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1第一节太阳能概述

2第二节我国太阳能资源的分布和特点

3第三节太阳能资源的测量

4第四节光资源数据统计分析方法和光资源评估01太阳能概述

1太阳能原理

太阳能一般指太阳光的辐射能量。在太阳内部进展的由“氢〞聚变成“氦〞的原子核反响，不停地释放出巨大的能量，并不断向宇宙空间辐射能量，这种能量就是太阳能。

太阳能既是一次能源，又是可再生能源。它资源丰富，既可免费使用，又无需运输，对环境无任何污染。为人类创造了一种新的生活形态，使社会与人类进入一个节约能源减少污染的时代。2太阳能利用分类

1、光伏板组件。

光伏板组件是一种暴露在阳光下便会产生直流电的发电装置，由几乎全部以半导体物料〔例如硅〕制成的薄身固体光伏电池组成

2、太阳热能。

现代的太阳热能科技将阳光聚合，并运用其能量产生热水、蒸气和电力。

3人类利用历史

人类利用太阳能已有3000多年的历史。将太阳能作为一种能源和动力加以利用，只有300多年的历史

近代太阳能利用历史可以从1615年法国工程师所罗门·德·考克斯在世界上发明第一台太阳能驱动的发动机算起。该发明是一台利用太阳能加热空气使其膨胀做功而抽水的机器。20世纪的100年间，太阳能科技开展历史大体可分为七个阶段。

第一阶段〔1900-1920〕在这一阶段，世界上太阳能研究的重点仍是太阳能动力装置;

第二阶段〔1920-1945〕在这20多年中，太阳能研究工作处于低潮，其原因与矿物燃料的大量开发利用和发生第二次世界大〔1935-1945〕有关，而太阳能又不能解决当时对能源的急需，因此使太阳能研究工作逐渐受到冷落。

第三阶段〔1945-1965〕在第二次世界大战完毕后的20年中，一些有远见的人士已经注意到石油和天然气资源正在迅速减少，呼吁人们重视这一问题，从而逐渐推动了太阳能研究工作的恢复和开展。

第四阶段〔1965-1973〕：这一阶段，太阳能的研究工作停滞不前，主要原因是太阳能利用技术处于成长阶段，尚不成熟，并且投资大，效果不理想，难以与常规能源竞争，因而得不到公众、企业和政府的重视和支持。第五阶段〔1973-1980〕：“石油危机〞在客观上使人们认识到：现有的能源结构必须彻底改变，应加速向未来能源结构过渡。从而使许多国家，尤其是工业兴旺国家，重新加强了对太阳能与其它可再生能源技术开展的支持，在世界上再次兴起了开发利用太阳能热潮。

第六阶段〔1980-1992〕70年代兴起的开发利用太阳能热潮，进入80年代后不久开始落潮，逐渐进入低谷。世界上许多国家相继大幅度削减太阳能研究经费，其中美国最为突出。导致这种现象的主要原因是：世界石油价格大幅度回落，而太阳能产品价格居高不下，缺乏竞争力；

第七阶段〔1992-至今〕：由于大量燃烧矿物能源，造成了全球性的环境污染和生态破坏，对人类的生存和开展构成威胁。世界各国加强了清洁能源技术的开发，将利用太阳能与环境保护结合在一起，使太阳能利用工作走出低谷，逐渐得到加强。4太阳能利用的优缺点

优点：

〔1〕普遍：太阳光普照大地，无论陆地或海洋，无论高山或岛屿，都处处皆有，可直接开发和利用，且勿须开采和运输。

〔2〕无害：开发利用太阳能不会污染环境，它是最清洁的能源之一，在环境污染越来越严重的今天，这一点是极其宝贵的。

〔3〕巨大：每年到达地球外表上的太阳辐射能约相当于130万亿t标煤，其总量属现今世界上可以开发的最大能源。

〔4〕长久：根据目前太阳产生的核能速率估算，氢的贮量足够维持上百亿年，而地球的寿命也约为几十亿年，从这个意义上讲，可以说太阳的能量是用之不竭的。

缺点：

〔1〕分散性；〔2〕不稳定性；〔3〕效率低和本钱高02我国太阳能资源的分布和特点

根据各地承受太阳总辐射量的多少，可将全国划分为五类地区：

一类地区：包括某某北部、某某北部、某某东部、某某西部和某某西部等地；

二类地区：包括某某西北部、某某北部、某某南部、某某南部、某某中部、某某东部、某某东南部和某某南部等地；

三类地区：包括某某、某某、某某东南部、某某南部、某某北部、某某、某某、某某、某某北部、某某东南部、某某南部、某某南部、苏北、皖北、某某西南部等地；

四类地区：包括某某、某某、某某、某某、某某、某某北部、某某北部、某某南部、某某北部、某某南部以与某某、某某东北部等地；

五类地区：包括某某、某某两省。

根据各地承受太阳总辐射量的多少，可将全国划分为五类地区：

一类地区：包括某某北部、某某北部、某某东部、某某西部和某某西部等地，一类地区：为我国太阳能资源最丰富的地区，年太阳辐射总量6680～8400MJ/m2，相当于日辐射量5.1～6.4KWh/m2；

二类地区：包括某某西北部、某某北部、某某南部、某某南部、某某中部、某某东部、某某东南部和某某南部等地，为我国太阳能资源较丰富地区，年太阳辐射总量为5850-6680MJ/m2，相当于日辐射量4.5～5.1KWh/m2；

三类地区：包括某某、某某、某某东南部、某某南部、某某北部、某某、某某、某某、某某北部、某某东南部、某某南部、某某南部、苏北、皖北、某某西南部等地，为我国太阳能资源中等类型地区，年太阳辐射总量为5000-5850MJ/m2，相当于日辐射量3.8～4.5KWh/m2；

四类地区：包括某某、某某、某某、某某、某某、某某北部、某某北部、某某南部、某某北部、某某南部以与某某、某某东北部等地，四类地区：是我国太阳能资源较差地区，年太阳辐射总量4200～5000MJ/m2，相当于日辐射量3.2～3.8KWh/m2；

五类地区：包括某某、某某两省，是我国太阳能资源最少的地区，年太阳辐射总量3350～4200MJ/m2，相当于日辐射量只有2.5～3.2KWh/m2。03太阳能资源的测量

1太阳能资源观测站址要求

a应在开展太阳能利用的当地选择观测地点口

b测量仪器感应面上方应无任何障碍物，观测站周边任何障碍物的影子不应投射在测量仪器感应面上，测量仪器不应靠近浅色墙面或其他易于反射阳光的物体，也不应暴露在人工辐射源之下。应是观测维护人员易于到达的地方。

c不应有高度角超过5°的障碍物，特别是在全年之中日出日落时的方位角X围内。

2测量仪器

测量太阳能资源〔总辐射〕的仪器包括总辐射表和采集器，总辐射表由感应件、玻璃罩和附件组成。

2.2总辐射表

a〕光谱X围:0.30μm～3.0μm；

b〕灵敏度:7μV·W-1·m-2～14μV·W-1·m-2；

c〕响应时间:不大于60s〔99%响应〕；

d〕年稳定性:不大于5%；

e〕余弦响应:太阳高度角为10°时，余弦响应误差不大于10%;太阳高度角为30°时，余弦响应误差不大于5%。

测量准确度应高于0.5%，应能连续采集各种辐射值的辐照度，累计并存储时、日辐照量，并能挑出该日最大辐照度与出现时刻。3总辐射表的安装与维护

1安装

a〕水平安装

总辐射表应结实安装在距地面约1.50m专用的台柱上，下部结实埋入地中，即使台柱受到严重冲击振动〔如大风等〕，也不改变仪器的水平状态。

仪器安装后，用导线将接线柱、记录仪表连接.接线柱朝北，有一根连接机体，用于连接电缆的屏蔽层。

b〕倾斜安装

必要时可将总辐射表朝南倾斜安置，其感应面的倾斜角可为观测点所在纬度的角度，也可将总辐射表朝南垂直地面10°立面安装。

2维护

每日上、下午至少各一次对总辐射表进展以下检查和维护:

a〕仪器是否水平，倾斜角是否正常，感应面与玻璃罩是否完好等。

b〕仪器是否清洁。

c〕玻璃罩不能进水，罩内也不应有水汽凝结物。检查枯燥器内硅胶是否变潮〔由蓝色变成红色或自色〕，如变潮应与时更换。

d〕总辐射表防水性能较好，但如遇强雷暴等恶劣天气时，应加强巡视，发现问题与时处理。

总辐射表应有法定计量机构给出的检定证书方可使用，通常检定周期为2年。4测量数据的采集

1数据采集时间

总辐射测量通常采用地方平均太阳时，每天从日出开始到日落连续测量。

2数据采集方法

辐射测量通常采集到的数据是电压值

3自动数据采集

辐射量采样速率为每分钟6次，去掉1个最大值和1个最小值，用余下的4个样本求出平均值，作为该分钟的平均值，平均观测值再乘以60s为该分钟的辐照量。5测量数据的处理

1测量数据处理原如此

a〕不应对原始数据作任何删改或增减。

b〕与时发现并处理纪录缺漏和失真，与时检修或更换仪器，并记录相应时间和说明原因。

2观测记录的质量检查

太阳能资源观测站对观测记录的质量检查，以本站本月记录为主。检查方法包括极值检查、相关性检查等。

3观测记录的复制备份

观测记录经质量检查处理后，应复制备份，永久保存。

4测量数据的统计

A日辐照量的统计

B辐照量月值的统计

C辐照度的记录和挑选

D缺测数据的处理04光资源数据统计分析方法和光资源评估

0概述

光伏发电站设计首先需要分析站址所在地区的太阳能资源概况，并对该地区太阳能资源的丰富程度进展初步评价，同时分析相关的地理条件和气候特征，为站址选择和技术方案初步确定提供参考依据。

当对光伏发电站进展太阳能总辐射量与其变化趋势等太阳能资源分析时，应选择站址所在地附近有太阳辐射长期观测记录的气象站作为参考气象站。当利用现场观测数据进展太阳能资源分析时，现场观测数据应连续，且不应少于一年。

1参考气象站根本条件和数据采集

a参考气象站应具有连续10年以上的太阳辐射长期观测记录。

b参考气象站所在地与光伏发电站站址所在地的气候特征、地理特征应根本一致。

c参考气象站的辐射观测资料与光伏发电站站址现场太阳辐射观测装置的同期辐射观测资料应具有较好的相关性。

d参考的气象站应采集的内容。2太阳辐射现场观测站根本要求

a在光伏发电站站址处宜设置太阳能辐射现场观测站，观测内容应包括总辐射量、直射辐射量、散射辐射量、最大辐照度、气温、湿度、风速、风向等的实测时间序列数据，且应按照现行行业标准规定进展安装和实时观测记录。现场观测站的观测装置包括日照辐射表、测温探头、风速传感器、风向传感器、控制盒等。观测装置的安装位置需要视野开阔，且在一年当中日出和日没方位不能有大于5°的遮挡物。

b对于按最优固定倾角布置光伏方阵的大型光伏发电站，宜增设在设计确定的最优固定倾角面上的日照辐射观测项目。

c对于有斜单轴或平单轴跟踪装置的大型光伏发电站，宜增设在设计确定的斜单轴或平单轴跟踪受光面上的日照辐射观测项目。

d对于高倍聚光光伏发电站，应增设法向直接辐射辐照度〔DNI〕的观测项目。e现场实时观测数据宜采用有线或无线通信信道直接传送。3太阳辐射观测数据验证与分析

验证

1:对太阳辐射观测数据应进展完整性检验；

2:对太阳辐射观测数据应依据日天文辐射量等进展合理性检验；

3:太阳辐射观测数据经完整性和合理性检验后，其中不合理和缺测的数据应进展修正，并补充完整。

分析

光伏发电站太阳能资源分析宜包括如下内容:

1长时间序列的年总辐射量变化和各月总辐射量年际变化。

210年以上的年总辐射量平均值和月总辐射量平均值。

3最近三年内连续12个月各月辐射量日变化与各月典型日辐射量小时变化。

4总辐射最大辐照度。4太阳能资源等级评价

太阳能资源等级采用太阳能总辐射年辐射量、稳定度和直射比这三个指标对太阳能资源〔总辐射〕进展分级。

总量等级：太阳总辐射年辐射量划分为四个等级：最丰富〔A〕、很丰富〔B〕、丰富〔C〕、一般〔D〕。等级名称分级阈值〔kW·h·m-2·a-1〕分级阈值〔MJ·m-2·a-1〕等级符号最丰富G≥1750G≥6300A很丰富1400≤G＜17505040≤G＜6300B丰富1050≤G＜14003780≤G＜5040C一般＜1050＜3780D注：G表示总辐射年辐射量，采用多年平均值〔一般取30年平均〕稳定度等级：稳定度划分为四个等级：很稳定〔A〕、稳定〔B〕、一般〔C〕、欠稳定〔D〕。等级名称分级阈值等级符号很稳定RWA稳定0.36≤RWB一般0.28≤RWC欠稳定RWD注：RW表示稳定度，计算RW时，首先计算总辐射各月平均日辐射量的对年平均值〔一般取30年平均〕，然后求最小值与最大值之比。直射比等级。直射比划分为四个等级：很高〔A〕,高〔B〕,中〔C〕，低〔D〕,。等级名称分级阈值等级符号等级说明很高ROA直接辐射主导高0.5≤ROB直接辐射较多中0.35≤ROC散射辐射较多低ROD散射辐射主导注：RO表示年直射比，计算RO时，首先计算水平面直接辐射和总辐射年辐射量的多年平均值〔一般取30年平均〕，然后求二者之比。主要内容

第一节光伏电站建设程序

第二节光伏发电站设计

第三节光伏电站的投资与财务评价分析第一节光伏电站建设程序

对项目地形与屋顶资源、周边环境条件〔交通、物资采购、市场的劳动力、道路、水电〕、电网结构与年负荷量、消耗负荷能力、接入系统的电压等级、接入间隔核实、送出线路长度廊道的条件、和当地电网公司的政策等。

第一阶段：可研阶段

第二阶段：获得项目建设地县级相关部门的批复文件

第三阶段：获得项目建设地区级〔市〕相关部门的批复文件

第四阶段：获得自治区〔省〕相关部门的批复文件3.项目施工图设计

1、现场测绘、地勘、勘界、提资设计要求。

2、接入系统报告编制并上会评审。

3、出施工总图蓝图。

4、各专业进展图纸绘制〔结构、土建、电器等等〕。

5、出各产品技术规X书〔做为设备采购招标依据〕。

6、和各厂家签订技术协议。

7、现场技术交底、图纸会审。

8、送出线路初设代可研评审上会出电网意见。

1、物资招标采购

2、发电区建设工作：

3、生活区工作

4、外围线路建设，对侧站设备安装与对侧站对点对调、省调地调的调度调试等等。

5、所有设备的电缆敷设连接并做实验。

6、保护定值计算、设备的命名。

自治区〔省〕电力建设工程质量监视站验收〔消缺并闭环〕。

省电力建设调试所安评、技术监视验收〔消缺并闭环〕。

当地消防大队验收并出具报告。

电网公司验收〔消缺并闭环〕。

电站调试方案〔电力公司审核〕。第二节光伏发电站设计

一、光伏发电站设计应综合考虑日照条件、土地和建筑条件、安装和运输条件等因素，并应满足安全可靠、经济适用、环保、美观、便于安装和维护的要求。

二、光伏发电站设计在满足安全性和可靠性的同时，应优先采用新技术、新工艺、新设备、新材料。

三、大、中型光伏发电站内宜装设太阳能辐射现场观测装置。

四、光伏发电站的系统配置应保证输出电力的电能质量符合国家现行相关标准的规定。

五、接入公用电网的光伏发电站应安装经当地质量技术监管机构认可的电能计量装置，并经校验合格后投入使用。

六、建筑物上安装的光伏发电系统，不得降低相邻建筑物的日照标准。

七、在既有建筑物上增设光伏发电系统，必须进展建筑物结构和电气的安全复核，并应满足建筑结构与电气的安全性要求。

八、光伏发电站设计时应对站址与其周围区域的工程地质情况进展勘探和调查，查明站址的地形地貌特征、结构和主要地层的分布与物理力学性质、地下水条件等。

九、光伏发电站中的所有设备和部件，应符合国家现行相关标准的规定，主要设备应通过国家批准的认证机构的产品认证。

一、光伏发电站的站址选择应根据国家可再生能源中长期开展规划、地区自然条件、太阳能资源、交通运输、接入电网、地区经济开展规划、其他设施等因素全面考虑。

二、光伏发电站选址时，应结合电网结构、电力负荷、交通、运输、环境保护要求，拟订初步方案，通过全面的技术经济比拟和经济效益分析，提出论证和评价。

三、光伏发电站防洪设计应符合相关要求

四、地面光伏发电站站址宜选择在地势平坦的地区或北高南低的坡度地区。

五、选择站址时，应避开空气经常受悬浮物严重污染的地区。

六、选择站址时，应避开危岩、泥石流、岩溶发育、滑坡的地段和地震断裂地带等地质灾害易发区。

七、光伏发电站宜建在地震烈度为9度与以下地区。

八、光伏发电站站址应避让重点保护的文化遗址，不应设在有开采价值的露天矿藏或地下浅层矿区上。

九、光伏发电站站址选择应利用非可耕地和劣地，不应破坏原有水系，做好植被保护，减少土石方开挖量，并应节约用地，减少房屋拆迁和人口迁移。

十、光伏发电站站址选择应考虑电站达到规划容量时接入电力系统的出线走廊。

十一、条件适宜时，可在风电场内建设光伏发电站。

一、光伏发电站设计应对站址所在地的区域太阳能资源根本状况进展分析，并对相关的地理条件和气候特征进展适应性分析。

二、当对光伏发电站进展太阳能总辐射量与其变化趋势等太阳能资源分析时，应选择站址所在地附近有太阳辐射长期观测记录的气象站作为参考气象站。

三、当利用现场观测数据进展太阳能资源分析时，现场观测数据应连续，且不应少于一年。

四、大型光伏发电站建设前期宜先在站址所在地设立太阳辐射现场观测站，现场观测记录的周期不应少于一个完整年。

一、参考气象站应具有连续10年以上的太阳辐射长期观测记录。

二、参考气象站所在地与光伏发电站站址所在地的气候特征、地理特征应根本一致。

三、参考气象站的辐射观测资料与光伏发电站站址现场太阳辐射观测装置的同期辐射观测资料应具有较好的相关性。

一、大、中型地面光伏发电站的发电系统宜采用多级汇流、分散逆变、集中并网系统；分散逆变后宜就地升压，升压后集电线路回路数与电压等级应经技术经济比拟后确定。

二、光伏发电系统中，同一个逆变器接入的光伏组件串的电压、方阵朝向、安装倾角宜一致。

三、光伏发电系统直流侧的设计电压应高于光伏组件串在当地昼夜间极端气温下的最大开路电压，系统中所采用的设备和材料的最高允许电压应不低于该设计电压。

四、光伏发电系统中逆变器的配置容量应与光伏方阵的安装容量相匹配，逆变器允许的最大直流输人功率应不小于其对应的光伏方阵的实际最大直流输出功率。

五、光伏组件串的最大功率工作电压变化X围应在逆变器的最大功率跟踪电压X围内。

六、独立光伏发电系统的安装容量应根据负载所需电能和当地日照条件来确定。

七、光伏方阵设计应便于光伏组件外表的清洗，当站址所在地的大气环境较差、组件外表污染较严重且又无自洁能力时，应设置清洗系统或配置清洗设备。

一、光伏发电系统按是否接入公共电网可分为并网光伏发电系统和独立光伏发电系统。

二、并网光伏发电系统按接入并网点的不同可分为用户侧光伏发电系统和电网侧光伏发电系统。

三、光伏发电系统按安装容量可分为如下三种系统：

1.小型光伏发电系统：安装容量小于或等于1MWp。

2.中型光伏发电系统：安装容量大于1MWp和小于或等于30MWp。

3.大型光伏发电系统：安装容量大于30MWp。

四、光伏发电系统按是否与建筑结合可分为与建筑结合的光伏发电系统和地面光伏发电系统。

一、光伏组件可分为晶体硅光伏组件、薄膜光伏组件和聚光光伏组件三种类型。

二、光伏组件应根据类型、峰值功率、转换效率、温度系数、组件尺寸和重量、功率辐照度特性等技术条件进展选择。

三、光伏组件应按太阳辐照度、工作温度等使用环境条件进展性能参数校验。

四、光伏组件的类型应按如下条件选择：

1.依据太阳辐射量、气候特征、场地面积等因素，经技术经济比拟确定。

2.太阳辐射量较高、直射分量较大的地区宜选用晶体硅光伏组件或聚光光伏组件。

3.太阳辐射量较低、散射分量较大、环境温度较高的地区宜选用薄膜光伏组件。

4.在与建筑相结合的光伏发电系统中，当技术经济合理时，宜选用与建筑结构相协调的光伏组件。建材型的光伏组件，应符合相应建筑材料或构件的技术要求。

五、用于并网光伏发电系统的逆变器性能应符合接入公用电网相关技术要求的规定，并具有有功功率和无功功率连续可调功能。用于大、中型光伏发电站的逆变器还应具有低电压穿越功能。六、逆变器应按型式、容量、相数、频率、冷却方式、功率因数、过载能力、温升、效率、输入输出电压、最大功率点跟踪〔MPPT〕，保护和监测功能、通信接口、防护等级等技术条件进展选择。

七、逆变器应按环境温度、相对湿度、海拔高度、地震烈度、污秽等级等使用环境条件进展校验。

八、湿热带、工业污秽严重和沿海滩涂地区使用的逆变器，应考虑潮湿、污秽与盐雾的影响。

九、海拔高度在2000m与以上高原地区使用的逆变器，应选用高原型〔G〕产品或采取降容使用措施。

十、汇流箱应依据型式、绝缘水平、电压、温升、防护等级、输入输出回路数、输入输出额定电流等技术条件进行选择。

十一、汇流箱应按环境温度、相对湿度、海拔高度、污秽等级、地震烈度等使用环境条件进展性能参数校验。

十二、汇流箱应具有如下保护功能：

1.应设置防雷保护装置。

2.汇流箱的输入回路宜具有防逆流与过流保护；对于多级汇流光伏发电系统，如果前级已有防逆流保护，如此后级可不做防逆流保护。

3.汇流箱的输出回路应具有隔离保护措施。

4.宜设置监测装置。

十三、室外汇流箱应有防腐、防锈、防暴晒等措施，汇流箱箱体的防护等级不低于IP54。

一、光伏方阵可分为固定式和跟踪式两类，选择何种方式应根据安装容量、安装场地面积和特点、负荷的类别和运行管理方式，由技术经济比拟确定。

二、光伏方阵中，同一光伏组件串中各光伏组件的电性能参数宜保持一致，光伏组件串的串联数应按如下公式计算。

三、光伏方阵采用固定式布置时，最优倾角应结合站址当地的多年月平均辐照度、直射分量辐照度、散射分量辐照度、风速、雨水、积雪等气候条件进展设计，并宜符合如下要求：

1.对于并网光伏发电系统，倾角宜使光伏方阵的倾斜面上受到的全年辐照量最大。

2.对于独立光伏发电系统，倾角宜使光伏方阵的最低辐照度月份倾斜面上受到较大的辐照量。

3.对于有特殊要求或土地本钱较高的光伏发电站，可根据实际需要，经技术经济比拟后确定光伏方阵的设计倾角和阵列行距。

一、独立光伏发电站应配置恰当容量的储能装置，并满足向负载提供持续、稳定电力的要求。并网光伏发电站可根据实际需要配置恰当容量的储能装置。

二、独立光伏发电站配置的储能系统容量应根据当地日照条件、连续阴雨天数、负载的电能需要和所配储能电池的技术特性来确定。

三、用于光伏发电站的储能电池宜根据储能效率、循环寿命、能量密度、功率密度、响应时间、环境适应能力、充放电效率、自放电率、深放电能力等技术条件进展选择。四、光伏发电站储能系统应采用在线检测装置进展智能化实时检测，应具有在线识别电池组落后单体、判断储能电池整体性能、充放电管理等功能，宜具有人机界面和通讯接口。

五、光伏发电站储能系统宜选用大容量单体储能电池，减少并联数，并宜采用储能电池组分组控制充放电。

六、充电控制器应依据型式、额定电压、额定电流、输人功率、温升、防护等级、输人输出回路数、充放电电压、保护功能等技术条件进展选择。

七、充电控制器应按环境温度、相对湿度、海拔高度、地震烈度等使用环境条件进展校验。

八、充电控制器应具有短路保护、过负荷保护、蓄电池过充〔放〕保护、欠〔过〕压保护与防雷保护功能，必要时应具备温度补偿、数据采集和通信功能。

九、充电控制器宜选用低能耗节能型产品。

一、光伏发电站发电量预测应根据站址所在地的太阳能资源情况，并考虑光伏发电站系统设计、光伏方阵布置和环境条件等各种因素后计算确定。

二、光伏发电站上网电量可按下式计算：

一、光伏发电站升压站主变压器与其参数的选择应符合现行行业标准。

二、应符合如下要求：

1.应优先选用自冷式、低损耗电力变压器。

2.当无励磁调压电力变压器不能满足电力系统调压要求时，应采用有载调压电力变压器。

3.主变压器容量可按光伏发电站的最某某续输出容量进展选取，且宜选用标准容量。

三、光伏方阵内就地升压变压器的选择应符合如下要求：

1.宜选用自冷式、低损耗电力变压器。

2.变压器容量可按光伏方阵单元模块最大输出功率选取。

3.可选用高压〔低压〕预装式箱式变电站或变压器、上下压电气设备等组成的装配式变电站。

4.就地升压变压器可采用双绕组变压器或分裂变压器。

5〕就地升压变压器宜选用无励磁调压变压器。

一、光伏发电站发电单元接线与就地升压变压器的连接应符合如下要求：

1.逆变器与就地升压变压器的接线方案应依据光伏发电站的容量、光伏方阵的布局、光伏组件的类别和逆变器的技术参数等条件，经技术经济比拟确定。

2.一台就地升压变压器连接两台不自带隔离变压器的逆变器时，宜选用分裂变压器。

二、光伏发电站发电母线电压应根据接入电网的要求和光伏发电站的安装容量，经技术经济比拟后确定，并宜符合如下规定：

1.光伏发电站安装总容量小于或等于1MWp时，宜采用0.4kV-10kV电压等级。

2.光伏发电站安装总容量大于1MWp，且不大于30MWp时，宜采用10kV-35kV电压等级。

3.光伏发电站安装容量大于30MWp时，宜采用35kV电压等级。

三、光伏发电站发电母线的接线方式应按本期、远景规划的安装容量、安全可靠性、运行灵活性和经济合理性等条件选择，并应符合如下要求：

1.光伏发电站安装容量小于或等于30MW时，宜采用单母线接线。

2.光伏发电站安装容量大于30MW时，宜采用单母线或单母线分段接线。

3.当分段时，应采用分段断路器。

四、光伏发电站母线上的短路电流超过所选择的开断设备允许值时，可在母线分段回路中安装电抗器。母线分段电抗器的额定电流应按其中一段母线上所联接的最大容量的电流值选择。五、光伏发电站内各单元发电模块与光伏发电母线的连接方式，可采用如下方式：

1.辐射式连接方式。

2.“T〞接式连接方式。

六、光伏发电站母线上的电压互感器和避雷器应合用一组隔离开关，并组装在一个柜内。

七、光伏发电站内10kV或35kV系统中性点可采用不接地、经消弧线圈接地或小电阻接地方式。经聚集形成光伏发电站群的大、中型光伏发电站，其站内聚集系统宜采用经消弧线圈接地或小电阻接地的方式。就地升压变压器的低压侧中性点是否接地应依据逆变器的要求确定。

八、当采用消弧线圈接地时，应装设隔离开关。消弧线圈的容量选择和安装要求应符合现行行业标准的规定。

九、光伏发电站110kV与以上电压等级的升压站接线方式，应根据光伏发电站在电力系统的地位、地区电力网接线方式的要求、负荷的重要性、出线回路数、设备特点、本期和规划容量等条件确定。

十、220kV与以下电压等级的母线避雷器和电压互感器宜合用一组隔离开关，110kV-220kV线路电压互感器与祸合电容器、避雷器、主变压器引出线的避雷器不宜装设隔离开关；主变压器中性点避雷器不应装设隔离开关。

一、光伏发电站站用电系统的电压宜采用380V。

二、380V站用电系统，应采用动力与照明网络共用的中性点直接接地方式。

三、站用电工作电源引接方式宜符合如下要求：

1.光伏发电站有发电母线时，宜从发电母线引接供应自用负荷。

2.当技术经济合理时，可由外部电网引接电源供应发电站自用负荷。

3.当技术经济合理时，就地逆变升压室站用电也可由各发电单元逆变器变流出线侧引接，但升压站〔或开关站〕站用电应按本条的第1款或第2款中的方式引接。

四、站用电系统应设置备用电源，其引接方式宜符合如下要求：

1.当光伏发电站只有一段发电母线时，宜由外部电网引接电源。

2.当发电母线为单母线分段接线时，可由外部电网引接电源，也可由其中的另一段母线上引接电源。

3.各发电单元的工作电源分别由各自的就地升压变压器低压侧引接时，宜采用邻近的两发电单元互为备用的方式或由外部电网引接电源。

4.工作电源与备用电源间宜设置备用电源自动投入装置。

五、站用电变压器容量选择应符合如下要求：

1.站用电工作变压器容量不宜小于计算负荷的1.1倍。

2.站用电备用变压器的容量与工作变压器容量一样。

六、站用电装置的布置位置与方式应根据光伏发电站的容量、光伏方阵的布局和逆变器的技术参数等条件确定。

一、光伏发电站宜设蓄电池组向继电保护、信号、自动装置等控制负荷和交流不连续电源装置、断路器合闸机构与直流事故照明等动力负荷供电，蓄电池组应以全浮充电方式运行。

二、蓄电池组的电压可采用220V或1lNV。

三、蓄电池组与充电装置的选择可按现行行业标准的规定执行。

一、光伏发电站的升压站〔或开关站〕配电装置的设计应符合国家现行标准的规定。

二、升压站35kV以上配电装置应根据地理位置选择户内或户外布置。

三、10kV-35kV配电装置宜采用户内成套式高压开关柜配置型式，也可采用户外装配式配电装置。

一、光伏发电站的无功补偿装置应按电力系统无功补偿就地平衡和便于调整电压的原如此配置。

二、并联电容器装置的设计应符合现行国家标准的规定。

三、无功补偿装置设备的型式宜选用成套设备。

四、无功补偿装置依据环境条件、设备技术参数与当地的运行经验，可采用户内或户外布置型式，并应考虑维护和检修方便。

一、光伏发电站接入电网的电压等级应根据光伏发电站的容量与电网的具体情况，在接入系统设计中经技术经济比拟后确定。

二、光伏发电站向当地交流负载提供电能和向电网发送的电能质量应符合公用电网的电能质量要求。

三、光伏发电站应具有相应的继电保护功能。

四、大、中型光伏发电站应具备与电力调度部门之间进展数据通信的能力，并网双方的通信系统应符合电网安全经济运行对电力通信的要求。

一、有功功率控制应符合如下要求：

1.大、中型光伏发电站应配置有功功率控制系统，具有接收并自动执行电力调度部门发送的有功功率与其变化速率的控制指令、调节光伏发电站有功功率输出、控制光伏发电站停机的能力。

2.大、中型光伏发电站应具有限制输出功率变化率的能力，输出功率变化率和最大功率的限值不应超过电力调度部门的限值，但因太阳光辐照度快速减少引起的光伏发电站输出功率下降率不受此限制。

3.除发生电气故障或接收到来自于电力调度部门的指令以外，光伏发电站同时切除的功率应在电网允许的最大功率变化率X围内。二、电压与无功调节应符合如下要求：

1.应结合无功补偿类型和容量进展接入系统方案设计。

2.大、中型光伏发电站参与电网的电压和无功调节可采用调节光伏发电站逆变器输出的无功功率、无功补偿设备的投入量和变压器的变化等方式。

3.大、中型光伏发电站应配置无功电压控制系统，具备在其允许的容量X围内根据电力调度部门指令自动调节无功输出，参与电网电压调节的能力。其调节方式、参考电压等应由电力调度部门远程设定。

4.接入10kV-35kV电压等级公用电网的光伏发电站，功率因数应能在超前0.98和滞后0.98X围内连续可调。5.接入l10kV〔66kV〕与以上电压等级公用电网的光伏发电站，其配置的容性无功容量应能够补偿光伏发电站满发时站内聚集线路、主变压器的全部感性无功与光伏发电站送出线路的一半感性无功之和；其配置的感性无功容量能够补偿光伏发电站站内全部充电无功功率与光伏发电站送出线路的一半充电无功功率之和。

6.对于聚集升压至330kV与以上电压等级接入公用电网的光伏发电站群中的光伏发电站，其配置的容性无功容量应能够补偿光伏发电站满发时站内聚集线路、主变压器与光伏发电站送出线路的全部感性无功之和，其配置的感性无功容量能够补偿光伏发电站站内全部充电无功功率与光伏发电站送出线路的全部充电无功功率之和。

7.T接于公用电网和接入用户内部电网的大、中型光伏发电站应根据其特点，结合电网实际情况选择无功装置类型与容量。

8.小型光伏发电站输出有功功率大于其额定功率的50%时，功率因数不应小于0.98〔超前或滞后〕；输出有功功率在20%—50%时，功率因数不应小于0.95〔超前或滞后〕。

一、光伏发电站的系统保护应符合现行国家标准的规定，且应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。专线接入公用电网的大、中型光伏电站可配置光纤电流差动保护。

二、光伏发电站设计为不可逆并网方式时，应配置逆向功率保护设备，当检测到逆流超过额定输出的5%时，逆向功率保护应在0.5ss-2s内将光伏发电站与电网断开。

三、小型光伏发电站应具备快速检测孤岛且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。

四、大、中型光伏发电站的公用电网继电保护装置应保障公用电网在发生故障时可切除光伏发电站，光伏发电站可不设置防孤岛保护。

五、在并网线路同时T接有其他用电负荷情况下，光伏发电站防孤岛效应保护动作时间应小于电网侧线路保护重合闸时间。六、接入66kV与以上电压等级的大、中型光伏发电站应装设专用故障记录装置。故障记录装置应记录故障前10s到故障后60s的情况，并能够与电力调度部门进展数据传输。第三节光伏电站的投资与财务评价分析

国家近期出台了一系列支持光伏市场开展的政策措施，从2014年开始，国家对大型光伏电站实行分资源区的不同上网标杆电价，将此前实行的全国统一上网标杆电价1元/kWh分别调整到0.9元/kWh〔Ⅰ类区〕、0.95元/kWh〔Ⅱ类区〕、1.0元/kWh〔Ⅲ类区〕，同时对于分布式光伏发电的激励政策从初投资补贴转为度电补贴〔0.42元/kWh〕，这就更加要求光伏系统不但要有低本钱，还必须注重质量和发电效率，使光伏发电系统的效益最大化。

光伏电站投资构成与风电场工程相似，光伏发电工程总投资构成如图：

设备费由设备原价、运杂费、运输保险费、采购与保管费组成。国产设备原价指设备出厂价，进口设备原价指进口设备的抵岸价。设备运杂费是指国内采购设备自来源地、国外采购设备自到岸港运至工地仓库或指定堆放地点发生的采购、运输运输保险、保管、装卸等费用。

建筑与安装工程费是指为完成工程项目建造、生产性设备与配套工程安装所需的费用，由直接费、间接费、利润和税金组成。

直接费指建筑与安装工程施工过程中直接消耗在工程项目建设中的活劳动和物化劳动。由直接工程费和措施费组成。直接工程费指在正常的施工条件下，施工过程中消耗的构成工程实体的各项费用，包括人工费、材料费、施工机械使用费。措施费指为完成工程项目施工，发生在该工程施工准备和施工过程中的技术、生活、安全、环境保护等方面的非工程实体项目的费用。包括冬雨季施工增加费、夜间施工增加费、特殊地区施工增加费、小型临时设施摊销费、安全文明施工措施费与其他。

间接费指建筑安装产品的生产过程中，为工程项目服务而不直接消耗在特定产品对象上的费用，由企业管理费、规费和财务费用组成。

利润指按光伏发电工程建设项目市场情况应计入建筑安装工程费用中的利润。

税金指按国家税法规定应计入建筑安装工程造价中的营业税、城市维护建设税、教育费附加与地方教育费附加。1.1.3其他费用

工程建设其他费用，是指从工程筹建起到工程竣工验收交付使用止的整个建设期间，除建筑安装工程费用和设备与工器具购置费用以外的，为保证工程建设顺利完成和交付使用后能够正常发挥效用而发生的各项费用。

1.1.4根本预备费

指用于解决设计X围以内的设计变更〔含施工过程中工程量变化、设备改型、材料代用等〕，预防自然灾害采取措施，以与弥补一般自然灾害所造成损失中工程保险未能补偿局部而预留的工程费用。1.1.5价差预备费

指在工程建设过程中，因国家政策调整、材料和设备价格上涨，人工费和其他各种费用标准调整、汇率变化等引起投资增加而预留的费用。

指为筹措工程建设资金在建设期内发生并按规定允许在投产后计入固定资产原值的债务资金利息，包括银行借款和其他债务资金的利息以与其他融资费用。其他融资费用是指在某些债务融资中发生的手续费、承诺费、管理费、信贷保险费。

光伏发电工程项目划分为设备与安装工程、建筑工程和其他费用。

设备与安装工程包括发电设备与安装工程、变电站设备与安装工程、控制保护设备与安装工程、其他设备与安装工程。

建筑工程包括发电工程、变电站工程、房屋建筑工程交通工程、其他建筑工程。

其他费用包括项目建设用地费、项目建设管理费、生产准备费、勘察设计费、其他税费。1.2.1设备与安装工程

设备与安装工程指构成光伏发电工程固定资产的全部设备与安装工程。

1.2.2建筑工程

建筑工程包括发电场工程、变电站工程、房屋建筑工程交通工程、其他建筑工程。

其他费用指为完成工程建设项目所必需，但不属于设备购置费、建安工程费的其他相关费用。包括项目建设用地费、项目建设管理费、生产准备费、勘察设计费和其他税费。2财务分析

光伏电站财务分析原理与方法与风力发电项目类似,就不再累述,这里对项目投资的评价方法做一简要简绍。

评价方法根据在投资中是否考虑时间价值,可分为静态评价和动态评价.顾名思义,假如不考虑项目投资资金的时间价值,称为静态评价方法,考虑投资资金的时间价值称为动态评价方法.目前,这两种方法是常用的决策方法。

静态评价方法的优点为计算简单、方便、指标直观、容易理解，所以在项目评价中广泛使用。但静态评价方法没有考虑资金的时间价值，也没有考虑项目的寿命周期，所得出的结论不够准确、全面。因此，静态评价方法较适合对假如干个短期投资方案进展比拟。

动态评价如此考虑了资金的时间本钱和寿命周期，克制了静态评价的先天不足，相比于静态评价，动态评价更全面、更科学。对于项目的不同投资方案而言应以动态评价为主，必要时才考虑静态评价辅助分析。

评价根据结果的肯定程度可分为确定性评价和不确定性评价。

确定性评价的前提条件是对于项目所在的环境条件和经济参数只做一种肯定的预测和估计，例如：现金流量、项目的寿命期、资产折旧率、资产折现率等。但在现实的项目投资过程中，项目所处的环境和经济参数是变化的存在着风险。不确定性评价是指对所投资项目的关键参数做出多种可能情况的估计，并分析不确定性因素对项目评价指标的影响，来预测项目的风险承当能力，确定项目在财务上和经济效益上的可靠性。

根据项目方案的数量和评价方式，投资项目的技术方案经济性评价可分为单方案评价和多方案评价。

对于技术上可行的单个投资项目的评价，一般不需要进展多个项目方案之间的经济性比拟，只研究项目方案的最终经济效果是否能够通过预设的标准，这种评价称为单方案评价。

当存在多种可选择的项目方案时，要从中选出经济性最优的方案，可采用增量分析法、指标直接比照法等。在多种方案之间进展技术经济比拟称为多方案评价。

对单个投资项目而言，由于不涉与项目多种方案之间的经济可行性比拟分析，因此使用单方案评价法。如果投资方案通过了单方案效果检验，就可以认为该方案的经济性是可行的，值得投资；否如此应放弃投资。参加多方案经济效果评价的项目投资方案也必须事先通过单方案经济评价。对于单个方案而言，无论采用哪种经济性指标，其评价结果应该是一致的。

项目的经济性评价是项目评估的重要内容。任何项目是否建设，必须事先对项目的财务活动有一个明确而又客观的认识，了解项目的经营特点、预期效益的经营成果，才能正确的从财务上评价项目是否可行。

光伏电站的发电本钱由以下几个局部组成：固定资产折旧费、运行维修费、职工工资与福利费、材料费、财务费用与其他费用。光伏电站项目与常规能源发电项目最大的不同在于省去了燃料本钱。正常运行的光伏电站的折旧费、运行维修等费用是根本固定的，变化因素较少，可视作固定本钱。

并网光伏电站的初始投资主要包括光伏组件投资、安装投资、输变电工程投资、建筑工程投资等。初始投资中光伏组件占项目总投资比例很大，约占50%左右，是影响初始投资的主要因素。因此，光伏组件的折旧是光伏电站发电本钱的重要影响因素之一。运行维修费用包括光伏系统设备运行费用和维修费用，根据静态本钱计算公式，光伏电站技术和输变电技术越成熟、可靠性越高，设备的运行和维修费用越低，光伏电站发电的本钱也就越低。

我国建设的大局部光伏电站依靠商业贷款。项目总投资的资金来源是资本金和商业贷款。贷款利率增高，利息费用将增加，光伏电站发电本钱也将增加，同理，假如贷款利率下降，如此光伏发电本钱也会随之降低。

我国光伏电站项目相比于风力发电项目，仍属于开展的初期阶段，真正投运一段时间的光伏电站项目较少，项目的技术、经济、社会三方面评价指标的选取和赋值，需要随着我国光伏电站的开展进展修正和丰富。第一节光伏电站的运行维护与管理

第二节光伏电站后评估方法第一节光伏电站的运行维护与管理

我国光伏电站运行情况

光伏电站存在的主要问题

我国光伏电站运营管理模式与其选择

光伏电站运行和管理的主要内容我国光伏电站运行情况

〔1〕光伏发电并网情况:

2014年前三季度，全国新增光伏发电并网容量379万千瓦，其中，新增光伏电站并网容量245万千瓦，新增分布式光伏并网容量134万千瓦；全国光伏发电量约180亿千瓦时，相当于2013年全年发电量的200%。

按照两家电网公司所辖区域分，国家电网公司经营X围内新增光伏发电装机320万千瓦，其中光伏电站205万千瓦，分布式115万千瓦；南方电网公司经营X围内新增光伏发电装机28万千瓦，其中光伏电站12万千瓦，分布式16万千瓦。

西部地区是光伏电站装机容量居前，某某、某某和某某累计光伏电站并网容量最多，分别达到466万千瓦、365万千瓦和313万千瓦。

作为能源局推广的重点，分布式光伏发电在前三季度主要开展地区仍旧在东部。前三季度，某某、某某和某某累计分布式并网容量最多，分别达到70万千瓦、46万千瓦和44万千瓦。

国家能源局规划2014年国内光伏电站新增装机14GW，其中分布式光伏为8GW左右，光伏电站6GW左右。〔2〕光伏发电站行业相关政策:

1月17日

国家能源局关于下达2014年光伏发电年度新增建设规模的通知

确定2014年度新增建设规模：全年新增备案总规模1400万千瓦，其中分布式800万千瓦，占比约60%，光伏电站605万千瓦，占比约40%。对于某某、某某、某某〔含兵团〕等光伏电站建设规模较大的省〔区〕，如发生限电情况，将调减当年建设规模，并停止批复下年度新增备案规模

8月20日

国家发改委《西部新增鼓励产业目录》

目录里标识了西部12省，其中有11省对太阳能相关项目做了说明，其中某某、内蒙两区规划有大型或超大型数据中心建设与运营产业

9月2日

国家能源局发布关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知

对分布式光伏发电的定位、应用形式、屋顶资源统筹、项目工程标准、质量管理、项目备案、开展模式、示X区建设、电网介入、并网运行、电费结算、补贴拨付、融资、产业体系公共服务、信息统计、监测体系、监视15个方面做了规定

9月11日

国家能源局《加快培育分布式光伏发电应用示X区有关要求的通知》

在开建时间、园区统一协调、区域电力交易商业模式创新等方面做了细化规定

10月9日

《国家能源局关于进一步加强光伏电站建设与运行管理工作的通知》

要加强光伏电站建设运行信息监测统计和公开，对弃光限电较严重的地区,暂停下达该地区下年度新增建设规模指标，将规X光伏电站资源配置和项目管理

10月12日

《能源局关于开展新建电源项目投资开发秩序专项监管工作的通知》

规X新建电源项目投资开发秩序，构建公开公平公正的投资环境，有效控制电源项目工程造价，维护电力投资者的合法权益，促进电源健康有序开发

10月28日

《国家能源局关于规X光伏电站投资开发秩序的通知》

明确强调要健全光伏电站项目备案管理，制止光伏电站投资开发中的投机行为

11月19日

国务院办公厅《能源开展战略行动计划〔2014-2020年〕》

提出着力优化能源结构，坚持开展非化石能源与化石能源高效清洁利用并举，要大幅增加风电、太阳能、地热能等可再生能源和核电消费比重。到2020年，非化石能源将占一次能源消费比重达到15%

12月24日

国家能源局《关于推进分布式光伏发电应用示X区建设的通知》

在国家能源局已公布的第一批18个分布式光伏发电应用示X区外，增加了某某光伏高新区等12个园区，鼓励社会投资分布式光伏发电应用示X区〔3〕光伏发电站行业开展趋势:

〔一〕分布式光伏发电将进一步得到开展

从2014年年初国家能源局印发的《国家能源局关于下达2014年光伏发电年度新增建设规模的通知》中来看，分布式光伏发电建设规模占800万千瓦，超过建设规模总额的一半，可见国家全力支持开展分布式光伏发电，分布式光伏发电是未来光伏发电开展的重心。

我国光伏电站运行情况

2014年9月，国家能源局印发《国家能源局关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》，通知中对分布式光伏的定义有了扩展，将在地面或利用农业大棚等无电力消费设施建设、以35千伏与以下电压等级接入电网〔东北地区66千伏与以下〕、单个项目容量不超过2万千瓦且发电量主要在并网点变电台区消纳的光伏电站项目纳入分布式光伏发电规模指标管理，执行当地光伏电站标杆上网电价。此举将大大有利于我国中、东部地区建设分布式光伏发电系统。

我国光伏电站运行情况〔二〕分布式示X区建设将取得初步成果

2014年11月，国家能源局发布《关于推进分布式光伏发电应用示X区建设的通知》提与，在国家能源局已公布的第一批18个分布式光伏发电应用示X区外，增加了某某光伏高新区等12个园区，鼓励社会投资分布式光伏发电应用示X区。示X区将被优先纳入光伏发电的年度管理计划；如果规模指标不足，还可享受“先备案、后追加指标〞等政策；2015年底将完成30个示X区的建设，总规模达335万千瓦。

我国光伏电站运行情况〔三〕全面推进光伏扶贫工作

2014年10月国家能源局与国务院扶贫办联合印发《实施光伏扶贫工程工作方案的通知》，在全国X围内开展光伏扶贫工作。2014年下半年开展首批光伏扶贫项目摸底调查，出台相关方案与规划。

我国光伏电站运行情况

〔四〕解决西部地区光伏电站的“弃光〞问题

受国家光伏扶持政策和光伏标杆电价调整的影响，大批光伏项目开始上马，光伏项目的集中并网导致原本就建设滞后的电网无法满足光伏电站的需要，造成西部地区局部省份出现严重的“弃光〞问题，其中某某省的“弃光〞限电问题最为突出。解决“弃光〞限电问题，是开展地面电站的当务之急。光伏电站存在的主要问题

自2013年以来，我国的光伏电站建设规模日渐扩大，为我国光伏产业持续健康开展提供了有力的市场支撑，但在建设的过程中，也出现了一系列问题。调查数据显示，在调研的425座太阳能电站中，30%建成3年以上的电站都不同程度出现了问题；由于组件的质量问题，有些建成3年的电站设备衰减率甚至高达68%。如果组件一年衰减超过5%，照此速度，5年后这个电站就将报废。

光伏电站存在的主要问题

从光伏电站的设计、施工、运维以与所使用的组件设备，方方面面都影响着光伏电站的质量寿命。在设计施工中，西部的一些光伏大省由于人才缺失，在一线负责施工建设的员工大多缺乏技术指导、质量把关经验不足，工程质量难以得到保障。另外，为了赶进度拿补贴，一些光伏电站投资商盲目追求工程进度无视工程质量，有些甚至为了增加收益，降低建设本钱，盲目使用价格低、品质差的设备组件，最后导致电站质量参差不齐。来自光伏行业协会的数据显示，已建成的光伏电站中，质量不合格的比例高达1/3。电站质量已然成为光伏地面电站开展过程中所不能无视和回避的重要问题。我国光伏电站运营管理模式与其选择

我国光伏电站运营管理现状

我国光伏电站运营管理模式：

〔1〕运、维一体化的运营管理模式

〔2〕运营业主管理、维护外委管理模式

〔3〕维护业主管理、运营外委管理模式

〔4〕运营、维护全部外委的管理模式

运、维一体化的运营管理模式的特点：

〔1〕单位千瓦维护本钱降低

〔2〕建立自己的运营、维护队伍，积累一定的专业技术经验，便于生产指标深度总结和分析

〔3〕技术监视工作能与时跟踪并有序进展

〔4〕能提炼出适合本光伏电站的工作方法、管理体系并灵活运用

〔5〕两票的工作界面较清晰，因两票配合不好出过失的几率降低

运营业主管理、维护外委管理模式的特点：

〔1〕单位千瓦维护本钱偏高

〔2〕技术监视工作完全依赖于外委单位

〔3〕外委单位理解和适应业主的管理思路需要一段时间

维护业主管理、运营外委管理模式的特点：

〔1〕单位千瓦维护本钱偏高

〔2〕不设运营班组，设立专业维护班组，人员配置较少

〔3〕运营工作完全依赖于外委单位，不利于运营经验的积累

〔4〕生产指标统计准确性和分析深度受影响

〔5〕外委单位理解和适应业主的管理思路需要一段时间

〔6〕需要配置试验仪器、吊车、试验车等

运营、维护全部外委的管理模式的特点：

〔1〕单位千瓦维护本钱较高，一次性支付金额较大

〔2〕不设运营班组，设立专业维护班组，人员配置较少

〔3〕技术监视工作完全依赖或受控于外委单位

〔4〕外委单位理解和适应业主的管理思路需要一段时间光伏电站运行和管理的主要内容

运行和管理目标

一般要求

运行与维护

巡检周期和维护规如此

运行和管理目标：安全和经济

一般要求

1〕光伏电站与户用光伏系统的运行与维护应保证系统本身安全，以与系统不会对人员造成危害，并使系统维持最大的发电能力。

2〕光伏电站与户用光伏系统的主要部件应始终运行在产品标准规定的X围之内，达不到要求的部件应与时维修或更换。

3〕光伏电站与户用光伏系统的主要部件周围不得堆积易燃易爆物品，设备本身与周围环境应通风散热良好，设备上的灰尘和污物应与时清理。

4〕光伏电站与户用光伏系统的主要部件上的各种警示标识应保持完整，各个接线端子应结实可靠，设备的接线孔处应采取有效措施防止蛇、鼠等小动物进入设备内部。

5〕光伏电站与户用光伏系统的主要部件在运行时，温度、声音、气味等不应出现异常情况，指示灯应正常工作并保持清洁。

6〕光伏电站与户用光伏系统中作为显示和交易的计量设备和器具必须符合计量法的要求，并定期校准。

7〕光伏电站与户用光伏系统运行和维护人员应具备与自身职责相应的专业技能。在工作之前必须做好安全准备，断开所有应断开开关，确保电容、电感放电完全，必要时应穿绝缘鞋，带低压绝缘手套，使用绝缘工具，工作完毕后应排除系统可能存在的事故隐患。

8〕光伏电站与户用光伏系统运行和维护的全部过程需要进展详细的记录，对于所有记录必须妥善保管，并对每次故障记录进展分析。运行与维护

1〕光伏组件外表应保持清洁，清洗光伏组件时应注意：

①应使用枯燥或潮湿的柔软洁净的布料擦拭光伏组件，严禁使用腐蚀性溶剂或用硬物擦拭光伏组件；应该做到一掸二刮三清洗。

②应在辐照度低于200W/m2的情况下清洁光伏组件，不宜使用与组件温差较大的液体清洗组件；

③严禁在风力大于4级、大雨或大雪的气象条件下清洗光伏组件；

2〕光伏组件应定期检查，假如发现如下问题应立即调整或更换光伏组件：：

①光伏组件存在玻璃破碎、背板灼焦、明显的颜色变化；

②光伏组件中存在与组件边缘或任何电路之间形成连通通道的气泡

③光伏组件接线盒变形、扭曲、开裂或烧毁，接线端子无法良好连接。3〕光伏组件上的带电警告标识不得丢失。

4〕使用金属边框的光伏组件，边框和支架应结合良好，两者之间接触电阻应不大于4Ω。

5〕使用金属边框的光伏组件，边框必须结实接地。

6〕在无阴影遮挡条件下工作时，在太阳辐照度为500W/m2以上，风速不大于2m/s的条件下，同一光伏组件外外表〔电池正上方区域〕温度差异应小于20℃。装机容量大于50kWp的光伏电站，应配备红外线热像仪，检测光伏组件外外表温度差异。

7〕使用直流钳型电流表在太阳辐射强度根本一致的条件下测量接入同一个直流汇流箱的各光伏组件串的输入电流，其偏差应不超过5%。

8〕支架的维护应符合如下规定：

①所有螺栓、焊缝和支架连接应结实可靠。

②支架外表的防腐涂层，不应出现开裂和脱落现象，否如此应与时补刷。9〕直流汇流箱的运行与维护应符合以下规定：

①直流汇流箱不得存在变形、锈蚀、漏水、积灰现象，箱体外外表的安全警示标识应完整无破损，箱体上的防水锁启闭应灵活；

②直流汇流箱内各个接线端子不应出现松动、锈蚀现象；

③直流汇流箱内的高压直流熔丝的规格应符合设计规定；

④直流输出母线的正极对地、负极对地的绝缘电阻应大于2兆欧

⑤直流输出母线端配备的直流断路器，其分断功能应灵活、可靠。

⑥直流汇流箱内防雷器应有效。

10〕直流配电柜的运行与维护应符合以下：

①直流配电柜不得存在变形、锈蚀、漏水、积灰现象，箱体外外表的安全警示标识应完整无破损，箱体上的防水锁开启应灵活

②直流配电柜内各个接线端子不应出现松动、锈蚀现象；

③直流输出母线的正极对地、负极对地的绝缘电阻应大于2兆欧；

④直流配电柜的直流输入接口与汇流箱的连接应稳定可靠；

⑤直流配电柜的直流输出与并网主机直流输入处的连接应稳定可靠；

⑥直流配电柜内的直流断路器动作应灵活，性能应稳定可靠；

⑦直流母线输出侧配置的防雷器应有效。11〕控制器的运行与维护应符合如下规定：

①控制器的过充电电压、过放电电压的设置应符合设计要求；

②控制器上的警示标识应完整清晰；

③控制器各接线端子不得出现松动、锈蚀现象；

④控制器内的高压直流熔丝的规格应符合设计规定；

⑤直流输出母线的正极对地、负极对地、正负极之间的绝缘电阻应大于2兆欧；

12〕逆变器的运行与维护应符合如下规定：

①逆变器结构和电气连接应保持完整，不应存在锈蚀、积灰等现象，散热环境应良好，逆变器运行时不应有较大振动和异常噪声；

②逆变器上的警示标识应完整无破损；

③逆变器中模块、电抗器、变压器的散热器风扇根据温度自行启动和停止的功能应正常，散热风扇运行时不应有较大振动与异常噪音，如有异常情况应断电检查。

④定期将交流输出侧〔网侧〕断路器断开一次，逆变器应立即停止向电网馈电。

⑤逆变器中直流母线电容温度过高或超过使用年限，应与时更换。13〕接地与防雷系统

①光伏接地系统与建筑结构钢筋的连接应可靠。

②光伏组件、支架、电缆金属铠装与屋面金属接地网格的连接应可靠。

③光伏方阵与防雷系统共用接地线的接地电阻应符合相关规定。

④光伏方阵的监视、控制系统、功率调节设备接地线与防雷系统之间的过电压保护装置功能应有效，其接地电阻应符合相关规定。

⑤光伏方阵防雷保护器应有效，并在雷雨季节到来之前、雷雨过后与时检查。14〕交流配电柜维护时应注意以下项目：

①交流配电柜维护前应提前通知停电起止时间，并将维护所需工具准备齐全。

②配电柜保养完毕后，拆除安全装置，断开高压侧接地开关，合上真空断路器，观察变压器投入运行无误后，向低压配电柜逐级送电。

③电缆不应在过负荷的状态下运行，电缆的铅包不应出现膨胀、龟裂现象；

④直埋电缆线路沿线的标桩应完好无缺；

⑤确保电缆沟或电缆井的盖板完好无缺；沟道中不应有积水或杂物；确保沟内支架应结实、无锈蚀、松动现象；铠装电缆外皮与铠装不应有严重锈蚀；

⑥多根并列敷设的电缆，应检查电流分配和电缆外皮的温度，防止因接触不良而引起电缆烧坏连接点。

⑦金属电缆桥架与其支架和引入或引出的金属电缆导管必须接地〔PE〕或接零〔PEN〕可靠；桥架与桥架间应用接地线可靠连接。15〕光伏系统与根底、光伏玻璃幕墙结合局部满足一下要求:

①光伏系统应与建筑主体结构连接结实，在台风、暴雨等恶劣的自然天气过后应普查光伏方阵的方位角与倾角，使其符合设计要求。

②光伏方阵整体不应有变形、错位、松动。

③用于固定光伏方阵的植筋或后置螺栓不应松动；采取预制基座安装的光伏方阵，预制基座应放置平稳、整齐，位置不得移动

④光伏方阵的主要受力构件、连接构件和连接螺栓不应损坏、松动，焊缝不应开焊，金属材料的防锈涂膜应完整，不应有剥落、锈蚀现象。

⑤光伏方阵的支承结构之间不应存在其他设施；光伏系统区域内严禁增设对光伏系统运行与安全可能产生影响的设施。16〕蓄电池的要求:

①蓄电池室温度宜控制在5℃~25℃之间，通风措施应运行良好；在气温较低时，应对蓄电池采取适当的保温措施。

②在维护或更换蓄电池时，所用工具〔如扳手等〕必须带绝缘套。

③蓄电池在使用过程中应防止过充电和过放电。

④蓄电池的上方和周围不得堆放杂物。

⑤蓄电池外表应保持清洁，如出现腐蚀漏液、凹瘪或鼓胀现象，应与时处理，并查找原因。

⑥蓄电池单体间连接螺丝应保持紧固。

⑦假如遇连续多日阴雨天，造成蓄电池充电不足，应停止或缩短对负载的供电时间。

⑧应定期对蓄电池进展均衡充电，一般每季度要进展2~3次。假如蓄电池组中单体电池的电压异常，应与时处理。

⑨对停用时间超过3个月以上的蓄电池，应补充充电后再投入运行。

⑩更换电池时，最好采用同品牌、同型号的电池，以保证其电压、容量、充放电特性、外形尺寸的一致性。17〕数据通讯系统

①监控与数据传输系统的设备应保持外观完好，螺栓和密封件应齐全，操作键接触良好，显示读数清晰。

②对于无人值守的数据传输系统，系统的终端显示器每天至少检查1次有无故障报警，如果有故障报警，应该与时通知相关专业公司进展维修。

③每年至少一次对数据传输系统中输入数据的传感器灵敏度进展校验，同时对系统的A/D变换器的精度进展检验。

④数据传输系统中的主要部件，但凡超过使用年限的，均应该与时更换。

巡检周期和维护规如此

光伏电站与户用光伏系统巡检周期应符合规定，并与时填写巡检记录表，每次巡检后要如实第二节光伏电站后评估方法

光伏电站后评估方法

光伏电站后评估的意义

评估的主要技术指标

光伏电站后评估的意义

光伏电站后评估的目的是考核建成的光伏电站是否发到预期的目的，发电效率是否满足设计要求，经济效益是否达到预期的目标。

从后评估的内容看，主要应评估该项目建成后是否达到了设计发电能力，是否实现了预期利润，是否充分发挥了前评估所判定的预期成效。总之，项目是否实现了或在多大程度上实现了预定的投资效益是关键。因此，我们应围绕考评项目自身投资效果和项目比拟效益这一核心内容，遵照“科学、简明、综合、可行〞的设计原如此，采取选择合理的评价指标。

建立光伏电站后评估系统，分析与比拟光伏电站实际运行参数与投资预期目标的偏离程度，追究造成偏差的原因，以确定投资目标的合理有效性，是建设好光伏电站的必要措施之一。对光伏电站的运维以与后续项目的设计与施工具有重大的指导意义。评估的主要技术指标

1〕光伏电站太阳能能资源评估。

2〕对光伏组件的效率进展评估。

3〕对光伏区直流线损进展评估。

4〕对逆变器的效率进展评估。

5〕对光伏电站常用电率进展评估。

6〕对光伏电站的效率进展评估。

7〕对光伏电站的可靠性进展评估。目录

1第一节太阳能光热发电的原理

2第二节太阳能光热发电形式

3第三节太阳能光热发电开展现状和趋势

4第四节太阳能光热发电在中国的开展

01太阳能光热发电的原理

太阳能光热发电的原理是，通过反射镜将太阳光会聚到太阳能收集装置，利用太阳能加热收集装置内的传热介质〔液体或气体〕，再加热水形成蒸汽带动或者直接带动发电机发电。

02太阳能光热发电形式

太阳能光热发电形式有槽式、塔式、碟式〔盘式〕、菲涅尔式四种系统。

槽式太阳能热发电系统全称为槽式抛物面反射镜太阳能热发电系统，是将多个槽型抛物面聚光集热器经过串并联的排列，加热工质，产生过热蒸汽，驱动汽轮机发电机组发电。要提高槽式太阳能热发电系统的效率与正常运行，涉与到两个方面的控制问题，一个是自动跟踪装置，要求使得槽式聚光器时刻对准太阳，以保证从源头上最大限度的吸收太阳能，另外一个是要控制传热液体回路的温度与压力，满足汽轮机的要某某现系统的正常发电。

太阳能塔式发电是应用的塔式系统。塔式系统又称集中式系统。它是在很大面积的场地上装有许多台大型太阳能反射镜，通常称为定日镜，每台都各自配有跟踪机构准确的将太阳光反射集中到一个高塔顶部的承受器上。承受器上的聚光倍率可超过1000倍。在这里把吸收的太阳光能转化成热能，再将热能传给工质，经过蓄热环节，再输入热动力机，膨胀做工，带动发电机，最后以电能的形式输出。主要由聚光子系统、集热子系统、蓄热子系统、发电子系统等局部组成。

碟式太阳能热发电系统每个功率为数十千瓦〔小的为数千瓦〕，碟式太阳能热发电系统可单独存在，也可多台组成碟式太阳能热发电场。碟式太阳能热发电系统主要由碟式聚光镜、接收器、斯特林发动机、发电机组成，目前峰值转换效率可达30%以上，很有开展前途。

菲涅耳式工作原理类似槽式光热发电，只是采用菲涅耳结构的聚光镜来替代抛面镜。这使得它的本钱相对来说低廉，但效率也相应降低。

此类系统由于聚光倍数只有数十倍，因此加热的水蒸气质量不高，使整个系统的年发电效率仅能达到10%左右；但由于系统结构简单、直接使用导热介质产生蒸汽等特点，其建设和维护本钱也相对较低。

03太阳能光热发电开展现状和趋势

1开展现状

截至2013年底，全球累计光热发电装机容量达到3425MW，同比增长36%。光热发电项目数量总计超过120个。已建成的太阳能光热发电站以槽式电站为主，所占比例接近90%。世界光热发电仍主要集中在西班牙和美国。

2开展趋势

美国继续引领全球光热发电市场的开展，新兴光热发电市场正在形成。2013年美国建成世界上最大的槽式电站，世界最大的塔式电站于2014年投运;阿联酋成功投运100MW槽式电站，印度累计在运光热电站达到55MM，西班牙如此受政策调整的影响，光热发电开展减缓，没有新增在建项目。塔式技术竟争力增加。随着技术进步，塔式发电技术凭借其高效率，开展加快。拟建项目中，塔式比例提高到38%。熔盐蓄热技术已在太阳能热发电中得到广泛应用。

04太阳能光热发电在中国的开展

光热发电只能利用太阳直接辐射资源〔DNI〕，根据国外的经验，DNI值在1800kWh/m2/y以上的地区适宜建设光热发电站。我国的某某、某某等地区都具备大规模开发光热发电站的条件，国家能源局2012年《太阳能发电开展“十二五〞规划》提出:到2015年底，光热发电装机达100万千瓦。国务院《能源开展战略行动计划〔2014-2020年〕》提出:“加快开展太阳能发电〞、“稳步实施太阳能热发电示X工程〞。

截至2013年底，中国已建成实验示X性太阳能光热发电站〔系统〕6座，装机规模约13.9MW，国家已核准在建的太阳能光热发电站10座，装机规模约403.6MW；正式开展前期工作的太阳能光热发电站14座，装机规模约661MW。某某中控德令哈50MW发电项目一期1OMW工程投运。2014年8月份，国家发改委价格司批准了中控德令哈10MW塔式光热发电示X项目的上网电价为1.2元/kWh。

我国已明确技术路线的项目大局部拟采用塔式技术开发，占比约为47%。已开始开展前期工作项目以某某项目容量最多，其次为某某省，容量分别为301MW和300MW。

中国年平均太阳法直辐射图

第一节储能技术介绍

第二节风光互补和风储互补、风光储一体项目介绍第一节储能技术介绍

储能系统的分类：

●物理储能

●电磁储能

●电化学储能物理储能

●抽水储能

抽水储能是目前技术最成熟、设备容量最大的商业化技术，在世界各国已得到普遍采用。该储能技术需要建设高水位的水库来储存能量，在负荷低谷电网电能过剩的情况下,把低水位的水