光伏工程监理规划篇1
扶贫成为光伏发电的新使命，这是光伏企业难得的机遇。但在追逐补贴的利益驱动之下，拖延建设工期、组件质量以次充好、并网难等问题如何解决，有业内人士表示并不乐观。
“光伏扶贫既有利于人民群众增收就业又能够扩大光伏市场的好思路，如果疏于管理，良好的预期将难以实现。”中国可再生能源学会副理事长孟宪淦对《财经国家周刊》记者说。
追逐补贴
2015年3月，国家能源局转发了由水电水利规划设计总院为各扶贫地编制光伏扶贫实施方案提供参考依据的《光伏扶贫试点实施方案编制大纲（修订稿）》，提出由地方政府对户用和基于农业设施的光伏扶贫项目给予35%初始投资补贴，对大型地面电站给予20%初始投资补贴，国家按等比例进行初始投资补贴配置;同时光伏扶贫项目在还贷期内享受银行全额贴息。
如果上述政策能够落实，对光伏企业来说无疑是巨大利好。但业内人士担心，这或成为2009年“金太阳示范工程”的翻版。
2009年7月，财政部、科技部、国家能源局联合了《关于实施金太阳示范工程的通知》，决定综合采取财政补助、科技支持和市场拉动方式，加快国内光伏发电的产业化和规模化发展。随后，项目审批、补贴发放和后期的监管频频出现问题，2013年，财政部决定停止新增金太阳示范工程申请审批。
如今，在巨额补贴利好诱惑下，众多企业已不惜采取垫资或直接捐资等方式争取扶贫项目。“企业不是慈善机构，无论亏钱换指标还是压低质量谋求利益，都非正常的市场手段，光伏扶贫或将沦为又一个金太阳项目。”一位不愿具名的业内人士说。
从光伏扶贫政策不难发现，政策虽规定了项目建设方式、质量要求，运行维护管理方法及保障措施，但对于保障措施如何制定、落实、监管等都未明确。如果监管乏力，金太阳工程出现的拖延建设工期，组件质量以次充好，骗取补贴等问题可能再次出现。最终将导致扶贫工程质量不达标，后续扶贫效果无法实现。
中国能源经济研究院首席光伏研究员红炜对《财经国家周刊》记者表示，项目未动，规划先行。光伏扶贫项目要真正惠民，应该发挥规划在项目建设中的作用，充分考虑光伏项目发电模式，须对光伏资源准确评价、科学规划设计以及项目后期运行可监控。
不容回避的难题
光伏扶贫项目的主要模式是，在已建档立卡贫困户的屋顶和庭院安装分布式光伏发电系统和利用贫困地区荒山荒坡、农业大棚或设施农业等建设光伏电站，通过土地租金或直接就业增加贫困人口收入。以20平方米屋顶安装3千瓦分布式光伏电站为例，年均发电3000度，如果以所有电量全部并网计算，售电收入每年达3000元，25年总收益约7万元左右。
在贫困地区推广分布式光伏可绕开在城市屋顶产权等难题，但新问题却接踵而至。海润光伏副总裁李红波向《财经国家周刊》记者介绍，在农村地区，屋顶参差不齐，不能具备电站所须的承重载荷条件，要根据屋顶结构和承载能力进行改造，设计安装难度较大。荒山荒坡也在近年来的流域治理等水土保持工程中大范围减少，能够满足电站建设条件的较少。
并网消纳难题同样难以回避。目前已公开政策的几个省份，大多数以村为单位推进光伏扶贫。贫困地区用电负荷相对较低，电网等基础设施薄弱，在局部地区大量建设分布式光伏电站就近并入低压电网会对电网造成较大冲击，甚至带来安全隐患。同时，在农村地区利用贫困地区荒山荒坡、农业大棚或实施农业等建设装机较大的光伏电站，可能出现弃光、限电，给用户带来损失。
农村地区相关人才缺乏，对电站后期维护也不利。缺乏必要的本地运维人员，光伏电站建成以后组件或线路故障会造成发电量损失，而在农村光伏电站分散，外聘运维人员会带来较大成本。
光伏工程监理规划篇2
2．1EPC光伏电站工程施工进度管理
EPC光伏电站工程的建设周期一般较短，需要占用很大的土地面积，因为工程建设周期比较短，对光伏电站工程的设计、材料设备采购和施工都有较大的影响，因此，合理的控制光伏电站工程的施工进度十分重要，EPC光伏电站工程的承包商要制定统一的施工计划，以EPC光伏电站工程的工期为依据，对工程中的土建施工进度进行合理的安排，对土建施工的进度进行规划后，对工程中安装机电设备的进度进行分析规划，EPC光伏电站工程承包公司与设备供应商需要明确的签订合同，确定设备的供货时间和设备的具体情况，要保证机械设备供应商能够及时地提供机械设备，保证机电安装施工顺序能够按照计划进行，合理地控制机电安装的进度。承包公司在规划好光伏电站工程的施工进度后，对光伏电站进行阵列布置，合理分配和安装设备，对EPC光伏电站工程要使用的设备，如汇流箱、箱变、支架等分配情况制作成分配表，以分配表为依据，来合理地对设备进行下发，有利于设备的安装，便于承包公司进行质量验收。在EPC光伏电站工程的施工现场，合理规划设备安放的位置，使工程施工过程中能够比较方便的利用设备，避免在施工现场出现二次转运设备的现象，使EPC光伏电站工程的施工现场能够竟然有序的进行土建施工、机电设备安装等操作，防止出现交叉作业的情况，有效地控制EPC光伏电站工程的施工进度。
2．2EPC光伏电站工程的施工成本控制管理
光伏电站工程项目的成本要比常规电站项目的成本要高，所以EPC光伏电站工程对施工成本进行管理是非常必要的，对施工成本进行有效的管理，就要对工程项目的投资成本进行合理的控制。承包商需要建立专门的监理部门，对光伏电站工程的投资进行控制和管理。承包公司要采取一定的经济措施，在光伏电站工程施工的过程中，对各项付款账单进行重复审核后，才能对付款证书进行签字。对施工的投资资金进行跟踪，将实际施工所用的资金与计划投入资金进行对比，对产生的偏差进行分析，找出原因，并采取相应的措施进行调整，将光伏电站工程的投资成本控制在合理范围内。光伏电站工程的承包商对设备供应商的选择关系到工程的施工成本，承包商可以选择议标的方式来选择设备供应商，通过设备供应商之间的竞争，对其进行对比，选择价格合理、具有良好声誉的设备供应商，与其合作，并对合同进行严格的管理，合理的控制施工成本。
2．3EPC光伏电站工程的施工技术管理
对光伏电站工程的施工技术进行有效的管理有利于提高工程的建设质量，光伏电站工程的设计变更对工程的资金投入有较大的影响，需要对光伏电站工程的施工设计进行控制，在设计的过程中，对工程施工技术进行经济分析，根据光伏电站工程的实际情况制定施工技术方案，要保证施工技术水平，首先要确定光伏电站工程使用的设备材料质量符合规范要求，如电池组件，电池组件需要具备较大的功率和较高的转换率。根据光伏电站工程的实际情况选择合适的施工工艺，提高施工人员的施工技术水平，对电站电缆进行合理的布置，将损耗降到最低，使光伏电站系统的转换效率得到提高，从而促进施工技术的提高。
2．4EPC光伏电站工程的施工质量控制
光伏电站工程的施工质量对项目的使用效果有很大的影响，EPC承包商要根据光伏电站工程的实际管理情况，来规划工程的施工质量管理，施工质量管理的重点在于施工前对工程质量进行控制和施工的过程中对施工质量进行控制，防止施工后出现质量问题，影响光伏电站工程的使用效果。要实现有效的控制施工质量，承包商需要制定施工技术标准和施工质量验收标准，聘请专业的质量管理工作人员，对光伏电站工程建设过程中的各个环节进行严格的监督检测，保证各个施工环节的质量符合规范要求。光伏电站工程进行施工质量控制是一个系统的控制过程，即事前控制、事中控制、事后控制。
2．5EPC光伏电站工程的施工安全管理
EPC承包商在进行光伏电站工程建设的过程中，应该对施工安全问题进行重点管理，随着社会的进步，“以人为本”的观念逐渐深入人心，在光伏电站工程的施工过程中，不仅仅要重视施工质量，对施工安全同样要引起重视，光伏电站工程的施工安全影响到施工人员的生命财产安全，对光伏电站工程的质量也有很大的影响，所以EPC承包商在施工的过程中，需要制定施工安全管理制度，做好安全防护措施，对施工过程进行实时监督，及时发现安全问题，并采取相应的措施将安全隐患消除，保证光伏电站工程顺利施工。
光伏工程监理规划篇3
批准：
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编写：
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目 次
1 工程概况
2 监理组织机构、监理人员和投入的监理设施
3 监理合同履行情况
4 监理工作成效
5 监理工作中发现的问题及其处理情况
6 说明和建议1 工程概况
国网甘肃检修公司 330 千伏天水变二次设备改造主要为解决天水变保护设备老旧问题，提升天水变保护设备性能，以保障安全供电。本工程位于甘肃省天水市秦州区太京镇银坑村的在运天水330千伏变电站内。
1.1工程规模
1.1.1电气部分
（1） 330千伏设备
更换变电站监控系统1 套，新上1、2号主变、1号高抗、330千伏断路器、线路测控装置和电压并列装置，新上330千伏天成线线路保护及失灵远跳装置，新上330千伏主变保护4套、330千伏高抗保护柜2套。新上330千伏3320、3321、3330、3331、3332、3340、3342、3350、3351、3352断路器辅助保护及屏柜，新上330千伏母线保护2套，新上330千伏故障录波器柜1 套。新上330千伏二次设备均布置于新建综合保护小室。搬迁330千伏故障录波器柜2面至新建综合保护小室。 搬迁330千伏天麦一线、天麦二线、天晒线、天仁一线线路保护及失灵远跳屏柜至新建综合保护小室。330千伏天仁二线保护测控及330千伏第一串3310、3311 断路器保护及测控利旧，布置于原330千伏保护小室二。
拆除原主变及35千伏二次小室、330千伏保护小室一中的被更换的旧设备和二次电缆。
（2）110千伏设备
新上110千伏天冀、天籍、天石一（设备费由其他工程计列）、天石二（设备费由其他工程计列）、天铁一、天铁二、天秦一、天秦二、天二线（含对端光差保护）线路保护，新上110千伏母联保护1套，新上110千伏母线保护2套，新上110千伏微机备投1套。新上110千伏故障录波器柜1 套。新上110千伏电压并列装置1套。新上110千伏测控。 新上110千伏二次设备均布置于新建综合保护小室。 搬迁天岷、天华保护装置至新建综合保护小室。拆除原110千伏保护小室被更换的旧设备和二次电缆。
（3）35千伏设备
新上35千伏保护测控装置8套，布置于新建综合保护小室。新上10千伏保护测控
装置1 套，配套布置于10千伏配电室所用进线开关柜。
（4）交直流系统
新增交流分屏4面，直流分屏6面。
1.1.2土建部分
新建综合保护小室1座及配套室外电缆沟，建筑面积为394㎡。建设相应电气设备基础、地基及完善相应区域地坪。
1.1.3概算投资
批复330千伏天水变二次设备改造工程概算总投资1394.96万元。
1.2施工内容：
本期工程包括：更换全站监控系统；更换老旧保护装置；更换相关二次回路电缆；新建110kV二次小室一个；全站调试。
继电保护及与之相关的设备、网络等应按照双重化原则进行配置，二次设备改造工程在原有围墙内预留场地进行，不需要新征用地。
1.3工程参建单位
项目法人：国网甘肃省电力公司
建管单位：国网甘肃省电力公司检修公司
设计单位：中国能源建设集团甘肃省电力设计院有限公司
监理单位：甘肃光明电力工程咨询监理有限责任公司
施工单位：甘肃诚信送变电工程有限责任公司
2 监理组织机构、监理人员和投入的监理设施
2.1成立本工程监理组织机构
甘肃光明电力工程咨询监理有限责任公司针对本工程的监理要求，成立了“甘肃光明电力工程咨询监理有限责任公司大修技改工程监理项目部”，按投标承诺要求，任命有丰富监理管理经验的朱永成同志为总监理工程师，配备总监代表以及安全、土建、电气等专业监理人员，这5名监理人员，思想觉悟高、作风正派、责任心强、经验丰富、业务素质较高。监理人员按照分工协作，各负其责的原则进行了明确分工，建立和完善了岗位责任制，组成了纵到底、横到边，分工明确、责任到人、工作有序、配合默契、政令畅通、应变能力强、办事效率高、组织严密的项目监理机构，从而为本工程监理工作从组织上提供了保证。其中包括在监理项目部配备了专职专业监理工程师及安全监理工程师。
2.2国网甘肃检修公司 330 千伏天水变二次设备改造监理组织机构人员
监理项目部任职
姓 名
技术职称
专 业
备 注
总监理工程师
朱永成
注册监理工程师
电力专业
土建监理工程师
郭 煜
土建
电气监理工程师
朱 强
助工
电气
安全监理工程师
张 琦
资料员
崔 新
会计学专业
2.3监理项目部资源配置表
监理项目部设施配备表
序号
名 称
规格
单位
数量
备注
一
办公设备
1
计算机
笔记本电脑
台
1
笔记本电脑人手一台
2
打印机
彩色喷墨式，惠普CP1025
台
1
3
复印机
东芝2006（含打印、扫描）
台
1
4
数码相机（或拍照手机）
佳能
部
4
拍照手机人手一部
二
常规检测设备和工具
1
测厚仪
台
1
监理公司统一配备
2
混凝土强度回弹仪
台
1
3
经纬仪
台
1
4
水准仪
台
1
5
游标卡尺
只
1
6
力矩扳手
只
1
7
接地电阻测量表
台
1
8
钢卷尺（5m、2m）
只
各1
9
卷尺（50m）
只
1
10
建筑多功能检测尺
套
1
三
个人安全防护用品计
套
1/人
安全帽、工具包、工作服等人手一套
四
交通工具
越野车CRV型
辆
1
五
办公场所
办公室
间
1
有监理项目部铭牌，上墙图表等，有计算机、打印机等办公设备。
3 监理合同履行情况
3.1策划阶段监理工作情况
3.1.1在甘肃光明电力工程咨询监理有限责任公司总部的领导下，监理项目部精心组织，做了大量的前期准备工作。监理项目部成立后，组织监理人员学习各项监理管理制度，使监理人员熟悉工程技术参数和要求，理解设计意图。依据国家电网公司《国家电网有限公司监理项目部标准化管理手册 变电工程分册（2018年版）》《输变电工程施工工艺示范手册（变电部分）》、《电气装置安装工程质量检验及评定规程》DL/T 5161.1～17—2002、《110kV－1000kV变电（换流）站土建工程施工质量验收及评定规程》 Q/GDW 183—2008、《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》 GB 50148—2010等文件的要求，编制了本工程《监理规划》、《监理实施细则》等监理文件，并确定了监理作业控制点(W、H、S)。
3.1.2针对工程实际、工程特点及重点控制性工序，围绕全方位的质量、安全、进度、投资控制和工程建设合同管理、信息管理以及协调各方面关系，即“四控制、两管理、一协调”。
3.1.3工程开工前，对施工单位的报审资料做了细致审查，重点放在《工程开工报告》、《施工组织设计》、《施工技术措施方案》、《施工进度计划》、《施工安全保证措施》、《施工质量保证措施》、《文明施工措施》、《特殊施工作业指导书》、《特殊工种作业人员统计表》、《主要测量、计量器具检验统计表》、《主要工程材料报审表》及相关合格证、复试报告、化验报告、拉力试验报告等，逐一按照《监理规范》要求进行全面审核。对于施工技术方案措施，要求施工单位在现场施工中全面落实，要求做到不交底不得施工，被交底人未参加交底不得施工。对工程中的特殊作业人员持证上岗情况，大型机械及作业车辆审验证、保修记录、操作人员上岗证及进场安全作业情况，使用主要测量、计量器具及检测取样进行随机抽查，审查《分部（单位）工程开工报审》，确认分部（单位）工程开工条件。将监理规范规定落到实处，使施工全过程处于受控状态。
3.1.4监理项目部组织专业监理工程师研究、熟悉《施工图》，首先内部进行审查，然后参加业主组织的有设计、施工、监理、运行单位参加的施工图会检及设计交底会议。
3.2质量控制方面
3.2.1施工过程要求严格执行《输变电工程建设标准强制性条文实施管理规范》、《质量通病防治措施》、《标准工艺》，并检查、督促及落实。
3.2.2对隐蔽工程、耐压试验等做到了监理人员现场旁站，对一次设备安装，电缆敷设，二次接线等做到了现场巡视过程监理，对发现的问题，现场提出并进行了处理。设备开箱检查、调试等项目，现场监理人员跟踪旁站，对主要材料进行见证取样、复核抽查和报审检查。监理项目部还进行不定期巡回检查和总监巡视检查，充分发挥了工程监理的三级管理职能。对监理初检中发现的缺陷，督促施工单位进行了消除。经复查，完成了消缺工作。工程质量合格。
3.2.3质量控制目标
贯彻和实施施工图设计原则，《监理项目部标准化管理手册》、《输变电工程施工工艺示范手册（变电部分）》、《电气装置安装工程质量检验及评定规程》 DL/T 5161.1～17—2002、《110kV－1000kV变电（换流）站土建工程施工质量验收及评定规程》 Q/GDW 183—2008、《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》 GB 50148—2010等规范质量标准要求，使甘肃天水元龙35千伏变电站主变扩建达到施工图及验收规范的要求和标准，工程顺利投产。在工程监理过程中，我们做到高起点、高标准、严要求，实现了以下工程质量目标：
（1）实现工程“零缺陷”移交。
（2）工程“标准工艺”应用率达到100%。
（3）实现工程达标投产目标。
（4）工程使用寿命满足国网公司质量要求。
（5）不发生因工程建设原因造成的六级及以上工程质量事件。
实现单位工程合格率100%。
3.3安全文明控制情况
3.3.1依据《国家电网公司输变电工程安全文明施工标准》，在监理规划编制中专列了《安全管理》专篇，包括安全风险和应急管理、安全监测管理、安全文明施工管理和分包安全管理。
3.3.2在安全管理上，始终坚持“安全第一，预防为主，综合治理”的安全方针，牢固树立“安全是电力建设永恒主题”的思想，通过具体监理工作，做到了安全组织措施和技术措施在施工中的全面落实，杜绝了各类大小事故的发生。监理项目部部设置了专职安全监理工程师，进行安全巡视和督导，监理人员能按时参加建设单位组织的安全工作会议和施工单位开展的安全检查活动，
3.3.3通过安全控制内容做到了“三提高”， 即提高施工质量、提高全员技术素质、提高安全责任心和执行制度的自觉性，实现了施工安全可控、能控、在控。
3.3.4认真审查安全保证措施及带电跨越的安全保证特殊措施并检查、督促施工队落实，做到事前控制、事中把关，真正做到人人、处处、事事、时时都要把安全放在首位。
3.3.5协助施工队组织安全活动及安全技术措施交底工作。
3.3.6参与业主进行安全检查，对施工中存在的安全问题提出解决方法，并监督实施。
3.3.7指导作业人员正确使用安全防护用具。
3.3.8由于业主、监理、施工单位密切配合，安全工作落实到了每天施工及每项工序之中，把安全施工真正放到了第一位。实现了安全施工目标。
3.4进度控制情况
3.4.1对施工进度计划等实施动态管理，通过定期召开的工地例会，对工程进度实施情况进行检查，分析进度滞后原因，提出监理意见，督促施工项目部采取措施落实相关要求
3.4.2及时处理、传递施工项目部提出的需要协调的问题，监理项目部，认真审核施工单位报送的进度计划，并注重进度计划的执行，以满足业主对本工程的进度要求。
3.4.3施工进度执行情况
施工单位、监理单位按照本工程计划开工时间，按时进场控制工作。
本工程按进度计划，于2018年 6月 25 日按时开工；工程竣工时间因受系统停电安排的影响，业主及时调整了工期，于2019年11 月 27 日完成所有工程量，工程竣工；本工程按分部工程情况，及时安排工程验收，本工程于2019年 11 月 10 日，监理项目部组织施工单位对工程进行了竣工监理初检；2019年11月10-25日，业主组织完成了竣工验收。
3.5造价控制情况
3.5.1完成了工程总投资不突破工程批准概算的目标。完成造价控制目标。
3.6合同管理情况
未发生施工合同、监理合同的执行争议。
3.7信息管理与组织协调
3.7.1按照委托监理合同及档案信息管理规定履行监理的信息与档案管理职责，完善监理档案信息分类管理，实施文件的收发登记管理并及时收集监理档案文件资料（包括影像资料），并按照国家电网公司规定的统一归档目录进行分类整理、组卷、录入，工程投运后及时移交
3.7.2及时将监理的项目管理、安全管理、质量管理、造价管理、技术管理等方面信息输入信息管理系统
3.7.3监督、检查施工项目部对档案资料的过程管理，对移交的档案进行监理初检。
3.7.4参建单位间的工作协调是项目监理部重要监理工作。协调工作的方式方法是：现场口头协调、工地例会及专门会议并发送会议纪要、监理工作联系单等。
3.8技术管理情况
3.8.1重视“标准工艺”的实施，监督施工单位依据“标准工艺”进行施工。
3.8.2研究“施工图”，理解设计意图。
3.8.3组织学习并熟悉“验收规范”等技术文件，确保技术质量。
3.8.4严把工程技术质量控制关，对原材料和半成品进场、分部分项工程、工序交接控制等施工质量严格把关。
4 监理工作成效
4.1工程质量实现了《监理合同》确定的分部工程合格率100%。
4.2杜绝了质量管理事故和重大质量事故的发生。
4.3经验收，工程质量满足要求，基本没有遗留缺陷。
4.4由于业主、监理、施工单位密切配合，安全工作落实到了每天施工及每项工序之中，把安全施工真正放到了第一位。实现了《监理合同》确定的工程施工安全目标。即
未发生人员重伤及以上事故、造成较大影响的人员群体轻伤事件
未发生因工程建设引起的电网及设备事故
未发生一般施工机械设备损坏事故
未发生火灾事故。
未发生环境污染事件
未发生负主要责任的一般交通事故
未发生对公司造成影响的安全事件
5 施工过程中发现问题的处理情况
针对监理巡视、旁站发现安全和质量上存在的问题，采取了口头通知、下发《监理工作联系单》、友情提示和召开工地监理例会等形式，使暴露问题和存在的隐患得到及早解决。施工过程中发现问题坚持闭环管理的方法。
光伏工程监理规划篇4
随着国家一系列光伏发电扶持政策的，社会各界对光伏发电的项目关注度也越来越高。光伏发电作为清洁能源，将是未来的发展趋势，越来越多的光伏发电项目将并网运行。本文重点对分布式光伏项目大规模并网对电网的影响进行了初步探讨。
【关键词】
光伏发电；并网；电网；影响及对策
1 高唐光伏发电并网情况现状
自2013 年以来，高唐公司共计受理光伏并网项目22 项，总计发电装机容量33.108 兆瓦，占到当前全社会最大用电负荷的近12%，所占比重相对较高。其中企业并网项目4 项，总装机容量33.05 千瓦, 时风20 兆瓦、安杰5 兆瓦光伏项目均已并网发电。仅2014 年下半年受理居民光伏并网项目15 项，总装机容量58 千瓦， 容量从1.1 千瓦到22 千瓦不等，光伏并网发电项目出现大幅增加态势。
1.1 分布式光伏发电的基本概念
所谓的光伏发电，指的是利用半导体技术来实现发电。具体来说，就是利用半导体材料的光电效应，促使太阳能在物理作用下转化为电能。因为太阳能本身是一种清洁的自然资源，其在进行转换的过程中无论是从地域特点考虑，还是从整个发电的过程，都是较为灵活的方式, 因此分布式光伏发电被政府部门广泛看好。
1.2 分布式光伏发电的基本特点
光伏发电建设规模灵活，整体资本投入相对较少，运行费用低，投资优势越来越明显。此外在具体的技术实现过程中， 建设周期较短，进行发电操作十分灵活， 过程中一般无需增加专用高压设备，导致该发电技术实际应用中越来越容易实现。
目前高唐公司分布式光伏发电并网主要有两种方式，一是居民户小型光伏项目，通过低压线并网，直接接入公用配电网（如图1 所示）。二是企业投资光伏项目， 一般通过用户内部低压线路并网，后经用户高压专变升压后接入公用电网（如图2 所示）。
图1
通过分析公司辖区安杰、时风等光伏并网项目运行数据发现以下特点，
(1) 光伏发电功率受天气影响波动较为严重，瞬时功率最大变化率超过10% 以上。
（2）小型逆变器输出谐波值随负载变化，波动大，当输出减少到额定输出90% 时，谐波失真有时甚至可达到20%。
（3）大规模分布式光伏电源并网后， 因受天气影响，其发电出力随机性较大。
2 分布式光伏发电对配电网的影响分析
2.1 对电网电压的影响
分布式光伏并网发电过程中，会对整个电网电压的稳定性带来一定的影响。配电网一般呈辐射状，稳态运行状态下，电压沿馈线潮流方向逐渐降低。接入光伏电源后，由于馈线上的传输功率减少，使沿馈线各负荷节点处的电压被抬高. 当并网点位于线路末端，且容量足够大时，可能导致一些负荷节点的电压偏移超标，其电压被抬高多少与接入光伏电源的位置及总容量大小密切相关。其次当大量并网光伏电源接入时，光伏电源对电压的影响还体现在可能造成电压的波动和闪变。由于光伏电源的出力随入射的太阳辐照度而变，可能会造成局部配电线路的电压波动和闪变，若跟负荷改变叠加在一起，将会引起更大的电压波动和闪变。
2.2 对电能质量的影响
逆变器作为分布式光伏并网的关键设备，采用大量电力电子元器件组成，其原理是通过电子开关的快速切换，实现直交流的互换上网，在这个过程难免要产生大量谐波，特别是当同一变电台区安装有较多同一厂家型号的逆变器时，同类型的逆变器( 内在电路和控制策略一致) 会造成特定次数的谐波叠加，谐波超标情况更为明显。谐波对配电网络和用户的影响范围很大. 通常包含改变电压平均值、造成电压闪变、导致旋转电机及发电机发热、变压器发热和磁通饱和、造成保护系统误动作、对通信系统产生电磁干扰和系统噪音，导致计量仪表计量不准确等不利影响。
2.3 对继电保护的影响
光伏发电并网给电力系统继电保护带来许多影响。我国现有配网，多数是以单电源放射状结构为主，但是这种方式明显不适于分布式光伏发电入网模式，如果光伏系统接入位置距离故障点比较近且容量达到一定值时，很可能引起误动。如果故障点在光伏系统的下游时，流过线路保护的短路电流比未接光伏系统是反而小，此时会降低保护的灵敏性。
3 对分布式光伏发电带来的影响的应对措施
分布式光伏发电技术的使用能够改善未来电力过度紧张的问题，为适应未来大规模分布式光伏电源的接入，保证电网的安全稳定运行，提出以下对策建议。
3.1 合理规划是基本前提
随着越来越多的分布式电源接入到配电网络中，集中式发电所占比例将有所下降，电力网络的结构和控制方式将会发生改变，这种改变带来的挑战和机遇将要求电力网络从设计、规划等各方面要进行升级换代，合理规划分布式电源接入位置和容量，在最大限度的利用光伏发电量的同时，将负荷节点的电压偏移等电网安全运行指标控制在规定的范围内，引导分布式光伏有序接入电网。
3.2 做好光伏项目并网计算分析是依据
（1）认真做好变电站、台区并网分布式电源的统计管理工作，特别是要做好台区单相并网逆变器的安装管控，确保三相并网容量平衡。因光伏发电存在随意性及快速调节特性，对低压弱电系统极易引起系统电压不稳定，根据《城市电力网规划设计导则》要求分布式电源短路比不低于10。《光伏电站接入电网技术规定》要求台区低压分布式电源并网容量一般不超台区容量的25%。
（2）加强光伏发电并网配电系统的电能质量监测，严格执行《光伏发电系统接入配电网技术规定》，光伏发电并网运行时向公共点注入的谐波电流等电能质量指标应满足GB/T14549-1993 的要求。其次分布式光伏电源并网后将改变原配电系统的故障特征，使故障后电气量变化更加复杂，需要认真开展分布式光伏并网后保护的计算校核，确保电网保护的正确动作，故障快速切除。
3.3 严把入网产品质量及安装工程验收是关键
在进行光伏发电并网过程中，要加强并网设备质量的把关，严格按照国家下发的光伏设备入网相关管理规定执行，选用国家认监委批准的认证光伏设备，坚决杜绝“三无”等不合格产品进入系统运行。严格按照国家《光伏发电工程验收规范》等相关标准，做好分布式光伏工程并网验收检查，相关安全数据试验分析工作，最大限度提高分布式光伏电源并网安全运行水平。
3.4 加强分布式光伏并网运行监测是重要方式
积极采用新技术加强分布式光伏并网电力系统的监控、调度，采用新的电网保护和控制技术，及时检测控制电网孤岛的发生，保证故障快速、可靠切除和及时恢复供电。
4 结论
分布式光伏发电以其节能、绿色环保等优势，发展上升势头将不可阻挡。随着越来越多的分布式光伏电源接入到配电网中，配电网的设计、规划、营运和控制都要升级换代来适应其发展，这些都需要电力工作者慢慢研究，但是伴随着分布式光伏发电技术的日益成熟，其必将引领电力发展进入一个全新时代，智能电网正在悄然向我们走来。
光伏工程监理规划篇5
光伏发电工程；项目管理；应用研究
1全过程项目管理内容阐述
新时期，项目管理的着重点正日益偏向对光伏发电工程全过程的重视，而所谓的全过程项目管理即由投资单位委托项目管理承包商或工程项目主办方开始，根据实际情况，分阶段或从整个过程管理与控制光伏发电工程的项目的活动总称。这包括整个项目的可行性分析、设计活动流程、策划项目并作出决定、做好施工准备工作、实施工程、投入运行、反馈与评价项目等一系列内容，是从多角度、多层次、立体化、全方位对工程项目实施管理工作。此类管理方式能够避免以往项目信息在传递、接收时容易发生的流失现象，以便将全过程的项目信息进行集中化处理，在这一管理过程中的核心内容是项目责任制，各工程的项目经理应承担全部责任，辅以合同化的管理措施，管理的主要内容为成本计算与投资控制。这一管理的宗旨主要是要求项目经理以身作则，不断向社会公民提供合格且有效的项目产品，同时又要尽可能提高投资的整体效益。研究这种管理方式，旨在实时控制与监督工程实施过程中的进度、施工质量以及节约成本，在既定预算的指标下，确保如期、高质量完工，符合客户提出的各项要求，推动决策朝着科学有序化的方向发展。
2全过程项目管理应用的特色分析
传统工程的管理方式主要有监督管理与工程咨询等，与监督管理进行比较的话，两者都以业主为核心服务对象，在设计项目、开展工作时，代表业主控制投资额度、施工质量以及建设进度，朝着合同化与电子化的方式发展，从而促使光伏发电工程得以协调并顺利实施；而与监督管理融合进行是项目管理的突出优势，当两种管理方式并存时，工程监督管理师的权限会受限，只能进行被动化的监督管理，其施展才能的主要领域为前期设计与后续施工环节。而全过程项目管理工程师则可凭借自身的权利对整个过程（从策划与制定项目、具体方案设计、准备施工所需物品、展开建设、投入运行、分阶段评估与反馈）进行控制，便被动管理为主动控制，可以实现管理目标与合同条例的高度统一，达到管理质量与项目所产生的经济效益同步发展，并有效抵抗未来的突发性危险。
如果将其与工程咨询模式进行比较，两种方式都属于承包经营的方式，将服务客户建立在所掌握的专业知识的积累的管理经验上，但工程咨询的独立地位与中立能力更强，并以顾问型的提供服务为主要内容，而全过程项目管理不仅包含了这一内容，而且着重倾向于项目管理服务，其所涉及的领域更加广泛。由此可知，普通化工程项目的协调性、整体化、建设时间长、具有稳固的产品等优势，在全过程项目管理中均能够发现其踪迹，除此之外，还展现出了三个突出特色：①整体集成化。从全过程项目管理的内涵中可以推测出，该管理模式的运行过程是将工程的全过程，从前期计划、决策，到中期的实施、运行，再到后期的验收、检验与反馈，逐渐集成化为一个独立的管理个体的集成化的方式。②组织集成化。在全过程工程项目管理中，从业主、设计人员、承包商、分包商、供货商、材料供应商到与此相关的社会主体都隶属其中，均可凭借此种管理模式，实现各个主体之间的快速融合，打破沟通障碍，保质高效完成项目计划，从而获得最佳利益。③管理诸因素集成化。施工周期、资金、人力与物力资源、建设隐患、主体之间的交流等都属于全过程项目管理的因素，在项目管理实施中，必须要综合考虑、衡量管理诸因素，以追求最优化的利益。
3光伏发电工程全过程管理的具体内容
3.1方案策划管理这一阶段的管理核心是对工程项目进行投资的可行性、成功概率以及必要性做出分析，并阐述投资的原因、时间以及具体实施流程，通过与其他方案的对比，以可行性研究报告作为后续工作的理论指导，然后制定项目申请计划书、确定选址地点、进行土地预审等附件的支持。这阶段管理内容的量并不大但却很重要。当地政府、咨询主体、业主及其上级领导均可参与该阶段。鉴于光伏发电工程项目的初期咨询费用少，可以直接确定相应的咨询公司，并呈送方案决策委托书以明确设计的范围与具体的深度指标。
3.2初期设计管控上一阶段所通过的可行性研究报告是初期设计管控的指导书，其目标是明确光伏电站的设计宗旨、规格、方案以及所需的重要技术等问题，一旦实施了项目工程管理后，光伏电站便成为项目工程进行大规模承包招标以及评标文件拟定的参考依据。这一阶段管理的另一内容为保护全体公众的环境利益、劳动安全卫生保障以及消防安全保障等，维护广大群众的根本利益。
3.3光伏发电工程全过程项目实施阶段的管理活动设计环节工作的质量水平直接影响光伏发电工程项目实施的效益、所用资金以及建设速度，其重要性不言而喻，其主要涵盖以下几个方面：第一，确定设计范围。一般分为三个层次，第一层次是参考招标文件、项目工程合同条例明确业主与总承包公司的相应范围；第二层次为参照承包合同的规定，合理划分总承包商与各分承包商的施工范围；第三层次则是根据既定的设计规格与原有的设计惯例，合理界定各专业之间的管辖范围。第二，管理设计速度状况。这一环节主要是实现具体设计步骤、物资采购以及后期施工流程的统一。第三，做好设计质量核查。包括各专业所提供材料的审查、图纸的专业会签情况以及后期实施校对与审批等。
光伏工程监理规划篇6
中图分类号：F407.61 文献标识码：A 文章编号：1007-0079（2013）36-0197-02
自20世纪70年代“石油危机”爆发以来，能源的重要性逐步显现，成为备受世界瞩目的焦点问题。在经济快速增长的同时，能源需求大幅增长，随之而来的是煤炭、石油等不可再生资源的消耗、枯竭以及日益严重的环境污染问题，引起了国际社会的广泛关注。[1-2]联合国政府间气候变化专业委员会（IPCC）自1990年起了四次关于全球气候变化的评估报告，认为气候变暖是当今世界最主要的环境问题，而能源消耗排放的大量温室气体则是引起全球变暖的重要原因，[3]对人类的生存与发展构成严重威胁。中国作为世界上人口最多、经济增长最快的发展中国家，目前已经超过美国成为世界上最大的能源消费国。[4]在当前以及未来较长一段时间内，中国以煤炭为主体能源的格局不会改变，这将严重制约中国的可持续发展。因此，发展太阳能、风能等可再生能源成为我国调整能源结构、实现节能减排的重要战略举措。[5]
光伏产业作为我国具有国际竞争优势的战略性新兴产业和巨大发展潜力的朝阳产业，是我国新能源产业的重要发展方向。进入21世纪以来，我国光伏产业得到了迅猛发展，产能和产量均已位居世界第一，国内外市场的占有率也进入世界前列。但由于当前欧美市场需求增速放慢、国内应用市场开发不足、企业产能严重过剩、技术创新能力较差等问题，我国光伏企业普遍进入了生产经营的寒冬期，我国光伏产业的发展面临严峻形势。分布式光伏发电作为一种新颖的能源供应模式，将会有效缓解这一问题。光伏发电的优势与制约因素，也决定了光伏发电发展应用更适合分布式。[6]我国对能源消费总量的控制也为分布式能源发展提供了机遇。同时，我国处在工业化和城镇化快速发展的重要时期，能源需求仍面临刚性增长，同步进行的区域总体规划和分布式能源规划，将使建设更多的区域型或大规模的分布式能源系统成为可能，为实现能源体系变革和节能减排目标提供更有利的条件。因此，大力发展分布式光伏发电，将推进我国光伏产业持续健康发展。
一、分布式光伏发电的概念及特点
1.分布式光伏发电的概念
分布式光伏发电是指建在用户需求侧，通过光伏组件将太阳能转化为电能的发电方式。有别于集中式光伏发电，分布式光伏发电当地发电、当地并网、当地转换和当地使用，有效解决了光伏发电的并网问题，以及长距离输电的损耗问题。但大多数分布式光伏发电项目也需要公共电网的支撑，否则就无法保证供电可靠性和电能质量。
2.分布式光伏发电的特点
作为一种新型的发电方式，分布式光伏发电具备如下特点：
（1）较小的输出功率。光伏发电的模块化特点，决定了光伏电站的规模可以根据需要进行灵活调整，同时项目经济性却不受影响。相对于动辄几十万千瓦乃至几百万千瓦的集中式光伏项目，分布式光伏发电项目大都控制在在数千千瓦以内，但投资收益率并不会低于集中式项目。
（2）较轻的环境污染。除了需要考虑分布式光伏与周边环境和景观的协调，分布式光伏发电项目在发电过程中不产生噪音，也不会对周边生态环境造成影响。
（3）可部分缓解供电紧张。分布式光伏发电在用电需求最高的白天出力最高，但是由于分布式光伏发电的装机规模较小，因此分布式光伏发电仅能在一定程度上缓解当地的供电紧张状况。
（4）可实现发电用电并存。集中式发电是升压接入输电网，仅作为发电电站而运行。而分布式光伏发电是接入配电网，发电用电并存，且要求尽可能地就地消纳。
二、我国分布式光伏发电发展现状及面临问题
1.发展现状
我国从2009年开始启动了“金太阳”工程和光电建筑示范项目，明确规定根据项目投资规模对分布式光伏发电项目进行补贴。在相关政策的激励下，我国分布式光伏呈现出爆炸式增长的态势。据统计，到2011年年底，我国光电建筑示范项目装机规模已达30万千瓦，“金太阳”工程的装机规模也已超过117万千瓦。而根据《能源发展“十二五”规划》，我国2015年分布式光伏发电的装机规模要达到1000万千瓦。2013年，国家电网继2012年启动分布式光伏发电支持政策之后，再次《关于做好分布式电源并网服务工作的意见》，用户自己装置光伏发电设备，国家电网可以为其接入电网，发电量可以自用，多余部分也可以上网卖给电网。据统计，截至目前，国家电网已受理分布式光伏报装业务119件，发电容量33.8万千瓦。
2.面临问题
现阶段，我国分布式光伏的发展仍面临很多问题：
（1）从分布式能源供应系统建设及应用情况来看，供能企业若依赖单一能源为客户提供解决方案，会受到地域、环境、成本等方面的限制。
（2）从运营方面来看，分布式光伏发电的规划设计、施工规范和运营标准等尚不健全，可能会导致后续问题的集中显现。
（3）在并网和配电方面，分布式光伏发电并网和配电均方面存在一些亟待解决的技术问题，分布式供应与集中式供能之间调配困难，难以解决分布式光伏发电不稳定的缺点。
（4）在发电业务许可方面，按照国家规定，对于分布式光伏发电，尤其是家庭分布式光伏发电，存在法律规定与现实需要不符甚至相悖的问题。家庭分布式光伏主要用于自发自用，项目容量小且分散，不具备成为从事发电业务的法人主体的资格。因此，如果套用集中式发电的要求，分布式光伏发电尤其是家庭用户可能会因为经济性和便捷性的考虑，放弃分布式光伏发电项目。
三、我国发展分布式光伏发电的对策措施
1.开拓国内分布式光伏市场
鼓励各类电力用户积极建设分布式光伏发电项目，做到“自发自用，余量上网，电网调节”。优先支持在电价较高的企业和工业园区建设大型的分布式光伏发电项目，积极支持在党政机关、学校、医院和居民社区等建设小型的分布式光伏发电项目。
2.加强分布式光伏产业规划和政策指导
根据分布式光伏发电产业的发展需要，编制并执行国家及地方分布式光伏发电产业的发展规划。促进分布式光伏发电的全国规划与地方规划、发电与配电的协调发展。根据当地电力市场规划和能源结构调整的需求，合理有序推进分布式光伏电站的建设。
3.加强分布式光伏发电产业的市场监管和行业管理
制定分布式光伏发电的行业规范，规范分布式光伏发电的市场秩序，避免恶性无序发展。健全分布式光伏发电的规划设计、建设运营的相关标准和规范。构建分布式光伏发电产业的监测体系，加强分布式光伏发电项目的监管力度。
4.加强与分布式光伏发电相适应的电网建设
督促电网企业加强与分布式光伏发电配套的电网改造和建设，提高分布式光伏发电的电网接纳能力。对于并网的分布式光伏发电项目，由电网企业负责接网及公共电网改造。对于自发自用的分布式光伏发电，电网企业负责公共电网改造。
5.完善分布式光伏发电的并网运行服务
督促电网企业简化分布式光伏发电项目的并网程序，加强分布式光伏发电并网及运行的监管力度，构建简捷高效的分布式光伏并网服务系统，保证分布式光伏发电项目的及时并网。
6.完善分布式光伏发电的电价和补贴政策
根据当地的光照资源禀赋和生产建设成本，分区域制定分布式光伏电站上网标杆电价。建立并完善分布式光伏发电项目的补贴支付制度，电网企业按月向项目转付补贴资金，确保补贴资金及时落实到位。
7.建立健全扶持分布式光伏发电发展的金融机制
鼓励金融机构出台适合于分布式光伏发电的信贷政策，创新有利于分布式光伏发展的金融产品和服务，支持企业、机构、社区和家庭等建设分布式光伏发电项目，支持分布式光伏发电产业的技术创新。
8.完善分布式光伏发电的土地政策
对利用建筑物等的分布式光伏发电项目，在满足国家相关要求的情况下，简化项目申报和建设管理的相关程序。对未利用土地的分布式光伏发电项目，土地主管部门可以在土地规划、计划安排等方面给予适度倾斜。
9.促进分布式光伏产业的技术进步
通过加强与国内外研究机构的合作研究、引进国外先进技术、鼓励企业自主创新等途径，解决分布式光伏发电并网、配电等方面存在的技术难题。
参考文献：
[1]Mohan Munasinghe.Sustainable Energy Development（SED）：Issues and Policy[C].Washington，D.C.：the World Bank，1995.
[2]Li Zhidong.Quantitative analysis of sustainable energy strategies in China[J].Energy Policy，2010，38（5）：2149-2160.
[3]Bwo-Nung Huang，M.J.Hwang，C.W.Yang.Causal relationship between energy consumption and GDP growth revisited：A dynamic panel data approach[J].Ecological Economics，2008，67（1）：41-54.
[4]British Petroleum（BP）.BP statistical review of world energy Full Report 2009[R].2009.
光伏工程监理规划篇7
建筑的发展趋势是以节能的绿色环保建筑为主，而分布式电源正是一种新型清洁能源，可以利用可再生能源给建筑内部发电，实现建筑能源的自给自足，节约能源，降低污染的目的。所以从建筑的角度上讲，分布式电源接入建筑具有领导意义。
2 分布式电源的接入
2.1 分布式电源发电系统
本文分布式电源的规划设计结合了独立与并网光伏发电方法。其中并网光伏发电采用的是独立建筑并网光伏发电，但国内电力市场并未形成有效机制，则需采用通过无逆流系统。无逆流系统是指光伏发电量始终小于（等于）负荷用点，电量不够时由电网提供，即光伏发电与外部市电形成并联，再向建筑负荷供电。
结合工程实例，7000平方米的博物馆屋顶和10000平方米的博物馆部分幕墙铺设光伏发电装置。所需安装光伏方阵（容量为 Wp）约480块，其中198块方阵铺设于屋顶，余下282块方阵铺设于五层建筑玻璃幕墙，平均每层幕墙安装约57块方阵。如图2-1：所示。
图2-1 联合系统原理图
发电系统以两块光伏方阵（ Wp）为一组，屋顶光伏发电系统共99组。如图2-2所示，每一组都设置数据采集终端，分为光伏采集终端和储能采集终端，将光伏-储能发电系统所采集的实时数据通过智能建筑网络通信系统发送至分布式电源监控系统。当光伏发电运行时，每一组分别接入直流汇流箱，然后通过组合系统元器件，接入6kW并网逆变器（PVI-6000），经逆变后分三相（L1，L2，L3）进入光伏配电交流柜，该配电柜设有电压表、电流表、微机保护装置和电能计量装置，在经过交流配电柜接入低压电网。图2-2只绘制了博物馆屋顶光伏发电系统的接入建筑的供配电示意图，玻璃幕墙光伏发电系统供配电示意图与之类似，但每层约57块光伏方阵发电系统（分为29组）经过交流配电柜直接进入该层的智能低压配电柜。博物馆每层设置四处低压配电箱，容量设定为150～200kW，为该楼层的各类型负荷提供电能，楼层供配电平面图呈现发散性树形结构。
图2-2 光伏-储能发电系统供配电示意图
2.2 建筑微网
对分布式电源的接入问题，可将分布式电源发电系统接入建筑供配电系统，利用光伏-储能发电系统实现对可再生能源的利用；从智能建筑角度，可将分布式电源监系统集成进BAS系统，但其仅能完成对各分布式电源的监控，无法形成各分布式电源的协调联动，这使得能源的利用有限。为了实现智能绿色建筑的要求，高效利用可再生能源，工程结合微网技术，提出了建筑微网的概念，建筑微网定义如下：以建筑为单元独立建设的微网，其由分布式电源、储能装置、用户负荷及相关的监控装置共同组成的有机体系，具有灵活运行和调度性能，可实现建筑微网内各分布式电源的协调运行。建筑微网的提出是把微网技术应用于建筑电气领域。
对建筑微网进行协调控制和监测的系统定义为建筑微网控制系统，它具有微网控制中心（Micro Grid Control Center，MGCC）、微电源控制器（Micro Control，MC）和负荷控制器（Local Control，LC）。建筑微网及其控制系统的结构如图2-3所示。在图2-3中，实线部分表示建筑微网的供配电网络，接入绿色建筑的分布式电源为光伏发电装置、储能装置与微型燃气轮机。结合工程实例，搭建建筑微网是为建筑提供动力，以建筑微网的形式智能协调控制各分布式电源。绿色动力来源采用光伏-储能发电系统，微型燃气轮机作为故障备用电源、应急电源，保障消防负荷与一级负荷在故障时不间断供电。在图2-3中，虚线部分表示建筑微网的网络通信系统，实现对建筑微网各分布式电源实时监控。建筑微网控制中心MGCC为监控层控制器，完成建筑微网各分布式电源的综合管理，通过集成于内的中央处理单元，对建筑供配电母线和外部市电进行采集并处理，完成孤岛运行与并网运行的智能转化；并接收由现场层发送的采集信息，经处理后发送现场层控制命令。微电源控制器MC为现场层控制器，作用是将采集电源信息发送至监控层，接收监控层发送的控制命令，并对电源运行开关量进行有效的控制。本地负荷控制器LC为现场层控制器，作用是采集用电负荷的大小，监测电力参数，保证建筑微网电能质量的稳定、安全、可靠。
图2-3 建筑微网及其控制系统结构示意图
在图2-3中，智能断路器K1为外部市电接入建筑供配电主接口，由MGCC控制，判断是否接入外部市电；智能断路器K2为分布式电源发电主接口，由MGCC控制，判断是否接入光伏-储能发电系统；在博物馆绿色工程中，智能断路器组1由智能断路器N1～N244（控制光伏方阵接入）与智能断路器M1～M244（控制储能装置接入）共同构成，其由光伏发电MC与储能装置MC共同控制，决定光伏-储能发电系统的工作模式；备用微型燃气轮机组采用一投一备接入方式，MTG1主投，MTG2备用；智能断路器组2由微型燃气轮机MC控制，在故障时，决定微型燃气轮机主投或备用的接入。
光伏工程监理规划篇8
1 35千伏变电站设计要求
1.1 对于新、扩建35千伏变电站总体要求
从完善电网结构、提高供电能力角度考虑，对县域交界地区、经济欠发达且发展潜力较小的农业地区，若5年内没有规划新建110千伏变电站且10千伏供电半径在10公里以上，可适当增加35千伏变电站布点。对于突增点负荷，供电要求紧迫，通过校核周边110千伏变电站供电能力和供电半径，确定采用10千伏供电能力不足，而新建110千伏变电站进度难以保证的情况，允许建设35千伏变电站。对于采用10千伏线路供电距离较长，影响电能质量和供电可靠性的情况，若5年内该区域内没有规划110千伏变电站而远期又需要110千伏布点的，可以按照110千伏变电站规模，先行建设35千伏变电站满足用电负荷需要，待将来负荷达到一定水平，将35千伏变电站升压为110千伏变电站。
1.2 35千伏配电网系统设计
对于新增工业项目或电源项目的建设进度、供电/并网方案应进行详细论述，尤其涉及目前较为普遍的新能源电厂、余热电厂以及光伏电厂并网项目，应按最大运行方式下对其潮流及并网所涉及的变电站进行设备短路容量校验；对于单纯的变电站新、扩建项目，首先应考虑采用10千伏供电，对于10千伏供电确实无法满足要求的，应相近论述周围电网现状及存在的问题。
2 变电工程主要设计原则
2.1 电气主接线设置
结合变电站终期建设规模及区域电网结构规划，35千伏主接线推荐采用内桥接线（适用于线路较长、故障率较高，正常方式下线路没有穿越功率的变电站）；当线路有穿越功率时经论证也可采用单母线分段接线，10千伏主接线采用单母线分段接线。
2.2 总平面布置及配电装置
配电装置的选取应根据电网建设地区的实际情况进行方案确定，二次设备室、35千伏、10千伏配电室、机动房间宜采用联合建筑单层布置，为节约投资，避免设置水消防设施，主变、电容器装置应采用室外布置。
2.3 短路电流及设备选择
35千伏设备短路电流水平按照不低于选择25kA考虑；10千伏设备短路电流水平按照不低于选择25kA考虑，对于存在小电厂并网的变电站应根据短路电流计算结果进行设备选择。设备外绝缘考虑一定裕度，户外设备外绝缘爬电距离泄漏比距取3.1cm/千伏（最高电压），户内开关柜外绝缘爬电距离按照III级选择，泄漏比距不小于2.5mm/千伏。 35千伏设备宜选用手车开关柜，10千伏开关柜宜采用中置式手车式开关柜，配真空一体化断路器，柜内电流互感器变比的选择应该注意结合电网发展留有一定裕度，结合保护准确限值系数的制造能力确保短路故障信号准确输出。
2.4 站址
新建变电站站址应进行必要的调查、收资、现场踏勘、勘测，原则上应有两个可行的站址进行技术经济比较，并提出意见。站址应布置在频率2%时的年最高洪水位和最高内涝水位之上，避免出现颠覆性因素。应说明区域地质、区域构造和地震活动情况，确定地震基本烈度，对站址方案的稳定性作出评价。应提出地基处理方案建议及工程量预估。应取得规划、国土等必要协议。
2.5 建筑、结构
变电站总平面布置应紧凑、合理，站内各建（构）筑物应符合防火、运输及消防等要求并按现行的《变电站总布置设计技术规程》规定应计算主要技术经济指标并列表标明，主要建筑物一般采用框架结构、独立基础，采用其他结构型式，应有充分的支持性资料，架构、设备支架采用砼环形杆或钢管杆。取水优先采用社会管网，不具备条件采用站内打井，雨水采用散排方式，污水定期掏挖。配电室设风机，通风方式采用自然进风、机械排风，二次设备室设冷暖空调。主变压器和各设备房间配置化学灭火器，并配置消防沙箱和消防工具等配套设施。
3 线路工程设计原则
新、扩建线路工程具体要求：（1）路径。路径推荐方案应满足与铁路、高速公路、机场、雷达等各类障碍物之间的安全距离要求或相关协议要求，新建线路应取得沿线规划、国土等相关部门同意的书面协议。（2）导、地线及电缆选型。新建线路根据系统要求的输送容量确定导线截面，根据系统通信、导地线配合和地线热稳定等要求确定地线型号，如采用OPGW光缆，应论证其选型及分流地线。（3）绝缘配合及金具。污区划分根据邻近沿线运行经验，结合污秽发展情况，并结合最新污区分布图的定级来确定污秽等级。（4）杆塔和基础。根据工程实际，依据导地线型号、回路数、气象条件、杆塔类型选用相应的通用设计模块杆塔并进行说明，综合地形、地质、水文条件以及基础作用力，选择适当的基础类型，优先选用原状土基础。
4 通信工程
光伏工程监理规划篇9
1 光伏发电的生成原理与特点
太阳能作为可再生资源，它不仅资源丰富，而且无污染，我国已将其作为发电系统重要的能源支撑。并网光伏发电就是把太阳能转换成电能再供给用户使用，其主要由太阳能光伏阵列、控制器和逆变器三大部分组成。太阳能通过光伏阵列进行接收和转换成高压直流电，再由逆变器逆变成与电网电压同频、同相的正弦交流电流提供给电网。光伏发电相较于传统发电方式其特点主要表现在：其一，受光照、温度等因素的影响，输出功率变化大；输入侧的一次能源功率不能主动在技术范围内进行调控，只能被动跟踪当时光照条件下的最大功率点。其二，光伏电池方阵输出的电能为直流电，不能直接介入公网，必须通过逆变器转换成工频交流电。
2 光伏并网发电的优缺点
2.1 光伏并网发电的优点
并网光伏发电系统在将太阳能转化成电能时不需要蓄电池进行储能，而是直接由逆变器逆变后向电网输出。它主要有以下几个优点：减少了对生产可用土地的占用，节约了初期建设成本，降低了对环境的污染。
2.2 光伏并网发电的缺点
光伏发电与太阳能能量密度、稳定性及地理和气候有关，其发电过程容易受到各方面因素的限制，如温度和季节周期的限制、地理位置的限制、气象条件限制和容量传输限制。
①温度和季节周期的限制。温度和季节周期的限制是指光伏发电必须在有日照的前提下才能正常发电，在黑夜会停止发电，而各季节的光照强度不同对其发电的负荷有严重影响。因此，电网内得配备相应容量的发电机，以备条件发生变化时维持正常工作。
②地理位置的限制。光伏发电设备需建设在日照条件充足的地方，一般建设在建筑物的屋顶。而大型的并网光伏发电系统的建设的占地空间过大，只能选择在荒漠或无人居住的地方建设。
③气象条件的限制。环境的温度、天气的变化和空气的质量都将直接影响到发电量，导致电力负荷波动大。
④容量传输的限制。光伏发电系统缺少传统发电系统的旋转惯量、调速器及励磁系统，所以光伏发电系统从远距离输送大功率、高电压、大面积的电力到负荷中心时，不管是采用交流电输送还是直流电输送都将给单位千瓦的带来输送成本的大幅度增加。因此，传送电力时必须限制其容量。
另外，太阳能电池的转换率比传统能源的转换要偏一些，且在发电过程中又要损耗掉一部分，因此，光能的转换率不尽如人意。
3 光伏发电并网形式
迄今为止，光伏发电的并网形式共有两种，一种是发电侧并网，另一种是用户侧并网。
发电侧并网就是让光伏电站的电能流经升压变电站和中高压输电线路后直接输送给公用电网，然后由配电网统一配送给用户。这种并网形式远离负荷点，一般适用于大型的荒漠光伏电站。
用户侧并网就是将光伏电站产生的电能就地调配给用户，由大电网来调节电力的盈缺，且与大电网的电力交换存在双向性。它通常被小型的城区光伏发电系统采用。
4 并网光伏发电对电网的影响
4.1 对电网调度运行的影响
光伏电站的发电受光照的影响波动大及随机性强。在光伏发电并网具备一定的规模时，辐照强度的短期波动和周期性变化就会造成线路的电压及潮流剧增而超出限制范围，从而增加了断面交换功率的调控难度。又因为光伏电站没有旋转惯性这一部分，致使有功功率呈阶跃性变化，从而降低了电网短期负荷预测的准确性，相应的就加大了传统发电和运行计划的难度。
4.2 对电网安全影响
光伏电站并网后，若与主网发生非计划解列，有可能出现孤岛效应，导致孤岛系统中的电压和频率出现较大波动而失去控制，从而损害了电网和用户设备；也可能导致故障无法清除，阻碍了电网恢复正常，误判开关已断开造成线路带电，从而给线路维护人员带来极大危险。另外，在非计划解列后的重新并网可能出现非同期合闸，从而造成断路器损坏。
4.3 对电网电能质量的影响
在光伏发电系统中使用的是高频开关电子器件的逆变器，这种电子器件很容易造成谐波的产生。输出功率受环境影响的光伏电池其伏-安特性为非线性。为了减少环境影响的危害力，需在日照和温度确定的情况下用MPPT控制器找出光伏电池输出最大功率的对应工作电压，然而输出功率具有不确定性，容易导致电网电压出现波动或闪变。
4.4 对电网监测的影响
电力系统在调度运行时必须进行实时监测，以随时掌握其运行状态，而光伏发电系统的并入增加了电网运行的实时监测范围。另外，光伏发电是一种新的发电模式，传统电网的监测模式已无法满足对其运行情况的监控，必须将监测系统扩展或升级。
4.5 对传统电网规划的影响
光伏发电系统并网后会引起配电网的功能发生转变，在原来单一的电能分配功能上又增加了电能收集和电能传输功能，那么传统的电力需求预测模型已不再适合新型的电力交换系统，而需将配电网进行重新的规划设计，这其中需将光伏电站并网的数量、规模、容量及为维持安全稳定电网所需的备用容量都考虑周全。
5 解决对策
5.1 研究出并网光伏发电的电网控制理论与技术
对光伏发电运行特性用动态模型的形式进行研究，按照光伏电池的输出特点，将天气数据加入到动态模型中，然后分析不同环境下光伏电站的运行情况，研究出其运行规律，以增强对光伏发电功率预测的准确性。另外，研究出适合光伏发电并网后对电网运行进行控制的理论，以确保在多不确定因素时维持电网正常发电及运行能提供有效的保障。
5.2 研发新型的配电网监测系统及保护与控制装备、技
术
分析研究光伏发电并网后对配电网短路时电流分布、大小及方向的影响，找出对配电网的保护与控制技术及装备，以快速清除电网故障及保证电网的安全运行。另外，需研发出新型的配电网监控系统，对电力设备进行升级，以提高电能质量的综合监控技术，减少因谐波污染而给用户带来电能质量问题。
5.3 完善光伏发电并网的技术标准与规范
在现有的国家技术标准与法规的前提下，还应综合自身电网的特点完善光伏发电并网的技术标准与规范，以确保电网运行的安全可靠。
5.4 研究与应用新型配电系统的规划方案
设计一个符合大型光伏发电并网条件的预测模型作为研究对象，以找出光伏发电系统的最佳并网方式、接入位置、最优配置及输出控制方式，得出其对电网谐波和电压波动与闪变的影响力等，从规划层面保证配电网经济性、安全性、环保性和电能质量的综合优化。
6 梅州工业园区光伏发电并网的应用
6.1 园区用电基本情况
用电负荷数据显示，园区现安装总容量有31 150 kVA，总客户数量230户左右，专变74台，有客户70户，其中包括临时施工用电11台，14户客户，容量为4 470 kVA；公变11台，有160户客户，公变总容量4 665 kVA。园区所有客户中有37户增值税大客户，大工业客户15户，高新区2011年全年企业用电量约2 410万kW・h时，园区总用电约为2 875万kW・h。
由于用电负荷的分布不均，有些用户用电量非常小，近似为零，有些用户采用了“分时工作”，也就是说白天停产或少生产，晚上生产。这样非常不利于对光伏发电的利用，造成光伏新能源电量的浪费，经济效益降低。
6.2 园区中高压线路及变电站分布情况
坐落于园区中心的110 kV连江变电站供应园区所有的用电。连江站主要负责将上级220 kV长沙变电站输送过来的110 kV电压的电力转化到园区10 kV的配电网络上。
目前，连江变电站装备了2台50 MVA的主力变压器，园区用户负荷报装容量2011年达到100 MVA。
连江变电站距离最近的光伏项目建设地点不到1公里。连江变电站目前有10 kV出线17回，大约有5回架空出线会经过本项目预定的建设地点附近。
6.3 现场勘测情况
光伏发电项目目前可利用的厂房58个，屋顶面积11万m2，如果按最佳发电效率，且不考虑女儿墙影响的情况下安装，宿舍等楼宇楼顶最多只可安装5 023.83 kWp光伏组件，原因如下：
①光伏组件安装倾角18°，光伏支架前后间距1.5 m避免光伏组件前后遮阴影响发电，预留的遮阴距离可以作为检修通道；不考虑最佳倾角，也就是说组件平铺到屋顶没有倾角，根据“光伏组件设计工具”计算结果显示，最佳倾角每增加或减小6°，效率影响5%左右；如果按梅州目前的纬度，发电效率可能会影响到15%以上。
②厂房楼顶四周有2 m高镂空女儿墙，避免女儿墙遮阴，光伏组件与东、南、西三面女儿墙距离不低于3 m；女儿墙的影响：由于房顶四周有2.5 m左右高的女儿墙，以正常厂房A5为例，会影响到3 m左右的光伏组件的效率，也就是说3/24=12.5%左右的发电效率。
③大部分房屋不是正常东南西北朝向，影响了安装的位置。考虑厂房楼顶部分建筑物存在等复杂特性，如有些屋顶有中央空调排气孔等，厂房楼顶部分地区不得安装光伏组件。
6.4 基本情况的分析结论
按以上基本情况，我们得出了以下几个结论：
①发电和用电空间上不平衡。屋顶资源分布和对应的配电容量分布不平衡，存在大屋顶小变压器，小屋顶大变压器；实际用电负荷分布严重不匹配，大量存在小屋顶大负荷，大屋顶小负荷的情况。
②发电和用电时间上错位。光伏发电时间和用户用电高峰错位，集中表现在中午功夫发电高峰时段，正好是多数用户午休低负荷时段。
6.5 解决思路及措施
①由原来13点400 V用户侧接入调整为11点10 kV配电线路接入。由于屋顶面积与对应屋顶的配电变压器容量严重不对称，在许多厂房无法利用现有的配电变压器，无法采取400 V接入的方式接入园区配电网络。10 kV接入要尽量集中。10 kV并网方式应尽量采用相对集中的方式接入园区配电网络，减少并网点，在施工，维护，计量各个环节都更具合理性。采用能源合同管理的模式，就近选择有条件的用电企业，接入10 kV线路用户侧，附近没有合适的用电企业，采用就近T接进园区10 kV公网线路。
②增加使用园区闲置的坡地及少量的平地建设光伏发电项目。集中的接入要求集中的光伏发电场地。相对集中的10 kV并网接入要求相对集中的光伏发电场地，一般而言，逆变器交流侧的电压通常在300 V以下，太远太分散的升压并网不现实。光伏电源并网对配电网的影响与光伏电源的容量以及接入配电网的规模、电压等级有关。一般情况下，光伏电源容量在250 kVA以内的接入380 V/400 V低压电网；光伏电源容量在1～8 MVA的接入10 kV等级中压电网；光伏电源容量更大一些的则接入更高电压等级的配电网。
③具体接入方式。大容量的光伏电源通过联络线接到附近变电所的母线上，如图2（a）所示。对于小型的光伏电源，为减少并网投资，就近并在配电线路上，如图2（b）所示。
本光伏发电项目计划分为10个相对独立的1 MW的并网单元，就近分布在下图所示光伏组件安装场地。考虑到场地附近有好几条10 kV的配电线路经过，拟将上述10个并网单元按就近分组的原则，以3，3，4或者2，2，3，3的方式，就近T接并入附近合适的10 kV配电线路上。我们拟采用图2方案，尽量集中建设光伏发电项目。
参考文献：
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[2] 连瑞瑞.太阳能光伏并网发电系统研究[D].郑州：河南农业大学，2012.
光伏工程监理规划篇10
随着全球能源形势日趋紧张，对环境造成的破坏日益凸显，太阳能以其取之不尽、用之不竭、无污染等特有优势成为新能源中的宠儿，因而太阳能光伏发电作为一种可持续的能源代替方式，在近几年得到迅速发展。
光伏电站是与电网相连并向电网输送电力的光伏发电系统，主要由太阳能电池方阵、蓄电池组、充放电控制器、逆变器、交流配电柜、太阳跟踪控制系统等设备组成，利用半导体界面的光生伏特效应而将光能直接转变为电能的一种技术。其产品主要分为三个方面：一是为无电场合提供电源，主要为广大无电地区居民生活生产提供电力，还有微波中继电源、通讯电源等，另外，还包括一些移动电源和备用电源；二是太阳能日用电子产品，如各类太阳能充电器、太阳能路灯和太阳能草坪灯等；三是并网发电，这在发达国家已经大面积推广实施。
1 光伏电站建设发展现状及前景
光伏电站建设发电具有明显的优势：首先，太阳能取之不尽，用之不竭，不用担心太阳能枯竭不足问题，同时太阳能的安全性和可靠性有保证，属于干净无公害的清洁能源，没有噪声污染或污染物排放等，有利于环境保护和可持续发展；其次，光伏电站建设不受资源分布等的地域限制，可与屋顶相结合，既节省空间又有效利用屋顶、墙面等本来闲置浪费的空间，同时在生产过程中无需消耗燃料和架设输电线路即可就地发电供电；最后，光伏电站发电能源质量高，建设周期短，获取能源花费的时间短，使用者从感情上容易接受。
我国地域辽阔，太阳能资源丰富，具有发展光伏电站的巨大优势，同时，国家一系列扶持政策和补贴办法的出台，使国内光伏市场开始启动，各发电企业开始大规模建设规划光伏并网电站项目。根据专家预测，太阳能光伏发电在今后的世界能源消费中所占的比重将越来越大，伴随着部分常规能源的枯竭，太阳能光伏发电将成为21世纪世界能源供应的主体，到21世纪末期，可再生能源在能源结构中将占到80%以上，其中太阳能发电将占到60%以上。由此可见太阳能光伏产业有着广阔光明的发展前景，必将在今后的能源领域中占据重要地位。
2 加强光伏电站建设及运营管理探讨
2.1 加强光伏电站建设过程管理
首先，在项目策划与决策阶段，要对光伏电站项目投资的必要性、可行性进行科学论证和多方案比较，编制项目申请报告及选址规划，获得政府相关支持性文件，对选址进行测量和初步勘察，并进行当地气象资料、电力系统、经济发展情况、相关取费规定及当地光伏政策等的资料收集，编制可行性研究报告并进行严格审批；其次，在光伏电站建设项目准备阶段，应招标选定设计单位进行项目初步设计，完成EPC总承包招标、评标、定标、合同签订等工作；再次，在光伏电站建设施工阶段，应通过对勘察设计进行重点管理，提高项目的技术水平、可靠性和经济效益，通过采购管理提高项目质量、塑造自身核心竞争力，通过施工管理进行进度控制、费用控制、质量控制和安全管理，保证光伏电站的质量和经济效益；最后，在光伏电站工程项目竣工验收阶段，对项目的相关档案资料、质量和造价等进行管理，使其顺利投产运行，为日后维护管理和产生经济效益打下坚实基础。
2.2 选择适合的光伏电站运营模式
光伏电站运营管理模式主要有三种：第一种是承包商建设电站，项目业主管理电站模式，业主在电站建设初期投入工作，在电站全部竣工验收前完成庞大的人员培训计划和维护网络建设计划，管理成本大，需要政府在资金和政策方面给予大力支持；第二种是总承包商成为业主并经营管理电站模式，总承包商在项目建设的同时利用项目建设资金完成的机手的培训和运程监控管理系统，待项目竣工验收合格后，使机手成为高素质专业维护管理人员，使运行维修网络系统正常运转，实现远程监控管理；第三种是由当地政府管理电站模式，由业主选择承建商，并组织工程竣工验收，验收合格后产权全部移交业主，业主与政府签订管理合同，由政府进行用电管理。
2.3 加强对光伏电站的维护
光伏电站运行与维护的安全适用、技术先进、经济合理，能够保证光伏电站的正常运作和延长光伏电站使用寿命，提高经济效益。首先，应保持光伏组件的清洁，对其进行定期检查，发现问题及时调整更换，使光伏建材和光伏构件符合生产需要，防止意外事故发生；其次，对直流汇流箱、直流配电柜进行维护，防止其出现变形、锈蚀、漏水、积灰等现象，使其性能稳定可靠；最后，对控制器、逆变器，交流配电柜及线路等进行维护，对其进行常规保养，对蓄电池进行均衡充电，使其保持正常运作，每年至少一次对数据传输系统中输入数据的传感器灵敏度进行校验，对系统的A/D变换器的精度进行检验。同时，要提高光伏电站维护人员的专业技能和安全意识水平，要求他们在工作之前做好安全准备，断开应断开开关，确保电容、电感放电完全，必要时应穿绝缘鞋，戴低压绝缘手套，使用绝缘工具，工作完毕后应排除系统可能存在事故隐患。
3 结论
面对日益紧张的能源消耗和日趋严重环境污染，发开利用清洁能源成为全球可持续发展的不二选择，太阳能发电正在逐步得到研发投产，光伏电站建设是开发利用太阳能的有效途径。电力企业应加快研发力度，加强对光伏电站建设管理，选择适合的运营管理模式，重视光伏电站的维护，促使光伏电站解决全球能源危机，提高企业经济效益和市场竞争力，促进企业和社会的健康可持续长远发展。
参考文献
[1]王长贵.中国光伏产业的发展与挑战[J].太阳能，2008（09）.
光伏工程监理规划篇11
但是，我国现行支持光伏产业发展的政策还存在一些不足之处，主要表现为：
一是重终端产品应用补贴，轻前端产业技术研发支持。在太阳能光伏发电的经济性不如传统化石能源有竞争力的条件下，出于缓解资源环境压力和降低新兴技术应用成本等方面的考虑，现阶段对太阳能光伏产业进行补贴是必要的。但补贴政策既要体现阶段性，又要考虑成长性，其最终目的是在尽可能短的时间内提高太阳能光伏发电的经济性。就我国太阳能光伏产业的财政支持政策而言，不管是“金太阳示范工程”还是“太阳能屋顶计划”，其补贴都集中在终端产品应用。对商业化太阳能光伏发电项目进行补贴的目的，是希望在扩大产品生产和应用规模的过程中通过“干中学”等机制实现规模经济，从而降低产品生产和应用成本。这种补贴方式尽管在较短时间里迅速扩大了国内光伏发电市场规模，但在降低光伏产品市场和应用成本方面并没有发挥重要作用。原因在于，我国太阳能光伏电池片、组件的生产规模为全球最大，多家企业市场占有率位居世界前列，光伏产品国内市场销售量占全行业总销售量的比重一半。也就是说，国内终端产品应用市场扩大，并不能显著提高光伏行业产量，因此也就很难通过补贴重点产品应用的方式来降低成本。实际上，制约我国光伏产品生产和应用成本降低的最大障碍是硅料提纯等关键技术落后。在此前数年国外光伏应用市场高速增长的背景下，以民营企业为主体的国内光伏企业缺乏对这些核心产业技术进行“攻坚”的激励，政府也没有提前谋划大力支持产业技术研发，从而导致国内光伏产品生产和应用成本高度依赖太阳能级多晶硅国际市场价格，因此在我国成为世界上最大的光伏产品生产和出口国之后，全球市场占有率位居前列的国内光伏企业依然没有形成内在的、稳定的成本下降机制。
二是重项目初始投资补贴，轻项目建成后的电量监管。政府动用财政资金补贴商业化太阳光伏发电项目，除了希望藉此提高光伏发电的经济竞争力之外，另外也希望能替代传统化石能源消耗，因此应该高度重视商业化光伏项目的实际发电业绩。在这方面，“先发电后结算”的度电补贴方式更加可靠。在不考虑光伏项目发电量计量误差的条件下，采取度电补贴方式能让每一笔补贴资金都产生实实在在的能源替代效益。但不管是“太阳能屋顶计划”还是“金太阳示范工程”，采用的都是初始投资补贴的方式。由于缺乏项目建成后的电量监管，部分地区出现了套取政府补贴资金的情况，导致财政资金没有发挥应有的作用。此外，不管是根据投资额按比例补贴，还是采取固定额度补贴，初始投资补贴都存在难以克服的弊端。（1）对于根据投资额按比例补贴这种方式来说，在政府部门只能按企业申报的成本进行审批的情况下，“高成本批给高额补贴，低成本批给低额补贴”，在机制上不能鼓励先进；更有企业为得到更多的建设资金补贴、更高的电价补贴，不再努力控制成本，甚至在建设规模、投产时间和项目财务上作假，既阻碍新能源技术进步，又使补贴政策效率低下。（2）就固定额度补贴而言，由于太阳能光伏产业正处于快速成长期，产品价格波动幅度较大，很可能会出现补贴标准调整滞后于市场价格变化，从而导致过度补贴或补贴不足，使得项目投资主体难以形成稳定的预期，光伏发电市场开发很容易出现大起大落，对行业发展造成不必要的负面影响。例如，2011年，与光伏电池快速降价的市场走向相反的高额补贴政策出台，加上地方的项目核准权限，两项因素迭加，引发了西部数省区光伏发电脱离中长期规划和电网建设衔接的爆发性大规模建设热潮。有的省年内就要投产上百万千瓦，同时还有数倍规模的项目夜以继日地施工。面对如此大规模的意料之外的光伏电站建设，电网企业应对不足，许多抢建的光伏电站不得不面临闲置“窝电”的严峻形势。这样的补贴方式收到的是适得其反的效果。
三是重集中大规模电站建设，轻分布式就地开发利用。尽管太阳辐照总能量巨大，但地球单位面积获取的光照能量相对较小。也就是说太阳能的能源密度较低，因此其规模化利用需要占有大量土地资源。然而，我国非耕用土地资源和太阳能资源都丰富的西部地区，却存在电力负荷小、电网薄弱等不利因素，因此单纯从商业化光伏发电项目建设成本和管理效率的角度考虑，就很难采用“分散上网、就地消纳”的方式发展，只能采取“大规模―高集中―远距离―高电压输送”的模式发展。目前看来，集中建设大规模电站的方式在我国太阳能光伏发展中占主导地位。截止2013年底，光伏发电总装机达到了1900万千瓦，其中光伏电站装机容量1600万千瓦，是分布式光伏300万千瓦的3倍多。问题在于，在西部地广人稀、用电负荷很小的地区集中大规模建设太阳能光伏电站，其电力消纳不得不面临长距离输送问题，有的要输送700―800公里才到省负荷中心，而省内又无力全部消化，还要向东部地区输送。光伏发电年利用小时数不到2000，在荒漠地区开发比风电还“稀薄”的电能，需要为层层升高电压而配套新建一系列高压、超高压甚至特高压输变电装置，才能将昂贵的光电输送到上千公里甚至数千公里以外去使用。多层输变电设施投资、年利用小时数较低导致的输电系统效率低下、长距离线损和过网费等，使得经济性本来就不强的光伏发电的化石能源电量替代能力变得更差。
支持光伏企业利用资本市场融资。积极支持符合条件的中小光伏企业在中小企业板和创业板上市，鼓励符合条件的光伏企业在境内外上市筹资。在光伏企业集聚的地区，开展具备条件的光伏企业进入证券公司代办系统进行股份转让试点，推进未上市光伏企业股权的流通，拓宽创业投资退出渠道。支持符合条件的光伏企业发行企业债券、公司债券、短期融资券和中期票据等，在光伏企业集聚的地区开展光伏企业联合发行企业债券试点。
（四）强化科技支持体系，提升产业核心竞争力
健全光伏产业科技投入长效机制。创新激励机制和成果转化机制，全面提高我国太阳能光伏产业的技术创新能力和服务水平，促进光伏技术进步和产业发展。将太阳能光伏产业核心设备和关键工艺的科学研究、技术开发及产业化纳入国家各类科技发展规划，在高技术产业化和重大装备扶持项目中安排太阳能光伏专项，支持国内研究机构和企业在光伏产业核心技术方面提高创新能力，在引进国外先进技术基础上，加强消化吸收和再创造，尽快形成自主创新能力。
强化光伏企业技术创新激励。比照部分高技术行业的创新激励政策，太阳能光伏企业为开发新设备、新技术、新工艺、新产品发生的研发费用，未形成无形资产计入当期损益的，在按照规定据实扣除的基础上，再按照研发费用的50%加计扣除；形成无形资产的，按照无形资产成本的150%摊销。对被认定为高新技术企业的光伏企业，按照税法规定减按15%的税率征收企业所得税。
组建光伏产业技术联盟。对于严重制约我国太阳能光伏产业发展的高纯多晶硅生产提纯设备，大尺寸（450kg以上）铸锭炉、多线切割机等晶硅电池生产用关键设备，以及在光伏发电系统中成本占比较高、且高度依赖进口的EVA胶膜、背板玻璃和大功率光伏逆变器等核心辅助材料和部件，要积极支持以技术实力雄厚、资源整合能力突出的中央企业为主体，组建光伏产业技术联盟，集中优势研发力量进行技术攻关，争取在短期内突破国外企业的技术封锁，形成以国内制造设备为主的装备能力，提升我国光伏产业核心竞争力。
引导研究机构做好光伏发电相关运行技术研发工作。结合太阳能光伏发电发展规划，深入研究电网内电源布局、网架结构以及不同电力系统可接纳的光伏发电规模。加强季节性、间歇性较强的太阳能光伏发电与电力系统安全稳定之间关系等研究工作，在确保电力系统安全稳定的同时，尽可能从技术上保证光伏发电电量全额收购。引进吸收国外先进光伏发电上网运行经验和技术，加强对光伏发电参数的预测工作，研究建立光伏发电上网参数测评系统，研究解决光伏电站输出功率稳定和无功补偿问题，不断提高电网消纳太阳能光伏电力的水平。支持开展智能微电网示范工程建设，为大规模从配电侧或用电端接入光伏发电积累经验。
（五）着力实施光伏产业进出口政策，有效利用国外资源和市场
支持光伏企业扩大进出口。从国外进口的用于光伏产业关键技术研发而国内不能生产的仪器和设备，免征进口关税和进口环节税。在世贸组织政策框架所认可的范围内，通过出口信贷、财政贴息、减免出口关税等办法，鼓励国内光伏企业扩大技术及产品出口，开拓海外市场。同时加大反倾销力度，尤其是要针对美国等国家的企业低价倾销多晶硅的行为，适时采取贸易救济措施，保护国内光伏企业的合法权益，帮助我国拥有自主知识产权和自主品牌的光伏出口产品在国际市场占据更大份额，并培育一批以出口光伏产品为主的世界级跨国公司。
光伏工程监理规划篇12
各站点区域组网，集中汇接。各配网调控一体化通信节点可根据实际情况，采用光纤通信方式连接：站点的通信方式，采用EPON无源光网络技术,优点是节约光缆，故障率低，维护容易。可根据实际地理位置及光源的衰减情况，配置相应的分光器。每个站点配置一台ONU设备，2个千兆EPON光口上行，4个100M接口下行，距离20KM内，满足开关站、配电自动化终端接入的实际需求，其中需要RS232和RS485接口的，可提供协议转换设备完成正常的接入功能。配电调控一体化通信系统光纤组网方案（1）配网调度中心-区域通信核心节点。配网调度中心与琼海市重要的110千伏变电站、35千伏变电站集结点，其中包括110千伏嘉积变、110千伏泮水变、110千伏潭门变、110千伏培兰变、110千伏城区变、35千伏阳江变、35千伏博鳌变、35千伏东平变、35千伏大路变、35千伏长坡变、35千伏九曲变11个站组成光纤网状网,利用EPON技术组成具备保护功能的1000M光纤环网。（2）区域通信核心节点-琼海市八个供电区域。按照琼海市地理范围，划分为嘉积供电所、博鳌供电所、中原供电所、大路供电所、万泉供电所、阳江供电所、潭门供电所、长坡供电所八个区域范围，通过网线路通道建立具备业务功能的100M光纤环网。（3）区域通信核心节点-嘉积城区供电区域。按照嘉积城区地理范围，划分为城南、城北、城西三个区域范围，根据四级通信和信息网络的覆盖情况，建设配用电通信网骨干层光纤通信系统，采用EPON无源光网络技术。用电信息采集通信系统琼海供电局用电信息采集系统的将建成一个大型的数据采集系统，管理多种通讯信道，同时接入负荷管理系统（终端）、集中抄表终端、计量装置监测终端等多种终端，自动采集所有电力用户的用电信息，实现客户用电信息管理、负荷控制、预付费控制等应用功能，通过集抄终端或配变状态监测终端接入公网配变用电信息，完成配变数据采集。用电信息采集系统在通信通道的优化上采用节约资源、就近接入的目标，通信通道可利用骨干通信网、配网调控一体化通信系统资源，将采集数据汇接至省公司用电信息采集主台。用电信息采集通信系统组网方式台区变。琼海供电局所辖的营业站点区域组网，集中汇接，并通过现有220千伏变电站、110千伏变电站和35千伏变电站光缆资源统一接入骨干通信网。琼海供电局所辖的营业站点的光纤通信可利用工业以太网交换机等先进适用的通信技术进行组网。
骨干通信网的优化
骨干通信网优化包括琼海供电局所辖的35千伏及以上变电站、直管供电分公司以及直调发电厂，优化的内容涉及传输网、业务网、支撑网。综合考虑琼海地区通信网络的发展及适应坚强智能电网建设的需要和通信信息技术的发展趋势，提出以下技术优传输网技术大力发展光纤通信，完善和丰富基础资源基础网络的建设应以光纤通信方式为主，新建或改建的35千伏及以上输配电线路原则上同期敷设架空地线复合光缆(OPGW)或非金属自承式光缆（ADSS）。纤芯类型的选择充分考虑琼海智能化电网发展的需要，本着既要适度超前又要经济适用的原则，220千伏线路光缆芯数选择48芯及以上，110千伏骨干光纤通信网光缆芯数选择32芯及以上，110千伏末端光缆芯数选择24芯及以上，35千伏线路光缆芯数选择16芯及以上。坚持“光缆共享、电路互补”的技术路线骨干通信网的光路由琼海供电局统一优化，并与海南电网光缆资源共享，电路层独立，形成相互补充和备用。全面提高通信网的承载能力,核心站点具备智能组网能力按照通信全程全网的特点，新增光传输设备与现有骨干通信网传输设备应型号相同。作为核心站点的220千伏变电站配置智能光传输设备，容量为40Gbit/s，采用10Gbit/s速率光接口板，并配备以太网业务接口板；110千伏变电站光纤通信设备容量不小于2.5Gbit/s，采用622Mbit/s速率光接口板，并配备以太网业务接口板；35千伏变电站光纤通信设备容量不小于622Mbit/s，采用155Mbit/s速率光接口板，并配备以太网业务接口板。发展环形网和网状网结构的通信基础网架骨干通信网网架结构应以网状网和环网为发展的方向，实现为业务应用提供N-2或N-1保护。积极探讨智能光设备的最佳应用，各级网络架构应层次清晰。局中心与220千伏变电站建成光纤网状网结构，110千伏变电站建成光纤环网或两点接入光纤通信网络结构，35千伏变电站以支链组网方式就近接入现有光纤通信网。积极跟踪通信技术的发展，不断探索新技术的应用随着通信业务的快速增长及新的通信产品的成熟，适时引入先进的通信技术与智能技术、智能设备相结合，提高智能网应用水平，从根本上提升骨干通信网的业务接入能力、网络容量和可靠性。业务网技术继电保护业务220千伏线路配备两套光纤保护或安全自动装置,采用不同的路由的光缆纤芯进行传输。新上110千伏线路光纤保护通道具备独立纤芯,需要迂回组织通道的,线路跳接点不得超过两个；安全自动装置通道采用传输设备复用2M方式。调度数据网地调、配调与核心通信设备采用各种容量的光口对接方式(根据业务需求)，220千伏变电站调度数网业务通道采用复用2M方式,110千伏变电站调度数据网业务通道采用复用2M方式。信息四级网110千伏、35千伏变电站信息四级网业务传输通道采用N*2M方式,辖区内各基层单位采用裸纤芯、10M/100M以太网方式。调度交换网220千伏变电站、集控站、县调配置独立调度交换系统，与琼海供电局本部调度交换机通过光纤2M进行联网。35千伏变电站和110千伏变电站不配置独立调度交换系统，调度电话由琼海供电局本部调度交换机通过通信网络小号延长至变电站。所有调度交换机配备调度录音系统，实现对调度电话的录音和储存。行政交换网琼海供电局本部和辖区县电力局配置独立行政交换系统，行政交换系统通过电力光纤2M与局本部交换机联网，并可与当地电信运营商进行联网，局本部行政交换机通过不同路由与当地电信运营商进行不少于2个光纤2M联网，与海南电网公司交换机通过不同路由的2个2M联网。全网推广采用共路信令组网，逐步淘汰随路信令，新入网及改造的交换设备必须以共路信令方式接入行政交换网。支撑网技术同步网技术政策依托已有同步时钟系统，继续完善和优化地面基准时钟传输电路，确立天地互备的电力系统同步时钟系统和时间同步系统建设模式，积极推进频率和时间同步应用。网络管理系统鉴于传输网管系统的重要性，应当加强传输网管服务器的管理，新建网管采用服务器+工作站的模式,从技术上、管理上确保传输网管系统运行平稳。通信电源系统35千伏及以上变电站和重要通信站配置专用通信电源系统（含免维护蓄电池）和DC/DC模块。琼海供电局本部通信中心站和220千伏变电站配置两套独立通信电源系统（每套通信电源系统至少配置1组不小于300Ah免维护蓄电池），110千伏变电站和35千伏变电站配置一套独立通信电源系统（110千伏变电站配置1组不小于200Ah免维护蓄电池，35千伏变电站配置1组不小于100Ah免维护蓄电池）。动力环境监控系统通信电源配装电源监控系统，并经过独立光纤2M传至局本部监控中心，220千伏变电站、集控站、地调独立通信机房安装视频监控系统。其他技术琼海供电局辖区内光纤通信设备类型不超过2种，以保证维护、检修质量及备品备件的储备。用户变电站建设光纤通信电路，光缆纤芯和设备容量参考琼海供电局骨干光纤通信网。用户光纤通信网与琼海供电局光纤通信网光口物理上隔离，业务传输采用2M背靠背转接方式。充分发挥数字微波、数字载波的作用，发挥备用通信电路作用。
光伏工程监理规划篇13
内黄是一个典型的平原农业县，工业基础薄弱，农民致贫原因多为因病、因学、缺劳力、缺技术等，贫困程度深，脱贫难度大。经过多方调研，县委、县政府充分认识到，产业发展是脱贫攻坚的治本之策，没有产业作为支撑的脱贫都是不可持续的，就脱贫而脱贫很困难、不稳定，要想打赢脱贫攻坚战，必须依靠产业发展，以产业发展带动就业、增加收入，实现贫困群众的稳定脱贫。一是加强组织领导。成立高规格的脱贫攻坚指挥部，下设产业发展专项工作组，分管副县长任组长，发改委、农业、林业、蔬菜、畜牧、商务、金融办、扶贫等部门为成员，搭建了产业扶贫平台。成立农业项目建设指挥部，科学谋划布局产业扶贫项目，为开展产业扶贫提供组织保证。二是突出政策保障。用足用活国家产业政策，先后出台《内黄县财政专项扶贫项目管理办法》《内黄县关于实施光伏扶贫工程的意见》《内黄县实施企业（合作社）带动贫困户增收的意见》《关于推行金融信贷工作的实施意见》等一系列产业扶贫文件，全力支持贫困村、贫困户因地制宜发展特色产业。三是深化帮扶活动。全县26名县级干部、925名科级干部、3324名机关干部、90个县直单位、66家重点企业，分别与贫困村、贫困户结成帮扶对子，实现精准帮扶全覆盖，确保“不落一村、不少一户、不漏一人”。四是严把资金监管。建立健全扶贫项目和资金管理制度，扶贫资金全部纳入县纪委监管平台，所有项目招标全部进入县招管服务中心监管，纪检、财政、审计、扶贫等部门加大监督检查力度，确保扶贫资金规范使用，把有限资金用在刀刃上。
坚持规划引领，放大特色产业优势
高标准的规划是最大的节约，低水平的规划是最大的浪费。在统筹做好县、乡、村、户和县直部门“五个脱贫规划”的基础上，内黄县政府拿出300万元专项资金，聘请中国农业大学规划科学研究院，高标准编制《内黄县扶贫攻坚贫困村产业脱贫规划》，县财政每年拿出500万元实行以奖代补，鼓励支持群众发展种植、养殖、乡村旅游、劳务输出以及光伏新能源等各具特色的富民产业。按照全县总体规划，制定了《现代农业园区建设十年规划》《百万只肉羊振兴规划》《现代林果业发展规划》《旅游发展规划》等，结合各乡镇区域及产业现状，确定了产业扶贫三大方向。一是划定高效设施农业7大片区，覆盖10个乡镇、56个贫困村；二是划定现代畜牧业3大片区，覆盖5个乡镇、19个贫困村；三是划定林果业3大片区，覆盖3个乡镇、15个贫困村，基本达到了“一村一品、一乡一业”。对新发展温棚瓜菜2亩以上和养牛5头以上、养羊20只以上、养猪30头以上、养禽3000只以上的贫困户，每户扶持资金5000元；对新植果树3亩以上每户扶持资金3000元。定期举办专家讲座、组织参观学习，搞好产前信息、产中技术、产后市场3项服务，极大地调动了贫困群众发展产业的积极性，也带动了温棚瓜菜、现代畜牧业、生态林业三大高效农业的快速发展。一是温棚瓜菜不断壮大。面积达到18.7万亩，建成集约化育苗工厂35处，年育苗量4.5亿株，温棚规模及工厂化育苗量稳居全省第一，享有“东有寿光，西有内黄”的美誉；建成7大瓜果菜片区，每个片区1万亩，片区内人均增收3500元，达到了“扶持一片，发展一片，脱贫一片”的效果。二是现代畜牧业稳步发展。通过财政奖补、贷款贴息进行扶持，给予畜牧业片区养殖户奖补资金，培育了一批部级和省、市龙头畜牧企业，被农业部确定为肉羊生产监测县、生猪生产监测县，被省政府确定为现代肉羊和现代家禽优势产业集聚区。全县标准化养殖场（区）达291个，三大片区养殖户达到1860户，其中贫困户1100户。三是经济林果业持续发展。全县成片造林30万亩，小杂果种植面积16万亩，花卉苗木6000多亩，林木覆盖率达37%，位居全国平原县前列。建设林果园区18个，20个村、3000户贫困户受益。同时，大力发展红枣、尖椒、花生等传统优势产业，建设花生四大片区41万亩、尖椒三大片区30万亩，覆盖13个乡镇、5000余户贫困群众，形成规模化产业，带动贫困群众脱贫。
创新产业扶贫模式，实现精准稳定脱贫
推进产业扶贫，需要真金白银的投入。内黄县围绕产业扶贫规模化、集群化、标准化发展，充分发挥财政资金的杠杆效应，把金融扶贫的保障作用发挥到极致，协调资金2.45亿元，创新实施“到户增收+”“金融+”、光伏带动三大产业扶贫新模式，推动贫困群众稳定脱贫。一是实施“到户增收+”模式。实施“到户增收+入股”模式，贫困户将到户增收资金以入股方式交给企业，每年年终分红1500元。实施“到户增收+就业”模式，贫困户在企业务工每月工资不低于1500元，务工时间不低于8个月。实施“到户增收+自我发展”模式，坚持“宜棚则棚、宜林则林、宜养则养”，通过享受到户增收资金，扶持发展种养业，增加群众收入。马上乡赵信村扶贫产业基地，计划投资2500万元，采取“公司+合作社+农户”的模式，建设新型智能温棚500亩，3年内每年为全乡250个贫困户每户发放分红收益1200元，计划吸纳50名贫困人员就业。二是创新“金融+”服务。制定《关于推行金融信贷工作的实施意见》，发挥金融杠杆作用，实施政府、信用联社、中原农险、农业专业合作社“四位一体扶贫贷”模式，累计发放扶贫信贷资金2亿元，带动贫困人口3400户8541人稳定脱贫。实施“金融+资金托管”模式，贫困户将5万元扶贫贷款资金由企业托管，年底取得保底收益。目前，共向36家企业投入资金1391万元，采取资产收益分配方式，带动2992户、7695人稳定脱贫。其中，万洋国际广场与楚旺镇签订3年带贫协议，带动187户贫困户稳定脱贫；天辰农业与东庄镇签订4年带动协议，带动150户贫困户稳定脱贫。实施“金融+就业”模式，贫困户在企业务工，月工资不低于1500元，年务工时间不低于8个月。实施“金融+龙头企业”模式，贫困户将扶贫贷款资金投入龙头农业公司，由公司规划建设新型智能温棚，向贫困户提供“规划、设计、建设、育苗、管理、销售”一条龙服务，贫困户以入股分红或务工的方式实现稳定脱贫。三是实施光伏带动。内黄光伏产业基础良好，投资10亿元、占地2800亩的100兆瓦昊诚光伏于去年并网发电。在此基础上，内黄县出台《关于实施光伏扶贫工程的意见》，县财政出资在贫困村集中建设光伏电站，重点扶持无劳动能力或劳动能力不足和无稳定收入的贫困户，稳定增加贫困户收入。目前，已投入资金2178万元，在16个乡镇40个村建立了2800千瓦光伏电站，每个贫困人口1千瓦，年收益1200～1500元，带动853户2855贫困人口稳定脱贫。
