光伏并网发电监控系统范文第1篇
1.1 光伏电池和阵列模型
光伏电池是进行大范围的光伏的主要部分, 所以, 我们对于它的排列情况进行具体的分析, 光伏电池的核心是二极管模型, 它的数学表达式再KCL的情况下是固定的。而工程计算的表达公式是光伏电池所提供电流、开路电压和最大功率电压都是固定的时候, 通过串联摆出大范围的使用光伏发电系统的阵列模型。
1.2 并网换流器和控制模型
并网换流器是主要是从大范围的进行光伏发电的单元方向来分析的。现在大范围的光伏发电系统里面使用的电压模型是内外环双层结构的, 这样做可以形成内外环的控制方向, 而使用内外环进行控制重要的部分就是电流, 它是把内外环的参考值作为衡量的标准的, 利用控制环节和转换器之间的相互合作来实现电流入网的目标。然而, 外环主要的控制内容是输入的电压量, 再控制装置里产生的电流数值会控制内环, 并网的方法和特点会影响到它的对换流器。再使用光伏进行发电的时候, 主要是利用了前馈结构控制策略, 这样做可以是控制器更加的方便简单, 利用这个策略可以不受时间限制的了解到换流器的暂时的状态下的模型, 通过这个模型我们也可以明确电力结构的处理方式, 然后再进行内控的时候添加一些控制条件。需要注意的是, 我们要分析仿真软件的效果, 这样可是使换流器和内环节的操作方面更加简单。
2 大规模光伏发电系统对电力系统的影响
2.1 影响有功频率的特性
大范围的光伏发电的特点就是它具有随机波动性、低电压时无功动态特性、四象限控制能力和脱网现象, 这些特点也是倒是电力系统的稳定性得到改变的原因, 会影响到系统的正常运行。特别是光伏发电的随机波动性, 如果它波动的幅度过大、频率比较快, 就会影响到大范围光伏发电系统的平衡性, 对于系统的其他性能也会造成一定的影响。另外, 可能会出现频率和质量超过限定的数据的问题;接入光伏系统之后, 采用优化的策略, 除此之外还需要及时的对常用的机组等一些设备的电源频率进行合适的调整, 光伏电源的实质是没有旋转的静止的原件, 如果接入的光伏的规模太大可能会影响系统的等效构建所具有的动能, 但是也可能会导致系统的功率缺少的更加严重, 频率迅速变化的风险也会加大, 这样会不利于系统的正常运行。
2.2 影响功角稳定性
对于光伏电源的本质是静止不动的元件, 它其实是不参与攻角的振荡过程的, 所以攻角是不稳定的, 但是它受大范围的光伏发电特点的影响, 特别是随机波动的特点, 再大范围的使用光伏发电会改变电网本身的潮流分布情况和传输的功率, 如果把光伏的动态支撑的特点和平常的特别相比较可以发现它还存在着很多的问题, 所以光伏被接入之后电网攻角的稳定性能会被改变, 具体改变了多少还有取决于电网的结构和对光伏电源的控制技术的水平, 但是, 也不排除会发生电网接入之后攻角的稳定性反而变得更好的情况, 当然, 也可能会变得更坏, 想要确定它的稳定性是变好了还是变坏了就要使用模仿当时的场景进行分析。除此之外, 如果故障的维修能力不好, 可能会出现光伏并网的时候脱离电网的情况, 这种情况一般会出现在集中化和规模化工作之后, 同时, 如果发生了脱离电网的情况, 对于攻角的稳定性也会再一定程度上造成影响, 因此, 想要避免这个情况的发生就需要把脱网和并网两者进行分析, 及时的合理的科学系统的对大范围使用光伏进行发电的脱网的风险进行估算。我国的光伏基地的通道的潮流分布的平均的形态发生了变化, 这个因为它被接入到我国的光伏基地里面了, 通过对光伏电源的动态支撑的特点进行分析, 可以发现它的动态支撑能力还很弱, 所以我们可以通过切断光伏电源的方法, 来保护通道的传输信息的极限值。
2.3 影响小扰动稳定性
事实上, 光伏电池是没有的, 这也是导致机械和电磁量之间不平衡额问题, 但是, 其实光伏电池普遍存在的一个因素是因为电气运行的不稳定, 所以, 再并网之后大范围的使用光伏对于电网的稳定性能也会造成一定程度的影响, 我们通过分析探究接入的指定的光伏的功率方面的问题, 可以发现, 最容易发生不稳定现象的地方就是和功率最大的地方相互平行的区域;而我们通过分析和探究从动态的方向去抵抗光伏电气运行不稳定的现象的问题的过程中, 可以得到, 光伏电站的直流方向的测电流能够很好的吸收融合人系统出现故障的时候出现的不平衡的功率, 但是, 电容的储存能力还比较弱, 因此, 系统再故障的时候出现的不平衡的功率可能会影响到直流侧的电压, 很容易发生电压上升的情况, 这样就不能保证电源顺利的工作。除此之外, 我们可以分析建立的小信号的数学模型, 因为这个模型包括的内容范围比较广, 其中他就包含着光伏电池和逆变器的相关知识, 通过这些知识可以分析小信号影响系统稳定性的情况, 再利用模拟真实情况的模型检查被光照影响后的系统的稳定性。
3 结论
通过大范围的使用光伏进行发电可以有效的解决我国能源缺少的问题, 这个技术和顺应国家保护生态环境的理念, 它还做到了可持续发展。如果我们想要这种光伏发电的模式更大范围的使用起来, 就需要对光伏发电的机组进行具体系统的分析和研究。并且还有加大分析研究的力度, 扩展分析研究的范围, 这样可以帮助我国的电力系统更好更稳定更长久的使用下去, 同时还可以带动我国社会经济的发展。
摘要：我国现代社会快速发展, 科学技术水平也在不断的提高, 人们的环保意识和也越来越高, 新能源也随之出现, 现在技术比较成熟的新能源就是光伏发电技术了, 这个技术可以缓解人们用电的需求。但是, 事实上, 传统的水火发电方式和利用光伏进行发电的方式两者之间还是有很大的不同的, 再利用光伏进行发电的时候可能会影响到电力系统的频率和电压, 这篇文章将会对大范围的使用光伏进行发电对电力系统造成的影响。
关键词：大范围的使用光伏发电,电力系统
参考文献
[1] 李娟.分析大规模光伏发电入网对电力系统的影响[J].电子测试, 2015, 25 (19) :144-145.
[2] 包玉刚, 夏勇.大规模光伏发电对电力系统影响综述[J].通信电源技术, 2016, 33, 16 (04) :233-234.
光伏并网发电监控系统范文第2篇
一、 工程概述
二、 工程质量评估的依据
三、 施工企业工艺标准执行情况，质量管理体系运行情况，施工合同履行情况
四、 勘察、设计单位配合情况，设计功能指标实现情况
五、 监理合同履约情况，工程质量监理情况
六、 工程质量问题及处理情况
七、 工程质量验收情况
八、 工程质量控制资料核查情况
九、 有关安全及功能的检验和抽样检测结果
十、 安全管理 十
一、 工程质量评估
一、工程概述：
1、工程名称：正蓝旗50MWp(本期20MWp)干涸盐碱湖生态治理光伏电站示范项目
2、工程概况：
本项目建设规模为50MWp(本期20MWp)。
利用一期已建 220kV 升压站，本期新上 1 台 50MVA 主变压器， 220kV需将原有线变组接线改造为单母线接线，220kV 侧主变进线间隔 1 回，出线间隔 1 回，母线设备间隔 1 回，35kV 侧主变出线 1 回、集电线路 1 回、SVG 出线 1 回、接地变出线 1 回，母线 PT 1 回，单母线接线，远景预留 2 回集电线路;
相应的继电保护、监控、通信、无功补偿装置及相关的土建工程。
光伏发电工程设计安装 22352 块 290Wp 组件、50644 块 295Wp 组件， 光伏电站总容量为 21.42206MWp。
本工程采用多支路并接的“积木式”技术方案，分块发电、一次升压、集中并网的建设模式;
本工程 21.42206MW 分成 13 个子系统，其中 1#区~11#区支架形式
为固定式，12#~13#区支架形式为固定可调式，1#区~4#区选用290Wp单晶组件，5#区~13区选用295Wp单晶组件，各单元配置详见光伏方阵总平面布置图各单元配置表。
本工程各子系统的光伏组件采用串并联的方式组成多个光伏方阵，光伏组串接入组串式逆变器后，通过汇流箱汇流接入升压变压器低压侧，每个子系统配置约32~33台50kw组串逆变器和一台1600kVA升压变压器，升压至35kV接入配电室35kV母线。
工程特点、难点和重点
本工程主要特点占地面积大。规划容量多，约50MWp(本期20MWp)。难点在于场地大，现场施工困难。重点在于支架基础的标高及定位控制、支架焊接部位的防腐处理、接地施工、电缆敷设、站内架空线路施工和逆变器及各种输变电设备的安装调试。
3、参建单位
建设单位：内蒙古鑫景光伏发电有限公司
设计单位：内蒙古电力勘测设计院有限责任公司
勘察单位：内蒙古电力勘测设计院有限责任公司
监理单位：太原理工大成工程有限公司
施工单位：中国能源建设集团黑龙江省火电第一工程有限公司 四川广安智丰建设工程有限公司
二、工程质量评估的依据：
1 《中华人民共和国建筑法》《建筑工程质量管理条例》 《中华人民共和国合同法》《工程建设监理规范》 《工程建设强制性标准》建设工程委托监理合同 《建筑工程施工质量验收统一标准》GB50300-2001 《建筑地基基础工程施工质量验收规范》GB50202-2002 《砌体工程施工质量验收规范》GB50203-2002 《砼结构工程施工质量验收规范》GB50204-2002 《屋面工程施工质量验收规范》GB50207-2002 《建筑地面工程施工质量验收规范》GB50209-2002 《建筑装饰装修工程施工质量验收规范》GB50210-2001 《建筑给水排水及采暖工程施工质量验收规范》GB50242-2002 《建筑电气工程施工质量验收规范》GB50303-2002 《光伏发电站施工规范》GB50794-2012 《建筑电气工程施工质量验收规范》GB50303-2002 施工图纸、设计说明和设计指定的标准图集 设计交底会议纪要、设计变更文件 建设单位提出的工程变更文件 建筑工程施工合同
三、施工企业工艺标准执行情况，质量管理体系运行情况，施工合同履行情况：
施工单位在施工期间，质量保证体系基本正常有效运转，施工单位能按设计图纸和施工规范要求组织施工，各检验批、分项、分部工程在自检合格的基础
2 上报监理工程师验收，基本做到事前有方案，事中“三检”到位，工程施工质量均符合设计和工程质量验收规范。
施工单位在施工期间能按照施工企业标准《建筑工程施工工艺标准》认真执行，目前已完施工合同履约条款。
四、勘察、设计单位配合情况，设计功能指标实现情况：
设计单位能够积极配合、跟踪服务，及时解决施工中的问题，及时参加工程验收和签署有关验收文件，工程验收结果表明满足设计功能指标。目前施工单位已完成设计图纸所有工程量。
五、监理合同履约情况，工程质量监理情况：
根据监理委托合同，本工程监理内容为施工阶段监理。监理单位依据监理委托合同中确定的监理单位的权利、义务和职责，按照合同要求，全面负责地对工程监督、管理和检查、协调现场各承包单位及有关单位之间的关系，负责对合同文件的解释和说明，处理有关问题。
监理人员能熟悉设计文件、规程规范及有关技术资料，参与图纸会审，审查施工组织设计，督促、协助承包单位完善质量保证体系和现场质量管理制度。并根据本工程特点制定《监理实施细则》与《旁站监理方案》。
为了保证工程质量，凡进场的材料、设备、构配件，承包单位都能向监理单位及时报验，经检查验收合格后方才使用。对进场的钢筋、水泥的品种、规格、级别及合格证，按规定进行抽样送检，凡进场材料没有合格证和抽验不合格的严禁在本工程中使用，并立即要求该材料退场。对商品砼，审查厂家资质、生产能力及质保体系，对到场的商品砼，进行坍落度抽查控制，现场见证取样留置试块，同时做好旁站记录。
在施工过程中，专业监理工程师对工程进行巡视、旁站及平行检查，对重要
3 部位和关键工序监理人员严格按旁站方案进行旁站监理并形成记录。对所发现的质量问题要求施工单位及时整改，经监理工程师复查合格后方可进行下道工序施工。
在开工前要求施工单位按合同工期编制切实可行总进度计划图，施工过程中编制月进度计划，并严格要求予以执行，如有滞后及时分析原因，通过召开周例会，协调解决工程中存在的问题，并及时调整计划，确保总工期的实现，目前基本按计划进度完成所有工程量。
六、工程质量问题及处理情况：
该工程在2017年9月开始进行竣工预验，在验收过程中，对存在的质量问题，如：墙面、地面有空鼓、裂纹现象,局部地坪起砂现象，室内阴阳角不方正;塑钢门窗存在开启不灵活现象、配件安装不全、密封胶脱落，卫生清理不及时;顶层阳台处台阶高度不符合强标要求;监理人员及时下发监理通知单，施工单位能及时进行检查整改，经各专业工程师复查符合设计及施工质量验收规范要求。
七、工程质量验收情况：
本工程观感情况如下所述：
1、光伏板部分安装不平整，已要求整改，并完成
2、部分电缆埋深不够已整改;
3、生活楼墙面水泥砂浆面层结合牢固，局部存在起砂、空鼓现象，表面平整、洁净;
4、但有局部封胶不到位，不光滑、顺直、饱满，连墙点存在外露现象。
5、卫生间已经过蓄水试验，无渗漏现象;
6、屋面防水层无积水，无渗漏现象，泛水坡度符合规范要求，卷材的铺贴方向正确，防水层的搭接焊结牢固，密封严密;块材保护层铺贴基本平整。
7、给排水安装工程符合设计要求和规范要求，各类测试试验符合设计和规范要求，原材料质控及复试资料齐全，但楼面水平管安装存在外露现象;
8、电气安装符合设计和规范要求，绝缘、接地电阻、防雷等测试数据符合设计和规范要求，质控资料齐全;
9、消防已经过相关部门验收合格;
10、规划已验收合格。
八、工程质量控制资料核查情况
本工程提供质量控制资料，资料基本齐全。
本工程所用原材料合格证、试验资料等，经检查上述资料完整。各种资料的内容、数据及验收人员的签字满足企业标准及施工质量验收规范要求，资料已整理完毕。并经城建档案部门预验合格。
九、有关安全及功能的检验和抽样检测结果： 屋面淋水试验：无渗漏、积水、排水畅通。 厨卫间蓄水试验：砼底板无渗漏现象。
压力试验：加压至1.0MPa，10min后观测，压力降不大于0.01MPa，压至工作压力后检查，未发现有渗漏现象。
消防水压试验：加压至1.6MPa，压至工作压力后检查，未发现有渗漏现象。 冲水试验：用常规自来水静泡24小时后开启所有水嘴进行冲洗，直至水清澈不混浊、无色、无味为至止。
灌水试验：将雨水管下口堵住，灌满水1小时后检查管道接口、管道与雨水斗相连处未发现有渗漏现象。
给水管道清洗消毒：冲洗干净，出水口流水清澈。 绝缘电阻检测：实测值大于规范和设计的要求值。
5 接地电阻检测：实测值小于规范和设计的要求值。
十、安全管理：
在施工的过程中，监理部通过巡视检查及周例会要求，督促施工单位认真做好对施工人员的安全交底，坚持特殊工种、操作人员持证上岗，严格按安全操作规程执行，杜绝违章作业，在整个工程施工中未发生工伤事故。 十
一、工程质量评估：
本工程已按照市监管局文件要求进行逐套检查验收，符合设计及规范要求，工程验收资料基本完整，工程质量符合安全使用功能及耐久、环保等方面的要求，各分部、子分部、分项工程质量合格，观感验收，综合评定为一般。
光伏并网发电监控系统范文第3篇
另外除了要按照这些流程要走 用户还需要注意的是以下内容
分布式光伏发电项目并网点的电能质量应符合国家标准，工程
设计和施工应满足《光伏发电站设计规范》和《光伏发电站施工规范》 等国家标准。
光伏并网发电监控系统范文第4篇
为贯彻落实科学发展观，全面掌握风电、光伏发电相关情况，促进其协调、健康、可持续发展，根据《可再生能源法》和《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》(电监会25 号令)，2010 年7～10 月，国家电监会组织各派出机构在全国范围内开展了风电、光伏发电并网接入情况的专项调查。在此基础上，结合日常监管工作情况形成本报告。
调查工作分企业自查和重点调查两个阶段。先是由国家电监会和各派出机构组织全国30 个省份的电网企业及其调度机构、相关发电企业开展自查，共收到电网企业自查报告28 份、发电企业自查报告218 份;在分析企业自查报告的基础上，各派出机构采取召开座谈会和实地调查等方式对部分电力企业进行了重点调查，共重点调查电网企业22 家、发电企业77 家。
本次调查共涉及风电、光伏发电项目667 个。其中，风电项目573 个，光伏发电项目94 个。风电项目中，已建成并网项目348 个，建成未并网项目9 个，在建项目216 个(其中有25 个项目部分容量已并网，另有5 个项目的部分容量已建成但未并网)。光伏发电项目中，已建成并网项目30 个，建成未并网项目1 个，在建项目63 个(其中有2 个项目部分容量已并网)。
一、基本情况
(一)风电、光伏发电发展情况
近年来，风电、光伏发电发展迅速。本次调查统计显示，截至2010 年6 月底，全国已建成并网风电及光伏发电装机容量为2213.67万千瓦，占全国发电装机容量的2.46%左右。其中，风电并网装机容量为2200.37 万千瓦，光伏发电并网装机容量为13.30 万千瓦。风电及光伏发电建成但未并网的装机容量合计为76.52 万千瓦。其中，风电未并网容量为76.36 万千瓦，光伏发电未并网容量为0.16 万千瓦。
风电及光伏发电在建规模为1610.65 万千瓦，占全国在建发电装机容量比重为8.66%左右。其中，风电1589.62 万千瓦，光伏发电21.03万千瓦。从分区域并网装机容量来看，截至2010 年6 月底，华北区域拥有风电并网容量最多，为850.79 万千瓦，占全国风电并网容量的38.67%;东北区域其次，为753.76 万千瓦，占全国风电并网容量的34.26%;华中区域最少，为24.07 万千瓦，仅占全国风电并网容量的1.09%。西北区域光伏发电并网容量最大，为7.13 万千瓦，占全国光伏发电并网容量的53.61%;华东区域其次，为3.72 万千瓦，占全国光伏发电并网容量的27.97%;东北区域目前没有光伏发电并网装机容量。全国风电和光伏发电并网装机容量及其分区域构成情况分别见图1 和图2，详细数据见附表
1、附表2。
从分区域在建装机容量来看，截至 2010 年6 月底，华北区域风电在建规模最大，为539.57 万千瓦，占全国风电在建容量的33.94%;西北区域其次(主要分布在甘肃省)，为496.40 万千瓦，占全国风电在建容量的31.23%;华中区域最少，仅有17.97 万千瓦。华北区域光伏发电在建规模最大(主要分布在山东省)，为5.91 万千瓦, 占全国光伏发电在建容量的28.10%;西北区域其次(主要分布在甘肃省)，为5.55 万千瓦，占全国光伏发电在建容量的26.39%;华中区域最少，为0.45 万千瓦。从分省份并网装机容量来看，截至2010 年6 月底，内蒙古并网风电装机容量居全国各省份之首，为700.29 万千瓦，占全国并网风电装机容量的31.83%，占全区全口径发电装机容量的12.11%左右，分布在蒙西、蒙东电网区域容量比重为7:3。辽宁、河北、黑龙江、吉林、甘肃、山东、江苏等省份的并网风电装机容量均超过了百万千瓦，分别为227.80 万千瓦、206.75 万千瓦、162.67 万千瓦、152.50万千瓦、119.11 万千瓦、111.07 万千瓦和110.13 万千瓦，分别占本省份总装机容量的7.91%、5.13%、8.47%、9.02%、6.00%、1.81%和1.78%。天津、安徽、广西、四川、贵州、陕西、青海没有并网风电装机。宁夏并网光伏发电装机容量最大，为6.03 万千瓦，占全国总并网光伏发电装机容量的45.34%;江苏其次，为2.55 万千瓦，占全国总并网光伏发电装机容量的19.17%;此外，云南、甘肃的并网光伏发电装机容量也均超过了1 万千瓦。详细数据见附表
3、附表4。
从分省份在建装机容量来看，截至2010 年6 月底，甘肃风电在建装机容量最大，为409.95 万千瓦，占全国风电在建装机容量的25.79%;河北、内蒙古、山东的风电在建装机容量分别达到了258.40万千瓦、227.10 万千瓦和119.47 万千瓦。甘肃光伏发电在建装机容量最大，为3.95 万千瓦;山东其次，为3.60 万千瓦;广东、海南、上海、青海、山西、福建、浙江的光伏发电在建装机容量均超过了1万千瓦。
(二)风电、光伏发电投资主体情况风电和光伏发电的投资主体情况有较大差别。风电的投资主体相对集中，主要是中央企业和部分风能资源丰富的地方国有发电投资企业。截至2010 年6 月底，全国并网风电装机容量超过50 万千瓦的发电集团共有10 个，并网装机容量共计1668.97 万千瓦，占全国并网风电装机容量的75.85%。其中，超过200 万千瓦的发电集团有3 个,分别为：中国国电集团公司、中国大唐集团公司和中国华能集团公司。截至2010 年6 月底，在建风电装机容量超过50 万千瓦的集团共有7 个。其中，中国国电集团公司、中国华能集团公司和中国大唐集团公司的在建装机容量均超过了150 万千瓦;中国神华集团公司、中国华电集团公司、中国广东核电集团有限公司、中国电力投资集团公司的在建装机容量在50 万千瓦至100 万千瓦之间。目前，我国光伏发电还处于试验、探索阶段，投资建设项目规模小，投资主体呈多元化发展态势。截至2010 年6 月底，中国节能环保集团公司和江苏中能硅业科技发展有限公司的已并网光伏发电装机容量均达到了2 万千瓦。已并网的光伏发电项目中，装机容量最大的是江苏中能硅业科技发展有限公司投资的徐州协鑫光伏发电有限公司2 万千瓦光伏发电项目。甘肃省电力投资集团公司、海南省发展控股有限公司的光伏发电在建容量均达到了2 万千瓦。在建项目中，规模较大的有海南临高2 万千瓦光伏并网发电示范工程和山东济宁1.8 万千瓦十里营光伏电站。
(三)风电、光伏发电上网电价及补贴情况由于定价机制、工程造价水平不同，全国范围内不同省份、同一省份不同项目之间风电、光伏发电上网电价存在一定的差异。2009 年8 月1 日之前核准的风电项目，既有采用特许权招标定价机制也有采用政府核定电价机制;2009 年8 月1 日以后核准的风电项目，在四类资源区新建的陆上项目统一执行所在风能资源区的风电标杆上网电价。目前，风电上网电价最高的项目是国电龙源电力集团股份有限公司地处浙江省的临海风力发电厂及苍南风力发电厂，均为1.4040 元/千瓦时。光伏发电由于国家尚未出台统一的电价政策，一般由地方政府根据项目情况确定。在已核准的光伏发电项目中，上网电价最高的是上海前卫村光伏电站，为6.4436 元/千瓦时;最低的是中国广东核电集团有限公司的甘肃省敦煌光伏发电项目，为1.0928 元/千瓦时。据本次调查显示，风电和光伏发电电价补贴政策执行情况基本良好，国家发改委和国家电监会联合公布的2009 年1-6 月及2009 年7-12 月可再生能源电价补贴名单中的风电及光伏发电项目基本上都获得了相应的电价补贴。
(四)风电、光伏发电接入系统建设情况由于国家出台了可再生能源发电接入系统建设补贴政策，提高了电力企业投资风电、光伏发电接入系统建设的积极性，风电和光伏发电接入系统投产规模快速增长。截至2010 年6 月底，本次调查涉及到的风电接入系统工程线路长度为10326 公里，变电容量为3898 万千伏安。分电压等级看，330 千伏、220 千伏、110 千伏、66 千伏及以下线路长度分别为666 公里、4202 公里、3733 公里、1725 公里，分别占风电接入系统工程总线路长度的6.45%、40.69%、36.15%、16.71%;变电容量分别为504 万千伏安、1765 万千伏安、1229 万千伏安、399万千伏安，分别占风电接入系统工程总变电容量的12.93%、45.29%、31.54%、10.24%。分区域看，华北区域以220 千伏及110 千伏电压等级为主，东北区域以220 千伏及66 千伏为主，西北区域以330 千伏及110 千伏为主;华东、华中、南方区域以110 千伏为主。分省份看，内蒙古的接入系统规模最大，以220 千伏电压等级为主，线路长度为2453 公里，变电容量为861 万千伏安。各区域、各省份风电接入系统工程分电压等级情况详见附表
5、附表6。从风电接入系统工程的投资主体来看，在本次调查涉及到的494个风电接入系统工程中，电网企业出资建设项目213 个，线路长度4444 公里，变电容量1914 万千伏安，占风电接入系统工程总项目数、线路长度、变电容量的比例分别为43.12%、43.04%、49.10%;发电企业出资建设项目278 个、线路长度5698 公里、变电容量1961 万千伏安，占风电接入系统工程总项目数、线路长度、变电容量的比例分别为56.28%、55.18%、50.31%;电网企业和发电企业共同出资建设项目3 个、线路长度184 公里、变电容量23 万千伏安，占风电接入系统工程总项目数、线路长度、变电容量的比例分别为0.61%、1.78%、0.59%。详细情况见附表7。分区域看，华中、华东区域电网企业出资建设项目比例较高，均超过了70%;华北、东北区域比例较低，均在30%左右。分省份看，北京、天津、山西、上海、江苏、安徽、江西、湖北、广西、海南、重庆、贵州等省份的接入系统工程全部由电网企业出资建设，黑龙江、山东、浙江、内蒙古、辽宁、新疆电网区域的接入系统工程全部或大部分由发电企业出资建设。各区域、各省份风电项目接入系统工程投资主体情况见附表
8、附表9。光伏发电项目接入系统工程规模相对较小，共计线路长度134 公里，变电容量22 万千伏安，主要电压等级为35 千伏。其中，发电企业投资建设的线路长度为109 公里，占81.34%;变电容量为19 万千伏安，占86.36%。分省份看，宁夏、甘肃、山东的规模较大，线路长度均超过了29 公里，变电容量均超过了3.7 万千伏安。
(五)风电、光伏发电上网电量收购情况2009 年，风电及光伏发电上网电量为256.15 亿千瓦时，占全国全口径发电量的0.70%，其中，风电256.10 亿千瓦时，光伏发电0.0560千瓦时。2010 年1 至6 月份，风电及光伏发电总上网电量为223.05亿千瓦时，其中，风电222.54 亿千瓦时，光伏发电0.5176 亿千瓦时。分区域看，2010 年1 至6 月，华北区域风电上网电量最多，为94.72 亿千瓦时，占全国风电总上网电量的42.56%;东北区域风电上网电量70.48 亿千瓦时，占31.67%;华中区域上网电量2.10 亿千瓦时，比重最少，仅占0.95%。西北区域光伏发电上网电量最多，为0.3064 亿千瓦时，占全国光伏发电总上网电量的59.20%;华东区域上网电量为0.1679 亿千瓦时，占32.44%;东北、华中没有光伏发电上网电量。具体情况见图
3、图4 所示。分省份看，2010 年1 至6 月，内蒙古风电上网电量最多，为71.83亿千瓦时，占全国风电上网电量的32.28%;河北、辽宁的风电上网电量均超过了22 亿千瓦时，占全国风电上网电量比例均超过了10%。宁夏光伏发电上网电量最多，为0.2768 亿千瓦时，占全国光伏发电总上网电量的53.49%;江苏光伏发电上网电量占全国的比例也较高，达24.67%。已并网的风电和光伏发电设备受电网安全等因素影响而可能存在未能上网的电量，本次调查对这部分电网未收购电量进行了统计。2010 年1 至6 月，风电未收购电量为27.76 亿千瓦时，光伏发电没有未收购电量。分区域看，华北、东北未收购风电电量较多，华北区域未收购风电电量为15.88 亿千瓦时，占全国总未收购电量的57.20%，高于其上网电量全国占比14.64 个百分点;东北区域未收购风电电量为10.64 亿千瓦时，占全国总未收购电量的38.33%，高于其上网电量全国占比6.66 个百分点。分省份看，内蒙古未收购风电电量最多，为21.01 亿千瓦时,占全国总未收购电量的75.68%，高于其上网电量全国占比43.40 个百分点;吉林未收购风电电量为2.60亿千瓦时;河北、甘肃、黑龙江在2009 年1 月到2010 年6 月期间未收购风电电量均在3 亿千瓦时左右。
二、监管评价
(一)近年来风电、光伏发电总体呈较快发展态势在国际能源和环境约束的大背景下，各方对风电、光伏发电发展的认识水平不断提高，重视程度日益加强。国家从战略层面上确定了风电等可再生能源发展方向，并制定了可再生能源产业发展规划和相应的政策措施;各地方政府切实按照国家可再生能源发展战略，制订本省份的风电、光伏发电发展规划和实施方案;发电企业投资风电、光伏发电的积极性不断提高，风电和光伏发电的比例不断上升;电网企业在电网规划、并网接入和电量收购等方面积极为风电、光伏发电的发展创造良好条件，促进了风电和光伏发电的健康发展。与此同时，鼓励可再生能源发展的政策措施不断完善，为风电、光伏发电的发展创造了良好环境。《可再生能源法》的出台为风电、光伏发电的发展奠定了法律基础;可再生能源价格全国分摊政策、可再生能源增值税减半征收政策切实提高了风电、光伏发电企业的经营效益;可再生能源接入系统建设及补偿政策、上网电量全额收购政策为风电、光伏发电发展提供了支持和保障;可再生能源特许权招标制度、金太阳示范工程等措施为风电、光伏发电发展注入了强大动力。在一系列政策措施的推动和激励下，各方投资风电、光伏发电的积极性大大增加，风电、光伏发电呈现快速增长的态势。预计2010年底全国风电总并网装机容量将达到3000 万千瓦左右，全国光伏发电总并网装机容量将达到25 万千瓦左右。
(二)风电、光伏发电仍有发展空间虽然风电、光伏发电装机容量连续快速增加，但目前尚处在起步阶段，在电源结构中所占的比例还很低。截至2010 年6 月底，全国已并网的风电和光伏发电装机容量仅占全国装机容量的2.46%;2010年1 至6 月风电和光伏发电上网电量仅占全国发电量的0.7%左右。根据我国2007 年制定的《可再生能源中长期发展规划》，全国陆地和近海的可利用风电资源共计约10 亿千瓦，三分之二的国土面积年日照小时数在2200 小时以上，年太阳辐射总量大于每平方米5000 兆焦。因此，风电、光伏发电仍有很大的发展潜力。
(三)风电、光伏发电并网接入和电量收购相关服务水平不断提高电网企业深入研究风电和光伏发电的技术特点，分析发电接入对电网运行的影响，并在此基础上研究制订相应的技术规定和服务管理流程，不断规范和提高风电、光伏发电并网发电的服务水平。例如，南方电网公司制定了《南方电网公司支持新能源发展若干意见》，内蒙古电力公司编制了《办理风电业务工作流程指南》，安徽省电力公司制订了《安徽省电力公司可再生能源发电全额上网管理办法(试行)》等。电网企业总体上能够在确保电网安全稳定运行的前提下，优先调度风电、光伏等可再生能源发电，全额收购风电、光伏发电上网电量，并认真贯彻执行上网电价政策及电价附加调配政策，与风电、光伏发电企业及时足额结算电费，确保了发电企业的利益和资源的充分利用。风电、光伏发电的购售电合同和并网调度协议签订情况总体良好，基本上做到了并网有协议，交易有合同，有效地保障了发电企业的合法权益。
三、存在问题
(一)风电发展规划和投资立项的统筹性有待进一步加强一是部分地区存在大规模风电难以消纳的问题。在部分风电资源比较丰富的地区，风电发展规划侧重于资源规划，缺乏具体的风电送出和风电消纳方案，大规模风电送出消纳的矛盾日益突出。蒙西电网的风电资源丰富，2010 年6 月底，已并网和在建风电装机已分别达到489 万千瓦和85 万千瓦，上网电量除部分由本地消纳外，其余电量需要外送华北电网。但是，随着河北张家口、承德地区大规模风电装机的陆续投产，华北电网也面临着本地风电消纳问题，从而使蒙西的风电消纳问题更加突出。2010 年6 月底，甘肃酒泉规划建设的1000万千瓦级风电基地已并网近100 万千瓦，在酒泉及河西地区已经无法完全消纳，大部分需要送到兰州负荷中心消纳。预计2010 年甘肃全省统调范围内最大负荷1000 万千瓦左右，而2010 年底酒泉风电基地建成装机容量将达到500 万千瓦左右，远远超过了酒泉及河西地区的用电需求;2015 年酒泉风电基地发电量预计将达到250 亿千瓦时左右，在甘肃乃至西北电网都难以消纳，但是向网外输送的消纳市场及其配套电网建设目前均未明确。吉林白城地区电网网架较薄弱，外送能力有限，由于地区负荷较低，风电无法完全就地消纳，风电企业发电经常受到限制，如，大唐吉林大通风电场2009 年未能上网电量1488万千瓦时，占全年上网电量的14.7%，影响利用小时300 小时。二是部分项目电源建设和电网建设的协调有待加强。由于风电项目前期工作流程相对简单，核准进度快，建设周期相对较短，而电网接入系统在项目审查、方案确定及工程建设方面相对复杂，致使接入系统工程与风电场建设难以同步完成。例如，内蒙古蒙电华能热电公司乌力吉木仁风场一期、额尔格图风场一期、白云风场一期预计2010年底投产，但是由于其接入系统至今未取得审查意见，风电无法按时送出。内蒙古地区风电资源需通过西电东送通道送往京津唐地区，但现有两条通道容量有限，只能解决少量风电的送出，内蒙古送出第三条通道2006 年就已经开始规划，但至今仍未开工。三是个别地区风电与其它电源发展不配套。东北区域火电机组中的供热机组比例较高(如吉林省为72%)，其在冬季供暖期基本不具备调峰能力，而可以启停调峰的中小型火电机组已逐步关停，抽水蓄能电站、燃气机组建设相对迟缓，在电网调峰能力严重不足的情况下，为保障电网安全和居民采暖，电力调度机构不得已在低谷时段采取限制风电出力的措施。蒙西电网风电装机容量已达到全网最高负荷的24.51%，在冬季供热期间和用电低谷时段，为确保电力系统安全运行，也不得不限制风电场的出力。
(二)风电、光伏发电的相关政策和激励机制有待进一步完善目前，我国已制定了一系列政策法规和激励机制鼓励风电和光伏发电的发展，但政策体系的完整性及相关政策之间的协调性还有待加强。一是光伏发电产业扶持政策尚需完善。国家层面上至今未出台光伏发电上网电价和项目建设的相关实施细则，制约了光伏发电产业的规模化发展。特别是对于作为未来光伏发电主要形式之一的接入配电网(用户侧)分布式光伏发电项目，目前还缺乏上网售电的政策支持，严重制约了小型光伏发电的投资积极性。二是国家对风电等可再生能源发电接入系统工程投资、运行维护等方面的相关规定尚未完善，部分接入系统工程补贴不足影响了电网企业投资建设的积极性。风电项目一般远离负荷中心，其配套接入系统建设工程量大、投资高、线路利用率低，接入系统工程补贴政策的标准难以满足部分项目电网投资和运行维护的需要，影响了电力企业建设的积极性。例如，上海市电力公司出资6528 万元建设的东海大桥海上风电项目接入系统工程，按目前电价补贴政策，需要32 年以上才能收回静态投资。调查显示，黑龙江、山东、浙江、内蒙古、辽宁、新疆的全部或大部分风电场接入系统工程由发电企业出资建设，部分风电企业还负责接入系统工程的运行维护，不利于系统的安全管理。三是风电、光伏发电电费补贴不及时。风电、光伏发电电费补贴往往大大滞后于电量上网时间，导致发电企业不能及时获得相应的电价补贴，影响企业的经营效益，部分规模较小的发电企业甚至出现流动资金周转困难的现象。四是个别历史遗留问题仍待解决。2006 年以前批准建设的风电等可再生能源发电项目不享受《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》中规定的电价补贴，增加了企业的经营负担。如上海崇明、南汇、奉贤海湾风电场及浙江临海、苍南风电场，这些项目都是2006 年以前投产的，上网电价较高且不享受可再生能源附加资金补偿，增加了电网企业的购电成本。
(三)风电、光伏发电并网接入和运行管理有待进一步规范和完善调查发现，目前风电、光伏发电并网接入系统存在以下两个方面的问题：一是风电接入系统缺乏明确的定义导致各方有不同的理解。有的认为是风电场升压变电站以及从升压变电站至电网侧进线第一基塔之间的线路;有的认为是风电场出线第一基塔至电网侧进线第一基塔之间的线路;有的认为是风电场出线第一基塔至电网侧进线第一基塔之间的线路以及电网侧进线间隔。由于理解上的不同容易导致接入系统建设过程中的分歧以及统计口径的不一致。二是风电、光伏发电并网接入和调度管理的有关标准和规定需要根据风电、光伏发电的特点进一步规范和完善。目前风电场并网方面没有国家级标准，为解决风电机组低电压穿越、吸收无功以及安全稳定等突出问题，国家电网公司出台了《国家电网公司风电场接入电网技术规定》，要求风电场满足相关技术标准并进行技术改造后才能入网，此规定在一定程度上规范了风电接入工作，但该标准是企业标准，不是国家标准，容易引发网厂矛盾。
(四)风电、光伏发电的规模发展对电网安全稳定运行的影响不断加大风电、光伏发电具有间歇性、随机性的特点，风电还有反调峰特点，对系统潮流控制、辅助服务调用、短路电流控制、电能质量保证等都提出了新的挑战。目前，由于风功率预测系统不完善，基础数据缺乏，准确度不高，电网企业无法根据预测的风力功率制定日前计划，运行方式的安排上存在着很大的不确定性。甘肃西北部的酒泉地区处于甘肃电网的末端，并入大量风电后，实际运行中面临着暂态稳定等各类稳定问题和调峰困难;2009 年福建电网最大峰谷差已达到636万千瓦，部分大型火电机组在实际运行中的调峰深度已达到60%左右，处于深度调峰状态，接近或达到机组调峰能力技术极限，随着“十二五”期间风电等继续大规模投运，对系统调峰要求更加苛刻，将进一步加大电网调峰的压力。
四、整改要求
(一)风电、光伏发电企业与电网企业应加强并网消纳的衔接工作风电、光伏发电企业应高度重视发电并网消纳工作，在开展发电项目前期工作阶段，要主动与电网企业进行衔接，研究提出切实可行的发电项目送出和消纳方案，并报请政府主管部门确认。电网企业在具体受理风电、光伏发电项目接入系统并网申请时，要按照电网发展规划和风电、光伏发电发展规划的要求，认真做好发电项目输送线路、网架结构和落点等方面的相关准备工作，加大电网改造力度，完善网架结构，做好接入系统工程的可行性研究，择优制订接入系统方案，积极为风电、光伏发电企业提供并网服务工作，确保发电项目及时并网运行。发电企业和电网企业要加强沟通和协调，共同推动风电、光伏发电建设的协调发展。
(二)电力企业要切实做好风电、光伏发电并网运行相关工作，确保系统安全稳定运行电网企业要进一步加强风电、光伏发电并网对电网安全稳定运行影响的研究，在接入系统的审查、接入电网有关电气设备的试验和验收等方面严格执行相关技术标准和规范，与获得核准、满足相关技术管理规定、符合并网接入条件的发电企业及时协商签订并网调度协议和购售电合同。认真做好风电、光伏发电并网后的负荷预测和电力系统稳定分析工作，合理安排运行方式，提高调度管理水平，保障电力系统安全稳定运行。风电企业应加强机组的管理工作。做好风电功率预测，完善自动化和通信系统，做好机组的日常维护工作，为机组的稳发满发提供保障。
(三)电网企业要严格执行可再生能源收购有关规定电网企业要严格按照《可再生能源法》等法律法规的要求，在确保电网安全稳定运行的条件下，根据国家价格主管部门批复上网电价及相关规定收购上网电量,严格执行风电、光伏发电上网电价政策，做好电价附加调配工作，及时足额结算电费。
五、监管建议
(一)进一步加强科学规划，促进风电、光伏发电协调、有序发展根据国家可再生能源发展战略和《可再生能源中长期发展规划》，进一步完善各地区风电、光伏发展规划，针对风电和光伏发电的特点，统筹考虑能源资源、电源结构、受电市场、输电廊道、电网建设、电网运行等因素，因地制宜发展风电等可再生能源发电，做到电源与资源、电源与电网、电源与电源、电源与用户之间的和谐发展。在风能和太阳能资源条件较好的地区建设大规模发电基地，应充分考虑电网的网架结构和消纳能力，认真做好风电、光伏发电规划和电网规划的衔接工作，促进风电、光伏发电建设与电网建设协调发展，维护电力系统安全稳定运行。对于靠近负荷中心周围的资源，应遵循因地制宜、实事求是的原则，从有利于节能减排、有利于增强电力供应能力的角度出发，发展分布式电源，就近接入配网。同时要进一步理顺中央与地方风电项目核准管理体制，使风电开发利用规范化、布局合理化，避免随意无序开发。
(二)进一步完善价格财税政策，健全风电、光伏发电激励机制由于风电、光伏发电的各项技术仍是发展中的技术，建设成本较高，其在市场中的经济竞争力较弱，需要继续加大政策扶持力度，促进风电、光伏发电的持续健康发展。一是要研究通过征收能源税或碳税的方式，建立稳定持续的支持风电、光伏发电发展的补贴资金来源;二是加强支持风电、光伏发电发展的财税政策研究，使风电、光伏发电发展与促进地方经济发展紧密结合，形成促进区域经济发展的优势产业;三是进一步完善电价补偿机制，提高风电、光伏发电电价补贴的时效性，科学制定风电、光伏发电接入系统工程造价的补偿标准;四是进一步完善光伏发电电价政策，出台科学合理的光伏发电上网电价政策;五是高度重视并大力鼓励商业模式创新，支持企业面向市场，创新商业模式。
光伏并网发电监控系统范文第5篇
根据**省审计厅20**年对全省扶贫资金进行审计的安排，黄陂区审计局扶贫资金审计组对黄陂区20**扶贫资金进行了全面审计，在此基础上审计组对扶贫项目中重要一环“光伏发电”项目进行了重点分析和调研，形成如下调研报告。
一、光伏发电的理论基础与政策背景
光伏扶贫是指在贫困地区统筹建设分布式光伏电源或规模化光伏电站，通过将光伏发电并网出售，为贫困人口带来经济收入，以达到精准扶贫目的扶贫开发手段。主要方式是在农民住房屋顶、荒山荒坡或者农业大棚上铺设太阳能电池板，并入电网，供给各家各户使用。
随着我国工业生产和居民生活对电力资源的消费需求日益增大，火力发电的环境污染问题无法避免，兼具清洁性、安全性和可靠性的光伏能源也便成为国家能源开发规划的重要一环。同时，为了保证各地区的扶贫开发工作既能充分利用荒废土地和资源，亦能最大限度的维持生态平衡，避免环境破坏，进而贯彻落实习总书记“生态就是资源、生态就是生产力”的经济发展理念，党中央、国务院自20**年以来，密集发文要求各地方政府将扶贫开发和能源开发建设相结合，积极开展光伏扶贫建设，国家能源局和国务院扶贫开发领导小组办公室先后出台了《关于实施光伏扶贫工程工作方案》、《关于实施光伏发电扶贫工作的意见》、《光伏扶贫实施方案编制大纲》等文件，为在全国具备光伏建设条件的贫困地区实施光伏扶贫工程提供了参考。
在此背景下，黄陂区人民政府扶贫开发办公室会同有关单位于20**年5月出台了《黄陂区分布式光伏发电产业扶贫工程实施方案》，决定充分利用国家发改委关于光伏产业的并网电价补贴政策，保障扶贫资金投入，在建档立卡贫困村、贫困户的空闲、未利用土地、农业大棚等具备条件的地方，实施光伏扶贫工程，扶持建设分布式光伏发电系统或者小型光伏电站，20年至25年内，持续为贫困户和贫困村提供现金收入。
二、光伏工程的发展优势和投资收益分析
光伏扶贫是一项针对自然条件相对较差，发展基础十分薄弱，难以通过特色产业或其他集体项目突破年集体经济收入XXX万元/年以上的瓶颈条件而实施的，带有一定保障性色彩。
(一)光伏工程的发展优势
作为精准扶贫的骨干项目之一，光伏扶贫工程将光伏发电与精准扶贫结合起来，在短期内的确不失为一条致富新路，其优势主要体现在收益的稳定性、产业的环保性和投资的可行性等方面。
1.稳定性。长期以来，农业生产中无法规避的自然灾害和难以抵御的市场风险让多数地区的扶贫工作人员在贫困村产业规划上畏首畏尾。相比而言，光伏发电的优势十分明显，取之不尽的太阳能有效保障了光伏组件的正常运转。安装即可并网，并网即能发电，发电便有收入，如此稳定的产销链条使光伏发电成了农村不可多得的增收路径。
2.环保性。火力发电对自然环境的破坏力较大，目前，二氧化碳等污染物质的排放已经严重破坏生态平衡，自然环境不堪重负。光伏发电不产生任何的废气、废水、废渣等废弃物，没有任何转动部件，不会产生噪声污染。
3.可行性。农村自然禀赋的丰裕程度参差不齐，存在较大的区域差异，加之青壮年劳动力大量流失，人力资本更显捉襟见肘，在资源禀赋不足和劳动力资源短缺的双重约束下，贫困村的集体经济往往止步不前，光伏电站将农民闲置的自家屋顶、院内外空闲地和可以利用的荒山荒坡采取不同的形式加以充分利用，既能满足用电需求，亦能增加收入来源，改善生活条件。
(二)光伏工程的实施成效
黄陂区是我省首个开展光伏扶贫计划的县区，20**年，除王家河街之外的7个街道乡镇累计为XXX个贫困村建成小型光伏电站，长岭街和木兰乡为XXX户建档立卡贫困户建成分布式光伏发电系统，全区全年累计完成村级光伏发电2531千瓦，户用光伏发电39千瓦，发电收入XXX万余元。
黄陂区开展光伏扶贫工程的主要资金来源为各级政府用于贫困村扶贫开发工作的财政专项转移支付。在不包括各帮扶单位帮扶资金的情况下，直接用于贫困村精准扶贫事业的财政资金平均在XXX万元左右，基本可以保证各村在完成光伏发电项目建设的同时，维持村委组织的正常运转。截止目前，全区直接用于光伏发电站建设的财政资金累计高达2600余万，未来还将持续投入5000余万，除王家河街外，各乡镇均已完成200千瓦以上的光伏电站建设任务。
(三)光伏电站的收益预测
经济收益的短期性和经营风险的可控性使诸多贫困地区对光伏工程趋之若鹜，“光伏热潮”由此形成，但是，评估一项产业的发展情景和盈利空间不仅要考虑短期收益，更要考虑长期回报和机会成本。以木兰乡富家寨村为例，全村目前已投入运营的光伏工程占地约1.7亩，总装机容量40千瓦，总投资成本约XXX万元，按照1.XX元/度的预期电价计算，可在未来25年间完成集体收入XXX万元以上，投资回报可达60余万元。全周期收益预算并未包括光伏发电组件建成之后的日常维护和管理费用。调研发现，多数贫困村选择任用本村的贫困人员负责光伏电站的维护和管理，为扶贫对象提供就业机会和收入来源。
此外，光伏扶贫工程维持现有利润的前提是国家对新能源发电的补贴力度和政策保障，在没有各类财政补贴政策的情况下，分布式光伏发电站的投资收益将无法保障，收回建设资本的周期将大幅延长，预期利润大幅下降，甚至会低于金融机构的定期存款收益。同时，调研组发现个别贫困村的光伏组件仅仅建成半年便已出现破损情况，能否维持25年的使用寿命还是个未知数，使用周期一旦缩短，光伏电站的收益还将受到严重影响。
三、光伏电站发展中的潜在问题
光伏扶贫实现了改善农民生活条件和充分利用自然资源的统一。黄陂区诸多贫困村得以脱贫出列，贫困人口得以脱贫销号，光伏项目的实施功不可没，但这并不能从根本上实现“输血式”扶贫向“造血式”扶贫的实质性转变，依赖性、功利性、短期性、安全性和可持续性等潜在问题同样值得关注。
(一)依赖性。光伏电站的稳定收益一方面源自气象条件的稳定和光伏组件的正常运转，另一方面则依赖于国家财政持续性的高额补贴和高标准的上网电价，但这种脱离市场的盈利手段并不具有经济上的可持续性和市场上的强竞争性。
(二)功利性。根据调研资料整理的全区20**年的建成光伏发电站贫困村的基本情况，不难发现，XXX个建成光伏发电项目的贫困村中，半数以上肩负着当脱贫出列的任务，出列村光伏电站的建设规模远远高于非出列村，数据的背后隐藏的是驻村扶贫工作人员在光伏项目的建设过程中存在一定程度的功利性色彩，“谁要出列，谁建光伏”的现象十分突出。
(三)短期性。相比种养殖产业和特色乡村旅游业，光伏电站在享受国家政策补贴情况下的年收益率一般只有XX%左右，若失去政策依赖则会更低，经济利润相比服务性行业和规模化种植业明显偏低，短期性的微薄收益对贫困村的长远发展基本没有实质性的意义。
(四)安全性。绝大多数贫困村民不具备足够的文化背景和科学常识，不了解光伏发电的技术原理，更不具备对光伏灾害的危险防范意识，甚至有个别村民将稻谷铺在光伏电池板上，这极有可能引发热斑效应，发生危险。
(五)可持续性。调研发现，一般小型光伏电站的投资成本在每千瓦1万元以上，多晶硅光伏组件一旦出现问题，每千瓦的更换和维修成本在2-3万元之间。如此高额的投资无疑会大规模占用扶贫开发资金，数以百万的投资规模和单一化的投资方向也有可能成为未来利用扶贫资金的潜在隐患，光伏利润的可持续性问题令人担忧。
四、产业扶贫的科学规划与合理路径
(一)因地制宜，在资金使用上下功夫。选择好一个能结合本地特色、适合本地发展、能够为贫困村贫困群众提供稳定收入来源的产业，是抓好产业扶贫工作的前提。如果发展基础实在薄弱，各地不妨先将光伏扶贫作为一个重要的产业突破口，通过光伏盈利先为村民树立起发展村办产业的信心。
(二)狠抓关键，在项目落实上见行动。龙头企业在黄陂区旅游扶贫开发、农业资源开发和光伏能源开发等三大发展战略上发挥了重要的作用，要特别注意招商引资工作，使龙头企业成为带动项目落实和脱贫致富的火车头。
(三)力求精准，在产业增收上出成效。光伏电站的短期收益十分有限，因此，务必要严格收益分配，瞄准贫困村、贫困户、贫困人口，将电站收益精准“滴灌”到农村“无劳力、无资金、无稳定收入来源”这一“三无”特困贫困户身上，精准“滴灌”到贫困村里。
光伏并网发电监控系统范文第6篇
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对光伏发电有点了解的人都知道不管是家用的还是工业用的分布式光伏发电系统，如果想并网想领取国家补贴的话，首先都必须备案，那如何备案呢?流程是怎么样的?又需要准备哪些资料?今天广东太阳库技术人员为大家介绍一下：
自然人和法人申请分布式光伏发电并网分别需要如下资料：自然人申请需提供经办人身份证及复印件、户口本、房产证等项目合法支持性文件;法人申请需提供经办人身份证及复印件和法人受托书原件(或法定代表人身份证原件及复印件)，企业合法营业执照、土地证等项目合法性支持文件、政府投资主管部门同意项目开展前期工作的批复(需核准项目)、项目前期工作相关资料。
顺便给大家介绍一下分布式光伏发电系统并网流程吧
1、地市或县级电网企业客户服务中心为分布式光伏发电项目业主提供并网申请受理服务，协助项目业主填写并网申请表，接受相关支持性文件。
2、电网企业为分布式光伏发电项目业主提供接入系统方案制订和咨询服务，并在受理并网申请后20个工作日内，由客户服务中心将接入系统方案送达项目业主，项目业主确认后实施。
3、10千伏接入项目，客户服务中心在项目业主确认接入系统方案后5个工作日内，向项目业主提供接入电网意见函，项目业主根据太阳库专注为您建光伏电站
http:/// 接入电网意见函开展项目核准和工程建设等后续工作。380 伏接入项目，双方确认的接入系统方案等同于接入电网意见函。
4、分布式光伏发电项目主体工程和接入系统工程竣工后，客户服务中心受理项目业主并网验收及并网调试申请，接受相关材料。
5、电网企业在受理并网验收及并网调试申请后，10个工作日内完成关口电能计量装置安装服务，并与项目业主(或电力用户)签署购售电合同和并网调度协议。合同和协议内容执行国家电力监管委员会和国家工商行政管理总局相关规定。
6、电网企业在关口电能计量装置安装完成后，10个工作日内组织并网验收及并网调试，向项目业主提供验收意见，调试通过后直接转入并网运行。验收标准按国家有关规定执行。若验收不合格，电网企业向项目业主提出解决方案。