光伏电站施工总结汇总十篇

序论：好文章的创作是一个不断探索和完善的过程，我们为您推荐十篇光伏电站施工总结范例，希望它们能助您一臂之力，提升您的阅读品质，带来更深刻的阅读感受。

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中图分类号：U665文献标识码： A

1概述

光伏发电站是一次性投资很大、运行成本很低、无污染、不消耗矿物资源的清洁能源项目，具有很好的社会效益和经济效益。我国幅员辽阔、太阳能资源丰富，在国家政策的支持下，太阳能光伏发电产业将会有广阔的前景[1]。因此，有必要总结和研究太阳能光伏发电站的设计和施工经验。笔者有幸参与了格尔木某20MWp地面并网光伏发电站设计，并与建设及施工方保持紧密合作，本文介绍该光伏发电站设计，总结了设计和施工过程中应注意的问题。

2工程概况

本项目装设容量为20MWp，占地面积730亩，位于格尔木市区东出口，G109以北的戈壁荒滩上。厂区地貌上处在昆仑山山前倾斜平原的后缘一带，地形平坦，地表为戈壁荒漠景观，海拔高程2852.9～2867.6m。厂址距市区约30km，距G109国道约2.8 km，交通便利，运输方便。格尔木日照充足，30年平均水平面总辐射为6929.3 MJ/，30年平均年日照时数为3102.6h。根据《太阳能资源评估办法》QXT89-2008确定的标准，光伏电站所在地区属于“资源最丰富”区。

3系统运行方案

设计遵循美观性、高效性、安全性的设计原则，采用分块发电，集中并网的设计方案，将系统分成20个多晶硅太阳电池组件光伏并网发电方阵进行设计。每个光伏并网发电方阵的电池组件采用串并联的方式组成多个太阳能电池阵列，太阳能电池阵列输入光伏方阵防雷汇流箱，经光伏并网逆变器接入35kV升压变压器。

每个太阳能发电方阵设一台升压变压器，升压变压器采用美式三相1000kVA双绕组分裂变压器。光伏组件阵列、直流汇流箱、逆变器及升压变压器以方阵为单位就地布置，经35kV电缆集电线路接至35kV配电室。在本次设计红线外还为光伏发电站35kV侧配置动态无功补偿装置，通过总升压变压器并入110kV电网，该部分未在本次设计范围内。光伏发电系统组成见图1。

图1 光伏发电系统组成示意图

4太阳能光伏发电系统

根据建设方拟采购电池组件情况，本项目采用多晶硅太阳电池组件，总安装容量为20.10MWp，组件参数见表1。

根据业主提供的组件品牌参数进行设计，具体安装容量如下：

＃1～＃3子系统采用京仪涿鹿JY-P156-235W-G30V型多晶硅太阳电池组件12720块，容量计为2.9892MWp；

＃3～＃20子系统采用晶科JKM245P-60型多晶硅太阳电池组件69840块，容量计为17.1108MWp。

表1 组件参数表

5主要设备选择及安装

1）光伏发电方阵

电池组件：电池组件为晶体硅太阳电池组件，组件行间距取为6.9m，取20块组件为一个组串，以34°倾角固定安装。

电池组件支架：固定式电池组件支架形式为纵向檩条-横向钢架式。

汇流箱：汇流箱进线为12路、16路，出线1回，进线装有直流熔断器，出线装有直流断路器。安装方式采用挂式安装方式，采用螺栓固定。

直流防雷配电柜：每台500kW并网逆变器配置1台直流防雷配电柜。

逆变器：光伏发电站逆变器选用京仪绿能JYNB-500KHE系列500kWp的产品，共40台。

2）升压配电方阵

35kV出线主要设备：本工程35kV出线1回，无功补偿装置及接地变压器。接地变压器安装工程包括接地变压器及其中性点设备的安装。变压器高压侧通过电缆与35kV开关柜连接。

35kV高压开关柜主要设备及技术参数：35kV开关柜位于生产楼高压室内，设备成单列布置。

3）电气二次及通信部分

光伏发电站计算机监控系统主要由站控层设备、网络层设备、间隔层设备组成。电站计算机监控系统主要完成对本电站所有被控对象安全监控及电站整体运行、管理的任务。

继电保护设备的范围：35kV线路保护、站用变保护、站用电备用电源自动投入装置。

光伏发电系统在各个逆变室设有数据采集柜，每面数据采集柜含1套通信服务器及1套数字式综合测控装置。各数据采集柜采集的逆变室内及室外箱变的负荷开关、接地开关、低压断路器等位置状态，逆变器信号、变压器及组件温度等信号通过通信光缆接入变电站。变电站计算机监控系统将光信号转换为电信号后接入计算机监控系统，计算机监控系统对接收的数据进行处理、显示。

环境监测仪可测量光伏发电站当地气象条件，包括：风速、风向、辐照、环境温度等环境参数。硬件配置包括风速传感器、风向传感器、日照辐射表、测温探头、控制盒及支架等。

4）交流控制电源系统

交流控制电源系统设置1套UPS，为站控层设备及火灾自动报警系统、电能量计量系统等设备提供不间断的交流电源。同时设置一面交流电源配电屏，电压等级为AC220V，设一段电压母线，为间隔层柜内辅助照明加热等设备提供交流电源。电源进线分别取自0.4kV站用电源系统。

5）火灾自动报警系统

变电站火灾自动报警系统采用“控制中心报警方式”，以集中控制器为中心采用编码传输总线方式连接和控制系统内各探测、报警和灭火联动等设备。消防控制中心设置在中控室内。

6）全站线缆敷设

全站线缆敷设工程包括35kV高压电缆、0.4kV电缆、1kV电缆、控制电缆、计算机电缆、光缆、通信电缆、高低压电缆头制作、光缆熔接、电缆试验、电缆管埋设、预埋件及支架安装等。

7）设备基础和电缆支架

包括所有设备屏柜基础的安装和预埋，屏柜基础采用在混凝土中预埋插筋，将槽钢和插筋焊接作为屏柜基础，屏柜基础必须平整、焊接点不出现虚焊。屏柜基础满足承载的要求。

包括所有电缆支架的安装，支架基础必须平整、焊接点不出现虚焊。支架满足承载的要求。

8）设备接地及等电位接地

所有组件支架通过扁钢与接地网连接，为节省钢材用量，利用支架横梁做部分接地网联结。发电区、生产区接地网接地电阻应不大于1Ω。等电位接地网由裸铜排、绝缘电缆等构成，对主要二次设备及通信设备构成一个统一的等电位接地网，通过一点与一次主接地网连接。逆变器室、中控室、太阳能电池方阵、箱式变电站等均与区域等接地体连接。

9）电缆防火

全站电缆沟、电缆穿墙、盘柜孔洞的封堵及穿越防火分隔的封堵和电缆防火涂料的施工等。

6设计及施工中应注意的问题

1）国家规范《光伏发电站设计规范》GB50797-2012及《光伏发电站施工规范》GB50794-2012已发行，是光伏发电站设计和施工的主要依据，设计及施工人员应严格遵守。

2）用于光伏发电站太阳能资源分析的现场观测数据应连续观测记录，且不少于一年。

3）光伏组件串的设计。为使技术经济最优，光伏发电站一般采用最大组件串数原则设计。但在组件串设计时应考虑逆变器的MPPT跟踪范围、逆变器直流输入能承受的最大直流电压、光伏组件的开路电压/工作电压的温度系数等因数，现在主流的光伏发电站组件采用235~250Wp，500KW逆变器的MPPT工作范围450~820V，组件串常用配置为20个1串。

4）组件基础。优先采用成品钢桩基础，施工速度比条基快，施工精度特别是桩顶标高控制比条基方便。地质条件不允许时，采用条形基础。

5）组件支架设计、加工和安装。支架连接螺孔，均尽量采用椭圆孔，增加安装时调整的余地。支架支腿底板的2个螺孔建议采用两个方向的椭圆孔，增加调整的余地。C型钢檩条的开口方向建议朝下方，有利于受风的剪切力，也有利于保护光伏电缆，此檩条是组件之间光伏电缆的通路，若朝上，可能积水。

7结语

光伏发电站设计和施工应贯彻落实国家有关法律、法规和政策，充分利用太阳能资源。本文介绍格尔木某光伏发电站设计经验，并总结了设计和施工过程中应注意的问题，以期对研究太阳能光伏发电站的设计和施工有一定借鉴意义。

参考文献：

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光伏电站项目后评价的实施步骤

本研究按以下步骤实施光伏电站项目后评价。（1）权重确定。在建立光伏电站项目后评价指标体系基础上，首先确定各指标权重。目前确定权重常用方法主要有层次分析法和熵权法。尽管后者是一种客观赋权法，不依赖主观评判，但基于光伏电站的特性，许多指标的值无法准确测量，故采用美国著名运筹学家T.L.Saaty最早提出的层次分析法。这是一种可将复杂的决策思路层次化，使决策过程涉及的定性因素与定量因素较好融合的方法。（2）建立评价指标集（U）。U是综合评价指标的集合，具有层次性，第一层为准则层，U={U1，U2，U3，…，Uj}，第二层为子准则层，U={Ui1，Ui2，Ui3，…，Uij}，i=1，2，3，…，j，以后各层依此类推。（3）建立评语集（V）。评语集即各指标所有的可能结果组成的集合，V={V1，V2，V3，V4，V5}={优、良好、中、及格、差}，需邀请多位专家判断各指标在V集合中的所属元素。（4）确定权重集。由如上层次分析法确定了权重，第一层权重集为W={W1，W2，W3，…，Wj}，第二层权重集为Wi={Wi1，Wi2，Wi3，…，Wij}。（5）单因素评价，建立模糊关系矩阵R。对各评价指标进行量化，即确定从单因素角度分析评价指标对各级模糊等级子集的隶属度，当所有指标隶属度计算完成后，即可得到模糊关系矩阵R。（6）模糊合成，得到S。S={S1，S2，S3，…，Sn}，S=WR，“”代表算子。一般各评价因素对被评价对象并非同等重要，用权重集W对矩阵R进行综合，即可得到从整体看被评价对象对各评价等级的隶属程度。（7）综合评价结果。观察S集合中最大值对应的等级，表示被评价对象在该方面做得最好；再将上述S集合与分值相结合，可直观看到被评价对象在不同指标层的分值，具体体现其各方面的评价结果。

实证研究

中节能射阳光伏电站总投资3.88亿元人民币，由中节能太阳能科技有限公司和江苏振发太阳能科技有限公司分别出资80%和20%共同兴建，于2010年9月1日开工，同年12月26日竣工。电站坐落在江苏射阳临港工业区高压走廊下方，占用滩涂面积约800亩，一期规模为20MWp，运行期25年，年发电2300kwh。与火电发电机组相比，年节约8983t标煤，减排CO232246t。这里简要展开项目后评价的主要内容。首先建立指标体系如图1所示的，然后采用德尔菲法，选取10位专家征询意见，对上述指标进行判断，得出层次分析法需要的判断矩阵；再对判断结果做简单算术平均，最终得到5个判断矩阵。使用Matlab软件调用eig函数，得到各矩阵均具有满意的一致性，并得到权重分别为：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）。根据如上建立的评语集，请之前10位专家再评分，综合后进行归一化，得到模糊隶属度组成的如下4个模糊关系矩阵：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......这里采用加权平均算子进行模糊合成，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）。假定给评语集不同等级赋予的分值分别为90~100，80~90，70~80，60~70，60以下，取V=（95，85，75，65，30），分值为各个区间的中位数。则有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，总体得分为F=85.26。根据所搜集资料和如上分析，得到中节能射阳光伏电站具有良好综合效益的结论。其中，F4>F1>F2>F3环境效益为最好，其次为实施过程，第3为营运效果，最后为社会影响。在环境方面，与常规发电相比，光伏发电没有中间转换过程，发电过程不消耗传统资源，不产生温室气体，无工业三废。而本项目按系统理论寿命25年计算，年节约标准煤8983t，年减排CO232246t。本项目特色是利用滩涂，不仅不占用土地资源，而且发展渔业生产，开发观光农业，打造集绿色能源、生态、观光、科普教育等为一体的光伏发电基地，环境效益突出。在项目实施过程中，前期规划准备充分，设计方案水平较高，施工组织到位，资质健全，人员素质满足要求，很好完成了预期的数量、质量、安全、进度、造价及现场管控等各项指标。营运效果中的财务效果，以及社会影响指标不如前二者显著，这一方面因为该光伏发电项目规模经济效应不明显，未达到与常规发电相近的发电量，其对当地能源和经济结构转换难以产生决定性影响，项目本身财务效果短期亦难以显现；另一方面也表明，企业在扩大社会影响、加强与当地产业联动、发展多元化经营和降低整体营运成本上，还有很大拓展空间，需要着力挖掘。

发展光伏发电的建议

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阜宁30MWp渔光互补光伏电站占地900亩，采用下部养殖、上部发电综合利用模式。光伏发电单元下部基础采用直径300mm的单排预制混凝土管桩基础柱，上部为支架及电池组件。光伏组件阵列间距为7米，即前后排管桩距离为7米。汇流箱至逆变器的直流电缆通过电缆桥架架空于水面之上。为了满足发电单元检修船只以及渔船行走，电缆桥架采用7米大跨度热镀锌电缆桥架。大跨度电缆桥架总长度达到为4300米。电缆桥架支撑形式为三角形支托架支撑，而三角形支托架采用上下抱箍形式固定于管桩之上。桥架本身为双层侧壁加强型桥架。大跨度电缆桥架在负载投入使用后因受力徐变逐渐出现下沉、倾斜等各种状况，严重影响美观及安全使用性。下面为阜宁渔光互补光伏电站电缆桥架出现的主要状况进行分析与总结。

1 桥架支托架抱箍被拉松，桥架下滑

电缆桥架固定在混凝土管桩之上，依赖于支托架与管桩支间的摩擦力。电缆桥架支托架立柱被抱箍直接包裹并固定在预制混凝土管桩之上。在电缆桥架承重之后，固定支托架的抱箍受力后一直处于被拉伸状态。长时间的拉力作用，导致抱箍紧固螺丝的转角处由直角被拉成八字口，同时支托架立柱处弧形抱箍被拉直。上下抱箍被拉变松后，支撑结构与管桩之间的摩擦力减小，桥架随着支托架一起下滑。同时因为上口抱箍拉力最大，抱箍的变形最大，导致支托架倾斜。个别处甚至出现上口抱箍与三角形支撑架脱开，导致桥架整体倾斜。抱箍变形如图1。

阜宁项目的电缆桥架支撑结构出现问题后，作为总承包江苏印加新能源公司组织技术人员进行现场勘察并分析原因。经过认真分析，一致认为以下几点存在问题。（1）没有将电缆桥架支托架的立柱直接焊接在上下抱箍的外侧，让抱箍存在被拉伸的空间，也导致因三角形支托架立柱与抱箍沉降不一致而脱开的可能性存在；（2）没有对抱箍的转角薄弱环节进行腹板加固，抱箍转角处长期受拉力作用发生八字变形，导致抱箍变松；（3）在受到较大拉力的上口抱箍没有加厚加宽，没有增加上口抱箍抗拉强度；（4）上口抱箍不应该设计成单螺栓型式，而需要设计成双螺栓型式，减小受拉变形的可能。我公司按照以上原因分析，重新设计、加工一批电缆桥架支托架进行更换。并经检验，更换后的支撑结构满足电站生产运行的要求。更换支托架如图2。

2 大跨度电缆桥架因受力徐变而跨中下沉

在电缆桥架刚投入使用时，其抗弯性能非常好，桥架上能够走人。但在电缆桥架投入使用3个月以后，逐渐发现电缆桥架的跨中挠度开始超出规范值50mm。在投入时间6个月后，跨中挠度最大值达到200mm。为了满足光伏电站安全运行，我公司组织技术人员、施工人员、制造人员以及运行人员对全场桥架进行查看并进行各种整治方案的讨论。保证电站安全运行的桥架整治方案的选择必须克服如下困难：（1）电缆桥架中的电缆带电运行.不可拆卸；（2）由于光伏电站5口鱼塘全部放水养鱼，平均水深1米，最深处达到1.4米；（3）鱼塘淤泥平均深度约为0.35m，最深处淤泥深度达到0.45米以上，并随着时间的推移而逐渐加深；（4）整治方案满足检修船及渔船的行走要求；（5）整治方案满足以后桥架沉降再调整的要求。在各种方案的比选中，综合以上因素并考虑到施工的便捷.选择了在大跨度桥架跨中设置热镀锌门子架支撑结构。门子架横梁为宽度为0.6米并带花孔的角钢。门柱为上端1米范围内带花孔的4米长角钢。经过设计计算，门柱入土大于1米满足荷载要求。为了以后的桥架沉降的再次调整，门柱安装后其顶端超出桥架高度0.5米。横梁托住桥架后通过花孔与门柱相固定。施工步骤如下：（1）施工人员在渔船上将桥架2侧门柱打入水中；（2）在门柱上端安装临时横梁，并在临时横梁上悬挂手拉葫芦将电缆桥架提升至统一高度；（3）在提升后的桥架下部安装横梁用以支撑电缆桥架；（4）卸除临时横梁与手动葫芦，落下电缆桥架至横梁上。为了保证阜宁渔光互补光伏电站电缆桥架的安全使用，我公司对于所有的7米大跨度电缆桥架进行了支撑加固。经过半年的时间检验，加固后的电缆桥架已经满足电站的安全运行要求，如图3。

以上是对阜宁30MWp渔光互补光伏发电项目电缆桥架制造及安装发生的主要问题进行探讨与总结。本文抛砖引玉，引同行们深思，以希望对于渔光互补项目大跨度电缆桥架制造、安装所面临问题的解决起到推波助澜作用。

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DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2016.22.125

1 智能运维技术的现状

目前，光伏监测的共同方案是配置一套局部监测，功能相对较弱，只有实现对各电厂的单独监控，不能使集团投资者及时和全面的了解投资和建设所有电厂信息。电站运行统计数据缺乏，统计数据往往以电子文档形式提交管理者，不利于管理者直观分析。传统电站监控系统还无法及时、准确地发现电站故障信息，通常由运维人员从本地监控平台上读取、申报，人力成本投入高、故障响应速度慢，严重影响光伏系统发电收益。一些光伏电站建设地点偏远、运维人员经验不足、运维操作不规范，易引发安全事故[1]。

基于光伏运维云平台的光伏电站运维管理系统――― iSolarCloud 将云存储与大数据相结合，引入到电站的管理终端中，可实现 100 GW + 电站接入，便于对所有电站进行集中管控。iSolarCloud不仅可以建立一个完整的管理平台，规范电力设备管理系统，使用平台构建和发展规范化的操作和维修团队，提高电厂的运行效率，降低发电成本（能源levelizedcost，LCOE），和促进电力设备资产管理的透明度，实时控制发电站的地位，对电厂运行数据进行深度挖掘，支持决策，电力光伏电站，证券化，提高光伏发电厂的资产价值[2]。

2 智能运维管理技术

从时间、空间、设备、多维监控、维护、管理、报警、分析、判断、评价、一体化的电厂运行，光伏电站绩效评价指标来达到分析的目的，可以实现[3]：

1）判断光伏电站建设质量是否满足标准，达到设计要求。

2）自动体检，及时发现隐患，及时向业主对光伏发电厂的健康状况进行报告，分析并确定故障的类型和位置。

3）由于地理环境、气候特点的光伏电站，电站规模利用收集到的数据来预测发电量，以确定最佳的阻塞程度和耐受性的除尘方法的发展，最好的经济周期、成本等，实现收益的最大化。

4）结合未来网络信息共享，利用周边光伏电站信息结合当地的气象数值预报数据，通过数字信息、互联网、云计算等技术，实现局地瞬时功率预测，准确预测未来时间的发电量，使能量调度更精细化。

5）给运行人员、检修人员、管理人员等提供全面、便捷、差异化的数据和服务。

6）为今后优化光伏电站设计建设、电站设备规划、新设备接入、维护、更新、系统部件运行最佳匹配、故障早期预判提供依据支撑。

3 能运维技术的发展方向

1）数字化光伏电站。第一是对目前的光伏发电部分进行智能化、集中化改革，使常规逆变器不仅仅是一个发电部件，而是一个综合电力变换、远程控制、数据采集、在线分析、环境适应能力等为一体的智能控制器，成为电站的传感末梢与区域集控中心；第二，基于现有的RS485低速传输通道的升级，整个电厂形成一个融合的语音和视频通信，快速灵活的部署和维护的免费高速互联网，信息高速公路铺设站流量；最后，采集了电站的完整信息上传到云存储，利用大数据分析和挖掘引擎，实现了电站的智能化管理和对电站性能的连续优化[4]。

2）让电站更简单。真正的逆变器直流母线箱冗余系统设施，没有保险丝，风扇等易受伤害的部件，实现简单和标准的电源输送；电站的各个部分可以满足砂、盐雾、高温、高湿度、高海拔等环境复杂，25年免费维修，对质量的要求，运行可靠，施工操作和维护更加容易，最大限度地保护客户的投资。

3）全球自动化运维。除了最初的投资和关注的金额，随着电厂存量的规模的增加，越来越广泛的电厂分布，25年的电厂运行和维护生命周期的重要性逐渐增加。数字化光伏电站平台能够为智能光伏电站提供解决方案，提供面向全球的、全流程的智能化管理和运维手段，提升运维效率，降低运维成本，使全球化的运作和维护逐步实现，充分发挥手术效果的规模。全数字发电厂、发电厂，使更简单的操作和维护自动化等创新理念，创造“智能光伏电站智能化、高效、安全可靠的解决方案，最大限度地提高电力控股和管理客户价值[5]。

4 总结

国家政策，以促进国内光伏市场的快速增长，对规模化，规模化，智能化的方向，加剧了对光伏发电厂技术创新的需求。结合新技术、新材料、新设备、新方案和多技术的融合，使未来的智能光伏发电厂日新月异，今天的法律是明天的现实。

参考文献：

[1]许映童.以数字信息技术助力打造智能光伏电站[J].太阳能，2014（08）：9-12.

[2]智能光伏电站解决方案技术白皮书[J].太阳能，2014（08）：31-33.

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由于常规能源资源的有限性和环境压力的增加，世界上更多国家加强了对新能源和可再生能源技术发展的支持。近年来，国际上光伏发电迅猛发展，国内能源结构调整步伐明显加快，清洁能源开发生产能力日渐提高。渔光互补光伏电站项目采用“板上发电、板下养殖”的渔光互补光伏应用形式，既能实现浅水水面上光伏发电，又能在水下开展水产养殖，高效地利用了水资源和土地，实现了渔光互补。项目不仅有利于环境保护，更能促进太阳能光伏产业的发展，实现经济、生态和社会效益最大化。但是，工程建设也可能带来一系列环境问题，例如升压站、进出站道路、光伏阵列及集电线路沟槽等建设活动，若不采用合理有效的水土流失防治措施，易产生水土流失。泥沙进入周边道路、海域、水塘及农田等，导致道路交通受阻，甚至使周边海域及水塘水体内悬浮物含量增高，农田被掩盖。因此，为防治工程建设过程中可能出现的水土流失，尽可能地降低水土流失危害，必须在工程建设前开展合理有效的水土保持设计。目前，国内渔光互补项目开展处于起步阶段，水土保持设计经验欠缺，仍存在一些突出的问题，如水土流失防治分区不合理，防治分区内水土保持措施设计不完善，给水土保持措施设计及其后续实施造成困难。本文以科太新能源惠来县岐石镇50MW渔光互补光伏电站项目一期工程水土保持设计为例，结合相关工程设计经验，对渔光互补发电工程水土保持设计要点进行分析，为类似工程的水土保持设计提供一定的借鉴和参考。

1项目及项目区概况

科太新能源惠来县岐石镇50MW渔光互补光伏电站项目一期工程拟建场址位于揭阳市惠来县岐石镇。本工程为光伏电站一期工程，建设规模为26MWp，预计年上网发电量3282.3万kWh。工程建设内容包括110kV升压站、光伏阵列、场内检修道路和集电线路四部分，共布置为1个升压站、26个光伏阵列、26座逆变升压室、3km长的场内检修道路和4.7km(单回电缆线路长度)长的35kV集电线路，共安装250Wp的多晶硅光伏组件104000块。工程总投资24700万元，水土保持总投资107.74万元，总工期3个月。工程建设总用地面积40.59hm2，其中永久用地1.33hm2，临时用地39.26hm2;土石方挖方总量1.36万m3，填方总量4.64万m3，借方3.90万m3，弃方0.62万m3。项目建设场址处于平原地区，地貌类型为水面。场址范围内地势总体较为平坦、开阔。项目区属亚热带季风气候，年平均气温为21.9℃，年平均降水量为1810mm。项目区地带性土壤主要为赤红壤，植被为亚热带常绿阔叶林，场址内林草植被覆盖率约为30%左右。土壤侵蚀类型以水力侵蚀为主，水土流失容许值为500t/km2•a。本工程任务及建设内容比较典型，具备了一般渔光互补发电工程的特点，水土保持设计的重点应放在水土保持分析与评价、水土流失防治分区及水土保持措施设置等方面。

2施工组织及方法

2.1施工组织

根据项目实际情况，项目区占地均为虾塘、鱼塘等，无法在红线范围内布设施工营造区，因此将施工营造区布置在项目区红线外较为平坦的荒草地上。在施工期间集中设置1个施工生活区，区内设置混凝土搅拌站、砂石料堆放场、钢筋加工场，生产用办公室和生活临时住房等。光伏电池钢支架就地组装，不集中设堆放场地。集电线路沿场内检修道路一侧敷设，施工平台直接利用场内检修道路，分段施工，开挖后土方堆于场内检修道路，电缆架好后尽快回填。

2.2施工方法简介

升压站:升压站征地按最终规模一次性征地，施工前先进行四周挡墙围墙的施工，施工围蔽好后进行场地平整，这样可减少水土流失的影响范围。场地平整后，进行站内建筑物基础施工，再进行站内建构筑物施工。电控楼及生活消防水泵房基槽土方采用机械挖土，预留300mm厚原土，用人工清槽后进行基础砼浇筑及地下电缆沟墙的砌筑、封盖及土方回填。升压站施工采用机械与人工结合的施工方法，采用大型机械施工，土石方基本实现了随挖、随运、随排，避免了施工场地临时堆放，减少了工艺环节，控制了土石方流失量。光伏阵列:光伏阵列主要布置在鱼塘和其他草地上，无需进行场地平整。光伏阵列采用预制管桩基础，首先进行地基处理，对于占用鱼塘和水渠的部分，先抽干水，待塘底晾干后用脚手钢管搭设防护栏，铺设3cm的钢板，吊桩采用一点吊法。阵列支架采用镀锌螺栓连接，逆变升压室基础施工采用预制管桩加承台。变压器、逆变器及相关配套电气设备采用吊车将逆变器吊到安装位置进行就位，固定在基础预埋件上，焊接固定。光伏阵列基础施工采用预制管桩基础，其扰动强度小，尽可能地保护了原状土，整个工程施工中没有采用爆破等有潜在破坏因素的工艺。集电线路施工:35kV集电线路施工采用机械和人工相结合方式。其中，沿道路敷设的部分电缆在道路施工时已预留管沟，减少了土石方二次挖填，施工平台直接利用施工(检修)道路或修建临时道路兼作施工平台，电缆架好后尽快回填，利于水土保持;沿荒草地布置的电缆敷设以人工挖填为主，能更好地控制开挖的范围，避免不必要的开挖和过多的破坏原状土，开挖土方也基本能够得以及时回填，减少了基坑暴露时间，利于水土流失的防治。场内检修道路:场内道路修建主要采用机械和人工相结合，路基修筑主要以压路机、推土机为主。路基均为填方路基，均利用现有塘埂进行扩建，减少了路基填方，且施工时分段施工，路基填筑好后及时进行浆砌石边坡的修建，利于水土流失防治和边坡的稳定。

3工程建设水土流失特点及危害

3.1工程建设水土流失的特点

光伏建设项目水土流失有以下特点:①水土流失呈面状分布，水土流失面积较大;②升压站区基础施工、光伏阵列区基础施工、检修道路及检修道路施工等容易造成水土流失;③水土流失重点在施工建设期;④光伏阵列区是水土流失重点区域。

3.2水土流失危害

光伏建设项目水土流失危害主要表现在以下几个方面:①工程施工产生的水土流失将可能对征地线外的自然沟道造成堵塞，对该区域的防洪和灌溉造成压力。②工程施工时可能易导致土方进入行车路面，造成路面污染，影响行车安全。③工程建设将影响村民的生产、生活以及周边的自然景观，影响土壤肥力，对耕地造成减产。

4水土流失防治分区及预测

4.1水土流失防治分区

本工程光伏发电布置较集中，占地性质以临时占地为主，占地类型以坑塘水面为主。本工程中水土流失发生的主要环节为升压站土石方挖填工程及建构筑物基础施工、场内检修道路修筑、光伏支架及逆变升压室基础施工、集电电缆线路电缆沟挖填工程等。根据项目建设工程施工特点、施工区水土流失类型和强度来划分水土流失防治区域，本项目水土流失防治分区划分为升压站区、光伏阵列区、场内检修道路区、电缆线路区和施工营造区等5个一级防治分区。

4.2水土流失预测内容及方法

本工程水土流失预测内容主要包括:扰动原地貌和损坏地表植被面积的预测、损坏水土保持设施数量和面积的预测、弃土弃渣量的预测、可能造成的水土流失量预测以及可能造成的水土流失危害预测。水土流失预测采用定性和定量相结合的方法进行，水土流失背景值通过实地调查确定，水土流失量预测采用类比法。由于广东省光伏发电项目尚处于起步阶段，暂时没有已验收并投入运行的光伏项目作为类比工程，经分析和筛选，“500kV韩江输变电工程”与本工程在地貌特征、气候特征、土壤性质、植被类型等方面相似，主体工程布置和施工对地表的扰动方式也相同，两者有较大的可比性，采用该类比工程及综合调查值作为本项目的土壤侵蚀强度的参考值是合理的。因此，采用“500kV韩江输变电工程”的地表扰动土壤侵蚀强度进行本项目水土流失预测。

4.3水土流失量预测

背景值:根据现场调查分析，本项目场址现状水土流失现象轻微，侵蚀强度属微度侵蚀区，因此，确定本项目区土壤侵蚀背景值为200t/km2.a。扰动后土壤侵蚀模数:本项目升压站区施工期的侵蚀模数采用类比工程变电站区施工期的监测值，光伏阵列区、场内检修道路区及电缆线路区施工期的土壤侵蚀模数采用类比工程塔基及施工场地区施工期的监测值，施工营造区施工期的侵蚀模数采用类比工程牵张场区施工期的监测值。自然恢复期土壤侵蚀模数:类比工程监测总结报告确定自然恢复期土壤侵蚀模数为1000t/km2.a，因此本项目自然恢复期侵蚀模数也取为1000t/km2.a。采用类比法确定的各预测分区的侵蚀模数后，根据各预测分区的面积和产生水土流失的历时，经测算，本工程建设可能造成水土流失总量为1148t，其中施工期1132.4t、自然恢复期15.5t;可能新增水土流失量为1099.6t，其中施工期1091.7t、自然恢复期7.9t。

5水土保持措施设计

针对光伏发电比较集中、场内地貌主要为鱼塘地貌、区内地形平坦、占地面积较大的特点，本工程水土流失防治应注重拦护、植被恢复等措施，并采用植物与工程措施相结合的防治方法，根据各防治分区的水土流失特点进行措施布置。

5.1升压站区

升压站选址于一鱼塘内，因此升压站施工前需进行清淤并进行土方回填，施工前先进行四周挡墙围墙的修建，施工过程中设置围墙内侧及进站道路两侧的临时排水及沉沙等措施，以排导升压站施工期的汇水，施工后期布置站址绿化、浆砌片石护坡、混凝土排水沟及浆砌石排水沟等防护措施。

5.2光伏阵列区

工程建设期光伏阵列区是新增流失量最大的区域，应是重点水土流失防治区。光伏阵列区占地内主要为鱼塘、虾塘及盐田等用地，施工过程中塘底已晾干，且周边有塘埂拦挡，但是塘埂及边坡容易在机械施工扰动地表的情况下产生水土流失，为防止施工期间水土流失，在鱼塘塘埂坡脚和逆变升压室四周修建编织土袋挡墙，并对鱼塘塘埂边坡进行临时覆盖，施工结束后，鱼塘、虾塘等继续恢复使用，占用的盐田无需进行处理，仅对塘埂进行全面整地和铺植草皮等植被恢复措施。

5.3电缆线路区

电缆线路区占用地类为其他草地，表层土为比较肥沃的腐殖土，为了满足后期绿化土的需求，电缆线路开挖土方前先进行表土剥离，电缆线路开挖土方需临时堆于施工平台上，为防止临时堆土的流失，用编织土袋在临时堆土一侧进行临时拦挡，采用塑料彩条布覆盖保护堆土边坡，电缆施工结束后进行表土回填、全面整地和铺植草皮等植被恢复措施。

5.4场内检修道路区

场内检修道路主要满足施工期施工车辆通行及光伏组件运输的需要，光伏阵列集中布置，并且主体设计尽可能结合了现有村道和塘埂布置，施工检修道路施工过程中，为防止施工时土方向下边坡滑落，在道路填方边坡坡脚修建编织土袋挡墙，编织土袋挡墙外侧布置临时排水沟，并对填方边坡进行临时覆盖，施工结束后对道路两侧布置浆砌片石护坡等防护措施，因施工期间电缆沟回填土方需临时堆放于该区，需补充施工期间临时堆土的临时拦挡、覆盖等防护措施。

5.5施工营造区

根据项目实际情况，施工营造区布置在项目区红线外较为平坦的荒草地上。场地平整后，沿施工营造区四周修筑临时排水沟，阻止周边汇水及排导区内汇水，施工结束后拆除施工营造区，进行全面整地和撒播草籽等植被恢复措施。

6结语

6.1渔光互补电站项目采用“板上发电、板下养殖”的渔光互补光伏应用形式，实现渔光互补，发挥综合效益的同时，应开展水土保持工作，避免给周边环境带来负面影响。

6.2水土保持设计应考虑施工方法和工序带来的水土流失可能性，综合水土保持基本理论，采用合理的水土保持措施。

6.3在水土保持分区中，宜采用升压站区、光伏阵列区、电缆线路区、检修道路区及施工营地区等分区方法。6.4采用的水土保持措施要结合原地形地貌特点，优化布置，使水土保持措施经济高效。

参考文献

［1］李海涛，林炬，陈荣，等．渔光互补型光伏电站对生态环境影响的探究［J］．城市地理，2016(20):76～79

篇（6）

一、项目简介

西安隆基1MWp屋顶分布式光伏电站项目位于西安隆基厂区屋顶上，该光伏电站总装机容量为1MWp，全部采用单晶硅275Wp电池组件。电站分为33个独立的发电单元，共计3个0.4kV并网点，发电单元全部采用固定支架形式，每个单元采用1台30KWp的并网逆变器，每六台逆变器通过电缆接入1台交流箱，每3台交流汇流箱通过电缆接入1台低压并网柜，通过低压并网柜接入隆基厂区低压配电系统，实现光伏并网发电。

二、总则

（1）电站并网光伏逆变器和光伏发电单元、升压变电部分调试运行是并网光伏电站基本建设工程调试运行和交接验收的重要环节，它对电池组件、汇流部分、逆变部分、升压配电部分机电设备进行全面的考验。检查光伏电站设计和施工质量，验证光伏电站机电设备的设计、制造、安装质量，通过对光伏电站机电设备在正式运行状态下的调整和试验，使其最终达到安全、经济、稳定的生产电能的目的。（2）本程序用于西安隆基

1MWp屋顶分布式光伏电站项目并网调试运行试验。（3）调试运行过程中可根据现场实际情况对本程序做局部调整和补充。

三、光伏电站调试运行前的联合检查

（一）准备工作。（1）协调联系制度；（2）各单位的协调联系制度已建立、落实；（3）机电设备安装、检查、试验记录；（4）投运范围内所有的机电设备安装、检查、试验记录，均须经参加验收各方签字验收，电气保护整定完毕。

（二）环境要求。（1）各层地面已清扫干净，无障碍物；（2）临时孔洞已封堵，电缆沟盖板就位；（3）各部位和通道的照明良好；（4）各部位与指挥机构的通信方式完备；联络、指挥信号正常；（5）各部位设备的标识已安装完成并核对正确；（6）各运行设备已可靠接地；（7）与运行有关的图纸、资料配备完整，相关记录表格已准备就绪，运行人员已培训后上岗；（8）运行部位与施工部位已隔离，运行设备和运行部位均有相应的安全标志。

（三）检测与试验。（1）太阳光伏组件检查。1）检查组件表面有无脏污及破损；2）组件产品应是完整的，标注额定输出功率（或电流）、额定工作电压、开路电压、短路电流；有合格标志；附带制造商的贮运、安装和电路连接指示；3）组件互连应符合方阵电气结构设计。4）组件互连电缆已连接正确，有无破损，电池板接地可靠；5）绝缘电阻测试：测试组件外壳与输出线间绝缘电阻；6）测试组件的开路电压。

（2）汇流箱检查。1）检查汇流箱外观合格，汇流箱内部接线满足设计要求，电缆标牌标识清晰；接线端子、铜排牢固；2）汇流箱内整洁无杂物；3）汇流箱应进行可靠接地，并具有明显的接地标识，设置相应的避雷器；4）汇流箱的防护等级设计应能满足使用环境的要求；5）每一回路的电压、汇流输出电压正常；

6）空开、保险和防雷器完好、空开灵活；7）汇流箱及线路编号正确；

（3）连接电缆检查。1）连接电缆应采用耐候、耐紫外辐射、阻燃等抗老化的电缆；2）连接电缆的线径应满足方阵各自回路通过最大电流的要求，以减少线路的损耗；3）电缆与接线端应采用连接端头，并且有抗氧化措施，连接紧固无松动；

（4）接地检查。1）光伏阵列框架应对等电位连接导体进行接地。等电位体的安装应把电气装置外露的金属及可导电部分与接地体连接起来。所有附件及支架都应采用接地材料和接地体相连。

（5）逆变器检查。1）与组件、交流汇流箱接线正确；2）接线端子牢固；3）柜体内整洁无杂物；4）空开完好、灵活；5）通讯监控系统完好；6）接地电阻测试，是否可靠；7）设备表面不应有明显损伤，零部件应牢固无松动；8）线缆安装应牢固、正确，无短路；9）模块安装检查：模块应安装牢固，螺丝打紧，地址拨码设置正确，标识和铭牌清晰。

（6）监控系统检查。1）应对监控系统的控制功能进行试验，确认各项控制功能准确、可靠；2）应对监控系统的显示功能进行检查和试验，确保显示参数正常；3）监控系统与保护及安全自动装置、相关一次设备同步投入运行；4）监控系统与各子系统通信畅通。

（7）接地系统。检查接地电阻是否满足设计要求。

（8）交流并网柜。1）电缆连接牢固、相序正确；2）接线端子牢固；（3）柜体内整洁无杂物；4）操作机构进出无卡滞、空开灵活、机械闭锁装置可靠；5）抽屉进出灵活，空开完好、灵活，通电指示灯显示准确；6）并网断路器符合接入批复功能要求；7）接地可靠。

（9）其它。1）各逆变器、汇流箱接线正常；2）照明正常；3）绝缘胶垫铺设完整；4）电缆沟及沟盖板铺设完毕；5）灭火器配置齐全；6）悬挂警示标识牌；7）万用表、钳形电流表、红外测温仪、接地摇表、组合工具箱齐全；8）防鼠挡板安装完毕。

（10）安全工器具。绝缘手套、绝缘鞋、验电笔、安全标识牌、安全警示带等。

（11）并网工作注意事项。1）在并网调试过程中，要组织好现场秩序，电站所有人员必须服从指挥，禁止随意走动。2）并网前现场工具配置要齐全并保证好用，如万用表、对讲机（保证电量充足）等。3）在确定并网日期前应及时以书面形式通知各厂家工程师到现场。4）参与并网调试人员应对现场的电气接线、设备安装位置及其操作等非常熟悉。5）现场操作人员必须服从指挥，在没有得到任何指令的情况下，绝不允许对设备进行操作。

四、并网技术流程

（1）380V倒送电流程。1）合上接入点断路器，检查确认无误后。2）合上并网柜并网断路器，检查确认无误后；3） 逐个合上交流汇流箱内主断路器，检查确认无误后；4） 逐个合上交流汇流箱内各分支断路器。

（2）逆变器开机操作流程：1）合上逆变器对应的交流汇流箱分支交流断路器；2）合上逆变器本体交流输出断路器，等待逆变器界面初始化完成后，检查交流电压显示正常；3）分别用万用表测量与逆变器对应的直流及交流输出端子处的电压正常；4）逆变器自动检测，如符合并网条件，等待五分钟后逆变器进入并网发电状态；5）检查逆变器并网正常，用触摸屏对逆变器进行按键关机；6）断开逆变器一路直流输入断路器；7）用万用表测量该逆变器对应汇流箱所有直流输出端子在直流柜上电压正常，依次合上所有汇流箱对应在直流柜上直流输出断路器。

（3）注意事项：逆变器并网调试时，现场操作人员要注意低压交流柜电流是否随着并网逆变器数量的增多而增长，并做好相应记录；

五、并网后连续运行

（1）完成上述试验内容经验证合格后，光伏电站具备带额定负荷连续运行条件，开始进入运行；（2）执行正式值班制度，全面记录运行所有参数；（3）运行中密切监视逆变器运行温度，以及电缆连接处、出线隔离开关触头等关键部位的温度；

六、并网运行安全保证措施

（1）所有工作人员要严格按各自的岗位职责、安全要求、工作程序进行工作，并持证上岗，遵守各项安全规程，服从指挥；（2）所有设备的操作和运行严格按操作规程、运行规程和制造厂技术文件进行，严格执行工作票制度；（3）运行区域内严禁烟火，并配有齐全的消防设备，有专人检查监督；（4）运行设备安装完成后，彻底全面检查清扫，无任何杂物；（5）设备区域道路畅通、照明充足，通讯电话等指挥联络设施布置满足并网运行要求；（6）运行区域内设置一切必须的安全信号和标志；（7）投运设备区域按要求配置消防器材；（8）组织全体参加运行人员进行安全规程、规范学习，严格进行安全交底；（9）运行设备要求按设计图统一编号、挂牌，操作把手操作方向做明确标志；（10）保持电气设备和电缆、电线绝缘良好，保证带电体与地面之间、带电体与带电体之间、带电体与人体之间的安全距离；（11）电气设备设置明显标牌，停电检查时检查部位的进出开关全部断开，并设有误合闸的保护措施，装设临时接地线，悬挂“有人工作、禁止合闸、高压危险”等标志牌；

七、并网运行规定

（1）运行人员必须纪律严明，工作中必须服从命令听指挥；（2）运行人员不得无故缺勤、迟到、早退，临时离开工作岗位必须经本值值长同意；（3）运行人员必须熟悉运行设备，了解运行试验程序；（4）运行人员必须明确各自的工作职责，了解和掌握所辖运行设备的用途、性能、主要参数、操作方法及事故处理办法；（5）运行人员要按时记录各表计的有关读数，详细记录各项试验的试验时间、有关数据、缺陷及处理结果；（6）运行人员要定时巡检所辖设备的运行情况，发现异常立即报告；（7）运行值班交接必须在工作岗位进行，交接班记录填写真实详细、特别时对设备缺陷、试验进展情况、注意事项要交代明确；（8）运行的各项操作命令必须而且只能由运行指挥员下达，指定操作人员操作，其他人的命令均不予受理；（9）运行的各项操作严格执行工作票、操作票制度，各项操作必须有操作人和监护人；（10）运行人员不得私自操作任何设备，要作好设备的监护工作，防止非运行人员乱动设备；（11）运行出现紧急情况时、运行人员要保持镇定，严守工作岗位，严格服从命令听指挥。按照指挥指令处理紧急情况。

总结：目前分布式光伏发电在国内迅速发展，相关从业及施工人员相对经验不足，因此推广分布式光伏项目标准化并网、检测、试验流程有着现实的积极意义，为了分布式光伏项目的健康发展，合理利用现有的法规、技术，从而为分布式光伏项目发展创造条件

参考文献：

[1] 《地面用晶体硅光伏组件 设计鉴定和定型》.（GB 9535）

[2] 《光伏（PV）组件安全鉴定 第1部分：结构要求》.（GB 20047.1）

[3] 《晶体硅光伏（PV）方阵 I-V特性的现场测量》.（GB 18210）

[4] 《并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法》.（Q/SPS 22）

[5] 《光伏系统功率调节器效率测量程序》.（GB 20514）

[6] 《光伏电站接入电力系统的技术规定》.（GB 19964）

[7] 《电气装置安装工程 电气设备交接试验标准》.GB 50150

[8] 《电能计量装置技术管理规程》. DL/T 448

[9] 《变电站运行导则》.DL/T969

[10] 《陕西光伏靖边电站工程施工招投标文件》

[11] 国家电网公司《电力建设安全工作规程（变电所部分）》2009

[12] 《建筑工程质量管理条例》（中华人民共和国国务院令第279号）

[13] 国家电网基建[2010]1020号关于印发《国家电网公司基建安全管理规定》的通知

[14] 《中华人民共和国工程建设标准强制性条文-房屋建筑部分》2009年版

篇（7）

近年来，光伏电站发展迅速，掀起了新能源利用的潮流。与其他形式的发电相比，太阳能光伏发电具有极大的优点，包括零污染、可持续、普遍性、灵活性、可靠性、BIPV等等。而硅是制造光伏电池基础的材料，其含量在地壳中约为26%。因此，光伏发电的形式将会在未来成为主导地位。但是，光伏发电仍然有许多还没有克服和解决的困难，例如，占地面积相对较大、发电的转换效率极低、电池的板成本相当高以及并不完善的最大功率跟踪技术。

1 光伏电站安装管理影响因素

光伏电站是一种巨大且复杂的发电系统，其设备的组成很多，主要有光伏并网逆变器和光伏阵列两大核心结构，还有直流汇流箱、交流配电柜、升压变压器等重要设备。

1.1 光伏阵列彼此间的遮荫现象

根据光伏阵列的日影遮挡规律和分布特点，可以知道阵列的内部会呈现遮阴的现象，且无法避免。所以，要针对每个项目的地理位置进行非遮阴时间的控制，其要求主要包括两个方面：第一，要确保冬至时，项目所在地会有6小时的无阴影时间；第二，根据项目所在地的冬季气候的特点和其他季节日照的变化相对规律，来确定光伏阵列的东西和南北的距离。

1.2 光伏组件功率衰减

在对电站的发电量进行计算时，经常忽略伏组件功率衰减问题，通常使用理想状态下组件衰减系数进行发电量的计算。对西北某地的光伏电站的实地测量数据分析发现，这一问题较为突出。这个项目使用的是便携式和硅光辐照测试仪、便携式I-V测试仪以及热成像分析仪等仪器对其进行的测量和分析的。虽然实地条件和实验室条件存在一定的差异，产生一定的误差，但是，根据实际的发电量依然能够客观体现组件的功率状况。

所以，在对组件进行选型时，应该满足两方面的要求：第一，增加组件的稳定性；第二，考虑到成本的情况下，对组件衰减系数进行科学的修正。

1.3 逆变器和组件的匹配不合理

对这两种设备的匹配问题，计算的方式很简便，一般情况下，串联数仅使用20块，导致与之匹配的光伏逆变器设备会在低功率、低效率的情况下进行长时间的运行；而并联的路数经常性的考虑成本的问题，最大程度的增加光伏阵列的容量，这种情况可能会在气候、季节资源良好时，使光伏组件的串开路电超过压逆变器的工作电压的上限，从而导致发电量的损失，这种情况常出现在冬季的早晚时间；此外，并联路数的过大，不仅会提高发电单元的占地面积，导致木桶效应的产生，还会使有的季节增加限负荷输出情况的出现，最终导致发电体系内出现自弃光现象。所以，针对逆变器、组件的匹配设计问题，不仅要结合项目所在地的环境条件，还要认识到两种设备自身的特点，进行多方面的审核，确保发电系统的效率和收益。

1.4 支撑系统的模型较为单一

支撑系统指的是光伏的支架以及支架的基础。现在，为了提高投资效果，该系统的设计很多使用的是单一模型的方式，在支架的结构上持续减少钢的用量，支架的基础也在缩短埋藏的桩径；这种做法虽然减少了对工程项目的总投资，但是可能会因为项目地的地质和风速条件，而使其有一定的风险，例如，在西北戈壁上建造光伏电站时，该地的大风日较多，若使用传统的压块连接或薄壁檩条等方式固定组件，可能会发生大风损坏机电设备的事故。所以，对支撑系统进行设计时，应该参考组件排布的情况，把光伏支架和技术视为一个整体，并对组件与支架的连接处的薄弱环节实行具体的审核，确保支撑系统设计合理、安全可靠，并降低对它的成本。

1.5 场平、线路布局存在缺陷

光伏发电站的占地面积较大，场地内的直埋线缆非常多，所以，在光伏电站的场平和对直埋线缆的规划上有一定的困难，若不能很好的解决，将会导致工程量的剧增和后期运作维护上的麻烦。当电站选址的地形稍有起伏或者部分区域起伏较大时，如果仍旧采用传统的平地上的设计方式，对不符合设计要求的地方实施平场处理，使光伏支架的基础结构处在同一水平面，虽然施工起来较方便，有利于提高某些项目的效率，但是，这种做法会增加土方量，对原来较为稳定的地面环境造成了破坏，从而会对发电站的后期运行产生扬尘污染，导致发电量的降低。

此外，光伏电站中的各个机电设备和升压设备都是使用线缆直埋的方式进行连接的，自光伏组件到逆变器，从箱变再到开关站几十里至几百里的路程分别使用的直流式电缆和集电式线路，再使用土方开挖的方式，此部分的投资将占据总投资的6.5%。直到目前为止，大多数的高压机电线路都能做到很好的走向上的布局，但是，直流线缆不但数量上庞大，走线的情况也呈现多路径的混乱状态，在布置上原则还没有实现规整、统一和共沟，导致地面指示桩和地下的电缆走向出现不一致的情况。这种没有规律、而且不规范的布局情况，不仅提升了土方和电缆的工作量，还对后期的检测和维修造成了麻烦。

2 解决措施

为了解决光伏发电站几点设备安装管理中出现的问题，我国的专家对其进行了大量的研究，现总结如下：

（1）邹学毅等人利用光伏电池电压功率的变化情况，提出了在光伏发电的MPPT控制中引入变结构参数模糊控制，来提升发电体系对环境变化的敏感能力，并且避免了最大功率点震荡的状况。

（2）汪义旺等人的研发出的基于变论域自适应模糊控制器的MPPT，成功解决了常规模糊控制器存在的精确度低、适应能力差的问题，有效提高了发电体系的稳定性。

（3）为了解决低光照时导纳增量法跟踪太阳能发电的最大功率的困难，白慧杰等人在导纳增量法加入线性比例电流法的使用，然后利用Simulink仿真软件建成了一种新型的导纳增量法跟踪光伏电池板最大功率的仿真模型。

（4）赵立永等人利用现有的控制方式，开发出了一类新的MPPT跟踪方法，该方法增加了发电体系的跟踪效率和进行并网时的稳定性能。

（5）对于上述介绍的MPPT方法的控制算法的缺点，陈进美等人提出了扰动观察法、电导增量法分别与固定参数法结合，以及高斯法和扰动观察法结合的一种复合算法，并系统介绍了该方法的合理性和优缺点。

（6）孙环阳等人提出的光伏发电双轴跟踪体系，是呈现环形轨道式的，其原理是通过SVPWM技术方法，实施速度环仿真，大大增加了对太阳能的利用率。

（7）中科院的研究人员对无空穴传输材料进行了研究，并在钙钛矿型薄膜太阳能电池的研发上获得了重大的成就，他们研发的该种电池的光电转换效率已经高达至10.47%，在国内外的现有报道中排名第一。

3 结束语

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中图分类号:TU524文献标识码:A

文章编号:1009-2374 (2010)21-0115-04

建筑物消耗的能量大约占总能耗的三分之一。化石能源日益枯竭和化石能源消耗所带来的气候变暖,导致人类赖以生存的环境污染越来越严重,在国际及国内节能减排,低碳经济日趋重要的日趋紧迫的局势下,减少建筑能量消耗越来越重要,意义非常深远且迫在眉捷。

建筑节能可分为被动式和主动式节能。被动式是提高围护结构的热功性能和用电器效率,在不影响人们舒适度情况下,减少能量的消费。随着科技提高及国家相关强制政策的实施,新建建筑的能耗比老式建筑已经下降了一半。主动式节能是通过建筑本身附加装置,通过利用其它清洁能源来达到减少外部电网电能需求。建筑与太阳能的结合来解决建筑所需的部分能耗是建筑节能非常重要的途径。

建筑光伏发电具有省地、节材、直接使用、削峰填谷等优点,是国家重点扶持的低碳经济的重点项目。

1建筑光伏发电的基本形式

建筑光伏发电基本为三种形式:支架式;构件式;建材式。屋顶电站是第一种形式及支架式,其主要是利用建筑屋顶这块地,与地面电站比较接近。构件式是利用建筑的雨棚、遮阳板、栏板构件增加了光伏发电功能。建材式是将太阳能电池与瓦、砖、卷材、玻璃等建筑材料复合成在一起成为不可分割的建筑构件,光伏幕墙是其中的形式之一。

从2009年国家统计资料及申请资料上看,第一种形式占据了绝大多数,第二种及第三种尚少,真正意义上的光伏幕墙产品尚属于起步阶段。

光伏产品如何融入建筑,保持建筑风格,具备建筑围护功能,保证建筑水密性能、气密性能、抗风压性能,抗震、采光、隔声、耐撞击及热工性能、美观耐久,避免光伏产品给建筑带来的不利影响,如温度升高、电流危害等,最大限度提高光伏幕墙的产能,降低制造安装成本、提高投资回报率、容易维护、检修、保养,是光伏幕墙面临的急待解决的技术难题。屋顶光伏电站是光伏建筑的起步阶须,随着技术进步将会朝着兼顾发电和建材功能的方向发展。

屋顶光伏电站的成功经验值得总结与借鉴,特别是比较屋顶支架式光伏组件与光伏幕墙光伏玻璃组件之间不同与相同(为了便于两者之间比较,本文光伏幕墙特指垂直立面),采取相应对策,非常有利光伏幕墙水平提高与发展。

2光伏电池选型比较

幕墙光伏玻璃组件的光伏电池选型,对提高光伏玻璃组件的电性能,提高电产能,保证其作为建材必须具备的功能,如抗风、防雨、隔热、绝缘透光、美观、力学性能(足够强度和刚度),不易破损,便于降低成本,施工安装、运输、检修有着非常重要的作用,是光伏幕墙必须解决的技术难题。

光伏电池选用及电性能要求比较。

为了便于论述,本文仅对市场上常见的、产业化的产品进行列表

类别 晶体硅太阳能电池 薄膜太阳能电池

单晶硅 多晶硅 非晶硅 铜铟锡 碲化隔

光电转换率 12%～16% 12%～16% 6%～9% 11% 9%~12%

其中非晶硅薄膜电池是市场主流产品,碲化隔由于会对环境产生二次污染,需要采取相应的回收保证措施。

光电转换率是衡量太阳能电池性非常重要的指标,但不是唯一的指标,设计中如果片面地采用高转换率的太阳能电池,而不进行使用条件分析、成本分析,则会适得其反。

太阳能电池的光电转换率,是在标准测试条件下的转换率:

光源辐照度为1000 W /m2;

测试温度25℃;

AM1.5地面太阳光谱辐照度分布。

太阳能电池实际使用条件与标准测试条件下的以上三个条件都会产生很大差别,应针对不同环境、不同条件进行分析,并有针对地采取措施。

2.1辐照度差别

光伏工作中采用的太阳常数值是一个衡定值即1367±7W/m2,是指地球大气层之外,平均日地距离处,垂直于太阳光方向单位面积上所获得太阳能辐射能。阳光穿过地球大气层时,至少衰减了30%,加上空气污染云层影响,即使采用最佳倾角安装的太阳能组件也很难达到1000W/ m2的太阳辐射能,况且太阳辐射能随日出与日落和季节不同、云层变化不断变化。

下图为太阳辐射能分布以及发生频率分布图:

表1中国部分城市太阳辐照量统计表

城市 纬度

(°) 最佳倾角

(°) Ht[Kw・h(m2・d] 垂直和最佳倾角比值

最佳倾角安装 垂直安

装(南向)

海口 20.02 10 3.8915 2.0771 0.53

广州 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

贵阳 26.35 12 2.6526 1.4715 0.55

长沙 28.13 15 3.0682 1.7156 0.56

南昌 28.36 18 3.2762 1.8775 0.57

重庆 29.35 10 2.4519 1.3345 0.41

拉萨 29.40 30 5.8634 3.6935 0.63

杭州 30.14 20 3.183 1.8853 0.59

武汉 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

郑州 34.43 25 3.8807 2.4450 0.63

兰州 36.03 25 4.0771 2.5495 0.63

济南 36.36 28 3.8241 2.4754 0.65

西宁 36.43 31 4.558 3.0242 0.66

太原 37.47 30 4.1961 2.7699 0.66

银川 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

沈阳 41.44 35 4.0826 2.8643 0.70

乌鲁木齐 43.47 31 4.2081 2.7818 0.66

长春 43.54 38 4.4700 3.2617 0.73

篇（9）

一、2018年工作开展情况

（一）规划引领，确保电网与地方经济社会发展有机结合

1、按期完成电网规划工作。认真贯彻落实省、市公司部署，4月中旬出色完成了《****县“十三五”典型县规划》滚动修编工作，完成重点中心村建改方案及全县中心村摸排、上报工作。6月底完成****现代产业园及梅山镇目标网架规划，完成****镇、吴家店镇典型乡镇规划，8月份，会同县发改委联合编制《****县“十三五”新一轮农网改造升级规划》，并通过县政府审定后上报省能源局备案。9月份分别编制完成《****现代产业园供电设施布局专项规划》、《****县电力专项规划（2018-2030年）》，将电力专项规划纳入县政府规划报告中，确保电力设施进得去、落得下。并通过省公司发策部组织的市县公司供电专项规划互查。以规划引领“十三五”期间电网建设，统一规划，逐步实施，有序推进县域电网建设和改造。

2、强化项目前期管理。积极开展项目储备工作，与运检部、供电所紧密联系，对规划库内的项目时序调整及时沟通，确保将最急迫的项目优先安排初设并通过初设评审、入库。2018年共开展了5个批次282个10千伏项目初设评审，储备项目资金达到2.3亿元，确保储备充足。

3、积极推进“一村一图”工作。10月份，省公司布置开展一村一图工作，****公司迅速成立工作组织、明确职责分工并排定了工作计划，全面启动基础数据收集和图形绘制工作。目前****、吴家店2个典型乡镇的基础数据收集和10千伏条图、地理接线图绘制工作，其他乡镇的数据收集和图形绘制正在推进中。

4、全力服务地方经济发展。

积极配合县政府相关单位开展分布式光伏电站选址、接入方案确定等工作，配合省市公司开展新能源消纳分析等研究，主动应对新能源快速发展对电网的影响。

全程跟踪服务中心村建设，2018年****实施库区移民搬迁和扶贫移民搬迁工程，在全县新建288个中心村居民点，搬迁群众11000余户。公司全面完成了全县196个中心村、292处的中心村电力杆线迁改任务，共迁改35千伏线路1.5千米、10千伏线路95.5千米、低压线路204千米、迁改电杆4600余处，全力保障全县中心村建设。目前，涉及中心村永久用电配套工程正在有序推进中。

（二）统筹协调，如期完成电网建设任务

1、主动服务大电网建设，积极配合省、市公司做好220千伏古碑输变电工程、220千伏白塔畈汇流站工程、110千伏郑岭输变电工程、110千伏朝阳山和东高山送出工程建设协调服务工作。其中，110千伏郑岭、220千伏古碑输变电工程已按期竣工投运，220千伏白塔畈汇流站工程、110千伏朝阳山和东高山送出线路工程正在实施中。

2、全面完成年度农网改造升级工程建设任务，至2018年9月份全面完成2015年度农网升级工程建设转资任务，并顺利通过省市公司复核验收电网建设规模，完成新建35千伏变电站2座、增容扩建变电站7座，新增主变9台/变电容量8.78万千伏安，35千伏线路10条、36.688千米；建改10千伏线路298.99千米，配变263台/62720千伏安，低压线路1538.16千米。通过工程实施，一是电网结构进一步增强。消除单主变变电站7座。二是供电能力进一步提高。通过11个35千伏项目的建设，提升了35千伏电网供电能力，35千伏容载比达到3.61，消除了35千伏变电站重过载现象。全县10千伏户均配变容量由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发展和脱贫攻坚。通过农网改造升级工程的实施，切实解决了分布式光伏发电消纳、接网及输送瓶颈，保障了扶贫效果。同时，35千伏油店变升级改造和张冲变2号主变扩建两项工程被省公司评选为优质工程。

3、有序推进2018年中心村和电网基建工程建设，2018年第一、二批次农网（中心村）项目共3个，分别为35千伏响塘变1号主变增容改造（第一批农网）、沙河变2号主变扩建工程（第一批中心村）和关银π入南溪35千伏线路工程（第二批中心村）。目前3个项目均已开工建设，计划在12月中旬完成35千伏响塘变1号主变增容改造和沙河变2号主变扩建工程建设任务，在2019年6月份全面完成关银π入南溪35千伏线路工程建设任务。

（三）、强化指标管控，“五项”措施提升同业对标水平

****公司2018年第一、二和三季度同业对标综合评价分别为D段（58名）、D段（51名）和C段（44名），整体对标位次在稳步提升，其中生产管理、队伍建设2个专业指标较2015年度提升明显。****公司落实五项措施扎实提升同业对标指标水平。一是制定年度对标目标，分析预判5个专业36个专项指标排名水平，确定年度综合评价对标目标。二是围绕年度目标细化分解，将36项指标责任到部门，落实专人管控，分别制定季度/年度提升计划，做到主要领导亲自布置，分管领导抓过程管控，确保指标得以提升。三是定期开展指标评价和诊断分析，不断查找指标差距，重点分析制约弱势指标的关键因素，预判并制定补救方案，着力将短板指标对综合评价的影响程度降到最低。四是强化基础管理，确保基础数据闭环、动态更新，开展生产、营销、人资、财务等基础管理专项活动，建立完善生产管理、营销管理各项工作流程和责任落实，打牢基础，不断优化指标数据。五是公司建立同业对标考核机制，针对指标水平并结合实际制定考核办法提升方案并将36项指标责任到部门，管控到专责人员，做到主要领导亲自布置，分管领导抓具体，确保指标有人管控。实现年度保D争C的目标得以实现。

（四）综合管理工作：一是扎实开展技术标准评价工作，对照“国网安徽省电力公司技术标准实施评价工作流程”中的工作内容和要求，召开启动会、健全工作网络和编制工作方案，如期完成技术标准实施评价工作并通过市公司组织检查。二是规范集体企业管理，强化和规范公司集体企业资金使用、物资和非物资招标采购以及关联交易行为，健全考核分配制度，及时布置和落实集体企业安全管理、车辆管理等工作，3月份顺利完成集体企业改革改制工作。三是强化管理创新，公司年初开展了一期2015年度管理创新及QC成果会，通过沟通、交流、指导等措施，边总结、边修改，坚持围绕课题、解决问题，做好典型经验总结和推广，开展QC、管理创新课题的选择和申报引导员工关心企业、支持企业，努力解决企业管理难点和生产经营工作中的难题。2018年安徽省管理创新成果题为“全面优化物资服务机制保障农网工程建设管理”已按照要求进行申报。四是按照市公司统一部署，常态开展综合计划协同监督、线损同期管理和示范区建设、制度标准化、经济活动分析和业绩指标管控工作。

二、工作亮点及创新做法

抓短板促管理，提升指标水平。2018年公司同业对标在全省72家县公司综合评价显著提升，主要做法：一是年初定位制定合理的目标，围绕安全生产中心工作加强日管控紧盯指标不放松。二是将指标责任到部门，细化到专业，明确到人员，适时监测通报指标完成情况。三是建立部门协同联动工作机制，做到小指标让大指标，以抓核心指标，落后指标为主。四是建立诊断分析，按时召开会议，分析研判指标落后原因、整改，对长期落后指标建立约谈机制。五是注重宣传引导，建立考核激励机制，重奖重罚，同时纳入个人绩效，实行双重考核，并将指标考核延伸到基层、到班组。由于措施有力，安全、生产和经营、服务方面成效显著，2018年度公司同业对标排名实现进段升位。

三、存在问题和建议

电网规划和项目支撑与地方发展需求需进一步协调。一是2018年1月12日，国家能源局将****县列为全国可再生能源政策和发展机制创新示范先行先试县。根据规划，到2020年，全县建成可再生能源总装机570万千瓦，其中光伏发电320万千瓦、水电160万千瓦、风电80万千瓦、生物质能10万千瓦。在光伏等新能源发展过程中，地面光伏电站建设周期短，往往选址确定后半年即可投产，而公司系统电网配套项目前期工作流程较长，与光伏电站协同起来比较困难。二是****现代产业园区北部区域路网基本形成，下一步将陆续有企业落地，需要及时配套电网项目。

解决措施：一是新能源发展方面，提请政府做好高比例可再生能源示范县创建方案的细化分解，排定科学合理的建设时序。汇报上级公司适时滚动修订配电网规划和项目计划安排，确保电网规划与新能源发展规划有效衔接。二是现代产业园区方面，提请政府对现代产业园区电力布局规划尽快评审，加强与园区对接，跟踪招商引资企业落户情况，提前做好园区可能新增负荷点的配套项目前期储备。及时向上级公司汇报园区负荷增长情况，争取电网配套项目落地建设。

四、2019年工作计划安排

1、认真开展同业对标工作。一是做到指标管理项目化，针对短板、弱项指标，尤其是长期落后的指标牵头组织制定提升实施方案、分阶段有效制定提升计划。二是优化并明晰工作流程，对关联指标的监测管理牵头各专业制定有效的工作流程图，能够清晰的看出是因哪个环节出现堵塞而导致。三是细化公司同业对标考核办法，根据指标权重、完成的难易程度和关联责任分解实施考核，建立协同监督预警机制，同时引导各专业延伸考核到人。

篇（10）

一、项目概况

1 世界和我国风光互补发电现状

风能与太阳能在时间和空间上具有互补性， 风光互补发电是比单一的风力或太阳能发电更有效的方式。

国外在新能源领域的研究主要集中于大型并网发电场及单独风力发电和单独太阳能光伏发电的控制，风光互补发电方面的研究比较少，但也有一些初步的研究成果。

在我国，风光互补发电主要是小型带蓄电池的孤立用户，主要集中在青藏高原、内蒙古等偏远地区，采用独立式发电。1998年和2000年，我国的长江源自然保护站分别安装了600W/400Wp（Wp为光伏发电功率）和1000W/400Wp 2套独立运行的风光互补发电系统，用于解决保护站内的生活和工作用电。当前，我国风光互补发电的研究主要集中在风光互补发电场体系结构的优化设计、底层设备的控制及系统仿真。

2 项目概况

本工程建设地点位于新疆吐鲁番市境内，吐鲁番大河沿火车站南侧。

吐鲁番小草湖风区风资源、太阳能资源都很丰富，从直观和统计的角度看，小草湖白天风速相对较小，日照非常丰富；晚上风大光伏不发电。这就为在小草湖地区建设风光互补发电项目提供了基础资源条件。其主要特点是：（1）弥补独立风力发电和太阳能光伏发电系统的不足，向电网提供更加稳定的电能；（2）充分利用空间，实现地面和高空的合理利用，发挥风、光资源的互补优势，实现两种资源最大程度的整合；（3）共用一套送变电设备，降低工程造价；（4）同用一套经营管理人员，提高工作效率，降低运行成本。将风力发电与太阳能发电技术加以综合利用，从而构成一种互补的新型能源，将是本世纪能源结构中一个新的增长点。

本项目建设规模规划总容量为（100MW+100MWp），一期建设容量为（49.5MW+50MWp）。项目分期进行，本期建设风光互补并网电站，包括49.5MW风力发电系统、50MWp太阳能光伏发电系统及相应的配套上网设施，风电场与光伏电站共建一座110kV升压站，升压站位于光伏电站西北部。

二、设计思路

首先介绍当前风光互补发电系统的概况，然后对吐鲁番小草湖地区风能资源特性和太阳能资源特性进行分析比较，得出本工程风能和太阳能在时间出力上具有较强的互补性的结论，重点从分析小草湖区域的风电实际开况、现有电网送出能力及负荷消纳能力的角度出发，并结合电网发展规划，研究本工程的建设必要性和建设方案。然后对特变电工风光互补荒漠并网电场一期项目接入新疆主电网方案进行研究，对风、光发电单元对电网的影响及相关要求作简要分析。工程占地遵守节约用地原则，施工运行交通方便，依据推荐的建设方案确定本期工程建设规模，并进行相关的电气计算和分析，编制工程投资估算。

通过本项目的建设实施，可为将来更大规模的风光互补并网技术打下基础，提供可靠的技术支持，通过该电站的示范作用，记录电站的运行数据，总结运行状态，考察其技术和经济的可行性，对光伏产业的发展趋势作出合理的预测，为决策部门提供合理的决策依据，讨论切实可行的并网指导政策，推动我国风光互补并网乃至整个新能源开发的发展。

三、本工程要解决的问题

1风光互补发电系统的互补特性

风电和光电系统都存在一个共同的缺点，就是风和光资源的不确定性导致发电与用电负荷的不平衡，传统的风电和光电系统都须通过蓄电池储能才能稳定供电。如传统的小型户用光伏发电系统都是利用了蓄电池组稳定光伏发电和风电的出力，因此风光发电系统互补首要解决的一个问题就是混合发电系统的稳定出力。

对于本工程，其特殊性在于光伏发电容量和风力发电容量都较大，不同于小型户用风光互补发电系统。如果采用类似小型风光互补系统的蓄电池稳定出力，将造成投资过高，增加发电成本，不利于产业的发展。同时本工程也不具备类似抽水蓄能的方式来稳定发电出力。

本工程风能和太阳能在季节上具有较强的互补性，本地区春季风资源最丰富，也即风电春季出力最大，光伏发电则在夏季最大，春、夏、冬季基本上为新疆用电负荷高峰季节，风电和光伏发电的这种出力在季节上的特点可以互补单一电源在季节上的出力不均。

鉴于此，本工程的互补主要体现在光伏发电和风力发电在白天和夜间二者出力波动的日＼季节互补以及电量上的日＼月＼年互补。

2探索研究风力发电和光伏发电在空间可否整合

风电场内两排风机之间间距约690m，如果可以将光伏电厂布置于风电场内，可以节省用地面积，降低成本。现对风机的阴影遮挡面积进行分析。

选用风机轮毂高80m，叶片直径90m，拟建厂址纬度约为42度22分，分析阴影最长的冬至日（12月22日）早上9：00至下午15：00的阴影轮廓如图8-6所示。风机阴影最长有663m，北侧509m，东西侧455m。

对整个风电场区域进行阴影分析，如图8-7所示，四台风机中间具有一个三角形区域，在上午9：00至下午15：00时间段内，不受风机阴影的影响，区域面积约为3.4万m3，相邻两区域间距离约为700m。如果在此区域布置光伏电池板，则太过分散，一方面由于低压线路过长，发电量损耗较大，另一方面很难设置保护围栏集中管理和定期清洗。

因此，对于风光互补在空间上的互补性还需要做进一步的探索和研究。本期暂不考虑将光伏电站布置在风电场内部。

3风力发电和光伏发电属于不稳定出力电源

电网系统中需要其他如火电、水电作为其调峰电源，因此出现了电力系统调度与调峰的问题，此时需要提高风电和光伏发电功率预测技术和完善预报制度，加强风电和光伏发电调度管理，改善电网电源结构等。

四、结论与建议

通过在吐鲁番建设100MW级风光互补荒漠并网示范电站，掌握100MW级风光互补发电系统高压并网光伏电站的关键技术研究和设备研制，并利用本示范电站的实际运行数据的分析比较和综合分析，提出适用于新疆荒漠地区使用的跟踪型光伏电站建设形式。研究100MW级风光互补发电荒漠并网电站的优化设计及系统集成、大容量太阳光伏阵列自动跟踪装置的机械和控制设计技术、高效率低并网电流谐波的1MW光伏高压并网控制逆变器设计技术等关键技术点；并制定大型荒漠光伏高压并网电站的建设规程。为我国发展大规模荒漠光伏并网电站提供技术支撑和实践经验。

本工程项目目前尚在起步阶段，有很多不确定因素，为更好地促进风光互补发电系统的发展， 使其成为一种具有竞争力的清洁电源， 还需做以下进一步的工作：①进一步研究风光互补发电系统的体系结构， 寻找更好的蓄能方式和备用发电装置， 合理配置互补发电场， 降低其建设费用；②研究风光互补发电系统的能量管理控制，实现互补发电场设备的动态优化组合， 降低系统运行成本，提高电场运行质量；③由于风光互补发电系统具有强非线性，利用传统的控制理论与方法进行控制是非常困难的，积极探索智能控制方法在风光互补发电系统中的应用将会对风光互补发电技术的发展起到很大的促进与提升作用。

参考文献：