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一起来了解一下光伏并网发电
作者:admin    发布日期:2018/10/11     关注次数:     二维码分享
太阳能光伏发电是依靠太阳能电池组件,利用半导体材料的电子学特性,将光能转化成电能。并网发电系统通过光伏数组将接收来的太阳辐射能量经过高频直流转换后变成高压直流电,经过逆变器逆变后向电网输出与电网电压同频、同相的正弦交流电流。2012年11月,在我国光伏产业面临欧美“双反”围剿、国外市场急剧萎缩的背景下,国家电网公司出台政策,对适用范围内的分布式光伏发电项目提供免费并网服务。

概念

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光伏并网发电系统就是太阳能光伏发电系统与常规电网相连,共同承担供电任务。当有阳光时,逆变器将光伏系统所发的直流电逆变成正弦交流电,产生的交流电可以直接供给交流负载,然后将剩余的电能输入电网,或者直接将产生的全部电能并入电网。在没有太阳时,负载用电全部由电网供给。
因为直接将电能输入电网,光伏独立系统中的蓄电池完全被光伏并网系统中的电网所取代。免除配置蓄电池,省掉了蓄电池蓄能和释放的过程,可以充分利用光伏阵列所发的电力,从而减小了能量的损耗,降低了系统成本。但是系统中需要专用的并网逆变器,以保证输出的电力满足电网对电压、频率等性能指标的要求。逆变器同时还控制光伏阵列的较大功率点跟踪(MPPT)、控制并网电流的波形和功率,使向电网传送的功率和光伏阵列所发出的较大功率电能相平衡。这种系统通常能够并行使用市电和太阳能光伏系统作为本地交流负载的电源,降低了整个系统的负载断电率。而且并网光伏系统还可以对公用电网起到调峰的作用。太阳能光伏发电进入大规模商业化应用是必由之路,就是将太阳能光伏系统接入常规电网,实现联网发电。与独立运行的太阳能光伏发电站相比,并入电网可以给光伏发电带来诸多好处,可以归纳以下几点: 
1、 省掉了蓄电池作为储能;
2、 随着逆变器制造技术的不断进步,以后逆变器的稳定性、可靠性等将更加完善;
3、 光伏阵列可以始终运行在较大功率点处,由电网来接纳太阳能所发的全部电能,提高了太阳能发电效率;
4、 电网获得了收益,分散布置的光伏系统能够为当地的用户提供电能,缓解了电网的传输和分配负担;
5、 光伏组件与建筑完美结合,既可以发电又能作为建筑材料和装饰材料。

发电原理

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太阳能光伏发电是依靠太阳能电池组件,利用半导体材料的电子学特性,当太阳光照射在
光伏并网发电原理图光伏并网发电原理图
半导体PN结上,由于P-N结势垒区产生了较强的内建静电场,因而产生在势垒区中的非平衡电子和空穴或产生在势垒区外但扩散进势垒区的非平衡电子和空穴,在内建静电场的作用下,各自向相反方向运动,离开势垒区,结果使P区电势升高,N区电势降低,从而在外电路中产生电压和电流,将光能转化成电能。太阳能光伏发电系统大体上可以分为两类,一类是并网发电系统,即和公用电网通过标准接口相连接,像一个小型的发电厂;另一类是独立式发电系统,即在自己的闭路系统内部形成电路。并网发电系统通过光伏数组将接收来的太阳辐射能量经过高频直流转换后变成高压直流电,经过逆变器逆变后向电网输出与电网电压同频、同相的正弦交流电流。而独立式发电系统光伏数组首先会将接收来的太阳辐射能量直接转换成电能供给负载,并将多余能量经过充电控制器后以化学能的形式储存在蓄电池中。

发电系统

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并网发电系统分为太阳能并网发电系统和风力并网发电系统。 并网太阳能发电系统由光伏组件(方阵)、光伏并网逆变电源量装置组成。光伏组件(方阵)将太阳能转化为直流电能,通过并网逆变
光伏并网发电系统
电源将直流电能转化为与电网同频同相的交流电能馈入电网。并网逆变电源是光伏并网发电系统的核心设备。 风机并网发电系统由风力机、风机控制器、风机并网逆变电源及计量装置等组成。风机将风能转化为交流电能,通过风机控制器再转换为直流电能,经风机并网逆变器将直流电能转化为与电网同频同相的交流电能馈入电网。风机并网逆变电源是风力并网发电系统的核心控制设备,它将风机发出的交流电整流成直流电力,然后逆变成交流电较大限度馈入电网。
系统组成
光伏并网发电系统

电池组件

一个太阳能电池只能产生大约0.5V的电压,远低于实际使用所需电压。为了满足实际应用的需要,需要把太阳能电池连接成组件。太阳能电池组件包含一定数量的太阳能电池,这些太阳能电池通过导线连接。如一个组件上,太阳能电池的数量是36片,这意味着一个太阳能组件大约能产生17V的电压。
通过导线连接的太阳能电池被密封成的物理单元被称为太阳能电池组件,具有一定的防腐、防风、防雹、防雨的能力,广泛应用于各个领域和系统。当应用领域需要较高的电压和电流而单个组件不能满足要求时,可把多个组件组成太阳能电池方阵,以获得所需要的电压和电流。

逆变器

将直流电变换成交流电的设备。由于太阳能电池发出的是直流电,而一般的负载是交流负载,
光伏并网发电体系图光伏并网发电体系图
所以逆变器是不可缺少的。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将发出的电能馈入电网。逆变器按输出波形又可分为方波逆变器和正弦波逆变器。

配电室

由于并网发电系统没有蓄电池及太阳能充放电控制器及交直流配电系统,因此,如果条件允许的话可以将并网发电系统逆变器放在并网点的低压配电室内,否则只要单独建一座4~6m2的低压配电室就可以了。

防雷击

为了保证系统在雷雨等恶劣天气下能够安全运行,要对这套系统采取防雷措施。主要有以下几个方面:
(1)地线是避雷、防雷的关键,在进行配电室基础建设和太阳电池方阵基础建设的同时,选择光电厂附近土层较厚、潮湿的地点,挖一2m深地线坑,采用40扁钢,添加降阻剂并引出地线,引出线采用35mm2铜芯电缆,接地电阻应小于4Ω。
(2)在配电室附近建一避雷针,高15m,并单独做一地线,方法同上。
光伏并网发电系统光伏并网发电系统
(3)太阳电池方阵电缆进入配电室的电压为DC220V,采用PVC管地埋,加防雷器保护。此外电池板方阵的支架应保证良好的接地。
(4)并网逆变器交流输出线采用防雷箱一级保护(并网逆变器内有交流输出防雷器)

系统优点

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与离网太阳能发电系统相比,并网发电系统具有以下优点:
1.利用清洁干净、可再生的自然能源太阳能发电,不耗用不可再生的、资源有限的含碳化石能源,使用中无温室气体和污染物排放,与生态环境和谐,符合经济社会可持续发展战略。
2.所发电能馈入电网,以电网为储能装置。当用电负荷较大时,太阳能电力不足就向市电购电。而负荷较小时,或用不完电力时,就可将多余的电力卖给市电。在背靠电网的前提下,该系统省掉了蓄电池,从而扩张了使用的范围和灵活性,提高系统的平均无故障时间和蓄电池的二次污染,并降低了造价。
3.光伏电池组件与建筑物完美结合,既可发电又能作为建筑材料和装饰材料,使物质资源充分利用发挥多种功能,不但有利于降低建设费用,并且还使建筑物科技含量提高、增加“卖点”。
4.分布式建设,就近就地分散发供电,进入和退出电网灵活,既有利于增强电力系
光伏并网发电光伏并网发电
统抵御战争和灾害的能力,又有利于改善电力系统的负荷平衡,并可降低线路损耗。

较新政策

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电网新政为光伏行业注入活力
国家电网公司规定,从2012年11月1日起,对适用范围内的分布式光伏发电项目提供
光伏并网发电光伏并网发电
系统接入方案制订、并网检测、调试等全过程服务,不收取费用。同时,对分布式光伏发电项目所发的富余电量,国家电网公司将按照有关政策全额收购。
全国工商联新能源商会秘书长曾少军表示,国家电网在此时出台促进分布式光伏发电并网的政策,表明了政府支持光伏产业发展的态度,给困境中的我国光伏企业带来了信心。各地电网公司已正式受理分布式光伏发电并网申请。
业界忧虑光伏并网政策执行力
国家电网公司承诺全部并网流程办理周期约为45个工作日。“在这一政策出台后,相关企业就会采取行动找电网企业申请并网,在这一过程中,政策是不是贯彻下来了,并网是否依然碰壁,这些都还需要继续盯下去。”南昌大学太阳能光伏学院院长周浪说。
同时,国家电网公司还规定,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,验收标准按国家有关规定执行。
对此,业内人士表示:“目前,国家针对光伏发电项目已出台了设计标准和施工标准,但对并网验收却没有明
确的标准。国家电网公司声称根据国家相关标准验收,但是到底什么标准,现在还说不清楚。”
国家电网在政策中提出要变以往的装机补贴为度电补贴。曾少军表示,这一调整有利于分布式光伏发电发展,但在具体结算方法上还不尽合理。“按照政策,我们上、下网电量将分开结算,光伏发电业主给电网卖电的电价和从电网买电的电价不同,这显然是不合理的。”
应尽快出台配套政策完善运作模式
针对上述问题,业内人士认为,国家应该尽快出台相关配套政策,确保国家电网公司关于促进分布式光伏发电并网的政策能够执行到位,并建立起完善的商业化运作模式。
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:
《光伏发电运营监管暂行办法》
第一章 总则
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。
第二条 本办法适用于并网光伏电站项目和分布式光伏发电项目。
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。
第二章 监管内容
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。
光伏发电并网点的电能质量应符合国家标准,确保电网可靠运行。
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。
电网企业对分布式光伏发电项目免收系统备用容量费和相关服务费用。
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。
光伏电站项目并网环节时限按照国家能源局有关规定执行。
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。
电网企业应按照国家核定的补贴标准,及时、足额转付补贴资金。
第三章 监管措施
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。
3.光伏电站项目并网运行过程中遇到的重要问题等。
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:
1.进入并网光伏电站和电网企业进行检查;
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;
4.对检查中发现的违法行为,有权当场予以纠正或者要求限期改正。
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。
第四章 附则
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。
第二十四条 本办法自发布之日起施行,有效期为3年。 

调查分析

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在2015中国光伏大会上,工业与信息化部副部长怀进鹏重申,工信部下一步将推动光伏企业兼并重组。这是继2014年底,工信部印发《关于进一步优化光伏企业兼并重组市场环境的意见》(下称《意见》)后,政府层面再一次释放出"抱团求大"信号。《意见》提出,鼓励符合规范条件的骨干光伏企业充分发挥资金、技术、品牌等优势,对运营状况欠佳但有一定技术实力的,以及上下游环节企业实施兼并重组,并支持跨国并购。中国光伏企业已出现较为显著的分化现象。大企业凭借规模、品牌和技术,订单饱满,产能利用率高,而中小企业接单困难,大部分为代工、或供给自身电站建设,这为光伏企业的兼并重组提供了基础。
截至2015年底,我国光伏发电累计装机容量4318万千瓦,成为全球光伏发电装机容量较大的国家。其中,光伏电站3712万千瓦,分布式606万千瓦,年发电量392亿千瓦时。2015年新增装机容量1513万千瓦,完成了2015年度新增并网装机1500万千瓦的目标,占全球新增装机的四分之一以上,占我国光伏电池组件年产量的三分之一,为我国光伏制造业提供了有效的市场支撑。

全国大多数地区光伏发电运行情况良好,全国全年平均利用小时数为1133小时,西北部分地区出现了较为严重的弃光现象,甘肃全年平均利用小时数为1061小时,弃光率达31%;新疆自治区全年平均利用小时数为1042小时,弃光率达26%.2015年光伏系统成本将下降到1.5万元/千瓦,发电成本下降到0.8元/千瓦时,配电侧达到"平价上网";到2020年,系统成本下降到1万元/千瓦,发电成本达到0.6元/千瓦时,在发电侧实现"平价上网",在主要电力市场实现有效竞争。可以预见在不久的将来,平价上网时代的到来将给太阳能光伏发电带来巨大的发展空间。跨界合作将是未来的发展方向,2015年随着绿色制造2025、新型农业生态等政策的发布,光伏农业、渔光互补、能源互联网等概念已有不同企业涉猎。但未来五年是实践的五年,光伏产业有望与农渔林业、扶贫、智能城市建设等形成跨界合作和生态联动,检验和优化现行的各种跨界概念。 


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