光伏電站施工總結匯總十篇

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中圖分類號：U665文獻標識碼： A

1概述

光伏發電站是一次性投資很大、運行成本很低、無污染、不消耗礦物資源的清潔能源項目，具有很好的社會效益和經濟效益。我國幅員遼闊、太陽能資源豐富，在國家政策的支持下，太陽能光伏發電產業將會有廣闊的前景[1]。因此，有必要總結和研究太陽能光伏發電站的設計和施工經驗。筆者有幸參與了格爾木某20MWp地面并網光伏發電站設計，并與建設及施工方保持緊密合作，本文介紹該光伏發電站設計，總結了設計和施工過程中應注意的問題。

2工程概況

本項目裝設容量為20MWp，占地面積730畝，位于格爾木市區東出口，G109以北的戈壁荒灘上。廠區地貌上處在昆侖山山前傾斜平原的后緣一帶，地形平坦，地表為戈壁荒漠景觀，海拔高程2852.9～2867.6m。廠址距市區約30km，距G109國道約2.8 km，交通便利，運輸方便。格爾木日照充足，30年平均水平面總輻射為6929.3 MJ/，30年平均年日照時數為3102.6h。根據《太陽能資源評估辦法》QXT89-2008確定的標準，光伏電站所在地區屬于“資源最豐富”區。

3系統運行方案

設計遵循美觀性、高效性、安全性的設計原則，采用分塊發電，集中并網的設計方案，將系統分成20個多晶硅太陽電池組件光伏并網發電方陣進行設計。每個光伏并網發電方陣的電池組件采用串并聯的方式組成多個太陽能電池陣列，太陽能電池陣列輸入光伏方陣防雷匯流箱，經光伏并網逆變器接入35kV升壓變壓器。

每個太陽能發電方陣設一臺升壓變壓器，升壓變壓器采用美式三相1000kVA雙繞組分裂變壓器。光伏組件陣列、直流匯流箱、逆變器及升壓變壓器以方陣為單位就地布置，經35kV電纜集電線路接至35kV配電室。在本次設計紅線外還為光伏發電站35kV側配置動態無功補償裝置，通過總升壓變壓器并入110kV電網，該部分未在本次設計范圍內。光伏發電系統組成見圖1。

圖1 光伏發電系統組成示意圖

4太陽能光伏發電系統

根據建設方擬采購電池組件情況，本項目采用多晶硅太陽電池組件，總安裝容量為20.10MWp，組件參數見表1。

根據業主提供的組件品牌參數進行設計，具體安裝容量如下：

＃1～＃3子系統采用京儀涿鹿JY-P156-235W-G30V型多晶硅太陽電池組件12720塊，容量計為2.9892MWp；

＃3～＃20子系統采用晶科JKM245P-60型多晶硅太陽電池組件69840塊，容量計為17.1108MWp。

表1 組件參數表

5主要設備選擇及安裝

1）光伏發電方陣

電池組件：電池組件為晶體硅太陽電池組件，組件行間距取為6.9m，取20塊組件為一個組串，以34°傾角固定安裝。

電池組件支架：固定式電池組件支架形式為縱向檁條-橫向鋼架式。

匯流箱：匯流箱進線為12路、16路，出線1回，進線裝有直流熔斷器，出線裝有直流斷路器。安裝方式采用掛式安裝方式，采用螺栓固定。

直流防雷配電柜：每臺500kW并網逆變器配置1臺直流防雷配電柜。

逆變器：光伏發電站逆變器選用京儀綠能JYNB-500KHE系列500kWp的產品，共40臺。

2）升壓配電方陣

35kV出線主要設備：本工程35kV出線1回，無功補償裝置及接地變壓器。接地變壓器安裝工程包括接地變壓器及其中性點設備的安裝。變壓器高壓側通過電纜與35kV開關柜連接。

35kV高壓開關柜主要設備及技術參數：35kV開關柜位于生產樓高壓室內，設備成單列布置。

3）電氣二次及通信部分

光伏發電站計算機監控系統主要由站控層設備、網絡層設備、間隔層設備組成。電站計算機監控系統主要完成對本電站所有被控對象安全監控及電站整體運行、管理的任務。

繼電保護設備的范圍：35kV線路保護、站用變保護、站用電備用電源自動投入裝置。

光伏發電系統在各個逆變室設有數據采集柜，每面數據采集柜含1套通信服務器及1套數字式綜合測控裝置。各數據采集柜采集的逆變室內及室外箱變的負荷開關、接地開關、低壓斷路器等位置狀態，逆變器信號、變壓器及組件溫度等信號通過通信光纜接入變電站。變電站計算機監控系統將光信號轉換為電信號后接入計算機監控系統，計算機監控系統對接收的數據進行處理、顯示。

環境監測儀可測量光伏發電站當地氣象條件，包括：風速、風向、輻照、環境溫度等環境參數。硬件配置包括風速傳感器、風向傳感器、日照輻射表、測溫探頭、控制盒及支架等。

4）交流控制電源系統

交流控制電源系統設置1套UPS，為站控層設備及火災自動報警系統、電能量計量系統等設備提供不間斷的交流電源。同時設置一面交流電源配電屏，電壓等級為AC220V，設一段電壓母線，為間隔層柜內輔助照明加熱等設備提供交流電源。電源進線分別取自0.4kV站用電源系統。

5）火災自動報警系統

變電站火災自動報警系統采用“控制中心報警方式”，以集中控制器為中心采用編碼傳輸總線方式連接和控制系統內各探測、報警和滅火聯動等設備。消防控制中心設置在中控室內。

6）全站線纜敷設

全站線纜敷設工程包括35kV高壓電纜、0.4kV電纜、1kV電纜、控制電纜、計算機電纜、光纜、通信電纜、高低壓電纜頭制作、光纜熔接、電纜試驗、電纜管埋設、預埋件及支架安裝等。

7）設備基礎和電纜支架

包括所有設備屏柜基礎的安裝和預埋，屏柜基礎采用在混凝土中預埋插筋，將槽鋼和插筋焊接作為屏柜基礎，屏柜基礎必須平整、焊接點不出現虛焊。屏柜基礎滿足承載的要求。

包括所有電纜支架的安裝，支架基礎必須平整、焊接點不出現虛焊。支架滿足承載的要求。

8）設備接地及等電位接地

所有組件支架通過扁鋼與接地網連接，為節省鋼材用量，利用支架橫梁做部分接地網聯結。發電區、生產區接地網接地電阻應不大于1Ω。等電位接地網由裸銅排、絕緣電纜等構成，對主要二次設備及通信設備構成一個統一的等電位接地網，通過一點與一次主接地網連接。逆變器室、中控室、太陽能電池方陣、箱式變電站等均與區域等接地體連接。

9）電纜防火

全站電纜溝、電纜穿墻、盤柜孔洞的封堵及穿越防火分隔的封堵和電纜防火涂料的施工等。

6設計及施工中應注意的問題

1）國家規范《光伏發電站設計規范》GB50797-2012及《光伏發電站施工規范》GB50794-2012已發行，是光伏發電站設計和施工的主要依據，設計及施工人員應嚴格遵守。

2）用于光伏發電站太陽能資源分析的現場觀測數據應連續觀測記錄，且不少于一年。

3）光伏組件串的設計。為使技術經濟最優，光伏發電站一般采用最大組件串數原則設計。但在組件串設計時應考慮逆變器的MPPT跟蹤范圍、逆變器直流輸入能承受的最大直流電壓、光伏組件的開路電壓/工作電壓的溫度系數等因數，現在主流的光伏發電站組件采用235~250Wp，500KW逆變器的MPPT工作范圍450~820V，組件串常用配置為20個1串。

4）組件基礎。優先采用成品鋼樁基礎，施工速度比條基快，施工精度特別是樁頂標高控制比條基方便。地質條件不允許時，采用條形基礎。

5）組件支架設計、加工和安裝。支架連接螺孔，均盡量采用橢圓孔，增加安裝時調整的余地。支架支腿底板的2個螺孔建議采用兩個方向的橢圓孔，增加調整的余地。C型鋼檁條的開口方向建議朝下方，有利于受風的剪切力，也有利于保護光伏電纜，此檁條是組件之間光伏電纜的通路，若朝上，可能積水。

7結語

光伏發電站設計和施工應貫徹落實國家有關法律、法規和政策，充分利用太陽能資源。本文介紹格爾木某光伏發電站設計經驗，并總結了設計和施工過程中應注意的問題，以期對研究太陽能光伏發電站的設計和施工有一定借鑒意義。

參考文獻：

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光伏電站項目后評價的實施步驟

本研究按以下步驟實施光伏電站項目后評價。（1）權重確定。在建立光伏電站項目后評價指標體系基礎上，首先確定各指標權重。目前確定權重常用方法主要有層次分析法和熵權法。盡管后者是一種客觀賦權法，不依賴主觀評判，但基于光伏電站的特性，許多指標的值無法準確測量，故采用美國著名運籌學家T.L.Saaty最早提出的層次分析法。這是一種可將復雜的決策思路層次化，使決策過程涉及的定性因素與定量因素較好融合的方法。（2）建立評價指標集（U）。U是綜合評價指標的集合，具有層次性，第一層為準則層，U={U1，U2，U3，…，Uj}，第二層為子準則層，U={Ui1，Ui2，Ui3，…，Uij}，i=1，2，3，…，j，以后各層依此類推。（3）建立評語集（V）。評語集即各指標所有的可能結果組成的集合，V={V1，V2，V3，V4，V5}={優、良好、中、及格、差}，需邀請多位專家判斷各指標在V集合中的所屬元素。（4）確定權重集。由如上層次分析法確定了權重，第一層權重集為W={W1，W2，W3，…，Wj}，第二層權重集為Wi={Wi1，Wi2，Wi3，…，Wij}。（5）單因素評價，建立模糊關系矩陣R。對各評價指標進行量化，即確定從單因素角度分析評價指標對各級模糊等級子集的隸屬度，當所有指標隸屬度計算完成后，即可得到模糊關系矩陣R。（6）模糊合成，得到S。S={S1，S2，S3，…，Sn}，S=WR，“”代表算子。一般各評價因素對被評價對象并非同等重要，用權重集W對矩陣R進行綜合，即可得到從整體看被評價對象對各評價等級的隸屬程度。（7）綜合評價結果。觀察S集合中最大值對應的等級，表示被評價對象在該方面做得最好；再將上述S集合與分值相結合，可直觀看到被評價對象在不同指標層的分值，具體體現其各方面的評價結果。

實證研究

中節能射陽光伏電站總投資3.88億元人民幣，由中節能太陽能科技有限公司和江蘇振發太陽能科技有限公司分別出資80%和20%共同興建，于2010年9月1日開工，同年12月26日竣工。電站坐落在江蘇射陽臨港工業區高壓走廊下方，占用灘涂面積約800畝，一期規模為20MWp，運行期25年，年發電2300kwh。與火電發電機組相比，年節約8983t標煤，減排CO232246t。這里簡要展開項目后評價的主要內容。首先建立指標體系如圖1所示的，然后采用德爾菲法，選取10位專家征詢意見，對上述指標進行判斷，得出層次分析法需要的判斷矩陣；再對判斷結果做簡單算術平均，最終得到5個判斷矩陣。使用Matlab軟件調用eig函數，得到各矩陣均具有滿意的一致性，并得到權重分別為：W=（0.1378，0.5174，0.2282，0.1166），W1=（0.3520，0.4483，0.1996），W2=（0.2857，0.7143），W3=（0.6572，0.2270，0.1158），W4=（0.5，0.5）。根據如上建立的評語集，請之前10位專家再評分，綜合后進行歸一化，得到模糊隸屬度組成的如下4個模糊關系矩陣：10.50.30.10.1000.40.30.300000.40.20.30.100R....20.50.30.200000.30.30.40000R....30.40.20.20.2000.20.30.20.3000.40.40.10.100R...40.60.40000000.50.5000000R......這里采用加權平均算子進行模糊合成，即：S1=W1*R1=（0.435，0.280，0.230，0.055，0.000），S2=W2*R2=（0.357，0.300，0.343，0.000，0.000），S3=W3*R3=（0.355，0.246，0.188，0.211，0.000），S4=W4*R4=（0.550，0.450，0.000，0.000，0.000），R=（S1，S2，S3，S4）。S=W*R=（0.390，0.302，0.252，0.056，0.000）。假定給評語集不同等級賦予的分值分別為90~100，80~90，70~80，60~70，60以下，取V=（95，85，75，65，30），分值為各個區間的中位數。則有F1=0.435*95+0.280*85+0.230*75+0.055*65+0.000*30=85.95，依次可得F2=85.14，F3=82.45，F4=90.5，總體得分為F=85.26。根據所搜集資料和如上分析，得到中節能射陽光伏電站具有良好綜合效益的結論。其中，F4>F1>F2>F3環境效益為最好，其次為實施過程，第3為營運效果，最后為社會影響。在環境方面，與常規發電相比，光伏發電沒有中間轉換過程，發電過程不消耗傳統資源，不產生溫室氣體，無工業三廢。而本項目按系統理論壽命25年計算，年節約標準煤8983t，年減排CO232246t。本項目特色是利用灘涂，不僅不占用土地資源，而且發展漁業生產，開發觀光農業，打造集綠色能源、生態、觀光、科普教育等為一體的光伏發電基地，環境效益突出。在項目實施過程中，前期規劃準備充分，設計方案水平較高，施工組織到位，資質健全，人員素質滿足要求，很好完成了預期的數量、質量、安全、進度、造價及現場管控等各項指標。營運效果中的財務效果，以及社會影響指標不如前二者顯著，這一方面因為該光伏發電項目規模經濟效應不明顯，未達到與常規發電相近的發電量，其對當地能源和經濟結構轉換難以產生決定性影響，項目本身財務效果短期亦難以顯現；另一方面也表明，企業在擴大社會影響、加強與當地產業聯動、發展多元化經營和降低整體營運成本上，還有很大拓展空間，需要著力挖掘。

發展光伏發電的建議

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阜寧30MWp漁光互補光伏電站占地900畝，采用下部養殖、上部發電綜合利用模式。光伏發電單元下部基礎采用直徑300mm的單排預制混凝土管樁基礎柱，上部為支架及電池組件。光伏組件陣列間距為7米，即前后排管樁距離為7米。匯流箱至逆變器的直流電纜通過電纜橋架架空于水面之上。為了滿足發電單元檢修船只以及漁船行走，電纜橋架采用7米大跨度熱鍍鋅電纜橋架。大跨度電纜橋架總長度達到為4300米。電纜橋架支撐形式為三角形支托架支撐，而三角形支托架采用上下抱箍形式固定于管樁之上。橋架本身為雙層側壁加強型橋架。大跨度電纜橋架在負載投入使用后因受力徐變逐漸出現下沉、傾斜等各種狀況，嚴重影響美觀及安全使用性。下面為阜寧漁光互補光伏電站電纜橋架出現的主要狀況進行分析與總結。

1 橋架支托架抱箍被拉松，橋架下滑

電纜橋架固定在混凝土管樁之上，依賴于支托架與管樁支間的摩擦力。電纜橋架支托架立柱被抱箍直接包裹并固定在預制混凝土管樁之上。在電纜橋架承重之后，固定支托架的抱箍受力后一直處于被拉伸狀態。長時間的拉力作用，導致抱箍緊固螺絲的轉角處由直角被拉成八字口，同時支托架立柱處弧形抱箍被拉直。上下抱箍被拉變松后，支撐結構與管樁之間的摩擦力減小，橋架隨著支托架一起下滑。同時因為上口抱箍拉力最大，抱箍的變形最大，導致支托架傾斜。個別處甚至出現上口抱箍與三角形支撐架脫開，導致橋架整體傾斜。抱箍變形如圖1。

阜寧項目的電纜橋架支撐結構出現問題后，作為總承包江蘇印加新能源公司組織技術人員進行現場勘察并分析原因。經過認真分析，一致認為以下幾點存在問題。（1）沒有將電纜橋架支托架的立柱直接焊接在上下抱箍的外側，讓抱箍存在被拉伸的空間，也導致因三角形支托架立柱與抱箍沉降不一致而脫開的可能性存在；（2）沒有對抱箍的轉角薄弱環節進行腹板加固，抱箍轉角處長期受拉力作用發生八字變形，導致抱箍變松；（3）在受到較大拉力的上口抱箍沒有加厚加寬，沒有增加上口抱箍抗拉強度；（4）上口抱箍不應該設計成單螺栓型式，而需要設計成雙螺栓型式，減小受拉變形的可能。我公司按照以上原因分析，重新設計、加工一批電纜橋架支托架進行更換。并經檢驗，更換后的支撐結構滿足電站生產運行的要求。更換支托架如圖2。

2 大跨度電纜橋架因受力徐變而跨中下沉

在電纜橋架剛投入使用時，其抗彎性能非常好，橋架上能夠走人。但在電纜橋架投入使用3個月以后，逐漸發現電纜橋架的跨中撓度開始超出規范值50mm。在投入時間6個月后，跨中撓度最大值達到200mm。為了滿足光伏電站安全運行，我公司組織技術人員、施工人員、制造人員以及運行人員對全場橋架進行查看并進行各種整治方案的討論。保證電站安全運行的橋架整治方案的選擇必須克服如下困難：（1）電纜橋架中的電纜帶電運行.不可拆卸；（2）由于光伏電站5口魚塘全部放水養魚，平均水深1米，最深處達到1.4米；（3）魚塘淤泥平均深度約為0.35m，最深處淤泥深度達到0.45米以上，并隨著時間的推移而逐漸加深；（4）整治方案滿足檢修船及漁船的行走要求；（5）整治方案滿足以后橋架沉降再調整的要求。在各種方案的比選中，綜合以上因素并考慮到施工的便捷.選擇了在大跨度橋架跨中設置熱鍍鋅門子架支撐結構。門子架橫梁為寬度為0.6米并帶花孔的角鋼。門柱為上端1米范圍內帶花孔的4米長角鋼。經過設計計算，門柱入土大于1米滿足荷載要求。為了以后的橋架沉降的再次調整，門柱安裝后其頂端超出橋架高度0.5米。橫梁托住橋架后通過花孔與門柱相固定。施工步驟如下：（1）施工人員在漁船上將橋架2側門柱打入水中；（2）在門柱上端安裝臨時橫梁，并在臨時橫梁上懸掛手拉葫蘆將電纜橋架提升至統一高度；（3）在提升后的橋架下部安裝橫梁用以支撐電纜橋架；（4）卸除臨時橫梁與手動葫蘆，落下電纜橋架至橫梁上。為了保證阜寧漁光互補光伏電站電纜橋架的安全使用，我公司對于所有的7米大跨度電纜橋架進行了支撐加固。經過半年的時間檢驗，加固后的電纜橋架已經滿足電站的安全運行要求，如圖3。

以上是對阜寧30MWp漁光互補光伏發電項目電纜橋架制造及安裝發生的主要問題進行探討與總結。本文拋磚引玉，引同行們深思，以希望對于漁光互補項目大跨度電纜橋架制造、安裝所面臨問題的解決起到推波助瀾作用。

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DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2016.22.125

1 智能運維技術的現狀

目前，光伏監測的共同方案是配置一套局部監測，功能相對較弱，只有實現對各電廠的單獨監控，不能使集團投資者及時和全面的了解投資和建設所有電廠信息。電站運行統計數據缺乏，統計數據往往以電子文檔形式提交管理者，不利于管理者直觀分析。傳統電站監控系統還無法及時、準確地發現電站故障信息，通常由運維人員從本地監控平臺上讀取、申報，人力成本投入高、故障響應速度慢，嚴重影響光伏系統發電收益。一些光伏電站建設地點偏遠、運維人員經驗不足、運維操作不規范，易引發安全事故[1]。

基于光伏運維云平臺的光伏電站運維管理系統――― iSolarCloud 將云存儲與大數據相結合，引入到電站的管理終端中，可實現 100 GW + 電站接入，便于對所有電站進行集中管控。iSolarCloud不僅可以建立一個完整的管理平臺，規范電力設備管理系統，使用平臺構建和發展規范化的操作和維修團隊，提高電廠的運行效率，降低發電成本（能源levelizedcost，LCOE），和促進電力設備資產管理的透明度，實時控制發電站的地位，對電廠運行數據進行深度挖掘，支持決策，電力光伏電站，證券化，提高光伏發電廠的資產價值[2]。

2 智能運維管理技術

從時間、空間、設備、多維監控、維護、管理、報警、分析、判斷、評價、一體化的電廠運行，光伏電站績效評價指標來達到分析的目的，可以實現[3]：

1）判斷光伏電站建設質量是否滿足標準，達到設計要求。

2）自動體檢，及時發現隱患，及時向業主對光伏發電廠的健康狀況進行報告，分析并確定故障的類型和位置。

3）由于地理環境、氣候特點的光伏電站，電站規模利用收集到的數據來預測發電量，以確定最佳的阻塞程度和耐受性的除塵方法的發展，最好的經濟周期、成本等，實現收益的最大化。

4）結合未來網絡信息共享，利用周邊光伏電站信息結合當地的氣象數值預報數據，通過數字信息、互聯網、云計算等技術，實現局地瞬時功率預測，準確預測未來時間的發電量，使能量調度更精細化。

5）給運行人員、檢修人員、管理人員等提供全面、便捷、差異化的數據和服務。

6）為今后優化光伏電站設計建設、電站設備規劃、新設備接入、維護、更新、系統部件運行最佳匹配、故障早期預判提供依據支撐。

3 能運維技術的發展方向

1）數字化光伏電站。第一是對目前的光伏發電部分進行智能化、集中化改革，使常規逆變器不僅僅是一個發電部件，而是一個綜合電力變換、遠程控制、數據采集、在線分析、環境適應能力等為一體的智能控制器，成為電站的傳感末梢與區域集控中心；第二，基于現有的RS485低速傳輸通道的升級，整個電廠形成一個融合的語音和視頻通信，快速靈活的部署和維護的免費高速互聯網，信息高速公路鋪設站流量；最后，采集了電站的完整信息上傳到云存儲，利用大數據分析和挖掘引擎，實現了電站的智能化管理和對電站性能的連續優化[4]。

2）讓電站更簡單。真正的逆變器直流母線箱冗余系統設施，沒有保險絲，風扇等易受傷害的部件，實現簡單和標準的電源輸送；電站的各個部分可以滿足砂、鹽霧、高溫、高濕度、高海拔等環境復雜，25年免費維修，對質量的要求，運行可靠，施工操作和維護更加容易，最大限度地保護客戶的投資。

3）全球自動化運維。除了最初的投資和關注的金額，隨著電廠存量的規模的增加，越來越廣泛的電廠分布，25年的電廠運行和維護生命周期的重要性逐漸增加。數字化光伏電站平臺能夠為智能光伏電站提供解決方案，提供面向全球的、全流程的智能化管理和運維手段，提升運維效率，降低運維成本，使全球化的運作和維護逐步實現，充分發揮手術效果的規模。全數字發電廠、發電廠，使更簡單的操作和維護自動化等創新理念，創造“智能光伏電站智能化、高效、安全可靠的解決方案，最大限度地提高電力控股和管理客戶價值[5]。

4 總結

國家政策，以促進國內光伏市場的快速增長，對規模化，規模化，智能化的方向，加劇了對光伏發電廠技術創新的需求。結合新技術、新材料、新設備、新方案和多技術的融合，使未來的智能光伏發電廠日新月異，今天的法律是明天的現實。

參考文獻：

[1]許映童.以數字信息技術助力打造智能光伏電站[J].太陽能，2014（08）：9-12.

[2]智能光伏電站解決方案技術白皮書[J].太陽能，2014（08）：31-33.

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由于常規能源資源的有限性和環境壓力的增加，世界上更多國家加強了對新能源和可再生能源技術發展的支持。近年來，國際上光伏發電迅猛發展，國內能源結構調整步伐明顯加快，清潔能源開發生產能力日漸提高。漁光互補光伏電站項目采用“板上發電、板下養殖”的漁光互補光伏應用形式，既能實現淺水水面上光伏發電，又能在水下開展水產養殖，高效地利用了水資源和土地，實現了漁光互補。項目不僅有利于環境保護，更能促進太陽能光伏產業的發展，實現經濟、生態和社會效益最大化。但是，工程建設也可能帶來一系列環境問題，例如升壓站、進出站道路、光伏陣列及集電線路溝槽等建設活動，若不采用合理有效的水土流失防治措施，易產生水土流失。泥沙進入周邊道路、海域、水塘及農田等，導致道路交通受阻，甚至使周邊海域及水塘水體內懸浮物含量增高，農田被掩蓋。因此，為防治工程建設過程中可能出現的水土流失，盡可能地降低水土流失危害，必須在工程建設前開展合理有效的水土保持設計。目前，國內漁光互補項目開展處于起步階段，水土保持設計經驗欠缺，仍存在一些突出的問題，如水土流失防治分區不合理，防治分區內水土保持措施設計不完善，給水土保持措施設計及其后續實施造成困難。本文以科太新能源惠來縣岐石鎮50MW漁光互補光伏電站項目一期工程水土保持設計為例，結合相關工程設計經驗，對漁光互補發電工程水土保持設計要點進行分析，為類似工程的水土保持設計提供一定的借鑒和參考。

1項目及項目區概況

科太新能源惠來縣岐石鎮50MW漁光互補光伏電站項目一期工程擬建場址位于揭陽市惠來縣岐石鎮。本工程為光伏電站一期工程，建設規模為26MWp，預計年上網發電量3282.3萬kWh。工程建設內容包括110kV升壓站、光伏陣列、場內檢修道路和集電線路四部分，共布置為1個升壓站、26個光伏陣列、26座逆變升壓室、3km長的場內檢修道路和4.7km(單回電纜線路長度)長的35kV集電線路，共安裝250Wp的多晶硅光伏組件104000塊。工程總投資24700萬元，水土保持總投資107.74萬元，總工期3個月。工程建設總用地面積40.59hm2，其中永久用地1.33hm2，臨時用地39.26hm2;土石方挖方總量1.36萬m3，填方總量4.64萬m3，借方3.90萬m3，棄方0.62萬m3。項目建設場址處于平原地區，地貌類型為水面。場址范圍內地勢總體較為平坦、開闊。項目區屬亞熱帶季風氣候，年平均氣溫為21.9℃，年平均降水量為1810mm。項目區地帶性土壤主要為赤紅壤，植被為亞熱帶常綠闊葉林，場址內林草植被覆蓋率約為30%左右。土壤侵蝕類型以水力侵蝕為主，水土流失容許值為500t/km2•a。本工程任務及建設內容比較典型，具備了一般漁光互補發電工程的特點，水土保持設計的重點應放在水土保持分析與評價、水土流失防治分區及水土保持措施設置等方面。

2施工組織及方法

2.1施工組織

根據項目實際情況，項目區占地均為蝦塘、魚塘等，無法在紅線范圍內布設施工營造區，因此將施工營造區布置在項目區紅線外較為平坦的荒草地上。在施工期間集中設置1個施工生活區，區內設置混凝土攪拌站、砂石料堆放場、鋼筋加工場，生產用辦公室和生活臨時住房等。光伏電池鋼支架就地組裝，不集中設堆放場地。集電線路沿場內檢修道路一側敷設，施工平臺直接利用場內檢修道路，分段施工，開挖后土方堆于場內檢修道路，電纜架好后盡快回填。

2.2施工方法簡介

升壓站:升壓站征地按最終規模一次性征地，施工前先進行四周擋墻圍墻的施工，施工圍蔽好后進行場地平整，這樣可減少水土流失的影響范圍。場地平整后，進行站內建筑物基礎施工，再進行站內建構筑物施工。電控樓及生活消防水泵房基槽土方采用機械挖土，預留300mm厚原土，用人工清槽后進行基礎砼澆筑及地下電纜溝墻的砌筑、封蓋及土方回填。升壓站施工采用機械與人工結合的施工方法，采用大型機械施工，土石方基本實現了隨挖、隨運、隨排，避免了施工場地臨時堆放，減少了工藝環節，控制了土石方流失量。光伏陣列:光伏陣列主要布置在魚塘和其他草地上，無需進行場地平整。光伏陣列采用預制管樁基礎，首先進行地基處理，對于占用魚塘和水渠的部分，先抽干水，待塘底晾干后用腳手鋼管搭設防護欄，鋪設3cm的鋼板，吊樁采用一點吊法。陣列支架采用鍍鋅螺栓連接，逆變升壓室基礎施工采用預制管樁加承臺。變壓器、逆變器及相關配套電氣設備采用吊車將逆變器吊到安裝位置進行就位，固定在基礎預埋件上，焊接固定。光伏陣列基礎施工采用預制管樁基礎，其擾動強度小，盡可能地保護了原狀土，整個工程施工中沒有采用爆破等有潛在破壞因素的工藝。集電線路施工:35kV集電線路施工采用機械和人工相結合方式。其中，沿道路敷設的部分電纜在道路施工時已預留管溝，減少了土石方二次挖填，施工平臺直接利用施工(檢修)道路或修建臨時道路兼作施工平臺，電纜架好后盡快回填，利于水土保持;沿荒草地布置的電纜敷設以人工挖填為主，能更好地控制開挖的范圍，避免不必要的開挖和過多的破壞原狀土，開挖土方也基本能夠得以及時回填，減少了基坑暴露時間，利于水土流失的防治。場內檢修道路:場內道路修建主要采用機械和人工相結合，路基修筑主要以壓路機、推土機為主。路基均為填方路基，均利用現有塘埂進行擴建，減少了路基填方，且施工時分段施工，路基填筑好后及時進行漿砌石邊坡的修建，利于水土流失防治和邊坡的穩定。

3工程建設水土流失特點及危害

3.1工程建設水土流失的特點

光伏建設項目水土流失有以下特點:①水土流失呈面狀分布，水土流失面積較大;②升壓站區基礎施工、光伏陣列區基礎施工、檢修道路及檢修道路施工等容易造成水土流失;③水土流失重點在施工建設期;④光伏陣列區是水土流失重點區域。

3.2水土流失危害

光伏建設項目水土流失危害主要表現在以下幾個方面:①工程施工產生的水土流失將可能對征地線外的自然溝道造成堵塞，對該區域的防洪和灌溉造成壓力。②工程施工時可能易導致土方進入行車路面，造成路面污染，影響行車安全。③工程建設將影響村民的生產、生活以及周邊的自然景觀，影響土壤肥力，對耕地造成減產。

4水土流失防治分區及預測

4.1水土流失防治分區

本工程光伏發電布置較集中，占地性質以臨時占地為主，占地類型以坑塘水面為主。本工程中水土流失發生的主要環節為升壓站土石方挖填工程及建構筑物基礎施工、場內檢修道路修筑、光伏支架及逆變升壓室基礎施工、集電電纜線路電纜溝挖填工程等。根據項目建設工程施工特點、施工區水土流失類型和強度來劃分水土流失防治區域，本項目水土流失防治分區劃分為升壓站區、光伏陣列區、場內檢修道路區、電纜線路區和施工營造區等5個一級防治分區。

4.2水土流失預測內容及方法

本工程水土流失預測內容主要包括:擾動原地貌和損壞地表植被面積的預測、損壞水土保持設施數量和面積的預測、棄土棄渣量的預測、可能造成的水土流失量預測以及可能造成的水土流失危害預測。水土流失預測采用定性和定量相結合的方法進行，水土流失背景值通過實地調查確定，水土流失量預測采用類比法。由于廣東省光伏發電項目尚處于起步階段，暫時沒有已驗收并投入運行的光伏項目作為類比工程，經分析和篩選，“500kV韓江輸變電工程”與本工程在地貌特征、氣候特征、土壤性質、植被類型等方面相似，主體工程布置和施工對地表的擾動方式也相同，兩者有較大的可比性，采用該類比工程及綜合調查值作為本項目的土壤侵蝕強度的參考值是合理的。因此，采用“500kV韓江輸變電工程”的地表擾動土壤侵蝕強度進行本項目水土流失預測。

4.3水土流失量預測

背景值:根據現場調查分析，本項目場址現狀水土流失現象輕微，侵蝕強度屬微度侵蝕區，因此，確定本項目區土壤侵蝕背景值為200t/km2.a。擾動后土壤侵蝕模數:本項目升壓站區施工期的侵蝕模數采用類比工程變電站區施工期的監測值，光伏陣列區、場內檢修道路區及電纜線路區施工期的土壤侵蝕模數采用類比工程塔基及施工場地區施工期的監測值，施工營造區施工期的侵蝕模數采用類比工程牽張場區施工期的監測值。自然恢復期土壤侵蝕模數:類比工程監測總結報告確定自然恢復期土壤侵蝕模數為1000t/km2.a，因此本項目自然恢復期侵蝕模數也取為1000t/km2.a。采用類比法確定的各預測分區的侵蝕模數后，根據各預測分區的面積和產生水土流失的歷時，經測算，本工程建設可能造成水土流失總量為1148t，其中施工期1132.4t、自然恢復期15.5t;可能新增水土流失量為1099.6t，其中施工期1091.7t、自然恢復期7.9t。

5水土保持措施設計

針對光伏發電比較集中、場內地貌主要為魚塘地貌、區內地形平坦、占地面積較大的特點，本工程水土流失防治應注重攔護、植被恢復等措施，并采用植物與工程措施相結合的防治方法，根據各防治分區的水土流失特點進行措施布置。

5.1升壓站區

升壓站選址于一魚塘內，因此升壓站施工前需進行清淤并進行土方回填，施工前先進行四周擋墻圍墻的修建，施工過程中設置圍墻內側及進站道路兩側的臨時排水及沉沙等措施，以排導升壓站施工期的匯水，施工后期布置站址綠化、漿砌片石護坡、混凝土排水溝及漿砌石排水溝等防護措施。

5.2光伏陣列區

工程建設期光伏陣列區是新增流失量最大的區域，應是重點水土流失防治區。光伏陣列區占地內主要為魚塘、蝦塘及鹽田等用地，施工過程中塘底已晾干，且周邊有塘埂攔擋，但是塘埂及邊坡容易在機械施工擾動地表的情況下產生水土流失，為防止施工期間水土流失，在魚塘塘埂坡腳和逆變升壓室四周修建編織土袋擋墻，并對魚塘塘埂邊坡進行臨時覆蓋，施工結束后，魚塘、蝦塘等繼續恢復使用，占用的鹽田無需進行處理，僅對塘埂進行全面整地和鋪植草皮等植被恢復措施。

5.3電纜線路區

電纜線路區占用地類為其他草地，表層土為比較肥沃的腐殖土，為了滿足后期綠化土的需求，電纜線路開挖土方前先進行表土剝離，電纜線路開挖土方需臨時堆于施工平臺上，為防止臨時堆土的流失，用編織土袋在臨時堆土一側進行臨時攔擋，采用塑料彩條布覆蓋保護堆土邊坡，電纜施工結束后進行表土回填、全面整地和鋪植草皮等植被恢復措施。

5.4場內檢修道路區

場內檢修道路主要滿足施工期施工車輛通行及光伏組件運輸的需要，光伏陣列集中布置，并且主體設計盡可能結合了現有村道和塘埂布置，施工檢修道路施工過程中，為防止施工時土方向下邊坡滑落，在道路填方邊坡坡腳修建編織土袋擋墻，編織土袋擋墻外側布置臨時排水溝，并對填方邊坡進行臨時覆蓋，施工結束后對道路兩側布置漿砌片石護坡等防護措施，因施工期間電纜溝回填土方需臨時堆放于該區，需補充施工期間臨時堆土的臨時攔擋、覆蓋等防護措施。

5.5施工營造區

根據項目實際情況，施工營造區布置在項目區紅線外較為平坦的荒草地上。場地平整后，沿施工營造區四周修筑臨時排水溝，阻止周邊匯水及排導區內匯水，施工結束后拆除施工營造區，進行全面整地和撒播草籽等植被恢復措施。

6結語

6.1漁光互補電站項目采用“板上發電、板下養殖”的漁光互補光伏應用形式，實現漁光互補，發揮綜合效益的同時，應開展水土保持工作，避免給周邊環境帶來負面影響。

6.2水土保持設計應考慮施工方法和工序帶來的水土流失可能性，綜合水土保持基本理論，采用合理的水土保持措施。

6.3在水土保持分區中，宜采用升壓站區、光伏陣列區、電纜線路區、檢修道路區及施工營地區等分區方法。6.4采用的水土保持措施要結合原地形地貌特點，優化布置，使水土保持措施經濟高效。

參考文獻

［1］李海濤，林炬，陳榮，等．漁光互補型光伏電站對生態環境影響的探究［J］．城市地理，2016(20):76～79

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一、項目簡介

西安隆基1MWp屋頂分布式光伏電站項目位于西安隆基廠區屋頂上，該光伏電站總裝機容量為1MWp，全部采用單晶硅275Wp電池組件。電站分為33個獨立的發電單元，共計3個0.4kV并網點，發電單元全部采用固定支架形式，每個單元采用1臺30KWp的并網逆變器，每六臺逆變器通過電纜接入1臺交流箱，每3臺交流匯流箱通過電纜接入1臺低壓并網柜，通過低壓并網柜接入隆基廠區低壓配電系統，實現光伏并網發電。

二、總則

（1）電站并網光伏逆變器和光伏發電單元、升壓變電部分調試運行是并網光伏電站基本建設工程調試運行和交接驗收的重要環節，它對電池組件、匯流部分、逆變部分、升壓配電部分機電設備進行全面的考驗。檢查光伏電站設計和施工質量，驗證光伏電站機電設備的設計、制造、安裝質量，通過對光伏電站機電設備在正式運行狀態下的調整和試驗，使其最終達到安全、經濟、穩定的生產電能的目的。（2）本程序用于西安隆基

1MWp屋頂分布式光伏電站項目并網調試運行試驗。（3）調試運行過程中可根據現場實際情況對本程序做局部調整和補充。

三、光伏電站調試運行前的聯合檢查

（一）準備工作。（1）協調聯系制度；（2）各單位的協調聯系制度已建立、落實；（3）機電設備安裝、檢查、試驗記錄；（4）投運范圍內所有的機電設備安裝、檢查、試驗記錄，均須經參加驗收各方簽字驗收，電氣保護整定完畢。

（二）環境要求。（1）各層地面已清掃干凈，無障礙物；（2）臨時孔洞已封堵，電纜溝蓋板就位；（3）各部位和通道的照明良好；（4）各部位與指揮機構的通信方式完備；聯絡、指揮信號正常；（5）各部位設備的標識已安裝完成并核對正確；（6）各運行設備已可靠接地；（7）與運行有關的圖紙、資料配備完整，相關記錄表格已準備就緒，運行人員已培訓后上崗；（8）運行部位與施工部位已隔離，運行設備和運行部位均有相應的安全標志。

（三）檢測與試驗。（1）太陽光伏組件檢查。1）檢查組件表面有無臟污及破損；2）組件產品應是完整的，標注額定輸出功率（或電流）、額定工作電壓、開路電壓、短路電流；有合格標志；附帶制造商的貯運、安裝和電路連接指示；3）組件互連應符合方陣電氣結構設計。4）組件互連電纜已連接正確，有無破損，電池板接地可靠；5）絕緣電阻測試：測試組件外殼與輸出線間絕緣電阻；6）測試組件的開路電壓。

（2）匯流箱檢查。1）檢查匯流箱外觀合格，匯流箱內部接線滿足設計要求，電纜標牌標識清晰；接線端子、銅排牢固；2）匯流箱內整潔無雜物；3）匯流箱應進行可靠接地，并具有明顯的接地標識，設置相應的避雷器；4）匯流箱的防護等級設計應能滿足使用環境的要求；5）每一回路的電壓、匯流輸出電壓正常；

6）空開、保險和防雷器完好、空開靈活；7）匯流箱及線路編號正確；

（3）連接電纜檢查。1）連接電纜應采用耐候、耐紫外輻射、阻燃等抗老化的電纜；2）連接電纜的線徑應滿足方陣各自回路通過最大電流的要求，以減少線路的損耗；3）電纜與接線端應采用連接端頭，并且有抗氧化措施，連接緊固無松動；

（4）接地檢查。1）光伏陣列框架應對等電位連接導體進行接地。等電位體的安裝應把電氣裝置外露的金屬及可導電部分與接地體連接起來。所有附件及支架都應采用接地材料和接地體相連。

（5）逆變器檢查。1）與組件、交流匯流箱接線正確；2）接線端子牢固；3）柜體內整潔無雜物；4）空開完好、靈活；5）通訊監控系統完好；6）接地電阻測試，是否可靠；7）設備表面不應有明顯損傷，零部件應牢固無松動；8）線纜安裝應牢固、正確，無短路；9）模塊安裝檢查：模塊應安裝牢固，螺絲打緊，地址撥碼設置正確，標識和銘牌清晰。

（6）監控系統檢查。1）應對監控系統的控制功能進行試驗，確認各項控制功能準確、可靠；2）應對監控系統的顯示功能進行檢查和試驗，確保顯示參數正常；3）監控系統與保護及安全自動裝置、相關一次設備同步投入運行；4）監控系統與各子系統通信暢通。

（7）接地系統。檢查接地電阻是否滿足設計要求。

（8）交流并網柜。1）電纜連接牢固、相序正確；2）接線端子牢固；（3）柜體內整潔無雜物；4）操作機構進出無卡滯、空開靈活、機械閉鎖裝置可靠；5）抽屜進出靈活，空開完好、靈活，通電指示燈顯示準確；6）并網斷路器符合接入批復功能要求；7）接地可靠。

（9）其它。1）各逆變器、匯流箱接線正常；2）照明正常；3）絕緣膠墊鋪設完整；4）電纜溝及溝蓋板鋪設完畢；5）滅火器配置齊全；6）懸掛警示標識牌；7）萬用表、鉗形電流表、紅外測溫儀、接地搖表、組合工具箱齊全；8）防鼠擋板安裝完畢。

（10）安全工器具。絕緣手套、絕緣鞋、驗電筆、安全標識牌、安全警示帶等。

（11）并網工作注意事項。1）在并網調試過程中，要組織好現場秩序，電站所有人員必須服從指揮，禁止隨意走動。2）并網前現場工具配置要齊全并保證好用，如萬用表、對講機（保證電量充足）等。3）在確定并網日期前應及時以書面形式通知各廠家工程師到現場。4）參與并網調試人員應對現場的電氣接線、設備安裝位置及其操作等非常熟悉。5）現場操作人員必須服從指揮，在沒有得到任何指令的情況下，絕不允許對設備進行操作。

四、并網技術流程

（1）380V倒送電流程。1）合上接入點斷路器，檢查確認無誤后。2）合上并網柜并網斷路器，檢查確認無誤后；3） 逐個合上交流匯流箱內主斷路器，檢查確認無誤后；4） 逐個合上交流匯流箱內各分支斷路器。

（2）逆變器開機操作流程：1）合上逆變器對應的交流匯流箱分支交流斷路器；2）合上逆變器本體交流輸出斷路器，等待逆變器界面初始化完成后，檢查交流電壓顯示正常；3）分別用萬用表測量與逆變器對應的直流及交流輸出端子處的電壓正常；4）逆變器自動檢測，如符合并網條件，等待五分鐘后逆變器進入并網發電狀態；5）檢查逆變器并網正常，用觸摸屏對逆變器進行按鍵關機；6）斷開逆變器一路直流輸入斷路器；7）用萬用表測量該逆變器對應匯流箱所有直流輸出端子在直流柜上電壓正常，依次合上所有匯流箱對應在直流柜上直流輸出斷路器。

（3）注意事項：逆變器并網調試時，現場操作人員要注意低壓交流柜電流是否隨著并網逆變器數量的增多而增長，并做好相應記錄；

五、并網后連續運行

（1）完成上述試驗內容經驗證合格后，光伏電站具備帶額定負荷連續運行條件，開始進入運行；（2）執行正式值班制度，全面記錄運行所有參數；（3）運行中密切監視逆變器運行溫度，以及電纜連接處、出線隔離開關觸頭等關鍵部位的溫度；

六、并網運行安全保證措施

（1）所有工作人員要嚴格按各自的崗位職責、安全要求、工作程序進行工作，并持證上崗，遵守各項安全規程，服從指揮；（2）所有設備的操作和運行嚴格按操作規程、運行規程和制造廠技術文件進行，嚴格執行工作票制度；（3）運行區域內嚴禁煙火，并配有齊全的消防設備，有專人檢查監督；（4）運行設備安裝完成后，徹底全面檢查清掃，無任何雜物；（5）設備區域道路暢通、照明充足，通訊電話等指揮聯絡設施布置滿足并網運行要求；（6）運行區域內設置一切必須的安全信號和標志；（7）投運設備區域按要求配置消防器材；（8）組織全體參加運行人員進行安全規程、規范學習，嚴格進行安全交底；（9）運行設備要求按設計圖統一編號、掛牌，操作把手操作方向做明確標志；（10）保持電氣設備和電纜、電線絕緣良好，保證帶電體與地面之間、帶電體與帶電體之間、帶電體與人體之間的安全距離；（11）電氣設備設置明顯標牌，停電檢查時檢查部位的進出開關全部斷開，并設有誤合閘的保護措施，裝設臨時接地線，懸掛“有人工作、禁止合閘、高壓危險”等標志牌；

七、并網運行規定

（1）運行人員必須紀律嚴明，工作中必須服從命令聽指揮；（2）運行人員不得無故缺勤、遲到、早退，臨時離開工作崗位必須經本值值長同意；（3）運行人員必須熟悉運行設備，了解運行試驗程序；（4）運行人員必須明確各自的工作職責，了解和掌握所轄運行設備的用途、性能、主要參數、操作方法及事故處理辦法；（5）運行人員要按時記錄各表計的有關讀數，詳細記錄各項試驗的試驗時間、有關數據、缺陷及處理結果；（6）運行人員要定時巡檢所轄設備的運行情況，發現異常立即報告；（7）運行值班交接必須在工作崗位進行，交接班記錄填寫真實詳細、特別時對設備缺陷、試驗進展情況、注意事項要交代明確；（8）運行的各項操作命令必須而且只能由運行指揮員下達，指定操作人員操作，其他人的命令均不予受理；（9）運行的各項操作嚴格執行工作票、操作票制度，各項操作必須有操作人和監護人；（10）運行人員不得私自操作任何設備，要作好設備的監護工作，防止非運行人員亂動設備；（11）運行出現緊急情況時、運行人員要保持鎮定，嚴守工作崗位，嚴格服從命令聽指揮。按照指揮指令處理緊急情況。

總結：目前分布式光伏發電在國內迅速發展，相關從業及施工人員相對經驗不足，因此推廣分布式光伏項目標準化并網、檢測、試驗流程有著現實的積極意義，為了分布式光伏項目的健康發展，合理利用現有的法規、技術，從而為分布式光伏項目發展創造條件

參考文獻：

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[11] 國家電網公司《電力建設安全工作規程（變電所部分）》2009

[12] 《建筑工程質量管理條例》（中華人民共和國國務院令第279號）

[13] 國家電網基建[2010]1020號關于印發《國家電網公司基建安全管理規定》的通知

[14] 《中華人民共和國工程建設標準強制性條文-房屋建筑部分》2009年版

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近年來，光伏電站發展迅速，掀起了新能源利用的潮流。與其他形式的發電相比，太陽能光伏發電具有極大的優點，包括零污染、可持續、普遍性、靈活性、可靠性、BIPV等等。而硅是制造光伏電池基礎的材料，其含量在地殼中約為26%。因此，光伏發電的形式將會在未來成為主導地位。但是，光伏發電仍然有許多還沒有克服和解決的困難，例如，占地面積相對較大、發電的轉換效率極低、電池的板成本相當高以及并不完善的最大功率跟蹤技術。

1 光伏電站安裝管理影響因素

光伏電站是一種巨大且復雜的發電系統，其設備的組成很多，主要有光伏并網逆變器和光伏陣列兩大核心結構，還有直流匯流箱、交流配電柜、升壓變壓器等重要設備。

1.1 光伏陣列彼此間的遮蔭現象

根據光伏陣列的日影遮擋規律和分布特點，可以知道陣列的內部會呈現遮陰的現象，且無法避免。所以，要針對每個項目的地理位置進行非遮陰時間的控制，其要求主要包括兩個方面：第一，要確保冬至時，項目所在地會有6小時的無陰影時間；第二，根據項目所在地的冬季氣候的特點和其他季節日照的變化相對規律，來確定光伏陣列的東西和南北的距離。

1.2 光伏組件功率衰減

在對電站的發電量進行計算時，經常忽略伏組件功率衰減問題，通常使用理想狀態下組件衰減系數進行發電量的計算。對西北某地的光伏電站的實地測量數據分析發現，這一問題較為突出。這個項目使用的是便攜式和硅光輻照測試儀、便攜式I-V測試儀以及熱成像分析儀等儀器對其進行的測量和分析的。雖然實地條件和實驗室條件存在一定的差異，產生一定的誤差，但是，根據實際的發電量依然能夠客觀體現組件的功率狀況。

所以，在對組件進行選型時，應該滿足兩方面的要求：第一，增加組件的穩定性；第二，考慮到成本的情況下，對組件衰減系數進行科學的修正。

1.3 逆變器和組件的匹配不合理

對這兩種設備的匹配問題，計算的方式很簡便，一般情況下，串聯數僅使用20塊，導致與之匹配的光伏逆變器設備會在低功率、低效率的情況下進行長時間的運行；而并聯的路數經常性的考慮成本的問題，最大程度的增加光伏陣列的容量，這種情況可能會在氣候、季節資源良好時，使光伏組件的串開路電超過壓逆變器的工作電壓的上限，從而導致發電量的損失，這種情況常出現在冬季的早晚時間；此外，并聯路數的過大，不僅會提高發電單元的占地面積，導致木桶效應的產生，還會使有的季節增加限負荷輸出情況的出現，最終導致發電體系內出現自棄光現象。所以，針對逆變器、組件的匹配設計問題，不僅要結合項目所在地的環境條件，還要認識到兩種設備自身的特點，進行多方面的審核，確保發電系統的效率和收益。

1.4 支撐系統的模型較為單一

支撐系統指的是光伏的支架以及支架的基礎。現在，為了提高投資效果，該系統的設計很多使用的是單一模型的方式，在支架的結構上持續減少鋼的用量，支架的基礎也在縮短埋藏的樁徑；這種做法雖然減少了對工程項目的總投資，但是可能會因為項目地的地質和風速條件，而使其有一定的風險，例如，在西北戈壁上建造光伏電站時，該地的大風日較多，若使用傳統的壓塊連接或薄壁檁條等方式固定組件，可能會發生大風損壞機電設備的事故。所以，對支撐系統進行設計時，應該參考組件排布的情況，把光伏支架和技術視為一個整體，并對組件與支架的連接處的薄弱環節實行具體的審核，確保支撐系統設計合理、安全可靠，并降低對它的成本。

1.5 場平、線路布局存在缺陷

光伏發電站的占地面積較大，場地內的直埋線纜非常多，所以，在光伏電站的場平和對直埋線纜的規劃上有一定的困難，若不能很好的解決，將會導致工程量的劇增和后期運作維護上的麻煩。當電站選址的地形稍有起伏或者部分區域起伏較大時，如果仍舊采用傳統的平地上的設計方式，對不符合設計要求的地方實施平場處理，使光伏支架的基礎結構處在同一水平面，雖然施工起來較方便，有利于提高某些項目的效率，但是，這種做法會增加土方量，對原來較為穩定的地面環境造成了破壞，從而會對發電站的后期運行產生揚塵污染，導致發電量的降低。

此外，光伏電站中的各個機電設備和升壓設備都是使用線纜直埋的方式進行連接的，自光伏組件到逆變器，從箱變再到開關站幾十里至幾百里的路程分別使用的直流式電纜和集電式線路，再使用土方開挖的方式，此部分的投資將占據總投資的6.5%。直到目前為止，大多數的高壓機電線路都能做到很好的走向上的布局，但是，直流線纜不但數量上龐大，走線的情況也呈現多路徑的混亂狀態，在布置上原則還沒有實現規整、統一和共溝，導致地面指示樁和地下的電纜走向出現不一致的情況。這種沒有規律、而且不規范的布局情況，不僅提升了土方和電纜的工作量，還對后期的檢測和維修造成了麻煩。

2 解決措施

為了解決光伏發電站幾點設備安裝管理中出現的問題，我國的專家對其進行了大量的研究，現總結如下：

（1）鄒學毅等人利用光伏電池電壓功率的變化情況，提出了在光伏發電的MPPT控制中引入變結構參數模糊控制，來提升發電體系對環境變化的敏感能力，并且避免了最大功率點震蕩的狀況。

（2）汪義旺等人的研發出的基于變論域自適應模糊控制器的MPPT，成功解決了常規模糊控制器存在的精確度低、適應能力差的問題，有效提高了發電體系的穩定性。

（3）為了解決低光照時導納增量法跟蹤太陽能發電的最大功率的困難，白慧杰等人在導納增量法加入線性比例電流法的使用，然后利用Simulink仿真軟件建成了一種新型的導納增量法跟蹤光伏電池板最大功率的仿真模型。

（4）趙立永等人利用現有的控制方式，開發出了一類新的MPPT跟蹤方法，該方法增加了發電體系的跟蹤效率和進行并網時的穩定性能。

（5）對于上述介紹的MPPT方法的控制算法的缺點，陳進美等人提出了擾動觀察法、電導增量法分別與固定參數法結合，以及高斯法和擾動觀察法結合的一種復合算法，并系統介紹了該方法的合理性和優缺點。

（6）孫環陽等人提出的光伏發電雙軸跟蹤體系，是呈現環形軌道式的，其原理是通過SVPWM技術方法，實施速度環仿真，大大增加了對太陽能的利用率。

（7）中科院的研究人員對無空穴傳輸材料進行了研究，并在鈣鈦礦型薄膜太陽能電池的研發上獲得了重大的成就，他們研發的該種電池的光電轉換效率已經高達至10.47%，在國內外的現有報道中排名第一。

3 結束語

篇（8）

中圖分類號:TU524文獻標識碼:A

文章編號:1009-2374 (2010)21-0115-04

建筑物消耗的能量大約占總能耗的三分之一。化石能源日益枯竭和化石能源消耗所帶來的氣候變暖,導致人類賴以生存的環境污染越來越嚴重,在國際及國內節能減排,低碳經濟日趨重要的日趨緊迫的局勢下,減少建筑能量消耗越來越重要,意義非常深遠且迫在眉捷。

建筑節能可分為被動式和主動式節能。被動式是提高圍護結構的熱功性能和用電器效率,在不影響人們舒適度情況下,減少能量的消費。隨著科技提高及國家相關強制政策的實施,新建建筑的能耗比老式建筑已經下降了一半。主動式節能是通過建筑本身附加裝置,通過利用其它清潔能源來達到減少外部電網電能需求。建筑與太陽能的結合來解決建筑所需的部分能耗是建筑節能非常重要的途徑。

建筑光伏發電具有省地、節材、直接使用、削峰填谷等優點,是國家重點扶持的低碳經濟的重點項目。

1建筑光伏發電的基本形式

建筑光伏發電基本為三種形式:支架式;構件式;建材式。屋頂電站是第一種形式及支架式,其主要是利用建筑屋頂這塊地,與地面電站比較接近。構件式是利用建筑的雨棚、遮陽板、欄板構件增加了光伏發電功能。建材式是將太陽能電池與瓦、磚、卷材、玻璃等建筑材料復合成在一起成為不可分割的建筑構件,光伏幕墻是其中的形式之一。

從2009年國家統計資料及申請資料上看,第一種形式占據了絕大多數,第二種及第三種尚少,真正意義上的光伏幕墻產品尚屬于起步階段。

光伏產品如何融入建筑,保持建筑風格,具備建筑圍護功能,保證建筑水密性能、氣密性能、抗風壓性能,抗震、采光、隔聲、耐撞擊及熱工性能、美觀耐久,避免光伏產品給建筑帶來的不利影響,如溫度升高、電流危害等,最大限度提高光伏幕墻的產能,降低制造安裝成本、提高投資回報率、容易維護、檢修、保養,是光伏幕墻面臨的急待解決的技術難題。屋頂光伏電站是光伏建筑的起步階須,隨著技術進步將會朝著兼顧發電和建材功能的方向發展。

屋頂光伏電站的成功經驗值得總結與借鑒,特別是比較屋頂支架式光伏組件與光伏幕墻光伏玻璃組件之間不同與相同(為了便于兩者之間比較,本文光伏幕墻特指垂直立面),采取相應對策,非常有利光伏幕墻水平提高與發展。

2光伏電池選型比較

幕墻光伏玻璃組件的光伏電池選型,對提高光伏玻璃組件的電性能,提高電產能,保證其作為建材必須具備的功能,如抗風、防雨、隔熱、絕緣透光、美觀、力學性能(足夠強度和剛度),不易破損,便于降低成本,施工安裝、運輸、檢修有著非常重要的作用,是光伏幕墻必須解決的技術難題。

光伏電池選用及電性能要求比較。

為了便于論述,本文僅對市場上常見的、產業化的產品進行列表

類別 晶體硅太陽能電池 薄膜太陽能電池

單晶硅 多晶硅 非晶硅 銅銦錫 碲化隔

光電轉換率 12%～16% 12%～16% 6%～9% 11% 9%~12%

其中非晶硅薄膜電池是市場主流產品,碲化隔由于會對環境產生二次污染,需要采取相應的回收保證措施。

光電轉換率是衡量太陽能電池性非常重要的指標,但不是唯一的指標,設計中如果片面地采用高轉換率的太陽能電池,而不進行使用條件分析、成本分析,則會適得其反。

太陽能電池的光電轉換率,是在標準測試條件下的轉換率:

光源輻照度為1000 W /m2;

測試溫度25℃;

AM1.5地面太陽光譜輻照度分布。

太陽能電池實際使用條件與標準測試條件下的以上三個條件都會產生很大差別,應針對不同環境、不同條件進行分析,并有針對地采取措施。

2.1輻照度差別

光伏工作中采用的太陽常數值是一個衡定值即1367±7W/m2,是指地球大氣層之外,平均日地距離處,垂直于太陽光方向單位面積上所獲得太陽能輻射能。陽光穿過地球大氣層時,至少衰減了30%,加上空氣污染云層影響,即使采用最佳傾角安裝的太陽能組件也很難達到1000W/ m2的太陽輻射能,況且太陽輻射能隨日出與日落和季節不同、云層變化不斷變化。

下圖為太陽輻射能分布以及發生頻率分布圖:

表1中國部分城市太陽輻照量統計表

城市 緯度

(°) 最佳傾角

(°) Ht[Kw?h(m2?d] 垂直和最佳傾角比值

最佳傾角安裝 垂直安

裝(南向)

海口 20.02 10 3.8915 2.0771 0.53

廣州 23.10 18 3.1061 1.8398 0.59

昆明 25.01 25 4.4239 2.6973 0.61

福州 26.05 16 3.3771 1.8991 0.56

貴陽 26.35 12 2.6526 1.4715 0.55

長沙 28.13 15 3.0682 1.7156 0.56

南昌 28.36 18 3.2762 1.8775 0.57

重慶 29.35 10 2.4519 1.3345 0.41

拉薩 29.40 30 5.8634 3.6935 0.63

杭州 30.14 20 3.183 1.8853 0.59

武漢 30.37 19 3.1454 1.8536 0.59

成都 30.40 11 2.4536 1.3863 0.57

上海 31.17 22 3.5999 2.1761 0.60

合肥 31.52 22 3.3439 2.0351 0.61

南京 32.00 23 3.3768 2.0804 0.62

西安 34.18 21 3.3184 2.0009 0.60

鄭州 34.43 25 3.8807 2.4450 0.63

蘭州 36.03 25 4.0771 2.5495 0.63

濟南 36.36 28 3.8241 2.4754 0.65

西寧 36.43 31 4.558 3.0242 0.66

太原 37.47 30 4.1961 2.7699 0.66

銀川 38.29 33 5.0982 3.4324 0.67

天津 39.06 31 4.0736 2.7473 0.67

北京 39.56 33 4.2277 2.9121 0.69

沈陽 41.44 35 4.0826 2.8643 0.70

烏魯木齊 43.47 31 4.2081 2.7818 0.66

長春 43.54 38 4.4700 3.2617 0.73

篇（9）

一、2018年工作開展情況

（一）規劃引領，確保電網與地方經濟社會發展有機結合

1、按期完成電網規劃工作。認真貫徹落實省、市公司部署，4月中旬出色完成了《****縣“十三五”典型縣規劃》滾動修編工作，完成重點中心村建改方案及全縣中心村摸排、上報工作。6月底完成****現代產業園及梅山鎮目標網架規劃，完成****鎮、吳家店鎮典型鄉鎮規劃，8月份，會同縣發改委聯合編制《****縣“十三五”新一輪農網改造升級規劃》，并通過縣政府審定后上報省能源局備案。9月份分別編制完成《****現代產業園供電設施布局專項規劃》、《****縣電力專項規劃（2018-2030年）》，將電力專項規劃納入縣政府規劃報告中，確保電力設施進得去、落得下。并通過省公司發策部組織的市縣公司供電專項規劃互查。以規劃引領“十三五”期間電網建設，統一規劃，逐步實施，有序推進縣域電網建設和改造。

2、強化項目前期管理。積極開展項目儲備工作，與運檢部、供電所緊密聯系，對規劃庫內的項目時序調整及時溝通，確保將最急迫的項目優先安排初設并通過初設評審、入庫。2018年共開展了5個批次282個10千伏項目初設評審，儲備項目資金達到2.3億元，確保儲備充足。

3、積極推進“一村一圖”工作。10月份，省公司布置開展一村一圖工作，****公司迅速成立工作組織、明確職責分工并排定了工作計劃，全面啟動基礎數據收集和圖形繪制工作。目前****、吳家店2個典型鄉鎮的基礎數據收集和10千伏條圖、地理接線圖繪制工作，其他鄉鎮的數據收集和圖形繪制正在推進中。

4、全力服務地方經濟發展。

積極配合縣政府相關單位開展分布式光伏電站選址、接入方案確定等工作，配合省市公司開展新能源消納分析等研究，主動應對新能源快速發展對電網的影響。

全程跟蹤服務中心村建設，2018年****實施庫區移民搬遷和扶貧移民搬遷工程，在全縣新建288個中心村居民點，搬遷群眾11000余戶。公司全面完成了全縣196個中心村、292處的中心村電力桿線遷改任務，共遷改35千伏線路1.5千米、10千伏線路95.5千米、低壓線路204千米、遷改電桿4600余處，全力保障全縣中心村建設。目前，涉及中心村永久用電配套工程正在有序推進中。

（二）統籌協調，如期完成電網建設任務

1、主動服務大電網建設，積極配合省、市公司做好220千伏古碑輸變電工程、220千伏白塔畈匯流站工程、110千伏鄭嶺輸變電工程、110千伏朝陽山和東高山送出工程建設協調服務工作。其中，110千伏鄭嶺、220千伏古碑輸變電工程已按期竣工投運，220千伏白塔畈匯流站工程、110千伏朝陽山和東高山送出線路工程正在實施中。

2、全面完成年度農網改造升級工程建設任務，至2018年9月份全面完成2015年度農網升級工程建設轉資任務，并順利通過省市公司復核驗收電網建設規模，完成新建35千伏變電站2座、增容擴建變電站7座，新增主變9臺/變電容量8.78萬千伏安，35千伏線路10條、36.688千米；建改10千伏線路298.99千米，配變263臺/62720千伏安，低壓線路1538.16千米。通過工程實施，一是電網結構進一步增強。消除單主變變電站7座。二是供電能力進一步提高。通過11個35千伏項目的建設，提升了35千伏電網供電能力，35千伏容載比達到3.61，消除了35千伏變電站重過載現象。全縣10千伏戶均配變容量由2015年底的1.51千伏安提高到1.72千伏安。三是保障了分布式新能源發展和脫貧攻堅。通過農網改造升級工程的實施，切實解決了分布式光伏發電消納、接網及輸送瓶頸，保障了扶貧效果。同時，35千伏油店變升級改造和張沖變2號主變擴建兩項工程被省公司評選為優質工程。

3、有序推進2018年中心村和電網基建工程建設，2018年第一、二批次農網（中心村）項目共3個，分別為35千伏響塘變1號主變增容改造（第一批農網）、沙河變2號主變擴建工程（第一批中心村）和關銀π入南溪35千伏線路工程（第二批中心村）。目前3個項目均已開工建設，計劃在12月中旬完成35千伏響塘變1號主變增容改造和沙河變2號主變擴建工程建設任務，在2019年6月份全面完成關銀π入南溪35千伏線路工程建設任務。

（三）、強化指標管控，“五項”措施提升同業對標水平

****公司2018年第一、二和三季度同業對標綜合評價分別為D段（58名）、D段（51名）和C段（44名），整體對標位次在穩步提升，其中生產管理、隊伍建設2個專業指標較2015年度提升明顯。****公司落實五項措施扎實提升同業對標指標水平。一是制定年度對標目標，分析預判5個專業36個專項指標排名水平，確定年度綜合評價對標目標。二是圍繞年度目標細化分解，將36項指標責任到部門，落實專人管控，分別制定季度/年度提升計劃，做到主要領導親自布置，分管領導抓過程管控，確保指標得以提升。三是定期開展指標評價和診斷分析，不斷查找指標差距，重點分析制約弱勢指標的關鍵因素，預判并制定補救方案，著力將短板指標對綜合評價的影響程度降到最低。四是強化基礎管理，確保基礎數據閉環、動態更新，開展生產、營銷、人資、財務等基礎管理專項活動，建立完善生產管理、營銷管理各項工作流程和責任落實，打牢基礎，不斷優化指標數據。五是公司建立同業對標考核機制，針對指標水平并結合實際制定考核辦法提升方案并將36項指標責任到部門，管控到專責人員，做到主要領導親自布置，分管領導抓具體，確保指標有人管控。實現年度保D爭C的目標得以實現。

（四）綜合管理工作：一是扎實開展技術標準評價工作，對照“國網安徽省電力公司技術標準實施評價工作流程”中的工作內容和要求，召開啟動會、健全工作網絡和編制工作方案，如期完成技術標準實施評價工作并通過市公司組織檢查。二是規范集體企業管理，強化和規范公司集體企業資金使用、物資和非物資招標采購以及關聯交易行為，健全考核分配制度，及時布置和落實集體企業安全管理、車輛管理等工作，3月份順利完成集體企業改革改制工作。三是強化管理創新，公司年初開展了一期2015年度管理創新及QC成果會，通過溝通、交流、指導等措施，邊總結、邊修改，堅持圍繞課題、解決問題，做好典型經驗總結和推廣，開展QC、管理創新課題的選擇和申報引導員工關心企業、支持企業，努力解決企業管理難點和生產經營工作中的難題。2018年安徽省管理創新成果題為“全面優化物資服務機制保障農網工程建設管理”已按照要求進行申報。四是按照市公司統一部署，常態開展綜合計劃協同監督、線損同期管理和示范區建設、制度標準化、經濟活動分析和業績指標管控工作。

二、工作亮點及創新做法

抓短板促管理，提升指標水平。2018年公司同業對標在全省72家縣公司綜合評價顯著提升，主要做法：一是年初定位制定合理的目標，圍繞安全生產中心工作加強日管控緊盯指標不放松。二是將指標責任到部門，細化到專業，明確到人員，適時監測通報指標完成情況。三是建立部門協同聯動工作機制，做到小指標讓大指標，以抓核心指標，落后指標為主。四是建立診斷分析，按時召開會議，分析研判指標落后原因、整改，對長期落后指標建立約談機制。五是注重宣傳引導，建立考核激勵機制，重獎重罰，同時納入個人績效，實行雙重考核，并將指標考核延伸到基層、到班組。由于措施有力，安全、生產和經營、服務方面成效顯著，2018年度公司同業對標排名實現進段升位。

三、存在問題和建議

電網規劃和項目支撐與地方發展需求需進一步協調。一是2018年1月12日，國家能源局將****縣列為全國可再生能源政策和發展機制創新示范先行先試縣。根據規劃，到2020年，全縣建成可再生能源總裝機570萬千瓦，其中光伏發電320萬千瓦、水電160萬千瓦、風電80萬千瓦、生物質能10萬千瓦。在光伏等新能源發展過程中，地面光伏電站建設周期短，往往選址確定后半年即可投產，而公司系統電網配套項目前期工作流程較長，與光伏電站協同起來比較困難。二是****現代產業園區北部區域路網基本形成，下一步將陸續有企業落地，需要及時配套電網項目。

解決措施：一是新能源發展方面，提請政府做好高比例可再生能源示范縣創建方案的細化分解，排定科學合理的建設時序。匯報上級公司適時滾動修訂配電網規劃和項目計劃安排，確保電網規劃與新能源發展規劃有效銜接。二是現代產業園區方面，提請政府對現代產業園區電力布局規劃盡快評審，加強與園區對接，跟蹤招商引資企業落戶情況，提前做好園區可能新增負荷點的配套項目前期儲備。及時向上級公司匯報園區負荷增長情況，爭取電網配套項目落地建設。

四、2019年工作計劃安排

1、認真開展同業對標工作。一是做到指標管理項目化，針對短板、弱項指標，尤其是長期落后的指標牽頭組織制定提升實施方案、分階段有效制定提升計劃。二是優化并明晰工作流程，對關聯指標的監測管理牽頭各專業制定有效的工作流程圖，能夠清晰的看出是因哪個環節出現堵塞而導致。三是細化公司同業對標考核辦法，根據指標權重、完成的難易程度和關聯責任分解實施考核，建立協同監督預警機制，同時引導各專業延伸考核到人。

篇（10）

一、項目概況

1 世界和我國風光互補發電現狀

風能與太陽能在時間和空間上具有互補性， 風光互補發電是比單一的風力或太陽能發電更有效的方式。

國外在新能源領域的研究主要集中于大型并網發電場及單獨風力發電和單獨太陽能光伏發電的控制，風光互補發電方面的研究比較少，但也有一些初步的研究成果。

在我國，風光互補發電主要是小型帶蓄電池的孤立用戶，主要集中在青藏高原、內蒙古等偏遠地區，采用獨立式發電。1998年和2000年，我國的長江源自然保護站分別安裝了600W/400Wp（Wp為光伏發電功率）和1000W/400Wp 2套獨立運行的風光互補發電系統，用于解決保護站內的生活和工作用電。當前，我國風光互補發電的研究主要集中在風光互補發電場體系結構的優化設計、底層設備的控制及系統仿真。

2 項目概況

本工程建設地點位于新疆吐魯番市境內，吐魯番大河沿火車站南側。

吐魯番小草湖風區風資源、太陽能資源都很豐富，從直觀和統計的角度看，小草湖白天風速相對較小，日照非常豐富；晚上風大光伏不發電。這就為在小草湖地區建設風光互補發電項目提供了基礎資源條件。其主要特點是：（1）彌補獨立風力發電和太陽能光伏發電系統的不足，向電網提供更加穩定的電能；（2）充分利用空間，實現地面和高空的合理利用，發揮風、光資源的互補優勢，實現兩種資源最大程度的整合；（3）共用一套送變電設備，降低工程造價；（4）同用一套經營管理人員，提高工作效率，降低運行成本。將風力發電與太陽能發電技術加以綜合利用，從而構成一種互補的新型能源，將是本世紀能源結構中一個新的增長點。

本項目建設規模規劃總容量為（100MW+100MWp），一期建設容量為（49.5MW+50MWp）。項目分期進行，本期建設風光互補并網電站，包括49.5MW風力發電系統、50MWp太陽能光伏發電系統及相應的配套上網設施，風電場與光伏電站共建一座110kV升壓站，升壓站位于光伏電站西北部。

二、設計思路

首先介紹當前風光互補發電系統的概況，然后對吐魯番小草湖地區風能資源特性和太陽能資源特性進行分析比較，得出本工程風能和太陽能在時間出力上具有較強的互補性的結論，重點從分析小草湖區域的風電實際開況、現有電網送出能力及負荷消納能力的角度出發，并結合電網發展規劃，研究本工程的建設必要性和建設方案。然后對特變電工風光互補荒漠并網電場一期項目接入新疆主電網方案進行研究，對風、光發電單元對電網的影響及相關要求作簡要分析。工程占地遵守節約用地原則，施工運行交通方便，依據推薦的建設方案確定本期工程建設規模，并進行相關的電氣計算和分析，編制工程投資估算。

通過本項目的建設實施，可為將來更大規模的風光互補并網技術打下基礎，提供可靠的技術支持，通過該電站的示范作用，記錄電站的運行數據，總結運行狀態，考察其技術和經濟的可行性，對光伏產業的發展趨勢作出合理的預測，為決策部門提供合理的決策依據，討論切實可行的并網指導政策，推動我國風光互補并網乃至整個新能源開發的發展。

三、本工程要解決的問題

1風光互補發電系統的互補特性

風電和光電系統都存在一個共同的缺點，就是風和光資源的不確定性導致發電與用電負荷的不平衡，傳統的風電和光電系統都須通過蓄電池儲能才能穩定供電。如傳統的小型戶用光伏發電系統都是利用了蓄電池組穩定光伏發電和風電的出力，因此風光發電系統互補首要解決的一個問題就是混合發電系統的穩定出力。

對于本工程，其特殊性在于光伏發電容量和風力發電容量都較大，不同于小型戶用風光互補發電系統。如果采用類似小型風光互補系統的蓄電池穩定出力，將造成投資過高，增加發電成本，不利于產業的發展。同時本工程也不具備類似抽水蓄能的方式來穩定發電出力。

本工程風能和太陽能在季節上具有較強的互補性，本地區春季風資源最豐富，也即風電春季出力最大，光伏發電則在夏季最大，春、夏、冬季基本上為新疆用電負荷高峰季節，風電和光伏發電的這種出力在季節上的特點可以互補單一電源在季節上的出力不均。

鑒于此，本工程的互補主要體現在光伏發電和風力發電在白天和夜間二者出力波動的日＼季節互補以及電量上的日＼月＼年互補。

2探索研究風力發電和光伏發電在空間可否整合

風電場內兩排風機之間間距約690m，如果可以將光伏電廠布置于風電場內，可以節省用地面積，降低成本。現對風機的陰影遮擋面積進行分析。

選用風機輪轂高80m，葉片直徑90m，擬建廠址緯度約為42度22分，分析陰影最長的冬至日（12月22日）早上9：00至下午15：00的陰影輪廓如圖8-6所示。風機陰影最長有663m，北側509m，東西側455m。

對整個風電場區域進行陰影分析，如圖8-7所示，四臺風機中間具有一個三角形區域，在上午9：00至下午15：00時間段內，不受風機陰影的影響，區域面積約為3.4萬m3，相鄰兩區域間距離約為700m。如果在此區域布置光伏電池板，則太過分散，一方面由于低壓線路過長，發電量損耗較大，另一方面很難設置保護圍欄集中管理和定期清洗。

因此，對于風光互補在空間上的互補性還需要做進一步的探索和研究。本期暫不考慮將光伏電站布置在風電場內部。

3風力發電和光伏發電屬于不穩定出力電源

電網系統中需要其他如火電、水電作為其調峰電源，因此出現了電力系統調度與調峰的問題，此時需要提高風電和光伏發電功率預測技術和完善預報制度，加強風電和光伏發電調度管理，改善電網電源結構等。

四、結論與建議

通過在吐魯番建設100MW級風光互補荒漠并網示范電站，掌握100MW級風光互補發電系統高壓并網光伏電站的關鍵技術研究和設備研制，并利用本示范電站的實際運行數據的分析比較和綜合分析，提出適用于新疆荒漠地區使用的跟蹤型光伏電站建設形式。研究100MW級風光互補發電荒漠并網電站的優化設計及系統集成、大容量太陽光伏陣列自動跟蹤裝置的機械和控制設計技術、高效率低并網電流諧波的1MW光伏高壓并網控制逆變器設計技術等關鍵技術點；并制定大型荒漠光伏高壓并網電站的建設規程。為我國發展大規模荒漠光伏并網電站提供技術支撐和實踐經驗。

本工程項目目前尚在起步階段，有很多不確定因素，為更好地促進風光互補發電系統的發展， 使其成為一種具有競爭力的清潔電源， 還需做以下進一步的工作：①進一步研究風光互補發電系統的體系結構， 尋找更好的蓄能方式和備用發電裝置， 合理配置互補發電場， 降低其建設費用；②研究風光互補發電系統的能量管理控制，實現互補發電場設備的動態優化組合， 降低系統運行成本，提高電場運行質量；③由于風光互補發電系統具有強非線性，利用傳統的控制理論與方法進行控制是非常困難的，積極探索智能控制方法在風光互補發電系統中的應用將會對風光互補發電技術的發展起到很大的促進與提升作用。

參考文獻：