大型光伏电站与电网谐波交互影响

大型光伏电站与电网谐波交互影响一、本文概述随着全球能源结构的转型和可再生能源的大力发展，光伏电站作为其中的重要一环，其规模和数量都在快速增长。大型光伏电站的并网运行不仅有助于缓解能源危机和环境污染，也带来了与电网之间的复杂交互问题。其中，电网谐波问题便是其中的一项重要议题。本文旨在全面探讨大型光伏电站与电网谐波之间的交互影响，分析其对电网运行稳定性的影响，以及光伏电站自身运行效率和电能质量的问题。本文将首先介绍大型光伏电站的基本原理、结构及其并网运行的特点，为后续分析电网谐波的产生和传播提供基础。接着，将详细分析光伏电站运行过程中产生的谐波成分及其对电网的影响，包括谐波对电网电压波形的影响、对电网保护设备的影响等。还将探讨电网谐波对光伏电站自身的反作用，如谐波对光伏组件的效能衰减、对逆变器等关键设备的影响等。在此基础上，本文将提出一系列减少光伏电站与电网谐波交互影响的策略和建议，包括优化光伏电站的设计和运行方式、改善电网的滤波和隔离措施等，以提高电网的稳定性和光伏电站的电能质量。本文还将展望未来的研究方向和可能的技术突破，以期在光伏电站与电网的和谐共生中实现更高效、更环保的能源利用。二、大型光伏电站与电网谐波交互影响机理大型光伏电站与电网之间的谐波交互影响是一个复杂而重要的问题。这种交互影响主要体现在光伏电站产生的谐波电流对电网的影响，以及电网本身的谐波对光伏电站运行的影响两个方面。光伏电站产生的谐波电流主要来源于光伏逆变器的非线性特性。光伏逆变器在将直流电转换为交流电的过程中，由于开关元件的开关动作，会产生一系列与基波频率不同的谐波分量。这些谐波分量会注入电网，对电网的电能质量造成影响。如果谐波含量过高，可能会引发电网中的谐振现象，导致设备损坏或保护装置误动作。电网本身的谐波也会对光伏电站的运行产生影响。电网中的谐波可能会导致光伏电站的逆变器、变压器等设备过热，降低设备的使用寿命。同时，谐波还可能干扰光伏电站的控制系统，导致系统性能下降或误操作。大型光伏电站与电网之间的谐波交互影响还与光伏电站的接入方式、电网的结构和运行状态等因素有关。例如，光伏电站的接入位置、接入容量以及接入方式等都会对谐波的传播和分布产生影响。电网的短路容量、负载特性以及运行方式等也会对谐波的影响程度产生影响。因此，在大型光伏电站的建设和运行过程中，需要充分考虑光伏电站与电网之间的谐波交互影响问题。通过合理的电站设计、设备选型以及运行控制等措施，可以降低谐波的影响，保障电网和光伏电站的安全稳定运行。也需要加强对电网谐波的监测和管理，及时发现和处理谐波问题，确保电力系统的电能质量。三、大型光伏电站与电网谐波交互影响仿真分析随着可再生能源的快速发展，大型光伏电站的并网运行对电网的影响逐渐显现。其中，谐波问题尤为突出，它不仅影响电能质量，还可能对电网设备造成损害。因此，本文利用仿真分析手段，深入研究了大型光伏电站与电网谐波交互影响的机制。仿真模型的建立是分析的基础。我们基于实际大型光伏电站的拓扑结构和运行参数，建立了详细的光伏电站仿真模型，并将其接入电网模型中。电网模型则考虑了输电线路、变压器、滤波器等关键设备，以及它们对谐波的影响。在仿真分析中，我们设定了多种光伏电站运行场景，包括不同光照条件、不同并网方式等。通过对这些场景的仿真，我们观察了光伏电站并网后电网中谐波含量的变化，以及谐波对光伏电站自身运行的影响。仿真结果表明，大型光伏电站并网后，电网中的谐波含量会有一定程度的增加。这主要是由于光伏电站中的电力电子装置在转换电能过程中会产生谐波。同时，电网中的谐波也会对光伏电站的运行产生影响，如降低光伏电池板的转换效率，增加逆变器的损耗等。为了进一步降低谐波的影响，我们仿真分析了不同滤波方案的效果。结果表明，采用适当的滤波器可以有效降低电网中的谐波含量，提高电能质量。对于光伏电站自身，也可以通过优化电力电子装置的控制策略来减少谐波的产生。大型光伏电站与电网之间存在谐波交互影响。通过仿真分析，我们可以深入理解这种影响的机制，并为实际工程中的谐波治理提供理论依据和技术支持。四、大型光伏电站与电网谐波交互影响实验研究随着全球对可再生能源需求的日益增加，大型光伏电站的建设和运营在全球范围内得到了广泛的推广和应用。然而，大型光伏电站接入电网后，可能产生的谐波问题及其对电网的影响引起了广泛关注。为了深入研究大型光伏电站与电网谐波交互影响的机制和规律，本文设计并实施了一系列实验研究。实验选取了多个具有代表性的大型光伏电站作为研究对象，通过对其接入电网前后的谐波数据进行采集和分析，全面评估了光伏电站对电网谐波的影响。实验过程中，采用了先进的谐波测量设备，确保数据的准确性和可靠性。实验结果表明，大型光伏电站的接入确实会对电网谐波产生一定影响。在光照充足的条件下，光伏电站的输出功率较大，产生的谐波电流也随之增加，可能对电网的稳定性和电能质量造成一定干扰。光伏电站的并网逆变器参数设置、控制策略以及电网本身的特性等因素也会对谐波交互影响产生显著影响。为了缓解光伏电站对电网谐波的影响，实验还探讨了多种谐波抑制措施的有效性。包括优化并网逆变器的控制策略、增加滤波装置等。实验结果显示，这些措施在一定程度上可以降低光伏电站产生的谐波电流，减少对电网的干扰。大型光伏电站与电网谐波交互影响实验研究表明，光伏电站的接入会对电网谐波产生一定影响，但通过合理的并网设计和谐波抑制措施，可以有效降低这种影响，保障电网的稳定性和电能质量。未来，随着光伏技术的不断发展和完善，相信大型光伏电站与电网的和谐共存将成为可能。五、大型光伏电站谐波抑制措施与技术随着光伏产业的迅猛发展，大型光伏电站的建设日益普遍。然而，光伏电站的并网运行会产生谐波，对电网造成不良影响。因此，采取有效的谐波抑制措施与技术，对于保障电网的安全稳定运行具有重要意义。优化光伏逆变器设计：光伏逆变器是光伏电站与电网之间的关键设备，其性能直接影响电网的谐波水平。通过优化逆变器的设计，如采用先进的控制算法和滤波技术，可以有效降低谐波的产生。加装滤波器：在光伏电站的输出端加装滤波器，可以滤除逆变器产生的谐波，从而降低对电网的影响。常见的滤波器包括无源滤波器和有源滤波器。无功补偿与电压控制：通过无功补偿设备，如静止无功补偿器（SVC）或静止同步补偿器（STATCOM），可以优化电网的功率因数，减少谐波引起的电压波动。智能监控与调度：建立智能监控系统，实时监测光伏电站的谐波水平，并根据电网的运行状态进行智能调度，确保光伏电站与电网的协调运行。在技术方面，随着科技的发展，新型谐波抑制技术不断涌现。例如，基于的谐波预测与抑制技术，可以通过学习电网的历史数据，预测未来的谐波水平，并提前采取相应的抑制措施。柔性直流输电技术（VSC-HVDC）作为一种新型的输电技术，具有更好的谐波抑制能力，为大型光伏电站的并网运行提供了新的解决方案。大型光伏电站的谐波抑制是一个系统工程，需要综合考虑光伏电站的实际情况和电网的运行需求。通过采取合理的抑制措施和技术手段，可以有效降低光伏电站对电网的谐波影响，保障电网的安全稳定运行。六、案例分析为了深入研究大型光伏电站与电网谐波交互影响，本文选取了国内某大型光伏电站作为案例分析对象。该光伏电站装机容量达到数十兆瓦，接入的是中压配电网，且该区域内有较多的工业用户和居民用户。通过对该光伏电站的运行数据、谐波监测数据以及电网运行数据进行分析，旨在揭示光伏电站与电网谐波之间的交互影响及其机制。通过对光伏电站的谐波监测数据进行分析，发现光伏电站在运行过程中产生的谐波主要以低次谐波为主，如3次、5次等。这些谐波的产生主要源于光伏电站中的逆变器、滤波器等电力电子设备。光伏电站的输出功率随光照条件的变化而波动，这也会对电网的谐波分布产生影响。电网中的谐波会对光伏电站的正常运行产生影响。一方面，电网中的谐波可能导致光伏电站中的电力电子设备误动作，影响光伏电站的效率和稳定性；另一方面，电网中的谐波还可能导致光伏电站中的保护设备误动作，对光伏电站的安全运行构成威胁。光伏电站与电网之间的谐波交互影响是一个复杂的过程。光伏电站产生的谐波会注入电网，影响电网的谐波分布；同时，电网中的谐波也会反作用于光伏电站，对其运行产生影响。这种交互影响机制不仅与光伏电站和电网的规模、结构有关，还受到光照条件、负荷变化等多种因素的影响。针对光伏电站与电网谐波交互影响的问题，本文提出了以下对策与建议：一是加强光伏电站谐波监测与管理，及时发现并处理谐波问题；二是优化光伏电站的电力电子设备设计，降低谐波产生；三是加强电网谐波治理，提高电网的谐波承受能力；四是加强光伏电站与电网的协调规划与运行管理，减少谐波交互影响。通过对该大型光伏电站与电网谐波交互影响的案例分析，本文揭示了光伏电站与电网之间的谐波交互影响机制及其影响因素。在此基础上，提出了针对性的对策与建议，为光伏电站与电网的协调发展提供了有益参考。未来，随着光伏电站装机容量的不断增加和电网结构的不断复杂化，光伏电站与电网谐波交互影响问题将更加突出。因此，需要进一步加强相关研究和实践探索，为光伏电站与电网的和谐共生提供有力支撑。七、结论与展望随着全球对可再生能源需求的日益增长，大型光伏电站作为清洁、高效的能源转换方式，其在电力系统中的地位日益重要。然而，大型光伏电站与电网之间的谐波交互影响问题也逐渐凸显出来，对电力系统的稳定运行和电能质量造成了潜在威胁。因此，对这一问题进行深入研究和探讨，具有重要的现实意义和理论价值。本研究通过理论分析和实验验证，对大型光伏电站与电网谐波交互影响的机理和规律进行了系统研究。研究结果表明，大型光伏电站的接入会对电网的谐波水平产生影响，主要表现在谐波电流的注入和谐波电压的抬升两个方面。同时，电网的谐波水平也会对光伏电站的运行稳定性和电能质量产生影响，如导致光伏逆变器的工作效率下降、输出功率波动等。为了缓解大型光伏电站与电网之间的谐波交互影响，本研究提出了一系列针对性的优化措施和建议。通过优化光伏电站的并网方式和控制策略，可以有效降低光伏电站对电网的谐波注入水平。加强电网的谐波治理和监测，可以有效避免电网谐波对光伏电站的负面影响。还可以通过合理规划光伏电站的布局和容量，以及与电网的协调运行，来降低谐波交互影响的风险。展望未来，随着光伏技术的不断发展和电网结构的不断优化，大型光伏电站与电网之间的谐波交互影响问题将得到更好的解决。未来研究可以在以下几个方面进一步深入：一是深入研究光伏电站并网方式和控制策略对谐波交互影响的作用机理；二是开展实际电网环境下光伏电站谐波交互影响的实验研究；三是探索基于等先进技术的谐波预测和优化控制方法；四是加强政策引导和标准制定，推动光伏电站与电网的协调发展。大型光伏电站与电网谐波交互影响是一个复杂而重要的问题。通过深入研究和探索有效的解决方案，我们可以更好地发挥光伏电站的优势，推动清洁能源的广泛应用和电力系统的可持续发展。参考资料：近年来，随着人们对可再生能源的重视和光伏技术的不断发展，大型光伏电站的建设和应用越来越广泛。大型光伏电站具有规模大、功率高等特点，其并网控制策略和稳定性分析是关系到整个光伏电力系统稳定运行的关键问题。因此，本文将对大型光伏电站逆变器并网控制策略及稳定性进行分析和探讨。在国内外学者的研究中，光伏电站并网控制策略主要包括最大功率点跟踪（MPPT）控制、恒电压控制、下垂控制等。其中，MPPT控制策略可以通过调节逆变器的占空比，使得光伏电池在各种环境下始终运行在最大功率点，提高光伏电站的发电效率。恒电压控制策略则可以保证光伏电站并网电压的稳定，避免对电网造成冲击。下垂控制策略则可以根据逆变器的输出功率变化来调节逆变器的输出电压和频率，以保证光伏电站的运行稳定。在大型光伏电站中，逆变器并网控制策略的设计应遵循一定的原则。应保证逆变器的输出功率与电网电压频率保持同步，以实现平稳并网。应采用合适的控制策略，如MPPT控制策略和恒电压控制策略的结合，以保证光伏电站的高效运行和并网稳定性。为了实现逆变器的优化运行，可以对逆变器的输出进行建模和仿真，通过不断调整控制策略参数，最终得到最优的运行效果。在光伏电站并网控制策略的稳定性分析方面，学者们主要的问题包括电压电流谐波分析、功率波动和电网谐振等。其中，电压电流谐波分析是评估逆变器运行稳定性的重要指标，通过对谐波的分析，可以有效地评估逆变器的性能。功率波动则会对电网的运行稳定性产生影响，因此需要对功率波动进行抑制，以保证电网的稳定运行。电网谐振则可能引发电网故障，因此需要对电网谐振进行抑制，以保证电网的安全运行。在结论部分，本文总结了大型光伏电站逆变器并网控制策略及稳定性分析的研究成果。虽然国内外学者已经对光伏电站并网控制策略和稳定性分析进行了广泛的研究，但是仍然存在一些问题和不足之处。例如，现有的控制策略虽然可以保证光伏电站的运行效率和稳定性，但是在应对复杂多变的电网环境和大规模光伏电站并网时仍存在一定的局限性。目前的研究主要集中在仿真分析上，实际运行中的实验数据相对较少，这限制了我们对光伏电站并网控制策略和稳定性分析的深入认识。针对这些问题和不足，本文提出了一些未来的研究方向。需要进一步研究和优化逆变器控制策略，提高其适应性和稳定性。应加强实际运行中的实验研究，通过大量的实验数据来验证和完善控制策略和稳定性分析方法。随着新能源技术的不断发展，可以考虑将其他可再生能源（如风能、水能等）与光伏电站相结合，形成综合能源系统，以提高整个系统的稳定性和效率。随着可再生能源的广泛应用，光伏电站的数量和规模日益扩大，其中，光伏电站与弱交流电网间的交互作用问题备受。本文将探讨光伏电站与弱交流电网间次同步交互作用路径及阻尼特性分析。光伏电站通过逆变器并网，其输出电流与电网电压保持同步。然而，在弱交流电网中，电网电压的稳定性较差，频率和相位都可能发生变化，这会对光伏电站的并网和运行带来影响。光伏电站的输出功率波动也可能对弱交流电网的稳定运行产生影响。次同步交互作用是指光伏电站与弱交流电网间在次同步频率范围内的相互作用。这种交互作用可能通过多种路径发生，包括：通过电力电子逆变器的交互：电力电子逆变器是光伏电站并网的关键设备。在弱交流电网中，逆变器的控制策略需要适应电网电压的波动，以保持并网电流的稳定。通过机械振动的交互：光伏电站的机械振动可能对弱交流电网的稳定性产生影响。特别是在次同步频率范围内，机械振动可能引发电网的共振，进而导致电网失稳。通过电力系统的交互：光伏电站和弱交流电网通过电力系统紧密相连。在次同步频率范围内，电力系统的稳定性受到多方面因素的影响，如电网结构、负荷特性等。阻尼特性是指系统在受到扰动后恢复平衡的能力。在光伏电站与弱交流电网的交互作用中，阻尼特性至关重要。阻尼特性好的系统能更快地适应扰动，保持稳定运行。阻尼特性不好的系统则可能在扰动下发生振荡甚至失稳。电力电子逆变器的控制策略：逆变器的控制策略对阻尼特性有重要影响。合适的控制策略能提高系统的阻尼特性，减少次同步交互作用的影响。机械振动的抑制措施：针对可能引起的机械振动，采取相应的抑制措施可以提高系统的阻尼特性。例如，优化光伏电池板的布局，降低机械振动的幅度和频率等。电力系统的稳定性改进：通过改进电力系统的稳定性，可以提高整个系统的阻尼特性。这包括优化电网结构、改善负荷特性等措施。光伏电站与弱交流电网间的次同步交互作用路径和阻尼特性是关系到电力系统稳定运行的关键问题。通过对这些问题的深入研究，可以提出有效的解决方案，提高光伏电站与弱交流电网的兼容性，推动可再生能源的进一步发展。未来的研究应继续探索新的技术和方法，以解决这些挑战。光伏电站，是指一种利用太阳光能、采用特殊材料诸如晶硅板、逆变器等电子元件组成的发电体系，与电网相连并向电网输送电力的光伏发电系统。光伏电站是属于国家鼓励力度最大的绿色电力开发能源项目。可以分为带蓄电池的独立发电系统和不带蓄电池的并网发电系统。太阳能发电分为光热发电和光伏发电。现时期进入商业化的太阳能电能，指的就是太阳能光伏发电。光伏发电产品主要用于三大方面：一是为无电场合提供电源；二是太阳能日用电子产品，如各类太阳能充电器、太阳能路灯和太阳能草地各种灯具等；三是并网发电，这在发达国家已经大面积推广实施。到2009年，中国并网发电还未开始全面推广，不过，2008年北京奥运会部分用电是由太阳能发电和风力发电提供的。2013年12月4日，位于青海省共和县光伏发电园区内的世界最大规模水光互补光伏电站——龙羊峡水光互补320兆瓦并网光伏电站正式启动并网运行，利用水光互补性发电，从电源端解决了光伏发电稳定性差的问题。早在1839年，法国科学家贝克雷尔（Becqurel）就发现，光照能使半导体材料的不同部位之间产生电位差。这种现象后来被称为“光生伏特效应”，简称“光伏效应”。1954年，美国科学家恰宾和皮尔松在美国贝尔实验室首次制成了实用的单晶硅太阳电池，诞生了将太阳光能转换为电能的实用光伏发电技术。20世纪70年代后，随着现代工业的发展，全球能源危机和大气污染问题日益突出，传统的燃料能源正在一天天减少，对环境造成的危害日益突出，同时全球约有20亿人得不到正常的能源供应。这个时候，全世界都把目光投向了可再生能源，希望可再生能源能够改变人类的能源结构，维持长远的可持续发展，这之中太阳能以其独有的优势而成为人们重视的焦点。丰富的太阳辐射能是重要的能源，是取之不尽、用之不竭的、无污染、廉价、人类能够自由利用的能源。太阳能每秒钟到达地面的能量高达80万千瓦，假如把地球表面1%的太阳能转为电能，转变率5%，每年发电量可达6×1012千瓦小时，相当于世界上能耗的40倍。正是由于太阳能的这些独特优势，20世纪80年代后，太阳能电池的种类不断增多、应用范围日益广阔、市场规模也逐步扩大。20世纪90年代后，光伏发电快速发展，到2006年，世界上已经建成了10多座兆瓦级光伏发电系统，6个兆瓦级的联网光伏电站。美国是最早制定光伏发电的发展规划的国家。1997年又提出“百万屋顶”计划。日本1992年启动了新阳光计划，到2003年日本光伏组件生产占世界的50%，世界前10大厂商有4家在日本。而德国新可再生能源法规定了光伏发电上网电价，大大推动了光伏市场和产业发展，使德国成为继日本之后世界光伏发电发展最快的国家。瑞士、法国、意大利、西班牙、芬兰等国，也纷纷制定光伏发展计划，并投巨资进行技术开发和加速工业化进程。世界光伏组件在1990年——2005年年平均增长率约15%。20世纪90年代后期，发展更加迅速，1999年光伏组件生产达到200兆瓦。商品化电池效率从10%～13%提高到13%～15%，生产规模从1～5兆瓦/年发展到5～25兆瓦/年，并正在向50兆瓦甚至100兆瓦扩大。光伏组件的生产成本降到3美元/瓦以下。2006年的光伏行业调查表明，到2010年，光伏产业的年发展速度将保持在30%以上。年销售额将从2004年的70亿美金增加到2010年的300亿美金。许多老牌的光伏制造公司也从原来的亏本转为盈利。据预测，太阳能光伏发电在21世纪会占据世界能源消费的重要席位，不但要替代部分常规能源，而且将成为世界能源供应的主体。预计到2030年，可再生能源在总能源结构中将占到30%以上，而太阳能光伏发电在世界总电力供应中的占比也将达到10%以上；到2040年，可再生能源将占总能耗的50%以上，太阳能光伏发电将占总电力的20%以上；到21世纪末，可再生能源在能源结构中将占到80%以上，太阳能发电将占到60%以上。这些数字足以显示出太阳能光伏产业的发展前景及其在能源领域重要的战略地位。2015年7月初，浙江省东阳市横店东磁7兆瓦屋顶光伏电站项目通过了国家发改委的验收，作为温室气体自愿减排项目予以备案，今后可参与温室气体排放量的交易。位于陕西科技大学教学楼顶的屋顶光伏电站，是目前国内高校装机容量最大的屋顶光伏电站，自2012年11月起开始建设至2013年2月正式并网发电，迄今已累计发电150多万度，累计减排二氧化碳1500多吨，年均发电量60多万度。2015年12月2日，联合光伏公布，将收购总装机容量约20兆瓦的两个光伏电站项目，这两个光伏电站分别来自新疆维吾尔自治区五家渠市和河北省唐山市，预期分别于12月底及2016年第一季实现并网并投产。总金额不超过56亿人民币，将以内部资源及外部融资拨付。光伏发电系统分为独立光伏系统和并网光伏系统。独立光伏电站包括边远地区的村庄供电系统，太阳能户用电源系统，通信信号电源、阴极保护、太阳能路灯等各种带有蓄电池的可以独立运行的光伏发电系统。并网光伏发电系统是与电网相连并向电网输送电力的光伏发电系统。可以分为带蓄电池的和不带蓄电池的并网发电系统。带有蓄电池的并网发电系统具有可调度性，可以根据需要并入或退出电网，还具有备用电源的功能，当电网因故停电时可紧急供电。带有蓄电池的光伏并网发电系统常常安装在居民建筑；不带蓄电池的并网发电系统不具备可调度性和备用电源的功能，一般安装在较大型的系统上。光伏发电系统是由太阳能电池方阵，蓄电池组，充放电控制器，逆变器，交流配电柜，太阳跟踪控制系统等设备组成。其部分设备的作用是：在有光照（无论是太阳光，还是其它发光体产生的光照）情况下，电池吸收光能，电池两端出现异号电荷的积累，即产生“光生电压”，这就是“光生伏特效应”。在光生伏特效应的作用下，太阳能电池的两端产生电动势，将光能转换成电能，是能量转换的器件。太阳能电池一般为硅电池，分为单晶硅太阳能电池，多晶硅太阳能电池和非晶硅太阳能电池三种。其作用是贮存太阳能电池方阵受光照时发出的电能并可随时向负载供电。太阳能电池发电对所用蓄电池组的基本要求是：a.自放电率低；b.使用寿命长；c.深放电能力强；d.充电效率高；e.少维护或免维护；f.工作温度范围宽；g.价格低廉。是能自动防止蓄电池过充电和过放电的设备。由于蓄电池的循环充放电次数及放电深度是决定蓄电池使用寿命的重要因素，因此能控制蓄电池组过充电或过放电的充放电控制器是必不可少的设备。是将直流电转换成交流电的设备。由于太阳能电池和蓄电池是直流电源，而负载是交流负载时，逆变器是必不可少的。逆变器按运行方式，可分为独立运行逆变器和并网逆变器。独立运行逆变器用于独立运行的太阳能电池发电系统，为独立负载供电。并网逆变器用于并网运行的太阳能电池发电系统。逆变器按输出波型可分为方波逆变器和正弦波逆变器。方波逆变器电路简单，造价低，但谐波分量大，一般用于几百瓦以下和对谐波要求不高的系统。正弦波逆变器成本高，但可以适用于各种负载。由于相对于某一个固定地点的太阳能光伏发电系统，一年春夏秋冬四季、每天日升日落，太阳的光照角度时时刻刻都在变化，如果太阳能电池板能够时刻正对太阳，发电效率才会达到最佳状态。世界上通用的太阳跟踪控制系统都需要根据安放点的经纬度等信息计算一年中的每一天的不同时刻太阳所在的角度，将一年中每个时刻的太阳位置存储到PLC、单片机或电脑软件中，也就是靠计算太阳位置以实现跟踪。采用的是电脑数据理论，需要地球经纬度地区的的数据和设定，一旦安装，就不便移动或装拆，每次移动完就必须重新设定数据和调整各个参数；原理、电路、技术、设备复杂，非专业人士不能够随便操作。河北某太阳能光伏发电企业独家研发出了具有世界领先水平、成本低廉、简单易用、不用计算各地太阳位置数据、无软件、可在移动设备上随时随地准确跟踪太阳的智能太阳跟踪系统。该系统是国内首家完全不用电脑软件的太阳空间定位跟踪仪，具有国际领先水平，能够不受地域和外部条件的限制，可以在-50℃至70℃环境温度范围内正常使用；跟踪精度可以达到±001°，最大限度的提高太阳跟踪精度，完美实现适时跟踪，最大限度提高太阳光能利用率。可以广泛的使用于各类设备的需要使用太阳跟踪的地方，该自动太阳跟踪仪价格实惠、性能稳定、结构合理、跟踪准确、方便易用。把加装了智能太阳跟踪仪的太阳能发电系统安装在高速行驶的汽车、火车，以及通讯应急车、特种军用汽车、军舰或轮船上，不论系统向何方行驶、如何调头、拐弯，智能太阳跟踪仪都能保证设备的要求跟踪部位正对太阳！光伏发电是利用半导体界面的光生伏特效应而将光能直接转变为电能的一种技术。这种技术的关键元件是太阳能电池。太阳能电池经过串联后进行封装保护可形成大面积的太阳电池组件，再配合上功率控制器等部件就形成了光伏发电装置。太阳能光伏组件将直射太阳光转化为直流电，光伏组串通过直流汇流箱并联接入直流配电柜，汇流后接入逆变器直流输入端，将直流电转变为交流电，逆变器交流输出端接入交流配电柜，经交流配电柜直接并入用户侧。国产晶体硅电池效率在10至13%左右（应该是14%至17%左右），国外同类产品效率约12至14%。由一个或多个太阳能电池片组成的太阳能电池板称为光伏组件。光伏发电产品主要用于三大方面：一是为无电场合提供电源，主要为广大无电地区居民生活生产提供电力，还有微波中继电源、通讯电源等，另外，还包括一些移动电源和备用电源；二是太阳能日用电子产品，如各类太阳能充电器、太阳能路灯和太阳能草坪灯等；三是并网发电，这在发达国家已经大面积推广实施。我国并网发电还未起步，不过，2008年北京奥运会部分用电将会由太阳能发电和风力发电提供。理论上讲，光伏发电技术可以用于任何需要电源的场合，上至航天器，下至家用电源，大到兆瓦级电站，小到玩具，光伏电源无处不在。太阳能光伏发电的最基本元件是太阳能电池（片），有单晶硅、多晶硅、非晶硅和薄膜电池等。其中，单晶和多晶电池用量最大，非晶电池用于一些小系统和计算器辅助电源等。中国国产晶体硅电池效率在10至13%左右，国际上同类产品效率约12至14%。由一个或多个太阳能电池片组成的太阳能电池板称为光伏组件。光伏发电的成本仍然在4-2元/千瓦时，如果仍然坚持这个价格是不符合市场发展规划的。光伏发电可以减少污染气体排放。光伏发电将太阳能直接转换为电能的技术称为光伏发电技术。在国际上，光伏发电技术的研究已有100多年的历史。这一能源高端产品已经成熟。我国于1958年开始研究太阳电池，1971年首次成功地应用于我国发射的东方红二号卫星上。1973年开始将太阳电池用于地面。2002年，国家有关部门启动“送电到乡工程”，在西部七省区的近800个无电乡所在地安装光伏电站，该项目拉动了我国光伏工业快速发展。截止到2004年底，我国太阳电池的累计装机已经达到5万千瓦。光伏发电的优点是较少受地域限制，因为阳光普照大地;光伏系统还具有安全可靠、无噪声、低污染、无需消耗燃料和架设输电线路即可就地发电供电及建设周期短的优点。光伏发电是根据光生伏特效应原理,利用太阳能电池将太阳光能直接转化为电能。不论是独立使用还是并网发电,光伏发电系统主要由太阳能电池板（组件）、控制器和逆变器三大部分组成，它们主要由电子元器件构成，不涉及机械部件,所以,光伏发电设备极为精炼,可靠稳定寿命长、安装维护简便。理论上讲,光伏发电技术可以用于任何需要电源的场合,上至航天器,下至家用电源,大到兆瓦级电站,小到玩具,光伏电源无处不在。太阳能光伏发电的最基本元件是太阳能电池（片），有单晶硅、多晶硅、非晶硅和铜铟镓硒薄膜电池等。中国太阳能资源非常丰富，理论储量达每年17000亿吨标准煤，太阳能资源开发利用的潜力非常广阔。中国地处北半球，南北距离和东西距离都在5000公里以上。在中国广阔的土地上，有着丰富的太阳能资源。大多数地区年平均日辐射量在每平方米4千瓦时以上，西藏日辐射量最高达每平米7千瓦时。年日照时数大于2000小时。与同纬度的其他国家相比，与美国相近，比欧洲、日本优越得多，因而有巨大的开发潜能。中国太阳电池的研究始于1958年，1959年研制成功第1个有实用价值的太阳电池。中国光伏发电产业于20世纪70年代起步，1971年3月首次成功地应用于我国第2颗卫星上，1973年太阳电池开始在地面应用，1979年开始生产单晶硅太阳电池。20世纪90年代中期后光伏发电进入稳步发展时期，太阳电池及组件产量逐年稳步增加。经过30多年的努力，21世纪初迎来了快速发展的新阶段。中国的光伏产业的发展有2次跳跃，第一次是在20世纪80年代末，中国的改革开放正处于蓬勃发展时期，国内先后引进了多条太阳电池生产线，使中国的太阳电池生产能力由原来的3个小厂的几百千瓦一下子上升到6个厂的5兆瓦，引进的太阳电池生产设备和生产线的投资主要来自中央政府、地方政府、国家工业部委和国家大型企业。第二次光伏产业的大发展在2000年以后，主要是受到国际大环境的影响、国际项目/政府项目的启动和市场的拉动。2002年由国家发改委负责实施的“光明工程”先导项目和“送电到乡”工程以及2006年实施的送电到村工程均采用了太阳能光伏发电技术。在这些措施的有力拉动下，中国光伏发电产业迅猛发展的势头日渐明朗。到2007年年底，中国光伏系统的累计装机容量达到10万千瓦（100MW），从事太阳能电池生产的企业达到50余家，太阳能电池生产能力达到290万千瓦（2900MW），太阳能电池年产量达到1188MW，超过日本和欧洲，并已初步建立起从原材料生产到光伏系统建设等多个环节组成的完整产业链，特别是多晶硅材料生产取得了重大进展，突破了年产千吨大关，冲破了太阳能电池原材料生产的瓶颈制约，为中国光伏发电的规模化发展奠定了基础。2007年是中国太阳能光伏产业快速发展的一年。受益于太阳能产业的长期利好，整个光伏产业出现了前所未有的投资热潮，但也存在诸如投资盲目、恶性竞争、创新不足等问题。2009年6月，由中广核能源开发有限责任公司、江苏百世德太阳能高科技有限公司和比利时Enfinity公司组建的联合体以0928元/度的价格，竞标成功我国首个光伏发电示范项目——甘肃敦煌10兆瓦并网光伏发电场项目，09元/千瓦时电价的落定，标志着该上网电价不仅将成为国内后续并网光伏电站的重要基准参考价，同时亦是国内光伏发电补贴政策出台、国家大规模推广并网光伏发电的重要依据。2013年9月27日中国建材集团与乌克兰绿色科技能源公司日前签署了1吉瓦（相当于1000兆瓦）的光伏电站框架协议。2013年12月4日，龙羊峡水光互补320兆瓦并网光伏电站开始启动试运行，这是目前全球最大的单体并网光伏电站，于2013年3月25日在共和光伏发电园区开工建设。据悉，此项目占地约16平方公里，生产运行期为25年。工程建成投运后，年平均上网电量约为83亿千瓦时，对于承担西北电网第一调频调峰的龙羊峡水电站来说，水光互补项目将打破多年已形成的整个梯级联合调度格局。2015年7月9日水电三局顺利中标云南昭通宁边20兆瓦光伏电站施工项目，项目合同额为187万元。当日，该项目道路修建工程顺利开工。此次云南省昭通市昭阳区宁边20兆瓦光伏电站工程建筑安装工程共分为3个标段，分别为：光伏场区土建及设备安装工程(Ⅰ包)、开关站土建及电气安装工程(Ⅱ包)、送出工程(Ⅲ包)等均由水电三局进行施工。云南香格里拉300MW光伏电站计划2016年开工，该项目主要建设内容为:项目总占地面积为7800亩，拟装机容量为300MW，建成后年产值约为6亿，项目总投资为270000万元。甘肃省3522巉晖线(110千伏巉口变至明晖光伏电站)及明晖定西光伏电站全站设备近日启动成功，开始24小时试运行，该电站是甘肃省定西电网内首座投运的光伏电站。2016年2月上旬，湖北省首座漂浮式光伏电站——枣阳熊河水库漂浮光伏电站成功并网发电，标志着湖北省水面光伏发电试验取得圆满成功。2016年2月，陕西省40兆瓦生态农业光伏电站成功并网并正式供电，源源不断的清洁电力通过110千伏升压站输送到国家电网。2016年我国累计光伏装机量达到4318万千瓦，首次超过德国，跃居世界第一。这是我国在新能源领域继风电装机跃居全球第一之后的又一次飞跃。2023年4月12日，“长安汽车光伏电站”落成仪式在重庆长安汽车全球研发中心举行。该光伏电站位于长安汽车厂区内，实施了37MW的分布式光伏项目。2023年6月，中石油塔里木油田且末10万千瓦光伏发电项目正式并网发电，每年将供应绿色电力1亿千瓦时。这个项目位于新疆巴音郭楞蒙古自治州且末县境内，地处塔克拉玛干沙漠腹地。项目总占地面积3916亩，由32个光伏方阵组成，并配有10兆瓦储能装置及一座110千伏升压站。2023年8月，上海石化新建南随塘河光伏电站、碳纤维事业部北区光伏电站(腈纶装置区域)、碳纤维事业部南区光伏电站(碳纤维区域)3座光伏电站，光伏组件敷设的有效面积达9万平方米，总装机容量达到02兆瓦。二〇〇九年七月十六日国家三部委财政部、科技部、国家能源局联合印发了《关于实施金太阳示范工程的通知》，随后又公布了具体的《金太阳示范工程财政补助资金管理暂行办法》决定综合采取财政补助、科技支持和市场拉动方式，加快国内光伏发电的产业化和规模化发展，并计划在2－3年内，采取财政补助方式支持不低于500兆瓦的光伏发电示范项目；各种利好都给中国光伏发电产业注入了强劲的生命活力！希望在不远的将来，我国的光伏发电整体竞争力能够达到国际领先水平，光伏发电电力供应量在国内总电力供应中的占比能够达到更高水平，从而更加有力的推动我国经济结构转型和能源结构优化！2013年7月15日出台的《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》提出了有序推进光伏电站建设，特别明确“对光伏电站，由电网企业按照国家规定或招标确定的光伏发电上网电价与发电企业按月全额结算”。从责任主体、结算方式的确认一举化解了光伏电站开发过程中的最大障碍。随后，财政部发布《关于分布式光伏发电实行按照电量补贴政策等有关问题的通知》，其明确，国家对分布式光伏发电项目按电量给予补贴，补贴资金通过电网企业转付给分布式光伏发电项目单位。国家能源局于2013年11月26日发布有效期为3年的《光伏发电运营监管暂行办法》，规定电网企业应当全额收购其电网覆盖范围内并网光伏电站项目和分布式光伏发电项目的上网电量，明确了能源主管部门及其派出机构对于光伏发电并网运营的各项监管责任，光伏发电项目运营主体和电网企业应当承担的责任，从而推进光伏发电并网有序进行。正文如下：第一条为加强监管，切实保障光伏发电系统有效运行，优化能源供应方式，促进节能减排，根据《中华人民共和国可再生能源法》、《电力监管条例》等法律法规和国家有关规定，制定本办法。第三条国务院能源主管部门及其派出机构依照本办法对光伏发电项目的并网、运行、交易、信息披露等进行监管。任何单位和个人发现违反本办法和国家有关规定的行为,可以向国务院能源主管部门及其派出机构投诉和举报，国务院能源主管部门及其派出机构应依法处理。第四条光伏发电项目运营主体和电网企业应当遵守电力业务许可制度，依法开展光伏发电相关业务，并接受国务院能源主管部门及其派出机构的监管。第五条国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电项目运营主体和电网企业电力许可制度执行情况实施监管。除按规定实施电力业务许可豁免的光伏发电项目外，其他并网光伏发电项目运营主体应当申领电力业务许可证。持证经营主体应当保持许可条件，许可事项或登记事项发生变化的，应当按规定办理变更手续。第六条国务院能源主管部门及其派出机构按照有关规定对光伏发电电能质量情况实施监管。第七条国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电配套电网建设情况实施监管。接入公共电网的光伏发电项目，接入系统工程以及接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。接入用户侧的光伏发电项目，接入系统工程由项目运营主体投资建设，接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。第八条国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电并网服务情况实施监管。电网企业应当按照积极服务、简洁高效的原则，建立和完善光伏电站项目接网服务流程，并提供并网办理流程说明、相关政策解释、并网工作进度查询以及配合并网调试和验收等服务。电网企业应当为分布式光伏发电接入提供便利条件，在并网申请受理、接入系统方案制订、合同和协议签署、并网验收和并网调试全过程服务中，按照“一口对外”的原则，简化办理程序。第九条国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电并网环节的时限情况实施监管。分布式光伏发电项目，电网企业自受理并网申请之日起25个工作日内向项目业主提供接入系统方案；自项目业主确认接入系统方案起5个工作日内，提供接入电网意见函，项目业主据此开展项目备案和工程设计等后续工作；自受理并网验收及并网调试申请起10个工作日内完成关口电能计量装置安装服务，并与项目业主按照要求签署购售电合同和并网协议；自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，电网企业应向项目业主提出解决方案。第十条国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电项目购售电合同和并网协议签订、执行和备案情况实施监管。电网企业应与光伏电站项目运营主体签订购售电合同和并网调度协议，合同和协议签订应当符合国家有关规定，并在合同和协议签订10个工作日内向国务院能源主管部门派出机构备案。光伏电站购售电合同和并网调度协议范本，国务院能源主管部门将会同国家工商行政管理部门另行制定。电网企业应按照有关规定及时与分布式光伏发电项目运营主体签订并网协议和购售电合同。第十一条国务院能源主管部门及其派出机构对电力调度机构优先调度光伏发电的情况实施监管。电力调度机构应当按照国家有关可再生能源发电上网规定，编制发电调度计划并组织实施。电力调度机构除因不可抗力或者有危及电网安全稳定的情形外，不得限制光伏发电出力。本办法所称危及电网安全稳定的情形，应由国务院能源主管部门及其派出机构组织认定。光伏发电项目运营主体应当遵守发电厂并网运行管理有关规定，服从调度指挥、执行调度命令。第十二条国务院能源主管部门及其派出机构对电网企业收购光伏发电电量的情况实施监管。电网企业应当全额收购其电网覆盖范围内光伏发电项目的上网电量。因不可抗力或者有危及电网安全稳定的情形，未能全额收购的，电网企业应当及时将未能全额上网的时间、原因等信息书面告知光伏发电项目运营主体，并报国务院能源主管部门派出机构备案。第十三条国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电并网运行维护情况实施监管。并网光伏电站项目运营主体负责光伏电站场址内集电线路和升压站的运行、维护和管理，电网企业负责光伏电站配套电力送出工程和公共电网的运行、维护和管理。电网企业安排电网设备检修应尽量不影响并网光伏电站送出能力，并提前三个月书面通知并网光伏电站项目运营主体。分布式光伏发电项目运营主体可以在电网企业的指导下，负责光伏发电设备的运行、维护和项目管理。第十四条国务院能源主管部门及其派出机构按照有关规定对光伏发电电量和上网电量计量情况实施监管。光伏电站项目上网电量计量点原则上设置在产权分界点处，对项目上网电量进行计量。电网企业负责定期进行检测校表，装置配置和检测应满足国家和行业有关电量计量技术标准和规定。电网企业对分布式光伏发电项目应安装两套计量装置，对全部发电量、上网电量分别计量。第十五条国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电电费结算情况实施监管。光伏发电项目电费结算按照有关规定执行。以自然人为运营主体的，电网企业应尽量简化程序，提供便捷的结算服务。第十六条国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电补贴发放情况实施监管。第十七条国务院能源主管部门派出机构与省级能源主管部门应当加强光伏发电项目管理和监管信息共享，形成有机协作、分工负责的工作机制。第十八条电网企业应向所在地区的国务院能源主管部门派出机构按季度报送以下信息：1．光伏发电项目并网接入情况，包括接入电压等级、接入容量、并网接入时间等。2．光伏发电项目并网交易情况，包括发电量、自用电量、上网电量、网购电量等。并网光伏电站运营主体应根据产业监测和质量监督等相关规定，定期将运行信息上报，并对发生的事故及重要问题及时向所在省（市）的国务院能源主管部门派出机构报告。国务院能源主管部门及其派出机构根据履行监管职责的需要，可以要求光伏发电运营主体和电网企业报送与监管事项相关的其他文件、资料。第十九条国务院能源主管部门及其派出机构可采取下列措施进行现场检查：2．询问光伏发电项目和调度机构工作人员，要求其对有关检查事项作出说明；3．查阅、复制与检查事项有关的文件、资料，对可能被转移、隐匿、损毁的文件、资料予以封存；第二十条光伏发电项目运营主体与电网企业就并网无法达成协议，影响电力交易正常进行的，国务院能源主管部门及其派出机构应当进行协调；经协调仍不能达成协议的，由国务院能源主管部门及其派出机构按照有关规定予以裁决。电网企业和光伏发电项目运营主体因履行合同等发生争议，可以向国务院能源主管部门及其派出机构申请调解。第二十一条国务院能源主管部门及其派出机构可以向社会公开全国光伏发电运营情况、电力企业对国家有关可再生能源政策、规定的执行情况等。第二十二条电网企业和光伏发电项目运营主体违反本办法规定，国务院能源主管部门及其派出机构可依照《中华人民共和国可再生能源法》和《电力监管条例》等追究其相关责任。电网企业未按照规定完成收购可再生能源电量，造成光伏发电项目运营主体经济损失的，应当按照《中华人民共和国可再生能源法》的规定承担赔偿责任。第二十三条本办法由国家能源局负责解释，各派出机构可根据本地实际情况拟定监管实施细则。根据《可再生能源中长期发展规划》，到2020年，中国力争使太阳能发电装机容量达到8GW（百万千瓦），到2050年将达到600GW（百万千瓦）。预计，到2050年，中国可再生能源的电力装机将占全国电力装机的25%，其中光伏发电装机将占到5%。预计2030年之前，中国太阳能装机容量的复合增长率将高达25%以上。在原材料价格下跌背景下，光伏电池和组件生产商持续亏损，组件商停产比例达到30%。但即便如此，光伏发电距离平价上网，还需时日，电站运营商也在观望电池和组件价格继续下降。补贴资金缺口很大。光伏电站是生存在补贴之上的行业，利润高低取决于补贴和各地电价水平。但可再生能源电力附加缺口大，统一的分布式发电项目电价标准还不确定，也会给电站投资商带来不确定性。如果分布式发电最终采取电量补贴方式，意味着只有电价较高的东部地区有利可图，而不是一个全面的市场繁荣。第三，补贴和并网政策落实不易。明面上政府对光伏电站有很多补贴，但在具体实施中补贴拖欠严重，将耗费开发公司大量现金。并网也落实不易，国家电网对分布式光伏项目实行并网免费办理的政策，据民生证券新能源首席分析师王海生称，因为免费，没有纳入原有考核体系，地方公司执行的积极性并不高。常见的屋顶结构分为混凝土屋顶和彩钢屋顶。项目开发前均由业主方提供或协助提供房屋建筑设计院的设计参数，在可控的承重范围内设计电站，并得到原有建筑设计院的认可。公司对项目场址进行严格筛选，杜绝电站建成后房屋结构受损或者防水层受损，同时公司投资开发新型安装工艺，增强项目的安全性、可靠性。建设光伏电站前，首先需要获得省发改委的审批，然后根据省发改委的审批文件去当地所属电力公司办理并网手续。只有办理过并网手续的光伏项目才被允许并入电网。国家金太阳示范工程鼓励光伏电站自发自用，电站系统需安装防逆流装置，防止电流倒送。系统配置防逆流装置，检查交流电网供电回路三相电压、电流（测量点），判断功率流向和功率大小。如果电网供电回路出现逆功率现象，防逆流装置立即限制逆变器输出功率、或直接把光伏并网系统中的接入点断开（控制点）。市电切换装置一般应用于离网光伏电站，离网光伏电站在蓄电池不能保证设备运行的情况下，通过切换装置将逆变器供电转为市电供电。而并网光伏电站直接与电网并联，光伏电力与市电同时对设备供电，不需要切换装置。众所周知，光照强度是一个抛物线的变化过程，光伏电力也遵循这一变化规律。用户功率稳定，市电补充光伏电力低于用户功率部分，保证用电稳定。在电站系统中，逆变器是保证交流电输出稳定性的重要设备。项目采用的光伏并网逆变器均通过TUV、金太阳等权威认证和测试，逆变器将采集并网点电流数据输出与电网电压同频、同相的正弦交流电流，与市电具有相同的电力特性，保证系统稳定运行。现阶段国家大力扶持光伏发电项目，对于符合条件的项目，国家给予一定比例的资金支持，包括金太阳示范工程、光电建筑一体化等。项目一般采用合同能源管理模式，分享节能收益。投资方的收益：通过获得国家补贴，建设光伏电站的投资回收期由之前的15至20年缩短为现阶段的7至12年。企业方的收益：对建设光伏电站在资金方面零投入，只需提供闲置屋顶，以当地市电价格使用光伏电力。同时，投资方给予企业6~10%的电价返还，实现节能效益共享的初衷。在电能计量表安装在逆变器交流输出端的交流配电柜中，项目均采用供电部门提供的计量表，符合相关国家计量标准，达到精准、公平、合理的电流计量。UPSOLAR组建项目管理公司，定期巡检电站，保证电站运行，同时检查电站是否对房屋造成损坏，对于确定为电站原因引起的，UPSOLAR承担修复费用。同时，UPSOLAR拥有自己的光伏实验室，能精确的检测电站的运行状况。太阳能有众多的优势，光伏发电技术可以用于任何需要电源的场合，从航天器到家用电器;功率范围极大，从兆瓦级电站到玩具电源、光伏发电系统有离网的，有并网的;并网的系统有分布式的，有集中式大型光伏电，我国光伏发电分布式和集中式两种系统都要发展，但是，我们认为要想实现太阳能发电的大规模应用，还是应当以建设光伏发电站为主。然而，太阳能也存在着两个重大的局限性:1)分散性:到达地球表面的太阳辐射的总量尽管很大，但是能流密度很低，想要得到较大的光伏发电能量，需要面积相当大的一套收集和转换设备;2)不稳定性:由于受到昼夜变更等自然条件的限制以及晴阴云雨等随机因素的影响，到达地面的太阳辐射是间断的不稳定的&不稳定性意味着储能成为太阳能利用的重要环节，然而这恰是当前太阳能利用中的薄弱环节，特别是与大型集中式光伏电站相匹配的而且成本可以接受的储能技术更是未能很好解决的问题&不带储能装置的光伏发电系统直接并网将给电网带来潮汐式送电，造成电压起伏不定，如果这样并网的发电量比例较大，可能导致电网失稳;如果配置大容量的化学蓄电设备，不仅将会增加成本，而且存在安全隐患和后期处理蓄电设备的环境风险&在光伏发电项目建设实践中，普遍遇到电网接入限制而产生的弃光问题，以及由于用地指标紧张而出现的无处建光伏电站问题，这里面固然有体制和政策方面的障碍，也与上述太阳能两个内在的局限性密切相关。大规模建设集中式光伏发电站必须解决上述两个问题，而如何解决问题需要创新思路，下面主要就此提出具体建议。通过与水结合建设光伏发电站解决用地困难问题光伏电站用地为永久性地，大型地面光伏电站需占用较大的土地面积，理论估算光伏电站平均每千瓦占地1%平方米。我省地处长江中下游地区，经济发达，人多地少，最近几十年的快速发展，特别是工业化的加速城市扩大和交通建设等，使用地需求大增，用地指标一直紧张&中央#十三五%规划建议中明确要求，坚持节约资源和保护环境的基本国策，坚持最严格的耕地保护制度，开展大规模国土绿化行动，加快建设资源节约型!环境友好型社会，推进美丽中国建设，在此情况下，未来征用耕地和林地条件会更加严格，再加上光伏发电站本身对用地要求满足一定的条件，将使用地困难问题更难解决。如何解脱建设光伏电站用地难的困境?需要转变观念，拓宽思路，我们提出采取与水结合方式建设光伏发电站。长江中下游地区自然环境是江河纵横交错，湖泊星罗棋布，而且还有多年来的水利兴修留下的很多水库渠道，这些提供了发展光伏发电的广阔空间&第一种方式是利用江河湖库的岸边未利用土地，水中沙洲滩涂!浅水湖塘池沼，以及为了加强生态保护而开展退耕还湿!退养还滩的湿地资源来建设光伏电站，这些年来建成的#渔光互补模式光伏电站基本上属于这一种类型。第二种方式是利用水位较深的湖泊和水库的水面建设光伏电站，当然，还有以上两种方式的复合方式。国外已经有了水面光伏电站的实例，与浅水中固定支架的渔光互补电站不同，水面光伏电站的平台是浮在水面上的。光伏发电具有出力不稳定和间歇性的特点，长距离输送中电力潮流变化将会给电网的电压控制增加难度，为此电力系统需要有足够备用容量来调节，通常采用相应的火电机组承担旋转备用，但是这样处理会消耗煤炭!油气等化石能源，造成污染物及温室气体的排放。为解决光伏发电存在的问题，在青海研发了水光互补、协调运行控制系统，依托水电站发展光伏发电站，两种电站互相补充发电，在光伏电站能够充分发电时直接并网，水电站停止发电或减少发电量;在光伏电站发电能力下降或停止发电时，水电站启动发电或增加发电能力，以补足发电量，两种电站交替运行互补并网以保持并网电量均衡，电网电压稳定。这种方式利用水轮发电机组的快速调节能力和水库的调节能力，提高了光伏电站的电能质量，依靠水力发电和光伏发电快速补偿的功能，使光伏发电转换为安全稳定的优质电源并能够安全并网。与利用火电机组承担旋转备用的方式相比，!水光互补%是清洁能源之间的优势互补，不仅效率更高，而且减少化石燃料消费，降低了碳排放，因而，应用前景广阔，具有较高社会经济效益&安徽省有相当多的已经建成的水电站，有的地区水力发电的潜力已经不多，如果用来发展水光互补的光伏电站，可以迅速而低成本地扩大发电能力。理论上通过储能装置可以使光伏发电保持平稳的电能输出，但是，大容量的蓄能装置，特别是电站级的化学蓄能装置恰是薄弱环节。众所周知，抽水蓄