智能光伏电站解决方案技术白皮书

智能光伏电站解决方案技术白皮书（共7篇）

智能光伏电站解决方案技术白皮书 篇1

智能光伏电站解决方案技术白皮书 智能光伏电站解决方案的定义

华为智能光伏电站解决方案是将电站作为面向客户可交付的产品，从电站建设到运维全流程进行优化和创新，将数字信息技术与光伏技术进行跨界融合，实现初始投资不增加的前提下，降低初始投资、降低运维成本，提高系统发电量，增加投资回报率的目的。

智能光伏电站解决方案相比传统的以集中式大机为代表的电站解决方案，设计理念上有三点显著地差异，一是数字化光伏电站，二是电站更简单，三是全球自动化运维。

数字化光伏电站：首先是对现有的光伏发电部分进行智能化改造，使传统的逆变器不仅仅是发电部件，而且是一个集电力变换、远程控制、数据采集、在线分析、环境自适应等于一体的智能控制器，成为电站的神经末梢与区域控制的中心；其次，通过对现有RS485等低速传输通道的升级，使整个电站形成融合语音与视频通信、快速灵活部署、免维护的高速互联网络，铺设电站信息流通的高速公路；最后，收集到的电站完整信息统一上传到云端存储，利用大数据分析与挖掘引擎，实现对电站的智能化管理及电站性能的持续优化。

让电站更简单：无逆变器房、直流汇流箱等系统多余设施，无熔丝、风扇等易损部件，实现电站的简洁化、标准化交付，电站所有部件能够满足风沙、盐雾、高温高湿、高海拔等各种复杂环境，25年免维护、可靠运行的质量要求，建设与运维更加简单，最大程度保护客户投资。

全球自动化运维：除了对初始投资和发电量的关注，随着电站存量规模的增加，电站分布范围越来越广，25年寿命周期内的电站运维的重要性逐步提高。智能光伏电站解决方案借助数字化光伏电站平台，提供面向全球的、一体化的，全流程的自动化管理和运维手段，提升运维效率，降低运维成本，使全球化海量运维成为可能，充分发挥规模运营效应。

通过全数字化电站、让电站更简单、自动化运维等创新理念，打造“智能、高效、安全、可靠”的智能光伏电站解决方案，最终实现电站持有和运营客户的价值最大化。智能光伏电站解决方案的技术特点与客户价值 相比传统的以集中式大机为代表的电站，智能光伏电站具有不增加系统投资，更高的投资收益率和可用度等一系列优势，具体表现在以下几个方面：

1、不增加初始投资。智能光伏电站由于采用简洁化设计，无直流汇流箱和直流配电柜，无土建机房，部件安装简单等特点，初始投资成本不高于传统光伏电站。同时，由于智能光伏控制器（组串式逆变器）体积小、重量轻、标准化，可以通过自动化流水线进行大规模制造，人工成本占比较小，具有明显的规模优势。

2、智能光伏电站的内部收益率IRR相比传统电站提升3%以上。由于采用多路MPPT、多峰跟踪等先进技术，有效降低了组件衰减、阴影遮挡、施工安装不一致、地形不一致、直流压降等光伏阵列损失的影响，系统PR（Performance Ratio）值达到82%以上，相比传统方案平均发电量提升5%以上，内部收益率IRR提升3%以上。3、25年的系统可靠运行免维护设计。智能控制器采用IP65防护等级，实现内外部的环境隔离，使器件保持在稳定的运行环境中，降低温度、风沙、盐雾等外部环境对器件寿命的影响；系统无易损部件，无熔丝、风扇等需定期更换器件，实现系统免维护；借鉴华为通信基站产品全球海量发货及部署的设计和质量管理经验，从器件到系统实现25年可靠性设计及寿命仿真，加上严格的验证测试，保证系统部件在整个生命周期内无需更换，可靠经济运行。

4、光伏电站装机容量的实际利用率高。智能光伏电站年平均故障次数少30%，系统故障对发电量的影响只有传统方案的十分之一，质保期外的维护成本只有传统方案的五分之一。传统的光伏电站本质上是一个串联系统，直流汇流箱、直流配电柜、机房散热及辅助源供电设备、逆变器大机等任何一个部件的故障均会造成部分或者全部光伏整列发电损失，由于需要专业人员维护，修复周期长，成本高。而智能光伏电站结构简单，本质上是一个分布式的并联系统，单台逆变器的故障不影响其它设备运行，而且由于体积小、重量轻、现场整机备件，易安装维护，大大提升了系统的可用度。

5、组串级的智能监控及多路MPPT跟踪技术，确保电站“可视、可信、可管、可控”。智能光伏电站对输入的每一路组串进行独立的电压电流检测，检测精度是传统智能汇流箱方案的10倍以上，为准确定位组串故障，提高运维效率奠定了基础。多路MPPT技术，降低遮挡、灰尘、组串失配的影响，平坦地形下发电量提升5%以上；在屋顶、山地电站中降低不同朝向、阴影遮挡的影响，发电量提升8-10%；与跟踪系统的配合使用，跟踪控制与控制器集成，能够实现对支架的独立跟踪，提升发电量，智能控制器和跟踪支架成为最佳的伴侣。

6、智能光伏电站“可升级、可演进”。当组件技术进步，运行环境发生变化时，利用智能控制器的软件可远程在线升级，后向兼容设计等特性，无需更换网上运行设备，通过算法升级就能够享受最新的技术成果，最大化复用现有设备。

7、智能主动电网自适应技术实现电网友好。利用智能控制器的高速处理能力、高采样和控制频率、控制算法等优势，主动适应电网的变化，更好实现多机并联控制，更佳的并网谐波质量，更好地满足电网接入要求，提高在恶劣电网环境下的适应能力。

8、主动安全。降低直流传输的距离，实现主动安全。直流的安全传输与防护是重点，也是难点。智能光伏电站采用无直流汇流设计，组串输出的直流电直接进入逆变器逆变为交流电进行远距离传输，主动规避直流传输带来的安全和防护问题，降低直流拉弧带来的安全隐患，使电站更加安全。

9、安全规避PID效应。PID导致的组件功率衰减会极大的影响投资收益，通过智能控制器自动检测组件电势，主动调整系统工作电压，使电池板负极无需接地的情况下，实现对地正压，有效规避PID效应；由于电池板负极无需接地，加上逆变器内部的残余电流监测电路，能够在检测到漏电流大于30毫安的情况下，150ms内切断电路，实现了主动安全。

10、智能高效运维。全球化、分层部署的电站管理与运维系统，使部署在不同位置的电站在逻辑上当做一个电站进行管理。总部能够全局掌握各个电站的运行情况和收益对比，为考核及管理改进奠定基础。分布在各地的电站，可通过无人机实施大范围的巡检，一线人员通过定制化的运维智能终端，实现与总部专家运维团队的视频、语音、位置与故障信息的实时互动，实现前后方远程协同运维，降低一线运维人员的技能要求，最大化的复用总部专家资源，实现人员的最优化配置，提高系统的维护效率。

11、大数据分析引擎和专家运维系统的引入，及时发现潜在缺陷，挖掘收益提升空间。通过数据实时采集、云存储和在线专家分析系统，电站可自动体检，给出基于收益最大化的维护建议，如清洗建议、部件更换和维护建议等，实现预防性维护；积累长期运营数据，综合分析自然环境，如温度、辐照量等环境因素，通过对智能控制单元算法在线调整或软件升级，使电站在不同环境下系统部件运行在最佳匹配状态，实现收益的最大化。

12、智能光伏电站对环境友好。智能控制器无风扇设计，实现了29dB的低环境噪声；无需土建机房，减少对植被及土壤等环境破坏；电磁辐射小，保护人体健康。智能光伏电站实现了人与环境和谐共处，大大增加了光伏电站的适用范围，为光伏入户创造了条件。智能光伏电站解决方案与传统光伏电站解决方案差异一览表

智能光伏电站解决方案技术白皮书 篇2

智能变电站是采用先进、可靠、集成、低碳、环保的设备组合而成, 以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求, 自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能, 并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级应用功能的变电站[1]。

智能变电站作为智能电网中的重要节点, 担负了变电设备状态和电网运行数据、信息的实时采集和发布任务, 同时支撑电网实时控制、智能调节和各类高级应用, 实现变电站与调度、相邻变电站、电源、用户之间的协同互动。智能变电站不但为电网的安全稳定运行提供了数据分析基础, 也为未来智能电网实现其高效、自愈等功能提供了重要的技术支持[2,3,4,5,6]。

为推进云南电网智能电网技术的发展和应用, 云南电网将110kV景东变电站作为智能变电站试点项目进行改造, 对智能化变电站技术应用进行了有益的探索。110kV景东变电站采用了IEC61850通信标准, 实现一键式操作控制;全站采用网络化模式组网, 实现全站数据共享;间隔层采用按照电压母线分段的集中式保护测控装置;站控层对时方式采用SNTP网络对时模式, 间隔层和过程层采用IEEE1588对时。所有这些新技术的应用为今后智能变电站建设具有推广意义。

2 智能化技术方案实例

与传统的变电站形态相比, 智能化变电站通过对变电站内各种实时状态信息的获取和共享, 高度集成了变电站内的各种功能, 实现各种功能的灵活分布和重构。智能变电站中所应用到的各种先进技术不仅改变了变电站的传统架构, 加强了变电站与电网内其他设备之间的信息交互共享, 而且更好地实现了分层分布的控制管理方式, 优化了站内的资源, 进一步提高了变电站运行的可靠性和安全性。

某110kV变电站建立在IEC 61850通信技术规范基础上, 按分层分布式来实现变电站内智能电气设备间的信息共享和互操作性。从整体上分为三层:站控层、间隔层、过程层。站控层配置双站控层服务器, 站控层集成工程师站、VQC (电压无功综合控制) 、接地选线、一体化五防功能。站控层与间隔层保护测控等设备采用IEC61850-8-1通信协议, 双网以太网配置模式。间隔层配置采用集中式保护测控一体化装置, 按照不同电压等级母线段进行集中, 考虑到集中式保护的检修方便和运行可靠性, 所有集中式保护测控装置进行双重化配置。间隔层从过程终端采样采用IEC61850-9-2通信协议, 与过程终端单元采用GOOSE通信协议。

1) 110kV:2条110kV线路的测控保护及进线备投功能由1台集中式保护测控装置实现, 双重化共配置。

2) 主变:1台主变的主保护、高中低压侧后备保护测控、录波等功能由1台集中式保护测控装置实现, 双重化配置共配置。

3) 35kV:4条线路、1个分段的保护测控功能由2台集中式保护测控装置实现, 每段母线配置1台, 保护双重化2段母线共配置4台。

4) 10kV:5条线路、4台电容、1台所变、1个分段的保护测控功能由2台集中式保护测控装置实现, 10kV部分保护双重化配置, 每段母线配置2套保护装置, 10kV共4套保护装置。

过程层设备采用星型网络的实现模式, 采用合并单元、智能终端二合一的过程终端, 实现数字采样信号的采集和开关刀闸等信号的采集, 过程终端户外组屏就地安装于开关旁边。

5) 110、35kV电压等级互感器在传统互感器的基础上通过加装电压、电流转换装置实现数字量的采集;10kV电压等级互感器全部更换为电子式互感器, 各间隔配置数字化电度表, 电度表组屏安装在主控室。

全站系统网络图分为站控层网络和过程层网络, 变电站层与间隔层之间采用电以太网通信;间隔层和过程层之间采用星型光纤以太网络。过程层网络上有通用面向对象变电站事件 ( GOOSE) 、IEEE 1588 对时、采样值 ( SAV) 报文, 即三网合一模式。

3 智能化技术的实现

3.1 统一建模

在现有的变电站通信标准中, IEC61850规约体系最为完善。相对于基于报文结构的传统规约, IEC61850有明显的优势, 如应用面向对象技术、采用数据对象统一建模、提出系统的分层结构、将映射的方法和具体网络独立、提供基于SCL的系统配置管理等。它是一个开放式的变电站自动化体系, 避免了繁琐的协议转换, 实现了来自不同厂家的IED之间的信息共享和良好互操作性, 从而提高了系统的稳定性, 避免了重复投资, 降低了系统维护成本。

3.2 集中式保护测控装置的应用

集中式保护测控装置是按照实现每一段电压等级不同的母线上所有的设备的保护、测控功能设计而开发的;主变按照一个独立的间隔来配置一套集中式保护测控装置实现主变所有保护、测控功能。

该变电站有110kV线路两条, 采用一台集中式保护实现;主变间隔配置1台集中式保护装置完成变压器所有的电气量保护 (包括差动保护、高、中、低后备保护测控) ;35kV电压母线两段, 每段母线上所有设备由一台集中式保护测控装置实现保护测控功能;10kV电压母线两段, 每段母线上所有设备由一台集中式保护测控装置实现保护测控功能。鉴于检修方便, 集中式保护测控装置冗余配置, 组屏安装在主控室内。集中式保护测控装置采用模块化设计, 每个间隔设备保护功能完全独立, 所有保护功能完全按照成熟的保护原理及配置原则, 装置电源模块采用冗余配置, 保证装置电源可靠性。

3.3 IEEE1588网络对时的应用

智能变电站中数据的实时性对网络时钟的同步要求非常高。IEEE1588定义了一种用于分布式测量和控制系的精密时间协议, 其网络对时精度可达亚μs级, 是应用于IEC61850智能化变电站的理想对时方式, 鉴于 IEEE1588 高精度的分布式网络对时特点, IEEE 1588的交换机和以太网芯片有成熟的商业应用后, IEEE 1588网络对时很好地解决了智能化变电站中对时问题。景东智能变电站间隔层、过程层采用IEEE1588网络对时, 结合支持IEEE1588 的交换机, 实现IEEE1588 对合并单元、保护装置的精确对时。整站不设置单独的对时网, 采用IEEE1588对时、GOOSE网、SV网三网合一的模式。该模式不仅节约了变电站建设的成本, 也是在智能变电站技术的一种有益的尝试。

3.4 基于GOOSE报文共享程序化操作应用

GOOSE网替代了传统IED间硬接线的通信方式, 为逻辑节点间通信提供了快速高效的方案。 GOOSE报文不仅可传输状态信息、模拟量信息, 还可传输时间同步信息, 在实现网络化连接的同时极大地节省了二次电缆的敷设, 降低了变电站建设和维护的成本。

程序化操作操作功能以间隔层设备为主体, 间隔层集中式保护测控装置通过GOOSE网络对变电站间隔设备的运行状态切换实现了一键式智能操作。与传统的站控层分步操作相比, 操作过程更加优化, 操作步骤更加简练, 使变电站倒闸操作更加安全快捷, 有效避免了误操作, 提高了电网运行的可靠性。具备直观的图形界面。减少人工参与是智能化的一个重要体现。

3.5 网络化备自投应用

本站改变了传统变电站备自投的模式, 完全采用了网络化备自投, 以实现备用电源之间的切换。网络化备自投是以网络化方式在GOOSE网络底层就地实现网络化备自投, 直接利用过程层网络集中采集的各级母线电压、进线电流、相关开关刀闸位置等信息交互, 结合当前运行方式, 根据运行策略和当前的状态以及功能逻辑判别, 使测控装置通过计算分析向过程层设备发送控制命令。与常规备自投装置相比, 取消了专用的备自投装置及各保护之间的连接线, 避免了各间隔信息的重复采集, 网络化采集和传输减少了信息传输环节, 提高了备自投动作的可靠性。

3.6 网络化低频低压减载应用

网络化低频低压减载, 将母线运行信息通过网络集中采集、集中处理、集中逻辑判断, 并将得出的减载信息通过网络发送到各间隔层设备就地执行。与常规的低周低压减载装置相比, 减少了信息的重复采集和定值的分散重复整定, 使动作逻辑更加简洁, 进一步减轻了整定校验工作量。

4 结束语

智能变电站应在研究报告、技术导则、实施规范的基础上, 结合对数字化变电站保护测控装置的研发经验而进行建设。

参考文献

[1]国家电网公司.智能变电站技术导则[M].

[2]高翔, 张培超.数字化变电站的主要特征和关键技术[J].电网技术, 2006, 30 (23) :71-75.

[3]李瑞生, 李燕斌, 周逢全.智能变电站功能架构及设计原则[J].继电器, 2010, 38 (21) :24-27.

[4]常康, 薛峰, 杨卫东.中国智能电网基本特征及技术进展评述[J].电力系统自动化, 2009, 33 (17) :10-15.

[5]杨佳松, 张浩, 牛志刚.基于IEC61850的IED数据建模研究与实现[J].华东电力, 2007, 35 (8) , 75-78.

并网光伏电站运行管理方案 篇3

……………有限公司

2013年12月

目 录

第一章 总则

第二章 各级人员岗位职责 第三章 有人值班电站运行管理 3.1值班制度 3.2交接班制度 3.3巡回检查制度

3.4设备定期试验轮换制度 3.5设备验收制度

3.6设备缺陷管理制度 3.7设备维护工作制度 3.8运行分析制度

3.9设备评级与可靠性管理 第四章技术管理 第五章文明生产

第一章 总则

1.1 光伏并网电站 是电网的重要组成部分。为了提高电站的安全、经济运行水平，适应现代化管理的要求，加强电站运行管理，特制订本制度。1.2 光伏并网电站运行及管理人员都必须认真贯彻执行国家、网、省、地电力公司和本站颁发的规章制度。1.3 监控中心、维操队以及值班光伏并网电站 应按规定配备素质合格的运行和管理人员。除保持人员相对稳定外，还应按上级颁发的《电业生产培训制度》的规定，对上述人员进行培训，并经考试合格后，方能正式担任运行值班工作。

1.4 光伏并网电站 的倒闸操作及操作票、工作票管理，必须执行部颁《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）和新疆省电力公司颁发的《执行电气操作票和工作票制度的补充规定》（综合本），以及危险点分析与预控的要求和规定。值班光伏并网电站 还应执行新疆省电力公司颁发的《有人值班变电站 安全管理制度》和《有人值班变电站 操作的补充规定》以及本制度的规定。

1.5 各光伏并网电站运行人员必须按新疆维吾尔自治区电力公司颁发的《发、供电维护范围分界》中的规定，管好、维护保养好所辖光伏并网电站 设备。

1.6 本制度适应于合同确定范围之内所有有人值班光伏并网电站（监控中心、维操队）。

1.7 各光伏并网电站运行值班人员要熟知本制度。

第二章 各级人员岗位职责

2.1 光伏并网电站 站长的职责: 2.1.1 站长是安全第一责任人，全面负责本站的安全生产、经济运行、设备管理、人员培训和生活后勤等工作。

2.1.2 组织本站的政治学习，做好政治思想工作，搞好站内团结，带领全站落实岗位责任制。

2.1.3 按时组织安全活动，主持本站事故、障碍及异常调查和运行分析会。2.1.4 定期巡视设备，掌握设备运行状况，对存在的设备缺陷认真核实，并督促及时消除。

2.1.5 根据设备运行状态、全站人员情况与上级要求，编制年、季、月工作计划，并组织完成；签发并按时报出总结及各种报表。

2.1.6 经常查阅有关记录，了解生产运行情况，抓好安全经济运行及电能质量分析工作。遇较大的停电工作和较复杂的操作应亲自主持准备工作。2.1.7 结合新设备、新技术的采用，组织全站人员进行技术、业务学习，并进行不定期考问、考核，组织好新建、扩建设备投入准备，并参加验收。

2.1.8 组织做好全站设备维护、文明生产等工作。2.1.9 负责现场倒闸操作的把关。

2.2 光伏并网电站 专责工程师（付站长）的职责

2.2.1 光伏并网电站 专责工程师（付站长）是全站的技术负责人，协助站长做好生产技术管理和培训工作。2.2.2 监督检查现场规章制度执行情况，参加较大范围的停电工作和较复杂操作的监督把关，组织处理发生的技术问题。2.2.3 负责分析并掌握设备健康状况，按时完成设备评级工作和各种报表的填报，根据上级规定，切实做好可靠性管理工作。

2.2.4 负责各项技术资料、有关记录的正确与完整，图纸与实际相符。2.2.5 负责编写、修改现场运行规程。

2.2.6 按培训计划，完成值班人员的技术培训和考核工作。2.3 光伏并网电站 值长（值班负责人）的职责

2.3.1 值长（值班负责人）为本值的负责人，负责当值的安全、运行、维护工作。

2.3.2 领导全值接受、执行调度指令，正确迅速地进行倒闸操作和事故处理。

2.3.3 及时发现和处理（汇报）缺陷。

2.3.4 受理和审查工作票，并参加验收工作。2.3.5 组织好设备维护工作。2.3.6 审查本值记录。

2.3.7 组织完成本值培训工作。2.3.8 按规定组织好交接班工作。2.4 光伏并网电站 正值班员的职责

2.4.1 在值长（值班负责人）领导下担任与调度之间的操作联系。2.4.2 遇有设备事故、障碍及异常运行等情况，及时向有关调度、值长（值4 班负责人）汇报，同时做好记录。2.4.3 做好设备维护工作。

2.4.4 受理操作命令，审核副值班员及跟班实习人员填写的操作票，并监护执行。

2.4.5 审核当值副值班员或学员填写运行中的各种记录，做到正确无误。2.4.6 根据培训计划，做好指定的培训工作。2.4.7 按规定参加设备的交接验收。2.5 光伏并网电站 副值班员的职责

2.5.1 在值长及正值班员的具体领导下对设备的异常运行、障碍、事故进行处理。

2.5.2 受理操作命令后，向值班负责人汇报，并填写倒闸操作票，经审核后在正值班员监护下正确执行操作。

2.5.3 协助值长及正值班员搞好本站（或本班）的运行管理工作。2.5.4 做好设备的运行维护和缺陷处理。2.5.5 做好运行中的各种记录。

2.5.6 保管好各种工具、仪表、钥匙、备件等。2.5.7 受理工作票及办理工作票许可手续。2.5.8 按规定参加设备的交接验收。2.6 维操队正值班员的职责

2.6.1 在值班负责人领导下负责与调度之间的操作联系。

2.6.2 遇有设备的事故、障碍及异常运行，及时向有关调度、值班负责人汇报，同时做好记录。

2.6.3 做好设备巡视维护工作，发现缺陷及时汇报和记录。2.6.4 受理操作指令，审核填写的操作票，并监护执行。2.6.5 审核运行中的各种记录，做到正确无误。2.6.6 根据培训计划，做好培训工作。2.6.7 按规定参加设备的交接验收。

第三章 有人值班光伏并网电站 运行管理

3.1 值班制度

3.1.1 光伏并网电站 的值班方式，由站长编排，未经站长允许不得调班。3.1.2 千伏及以下光伏并网电站 的值班人员，如因倒闸操作、设备维护工作，可以短时全部离开主控制室，但必须有可靠措施，即在任何时候均能听到事故或异常运行的音响信号和调度电话铃声。3.1.3 ***在当班时间内，接调度指令，必须复诵，向调度汇报，必须准确无误，并作好记录，35千伏及以上光伏并网电站 的事故、障碍、异常运行处理及倒闸操作的调度联系，应进行录音。

3.1.4 值班人员值班期间，应遵守劳动纪律，坚守工作岗位，不得进行与值班无关的工作与活动，不得占用调度电话办理与值班无关的事，各变 电所应制订现场值班守则。

3.1.5 当班值班人员应穿统一的工作服，佩戴值班标志，衣着整齐，不允许穿高跟鞋及拖鞋。

3.1.6 在当班时间内，值班人员必须按本制度要求做好运行维护工作。3.1.7 脱离值班工作三个月及以上的人员，必须重新熟悉设备、系统及有关规程制度，经考试合格后，方能正式参加值班工作；对脱离值班工作不满三个月的人员，经熟悉设备及其系统后，即可正式恢复工作。3.1.8 在值班时间内必须做好保卫、保密及安全生产工作: a 站外人员进出光伏并网电站，必须遵守门卫制度； b 精神不正常的人员严禁进入光伏并网电站 ；

c 外单位来本站实习或施工的人员，须上级同意；并由值班人员介绍安全注意事项后，方能按计划及规定的范围进行活动； d 不准带小孩进入光伏并网电站 ；

e 由光伏并网电站内持出物件时，必须经站长同意。

3.2 交接班制度

3.2.1 值班人员应按照规定的交接班时间进行交接，并应与有关调度的交接班时间尽量一致，在未办完交接手续前，不得擅离职守。3.2.2 在处理事故或进行倒闸操作时，不得进行交接班；交接时发生事故，停止交接班，并由交班人员处理，接班人员在交班值值长（值班负责人）指挥下协助工作。

3.2.3 交接班前，交班人员除进行卫生清扫、整理好有关记录以外，全值要开好交班前的碰头会，并在运行工作记录簿内按以下内容做好交班小结：

a 运行方式；

b 继电保护及安全自动装置运行与变更情况； c 设备运行情况； d 倒闸操作情况； e 检修维护工作； f 其它。

3.2.4 交接班时应做到列队、全面地对口交接，由交接双方共同检查设备。3.2.5 交接完毕，接班人员签字后交班人员方能在运行工作记录上签字。3.2.6 接班后，值长（值班负责人）要组织当班人员开好班前会，结合当时的具体情况和存在的问题，研究明确本值重点工作及注意事项，并在两小时内简明、扼要地向当班调度员汇报当时的电压、设备运行状况以及存在的薄弱环节等。3.3 设备巡回检查制度

3.3.1 值班人员必须认真地按时巡视设备，对设备异常状态要做到及时发现，及时处理，做好记录，并向上级有关人员汇报。

3.3.2 巡视应按本站规定的时间和路线进行，正常情况下每天不得少于2次（交接班时、发电高峰时）。3.3.3 值班人员进行巡视后，应将检查情况及巡视时间在运行工作记录内做好记录。

3.3.4 遇有下列情况，应增加巡视次数：

a 发电量增加时，一般是春、夏、秋季中午阳光较强时段；

b 设备经过检修、改造或长期停用重新投入系统运行；或新安装的设备初次加入系统运行； c 设备缺陷有所发展时；

d 恶劣天气（包括高气温、大风、雷雨、浓雾、冰冻等）、事故跳闸和设备运行中存在可疑现象时；

3.3.5 巡视必须遵守《电业安全工作规程》中的有关规定。一般情况双人巡视，若单人巡视时，不得擅自触动运行设备、进入固定遮栏。3.3.6 各级领导人员的监察性巡视周期规定如下：

a 公司并网电站运营主管，每年到各光伏并网电站不得少于一次； b 光伏并网电站站长，每周1次。

3.4 设备定期试验轮换制度

3.4.1 光伏并网电站设备的定期试验轮换应列入工作计划，由站长组织进行，并做好记录。

3.4.2 设备试验轮换周期规定如下：

A、长期备用的主变压器每季度应进行一次充电并运行12小时以上。B、站用电源每月必须轮换一次，并运行1小时以上。

C、主变冷却系统应每月进行一次轮换，并检查、试验冷却器组是否完好。D、直流充电机（或模块）有备用时应每月进行一次轮换。E、事故照明及交直流自动切换装置应每月进行一次试验检查。

3.4.3 设备试验轮换检查发现的问题应及时汇报上级主管部门，通知并督促检修单位及时处理。

3.5 设备缺陷管理制度

3.6.1运行中的变电设备发生异常，虽仍在继续使用，但影响运行安全，均称为设备缺陷。缺陷可分两大类：

A、Ⅰ类缺陷：对人身和设备有严重威胁，不及时处理有可能造成事故者； B、Ⅱ类缺陷：对运行虽有影响但尚能坚持运行者。

3.6.2 有关人员发现设备缺陷后，无论消除与否均应及时通知值班人员，值班人员做好记录，并向值班负责人汇报。

3.6.3对Ⅰ类缺陷，值班负责人应及时处理，防止造成事故，需检修单位处理者，应及时联系并督促处理。对Ⅱ类缺陷，应督促及时处理，并按月上报。3.6.4检修单位对Ⅰ类缺陷，应及时消缺；对Ⅱ类缺陷，可结合定期检修进行处理，但应将缺陷消除计划及时书面上报公司运行主管。

3.6.5有关领导及技术部门、专责工程师应经常检查设备缺陷消除情况，对未消除者应督促联系尽快安排处理。

3.6.6带缺陷运行的设备，在缺陷未消除之前，运行人员应加强监视（包括以各种手段进行跟踪）。3.6.7设备缺陷消除后，应在设备缺陷记录簿上及时销号，并向当值调度员汇报，实行闭环管理。

3.6.8发现了不属于本光伏并网电站 维护范围内的设备缺陷，应及时向公司主管汇报，并应设法通知该设备的维护单位。3.6 设备维护工作制度

3.7.1各光伏并网电站 应按本站设备实际情况，制订适合本站的设备定期维护周期表，按时进行设备的维护工作。站长应进行督促检查，运行主管单位不定期进行抽查。

3.7.2对光伏并网电站 防误装置必须按新疆维吾尔自治区电力公司颁发的《防止电气误操作装置管理规定》进行经常性的维护，对于定期维护中不能解决的问题，应报检修单位进行维修。

3.7.3 各光伏并网电站 根据有关规定，储备备品、备件、消耗性材料，并定期进行检查试验。

3.7.4 按国电公司颁发的《电力设备典型消防规程》的要求，在现场设置各种消防器具和设施，全站人员应掌握使用方法，定期检查及演习，并保持完好。

3.7.5光伏并网电站 应按有关规定备有各种合格的安全用具、防护用具和急救医药箱，定期进行试验、检查或补充。3.7.6光伏并网电站 的常用工、器具，应有登记簿，并进行定期检查及试验。3.7.7光伏并网电站 的易燃、易爆物品、油罐、有毒物品、放射性物品、酸碱性物品等，应登记造册，放置专门场所，并由专人负责管理，制订管理措施。

3.7.8 光伏并网电站 负责检查排水、供水系统，并督促有关部门定期维修，使其处于完好可用状态。

3.7.9空调机、去湿机、通风机、驱潮电阻或驱潮灯、加热器等应每月进行检查和清洁维护，并启动试验一次。3.7.10设备维护工作完后，应在专用记录簿上作好记录，光伏并网电站站长应定期检查、考核签字。3.7 运行分析制度

3.8.1 运行分析工作主要是对发电运行工作进行分析，摸索规律，找出薄弱环节，有针对性地制定防止事故措施。3.8.2 运行分析的次数规定如下：

A、综合运行分析，公司主管部门每季一次，光伏并网电站每月一次。B、专题运行分析，结合当时的严重不安全局面，不定期的进行。3.8.3 综合及专题运行分析的内容如下：

A、综合运行分析：分析并找出安全、经济运行及运行管理方面可能存在的问题，针对其薄弱环节，提出实现安全、经济运行的措施。其主要内容如下：

光伏发电系统电池组件组串、汇流箱、直流配电柜、逆变器等结线方式、继电保护及自动装置的配置、设备完好率、保护或断路器正确动作率、两票合格率、事故、障碍、异常运行、I类设备缺陷、预防性试验结论及劣化趋8 势、仪表指示、规章制度执行情况、设备可用系数、强迫停运率、最大及最小出力、耗能指标完成情况、电压质量、培训计划完成情况及效果、记录填写、资料管理、文明生产等。

B、专题运行分析：针对事故、障碍、异常运行，以及运行管理方面存在的突出问题，进行专门、深入、细致地分析。3.8 设备评级与可靠性管理

3.9.1设备评级按新疆维吾尔自治区电力公司颁发的《变电设备评级办法》、《变电设备评级标准》执行。

3.9.2各光伏并网电站 应明确设备可靠性管理责任人，按照《输变电设施可靠性评价规程（暂行）》对所辖发电设施进行统计评价，并填报下列报表： A、发电设施注册表：光伏并网电站 投运时应填报全部设备注册表，以后根据设备更新、扩改情况进行增减变动。此报表应长期保存。B、发电设施运行情况统计表，按月填报，并长期保存。

C、发电设施变动情况表，根据设备更新情况进行填报。此报表保存5年。3.9.3光伏并网电站 每季应统计站内设备可靠性指标完成情况，及时分析原因和提出控制措施。每年对可靠性管理工作及设备可靠性指标完成情况进行总结、分析，提出加强可靠性管理工作的计划和提高设备可靠性的对策。

第四章 技术管理及培训

4.1 有人值班光伏并网电站必须具备国家电网、自治区电力公司颁发的有关规程、制度、标准、规定、导则、条例。

4.2 光伏并网电站由公司根据实际情况制订。设备现场运行规程每年审查一次，三年全面修编一次，如现场设备和结线有变更，则应随时补充、修改。4.3 有人值班光伏并网电站的技术图纸、指示图表及记录，应适合现场生产需要，其种类、格式、填写要求详见附录二、三、四、五。4.4有人值班光伏并网电站的管理分工，可参照附录七。

4.5有人值班光伏并网电站 必须建立、健全各种设备技术档案、台帐，并按单一设备及站区分别建立。设备技术档案应包括： A、设备制造厂家使用说明书； B、出厂试验记录；

C、安装交接有关资料；

D、改造、大小修施工记录及竣工报告； E、历年大修及定期预防性试验报告；

F、设备事故、障碍及异常运行分析专题报告； G、设备发生的Ⅰ类缺陷、异动情况及改造记录。

4.6 光伏并网电站的设备或结线如有变化，其图纸、台帐和技术档案应及时进行修正。

4.7有人值班光伏并网电站 的现场培训按照有关规定定期进行。4.8培训工作必须坚持理论联系实际的原则，应根据人员素质、设备状况，制定切实可行的年、季、月培训计划，并建立个人培训档案。

4.9有人值班光伏并网电站 运行人员必须经过集中培训，达到“三熟三能”的要求，并经考试合格后方可上岗。

第五章 文明生产

5.1 光伏并网电站 室内外环境整洁，设备场地平整，搞好绿化，生产场地不存放与运行无关的闲散器材和与工作无关的私人物品。

5.2 保持设备整洁，充油设备无渗漏，设备外壳、构架无腐蚀，房屋不漏雨。5.3 光伏并网电站电缆沟内干净，盖板齐全、平整，防火隔墙完好并有明显标志，站区内保持无杂物，如有刮风时进入杂物应随时清理干净。5.4 光伏并网电站站区内应有醒目的巡视路线及定点巡视标志。

5.5 各种图表摆放整齐，资料装订按档案管理要求进行，有专柜存放。5.6 室内外运行设备，按国家电力公司标准化要求标志齐全、清楚、正确，设备上不准粘贴与运行无关的标语。

5.7 光伏并网电站内外照明充足，安全围栏设施完好。

5.8 光伏并网电站内生产场区严禁饲养家禽家畜，设备场区不准种农作物。5.9 检修人员到光伏并网电站 进行设备检修时，现场的工、器具，拆下的零件及材料备品，应摆放整齐，严禁将设备用油洒入草地内。每日收工，均应将工作现场收拾干净，工作完毕后，负责修复因检修损坏的场地。5.10并网电站的工器具、备品备件，要求摆放有序、有编号，实行定置管理。并网电站盘上仪表应标有极限红线。

5.11安全设施布置应完善严密，警告牌、标示牌、遮栏绳设置得当、醒目。设备网门完整，加锁关闭。

5.12主控制室、高压室严禁储放粮食或遗留食物，防小动物措施完备，防鼠挡板完整无损，孔洞封堵严密。

附录一：监控中心、维操队、有人值班光伏并网电站 应具备的规程制度

一、监控中心、维操队、有人值班光伏并网电站 必须具备的有关规程制度：

1、电业安全工作规程；

2、安全生产工作规定

3、电业生产事故调查规程；

4、防止电力生产重大事故的二十五项重点要求

5、变电运行管理制度；

6、关于执行电气操作票和工作票制度的补充规定（综合本）；

7、变电设备评级办法及评级标准；

8、高频保护运行规程；

9、母差保护运行导则；

10、防止电气误操作装置管理规定；

11、输变电设施可靠性评价规程（暂行）；

12、网、自治区公司颁发的各种反事故技术措施；

二、由主管部门配备供变电运行人员查阅的规程制度：

1、电力工业技术管理法规；

2、网、省公司颁发的检修工艺规程（导则）。

3、发电机运行规程（有调相机时）；

4、电力电缆运行规程；

5、变压器运行规程；

6、蓄电池及直流电源装置运行维护技术规程；

7、电气测量仪表运行管理规程；

8、继电保护及安全自动装置运行导则；

9、继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定；

10、电气设备预防性试验规程；

11、有关设备检修工艺导则；

12、化学监督有关导则、规定、制度；

13、电力系统电压和无功电力管理条例；

14、电业生产培训制度；

15、变电所设计技术规程；

16、高压配电装置设计技术规程；

17、继电保护和自动装置设计技术规程；

18、电力设备过电压保护设计技术规程；

19、电力设备接地设计技术规程； 20、变电所二次接线设计技术规程；

21、电气测量仪表装置设计技术规程；

22、电气装置安装工程施工及验收规范；

23、安全性评价标准

附录二 维操队、有人值班光伏并网电站 应具备的技术图纸和图表

一、图纸

1、一次系统结线图

2、光伏并网电站平、断面图

3、继电保护及自动装置原理及展开图

4、站用电系统结线图

5、直流系统图

6、正常和事故照明接线图

7、电缆敷设图（包括电缆芯数、截面、走向）

8、接地装置布置图

9、直击雷保护范围图

10、压缩空气系统图（有气动装置时）

11、调相机油、水系统或静补装置水冷系统图（有调相机或静补装置时）

二、图表

1、电气主接线模拟图

2、设备的主要运行参数

3、发电设备大、小修、预试进度表

4、发电设备定期维护、试验轮换周期表

5、定期巡视周期表

6、发电设备评级表

7、直流保险配置图

8、有权发布调度操作指令人员名单

9、有权签发工作票人员名单

10、有权单独巡视高压设备人员名单

11、有权担任监护人员名单

12、监控中心人员名单

13、事故处理紧急使用电话表

14、定期巡视路线图

15、设备专责分工表

16、事故拉闸限电序位表

附录四 记录簿的填写说明

1、运行工作记录簿：记录系统运行方式，调度指令，设备检修试验、安全措施的布置，倒闸操作执行情况，事故处理经过，设备的异常现象和发现的缺陷，办理工作票的情况，交班小结，与运行有关的其他事宜（如巡视……）。无论有无情况发生，交班小结的内容均应逐条记上，特别是接地刀闸和接地线的设置变更情况，表明均已将此内容向接班值班人员作了交待。

2、调度操作指令记录簿：记录发、受令人姓名，操作命令编号（或指令号，即中、或地、或县调×字第×号）、操作任务及内容、发布预令及动令时间、开始执行操作及操作完毕的时间。

3、设备缺陷记录簿：记录发现设备缺陷的时间、内容、分类和发现人员姓名，缺陷消除后应及时填上消除日期、处理和验收人员姓名。

4、断路器故障跳闸统计簿：记录按设备或线路名称分页进行，记录断路器故障跳闸的原因、次数、重合闸及继电保护动作情况，如重合闸动作重合未成功，应统计为故障跳闸2次；断路器经过解体检修，故障跳闸的累记次数从该次检修后重新开始累计。

5、继电保护及自动装置调试工作记录簿：记录按设备或线路名称分页进行，记录在装置及回路上工作的项目、简要内容及工作班负责人姓名、整定值及改变定值情况、试验中发现的异常及处理情况、模拟试验和带负荷试验结果、装置的使用或操作方法和注意事项以及结论意见。凡属以上情况记录后，光伏并网电站（维操队）当班和其他每值值长均应阅后签字，并要求本班人员知道其全部内容。

6、设备检修试验记录簿：记录按设备名称分页进行，记录检修或试验设备（在修试类别中要填明是大修、小修、预试或其他检修原因）的工作日期、内容、发现的问题及处理过程，记录试验数据、结论、工作负责人和验收人员姓名。

7、蓄电池测试及充放电记录簿：每月逐个测试记录一次电池的电压、比重、温度。充放电时记录并核对蓄电池的容量、运行状况及异常现象。

8、避雷器动作记录簿：按电压等级及运行编号分相记录，记录投入运行前记数器的指示数、记录时间，根据要求记录避雷器泄漏电流，更换了避雷器应重新累记（一相中只更换1节，则继续累记），记数器的变换、检查亦应记录。雷雨后应及时抄录，正常情况每月抄录一次。

9、事故预想记录簿：记录预想的时间、事故简题、应采取的措施及处理步骤、对整个预想及处理的评价、参加预想的全体人员姓名。

10、反事故演习记录簿：记录演习的日期、参加人员姓名、演习的题目及内容、演习中发现的问题及今后拟采取的措施并对演习做出评价。

11、事故、障碍及异常运行记录簿：记录发生的时间、天气、发生经过、设备和继电保护及自动装置动作的情况、系统周波和电压、设备和环境温度、分析发生原因和制订防止对策、责任分类及责任人的姓名和职务、设备的型号和损坏程度及损失情况。

12、运行分析记录簿：记录活动的日期、参加人员姓名、分析的内容、对存在问题及打算采取的措施。

13、培训工作记录簿：记录培训活动的日期、培训对象的姓名、培训内容、评价和负责培训的人员姓名。

14、政治学习记录簿：记录政治学习参加人员姓名、学习内容、学习时间，以及发言、讨论等情况。

附录七 维操队、有人值班光伏并网电站 的生产管理分工

各维操队、有人值班光伏并网电站 应设立兼职的技安培训员、资料管理员、材料管理员、生活管理员及设备负责人，其职责如下： D.1.技安培训员：

1、协助抓好安全思想教育；

2、协助执行反事故措施及安全技术措施；

3、协助执行每月制订的培训计划；

4、协助搞好安全活动及运行分析；

5、协助整理好培训档案；

6、及时参加本队（站）的事故、障碍或严重不安全现象的分析和调查；

7、负责安全工具的定期试验及补充等管理工作；

8、负责领取生产防护用品；

9、协助督促执行年、季、月的检修、试验、维护计划。D.2.资料管理员：

1、协助本队（站）管好技术资料，并按分工督促各设备专责人及时填写、整理设备技术档案；

2、配合本队（站）领导定期检查各种技术记录的填写，并提出改进意见；

3、提出不符合现场实际图纸的修改意见，并协助制订修正图纸的计划；

4、设备变更引起系统结线的改变，及时进行修改一次系统结线图，并督促专责人对有关资料进行更正；

5、负责文件的收发、归档；

6、负责本队（站）技术图表的填写及修正。D.3.材料管理员：

1、负责维修工具的领取和管理，并提出工具的补充计划；

2、负责维护材料计划的编制及材料的领取和保管；

3、负责设备事故备品备件的管理，做到帐、卡、物三者相符，动用后及时销帐；

4、依靠群众搞好节约利废，搞好旧金属回收工作。D.4.生活管理员：

1、协助本队（站）按设备专责区搞好环境卫生；

2、发动职工开展爱国卫生运动，搞好生活区的卫生；

3、配合工会做好职工家属工作；

4、协助搞好食堂管理，改善职工生活；

5、协助工会做好对困难职工的补助；

6、组织全体人员积极开展文体活动；

7、做好备用金的管理及本队（站）的报销工作。D.5.设备专责人：

1、对专责设备的定期大修、小修及预防性试验，负责联系或督促进行；

2、参加专责设备的中间和竣工验收；

3、审阅专责设备的施工记录及试验资料，及时归档，发现问题及时提出；

4、熟悉专责设备的技术参数及性能，并监督按铭牌运行；

5、定期对专责设备进行检查，发现异状及时向领导汇报；

6、专责设备发生的重大缺陷或情况及处理经过，及时记入技术档案。

附录八 发电工作总结内容

一、简要文字总结内容：

1、.基本数字统计和基本情况分析：

2、光伏发电总容量，设备总容量，当年新投产光伏并网电站容量及数量

3、与去年同期对比，各项目标管理指标完成情况，如发电量、设备完好率、保护及断路器正确动作率、无功设备投入率、设备大修及预试完成率、发电事故率等。

二、安全运行分析：

1、光伏并网电站的最大发电量、正常及异常发电情况，电量波动（最高最低电压、电流、时间）等。

2、贯彻电力管理部门进行的工作和实效。

3、安全运行中暴露的突出问题及处理情况（如光伏并网电站光伏区或接地网问题引起的事故扩大等）。

4、典型事故情况及分析。

三、规程制度的制订及技术管理：

1、修编、补充现场规程制度情况。

2、技术图纸、图表、记录、台帐整顿完善及填写情况。

智能光伏电站解决方案技术白皮书 篇4

光伏发电因其低碳环保，零排放，取之不尽用之不竭的特点，受到国际社会的一致认可。为实现绿色发展，绿色社会的宏伟目标，光伏发电得到国家在政策上面的支持。

分布式光伏发电特指采用光伏组件，将太阳能直接转换为电能的分布式发电系统。它是一种新型的、具有广阔发展前景的发电和能源综合利用方式，它倡导就近发电，就近并网，就近转换，就近使用的原则，不仅能够有效提高同等规模光伏电站的发电量，同时还有效解决了电力在升压及长途运输中的损耗问题。

光伏扶贫作为国家十大精准扶贫项目之一，十三五期间国家实行全面脱贫战略，光伏扶贫电站建设呈现井喷发展。我国农村各地区大量新建光伏扶贫电站，已建有镇级、村级、户用电站。但是分布式光伏电站在迅猛发展的同时，也存在一些运维难的问题，严重影响了光伏电站的使用寿命和发电收益，与光伏扶贫造血式相违。

主要产生的问题包括：

①分布式光伏扶贫电站一般建于偏远地区，运营维护往往处于空白； ②农村地区专业的运维人员相对缺乏，定期必要的保养与维修能力不够；

③出现故障难以及时发现与处理，从而影响发电收益，与光伏扶贫本意相违；

④在扶贫项目中加入智慧监控与运维功能，能大大降低运维难度，提高发电收益，保障电站25年寿命，是必要和紧迫的。

随着互联网+，大数据的飞速发展，我们可以利用这些技术来为光伏电站运维提供运维分析。可以称作为：光伏电站智慧运维平台。依托博茗低碳自有碳数据运营保障平台，以精准扶贫光伏电站运营维护保障服务为切入点，为国内众多分布式光伏电站提供：接入联网、实时监测、故障报警、维修保养、精准扶贫动态管理与一体的一站式运营保障服务，确保分布式光伏工程电站实现365*25年无忧运行。

这种系统是基于云平台的分布式光伏电站集控系统，是一套全新的信息化监控平台，实现可对分布式光伏的电站进行统一管理、统一监控、统一分析的“端+云+端”监控系统，也可称作分布式光伏集控云平台。该平台具备海量计算、存储和网络连接能力，可以为调度提供全新的调度管理体验。此外，系统提供移动平台访问功能，使电站管理人员能够随时、随地掌握设备运行情况，如果电站出现故障，该系统会有报警提示，电站监控人员会远程解决问题，远程解决不了的，会及时就近安排运维人员到现场帮忙解决问题。提高电站管理效率，保证电站的使用寿命，保障发电收益。

该系统着力于为电站提供方便的分布式光伏电站运维管理，远程监控查看电站实时信息，无论你身在何处，都能及时有效得到电站发电情况。电站数据都存储到云端，避免数据的丢失，保证数据的安全性和系统的稳定性。同时提供一站式托管服务。

系统图解

山地光伏电站优化方案设计分析 篇5

山地光伏电站的施工常常伴随土地大面积的平整、开挖, 如果不合理的施工就容易导致原有生态系统破坏, 从而造成水土流失, 这将给光伏电站设备和生态系统带来巨大的危害。作为光伏电站前期规划的重要步骤光伏电站的选址是个不容忽视的问题, 合适的地理位置不仅不会对生态环境造成危害, 还会延长光伏发电设备的使用寿命, 从而实现更长远的经济利益, 因此在特殊的地理环境中建造光伏电站就需要对光伏电站进行特定环境的防护。

1 尽量保持山地原有地表地貌, 防止水土流失发生

发电站建设类型和施工方式主要取决于光伏电站施工地的地理特征, 由此造成的影响将直接关乎到光伏电站的成本投入、投资回报以及后续的运维方式等。山地光伏电站作为所有光伏供电体系中规模较大的一个分区, 更需要引起施工方的重视, 能否合理地对山地光能加以利用, 不仅对新能源的开发产生影响, 还会在一定程度上影响人与自然的和谐。电站选址在地形不平坦的山地, 就需要施工人员针对特定的地势合理安排电池阵列的排布朝向从而减少遮挡失配现象发生, 同时在阵列的排布以及逆变器选型上也要根据实际情况做出调整, 在整个山地光伏电站施工过程应尽量做到对山地生态环境的保护, 在保证生态稳定的前提下, 做到对山地太阳能资源的高效利用。山地光伏电站施工要求光伏设备所使用的支架尽量采用钻孔桩或者螺旋桩, 这样可以做到在小区域内实现对光伏设备的固定。

2 单个发电单元依据现场地形, 规模适中

阴影造成的遮挡会严重影响光伏电站的发电效率。地形起伏多变使得山地光伏电站中的遮挡现象变得尤为突出。为减少和避免遮挡现象的发生, 就要对山地光伏电站的组件进行合理布局并根据电站施工所在山地的实际地形变化进行合理设计。设计的合理化不仅体现在对有限土地面积的合理利用, 同时还要尽可能减少甚至是避免遮挡现象的发生, 从而实现山地光伏电站的高效发电。山地光伏电站施工所使用的光伏板 (250W) 的规格在1662×992, 由于一个发电单元需要集成20块 (2行, 10列) 光伏板, 这样一个发电单元的尺寸就将超过3400×10000, 光伏板如图1所示。这就要求施工地点具备很大的平整度, 而山地环境中起伏的地势是很难有这种大面积的平地的, 所以在施工过程施工单元需要根据地势做出适当的调整。充分运用山地中高低起伏的地势, 使得光伏单元按照地势的走向形成阵列发光单元, 既保证对山地中光能的充分利用, 又可以减少土地整平, 从而减少对山地环境造成的损害。

山地光伏电站施工环境中如果出现明显的东西坡, 就应该根据实际坡度大小对发电单元的间距进行调整, 以减轻前后排之间出现遮挡对电站发电量产生影响。理论上, 山地光伏设备中发电单元的设计间距应能保证在冬至当天九点至下午三点间前后排不会产生遮挡。太阳辐射是光伏电站所发电能的主要来源, 所以光伏组件间一旦出现遮挡, 势必会对光伏电站的发电量产生严重影响。所以在山地电站的施工过程, 要对光伏单元进行合理布局, 保证对山地光能的充分利用, 提高山地光伏电站的发电效率。

3 电缆采用桥架敷设, 发电单元部分电缆利用中部支架做槽架

光伏电站施工过程中电缆的敷设问题也要根据光伏电站的选址而做出相应的变化, 针对于山地光伏电站, 人的活动相对较少, 所以外露的电缆不会对人的活动空间造成影响, 在山地施工过程中, 为了降低工程作业难度, 减少施工成本同时实现对山地环境的保护, 光伏电站的电缆可以不用埋入地下, 直接暴露于山体表面, 但暴露在外的电缆需要进行适当的固定及保护, 避免因山地环境对电缆造成损害, 从而影响山地光伏电站的正常发电。在山地环境中对电缆进行桥架式敷设是解决电缆布局问题的较优选择, 不仅降低了电缆铺设过程的工作量, 而且不会对山地地表造成过度的损害, 既保证了山地生态环境的稳定, 又降低了工程的难度, 同时针对于电缆的检修也变得方便、易操作。施工过程由于山地较恶劣的环境, 对于施工过程中电缆的损害变得尤为突出。外部发电单元间的连接电缆可以通过电缆敷设实现它们之间的连接, 这项工程可以在工程的最后阶段统一进行, 所以中间施工过程对这部分电缆造成的损害相对较小。比较而言发电单元电池板之间的连接电缆损害相对较大, 针对于这部分电缆可以通过将电缆的铺设路线设计在电池板的支架中, 利用光伏组件支架中部的槽型梁作为电缆铺设的槽架, 不仅减少了电缆在施工过程造成的磨损, 也可以通过槽架的结构减少电缆因风雨和光照等自然因素而造成的损害, 从而延长电缆的使用寿命。

由于山地环境与平地环境存在较大差别, 所以在山地电站施工过程中应注意做到电站的防雷。因为山地电站的选址相对海拔都很高, 所以电站遭受雷击的概率也随之提高很多, 为了避免雷电对裸露的线缆产生影响, 保证供电的稳定, 就需要充分利用光伏单元的金属构架, 使其形成接地网, 从而实现减少雷电对光伏电站中电缆造成危害。

4视屏监控尽量覆盖光伏电站边沿地区

由于当下对于太阳能的利用率还不是很高, 所以光伏电站用于光能转化的电池板占据了光伏电站最大的面积, 巨大的光伏面积也对其管理提出了更高的要求。同时问题出现较多的边缘区也应引起电站维护人员的高度重视。如何实现对光伏电站的全方位监控是解决这一系列问题的关键。 (1) 每一组电池单元都应配有一块监测芯片, 便于管理室的工作人员对光伏电站进行全方位的监控, 问题一旦出现, 便可针对特定区域进行故障排查。 (2) 电站内要根据其所占据的面积合理的布局视频监控器, 从而保证工作人员对光伏电站运行环境进行掌控, 对可能对电站造成损害的情况进行及时排查, 保证电站正常运作。由于山地光伏电站的选址特殊, 电站整体可能都被草木包围, 这就要对消防问题进行高度重视, 由此可见, 完善的视频监控体系更是必不可少, 不仅可以实现对电站运作情况的监督, 还能在消防安全问题出现时, 及时发现并进行处理, 从而保证电站正常运转, 实现其持续稳定的电量供应。

电站外围围栏的设计对电站现场的监测同样很重要, 因为电站的选址是山地, 人的活动大大减少, 但山地环境中生活的动物变成了影响电站正常运作的主要因素。因为山地条件下围栏的作用主要是限制动物, 使其远离电站, 所以围栏在设计时应最先考虑其实用的功能, 而不需要花费太多的资金在围栏建设方面。

5 每个发电升压单元分区合理

5.1 汇流箱选择与布置

汇流箱的主要作用就是将多路光伏组串的输出进行一或多级汇流, 以此来保护监测各组串正常运行。合理的选择汇流箱并根据山地电站结构对汇流箱进行合理布局将直接影响汇流过程中电缆的实用量及汇流箱在整个山地光伏电站中的使用量。同时, 电力在电缆传输过程造成的压降损失以及发电系统的效率也会因此受到影响。汇流箱的选择可以参照《光伏汇流箱技术规范》并根据具体的施工特点进行调整, 汇流箱的回路数就必须根据电缆长度、缆线磨损情况以及电站选址的实际情况进行确定。

5.2 逆变器选择与布置

目前集中式逆变器 (地面大型并网光伏电站使用较多) 和组串式逆变器 (屋顶分布式光伏电站使用较多) 是当下光伏电站中使用较多的逆变器。但针对于山地特殊的地理形貌, 其高低起伏的地势, 如果应用大型集中式逆变器, 在早晨日出和晚间日落的时候会造成光伏单元长时间的遮挡, 而且山地光伏电站中各组串的输出相差较大, 系统之间的匹配性也很低, 这就会对系统的安全运行造成隐患, 从而大大降低系统的发电量, 所以, 在选择山地光伏电站的逆变器时, 应结合山地具体形貌确定逆变器的型号。这样不仅会保证电站的发电量, 还能节约电缆, 降低光伏电站的建设成本。

6 结语

本文分别从技术和工程两个角度对光伏电站建设过程中需要考虑的电站选址问题、各个光伏组件选择与连接过程的排列布局以及光伏逆变器配套选型等问题进行了较系统地阐述, 并对光伏电站的设计方案提出了指导建议。今后的光伏电站设计施工应根据本文提出的“因地制宜, 科学设计”的电站设计理念和方法, 实现光伏电站因地制宜的建设, 从而使光伏电站在今后充分发挥其发电能力从而获得更高的经济效益。

参考文献

[1]宋春艳, 高补伟.复杂地形光伏电站工程的场地设计研究[J].中国电力教育, 2013 (27) :238~240.

[2]冯耕, 马宇云.复杂地形下的太阳能矩阵布置[J].武汉大学学报:工学版, 2015, S1:78~81.

智能光伏电站解决方案技术白皮书 篇6

无锡某1.2MWp屋面分布式光伏电站共布置在4栋面积相同的屋面上, 每栋建筑屋面尺寸均为90m×48m, 此4栋建筑屋面均为上人屋面, 屋面设计荷载标准值为2k N/㎡。屋面为结构找坡, 坡度为3%。屋面电站组件功率为255Wp, 组件尺寸为1952mm×992mm, 重量为28kg, 组件间距为20mm, 组件阵列为2排8列, 共18块, 组件朝南, 倾角25°。

2 光伏支架基础方案介绍

方案一:混凝土支墩配重法。在混凝土屋面上现场浇筑 (重量小的也可预制) 钢筋混凝土支墩, 支墩内一般配置少量钢筋抗裂, 在支墩顶面与支架连接处预埋地脚锚栓或者其他连接件, 光伏支架与配重支墩螺栓连接。配重法基础有两种形式, 根据受力计算结果对支架前后腿分别设置大小不同的独立支墩, 如图1 (a) 所示, 将支架前后腿支墩连为一体, 如图1 (b) 所示。

优点:基础稳固, 结构安全可靠, 不会对原有屋面防水层造成破坏, 若支墩重量不大的话可以预制, 能有效缩短工期, 且光伏支架用钢量较少。

缺点:支墩需要支模, 支墩混凝土浇筑完毕后又需要养护, 需要大量人工, 耗时, 支墩自重较大, 原屋面所增荷载较多, 采用此法需要计算复核查明原有屋面是否具备足够的承载能力。

方案二:预制混凝土压块法。支架与屋面无连接, 简单搁置在屋面上, 将预制混凝土块压在支架底梁上, 通过混凝土压块自身重量和与压块与屋面之间接触面上的摩擦力达到抗倾覆、抗滑移的作用, 保证结构安全。压块采用混凝土预制而成 (压块内无钢筋) , 每个支架上需要配置的压块大小和重量根据计算确定, 一般来讲单个支架底梁上配置多个压块, 这样会有效降低每个压块的重量, 以便于施工和运输, 如图2所示。

优点:节省钢筋、工时, 可提前制作水泥砖, 水泥砖上不需要预埋地脚锚栓和其他连接件, 施工比较简单, 可有效降低工期, 不会对原有屋面防水造成破坏。

缺点:支架用钢量较多, 混凝土块容易开裂, 耐久性不够好, 支架与屋面之间无连接, 可靠性不够好, 混凝土块也对屋面增加了荷载, 采用此法也需要复核计算屋面是否具备足够的承载能力。

方案三:后锚固化学连接法。屋面光伏支架连为一个整体, 每隔一定距离设置一个钢立柱, 钢立柱柱脚下设置钢筋混凝土短柱, 短柱采用化学植筋 (或化学螺栓) 与屋面相连, 因化学植筋 (或化学螺栓) 在原有结构内需要满足一定的锚固长度要求, 故支架柱脚短柱应设置在钢筋混凝土柱顶上或屋面梁上, 施工时需要凿除短柱处屋面面层, 露出结构层, 将化学植筋 (或化学螺栓) 和钢筋混凝土短柱施工完毕后, 再修复屋面面层和防水层, 此种方法多用于不上人钢筋混凝土屋面因不上人屋面的设计活荷载标准值一般为0.5k N/㎡, 屋面不能承受配重方案所带来的新增荷载, 如图3所示。

优点:连接牢固, 结构安全可靠, 光伏支架用钢量少, 原有屋面增加荷载少。

缺点:破坏了原有屋面面层, 有修复不好而漏水的风险。施工较为复杂, 工序较多, 工期较长。

方案四:结构胶粘剂法。采用专门的建筑结构胶粘剂, 将支架支腿直接粘结于混凝土屋面上, 所选用胶粘剂应能长期承受设计应力和环境作用。

优点:省时省力, 安装快捷, 节省材料。

缺点:国内案例较少, 在设计使用年限内的耐久性、可靠性有待考验。

3 方案选择和计算

此工业园1.2MWp屋面电站项目业主要求工程设计使用年限为25年, 设计院必须保证项目在设计使用年限内的安全可靠性, 并要特别保证原有建筑的安全可靠。而原有屋面为上人屋面, 设计活荷载为2.0k N/m2, 则四种方案都可以考虑, 又由于方案三破坏了原有屋面面层、方案二的可靠性不好、方案四的耐久性有待验证, 故选取方案一, 方案一也有独立支墩和整体支墩之分。下面介绍计算支墩大小所需的荷载取值和计算方法:

支架间距取为2.7m, 组件及支架自重取值为0.15k N/㎡。

根据《建筑结构荷载规范》表E.5, 查得无锡市的风压值为:

10年一遇风压w0=0.30k N/㎡、100年一遇风压w0=0.50k N/㎡;

根据《建筑结构荷载规范》E.3.4式, 换算成25年一遇基本风压:

w0=0.30+ (0.50-0.30) × (ln R/ln10-1) =0.30+0.20×0.39794=0.38 k N/㎡。

屋面地处无锡市某工业园内, 地面粗糙度类别为B类, 屋面最高处离地面高度接近20m。

根据《建筑结构荷载规范》表8.2.1, 风压高度变化系数μz=1.23;

根据《光伏发电站设计规范》6.8.7条, 风荷载体型系数μs=1.3;

垂直于组件的风荷载标准值为wk=μz×μs×w0=1.23×1.3×0.38=0.61k N/㎡。

(1) 若基础采用独立支墩, 根据竖向力的平衡, 支架前腿支墩需取为0.4m×0.4m×0.469m, 假设后腿支墩尺寸为La长×La宽×0.4m高, 独立支墩支架受力模型如图4所示。

前腿支墩自重G1k=0.4m×0.4m×0.469m×25k N/m³=1.88k N;

后腿支墩自重G2k=Lam×Lam×0.4m×25k N/m³=10×La×Lak N;

组件和支架本身自重自重G 3 k=0.15k N/㎡×2.7m×3.924m=1.59k N;

垂直于组件的风荷载G4k=0.61k N/㎡×2.7m×3.924m=6.463k N;

倾覆力矩Mq=G4k×1.883m=6.463k N×1.883m=12.17k N·m;

抗倾覆力矩Mk=G1k×0.2m+G2k×2.7m+G3k×1.45m=2.6815k N·m+27×La×Lak N·m;

根据《地基基础设计规范》抗倾覆稳定性验算公式Mk/Mq≥1.6, 计算得La≥0.8m。

则每个支架的支墩混凝土用量为0.4m×0.4m×0.469m+0.8m×0.8m×0.4m=0.3664m³。

(2) 若基础采用整体支墩, 支架整体支墩尺寸假设为Lb长×0.4宽×0.4m高, 整体支墩受力模型如图5所示:

将整体支墩总重量分为两个部分G1k+G2k,

G1k=0.4m×Lbm×0.4m×25k N/m³=4×Lbk N;

G2k=Lbm×3%×Lbm/2×0.4m×25k N/m³=0.15×Lb×Lbk N;

组件和支架本身自重自重G 3 k=0.15k N/㎡×2.7m×3.924m=1.59k N;

垂直于组件的风荷载

G4k=0.61k N/㎡×2.7m×3.924m=6.463k N;

倾覆力矩

Mq=G4k×1.883m=6.463k N×1.883m=12.17k N·m;

抗倾覆力矩

Mk=G1k×Lb/2+G2k×Lb/3+G3k×1.45m

=2×Lb×Lbk N·m+0.05×Lb×Lb×Lbk N·m+2.31k N·m

根据抗倾覆稳定性验算公式Mk/Mq≥1.6, 计算得Lb≥2.8m。

则每个支架的支墩混凝土用量为 (0.4m+0.4m+2.8m×3%) ×2.8m/2×0.4m=0.495m³。

故无锡工业园1.2MWp屋面电站项目最终选择混凝土支墩配重法中的独立支墩方案, 在光伏组件投影面积内屋面每平方荷载增重为 (0.3664m³×25k N/m³+1.59k N组件支架自重) /2.7m/ (3.924m×Cos25³) =1.12k N/㎡<2.0k N/㎡, 屋面满足荷载要求。

结语

总之, 混凝土屋面分布式光伏支架基础方案应根据具体工程特点 (荷载情况、项目工期、材料用量等) , 多方比较, 力求满足安全、适用、经济、合理、美观的要求, 同时尽可能的降低工程造价和缩短工期。

摘要：分布式光伏电站, 俗称屋面电站, 即利用商场、工厂、民宅等屋面建设的电站。因光伏发电属于无污染、无噪音的清洁能源和可再生能源, 受国家产业政策鼓励和大力扶持。分布式电站市场启动以来, 国内出现了大量小型太阳能项目, 分布式光伏电站有着规模小、数量多、项目分散的特点, 相当一部分电站建设在混凝土屋面上, 光伏支架与原有屋面如何连接、支架采用何种基础形式成为结构设计的重要部分, 混凝土屋面电站常用的基础方案一般有四种:混凝土支墩配重法、预制混凝土压块法、后锚固化学连接法、结构胶粘剂法, 本文对此做法进行了比较和说明, 并针对具体项目选定了基础方案, 且出具了详细荷载取值及计算过程, 可供类似工程参考。

关键词：分布式电站,混凝土屋面,计算方法

参考文献

[1]祁建洲.混凝土平屋面光伏组件支架的连接设计[J].门窗, 2012 (05) .

[2]GB 50009-2012, 建筑结构荷载规范[S].

[3]GB 50007-2011, 建筑地基基础设计规范[S].

智能光伏电站解决方案技术白皮书 篇7

近年来,国内的光伏行业迅速崛起,行业兴起的同时,用户的需要也越来越成熟化,高效、可靠、低成本等关键词已成为行内热门话题。经过国内外各光伏设备厂商的多轮激战和努力,光伏产品的高效、可靠等状态已趋于稳定,而价格战依然硝烟四起,监控系统在整个光伏电站的成本中占有相当大的比例, 降低成本必须要深度开展。随着行业的发展,数字化智能电网的需要越来越明显,监控系统的要求越来越高,这就对监控系统提出了更高的要求,降低成本的同时,要提高性能和质量,靠传统的降低通信设备、线缆等器材质量的方式是不行的,所以对于这种降低成本的需求需要靠技术创新实现。

在传统的监控系统中,采用星形网络拓扑,光伏区各个子方阵的光缆汇聚到中控室,这种方案通信可靠,但是中控室汇聚线缆繁多,不便于管理,而且线缆成本较高。本文结合以太环网通信技术,设计了一种高效、可靠、低成本的光伏电站监控系统方案,并根据实际应用情况进行了分析。

1系统组成

基于以太环网的光伏电站监控系统网络架构如图1所示。

监控系统主要由以下4部分组成。

1)1 MW发电设备。光伏电站1 MW方阵的发电设备包括逆变器、汇流箱、箱式变压器、环境监测仪等设备,是光伏电站监控系统的监控对象。

2)通信管理机。1 MW方阵有一台通信管理机,通信管理机连接MW级发电设备,负责对发电设备进行通信管理、通信协议转换等工作,同时接入环网,收发监控中心的报文。

3)环网交换机。1 MW方阵有一个环网交换机,各相邻的方阵环网交换机通过光纤“手拉手”相连,最终组成一个环。一般情况下,一个环由10个1 MW方阵组成,所以最终一个环连接10 MW的发电设备。

4)监控中心。由监控中心前置机、数据库服务器、监控主机和监控席等组成。前置机用于采集并处理10 MW发电设备数据,并将数据存放在数据库服务器上;数据库服务器用于存放光伏电站运行数据和系统运维数据;监控主机用于监控整个光伏电站运行情况,并进行数据分析和诊断;监控席用于用户对光伏电站进行查看和控制操作。

2以太环网技术

光伏电站发电设备与监控中心之间通信全部以报文 的形式传 送,数据量较 少,可采用10Base-T/100Base-TX以太网接 口,MDI/MDI-X、全双工 / 半双工自适应的交换机,并集成环网协议。

以太环网(俗称环网)是由一组IEEE 802.1兼容的以太网节点组成的环形拓扑,每个节点通过基于802.3媒体访问 控制 (Media Access Control, MAC) 的环端口与其他2个节点相连[2,3],而以太网MAC可以由其他服务层技术承载,所有节点间能够直接或间接通信。

2.1工业以太环网技术特点

1)具备通信冗余功能。该功能可以保护重要的链接以免出错,是非常重要的。

2)自恢复功能。当网络断开时,自行恢复使网络正常运行,使网络停止运行的时间减至最少。

3)网络运营时,数据负载压力非常均衡。扁平化组网结构,减少网络层次 , 提升数据转发性能,最大限度提升读取速度,解决汇聚层网络瓶颈,提升主交换与分交换之间的带宽。

4)自动切换备用链路[1]。星形或树形网络拓扑, 一旦主交换出现故障,将导致所有通信中断,影响整个网络正常运作,而环形拓扑的所有交换机均为主交换,其中任何一台故障,环网协议均能将数据倒换到备用链路,保障网络正常运行。而且在用户感知不到的情况下,系统通过双向实时检测,自动保护倒换,使用简单方便。

2.2以太环网交换机硬件系统方案

以太环网交换机硬件系统组成如图2所示。

该系统主要由3部分组成:ARM处理器、4口MAC芯片、逻辑接口。

1)ARM处理器[4]:负责管理交换芯片接口,配置参数,并将数据存档在存储单元,配置端口数据处理、环路故障和自愈等。

2)4口MAC芯片:以太网交换芯片,集成了以太网MAC层协议栈,支持4口10/100 M数据交换和转发。

3)逻辑接口:主要采用2路,一路是环网接口, 连接相邻的环网交换机,通过2路PHY芯片转换成以太网光口,由于光伏电站分布从几百米到几十千米,一般都采用单模光缆,所以以太网光口一般采用单模光口,并需要光纤收发器配合使用;另一路是和通信管理机连接,通过PHY芯片转换成通用以太网电口、标准的RJ45接口。

2.3环网处理机制

正常通信后,系统自动识别选择环网中一条链路进行通信,当这条链路出现网络中断或者故障后, 系统迅速寻找识别另外一条链路并迅速建立连接。 环网为断开的以太网络提供自动恢复重连机制,该冗余技术采用某公司自主研发的SW-Ring专利技术,该技术采用无主站结构,无需配置主从设备即可快速实现以太网口环网冗余,在网络中断或网络产生故障时,有链路冗余、自恢复能力,网络断开自恢复时间少于20 ms。交换机每个端口都可以用作环网口,与其他交换机相连,当网络连接发生中断时, 故障报警用的继电器将被激活,冗余机构启用备份链路,迅速恢复网络通信。

3环网方案成本分析

与传统的星形拓扑比较,环形拓扑网络通信器材用料较少。下面以一个10 MW最理想的电站分布典型实例比较分析环网成本减少情况,环网和星形网络走线布局比较如图3所示。

环网和星形网络光缆费用比较见表1所列。

从表1可以看出,与星形网络相比,一个10 MW方阵若采用环网方案,线缆可省10 500元。环网走线最终连接到监控中心时只有2根光缆,监控中心只需要2个光电转换接口,而星形网络有10根光缆, 需10个光电转换接口,一个光电转换接口大约需要300元,环网方案可减少8个光电转换接口,成本可节约2 400元左右。

总之,对于一个10 MW的电站,可减少12 900元的成本。对于100 MW电站,各子方阵走线距离将更远,环网方案通信器材成本可节省15~30万元。

4结语