分布式光伏电站投运申请

分布式光伏电站投运申请（精选6篇）

分布式光伏电站投运申请 第1篇

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申请报告

国家电网青海省西宁市供电有限公司：

我公司目前建设的“青海瑞丝丝业500kwp分布式光伏发电项目”已取得政府能源投资主管部门的光伏电站项目备案(核准)文件和电网企业的光伏电站介入电网意见函。

我方的一、二次设备符合国家标准和行业标准、反事故措施和其他有关规定，且与有资质的检测机构签订并网后检测合同，基础建设也通过了国家规定的程序验收合格；并网正常运行方式也已明确，逆变器、汇流箱等有关参数已合理匹配，设备整定值已按照要求整定，具备并入电网运行、接受电网调度机构统一调度的条件。

青海瑞丝丝业500kwp分布式光伏发电项目电力调度通信符合国家标准、行业标准和其他有关规定，按国家授权机构审定的设计要求安装、调试完毕，经国家规定的基础程序验收合格，满足于光伏电站发电设备同步投运的条件和相关约定。

光伏电站电能计量装置按照《电能计量装置技术管理规定》（DL/T448-2000）进行配置，并通过电网公司组织的测试和验收。

光伏电站的二次系统按照《电力二次系统安全防护规定》（国家电监会5号令）及有关规定，已实施安全防护措施，并经电网调度机构认可，具备投运条件。

光伏电站运行、检修规程齐备，相关管理制度齐全，其中涉及电网安全部分与电网规程相一致。光伏电站有调度令权的运行值班人员，根据《电网调度管理条例》及有关规定，经过严格培训，已取得相应的合格证书，持证上岗。

电网公司与我方运行对应的一、二次设备符合国家标准、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，经国家规定的验收程序验收合格。相关参数合理匹配，设备整定值已按照要求整定，具备光伏电站接入运行的条件。

电网公司与我方针对光伏电站并入电网后可能发生的紧急状况，已制定相应的反事故措施。并已送电网调度机构备案。

我公司建设的 青海瑞丝丝业500kwp分布式光伏发电项目 已具备上述投运条件。特此申请于2016年11月9日并网投运。

附：2016年5月15日完成光伏弱电部分安装联调。

2016年6月20日完成箱式变电站及柱上保护开关安装测试。

2016年8月21日电网公司组织第一次基础设施验收。

2016年9月15日完成电网公司提出的整改要求。

2016年10月15日完成电网公司组织的缺陷部分整改验收及基础设施部分验收完成。

2016年10月15日通过电网公司全面验收合格。

特此申请

望批准

青海瑞丝丝业有限公司

2016年11月1日星期二

分布式光伏电站投运申请 第2篇

国网吉林省电力有限公司电力调度控制中心

二〇一七年月日

一、计划投运时间：二〇一七年月日

二、投运的新设备：XXXX光伏电站66kV变电设备及1号主变和35kV母线设备。

三、XXXX光伏电站及新设备参数、命名和编号详见附页

四、调度关系：XXXX光伏电站66kV变电设备、1号主变属白调管辖设备；XXXX光伏电站66kV变电设备、1号主变由业主公司负责维护。

五、继电保护配置情况

XXXX光伏电站：安榆线路开关为微机距离保护、1号主变保护为差动、重瓦斯、轻瓦斯、过流保护、过负荷保护，频率电压紧急控制装置。

六、新设备投运安排

XXXX光伏电站66kV变电设备及1号主变和35kV母线设备。投运前应完成的工作：

XXXX光伏电站66kV安榆线路957开关、66kV变电设备及1号主变和35kV 母线所有设备及保护、远动安装、调试工作，相位正确。66千伏安榆线路保护、频率电压紧急控制装置按定值单调试完毕，整改消缺经国网吉林省电力有限公司复查合格，具备运行条件。投运步骤

1.由启委会主任 通知白调XXXX光伏电站66kV安榆线路957开关、66kV变电设备及1号主变（1号主变分接头在9头69kV/37kV)和35kV母线所有设备及保护、自动化传试正确、高压试验合格，人员退出现场，地线全部拆除，开关、刀闸在开位，相位正确，整改消缺经国网吉林省电力有限公司复查合格，具备投运条件。

2.由XXXX光伏电站值班员汇报白调66kV安榆线路957开关、66kV变电设备及1号主变（1号主变分接头在9头69kV/37kV)和35kV母线所有设备及保护、自动化传试正确、高压试验合格，人员退出现场，地线全部拆除，开关、刀闸在开位，相位正确，整改消缺经国网吉林省电力有限公司复查合格，具备投运条件。

3.白调和XXXX光伏电站核对XXXX光伏电站1号主变已经五次充电良好，1号主变差动保护己经检测相位正确，1号主变分接开关已经调整试验合格；0.4kV厂用电并与外来0.4kV电源已经检测相位正确，35kV母线电压互感器和66kV线路电压互感器二次己经检测相位正确；安榆线路957开关的微机距离保护和电能表已经带负荷测相位正确，接地变已经在二次侧检测接线正确。

4.白调和大安220kV变电站核对远跳装置已经按照现场规程正确使用。

5.白调令XXXX光伏电站投入安榆线路957开关的保护和1号主变保护，合上安榆线路661甲、乙刀闸，合上66kV电压互感器091刀闸。

6.白调令XXXX光伏电站合上安榆线路957开关将1号主变送电。XXXX光伏电站的35kV母线设备送电的原则要求如下：

XXXX光伏电站35kV母线设备送电按现场方案执行，但原则要求如下： 35kV设备送电前必须投入保护，35kV线路送电按现场方案执行，正常后汇报白调。

XXXX光伏电站运行方式规定：

正常方式：XXXX光伏电站光伏阵列、1号主变经安榆线路与系统并列运行；大安变线路远跳装置按照现场规程使用；XXXX光伏电站频率电压紧急控制装置和远跳装置按照现场规程使用，大安变远跳装置按照现场规程使用

附件：XXXX光伏电站及新设备参数、命名和编号

分布式光伏电站投运申请 第3篇

日前, 滨新太阳能赛瑞光伏发电站项目日前投产发电, 进入商业运营阶段。作为天津市首个采用合同能源管理模式的新型光电建筑一体化分布式能源项目, 该项目开启了天津新能源市场化运营新时代。

该项目是新型的光电建筑一体化分布式能源项目, 运营方式为用户侧并网, 自发自用, 余电上网。项目占用三座厂房屋顶, 面积8.6万平方米, 安装255瓦高效多晶硅光伏组件21880块, 总容量共计5.58兆瓦, 预计年等效满负荷运行小时数1058小时, 年均发电量约590万千瓦时, 项目设计使用寿命25年。若按20年运行时间计算, 可发电1.2亿千瓦时, 替代标煤4万吨, 减排二氧化碳11.1万吨, 减排二氧化硫0.3万吨, 减排氮氧化物0.2万吨。目前, 该项目日均发电量为3万度左右。

分布式光伏电站投运申请 第4篇

关键词：分布式；光伏电站；接入电网；并网型光伏发电；继电保护

中图分类号：TM461 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）13-0131-02

光伏发电是将太阳能直接转换为电能的一种发电形式。光伏发电系统通常可分为离网（独立）型光伏发电系统和并网型光伏发电系统。并网型光伏发电系统与电网相连，发出的电能向电网输送。并网型光伏发电系统可分为分布式并网型光伏发电系统和集中式并网型光伏发电系统两大类。分布式并网型光伏发电系统就属于微电网中的分布式发电，特点是光伏发电系统发的电直接分配给用户负荷，多余或不足的电力通过连接电网来调节。

1 工程规模

本工程总装机容量为5×5MWp，预计年发电量为2948.321万kWh。该光伏发电系统以380V电压等级并网于临近某110kV变电站10kV母线所用变低压侧，160kW经直流汇流后接逆变器，并网于电站配电区两台配电变压器低压侧0.4kV母线。储能系统1套80kW/160kWh磷酸铁锉电池经PCS，分别并网于电站两台配电变压器低压侧母线。每个5MWP光伏阵列均逆变升压至10kV电压等级，形成1路10kV交流电源线路，接至110kV变电站10kV线路上，光伏电站所发电力首先在该线路进行消纳，多余电力可以输送至某110kV变电站10kV母线上重新分配。

2 电气计算

2.1 最大工作电流

该工程为分布式光伏电站为太阳能电池阵列，输出的是直流电，经过汇流、逆变、升压等过程之后，再连接至公用电网。本工程总容量为5×5000kWp，若不考虑逆变及升压过程中的电能损失，最大工作电流约为1443A。

2.2 短路电流

对于含有光伏电站的系统，发生短路故障时，故障点短路电流可以分为两部分，一部分是由交流系统提供，另一部分是由光伏发电系统提供。对于光伏发电系统提供的短路电流，其大小主要与光伏发电出力、逆变器参数等因素有关。根据光伏发电原理，光伏发电元件经日照产生直流电，再经过逆变器逆变为400V交流电输出，其发电出力值与日照等环境因素有关。由于日照等环境因素骤变的可能性很小，在短路故障发生瞬间，光伏系统发出的直流功率可以认为是恒定的，逆变后的交流功率也可以认为是恒定的。因此，发生短路后，由于母线电压急剧下降，在功率恒定的情况下，逆变器输出的电流将会急剧增大，直至逆变器保护动作，关闭输出。

2.3 并列点及人工解列点

各电站并列点设在电站并网线路10kV侧断路器上；人工解列点设在所并变电站的所并10kV线路断路器侧。

3 继电保护

3.1 继电保护配置依据

根据国家电网发展[2009]747号《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（试行）》，《继电保护和安全自动装置技术规定》（GB/T14285-2006），并依据系统一次设计方案，进行系统继电保护的配置。

3.2 继电保护及安全自动装置

光伏电站线路侧应配置普通的微机线路保护除普通线路保护功能，相应加装欠压/超压、欠频/超频保护，并能接收1#电站所发跳闸命令并执行。工程中的110kV变电站10kV线路保护侧已配置微机线路保护并满足系统要求，不需重新配置。T接点的高压分支断路器应配置普通的过流脱扣装置。110kV变电站主变间隙保护应增加联切10kV线路对侧光伏电站并网断路器。光伏电站以1#电站为主站，与110kV变电站中主变间隙保护装置配合。

3.3 防孤岛保护

光伏电站必须具备快速检测孤岛并立即断开与电网连接的能力，其防孤岛保护应与电网侧线路保护相配合。光伏电站必须设置主动和被动防孤岛保护各1套。微电网从并网转人孤岛运行瞬间，流过公共连接点的功率被突然切断，切断前通过PCC处的功率如果是流入微电网的，则它就是微电网离网后的功率缺额；如果是流出微电网的，则它就是微电网离网后的功率盈余；大电网的电能供应突然中止，微电网内一般存在较大的有功功率缺额。

在离网运行瞬间，如果不启用紧急控制措施，微电网内部频率将急剧下降，导致分布式光伏电源采取保护性的断电措施，这使得有功功率缺额变大，加剧了频率的下降，最终使得微电网崩溃。因此，要维持微电网较长时间的孤岛运行状态，必须在微电网离网瞬间立即采取措施，使微电网重新达到功率平衡状态。

微电网离网瞬间，如果存在功率缺额，则需要立即切除全部或部分非重要的负荷、调整储能装置的出力，甚至切除小部分重要的负荷；如果存在功率盈余，则需要迅速减少储能装置的出力，甚至切除一部分逆变器。这样，使微电网快速达到新的功率平衡状态。

微电网离网瞬间内部的功率缺额（或功率盈余）的计算方法：就是把在切断PCC之前通过PCC流人微电网的功率，作为微电网离网瞬间内部的功率缺额，PPCC以从大电网流人微电网的功率为正，流出为负。当Pqe为正值时，表示离网瞬间微电网内部存在功率缺额；为负值时，表示离网瞬间微电网内部存在功率盈余。

由于储能装置要用于保证离网运行状态下重要负荷能够连续运行一定时间，所以在进入离网运行瞬间的功率平衡控制原则是：先在假设各个储能装置出力为0的情况下切除非重要负荷；然后调节储能装置的出力；最后切除重要负荷。

4 结语

本试点工程采用分散式微电网，接入配电网时采取就地平衡原则，正常用电期间用电负荷峰值在100kW左右，此时光伏发电可部分就地被消纳，光伏发电超过用电负荷，可将多余电量储存，当夜间用电负荷较小期间，整个系统用电负荷小于30kW，微电网离网运行时可使用储存电量，当110kV变电站全站检修或失压时，可为变电站充当临时电源，加强电网与用电侧互动与管理、推进分布式发电利用，加速智能电网和互动服务体系建设，节能降耗，提高能效，具有明显的创新性和实用性。

参考文献

[1] 李瑞生，周逢权，李燕斌.地面光伏发电系统及应用[M].北京：中国电力出版社，2011.

[2] 毛建荣，周逢权，马红伟.微电网组网优化设计[J].华北电力技术，2012，（1）：32-35.

[3] 张洋，李献伟.基于有功缺额的微电网集中控制策略研究[J].电力系统保护与控制，2011，39（23）：106-111.

[4] 丁明，王敏.分布式发电技术[J].电力自动化设备，2004，24（7）：31-36.

作者简介：贾继灏（1981—），男，河南省电力公司检修公司工程师，研究生，研究方向：电力系统运行；马丽丽（1982—），女，河南省电力公司安阳供电公司工程师，研究生，研究方向：电力系统继电保护；张大伟（1983—），男，河南省电力公司安阳供电公司助理工程师，研究方向：电力系统一次检修。

分布式光伏电站投运申请 第5篇

分布式光伏发电项目管理暂行办法要点 • 总则 – 分布式光伏发电是指在用户所在场地或附近建设运行，以用户侧自发自用为主、多余电量上网 且在配电网系统平衡调节为特征的光伏发电设施； – 鼓励各类电力用户、投资企业、专业化合同能源服务公司、个人等作为项目单位，投资建设和 经营分布式光伏发电项目； – 分布式光伏发电实行“自发自用、余电上网、就近消纳、电网调节”的运营模式； 规模管理 – 对需要国家资金补贴的项目实行总量平衡和指导规模管理，不需要国

家资金补贴的项目部 纳入指导规模管理范围； – 下达各地区指导规模； 项目备案 – 能源主管部门依据本地区分布式光伏发电的指导规模指标，对实行备案管理； 建设条件 – 项目所依托的建筑物及设施应具有合法性，当非同一主体时，项目单位应与所有人签订建筑物、场地及设施的使用或租用协议，签订合同能源服务协议； – 设计和安装应符合有关管理规定、设备标准、建筑工程规范和安全规范等要求，承担项目设计、查咨询、安装和监理的单位，应具有国家规定的相应资质。采用主要设备应通过符合检测认 证，符合相关接入电网的技术要求。电网接入与运行 计量与结算 – 享受电量补贴政策的项目，由电网企业按月转付国家补贴资金，按月结算余电上网电量电费。– 在经济开发区灯相对独立的供电区同一组织建设的分布式光伏发电项目，余电上网部分可向该 供电区内其他电力用户直接售电； 产业信息监测 违规责任 • • • • • • •

总 结 • 国家布局为集中开发与分布式应用并举，更关注分布式发电市场 • 发挥“市场机制和政策扶持双重作用”应该是今后几年内光伏应用市场 的基调；目标可能浮动，但安装总量会加以控制； • “有序推进光伏电站建设”——希望稳定发展 – 真正实现“保障性收购”，着力解决“接入”和“限发”、补贴资 金到位慢三大问题可使大型电站效益改善； – 西部仍是重点、东部有望突破、路条依然难拿、投资相对旺盛； – 2013年估计实现装机4-5GW，2014年控制规模4-5GW。• “大力开拓分布式光伏发电”——希望重点突破、快速发展 – 政策密集出台，细节尚需补充完善； – 分布式光伏发电示范园区项目启动，但受“屋顶落实”和“融资方 式”两大难题影响，（也包括年底抢装因素对市场供应的影响）实 施进度必将后移； – 2013年估计实现装机2-3GW，2014年指导性规模预方案7-8GW。• 综上：2013年估计可实现光伏发电总装机7-8GW； 2014年期望可实现年 总装机10-12GW。（如果分布式发电的几个难点问题不能很好解决，该 分布式光伏装机目标实现难度还是比较大的）

分布式光伏电站申报流程 第6篇

2.供电部门上门查勘，并在10个工作日内出具个性化的并网方案。3.家庭确认并网方案。

4.家庭根据并网方案，进行光伏发电站的详细设计。

5.按照相关技术要求购买设备，一般家庭5千瓦到6千瓦的容量已经够用。联系专业人员上门安装。

6.家庭提出并网调试申请，供电企业安装计量表计，组织验收，并签订相关协议。7.经过测试，正式完成并网。

需要注意的是：家庭光伏电站申请并网是免费的。对于380伏及以下的并网项目，供电部门承诺在35个工作日内完成电网企业的并网流程，10千伏等级的并网项目则是45个工作日。