光伏并網發電監控系統范文第1篇
1.1 光伏電池和陣列模型
光伏電池是進行大范圍的光伏的主要部分, 所以, 我們對于它的排列情況進行具體的分析, 光伏電池的核心是二極管模型, 它的數學表達式再KCL的情況下是固定的。而工程計算的表達公式是光伏電池所提供電流、開路電壓和最大功率電壓都是固定的時候, 通過串聯擺出大范圍的使用光伏發電系統的陣列模型。
1.2 并網換流器和控制模型
并網換流器是主要是從大范圍的進行光伏發電的單元方向來分析的?，F在大范圍的光伏發電系統里面使用的電壓模型是內外環雙層結構的, 這樣做可以形成內外環的控制方向, 而使用內外環進行控制重要的部分就是電流, 它是把內外環的參考值作為衡量的標準的, 利用控制環節和轉換器之間的相互合作來實現電流入網的目標。然而, 外環主要的控制內容是輸入的電壓量, 再控制裝置里產生的電流數值會控制內環, 并網的方法和特點會影響到它的對換流器。再使用光伏進行發電的時候, 主要是利用了前饋結構控制策略, 這樣做可以是控制器更加的方便簡單, 利用這個策略可以不受時間限制的了解到換流器的暫時的狀態下的模型, 通過這個模型我們也可以明確電力結構的處理方式, 然后再進行內控的時候添加一些控制條件。需要注意的是, 我們要分析仿真軟件的效果, 這樣可是使換流器和內環節的操作方面更加簡單。
2 大規模光伏發電系統對電力系統的影響
2.1 影響有功頻率的特性
大范圍的光伏發電的特點就是它具有隨機波動性、低電壓時無功動態特性、四象限控制能力和脫網現象, 這些特點也是倒是電力系統的穩定性得到改變的原因, 會影響到系統的正常運行。特別是光伏發電的隨機波動性, 如果它波動的幅度過大、頻率比較快, 就會影響到大范圍光伏發電系統的平衡性, 對于系統的其他性能也會造成一定的影響。另外, 可能會出現頻率和質量超過限定的數據的問題;接入光伏系統之后, 采用優化的策略, 除此之外還需要及時的對常用的機組等一些設備的電源頻率進行合適的調整, 光伏電源的實質是沒有旋轉的靜止的原件, 如果接入的光伏的規模太大可能會影響系統的等效構建所具有的動能, 但是也可能會導致系統的功率缺少的更加嚴重, 頻率迅速變化的風險也會加大, 這樣會不利于系統的正常運行。
2.2 影響功角穩定性
對于光伏電源的本質是靜止不動的元件, 它其實是不參與攻角的振蕩過程的, 所以攻角是不穩定的, 但是它受大范圍的光伏發電特點的影響, 特別是隨機波動的特點, 再大范圍的使用光伏發電會改變電網本身的潮流分布情況和傳輸的功率, 如果把光伏的動態支撐的特點和平常的特別相比較可以發現它還存在著很多的問題, 所以光伏被接入之后電網攻角的穩定性能會被改變, 具體改變了多少還有取決于電網的結構和對光伏電源的控制技術的水平, 但是, 也不排除會發生電網接入之后攻角的穩定性反而變得更好的情況, 當然, 也可能會變得更壞, 想要確定它的穩定性是變好了還是變壞了就要使用模仿當時的場景進行分析。除此之外, 如果故障的維修能力不好, 可能會出現光伏并網的時候脫離電網的情況, 這種情況一般會出現在集中化和規?；ぷ髦? 同時, 如果發生了脫離電網的情況, 對于攻角的穩定性也會再一定程度上造成影響, 因此, 想要避免這個情況的發生就需要把脫網和并網兩者進行分析, 及時的合理的科學系統的對大范圍使用光伏進行發電的脫網的風險進行估算。我國的光伏基地的通道的潮流分布的平均的形態發生了變化, 這個因為它被接入到我國的光伏基地里面了, 通過對光伏電源的動態支撐的特點進行分析, 可以發現它的動態支撐能力還很弱, 所以我們可以通過切斷光伏電源的方法, 來保護通道的傳輸信息的極限值。
2.3 影響小擾動穩定性
事實上, 光伏電池是沒有的, 這也是導致機械和電磁量之間不平衡額問題, 但是, 其實光伏電池普遍存在的一個因素是因為電氣運行的不穩定, 所以, 再并網之后大范圍的使用光伏對于電網的穩定性能也會造成一定程度的影響, 我們通過分析探究接入的指定的光伏的功率方面的問題, 可以發現, 最容易發生不穩定現象的地方就是和功率最大的地方相互平行的區域;而我們通過分析和探究從動態的方向去抵抗光伏電氣運行不穩定的現象的問題的過程中, 可以得到, 光伏電站的直流方向的測電流能夠很好的吸收融合人系統出現故障的時候出現的不平衡的功率, 但是, 電容的儲存能力還比較弱, 因此, 系統再故障的時候出現的不平衡的功率可能會影響到直流側的電壓, 很容易發生電壓上升的情況, 這樣就不能保證電源順利的工作。除此之外, 我們可以分析建立的小信號的數學模型, 因為這個模型包括的內容范圍比較廣, 其中他就包含著光伏電池和逆變器的相關知識, 通過這些知識可以分析小信號影響系統穩定性的情況, 再利用模擬真實情況的模型檢查被光照影響后的系統的穩定性。
3 結論
通過大范圍的使用光伏進行發電可以有效的解決我國能源缺少的問題, 這個技術和順應國家保護生態環境的理念, 它還做到了可持續發展。如果我們想要這種光伏發電的模式更大范圍的使用起來, 就需要對光伏發電的機組進行具體系統的分析和研究。并且還有加大分析研究的力度, 擴展分析研究的范圍, 這樣可以幫助我國的電力系統更好更穩定更長久的使用下去, 同時還可以帶動我國社會經濟的發展。
摘要：我國現代社會快速發展, 科學技術水平也在不斷的提高, 人們的環保意識和也越來越高, 新能源也隨之出現, 現在技術比較成熟的新能源就是光伏發電技術了, 這個技術可以緩解人們用電的需求。但是, 事實上, 傳統的水火發電方式和利用光伏進行發電的方式兩者之間還是有很大的不同的, 再利用光伏進行發電的時候可能會影響到電力系統的頻率和電壓, 這篇文章將會對大范圍的使用光伏進行發電對電力系統造成的影響。
關鍵詞：大范圍的使用光伏發電,電力系統
參考文獻
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光伏并網發電監控系統范文第2篇
一、 工程概述
二、 工程質量評估的依據
三、 施工企業工藝標準執行情況，質量管理體系運行情況，施工合同履行情況
四、 勘察、設計單位配合情況，設計功能指標實現情況
五、 監理合同履約情況，工程質量監理情況
六、 工程質量問題及處理情況
七、 工程質量驗收情況
八、 工程質量控制資料核查情況
九、 有關安全及功能的檢驗和抽樣檢測結果
十、 安全管理 十
一、 工程質量評估
一、工程概述：
1、工程名稱：正藍旗50MWp(本期20MWp)干涸鹽堿湖生態治理光伏電站示范項目
2、工程概況：
本項目建設規模為50MWp(本期20MWp)。
利用一期已建 220kV 升壓站，本期新上 1 臺 50MVA 主變壓器， 220kV需將原有線變組接線改造為單母線接線，220kV 側主變進線間隔 1 回，出線間隔 1 回，母線設備間隔 1 回，35kV 側主變出線 1 回、集電線路 1 回、SVG 出線 1 回、接地變出線 1 回，母線 PT 1 回，單母線接線，遠景預留 2 回集電線路;
相應的繼電保護、監控、通信、無功補償裝置及相關的土建工程。
光伏發電工程設計安裝 22352 塊 290Wp 組件、50644 塊 295Wp 組件， 光伏電站總容量為 21.42206MWp。
本工程采用多支路并接的“積木式”技術方案，分塊發電、一次升壓、集中并網的建設模式;
本工程 21.42206MW 分成 13 個子系統，其中 1#區~11#區支架形式
為固定式，12#~13#區支架形式為固定可調式，1#區~4#區選用290Wp單晶組件，5#區~13區選用295Wp單晶組件，各單元配置詳見光伏方陣總平面布置圖各單元配置表。
本工程各子系統的光伏組件采用串并聯的方式組成多個光伏方陣，光伏組串接入組串式逆變器后，通過匯流箱匯流接入升壓變壓器低壓側，每個子系統配置約32~33臺50kw組串逆變器和一臺1600kVA升壓變壓器，升壓至35kV接入配電室35kV母線。
工程特點、難點和重點
本工程主要特點占地面積大。規劃容量多，約50MWp(本期20MWp)。難點在于場地大，現場施工困難。重點在于支架基礎的標高及定位控制、支架焊接部位的防腐處理、接地施工、電纜敷設、站內架空線路施工和逆變器及各種輸變電設備的安裝調試。
3、參建單位
建設單位：內蒙古鑫景光伏發電有限公司
設計單位：內蒙古電力勘測設計院有限責任公司
勘察單位：內蒙古電力勘測設計院有限責任公司
監理單位：太原理工大成工程有限公司
施工單位：中國能源建設集團黑龍江省火電第一工程有限公司 四川廣安智豐建設工程有限公司
二、工程質量評估的依據：
1 《中華人民共和國建筑法》《建筑工程質量管理條例》 《中華人民共和國合同法》《工程建設監理規范》 《工程建設強制性標準》建設工程委托監理合同 《建筑工程施工質量驗收統一標準》GB50300-2001 《建筑地基基礎工程施工質量驗收規范》GB50202-2002 《砌體工程施工質量驗收規范》GB50203-2002 《砼結構工程施工質量驗收規范》GB50204-2002 《屋面工程施工質量驗收規范》GB50207-2002 《建筑地面工程施工質量驗收規范》GB50209-2002 《建筑裝飾裝修工程施工質量驗收規范》GB50210-2001 《建筑給水排水及采暖工程施工質量驗收規范》GB50242-2002 《建筑電氣工程施工質量驗收規范》GB50303-2002 《光伏發電站施工規范》GB50794-2012 《建筑電氣工程施工質量驗收規范》GB50303-2002 施工圖紙、設計說明和設計指定的標準圖集 設計交底會議紀要、設計變更文件 建設單位提出的工程變更文件 建筑工程施工合同
三、施工企業工藝標準執行情況，質量管理體系運行情況，施工合同履行情況：
施工單位在施工期間，質量保證體系基本正常有效運轉，施工單位能按設計圖紙和施工規范要求組織施工，各檢驗批、分項、分部工程在自檢合格的基礎
2 上報監理工程師驗收，基本做到事前有方案，事中“三檢”到位，工程施工質量均符合設計和工程質量驗收規范。
施工單位在施工期間能按照施工企業標準《建筑工程施工工藝標準》認真執行，目前已完施工合同履約條款。
四、勘察、設計單位配合情況，設計功能指標實現情況：
設計單位能夠積極配合、跟蹤服務，及時解決施工中的問題，及時參加工程驗收和簽署有關驗收文件，工程驗收結果表明滿足設計功能指標。目前施工單位已完成設計圖紙所有工程量。
五、監理合同履約情況，工程質量監理情況：
根據監理委托合同，本工程監理內容為施工階段監理。監理單位依據監理委托合同中確定的監理單位的權利、義務和職責，按照合同要求，全面負責地對工程監督、管理和檢查、協調現場各承包單位及有關單位之間的關系，負責對合同文件的解釋和說明，處理有關問題。
監理人員能熟悉設計文件、規程規范及有關技術資料，參與圖紙會審，審查施工組織設計，督促、協助承包單位完善質量保證體系和現場質量管理制度。并根據本工程特點制定《監理實施細則》與《旁站監理方案》。
為了保證工程質量，凡進場的材料、設備、構配件，承包單位都能向監理單位及時報驗，經檢查驗收合格后方才使用。對進場的鋼筋、水泥的品種、規格、級別及合格證，按規定進行抽樣送檢，凡進場材料沒有合格證和抽驗不合格的嚴禁在本工程中使用，并立即要求該材料退場。對商品砼，審查廠家資質、生產能力及質保體系，對到場的商品砼，進行坍落度抽查控制，現場見證取樣留置試塊，同時做好旁站記錄。
在施工過程中，專業監理工程師對工程進行巡視、旁站及平行檢查，對重要
3 部位和關鍵工序監理人員嚴格按旁站方案進行旁站監理并形成記錄。對所發現的質量問題要求施工單位及時整改，經監理工程師復查合格后方可進行下道工序施工。
在開工前要求施工單位按合同工期編制切實可行總進度計劃圖，施工過程中編制月進度計劃，并嚴格要求予以執行，如有滯后及時分析原因，通過召開周例會，協調解決工程中存在的問題，并及時調整計劃，確?？偣て诘膶崿F，目前基本按計劃進度完成所有工程量。
六、工程質量問題及處理情況：
該工程在2017年9月開始進行竣工預驗，在驗收過程中，對存在的質量問題，如：墻面、地面有空鼓、裂紋現象,局部地坪起砂現象，室內陰陽角不方正;塑鋼門窗存在開啟不靈活現象、配件安裝不全、密封膠脫落，衛生清理不及時;頂層陽臺處臺階高度不符合強標要求;監理人員及時下發監理通知單，施工單位能及時進行檢查整改，經各專業工程師復查符合設計及施工質量驗收規范要求。
七、工程質量驗收情況：
本工程觀感情況如下所述：
1、光伏板部分安裝不平整，已要求整改，并完成
2、部分電纜埋深不夠已整改;
3、生活樓墻面水泥砂漿面層結合牢固，局部存在起砂、空鼓現象，表面平整、潔凈;
4、但有局部封膠不到位，不光滑、順直、飽滿，連墻點存在外露現象。
5、衛生間已經過蓄水試驗，無滲漏現象;
6、屋面防水層無積水，無滲漏現象，泛水坡度符合規范要求，卷材的鋪貼方向正確，防水層的搭接焊結牢固，密封嚴密;塊材保護層鋪貼基本平整。
7、給排水安裝工程符合設計要求和規范要求，各類測試試驗符合設計和規范要求，原材料質控及復試資料齊全，但樓面水平管安裝存在外露現象;
8、電氣安裝符合設計和規范要求，絕緣、接地電阻、防雷等測試數據符合設計和規范要求，質控資料齊全;
9、消防已經過相關部門驗收合格;
10、規劃已驗收合格。
八、工程質量控制資料核查情況
本工程提供質量控制資料，資料基本齊全。
本工程所用原材料合格證、試驗資料等，經檢查上述資料完整。各種資料的內容、數據及驗收人員的簽字滿足企業標準及施工質量驗收規范要求，資料已整理完畢。并經城建檔案部門預驗合格。
九、有關安全及功能的檢驗和抽樣檢測結果： 屋面淋水試驗：無滲漏、積水、排水暢通。 廚衛間蓄水試驗：砼底板無滲漏現象。
壓力試驗：加壓至1.0MPa，10min后觀測，壓力降不大于0.01MPa，壓至工作壓力后檢查，未發現有滲漏現象。
消防水壓試驗：加壓至1.6MPa，壓至工作壓力后檢查，未發現有滲漏現象。 沖水試驗：用常規自來水靜泡24小時后開啟所有水嘴進行沖洗，直至水清澈不混濁、無色、無味為至止。
灌水試驗：將雨水管下口堵住，灌滿水1小時后檢查管道接口、管道與雨水斗相連處未發現有滲漏現象。
給水管道清洗消毒：沖洗干凈，出水口流水清澈。 絕緣電阻檢測：實測值大于規范和設計的要求值。
5 接地電阻檢測：實測值小于規范和設計的要求值。
十、安全管理：
在施工的過程中，監理部通過巡視檢查及周例會要求，督促施工單位認真做好對施工人員的安全交底，堅持特殊工種、操作人員持證上崗，嚴格按安全操作規程執行，杜絕違章作業，在整個工程施工中未發生工傷事故。 十
一、工程質量評估：
本工程已按照市監管局文件要求進行逐套檢查驗收，符合設計及規范要求，工程驗收資料基本完整，工程質量符合安全使用功能及耐久、環保等方面的要求，各分部、子分部、分項工程質量合格，觀感驗收，綜合評定為一般。
光伏并網發電監控系統范文第3篇
另外除了要按照這些流程要走 用戶還需要注意的是以下內容
分布式光伏發電項目并網點的電能質量應符合國家標準，工程
設計和施工應滿足《光伏發電站設計規范》和《光伏發電站施工規范》 等國家標準。
光伏并網發電監控系統范文第4篇
為貫徹落實科學發展觀，全面掌握風電、光伏發電相關情況，促進其協調、健康、可持續發展，根據《可再生能源法》和《電網企業全額收購可再生能源電量監管辦法》(電監會25 號令)，2010 年7～10 月，國家電監會組織各派出機構在全國范圍內開展了風電、光伏發電并網接入情況的專項調查。在此基礎上，結合日常監管工作情況形成本報告。
調查工作分企業自查和重點調查兩個階段。先是由國家電監會和各派出機構組織全國30 個省份的電網企業及其調度機構、相關發電企業開展自查，共收到電網企業自查報告28 份、發電企業自查報告218 份;在分析企業自查報告的基礎上，各派出機構采取召開座談會和實地調查等方式對部分電力企業進行了重點調查，共重點調查電網企業22 家、發電企業77 家。
本次調查共涉及風電、光伏發電項目667 個。其中，風電項目573 個，光伏發電項目94 個。風電項目中，已建成并網項目348 個，建成未并網項目9 個，在建項目216 個(其中有25 個項目部分容量已并網，另有5 個項目的部分容量已建成但未并網)。光伏發電項目中，已建成并網項目30 個，建成未并網項目1 個，在建項目63 個(其中有2 個項目部分容量已并網)。
一、基本情況
(一)風電、光伏發電發展情況
近年來，風電、光伏發電發展迅速。本次調查統計顯示，截至2010 年6 月底，全國已建成并網風電及光伏發電裝機容量為2213.67萬千瓦，占全國發電裝機容量的2.46%左右。其中，風電并網裝機容量為2200.37 萬千瓦，光伏發電并網裝機容量為13.30 萬千瓦。風電及光伏發電建成但未并網的裝機容量合計為76.52 萬千瓦。其中，風電未并網容量為76.36 萬千瓦，光伏發電未并網容量為0.16 萬千瓦。
風電及光伏發電在建規模為1610.65 萬千瓦，占全國在建發電裝機容量比重為8.66%左右。其中，風電1589.62 萬千瓦，光伏發電21.03萬千瓦。從分區域并網裝機容量來看，截至2010 年6 月底，華北區域擁有風電并網容量最多，為850.79 萬千瓦，占全國風電并網容量的38.67%;東北區域其次，為753.76 萬千瓦，占全國風電并網容量的34.26%;華中區域最少，為24.07 萬千瓦，僅占全國風電并網容量的1.09%。西北區域光伏發電并網容量最大，為7.13 萬千瓦，占全國光伏發電并網容量的53.61%;華東區域其次，為3.72 萬千瓦，占全國光伏發電并網容量的27.97%;東北區域目前沒有光伏發電并網裝機容量。全國風電和光伏發電并網裝機容量及其分區域構成情況分別見圖1 和圖2，詳細數據見附表
1、附表2。
從分區域在建裝機容量來看，截至 2010 年6 月底，華北區域風電在建規模最大，為539.57 萬千瓦，占全國風電在建容量的33.94%;西北區域其次(主要分布在甘肅省)，為496.40 萬千瓦，占全國風電在建容量的31.23%;華中區域最少，僅有17.97 萬千瓦。華北區域光伏發電在建規模最大(主要分布在山東省)，為5.91 萬千瓦, 占全國光伏發電在建容量的28.10%;西北區域其次(主要分布在甘肅省)，為5.55 萬千瓦，占全國光伏發電在建容量的26.39%;華中區域最少，為0.45 萬千瓦。從分省份并網裝機容量來看，截至2010 年6 月底，內蒙古并網風電裝機容量居全國各省份之首，為700.29 萬千瓦，占全國并網風電裝機容量的31.83%，占全區全口徑發電裝機容量的12.11%左右，分布在蒙西、蒙東電網區域容量比重為7:3。遼寧、河北、黑龍江、吉林、甘肅、山東、江蘇等省份的并網風電裝機容量均超過了百萬千瓦，分別為227.80 萬千瓦、206.75 萬千瓦、162.67 萬千瓦、152.50萬千瓦、119.11 萬千瓦、111.07 萬千瓦和110.13 萬千瓦，分別占本省份總裝機容量的7.91%、5.13%、8.47%、9.02%、6.00%、1.81%和1.78%。天津、安徽、廣西、四川、貴州、陜西、青海沒有并網風電裝機。寧夏并網光伏發電裝機容量最大，為6.03 萬千瓦，占全國總并網光伏發電裝機容量的45.34%;江蘇其次，為2.55 萬千瓦，占全國總并網光伏發電裝機容量的19.17%;此外，云南、甘肅的并網光伏發電裝機容量也均超過了1 萬千瓦。詳細數據見附表
3、附表4。
從分省份在建裝機容量來看，截至2010 年6 月底，甘肅風電在建裝機容量最大，為409.95 萬千瓦，占全國風電在建裝機容量的25.79%;河北、內蒙古、山東的風電在建裝機容量分別達到了258.40萬千瓦、227.10 萬千瓦和119.47 萬千瓦。甘肅光伏發電在建裝機容量最大，為3.95 萬千瓦;山東其次，為3.60 萬千瓦;廣東、海南、上海、青海、山西、福建、浙江的光伏發電在建裝機容量均超過了1萬千瓦。
(二)風電、光伏發電投資主體情況風電和光伏發電的投資主體情況有較大差別。風電的投資主體相對集中，主要是中央企業和部分風能資源豐富的地方國有發電投資企業。截至2010 年6 月底，全國并網風電裝機容量超過50 萬千瓦的發電集團共有10 個，并網裝機容量共計1668.97 萬千瓦，占全國并網風電裝機容量的75.85%。其中，超過200 萬千瓦的發電集團有3 個,分別為：中國國電集團公司、中國大唐集團公司和中國華能集團公司。截至2010 年6 月底，在建風電裝機容量超過50 萬千瓦的集團共有7 個。其中，中國國電集團公司、中國華能集團公司和中國大唐集團公司的在建裝機容量均超過了150 萬千瓦;中國神華集團公司、中國華電集團公司、中國廣東核電集團有限公司、中國電力投資集團公司的在建裝機容量在50 萬千瓦至100 萬千瓦之間。目前，我國光伏發電還處于試驗、探索階段，投資建設項目規模小，投資主體呈多元化發展態勢。截至2010 年6 月底，中國節能環保集團公司和江蘇中能硅業科技發展有限公司的已并網光伏發電裝機容量均達到了2 萬千瓦。已并網的光伏發電項目中，裝機容量最大的是江蘇中能硅業科技發展有限公司投資的徐州協鑫光伏發電有限公司2 萬千瓦光伏發電項目。甘肅省電力投資集團公司、海南省發展控股有限公司的光伏發電在建容量均達到了2 萬千瓦。在建項目中，規模較大的有海南臨高2 萬千瓦光伏并網發電示范工程和山東濟寧1.8 萬千瓦十里營光伏電站。
(三)風電、光伏發電上網電價及補貼情況由于定價機制、工程造價水平不同，全國范圍內不同省份、同一省份不同項目之間風電、光伏發電上網電價存在一定的差異。2009 年8 月1 日之前核準的風電項目，既有采用特許權招標定價機制也有采用政府核定電價機制;2009 年8 月1 日以后核準的風電項目，在四類資源區新建的陸上項目統一執行所在風能資源區的風電標桿上網電價。目前，風電上網電價最高的項目是國電龍源電力集團股份有限公司地處浙江省的臨海風力發電廠及蒼南風力發電廠，均為1.4040 元/千瓦時。光伏發電由于國家尚未出臺統一的電價政策，一般由地方政府根據項目情況確定。在已核準的光伏發電項目中，上網電價最高的是上海前衛村光伏電站，為6.4436 元/千瓦時;最低的是中國廣東核電集團有限公司的甘肅省敦煌光伏發電項目，為1.0928 元/千瓦時。據本次調查顯示，風電和光伏發電電價補貼政策執行情況基本良好，國家發改委和國家電監會聯合公布的2009 年1-6 月及2009 年7-12 月可再生能源電價補貼名單中的風電及光伏發電項目基本上都獲得了相應的電價補貼。
(四)風電、光伏發電接入系統建設情況由于國家出臺了可再生能源發電接入系統建設補貼政策，提高了電力企業投資風電、光伏發電接入系統建設的積極性，風電和光伏發電接入系統投產規?？焖僭鲩L。截至2010 年6 月底，本次調查涉及到的風電接入系統工程線路長度為10326 公里，變電容量為3898 萬千伏安。分電壓等級看，330 千伏、220 千伏、110 千伏、66 千伏及以下線路長度分別為666 公里、4202 公里、3733 公里、1725 公里，分別占風電接入系統工程總線路長度的6.45%、40.69%、36.15%、16.71%;變電容量分別為504 萬千伏安、1765 萬千伏安、1229 萬千伏安、399萬千伏安，分別占風電接入系統工程總變電容量的12.93%、45.29%、31.54%、10.24%。分區域看，華北區域以220 千伏及110 千伏電壓等級為主，東北區域以220 千伏及66 千伏為主，西北區域以330 千伏及110 千伏為主;華東、華中、南方區域以110 千伏為主。分省份看，內蒙古的接入系統規模最大，以220 千伏電壓等級為主，線路長度為2453 公里，變電容量為861 萬千伏安。各區域、各省份風電接入系統工程分電壓等級情況詳見附表
5、附表6。從風電接入系統工程的投資主體來看，在本次調查涉及到的494個風電接入系統工程中，電網企業出資建設項目213 個，線路長度4444 公里，變電容量1914 萬千伏安，占風電接入系統工程總項目數、線路長度、變電容量的比例分別為43.12%、43.04%、49.10%;發電企業出資建設項目278 個、線路長度5698 公里、變電容量1961 萬千伏安，占風電接入系統工程總項目數、線路長度、變電容量的比例分別為56.28%、55.18%、50.31%;電網企業和發電企業共同出資建設項目3 個、線路長度184 公里、變電容量23 萬千伏安，占風電接入系統工程總項目數、線路長度、變電容量的比例分別為0.61%、1.78%、0.59%。詳細情況見附表7。分區域看，華中、華東區域電網企業出資建設項目比例較高，均超過了70%;華北、東北區域比例較低，均在30%左右。分省份看，北京、天津、山西、上海、江蘇、安徽、江西、湖北、廣西、海南、重慶、貴州等省份的接入系統工程全部由電網企業出資建設，黑龍江、山東、浙江、內蒙古、遼寧、新疆電網區域的接入系統工程全部或大部分由發電企業出資建設。各區域、各省份風電項目接入系統工程投資主體情況見附表
8、附表9。光伏發電項目接入系統工程規模相對較小，共計線路長度134 公里，變電容量22 萬千伏安，主要電壓等級為35 千伏。其中，發電企業投資建設的線路長度為109 公里，占81.34%;變電容量為19 萬千伏安，占86.36%。分省份看，寧夏、甘肅、山東的規模較大，線路長度均超過了29 公里，變電容量均超過了3.7 萬千伏安。
(五)風電、光伏發電上網電量收購情況2009 年，風電及光伏發電上網電量為256.15 億千瓦時，占全國全口徑發電量的0.70%，其中，風電256.10 億千瓦時，光伏發電0.0560千瓦時。2010 年1 至6 月份，風電及光伏發電總上網電量為223.05億千瓦時，其中，風電222.54 億千瓦時，光伏發電0.5176 億千瓦時。分區域看，2010 年1 至6 月，華北區域風電上網電量最多，為94.72 億千瓦時，占全國風電總上網電量的42.56%;東北區域風電上網電量70.48 億千瓦時，占31.67%;華中區域上網電量2.10 億千瓦時，比重最少，僅占0.95%。西北區域光伏發電上網電量最多，為0.3064 億千瓦時，占全國光伏發電總上網電量的59.20%;華東區域上網電量為0.1679 億千瓦時，占32.44%;東北、華中沒有光伏發電上網電量。具體情況見圖
3、圖4 所示。分省份看，2010 年1 至6 月，內蒙古風電上網電量最多，為71.83億千瓦時，占全國風電上網電量的32.28%;河北、遼寧的風電上網電量均超過了22 億千瓦時，占全國風電上網電量比例均超過了10%。寧夏光伏發電上網電量最多，為0.2768 億千瓦時，占全國光伏發電總上網電量的53.49%;江蘇光伏發電上網電量占全國的比例也較高，達24.67%。已并網的風電和光伏發電設備受電網安全等因素影響而可能存在未能上網的電量，本次調查對這部分電網未收購電量進行了統計。2010 年1 至6 月，風電未收購電量為27.76 億千瓦時，光伏發電沒有未收購電量。分區域看，華北、東北未收購風電電量較多，華北區域未收購風電電量為15.88 億千瓦時，占全國總未收購電量的57.20%，高于其上網電量全國占比14.64 個百分點;東北區域未收購風電電量為10.64 億千瓦時，占全國總未收購電量的38.33%，高于其上網電量全國占比6.66 個百分點。分省份看，內蒙古未收購風電電量最多，為21.01 億千瓦時,占全國總未收購電量的75.68%，高于其上網電量全國占比43.40 個百分點;吉林未收購風電電量為2.60億千瓦時;河北、甘肅、黑龍江在2009 年1 月到2010 年6 月期間未收購風電電量均在3 億千瓦時左右。
二、監管評價
(一)近年來風電、光伏發電總體呈較快發展態勢在國際能源和環境約束的大背景下，各方對風電、光伏發電發展的認識水平不斷提高，重視程度日益加強。國家從戰略層面上確定了風電等可再生能源發展方向，并制定了可再生能源產業發展規劃和相應的政策措施;各地方政府切實按照國家可再生能源發展戰略，制訂本省份的風電、光伏發電發展規劃和實施方案;發電企業投資風電、光伏發電的積極性不斷提高，風電和光伏發電的比例不斷上升;電網企業在電網規劃、并網接入和電量收購等方面積極為風電、光伏發電的發展創造良好條件，促進了風電和光伏發電的健康發展。與此同時，鼓勵可再生能源發展的政策措施不斷完善，為風電、光伏發電的發展創造了良好環境?！犊稍偕茉捶ā返某雠_為風電、光伏發電的發展奠定了法律基礎;可再生能源價格全國分攤政策、可再生能源增值稅減半征收政策切實提高了風電、光伏發電企業的經營效益;可再生能源接入系統建設及補償政策、上網電量全額收購政策為風電、光伏發電發展提供了支持和保障;可再生能源特許權招標制度、金太陽示范工程等措施為風電、光伏發電發展注入了強大動力。在一系列政策措施的推動和激勵下，各方投資風電、光伏發電的積極性大大增加，風電、光伏發電呈現快速增長的態勢。預計2010年底全國風電總并網裝機容量將達到3000 萬千瓦左右，全國光伏發電總并網裝機容量將達到25 萬千瓦左右。
(二)風電、光伏發電仍有發展空間雖然風電、光伏發電裝機容量連續快速增加，但目前尚處在起步階段，在電源結構中所占的比例還很低。截至2010 年6 月底，全國已并網的風電和光伏發電裝機容量僅占全國裝機容量的2.46%;2010年1 至6 月風電和光伏發電上網電量僅占全國發電量的0.7%左右。根據我國2007 年制定的《可再生能源中長期發展規劃》，全國陸地和近海的可利用風電資源共計約10 億千瓦，三分之二的國土面積年日照小時數在2200 小時以上，年太陽輻射總量大于每平方米5000 兆焦。因此，風電、光伏發電仍有很大的發展潛力。
(三)風電、光伏發電并網接入和電量收購相關服務水平不斷提高電網企業深入研究風電和光伏發電的技術特點，分析發電接入對電網運行的影響，并在此基礎上研究制訂相應的技術規定和服務管理流程，不斷規范和提高風電、光伏發電并網發電的服務水平。例如，南方電網公司制定了《南方電網公司支持新能源發展若干意見》，內蒙古電力公司編制了《辦理風電業務工作流程指南》，安徽省電力公司制訂了《安徽省電力公司可再生能源發電全額上網管理辦法(試行)》等。電網企業總體上能夠在確保電網安全穩定運行的前提下，優先調度風電、光伏等可再生能源發電，全額收購風電、光伏發電上網電量，并認真貫徹執行上網電價政策及電價附加調配政策，與風電、光伏發電企業及時足額結算電費，確保了發電企業的利益和資源的充分利用。風電、光伏發電的購售電合同和并網調度協議簽訂情況總體良好，基本上做到了并網有協議，交易有合同，有效地保障了發電企業的合法權益。
三、存在問題
(一)風電發展規劃和投資立項的統籌性有待進一步加強一是部分地區存在大規模風電難以消納的問題。在部分風電資源比較豐富的地區，風電發展規劃側重于資源規劃，缺乏具體的風電送出和風電消納方案，大規模風電送出消納的矛盾日益突出。蒙西電網的風電資源豐富，2010 年6 月底，已并網和在建風電裝機已分別達到489 萬千瓦和85 萬千瓦，上網電量除部分由本地消納外，其余電量需要外送華北電網。但是，隨著河北張家口、承德地區大規模風電裝機的陸續投產，華北電網也面臨著本地風電消納問題，從而使蒙西的風電消納問題更加突出。2010 年6 月底，甘肅酒泉規劃建設的1000萬千瓦級風電基地已并網近100 萬千瓦，在酒泉及河西地區已經無法完全消納，大部分需要送到蘭州負荷中心消納。預計2010 年甘肅全省統調范圍內最大負荷1000 萬千瓦左右，而2010 年底酒泉風電基地建成裝機容量將達到500 萬千瓦左右，遠遠超過了酒泉及河西地區的用電需求;2015 年酒泉風電基地發電量預計將達到250 億千瓦時左右，在甘肅乃至西北電網都難以消納，但是向網外輸送的消納市場及其配套電網建設目前均未明確。吉林白城地區電網網架較薄弱，外送能力有限，由于地區負荷較低，風電無法完全就地消納，風電企業發電經常受到限制，如，大唐吉林大通風電場2009 年未能上網電量1488萬千瓦時，占全年上網電量的14.7%，影響利用小時300 小時。二是部分項目電源建設和電網建設的協調有待加強。由于風電項目前期工作流程相對簡單，核準進度快，建設周期相對較短，而電網接入系統在項目審查、方案確定及工程建設方面相對復雜，致使接入系統工程與風電場建設難以同步完成。例如，內蒙古蒙電華能熱電公司烏力吉木仁風場一期、額爾格圖風場一期、白云風場一期預計2010年底投產，但是由于其接入系統至今未取得審查意見，風電無法按時送出。內蒙古地區風電資源需通過西電東送通道送往京津唐地區，但現有兩條通道容量有限，只能解決少量風電的送出，內蒙古送出第三條通道2006 年就已經開始規劃，但至今仍未開工。三是個別地區風電與其它電源發展不配套。東北區域火電機組中的供熱機組比例較高(如吉林省為72%)，其在冬季供暖期基本不具備調峰能力，而可以啟停調峰的中小型火電機組已逐步關停，抽水蓄能電站、燃氣機組建設相對遲緩，在電網調峰能力嚴重不足的情況下，為保障電網安全和居民采暖，電力調度機構不得已在低谷時段采取限制風電出力的措施。蒙西電網風電裝機容量已達到全網最高負荷的24.51%，在冬季供熱期間和用電低谷時段，為確保電力系統安全運行，也不得不限制風電場的出力。
(二)風電、光伏發電的相關政策和激勵機制有待進一步完善目前，我國已制定了一系列政策法規和激勵機制鼓勵風電和光伏發電的發展，但政策體系的完整性及相關政策之間的協調性還有待加強。一是光伏發電產業扶持政策尚需完善。國家層面上至今未出臺光伏發電上網電價和項目建設的相關實施細則，制約了光伏發電產業的規?；l展。特別是對于作為未來光伏發電主要形式之一的接入配電網(用戶側)分布式光伏發電項目，目前還缺乏上網售電的政策支持，嚴重制約了小型光伏發電的投資積極性。二是國家對風電等可再生能源發電接入系統工程投資、運行維護等方面的相關規定尚未完善，部分接入系統工程補貼不足影響了電網企業投資建設的積極性。風電項目一般遠離負荷中心，其配套接入系統建設工程量大、投資高、線路利用率低，接入系統工程補貼政策的標準難以滿足部分項目電網投資和運行維護的需要，影響了電力企業建設的積極性。例如，上海市電力公司出資6528 萬元建設的東海大橋海上風電項目接入系統工程，按目前電價補貼政策，需要32 年以上才能收回靜態投資。調查顯示，黑龍江、山東、浙江、內蒙古、遼寧、新疆的全部或大部分風電場接入系統工程由發電企業出資建設，部分風電企業還負責接入系統工程的運行維護，不利于系統的安全管理。三是風電、光伏發電電費補貼不及時。風電、光伏發電電費補貼往往大大滯后于電量上網時間，導致發電企業不能及時獲得相應的電價補貼，影響企業的經營效益，部分規模較小的發電企業甚至出現流動資金周轉困難的現象。四是個別歷史遺留問題仍待解決。2006 年以前批準建設的風電等可再生能源發電項目不享受《可再生能源電價附加收入調配暫行辦法》中規定的電價補貼，增加了企業的經營負擔。如上海崇明、南匯、奉賢海灣風電場及浙江臨海、蒼南風電場，這些項目都是2006 年以前投產的，上網電價較高且不享受可再生能源附加資金補償，增加了電網企業的購電成本。
(三)風電、光伏發電并網接入和運行管理有待進一步規范和完善調查發現，目前風電、光伏發電并網接入系統存在以下兩個方面的問題：一是風電接入系統缺乏明確的定義導致各方有不同的理解。有的認為是風電場升壓變電站以及從升壓變電站至電網側進線第一基塔之間的線路;有的認為是風電場出線第一基塔至電網側進線第一基塔之間的線路;有的認為是風電場出線第一基塔至電網側進線第一基塔之間的線路以及電網側進線間隔。由于理解上的不同容易導致接入系統建設過程中的分歧以及統計口徑的不一致。二是風電、光伏發電并網接入和調度管理的有關標準和規定需要根據風電、光伏發電的特點進一步規范和完善。目前風電場并網方面沒有國家級標準，為解決風電機組低電壓穿越、吸收無功以及安全穩定等突出問題，國家電網公司出臺了《國家電網公司風電場接入電網技術規定》，要求風電場滿足相關技術標準并進行技術改造后才能入網，此規定在一定程度上規范了風電接入工作，但該標準是企業標準，不是國家標準，容易引發網廠矛盾。
(四)風電、光伏發電的規模發展對電網安全穩定運行的影響不斷加大風電、光伏發電具有間歇性、隨機性的特點，風電還有反調峰特點，對系統潮流控制、輔助服務調用、短路電流控制、電能質量保證等都提出了新的挑戰。目前，由于風功率預測系統不完善，基礎數據缺乏，準確度不高，電網企業無法根據預測的風力功率制定日前計劃，運行方式的安排上存在著很大的不確定性。甘肅西北部的酒泉地區處于甘肅電網的末端，并入大量風電后，實際運行中面臨著暫態穩定等各類穩定問題和調峰困難;2009 年福建電網最大峰谷差已達到636萬千瓦，部分大型火電機組在實際運行中的調峰深度已達到60%左右，處于深度調峰狀態，接近或達到機組調峰能力技術極限，隨著“十二五”期間風電等繼續大規模投運，對系統調峰要求更加苛刻，將進一步加大電網調峰的壓力。
四、整改要求
(一)風電、光伏發電企業與電網企業應加強并網消納的銜接工作風電、光伏發電企業應高度重視發電并網消納工作，在開展發電項目前期工作階段，要主動與電網企業進行銜接，研究提出切實可行的發電項目送出和消納方案，并報請政府主管部門確認。電網企業在具體受理風電、光伏發電項目接入系統并網申請時，要按照電網發展規劃和風電、光伏發電發展規劃的要求，認真做好發電項目輸送線路、網架結構和落點等方面的相關準備工作，加大電網改造力度，完善網架結構，做好接入系統工程的可行性研究，擇優制訂接入系統方案，積極為風電、光伏發電企業提供并網服務工作，確保發電項目及時并網運行。發電企業和電網企業要加強溝通和協調，共同推動風電、光伏發電建設的協調發展。
(二)電力企業要切實做好風電、光伏發電并網運行相關工作，確保系統安全穩定運行電網企業要進一步加強風電、光伏發電并網對電網安全穩定運行影響的研究，在接入系統的審查、接入電網有關電氣設備的試驗和驗收等方面嚴格執行相關技術標準和規范，與獲得核準、滿足相關技術管理規定、符合并網接入條件的發電企業及時協商簽訂并網調度協議和購售電合同。認真做好風電、光伏發電并網后的負荷預測和電力系統穩定分析工作，合理安排運行方式，提高調度管理水平，保障電力系統安全穩定運行。風電企業應加強機組的管理工作。做好風電功率預測，完善自動化和通信系統，做好機組的日常維護工作，為機組的穩發滿發提供保障。
(三)電網企業要嚴格執行可再生能源收購有關規定電網企業要嚴格按照《可再生能源法》等法律法規的要求，在確保電網安全穩定運行的條件下，根據國家價格主管部門批復上網電價及相關規定收購上網電量,嚴格執行風電、光伏發電上網電價政策，做好電價附加調配工作，及時足額結算電費。
五、監管建議
(一)進一步加強科學規劃，促進風電、光伏發電協調、有序發展根據國家可再生能源發展戰略和《可再生能源中長期發展規劃》，進一步完善各地區風電、光伏發展規劃，針對風電和光伏發電的特點，統籌考慮能源資源、電源結構、受電市場、輸電廊道、電網建設、電網運行等因素，因地制宜發展風電等可再生能源發電，做到電源與資源、電源與電網、電源與電源、電源與用戶之間的和諧發展。在風能和太陽能資源條件較好的地區建設大規模發電基地，應充分考慮電網的網架結構和消納能力，認真做好風電、光伏發電規劃和電網規劃的銜接工作，促進風電、光伏發電建設與電網建設協調發展，維護電力系統安全穩定運行。對于靠近負荷中心周圍的資源，應遵循因地制宜、實事求是的原則，從有利于節能減排、有利于增強電力供應能力的角度出發，發展分布式電源，就近接入配網。同時要進一步理順中央與地方風電項目核準管理體制，使風電開發利用規范化、布局合理化，避免隨意無序開發。
(二)進一步完善價格財稅政策，健全風電、光伏發電激勵機制由于風電、光伏發電的各項技術仍是發展中的技術，建設成本較高，其在市場中的經濟競爭力較弱，需要繼續加大政策扶持力度，促進風電、光伏發電的持續健康發展。一是要研究通過征收能源稅或碳稅的方式，建立穩定持續的支持風電、光伏發電發展的補貼資金來源;二是加強支持風電、光伏發電發展的財稅政策研究，使風電、光伏發電發展與促進地方經濟發展緊密結合，形成促進區域經濟發展的優勢產業;三是進一步完善電價補償機制，提高風電、光伏發電電價補貼的時效性，科學制定風電、光伏發電接入系統工程造價的補償標準;四是進一步完善光伏發電電價政策，出臺科學合理的光伏發電上網電價政策;五是高度重視并大力鼓勵商業模式創新，支持企業面向市場，創新商業模式。
光伏并網發電監控系統范文第5篇
根據**省審計廳20**年對全省扶貧資金進行審計的安排，黃陂區審計局扶貧資金審計組對黃陂區20**扶貧資金進行了全面審計，在此基礎上審計組對扶貧項目中重要一環“光伏發電”項目進行了重點分析和調研，形成如下調研報告。
一、光伏發電的理論基礎與政策背景
光伏扶貧是指在貧困地區統籌建設分布式光伏電源或規?；夥娬?，通過將光伏發電并網出售，為貧困人口帶來經濟收入，以達到精準扶貧目的扶貧開發手段。主要方式是在農民住房屋頂、荒山荒坡或者農業大棚上鋪設太陽能電池板，并入電網，供給各家各戶使用。
隨著我國工業生產和居民生活對電力資源的消費需求日益增大，火力發電的環境污染問題無法避免，兼具清潔性、安全性和可靠性的光伏能源也便成為國家能源開發規劃的重要一環。同時，為了保證各地區的扶貧開發工作既能充分利用荒廢土地和資源，亦能最大限度的維持生態平衡，避免環境破壞，進而貫徹落實習總書記“生態就是資源、生態就是生產力”的經濟發展理念，黨中央、國務院自20**年以來，密集發文要求各地方政府將扶貧開發和能源開發建設相結合，積極開展光伏扶貧建設，國家能源局和國務院扶貧開發領導小組辦公室先后出臺了《關于實施光伏扶貧工程工作方案》、《關于實施光伏發電扶貧工作的意見》、《光伏扶貧實施方案編制大綱》等文件，為在全國具備光伏建設條件的貧困地區實施光伏扶貧工程提供了參考。
在此背景下，黃陂區人民政府扶貧開發辦公室會同有關單位于20**年5月出臺了《黃陂區分布式光伏發電產業扶貧工程實施方案》，決定充分利用國家發改委關于光伏產業的并網電價補貼政策，保障扶貧資金投入，在建檔立卡貧困村、貧困戶的空閑、未利用土地、農業大棚等具備條件的地方，實施光伏扶貧工程，扶持建設分布式光伏發電系統或者小型光伏電站，20年至25年內，持續為貧困戶和貧困村提供現金收入。
二、光伏工程的發展優勢和投資收益分析
光伏扶貧是一項針對自然條件相對較差，發展基礎十分薄弱，難以通過特色產業或其他集體項目突破年集體經濟收入XXX萬元/年以上的瓶頸條件而實施的，帶有一定保障性色彩。
(一)光伏工程的發展優勢
作為精準扶貧的骨干項目之一，光伏扶貧工程將光伏發電與精準扶貧結合起來，在短期內的確不失為一條致富新路，其優勢主要體現在收益的穩定性、產業的環保性和投資的可行性等方面。
1.穩定性。長期以來，農業生產中無法規避的自然災害和難以抵御的市場風險讓多數地區的扶貧工作人員在貧困村產業規劃上畏首畏尾。相比而言，光伏發電的優勢十分明顯，取之不盡的太陽能有效保障了光伏組件的正常運轉。安裝即可并網，并網即能發電，發電便有收入，如此穩定的產銷鏈條使光伏發電成了農村不可多得的增收路徑。
2.環保性?；鹆Πl電對自然環境的破壞力較大，目前，二氧化碳等污染物質的排放已經嚴重破壞生態平衡，自然環境不堪重負。光伏發電不產生任何的廢氣、廢水、廢渣等廢棄物，沒有任何轉動部件，不會產生噪聲污染。
3.可行性。農村自然稟賦的豐裕程度參差不齊，存在較大的區域差異，加之青壯年勞動力大量流失，人力資本更顯捉襟見肘，在資源稟賦不足和勞動力資源短缺的雙重約束下，貧困村的集體經濟往往止步不前，光伏電站將農民閑置的自家屋頂、院內外空閑地和可以利用的荒山荒坡采取不同的形式加以充分利用，既能滿足用電需求，亦能增加收入來源，改善生活條件。
(二)光伏工程的實施成效
黃陂區是我省首個開展光伏扶貧計劃的縣區，20**年，除王家河街之外的7個街道鄉鎮累計為XXX個貧困村建成小型光伏電站，長嶺街和木蘭鄉為XXX戶建檔立卡貧困戶建成分布式光伏發電系統，全區全年累計完成村級光伏發電2531千瓦，戶用光伏發電39千瓦，發電收入XXX萬余元。
黃陂區開展光伏扶貧工程的主要資金來源為各級政府用于貧困村扶貧開發工作的財政專項轉移支付。在不包括各幫扶單位幫扶資金的情況下，直接用于貧困村精準扶貧事業的財政資金平均在XXX萬元左右，基本可以保證各村在完成光伏發電項目建設的同時，維持村委組織的正常運轉。截止目前，全區直接用于光伏發電站建設的財政資金累計高達2600余萬，未來還將持續投入5000余萬，除王家河街外，各鄉鎮均已完成200千瓦以上的光伏電站建設任務。
(三)光伏電站的收益預測
經濟收益的短期性和經營風險的可控性使諸多貧困地區對光伏工程趨之若鶩，“光伏熱潮”由此形成，但是，評估一項產業的發展情景和盈利空間不僅要考慮短期收益，更要考慮長期回報和機會成本。以木蘭鄉富家寨村為例，全村目前已投入運營的光伏工程占地約1.7畝，總裝機容量40千瓦，總投資成本約XXX萬元，按照1.XX元/度的預期電價計算，可在未來25年間完成集體收入XXX萬元以上，投資回報可達60余萬元。全周期收益預算并未包括光伏發電組件建成之后的日常維護和管理費用。調研發現，多數貧困村選擇任用本村的貧困人員負責光伏電站的維護和管理，為扶貧對象提供就業機會和收入來源。
此外，光伏扶貧工程維持現有利潤的前提是國家對新能源發電的補貼力度和政策保障，在沒有各類財政補貼政策的情況下，分布式光伏發電站的投資收益將無法保障，收回建設資本的周期將大幅延長，預期利潤大幅下降，甚至會低于金融機構的定期存款收益。同時，調研組發現個別貧困村的光伏組件僅僅建成半年便已出現破損情況，能否維持25年的使用壽命還是個未知數，使用周期一旦縮短，光伏電站的收益還將受到嚴重影響。
三、光伏電站發展中的潛在問題
光伏扶貧實現了改善農民生活條件和充分利用自然資源的統一。黃陂區諸多貧困村得以脫貧出列，貧困人口得以脫貧銷號，光伏項目的實施功不可沒，但這并不能從根本上實現“輸血式”扶貧向“造血式”扶貧的實質性轉變，依賴性、功利性、短期性、安全性和可持續性等潛在問題同樣值得關注。
(一)依賴性。光伏電站的穩定收益一方面源自氣象條件的穩定和光伏組件的正常運轉，另一方面則依賴于國家財政持續性的高額補貼和高標準的上網電價，但這種脫離市場的盈利手段并不具有經濟上的可持續性和市場上的強競爭性。
(二)功利性。根據調研資料整理的全區20**年的建成光伏發電站貧困村的基本情況，不難發現，XXX個建成光伏發電項目的貧困村中，半數以上肩負著當脫貧出列的任務，出列村光伏電站的建設規模遠遠高于非出列村，數據的背后隱藏的是駐村扶貧工作人員在光伏項目的建設過程中存在一定程度的功利性色彩，“誰要出列，誰建光伏”的現象十分突出。
(三)短期性。相比種養殖產業和特色鄉村旅游業，光伏電站在享受國家政策補貼情況下的年收益率一般只有XX%左右，若失去政策依賴則會更低，經濟利潤相比服務性行業和規?；N植業明顯偏低，短期性的微薄收益對貧困村的長遠發展基本沒有實質性的意義。
(四)安全性。絕大多數貧困村民不具備足夠的文化背景和科學常識，不了解光伏發電的技術原理，更不具備對光伏災害的危險防范意識，甚至有個別村民將稻谷鋪在光伏電池板上，這極有可能引發熱斑效應，發生危險。
(五)可持續性。調研發現，一般小型光伏電站的投資成本在每千瓦1萬元以上，多晶硅光伏組件一旦出現問題，每千瓦的更換和維修成本在2-3萬元之間。如此高額的投資無疑會大規模占用扶貧開發資金，數以百萬的投資規模和單一化的投資方向也有可能成為未來利用扶貧資金的潛在隱患，光伏利潤的可持續性問題令人擔憂。
四、產業扶貧的科學規劃與合理路徑
(一)因地制宜，在資金使用上下功夫。選擇好一個能結合本地特色、適合本地發展、能夠為貧困村貧困群眾提供穩定收入來源的產業，是抓好產業扶貧工作的前提。如果發展基礎實在薄弱，各地不妨先將光伏扶貧作為一個重要的產業突破口，通過光伏盈利先為村民樹立起發展村辦產業的信心。
(二)狠抓關鍵，在項目落實上見行動。龍頭企業在黃陂區旅游扶貧開發、農業資源開發和光伏能源開發等三大發展戰略上發揮了重要的作用，要特別注意招商引資工作，使龍頭企業成為帶動項目落實和脫貧致富的火車頭。
(三)力求精準，在產業增收上出成效。光伏電站的短期收益十分有限，因此，務必要嚴格收益分配，瞄準貧困村、貧困戶、貧困人口，將電站收益精準“滴灌”到農村“無勞力、無資金、無穩定收入來源”這一“三無”特困貧困戶身上，精準“滴灌”到貧困村里。
光伏并網發電監控系統范文第6篇
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對光伏發電有點了解的人都知道不管是家用的還是工業用的分布式光伏發電系統，如果想并網想領取國家補貼的話，首先都必須備案，那如何備案呢?流程是怎么樣的?又需要準備哪些資料?今天廣東太陽庫技術人員為大家介紹一下：
自然人和法人申請分布式光伏發電并網分別需要如下資料：自然人申請需提供經辦人身份證及復印件、戶口本、房產證等項目合法支持性文件;法人申請需提供經辦人身份證及復印件和法人受托書原件(或法定代表人身份證原件及復印件)，企業合法營業執照、土地證等項目合法性支持文件、政府投資主管部門同意項目開展前期工作的批復(需核準項目)、項目前期工作相關資料。
順便給大家介紹一下分布式光伏發電系統并網流程吧
1、地市或縣級電網企業客戶服務中心為分布式光伏發電項目業主提供并網申請受理服務，協助項目業主填寫并網申請表，接受相關支持性文件。
2、電網企業為分布式光伏發電項目業主提供接入系統方案制訂和咨詢服務，并在受理并網申請后20個工作日內，由客戶服務中心將接入系統方案送達項目業主，項目業主確認后實施。
3、10千伏接入項目，客戶服務中心在項目業主確認接入系統方案后5個工作日內，向項目業主提供接入電網意見函，項目業主根據太陽庫專注為您建光伏電站
http:/// 接入電網意見函開展項目核準和工程建設等后續工作。380 伏接入項目，雙方確認的接入系統方案等同于接入電網意見函。
4、分布式光伏發電項目主體工程和接入系統工程竣工后，客戶服務中心受理項目業主并網驗收及并網調試申請，接受相關材料。
5、電網企業在受理并網驗收及并網調試申請后，10個工作日內完成關口電能計量裝置安裝服務，并與項目業主(或電力用戶)簽署購售電合同和并網調度協議。合同和協議內容執行國家電力監管委員會和國家工商行政管理總局相關規定。
6、電網企業在關口電能計量裝置安裝完成后，10個工作日內組織并網驗收及并網調試，向項目業主提供驗收意見，調試通過后直接轉入并網運行。驗收標準按國家有關規定執行。若驗收不合格，電網企業向項目業主提出解決方案。