时间：2022-07-22 19:53:49
7月2日，《安徽省人民政府办公厅关于实施光伏扶贫的指导意见》，计划6年内完成30万户的光伏扶贫。
2013年，安徽在全国率先开展了“光伏下乡扶贫工程”。2014年11月，国家能源局、国务院扶贫办联合下发《关于组织开展光伏扶贫工程试点工作的通知》后，除安徽外，河北、山西、甘肃、宁夏、青海等5个省区也开始光伏扶贫试点工作。今年，国家能源局还专门规划1.5吉瓦的指标用于光伏扶贫项目。
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。
最大难题还是资金。虽然政策层面提出国家和地方政府给予较大额度的配套建设资金支持，能否按时落地并不确定。对于银行和用户来说，贷款虽有地方政府贴息，但依然存在偿还风险和长期收益稳定性问题。电站建成后，如发电补贴不能按时发放，也将直接影响扶贫效果。
关键词：光伏发电；项目建设；正泰新能源；全生命周期；新能源 文献标识码：A
中图分类号：TM615 文章编号：1009-2374（2017）01-0085-02 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2017.01.042
近日，正泰山西大同采煤沉陷区国家先进技术光伏示范基地5万千瓦光伏电站正式并网发电，该项目由浙江正泰新能源开发有限公司全资子公司大同市正泰光伏发电有限公司开发建设，位于大同市南郊区云冈镇，紧靠著名旅游景点“云冈石窟”，建设容量50MWp，年发电量达到6900万度，是光伏示范基地6个“领跑者计划+新技术、新模式示范项目”之一。与其他“领跑者”项目开发商不同，正泰集团是国内最早实行横向整合的光伏企业，从光伏电站投资、光伏全套设备供应，到EPC形成了基本闭环、可控的光伏全产业链。正泰无可比拟的系统集成优势，可以最大程度地控制成本，提高系统匹配度，提供最便捷的运营维护。对此，本文针对项目建设过程中取得的管理经验进行总结，从而为同行提供参考。
1 项目设计阶段
一座优质工程就好像一块好的天然玉石，经过精心设计、精雕细琢才能成为一件优秀作品。光伏设计必须经过反复论证、精细设计才能建造出优秀项目。
优秀项目与好设计密不可分。设计图纸是“纸上谈兵”，“纸上谈兵”在这里不是寓意不切实际。设计得当能使工程省时、省力、省钱；设计不当，施工中拆改、返工、造价控制不住。大同项目作为领跑者项目，对使用技术的先进性、设计理念的前瞻性要求较高，为体现项目“领跑者”精神，肩负着正泰项目模式创新、技术创新的使命，保证正泰大同光伏项目优秀的设计，公司技术人员协同上海电力设计院各专业设计人员多次现场测绘、踏勘，多次组织设计方案论证会议；考虑到很多新技术未得到成熟应用，公司技术人员多次去多家厂家调研论证，提出不少建设性意见，最终确定项目设计方案；项目从构思、确定方案到体现在设计图纸上，无不体现项目“技术先进性”领跑者特性。现项目已按设计建成，新技术应用的光伏电站项目源源不断稳定地向电网输送清洁能源，心中成就感油然而生，回顾项目设计历程，其主要取得以下经验：
1.1 创新设计方式
大同项目为煤炭沉陷区，项目前期的地块稳定性分析报告显示正泰大同项目所处地块为煤炭采空区，主要涉及侏罗系的5个煤层，煤层累计采厚达10m以上，采深90～420m，采煤沉陷区会产生一定的地表破坏、移动与变形，对该区域内的光伏组件基础、电缆埋设、逆变升压房基础会产生一定的影响，采用光伏常规项目的支架形式及基础形式势必会带来较大的安全隐患，难以保证电站生命周期内的设备安全。对此经过与设计院一起多次论证，考虑短支架、增基础、箱变现浇基础等方案减少地块沉陷对电站的影响。
1.2 加强协调工作
正泰大同项目用地紧张，“巧妇难为无米之炊”。项目地块分散、地形起伏大，坟头较多，拆迁难度大，政府提供原规划地块不足以满足50MW的规模，实际地势地貌仅有35MW的规模，需在规划地块外寻找新增土地，大同市政府和大同发改委积极参与，为企业排忧解难，发挥“大同模式”的优势，基地办为了项目圆满完成，加班熬夜放弃周末多次协调村镇完成租地工作，同时进行优化项目设计方案、减少土地占用。
1.3 大胆引入新技术
正泰大同项目设计方案类别多、设计任务重。为保证项目新技术的领跑性，该项目从整体设计、设备选型，到智能运维，融合了各种优秀技术，最大程度地提高电站效率，包括采用320W转换效率超过16.5%的多晶硅光伏组件、带直流拉弧检测智能汇流箱、集散式逆变器、高效逆变器、非晶合金低损耗变压器、单轴自动跟踪系统、智能化运营监控系统等，该“领跑者项目”要求多晶硅组件效率大于16.5%，逆变器最大效率大于99%，该次设计满足甚至部分超过了领跑者项目要求。
1.4 严把质量关，控制项目风险
考虑到很多先进技术，市场上还未得到成熟应用，公司技术人员多次与厂家沟通交流，通过调研论证、比较分析，确定各个设备技术参数、使得设备适应大同项目地实际情况，通过编制技术协议、测试方案，严把质量关，降低公司新技术使用风险。
2 工程招标及设备采购阶段
招标是“货比三家”，是引入竞争机制，优化施工单位、节约投资、保证工期的有效手段，同时有保护我们建设单位管理人员的作用，应当充分重视。建设项目招投标的内容很多，除设计、勘探、监理招标外，主要是工程总承包单位的招投标，其次分包单位、设备、材料招标等，一项工程要多次招投标；正泰新能源开发有限公司具有“电力工程总承包叁级资质”，自主进行项目总承包管理，下面主要就施工分包单位以及设备供应体系管理的一些内容总结：
2.1 不断完善招投标制度
（1）根据本光伏工程建设地点、工程特点，拟定参加投标的施工单位资质等级，要求投标单位有类似工程施工业绩；（2）通过当地建设主管部门或网络了解参加投标的施工单位信誉有无不良记录；（3）组织对参加投标的施工单位进行考察，考察内容为已建成的工程实例，体验工程观感效果并征询建设单位对施工单位的意见；（4）在编制工程招投标文件时，要求报价和工期合理，避免投标单位以低于成本价竞标和承诺不合理工期。该类施工单位往往会在进场后以亏损等理由降低工程质量和拖延施工周期；（5）一个集团公司只允许一家分公司参与投标；（6）投标单位应向招标单位缴纳投标保证金，以保证招投标工作过程正常进行，减少随意违约；（7）评标工程建设单位尽可能派人员参加评委会；（8）设备、材料招标时，必须要求提供技术协议，技术协议尽可能详实，至少含有产品材质、规格尺寸、性能、检验报告等内容，最好能提供样机或应用案例协调技术人员进行实地考察。
2.2 构建设备供应商管理体系
（1）对供应商考评，采取量化评价的方式，全面客观地反映供应商生产规模、制造能力、供货能力、备件质量、服务技能等各方面情r；（2）增加长期合作供应商，建立完善机制，从源头到产品形成完善供应链，在实际采购过程中进行检测和工艺分析，保证产品质量；（3）实时跟踪市场价格（如铜、铁、硅等），对采购价格实施动态管理的设备进行市场考察和业务分析，在招标、询价、谈判时进行分析和控制；（4）估算产品和服务成本时要求明细，与供应商一起寻求降低大宗材料成本途径，同时了解同行伙伴的优势，从供应商自身结构、技术、管理等方面入手找到方向，领跑行业先机；（5）加强供应商考察，积极组织技术交流，前期谈判就将产品生产工序及时间明确，进行驻厂监造，并制定预防措施、质量管理、违约处理等相关资料。
2.3 施工过程管理阶段
施工单位进场后，建设单位应组织设计单位向施工单位进行施工图交底，由施工单位，监理单位提出问题，设计单位应书面给予答疑，答疑文件是施工依据，与图纸有同等效果。施工单位进场后，应向建设单位和监理单位提交《施工组织设计》，《施工组织设计》的主要内容是根据本工程建设场地以及光伏施工的特点安排的施工计划，包括质量保障措施、工程进度计划、施工人员、材料供应、施工机具、安全防护、环境保护、冬季施工措施等。
工程开工建设前夕，应当报当地建筑行政管理部门，办理工程质量监督手续。
3 质量管理：控制施工工艺、材料检验、隐蔽工程
质量管控放到项目管控的最重要位置。针对该问题，主要采取以下四方面的措施：（1）施工单位要根据施工需要的总平面布置图的要求来进行临建设施布置，设备和材料规格要符合设计要求。对设备要实行开箱检查，其说明书等资料都要齐全，做好施工的记录工作和完整试验记录；（2）控制进入施工现场的原材料源头。钢筋与钢材进场时，材料的品种、规格、级别以及数量符合设计的要求，并遵守国家现行的相关标准，抽取试件去进行力学的性能检验，材料的质量要符合相关的规定。水泥进场时，检查水泥的品种、级别、散装或包装的仓号、出厂日期等规格，并要对水泥的强度、安定性和其他重要性能指标实行复验，质量要符合现行的国家规定。模板及其支架要具备足够的承载能力、刚度及稳定性，可以可靠地承受住浇筑混凝土的重量、侧压力和施工的荷载；（3）对钢支架安装、电缆接地埋设、汇流箱安装等方面，重点控制钢支架的垂直度，钢支架与埋件焊缝的饱满度。接地主要是埋深度、焊接焊缝的饱满度以及焊接；（4）自始至终做好资料的收集和整理保存，为竣工验收做好基础。
4 加强资金控制
光伏电站建设工程相比其他工程建设项目而言，其突出的特性是建设周期短、资金投入大。一个看似很小的不合理因素可能会导致几十万甚至上百万的建设资金的浪费。资金的使用要先紧后松、从前而后。
5 结语
2013年以来，光伏电站的建设呈现爆发性、粗放性增长，但随着光伏政策的缩紧，光伏电站的建设和投资亦会越来越精细化，大同项目作为国内第一个领跑者项目，提供了光伏行业先进技术的应用平台，引领国内其他光伏电站的建设，大同正泰领跑者项目的成功实施，为正泰新能源公司后续的光伏项目实施奠定了基础，指明了建设方向。正泰新能源公司将继续秉承脚踏实地，低调务实，认真进取，创新发展的态度和作风，在光伏行业内精耕细作，努力前行，成为真正的“领跑者”。
参考文献
[1] 煤炭科学技术研究院有限公司.南郊区马营洼5万千
瓦项目地基稳定性评估报告[R].
[2] 韩宏伟，汪祖S.浅议并网光伏发电站运维的误区
甘肃光明电力工程咨询监理有限责任公司
二零一九年十二月
批准：
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审核：
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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。
6 说明和建议
关键词：光伏产业；太阳能；照明系统；城市建设
中图分类号：TN383 文献标识码：A 文章编号：2095-1302（2012）12-0077-04
0 引 言
传统能源日益紧缺引发了全世界的能源竞争，加快发展新能源已经成为世界各国的共识。太阳能分布广泛，可再生，太阳能的利用可以遏制人类对资源的过度开采，可为子孙保留一定资源财富。同时，太阳能无污染，可以解决火力发电的污染问题，有利于环境保护。在市场巨大需求的推动下，太阳能发展的速度远远超乎人们的想象，大规模的运用已经成为现实。
目前，世界经济环境尤其是欧美经济复苏缓慢，且对我国出口采用遏制措施，而常州市光伏企业的产品出口占比为17%，因此，在2012年光伏产业受到重大影响的情况下，对常州市的影响就非常直接。2012年，常州市光伏产品的出口额大幅下跌40%左右，这直接使常州市外贸出口下降了7个百分点，所以，大力发展光伏产业，拓展内需市场和应用，构建科学合理的城市太阳能照明系统，不仅是节能环保的需要，也是经济发展的需要，更是可持续发展的需要。
1 可行性条件
对于很多城市，尤其是江苏省常州市，构建城市太阳能照明体系还是现实可行的，因为常州市的政策扶持力度大，软硬件环境优越，建设成本渐减，这些都是不可或缺的条件。
1.1 太阳能优势明显
首先，太阳能可再生，永不枯竭，用之不尽，且环保无污染，属于绿色环保的资源；其次，采集太阳能的地理位置要求不高，而风力发电或火力发电的地理位置要求则比较高；第三，太阳能发电站建设所需的时间、空间和成本都比水电站要低； 另外，还有就是太阳能适用范围广，就算一般家庭，也可以利用太阳能发电。因此，世界各国为了更有效地开采和使用太阳能，都在不断地发展着太阳能光伏组件技术，尽可能地利用这个永不枯竭的能源。
1.2 政策扶持显著
国家先后出台了一些关于发展新能源的政策，其中《关于实施金太阳示范工程的通知》就重点支持用户侧并网光伏发电、大型并网光伏发电、独立光伏发电等示范项目建设，而且并网运行等光伏发电关键技术产业化和相关基础能力的建设，还可根据市场发展情况、技术先进程度等对各类示范项目予以补助。其中，对并网光伏发电项目，原则上按光伏发电系统及其配套输配电工程总投资的50%予以补助；对偏远无电地区的独立光伏发电系统，则按总投资的70%予以补助；对光伏发电关键技术产业化和基础能力建设项目，主要通过贴息和补助的方式予以支持。
江苏省政府颁布了《江苏省“十二五”培育和发展战略性新兴产业规划》，并对照国家性规划，对比周边省市，结合本省实际，对不同区域确定了不同的发展方向。其中，常州发展的重点方向为智能制造装备和太阳能光伏产业。
1.3 适用场所众多
常州绿地较多，道路河流纵横，高层建筑林立，公共设施齐全，这些场所对照明强度要求不高，适合太阳能照明系统的构建与使用。
1.3.1 公园绿化逐年激增
常州先后新建了荷园、淹城森林公园、青枫公园、西林公园、紫荆公园等9个公园，扩建改建了红梅公园、新区中心公园、蔷薇湿地公园、东坡公园、圩墩公园等10个原有公园；除了公园之外，还新建了12个游园广场绿地、5个滨河绿地，扩建了3个游园广场绿地，市民熟悉的市民广场、西太湖绿地、青山广场、城铁北广场绿地等一大批绿地都是在近五年里新建起来的。截至目前，市区共有公园绿地64个，总面积达800多公顷，而且逐年激增。
1.3.2 园区院校数量庞大
常州包括光伏产业园、创意产业园、新北开发区、武进高新区等众多园区和各类教育单位以及大型行政机关等数量过百，这些地方白天需要电量较多，晚上需求少，非常适合太阳能供电的特点。、
1.3.3 河流道路交织纵横
常州河流道路众多，政府投入了大量的人力物力进行整治，河流两侧的亮化工程和路灯都非常适宜太阳能照明系统的使用。
1.3.4 高楼大厦日渐增多
由于土地的日趋紧张，高层建筑平地而起，日益增多，如果能够建设成为光伏一体化建筑，那么就可以节能环保，减少建筑物的温度，用电又可以自给自足。
1.4 技术资源丰富
常州市高校与科研机构林立。据调查统计：常州共有高校10所，其中重点本科2所，普通本科2所，专科6所，另有光伏产业园3个，园内聚集了众多的光伏生产企业和光伏研究机构。根据各院校人才培养的方案和目标，截止到目前，常州共有6所院校开设了光伏技术的有关专业。图1所示是常州市开设光伏专业的情况分析。
由图1可知，开设光伏材料加工类专业的只有1所专科，开设光伏产品应用类专业的有专科、本科和硕士三个层次的院校，分别有2所、2所和1所，开设应用设计类专业的有本科和硕士两个层次各1所，而开设研究开发类专业的只有博士层次的1所。
常州工业学院和常州天华新能源科技有限公司共建了1个国家新能源（光伏）技术管理人才重点培养基地和1个国家新能源（光伏）产业研发中心，而常州大学光伏材料与器件产业化制造技术博士人才培养项目已经成功通过评审，将为常州光伏产业培养更高级的研究开发类人才。
2 常州市的光伏产业分析
常州市构建太阳能照明体系优势明显，但是，技术是关键，经济是基础，环保是目标，成本问题也不可忽略。常州光伏企业众多，产业结构完整，示范工程效果显著，都为常州构建太阳能照明之城打下了坚实基础。
2.1 光伏产业集群化
一是光伏企业数量持续增多。据统计，目前，常州市光伏及相关企业150余家。二是产能规模不断扩大。截至2011年年底，天合光能组件产能达到2 GW，同比增长67%；亿晶光电和协鑫光伏硅片产能都达到1 GW以上，同比增长100%。三是产业配套逐步延伸。常州市拥有强大的光伏配套产业链，如光伏设备、光伏玻璃、电池组件封装用硅橡胶、接线盒及逆变器等产品。四是产品技术含量高，天龙光电的综合技术水平已达国际先进水平，亚玛顿的光伏玻璃透光率长期稳定在93.5%以上。
2.2 产业结构齐全合理
常州光伏产业主要分布在三大区域：天合光伏产业园集聚了天合光能、创大光伏、江南电力设备等企业，形成了一个分工明确、配套较全的一体化光伏产业园；金坛光伏产业园集聚了亿晶光电、天龙光电、晶晶光电等企业，形成百家争鸣的局面；武进低碳产业示范园汇聚了顺风光电、中弘光伏等企业，拥有除硅材料生产以外的完整产业链。
2.3 示范工程成效显著
目前，常州已建光伏示范项目14个，装机总量22.7 MW。其中，有5个光伏发电项目相继并网发电，分别是天合光能的2 MW金太阳工程，光大环保在武进低碳产业园区建设的3.5 MW光伏示范项目，常州优博新能源有限公司建设的3.1 MW光伏屋顶并网工程，亿晶光电厂内屋顶5.2 MW发电项目，正信电子厂内5.1 MW光伏屋顶发电项目。随着上网电价政策的颁布及企业应用意识的增强，常州市光伏应用将不断发展。
2.4 光伏产业增速明显
2011年，常州市光伏产业总销售额450亿元左右，约占全市新能源产业销售的80%。其中，规模以上光伏企业有37家，实现销售收入400亿元，同比增长约42%，是常州市新能源产业中发展最快的行业。其中，常州天合光能等十余家公司年销售收入都超过了10亿元，先后有亚玛顿、顺风光电、亿晶等5家公司成功上市。
3 光伏发电方案设计
综合目前的成功案例和常州的具体条件，提出光伏发电在常州的应用范围，并就各方案和方法的实现与所涉及到的技术问题展开讨论、设计与分析。
3.1 方案设计
3.1.1 并网发电型
并网发电型方案主要是光伏电站，如10 kW～50 MW独立光伏电站、风光互补电站等。该系统主要包括太阳能电池片、太阳能电池跟踪支架系统、逆变器等，图2所示是太阳能并网发电系统的基本结构框图。在建设光伏太阳能发电系统时，除了要完成各组成部分的建设工作，还要认真完成前期调研、工程设计、工程施工、入网调试等工作。
3.1.2 独立专用型
太阳能独立专用型发电系统的主要实现方法就是太阳能建筑一体化，也就是将太阳能发电与建筑材料相结合，使得未来的大型建筑实现电力自给，这是未来发展的一个方向。常州的高层建筑、公园绿地、道路河流和公共设施都非常多，这些对强光要求不高，非常适合采用太阳能进行照明。小型独立专用型发电系统的组成结构如图3所示。
目前，德国、日本和印度等都在大力发展太阳能电池应用，开始实施“百万屋顶”等计划，这些都极大地推动了光伏市场的发展，前途十分光明。
3.1.3 一电多用余电入网型
一电多用余电入网型的太阳能发电系统主要包括跟踪系统、太阳能电池组件、充电器、蓄电池、配电柜、智能电表、用电设备和电网，图4所示是一电多用余电入网型太阳能发电系统的组成结构。其中，使用跟踪系统可以使电池组瞬时发电最大化。该系统除了为某些用电设备供电外，其系统充电器可以将多余的电充到蓄电池中，或接入国家电网，以备后用。
这种太阳能发电系统非常适用公园、校园、园区、居民区和公共设施等。
3.2 应用方案关键技术
城市太阳能照明系统中的最关键技术是充电技术和电路控制技术，以城市照明中的路灯为例，其充放电电路如图5所示。该电路包括12 V的太阳能电池板、充电电路和电流检测电路等几部分，可对6 V、2 A的蓄电池充电。
图6所示是太阳能路灯中LED驱动控制电路。白天，由于有光照，该太阳能路灯LED驱动电路中的太阳能电池板可将光能转换为电能，经隔离二极管D1对蓄电池充电。同时，Q3不导通，LED不发光。晚上，太阳能电池不发电，D1截止，蓄电池工作，Q3导通，驱动LED得电发光。
3.3 在线网络化监控
太阳能发电系统在使用的过程中会受到天气情况等因素的影响，所以在线监控是必不可少的。以路灯为例，在线监控网络分为上位机监控层、目标局域网路灯控制层和末支路灯执行层等三层模式，其流程图如图7所示。
当需要进行远程监控时，先输入目标局域网络的地址、端口号和硬件地址。当连接成功后，进行其它控制参数的设置。目标局域网接受路灯含有以太网通信模块的局域网控制器接收到的指令后，即进行命令解析以获得控制参数，同时将控制参数通过无线通信模块发送到本局域网内的其它末支路灯。各末支路灯接收到指令后，修改寄存器参数，从而改变工作状态，完成在线远程终端监控的操作。
太阳能照明系统涉及到的技术很多，除了上述几个外，还要考虑散热、发光强度、照明面积以及所需电池板面积等方面的技术。
4 建设方法与管理模式
城市太阳能照明系统可以考虑不同的建设模式和管理模式。大型的发电站如用于城市道路等，可以由政府主持和出资建设，建成后由国家电网统一运营和管理。中小型的发电系统，如工业园区、企事业单位等用电类型的发电系统可以采用由政府主持，经济上补贴，使用单位管理和政府监督的方式。对于小型的发电系统，则可以采用政府规范，单位建设，用户监督与管理的模式。逐步规范建设方法和管理模式，从而形成自下而上的发展模式，促进城市太阳能照明体系健康有序的发展。
为了减少人类能源的消耗，保护自然环境，发展和应用太阳能是必然之路。正如上海太阳能研究所所长所说，如果能够突破政策和技术方面的瓶颈，太阳能光伏产业必然前途无限。
首先是政策规范和扶持。制定关于光伏产业发展和应用为目标的中长期规划，如《关于实施金太阳示范工程的通知》一样，从法律上规定太阳能电力采购比例和重点用途。
其次，应鼓励民电上网。借鉴国内外经验，逐步启动和实施真正意义的“光伏建筑一体化”，将光伏建筑一体化太阳能发电落到实处。
第三，建立专项扶持资金，实施税费减免政策。如从国内电费中抽出一部分专用资金补贴到光伏产业中；贫困地区的光伏发电，政府和企业各出一部分，以成本价支持等。
第四，借鉴成功示范案例。借鉴发达国家和国内成功的示范案例，使普通建筑必须要和光伏产品相结合的经验，在发达地区实施公共设施、政府和事业单位的建筑必须采用光伏建筑一体化的刚性政策。
第五，扶持光伏高新企业，有效降低建设成本。对高纯度硅原材料产业和光伏照明配套企业进行政策和资金扶持，降低光伏电池成本，从而有效加快和降低光伏并网电站的成本和应用推广。
5 结 语
目前，太阳能城市照明系统的构建还不够系统化和规模化，存在一定的技术问题和成本问题，只能是个别使用，未能大面积推广，示范也只是局部，若能构成网络化管理，应用效果会更好。随着技术的发展和政策的不断完善，以及人类节能环保意识的不断增强，太阳能城市照明系统也会不断完善和改进，届时，必将形成一定的规模，并广泛应用。
参 考 文 献
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关键词 户用光伏 精准扶贫 效益分析
0引言
我国扶贫工作取得了举世瞩目的成果，十以来进入了扶贫攻坚的关键阶段，精准扶贫是对国家扶贫模式的开拓与创新，《政府工作报告》指出“扶贫开发贵在精准，重在精准”。光伏扶贫具备“绿色扶贫”、“造血扶贫”和“产业扶贫”等显著特点和优点，2015年，河北、甘肃、宁夏等省区已完成光伏扶贫试点，取得了显著成果。其中，户用光伏扶贫模式以贫困家庭为单位安装光伏发电设备，按发电量补贴家庭收入，能够真正做到扶持对象、项目安排、资金使用、措施到户、因地派人、脱贫成效的“六个精准”。
1户用光伏发电系统
户用光伏发电系统是一种与家庭建筑紧密结合的光伏并网发电方式，主要由光伏阵列、逆变器、开关、线缆、用户负载及相关计量仪表等组成，如图1所示。
其中，光伏阵列是由光伏组件的串并联组成，负责将太阳能转换为一定电压和功率等级的直流电能，它通常采用支架结构安装在受光条件良好的地方，力求整个阵列的受光均匀性。任何局部遮挡都会产生的热斑效应，都会使整个光伏系统的发电量大打折扣。例如，当出现5%的遮光面积时，光伏出力功率损失可达50%以上。逆变器一方面负责将直流电变换为符合并网条件的交流电，逆变器输出与电网电压同相的电流，尽量减小谐波输出，另一方面负责控制跟随光照强度的变化，始终保持工作在输出功率最大的状态。开关、线缆及计量仪表负责满足操作、连接、保护和计量等用户供配电功能需求，也是核算光伏发电经济收益的客观依据。
2光伏扶贫的实施模式
光伏发电参与精准扶贫的实施模式主要有户用光伏分布式发电系统、村集地面电站、荒地大型电站、光伏农业设施、光伏大棚等。其中，户用光伏系统的安装地点一般选在屋顶、棚顶或向阳墙面等处，按与建筑物结合的紧密程度可分为建筑集成光伏系统（BIPV）和建筑附加光伏系统（BAPV）。
湖南**县精准扶贫项目在对贫困家庭进行屋顶改造和配电升级的前提下，采用BAPV形式构建户用光伏系统。光伏板选择4块36V/220W太阳能电池组件，用角铁支架简易安装在农户建筑屋顶；各太阳能组件用微型逆变器并联连接，经电力监测仪采用“净电量”计价的接线方式接入电网；本地负载包括房廊亮化设备及建筑标志，本地负载通过电力监测仪表接入电网。整个系统组成了一个容量为0.88kW的户用微网。
3精准扶贫效益分析
3.1 发电量分析
湖南**县（坐标25.18N111.58E）的全年总辐射量为1220.96kWh/m2，日平均峰值小时数为3.35，最佳倾斜角为20啊？
依据组件面积法计算系统发电量Ep=HAsk1k2。其中，HA是倾斜面太阳能总辐射量，S是组件面积总和，k1和k2是组件效率和系统综合效率。
市面上的光伏组件效率一般为18%左右。k2考虑了多种因素的影响：（1）线损折减，若输电线路损失约占总发电量的3%，则折减修正系数取97%。（2）逆变器折减，逆变器实际效率多为90%～95%。（3）光伏电池效率会随工作温度升高而降低，相应的温度损耗平均值在2.5%左右。（4）考虑不可利用的太阳辐射损失和最大功率点跟踪精度影响折减以及电网吸纳等不确定因素，整体折减修正系数取为80%。
经计算，一个户用光伏分布式发电系统0.88kW的首年发电量约为988kWh，平均年发电约767kWh，25年累计发电19165kWh，折合节约电煤7666kg，减少温室气体排放19107kg.
3.2 收益分析
光伏单元发电直接馈送入电网，采用电力监测仪计量发电量，与农户的收入补贴直接挂钩，收益归属明晰，做到了扶贫精准到户。由于光伏发电量直接关系到贫困农户的补贴收益，有助于光伏发电系统的日常维护。
湖南省属于Ⅲ类资源区，光伏发电上网标杆电价为每度0.98元，国家补贴为每度0.42元，自发自用余电上网电价为每度0.472元，分布式光伏发电在国家补贴基础上每度电再补贴0.2元。户用光伏0.88kW系统的年收益为835元人民币，未达到2万的增值税起征点。按实施成本约8元/度计算，光伏扶贫项目8.0年即可回收成本。
4结论
本文探讨了光伏发电参与精准扶贫的实施形式，以湖南**县户用光伏扶贫项目为例，对户用光伏系统的结构组成、工作原理进行分析，按照实施地区的实际条件进行发电量分析和收益效益计算，最后得出了0.88kw户用分布式光伏发电系统，每年可给贫困户带来835元的收入。验证了户用分布式光伏扶贫模式在精准扶贫工作中的合理性与优越性。
参考文献
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当昔日的巨头江西赛维、无锡尚德挣扎在死亡线上的时候，天合光能的日子似乎并没那么难过。“其实很简单，那就是我们一直死守财务红线，将资产负债率严格控制在70％以内。”天合光能有限公司（以下简称“天合光能”）组件事业部CFO周金炳对此进行了解释。
今年二季度，天合光能宣布了组织精简的计划，新成立组件事业部和系统事业部，并减少管理层级。据悉通过组织结构调整，公司会精简200多位行政管理人员，占目前公司行政管理人员的12％左右，占公司总人数的1.5％，主要目的是在光伏组件毛利率大幅下降的情况下，降低管理费用，同时通过成立系统事业部向下游延伸，做解决方案供应商，希望到2015年系统业务能够成为公司的第二支柱。伴随这此改组，周金炳也随之成为组件事业部的CFO。
于2008年7月作为预算分析总监加入天合光能的周金炳，见证了光伏产业从兴盛到衰败的全过程。“光伏产业现在处于低谷期，而低谷期恰巧是企业管理会计师发挥作用、显示优势的时机。”周金炳说，“从企业内部整合有限资源、加强成本与费用控制和投资管理、变财务控制为业务决策支持和指导运营，可以帮助企业渡过行业寒冬。”在天合光能财务扮演着业务合作伙伴的角色，全方位地介入到研发、采购、生产、销售和物流等环节中，降低成本、控制风险，把握成本变化，帮助业务人员对目前形势保持清醒的认识。
苦炼内功
天合光能在此次行业危机中的表现与其扎实的内功密不可分。
周金炳加入时正值天合光能在美国纽交所上市不久，迫切需要具有跨国公司经验和精通内部财务运营管理及海外资本市场的财务管理者，建立新的国际财务管理体系。周金炳此前在外资企业工作了16年，曾先后供职于麦当劳、太古、爱普生、英维思、艾诺斯等世界500强著名跨国公司。对于习惯了在外企工作了的周金炳而言加入这样一家民企也是一个职业生涯的挑战，出于对光伏等新型能源的发展前景和势头的信心，他从珠三角来到长三角，加入了正值快速发展时期的天合光能。
周金炳最初主要负责预算管控与分析，成本控制与分析、投资分析与控制，上任后组建了预算与分析部，帮助建立全面预算管理体系，运营控制与分析成本体系及投资分析管理体系，随着职能不断扩大，不久后擢升为集团财务管理总监，负责集团的计划与分析、预算、预测、研发、运营和营销财务等。
在天合光能的财务体系中，集团CFO负责集团财务战略和融资及联络外部资本市场和投资者交流，作为集团财务管理总监，周金炳扮演的是内部财务运营管理的角色，负责企业内部财务运营、成本控制、风险管控、预算分析、投资分析。自成为组件事业部的CFO，周金炳现在的职能广度和深度都有所扩大，整体负责和所有组件相关业务的会计管理、预算管控、成本控制、投资分析、税务及资金计划、资产风险控制等财务管理工作。
成本控制是光伏企业财务管理中的重要工作之一。周金炳介绍，光伏行业的成本特色是投入和产出两头不确定，利用多晶硅原材料制造的太阳能板功率输出会受到不同效率的电池与不同材质的材料组合而变化，组件功率输出量无法准确衡量，这就要求财务管理人员需要熟悉制造的工艺、流程、技术、材料，财务人员在产品设计阶段就介入其中，与技术人员进行探讨，持续跟踪直到成品推向市场。周金炳说，“技术人员往往追求产品完美而忽视成本，财务人员要协助他们做出性价比合适的产品。”
财务人员首先要把目标成本压缩在可控范围内，对可能造成成本损失的风险点及关键指标进行分析，除了生产成本，投资成本在光伏产业中占很大比重。光伏产业的投资通常很大，资金投入后需要多久能收回，多长时间有所回报，需要实现多少销售量能够收回设备的投资等，财务管理会计人员与业务人员通过反复沟通分析，确定投资的立项可研分析报告及可操作性。财务管理会计分析不仅帮助天合光能本身的成本结构，还积极走出去调研分析供应商的成本结构和了解竞争对手的成本动态，借助天合光能的技术人员帮助供应商降低成本，进而降低天合光能的采购成本，实现成本持续降低的双赢。在外部市场方面，财务管理会计人员则为销售人员提供指导与建议，例如价格、账期，哪些产品的利润率高，哪些地区市场增长较快和有潜力，在销售过程中报价的底线及信用期等。
天合光能的预算团队根据年度的战略方向，通过与业务单位的充分探讨，将战略目标分解到各经营单位计划和KPI指标中，确定新的年度经营方向。“预算不是静态的而是动态的，因为光伏产业变化很快，每个季度都要对预算进行更新，通常会在下一季度的前两周滚动更新季度目标。”财务部门会根据目标，对有风险的项目予以消除，对不能达到预期的业务部门提出建议方案。每周对企业经营情况进行监测，及时调整行动计划并跟进。
抵御外患
自2011年起光伏企业就被“双反”的阴云笼罩。针对可能发生的情况，天合光能在集团董事长高纪凡和CFO的战略指导下，预算部门提出了乐观、温和、保守等三套应对方案，确保不确定事项影响在可控的范围之内。周金炳表示，“2012年的实际发展情况与当时所做的温和方案接近，比最保守的情况稍好，不利影响发展在预期的范围内，这也与财务部门的动态预算管理有关。”
与其他同行业企业一样，天合光能目前面对的主要问题一方面是金融风暴与欧债危机影响下政府对太阳能企业的补贴削减、投资者对光伏组件需求下降、市场环境低迷；另一方面是欧美双反贸易保护、国内市场配套政策不到位和没刺激起来的需求造成的产能大量过剩，以及过度竞争导致的价格非理性下降。周金炳强调，在行业发展环境良好时，天合光能就考虑过这种情况发生的可能性，周金炳就曾提醒过企业的业务部门和决策者，所以天合光能在高速发展过程中有意识地控制住了发展节奏，并提前进行全球化布局。尽管欧美市场受到影响，但天合光能目前的产能可以依靠东南亚、中国台湾等非欧美地区的战略合作伙伴进行风险规避。周金炳认为，现在的光伏市场产品趋于同质化，一些小的光伏企业品质较低，经营策略灵活，不追求长期利益，非理性推动价格战影响整个行业的健康发展。
在刚刚披露的第三季度报告中，天合光能的库存处于高位，周金炳解释说，实际上经过内部的优化分析，库存的质量有所提高，—部分库存实际已经获得了订单，还处在运输、安装的流程中，还没有来得及来进行财务结算，这类库存没有库存风险。由于光伏行业的组件受项目开工及融资进度影响，组件需求有波动性，一定的库存保有量是必须必要的。如何平衡库存和资金之间的最优比例，财务部门与业务部门密切保持联系与进行过多次论证和探讨，按周调整计划。目前看来天合光能的库存还处于健康状态。
光伏电站项目的投资往往都很巨大，一旦投资者回报出现问题，电站回购找不到买家，电站经营者的经营风险就会变成财务风险，所以财务人员需要时刻提醒决策者稳健发展的必要性。2008年周金炳初到天合光能时，正值光伏行业狂热购多晶硅料及买多晶硅设备的投资热潮。周金炳及时提醒阻止了投资风险，事实证明这种判断是正确的。天合光能的董事长高纪凡曾说，2008年金融危机时很多企业因此受到了影响，而提前预警的天合光能没有盲目乐观，比竞争对手少犯投资失误并利用这一时机实现了超越发展。
在当前危机的影响下，许多同行业的领先企业都面临着财务问题。周金炳认为天合光能目前能够稳健发展与内部财务严格控制息息相关，“天合光能在光伏行业中财务相对稳健，我们始终有一条财务红线：资产负债率控制在70％以下。尽管为了坚守底线尽管会和许多部门产生意见上的不统一，有时还会被业务部门认为阻碍了公司快速发展，但周金炳始终坚信企业只有做强才能做大。这条红线的制定保证了财务的稳健，财务团队每周都要监控销量、收入、成本、存货、收款、资金的变化，成本一分一厘地去抠，预测各项指标这个季度离目标偏离多远，及时调整经营计划与行动方案并坚决地贯彻执行。
周金炳坦言，企业CEO往往希望企业有快速的发展，而财务人员对资产负债率的控制短期看则会拖缓发展速度，但企业发展应当是长期、稳健、可持续的。“财务人员向老板提出类似意见时，可能会造成老板的不愉快，尤其当提出的时机不恰当时，会被认为阻碍事业的发展。但不能因此疏忽风险预警与管控，要找准时机反复灌输，提供数据支持，让管理者真正意识到问题的严重性，长此以往决策者在行动上就会有所改变。CEO想要企业快速发展，财务希望企业持续发展，这二者并不矛盾。”
内外兼修
财务人员的自我提高是一个持续不断学习的过程，周金炳在工作的同时通过了CMA考试。他认为，将工作与学习相结合需要对自身的职业发展有清晰的规划。周金炳表示，中国市场上财务会计很多，而管理会计很少，但是真正能将所学所用派上用场的是在企业中进行财务管理的管理会计师，通过财务经营分析与建议，提升自身价值并指引企业发展的方向。“这当然需要有扎实的财务知识，同时还要对企业内部的运营、技术等有所了解。”
“资格认证只是一种专业上的认可，真正重要的是知识与经验的积累，对企业的贡献，这些并不能表现在一纸证书上。”周金炳早年在外企的工作是做成本及帮助财务总监做财务分析，在这一过程中观察财务总监的做法，发现自身的不足，将此作为自己学习的动力。考取证书证明了自身具备了相当的实力，为把握职场机遇增加胜率。
关键词 光伏发电站；雷电灾害；雷击风险；评估方法
中图分类号 P429 文献标识码 A 文章编号 1007-5739（2016）13-0250-06
雷击风险评估是防雷设计和施工工作之前最重要的环节，必须同防雷设计一样作为业务工作来实行，这样才能使防雷工程建设立于科学基础之上，真正做到安全可靠、技术先进和经济合理。随着科学技术的不断发展，应紧密结合当地的实际情况，利用闪电预警资料，不断完善评估方法，最大限度地防止和减少雷电灾害给经济建设和人民生命财产带来的损失。
1 雷电灾害风险评估的主要内容和范围
1.1 主要内容
主要包括大气雷电环境评价、雷电灾害风险评估、雷电灾害风险管理。
1.2 范围
本评估范围为海南州铸玛光能新能源有限公司共和30 MWp并网光伏发电项目因雷击光伏电池板、建筑物（或其防雷装置）、雷电波经电源线路和弱电线路（电话线路、火灾自动报警线路、监控线路等）侵入室内、电源线路和弱电线路中感应雷电过电压（过电流）等造成的雷电灾害风险和由静电引起的灾害风险。
2 30 MWp光伏并网发电项目概况
2.1 项目地址
该项目场址区位于青海省海南州共和县一塔拉光伏发电园区，光伏发电园区距共和县城以南约12 km，G214国道东侧一塔拉荒漠化草原区。地理位置坐标分别为东经100.635 767°，北纬36.176 972°，场地平均海拔2 876 m。
2.2 项目概况
海南州铸玛光能新能源有限公司共和30 MWp光伏并网发电项目，本期装机容量为 30 MWp，拟安装60套单套容量为500 kW太阳能光伏逆变器，接入新建35 kV开关站。根据当地电力系统接线，初步拟定本光伏电场的接入系统方式为：建设1座 35 kV开关站，根据本光伏电场规划容量，本期推荐采用分块发电、集中并网方案，将系统分成28个1 MW的并网发电单元，每个并网发电单元经1台升压变压器升压到35 kV，以3回35 kV进线接入35 kV开关站，从35 kV开关站以1回35 kV出线接入园区内的11号110 kV汇集站并网。
本项目太阳能组件采用固定式36°倾角安装，共分为28个兆瓦级单元，分块发电，就地升压，集中并网。本工程新建建筑包括电控楼、综合楼。电控楼内设置高配电室、低压配电室，集控室综合楼内设置办公生活区，箱式逆变器内设置直流配电柜、逆变器和通信柜等。
本期主要建构筑物为综合楼、35 kV配电室、逆变器室、组件支架及基础。
3 雷电灾害风险评估内容
3.1 雷电灾害风险评估方法
根据GB/T 21714.2―2008/IEC62305-2：2006雷电防护第2部分：风险管理的规定，将雷电灾害风险定义为由雷击导致的建筑物及公共设施的可能平均年度损失。该评估方法属于功能指数法（相对值法）。在功能指数法中，通过评定各对象功能的重要程度，用功能指数来表示其功能程度的大小，然后将评价对象的功能指数与相对应的成本指数进行比较，得出该评价对象的价值指数，从而确定改进对象，并求出该对象的成本改进期望值[1-2]。
3.2 雷电灾害风险计算公式
雷电灾害风险：RX=NX・PX・LX，其中，NX为雷击次数，PX为损害概率，LX为损失率。
3.3 建筑物风险分量组合
项目及其附近有雷电发生时，潜在的可能产生的损害类型主要有人身伤亡损失风险：R1=RA+RB+RU+RV（一般场所）；R1=RA+RB+RC+RM+RV+RW+RZ（易燃易爆场所）。服务损失风险：R2=RB+RC+RM+RV+RW+RZ。物理损失的风险：R3=RB+RV[3]。
4 雷电活动规律及雷电灾害因素辨识分析
4.1 人工观测雷暴日数
4.1.1 雷暴日数的年际变化。共和县的雷暴天气每年均有发生，但年际变化差异较大。统计资料表明：1960―2013年共和县年雷暴日数在21～74 d。从图1可以看出：共和县年雷暴日数最多为74 d（1964年），最少为21 d（2009年）。
4.1.2 人工观测雷暴日数的年代变化。从图1可以看出，自20世纪60年代以来，共和县年雷暴日数呈现出高低交替的趋势，60年代（1960―1969年）、70年代、80年代、90年代和21世纪00年代的平均年雷暴日数分别为55.4、42.5、41.8、37.7、31.9 d，其平均人工观测雷暴日数呈现出每10年递减近5 d的趋势。
4.1.3 人工观测雷暴日数的季节变化。根据气象学的常规季节划分，统计共和县春季（3―5月）、夏季（6―8月）、秋季（9―11月）、冬季（12月至次年2月）雷暴日数，结果表明：夏季平均雷暴日数最高，为28.5 d，占全年雷暴日数的69.9%；春季次之，平均雷暴日数为6.5 d，占全年雷暴日数的16.0%；秋季为5.8 d，占全年雷电日数的14.1%；冬季雷暴日数为0 d。
4.1.4 人工观测雷暴日数的月变化。共和县1―12月各月平均雷暴日数的变化呈单峰型，峰值出现在8月（图2）； 1―7月雷暴日数随时间递增，8月达到峰值； 9―12月雷暴日数表现为逐月减少；全年8月的雷暴日数最多，平均每月为9.8 d，约占全年雷暴日数的24.0%。
4.2 闪电定位仪监测闪电日数
4.2.1 闪电定位仪监测闪电日数的年际变化。共和县闪电监测资料表明：2008―2014年共和县年闪电日数在76～124 d。从图3可以看出：2008―2014年共和县闪电日数最多为124 d（2010年），最少为76 d（2008年）。
4.2.2 监测闪电日数的年代变化。从图3可以看出，共和县年闪电日数呈现出高低交替的趋势，2008―2014年的年雷暴日数分别为76、82、124、119、105、102、97 d。
4.2.3 监测闪电日数的季节变化。经统计，共和县春季（3―5月）、夏季（6―8月）、秋季（9―11月）、冬季（12月至次年2月）的监测闪电日数分别为夏季平均闪电日数最高，为66.3 d，占全年闪电日数的65.8%；秋季次之，平均闪电日数均为20.1 d，占全年闪电日数的20.0%；春季平均闪电日数均为14.3 d，占全年闪电日数的14.2%；冬季平均闪电日数为零。由此说明，共和县雷暴主要出现在夏季和秋季。
4.2.4 监测闪电日数的月变化。共和县1―12月各月平均闪电日数的变化总体上呈单峰型，峰值出现在8月（图4）； 1―8月闪电日数随时间递增；9―12月闪电日数表现为逐月减少；全年8月的闪电日数最多，平均每月为24.1 d，约占全年闪电日数的23.9%。
4.3 云地闪特征
4.3.1 地闪基本特性。2008―2014年共和县辖区共监测到云地闪电18 127次，占全省已监测地闪的9.56%。其中负地闪173 177次，占闪电总数的91.4%；正地闪16 363次，占闪电总数的8.6%。
4.3.2 地闪频次的日变化。由图5可知，共和县闪电频次的日变化呈明显的单峰单谷型，最大值出现在20：00―24：00，最小值出现在4：00―11：00。
4.3.3 闪电强度分布特征。由图6可知，2008―2014年全省及共和县地闪雷电流对应的频次分布基本相同，全省地闪和共和地闪频次百分率在20 kA左右均出现最大值，分别达35.4%、20.0%。
4.3.4 项目所在地周围闪电分布。2008―2014年项目所在地半径4 km和10 km范围内分别监测到地闪76次和389次，分布如图7所示。4 km和10 km范围内的雷击大地密度分别为0.216、0.177次/km2・年。4 km范围内正地闪8次，负地闪68次，最大地闪雷电流为-486.1 kA，最小地闪雷电流为-3.7 kA，平均地闪雷电流为27.7 kA。10 km范围内正地闪69次，负地闪320次，最大地闪雷电流为-486.1 kA，最小地闪雷电流为-2.1 kA，平均地闪雷电流为25.8 kA。
4.3.5 雷电流累积分析。雷电流幅值概率分布一直是国内外防雷界非常重视的雷电参数之一，文献给出的Anderson根据Berger实测数据，提出的雷电流幅值分布公式：
P=1/[1+（I/a）b]
式中，P为大于某一雷电流幅值的累积概率（%），I为雷电流幅值电流（kA）；a为中值电流，即雷电流幅值大于a的概率为50%；b（b>1）为雷电流幅值累积概率曲线拟合指数，体现曲线变化程度，相当于曲线斜率的绝对值，b值越大表示幅值概率曲线下降程度越快，电流幅值集中性越强。
经过对项目所在地附近10 km范围内的389次地闪统计分析，项目附近10 km范围内a=19.3，b=2.82，根据上式计算并绘制拟合曲线，拟合结果与实际监测结果基本一致（拟合优度R2=0.99），结果如图8所示。
因此，在实际防雷工程设计中，可根据上式计算出大于某雷电流强度的累积概率。
根据项目区域4 km半径范围内的闪电定位监测资料，计算出相应雷电流的累积概率。
N年内可能遭遇不同等级雷电流的雷击次数可按照以下方法计算：
雷击次数=雷击密度（次/km2・年）×N（年）×面积（km2）×雷电流累积概率
其中，项目附近4 km范围内的雷击大地密度取2008―2014年的平均值，其值为0.216次/km2・年。
例如：1年内大于10 kA的雷电流的雷击次数为：
[0.216（次/km2・年）]×[1（年）]×[3.14×42（km2）]×86.46%≈9.4次
4.4 项目区域雷暴频率及雷电对30 MWp光伏并网发电项目主要危害形式
项目所在地共和县是青海省雷暴高发地区之一，其最近30年人工观测平均年雷暴日数为36.6 d，最高人工观测雷暴日数为54 d。而近6年闪电监测网监测的最高监测雷电日数为100.7 d（2010年）。项目4 km范围内雷电地闪密度为0.216次/km2・年。
雷电对该项目的影响主要形式有直击雷、雷电感应、雷电波侵入、雷电电磁脉冲等。项目所在地为雷暴多发区，该项目因防雷措施不完善、接闪器保护范围不够、引下线电气连通性不良、接地电阻不符合要求、设备等电位连接不合格等都会对防雷安全产生重大隐患。
4.5 各种损失风险分量分析
当项目上空出现雷暴天气时，项目潜在的各种损失风险分量如下：
（1）当雷击项目避雷带或其他接闪器时，雷电流沿引下线、接地装置向大地散流，在此过程可引起项目周围区域内电位升高，形成电位差，可使人员因接触电压和跨步电压而导致伤亡，因此存在着风险分量RA。
（2）当雷击项目主体结构时，由于雷电的热效应、机械效应、冲击效应、电动力效应等，而使建筑物发生局部坍塌、外部构件折断以及引发火灾等损害，从而间接导致人员伤亡，因此存在着直接的物理损害分量和间接的人员损失风险分量RB[4]。
（3）当雷击项目主体结构时，由于雷电冲击效应、电效应等，可能会使项目的内部系统发生故障，因此存在系统故障风险分量RC。
（3）物理损失风险。式（10）为物理损失风险计算公式，其计算结果见表10。
R3=RB+RVP+RVT=1.48×10-6（10）
7.3.2 单元评估结果。电控楼因雷电灾害造成的人身伤亡损失风险小于规范容许值（1.0×10-5），服务设施损失风险小于规范容许值（1.0×10-3），物理损失风险小于规范容许值（1.0×10-3），单元评估结果为合格。
7.4 各评估单元损失风险计算结果
根据《雷电防护第2部分：风险管理》规定的计算方法，项目的雷电灾害风险评估计算得出的人身伤亡损害风险量、服务设施损害风险量和物理损害风险总量分别见表11。
8 结语
（1）本次雷电灾害风险预评估是以海南州铸玛光能新能源有限公司共和30 MWp 并网光伏发电项目20 MWp光伏并网发电项目为评估对象，对其存在的雷电灾害风险因素进行了辨识分析。对评估对象的雷电灾害风险值运用相对功能指数法进行了定量计算，通过计算值与风险评估容许值相比较，得出评估结果，并提出了相应的防雷对策措施和建议。
（2）项目地处高雷暴区，4 km及10 km范围内的实际监测年平均雷击大地密度分别为0.216、0.177次/km2・年；变配电室弱电系统等对雷电活动较为敏感，应重点防范上述单元及区域的雷电灾害事故。
（3）海南州铸玛光能新能源有限公司共和30 MWp 并网光伏发项目的雷电灾害风险进行定量计算，采取适当措施后该楼的人身伤亡损失风险、物理损失风险、服务设施损失风险均小于规范容许值，所存在的雷电灾害风险在可接受范围内。
9 参考文献
[1] 国家技术监督局，中华人民共和国建设部.建筑物防雷设计规范：GB50057-2012[S].北京：人民出版社，2001.
[2] 黄智慧，杨少杰.雷电防护第2部分：风险管理[S].北京：中国标准出版社，2004.
关键词：中船重工；运营管理；提升；策略；研究综述
一、研究意义
新能源发电单位的运行特点是机组地域分布广、数量庞大、机型繁多，加上项目的快速扩张，使得生产运营管理工作复杂，专业人才严重匮乏，开展运行分析及故障处理的难度逐步增加。目前，运维管理工作主要依靠现场人员进行数据收集和分析、查找故障、排除故障，运维人员的经验与其掌握的专业知识对数据分析能力、故障快速诊断和排除起着决定性的作用。同时，生产单位大多地处偏远，气候环境较为恶劣，信息沟通受到限制，现场人员的运维工作受到相对孤立的工作环境的制约，缺少深入的数据分析支持和及时的技术支持。
随着建设规模的不断扩大，在生产运行管理中潜在的问题也逐步暴露出来。首先，是运营管理的问题。生产单位的建设较为分散，不同生产单位的设备配置和所处环境不同，因此，当管理人员需要随时掌握各生产单位的运行情况，并对不同生产单位的运行情况作相互比较，以便掌握全局时，现有的各生产单位当地的监视与控制系统就难以满足此项要求。其次，是运行维护的问题。因为各生产单位相距较远，而每个生产单位内设备数量很多，各种设备供应商也不尽相同，给维护检修造成一定困难。因此，如果生产管理部门不能提前分析到设备的劣化状况，或及时发现到设备异常、故障，就无法统筹安排、督促检修人员快速修复故障设备，从而降低人员利用效率，延长故障的时间，影响发电量，造成经济损失。再次，是人员管理的问题。风电场比较偏僻，地理环境一般都比较恶劣，工作人员长期驻守现场，其工作、生活都很不方便，因此，很难吸引人才和稳定人员。
中船重工海为（新疆）新能源有限公司提升运营管理的目的是为实现“无人值班、少人值守、区域检修”的科学管理模式，降低运行维护成本，提升个生产单位综合管理水平。
本研究针对公司下属生产单位规模小、数量多、场址分散的特点，为了能在乌鲁木齐市公司本部对个生产单位实现集中监视控制、综合数据分析和统一运维管理，为开展区域规模化检修维护、合理优化资源配置、提高生产管理效率提供科学化管理平台，逐步将当前分散式、扁平化的生产管理模式转变为区域化、集约化的精益生产管理模式，解决管理主体过多、资源配置不合理、管理效率偏低、经济效益增长受限的问题。
二、文献综述分析
（一）国内研究现状
当前，许多新能源企业根据实际情况在管控模式上进行了一些尝试，以风力发电场为例，总体来说管控模式形成了多元化，归纳起来有以下几种：对于集中开发且装机规模较大的风场，实行运检分开的管控模式；对于风场规模一般且位置偏远的风场采用运检合一的管控模式；对于位置比较偏远同时装机规模较小，则采用整体委托经营的管控模式。风电场的管控模式虽然很多，但在管控模式的选用上一定要符合自己的实际情况，具体采用哪种管控模式要根据风场规模、变电所及风场岗位定员、外委队伍素质、当地工资收入水平、风场人员管理水平和专业技术水平等条件综合考虑。
目前，我国风电企业整体管控水平较低，无论采用那种管控模式，在运营管控方面均要着重落实以下几项工作：
重视生产指标统计与分析，总结经验，形成结论，超前控制。细化“两票三制”等基础管理工作，推行标准化作业。深入践行“三讲一落实”工作，做细做实安全生产基础工作。安装生产管理软件和信息平台，提高公司管理水平和工作效率。风电的快速发展，生产、经营规模将日益扩大，生产经营和行政管理信息越来越庞大和繁杂，为了提高办公效率，在各风场应实现网络通畅，通过网络实现生产现场的可控和再控，同时也提高整个公司的管理水平和工作效率。按照分级管理、闭环控制、专业归口的管理模式落实技术监控制度，做好技术监控日常工作。探索“集中管控”新模式，优化人员结构，合理调配运行方式，做到经济运行。
许多企业在同一区域建立多个风场，形成“点多面广”的实际情况，人力资源不能有效利用，为此成立风电场集控和调度中心，将多个风厂运行工况和生产信息统一接入一个控制室实现集中控制，做到了风电场的少人值守或无人值守运行。合理调整各输电设备潮流分布，做到经济运行。推行风力发电场“定期工作标准”和“岗位工作标准”，加强运维人员队伍建设。
（二）国内研究综述
华为集团在光伏发电领域提出了“智能运维管理系统”，“智能光伏电站管理系统”是利用计算机软件技术、计算机网络技术、自动监测与远程监测技术、通信技术和相关的专业技术，建立起的一套高效、稳定的光伏专业监测、分析、管理系统，其主要功能是实时监测光伏电站生产运行情况、统计分析电站历史运行数据、实现电站日常工作和流程的规范化、标准化、数字化管理，为光伏电站的正常运行和生产管理提供技术保障，并且能够将集团下属的分散在各个区域的电站统一接入到集团智能营维云中心。
山路集团电站分布在全国各地，集团总部需要实时了解各个电站的运行状况，以评估集团电站整体经营状况。为了进一步提高集团下属电站的运维效率和经营管理水平，让各级管理和技术人员更好的掌握光伏电站信息，并能够快速、方便了解各光伏电站生产运营情况，并对生产运营进行分析优化，持续提升电站收益，迫切需要一套智能光伏电站管理系统。
集中运维云中心设在山路公司总部，集中监测中心能够对下辖管理的所有光伏电站设备进行实时监测，并能够实现光伏设备运行数据存储和数据分析等功能。光伏设备本地站级管理系统能够实时采集光伏设备的运行数据，并能够将所有获得的数据传送到集团运维云中心。运维云中心的建立不仅提高了生产效率、提升了企业效益，同时也节约了人力资源，降低了运营维护成本。
参考文献：
关键词：变电站；光伏并网；发电系统
中图分类号：TM615 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）15-0083-02
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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[3] 张轶，鲁国起，张焰，等.光伏电站并网对电网可靠性的影响[J].华东电力，2010，（5）：700-706.
关键词：建筑光伏发电；并网发电；经济效益估算；绿色建筑；分布式能源
引言
随着国家大力推进节能减排战略，绿色建筑的概念日益被人们接受。我国到2020年，绿色建筑占新建建筑比重将超过30%。在绿色建筑评价体系中，对太阳能的利用是重要的一部分。太阳能光伏发电技术目前较为成熟，市场上应用广泛，市场运营模式健全，经济效益可观，而且国家大力扶持，有一系列补贴政策。所以太阳能是目前利用最广泛的可再生能源，我国太阳能资源丰富，发展潜力巨大。建筑光伏发电较集中式光伏电站，对土地资源的要求更低，且电能可以就地消纳，无需长距离传送，避免了电能的损耗，同时对公共电网的冲击也较小。建筑屋顶可利用面积大，增长潜力巨大，是可再生能源发展利用的重要方向。
绿色建筑的光伏系统在设计应用时，需要考虑其他方面的要求，如对建筑结构承载能力的考量，对建筑功能和外观的影响。系统设计会变得更为复杂，根据所在地区的气候特点，建筑的周边环境，阴影遮挡，选择相应的光伏组件，安装位置和方式，兼顾建筑的外观，同时考虑发热对建筑的影响。设计流程为：光伏电量需求分析，确定光伏系统的形式，收集当地日照、气象、地理等条件，确定建筑可利用光伏发电的区域；光伏组件的选型与布置、确定发电容量，控制器、逆变器的型号容量选择，组件的支架与安装方式设计，交流侧系统设计，系统防雷、接地与保护的设计与配置，监控和测量系统的设计。
1 光伏发电主要设备选型
1.1 光伏组件的选型及安装
1.1.1 光伏电池类型及特点分析
光伏组件需满足下列要求：（1）有足够的机械强度，能够承受诸如冰雹等极端天气的影响；（2）有良好的密封性，可以防风、防水、减少外界对太阳能电池的腐蚀；（3）抗紫外线辐射；（4）绝缘良好；（5）电池单元间的连接可靠且能耗小；（6）有足够的工作寿命，一般工程上要求有20年以上的使用寿命；（7）组件之间的特性偏差不大，有相同的输出特性。主流的太阳能组件尺寸规格大约有两种，1000mm×1600m和1000mm×1900mm，分别由60个和72个电池片组成。整个系统应尽量选择同一型号的光伏组件，避免出现各支路电流不平衡，各时段效率不同等情况。
1.1.2 光伏设备的组装要求
光伏电池方阵应选择朝南安装，如果有特殊原因限制，方阵面向东或西偏转的角度不应大于当地地理纬度的角度[1]。在屋顶安装光伏系统时，应设置避雷装置及栏杆扶手等保护设施。光伏阵列一般为固定式安装，安装倾角可参考文献[1]附录B的值，不同于集中式电站，建筑光伏与屋顶面积、周边环境、屋顶承载力等相关，宜根据实际情况进行综合考虑。光伏设备支架的承载和防风及屋顶的承重应经过严格力学计算的验证。光伏组件间距的设计原则是在冬至当天9：00～15：00光伏方阵不被阻挡。
光伏阵列的布置需要综合考虑屋顶面积的利用率和早晚阵列前后遮挡所造成的热斑效应来选择横排或竖排方式。根据理论计算，横向排布可比纵向排布多5%左右的发电量，增加20%的占地面积，但安装的工程量和难度会稍大。
1.2 光伏逆变器的选型
光伏逆变器将光伏发出的直流电转换为民用电压的交流电或并网点电压的交流电，是光伏发电系统中关键的一个环节。光伏逆变器的选型原则如下：（1）由于光伏逆变器容量越大，单位功率制造成本越低，效率越高，对于绿色建筑，可考虑选用一台容量可覆盖发电功率的逆变器；（2）由于一天中光伏发电量变化较大，需要选择直流输入电压范围宽的逆变器，从而可以最大限度地利用太阳能，增加光伏系统发电时间；（3）需要有抗干扰能力和过载能力；（4）当光伏发电系统发生故障后，逆变器应能将光伏系统从主网中解列，当故障排除后应能重新并网；（5）光伏逆变器必须装有防止孤岛运行的保护措施[2]。
MPPT（Maximum Power Point Tracking最大功率点跟踪）控制器可以对光伏阵列直流输出的最大功率点进行跟踪，光伏电池的输出特性随环境温度和日照强度的变化会呈现不同的功率输出特性，MPPT控制器及其算法可以通过改变负载特性提高光伏组件的发电效率。典型的MPPT算法有：扰动观察法、定压跟踪法、模糊控制法、导纳增量法[3]。这些控制算法各有优缺点，应用于建筑光伏系统时需要根据实际环境情况及项目需求选择合适的算法。
根据实际的设计经验，光伏组件的串联数目一般为18个、20个或22个，依据光伏组件的选型计算出逆变器MPPT电压最大值和最小值以及最大直流输入电压，选择符合要求的MPPT电压范围，并估算整个系统的发电功率和直流侧总电流，最后决定逆变器型号和个数。
1.3 汇流箱的选型及安装
汇流箱的作用是将光伏方阵的多路直流输出电缆分组并汇集，使得接线有序便于维护，在发生局部故障时，可以局部检修，不影响整体工作，汇流箱的下一级接入逆变器，建筑光伏系统中常用12串或16串输入的汇流箱，汇流箱中应由直流故障保护单元、断路器、熔断器、防雷、浪涌保护器等元件构成，并配有电量检测系统和通信单元，可以实时将汇流箱内部的分支电流、电压和功率等参数上传到控制中心并可以远程操作开关。汇流箱的安装位置应就近安装在组件串的附近，从而减少电缆铺设长度和线损。箱体的安装高度满足各限制的要求，箱体底部留有足够空间用来安装、维修，箱体的防护等级应根据现场环境确定。
2 光伏系统运行方案
2.1 独立运行系统
独立光伏系统即离网光伏发电系统，系统所发出的电能提供本建筑物内电器使用，与公共电网隔离。负荷类型可以是直流负荷，交流负荷或者交直流混合的负荷。系统可分为有蓄电池和无蓄电池系统。在有蓄电池系统中，当发电功率大于本地负荷，可以将电能存储于蓄电池中，在发电低谷时使用。当发电功率低于负荷，并且蓄电池提供的电量仍不满足要求时，可以使用公共电网提供负荷。系统中需要安装光伏控制器，在蓄电池充满电时，光伏系统停止发电，防止蓄电池过充，当蓄电池低电量时，停止蓄电池放电，有效保护蓄电池。
2.2 并网运行系统
并网运行是通过并网逆变器将所发的电能直接并入电网，光伏发电系统可以看做是一个分布式的电源，在建筑的公共电网接入点，电能可以是由电网流入建筑，也可以由建筑流向电网。相比独立运行系统，并网运行可以不采用蓄电池和光伏控制器，但需要并网逆变器和防孤岛运行系统。并网运行可以充分利用光伏电能，不会造成能量浪费，系统的固定成本比独立运行系统小，使用寿命一般按25年设计，而独立系统受制于蓄电池的使用寿命一般为10年左右，并网系统的运行维护成本也相对较低，目前并网技术已经成熟，建筑周边的电网接入点较多，因此，在设计建筑光伏发电系统时，一般重点考虑并网运行方案。并网逆变器配置以太网通讯和RS-485接口，把数据传输到计算机上观察、操作，监控系统应对下列参数进行监测和显示：光伏阵列直流侧的电压和电流、交流侧电压和电流、当日发电量、实时发电功率、总发电量、太阳辐射量、环境温度等系统参数、光伏组件温度，减少的二氧化碳排放量和故障状态等信息。
2.3 系统接线的设计方法
以并网运行系统为例，并网接入电网的方式有：专线接入和支线接入方式。在设计系统前应先统计光伏组件的总数，选择串联个数和总串数，根据串数选择合适的光伏汇流箱型号和个数，组成光伏系统直流侧的接线。为保证系统电压稳定，每一串组件个数必须相同，而每个汇流箱接入的串数可以不同，要以节省汇流箱个数为原则进行分配。统一连接到室内直流配电柜，直流电压接入光伏逆变器逆变后连接到公共电网中。并网型建筑光伏发电系统是典型的分布式电源，为保证并网后对公共电网的冲击影响不超过限值，要求分布式电源的装机容量不超过上一级变压器容量的20%。
3 经济效益分析
在设计建筑光伏系统时，经济效益是衡量项目是否可行的一个重要指标，需提供经济效益的评估表，确定投资回收周期和收益。建筑光伏系统输出功率相对较小，一般而言，一个建筑光伏系统项目的容量在数千千瓦以内，相比集中式电站，免去了土地价格，降低了安装费用和输配电费用。建筑光伏系统项目在发电过程中，没有噪声，也不会对空气和水产生污染，环保效益突出，因此，发电系统的外部效益同样不可忽视。
光伏系统的实际收益为：寿命期内发电量上网的总收入加上政府补贴收入，扣除设备采购安装费用和维护保养费用。每块太阳能光伏组件年发电量W1为：
W1=■×？浊1×S×103 （1）
式中：E-安装地点的年太阳辐射量，MJ/m2，根据气象资料取值；η1-光伏组件能量转换效率，%，根据样本资料取值；S-光伏组件面积，m2。光伏系统年发电量W2为：
W2=W1×N×？浊2×？浊3 （2）
式中：N为系统中光伏组件的总数；η2为逆变器效率，%；η3为计入其他传输损耗加上光伏设备维修保养停运损耗的系统效率，%；《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》国家光伏上网补贴价为0.42元/kWh，期限为20年，各地还有不同的地方性补贴政策和电价，设计使用寿命内的总收益为：
式中：Pgt：光伏发电上网功率，kWh；Pct：光伏发电自发自用功率，kWh；Pg：国家补贴，元/kWh；Pl：地方性补贴，元/kWh；Pk：工商业或民用电价，元/kWh；Pc：脱硫燃煤电价，元/kWh；t1：国家补贴期内总时数，h；t2：地方性补贴期内总时数，h；t3：设计寿命期内总时数，h；R1：设备的平均损耗率，%；R2：平均供电可靠率，%；Ig：光伏发电系统的初始投资，元；Mei：光伏系统第i年的运行维护费用，元。随着中国光伏产业链的完善和普及，光伏组件和光伏逆变器的价格不断下降，安装成本也逐步降低，电能不需要远距离输送，降低了网损，因此建筑光伏系统的投资回报率不断提高，成为绿色建筑的一个重要应用技术。
4 案例
以上海地区一个绿色建筑示范工业园屋顶光伏系统的设计为例，选择并网运行模式，可利用的屋顶面积约为5000m2，采用1496块1.6m*1m的光伏组件，最大输出功率为250W，装机容量374kWp。22块组件为一串，共68串，每12串接入同一个汇流箱，不同建筑之间不宜共用汇流箱，所以项目总计使用7个汇流箱。所有直流线路接入园区的配电间的直流配电柜内，采用一个550kVA的三相逆变器，满载MPPT电压范围为450-850V，最大输入电流为1200A。
光伏组件分别安装在2个车间、1个办公楼的屋顶以及停车场顶棚上，组件的安装倾斜角度为25°。上海地区的年太阳辐射量约在4700MJ/m2[4]，则每块太阳能光伏组件年发电量为421.2kWh，1496块光伏组件的年发电量为630115kWh。逆变器平均效率为96%，其他传输损耗加上光伏设备维修保养停运的损耗，系统的效率按80%计算，光伏系统的年发电量可以达到500000kWh以上。根据《上海市可再生能源和新能源发展专项资金扶持办法》，分布式光伏的“度电补贴”金额为工、商业用户0.25元/kWh，补贴时间为5年，上海市的脱硫燃煤电价为0.4593元/kWh。《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》国家补贴为0.42元/kWh，期限为20年。本项目光伏组件设计使用寿命为25年，系统设计使用年限为25年。预计7～8年可收回投资，其余工作年份收入即为收益。
5 结束语
（1）光伏发电系统的设计需要遵循可靠性、合理性、经济性的原则，既保证可以长期可靠运行，满足预计的发电量需求，又以经济合理的方式配置整个系统，以最小的投资达成设计的目标。系统设计可分为两个阶段，第一阶段选型和布置光伏组件，确定直流侧电能的参数。第二阶段完成整个系统的设计，对系统中用到的电力电子设备选型，匹配第一阶段设计的参数。
（2）总结了对光伏系统设计中重要设备的选型，在建筑光伏发电系统中，可按照预算投资和发电量需求选择采用单晶硅或多晶硅光伏材料，计算出最优光伏组件串并联组合。逆变器的选型需要根据光伏阵列的串并联数，选择最大电压，最大电流和容量，而直流电压输入范围需与MPPT控制器结合，范围尽量宽。保护系统至少监测到每一串光伏组件的工作状况，配置过流、过压、雷电、浪涌等保护单元，并网运行需安装防孤岛运行保护。光伏组件的安装和布置原则是尽量多地收集太阳能，同时考虑到电压恒定和遮挡的问题。
（3）采用离网型式的光伏系统时，需要配置蓄电池和光伏控制器，能量利用率较低。而并网系统对并网条件要求较高，需配置相关继电保护系统，双向电能表和足够容量的并网接入点。目前，并网设备已较为成熟，城市电网容量和规模越来越大，为追求更高的发电效率和经济效益，优先考虑采用并网发电系统。
（4）目前光伏发电可以享受上网电价和政府补贴，一般7～10年可收回投资，其余十多年寿命期内的收入都是利润，随着光伏产业技术升级，市场扩大，设备的成本已大幅降低，即使补贴政策今后退出，光伏系统仍然可以盈利。合理地设计建筑光伏系统可以提高发电效率，减少能量损耗，提供更稳定可靠的电能，减少污染排放。
参考文献
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关键词： 智能微网；光伏；逆变器
中图分类号：TP13 文献标识码：A 文章编号：1671－7597（2012）0220073－02
1 智能微电网
智能微电网也称智能微网，是由新能源发电技术组成的新型电网，利用先进的电力电子技术，把新能源、储能装置、能量转换装置、相关负荷和监控、保护装置汇集而成的发配电系统。
2 智能微网初步设计
广东省某地1MW智能微网初步设计原理图：
3 太阳能电池
太阳能电池材料有单晶硅、多晶硅、非晶硅（薄膜）等。单晶硅的转换率12%-19%，是太阳能电池中转换率最高的一种，但安装位置要求高，价格相对较高；多晶硅电池转换效率高，技术也较为成熟。规模生产时的转化效率为14.6%，与单晶硅相差不大，且比单晶硅价格低；薄膜电池转换率不高，但安装位置要求低，受光照影响也较低。本项目建议采用多晶硅太阳能电池组件。
太阳能电池参数如下：
因为100kW光伏并网逆变器的直流工作电压范围为：450Vdc～820Vdc，所以太阳电池组件串联的组件数量Ns=820/36.3≈23（块），这里考虑温度变化系数，取太阳电池组件23块串联，单列串联功率P=23×230Wp=5290Wp；单台100kW光伏并网逆变器需要配置太阳电池组件并联的数量Np=100000÷5290≈19列。当Np取19列，这样100kW光伏并网逆变器的光伏阵列单元设计为23块光伏电池串联，19列支路并联，光伏电池直流工作电压为23*29.5=678.5V，在100kW光伏并网逆变器的直流工作电压450Vdc～820Vdc范围之内。并且实际功率为100.510kWp。所以，1兆瓦太阳能光伏并网发电系统每个单元设计23块光伏电池串联，19列支路并联，共计4370块太阳电池组件，实际功率达到1005.100kWp。
4 防雷直流汇流箱
对于大型光伏并网发电系统，为了减少光伏组件与逆变器之间连接线，方便维护，提高可靠性，一般需要在光伏组件与逆变器之间增加直流汇流装置，使用光伏阵列汇流箱，用户可以根据逆变器输入的直流电压范围，把一定数量的规格相同的光伏组件串联组成一个光伏组件串列，再将若干个串列接入光伏阵列汇流箱进行汇流，通过防雷器与断路器后输出，方便了后级逆变器的接入，保证了系统的安全，大大缩短了系统安装时间。
太阳能光伏并网发电系统每个单元设计23块光伏电池串联，19列支路并联，所以每个发电单元配置2个10进1出的防雷直流汇流箱并联接入并网逆变器直流侧。
防雷直流汇流箱原理图如下：
5 并网逆变器
并网逆变器采用最大功率跟踪技术，最大限度地把太阳能电池板转换的电能送入电网。逆变器自带的显示单元可显示太阳能电池方阵电压、电流，逆变器输出电压、电流、功率，累计发电量、运行状态、异常报警等各项电气参数。同时具有标准电气通讯接口，可实现远程监控。具有可靠性高、多种并网保护功能（比如孤岛效应等）、多种运行模式、对电网无谐波污染等特点。该岛屿建立1MW的智能微网，采用10台100kW并网逆变器。每台并网逆变器技术参数如下：
6 双向变换器
双向逆变器包含整流、电池管理，逆变三个部分，并具有远程通讯，并机等功能，是一类适合智能电网建设，应用在储能环节，具有一系列特殊性能、功能的变换器。智能电网中的储能环节能有效调控电力资源，能很好地平衡昼夜及不同季节的用电差异，调剂余缺，保障电网安全。是可再生能源应用的重要前提和实现电网互动化管理的有效手段。没有储能，智能电网的实现是不可能的。
7 蓄电池
蓄电池在太阳能光伏发电中的应用，目前采用的有铅酸免维护蓄电池、普通铅酸蓄电池，胶体蓄电池和碱性镍镉蓄电池四种。国内目前被广泛使用的太阳能蓄电池主要是：铅酸免维护蓄电池和胶体蓄电池，因为这两类蓄电池固有的“免”维护特性及对环境较少污染的特点，很适合用于性能可靠的太阳能电源系统，特别是无人值守的工作站。蓄电池的任务是在太阳能辐射量不足时，保证系统负载的正常用电，同时对电网也起到削峰填谷的作用，根据双向逆变器蓄电池侧直流电压要求范围，选取2V，1000Ah单节蓄电池240个串联组成480V直流电压。
8 监控系统
监控系统组成元件包括系统监控软件、电池能量管理系统、探测器及相关软件等，采用RS485或Ethernet（以太网）远程通讯方式，实时采集电站中所有设备运行状态及工作参数并上传到监控主机。监控系统可以显示出光伏并网系统的工作电压和电流、交流输出电压和电流、功率、频率、故障信息、以及环境参数等资料，并能统计和显示日发电量、总发电量等信息。同时，电池能量管理系统能通过软件友好的人机界面操作控制蓄电池的充放电控制，可实现光伏系统发电就地消耗和储存。软件界面可根据客户要求更改。监控工作站的液晶显示器（LCD）须实时显示光伏并网系统的工作状态以及进行集中监控。
9 电量计算
根据NASA美国太空总署气象数据库，可以查的当地太阳能辐射量、温度等气象数据，是设计系统的关键数据。图表如下：
根据数据显示，广东省某地的平均日照峰值时间为3.87小时，平均温度为25.4℃而太阳能电池是在标准25℃条件下测试的，温度对太阳能电池基本影响不大，太阳能电池一年发电量为1000kW*3.87*365*0.75（系统效率）=1053937.5kWh=105.4万度电。这个只是太阳能系统的估算电量，没有计算本地阴雨天等特殊情况。
10 环境效益
太阳能发电系统一年累计估算输出电量为105.4万度电。而柴油机效率为220g-230g/每度，随机负荷应该翻一倍为400g/每度，105.4万度电耗油421.6吨柴油，1吨柴油等于1162升，根据SO2 4g/L，NOx 2.56g/L，烟气量可按12m3/kg。
SO2约1.96吨
NOx约1.3吨
烟气约505万立方米
11 总结
利用智能微电网系统来发电，能够提高电网的电能质量，远远超过中国国家电网标准，给用户生活生产带来很大的方便，大大提高人们生活质量。使用双向逆变器可以给电网送电，也可以从电网拉电，这样可以使系统运作更加灵活，能很好地平衡昼夜及不同季节的用电差异，调剂余缺，保障电网安全。
参考文献：
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[4]吴财福、张建轩、陈裕恺，太阳能光伏并网发电系统及照明系统，科学出版社.
关键词 光伏农业大棚；必要性；建议；现代生态农业；山东枣庄；台儿庄区
中图分类号 S625 文献标识码 A 文章编号 1007-5739（2014）13-0225-01
1 光伏农业大棚概述
农业是生态产业。我国各地的研究和实践成果说明，破解农业发展不可持续难题的根本出路在于大力推进生态文明建设，现代生态农业建设离不开清洁能源，在现有技术条件下，清洁能源首选太阳光能。绿色植物把太阳光能转化为化学能被人类利用，实践证明，设施农业利用太阳光能进行作物差异季节生产，产量是露天种植的3.5倍，并且农产品的质量较优，是解决我国人多地少制约可持续发展问题首先应用的最有效技术工程[1-3]。据统计，2012年我国设施农业面积已占世界总面积85%以上，其中95%以上是利用聚烯烃温室大棚膜覆盖，已经成为世界上最大面积利用太阳能的工程，绝对数量优势使我国设施农业进入由量变到质变的转化期，技术水平居于世界先进行列。其次就是光伏发电，利用半导体界面的光生伏特效应原理，把人类不可直接控制的太阳光能转化为可直接利用的电能[4-5]。
通过安装太阳能组件发电和现代农业生产的跨界组合，光伏农业大棚在有效利用太阳能资源，产出清洁绿色能源的同时，开启了现代生态农业的一种新型发展模式。这种模式具有诸多的发展优势：一是光伏发电利用的是农业大棚的棚顶，并不单独占用地面，也不会改变土地的使用性质，达到了农业和发电的双向收益，实现了阳光、土地资源的立体高效利用；二是通过在农业大棚上架设不同数量、不同透光率的太阳能电池板，既能满足不同作物的采光需求，又可实行优质农产品、名贵苗木等的差异季节精品种植，实现作物的高附加值；三是生产的电能除供采暖、通风、照明、滴灌、农药喷洒以及棚内环境监测等农用外，还可以将剩余的电能并网出售；四是光伏农业大棚采用全框架高标准支架系统，造型非常美观壮丽，具有观光特性，与田园景观、农业生产活动、农业生态环境和生态农业经营模式等要素组合，最大限度利用资源，实现现代农业、生态和旅游的有机结合，增加旅游收入。与传统农业相比，光伏农业大棚更加重视科技要素的投入，更加注重经营管理，更加注重劳动者素质的提高，这为用现代工业管理方式经营农业提供了条件，通过农业科技化、农业产业化的发展，可成为区域农业增效和农民增收的支柱型产业。
2 台儿庄区发展光伏农业大棚的必要性
枣庄市属于典型的煤炭资源枯竭型城市，从一次能源生产量和生产结构分析，原煤能源比重占绝对量日渐减少，由此引发的能源资源短缺的矛盾和压力日趋增大。台儿庄区作为枣庄市辖区也不例外。《全国资源型城市可持续发展规划（2013―2020年）》要求到2020年，资源枯竭城市历史遗留问题基本解决，可持续发展能力显著增强，转型任务基本完成；资源开发与经济社会发展、生态环境保护相协调的格局基本形成；转变经济发展方式取得实质性进展，建立健全促进资源型城市可持续发展的长效机制。因此，积极开发和利用太阳能等可再生能源和清洁能源，已成为促进经济社会转型和可持续发展必不可缺的重要能源补充。
从全国来看，《全国资源型城市可持续发展规划（2013―2020年）》把台儿庄区的台儿庄大战遗址列入重点旅游区，台儿庄文化创意产业集群列入重点培育产业集群，国家将在资金、土地政策等方面给予支持。从全省来看，《山东省主体功能区规划》把台儿庄区的城区、省级经济开发区以及张山子镇、泥沟镇列为重点开发区域，今后应重点发展装备制造业、新型原材料、生物医药等优势产业，加强基础设施建设，提高产业配套能力，增强对优化开发区域转移出来的产业吸纳能力，通过园区建设和发展产业集群，延长产业链，打造部级新型产业基地；台儿庄区的其他区域划定为限制开发区域中的部级重点生态功能区，这种类型的区域今后应重点发展旅游、绿色食品等特色产业，严格限制不符合主体功能的产业扩张，同时享受包括提高地方财政返还比例、增设专项转移支付在内的若干扶持政策。省委、省政府作出建设西部经济隆起带的决策部署，将枣庄定位为“转型升级和经济文化融合发展高地”，并在服务业发展、传统产业转型升级等方面出台了一系列政策措施，这为争取更大的发展空间和更多的政策支持创造了有利条件。
台儿庄区属暖温带半湿润大陆性季风气候，日照充足、太阳辐射强烈、热量丰富，年均气温13.5 ℃，年均日照时数2 182.3 h，年太阳能总辐射量5 410 MJ/m2。根据《全国太阳能资源区划》分布，台儿庄区属于太阳能资源比较丰富区，拥有发展太阳能光伏发电的较大潜力。而目前台儿庄区对太阳能的转化利用除农业生产用塑料大棚外，太阳能热水器、太阳能路灯、太阳能杀虫灯等绝对量利用太少。光伏农业大棚是当前塑料农业大棚的科技升级产品，棚内生产绿色食品，棚顶生产绿色能源，节约土地、集约经营一举两得，是绿色能源与绿色农业产业的有机结合，是新能源与现代农业的有机结合，是工业与农业的有机结合，可以说是设施农业中的精品。从发展前景看，它具有非常重要的示范意义；从台儿庄区实际需要看，发展光伏农业大棚，建设现代生态农
业，是台儿庄区建美好家园和推动农业创新发展、培育现代农业新优势的现实选择。
3 台儿庄区发展光伏农业大棚的建议
一是从战略高度认识这个新生事物。太阳能是一次能源，也是可再生能源，更是生态文明建设需要的绿色能源，开发推广利用太阳能可以减少或替代常规能源，这对于实现全区发展转型、改造提升传统产业和实施可持续发展战略具有重大的意义。二是制定出发展规划。光伏农业大棚在全国是近年来才出现的新兴产业，在台儿庄区也是2014年才提出的发展课题，项目建议还刚刚起步。要坚持规划先行，科学发展。要明确光伏农业大棚产业发展的突破口、阶段目标、发展路径和工作重点；要明确全区的光伏产业重点项目、重点基地、重点园区，不搞低水平重复建设；做到既要积极促进产业的发展，又要有法可依；既要实现规模扩张，又要切实注重发展质量。三是制定完整的激励政策。制定有利于光伏农业大棚产业发展的激励和扶持政策，完善配套产业链，促进产品扩大市场，逐渐形成优势产业集群；鼓励企业自主创新，培育知名品牌。四是切实提高政府的服务质量，为企业的引进、项目的实施创造宽松的工作环境，在项目立项等方面给予全方位的支持。
4 参考文献
[1] 任俊芳，程毅，陶新娥.3G技术在农业大棚远程控制中的应用[J].科技视界，2012（18）：193，210.
[2] 王东涛，鞠凤船.农业大棚温湿度监控系统设计[J].安徽农业科学，2010（35）：20446-20447.
[3] 齐志才，韩成浩.农业大棚温度适时监测系统设计方案[J].农业与技术，2002（6）：111-112，116.
