首页%『优游注册』%首页光伏发电站主要分为大型集中式电站与分布式光伏电站。相比集中式电站而言，分布式光伏发电因在位置选取、电能传输与规划、数据监控等方面具有明显优势，于世界范围内得到了广泛应用。在欧洲，分布式光伏在整个光伏发电应用中的比例高达70%，这一比例在美国更是超过了83%，而中国目前这一比例还不足35%，因此，国内分布式光伏发电应用仍具有广阔的市场空间。

　　海宁30MW分布式光伏发电项目利用金山开发区多个企业工业厂房屋顶作为建设场地。由于该项目涉及到海宁星莹家具、浙江联鸿纤维科技等11家工厂的近40个工业厂房屋顶，为了方便项目完工后的运维及项目建设成本的控制，满足消防火灾报警系统要求，因此该项目对光伏发电子系统火灾报警方案提出更高要求，在这种情况下提出对海宁30MWp分布式光伏电站子系统火灾报警的优化方案，降低项目成本，便于电站后期运维。

　　海宁30MWp分布式光伏发电项目包括11家厂房屋顶，然而该项目建设或扩建的配电房或集装箱式开关站通常为无人值守的情况，配置声光报警器、手动报警按钮无意义，并且在11家屋顶较分散、容量较小的情况下分别配置一套火灾报警控制器成本较高，方案显然是不尽合理的，所以提出能够在满足火灾报警规范的基础要求上实现该项目的火灾报警系统设计，并且优化方案，便于电站后期运维，降低项目成本。

　　在海宁30MWp分布式光伏发电项目中，由于各个场区容量较小、集装箱开关站面积也较小，采用不配置区域火灾报警控制器的方案，而直接由智能感温感烟探测器、信号线等组成，该探测器为多线设备，可提供一付无源接点，将该无源接点并接后直接送入本工程集装箱开关站内（或配电房内）的南瑞四合一装置，再通过南瑞的四合一装置送至海宁地区集控中心的监控后台。该方案能够实现火灾自动报警的功能，虽然没有配置区域报警控制器，但是一旦感温感烟探头感应到环境参数值超过阀值后，能够利用本身的火灾报警接点将报警信号通过四合一装置直接上传到监控后台，可立即通知集控中心人员处理火灾事件以达到火灾报警的功能。该方案为海宁项目节约了多台区域报警控制器的成本，既满足火灾报警要求，又适用于分布式项目厂家较多、各屋顶较分散、容量较小的情况。

　　太阳能光伏发电作为重要的可再生能源形式，发电产业快速发展，市场应用规模迅速扩大，太阳能光伏发电有可能在不远的将来很大程度上改变能源生产、供应和消费方式，给能源发展带来革新[1]。广东省是我国能源消费大省，同时作为经济大省，伴随着经济的快速发展，对能源的需求量也在显著增长，为满足电力系统可持续发展的战略要求，积极地开发利用本地区的太阳能等清洁可再生能源已势在必行、大势所趋，以多元化能源开发的方式满足经济发展的需求是电力发展的长远目标。

　　项目选址在广东某市，工程规划建设3MW光伏发电项目，为节约用地，项目建设在两所大学校区已有建筑物内，分别为A 站和B 站。A站用于建设建筑有教学楼、图书馆、行政楼等共计19 幢建筑，屋面有效面积合计达到16060 m2，计算太阳能电池组件安装容量可达1557.36kWp。B 站用于建设太阳能光伏电站的的建筑主要有行政楼、图书馆、教学楼以及体育看台等共15幢建筑，总共可利用屋顶面积约为16483m2，计算太阳能电池组件安装容量可达1446.48kWp。

　　目前上网型太阳能光伏发电工程的形式主要有：光伏建筑一体化（BIPV）、地面太阳能发电场、屋顶太阳能发电系统（BAPV）。（1）光伏建筑一体化是光伏发电系统以建筑材料的形式作为建筑的一部分，通常为建筑屋顶和光照条件较好的建筑立面，发电多为建筑自用[2]。（2）地面太阳能发电场是利用地面专门的场地建设光伏发电系统，需要占地面积较大，在我国一般建设在西部地区较多；（3）屋顶太阳能发电系统则是利用现有建筑的闲置屋顶，建设光伏发电系统，所需条件是有较大面积且朝向较好的建筑物屋顶，该方案主要优点是受日照辐射条件好，不占用专门的用地面积，符合建设条件的建筑量大，可大规模推广应用，而且建设改造成本低，发电并网条件好，光伏组件安装方式比较自由，系统效率高，可实现较大规模装机[3]。

　　综上所述，与其它光伏发电形式相比，屋顶太阳能光伏发电系统具有突出的优点，尤其适合在工商业发达且缺乏可供开发利用空地的地区大规模推广应用，经过方案比较，该项目采用屋顶太阳能发电形式，考虑需要较大屋面，同时为便于管理，经过选址，目前某市大学城恰具备这种条件，而且在大学城具有更好的示范效应，对推动我国在该领域的成功运作更具有示范意义。

　　光伏组件约占整体造价的50%，是太阳能发电系统中价值最高的部分，其质量和成本将直接决定整个系统的质量和成本，所以对光伏组件的选择显得尤为重要[4]。目前太阳能电池主要有晶硅、薄膜、聚光三种材料，薄膜为第二代光伏技术，主要运用于建筑一体化项目，聚光为新兴的第三代光伏技术，虽然转换效率高达40%以上，但目前在起步阶段，运用不广泛，且成本高，而晶体硅电池因转换率较高、成本相对较低是目前的主流品种[5]。

　　并网太阳能发电系统由光伏组件、逆变器、计量装置及配电系统组成。目前并网主要有两种形式，小容量及大中型容量：（1）小容量光伏发电对电网系统的影响可以忽略，其并网方式一般采取就近较低电压等级并网，此类并网方式一般注意两点，由于光伏上网电价一般与常规电价的差异较大，两者计量装置需分别设置，考虑并网线路首末电压差异，优先选择并网容量小于用电负荷的线）大中型光伏电站由于并网容量较大，对电网系统潮流影响较大，必须采取专线并网方式，具体并网方式有专线直接并网方式和多家光伏电站汇集后专线]。

　　态度冷淡主要源于收益性偏低。对于用户来说，每瓦8元的分布式光伏电站投资成本偏高，加之我国实行的是较低用电价格，需要8?10年收回成本。由于分布式电站采取余量上网，卖给电网企业的电价格参照脱硫煤电标杆上网电价确定，但煤炭价格持续走低，燃煤机组标杆电价处于下调趋势，导致分布式上网部分的电价收益减少。而且，国家发放0.42元/度的补贴，同时要征收17%的增值税。

　　站用微电网是由光伏发电、风力发电以及储能装置和监控、保护装置汇集而成的变电站供电的小型发配电系统，它能够不依赖大电网而正常运行，实现区域内部供需平衡。当站用电正常供电时，首先消纳微网系统电能，实现系统电能消耗的减少和节约，当变电站电网系统出现故障，站用微电网可以为变电站提供必要的电源，从而保证控制系统正常运行，降低变电站故障恢复时间。

　　4）逆变系统，由几台逆变器组成，把蓄电池中的直流电变成标准的220V交流电，保证交流电负载设备的正常使用。同时还具有自动稳压功能，可改善风光互补发电系统的供电质量；5）监控系统，系统可以监控分布式能源运行数据，调整运行策略，控制运行状态。智能能量控制管理部分是保证电源系统正常运行的重要核心设备。

　　2）作为变电站启动电源，取代常规变电站站外电源。在变电站完全停电时，利用微网系统发出的电能启动站用电系统，完成主变压器和站用变压器的充电，再利用站内电源完成整个变电站的启动。在整个启动过程中，尽可能利用微网系统。本文考虑经济性因素，推荐变电站微网系统应以取代站外电源作为启动电源为目标，在现阶段技术条件下，采用站外电源和微网系统共用的过渡方式。

　　站用电系统结构如图1所示，储能设备、光伏发电和风力发电以图2的形式并列接入交流低压母线。微网与外部电网有一个统一的联络开关。控制策略采用主从控制设计，即在并网运行时，主电网作为主电源；在孤网运行时，蓄电池储能设备作为主电源。图1站考虑到微网系统的可靠性要求相对较低，而站用直流系统的可靠性要求较高，因此推荐为微网系统单独设置蓄电池，而不将站用直流系统的蓄电池与微网系统蓄电池合用；考虑到站用电负荷的特性，具有一定的分散性，且常规负荷均为交流负荷，因此推荐微网系统采用交流并网模式。

　　1）风力发电机根据运行特征和控制方式可分为变速恒频风力发电系统和恒速恒频风力发电系统，根据风轮轴的位置可以分为垂直轴风力发电机和水平轴风力发电机。现风力发电机多采用变速恒频系统，而采用垂直轴还是水平轴则需要结合自然条件和功能需求确定。布置风电机组时，在盛行风向上要求机组间隔为5~9倍风轮直径，在垂直于盛行风向上要求机组间相隔3~5倍风轮直径。风电机组具体布置时应根据风向玫瑰图和风能玫瑰图确定风电场主导风向，对平坦、开阔场址，可按照以上原则，单排或多排布置风电机组。在多排布置时应呈梅花型排列，以尽量减少风电机组之间尾流影响。

　　2）太阳能光伏电池单晶硅、多晶硅太阳电池由于制造技术成熟、产品性能稳定、使用寿命长、光电转化效率相对较高，被广泛应用于大型并网光伏电站项目。太阳能光伏电池一般均安装在户外，电池板必须采用能经受雨、风、砂尘和温度变化甚至冰雹袭击等的框架、支撑板和密封树脂等进行完好保护。光伏方阵有3种安装形式：

　　通过对站址太阳能资源评估成果计算，本区域固定倾角形式的光伏板在倾角为38.4度左右时，接受的太阳能辐射量最大，同时考虑与楼宇的协调性和光伏板间距等，最终决定光伏板倾角为30度。为保证全年线时内前后光伏板组件互不遮挡，结合光伏板的尺寸和布置形式，根据冬至日上午9时的太阳高度角和方位角进行计算，得到各光伏板间的南北行距为2m，该间隔同时可以供维护人员过往使用，板与板东西间隔预留5cm。综合上述布置要求，共布置98块190Wp光伏板，计18.62kW。经估算，系统25年运行期年平均发电量为24.64MWh，多年平均等效利用小时数为1323h。

　　前期设计方案中，站用备用电源采用66kV接网方案，站内外总投资约525万元。该方案可靠性较高，投资也较高。将站外备用电源优化为从变电站附近的10kV线座。该方案站内外投资共约为256万元，比66kV站外电源方案节省投资约269万元。此方案可靠性比66kV站外电源方案略低，但能够满足本站对备用电源可靠性要求。

　　依托工程微网系统发电装置总投资约为253.2万元，总计站用电系统投资509.2万元，比前期可研方案略低，但由于增加了新型能源发电方式，可靠性水平比可研方案明显增加。新型能源年发电量约为139.6MWh，每年节约资金139.6MW×0.6元/kwh=83760元，在变电站全寿命周期内，具备可回收性。新型能源产生的发电效益，不但明显减少了站用电系统电量消耗，也为降低网耗做出贡献。

　　近年来，随着能源短缺、节能减排形势的进一步严峻，太阳能以其储量的无限性和利用的清洁性，成为能源发展的重要方向。家庭太阳能电站不仅能发电自用，还能并入国家电网赚钱，同时节能减排。正是因为具有这些优势，个人分布式电站已成为绿色能源时代的一大趋势。面对个人分布式电站的风起云涌，光伏业将何去何从？个人分布式电站能否成为挽救我国光伏业的新利剑？

　　中国是一个能源短缺的国家，随着工业化的发展，节能减排的形势非常严峻，对清洁能源的需求尤为迫切。个人分布式电站似乎成了挽救我国光伏的救兵。

　　2013年，国家电网《关于做好分布式电源并网服务工作的意见》，明确表态支持“自发自用，多余电量上网”的个人分布式电站模式。国家的补贴政策无疑也是在鼓励支持个人分布式光伏发电。一石激起千层浪，在中国，个人分布式电站建设风起云涌，如今无论是在城市的高层建筑、别墅，还是乡村的屋顶上，个人投资的光伏电站已经屡见不鲜。目前在我国，分布式光伏电站的应用已经为越来越多的人所接受。很多地方政府也在大力支持、鼓励发展，如江西省在6月中旬出台“万家屋顶光伏发电示范工程实施方案”，在全省范围内启动民居屋顶光伏发电示范项目的建设。

　　国家政策力挺分布式光伏，国家电网积极跟进，个人分布式电站发展趋势势不可挡，它给我国光伏业带来促进的作用与意义是显而易见的。如果国内“分布式”的市场能顺利开启，无疑将成为消化光伏产能的一个新出口。尚未打开的“分布式”市场，不仅对于个人投资电站意味着机会，对于国内庞大的光伏产能来说，更是一个消化产品的途径。

　　浙江省太阳能行业协会一业内人士表示，分布式光伏发电对我国光伏发电将会有一个良好的推动作用，光伏发电大面积开发政策的推行对当前整个环境都有利。基于此，国家把个人分布式电站作为国内光伏复苏的解题良方，全力推进。从2012年起，在国家能源局的多份文件中，“分布式”取代光伏电站，成为政策关注的重点。在提法上，光伏电站被要求“有序推进”，而“分布式”则要“大力推广”。当年9月，国家能源局发通知，要求各地申报“分布式光伏发电规模化应用示范区”。有媒体分析称，根据这个示范区计划，全国31个省（区、市）的“分布式”总装机就会达到1500万千瓦以上。这个数字，比之前两个月国家能源局《太阳能发电发展“十二五规划”》提出的目标1000万千瓦，还多出50%。该媒体认为，这是“国家能源局救市，给分布式加码”。

　　大多数人认为，发展个人分布式光伏电站，成本是最大制约因素。家庭电站投入有多大？数据显示，30平方米可以装3千瓦光伏发电装置，按照市场价格9元每瓦计算，装机成本将达3万元。这还是保守一些的数据。据从事逆变器生意的一位人士透露，自己购买的太阳能电池板组件、电缆、用电器、接头、开关等都是找同行以优惠价格购买，逆变器也几乎是以成本价购买，总体投资在2万元左右。同样在一家外资光伏企业工作的北京首个家庭光伏电站用户“如海”称，其全部发电装置总投入为4.2万元，但因在装配时走了点弯路，实际上差不多3万元即可。看来，装机成本3万元左右还是有依据的。但按照原先国家最初草案的0.35元/度补贴自用部分计算，13年才可回本，如果全部发电国家可以给予0.45元/度的补贴，则回本期限可在10年以内。那么，分布式光伏电站是否会在广大农村如雨后春笋般涌现呢？

　　我县2016年度光伏扶贫项目自2016年开始谋划，由各乡镇牵头，各行政村吸纳建档立卡贫困户成立村级光伏农业专业合作社，并于2016年11月完成了全县十二个乡镇148个光伏扶贫合作社村级电站的备案工作。项目主要以村级光伏电站的形式实施光伏扶贫工程，在符合土地整体利用规划条件下，选择荒山、荒坡、滩涂等场所，按供电部门的技术要求统一建设。全县139个村组建148个村级光伏合作社，按户均5KW的标准，建设总装机容量为19.76MW，建设总户数为3952户，共吸纳建档立卡贫困户3832户。

　　合作社建设光伏电站每户需投入3.5万元，项目总投资1.7576亿元，其中：1、补贴资金3952万元；2、光伏贷款风险补偿金1600万元；3、供电设施投入约1400万元；4、光伏合作社征地、整地约260万元；5、合作社向银行贷款0.988亿元，6、政府全额贴息每年484.12万元（年息4.9）。

　　今年3月我县以县委、县政府的名义编制下发了符合我县实情的《县光伏扶贫实施方案》后，县光伏扶贫工作领导小组立即进行部署，县主要领导和分管领导多次召开乡镇和职能部门调度会，要求部门明确工作职责，抢抓机遇，争取6月30日全面并网，全力打好光伏扶贫攻坚战；各乡镇克服征山整地和春季雨水较多的困难，先期垫付资金，平整荒山荒地356亩；供电部门全力配合，新安装变压器124台，高压线公里；通过竞争性比选方式确定了项目的建设单位和运维主体。2017年3月工程全面启动，6月30日全面建成及并网发电。预计项目建成后每年每户贫困户可受益约3000元。

　　自6月30日并网以来，7-10月份我县光伏扶贫合作社累计上网发电量约766万千瓦时，按0.98元/KWH计算，累计收益约750.68万元。目前供电公司已经对7-9月份光伏发电量586.2337万千瓦时进行了结算，结算电费共计574.51万元，其中上网电费242.8581万元已经付款，国家再生能源补贴约331.651万元暂未拨付，等补贴入账后统一进行拨付。光伏扶贫项目已初见成效。

　　成立了以县长为组长，县委、县政府分管领导为副组长，县扶贫移民局、发改委、财政局、供电公司等相关部门单位为成员单位的县光伏扶贫工作领导小组，下设办公室在县扶贫和移民局，办公室主任由县扶贫和移民局长兼任，负责光伏产业扶贫工作的综合协调、数据收集、日常事务等工作。制定出台了光伏扶贫支持政策，即县政府在产业扶贫资金中补贴每户贫困户1万元，其余资金需向银行贷款，贷款利息前5年由政府全额贴息，第6年开始由合作社从电站收益中按月等额还本付息；县供电公司无偿提供接入电网和免费提供接入主网计量表等优惠政策。

　　出台了《县光伏电站暂行管理细则》，建立了第三方质量检测评估体系，确定了成都产品质量检测研究院有限责任公司、南德认证检测（中国）有限公司上海分公司作为第三方质量检测评估体系单位；建立了扶贫对象动态管理制度和收益分配管理制度。通过竞争比选确定阳光电源股份有限公司、欣远新能源科技有限公司为我县光伏扶贫工程建设和运行主体，签订了具有长期法律效力的合同文书。

　　一是大力宣传光伏扶贫知识政策，139个行政村多次召开村民座谈会，广泛吸纳群众意见。同时，在政府官网、县爱心扶贫公众号、光伏扶贫微信群及时相关政策及新闻动态，并发放电站运维手册。二是积极主动对接，指导乡（镇、场）开展项目前期工作，如：项目的申报、备案，项目的选址、光伏合作社的成立等。严格把好审核关，简化程序，开辟绿色通道，以县委办、县政府办印发了《县光伏产业扶贫工作实施方案》。三是加强光伏扶贫项目建设的调度和服务工作，对光伏扶贫项目实施过程遇到的资金、用地、合作社注册等问题及时加以解决，确保光伏电站如期并网。

　　明确了分管副县长为行政责任领导；督促合作社与参建企业签订了具有长期法律效力的合同文书，明确了企业的质量保证法律责任；工程全面竣工后，组织了由县扶贫移民局牵头，发改委、财政局、各乡镇分管领导、供电所参与的验收小组对148个光伏电站从场地情况、光伏组件数量、并网电路、护栏质量等多方面进行严格把关，并聘请了有资质的第三方质量检测评估单位对光伏电站进行了检测。

　　二是及时制定实施方案。根据省、市有关文件精神，结合我县实际，拟在选出的建档立卡贫困村中逐步实施光伏扶贫扩面工程，按每个村的装机容量不超过100千瓦来建设，总规模为1.2兆瓦；同时对照省发改委、省扶贫移民办《关于开展光伏扶贫扩面工程实施方案编制工作的通知》（发改能源【2017】1158号）文件要求，由县扶贫、发改、财政、供电、国土、林业、环保、农商行等部门共同编制县光伏扶贫扩面工程实施方案，现已上报省、市发改、扶贫移民办待审。

　　10月，国家能源局连续下发3份文件，即《关于进一步加强光伏电站建设与运行管理工作的通知》、《关于规范光伏电站投资开发秩序的通知》、《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》，明确表明了国家能源局坚决遏制“路条”投机的巨大决心。

　　“路条”是政府有关部门下发的同意项目开展工程前期工作的批文。由于目前中国光伏发电上网享受国家电价补贴，但补贴资金有限的情况下，光伏电站项目总规模受到一定控制，这时“路条”就成了稀缺货。

　　业内人士表示，如果按照文件规定，当项目投资主体或者股东发生重大变化，需要重新备案，那么等于又设了一个门槛，形成二次审批，又创造了新的寻租空间。更重要的是，上有政策下有对策。对于国家能源局的这3个文件，规避的路径也很多。比如，小企业拿到“路条”后，可以考虑和大企业合作开发，等光伏电站建成后再转让。

　　根据预案，中天科技拟以不低于10.43元/股的价格，非公开发行不超过2.17亿股，募集不超过22.6亿元，用于补充流动资金、南通经开区部级分布式光伏发电示范区150MWp屋顶太阳能光伏发电等4个项目，其中“屋顶太阳能光伏发电”项目拟投资13.5亿元。公司在公告中称，项目的实施将进一步丰富公司产业链结构，提升公司的市场竞争力，培育新的利润增长点，具有良好的经济效应。

　　可是，记者发现，尽管公司布局新能源产业已经三年有余，但在巨头林立的中国光伏产业界，依然是“小字辈”，其自身新能源业务的收入也小到几乎可以忽略，且亏损幅度不断扩大。国内某知名光伏工程公司总监欧阳大华对记者表示，不仅对公司承建此项目的能力表示怀疑，而且公司在诸如建设资金来源，建设周期方面有悖常理，公司进军分布式光伏存在巨大猫腻。

　　公开资料显示，公司从2011年进入新能源产业，重点发展分布式光伏发电、太阳能电池背板、锂离子电池等产业。在2011年成立全资子公司中天光伏技术有限公司等，专业从事销售光伏产品、光伏工程设计与安装。2012年，光伏产业依旧处于低谷之时，中天科技再度投资7000万元与上海交大联合设立光伏材料公司，涉足太阳能用背膜、背板的生产制造。

　　公司在新能源业务上的收入占总营收的比例极小，在年报中，收入按分行业分类里面甚至都没有新能源业务这一块，对净利的贡献更是为负。记者也注意到，在2013年的半年报里，董事会报告也未提及光伏业务的状况以及对未来的规划。且光伏业内人士告诉记者，中天光伏技术经营的非晶硅薄膜太阳能电池、多元化合物薄膜太阳能电池并不符合当前产业发展的趋势。一个光伏“小字辈”公司，突然上这么大的项目，业内人士称，对此感到惊讶。

　　此外，据记者了解，建设光伏电站需要大量资金，融资难一直是制约分布式光伏大规模发展的瓶颈，国内企业在实施项目时，普遍采取向银行贷款，当前发展出了光伏融资租赁、众筹模式募集资金等创新的方式，但鲜有利用自有资金的。对此，欧阳大华告诉记者，充分利用外部资金是提高资本金收益率的有效手段，是业界普遍采用的方式，全额采用自有资金不仅不现实，而且还会降低项目的税前收益率。

　　太阳能是一种重要的，可再生的清洁能源，是取之不尽用之不竭、无污染、人类能够自由利用的能源。太阳每秒钟到达地面的能量高达50万千瓦，假如把地球表面0.1%的太阳能转换为电能，转变率5%，每年发电量可达5.6×1012kW・h，相当于目前世界上能耗的40倍。从长远来看，太阳能的利用前景最好，潜力最大。近30年来，太阳能利用技术在研究开发、商业化生产和市场开拓方面都获得了长足发展，成为快速、稳定发展的新兴产业之一。

　　小型家庭分布式光伏并网发电系统与传统的发电系统相比，其优势主要是：1、损耗小、安装在用电侧。分布式能源系统供应与需求在最短的距离内平衡，输配电损耗很小。2、清洁、环保。采用太阳能发电，发电系统基本无污染排放；同时，由于分布式光伏系统发电的电压等级比较低、就近供电，减少了大容量远距离高电压输电线的建设，以及减少了高压输电线、运行灵活，安全可靠。分布式光伏系统发电方式灵活，在公用电网故障时，可自动与公用电网断开，独立向用户供电，提高了用户自身的用电可靠性。4、电能质量高，由于分布式光伏系统发电设施通常可以就地调整电压和电流波形，保证了较高的电能质量。5、系统经济性好。由于高效、低损耗和无污染排放，分布式能源系统具有明显的经济性。

　　近年来，受国内外政策、经济形势影响，我国启动了大范围光伏电站建设的高潮。从早期的金太阳工程到近期的政府电价补贴政策，极大地推动了光伏产业发展。在光伏电站开发热情高涨的同时，电网作为吸纳电力方，受配电网架制约，矛盾日益扩大。如何最大限度地保障光伏产业健康发展，做到电网、光伏开发单位的整体社会与经济效益最大化，亟需电网及光伏开发单位双方不断适应新的发展思路。

　　随着国内光伏产业的蓬勃发展与相关扶持政策的利好，近年来河北省内企业投资建设集中式地面光伏电站的积极性很高，如中电投、三峡、英利、晶澳等单位均在河北省南网范围内积极开展这方面业务。河北南网范围内，截止2013年底已建成并网发电的项目有6座，已开发容量301MW；在建项目20余项，预计2014年底可新增并网容量超过500MW；待审批、核准项目亦超过500MW。光伏电站开发速度不断加快，电网接纳能力也快速饱和。

　　2）增加变电站间隔配置。现状变电站一般按典设进行设计等前期工作，由于典设是按照末端负荷站配置，间隔数量与扩建空间受到严格限制。在部分光伏条件较好区域，设计新建变电站时应考虑光伏电站并网需求，在间隔及主接线）更改保护配置原则。现在保护配置要求电站T接线路后需配置三端光差保护，部分光伏电站满足这一要求，但也有部分情况下，光伏电站附近具备高压线路，但由于该线路已有T接变电站导致无法接入的情况。为了更大限度地保障光伏电站开发，应改变三端光差保护为距离保护，同时此种线路一般负荷较大，更能体现就地消纳的原则。

　　在光伏电站建设的初期，大范围的光伏电站在西部山区落地。随着并网容量不断加大，河北南网境内电网潮流也将发生改变。现在潮流为中部主网送往西部配网，在西部山区光伏电站大规模并网发电后，光照条件较好的每天中午时刻，系统潮流将由西部配网返送中部主网，进而影响东部主网潮流走向，其它时段恢复正常潮流走向，这从根本上改变了常规运行方式，增加了调度与运行方式困难。

　　4）针对山区光伏电站，现状主要建设在缓坡等荒山区域，严格意义上而言，此类区域若土壤条件改善，可转为农田或林地。更多的无法利用区域主要为高山陡坡，此类区域在沿太行山一线分布范围更广，是目前光伏开发领域的盲区。未来光伏技术应更多地考虑如何利用高山陡坡开发光伏电站，若此类区域可大规模利用，特高压或高压电网外送光伏电力才具备更好的汇集条件，减少汇集线路损耗，并节约用地，发挥更好的经济社会效益。

　　6）现状光伏电站并网模式均为汇集升压站-并网线路-并网点，从资源利用角度看，此种模式并未充分体现出节约资源、路径的目的。未来可探讨将光伏电站内的汇集升压站就地转化为电力系统变电站或开关站，在汇集光伏集电线路的同时也可以向当地区域供电，即提高了电网建设速度，又充分体现了光伏就地消纳的原则。此种模式在山区10kV线路供电半径过长、电压质量不达标区域或东部平原供电紧张区域均可利用。

　　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。

　　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。

　　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。

　　自治区土地面积122.84平方公里，近占中国国土面积的1/8，2014年末总人口323.36万人。有3个地级市和4个地区，分别为拉萨市、林芝市、日喀则市、山南地区、昌都地区、那曲地区、阿里地区。目前电网形成了中部电网（拉萨、日喀则、山南、那曲、林芝）、昌都电网、阿里电网“一大二小”的网络格局。其中藏中电网覆盖拉萨、日喀则、山南、那曲和林芝等地区，是电网的主要负荷中心；昌都、阿里为孤立电网。目前，藏中电网通过一回±400kV直流线路与西北电网相连，联网通道两段落点分别位于青海格尔木换流站和朗塘换流站。近年来，藏中电网结构得到进一步加强和优化，主网架正逐步向220kV电压等级过渡，总体运行状况良好，但仍存在以下问题：

　　2014年供电面积3935.55平方公里，供电人口211.67万人，全社会用电量33.98亿千瓦时。10kV线路大部分分散在县级供电区，用户多为农、牧民，用电性质多为生活用电。在阿里地区，仅形成了以狮泉河35kV变电站为中心的辐射型网架结构，用电人口不足地区人口的20%。电网规模小、网架结构薄弱、供电质量较差，经常出现拉闸限电的情况。

　　光伏电站以1MW为一个光伏方阵发电单元，每个独立1MW发电单元由4160块光伏电池组件（240W）组成，并设16个汇流箱；每个汇流箱可连接6/14个支路，其中每个支路又由10个电池组件（240W）串联而成。每个1MW单元有208个支路。每个单元经汇流箱汇集后由逆变器整流逆变后输出270V三相交流电，再通过一台1000kVA变压器升压后与站内10kV集电线 光伏电站在藏中电网中的作用