集中式光伏电站全天怎样运行
【分布式光伏电站的特点】分布式基本原则：主要基于建筑物表面，就近解决用户的用电问题，通过并网实现供电差额的补偿与外送。
一、优点：
1、光伏电源处于用户侧，发电供给当地负荷，视作负载，可以有效减少对电网供电的依赖，减少线路损耗。
2、充分利用建筑物表面，可以将光伏电池同时作为建筑材料，有效减少光伏电站的占地面积。
3、与智能电网和微电网的有效接口，运行灵活，适当条件下可以脱稿电网独立运行。
二、缺点：
1、配电网中的潮流方向会适时变化，逆潮流导致额外损耗，相关的保护都需要重新整定，变压器分接头需要不断变换，等问题。
2、电压和无功调节的困难，大容量光伏的接入后功率因数的控制存在技术型难题，短路电力也将增大。
3、需要在配电网级的能量管理系统，在大规模光伏接入的情况下进行负载的同一管理。对二次设备和通讯提供了新的要求，增加了系统的复杂性。
【集中式光伏电站的特点】集中式基本原则：充分利用荒漠地区丰富和相对稳定的太阳能资源构建大型光伏电站，接入高压输电系统供给远距离负荷。
一、优点：
1、由于选址更加灵活，光伏出力稳定性有所增加，并且充分利用太阳辐射与用电负荷的正调峰特性，起到削峰的作用。
2、运行方式较为灵活，相对于分布式光伏可以更方便地进行无功和电压控制，参加电网频率调节也更容易实现。
3、建设周期短，环境适应能了强，不需要水源、燃煤运输等原料保障，运行成本低，便于集中管理，受到空间的限制小，可以很容易地实现扩容。
二、缺点：
1、需要依赖长距离输电线路送电入网，同时自身也是电网的一个较大的干扰源，输电线路的损耗、电压跌落、无功补偿等问题将会凸显。
2、大容量的光伏电站由多台变换装置组合实现，这些设备的协同工作需要进行同一管理，目前这方面技术尚不成熟。
3、为保证电网安全，大容量的集中式光伏接入需要有LVRT等新的功能，这一技术往往与孤岛存在冲突。
法律分析：一重利好，明确2021年新备案的集中式和工商业分布式光伏项目上网电价执行当地燃煤发电基准价。此前，行业普遍预期2021年新能源项目在平价上网条件下，还将延续通过竞争性方式形成上网电价。《通知》明确新能源项目直接执行燃煤发电基准价，体现了国家对支持新能源加快发展的高度重视。
二重利好，强调新建项目可自愿参与市场化交易形成上网电价。而且这个上网电价是为了更好的体现绿色电力价值，这意味着光伏等新能源市场化交易价格有可能要比燃煤基准价高，与市场化交易会拉低电价的此前行业预期明显不同。
第三重利好，对于目前成本仍较高、但未来又具备发展空间的海上风电和光热发电项目，将定价权下放到省级价格主管部门。条件比较好的地方（如广东、江苏、福建等海上风电资源较好省份）可以出台地方性支持政策，既不增加国家补贴，又推动相关行业的发展。
法律依据：《光伏电站项目管理暂行办法》
第一条 为规范光伏电站项目管理，保障光伏电站和电力系统安全可靠运行，促进光伏发电产业持续健康发展，根据《中华人民共和国可再生能源法》、《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国行政许可法》、《电力监管条例》和《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，制定本办法。
第二条 本办法适用于作为公共电源建设及运行管理的光伏电站项目。
第三条 光伏电站项目管理包括规划指导和规模管理、项目备案管理、电网接入与运行、产业监测与市场监督等环节的行政管理、技术质量管理和安全监管。
第四条 国务院能源主管部门负责全国光伏电站项目建设和运行的监督管理工作。
省级能源主管部门在国务院能源主管部门指导下，负责本地区光伏电站项目建设和运行的监督管理工作。委托国家太阳能发电技术归口管理单位承担光伏电站建设和运行技术管理工作。
第二条
第三条 本细则适用于已并入山东电网运行的，由山东电力调度控制中心调管的集中式光伏电站，其他光伏发电设施可参照执行。
第四条
第五条 新建光伏电站自调度机构下达启动试运行通知起6个月内不纳入本细则管理，自第7个月1日起正常参与所有考核及分摊项目。
第六条
扩建光伏电站自调度机构下达启动试运行通知起6个月内有功功率变化和光伏发电功率预测均按本细则规定的20%考核，其余项目正常执行本规则，自第7个月1日起正常参与所有考核及分摊项目。
第七条 光伏电站以调度计划单元为基本结算单元参与本细则。
第八条
第九条 山东能源监管办负责对光伏电站执行本细则及结算情况实施监管。
第一十条
山东电力调度控制中心在山东能源监管办授权下，具体实施光伏电站并网运行管理的日常统计与考核。
第三章 调度管理
第四章
第一十一条 光伏电站应严格服从所属电力调度机构的指挥，迅速、准确执行调度指令，不得以任何借口拖延或者拒绝执行。接受调度指令的并网光伏电站值班人员认为执行调度指令将危及人身、设备或系统安全的，应立即向发布调度指令的值班调度人员报告并说明理由，由值班调度人员决定该指令的执行或者撤销。
第一十二条
出现下列事项之一者，定为违反调度纪律，每次按照全场当月上网电量的1%考核，若考核费用不足4万元，则按4万元进行考核。
（一）未经电力调度机构同意，擅自改变调度管辖范围内一、二次设备的状态、定值，以及与电网安全稳定运行有关的继电保护装置、安全稳定控制装置、有功控制子站、AVC装置等的参数或整定值（危及人身及主设备安全的情况除外，但须向电力调度机构报告）；
（二）拖延或无故拒绝执行调度指令；
（三）不如实反映调度指令执行情况；
（四）不满足每值至少有2人（其中值长1人）具备联系调度业务资格的要求；
（五）现场值长离开工作岗位期间未指定具备联系调度业务资格的接令者；
（六）不执行电力调度机构下达的保证电网安全运行的措施；
（七）调度管辖设备发生事故或异常，10分钟内未向电力调度机构汇报（可先汇报事故或异常现象，详细情况待查清后汇报）；
（八）在调度管辖设备上发生误操作事故，未在1小时内向电力调度机构汇报事故经过或造假谎报；
（九）未按要求向电力调度机构上报试验申请、方案；
（十）未能按照电力调度机构安排的测试计划开展并网测试，且未在规定时间内上报延期申请；
（十一）其他依据有关法律、法规及规定认定属于违反调度纪律的事项。
第一十三条 光伏电站因频率、电压等电气保护及继电保护装置、安自装置动作导致光伏发电单元解列不允许自启动并网。光伏发电单元再次并网须向值班调度员提出申请，经值班调度员同意并网后，光伏发电单元方可并网。若违反上述规定，每次按照全场当月上网电量的2%考核，考核费用不足8万元，则按8万元进行考核。若违反上述规定，并且光伏发电单元并网于与主网解列的小地区，按照全场当月上网电量的4%考核，考核费用不足16万元，则按16万元进行考核。
第一十四条
第一十五条 光伏电站应按照电力调度机构要求控制有功功率变化值（含正常停机过程）。光伏电站有功功率变化速率应不超过10%装机容量/分钟。此项按日进行考核，10分钟有功功率变化按照时间区间内最大值与最小值之差进行统计。因太阳能辐照度降低而引起的光伏电站有功功率变化超出有功功率变化最大限值的不予考核。变化率超出限值按以下公式计算考核电量：
第一十六条
其中Pi,c为i时段内超限值的功率变化值，Plim为功率变化限值。
第一十七条 当光伏电站因自身原因造成光伏发电单元大面积脱网，一次脱网光伏发电单元总容量超过光伏电站装机容量的30%，每次按照全场当月上网电量的3%考核。若发生光伏发电单元脱网考核且月累计考核费用不足12万元，则按12万元进行考核。
第一十八条
配有储能装置的光伏电站，以上网出口计量点为脱网容量的考核点。
第一十九条 当确需限制光伏电站出力时，光伏电站应严格执行电网调度机构下达的调度计划曲线（含实时调度曲线），超出曲线部分的电量列入考核。
第二十条
按光伏电站结算单元从电力调度机构调度自动化系统实时采集光伏电站的电力，要求在限光时段内实发电力不超计划电力的1%。限光时段内实发电力超出计划电力的允许偏差范围时，超标部分电力的积分电量按2倍统计为考核电量。
配有储能装置的光伏电站，取光伏电站与储能装置实发（受）电力的代数和为限光时段内计划电力的考核值。
第二十一条 光伏电站应开展光伏发电功率预测工作，并按电力调度机构要求将预测结果报电力调度机构。根据光伏电站上报光伏发电功率预测工作开展的需要，采用如下方式进行考核：
第二十二条
（一）光伏电站应在能够准确反映站内辐照度的位置装设足够的辐照度测试仪及附属设备，并按照电力调度机构要求将辐照度测试仪相关测量数据及调度侧光伏发电功率预测建模所需的历史数据传送至电力调度机构，并保证数据准确性。未能按照电力调度机构要求完成辐照度测试仪数据上传或历史数据报送工作的，每月按照全场当月上网电量的1%考核，若考核费用不足4万元，则按4万元进行考核。
（二）光伏电站应及时向电力调度机构报送光伏电站装机容量、可用容量，考核规则如下：
1. 光伏电站装机容量发生变化后，需在24小时内上报电力调度机构，并保证上报准确，每迟报一天扣罚当月全场上网电量的0.1%。
2. 光伏电站可用容量发生变化后，需在4小时内报告电力调度机构，并保证报送数据准确，每迟报1小时扣罚当月全场上网电量的0.1%。
（三）光伏电站应向电力调度机构报送光伏发电功率预测结果，光伏发电功率预测分日前短期预测和日内超短期预测两种方式。
日前短期预测是指对次日0时至24时的光伏发电功率预测预报（遇节假日需在节假日前最后一个工作日上报节假日及节假日后第一个工作日的预测，用于节日方式安排。光伏电站仍需每日按时报送次日光伏发电功率预测），日内超短期预测是指自上报时刻起未来15分钟至4小时的预测预报。两者时间分辨率均为15分钟。调度机构对光伏电站功率预测上报率、准确率进行考核。光伏发电受限时段准确率不计入考核统计。
1. 日前短期光伏发电功率预测
光伏电站每日9点前向电网调度机构提交次日0时到24时每15分钟共96个时间节点光伏发电有功功率预测数据和开机容量（遇节假日需在节假日前最后一个工作日12点前上报节假日及节假日后第一个工作日的预测，用于节日方式安排。光伏电站仍需每日按时报送次日光伏发电功率预测）。
（1）光伏电站功率预测上报率应达到100%，少报一次扣罚当月全场上网电量的0.1%。日前短期功率预测上报率按日进行统计，按月进行考核。
（2）光伏电站日前短期预测准确率应大于等于85%，小于85%时，按以下公式考核。日前短期功率预测准确率按日进行统计，按月进行考核。
准确率=（）×100%
日前短期准确率考核电量=(85%－准确率)×PN×1（小时）
其中：PMi为i时刻的实际功率，PPi为i时刻的日前短期功率预测值，Cap为光伏电站总装机容量，n为样本个数，PN为光伏电站装机容量（单位：兆瓦）。
（3）光伏电站日前短期预测合格率应大于80%，小于80%时，按以下公式考核。日前短期光功率预测合格率按日进行统计，按月进行考核。
合格率=×100%
日前短期合格率考核电量=(80%－合格率)×PN×1（小时）
其中：Qi为i时刻的预测合格情况。计算公式如下：
2. 日内超短期光伏发电功率预测
（1）光伏电站日内超短期功率预测上报率应达到100%，少报一次扣罚当月全场上网电量的0.1%。日内超短期功率预测上报率按月进行考核，全月累计考核电量的最大值不超过光伏电站当月上网电量的3%。
（2）光伏电站日内超短期功率预测第4小时的准确率应大于等于90%，小于90%时，按以下公式考核。日内超短期功率预测准确率按日进行统计，按月进行考核。
准确率=（）×100%
日内超短期准确率考核费用=(90%－准确率)×PN×1（小时）
其中：PMi为i时刻的实际功率，PUi为4小时前的日内超短期功率预测的i时刻功率值，Cap为光伏电站总装机容量，n为样本个数，PN为光伏电站装机容量（单位：兆瓦）。
（3）光伏电站日内超短期功率预测第4小时的合格率应大于85%，小于85%时，按以下公式考核。日内超短期功率预测合格率按日进行统计，按月进行考核。
合格率=×100%
日内超短期合格率考核电量=(85%－合格率)×PN×1（小时）
其中：Qi为i时刻的预测合格情况。计算公式如下：
第五章 技术管理
第六章
第二十三条 光伏发电单元应具备电网规定要求的零电压穿越能力。在光伏电站内同一型号光伏发电单元未在能源监管机构要求的期限内完成零电压穿越改造，或已完成现场改造计划但未在6个月内完成检测认证的光伏发电单元视为不具备零电压穿越能力，禁止并网。
第二十四条
若具备检测条件的光伏电站光伏发电电源现场检测不合格，或经现场抽检合格后仍在低电压穿越范围内发生脱网，自脱网时刻起该光伏电站同型机组禁止并网，直至完成低电压穿越改造。同时在该光伏电站同型机组重新完成整改并提供检测认证报告前，当月按以下公式考核：
第二十五条 光伏电站应配备动态无功补偿装置，并具备自动电压调节功能。
第二十六条
（一）若光伏电站内无动态无功补偿装置（动态无功补偿装置主要包括MCR型、TCR型SVC和SVG），在场内动态无功补偿装置安装投入运行前，每月按当月上网电量的2%考核。
（二）光伏电站应按照接入系统审查意见、《光伏电站接入电力系统技术规定》GB/T 19963-2012、《光伏电站无功补偿技术规范》NB/T 29321-2012等有关要求配置动态无功补偿装置，动态无功补偿装置性能（包括容量配置和调节速率）不满足电网要求的光伏电站在完成整改前，每月按当月上网电量的1%考核。
光伏电站的动态无功补偿装置应投入自动运行，电力调度机构按月统计各光伏电站动态无功补偿装置月投入自动可用率λ可用，计算公式如下：
λ可用=每台装置投入自动可用小时数之和/（升压站带电小时数×装置台数）
动态无功补偿装置月投入自动可用率以95%为合格标准，低于95%的光伏电站考核电量按如下公式计算：
可用率考核电量=
Wa为该光伏电站当月上网电量。
继续阅读 先汇报事故或异常现象，详细情况待查清后汇报）；
（八）在调度管辖设备上发生误操作事故，未在1小时内向电力调度机构汇报事故经过或造假谎报；
（九）未按要求向电力调度机构上报试验申请、方案；
（十）未能按照电力调度机构安排的测试计划开展并网测试，且未在规定时间内上报延期申请；
（十一）其他依据有关法律、法规及规定认定属于违反调度纪律的事项。
第一十三条 光伏电站因频率、电压等
2013年11月26日国家能源局发布有效期为3年的《光伏发电运营监管暂行办法》 ，规定电网企业应当全额收购其电网覆盖范围内并网光伏电站项目和分布式光伏发电项目的上网电量，明确了能源主管部门及其派出机构对于光伏发电并网运营的各项监管责任，光伏发电项目运营主体和电网企业应当承担的责任，从而推进光伏发电并网有序进行。正文如下：
第一章 总则
第一条 为加强监管，切实保障光伏发电系统有效运行，优化能源供应方式，促进节能减排，根据《中华人民共和国可再生能源法》、《电力监管条例》等法律法规和国家有关规定，制定本办法。
第二条 本办法适用于并网光伏电站项目和分布式光伏发电项目。
第三条 国务院能源主管部门及其派出机构依照本办法对光伏发电项目的并网、运行、交易、信息披露等进行监管。
任何单位和个人发现违反本办法和国家有关规定的行为,可以向国务院能源主管部门及其派出机构投诉和举报，国务院能源主管部门及其派出机构应依法处理。
第四条 光伏发电项目运营主体和电网企业应当遵守电力业务许可制度，依法开展光伏发电相关业务，并接受国务院能源主管部门及其派出机构的监管。
第二章 监管内容
第五条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电项目运营主体和电网企业电力许可制度执行情况实施监管。
除按规定实施电力业务许可豁免的光伏发电项目外，其他并网光伏发电项目运营主体应当申领电力业务许可证。持证经营主体应当保持许可条件，许可事项或登记事项发生变化的，应当按规定办理变更手续。
第六条 国务院能源主管部门及其派出机构按照有关规定对光伏发电电能质量情况实施监管。
光伏发电并网点的电能质量应符合国家标准，确保电网可靠运行。
第七条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电配套电网建设情况实施监管。
接入公共电网的光伏发电项目，接入系统工程以及接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。接入用户侧的光伏发电项目，接入系统工程由项目运营主体投资建设，接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。
第八条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电并网服务情况实施监管。
电网企业应当按照积极服务、简洁高效的原则，建立和完善光伏电站项目接网服务流程，并提供并网办理流程说明、相关政策解释、并网工作进度查询以及配合并网调试和验收等服务。
电网企业应当为分布式光伏发电接入提供便利条件，在并网申请受理、接入系统方案制订、合同和协议签署、并网验收和并网调试全过程服务中，按照“一口对外”的原则，简化办理程序。
电网企业对分布式光伏发电项目免收系统备用容量费和相关服务费用。
第九条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电并网环节的时限情况实施监管。
光伏电站项目并网环节时限按照国家能源局有关规定执行。
分布式光伏发电项目，电网企业自受理并网申请之日起25个工作日内向项目业主提供接入系统方案；自项目业主确认接入系统方案起5个工作日内，提供接入电网意见函，项目业主据此开展项目备案和工程设计等后续工作；自受理并网验收及并网调试申请起10个工作日内完成关口电能计量装置安装服务，并与项目业主按照要求签署购售电合同和并网协议；自关口电能计量装置安装完成后10个工作日内组织并网验收及并网调试，向项目业主提供验收意见，调试通过后直接转入并网运行，验收标准按国家有关规定执行。若验收不合格，电网企业应向项目业主提出解决方案。
第十条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电项目购售电合同和并网协议签订、执行和备案情况实施监管。
电网企业应与光伏电站项目运营主体签订购售电合同和并网调度协议，合同和协议签订应当符合国家有关规定，并在合同和协议签订10个工作日内向国务院能源主管部门派出机构备案。光伏电站购售电合同和并网调度协议范本，国务院能源主管部门将会同国家工商行政管理部门另行制定。
电网企业应按照有关规定及时与分布式光伏发电项目运营主体签订并网协议和购售电合同。
第十一条 国务院能源主管部门及其派出机构对电力调度机构优先调度光伏发电的情况实施监管。
电力调度机构应当按照国家有关可再生能源发电上网规定，编制发电调度计划并组织实施。电力调度机构除因不可抗力或者有危及电网安全稳定的情形外，不得限制光伏发电出力。
本办法所称危及电网安全稳定的情形，应由国务院能源主管部门及其派出机构组织认定。
光伏发电项目运营主体应当遵守发电厂并网运行管理有关规定，服从调度指挥、执行调度命令。
第十二条 国务院能源主管部门及其派出机构对电网企业收购光伏发电电量的情况实施监管。
电网企业应当全额收购其电网覆盖范围内光伏发电项目的上网电量。因不可抗力或者有危及电网安全稳定的情形，未能全额收购的，电网企业应当及时将未能全额上网的时间、原因等信息书面告知光伏发电项目运营主体，并报国务院能源主管部门派出机构备案。
第十三条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电并网运行维护情况实施监管。
并网光伏电站项目运营主体负责光伏电站场址内集电线路和升压站的运行、维护和管理，电网企业负责光伏电站配套电力送出工程和公共电网的运行、维护和管理。电网企业安排电网设备检修应尽量不影响并网光伏电站送出能力，并提前三个月书面通知并网光伏电站项目运营主体。
分布式光伏发电项目运营主体可以在电网企业的指导下，负责光伏发电设备的运行、维护和项目管理。
第十四条 国务院能源主管部门及其派出机构按照有关规定对光伏发电电量和上网电量计量情况实施监管。
光伏电站项目上网电量计量点原则上设置在产权分界点处，对项目上网电量进行计量。电网企业负责定期进行检测校表，装置配置和检测应满足国家和行业有关电量计量技术标准和规定。
电网企业对分布式光伏发电项目应安装两套计量装置，对全部发电量、上网电量分别计量。
第十五条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电电费结算情况实施监管。
光伏发电项目电费结算按照有关规定执行。以自然人为运营主体的，电网企业应尽量简化程序，提供便捷的结算服务。
第十六条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电补贴发放情况实施监管。
电网企业应按照国家核定的补贴标准，及时、足额转付补贴资金。
第三章 监管措施
第十七条 国务院能源主管部门派出机构与省级能源主管部门应当加强光伏发电项目管理和监管信息共享，形成有机协作、分工负责的工作机制。
第十八条 电网企业应向所在地区的国务院能源主管部门派出机构按季度报送以下信息：
1．光伏发电项目并网接入情况，包括接入电压等级、接入容量、并网接入时间等。
2．光伏发电项目并网交易情况，包括发电量、自用电量、上网电量、网购电量等。
3．光伏电站项目并网运行过程中遇到的重要问题等。
并网光伏电站运营主体应根据产业监测和质量监督等相关规定，定期将运行信息上报，并对发生的事故及重要问题及时向所在省（市）的国务院能源主管部门派出机构报告。
国务院能源主管部门及其派出机构根据履行监管职责的需要，可以要求光伏发电运营主体和电网企业报送与监管事项相关的其他文件、资料。
第十九条 国务院能源主管部门及其派出机构可采取下列措施进行现场检查：
1．进入并网光伏电站和电网企业进行检查；
2．询问光伏发电项目和调度机构工作人员，要求其对有关检查事项作出说明；
3．查阅、复制与检查事项有关的文件、资料，对可能被转移、隐匿、损毁的文件、资料予以封存；
4．对检查中发现的违法行为，有权当场予以纠正或者要求限期改正。
第二十条 光伏发电项目运营主体与电网企业就并网无法达成协议，影响电力交易正常进行的，国务院能源主管部门及其派出机构应当进行协调；经协调仍不能达成协议的，由国务院能源主管部门及其派出机构按照有关规定予以裁决。
电网企业和光伏发电项目运营主体因履行合同等发生争议，可以向国务院能源主管部门及其派出机构申请调解。
第二十一条 国务院能源主管部门及其派出机构可以向社会公开全国光伏发电运营情况、电力企业对国家有关可再生能源政策、规定的执行情况等。
第二十二条 电网企业和光伏发电项目运营主体违反本办法规定，国务院能源主管部门及其派出机构可依照《中华人民共和国可再生能源法》和《电力监管条例》等追究其相关责任。
电网企业未按照规定完成收购可再生能源电量，造成光伏发电项目运营主体经济损失的，应当按照《中华人民共和国可再生能源法》的规定承担赔偿责任。
第四章 附则
第二十三条 本办法由国家能源局负责解释，各派出机构可根据本地实际情况拟定监管实施细则。
第二十四条 本办法自发布之日起施行，有效期为3年。
