责任。如因甲方原因引起乙方少发电或不能正常供电或造成事故，则由甲方承担相应责任。但因下列原因造成一方损失的，另一方不承担赔偿责任：

1、不可抗力；

2、一方自身的过错；

3、

第三人的过错。

6.2 乙方并网后应严格执行电力调度规章制度，服从统一调度，严格执行设计命令。对违反调度纪律的将按国家颁发的《电网调度管理条例》、《电网调度管理条例实施办法》的有关规定追究责任。同样甲方在调度工作中，违反条例或规定也承担相应的责任。乙方如有（但不限于下列）违反甲方调度命令的行为，甲方将酌情予以每次2~10万元违约金。

1、

未经甲方调度机构许可，不按照甲方调度机构下达的发电计划执行的；

2、不执行甲方调度机构批准的检查计划的；

3、不如实反映执行调度指令情况的；

4、不如实反映电厂运行情况的。

不执行调度指令或拖延执行调度指令和不执行调度机构下棕的保证电网安全措施的（包括不认真执行继电保护及系统安

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全自动装置、自动化系统和通讯的有关规定），而造成甲方直接经济损失，则按实际承付损失费用。

乙方如不执行，由甲方有权对电厂实行解列，直到其纠正违约，解列后造成的一切后果应由乙方承担。

6.3 双方如在本协议履行时发生争议，应通过友好协商解决，也可以通过省级以上电力管理产门或其授权的电力管理部门协调解决。如果友好协商和调解未能奏效，可按下列方式解决： 双方约定向宁波市仲裁委员会申请仲裁，仲裁终局对双方都有约束力。

在未协调解决和仲裁终局之前，双方仍需严格执行本协议。

第七条：其它事宜

7.1 本协议未尽事宜，适用中华人民共和国有关电网管理的法律、行政法规和电力行政主管部门和电网管理部门的规程，规范。并按中国法律解释，本协议若遇国家政策调整，双方应按政策修改补充。

7.2本协议在《并网经济协议》生效后，经双方签字、盖章后生效。如《并网经济协议》提前终止本协议也同时终止。协议正式文本二份，双方各执一份。副本四份，双方各执二份。 7.3本协议生效后，一方要求对协议进行修订，应经双方协商一致，并以书面形式进行修改。

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协议双方：

甲方： 宁波电业局

乙方：宁波市白溪水库

（盖章）

地址：

法定代表人（签章）：

或授权代表：

签约地：

建设发展有限公司

（盖章）

地址：

法定代表人（签章）：

或授权代表：

签约时间：

年

月

日

《并网申请书.doc》

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