核能发电调研报告（共8篇）
核能发电调研报告 篇1
核能发电调研报告
一、研究背景
能源是国民经济的基础产业，是制约我国经济持续发展的重要环节。改革开放二十余年来我国能源工业已得到巨大的发展，为我国国民经济的发展做出重大贡献。但当前，我国的能源结构中以燃煤为主，致使大气污染严重，且由于大量煤炭运输导致交通运输紧张。同时，我国中长期的能源供需平衡中也存在着值得关注的缺口，特别是对于东南沿海经济发达、能源资源匮乏地区，这种缺口尤为突出。因此，优化能源结构已提到议事日程上。核电在优化能源结构、减少环境污染、缓解交通运输紧张、填补能源供需矛盾等方面都将发挥重要的作用。
从环保角度讲，核能无疑是应对地球温室效应的最佳手段。对比各种能源发电，核电基本实现了温室气体的零排放。据统计，每22吨铀发电所节约的CO2量相对于100万吨煤所产生的量。全球每年产生的CO2中38%来自于煤炭、43%来自于石油，一台100万千瓦的火电机组每年产生的CO2差不多有700万吨，照此测算，当前所运行的910万千瓦核电机组一年可节约6370万吨的CO2排放，另外，核燃料运输的绝对量较小，相比较煤炭的运输又大大节约了CO2的间接排放。
从技术和经济的角度看，风电和光伏发电由于其能量的存在形式，在电网接入上具有较高的技术瓶颈，而核电则具有容量大、运行小时数高、发电波动性小，经济成本低等诸多优点，能满足工业化大规模使用，可有效取代煤电，具备产业化发展的条件。
国内外核工业发展的实践说明，在和平时期，能够保持核科技竞争力和稳定核科技队伍的主要出路就是发展核电。核电作为战略产业的价值体现在这两个命题之中，它既关系着以国防为主导的传统安全，也关系着以经济为中心的非传统安全。因此，与信息、航空、船舶等产业一起，核电作为战略产业的地位，在高层决策中已经明确下来。大力发展“以我为主”的核电产业，绝不仅是满足能源 1
需求和追求经济效益等问题，它还是提高我国核科技竞争力，保障国家安全的战略需要，也是保持与核大国地位相适应的一支高科技核力量所在。
二、核能发电原理
核能发电通常有核聚变能发电和核裂变能发电，目前用于发电的核能主要是核裂变能。
（一）核聚变能发电
研究表明，核聚变反应中每个核子放出的能量比核裂变反应中每个核子放出的能量大约要高4倍，因此核聚变能是比核裂变更为巨大的一种能量。太阳能就是氢发生核聚变反应所产生的。核聚变反应也称为热核反应。
核聚变反应所用的燃料是氘和氚，既无毒性，又无放射性，不会产生环境污染和温室效应气体，是最具开发应用前景的清洁能源。
核聚变燃料氘在海水中大量存在，海水中大约每600个氢原子就有一个氘原子，因此地球上海水中氘的总量约为40万亿t 海水中所含的氘为30mg/L，这些氘完全聚变所释放的聚变能则相当于300L汽油燃烧的能量。从这个意义上说，如果实现了核聚变能的利用，则1L海水就相当于300L汽油。因此海水中提取氘几乎是取之不尽，用之不竭。而核聚变反应所需的另一种原料氚可以由锂制造，地球上锂的存储量约为两千多亿吨，足以满足人类开发利用核聚变能的需要。
此外，据资料介绍，月球上储有丰富的氦－3，氘与氦－3的核聚变反应所释放的能量比氘－氚核聚变反应释放的能量还要大，而且氘与氦－3的核聚变反应基本上不产生中子，因此可以大大减轻设备材料的辐射损伤，降低感生放射性的水平。人们探测月球开发月球的意义由此可见一斑。
然而，实现受控核聚变一直是困扰核聚变能利用的难题，为国内外研究机构所关注2006年11月，欧盟印度日本韩国美国俄罗斯和中国七方正式达成协议，选择在法国的卡达拉奇建造世界上第一个受控核聚变实验反应堆，预计用10年时间完成，如果成功，全世界未来的电力供应将不再受各种复杂条件的制约。
（二）核裂变能发电
核能发电的能量来自核反应堆中可裂变材料(核燃料)进行裂变反应所释放 的裂变能。裂变反应指铀-235、钚-239、铀-233等重元素在中子作用下分裂为两个碎片，同时放出中子和大量能量的过程。反应中，可裂变物的原子核吸收一个中子后发生裂变并放出两三个中子。若这些中子除去消耗，至少有一个中子能引起另一个原子核裂变，使裂变自持地进行，则这种反应称为链式裂变反应。实现链式反应是核能发电的前提。
核能→水和水蒸气的内能→发电机转子的机械能→电能。
利用核反应堆中核裂变所释放出的热能进行发电的方式。它与火力发电极其相似。只是以核反应堆及核能发电站蒸汽发生器来代替火力发电的锅炉，以核裂变能代替矿物燃料的化学能。除沸水堆外（见轻水堆），其他类型的动力堆都是一回路的冷却剂通过堆心加热，在蒸汽发生器中将热量传给二回路或三回路的水，然后形成蒸汽推动汽轮发电机。沸水堆则是一回路的冷却剂通过堆心加热变成70个大气压左右的饱和蒸汽，经汽水分离并干燥后直接推动汽轮发电机。
核能发电利用铀燃料进行核分裂连锁反应所产生的热，将水加热成高温高压，利用产生的水蒸气推动蒸汽轮机并带动发电机。核反应所放出的热量较燃烧化石燃料所放出的能量要高很多（相差约百万倍），比较起来所以需要的燃料体积比火力电厂少相当多。核能发电所使用的的铀235纯度只约占3%－4%，其馀皆为无法产生核分裂的铀238。
核能发电原理图(压水堆）
三、研究发展现状
自20世纪50年代中期第一座商业核电站投产以来，核电发展已历经50年。根据国际原子能机构2005年10月发表的数据，全世界正在运行的核电机组共有
442台，其中：压水堆占60%，沸水堆占21%，重水堆占9%，石墨堆等其它堆型占10%。这些核电机组已累计运行超过1万堆•年。全世界核电总装机容量为3.69亿千瓦，分布在31个国家和地区；核电年发电量占世界发电总量的17%。
核电发电量超过20%的国家和地区共16个，其中包括美、法、德、日等发达国家。各国核电装机容量的多少，很大程度上反映了各国经济、工业和科技的综合实力和水平。核电与水电、火电一起构成世界能源的三大支柱，在世界能源结构中有着重要的地位。
（一）中国核电研究现状
1、核能研究阶段
在70年代末，我国已经有了核动力应用的想法，但是由于十年**的影响，1969年，原二机部各类学校有的停办，有的撤销，有的交给地方。研究所被精简缩编，名存实亡，研究工作虽然一直没有停顿，但“清查”、批斗使广大科技人员的积极性遭到极大的压抑，影响了工作的进行。一些基础科研项目基本停止，核电的科研工作未能展开。
2、核电技术起步阶段
这一阶段我国的核电技术开始起步，但是由于我国核电政策的徘徊不定，使得我国的核动力研究主要应用于核动力舰艇上，1971年9月，我国自己建造的第一艘核动力舰艇安全下水，试航成功，其后20年，我国核电仍为零。值得一提的是，我国在此期间进行了核电站的概念设计，但是进度缓慢，秦山核电站的设计即从此时开始，但后来停止了，如同整个世界核电的大潮流一样。
1984年我国第一座自己研究、设计和建造的核电站--秦山核电站破土动工，表明中国核电事业的开始。
3、黄金复苏阶段
中国核电从秦山核电开始，大亚湾核电为转折，历经十年，终于迎来了核电春天，各个项目如同雨后春笋，不断开工。
进入新世纪，国家对核电的发展做出新的战略调整。国务院已颁布了《核电中长期发展规划》，提出了到2020年核电装机容量达到4000万千瓦、在建1800万千瓦的目标，这个目标有可能更高。（据新华网2010年3月22日消息称：国 4
家能源局有关负责人于2010年3月22日说，目前我国正在对2020年核电中长期发展规划进行调整。根据目前的工作部署，到2020年我国核电装机目标保守看为7000万千瓦至8000万千瓦。）
中国核电厂分布图
（二）世界核电发展现状
世界核电发展历程大致可分为四个阶段：实验示范阶段(1954-1965年)、高速发展阶段(1966-1980年)、滞缓发展阶段(1981-2000年)、开始复苏阶段(21世纪以来)。
1、实验示范阶段(1954-1965年)1954-1965年间世界共有38个机组投入运行，属于早期原型反应堆，即“第一代”核电站。
期间1954年苏联建成世界上第一座核电站—5MW实验性石墨沸水堆；1956年英国建成45MW原型天然铀石墨气冷堆核电站；1957年美国建成60MW原型压水堆核电站；1962年法国建成60MW天然铀石墨气冷堆；1962年加拿大建成25MW天然铀重水堆核电站。
2、高速发展阶段(1966-1980年)1966-1980年间世界共有242个机组投入运行，属于“第二代”核电站。由于石油危机的影响以及被看好的核电经济性，核电得以高速发展。
期间美国成批建造了500-1100MW的压水堆、沸水堆，并出口其他国家；苏联建造了1000MW石墨堆和440MW、1000MW VVER型压水堆；日本、法国引进、消 5
化了美国的的压水堆、沸水堆技术；法国核电发电量增加了20.4倍，比例从3.7%增加到40%以上；日本核电发电量增加了21.8倍，比例从1.3%增加到20%。
3、滞缓发展阶段(1981-2000年)1981-2000年间由于石油危机导致经济发展减缓电力需求下降，加上三哩岛和切尔诺贝利事故的影响，西方发达国家核电发展缓慢，原因有：担心核武器扩散；担心核电厂发生严重事故；担心高放射性废物污染环境，影响后代。但是90年代，印度、韩国和中国等国仍继续大规模建造核电。
4、开始复苏阶段(21世纪以来)21世纪以来世界核电发展开始复苏。主要原因有：世界能源紧张要求发展核电；全球减少CO2排放的要求为核电的发展提供机会；核电运行业绩的持续改善改变了对安全性的顾虑；世界各国积极的核电发展规划。
美国、欧洲、日本、加拿大开发的先进轻水堆核电站，即“第三代”核电站（ABWR、System80＋、AP600、AP1000、EPR、ACR）取得重大进展，有的已投入商运或即将立项。
全球核电站分布图
四、中国核能发展的趋势
核电站只需消耗很少的核燃料，就可以产生大量的电能，干净、无污染，对于发展迅速环境压力较大的中国来说，再合适不过。中国正在加大能源结构调整
力度。积极发展核电、风电、水电等清洁优质能源已刻不容缓。中国能源结构仍以煤炭为主体，清洁优质能源的比重偏低。
中国目前建成和在建的核电站总装机容量为870万千瓦，预计到2020年约为4000万千瓦。到2050年，根据不同部门的估算，中国核电装机容量可以分为高中低三种方案：高方案为3.6亿千瓦（约占中国电力总装机容量的30%），中方案为2.4亿千瓦（约占中国电力总装机容量的20%），低方案为1.2亿千瓦（约占中国电力总装机容量的10%）。
中国国家发展改革委员会正在制定中国核电发展民用工业规划，准备到2020年中国电力总装机容量预计为9亿千瓦时，核电的比重将占电力总容量的4%，即是中国核电在2020年时将为3600-4000万千瓦。
从核电发展总趋势来看，中国核电发展的技术路线和战略路线早已明确并正在执行，当前发展压水堆，中期发展快中子堆，远期发展聚变堆。具体地说就是，近期发展热中子反应堆核电站；为了充分利用铀资源，采用铀钚循环的技术路线，中期发展快中子增殖反应堆核电站；远期发展聚变堆核电站，从而基本上“永远”解决能源需求的矛盾。
五、发展核能存在的问题及缺点
1．需要为核裂变链式反应提供必要的条件，使之得以进行。
2．核能电厂会产生高低阶放射性废料，或者是使用过之核燃料，虽然所占体积不大，但因具有放射线，故必须慎重处理，且需面对相当大的政治困扰。
3．链式反应必须能由人通过一定装置进行控制。失去控制的裂变能不仅不能用于发电，还会酿成灾害（如切尔诺贝利核电站和福岛核电站等等）。
4．核能发电厂热效率较低，因而比一般化石燃料电厂排放更多废热到环境裏，故核能电厂的热污染较严重。
5．裂变反应产生的能量要能从反应堆中安全取出。
6．裂变反应中产生的中子和放射性物质对人体危害很大，必须设法避免它们对核电站工作人员和附近居民的伤害。
7．核能电厂投资成本太大，电力公司的财务风险较高。
8．核能电厂较不适宜做尖峰、离峰之随载运转。9．兴建核电厂较易引起政治歧见纷争。
10．核电厂的反应器内有大量的放射性物质，如果在事故中释放到外界环境，会对生态及民众造成伤害。目前，世界各地的研究人员正在开发宽度小于人的头发的微型装置，用于从生化传感器到医学植入体的各种用途。但这方面存在着一个障碍：目前还没人能拿出一种与这么小的微型机械装置相匹配的能源。
六、结论及展望
核裂变发电已在核电站中占了重要地位，并彰显出核电站的巨大优越性。随着科学技术的进步，核电规模会越来越大，技术也会更成熟，核聚变能发电虽然道路曲折，但前景光明，最具发展潜力。可以预见，核能终将可以替代传统的化石类能源，可满足人类长期对能源的需求，从而使我们有足够的时间去开发更为先进的能源，以保障社会经济的可持续发展。未来世界的能源结构将是先后以核裂变能核聚变能为主角，辅以太阳能风能海洋能地热能水能和氢能等多元并存的洁净能源新格局。
七、参考文献
[1]赵仁恺.中国核电的可持续发展[J].中国工程科学,2000,2(10).[2]祁恩兰.我国核电发展的问题研究[J].中国电力,2005, 38(4).[3]徐玉明.中国核电发展的现状和未来展望[J].核电,2005 ,(2).[4]丁中智.中国核电的发展与展望[J].现代电力,2005 ,(1).[5]关根志,左小琼，贾建平.核能发电技术[J].水电与新能源,(2012)01－0007－03.[6]赵媛.世界核电发展趋势与我国核电建设[J].地域研究与开发, 1994, 19(1).
核能发电调研报告 篇2
一、我区风电产业发展现状及特点
(一) “优先领域”的战略定位推动风电产业跨越式发展
《可再生能源法》明确规定:“国家将可再生能源的开发利用列为能源发展的优先领域。”各级政府和各有关部门依法制定了总量目标和相应措施, 努力清除各种障碍, 使我区风电发展的速度和规模都处于全国领先地位。至2007年底, 自治区风电装机容量达到145.46万千瓦, 成为全国首个突破百万千瓦的省区;全年发电13.34亿千瓦时, 同比增长250.13%。全区12个盟市几乎都在搞风力发电的规划和建设。其中, 赤峰市2007年底装机容量48.79万千瓦, 占自治区风电总装机容量的33.54%, 乌兰察布市装机容量37.46万千瓦, 占25.75%。全区风电在建180万千瓦, 规划建设700万千瓦。按目前态势, 预计到2010年装机规模可达500—800万千瓦左右。
(二) 依法管理和科学规划促进了风能资源的合理开发利用
按照《可再生能源法》关于总量目标、强制上网、分类电价、费用分摊、专项资金五项核心制度的法律规定, 国家发改委、国家电监会等有关部门和自治区政府相继出台了相关办法。自治区发改委编制了《内蒙古“十一五”风力发电发展规划及2020年远景目标》、《内蒙古自治区风能资源开发利用管理办法》、《内蒙古自治区风能资源配置原则和企业准入条例》等规范性文件, 初步完成自治区风能资源普查和大型风电场建设可行性调研工作。按照国家发改委的要求, 拟定了打造“风电三峡”的规划方案。
(三) 比例配额和费用分摊的法定要求调动了企业发展风电的积极性
国家《可再生能源中长期发展规划》对非水电可再生能源发电规定了强制性目标, 即在2010年应达到总容量的3%, 到2020年应达到8%以上。目前, 大唐、华电、华能、中广核、京能、龙源、国网等国内各大电力企业都已进入我区的风电场建设。中国大唐集团赤峰赛罕坝风电场2005年4月开工以来, 经过3年建设, 目前装机已达50万千瓦, 在建25万千瓦, 并已扩展到其他盟市。大唐赤峰风电公司即将成为区内第一个超百万千瓦的风电企业。中广核集团风电公司于2007年2月成立后, 即迅速进入我区锡林郭勒盟、乌兰察布市、包头市、巴彦淖尔市的风电场建设, 目前开工项目总规模已达80万千瓦。中国龙源风电公司在我区3个风电基地开工建设的项目总规模达到60万千瓦。内蒙古北方风电公司发挥老企业人才、技术资源雄厚的优势, 在过去原有建成13万千瓦的基础上, 新开工建设项目达65万千瓦。国家电网公司控股的新锦风力发电公司于2007年6月8日注册, 8月18日动工建设鄂尔多斯市伊和乌素一期4.95万千瓦风电项目, 仅用135天时间就完成了66台风力发电机的安装、调试和并网工程建设, 实现了当年核准、当年投产的优秀业绩, 创造了国内风电建设投资最低、建设最快、质量最优的新记录。
(四) “全额收购”的并网政策使电网企业有效发挥了风电传输能力
我区风能富集区是东北、华北、西北、内蒙古四大电网和自治区东西电力大通道的覆盖区。可再生能源法关于强制上网和全额收购的规定, 促使输电、配电、农电等各级电网都为风力发电就近上网提供了条件。同时, 大中小项目分散上网, 也消除了因风速变化对电网的影响。至2007年底, 并入内蒙古电网的风电为80.67万千瓦, 占总装机容量的55.46%;并入东北电网的48.79万千瓦, 占33.54%;并入西北电网的16万千瓦, 占10.99%。
(五) 以国产化、本土化为取向的产业指导有效降低了风力发电的综合成本
国内排名第一, 世界排名第六的新疆金风科技股份有限公司已落户包头市, 设计年产能力300台1.5兆瓦风力发电机组。包头市汇全稀土实业 (集团) 有限公司生产的双电枢混合励磁风力发电机组已成功下线并通过评审鉴定, 预计年产100台。国水投资集团包头风电科技有限公司于2007年1月在包头注册成立, 一期工程于2008年9月正式建成投产。乌兰察布市目前已引进四家风电设备制造企业。自治区风机整机生产能力达到60万千瓦, “十一五”末将达到200万千瓦。近3年在国外风机市场因供不应求价格大幅上涨的情况下, 我国风力发电依靠提高国产化率使综合造价保持基本稳定。据此次调查了解, 我区风电场使用进口风机的, 综合造价约为每千瓦1万元左右;使用国产风机的, 每千瓦8000—9000元左右;最低新锦发电公司使用金风750风机的综合造价为每千瓦7000多元。
(六) 风力发电的生态效益、经济效益和社会效益开始显现
截至目前, 全区累计获得国家电价支持项目容量440万千瓦, 平均上网电价0.5元/千瓦时左右, 属国内风电电价较低地区, 但也保证了风电项目的合理收益。在目前电煤价格上涨的情况下, 风电成本稳中有降的趋势更突显了经济优势。每百万千瓦风电在税收减免期内每年可为地方提供税收1—1.2亿元左右, 使风电产业成为边远地区经济发展新的增长点。风力发电不耗煤、不耗水、无“三废”排放, 是节能减排的重要途径。风力发电还可以有效地削减风速。2007年我区风场建设约为200平方公里, 相当于在不适宜植树造林的草原和荒漠地区建起大面积的“白色防风林”。可以预见, 随着我区风电产业的持续发展, 我国北部边疆的“白色防风沙屏障”将迅速形成。
二、我区风电快速发展的原因及当前应解决的突出问题
《可再生能源法》能够首先在风力发电领域结出硕果, 并使内蒙古处于全国领先地位, 一是由于固有的区位优势和资源优势。集风能分布范围广、风能品位稳定度高、年有效风速持续时间长、无破坏性风速、距电力负荷中心近等优点于一地, 实属举世罕见。二是长期积累的风电建设经验和人才技术储备得到有效发挥。近年来自治区整体能源产业的迅速发展形成了风电产业的外部环境和动力。三是自治区党委、政府历来对风力发电的重视和支持。特别是近年以来, 随着国家能源结构调整政策的实施, 自治区主要领导多次强调加快风电产业的发展。有关部门和地区把风电作为优势产业和高新技术产业予以重点支持。四是国内外大势推动。近10年来, 世界电力市场发展最为迅速的就是风力发电。大部分国家都致力于风电发展。根据过去20多年的经验, 世界风力发电能力每增加一倍, 成本就下降15%, 因此, 世界风电发展呈持续加速的态势。长期以来我区密切跟踪世界发展动向, 促进了后发优势的发挥。
在全面总结成就和经验的同时, 要认真研究和解决当前我区风电产业发展中存在的突出问题。首先, 电网建设难以满足风电快速发展的需要。调研组所到盟市都存在风电场和电网建设不同步的问题。特别是大型风电基地的接入工程亟待统筹解决。其次, 我区风机制造业正在起步, 需要及时扶持, 加速发展。2007年以来, 我区多数风电项目由于风机设备供货短缺, 不得不延期建设。再次, 风电专业人才奇缺, 技术监督和综合服务工作需要加强。
三、关于风力发电产业持续快速发展若干问题的探讨
国内近年来风力发电产业的逐步成熟和因气候变暖涉及国际经济、政治、环境、外交等相关外部条件的变化, 促使人们对可再生能源特别是风力发电的认识不断深化。总体而言, 风力发电能否作为主力能源之一的问题已经基本解决, 而如何充分发挥应有作用的问题更加现实地摆到了各国政府和相关机构、企业面前。
(一) 廓清风力发电产业的前景
科学预测风力发电的未来地位、作用和产业规模, 对正确制定长远能源战略, 合理配置战略资源、推进经济社会和生态环境的协调发展具有长远意义。2002年欧洲风能协会出版的《风力12》预测中国在2020年风电生产能力将达到1.7亿千瓦。但国内各种规划和预测一直仅限于2000-5000万千瓦。综合分析各种因素, 并参考国外的经验做法, 应当充分估计到我国特别是内蒙古自治区的风电发展前景。主要依据是:
1.《可再生能源法》颁布3年的实践证明, 尽管一些重要规定还未全面落实, 但已显示出这部法律对调整我国的能源结构具有强大威力。我区近两年风力发电能力连续翻番, 2007年达到增长145%的新纪录。我国仅用两年的时间就实现了从100万千瓦到600万千瓦的跨越。现在我国已经与美国在发展速度上共同成为世界风电产业发展的引领者。
2.风力发电设备制造的国产化、本土化, 有效地降低了建设成本;另一方面, 国内外化石能源价格大幅上涨。这一反差使风电和火电商业化竞争的平衡点将会大大提前到来。目前我区批准的风电上网价格已经与东南沿海地区火电上网价格持平。2007年我国风电设备的国产化率达到56%, 比上一年提高15百分点。新疆金风、大连华锐迅速成为世界排名第6、第10的风机制造企业。“中国制造”平抑世界风机市场价格将成为能源生产领域具有历史意义的里程碑。
3.对风能资源的总量和质量有了新的认识。内蒙古风能可利用面积占全区总面积的80%, 达95万平方公里左右, 全区技术可开发风能资源为1.5亿千瓦。最长连续无效风速历年都低于100小时, 全区年平均风速为3.7米/秒, 年可利用风时在4380小时以上。很多地方年平均风速达6.2米/秒, 年可利用风时在7200小时以上。
从投产风场运行实践来看, 我区风能不仅无破坏性风速, 而且还具有冷季风大、夏季风小, 白天风大、夜间风小的特点, 与电能消费的消长规律相吻合, 可以减轻电网的调峰压力。
4.美国扭转了长期以来风电发展滞后的局面, 利用7年的时间, 使风电占电能总消费量的比例从0.1%以下提高到2007年的1%, 而且单位造价已经与新建火电厂相当。近年的高速发展大大提高了美国全社会对风力发电的预期。2006年布什总统在谈到能源效率和能源多样化时提出, 风力发电可以提供美国电力需求的20%。之后, 美国能源部和风电协会联合相关金融、科研、环保机构于2007年进行了可行性研究, 结论是这一目标到2030年可以实现。并强调“目前已不存在政策障碍、固有障碍和技术障碍”。
5.欧洲近海风力发电的研究和建设出现了实破。丹麦前几年主要依靠陆上风力发电达到18%的电能消费份额后, 一度出现停滞。主要是因近海风力发电对海洋生态系统的影响受到质疑。丹麦政府能源部、环境部共同组织有关机构为此进行了长达8年的系统研究, 得出了明确的正面结论, 使搁置多年的风力发电达到50%以上的目标确定在2025年实现。德国在风力发电达到6%后也出现了连续数年的停滞, 但新的研究成果认为2020年将达到25%。
6.世界风电机制造的技术进步明显加速。2兆瓦左右的风机成为主力机型。5-7兆瓦的风机已经安装, 10兆瓦风机开始研制。专家把下一步的目光投向20-40兆瓦。海上飘浮风力发电、城市摩天大厦风力发电、压缩空气贮能发电等新领域也在积极探索和试验。GE、西门子、三菱等世界老牌工业企业的进入为风电产业的更新换代带来了强劲动力。风力发电正在出现从组装机器向组装电站转变的趋势。我国厂家生产的1.5兆瓦风机已被市场广泛接受。国产变速箱、发电机、电子产品等成熟出口产品开始进入国内风电制造业, 为大规模国产化提供了有利条件。
综合分析各种因素, 可以得出结论:今后10-20年内, 我区风力发电产业的发展速度和规模主要取决于电力外输能力, 不受资源和经济、技术条件的限制。
(二) 正确认识电网适应和建设滞后的问题
根据国外经验, 一般都经历过电网对风电接入由质疑到适应再到正常接纳的阶段性转变。我区风电产业刚刚转入加速发展阶段, 各方面对风电规律的认识和掌握有一个过程。从各地电网企业接纳风电的情况来看, 国家出台的全额收购、电网改造、自建接入线路电价补贴等政策得到了较好落实。赤峰市赛汗坝风电基地2008年发电量将超过16.5亿度, 约占赤峰市去年用电量的1/3, 而且全部集中在一个变电站接入主网架, 按常理推断对电网的冲击是很大的, 但是, 东北电网公司对此未提出任何技术方面的疑问, 而且主动出资收购大唐公司投资自建的输电线路, 并承诺进一步完善接入系统。锡盟电网在8个风电基地全部上网, 风电比例将达30%的情况下, 有计划地安排220KV、110KV、35KV、10KV电网分散上网, 在现有输配电条件下, 全力满足风电发展的需要。巴彦淖尔市乌拉特中旗截至2008年7月24日, 装机容量已达25万千瓦, 发电量已达2.8亿度。在风力发电大大超过本旗用电、原有用于单纯供电的线路发生潮流改变的情况下, 及时完善变电站设施, 适应了风电迅猛发展的应急需要。在全区核准的上百个风电项目中, 申请上网只遇到建设滞后问题, 尚未出现技术障碍问题。尽管如此, 当前对风力发电上网问题还是有些质疑, 应当澄清:
一是风电电源稳定的问题。一般认为“有风时发电、无风时不发电”会引起接收电网频率、电压、潮流的不稳定。但在实际上, 我区的任何一个风电场有风是常态, 无风是短暂的, 只是影响到塔筒、机组选择和出力大小不同而已。特别是我区风电场分散在东西2000多公里的广大区域, 在风力发电预测技术日臻完善和电网网架不断加强的情况下, 不会显著影响电网的稳定运行。
二是风电接入比例极限的问题。目前流行的观点认为风电不应超过地区总发电量的10%。风电接入电网比例, 实际上是局部电力运行量与质的关系问题。根据国外经验, 风力发电占总电量的10%以下时, 原有的电网结构和技术标准基本不需要调整, 只需要在调度管理上采取一定措施;达到20%时, 只需要在电网上做一些小的技术改动;在网架构造坚强、电源结构合理、备用容量充足、调度措施配套的情况下, 风力发电在电网中的比例可以达到50%。最新的综合研究认为“没有公认的最高极限”。可见, 人为设置统一的比例是囿于传统能源、对风电规律缺乏认识的情况下产生的。即使按目前认为的10%计算, 在自治区火力发电装机达到6500万千瓦左右时, 按等效发电小时折算的风力发电装机可达1500万千瓦左右, 仍然可以高速发展10年左右。
三是电网瓶颈制约问题。目前在大的风电基地都存在输电项目融资难、上网审批难的问题。从某种意义上讲, 存在“建设滞后”是正常的, 因为不可能在风电规划和建设之前提前投资电网建设。但是长期出现“瓶颈制约”是不应当的。目前国家政策既要求电网公司延伸, 也允许风电企业自建接入线路。随着国家宏观政策支持的进一步落实, 电网滞后的问题应当得到及时解决。
综上所述, 以火电为基础形成的电网系统接受风电有个互动适应的过程。但是目前从上到下流行的所谓风电是垃圾电力的说法并无理论和实践依据。恰恰相反, 风电作为技术最成熟、最易规模化开发的可再生能源, 替代部分常规能源是一种历史的必然。风电大规模发展对电网所带来的问题和影响比人们预料和推测的要少得多, 而风电作为第三乃至第二大发电电源比人们所想象的来得更快。
(三) 高度重视风力发电产业的战略地位
概括而言, 风力发电正在成为世界性的主流能源之一, “中国制造”的朝阳产业之一, 自治区经济发展的支柱产业之一。但是当前有利于风力发电持续快速发展的体制、机制尚未形成, 各部门抓风电仍处于附带的状态。从国外经验来看, 法制保障和政府推动在现阶段不可忽缺。例如, 印度政府专门成立了可再生能源部;美国能源部下设的国家风能技术中心是世界级的专门研究机构, 为美国乃至联合国的能源政策提供技术支持;德国对可再生能源的发展由环境部进行专门协调;丹麦环境部和交通能源部共同承担风力发电的管理和促进发展职能。从我国目前情况来看, 《可再生能源法》规定的开发利用规划、行业标准, 产品标准、科技政策、产业支持政策、资金扶持政策, 还有待明确落实到部门职责上。反映到实践中, 项目审批难、峻工验收难、配套服务难、上网结算难、大型部件运输通行难及乱收费、乱罚款等问题普遍存在, 无形之中增加了建设成本, 延误了工期, 亟待有关部门进行规范化、程序化、社会化服务。如果规范市场、促进竞争、保护发展的配套政策措施长期缺位, 风力发电就不可能进入真正意义的商业化和规模化。
四、促进我区风电产业持续快速发展的建议
(一) 编制《自治区风电发展整体规划》
按照“发展大产业、建设大基地、融入大电网”的思路, 采取因地、因网制宜, 大中小并举的方针, 加快风电产业全面、持续、快速发展。从中长期来看, 搞3-5个千万千瓦级的风电基地是有可能的。二连浩特至集宁可以形成世界上最大的风电走廊, 而且就近接入华北电网可以提高首都的绿色电力比重, 应当争取优先列入国家“风电三峡”规划。
(二) 加快电网建设
电网企业要认真贯彻国家的有关法律、法规。像满足火力发电厂接入系统建设那样, 满足风电场接入电网的需求。凡是经国家和自治区批准的风电项目, 电网企业应当及时出具并网协议文件, 对风电保证上网、全额收购、优先调度。大基地风电通过外送通道, 接入东北、华北电网;中型项目风电就近接入主网;小型风电场风电就地接入配网。华北电网的接纳能力对我区风电发展至关重要, 自治区有关部门要做好协调沟通工作。
(三) 加快风电装备制造业的发展
通过政策扶持, 积极支持合资合作企业、自主创新企业和加工配件企业共同发展。重点在呼、包、乌三市建设风电设备制造基地, 尽快实现大部分大型部件和风机总装在区内完成, 为我区风电发展在国内保持领先地位奠定坚实的基础。有条件的盟市、旗县可以搞塔筒加工和零配件组装项目。风电制造企业落户的当地政府要有专门领导负责协调各有关部门全力支持工厂兴建和生产营销的正常开展。必须由自治区有关部门审批的事项, 要尽可能按最优惠政策随报随批。
(四) 加强风电产业的行业管理
在政府能源管理部门内设立可再生能源专门处室, 同时加强相关部门的协调配合。设立风电发展专项资金, 支持风电设备开发研制、重点技术研究、科技人才培训等项目。成立自治区风电协会, 加强行业自律, 维护合法权益, 建立社会化服务体系。积极开展国际、国内信息交流和技术合作, 提高风电行业的总体水平。
(五)
出台《自治区风能开发管理条例》, 结合自治区实际, 更好地贯彻《可再生能源法》, 为风力发电健康有序发展提供更有力的法制保障。
(六) 进一步向国家争取配套政策
争取国家出台区域电网乃至全国电网接收风电上网的强制性市场份额, 保证风电在大范围内平衡, 解决局部地区上网难的问题。对接收风电比例较高、因调峰造成经济损失的机组, 应当出台补偿办法。
(七)
光伏发电接入系统技术要求报告 篇3
关键词：光伏发电；承载力；隔离开关；断路器
在原有建筑物上安装太阳能发电系统其主要影响分为建筑结构影响和电气影响，现分析规定如下：
一、对建筑结构影响的分析及技术要求：
光伏系统需在屋顶新增的主要设备为：光伏组件、支架和水泥墩（压块）。这些光伏组件、支架及水泥墩（压块）靠自重固定在屋面，这需要对屋面的承载力进行测算，防止增加设备重量超过屋面原有的承载负荷；
（1）技术要求：查找原有设计图纸，了解图纸原设计的楼面负荷承载，计算所有设备的总重量及分布区域所占用面积，从而计算负荷，进行分析，看是否会超出原有设计负荷，必要时早原有设计部门出具相应承载力核算书，以确定安装的安全性依据。
（2）且施工应不破坏屋面原有的结构和防水功能；
技术要求：施工时不破坏屋面防水层，如确需破坏需做好技术方案，并在恢复时恢复面应大于破坏面，并使新的防水面大于破坏面并于原有破坏面有交集。
（3）另外不同地区屋面受气候条件影响，加上太阳能电板面积大，受风面大，在施工时还应考虑对风的受力情况。
技术要求：应计算受风面面积，根据当地可能产生最大风力12等级计算受力情况，采取不同方法减少受力面，在太阳能板拼接时也需考虑受力情况，采取不同加固措施，防止不同受力产生移位和变形。正常是在纵向和横向加装加强杆，将太阳能板分块设置，减少受力面积，墩座要求在樓面承载力允许情况下增加重量配比，必要时设置挡风墙。太阳能板安装必须采用专门的拼接、压接件，并连接可靠，并检验每个螺丝紧固件是否紧固到位，没有松动。
二、对电气安全影响的分析及技术要求
由于发电系统和现有电网并网运行，考虑到各种安全要求及紧急情况下便于维修和系统维护，应增加以下技术措施：
技术要求：
（1）直流侧增加直流隔离开关。
（2）交流侧增加断路器。
（3）室外裸露电缆采用抗UV和阻燃电缆的光伏专用双层电缆，且需耐老化、耐腐蚀等。
a.室内外主要电缆走线全部采用桥架或管线，保证安全性。
b.室外，光伏组件边框及支架采用扁钢与建筑物原有的防雷网连接在一起。
c.光伏并网逆变、配电部分的外壳与原有的电气安全接地线连接在一起，并且保证连接电阻小于4Ω。
d.同时在配电部分增加防雷模块，保证防雷功能安全可靠。
e.新增光伏系统的最大功率小于配电变压器容量的25%，减少对现有的内部配电网络，以及外部电网的影响。
f.室内电器设备应可靠接地。
三、安装、调试及并网要求
系统是否能可靠运行，加上屋顶上风吹日晒，粉尘大等特点，需要相应技术要求：
（1）设备的安装位置应合理规划，便于今后的维护和操作；并经专业人员进行设计，并严格按照设计图纸进行安装。
（2）所有安装设备均需满足建筑结构及电气的安全性要求；并不能破坏原有房屋的设计要求和功能，并产生新的隐患点。
（3）安装固定件、紧固件、支架、加固件要采用镀锌等防腐防锈处理；新做的接地和防雷系统也要做好防锈处理。
（4）安装、调试期间严禁并入现有电网；并需在专业人员指导下进行安装；
安装人员安装过程中应注意防止触电。
（5）电缆引入到室内，必须进行表要的封堵及防水处理，以免雨水沿电缆渗漏道室内。
（6）系统安装前应报供电部门审批和许可，调试完毕后需报请供电单位进行验收，验收合格并签字后，在设备运行正常后，且需在专业技术人员和配网设备管理人员的监督下方可并入电网，并同时观察一段时间，如有问题及时应迅速将并入电网的设备脱离电网，终止光伏系统设备运行，待查明原因，并处理解决后方可再次并网接入。
参考文献：
[1]朱晓荣，张慧慧.光伏直流微网协调直流电压控制策略的研究[J].现代电力，2014，31（5）：21-26.
发电公司生产经营现状调研报告 篇4
**发电有限责任公司是我州实行电力体制改革后，由原州电力有限责任公司进行厂网分离后而成立的。公司成立后具有独立法人资格的全资子公司。厂网分开后，由于发电公司定位、体制、电价等问题的改革不到位。**发电有限责任公司从2004年6月成立至2009年4月起五年的时间已累计亏损达1310万元。根据这样一个
现实状况，公司结合深入学习实践科学发展观活动，对公司成立五年来来基本情况、生产经营状况、资产结构、存在的问题作了深入的调查研究，并就公司体制机制和如何走出困境，更加符合科学发展观提出几点建议。
一、我州电力建设情况
我州已投产运行的电站有73座，全州累计总装机达58.97万kw，发电量9.5亿度；已签订协议、正在开工建设的有22座电站；已完成河流规划，但未签订开发协议的有2条（德钦巴东河电站、阳拉羊河电站，总装机1.6万kw）；具备开发条件，尚未开展河流规划的有5条（西鲁河、五十一河、美丽石河、茂顶河、更中河）。预计到2010年，全州水电装机总量可望达到160万kw，发电量可达72亿度。形成了国有、民营共同开发经营水电资源的格局，水电产业的不断发展将为培育矿电结合的产业和发展新型工业提供强力的能源支撑。
二、公司的基本情况
我公司下辖吉仁河发电厂（装机2×1.5万kw）、汤满河发电厂（装机4×0.1万kw）、维西新乐发电厂（装机2×0.1万kw），总装机容量为3.6万kw，年发电量为1.9亿kw/h，公司现有在册职工人数为206人，其中内部退养人员51人，年承担内退人员各种费用达227多万元。截止2009年3月30日,公司总资产为12508万元，流动资产为902万元，总负债为10930万元，资产负债率为87%。公司成立后，始终在州委、州人民政府和相关部门的关心和支持下，在公司经理班子的正确领导下，带领和依靠广大职工克服了各种困难，在加强公司规范管理的同时，于2005年取得了国家iso9000质量体系认证资质，这也是我州首家取得国家质量认证体系资质的发电公司。公司除建立健全各项规章制度外，特别重视职工的技术培训工作，目前已拥有一支水电站运行管理、设备安装维护的职工技术队伍，具有初级以上职称人员100多人。但是由于公司装机容量少、人员多、负债率高、上网电价低、内退人员多。而且近几年来，由于气候变化雨量减少致使发电的水量不足，而导致发电设备出力不足。公司除每年要上缴各种税费，要承担在册职工的工资等各种费用外，每年要支付800多万元的贷款利息。由于公司从2007年起到期逾期贷款无力偿还，导致公司银行授信从a+降至无法评定授信。致使银行利息在基准利率的基础上上调50%，使公司的财务费用年上升400多万元；公司除了承担以上各种支出外，下辖的三个发电厂由于建设时间长设备老化，严重影响着安全生产和设备出力，为了使各厂安全运行，公司从2008年起着着手对三厂进行技术改造，到目前共投入技改资金达600多万元，但设备技术改造资金缺口仍然较大。只能维持简单的再生产，根本谈不上什么发展了。可以说，公司从改制成立后生产经营困难重重，举步维艰。
三、公司成立五年来的生产经营情况
（一）2004年6月成立后至12月份，完成发电量1.24亿kw/h，完成销售收入（不含税）1419万元，上缴税金206万元；发生主营业务成本595万元，主营业务税金及附加费10万元，管理费用400万元，财务费用（利息）400万元，营业外支出367万元，2004年自成立至年底共计亏损371万元。
（二）2005共完成发电量1.93亿kw/h，完成销售收入（不含税）2475万元，上缴税金420万元，发生主营业务成本1202万元，主营业务及附加费19万元，管理费用579万元，财务费用（利息）646万元，营业外支出23万元，2005公司实现利润6万元。
（三）2006共完成发电量1.62亿kw，完成销售收入（不含税）1989万元，上缴税金338万元，发生主营业务成本1127万元，主营业务税金及附加费17万元，管理费用638万元，财务费用（利息）654万元，营业外支出2万元，2006公司亏损449万万元。
（四）2007完成发电量1.5850亿kw/h，实现销售收入2,876万元，上缴税金372万元，生产成本为1,078万元，管理费585万元，支付贷款利息743万元。2007亏损345万元。
（五）2008年完成上网电量1.99万kw/h，实现销售收入及其它收入3290万元;上缴各种税费496万元，发生生产成本1158万元，管理费639万元，支付贷款利息849万元，营业外支出30万元,全年盈利118万元。
四、公司资产结构及借款情况
**发电有限责任
公司是州内发电行业里唯一的国有独资企业，现登记的注册资本金为2100万元，是政府以实物形式出资的有限责任公司，国有股占的比例为100%。目前，公司拥有资产12508万元，其中：流动资产为1902万元，固定资产11386万元，其他无形资产等220万元。公司总负债为10930万元，其中：农行借款8800万元；建行委托借款1000万元；
世行贷款297万元；其他经营性负债833万元。公司资产负债率达87%。公司下辖汤满河电站、维西新乐电站属70年代全州人民投工投劳建设的电站项目，已无负债。资产负债中银行借款部分主要是吉仁河电站建设期所发生的资金。吉仁河电站建设项目于1997年经省计委批准建设，电站装机3万kw，总投资16,301万元，其中自筹5,761万元，向银行申请贷款10,540万元，项目贷款由农行**分行组织材料，农行省分行组织评估，评估确认可行并审批。工程于2000年10月份验收并投入使用。投产至2008年12月止，已运行8年。共计归还贷款2040万元，累计偿还贷款利息6000多万元。从1997年第一笔贷款发放到现在累计偿还贷款，与评估报告中的年还款额度相比差距较大。原因:
1、是当时评估时的评估电价过高（是厂网不分，发电公司直接向用电单位实际收取的综合电价）评估电价为0.36元/kw•h，年销售收入5,000万元左右，除成本费用外，年偿还贷款能力在3,000万元左右，在期限内是能够偿还银行贷款本息的。但是自从营运以来实际电价没有突破过0.145元kw•h，致使销售收入成倍减少。公司除承担成本费用、折旧外，偿还贷款的能力基本没有甚至亏损，导致了贷款在偿还期内不能如数归还。
2、原股东之一昆明电机厂在公司改制后要求退回股本金690万元，已如实退回股本金，这样严重影响了公司资金保有量。
3、公司实属**国有独资企业，但是经营规模太小，不适应目前的环境，企业没有资金上的回旋余地，所以产生了资产负债攀升的局面。到2008年12月止，公司逾期借款6600万元。
逾期、到期的高额银行借款，均属于2004年州发电有限责任公司成立以前固定资产投入所形成的，致使我公司在银行难以评级授信，造成借款利率上浮50%。2008年公司在农行征信系统中自动被认为c级不良企业客户，按照该系统政策规定，c级企业借款利率在执行的基准利率基础上上浮15%—50%。若利率上浮15%执行利率为9.01%，仅在农行公司年承担利息为782万元，比往年增加103万元；若利率上浮50%执行利率为11.75%，公司年承担利息为1,020万元，比往年增加340万元。根据州农行2008年第二季度利息计付通知，所有贷款利息已上浮50%。按照借款合同“借款人未按合同约定期限归还借款本金的，贷款人对逾期借款从逾期之日起在合同约定的借款执行利率基础上上浮50%计收罚息，直到本息清偿为止”。
五、州发电公司存在的困难和问题
（一）**发电有限责任公司是我州国有骨干企业之一，公司从厂网分离成立以来，始终在州委、州政府、州国投公司及相关部门的关心和支持，虽然存在着人员多、负债率高、装机容量小、自然灾害多的困难。但公司经理班子团结一致，齐心协力，共同克服了各种困难，积极完成了上缴各种税费的任务，承担了支付上千万元的贷款利息和200多名职工的工资等社会保障费用的缴纳。职工的工资收入在州内同行业中处于较低水平。在普遍存在雨量减少给水电产业带来发电量减少以及遭受几次重大自然灾害的时候，公司没有“等、靠、要”的思想，而是采取积极的措施挖掘内部潜力，开展严格的管理措施，把现有的发电厂维护好、利用好，保证了现有设备的利用效率。但是，由于电力体制改革后相继的改革配套措施不到位，厂网分开时发电公司内退人员承担较多，5年来共计支付内退人员工资等费用1135万元，支付贷款本息3292万元，上缴税费1832万元。
（二）我国的电力体制改革厂网分开始于2000年底，并确立了电力最终由市场定价的改革方向。历时5年之后，厂网分开基本完成。但是电力市场化仍然有许多工作要做。特别在我州电力竟价上网的工作远远还没开始。电力可持续发展所需要的体制和机制仍未改革到位。电力市场化改革发端于英美等国供大于求的情况下，在需要降低电力成本和用户价格的目标下展开。可是中国的电力改革却开始于电力“饥渴”时期。机组满发甚至超发才能勉强满足用户需求，没有竟价上网！因此为了保证持续、安全的发供电，其改革的选择只能采取试点的方法，逐步推进。
纵观**电力体制改革五年来的实践，州发电公司处在这种特殊的改革前沿，公司的现行体制不合理，电价改革不到位。与我州电力体制改革时的初衷差距较大，根本没有达到电力体制改革的目的。而由于电价机制没有建立，是电力市场化没有形成，只是简单的实行了厂网分离，而由于没有建立起市场配置资源的机制，而导致厂网之间利益空间严重违背了电力体制改革的目标。现行电价体制和调控方式是成本补偿性的机制，不适应市场供需的变化，极不利于电源点基于市场基础上的利益调整，从而导致发电公司越来越亏损的尴尬局面。就我州现行电价而言，与滇西邻近丽江、大理、怒江相对比仍然处于最低水平。我州现行上网电价：丰期为0.143元/千瓦时，枯期0.19元/千瓦时。如能实现同网同价当然是比较好的一件事，这一目标的实现也许可能改变发电公司的现状。但由于我州属云南省唯一的藏族自治州，我州的经济发展水平在省内仍处于较低水平，过高的电价会给广大农牧民生产生活带来更大的压力，现行电价属我省最低，基本低于国家实行的“生态电”价格。我州电力体制改革与电力走向市场经济尚存在相当大的差距和矛盾。
（三）美国金融次贷危机引发的金融危机带来的的困难。前几年，州发电公司的生产经营主要受来水量、地质灾害和机器设备老化陈旧等的制约，发电量受到影响，加之电价低影响到销售收入，基本上是负债经营。在风调雨顺、设备出力良好的，如2008年，发电量在1.99亿kw/h，在电价低的情况下销售收入达到3290万元，实现赢利118万元。金融危机造成了我州用电大户冶炼企业和矿山停产用电量锐减，从而导致用电负荷下降，严重影响发电企业发电生产，特别是国有发电企业受电网调度上网负荷限制，就今年1-3月份公司的各发电厂限负荷达360万kw/h，占计划发电量的38%，累计损失电量396万kw/h。在来水量大、设备出力良好的情况下也不能达到去年的上网电量，我公司已深深的感受到金融危机带来的严重影响。
六、结合学习实践科学发展观要求提几点建议
随着全州水电开发的不断加快，各个大公司、大集团入驻迪庆，各个发电公司的生存空间越来越小。在这种情况下，**发电公司3.6万kw装机实在太小。但是公司下辖的汤满河电站、维西新乐电站均建设于70年代，曾经为我州经济建设和社会稳定做出过贡献。吉仁河电站也是建设于国家禁伐天然林时期，为我州实现以电代柴、保护天然林发挥了重要的作用。目前吉仁河电站仍然属于我州的骨干电源点之一。我州处于金沙江上游生态比较脆弱，退耕还林区和三江并流世界自然保护区，结合**发电有限责任公司人员多、负债高、装机容量小的现状，争取州、省有关部门的资金支持（包括政府贴息贷款），从而降低公司的资产负债率，减轻企业的负担，确保国有资产保值增值。
（一）从全州电站装机容量看，我公司下辖电站总装机容量仅为3.6万kw/h，占全州装机容量的份量较小，但是每年要承担近千万元的贷款利息和税收，支付200多名职工各种费用，解决了职工就业和吃饭问题。我公司2009年受全球金融危机的影响，机组处于半运行状态，**发电公司今年1-3月份的上网电量与去年同期相比已损失75万元。为减轻企业负担，要求州委州政府将公司现有内退人员51人中，女45岁、男50岁以上人员按退休政策给予一次性退休处理，以减轻国有发电企业的经营负担。
（二）为解决我州电力工业发展中的主要问题，消除制约发电公司持续、健康发展和不利于市场优化配置资源的体制和机制的因素，改变目前体制和机制不合理现状，为理顺体制和机制，更加有利于国有企业的发展和资源互补，建议：
1、为加强国有资产统一管理，防止国有资产的流失，把州发电公司纳入州经贸委或国资委下属直管企业。根据迪政发[2004]35号文**发电有限责任公司为州投资公司的控股子公司，具有独立的法人资格，但是从公司成立以来五年的时间，由于体制不合理，发电公司没有得到上级部门的资金资助，公司经营举步维艰。加之州投资公司控股范围较大，已无法顾及发电公司的生产经营和发展，如继续按目前的体制经营，公司将越来越困难。
2、要求将同属州国投公司的拉嘎洛电站划归州发电公司统一经营。
3、按电力体制改革的方向，德钦发电公司本属我公司，要求州政府划归州发电公司统一管理。该公司2008年底被**电网供电有限公司下属公司收购。这一行为已严重违反我州电力体制改革（厂网分开）的初衷，违背了市场经济下的公平竞争和要求。如果电网可以继续经营发电企业，又何必走原先的厂网分开之路？希望州委州政府继续理顺电力体制，重新整合重组我州国有发电企业，从而使发电公司形成初具规模的国有独资集团企业，使我州国有发电企业从粗放经营向集约化经营转变，更加符合科学发展观的要求。
（三）为尽快把我州丰富的资源优势转变为经济优势，清理圈占而不开发的河流。根据我州属天然林保护区和三江并流世界自然遗产保护区，建议向国家争取把我州立为“以电代燃料”工程实施区域，争取国家50%的资金支持，开发新的电源点，作为城市供暖项目的电源，充分发挥国有企业的社会责任，让我州农牧民继续用上“生态电”，为我州经济建设和社会稳定发挥国有企业的主导作用。
（四）由于我公司所属的三个厂中二个厂年代久远，每年投入的电机设备改造、设备维修维护都是不可低估的支出，仅今年汤满河电厂高压室无油化技术改造和吉仁河电厂综合自动化二期改造就支出190多万元，希望州委州政府今后继续给予适当的技改资金补助。
发电厂见习报告 篇5
——— 电气工程及其自动化专业
030940539
董先伟
一、实习目的：
见习是专业人才培养过程中一个重要的实践性教学环节，也是专业教 学法课程的有机组成部分。因此，本次见习活动的目的是让我们这些专业的学生了解专业，增强对本专业学科知识的感性认识，获得本专业初步的实际知识，为后续课程的教学作好准备，同时也会大大的弥补课堂教学的不足；训练学生认知能力；巩固和运用所学的理论知识，丰富、发展教育教学理论和学校德育理论，培养学生分析、研究、解决实际问题的初步能力。更全面地了解企业、了解社会，树立起理论联系实际、实事求是的工作作风和踏踏实实的工作态度；检查所学理论知识在企业中的实际应用范围及适应程度；巩固和扩大所学专业知识，加强理论与实践结合，培养学生实际操作能力，是学生能较快地适应工作，顺利的走上工作岗位。
二、见习时间
2012年4月25日下午1点至5点
三、见习单位
恩施州电力公司旗峰坝220KV变电站 恩施州天楼地枕水力发电公司
四、见习内容及过程：
（1）了解变电站的大致工作流程（2）了解发电站的组成部分,管理方案。
（3）了解水电站的工作的实施工艺，水电站的问题解决方案。
我们首先去观察的是恩施州电力公司旗峰坝220KV变电站，在那里我们见到的只是个头大大的变电输电及相关开关及保护电路，听到的只是嗡嗡的放电声音，我们首先带有一种深深地恐惧心理，但是那为工程师说我们现在所在的位置是安全区，是要你别乱蹦乱跳就不会有问题。该变电站是在1988年建成，2007年完成自动化改造,220KV单母分路带旁路设计……虽然变电站没有发电厂那么嘈杂，但是它对我们电力系统的作用是巨大不可代替的，变电站所设置的自动控制远远大于发电厂，对系统要求严格，这个单单从变电站的工具室的物品摆设就可以看出，正所谓冰上一角，反映的正是我们电气专业的矜矜业业踏踏实实精益求精的职业精神。变电站是电力系统自动化的主要组成部分，其功能好坏直接关系到我们生活用电的质量问题，我们是大学的学生不错，在庞大的变电系统里，我知道了我们知识的浅陋，因此我们要脚踏实地的好好学习。
参观完恩施州电力公司旗峰坝220KV变电站，我们又直接转到了恩施州天楼地枕水力发电公司，虽然有点点远，但是在一种憧憬中我们就来到了天楼地枕水力发电厂，据说这里发电的水来自大峡谷。
通过参观天楼地枕地下发电厂－揭开水电厂的神秘面纱。高水头、深地下、多层、多道的地下发电厂，带给人们许多的神秘感和感叹，使人们感受当年建设者的智慧和艰辛，体验电力工人的无私的奉献精神和兢兢业业的行业风貌。
当我们到达电站后，受到了电站领导和员工的热情接待。领导给我们讲了绿水河电站的一些情况以及进入厂房的注意事项和相关的规定，还有安全问题。我们认认真真地听完了这些忠告，因为我们的专业是电气工程自动化，此次是到电厂见习，我们知道我们在电厂应该怎么做，如果误动会有什么危害，电厂的任何东西一碰都很容易导致出安全问题，如果我们不听指挥，给点力系统带来损失事小，丢掉了我们任何一个人的生命就不好了。为了不影响正常见习过程及安全考虑，我们一组40多人分成四路，由不同的工作人员带领我们对电站的见习。
在技术员带领下我们先到达了大厅，大厅中有四台台发电机组。每组包括一台水源发电机，一台压油罐和一台W2T-100-SKT型数字式双调节水轮机调速器，发电量都是2万瓦一台。虽然没有三峡水电站发电机那么庞大，但是我看着这几台高大发电机组很有感触，我觉得人类的智慧是多么的伟大，可以把大自然的力量转化为各种人类可以掌握并加以利用的力量，这也许就是我们人类的特别之处吧！
我们小组随后跟随技术员来到了，手动控制室，这里有许许多多的大柜子。如灭磁开关柜和励磁调节柜、安全柜、调压柜等等，看的我眼花缭乱。之后我们有走到了高压室，高压室顾名思义是高压输出调节。在我心中这里每一个地方都很危险，但是实际上他们是有安全距离的，但是也让我让我看的心惊胆战，不敢乱动不管乱摸。
接着我们又到了大厅的2楼，这是的发电机组的工作楼又称水轮机室。水轮机下方就有水从那里流过。带动水轮机转动，则发电机中的导体线圈就切割磁感线产生电流。在这间水轮机室，我还看到了许多转动开关，这些就是来控制水轮机工作的。接下来我们又陆续参观了高压气机室和管道间，这个管道间就是用来运水的。管道都是液压控制的，有些管道我们看起来简简单单，但是工作人员告诉我们这个是以色列生产的，进口的，中国不具备生产这种设备的能力，这真的让我大吃一惊。
在主厂房我们已经参观的差不多了，于是我们有跟随技术员来到了输电区。这里有许许多多的电线，跟我们在学校上课PPT看到的场面一样。还有两个大型变压器，包括一个主变压器和一个副变压器。在技术员的介绍下我们们上方的一些设备作用，侧A相电流互感器、侧B相电流互感器以及主变高压侧断路器。
技术员接着介绍了一些有关电力系统继电保护的设备和知识，从技术员的口中和我查阅的资料中，我更深入的知道了更多的继电保护的知识：
（一）电流继电器电流继电器是反应电流大小变化而动作的继电器。常用典型的电磁型电流继电器为DL—10系列，他用于电机，变压器和输电线的过负荷和短路保护装置中，作为瞬时起动元件，其构造为旋转舌片式电磁继电器；
（二）电压继电器它是反应电压变而动作的继电器，典型的电磁型电压继电器是DL系列，它用于反应发电机，变压器，线路及电动机等电压升高或降低的保装置；
（三）时间继电器 它是继电保护装置延时一定时限后动作于出口的时间元件，其典型系列是DS—110系列时间继电器；
（四）中间继电器在继电保护装置中，中间继电器用以增加触点数量和容量，以满足主继电器的触点数目及容量不足的辅助继电器，也可以在触点动作或返回所需时限不大时（一般为 0.4——0.8s）使用或通过其继电器的自保持，满足保护装置的需要以及满足保护回路切换需要。技术员还领导我们参观了其他的变电设备例如电压、电流互感器等，使我们了解了更多的知识。我们参观完了上边，随着技术员的带领下，我们到了下边。隆隆的响声是主旋律，巨大的水轮机是主视角。连接水轮机的是压力管道，压力管道是指从水库、前池或调压室向水轮机输送水量的管道。其一般特点是坡度陡，内水压力大，承受水锤的动水压力。
水库，电站，电网，组成一个完整的系统。水库中的水从水道引下，水带动涡轮转动，涡轮机带动发电机，发出电来变压后送入电网。由于我们电气知识不足，首先接触几个名词，像水头、推力瓦、导轴承等。很多专业知识我们也不是很够，电气知识我们还需加强，我们要将自动化的方向展得更宽，从弱电向强电，我们都应掌握，那些都是很有用的知识。
我们主要以厂房内的部件逐一讲解，涡轮机，发电机，蝴蝶阀，调节器，气系统，管道，控制室，变压器等。1.上部结构
主厂房的上部结构包括各层楼板及其梁柱系统、吊车梁和构架、以及屋顶及围护墙等。其作用主要为承受设备重量、活荷重和风雪荷载等，并传递给卞部结构。2.下部结构
厂房的下部结构包括蜗壳、尾水管和尾水墩墙等结构。对于河床式厂房，下部结构中还包括进水口结构。其作用主要为承受水荷载的作用、构成厂房的基础，承受上部结构、发电支承结构，将荷载分布传给地基和防渗等。3.发电机支承结构
发电机支承结构的作用是承受机组设备重以及动力荷载，传给下部结构。其中和我们专业关系最紧密的应该是调节器部分，调节器为液动操作，分手动和自动。主要用来调节水流量大小，以进行发电电压和频率的稳定控制。主要原理是调节器推拉杆带动蜗轮中一系列的部件动作，最终控制导叶轴旋转，实现流量变化。天楼地枕水电站三台机组都是卧式机组。
最后我们来到了中央控制室，就是就是发电厂的大脑。这里可以控制整个发电厂，还有这里监控知道舞水河流域的降水量。还有可以监控全厂。如果发电厂出现紧急事故。都是这里发出指令来处理。参观完中央控制室也就意味着我们这次发电厂见习活动就此结束了。
三、本次见习总结及体会：
虽然经过大半天的变电站及发电厂见习结束了，在这里的所见所闻，写起来我觉得短短几行字是很难说的具体的，同时当初的许多想法现在也丢失了很多。我真的是很喜欢实际参观和实际实践这种活动，也喜欢学习未知事物所显现出来的的那种氛围。在社会高速发展的今天，我们以后的生活大概就是那样的，学习与实践相结合并在其中获得知识，也许这就是偶们的生活吧，有那么一只弄个淡淡的满足感和幸福感。在那块幽静的土地上，在那短短的一段时间里，也许已经习惯了这的生活。但是，我们只有见习的机会，没有上手操作的机会，更不能体会到那种操作时肾上腺素上升带来的胆战心惊的感觉，那是一点遗憾，也因为此，我极力去多提出一些问题，不仅让自己心中的迷惑得以消除，也让自己心安，也好让这次见习有所收获。
见习的时间虽然短暂，但整体上我对电力系统及发电厂还是有了一定的认识。谈谈宏观的感受，虽说天楼地枕水电站是恩施地区比较小的水电站（微型电站，人员《10人），有可能是我对水电站的机构不是很了解，心中本想着电站都是一项大工程，车间都应该是很大的。可是我后来发现我错了，只有那小小的车间，但是麻雀虽小，五脏俱全，构成一个电站正常运行的机构一样也不会少。水电厂的控制室和机组在同一个车间内，不过是另划出一个房间而已，控制室有计算机控制，主要还是采用继电器控制，足以见其自动化程度。电厂还是主要靠人监测，操作。但我想全部由微机终端来处理发电厂和变电站是势在必行的，否则难以跟上全球自动化发展的脚步。
核能发电调研报告 篇6
太阳能热发电是利用集热器将太阳辐射能转换成热能，并通过热力循环过程进行发电，是太阳能热利用的重要方面。作为太阳能大规模发电的重要方式，太阳能热发电具有一系列明显优点。首先，其全生命周期的碳排放量非常低，根据国外研究仅有18g/kWh。另外，该技术在现有太阳能发电技术中成本最低，更易于迅速实现大规模产业化。此外，太阳能热发电还具有非常强的与现有火电站及电网系统的相容性优势。
目前，太阳能热发电正成为世界范围内可再生能源领域的投资热点。翻开世界太阳能热发电版图可以发现，目前太阳能热发电站遍布美国、西班牙、德国、法国、阿联酋、印度、埃及、摩洛哥、阿尔及利亚、澳大利亚等国家。太阳能热发电技术已经进入快速发展时期。我国太阳能光热发电起步较晚，随着国家对可再生能源的日益重视，光热发电产业的发展迅猛。“十五”期间，中国科学院电工研究所、工程热物理所等科研机构和一些太阳能企业，已开始了光热发电技术的项目研究。目前，我国科学家已经对碟式发电系统、塔式发电系统以及槽式聚光单元进行研究，掌握了一批太阳能光热发电的核心技术，如高反射率高精度反射镜、高精密度双轴跟踪控制系统、高热流密度下的传热、太阳能热电转换等。
2011年，内蒙古50兆瓦槽式太阳能项目开标，这是我国首个光热发电特许权招标项目，这次招标是“零的突破”，对我国发展光热电站来说意义重大。
太阳能发电在我国的战略地位正在变得愈加重要。2010年国务院颁布的《关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》明确提出，要开拓多元化的太阳能光伏光热发电市场。2011年发布的“十二五”规划纲要也再次明确了要重点发展包括太阳能热利用和光伏光热发电在内的新能源产业。
2011年6月1日，国家发展和改革委员会颁布的新版《产业结构调整指导目录（2011年本）》正式实施。纵观最新版的指导目录，国家的新能源产业政策已经出现调整：“十一五”期间距产业化尚有距离的光伏、光热发电得到了更多的重视。这意味着“十二五”期间，国家将在产业政策方面大力推进光热发电及与其有关的设备制造。太阳能光热发电或将迎来黄金期。
中投顾问发布的《中国太阳能光热发电市场调研报告2011》从太阳能光热发电基本概念、全球产业进展、国内发展现状、技术进展、建设项目、主要企业、面临的障碍及对策、价格及投资成本等多方面多角度对太阳能光热发电状况进行了分析，并在此基础上分析了太阳能光热发电的前景。
报告目录：
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第一章 太阳能光热发电基本概况
1.1 太阳能热发电的概念
1.2 太阳能热发电原理
1.3 太阳能热发电的优势
1.4 太阳能热发电系统的种类
1.4.1 槽式线聚焦系统
1.4.2 塔式系统
1.4.3 碟式系统
1.4.4 三种系统性能比较
第二章 全球太阳能热发电产业进展
2.1 全球太阳能热发电发展历程
2.2 全球太阳能热发电装机规模及行业格局现状
2.3 国外各种形式太阳能热发电站建设情况
2.4 全球太阳能热发电市场前景展望
第三章 中国太阳能光热发电发展现状
3.1 我国光热发电产业日渐崛起
3.2 我国光热发电企业发展形势剖析
3.3 我国太阳能光热发电产业标准制定情况
3.4 光热发电与光伏发电的竞争关系分析
3.5 太阳能光热发电产业推进情况
第四章 太阳能热发电技术进展
4.1 太阳能热发电技术概述
4.2 国内外太阳能热发电技术研发概况
4.3 “模块定日阵”太阳能热发电技术
4.4 世界首台太阳能热发电站仿真机在中国问世
4.5 中国各类型太阳能热发电技术的发展
4.5.1 塔式太阳能热发电系统
4.5.2 槽式太阳能热发电
4.5.3 碟式太阳能聚光发电
第五章 国内外太阳能热发电建成、在建及拟建项目
5.1 国外太阳能热发电项目
5.2 国内太阳能热发电项目
第六章 国内主要太阳能热发电企业及研究机构
6.1 皇明太阳能
6.2 华电集团
6.3 中海阳新能源电力股份有限公司
6.4 常州龙腾太阳能热电设备有限公司
6.5 北京智慧剑科技公司
6.6 华能西藏发电有限公司
6.7 中国科学院电工研究所
第七章 太阳能热发电产业面临的障碍及对策
7.1 主要瓶颈
7.2 限制条件
7.3 产业转化问题
7.4 发展思路及建议
7.5 尚须政策助力
第八章 太阳能热发电的价格及投资预算
8.1 太阳能热发电的电价
8.2 太阳能热发电的投资预算
第九章 太阳能热发电产业前景分析
9.1 太阳能热发电渐成投资热点
9.2 光热发电产业前景分析
9.3 受益政策鼓励光热发电业或将迈入快速发展期
9.4 中国太阳能热发电产业长期规划
图表目录：
核能发电调研报告 篇7
目前, 600MW机组已逐步走进国内的大中小电厂,并且随着国内电网装机容量的增加和峰谷差的增大,要求原先被设计为带基本负荷的汽轮发电机组必须参与调峰运行,一些机组在调峰时的负荷只达额定负荷的50%,甚至更低。由于,国内及早期引进的许多汽轮机在设计时并没有考虑深度调峰的要求,机组在调峰运行时经济及安全性的问题都开始逐渐显露出来[1,2,3,4,5]。如:聊城电厂600MW机组,在投产以来一直存在调节阀无法切顺序阀运行问题,对机组的效率影响较大。造成这个问题的原因很多,一些文献也从不同角度展开了相关的研究[6,7,8,9,10,11,12,13,14],如文献[6,7]中根据现有汽轮机运行中出现的实际问题,对调节级不平衡汽流力和轴承静、动特性进行了理论计算,发现了汽轮机配汽方式对瓦温、瓦振、轴心位置等的影响机理,阐明了汽轮机配汽方式对轴系安全性的影响,并提出了汽轮机配汽的综合优化设计方法,实际应用效果非常显著。
因此,为了保证机组能够长期安全高效的运行,本文针对某电厂的几台600MW机组的运行状况进行实际调研,从经济性和安全性两个角度作深入分析,不仅针对机组节能优化潜力提出相应的优化方案,并且能够发现并在最大程度上消除机组实际运行中存在的安全隐患问题,以期对电厂机组的安全高效运行起到积极的作用。
1 机组的经济性分析
由于电厂中的几台机组为两个类型的机组,因此,调研中在两个类型的机组中各选取一台具有代表性的机组,对其实际运行数据进行采集后,再基于采集的数据分类对机组的运行状况做对比分析,具体分析如下。
1.1 调门开度与流量的关系图
如图1和图2所示,分别为第一种型号机组的负荷趋势图和高调门开度与实际流量的关系图,从图中可以看出,机组负荷变化时高调门GV1、高调门GV2同时开启,接下来高调门GV4开启,最后高调门GV3开启,已经是喷嘴调节方式了。但是,调门的重叠度设置不合理,尤其是第四阀,开启的重叠度过大,导致在重叠区域的这部分负荷点处经济性比较差,在这一区域的负荷点上有一定的节能优化潜力。如图3和图4所示,为第二种型号机组的负荷趋势图和高调门开度与实际流量的关系图,从图中可以看出,机组负荷变化时高调门GV1、GV2、GV3同时开启,接下来再将高调门GV4开启,在低负荷运行时,是一种三阀节流的调节方式,具有较大的节流损失,节能优化潜力比较大。
1.2 机组的节能优化方案
通过以上对机组配汽方式的讨论分析,根据文献[6,15]提供的思路,建议采取以下的配汽优化方案,提高机组的经济性。对于第一种类型的机组,优化方案比较简单:合理设置调门开启的重叠度,尤其是对于第四阀开启时的重叠度设置的小一些,减小机组运行到这一负荷段时的节流损失,提高机组在这一运行区域的经济性。对于第二种类型的机组,应当将三阀节流调节改成两阀节流调节,即机组在负荷时先开启两个调门,接着再开启第三个调门,最后再开启第四个调门,以提高机组的在低负荷处的经济性。
2 机组的安全性分析
2.1 瓦温及轴振图(趋势、关系)
如图5-图8所示,为第一种类型机组的运行趋势图。从图5和图6中可以看出,机组一的阀门波动比较严重并且主汽压波动的也比较严重,对机组的安全稳定运行产生影响。从图7和图8中可以看出,机组前两瓦瓦温较高,对机组安全运行产生一定的影响;但瓦振比较正常。如图9和图10所示,为第一种类型机组的瓦温和瓦振与流量的关系图。从图9和图10中可以看出,机组顺序阀运行时,低负荷区的瓦温、轴振与高负荷区运行时相比有所增加,并且前两瓦的瓦温最大增加十几摄氏度高达88℃左右。上述事实表明,此型机组在顺序阀运行时,调门开启顺序等存在不合理因素和安全隐患。
如图11-图14所示,为第二种类型机组的运行趋势图。从图11和图12中可以看出,机组的调门和主汽压存在一定的波动性,但不是很严重的。从图13和图14中可以看出,在整个负荷变化过程中,机组瓦温值和振动值均在安全范围内。如图15和图16所示,为第二种类型机组的瓦温和瓦振与流量的关系图。从图中可以看出,高负荷区瓦温、轴振有所增加;结合图13和图14可进一步发现,随着主汽压升高,瓦温、轴振也有所增加。但在整个过程中,机组瓦温、轴振始终保持在安全范围内。因此,此型机组在顺序阀运行时,调门开启顺序等也存在不合理因素和安全隐患。
2.2 讨论分析安全问题及改造优化建议
通过以上对机组配汽方式的讨论分析,根据文献[6,15]提供的思路,建议采取以下的配汽优化方案,以解决机组的安全性问题。对于机组一来说,虽然已是顺序阀运行经济性较高,但是机组高调门的开启顺序不同时,对机组#1、#2号轴承所产生的附加汽流力载荷是不同的。为了使机组#1、#2号轴承的瓦温和振动保持良好状态,需要根据机组#1、#2号轴承的承载情况,设计合适的调门开启顺序,保证瓦温和振动与单阀运行时相当并能够始终保持在一个较低范围内。因此,需要选择合适的调门开启顺序。
同时,文献[16]中指出,当阀门开启的重叠度偏小,流量难于控制;而当重叠度偏大,会致使两个阀门开启重叠部分的流量增长过快,因而使静特性曲线在该区段的局部不等率变得过小,致使汽轮机在该工况下运行时会出现不稳定现象;同时,虽然重叠度过大,会使流量特性曲线保持较好的线性度,但这同时也会使机组的效率降低。如图2所示,机组一在第三阀开启时重叠度过小,这就使得流量难于控制引发调门和主汽压高频波动性;如图4所示,可以看出,目前#4号调门开启的重叠度设置过小。高调门GV1、GV2、GV3已接近完全开启时,高调门GV4才开始开启,当机组运行在这一调门开启的重叠区域附近时,将导致高调门GV1、GV2、GV3在60%～100%之间大幅摆动,这对三个高调门的工作将产生不利影响。因此,需要选择合适的开启顺序和重叠度。
3 结论及展望
本文针对电厂的几台600MW机组的运行状况进行实际调研,从经济性和安全性两个角度作深入分析。针对机组自身的实际运行状况,兼顾机组的
经济和安全两大重要因素,提出相应的配汽优化方案:重新设计调门的开启规律,选择合理的调门开启顺序和开启重叠度。以期,能够在消除机组实际运行中存在的安全隐患问题的同时,最大程度的提高机组经济性,以对整个电厂的安全高效运行起到积极的作用。
同时,调查显示600MW机组今后在全国各大电厂中所占比重会越来越大,因此,600MW机组的运行状况的好坏就会关系到整个电厂的运行状况的好与坏。并且,由于600MW机组蒸汽参数高,参与调峰后处于低负荷时的顺序阀运行(喷嘴调节)引发的问题会日益突出。所以,需要加强对电厂中600MW机组的运行状况进行的实际调研工作,优化机组高调门的配汽规律,设计合理的调门开启顺序和重叠度,以提高机组的低负荷区或某些经常运行的负荷点处的安全性和经济性。
光伏发电系统最大发电量分析 篇8
关键词：光伏；最大发电量
中图分类号：TM615 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2014） 18-0000-01
一、光伏发电系统
系统利用太阳能光伏效应转化太阳能为电能。相对于火力发电，光伏发电不会造成环境破坏，并且不会产生机械传动，光伏发电系统通常有太阳能电池组件、防雷汇流箱、太阳能充放电控制器、逆变器等构件。
（1）太阳能电池。太阳能电池组件是光伏发电系统中至关重要的部分，光伏组件的总投资占到了光伏电站投资成本的1/2，主要负责将太阳能转换为太阳能。太阳能电池组件转化率是光伏系统中最重要的性能参数。（2）汇流箱。太阳能光伏发电系统中，为了减少光伏方阵及其连接逆变器之间连接电缆和接点数量，使用汇流箱，串联相同型号和个数太阳能电池组成组串，根据逆变器参数确定逆变器组串，并将多个组串并联进入光伏汇流防雷箱，通过汇流箱汇集电流到一点。（3）太阳能控制器。通常在离网光伏发电系统中应用，主要用于控制蓄电池充放电，国内主流控制器主要有24V、48V、220V等几种类型。（4）逆变器。逆变器能够转换太阳能电池方阵直流电为需要频率的交流电，逆变器主要有开网和并网两种类型。
二、光伏组件安装倾角优化
太阳能光伏发电系统为了能够在全年都获得较大的太阳辐射量，光伏组件采光面通常使用面向赤道倾斜方式，北半球的光伏电站组件均向南倾斜放置。光伏发电系统光伏组件倾角对系统发电量有着很大影响，因而确定组件安装倾角是获得系统最大发电量的重要措施。
（一）太阳能辐射量计算
水平面和倾斜面上获得辐射量符合光直射散射分离原理，总辐射量等于直接辐射和散射辐射之和，但是光伏组件阵列面上获得的辐射有光线射向地面反射到组件表面的辐射，水平面上则没有，但是气象站通常只有水平面上的太阳能辐射资料。光伏组件接收平均太阳能辐射量主要受到太阳能辐射量、周围环境温度以及其他设备特性的影响，光伏组件安装通常倾斜进行，计算光伏阵列输出需要将水平面上记录辐射强度反应到倾斜面上，需要通过复杂的数学模型确定倾斜面上的辐射量。
倾角β下斜面太阳能辐射强度模型如下：
倾斜面和水平面直接辐射之比如下：
式中φ-当地纬度；
δ-太陽赤纬；
ω-时角；
n-一年从1月1日其算天数；
ρ-地表反射率。
根据当地纬度和气象资料，就能够求出赤道放置倾斜角β时的倾斜太阳能辐射量。
（二）太阳能电池电力输出计算
太阳能电池输出为曲线特性，温度、光照强度和用电负荷等均会对输出曲线造成影响。温度和光照强度一定的情况下只有在某一个特定输出电压下光伏系统输出功率才能够得出最大值，这就是光伏发电系统最大功率跟踪技术。太阳能电池发电率主要受光照影响，在夜晚或者多云情况下电池输出较少，温度较高时太阳能电池功率将会下降。如下是一种比较实用的模型。
式中E-光伏电池电力输出；
Ht-入射太阳辐射强度；
T-光伏电池表面温度；
c1-实验标定常数；
Hf-标定太阳辐射强度；
C2-太阳能电池组件温度系数。
（三）最佳倾角计算
离网光伏系统通常要求在冬季保持较大的发电量，但是对于一些特殊的离网供电系统要求全年不断电，对于这种系统要保证全面最小辐射量的那天也能够保证光伏的正常工作。冬至日是夜晚时间最长的一天，因而要求光伏阵列倾角需要调整到冬季接收辐射量最大保证冬至日也能够提供相当的发电量。对于并网光伏电站，通常有着较大的装机容量，想要获得最大的发电量，需要选择合适的倾角。使用固定式安装方法倾角越大，装机容量一定情况下，需要占用的面积越大。
三、自动跟踪系统
（1）平单轴跟踪系统。使用一根轴改变电池组件角度，调整太阳光使之垂直与电池组件面板，提高光伏转化率。单轴跟踪系统使用固定转速旋转，通过单轴跟踪支架使太阳能电池面板法线方向和太阳能电池面板法线夹角最小，从而提高光伏系统的发电效率。（2）斜单轴跟踪系统。单轴系统转动轴和地面成一定倾角被称为极轴单轴跟踪。倾斜单轴跟踪直接固定在太阳电池组件倾角上，围绕倾斜周追踪太阳方位，争取获得更大发电效率。（3）双轴跟踪系统。双轴跟踪系统沿着两个旋转轴运动，和斜单轴不同，倾斜角度同样能够调整，因而在理论上能够获得零入射角。电机动力输出通过涡轮蜗杆转化为水平面回转运动馆，并通过位置传感器进行系统转动角度的采集，双轴跟踪是两个角度的跟踪，跟踪效果优于单轴跟踪。对比以上几种跟踪系统，相同容量和规格情况下，双轴系统安装占地面积最大，斜单轴次之，平单轴系统占地面积最小。光伏电站纬度越高，支架投入将越大，获得的发电量越不经济。
四、方阵设计
组件串接方式多种多样，但是为了降低施工复杂程度，采用双联排排列方式，减少占地面积，节省施工线缆长度，并且后期维护工作量少，工作难度小。使用固定方式安装光伏电池组件单元时，需要考虑两排光伏点知组件之间的相互遮挡，会造成光伏单元发电效率的下降。组件前后排最小距离D计算公式如下：
通过计算，能够获得最合理的方阵间距。
五、结束语
迫于能源危机的压力，各国家纷纷开始研究化石能源的替代能源，但是光伏发电系统的效率和经济性问题仍然未能得到很好的解决，研究光伏发电系统最大发电量，对提高光伏发电系统发电效率，促进光伏发电系统的建设和发展有着重要的意义。
参考文献：