光伏电站信息管理

光伏电站信息管理（精选7篇）

光伏电站信息管理 第1篇

一、强化安全教育、建立完善电站各项管理制度

安全生产是电力生产的生命线。与国有大中型发电厂相比, 大型并网光伏电站存在地处偏僻、占地面积大、人员少、设备分布面积广、维护工作量大、故障发生概率高等特点, 因而会直接影响电站最大发电效益的发挥。鉴于此, 结合现场实际情况, 笔者认为大型并网光伏电站运行管理的首要任务就是抓好安全生产。

牢固树立安全意识是确保电站安全生产的基础。红寺堡大型并网光伏电站在职工安全教育方面的经验有:正面教育, 树立先进典型, 以先进事迹为榜样, 使职工自觉增强安全责任心;反面教育, 以常见事故案例为教材, 使职工牢记血的教训, 时刻引以为戒;奖励教育, 对工作中认真负责、遵章守纪、制止“三违”行为、及时发现和排除事故隐患、避免人身伤亡和设备损坏事故发生的有功人员进行大力宣传、表彰, 并给予重奖、重用;处罚教育, 对因工作失职、自由散漫或由于“三违”而引发事故的责任人, 严格按照有关制度进行处罚。总之, 要切实把安全工作做到位, 把职工从被动的“要我讲安全”转变为“我要讲安全”。

目前, 我国并网光伏电站的运行管理尚未形成较为完善的制度体系。红寺堡大型并网光伏电站在借鉴火电企业管理经验的同时, 结合光伏发电的特点, 从安全生产、运行维护、设备检修3个方面入手, 编制完成了20余项管理制度, 确保了凡事有章可循、凡事有人负责、凡事有据可查、凡事有人检查考核。

二、建立电站信息化管理系统

目前, 红寺堡大型并网光伏电站已利用计算机管理系统为电站内的每个逆变器室都建立了数据库。数据库资料主要包括:各逆变器室供电信息, 如供电时间、负荷情况、累计电量等;各逆变器室室内环境信息, 如室内温湿度、设备温度等;各逆变器室设备运行中出现的故障及相应处理等。

三、建立电站日常运行维护档案

电站运行维护人员每天都要记载大量的运行数据和工作内容。这不仅是电站实际生产的重要凭证, 而且能直接反映设备的运行情况。电站日常运行维护档案包括运行日志、报表、缺陷登记、巡检记录、运行分析、专题分析等, 主要是针对当日天气情况、各逆变器及相关电气设备的发电和运行情况、当日主要电气设备实时电能参数、截止当日电站发电情况以及对当日发电运行情况等做简要分析和总结。这项工作对电站积累第一手资料和工作人员及时了解设备运行情况有极大帮助, 同时也是分析电站运行状况和制定维护方案的重要依据。

1. 电站故障维护记录。

发现电站设备出现异常时, 操作人员要及时将异常现象的发现时间、发现人、故障现象、故障原因分析、处理意见和处理结果填入“缺陷登记本”内。故障排除后, 由电站主管或相应专业主管对电气设备进行复查验收, 发挥管理人员对设备质量的监查作用。为了使设备在最佳发电时段内多发电, 因而对于不影响发电的设备缺陷可采取夜间离网的方式进行检修。这是因为设备直流侧电池组件在夜间不带电, 所以在光伏电池组件阵列、汇流箱及逆变器检修维护过程中通常可以省去汇流箱停送电的操作。此项制度不仅有效保证了全站发电量, 还有效提高了检修安全系数, 降低了设备维护工作量。

2. 电站设备缺陷可靠性分析。

设备缺陷可靠性分析是确保电站长期稳定运行的重要手段。在电站日常运行管理中, 主要从以下几个方面对设备可靠性进行分析:设备发生故障的起止时间、事件状态、持续时间, 启动次数, 事件原因的分析说明, 设备缺陷消除情况, 设备重复性缺陷情况及原因分析等。

四、实时进行对比分析, 深化电站运行经济分析

对比双轴跟踪、单轴跟踪、固定等不同光伏电池组件支架的相关电能参数、运行维护方法和检修方法等, 并据此制定相应的运行维护管理方案, 有助于后续工作的有效开展。红寺堡大型并网光伏电站对各类逆变器 (结合其所接入的光伏电池组件支架种类) 的专题分析, 不仅帮助运行人员很快熟悉了设备运行方式, 还给领导层的决策提供了第一手参考资料。红寺堡大型并网光伏电站还细化了电站的运行经济分析, 做到每天、每周、每月、每季度、每半年、每年都有总结, 内容涵盖分析时段内电站的天气情况、辐照情况、指标完成情况、发电利用小时数、厂用电量、设备及其他原因造成的损失电量、电站存在的主要问题和采取的相应措施、主要设备故障及消缺情况、节能降耗工作开展情况、下月电量预测等。这种对比分析不仅为消除电站设备隐患、优化电站设备配置和提高电站设备可靠性创造了条件, 还为新建、扩建、改建光伏电站时的设备选型提供了重要依据。

五、完善培训机制

我国的光伏发电行业起步较晚, 新录入人员的业务水平普遍偏低, 设备检修维护能力有限, 且大型并网光伏电站一般都位于偏僻山区, 工作条件艰苦, 工作人员较少, 轮岗周期长, 这就使工作人员易因长期工作而对培训学习出现抵触心理。红寺堡大型并网光伏电站在对工作人员的培训方面主要有以下几点经验。

1. 制定培训计划。

电站制定详细的年度、月度、周培训计划, 系统培训工作;班组按照每个成员的能力及心理状况制定个人培训计划。

2. 创新培训方式。

采用技术讲课、现场考问与讲解、技术问答、技能竞赛、参加安全知识培训班、外出培训学习和参与工程现场施工等多种方式进行强化培训。

3. 上岗考核制度。

制定严格的上岗考评制度和详细的上岗竞聘制度, 切实落实“公开、公平、公正”的上岗考核原则, 变“相马”为“赛马”, 调动职工的学习积极性和自觉性。

4. 专业人员竞赛制。

深入开展技术比武、岗位练兵、反事故演练等活动, 实现管理人员“一岗多责”、运检人员“一专多能”。

5. 建立培训档案。

为职工建立培训学习档案卡并设专人管理, 让职工的学习成绩及综合表现既直观又量化, 使培训工作进一步规范化、制度化。

六、建立技术文件管理体系

光伏扶贫电站管理方法解读 第2篇

日期：2018-04-27 3月26日，国家能源局与国务院扶贫办联合印发了《光伏扶贫电站管理办法》(以下简称《办法》)。下面我就《办法》相关情况向大家做一下介绍。

一、背景情况

十八大以来，国家能源局坚决贯彻党中央决策部署，在国务院扶贫办的指导下，结合能源产业特点，积极探索发展光伏扶贫模式。2014年，启动了光伏扶贫试点工作，2015年初下达了安徽、河北、山西、宁夏、甘肃、青海等6省(区)光伏扶贫试点专项建设规模150万千瓦。2016年3月，会同国家发展改革委、国务院扶贫办等联合印发了《关于实施光伏发电扶贫工作的意见》(发改能源〔2016〕621号)，光伏扶贫在全国全面展开。2016年10月、2017年12月分两次各下达光伏扶贫专项规模516万千瓦和418万千瓦，2017年在规模中明确8个省共450万千瓦普通电站规模也全部用于光伏扶贫。据国务院扶贫办统计，截至2017年底，全国共有25个省(区、市)、940个县开展了光伏扶贫项目建设，累计建成规模1011万千瓦、直接惠及约3万个贫困村的164.6万户贫困户。光伏扶贫在带动群众脱贫致富、增强村集体经济实力和保障农村能源供应方面取得良好成效，为世界减贫事业贡献了中国智慧、中国方案。

光伏扶贫是个新事物，实施过程中也出现了一些问题。个别地方盲目扩大光伏电站扶贫对象、一些地方打着扶贫名义要规模上项目、个别地方存在“一光了之”、“一哄而上”现象等;一些地方政府出资不到位或以项目建设单位垫资方式违规出资，一些电站建设运维质量不高，这些问题如果不及时加以解决都会影响光伏扶贫的实施效果，必须制定相关制度规范电站管理，把好事办好。

2017年下半年起，国家能源局会同国务院扶贫办，在深入调研、总结经验、分析问题、征求意见的基础上，研究起草了《办法》，并征求了国家发展改革委、财政部、各省发展改革委(能源局)、扶贫办及国家电网公司、南方电网公司等有关企业的意见。根据各方反馈意见，我们对《办法》进行修改完善。今年3月26日，我局会同国务院扶贫办正式印发了《光伏扶贫电站管理办法》。

二、《办法》主要内容

《办法》主要目的是规范光伏扶贫工作实施，明确光伏扶贫电站建设运行管理要求，保障光伏扶贫实施效果，共二十条，分别对光伏扶贫的定位、定义、适用范围、对象、方式、投资、标准、建设、配套服务、验收、运行消纳、价格、补贴、收益分配、目录管理、计划管理、各方责任、企业扶贫等方面都做出了明确规定。在此着重强调以下几点：

一是关于光伏扶贫定位。《办法》明确光伏扶贫是资产收益扶贫的有效方式，是产业扶贫的有效途径。也就是说光伏扶贫只是产业扶贫的众多方式之一，不是唯一方式，不能“一光了之”。

二是关于扶贫对象。《办法》明确光伏扶贫对象为列入国家光伏扶贫实施范围的建档立卡贫困村的建档立卡贫困户，优先扶持深度贫困地区和弱劳动能力贫困人口，不能把扶贫对象扩大化。

三是关于建设方式。《办法》明确光伏扶贫电站原则上应在建档立卡贫困村按照村级电站方式建设，根据当地实际情况，确有必要并经充分论证可以采取联建方式建设村级电站。今后光伏扶贫电站不再搞集中式电站，不能打着光伏扶贫名义要规模、建集中式电站。

四是关于建设资金。《办法》明确光伏扶贫电站由各地根据财力可能筹措资金建设，不得负债建设，企业不得投资入股。保证扶贫电站公益性质，地方有钱就干，有多少钱干多少事。

五是关于电价政策。为支持光伏扶贫，《办法》明确光伏扶贫电站不参与竞价，执行国家制定的光伏扶贫价格政策。

六是关于补贴发放。《办法》明确光伏扶贫电站优先纳入可再生能源补助目录，补助资金优先安排，原则上补助资金于次年1季度前发放到位。这是国家支持扶贫对光伏扶贫电站实行的优惠政策。

七是目录管理。《办法》明确光伏扶贫电站实行目录管理，国家能源局会同国务院扶贫办按建档立卡贫困村代码，对光伏扶贫电站统一编码、建立目录，纳入目录的，享受光伏扶贫电站政策。今后只有纳入光伏扶贫电站目录的才能享受光伏扶贫优惠政策。

八是关于建设和运行维护。《办法》明确光伏扶贫电站以县为单位，由县级政府按照“规划、设计、施工、验收、运维”五统一的原则实施，运用市场化方式委托专业机构负责光伏扶贫电站的建设、运行和维护，确保建设运行质量与运行安全，并鼓励采用达到“领跑者”技术指标的先进技术。这样规定有利于提高光伏扶贫电站建设运维的专业化程度，保证光伏扶贫电站建设运维质量。

九是厘清职责。《办法》明确“中央统筹、省负总责、市县抓落实”的管理体制，省级政府扶贫、能源主管部门负责本省光伏扶贫工作的统筹协调和管理监督，要对项目的真实性、准确性负责。

独立光伏电站蓄电池优化管理研究 第3篇

光伏发电是当前利用太阳能的主要方式。光伏电站系统可分为并网型系统和独立供电型系统2种。前者可以看作集中式或者分布式的太阳能电站;而后者则不与电网相连, 直接向负载提供电力, 为了提供持续的能量供应必须使用储能装置[1]。阀控铅酸蓄电池 (VRLA) 广泛应用于独立光伏电站中, 其能量是由太阳能提供, 白天由太阳能转化为电能给蓄电池充电, 夜间则由蓄电池给用户提供所需的电能。

从已建光伏电站的调查分析发现, 蓄电池是导致光伏电站系统故障和失效的主要原因之一。导致蓄电池提前失效的原因很多, 除设计不合理、维护管理不到位外, 蓄电池的控制方式不合理是导致其提前失效的重要原因[2,3]。因此, 建立合理的蓄电池控制方式, 可延长蓄电池使用寿命, 降低系统运行成本并保证独立光伏电站的安全可靠运行。

1 蓄电池优化管理策略

容量和寿命是蓄电池的重要参数, 它们受充电方法影响很大。在独立光伏电站系统中, 不仅关心蓄电池的充电速度, 而更关心如何在充电的过程中既能最大限度地利用光伏电池, 又能实现充电的最小损耗和蓄电池的最长寿命。

1.1 分段式充电方法

根据蓄电池的充放电特性, 建立科学、合理的充放电制度, 对蓄电池进行智能化管理, 有利于延长蓄电池的工作寿命、提高充电效率以及光伏电站系统的可靠性。该系统将蓄电池的充电分为恒流、恒压均充和浮充3个阶段, 充电曲线如图1所示。系统可控制进行恒流、恒压均充、浮充状态的转换, 从而实现蓄电池的优化管理。

a. 恒流阶段:先采用0.1 C10 的恒定电流对蓄电池进行充电, 其中 C10为10 h 放电率时蓄电池的额定容量, 随着充电的不断进行蓄电池电压会逐渐升高。

b. 恒压均充阶段:当充电电压达到均充电压时, 转为恒压均充充电, 这时蓄电池的充电电流会逐渐减小。

c. 浮充阶段:当充电电流小于0.01 C10时, 启动定时 (2～3 h, 可设定) , 定时到, 则转浮充, 浮充电压根据电池温度进行实时补偿。

将定时功能与电流判据结合起来, 控制均、浮充的转换, 可避免蓄电池的过充或欠充。系统可实现最优化的电池充放电管理, 根据系统的工作状态, 自动实现蓄电池的程序充电。当电池电压低于设定值或非恒流状态充电电流大于恒流均充电流后, 控制器可自动启动充电程序对蓄电池进行补充充电。如在较长时间 (几个月, 可设置) 内未对电池进行均充, 控制器可根据参数设置启动一次周期充电。充电的持续时间可设定, 或根据充电电流和电压由控制器自动控制。

1.2 浮充电压补偿

温度和浮充电压的变化会给铅酸蓄电池带来严重危害。在适当的浮充状态下, 阀控铅酸蓄电池能够稳定工作6～10年。而浮充电压即使只有5% 的偏差, 也会使蓄电池的寿命减半[4]。因此, 要求控制器必须根据电池温度对蓄电池的浮充电压进行实时补偿, 避免高温过充电和低温欠充电, 使蓄电池在各种温度环境下都能保持满容状态。

本文的控制器采用了线性补偿方式, 先对蓄电池温度进行实时监测, 然后相应地调整蓄电池浮充电压, 从而达到了浮充电压温度补偿的目的。以蓄电池的工作环境温度25℃ 为标准, 当环境温度每升高1℃ 时, 蓄电池单体浮充电压要降低3 mV;当环境温度每降低1℃ 时, 蓄电池单体浮充电压要升高 3 mV。

1.3 恒流充电算法

常规 PID 控制系统是按偏差的比例、积分和微分线性组合进行控制的, 它是在获取对象数学模型的基础上, 根据某一整定原则, 适当地整定 PID 的Kp、Ki、Kd 3个参数, 可以获得比较满意的控制效果。实践证明, 这种参数整定的过程实际上是对比例、积分、微分3部分控制作用的折衷, 这种控制无法解决稳定性与准确性之间的矛盾。加大控制作用可使误差减小、准确性提高, 但降低了系统的稳定性。反之, 为保证系统的稳定性, 限制控制作用, 这样又降低了控制的准确性。虽然存在许多 PID 参数的整定方法及经验公式, 但这种整定不仅时间长, 且参数间相互影响, 往往很难达到最优效果。即使对被控对象整定了一组满意的 PID 控制参数, 当对象特性发生变化时, 也难以保证良好的控制性能[5]。

实践中试验比较了多种控制算法, 由于光伏电池输出、蓄电池充电电流与蓄电池电压、蓄电池温度之间难以用精确的数学模型描述, 对蓄电池恒流或恒压充电的控制, 采用如图2所示的混合型模糊 PID 控制器较为合适。其中, r 为系统给定值, y 为实际输出值, e 为 r 和 y 之间的偏差, K1、K2为比例系数, i1为模糊控制器的输出, i2为 PID 控制器的输出, i 为混合型模糊 PID 控制器的总输出。当系统的偏差较大时, 积分系数和比例系数较大;当系统的偏差较小时, 积分系数和比例系数也较小。实验表明, 这种控制方式既可保证系统的动态响应速度, 又能满足一定的稳态精度。其中, 恒流充电时的仿真结果如图3所示。

1.4 欠压保护

太阳光微弱时将由蓄电池为用户负载供电。当电池放电至终止电压时控制器会及时切断用电负载, 同时发出声光告警, 以防止蓄电池深度放电。蓄电池的欠压切断有软硬件双重措施, 切实保证电池不会过放电。

2 控制器设计

控制器以 C8051F021单片机为控制和检测核心, 利用 IGBT 作为斩波器件, 从而实现蓄电池的优化管理和光伏电站的运行监测。其结构框图如图4所示。

2.1 硬件设计

2.1.1 单片机 C8051F021

C8051F021单片机是 Cygnal 公司生产的高速、低功耗、多功能的8位单片机[6,7,8]。在该控制器中, 利用片内 ADC 子系统测量系统的电压和电流;利用 PCA 定时器阵列产生 PWM 控制信号;利用2个电压比较器实现过压、过流保护;利用 I/O 口实现单体电池的温度测量、蓄电池放电欠压保护以及声光告警。由此可见, 采用 C8051F021单片机单个芯片即可完成系统的控制、检测和保护, 不但简化了系统硬件设计, 也显著降低了系统成本。

2.1.2 主电路

系统主电路如图5所示, 其中 U*、U 分别为电压给定值与实际输出值, I*、I 分别为电流给定值与实际输出值。当恒流或恒压充电时, 分别将蓄电池的充电电流或充电电压作为反馈信号进行闭环控制。系统设定值与实际值相比较得误差 e, 经混合型模糊 PID 控制器调节后, 通过实时改变单片机 C8051F021输出 PWM 控制信号的占空比, 再经光耦隔离驱动控制 IGBT 功率器件的导通和关断, 进行 DC /DC 斩波降压, 改变系统输出电压的大小, 从而实现了恒流或恒压充电功能。

2.1.3 驱动电路

IGBT的驱动采用 TLP250芯片, TLP250内部有光耦隔离。为了实现 IGBT 的快速关断, 关断时需为 G、E 端提供一负偏压。驱动电路如图6所示, 其中稳压管 VD1为5.1 V, 采用+20 V 电源供电。由于稳压管 VD1及电容 C2的储能作用, 当 IGBT 导通时, G、E 之间产生+14.9 V 的驱动电压;当 IGBT 关断时, G、E 之间产生 -5.1 V 的偏压。

2.1.4 模拟量检测电路

模拟量检测主要包括电池电压、充放电电流以及单体电池温度等。

a. 电池电压。为了方便隔离, 这里选用了 LEM 公司的电压传感器 LV25-P。LV25-P 是应用霍尔原理的闭环电流传感器, 原边与副边之间是绝缘的。使用时原边串联一限流电阻 R1, 额定电流为10 mA, 这时副边对应电流为25 mA, 在副边接一测量电阻 R2可将电流信号转换为电压信号 UO, UO与Ui 是线性成正比的, 因此通过测量 UO 即可得到电池电压 Ui。其测量原理如图7所示。

b. 充放电电流。蓄电池充放电电流的检测采用了 LEM 公司的磁平衡式霍尔电流传感器, 具有全隔离、高精度以及抗干扰能力强等优点, 其输出为0～25 mA 电流, 经电阻转换成电压后通过单片机 C8051F021的 ADC 子系统转换处理。

c. 电池温度。在电池负极柱根部安置温度传感器, 实时测量各单体电池的温度, 然后相加取平均值作为浮充电压的补偿温度。在这里选用了 DALLAS 公司生产的单线数字温度传感器 DS1820, 多个 DS1820可并联在一起, 仅需单片机1条 I/O 口即可实现多点温度的准确测量[9]。

2.2 电磁兼容设计

由于控制器处在光伏电站的强电磁干扰环境中, 如果不采取完善的抗干扰措施, 轻则会影响控制器的采样和控制的精度, 重则会破坏其器件和程序。为了保证系统稳定可靠工作, 必须周密考虑和解决系统的抗干扰问题[10,11,12,13,14,15]。

2.2.1 硬件抗干扰设计

a. 选用了高可靠性的工业级开关电源, 其输入范围宽, 对输入电压的波动有较强的适应能力, 并在其输入端外加高性能 EMI 滤波器。

b. 印制板布局时数字电路、模拟电路及功率电路应分开布置, 高压和低压数字系统之间全部采用光耦隔离设计。

c. 数字电路、模拟电路应分别单独供电, 减少电源地线的公共阻抗, 防止形成地线回路, 同时保证系统一点接地;在电源入口适当位置增加去耦电容。

d. 各种弱电传输电缆全部采用屏蔽双绞线, 并且屏蔽层单端接地。

2.2.2 软件抗干扰设计

a. A/D 采样值计算采用数字滤波算法。对每个采样点作16次采样, 数值滤波通过筛除两端的数据并求平均值获得, 以减小干扰的影响, 提高测量的准确性。

b. 设置监视跟踪定时器 (WDT) , 当程序执行出错或进入死循环时, 自动使系统复位。

c. 设计多个软件看门狗, 用以监视整个程序和重要模块的运行。

d. 设置软件陷阱, 将已跑飞的程序马上拉回到正常运行轨道。

e. 采用指令冗余技术, 减少程序跑飞的概率。

2.3 软件设计

系统软件设计完全按照结构化的程序设计方法, 将整个程序按照功能分为若干个程序模块, 以方便调试和维护。为提高编程效率采用 Keil C51语言编程。本设计中的软件在 Keil μVision2集成环境中编辑、编译、连接、调试后, 直接通过 JTAG 接口将程序下载到 C8051F021单片机中 (ISP) , 系统投运后也可通过远方数据通道进行运行中编程 (IAP) , 实现远方程序版本升级[7]。它主要包括主程序、模拟量采样程序、混合型模糊 PID 调节程序、故障处理程序、键盘显示程序、串口通信程序、时钟处理程序等。

3 实验结果

控制器经实际测试, 性能指标完全达到了设计要求。其中, 恒流控制误差在稳态时小于等于0.2%, 调节过程中动态超调量小于等于1%, 具有良好的动态和稳态性能。

4 结论

实验和运行结果表明, 该控制器完全实现了独立光伏电站蓄电池的优化管理, 并且系统成本低、抗干扰能力强、使用维护方便, 有利于提高光伏电站的自动化水平。系统自投入运行以来, 取得了良好的效果, 完全能满足光伏电站无人监控的需要。

摘要：为了实现独立光伏电站系统中蓄电池的优化管理, 有效地延长其工作寿命, 提出了基于混合型模糊PID控制算法的分段式蓄电池充电策略。该策略将蓄电池的充电分为恒流充电、恒压均充和恒压浮充3个阶段, 浮充电压可根据电池温度进行实时补偿。将定时功能与电流判据相结合, 控制均、浮充的转换, 可避免蓄电池的过充或欠充。介绍了基于该策略的控制器的硬件组成以及软件实现。试验结果和实际运行表明, 该系统具有高效、稳定、自动化程度高的特点。

光伏电站项目管理暂行办法 第4篇

第一章总则

第一条为规范光伏电站项目管理，保障光伏电站和电力系统安全可靠运行，促进光伏发电产业持续健康发展，根据《中华人民共和国可再生能源法》、《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国行政许可法》、《电力监管条例》和《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，制定本办法。

第二条

本办法适用于作为公共电源建设及运行管理的光伏电站项目。

第三条光伏电站项目管理包括规划指导和规模管理、项目备案管理、电网接入与运行、产业监测与市场监督等环节的行政管理、技术质量管理和安全监管。

第四条

国务院能源主管部门负责全国光伏电站项目建设和运行的监督管理工作。省级能源主管部门在国务院能源主管部门指导下，负责本地区光伏电站项目建设和运行的监督管理工作。委托国家太阳能发电技术归口管理单位承担光伏电站建设和运行技术管理工作。

第二章规划指导和规模管理

第五条

国务院能源主管部门自责编制全国太阳能发电发展规划。根据国家能源发展规划、可再生能源发展规划，在论证各地区太阳能资源、光伏电站技术经济性、电力需求、电网条件的基础上，确定全国光伏电站建设规模，布局和各省(区、市)开发规模。

第六条省级能源主管部门根据全国太阳能发电发展规划，以及国务院能源主管部门下达的本地区指导性规模指标和开发布局意见，按照“统筹规划、合理布局、就近接入、当地消纳”的原则，编制本地区光伏电站建设实施方案建议。

第七条各省(区、市)光伏电站建设实施方案建议包括建设规模、项目布局、电网接入、电力消纳评价和建设计划等内容。各省(区、市)应在每年12月末总结本地区光伏电站建成投产及运行情况的基础上，向国务院能源主管部门报送第一的光伏电站建设实施方案建议。

第八条

国务院能源主管部门根据全国太阳能发电发展规划，结合各地区报送的光伏电站建设和运行情况、实施方案建议，确认需要国家资金补贴的光伏电站的实施方案，下达各省(区、市)光伏电站建设实施方案。

第九条

各地区按照国务院能源主管部门下达的指导性规模指标，扣除上已办理手续但未投产结转项目的规模后，作为本地区本新增备案项目的规模上限。

第十条 各地区实施方案的完成情况，作为国务院能源主管部门确定下一该地区指导性规模的重要依据。对已发生明显弃光限电问题且未及时解决的地区，停止下达该地区新增指导性规模指标及实施方案。对建设实施情况差的地区，相应核减下该地区指导性规模指标。

第三章 项目备案管理

第十一条

光伏电站项目建设前应做好规划选址、资源测评、建设条件论证、市场需求分析等项目开工前的各项准备工作。

第十二条

光伏电站项目开展太阳能资源测评，应收集项目场址或具有场址代表性的连续一年以上实测太阳能辐射数据和有关太阳能资源评估成果。

第十三条

项目单位应重点落实光伏电站项目的电力送出条件和消纳市场，按照“就近接入、当地消纳”的原则开展项目电力消纳分析，避免出现不经济的光伏电站电力远距离输送和弃光限电。

第十四条省级能源主管部门依据国务院投资项目管理规定对光伏电站项目实行备案管理。备案项目应符合国家太阳能发电发展规划和国务院能源主管部门下达的本地区指导性规模指标和实施方案，已落实接入电网条件。

第十五条光伏电站完成项目备案后，应抓紧落实各项建设条件，在办理法律法规要求的其他相关建设手续后及时开工建设，并与电网企业做好配套电力送出工程的衔接。

第十六条国务院有关部门对符合条件的备案项目纳入可再生能源资金补贴目录。未纳入补贴目录的光伏电站项目不得享受国家可再生能源发展基金补贴。

第十七条为促进光伏发电技术进步和成本下降，提高国家补贴资金使用效益，国务院能源主管部门根据需要适时组织地方采取招标等竞争性方式选择项目投资企业，并确定项目的国家补贴额度。以招标等竞争性方式组织建设的光伏电站项目规模不计入本地区指导性规模指标。

第四章

电网接入与运行

第十八条光伏电站配套电力送出工程应与光伏电站建设协调进行。光伏电站项目单位负责投资建设项目场址内集电线路和升压站工程，电网企业负责投资建设项目场址外配套电力送出工程。各省级能源主管部门负责做好协调工作。

第十九条

电网企业应根据全国太阳能发电发展规划、各地区光伏电站建设规划和实施方案，统筹开展光伏电站配套电网规划和建设，根据需要采用智能电网等先进技术，提高电网接纳光伏发电的能力。

第二十条 光伏电站项目接网意见由省级电网企业出具，分散接入低压电网且规模小于6兆瓦的光伏电站项目的接网意见由地市级或县级电网企业出具。

第二十一条

电网企业应按照积极服务、简捷高效的原则，建立和完善光伏电站项目接网审核和服务程序。项目单位提出接入系统设计报告评审申请后，电网企业原则上应在60个工作日内出具审核意见，或对于不具备接入条件的项目说明原因。电网企业应提高光伏电站配套电网工程相关工作的效率，做到配套电力送出工程与光伏电站项目同步建设，同时投运。

第二十二条 光伏电站项目应符合国家有关光伏电站接入电网的技术标准，涉网设备必须通过检测论证。经国家认可的检测认证机构检测合格的设备，电网企业不得要求进行重复检测。

第二十三条

电网企业应按国家有关技术标准和管理规定，在项目单位提交并网调试申请后45个工作日内，配合开展光伏电站涉网设备和电力送出工程的并网调试、竣工验收，与项目单位签订并网调度协议和购售电合同。双方签订的并网调度协议和购售电合同必须符合《可再生能源法》关于全额保障性收购的规定。

第二十四条

电网企业应采取系统性技术措施，完善光伏电站并网运行的调度技术体系，按照法律规定和有关管理规定保障光伏电站安全高效并网运行，全额保障性收购光伏电站的发电量。

第二十五条

光伏电站项目应按照有关规范要求，认真做好光伏电站并网安全工作，会同电网企业积极整改项目运行中出现的安全问题，保证光伏电站安全和电力系统可靠运行。

第五章 产业监测与市场监督

第二十六条

国务院能源主管部门按照建设项目工程质量有关要求，加强光伏电站建设质量监督管理及运行监管，将建设和运行的实际情况作为制定产业政策，调整各地区建设规模和布局的依据。根据产业发展状况和需求，及时完善行业规范和标准体系。

第二十七条 项目主体工程和配套电力送出工程完工后，项目单位应及时组织项目竣工验收，并将竣工验收报告报送省级能源主管部门，抄送国家太阳能发电技术归口管理单位。

第二十八条

国务院能源主管部门适时组织有资质的咨询机构，根据相关技术规定对通过竣工验收并投产运行1年以上的重点项目的建设和运行情况进行后评价，作为完善行业规范和标准的重要依据，项目单位应按照评价报告对项目设施和运行管理进行必要的改进。

第二十九条 各省级能源主管部门应规范本地区光伏电站开发市场秩序管理，严格控制开展前期工作项目规模，保持本地区光伏电站有序发展。

第三十条

国务院能源主管部门负责加强对光伏电站运行监管，项目单位应加强光伏电站运行维护管理，积极配合电网企业的并网运行调度管理，电网企业应加强优化调度，保障光伏电站安全高效运行和发电量全额保障性收购。

第三十一条

国务院能源主管部门依托国家太阳能发电技术归口管理部门建立可再生能源项目信息系统，对各地区光伏电站项目建设、运行情况进行监测。项目单位应按照有关要求，建立光伏电站运行管理信息系统，并向国家太阳能发电技术归口管理单位报送相关信息。

第三十二条 光伏电站建设、调试和运行过程中，如发生人员伤亡、重大设备损坏及事故，项目单位应按规定及时向所在地能源监管部门和安全生产监督管理部门报告；如发现关键设备批量质量问题，项目单位应在第一时间向项目所在地能源主管部门报告，地方能源主管部门视情况上报国务院能源主管部门。

第六章违规责任

第三十三条项目单位不得自行变更光伏电站项目备案文件的重要事项，包括项目投资主体、项目场址、建设规模等主要边界条件。

第三十四条

电网企业未按全额保障性收购的法律规定和有关管理规定完成收购光伏电站发电量，国家能源管理部门和监管机构责令电网企业限期纠正。按照《可再生能源法》 第二十九条规定电网企业应承担赔偿责任。

第七章

附

则

第三十五条 本办法由国家能源局负责解释。

第三十六条本办法自发布之日起施行。

江西省国土资源厅 关于完善光伏发电项目用地管理促进我省光

伏产业健康发展的意见

各设区市国土资源局、省直管试点县（市）国土资源局，厅相关处室：

为贯彻落实《江西省人民政府办公厅关于印发促进我省光伏产业健康发展若干政策措施的通知》（赣府厅字〔2013〕121号），促进我省光伏产业健康发展，结合国土资源工作实际，现就完善光伏发电项目用地管理提出如下意见。

一、充分认识促进光伏产业健康发展的重要性

光伏产业是全球能源科技和产业的重要发展方向，是国务院《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》要求重点支持的产业，是我国具有国际竞争优势的战略性新兴产业，发展潜力巨大。发展光伏产业对调整能源结构、推进能源生产和消费革命、促进生态文明建设具有重要意义。各地要进一步解放思想、开拓创新、破解难题，毫不动摇地推进光伏产业持续健康发展。

二、完善土地支持措施

光伏发电项目占用耕地的，依法办理用地报批手续后，可以划拨方式供地；光伏发电项目中的控制室、机房等永久性建筑占用土地的，依法办理用地报批手续后，可以划拨方式供地。

光伏发电项目中的太阳能电池组件占用未利用地的，光伏发电企业可向集体经济组织依法租赁使用；占用非耕地的其他农用地，也可由公司向集体经济组织依法租赁使用，以降低工程的前期投入成本。依法租赁使用集体经济组织土地的，租赁协议须向当地县级以上国土资源部门备案。

三、切实加强用地引导和监管

各地要根据产业发展规划和土地利用总体规划，在保护耕地、合理利用土地的前提下，积极引导光伏发电项目建设尽量利用荒山荒坡、滩涂等未利用地和低效闲置的土地，不占或少占耕地。确需占用耕地的，应尽量占用劣质耕地，避免滥占优质耕地。

各地要督促光伏发电企业按照租赁协议约定使用土地，不得改变土地用途，禁止擅自或变相用于非农建设。对擅自改变为建设用地的，要予以及时制止、责令限期纠正和整改；对于逾期未纠正和整改的，要依法处理，恢复土地原状。

江西省国土资源厅

光伏电站信息管理 第5篇

通过实践证明, 采用现代化信息技术的光伏电站运营管理平台 (以下简称管理平台) , 实现光伏电站智能化发电、数字化运营、可视化管理, 能提升光伏电站发电效率3%~7%。

现代化信息技术主要指大数据、云计算技术, 基于此类技术的管理平台在光伏电站生产、运维、管理等方面发挥重要作用。以下罗列几项主要手段。

1 缩短大数据处理时间, 提升发电效率

传统管理平台采用简单计算模型处理光伏电站海量数据, 平台资源耗费量巨大, 数据计算处理时间较长, 无法满足当前光伏电站实时数据分析需求。基于现代化信息技术的管理平台采用大数据和云计算技术相结合, 利用分布式处理和资源虚拟化手段, 处理光伏电站环境下的海量结构化数据、非结构化数据。通过实时测算, 处理速能提高10~20倍, 大大节约了数据处理时间和提高了数据处理能力, 直接或间接提升了平台效率和光伏电站发电效率。

2 降低运维成本, 增强电站运维能力

电站监控管理水平落后, 运维人员技能低下, 是制约光伏电站发电能力重要因素。传统管理平台只提供了设备运行状态的基本监控, 远无法满足现今电站生产需求。基于现代化信息技术的管理平台通过各类技术集成创新则很好弥补了这一空白, 为光伏企业实现数字化运营, 可视化管理;为电站提供实时监控、自动告警定位等服务, 减少电站运维人员和运维时间, 提高发电量也减少电站运行管理成本。青海某大型光伏电站事实证明, 使用了现代化信息技术的管理平台, 一台20MW的电站至少能减少2~4名运维人员。

3 故障设备及时处理, 提高光伏发电效率

基于大数据与计算技术的光伏电站管理平台的使用, 实现自动定位故障设备, 确保故障设备的及时维修或更换, 提高光伏电站主要发电设备的发电效率, 提升光伏电站运行可靠性, 促使电站运行成本降低和电站收益明显提高。

4 加强电站监测与诊断, 保证发电能力

目前的电站监测与诊断主要侧重单台独立的设备, 检测数据无法共享, 不同设备间的运行状况无法进行统筹分析, 智能电网环境下数据量远远超出传统电网监测的数据量, 包括一次、二次设备;实时在线状态数据;设备的基本信息、试验数据、运行数据、缺陷数据、巡检记录等。面对这些海量的、分布式的、异构的状态数据, 传统管理平台常规的数据存储与分析方法会遇到极大的困难, 无法满足未来智能电网的可视化监测管理。而基于大数据, 云计算技术的管理平台使得成为解决上述问题的利器。

5 减少电能损耗, 增加企业收益

光伏发电系统作为复杂的技术的集成, 使用传统管理平台分析其电能损耗异常困难。目前, 较精确的电损计算基本是离线的, 主要依靠进出线端和进出变压器端电能表测量得到的数据进行统计。实际中往往因表计不全而难以实现, 由于表计的误差或不可靠等因素也会造成数据失常或缺少, 以致对所采集的测量数据通常要进行剔除不良数据并进行状态估计处理。随着智能电网的发展, 电气元件的数量和种类在不断增加, 电损的统计精度、难度在不断加大。依靠现代化信息技术管理平台对电量数据采集、处理能力的强大性和健壮性, 精确分析出电网系统中电能损耗各类因素, 从而去尽量规避、消除这类因素, 减少电能损耗。

经过对综合效率在65%~75%、装机容量分别为20MW、30MW和50MW的3个光伏电站10月份数据进行分析, 结果显示, 电能损耗占比约24%~36%。进一步分析上述30MW光伏电站, 其建设投资约4亿元左右, 该电站在10月份损耗电量为274.66万k W·h, 占理论发电量的34.8%, 如果按一度电1.0元计算, 10月份至少损失274.66万元, 对企业经济效益影响巨大。

6 结语

现代化信息技术的不断发展及其在不同领域的广泛应用, 必将对我国新能源产业未来发展, 特别是光伏产业的建设与发展产生极其重大而深远的影响。引入基于大数据、云计算技术的光伏电站管理平台对光伏发电多源、多种类的海量数据挖掘分析, 解决制约光伏发电效率的因素, 对于推动光伏行业生产、经营模式的转变和可持续发展具有重要意义, 将成为智能光伏电站建设的重要技术支撑, 在光伏系统智能调度领域具有广阔的应用前景。

摘要：现代化信息技术的不断发展及其在不同领域的广泛应用, 必将对我国新能源产业未来发展, 特别是光伏产业的建设与发展产生极其重大而深远的影响。引入基于大数据、云计算技术的光伏电站管理平台对光伏发电多源、多种类的海量数据挖掘分析, 解决制约光伏发电效率的因素, 对于推动光伏行业生产、经营模式的转变和可持续发展具有重要意义, 将成为智能光伏电站建设的重要技术支撑, 在光伏系统智能调度领域具有广阔的应用前景。

光伏电站信息管理 第6篇

为更好地为全市家庭光伏电站接入提供便利条件, 确保配套电网与光伏发电项目同步建成、同步并网, 国网济源供电公司进一步简化工作流程, 简化中间环节, 压缩工作时间, 全面提升家庭光伏电站并网服务质量与速度。本工作流程在济源玉泉办事处、轵城镇实施后, 极大地缩短了并网服务时间, 提高了方案编制效率, 得到了用户的一致好评。

1 管理目标描述

1. 1 管理理念

简化家庭光伏电站服务流程是践行河南省电力公司《进一步精简业扩手续、提高办电效率的工作意见》 ( 豫电营销〔2015〕138 号) 的有力举措, 是最大限度地实现便民、为民、利民, 提升工作质量和优质服务水平的保障, 是贯彻落实党的群众路线教育实践活动, 构建以客户为导向的服务流程和工作机制, 践行“你用电、我用心”的服务理念的积极行动。

1. 2 管理范围和目标。

家庭光伏电站按安装位置划分为小区家庭光伏和宅基地房屋家庭光伏。

1. 3 管理指标体系及目标值 ( 指标体系是指管理过程控制指标)

通过研究家庭光伏电站接入系统工作的特点, 进一步精简工作流程, 充分利用微信、Google earth、奥维互动地图 ( 手机端) 等工具直接与用户互动交流, 减少现场踏勘时间; 同时, 结合相关部门制定标准规范的接入系统单, 在公司内部各部门直接采用网上会签的方式, 减少审批时间, 确保高效率地服务用户。

2 主要管理做法

针对家庭光伏电站接入系统工作简单性的特点, 会同公司营销部、发策部、运维部, 针对小区用户、宅基地房屋用户, 统一全市范围内家庭光伏的接入点、公共连接点的位置, 统一上、下网计量表的安装方式, 协同制定统一格式的接入系统方案单。

借助微信、Google earth、奥维互动地图 ( 手机端) 等技术手段, 加强和完善勘测手段, 缩短现场踏勘时间。

接入系统制定完毕后, 在公司内网上直接推送至各个部门, 减少审批时间。

2. 1 管理工作流程

1) 小区家庭光伏接入系统任务流程: 任务开始→配合客户经理, 现场踏勘 →向客户提交收资单→ 用户通过电邮或微信反馈收资单→ 按照标准格式, 编制接入系统方案 →通过OA推送给客户经理 →任务结束。

2) 宅基地型家庭光伏接入系统任务流程: 任务开始 → 和供电所电话沟通, 通过Google earth确定家户光伏电站安装位置→ 向供电所提交收资单→供电所反馈收资单→按照标准格式, 编制接入系统方案→通过OA推送给供电所→任务结束。

2. 2 主要流程说明

2. 2. 1 标准家庭光伏电站接入系统方案单的制作

由于家庭光伏电站接入系统方案较为简单, 仅需要确定接入点、并网点、公共连接点、计量方案等, 因此可以制作标准、简洁的接入系统方案单。标准、简洁的接入系统方案单据, 既能准确、简要地把主要问题说明清楚, 又能压缩接入系统方案的编制时间, 可以大大地提高用户满意度。

2. 2. 1 客户光伏电站收资单编制方案

对用户来讲, 收资应简洁明了, 尽量将项目地址、安装容量、光伏板数量、房屋面积, 实际利用面积、季节用电量、发电量等信息以填空的方式由用户填写相关信息, 然后收资单可直接反馈给经研所。

2. 2. 3 流程各阶段的工作要求、主要工作及主要成果或记录

1) 接收任务阶段。根据国网济源供电公司的分工安排, 城区内家庭光伏电站由营销部受理, 其他地区家庭光伏电站由各个辖区的供电所受理。当受理单位接到用户的申请时, 受理单位将用户的联系方式、申请规模、家庭用电的供电台区及下户表箱号等重要信息告知经研所。

2) 现场踏勘阶段。传统的现场踏勘方式为: 由受理单位组织发策部、运维部、经研所等相关单位实地进行踏勘。由于家庭接入系统方案较为简单, 工程的实施方式也较为固定, 编制接入系统方案时仅需要了解家庭光伏电站的位置即可, 因此经研所可以和用户直接电话沟通, 经研所在办公室可以通过电脑版Google Earth确定安装位置, 不在办公室时可以通过奥维互动地图手机端确定安装位置。通过这种先进的方式可以极大地减少现场踏勘时间。

3) 收资阶段。受理单位将标准的收资单提交给用户, 用户填写完毕后, 可直接通过电子邮箱、微信等方式反馈给经研所, 无须客户来回跑手续, 可以提高用户的满意度。

4) 接入系统编制阶段。经研所根据用户反馈的相关资料, 采用标准的接入系统方案单, 可在半个工作日完成接入系统方案, 然后通过内网OA反馈给受理单位。

5) 任务结束。

2. 3 人力资源保证

家庭光伏电站接入系统工作流程简化后, 无须成立特别的组织机构, 仅由现有的人力资源完全可以满足工作的需要。

3 补充说明

3. 1 典型案例1

济源市玉泉办事处***家庭光伏电站接入系统方案制定:

供电受理人员将标准的收资单通过OA发给经研所, 经研所与* * * 电话联系, 通过Google Earth电脑版确定了***家的位置后, 经研所根据标准的家庭光伏电站接入系统单编制供电方案, 只通过半个工作日即可完成接入系统方案。

3. 2 典型案例2

济源市轵城镇***家庭光伏电站接入系统方案制定:

供电受理人员将标准的收资单通过OA发给经研所, 经办人员由于其他工作不在办公室, 通过与***电话联系, 通过奥维互动地图手机端确定***家的位置, 根据标准的家庭光伏电站接入系统单编制供电方案, 只通过1 个工作日即可完成接入系统方案。

4 结语

通过简化后的家庭接入系统制作流程后, 制定接入系统方案时间由《国网河南省电力公司关于印发进一步精简业扩手续提高办电效率实施方案的通知》 ( 豫电营销〔2015〕138 号) 文件中规定的12 ( 22) 天缩减到1 周之内, 极大提高了用户满意度。

摘要：随着国家对光伏电站支持力度的加大, 济源地区家庭光伏电站如雨后春笋般迅速发展, 全市各个办事处及乡镇, 陆续开展家庭光伏电站建设并网工程, 至今全市共开展家庭光伏电站建设的有40余户, 更快更好地服务用户, 提高系统接入效率是其中关键一环。

关键词：家庭,光伏电站,接入系统,方案编制,管理创新

参考文献

[1]王长贵, 崔容强.新能源发电技术[M].北京:中国电力出版社, 2003.

[2]邢运民, 陶永红.现代能源与发电技术[D].陕西:西安电子科技大学, 2007.

光伏电站信息管理 第7篇

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。