光伏电站设计施工与运维((培训教学课件))

光伏电站设计施工与运维李世民研究员中建绿源光伏研究院·技术顾问兼名誉院长一、光伏发电站的设计依据分步式电站设计依据光伏发电站设计规范GB50797—2012光伏发电站施工规范GB50794—2012光伏发电站施工组织设计规范GB50795—2012光伏发电站工程验收规范GB50796—2012CJS01－2010太阳能光伏建筑一体化用用技术导则（暂行）（浙江省标准）DB11/T881-2012建筑太阳能光伏系统设计规范（北京市地方标准）SZJH-XX-XXXX深圳市太阳能光伏与建筑一体化设计施工与验收规范DGJ32/J87-2009太阳能光伏与建筑一体化应用技术规程（江苏省工程建设标准）设计和咨询资质1、工程设计资质资质2、承装（修、试）电力设施许可证3、营业执照二、场地勘测场地勘测

现场条件（地理位置，可利用场地大小，形状）当地太阳能资源电网接入条件（与接入点的距离，电网变压器、输电电缆容量、电压等级等电网承载能力因素。）交通运输、水资源等条件环境影响（有无遮光的障碍物，有无盐害、公害、自然灾害，冬季的积雪、结冰、雷击飓风等灾害状态）

并网电站的设计计算设计容量相关参数：1、平铺：130-140W/m²，6.7-7.2m²/kWp2、地面支架：10-25平方米/kWp3、投资：0.8-1.2万元/kWp三、方案制定

初步方案制定

1、建设类型平屋顶支架方式坡屋顶

原瓦面上平铺彩钢屋面上平铺轻质屋顶支架结构光伏瓦平铺屋面透光屋顶其它类型屋顶2、估算建设规模并网光伏电站的设计1.认真研究项目建设的条件，通过多方案比较，确定较为合理的技术方案。2.分析选址资源情况。3.合理布置太阳电池组件阵列。4.大尺寸组件安装快速、便捷：①减少系统的安装时间；②减少系统的安装材料；③减少了系统连线，降低线损。5.电缆布线最优化-直流侧系统的连线：①防紫外线电缆；②尽量短的连线；③近处汇流。6.高效的逆变器是系统稳定运行的保证。7.集中监控，可以预防故障。8.工程造价的核算。四、电站设计与设备选型设计内容

太阳能辐射资源评估，逐月计算水平面和倾斜面辐射量，优化设计倾角。光伏组件选型逆变器（直流柜）选型集中大型逆变方式，组串式逆变方式光伏组件串联数计算光伏组件串并联数计算汇流箱选型电缆选型电站平面分布图基础与支架的设计和选择其他

施工图设计1、设备接线图（设备间关系、线缆类型、长度、结点方式）。2、设备位置图（设备相对位置、体积、间距）。3、系统走线图（走线路径，线缆长度型号，电缆）。4、线缆选型（压降、容量、损耗率，类型：护套、阻燃、屏蔽、软硬、耐候性）。5、设备细化选型（附加模块、连接端子、环境要求、通信方式等）。6、防雷设计（防雷等级、避雷针、避雷带、引下线、电力与通信防雷保护器）。7、配电设计（三相平衡调节、峰值功率控制、保护功能等）。8、基础设计（基础结构、基础稳定性；地基摩擦力与附着力）。9、支架强度计算（风压、积雪、地震）。10、支架部件、装配详图（零件三维装配图、部件加工用详图）。11、系统效率计算（线损、设备损耗、环境损耗、其它损耗）。系统设计光电板倾角通常将光电板倾角设计成与当地地理纬度角相等可获得全年最大太阳能能量，但是由于各地晴朗指数不一样，导致太阳能直射辐射和散射辐射的比例不同，所以要按照各地的实际辐射情况优化光伏组件阵列的倾角。倾角为地理纬度+15度可在冬季获更大能量。倾角为地理纬度-15度可在夏季获更大能量。最佳倾角要因地制宜。全国各大城市光伏阵列最佳倾角参考值城市纬度φ（/°）斜面日均辐射量kJ/m2)日辐射量（kJ/m2)独立系统推荐倾角（/°）并网系统推荐倾角（/°）哈尔滨45.681583512703φ+3φ-3长春43.91712713572φ+1φ-3沈阳41.71656313793φ+1φ-8北京39.81803515261φ+4φ-7天津39.11672214356φ+5φ-3呼和浩特40.782007516574φ+3φ-3太原37.781739415061φ+5φ-6乌鲁木齐43.781659414464φ+12φ-3西宁36.751961716777φ+1φ-1兰州36.051584214966φ+8φ-9银川38.481961516553φ+2φ-2西安34.31295212781φ+14φ-5上海31.171369112760φ+3φ-7南京321420713099φ+5φ-4合肥31.851329912525φ+9φ-5杭州30.231237211668φ+3φ-4南昌28.671371413094φ+2φ-6福州26.081245112001φ+4φ-7济南36.681599414043φ+6φ-2郑州34.721455813332φ+7φ-3武汉30.631370713201φ+7φ-6长沙28.21158911377φ+6φ-6广州23.131270212110φ+0φ-1海口20.031351013835φ+12φ-3南宁22.821273412515φ+5φ-4成都30.671030410392φ+2φ-8贵阳26.581023510327φ+8φ-8昆明25.021533314194φ+0φ-1拉萨29.72415121301φ+0φ+2太阳能辐射资源评估取当地或临近地区的太阳能辐射资源数据要求有近10-20年的平均太阳能辐射数据。水平面总辐射（直射辐射，散射辐射）水平面辐射折算到倾斜面计算方法通常气象资料提供的太阳能辐射资料是当地水平面太阳能月平均日总辐射量或直射、散射辐射量。对于某一倾角固定安装的光伏阵列，所接受的太阳辐射能与水平面不同。在进行光伏设计时需要计算分析不同倾角的倾斜面上的太阳辐射量并对倾角进行优化分析。目前国内外有很多计算方法，包括商业化计算机模拟软件(例如：RETScreen，PVsys)。下面介绍一种较简便的辐射量计算方法。水平面辐射折算到倾斜面简化公式逐月计算每个月倾斜面上的太阳能辐射量It＝Ib×[sin(a+b)/sina]+IdIt——倾斜光伏阵列面上的太阳能总辐射量Ib——水平面上太阳直接辐射量Id——散射辐射量a——中午时分的太阳高度角sina=sindsinf+cosdcosfb——光伏阵列倾角1、选择每月的代表日为17号，确定每月代表日的日顺数n月份123456789101112n174675105135162198229259289319351δ-20.9-12.9-2.19.418.1523.1521.313.72.25-8.5-18.2-23.22、计算每个月的赤纬角倾斜面上的辐射量计算方法

IH=------------1000I:倾斜面上的月平均日总辐射量(Wh/m2)H:峰值小时数(h)计算峰值小时数(h)光伏组件选型

选型原则：1、应尽可能选择性能稳定可靠的优质产品、确保25年的发电寿命。

2、光伏组件应选择较大尺寸和输出功率的组件，有利于节省支架和施工工作量。外形尺寸：长宽高电气性能：1、额定最大输出功率Pm2、光伏组件的工作电压Vpm（V）3、光伏组件的开路电压Voc（V）4、光伏组件的工作电流Ipm（A）5、光伏组件的短路电流Iso（A）半透明非晶硅薄膜光伏组件碲化镉CdTe电池铜铟镓硒CIGS电池单晶\多晶硅电池的优缺点在单晶硅制备过程中，由于单晶拉晶生长需要多晶硅原材料纯度较高，能保证硅片纯度。单晶硅电池由于其晶体结构单一、材料纯度高、内阻小、光电转换效率高，稳定性高。继而保证了单晶硅电池质量相对比较容易控制。缺点是由于拉单晶成本高于多晶硅铸锭，所以单晶硅组件价格略高于多晶硅组件。单晶大规模生产的转换效率是16.5%-21%多晶硅铸锭相对简单，多晶硅片价格也相对比较便宜。目前大规模工业化生产的多晶硅电池光电转换效率在16%-18.5%，低于单晶硅电池。但是随着单多晶电池效率差异拉大、单晶拉晶成本和切片成本快速下降，单晶组件和多晶组件成本将快速趋于一致。光伏电站建设投资预算比较单晶硅电站6.5元/Wp光伏组件元/Wp逆变器元/Wp支架系统汇流箱电线电缆等电器其他设施安装费3.00.41.0.60.11.4多晶硅电站6.55元/Wp光伏组件元/Wp逆变器元/Wp支架系统汇流箱电线电缆等电器其他设施安装费2.80.41.080.650.111.51组件的选型1、光伏组件的封装材料和封装水平直接影响光伏组件的寿命。应尽量选用TPT背板或TPE等特氟龙材料封装的光伏组件（一般不透光），双玻组件性能也很好，只是价格可能会略高。个别厂家使用廉价特氟龙涂层的材料，性能较差，寿命较短，严重的几年后会产生背板粉化，龟裂，严重影响组件使用寿命。2、铝边框材料要有足够的厚度和强度，实践中有很多电站由于边框强度不够导致组件承受不了风雪荷载导致破裂的现象。3、光伏组件表面要平整、尺寸误差不大于2毫米，避免日后长期应力导致组件破损。4、组件接线盒、旁路二极管，连接插件必须完好、牢固。组件大小的选型1、先根据逆变器参数确定串接数2、根据屋顶面积和安装模式预算大概装机量3、并联数=总装机量/（串联数x组件容量）或：组件容量=总装机量/（串联数x并联数）4、最终确定组件容量和总装机量光伏组件的检测光伏组件测试应尽量满足标准测试条件，现场对幅度组件进行测试，应选择晴朗无云天气，太阳能辐射应大于

800W/M2光伏组件测试实测数据应修正为标准测试条件下的数值：电流修正：

I=I’x1000/R电压修正：V=V’(1-Ktx(Tb-25))I—标准条件下的电流(A)I’—实测电流(A)V—标准条件下的电压(V)V’—实测电压(V)R—实测太阳辐射(W/M2))光伏组件测试应尽量满足标准测试条件，现场测试应选择晴朗无云天气，太阳能辐射应大于

800W/M2光伏组件测试实测值TestData标准测试条件StandardCondition辐射

radiation9191000

板温Tbtemp.5625

组件温度系数Kt-0.43%

I'V'I=I'*1000/RV=V'+C*V'*(Tb-25)P10180.020.40.020.1417.60.219.93.030.716.60.818.814.340.7216.50.818.714.750.7516.50.818.715.360.7816.30.818.515.770.915.91.018.017.680.9815.11.117.118.290.9914.91.116.918.210114.31.116.217.6111.0213.241.115.016.7121.03101.111.312.7131.045.51.16.27.1141.040.21.10.20.3151.0401.10.00.0●逆变器是光伏发电站的核心设备。●按照逆变器结构和应用特点可以分为三大类：集中式逆变器、组串式逆变器和微型逆变器又称组件式逆变器并网逆变器应具有防孤岛、过压、欠压、短路、过载、过热、防雷等保护和安全功能，大型逆变器还必须具备低电压穿越功能。应选择质量可靠，效率高，工作范围宽，输出杂波小，保护、显示功能齐全的逆变器。逆变器选型强制风冷的逆变器自然冷却的逆变器逆变器效率欧洲效率：ηe=0.03η5%+0.06η10%+0.13η20%+0.1η30%+0.48η50%+0.2η100%美国加州效率：ηe=0.04η10%+0.05η20%+0.12η30%+0.21η50%+0.53η75%+0.05η100%欧洲效率和加州效率的主要区别在50%，75%和100%处。9.2.5光伏发电站的逆变器需具备过载能力，在1.2倍额定电流以下，光伏发电站连续可靠工作时间不应小于1min。设备选型－逆变器额定功率5kVA最大输入电压1000V工作电压范围Vmppt380-800V启动电压

270V输出额定电压：

AC380V（同步三相交流）输出频率：50±0.2Hz正弦波电流畸变率：≤4％最大功率跟踪误差：≤3％有功电流波形：正弦电流谐波总畸变率THD：

<5%系统功率因数：>0.96过载能力在1.2倍额定电流以下，光伏发电站连续可靠工作时间不应小于1min其他保护功能具有防孤岛、过压、欠压、短路、过载、过热、防雷等保护功能对于大型逆变器还需要具备低电压穿越功能电网频率异常时应满足下列要求电网频率运行时间要求f<48Hz根据光伏电站逆变器允许运行的最低频率或电网要求而定48Hz≤f<49.5Hz每次低于49.5Hz时要求至少能运行10min49.5Hz≤f≤50.2Hz连续运行50.2Hz<f<50.5Hz每次频率高于50.2Hz时，光伏发电站应具备能够连续运行2min的能力，但同时具备0.2s内停止向电网送电的能力，实际运行时间由电网调度机构决定；不允许处于停运状态的光伏电站并网f≥50.5Hz在0.2s内停止向电网送电，且不允许停运状态的光伏发电站并网1）光伏发电站并网时应与电网保持同步运行。2）大、中型光伏发电站应具备一定的耐受电网频率异常的能力，在电网不同频率下的允许运行时间应满足下表的要求。当电网频率超出49.5Hz~50.2Hz范围时，小型光伏发电站应在0.2s以内停止向电网线路送电。3）在指定的分闸时间内系统频率可恢复到正常的电网持续运行状态时，光伏电站不需要停止送电。大、中型光伏电站应具备低电压穿越能力当并网点电压在图中电压曲线及以上区域时，光伏发电站应保持并网运行。当并网点运行电压高于110%电网额定电压时，光伏发电站的运行状态由光伏发电站的性能确定。图中UL2为正常运行的最低电压限值，宜取0.9倍额定电压。UL1宜取0.2倍额定电压。T1为电压跌落到0时需要保持并网的时间(0.15s)，T2为电压跌落到UL1时需要保持并网的时间(0.625s),T3大约为3s。T1、T2、T3的数值需根据保护和重合闸动作时间等实际情况来确定。1MW并网光伏发电电路图大型MW级光伏电站电原理图组串型光伏逆变模式组串型光伏逆变器，功率范围1KW-30KW，可用于大型电站和住宅型屋顶和一些小型商业屋顶。串接式逆变方式

串接式逆变方式具有不需要汇流箱、安装方便，便于维护等优点，近年来逐步被很多人关注。采用组串式逆变器的方案光伏组件串的串联数应满足下列公式

极限最多串联数（耐压）：

正常工作最多串联组件数：

（最大工作电压）

启动必须的最少组件串接数：

（最小工作电压）式中：

Kv——光伏组件的开路电压温度系数；

Kv'——光伏组件的工作电压温度系数；

N——光伏组件的串联数（N取整）；

t——光伏组件工作条件下的极限低温（℃）；

t'——光伏组件工作条件下的极限高温（℃）；

Vdcmax——逆变器允许的最大直流输入电压（V）；

Vmpptmax——逆变器MPPT电压最大值（V）；

Vmpptmin——逆变器MPPT电压最小值（V）；

Voc——光伏组件的开路电压（V）；

Vpm——光伏组件的工作电压（V）。光伏组件串联数计算光伏组件的串并联设计1、假设10MW光伏电站选用的光伏组件型号为235W,工作电压为29.2V,尺寸为980×1600×45；选用逆变器功率为500kW,

MPPT直流输入电压范围为420~850V,那么一个组件串中的串联数可选为21个，该组件串的输出功率为4.935kW。2、在组件的串联电路中，要求同一个组件串中每块组件的工作电流要尽可能相同；在并联电路中，要求每个组件串的电压要相同，否则会影响整个系统的效率。注：由于组件的性能不能达到绝对的一致，由此而造成的匹配损失一般在3％－5％左右温度对光伏发电的影响光伏发电组件不同于其他太阳能热利用设备，光伏发电组件的温度越高，发电效率就会越低。光伏组件的负温效应是影响光伏建筑一体化的一个重要因素。单晶硅和多晶硅电池的温度相应系数一般是-0.35～-0.45%/℃非晶硅电池的温度响应系数优于晶硅电池，一般是-0.2%/℃左右。由于光伏组件的测试标准条件是太阳辐射1000W/㎡；电池温度25℃,而在实际应用的自然环境中，这个标准条件是很难达到的，在环境温度为25的晴朗中午，地面太阳能辐射达到1000W/㎡左右,而此时的开放式支架的光伏组件板温一般将达到50-60℃，这将导致晶硅光伏组件的输出功率下降10～13%左右。Vt=Kt*(Tb-25)*Vp光伏组件的温度效应分组串联，分别逆变方案不同表面的光伏组件不能混合组成串联组串，特别是当各表面组件数量不一（各组串电压差距较大)的情况，应该分别组成组件串，分别逆变。分组串联集中逆变上网方案如果各表面光伏组件串接数量接近（各组串电压基本相同或接近），可采用按不同表面的组件分组串联集中逆变的方案。逆变器超配问题由于我国东南地区太阳能辐射较弱，通常晴天中午的辐射值大约800-900W/㎡，加之线路匹配、温度影响、线路损耗等，光伏电站直流端输出一般只能达到设计容量的80-90%。所以理论上太阳能资源不丰富和热带地区可超配逆变器10-20%。逆变器超配分析超配10-20%可节约投资的1-2%。也即：80-160元/kWp设备名称价格价格占比光伏组件2.8035%支架及基础0.810%逆变器0.3-0.83.8%-10%电缆，配电0.8-110-12.5%二次保护，监控0.33.8%升压变压器0.33.8%其他0.22.5%施工费0.8-1.510-19%利润，税收1.26-1.5415.7-19%合计7.56-9.24逆变器的超配分析超配首先导致逆变器长期处于满负荷甚至超负荷运行状态，不利于逆变器的转换效率和寿命在特别晴朗的时候，由于逆变器容量不足将导致光伏发电功率受到逆变器输出功率的限制，造成经济损失。如果一年里平均每个月都能有一天特别晴朗，中午时分将有大约一个小时被限发。一年的损失将是：12月*1小时*1KW*80%=10kWh10年将损失100kWh折合经济效益100*0.7=75元，对于大型电站而言，这个数字比节约的投资要高因此逆变器的超配设计应慎重。五、光伏阵列和组件安装方式5.1、坡屋顶原瓦面上铺设光伏组件5kWp光伏屋顶建设在宁夏中卫的光伏屋顶村5.2、彩钢坡屋顶平铺屋面轻质屋顶卡式支架结构轻质屋顶支架结构5.3、坡屋面光伏瓦屋顶新“秦砖汉瓦”浙江合大公司的光伏瓦TripleJunctiona-SiSolarModules5.4、透光屋顶5.5、平屋顶支架结构项目名称：甘肃省商务厅屋顶分布式光伏发电项目规模：30kW地点：兰州市投运日期：2014年10月重力桩重力桩一般用于较平整地面或建筑平屋顶上。底座尺寸一般为40x40-80x80cm，单个基础重量应在50-200公斤。高度为20–30cm屋顶重力桩支架屋顶条形桩支架5.6、地面支架结构混凝土基础独立基础条形基础金属桩基础地埋金属桩基础螺旋桩基础与建筑结合

BIPV（构件型，与建筑物紧密结合）

BAPV（附加型，与建筑物一般结合）3-5.分布式光伏系统基础与支架的设计和选择混凝土独立基础

混凝土独立桩桩径：35-50cm或35*35-40*40cm埋深：大于50cm

徐州20MW光伏电站

宁夏平罗10MW光伏电站

混凝土条形桩

条形混凝土基础条形桩桩径：35*35-40*40cm埋深：大于20cm金属螺旋桩金属直埋桩金属桩的锈蚀问题独立桩间距分布地面桩距建议2-3米屋顶间距应尽量根据建筑房梁结构确定基础间距5.8、跟踪支架结构单轴跟踪15-25%双轴跟踪30-40%太阳能跟踪系统跟踪系统的跟踪精度应符合下列要求1单轴跟踪系统跟踪精度应不低于±5°；2双轴跟踪系统跟踪精度应不低于±2°；3线聚焦跟踪系统跟踪精度应不低于±1°；4点聚焦跟踪系统跟踪精度应不低于±0.5°。太阳能跟踪系统的经济分析光伏组件价格逐年降价（目前价格2.8元/Wp)跟踪支架造价投入产出比逐渐低于固定支架。跟踪支架的长期稳定性和维护问题。5.9、其他建筑光伏结构安装在窗户上的光伏并网发电系统光电板在建筑上的应用墙壁设置型利用外墙面安装光伏发电是充分利用建筑外墙壁的一种方法。问题：遮阳垂直墙面的辐射低于屋顶五、光伏建筑一体化的优点光伏遮阳棚是一种充分利用光伏组件达到遮阳和发电的典型BIPV设计。5.10、农光互补和鱼光互补农光互补农光互补就是光伏发电技术与农业大棚技术的结合。农业大棚：保温，种植反季节植物或特种植物。优点：充分利用大棚顶面安装光伏发电，减少因光伏电站需要占地对投资的压力。缺点：光伏组件的遮阴会影响某些农业种植物的生长和品质。农光互补农光互补要从农业生产出发，充分考虑大棚内种植物或养殖物对阳光的要求，选择喜阴的农作物或者养殖物。农光互补要考虑建设规模和上网条件，不能勉强或强求。农光互补投资和建设要和当地政府和土地承包商协调，理清责权利。浙江同景科技（集团）有限公司江山市（庞居洞与鹿门寺之间）的农光互补地面光伏电站，地面种植黄豆。同景集团30兆峰瓦农光互补光伏地面电站

（浙江江山市凤林镇株树村）山东即墨市普东镇“农光互补”光伏电站江苏常州市武进区嘉泽镇花都光伏大棚山东合者光电新能源建设20MW高效中药园宁夏中卫光伏农业大棚宁夏中卫光伏农业大棚宁夏中卫光伏农业大棚宁夏中卫光伏农业大棚鱼光互补鱼光互补是指在鱼塘或浅海养鱼场地建设光伏发电站的技术。这项应用具有比农光互补更优越的应用前景。优点：充分利用鱼塘和养鱼场水面或陆地建设光伏发电站，不仅可以有效减少因光伏电站需要占地对投资的压力，而且光伏组件的遮阴对养鱼也有积极的作用。可以增加渔业产量。缺点：水面施工较为困难，光伏阵列基础投资较大。鱼光互补中国电力投资集团江苏分公司在盐城市建阳镇建设的200兆瓦大型光伏电站项目一期工程20兆瓦光伏电站并网发电。江苏盐城市建湖县的“渔光互补”发电站

常熟沙家浜“渔光互补”电站

江苏建湖县建阳镇“渔光互补”电站

光伏养殖光伏养殖鱼光互补基础施工和安装：（1）采用预制混凝土基础；（2）若可能，施工前抽干鱼塘里的水便于施工作业；（3）要注意做好电器、电缆防水锈蚀、漏电等；（4）要做好水位标志要考虑建设规模和上网条件，不能勉强或强求。农光互补投资和建设要和当地政府和土地承包商协调，理清责权利。六、光伏阵列设计其它应考虑的问题场地规划阵列纵向间距（遮阳间距）阵列横向间距（走道）场内道路汇流箱安装点逆变器（变压器）安装点电缆铺设分布在并网系统的场合，发电电量和所使用的电量之间没有相互限制关系，因此应根据安装场地（面积）来决定系统容量，也可以根据设计装机容量来估算占地面积。场地面积＝阵列占地＋遮阳间隔占地＋纵横道路占地＋外围护栏和间隔占地＋逆变器占地＋变压器占地＋综合办公生活区占地＋停车场占地＋其它设施占地电站平面分布图

H前方物体高度f地理纬度g朝向角正南为0，朝东为+，朝西为-。0.707HD2=-----------------------------------------------

tan[arcsin(0.648cosf－0.399sinf)]如果要求在全年最差日（冬至）的上午9:00到下午3:00期间不遮阳，则前后阵列的最短距离：遮阳距离计算1MW光伏电站设计范例光伏方阵最低点距地距离a.高于当地最大积雪深度；b.高于当地洪水水位；c.高于一般灌木植物的高度；d.防止小动物的破坏；e.防止泥沙溅上太阳电池板；

一般设计时取值0.3～0.5m。对站区总平面布置方案、竖向布置、道路、管线布置进行优化设计。光伏方阵最低点距地距离对于大型并网发电系统，为了减少光伏组件与逆变器之间的连接线，方便维护，提高可靠性，一般需要在光伏组件与逆变器之间装设汇流箱（直流汇流装置）。将多路组件串汇并成一路。汇流箱汇流箱汇流箱

光伏电站选用光伏阵列防雷汇流箱，其中检测模块可以对每路电流进行检测，监控光伏组件组串，对防雷模块等状态接点进行故障报警。

（1）光伏直流部分电缆线要求：光伏直流部分电缆线应满足抗紫外线、抗老化、抗高低温、防腐蚀和阻燃等性能要求，选用国标双绝缘防紫外线阻燃铜芯电缆（电性能符合《橡胶和塑料软管静态下耐紫外线性能测定》GB/T18950和行标《光伏发电系统用电缆》CEEIAB218的要求）

（2）交流电缆线要求：选用铜芯或合金铝电缆（参见国标图集）。电线及电缆由于光伏发电场地较大，输电电流较大，线路较长，因此在电缆设计时不仅要考虑电缆的安全承载电流，还要根据电缆长度计算电缆压降导致的线路损耗。要选择足够截面积的导线，同时尽量缩短线路长度以免线路损耗过大。

很多电站由于线路过长或电缆选择不合理导致损耗大于5％，严重影响了发电量。导线电阻R=ρL/Sρ为电阻率Ω·mS为横截面积㎡R为电阻值ΩL为导线的长度m常用材料电阻率(Ωm)(1)银1.65×10-8(2)铜1.75×10-8(3)铝2.83×10-9(4)金2.40×10-8由于光伏组件安装于建筑屋顶或其他外围护结构表面，较容易被雷击，要重视光伏系统的接地及防雷问题，确保设备和人身安全。①主、辅建（构）筑物的防雷保护设施：按《建筑物防雷设计规范》（GB50057-94）、《建筑物电子信息系统防雷技术规范》（GB50343）及《交流电气装置的过电压保护设计技术规程》（DL/T620）等标准综合考虑。②光伏组件：可采用支架直接接地的方式进行防雷保护。组件边框和支架要良好连接，支架可与建筑原接地进行等电位连接。光伏发电直流侧一般不接地。③电气设备的防雷：汇流箱、逆变器等电器外壳应保持接地良好。

每台汇流箱和逆变器内配有独立的防雷装置，设置直流侧防雷电路防雷及接地光伏防雷接地接地网施工方法七、光伏系统上网接入方式光伏电站的规模和接入电压等级小规模电站（200KW以下）0.4KV（380V/220V)中规模电站（200KW-50MW）10KV-35KV大规模电站（50MW以上）66KV或110KV分布式光伏电站的接入（1）分布式光伏发电项目可以专线或T接方式接入系统。

（2）380V、10kV接入分布式光伏发电调度自动化及电能量采集信息接入：可采用无线公网通信方式（光纤到户的可采用光纤通信方式），但应采取信息安全防护措施。暂只需上传电流、电压和发电量信息，条件具备时，预留上传并网点开关状态能力。

（3）分布式光伏发电项目应在并网点设置易操作、可闭锁、且具有明显断开点的并网开断设备。

（4）10kV及以下接入用户侧电源项目，不要求具备低电压穿越能力。

BIPV的上网接入分系统建筑内就近接入优点：高效、便捷，节省建设投资。缺点：不便于电网公司计量电网公司计量点统一接入优点：发电量计量方便，电网公司乐于接受。缺点：需要额外建设各发电系统单元到电网接入点的输电电网，投资大、效率低。自发自用的接入方式自发自用余电上网的接入方式分布式发电全额上网的接入方式分系统建筑内就近接入BIPV的上网接入电网公司计量点统一接入BIPV的上网接入光伏双分裂变压器干式变压器智能化箱式变电站

集逆变、升压、调度等功能于一体并网要求有功功率控制应满足下列要求：1大、中型光伏发电站应配置有功功率控制系统，具有接收并自动执行电力调度部门发送的有功功率及其变化速率的控制指令、调节光伏发电站有功功率输出、控制光伏发电站停机的能力。2大、中型光伏发电站应具有限制输出功率变化率的能力，输出功率变化率和最大功率的限值不应超过电力调度部门的限值，但因太阳光辐照度快速减少引起的光伏发电站输出功率下降率不受此限制。3除发生电气故障或接收到来自于电力调度部门的指令以外，光伏发电站同时切除的功率应在电网允许的最大功率变化率范围内。电压与无功调节应满足下列要求1、大、中型光伏发电站参与电网的电压和无功调节可采用调节光伏发电站逆变器输出的无功功率、无功补偿设备的投入量和变压器的变比等方式。2、

大、中型光伏发电站应配置无功电压控制系统，具备在其允许的容量范围内根据电力调度部门指令自动调节无功输出，参与电网电压调节的能力。其调节方式、参考电压等应由电力调度部门远程设定。3、接入10kV~35kV电压等级公用电网的光伏发电站，功率因素应能在超前0.98和滞后0.98范围内连续可调。4、对于汇集升压至330kV及以上电压等级接入公用电网的光伏发电站群中的光伏发电站，其配置的容性无功容量应能够补偿光伏发电站满发时站内汇集线路、主变压器及光伏发电站送出线路的全部感性无功之和，其配置的感性无功容量能够补偿光伏发电站站内全部充电无功功率及光伏发电站送出线路的全部充电无功功率之和。5、小型光伏发电站输出有功功率大于其额定功率的50％时，功率因数应不小于0.98（超前或滞后）；输出有功功率在20％～50%之间时，功率因数应不小于0.95（超前或滞后）。电能质量应符合下列要求1、

直接接入公用电网的光伏发电站应在并网点装设电能质量在线监测装置；接入用户侧电网的光伏发电站的电能质量监测装置应设置在关口计量点。大、中型光伏发电站电能质量数据应能够远程传送到电力调度部门，小型光伏发电站应能储存一年以上的电能质量数据，必要时可供电网企业调用。2、

光伏发电站接入电网后引起电网公共连接点的谐波电压畸变率以及向电网公共连接点注入的谐波电流应符合《电能质量公用电网谐波》GB/T14549的规定。3、

光伏发电站接入电网后，公共连接点的电压应符合《电能质量供电电压偏差》GB/T12325的规定。4、

光伏发电站引起公共连接点处的电压波动和闪变应符合《电能质量电压波动和闪变》GB/T12326的规定。5、

光伏发电站并网运行时，公共连接点三相电压不平衡度应符合《电能质量三相电压不平衡》GB/T15543的规定。6、

光伏发电站并网运行时，向电网馈送的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。开关和继电保护光伏发电站应在并网点内侧设置易于操作、可闭锁、且具有明显断开点的并网总断路器。小型光伏发电站应具备快速检测孤岛且立即断开与电网连接的能力。大、中型光伏发电站的公用电网继电保护装置应保障公用电网在发生故障时可切除光伏发电站。接入66kV及以上电压等级的大、中型光伏发电站应装设专用故障记录装置。故障记录装置应记录故障前10s到故障后60s的情况，并能够与电力调度部门进行数据传输。八、电站质量评估和经济分析电站综合性能评估

年发电量估算E=H*Pe*KH–光伏组件表面的年总太阳辐射量(kWh/m²,太阳峰值小时(h));Pe—光伏组件安装总量(kWp);K—系统综合效率因素（%）.

逆变器效率，变压器效率，灰尘及雨雪遮挡损失，组件串并联不匹配损失，弱光损失及其他项损失等。

目前,大型并网光伏发电项目系统设计效率约为75-85%（其中逆变器效率约97％,变压器效率约97％，线路损耗约3-5%，温度影响4-8%，灰尘及雪遮挡损失约4%，弱光损失约5%，其它杂项损失约2%系统综合效率因素K家用光伏并网系统经济分析居民用电电价：0.50元/度商业用电电价：0.60-1.20元/度特许权招标电站上网电价：0.75-1.10元/度分布式上网电价：上网标杆电价+补贴电价目前上网标杆电价：0.30-0.33元/度光伏发电中央政府补贴：0.42元/度（个别省份地方政府补贴：0.10-0.30元/度）光伏电站的发电量光伏电站的发电量与当地太阳能资源相关：西藏、青海、甘肃6-7kWh/天，河南4-5kWh/天1KW*5h*365*80%=1460kWh

1kW*7h*365*80%=2044kWh每千瓦光伏电站年发电量大约1400-2000度经济分析按平均年发电1400-2000度计算，每年收入1100-3000元对于大部分电站都可以在4-8年内快速收回投资成本，而后将享受丰厚的投资回报。如果能得到当地政府的补贴，则回收周期还可能更块，投资回报更好。九、光伏发电站的施工分布式光伏发电系统的施工应严格按照光伏发电站施工规范（GB50794）组织建设。1.基础施工2.支架安装3.组件安装4.组件连接和汇流箱安装5.电缆铺设6.逆变器安装及连接7.其他设备的安装

1.基础施工

对于平面光伏系统，需考虑独立或条形混凝土承重基础，无论采用现浇或预置混凝土桩，必须要保证长期基础牢固，稳定可靠，能抗风、抗洪，不产生位移，安装定位正确，施工偏差应符合设计和规范的要求。2.支架安装支架必须采用热镀锌型钢或其它耐锈蚀材料或涂层的材料。要确保支架寿命和抗风、抗雪等承载能力。组件安装光伏组件安装前应该进行筛选，将工作电流相同或接近的组件串接在一组，尽量避免串接过程中的“木桶效应”。光伏组件在运输和安装过程中要避免重压和踩踏。即便重压没有造成组件玻璃破损，但是仍旧会导致内部电池隐裂，影响发电和使用寿命。光伏组件安装光伏陶瓷瓦

组件连接和汇流箱安装组件连接和汇流箱的安装应尽量缩短距离，减少线路损耗。组件连接头要避免阳光暴晒、淋雨，以免造成接头老化、内部接头、电缆锈蚀，造成接触电阻增加、甚至打火，导致系统效率下降或造成火灾事故。4-4.组件连接和汇流箱安装组件连接和汇流箱的安装应尽量缩短距离，减少线路损耗。组件连接头要避免阳光暴晒、淋雨，以免造成接头老化、内部接头、电缆锈蚀，造成接触电阻增加、甚至打火，导致系统效率下降或造成火灾事故。汇流箱安装4-5.电缆铺设场内电缆应采用地埋方式，直埋深度应至少0.3－0.5米，避免鼠害或道路重压造成损坏。4-6.逆变器安装及连接逆变器的安装要严格按照逆变器厂家的技术要求进行安装。室内逆变器的安装应注意通风散热。室外逆变器的安装应注意防洪、防雨、防沙尘。逆变器、变压器必须选择安装在较高地势，要有牢固混凝土基础，且高于地面30－50厘米。1.光伏组件串的调试2.汇流箱的检测与调试3.并网逆变器的检测与调试

分布式光伏系统的调试与并网验收变压器变压器应安放在混凝土基础上，周围应加护栏并明示高压危险警示牌。

调试、并网验收

光伏组件串的调试一般在接入汇流箱前采用万用表测试开路电压，各串开路电压应基本一致，不应有无电压或电压不稳或严重电压不足的现象。

汇流箱的检测与调试汇流箱内个支路开关或保险丝应该接触良好，没有打火或严重发热的现象。

并网逆变器的检测与调试1、启动逆变器前要确保已经接入交流电网，并电网供电正常，逆变器各显示功能正常。2、逆变器输入侧光伏发电接入端电压正常。3、启动逆变器，运行正常。十、实例介绍范例1、杭州市的一座坡屋顶建筑屋面安装光伏发电站现场情况：1、建筑朝向：正南2、屋顶结构：双面坡屋面，坡度30度，屋顶总面积18x11=198m²,朝南面积：18mx5.5m=99m²建设地资源情况：1、杭州市地理纬度：30.23⁰2、当地历史最低温度：-9.6℃（1969-02）3、最佳倾角年太阳能辐射：1255kWh/m²范例1、杭州市的一座坡屋顶建筑屋面安装光伏发电站采用原建筑瓦上平铺的方案预计总安装量：99m²x140W/m²=13860W采用Pvsyst软件获取相关数据选取现场与气象点选国家和地名查看当地地理纬度等信息，点选逐月太阳能辐射资源杭州市太阳能辐射优化倾角和朝向杭州地区太阳能辐射分析设备选型－光伏组件尺寸1000×1700×50设备选型-逆变器范例1-方案1如果选择230W组件(1x1.7m)铺满可安装99/(1x1.7)=58.23块根据逆变器输入电压范围，计算串联组件数，选择范围为15-21块，综合屋顶尺寸，确定为16块或17块。实际安装组件数为横排16x竖排3=48块实际容量为：48x230=11040Wp12KW光伏发电站电路图实际情况是10-12KW的逆变器大部分只有2路输入，而本设计需要3路输入到逆变器，因此虽然本设计理论上没问题，但是实际上实施比较困难。范例1-方案2方案2如果选择300W组件(0.982x1.95m)铺满可安装99/(1x2)=49.5块根据逆变器输入电压范围，计算串联组件数，综合屋顶尺寸，应为12-17块，选17块。横向安装组件：可安装组件数为8列x5排=40块或9x5=45块竖向安装组件：可安装组件数为17列x2排=34块实际安装组件数为:17列x2排=34块实际容量为：34x300=10200Wp屋顶平面布置图坡屋面支架支架结构10KW光伏发电电路图屋面布线图电缆截面积选型导线安全线径8－10A/平方毫米

输入数据导线长度20m

米导线截面积4mm²工作电流8.17A安培工作电压600V伏特

计算结果导线电阻R=ρL/S0.09Ω欧姆电压降V=I*R0.7V伏特相对线路损耗%0.1%导线电阻R=ρL/S经济评估总投资：10.2x7.00=7.17万元年发电量：E=H*Pe*K=1250x10.2x81%=10327.5kWh按照每度电价0.72计算：每年发电收入约：10327.5x0.72=7435.8元回收周期9-10年25年周期，每年回报率约10%范例2：甘肃张家川乡政府5kW光伏系统经现场实地勘察，张家川木河乡庄河村政府办公大楼属一砖混结构建筑，屋顶可利用面积约179平方米（23.3米*7.7米）。采用混凝土承重桩基直接固定安装在建筑屋顶上。光伏阵列以当地纬度为倾角。实际可总装机容量约10kWp。考虑到屋顶需用来做其他用途，实际安装量为5kWp左右。甘肃张家川乡政府5kW光伏系统实例介绍本示范项目拟建设5kWp光伏发电系统。按1排铺设光伏阵列。采用用户侧并网方式接入电网，以解决该村部分动力与照明用电。主要自发自用，多余电量送入电网。范例2光伏组件技术指标

Pm--单块组件输出功率235WVoc——光伏组件的开路电压（V）36.7VVpm--光伏组件的工作电压（V）29.2V工作电流Ipm(A)

8.05A短路电流Iso(A)

8.47AKv——光伏组件的开路电压温度系数-0.45%/℃Kv'——光伏组件的工作电压温度系数-0.43%/℃t——光伏组件工作条件下的极限低温（℃）-20℃t'——光伏组件工作条件下的极限高温（℃）65℃组件外形尺寸

长1.6米

宽1米逆变器技术指标

Vdcmax——逆变器允许的最大直流输入电压（V）1000VVmpptmax——逆变器MPPT电压最大值（V）850VVmpptmin——逆变器MPPT电压最小值（V）420V逆变器输入端光伏组件串接数计算结果最多串联数（极限耐压）22.7块正常工作最多串联组件数24.4块启动必须的最少组件串接数17.4块如果选择230W组件(1x1.7m)根据逆变器输入电压范围，计算串联组件数，综合屋顶尺寸，确定为22块。在支架上按上下两排铺设铺。实际容量为：22x230=5060Wp光伏组件选用宁波太阳能电源有限公司产品指标性能峰值功率Pmp230Wp峰值电压Vmp29.1V峰值电流Imp7.91A开路电压Voc36.6V短路电流Isc8.37A尺寸1000×1700×50设备选型－光伏组件设备选型－逆变器逆变器:逆变器选用合肥阳光的SG5KTL并网逆变器指标性能额定功率5kVA最大输入电压1000V工作电压范围Vmppt380-800V启动电压

270V耐压1000输出额定电压：

AC380V（同步三相交流）输出频率：50±0.2Hz正弦波电流畸变率：≤4％最大功率跟踪误差：≤3％有功电流波形：正弦电流谐波总畸变率THD：

<5%系统功率因数：>0.96其他保护功能具有过压、欠压、短路、过载、过热、防雷等保护装置和并网防热岛效应等安全功能场地分布支架结构图范例3、轻质彩钢屋顶某厂房屋顶东西朝向，坡度6度，屋顶尺寸面积：120mx（15m朝东+15m朝西）=3600m²采用原建筑彩钢瓦上平铺的方案预计最大可安装量：3600m²x140W/m²=504kW选择逆变器：MPPT范围：450-850V最大输入电压：1000V范例3光伏组件技术指标

Pm--单块组件输出功率300WVoc——光伏组件的开路电压（V）45.55VVpm--光伏组件的工作电压（V）36.7V工作电流Ipm(A)

8.17A短路电流Iso(A)

8.62AKv——光伏组件的开路电压温度系数-0.45%/℃Kv'——光伏组件的工作电压温度系数-0.43%/℃t——光伏组件工作条件下的极限低温（℃）-10℃t'——光伏组件工作条件下的极限高温（℃）65℃组件外形尺寸

长1.6米

宽1米逆变器技术指标

Vdcmax——逆变器允许的最大直流输入电压（V）1000VVmpptmax——逆变器MPPT电压最大值（V）850VVmpptmin——逆变器MPPT电压最小值（V）450V逆变器输入端光伏组件串接数计算结果最多串联数（极限耐压）19.0块正常工作最多串联组件数20.1块启动必须的最少组件串接数14.8块范例3、轻质彩钢屋顶选择18块组件串联为一组。东坡西坡各铺7排形成6个方阵，每个方阵300Wx18x7=37.8kW共12个方阵，共453.6kWp。彩钢屋面固定支架方式彩钢屋面平铺支架及安装汇流箱和逆变器每2个阵列接配14路进1出汇流箱，共需6个汇流箱。配接500kVA逆变器一台，并入380V三相交流电用户侧。或采用多个小型组串式逆变器并网。范例4、国际太阳能中心10KW，40KW

11kW门厅42kW遮阴棚42KW遮阳篷光伏系统实例范例5、光伏扶贫项目系统结构比较简单规模比较小3-5kWp3kW光伏扶贫项目10块300Wp光伏组件一串十一、分布式光伏发电站的运行与维护1、定期观测逆变器自动启停状态，确保逆变器正常运行。2、定期用电压表、钳形电流表观测逆变器直流侧工作电压和各直流支路上的电流正常，确保输出功率正常。3、定期检查组件连接导线、接头、汇流箱、逆变器等部件的连接、绝缘等。4、观测并记录日、月和年发电量。5、保持与电网公司联系，确保发电和输电连接线路通畅无误。6、定期进行发电场地无死角查看，确保组件、阵列无损坏、无丢失、无隐患。光伏电站的运行管理7、及时清洁组件表面粉尘，清理组件表面鸟粪，减少粉尘遮阳损失，避免热斑效应.8、监控光伏组件的效率衰减和寿命9、监控光伏电池上的热斑和其他品质变化。10、保持基础及支架稳定可靠，固定螺栓无锈蚀11、保持支架接地良好12、确保电站内监控、消防等安全设施正常运行和待命状态。光伏电站的运行维护及管理监控设备温升正常确保每一台逆变器运行正常，温升正常。确保光伏组件串连接正常，接头处温升正常。确保汇流箱内保险丝、开关等接触良好，温升正常。确保高压开关和并网点接触温升正常。确保要定期检查逆变器，汇流箱等电器的防雨等绝缘情况强制风冷逆变器要注意风扇的正常运行风扇在组串型逆变器中主要承担散热的功能，组串型逆变器一般会直接应用于户外环境，常年暴露在风吹雨淋、沙尘、暴晒中，风扇寿命无法与逆变器匹配，应注意定期检查及时更换有故障的风扇。此类逆变器的风扇一旦出现故障会导致逆变器内部温度急剧升高，损坏电路严重的会引起火灾。实际上除了风扇的问题，过量的粉尘接入逆变器内部会导致内部高压打火短路，造成逆变器的损坏。检查各光伏组件串支路电流要定期检测接入各光伏汇流箱或逆变器的组件串支路电流和总输出电流。在晴朗天气各支路电流应基本一致，相对误差应不大于5%。检查各支路电压要定期检测接入各光伏汇流箱的组件串支路电压。在晴朗天气各支路电压应基本一致，相对误差应不大于5%。汇流箱检查维护要定期检查汇流箱内部是否有雨水淋湿情况，确保内部电气接触良好，接触点无烧蚀痕迹，保险丝、开关等电器无明显升温，功能正常。及时更换升温严重的电器或器件，确保运行正常。接线盒内部接触不良、旁路二极管烧毁等定期检查组件连接导线、接头、汇流箱、逆变器等部件的连接、绝缘等组件连接和汇流箱是故障频发的地方，要定期检查连接插头，确保无异常升温现象。组件连接头要避免阳光暴晒、淋雨，以免造成接头老化、内部接头、电缆锈蚀，造成接触电阻增加、甚至打火，导致系统效率下降或造成火灾事故。采用红外线摄像设备进行检测建议有条件的单位可采用红外线摄像设备进行检测，可以将很多故障隐患消灭在萌芽状态。检测连接器检测汇流箱内部保险丝采用红外线摄像设备检测高压设备的温升情况接触不良导致拉弧火灾汇流箱检查维护要定期检查汇流箱内部是否有雨水淋湿情况，确保内部电气接触良好，接触点无烧蚀痕迹，保险丝、开关等电器无明显升温，功能正常。及时更换升温严重的电器或器件，确保运行正常。粉尘对光伏发电的影响我国是一个经常遭受沙尘袭扰的国家，特别是我国西部的黄土高原和沙漠戈壁，干旱少雨。一遇刮风天气就容易沙尘蔽日。沙尘在光伏组件表面的沉积会严重影响阳光的透过，直接影响光伏发电量。清洁组件表面粉尘粉尘对光伏发电的影响光伏自动清洗设备局部意外遮阳监控光伏组件效率衰减和寿命光伏电池长期在阳光下暴晒，其光伏电池性能，封装材料，盖板的透光性能都会受到影响。随着光伏组件的长期使用，其发电性能会受到影响而逐年衰减。影响光伏组件寿命的原因光伏电池效率衰减组件焊接脱焊组件内部连接带断裂热斑损坏恶劣气候（风沙）破坏光伏组件效率衰减和寿命光伏电池长期在阳光下暴晒，其光伏电池性能，封装材料，盖板的透光性能都会受到影响。随着光伏组件的长期使用，其发电性能会受到影响而逐年衰减。光伏电池效率衰减据实验室检测，晶硅光伏组件在安装后暴晒50-100天效率衰减约2-3%左右，随后逐步达到稳定并逐年衰减0.5～0.8%，20年平均衰减为10-20%左右。非晶硅光伏组件的效率衰减EVA变色，玻璃表面产生钙化层等问题降低透过，影响效率。光伏电池的寿命目前世界上普遍认为晶硅光伏电池的平均寿命是25-30年。非晶硅光伏电池的寿命也在15-20年以上。其他材料的光伏电池寿命也被认为在20-30年左右。在我国西部运行了30年的光伏电站使用29年后的光伏组件抽测结果

生产厂家：日本晶瓷株式会社

原始技术指标及性能：45Wp

光伏组件峰值电压峰值电流峰值功率功率编号下降%116.432.2837.516.8216.262.4139.212.9316.152.2436.219.6416.42.3438.414.7平均值16.32.337.816.0组件内部电池脱焊有部分生产厂家的产品由于太阳电池片之间的间距设计不合理或焊接质量不良，由于组件白昼间温差使焊带和电池之间每天都要经历热胀冷缩的运动，最终导致焊带和电池片焊接脱焊而导致组件报废。组件接线柱脱焊组件内部连接焊带断裂太阳能光伏组件工作环境恶劣。日温差：-30～+70℃由于太阳电池片之间的间距设计不合理或焊带质量不良，导致由于组件白昼间温差使焊带每天都要经历热胀冷缩的弯折运动，最终导致金属疲劳而折断而造成组件报废的情况。

光伏组件热斑光伏组件上的电池热板热斑是指太阳电池组件在阳光照射下，由于组件内的部分电池内在问题或外部受到遮阴，使得该电池片处于非正常运行状态，其升温远远大于其他相邻的电池，从而导致热斑效应。随着太阳电池的广泛应用，一些影响光伏组件发电性能及其寿命的不利因素也出现在我们面前。热斑就是其中之一。目前很多学者认为光伏组件上的热斑是由于光伏组件被局部遮阴引起的，而根据实际观察，即便是建设在毫无任何遮拦的大漠光伏电站组件，热斑现象也十分普遍。热斑的危害长期处于高温状态的电池会导致恶性循环，致使温度过高的电池部分EVA变色、出现暗斑、焊接脱焊甚至烧坏光伏电池，导致整个电池组件损坏，造成损失。热斑对光伏组件的发电和寿命都有较大的影响。光伏电池的热斑效应是一个能严重破坏太阳能组件中太阳能电池，并影响组件发电性能的不利因素。红外热像仪检测热斑用红外热像仪观测到的热斑现象热斑引起的病变光伏组件上的蜗牛纹（蚯蚓纹）蜗牛纹属于组件质量问题，主要是组件银栅电极受空气和其他腐蚀性气体氧化腐蚀造成的，严重时可造成银栅线断裂，影响发电效果。保持基础及支架稳定可靠，固定螺栓无锈蚀保持基础及支架稳定可靠，固定螺栓无锈蚀农光、鱼光互补系统由于农光、鱼光互补系统的特殊性，农业种植、养殖等需要灌溉和翻耕等，对地面扰动较大。要特别注意基础下沉、移位，支架结构的锈蚀，电器、电缆等设备的绝缘损坏等问题。跟踪系统由于增加了电子控制装置和机械驱动装置，其维护需求要远远大于固定支架，要定期检测、维护，确保跟踪支架正常运行。太阳能跟踪系统的维护意外灾害引起的故障自然灾害引起的故障

十二、市场分析中国市场2011年我国光伏装机容量是3GW(300万千瓦)，2012年新增装机为4GW，累计到7GW。2013年提出10GW的目标,实际新增装机容量达到11.3GW，累计18.3GW。2014年实际安装10.5GW，累计达到28.8GW。2015年，新增15.13GW，累计43.18GW。2016年新增34.54GW，累计77.42GW。发电量662亿千瓦时，占我国全年总发电量的1%。据不完全统计，2017年累计安装总量达到了110GW光伏发电向中东部转移全国新增光伏发电装机中，西北地区为974万千瓦，占全国的28%；西北以外地区为2480万千瓦，占全国的72%；中东部地区新增装机容量超过100万千瓦的省份达9个，分别是山东322万千瓦、河南244万千瓦、安徽225万千瓦、河北203万千瓦、江西185万千瓦、山西183万千瓦、浙江175万千瓦、湖北138万千瓦、江苏123万千瓦。

分布式光伏发电装机容量发展提速，2016年新增装机容量424万千瓦，比2015年新增装机容量增长200%。中东部地区分布式光伏有较大增长，新增装机排名前5位的省份是浙江（86万千瓦）、山东（75万千瓦）、江苏（53万千瓦）和安徽（46万千瓦）和江西（31万千瓦）。

据统计，2016年中国发电总量为6万亿度左右，如果以这个基数的10%用光伏发电替换，应装机约700GW，这个目标按现在的产量和发展速度至少需要20-30年才能满足。中国现有大约400亿平方米建筑面积，屋顶面积40亿平方米，加上南立面大约50亿平方米可利用面积。如果仅用1％的面积安装太阳电池，也可以装大约10GWp的光伏发电装机市场。中国市场潜力中国市场潜力

中国大陆如果发展0.1%的陆地面积安装光伏发电就会有900GW的光伏市场，年发电量可达1.3万亿度以上，占全国发电量的22%左右（2016年，中国发电总量为5.9万亿度）。如此巨大的市场按2016年产量算，需要45年才能完成。我国有总计约105万平方公里的沙漠、戈壁和荒漠化土地，利用其1％的荒漠即可安装1000GW光伏发电，年发电量可达15000亿度以上（占总发电量的25%）。这个目标也需要50年才能完成。如果能将中国荒漠地的5%安装光伏发电，则可安装5000GW的光伏发电站，每年可发电量达75000亿度，足够满足目前的全国电力需求。中国光伏现状截至2016年底，中国累计装机容量77.42GW，成为全球光伏发电装机容量最大的国家。光伏电站累计装机容量67.10GW,分布式累计装机容量10.32GW。全年发电量662亿千瓦时，占我国全年总发电量的1%。据不完全统计，2017年中国累计装机容量已达110GW左右。全国大多数地区光伏发电运行情况良好，分布式光伏发电几乎能达到全额上网，西北部分地区弃光现象仍很严重，弃光率达31-40%；中国的弃光弃风由于我国光伏风电发电区远离用电负荷以及输电线路建设不匹配以及全球性的金融危机对中国产业的冲击，中国经济从两位数的高速增长到中国产业调整和目前的经济增长新常态等因素影响，近年来我国的电力需求出现了供大于求的现状。个别地区出现了严重的“弃风”、“弃光”现象。中国的弃光弃风现象始于2011年，近年来由于光伏电站“抢装潮”式增长和输电线路的建设速度之间的矛盾加剧，再加上电力需求下滑等原因，多地“弃光”、“弃风”现象进一步恶化，限电率从2014年的50%上升到70%，严重时甚至达到80%。

2016年全国发电情况

发电量（亿度）同比新增发电量占比%注明煤电43958-1.3%74.4

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