光伏发电合同

光伏发电合同（推荐8篇）

光伏发电合同 篇1

售电人：

双方提供联络通信及开户银行信息如下：

购电人名称：

收件人：电子邮件：

电话：传真：邮编：

通信地址：

开户名称：

开户银行：

账号：

售电人名称：

收件人：电子邮件：

电话：传真：邮编：

通信地址：

开户名称：

开户银行：

账号：

鉴于：

(1)售电人在拥有/兴建并/并将经营管理总装机容量为 兆瓦(MWp)的光伏电站(以下简称光伏电站)。售电人在拥有并经营管理总装机容量为 兆瓦(MWp)，本合同为 期兆瓦(MWp)的光伏发电站。

(2)光伏电站已/将并入购电人经营管理的电网运行。

双方根据《中华人民共和国合同法》、《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国可再生能源法》、《电网调度管理条例》以及国家其他有关法律法规，本着平等、自愿、诚实信用的原则，经协商一致，签订本合同。

第1章定义和解释

1.1 本合同所用术语，除上下文另有要求外，定义如下：

1.1.1 光伏电站：指位于由售电人拥有/兴建，并/并将经营管理的一座总装机容量为兆瓦(电站技术参数详见附件一，光伏电池阵列地理分布图详见附件二)的发电设施以及延伸至产权分界点的全部辅助设施;本合同为期兆瓦，装机容量为兆瓦的发电设备以及延伸至产权分界点的全部辅助设备。

1.1.2 年实际上网电量：指售电人每年在计量点输送给购电人的电量。电量的计量单位为兆瓦·时(MW·h)。

1.1.3 年(月)累计购电量：指本合同第4.1款规定的购电量的全年(月)累计。

1.1.4 购电人原因：指由于购电人的要求或责任。包括因购电人未执行国家有关规定和标准等，导致事故范围扩大而应当承担的责任。

1.1.5 售电人原因：指由于售电人的要求或责任。包括因售电人未执行国家有关规定和标准等，导致事故范围扩大而应当承担的责任。

1.1.6 计量点：指附件三所示的安装电能计量装置的点。一般情况下，计量点位于双方产权分界点;不能在双方产权分界点安装电能计量装置的，由双方协商确定安装位置。

1.1.7 紧急情况：指电网发生事故或者发电、供电设备发生重大事故;电网频率或电压超出规定范围、输变电设备负载超过规定值、主干线路、断面功率值超出规定的稳定限额以及其他威胁电网安全运行，有可能破坏电网稳定，导致电网瓦解以至大面积停电等运行情况。

1.1.8 技术参数：指附件一所述的电力设施(包括光伏电站设备和并网设施)的技术限制条件。

1.1.9 发电功率申报曲线：指光伏电站在发电功率预测的基础上，向电网调度机构申报的发电计划建议曲线。

1.1.10 工作日：指除法定节假日以外的公历日。如约定支付日不是工作日，则支付日顺延至下一工作日。

1.1.11 不可抗力：指不能预见、不能避免并不能克服的客观情况。包括：火山爆发、龙卷风、海啸、暴风雪、泥石流、山体滑坡、水灾、火灾、超设计标准的地震、台风、雷电、雾闪等，以及核辐射、战争、瘟疫、骚乱等。

1.2 解释。

1.2.1 本合同中的标题仅为阅读方便，不应以任何方式影响对本合同的解释。

1.2.2 本合同附件与正文具有同等的法律效力。

1.2.3 本合同对任何一方的合法承继者或受让人具有约束力。但当事人另有约定的除外。

遇有本款约定的情形时，相关义务人应当依法履行必要的通知义务及完备的法律手续。

1.2.4 除上下文另有要求外，本合同所指的日、月、年均为公历日、月、年。

1.2.5 本合同中的“包括”一词指：包括但不限于。

第2章双方陈述

任何一方在此向对方陈述如下：

2.1 本方为一家依法设立并合法存续的企业，有权签署并有能力履行本合同。

2.2 本方签署和履行本合同所需的一切手续(包括办理必要的政府批准、取得营业执照和电力业务许可证等)均已办妥并合法有效。

2.3 在签署本合同时，任何法院、仲裁机构、行政机关或监管机构均未作出任何足以对本方履行本合同产生重大不利影响的判决、裁定、裁决或具体行政行为。

2.4 本方为签署本合同所需的内部授权程序均已完成，本合同的签署人是本方法定代表人或委托代理人。本合同生效后即对合同双方具有法律约束力。

第3章合同双方的义务

3.1 购电人的义务包括：

3.1.1 按照本合同的约定购买售电人光伏电站的电能。

3.1.2 遵守双方签署的并网调度协议，按照国家标准、行业标准运行、维护有关输变电设施，维护电力系统安全、优质、经济运行。

3.1.3 按照国家有关规定，公开、公正、公平地实施电力调度及信息披露，为履行本合同提供有关用电负荷、备用容量、输变电设施运行状况等信息。

3.1.4 依据国家有关规定或双方约定，向售电人提供启动光伏电站电池阵列及其他必需的电力。

3.2 售电人的义务包括：

3.2.1 按照本合同的约定向购电人出售符合国家标准和行业标准的电能。

3.2.2 遵守双方签署的并网调度协议，服从电力统一调度，按照国家标准、行业标准及调度规程运行和维护光伏电站，确保发电机组的运行能力达到国家有关部门颁发的技术标准和规则的要求，维护电力系统安全、优质、经济运行。

3.2.3 按月向购电人提供光伏电站可靠性指标和设备运行情况，及时提供设备缺陷情况，定期提供光伏电站检修计划，严格执行经购电人统筹安排、平衡并经双方协商确定的电池阵列及公用系统检修计划。

3.2.4 未经国家有关部门批准，不经营直接对用户的供电业务。

第4章电力电量购销

4.1 上网电量。

上网电量依据《可再生能源法》全额保障性收购。

4.2当电网能够全额消纳光电时，电网调度机构根据光伏电站发电功率申报曲线下发调度计划曲线。

4.3当电网输送能力不足或其他电源没有富裕的调峰、调频能力，无法满足光伏发电时，电网调度机构根据输送能力或调峰能力空间制定下发调度计划曲线，光伏电站应严格执行电网下达的调度计划曲线。实际发电能力可能超出电网调度机构下达的调度计划曲线，应报告电网调度机构，由调度机构根据实际运行情况确定。

第5章上网电价

5.1 上网电价

经政府价格主管部门批准或按照政府价格主管部门的规定，光伏上网电价为：元/(MW·h)。

其中，购电人结算电价即经政府价格主管部门批准或确认的当地脱硫燃煤机组标杆上网电价为：元/(MW·h);可再生能源补贴为：元/(MW·h)。

5.2 电价调整

合同期内，如遇国家价格主管部门调整上网电价，按调整后电价标准执行。

第6章电能计量

6.1 计量点。

光伏电站上网电量和用网电量计量点设置在以下各点(详见附件三)：

(1);

(2);

(3)。

6.2 电能计量装置及相关设备。

6.2.1 电能计量装置包括电能表、计量用电压互感器、电流互感器及二次回路、电能计量柜/箱等。

电能量远方终端是指具有接收电能表输出的数据信息，并进行采集、处理、分时存储、长时间保存和远方传输等功能的设备。

电能量主站管理系统是指能够实现对远方数据进行自动采集、分时存储、统计、分析的系统。

6.2.2 电能计量装置按照《电能计量装置技术管理规程》(DL/T 448—)进行配置。在电压互感器二次回路中不得装设隔离开关辅助接点，不得接入任何形式的电压补偿装置。

6.2.3 电能表采用静止式三相四线多功能电能表，原则上按主副表配置，准确精度为0.2S，《交流电测量设备 特殊要求 第22部分：静止式有功电能表(0.2S级和0.5S级)》(GB/T 17215.322—)和《多功能电能表》(DL/T 614—)要求。电能表配有不少于两个标准通信接口，具备数据本地通信和(或通过电能量远方终端)远传的功能，并接入购电人电能量主站管理系统。具有负荷曲线、零点冻结、失压记录和失压计时、接受对时命令、失压断电等事件记录功能，对于影响计量的电表事件，应能够以计量数据质量码的形式随计量数据上传至电能量远方终端和购电人电能量主站管理系统。具有辅助电源，且辅助电源优先供电。

电能量远方终端的技术性能应满足《电能量远方终端》(DL/T 743—)的要求，支持《运动设备及系统 第5部分：传输规约 第102篇：电力系统电能累计量传输配套标准》(DL/T 719—2000)通信协议，能够采集电表中负荷曲线、零点冻结值、告警事件等电表中形成的数据，并传送至主站和当地监控系统;具有接受唯一主站对时命令功能，能够给电能表发布对时命令。支持双平面网络通信方式，支持拨号通信方式，可至少同时与两个电能量主站管理系统通信;兼容性好;具有足够的安全防范措施，防止非授权人进入。

如果电能表的功能不能完全满足本款要求，则电能量远方终端必须具备电能表欠缺的功能。

6.2.4 电能计量装置由售电人或购电人负责在光伏电站并网前按要求安装完毕，并结合电能数据采集终端与电能量主站管理系统进行通道、规约和系统调试。电能计量装置投运前，由合同双方依据《电能计量装置技术管理规程》(DL/T 448-2000)的要求进行竣工验收。

业已运行的电能计量装置，参照本款要求，由经国家计量管理部门认可、双方确认的电能计量检测机构对电能计量装置的技术性能及管理状况进行技术认定;对于不能满足要求的项目内容，应经双方协商一致，限期完成改造。

6.2.5 在同一计量点应安装同型号、同规格、准确度相同的主、副电能表各一套。主、副表应有明确标志。

6.2.6 在计量上网电量和用网电量的同一计量点，应安装计量上网电量和用网电量的电能表，电能表应满足第6.2.3款的要求。

6.2.7 电能计量装置由经国家计量管理部门认可、双方确认的电能计量检测机构检定并施加封条、封印或其他封固措施。任何一方均不能擅自拆封、改动电能计量装置及其相互间的连线或更换计量装置元件。若一方提出技术改造，改造方案需经另一方同意且在双方到场的情况下方可实施，并须按第6.2.4款要求通过竣工验收后方可投入使用。

6.2.8 分布式光伏发电应安装具有双向计量功能的计量表计，分别计量上网电量和用网电量。

6.3 上网、用网电能计量装置原则上按照产权分界点或按照双方约定付费购买，其安装、调试和日常管理和维护由双方约定。

6.4 电能计量装置的检验。

6.4.1 电能计量装置的故障排查和定期检验，由经国家计量管理部门认可、双方确认的电能计量检测机构承担，双方共同参加。由此发生的费用，上网电能计量装置由售电人承担，用网电能计量装置由购电人承担(或由供用电合同约定)。

6.4.2 任何一方可随时要求对电能计量装置进行定期检验以外的检验或测试，检验或测试由经国家计量管理部门认可、双方确认的电能计量检测机构进行。若经过检验或测试发现电能计量装置误差达不到规定的精度，由此发生的费用，上网电能计量装置由售电人承担，用网电能计量装置由购电人承担(或由供用电合同约定)。若不超差，则由提出检验的一方承担。

6.5 计量异常处理。

合同双方的任一方发现电能计量装置异常或出现故障而影响电能计量时，应立即通知对方和双方认可的计量检测机构，共同排查问题，尽快恢复正常计量。

正常情况下，结算电量以贸易结算计量点主表数据为依据;若主表出现异常，则以副表数据为准。如果贸易结算计量点主、副表均异常，则按对方主表数据确定;对方主表异常，则按对方副表数据为准。对其他异常情况，双方在充分协商的基础上，可根据失压记录、失压计时等设备提供的信息，确定异常期内的电量。

第7章电量计算

7.1 上网电量或用网电量以月为结算期，实现日清月结，年终清算。双方以计量点计费电能表月末最后一天北京时间24:00时抄见电量为依据，经双方共同确认，据以计算电量。用网电量计量事项由供用电合同约定时，遵循供用电合同的约定。

7.2 结算电量数据的抄录

7.2.1 正常情况下，合同双方以主表计量的电量数据作为结算依据，副表的数据用于对主表数据进行核对或在主表发生故障或因故退出运行时，代替主表计量。

7.2.2 现场抄录结算电量数据。在购电人电能量远方终端投运前，利用电能表的冻结功能设定第7.1条所指24:00时的表计数为抄表数，由双方人员约定于次日现场抄表。

7.2.3 远方采集结算电量数据。在购电人电能量主站管理系统正式投入运行后，双方同意以该系统采集的电量为结算依据。若主站管理系统出现问题影响结算数据正确性，或双方电能量主站管理系统采集的数据不一致，或售电人未配置电能量主站管理系统时，以现场抄录数据为准。

7.3 电量计算

7.3.1 上网电量

上网电量为光伏电站向购电人送电、按第6.1条计量点抄见的所有输出电量(正向)的累计值，上网电量的抄录和确认应当在次月5日前完成。

因购电人穿越功率引起的光伏电站联络变压器损耗由购电人承担。

7.3.2 用网电量

用网电量为光伏电站启动调试阶段或发电量无法满足自身用电需求时，电网向光伏电站送电的电量。用网电量为按第6.1条计量点抄见的所有输入电量(反向)和所有启备变压器输入电量的累计值(或由供用电合同约定)。

7.4 上网电量和用网电量分别结算，不能互相抵扣。

第8章电费结算和支付

8.1电费计算

8.1.1电费以人民币结算，电费确认应当在电量结算确认后5个工作日内完成。

8.1.2上网电费按以下公式计算：

上网电费=上网电量×对应的上网电价(含税)

其中，购电人承担的.上网电费=上网电量×对应的结算电价(含税)，此处结算电价为当地燃煤火电脱硫标杆上网电价或政府价管部门认可的结算价格。

由可再生能源发展基金承担的上网电费=累计购电量×[上网电价元/(MW·h)-购电人结算电价元/(MW·h)]

8.2 电费结算

8.2.1 双方按第7.2条完成抄表后，按照双方约定，售电人向购电人报送上网电量。购电人按月填制电费结算单，售电人确认并根据电费结算单开具增值税发票。

8.2.2 售电人根据购电人确认的《电费结算单》、开具增值税发票，并送交给购电人。购电人收到正确的《电量结算单》、《电费结算单》和增值税发票原件后，分两次付清该期上网电费：①上网电费确认的5个工作日内，支付该期上网电费的50%;②上网电费确认的15个工作日内，付清该期上网电费剩余的50%。

若购电人因故不能按照约定的期限付清上网电费，自逾期之日起，每日按照缓付部分的0.3‰～0.5‰加收违约金。经双方协商，本合同具体约定每日按照缓付部分的‰加收违约金。逾期天数从第二次支付截止日的下一日开始计算。

8.2.3可再生能源发展基金承担的上网电费部分按照国家法律法规和相关规定执行。

8.3 计量差错调整的电费支付

根据本合同第6.5条约定，由于计量差错，购电人需向售电人增加支付款项或售电人需向购电人退还款项的，由合同双方达成书面协议后在次月电费结算中一并清算。

8.4 用网电费的支付

用网电费的支付根据本合同第7.3.2款计算的光伏电站用网电量，按国家价格有关部门电网目录电价核算电费，光伏电站应在下一个月内支付。光伏电站与当地供电企业另行签订供用电合同的，应按照该合同的约定支付用网电费。

8.5 违约金、补偿金的年度清算

对于没有按月结算的违约金、补偿金等，合同双方应于次年1月底以前完成上一年度的清算工作。

8.6 付款方式

任何一方根据本合同应付另一方的任何款项，均应直接汇入收款方在本合同中提供的银行账户，或选择中国人民银行规定的结算方式支付相应款项。当收款方书面通知另一方变更开户银行或账号时，汇入变更后的银行账户。

收款方增值税专用发票上注明的银行账户应与本合同提供的或书面变更后的相同。

8.7 资料与记录

双方同意各自保存原始资料与记录，以备根据本合同在合理范围内对报表、记录检查或计算的精确性进行核查。

第9章不可抗力

9.1 若不可抗力的发生完全或部分地妨碍一方履行本合同项下的任何义务，则该方可免除或延迟履行其义务，但前提是：

(1)免除或延迟履行的范围和时间不超过消除不可抗力影响的合理需要;

(2)受不可抗力影响的一方应继续履行本合同项下未受不可抗力影响的其他义务，包括所有到期付款的义务;

(3)一旦不可抗力结束，该方应尽快恢复履行本合同。

9.2 若任何一方因不可抗力而不能履行本合同，则该方应立即告知另一方，并在3日内以书面方式正式通知另一方。该通知中应说明不可抗力的发生日期和预计持续的时间、事件性质、对该方履行本合同的影响及该方为减少不可抗力影响所采取的措施。

应对方要求，受不可抗力影响的一方应在不可抗力发生之日(如遇通信中断，则自通讯恢复之日)起30日内向另一方提供一份不可抗力发生地相应公证机构出具的证明文件。

9.3 受不可抗力影响的双方应采取合理措施，减少因不可抗力给一方或双方带来的损失。双方应及时协商制定并实施补救计划及合理的替代措施以减少或消除不可抗力的影响。

如果受不可抗力影响的一方未能尽其努力采取合理措施减少不可抗力的影响，则该方应承担由此而扩大的损失。

9.4 如果不可抗力阻碍一方履行义务持续超过日，双方应协商决定继续履行本合同的条件或终止本合同。如果自不可抗力发生后日，双方不能就继续履行合同的条件或终止本合同达成一致意见，任何一方有权通知另一方解除合同，本合同另有规定除外。

9.5 因政府行为、法律变更或电力市场发生较大变化，导致售电人或购电人不能完成本合同项下的售、购电义务，双方应本着公平合理的原则尽快协商解决。必要时，适当修改本合同。

第10章 违约责任

10.1 任何一方违反本合同约定条款视为违约，另一方有权要求违约方赔偿因违约造成的经济损失。

10.2 除本合同其他各章约定以外，双方约定购电人应当承担的违约责任还包括：。

10.3 除本合同其他各章约定以外，双方约定售电人应当承担的违约责任还包括：。

10.4 一旦发生违约行为，非违约方应立即通知违约方停止违约行为，并尽快向违约方发出一份要求其纠正违约行为和请求其按照本合同的约定支付违约金的书面通知。违约方应立即采取措施纠正其违约行为，并按照本合同的约定确认违约行为、支付违约金或赔偿另一方的损失。

10.5 在本合同规定的履行期限届满之前，任何一方明确表示或以自己的行为表明不履行合同义务的，另一方可要求对方承担违约责任。

第11章合同的生效和期限

11.1 光伏电站并网所需的各项政府批文均已签署且生效;若属于特许权招标的项目，该项目特许权协议已生效。已签署并网调度协议。

11.2 本合同在11.1前提下，经双方法定代表人或委托代理人签字并加盖公章后生效。

11.3 本合同期限，自年月日至年月日止。

11.4 在本合同期满前个月，双方应就续签本合同的有关事宜进行商谈。

第12章适用法律

12.1 本合同的订立、效力、解释、履行和争议的解决均适用中华人民共和国法律。

第13章合同变更、转让和终止

13.1 本合同的任何变更、修改和补充必须以书面形式进行。生效条件同第11.1及11.2条。

13.2 售电人和购电人明确表示，未经对方书面同意，均无权向第三方转让本合同项下所有或部分的权利或义务。

13.3 在本合同的有效期限内，有下列情形之一的，双方同意对本合同进行相应调整和修改：

(1)国家有关法律、法规、规章以及政策变动;

(2)国家能源管理机构颁布实施有关规则、办法、规定等;

(3)双方约定的其他情形。

13.4 合同解除

如任何一方发生下列事件之一的，则另一方有权在发出解除通知日后终止本合同：

(1)一方破产、清算或被吊销营业执照;

(2)一方电力业务许可证被撤销、撤回、吊销、注销，或光伏电站首次并网后未在能源监管机构规定时间内取得电力业务许可证;

(3)一方与另一方合并或将其所有或大部分资产转移给另一实体，而该存续的企业不能承担其在本合同项下的所有义务;

(4)双方签订的并网调度协议终止;

(5)由于售电人原因，光伏电站持续日不能按照本合同安全发送电;

(6)由于购电人原因，购电人持续日未能按照本合同正常接受电力电量;

(7)双方约定的其他解除合同的事项：。

第14章争议的解决

14.1 凡因执行本合同所发生的与本合同有关的一切争议，双方应协商解决，也可提请能源监管机构调解。协商或调解不成的，选择以下第条处理：

(1)双方同意提请仲裁委员会，请求按照其仲裁规则进行仲裁。仲裁裁决是终局的，对双方均具有法律约束力。

(2)任何一方依法提请人民法院通过诉讼程序解决。

第15章其他

15.1 保密

双方保证对从另一方取得且无法自公开渠道获得的资料和文件予以保密。未经该资料和文件的原提供方同意，另一方不得向任何第三方泄露该资料和文件的全部或部分内容。但国家另有规定的除外。

15.2 合同附件

附件一：光伏电站技术参数(略)

附件二：电站光伏电池阵列地理分布图示(略)

附件三：电站主接线图及计量点图示(略)

本合同的附件是本合同不可缺少的组成部分，与本合同具有同等法律效力。当合同正文与附件之间产生解释分歧时，首先应依据争议事项的性质，以与争议点最相关的和对该争议点处理更深入的内容为准。如果采用上述原则后分歧和矛盾仍然存在，则由双方本着诚实信用的原则按合同目的协商确定。

15.3 合同全部

本合同及其附件构成双方就本合同标的达成的全部协议，并且取代所有双方在此之前就本合同所进行的任何讨论、谈判、协议和合同。

15.4 通知与送达

任何与本合同有关的通知、文件和合规的帐单等均须以书面方式进行。通过挂号信、快递或当面送交的，经收件方签字确认即被认为送达;若以传真方式发出并被接收，即视为送达。所有通知、文件和合规的帐单等均在送达或接收后方能生效。一切通知、帐单、资料或文件等应发往本合同提供的地址。当该方书面通知另一方变更地址时，发往变更后的地址。

15.5 双方约定的其他事项：

15.6 文本

本合同共页，一式份，双方各执份，分别送

能源监管局/办备案。

购电人(盖章)： 售电人(盖章)：

法定代表人： 法定代表人：

委托代理人： 委托代理人：

签字日期：

光伏发电合同 篇2

日前, 滨新太阳能赛瑞光伏发电站项目日前投产发电, 进入商业运营阶段。作为天津市首个采用合同能源管理模式的新型光电建筑一体化分布式能源项目, 该项目开启了天津新能源市场化运营新时代。

该项目是新型的光电建筑一体化分布式能源项目, 运营方式为用户侧并网, 自发自用, 余电上网。项目占用三座厂房屋顶, 面积8.6万平方米, 安装255瓦高效多晶硅光伏组件21880块, 总容量共计5.58兆瓦, 预计年等效满负荷运行小时数1058小时, 年均发电量约590万千瓦时, 项目设计使用寿命25年。若按20年运行时间计算, 可发电1.2亿千瓦时, 替代标煤4万吨, 减排二氧化碳11.1万吨, 减排二氧化硫0.3万吨, 减排氮氧化物0.2万吨。目前, 该项目日均发电量为3万度左右。

光伏发电系统研究 篇3

关键词：光伏发电系统；研究

中图分类号：TM615 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）12-0007-02

1 概 述

当传统的燃料能源如煤、石油、天然气正在一天天减少，并且这些燃料产生的排放物对环境造成的危害日益严重时，我们不得不把目光投向了清洁能源如太阳能的开发，光伏发电就成为了太阳能开发领域的一个重要方向[1][2]。

近年来，很多专家学者提出了光伏发电系统的研究方法，文献[3-4]提出的MPPT算法不断搜索最大功率点，属于优化的范畴，存在优化搜索速度和控制响应速度之间的矛盾。本文采用MPPT的非线性设计方法，基于增量电导法，根据MPPT的dp/duin=0控制目标，通过Lyapunov函数推导出控制方程，能保证MPPT控制的稳定性；引入正弦扰动，通过DFT提取光伏输出的电压电流的变化量来计算dp/duin，将差分运算转化为代数运算，降低了参数测量要求，减小了干扰对微分运算的影响。文献[5-6]提出建立一个单独的交流发电单元，在這个单元中每一个光伏组件集成一个逆变器，这样能够确保单元中的每个组件都工作在功率最大的点周围，不但增强了能量转化，还提高了系统抗局部阴影的能力，然而这种应用交流模块构成的发电系统一般只适用于并网发电的场合，很难实现单独发电运行，同时在交流模块运行过程中通常需要提供额外的通信来监控，增加了系统复杂程度。本文在前面理论分析的基础上提出了一种基于直流模块式的光伏发电系统。

2 直流模块式DC/DC变换器

直流模块式的光伏发电系统，是将每个光伏组件均集成在一个直流模块，模块中的组件都连接到一个DC/DC变换器上，然后再将多个直流模块通过不同的连接方式经一个集中逆变器转变为交流电能。

串联式直流模块发电系统，如图1（a）所示。该系统中的各模块之间的接线相对简单，它的抗失配和抗阴影性能一般，变换器的效率对系统的影响不是很大，在一定范围内可以确保每个组件均在最大功率点附近运行，并且各直流模块可单独实现最大功率跟踪。

旁路式直流模块发电系统，如图1（b）所示。该系统中的各模块之间连接线比较复杂，并且扩展性较差，能够保证以相同电压运行的一串组件能够工作在最大功率点附近，通过逆变器来实现最大功率跟踪，它比较适用于相对集中型的光伏电站，在失配的情况下损失的功率小，有着较高的能量转化效率，发电的成本比较低。

并联式直流模块发电系统，如图1（c）所示。该系统各个模块之间的接线简单，即插即用，扩展性能强，它抗失配和抗阴影性能最好，每个组件都能够工作在在最大功率点，并且直流模块能够独立实现最大功率跟踪，在失配的情况下功率损失最小，有着较高的能量转化效率，发电的成本比较低。

2 最大功率点跟踪非线性控制

光伏电池运行在最大功率点的条件是dp/duin=0，其中p=uiniin。MPPT的控制变量是iin或uin，而DC/DC控制器控制的变量是i1，它们之间存在电容耦合。普通的MPPT控制算法不区分两者，DC/DC控制器的直接控制量是iin或uin，交代比较模糊。而输入端前置电容Cin值一般较大，其耦合的动态过程不可忽略，其耦合关系由式（1）决定：

Cin■=i■-i■（1）

为控制dp/duin=0，设Lyapunov函数为：

V2=■（■）■+■K■（■■）■dt（2）

对V2求导得：

V2=■（■）■+■K■■■dt=■（■■+KMi■■dt（3）

若令V2≤-KMp（dp/duin）2，则由式（3）得：

■■≤-KMp■-KMi■■dt （4）

对于单峰值的光伏电池总满足d2p/duin2<0，设d2p/duin2的最大值为kpum，即kpum=max（d2p/duin2），取kpum×duin/dt=-KMi■（dp/duin）dt，考虑式（1），得到i1的设定值iset：

iset=in+■（KMp■+KMi■■dt）（5）

结合式（1），即可得到MPPT外环、电流内环的控制模式，根据反步法原理，可以保证dp/duin收敛到0。

3 仿真及分析

为了清晰的看出非线性MPPT控制算法加入后对整个系统产生的影响，本文在基本电流环控制的基础上加入MPPT非线性控制算法。设计控制器功率为196 W，前置电容容量为1 000 uF，滤波电感为0.07 mH，开关频率为100 kHz。开路电压Voc =50 V，最大功率点电压为42 V，短路电流Isc为5 A，最大功率点电流Im为4.67 A。仿真控制原理图，如图2所示。

最大功率点电压波形图，如图3所示。在系统稳定后电压在42 V上下波动，与预期值基本一致，误差很小；最大功率点功率波形图，如图4所示。从图中可以看出稳定后功率在196 W左右，误差非常小。

从以上仿真的结果可以看出这种加入正弦扰动的最大功率点跟踪非线性控制算法是非常有效的。通过非线性控制器的设计，保证了系统稳定性，实现了MPPT和电流一体化控制，避免了常规控制中繁琐的逻辑控制。

4 结 语

本文设计了一种基于正激变换的前级直流模块式的光伏发电系统，在系统中采用了直流模块式的光伏发电方法，这样很大程度上增强了光伏组件的发电效率。并通过在电流环控制的基础上加入MPPT的非线性算法，使得光伏电池一直工作在最大功率点附近，提高光能转向电能的转化率。

通过Lyapunov直接法设计控制方程，确保了系统控制的稳定性，对所提出的方法进行了仿真测试，仿真结果表明，所提出的算法可以最大程度上提高太阳能的利用率，对生产实践具有十分重要的意义。

参考文献：

[1] 毛亮.我国发展太阳能光伏发电的必要性及技术分析[J].科技传播，2011，（20）.

[2] 杜慧.太阳能光伏发电控制系统的研究[D].保定：华北电力大学，2009.

[3] 赵争鸣，陈剑，孙晓瑛.太阳能光伏发电最大功率点跟踪技术[M].北京：电子工业出版社，2011.

[4] 王冰清.光伏发电系统MPPT技术研究[D].北京：北京交通大学，2014.

[5] 王自满.直流母线式光伏发电系统前级DC/DC变换研究[D].天津：天津 大学，2014.

光伏发电项目-致辞 篇4

大家上午好！

在这个红红火火的季节——夏天来临之际，我们怀着无比喜悦的心情，在这里隆重举行“XXX有限公司20MWp分布式光伏发电项目”开工典礼。借此机会，请允许我代表XXX有限公司——

向出席项目开工典礼的各位领导、各位来宾表示热烈的欢迎！

向一直关心、支持我公司事业发展的省、市、县等有关部门的领导和社会各界朋友表示诚挚的感谢！

向对项目工作付出辛勤劳动的全体工作人员致以最亲切的慰问！

XXX有限公司 20MWp 分布式光伏发电项目，是大型地面光伏电站，工程总装机容量为 20MWp，总投资为两亿，建设于美丽的XXX。

今天，隆重举行本项目开工典礼，标志着XXX有限公司正式落户XXX。这是一个美好的开始，同时，告诉我们接下来还需要共同努力、脚踏实地完成好这个项目。

在此，我代表XXX有限公司的全体员工郑重承诺：在本项目的建设过程中，一定高标准、严要求，以建设“资源节约型，环境友好型”工程为宗旨，大力配合相关部门的监督和指导，精心组织、精心管理、精心施工，以一流的建设质量和一流的建设效率，一步一个脚印地顺利完成好这个项目。

不管是现在还是将来，我们XXX有限公司都一定会严格按照 国家能源结构 和 发展的战略计划，继续在新能源领域努力开展一些卓有成效的投资建设，不断 发展、壮大XXX有限公司光伏发电项目的规模，迎来我公司与XX合作共赢的美好局面。

最后，祝愿——XXXXXX分布式光伏发电项目建设圆满成功！

祝各位领导、各位来宾身体健康，万事如意！

谢谢大家！

光伏发电项目汇报材料 篇5

一、工程概况

主变容量：本项目规划容量4MWp分布式太阳能光伏发电系统，包括太阳能光伏发电系统及相应的配套上网设施。太阳能电池阵列输入光伏方阵防雷汇流箱，经光伏并网逆变器接入4台1000kVA升压变压器。各单元通过电缆引线引接至10kV配电装置，并经二回新建10kV线路接入南村线10kV永镇线10KV变电站10kV母线侧并入电网。

二、安全控制

在施工期间，监理、施工负责人对安全的重要性认识统一到位，制定了“以人为本，安全第一，文明施工”的具体措施；施工人员认真贯彻“安全第一，预防为主”的方针，建立安全管理制度，人人讲安全，事事遵守安全操作规程施工，自开工至竣工没有发生一起设备的受伤损事故，达到预期的要求。

三、安装调试 参加10KV者南阳变电站安装工程的人员在启东电力有限责任公司各级领导的关心和大力支持下，在监理工程师的指导下，施工人员按照设计要求，严格安国家相关的规程、规范施工。

安装前认真熟悉一、二次及保护图纸，及时发现施工图

纸中的疏漏之处和可能出现的问题。及时主动向监理工程师和设计院反映，将问题处理在施工前；针对施工中的难点提前编制施工技术、安全措施，做到施工时心中有数。施工过程严把“三关”，坚持质量一票否决制：(1)、严把图纸关。首先组织技术人员对图纸进行认真复核，让所有技术人员彻底了解设计意图，其次

光伏发电并网申办具体流程 篇6

1、投资方可先向当地电网公司了解和提出并网意向，并填写申请光伏并网表格，并网表格可由当地电网公司提供协

助，投资方是以居民个人申请的，还需提供本人身份证原件以及复印件、户口本、房产证等证件；投资方最好事先

就向电网企业咨询，了解清楚。

2、如以居民个人申请的项目占据的是小区公共空间，还需要提供申请人及其所在单元所有住户的书面签字证明（包括

所有参与人的签名、电话、身份证号）以及所在小区物业、业主委员会同意的证明，并由其所在社区居委会盖章。

3、当电网公司接受你的申请后，会安排工作人员上门现场勘察，做一套接入系统方案；如你所在区域的电源点（多少

KVWV电压）、电网企业会按你所在申请区域的电网、电压、进行编制接入方案，方案完成后，投资业主尽快把电网

公司编制的接入方案交给我光伏生产厂家进行评估，有异议光伏厂家会及时提出与电网公司沟通，双方最终确定并

网方案。

4、光伏厂家接到最终确定方案后，会按电网公司编制接入的方案，和投资方的要求进行光伏并网设备设计生产，光伏

发电厂家并会到并网的地点进行场地勘察、做统一规格的组件，根据项目容量选择匹配逆变器、控制器、防雷器、汇流箱、电箱、计量装置、连接导线、支撑安装的水泥墩、三角支架等基础设施。

5、提出并网申请受理后，电网公司会派人上门安装电表、和用户签并网合同，并进行并网调试。“从并网申请到并网

调试、安装计量装置，所有这些电力公司提供的服务都是免费的，国家电网公司承诺整个流程在45个工作日内

完成。同时电 网公司会免费为用户安装一个可顺逆转的电流计量表，（或两个顺转电流计量表，一块是计算光伏

电站的发电量，另一块是计用户用电量电表）即用户自己用电和卖到电网的电量计量电表。这样用户可以直观的

看到自己每天的发电量、用电情 况以及输送到电网上的电量情况信息。

6、在工程建设过程中，施工设备质量、接入、输出、相关参数等，光伏发电厂家都必须按照电网公司编写的接入方

案 执行，防止不附合电网公司接入要求，发生停工，返工的现象。

7、投资方在填写申请调试验收的申请表时，可请求电网企业协助填写。

8、目前家庭安装并网电站的想盈利投资的，至少需要投入数十万元、到数百万、数千万元才会有可观收益。如果单是

自家用电，作为行业人士建议，做离网系统就可以了，不必做并网发电，因为够自家用就可以了，也没有多余的电

卖，不必做并网发电，这样可免去电网企业的繁琐流程，相对投入成本也小得多。而且离网发电技术成熟，设计更

先进，现在设计的离网发电都有市电互补的了，也就是说有太阳能电，优先使用太阳能电，太阳能没电了自动转换

使用电网电，这也是离网发电，不是并网发电，所以大家要弄清楚，不要以为和电网串联就是并网发电了啊。

9、了解并网发电后，如果真正要做，我们要收到电网公司的接入方案后才能做详细报价的，不然，只能给你笼络报

价。

10、另外，现在国家大力扶持家庭分布式光伏发电，都有电价补贴，或装一套家庭光伏发电系，国家补贴百分多少

等，国 家补贴对象为我国居民、医院、学校及农村安装家庭太阳能电站的用户，具体补贴可向当地发改委、能源

光伏发电合同 篇7

1 光伏发电与风力发电并网标准概述

许多国家和地区都针对自己的实际情况制定了光伏发电系统并网技术标准,如美国的IEEE、NEC、UL标准等,我国光伏标准委员会及国家电网公司也制定了光伏发电系统并网标准。国际电工委员会(IEC)制定的IEC标准是被广泛接受和采用的国际标准。

国际电工委员会在1994年率先制定了风轮发电机系统IEC61400系列标准,并被日本和欧洲众多国家和地区接纳和采用,该系列标准主要涉及风轮发电机系统的设计、安装、系统安全保护、动力性能试验以及电能质量测试评定等方面的内容。此外,IEEE也提出了一些风能转换系统与公用电网互联规范[4]。中国国家标准是参考IEC61400系列标准和德国、丹麦等国家的风力发电并网标准而制定的。

此外,IEEE1547—2003标准第一次尝试统一所有类型分布式发电DG(Distributed Generation)性能、运行、测试、安全、维护等方面的标准和要求,得到了国际上最广泛的认可[5],目前已经发展成为一系列的标准IEEE1547.1—IEEE1547.6(作为分布式发电的光伏发电和风力发电可参考此标准)。许多国家都有自己的DG并网技术标准:加拿大2个主要的DG互联标准为C22.2NO.257和C22.3NO.9;新西兰在2005年完成了基于逆变器的微电源标准AS4777.1、AS4777.2、AS4777.3[6]。

2 光伏发电并网技术标准

2.1 并网方式

我国GB/T19939—2005标准[7]根据光伏发电系统是否允许通过供电区的变压器向高压电网送电,分为可逆流和不可逆流2种并网方式,但并未对光伏发电系统的并网容量和接入电压等级进行详细规定。

日本《电气事业法》(1998年)对家用光伏发电系统与公用电力系统的并网原则上进行如下区分:单独家用用户的电力容量不足50 k W的发电设备与低压配电线(电压600 V以下)并网,不足2 000 k W的发电设备与高压配电线(电压大于600V小于7000V)并网。表1列出了日本《电气事业法》所规定的根据光伏发电系统输出容量及受电电力容量的并网区分及电气设备的分类[8]。

国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》[9]中,根据光伏电站接入电网的电压等级(0.4 k V、10~35k V、66 k V)将光伏电站划分为小型、中型和大型,但没有明确光伏电站的容量。IEEE929—2000[10]中对小型、中型和大型光伏发电系统的容量分别规定为≤10 k W、10~500 k W和≥500 k W。建议我国在制定标准时可以参考国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》、IEEE929和日本的相关规定,综合考虑光伏发电系统输出容量和受电电力容量,选择合适的并网电压等级和电气设备。

2.2 电能质量

任何形式的光伏发电系统向当地交流负载提供电能和向电网发送电能的质量都应受控,在电压偏差、频率、谐波、闪变和直流注入等方面应满足使用要求并至少符合电能质量国家标准。

2.2.1 电压偏差

通常情况下,光伏发电系统并网不允许参与公共连接点(PCC)电压的调节,不应造成电力系统电压超过相关标准所规定的范围,不应造成所连接区域电力系统设备额定值的过电压,也不能干扰电力系统中接地保护的协调动作。表2是国内标准GB/Z19939—2005[7]、GB/T19964—2005[11]、国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》[9]和国外标准IEEE929[10]、IEEE1547[12]对光伏发电系统正常运行电压范围和公共连接点处电压偏差限值的规定。

由表2可见,我国标准均规定光伏发电系统并网处电压偏差应满足相应的电能质量国家标准,但是对正常运行电压范围的划分有所差别。建议根据光伏发电系统的并网容量、合同电力、并网电压等级等因素综合考虑制定合适的正常运行电压范围,既要避免范围限定过于严格,不利于降低光伏发电系统的并网运行利用率,也要避免范围过于宽泛,影响到并网电力系统的安全、稳定性。

2.2.2 电压波动和闪变

IEEE1547[12]标准指出:分布式电源不能使地区电力系统电压超过ANSIC84.1—1995标准所规定的范围;与电网并列运行的分布式电源在PCC处引起电压波动不应超过±5%;分布式电源不应该造成区域电力系统中其他用户的电压闪变。IEEE929—2000[10]规定电压闪变限值不应超过IEEE519—1992[13]中的规定。IEC61727—2004[14]规定:光伏发电系统运行不应该使电压闪变超出IEC61000-3-3(<16 A系统)、IEC61000-3-5(≥16 A系统)中的相关规定。

GB/Z19964—2005[11]及国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》[9]均规定,光伏电站接入电网后,PCC点的电压波动和闪变应满足GB/T12326—2000的规定,光伏电站引起的电压闪变值应根据光伏电站装机容量与公共连接点上的干扰源总容量之比进行分配。

一般而言,光伏发电系统与电网相联引起的电压波动和闪变很小,基本不会引起电网的电压波动和闪变值越限。

2.2.3 频率

几乎所有的标准都要求光伏发电系统并网时应与电网同步运行。各标准对光伏发电系统的正常运行频率范围或偏差限值做出了相关规定,如表3所示[7,9,10,11,12,14]。

Hz

我国国家标准并未对光伏发电系统的正常运行频率范围做出规定,仅规定频率偏差限值为±0.5 Hz。而GB/T15945—2008中规定,用户冲击负荷引起的系统频率变动一般不得超过±0.2 Hz,当系统容量较小(系统装机容量不大于3 000 MW)时可以放宽到±0.5 Hz。

IEEE929[10]中指出,对于小型独立的电力系统,不宜将频率偏差规定得太小,通常要在上述规定的频率范围外有一定的频率偏差。如将系统频率偏差规定得过小,势必影响电气设备对频率的适应性。对于大型的光伏发电系统,电网也许需要其能够主动参与调节电网频率。因此,本文建议可以将光伏发电系统看作一类特殊的负荷,采纳GB/T15945—2008中的方法,对容量较小的光伏发电系统制定较为宽泛的正常运行频率范围和偏差限值。

2.2.4 谐波与波形畸变

大部分国内外标准规定,光伏发电系统的输出应该有较低的电流畸变水平以确保不会给并网的其他设备带来危害。国内外各标准对于谐波电流畸变的限值如表4所示[7,10,11,12,13,14]。

国家标准、IEC61727—2004及IEEE标准均规定偶次谐波电流畸变值不应超过奇次谐波的25%,对谐波次数小于35次的电流畸变限值的规定也相同。但国家标准和IEC61727没有规定谐波次数大于35的谐波电流畸变限值,本文建议该限值可参考IEEE1547标准进行补充完善。

2.2.5 直流分量

当光伏发电系统的并网逆变器输出端直接与电网连接(不带隔离变压器),逆变器存在参数不均衡、触发脉冲不对称等情况时,可能向电网注入直流电流。直流注入将会对变压器等电网设备产生不良影响。因此,国内外标准对光伏发电系统并网注入的直流分量均有限制,如表5所示[7,9,10,11,12,14]。

国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》中对光伏电站并网运行时馈入电网的直流分量的限值要比国家标准严格。除了对光伏发电系统的直流注入进行限定之外,有些国家的标准还规定,一旦光伏发电系统的直流注入超过规定值就需在规定时间内切除电源[6],这在我国标准中尚未体现。

2.3 保护与控制

2.3.1 电压异常

各标准对于光伏发电系统异常电压的响应时间要求如表6所示,光伏发电系统应在指定的分闸时间内停止向电网供电或从电网中切除[7,9,10,12,14]。

由表6可知,各标准对各范围异常电压的响应时间要求基本相同,对异常电压的划分范围有所差别。异常电压范围的划分与2.2.1节中的正常运行电压范围有关。

2.3.2 低电压穿越

有些标准还要求大型和中型光伏电站应具备一定的低电压穿越能力,国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》[9]中对大中型光伏电站的低电压穿越要求为:当并网点电压跌落至20%标称电压时,光伏电站能保证不间断并网运行1 s;且如果光伏电站并网点电压发生跌落后3 s内能恢复到标称电压的90%时,光伏电站应能保证不间断并网运行。建议在制定或修改国家标准时重点考虑这方面的问题,当电网故障时,充分利用光伏发电系统的低电压穿越能力为电网提供电压支撑。

2.3.3 频率异常

当电网频率偏离规定的条件时,光伏发电系统应该停止向电网供电。如果频率在规定的跳闸时间内恢复到正常电网连续运行的情况,则不必停止供电。频率保护装置允许时间延迟的目的是为了避免由于短期扰动引起的误动作[7,9,10,12,14]。光伏发电系统对异常频率的响应时间如表7所示。

国家电网公司要求大型和中型光伏电站应具备一定的耐受系统频率异常的能力,这有利于光伏发电系统在一定条件下参与调节电网频率。我国在制定国家标准时,也应当考虑电网的实际情况,规定光伏发电系统的耐受系统频率异常的能力。

2.3.4 防孤岛保护

防孤岛保护是分布式电源特有的保护。几乎所有的标准均要求当光伏发电系统并入的电网失压,处于非计划孤岛运行时,需要在规定的时间内检测到孤岛运行并停止供电。超出运行状态导致光伏发电系统停止向电网送电,在电网的电压和频率恢复到正常范围后,需延迟一段时间再并入电网运行。表8是国内外标准对发生非计划性孤岛时保护动作的时间以及电网恢复正常后并网延时的限值规定[7,9,10,12,14]。

IEEE929[10]和UL1741标准还规定,所有的并网逆变器必须具有防孤岛效应的功能,同时这2个标准给出了并网逆变器在电网断电后检测到孤岛现象并将逆变器与电网断开的时间限制。我国还没有制定具有防孤岛功能的并网逆变器的相关标准,建议尽快加以制定完善。

3 风力发电并网技术标准

3.1 并网方式

目前,国内外的风力发电大多是以风电场形式大规模集中接入电网。考虑到不同的风力发电机组工作原理不同,因此其并网方式也有区别。国内风电场常用机型主要包括异步风力发电机、双馈异步风力发电机、直驱式交流永磁同步发电机、高压同步发电机等。同步风力发电机的主要并网方式是准同步和自同步并网;异步风力发电机组的并网方式则主要有直接并网、降压并网、准同期并网和晶闸管软并网等[15]。

各种并网方式都有其自身的优缺点,根据实际所采用的风电机组类型和具体并网要求选择最恰当的并网方式,可以减小风电机组并网时对电网的冲击,保证电网的安全稳定运行。

我国在制定风力发电并网国家标准GB/Z19963—2005[16]时,只考虑到当时的风电规模和机组的制造水平,是一个很低的标准。近年来风电事业发展迅速,整体呈现大规模、远距离、高电压、集中接入的特点,对电网的渗透率越来越高,为使风电成为一种能预测、能控制、抗干扰的电网友好型优质电源,有必要对原有标准进行升级完善。

3.2 电能质量

大部分国家和地区的风力发电并网标准均要求风电场正常运行时满足本国家和地区的电能质量标准。

3.2.1 电压偏差

表9给出了国内标准(GB/Z19963—2005[16]、国家电网公司《风电场接入电网技术规定》[17])和IEEE1001—1988[18]对风电场正常运行电压范围和风电场并网点处电压偏差限值的规定。

3.2.2 电压波动和闪变

由于风机的出力会受到风速随机性的影响,有可能在风力发电系统与电网接口处造成电压波动。

GB/Z19963—2005[16]与国家电网公司《风电场接入电网技术规定》[17]均规定,风电场所在的公共连接点的闪变干扰允许值和引起的电压变动和闪变应满足GB12326—2008的要求,其中风电场引起的长时间闪变值Plt按照风电场装机容量与公共连接点上的干扰源总容量之比进行分配。风力发电机组的闪变测试与多台风力发电机组的闪变叠加计算,应根据IEC61400-21有关规定进行。

IEEE1453—2004标准[19]中规定的220 k V以下闪变限值与我国国家标准GB12326—2000相同,该标准同时规定了电压超过230 k V系统的闪变限值,而在GB12326—2000中没有规定。GB12326—2008中虽然规定了系统正常运行时较小方式下220 k V以上的长时间闪变值Plt,却未对短时间闪变值Pst做出具体说明,建议做出补充修订。

3.2.3 频率

我国和欧洲国家电网额定频率为50 Hz,美国和加拿大电网额定频率为60 Hz,因此,各个国家对于本国电网的正常频率范围和频率偏差限值的规定有所不同。表10给出了国内外标准对风电场正常连续运行时的频率范围[16,17,18]。

大部分标准均规定,当电网频率偏移正常运行范围时,在某些频率范围内可以允许风机短时间运行。我国国家标准和国网标准均要求频率与正常运行范围有较小偏差时,风电场可以并网运行一段时间;偏差过大时,风电场机组应逐步退出运行或根据电网调度部门的指令限功率运行。德国E.On和VET公司规定频率高于50.2 Hz时风机减少出力。西班牙规定低于47.5 Hz时风机停止运行。

3.2.4 谐波

GB/Z19963与国家电网公司《风电场接入电网技术规定》中均指出[16,17],当风电场采用带电力电子变换器的风力发电机组或无功补偿设备时,需要对风电场注入系统的谐波电流做出限制。风电场所在的公共连接点的谐波注入电流应满足GB/T14549—1993的要求,其中风电场向电网注入的谐波电流允许值按照风电场装机容量与公共连接点上具有谐波源的发/供电设备总容量之比进行分配。风力发电机组的谐波测试与多台风力发电机组的谐波叠加计算,应根据IEC61400-21有关规定进行。

3.3 低电压穿越

低电压穿越LVRT(Low Voltage Ride Through)是当电网故障或扰动引起的风电场并网点电压跌落时,在一定电压跌落范围内,风电机组能够不间断并网运行。

目前我国风电事业迅猛发展,伴随着风电装机容量的不断增加,其占电网总装机容量的比例不断增大,尤其是在电网的末端装机比重更大。当电网出现电压突降时,不具备低电压穿越能力的风力发电机组切机将对电网的稳定运行造成巨大影响。风力发电机组是否具备低电压穿越能力不但会对电网的安全稳定运行产生巨大影响,还会对风机本身寿命及运行维护成本产生影响。国家标准尚未对此做出任何规定,而国家电网公司《风电场接入电网技术规定》以及美国、加拿大、欧洲众多国家的标准均已经针对LVRT制定了相关要求,可以作为重要的参考依据。

3.3.1 基本要求[17,20]

各国对于LVRT的基本要求各不相同,但可以用几个关键点大致描述风电场LVRT的要求:并网点电压跌落至某一个最低限值U1时,风电机组能维持并网运行一段时间t1,且如果并网点电压值在电压跌落之后的t2时间内恢复到一定电压水平U2,风电机组应保持并网运行。表11给出了各国标准中对风电场LVRT能力要求曲线中U1、t1、t2、U2等关键点的限值。

国家电网公司《风电场接入电网技术规定》与美国标准对LVRT的规定大致相同。加拿大规定,各省各地可以根据实际情况进行相应修改。2001年之前,德国电网上的风电机组在电网故障时都会切除;到2001年时有实现故障后有功支持的简单要求;2003年之后提出更高要求,要求无功电流贡献以控制电压。此外,双重电压降落特性是丹麦并网要求的一部分,它要求两相短路100 ms后间隔300 ms再发生一次新的100 ms短路时不发生切机;单相短路100 ms后间隔1 s再发生一次新的100 ms电压降落时也不发生切机。

3.3.2 有功恢复[17,20]

国网标准要求对故障期间没有切出电网的风电场,其有功功率在故障切除后应快速恢复,以至少每秒10%额定功率的变化率恢复至故障前的值。

德国标准规定有功输出在故障切除后立即恢复并且每秒至少增加20%的额定功率;网络故障时,机组必须能够提供电压支持;如果电压降落幅度大于机端电压均方根值的10%,机组必须切换到支持电压;机组必须在通过提供机端无功功率进行的故障识别后20 ms内提供电压支持,无功功率的提供必须保证电压每降落1%的同时增加2%的无功电流。

丹麦规定:风电场应在电压重新到达0.9 p.u.以上后,不迟于10 s发出额定功率。电压降落期间,并网点的有功功率应满足以下条件:在电压恢复到0.9 p.u.后,应在不迟于10 s内满足与电网的无功功率交换要求。电压降落期间,风电场必须尽量发出风电场标称电流1.0倍的无功电流。

新国标的制定中,LVRT是让相关利益方颇有微词的关键所在。LVRT被认为是风电机组设计制造技术上的一大挑战,而且会增加风力发电成本,如果制定的不够合理,可能会影响到风电开发商的积极性,不利于风电产业的发展;另一方面,对于保证电网的稳定性,在电网故障时提供无功功率,支持电网恢复,LVRT能力必不可少。因此,如何制定恰当的LVRT标准,妥善协调各方利益极为关键。

对于接入点短路容量大的强系统,故障时电压跌落低,没有强LVRT能力的风机也能实现穿越,因此没必要对并网的风机要求很高的LVRT能力,从而降低成本;而对接入点短路容量小的弱系统,故障时电压也许会跌得很低,需要并网风机有很好的LVRT能力,而对太弱的系统要求过高也不现实。因此,在风电场规划设计阶段,有必要慎重选择并网点,并对风机提出实际可行的LVRT要求[21]。

4 结语

加快制定各种形式新能源并网标准以及完善现有标准是推动智能电网发展的原动力之一。目前,除了光伏发电和风力发电,我国还没有制定针对其他形式新能源发电并网的技术标准和规范,而已制定的标准还不够成熟,尚需进一步发展和完善。

本文针对目前新能源发电应用最为广泛的光伏发电和风力发电,将国内外相关的主要并网技术标准分别进行了综合比较分析,指出了国内标准存在的不足并提出了一些初步建议,为国内标准的进一步完善提供参考依据。

摘要：主要比较了国内外常用的光伏发电与风力发电的并网技术标准,分别从并网方式,电压偏差、电压波动和闪变、频率、谐波、直流注入等电能质量指标,保护与控制以及风电场低电压穿越等方面进行了详细的分析。指出了国内现有标准存在的不足,在并网技术标准的制定过程中,应综合考虑并网容量以及接入电网的电压等级等因素。

太阳能光伏发电技术 篇8

【关键词】太阳能光伏发电；光伏电池

将光能转变为电能的光伏技术是一项非常重要的技术。相对而言，目前这项技术的发展还处在初期阶段，到2030年之后将会有很稳定和很高的增长率，会成为可行的电力供应者。

光伏发电技术已有几十年的发展历史，全世界的光伏实验室也有几百家，一直处于一种高研究、低生产的状态，不乏出色的科研人才。在国内，虽然光伏产业在近几年有了很大发展，但大多技术落后、设备陈旧，而且多数是直接引进技术和人才，这个局面直接限制了我国光伏科研水平的提高。

日本从1995年开始就已经实施了政府对光伏发电的补助计划，从而促使日本的光伏产业在后来几年的时间里，得到了长足的发展，太阳能电池产量几乎占了全球总产量的1/2；德国也出台了对光伏产业的优惠政策，使光伏产业迅速发展壮大，目前德国太阳能电池的产量已经超过全球产量的1/4。从日本、德国的例子来看，在这个领域，政府的推动非常重要。现在，西班牙、美国各州以及其他许多发达国家都开始用政策激励的方式大规模发展本国的光伏产业。中国虽然是发展中国家，但政府历来重视新能源的开发和利用，《可再生能源法》这时候能够出台也是顺应了时代要求，时机选择非常准确，充分证明了中国政府在能源和环保问题上的态度是明智的。

作为屋顶光伏发电工程的主角，上海市政府、江苏省政府等无疑为国内各省的光伏普及做了表率。但有关专家们认为，光伏发电因为成本高而无法与常规能源竞争的时候，政府采用的补贴电价、规定电网企业收购比例等扶持办法，对启动光伏发电规模市场将起到很好的带头、促进作用。

其实，此种方法在国外早就有了先例。2004年，德国实施“购电法”安装了10万个太阳能屋顶；日本采用“补贴法”安装了近7万个太阳能屋顶，并计划到2010年，安装100万个太阳能屋顶；此外，美国加州50%的新建住宅都要安装太阳能屋顶；西班牙、意大利等许多发达国家先后出台高价收购太阳能光伏电力的政策，鼓励居民安装太阳能屋顶。据了解，“上海十万太阳能屋顶计划”很可能采用日本的模式---初装“补贴法”，这正是“他山之石，可以攻玉”之所在。

国外的实践证明，光伏发电的成本在技术发展的推动下，正在努力突破高成本的制约瓶颈。如果在技术和规模上再有大的突破，中国的光伏产业赶超日本、欧洲等国家将大有可能。有专家预测，在“十一五”期间，很可能会出现国外光伏产业链大规模向中国转移的浪潮，这无疑会给中国经济注入新的活力因素。光伏发电有望在30年内成为中国重要的电力能源之一。

中国光伏，由说到做

2008年北京奥运会提出了“绿色奥运、科技奥运、人文奥运”的理念，光伏发电开始融入奥运建筑。目前，环保、健康已经成为每个中国人关注的话题。

清华大学BP清洁能源研究和教育中心主任李钲认为，全球问题是气候问题，但对中国来说，常规的污染是主要问题。据了解，我国虽然不是全球最大的汽车使用国，却是全球第二大石油消耗国。从我国单车油耗量来看，我国平均单车所耗油的实际值是2.28吨，比美国高10%～20%，比日本高出1倍。不可否认，中国正在一天天地繁荣起来，但同时环境污染也在一天天加剧。全国大多数地区较差的空气质量就是我们依赖煤炭、石油等燃料的恒定指示物。

上海等城市的太阳能屋顶工程，无疑在能源应用方面迈出了很大一步。据了解，仅上海的“十万屋顶”并网光伏系统，每年至少发电4.3亿千瓦时，这不啻为一个天文数字。据相关部门统计，每生产1千瓦时电，大约需要350克左右的煤，4.3亿千瓦时电就相当于给能源紧缺的中国每年节省2万吨左右的煤炭资源。

由深圳市政府投资6188万元建设的太阳能光伏电站，是目前亚洲最大的并网太阳能光伏电站，它的建成昭示着我国利用太阳能发电的美好前景。该电站于今年2月开始承建，8月建成发电。电站采用国际上最先进而又成熟的技术，迄今运行状况良好，并通过业主、设计、监理、质检、供电等相关部门的验收。电站总容量达1兆瓦（即MWp，太阳能光伏发电专业术语），年发电能力约为100万千瓦时，运行20年后仍具发电能力。专家们称，这一电站是我国并网光伏发电领域的成功典范，填补了我国在大型并网光伏电站设计和建设的空白，具有里程碑式的意义。

从《可再生能源法》的颁布到“十万屋顶工程”的启动，再到太阳能光伏电站的建立，中国的光伏产业已经从“说”走向了“做”，把建设“绿色城市”、“可持续发展”城市真正的第一次落在了实处，也是中国太阳能发电普及应用的添彩之笔。

参考文献：

[1]王长贵，王斯成，太阳能光伏发电实用技术，北京：化学工业出版社，2005

[2]于静、车俊铁、张吉月，太阳能发电技术综述，世界科技研究与发展出版社，2008年版。

[3]高嵩、侯宏娟，太阳能热发电系统分析，华电技术出版社，2009年版，国防工业出版社，1999年版