光伏电站解决方案对比分析

第一篇：光伏电站解决方案对比分析

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光伏电站解决方案对比分析

国家能源局敲定2014年国内光伏新装机容量达14GW，伴随着光伏电站规划目标的提升，引起了人们对电站设计方案的讨论，特别是针对组串式和集中式这两种光伏逆变器的选择。相比于国际市场，国内市场以大型地面电站为主，更多的光伏投资商倾向于集中式逆变器，本文主要从逆变器技术方案入手,就两种方案的适用场合及优劣势进行分析。

1.方案介绍

兆瓦级箱式逆变站解决方案：1MW单元采用一台兆瓦级箱式逆变站，内部集成2台500kW并网逆变器（集成直流配电柜）、交流配电箱等设备，该箱式逆变站箱体防护等级可达IP54，可直接室外安装,无需建造逆变器室土建房。

集中式解决方案：1MW单元需建设逆变器室，内置2台500kW并网逆变器（集成直流配电柜）、1台通讯柜等设备。现场需要建造逆变器土建房。

组串式解决方案：1MW单元采用40台28kW组串式并网逆变器，组串式逆变器防护等级IP65，可安装在组件支架背后。

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2.方案对比

2.1 投资成本对比

组串式解决方案：

集中式解决方案：

兆瓦级箱式逆变站解决方案：

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备注：以上价格来源于各设备厂商及系统集成商，此报价仅供参考。设备数量均按照1MW单元计算。

2.2 可靠性对比

（1）元器件对比

集中式解决方案：1MW配置2台集中式并网逆变器，单台设备采用单级拓扑设计，共用功率模块6个，2台并网逆变器共12个。单兆瓦配置设备少、总器件数少，发电单元更加可靠。另外，集中式逆变器采用金属薄膜电容，MTBF超过10万小时，保证25年无需更换。

组串式解决方案：1MW配置40台组串式并网逆变器，单台设备采用双级拓扑设计，共用功率模块12个，40台并网逆变器共480个。功率器件电气间隙小，不适合高海拔地区。组串式逆变器采用户外安装，风吹日晒很容易导致外壳和散热片老化;且单兆瓦配置设备数量多、总器件数多，可靠性低；采用铝电解电容，MTBF仅为数千个小时，且故障后无法现场更换。

（2）应用业绩对比

集中式解决方案：集中式并网逆变器在大型地面电站中应用广泛，国内目前99%的光伏电站均采用该类型并网逆变器，市场占有率高，认可度高。

组串式解决方案：组串式并网逆变器在大型地面电站中的应用极少，国内目前只在青海格尔木有4MW的运行业绩，市场占有率低，认可度低。

根据全球最权威的光伏逆变器行业研究机构IHS截至2013年12月的统计，容量在5MW以上的光伏电站中，全球约2%的电站采用了组串式方案接入。各代表区域市场里面，比例最高的德国市场，采用组串式方案的比例为12%；近年市场容量排名第一第二的中国和美国市场，采用组串式方案很低，比例不到1%。

（3）谐波及环流问题

集中式解决方案：1MW电站仅需2台并网逆变器，接入双分裂变压器，交流侧无需汇流设备，完全不用考虑环流问题和谐波叠加问题，更加可靠。

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组串式解决方案：1MW多达40台组串式并网逆变器,单台设备在额定功率下的谐波含量远高于集中式逆变器，且40台逆变器并联后，会在并网点造成谐波叠加问题，而且较难抑制。另外，因交流输出侧采用双绕组变压器，多台设备间的环流问题严重。

单台设备额定功率下的谐波电流对比（数据来源于CQC检测报告）

（4）MPPT跟踪技术

集中式解决方案：集中式并网逆变器采用单路MPPT跟踪技术，单级拓扑，无BOOST电路，完全适用于大型地面电站无遮挡的环境中，可靠性更高。

组串式解决方案：组串式并网逆变器采用多路MPPT跟踪技术，双级拓扑，配备BOOST升压电路，主要针对分布式及小型电站设计，而大型地面电站因其组件种类单

一、朝向角度一致、无局部遮挡，无需配置多路MPPT逆变器。

（5）故障设备数量

假设组串式逆变器故障率为1%，集中式故障率2%，电站容量按照100MW计算。

集中式解决方案：100MW共需200台集中式并网逆变器，按照故障率2%计算，故障设备为4台，按照每台更换一半元器件的极端情况考虑，共需要花费＜30万。

组串式解决方案：100MW共需4000台组串式并网逆变器，按照故障率1%计算，故障数量为40台，按照组串式整机更换的维护理念，共需人工更换逆变器40次，共需花费61.6万元。

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2.3 设备性能对比

（1）逆变器效率对比

为什么组串式并网逆变器的效率相比集中式低呢？原因主要在于常见的组串式并网逆变器采用DC-DC-AC双级拓扑，而集中式逆变器采用DC-AC单级拓扑，正是因为多一级直流升压电路从而导致逆变器整机效率下降，通常单级变换要比两级变换效率高0.4%以上，而组串式逆变器厂家对外宣称的效率通常是在高直流输入电压下测得，相当于关闭DC-DC逆变电路，但实际应用中母线电压不可能时刻保持在高电压下，所以组串式逆变器宣称效率远低于实际效率。

按照100MWp电站（以西北各省平均日照小时数均在3000小时以上，折算成峰值日照小时数约为1650小时），参考当前电网电价0.95元/度，则25年可增加发电收入为1650（万元）。

100（MW）×1650（小时）×25（年）×0.95（元/度）×0.4％=1568（万元）

（2）功能对比

集中式并网逆变器具备更加全面的功能，例如夜间无功补偿（SVG）、零电压穿越、无功调节、功率因数校正等，适应多种电网环境及大型地面电站的技术要求,同时能够响应电网的各种调度指令。

组串式并网逆变器因针对分布式电站和小型地面电站设计，其单体功率小，应用在大型地面电站中则需要的设备总数巨大，单台逆变器虽可以实现零电压穿越功能，但多机并联时，零电压穿越、无功调节、有功调节等功能实现较难。多台设备是否能够同时应对电网的各种故障，还有待实践考验。

（3）拓扑对比

集中式并网逆变器采用单级拓扑，功率器件少、控制系统简单，技术成熟，大规模应用在大功率并网逆变产品中。

组串式并网逆变器采用两级拓扑，功率器件多、控制系统复杂、驱动繁琐，主要应用在中小功率逆变器中。

单级vs双级：

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组串式拓扑vs集中式拓扑：

（4）过载能力对比

集中式并网逆变器过载能力高达120%，能够匹配更大容量的光伏阵列，在光照条件良好的情况为用户带来更多的收益。

组串式并网逆变器过载能力仅为110%，因组串式逆变器受到防护等级的限制，在设计时需将散热部分和发热元件采用单独封装的方式分开，冷空气无法直接经过主要发热元件，造成散热效率较低，所以过载能力受限。

2.4 可维护性对比

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集中式并网逆变器采用模块化前维护设计，控制系统、散热风机、功率模块等均采用模块化设计，待专业的售后服务人员定位故障后，可在20分钟内完成更换，十分方便。

组串式并网逆变器采用直接更换的维护方式，因设备数量较多，现场故障定位较为繁琐，仍然要与逆变器厂家沟通确认；其次逆变器现场应用分散，更换困难，整机更换维护成本高，且需要专门配置备件库房，尤其是在山丘或者站内路况较差的情况，需要人工搬运组串式逆变器，维护时间较长；再有因组串式没有一级汇流设备，如在白天更换无法断开直流侧，存在高电压危险，为保障人员安全只能在夜间进行更换，影响维护效率。

3.对比总结

通过以上的对比说明不难看出组串式逆变器应用在大型地面电站上面存在较大的风险，也会增加相应的投资；而集中式解决方案和兆瓦级箱式逆变站解决方案专门针对大型地面电站，优势非常突出，应用业绩也十分广泛，下面对三种方案进行系统的对比。

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4.结论

集中式解决方案与兆瓦级箱式逆变站解决方案目前广泛应用在大型地面电中，此类电站装机容量多在5MW以上，一般处于地广人稀的沙漠、戈壁地带，组件布局朝向一致，极少出现局部遮挡；中压10KV或以上并网，对电能质量和电网调度要求高。因此要求逆变器输出功率高，可靠性好，设备运行维护快捷方便，电网适应性强，能够从容应对电网可能出现的各种故障。所以大功率集中式逆变器更加适用于5MW以上的大型地面电站。

组串型式并网逆变器解决方案目前广泛应用在分布式电站和小型电站小型地面电站中，此类电站容量多在5MW以下，常以家用、商用屋顶为组件载体，单个屋顶或单个容量常小于100kW，系统能够直接并入低压配电网或供用户直接使用。分布式发电系统因受到屋顶角度、建筑物阴影、树木阴影等原因的影响，采用具备多路MPPT功能逆变器可灵活配置组件功率和种类，所以组串型逆变器更加适用于5MW以下的小型地面电站和分布式电站中。

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第二篇：智能光伏电站解决方案技术白皮书

智能光伏电站解决方案技术白皮书 智能光伏电站解决方案的定义

华为智能光伏电站解决方案是将电站作为面向客户可交付的产品，从电站建设到运维全流程进行优化和创新，将数字信息技术与光伏技术进行跨界融合，实现初始投资不增加的前提下，降低初始投资、降低运维成本，提高系统发电量，增加投资回报率的目的。

智能光伏电站解决方案相比传统的以集中式大机为代表的电站解决方案，设计理念上有三点显著地差异，一是数字化光伏电站，二是电站更简单，三是全球自动化运维。

数字化光伏电站：首先是对现有的光伏发电部分进行智能化改造，使传统的逆变器不仅仅是发电部件，而且是一个集电力变换、远程控制、数据采集、在线分析、环境自适应等于一体的智能控制器，成为电站的神经末梢与区域控制的中心；其次，通过对现有RS485等低速传输通道的升级，使整个电站形成融合语音与视频通信、快速灵活部署、免维护的高速互联网络，铺设电站信息流通的高速公路；最后，收集到的电站完整信息统一上传到云端存储，利用大数据分析与挖掘引擎，实现对电站的智能化管理及电站性能的持续优化。

让电站更简单：无逆变器房、直流汇流箱等系统多余设施，无熔丝、风扇等易损部件，实现电站的简洁化、标准化交付，电站所有部件能够满足风沙、盐雾、高温高湿、高海拔等各种复杂环境，25年免维护、可靠运行的质量要求，建设与运维更加简单，最大程度保护客户投资。

全球自动化运维：除了对初始投资和发电量的关注，随着电站存量规模的增加，电站分布范围越来越广，25年寿命周期内的电站运维的重要性逐步提高。智能光伏电站解决方案借助数字化光伏电站平台，提供面向全球的、一体化的，全流程的自动化管理和运维手段，提升运维效率，降低运维成本，使全球化海量运维成为可能，充分发挥规模运营效应。

通过全数字化电站、让电站更简单、自动化运维等创新理念，打造“智能、高效、安全、可靠”的智能光伏电站解决方案，最终实现电站持有和运营客户的价值最大化。智能光伏电站解决方案的技术特点与客户价值 相比传统的以集中式大机为代表的电站，智能光伏电站具有不增加系统投资，更高的投资收益率和可用度等一系列优势，具体表现在以下几个方面：

1、不增加初始投资。智能光伏电站由于采用简洁化设计，无直流汇流箱和直流配电柜，无土建机房，部件安装简单等特点，初始投资成本不高于传统光伏电站。同时，由于智能光伏控制器（组串式逆变器）体积小、重量轻、标准化，可以通过自动化流水线进行大规模制造，人工成本占比较小，具有明显的规模优势。

2、智能光伏电站的内部收益率IRR相比传统电站提升3%以上。由于采用多路MPPT、多峰跟踪等先进技术，有效降低了组件衰减、阴影遮挡、施工安装不一致、地形不一致、直流压降等光伏阵列损失的影响，系统PR（Performance Ratio）值达到82%以上，相比传统方案平均发电量提升5%以上，内部收益率IRR提升3%以上。3、25年的系统可靠运行免维护设计。智能控制器采用IP65防护等级，实现内外部的环境隔离，使器件保持在稳定的运行环境中，降低温度、风沙、盐雾等外部环境对器件寿命的影响；系统无易损部件，无熔丝、风扇等需定期更换器件，实现系统免维护；借鉴华为通信基站产品全球海量发货及部署的设计和质量管理经验，从器件到系统实现25年可靠性设计及寿命仿真，加上严格的验证测试，保证系统部件在整个生命周期内无需更换，可靠经济运行。

4、光伏电站装机容量的实际利用率高。智能光伏电站年平均故障次数少30%，系统故障对发电量的影响只有传统方案的十分之一，质保期外的维护成本只有传统方案的五分之一。传统的光伏电站本质上是一个串联系统，直流汇流箱、直流配电柜、机房散热及辅助源供电设备、逆变器大机等任何一个部件的故障均会造成部分或者全部光伏整列发电损失，由于需要专业人员维护，修复周期长，成本高。而智能光伏电站结构简单，本质上是一个分布式的并联系统，单台逆变器的故障不影响其它设备运行，而且由于体积小、重量轻、现场整机备件，易安装维护，大大提升了系统的可用度。

5、组串级的智能监控及多路MPPT跟踪技术，确保电站“可视、可信、可管、可控”。智能光伏电站对输入的每一路组串进行独立的电压电流检测，检测精度是传统智能汇流箱方案的10倍以上，为准确定位组串故障，提高运维效率奠定了基础。多路MPPT技术，降低遮挡、灰尘、组串失配的影响，平坦地形下发电量提升5%以上；在屋顶、山地电站中降低不同朝向、阴影遮挡的影响，发电量提升8-10%；与跟踪系统的配合使用，跟踪控制与控制器集成，能够实现对支架的独立跟踪，提升发电量，智能控制器和跟踪支架成为最佳的伴侣。

6、智能光伏电站“可升级、可演进”。当组件技术进步，运行环境发生变化时，利用智能控制器的软件可远程在线升级，后向兼容设计等特性，无需更换网上运行设备，通过算法升级就能够享受最新的技术成果，最大化复用现有设备。

7、智能主动电网自适应技术实现电网友好。利用智能控制器的高速处理能力、高采样和控制频率、控制算法等优势，主动适应电网的变化，更好实现多机并联控制，更佳的并网谐波质量，更好地满足电网接入要求，提高在恶劣电网环境下的适应能力。

8、主动安全。降低直流传输的距离，实现主动安全。直流的安全传输与防护是重点，也是难点。智能光伏电站采用无直流汇流设计，组串输出的直流电直接进入逆变器逆变为交流电进行远距离传输，主动规避直流传输带来的安全和防护问题，降低直流拉弧带来的安全隐患，使电站更加安全。

9、安全规避PID效应。PID导致的组件功率衰减会极大的影响投资收益，通过智能控制器自动检测组件电势，主动调整系统工作电压，使电池板负极无需接地的情况下，实现对地正压，有效规避PID效应；由于电池板负极无需接地，加上逆变器内部的残余电流监测电路，能够在检测到漏电流大于30毫安的情况下，150ms内切断电路，实现了主动安全。

10、智能高效运维。全球化、分层部署的电站管理与运维系统，使部署在不同位置的电站在逻辑上当做一个电站进行管理。总部能够全局掌握各个电站的运行情况和收益对比，为考核及管理改进奠定基础。分布在各地的电站，可通过无人机实施大范围的巡检，一线人员通过定制化的运维智能终端，实现与总部专家运维团队的视频、语音、位置与故障信息的实时互动，实现前后方远程协同运维，降低一线运维人员的技能要求，最大化的复用总部专家资源，实现人员的最优化配置，提高系统的维护效率。

11、大数据分析引擎和专家运维系统的引入，及时发现潜在缺陷，挖掘收益提升空间。通过数据实时采集、云存储和在线专家分析系统，电站可自动体检，给出基于收益最大化的维护建议，如清洗建议、部件更换和维护建议等，实现预防性维护；积累长期运营数据，综合分析自然环境，如温度、辐照量等环境因素，通过对智能控制单元算法在线调整或软件升级，使电站在不同环境下系统部件运行在最佳匹配状态，实现收益的最大化。

12、智能光伏电站对环境友好。智能控制器无风扇设计，实现了29dB的低环境噪声；无需土建机房，减少对植被及土壤等环境破坏；电磁辐射小，保护人体健康。智能光伏电站实现了人与环境和谐共处，大大增加了光伏电站的适用范围，为光伏入户创造了条件。智能光伏电站解决方案与传统光伏电站解决方案差异一览表

第三篇：光伏电站运维常见问题及解决方案

光伏电站运维常见问题及解决方案

一台正常的光伏电站，可以正常运行25年左右，可不可以保持稳定收益关键还是要看运维。正确的运营维护是光伏电站长期稳定运行的保障，就像人的身体一样，注意日常保养，才能保持健康。今天，就为大家科普一下光伏运维中的常见“疑难杂症”及“整治方法”。

逆变器表面“意外生锈”

逆变器表面有锈点，严重时会影响逆变器内部功能的正常运作。解决方案：

通常逆变器箱体材料为非生锈材质，但不排除不良商家使用劣质产品的可能性，出现生锈先排查原因，查看安装现场是否有铁削飘落的可能（如生锈的防雷网，粉尘排放口，都可能排出铁元素），如发现是现场问题，及时针对现场制定解决方案，如确是逆变器本身质量问题，及时联系安装服务商协调解决。

查看逆变器工作状态不方便 巡检光伏系统现场，运维人员查看逆变器工作状态的方便程度，直接决定了系统的工作效率。同时，如果因为不能查看逆变器是否在正常发电，就进行一些维护操作，还会有触电风险，危及运维人员的人身安全。解决方案：

户用逆变器安装在方便查看的位置，但注意不要让孩童轻易可以触碰到的地方，另外最好带有显示屏，方便操作的按键，直观性较强。

逆变器重复倒秒或者停止倒秒

在弱光条件下，直流输入电压偏低，处在逆变器启动电压附近，开始并网后直流输入电压被拉低，且低于启动电压，逆变器停止并网，并出现重复倒秒/并网的现象。另外，某些系列逆变器发生继电器故障时也会导致重复倒秒。解决方案：

（1）查看逆变器直流输入电压，如果电压值接近启动电压，是因为光照太弱，属正常情况，等待光照变强；

（2）如果直流输入电压远高于启动电压则逆变器本身故障，需更换逆变器；

（3）如果光照较强，直流输入电压远超启动电压，逆变器报继电器故障并重复倒秒则需要测量相线对地电压是否正常。

端子出现烧毁

随着光伏装机的增多，端子烧毁的现象屡见不鲜。轻则更换端子，重则逆变器都需要更换，还有可能引发火灾，对安装用户的生命财产造成威胁。解决方案：

必须采用逆变器原装配备的端子，避免不同型号的端子互插，并采用专业的压接工具，防止直流线与端子压接不实。建议安装服务商定期用热成像仪查看端子发热情况。

逆变器报错，电网电压过高

光伏系统报错“电网电压过高”是逆变器最容易出现的问题。解决方案：

电网改造可能是重点，逆变器到并网点传输线路加粗是不错的方案。根据电网电压情况适当调整逆变器的输出电压范围是最后手段（建议电网电压不要超过270V，否则会一定程度上损害用电设备），多台单相逆变器接同一相时，电网消纳能力不足，导致电网电压抬升过高，逆变器报电网过压故障，因此选择多点并网，将多台逆变器分摊到电网的三相中。

逆变器报错，电网丢失

当逆变器检测不到到交流侧的电压或者检测到的电压值过低，逆变器报电网丢失故障。解决方案：

当逆变器检测不到电压时无法工作。一般可能有两种情况，1、电网停电，此时只能等待供电恢复；

2、短路断开、自复式过欠压保护器跳闸，因额定电流不符逆变器额定输出电流的1.5倍或紧固螺栓松动，因此选择合适的规格型号，安装时螺栓紧固到位。

发电量总是比其他系统低

客户反应，我家的发电量没有“隔壁老王”家的多，一样的功率，一样的型号，为什么？ 解决方案：事实上，影响整个系统的效率的因素极多，多数对比结果可供参考。遇到这样的现场，需要具体问题具体分析，从系统角度，分析各个影响系统效率的点，逐个排查。想要提升发电量，可从以下几个方面入手来提高综合效率。

逆变器整机或部件更换

逆变器是电子产品，再好的产品，也会遇到一些问题。尤其是过保之后，可能遇到需更换逆变器整机或者部件。

解决方案：选择逆变器，关注它的更换整机或者部件是否方便，另外，售后服务的及时性是重中之重；同时，针对较大的项目，做好备品备件工作，有备无患。

总而言之，光伏电站要做好两个方面，一是前期选择二是后期运维，选择品牌光伏商的产品，同时也要先了解企业的后期运维服务。

第四篇：个人光伏电站成果分析

从黎光辉“家庭电站”个人光伏发电前景

桂林“家庭发电”第一人如今怎样了？

一年发电6000度 比预计的要少

2014年12月30日上午，记者来到象山区南环路翡翠山庄小区黎光辉家的别墅。

黎光辉打开“分布式光伏发电项目并网计量箱”，里面三个电表分别记录了发电量、售电量和自家使用的电量。记者看到，从2013年12月30日开始到2014年12月30日上午10点半，黎光辉的光伏发电站一共发了6000度电。

在光伏发电站建立之初，黎光辉曾估计一年能发电上万度，现在看来，这个估计显然过高了。黎光辉也承认这一点，他略带遗憾地说，光伏发电这事是“靠天吃饭”，2014年1到4月雨水太多，那段时间的发电量太少了，直到5月1日之后才正常。“虽然现在已经过了冬至，但只要不下雨，就像今天这样阳光充足，发电量都还是不错的。”黎光辉引着记者来到光伏逆变器前，上面显示着当前的发电量，每小时在1.4度到1.5度之间变化。

发电量不如意还有另外一个原因，就是当初安装光伏电池板时，为了考虑不影响房屋的美观，安装方式选择了固定式。黎光辉楼顶上的39块光伏电池板中24块平放在楼顶，还有7块和8块顺着屋顶的角度，分别是朝南和朝北方向，也就是说，在一年当中的大多数时间里，这15块电池板不能同时吸收阳光。

黎光辉向记者解释，太阳照射角度影响着电池板吸收光线的效率，要想充分吸收阳光，就要把电池板的安装设置为可调控式的，根据太阳照射角度而变化。“2014年的日照量不太理想，我这里固定式的都能发电6000度，如果是可调控式的话至少能发电9000度。”黎光辉说，这个9000度的数字是最保守的估计，他建议如果市民对光伏发电感兴趣的话，最好把电池板安装为可调控式的。(微信号：wontie365)

在售电收益方面，黎光辉已经跟市供电局签了合同，虽然现在还没有结账，不过已经可以算出来了。黎光辉一共卖给供电局5629度，因为自家并没有正式住进这栋别墅，因此家里使用了发电站371度。所以，黎光辉的收益来自三方面，一是节省了自家使用371度电的电费;二是卖给供电局的5629度电，每度电的价格是0.4552元;三是国家对个人光伏发电还有每度0.42元的补贴。这样算起来，2014年的收益总共为5000多元。

感兴趣的人不少 担心收益没人行动

自从本报报道了黎光辉在自家楼顶建光伏发电站之后，很多市民给本报新闻热线打来电话，表示对这事很有兴趣，想跟黎光辉探讨一下。

“在了解了安装过程之后，大家最关心的还是回报问题。”黎光辉告诉记者，2014年以来，他至少接了三四百个咨询电话，接待了上门参观发电站的人五六十个。虽然很多人很感兴趣，可最终都没有采取行动，因为他们对“靠天吃饭”的光伏发电的收益没有信心，再加上前期还要投资六七万元购买发电设备。

前几个月，有位姓秦的市民找到黎光辉。秦先生在阳朔县城开了一家酒店，对光伏发电很感兴趣，计划在酒店楼顶搭一个架子，架子上面铺设光伏电池板来发电，架子下面可以晾晒衣物，还能起到隔热的作用。为此，秦先生找黎光辉商量建光伏发电站的事，还亲自把黎光辉请到自己正在装修的酒店现场勘查，很多细节都谈好了，可最终还是放弃了，也是觉得前期投资太大，收益没有保障。

就在记者采访黎光辉的过程中，江西景德镇的李女士给他打来电话。她开了一个小作坊，想在作坊楼上建个光伏发电站，不是为了卖电，纯粹就想满足作坊的用电。可是，作坊是她租来的，产权不是她的。黎光辉告诉李女士，要建光伏发电站的话，她必须让房东去向当地供电部门申请。李女士特别想知道，作坊楼顶约有200平方米，要在上面建发电站的话，大约需要多少成本以及发电量大概有多少。“200平方米的面积可以装15千瓦的电池板，成本要9万多元。”黎光辉说，江西那边的日照条件比桂林要好，如果是可调控式的电池板，每年可以发电1.8万度。商业用电是9毛多钱一度，如果作坊把这1.8万度电都使用完的话，可以省下一大笔电费。另外，1.8万度电还能获得国家补贴，算下来也有7000多元。

虽然黎光辉给李女士算了一笔账，看上去挺不错，可对方对于9万多元的前期投资有些接受不了，在连声向黎光辉道谢之后挂了电话。

4个月前，市民刘先生曾找到记者，他在市区买了套别墅，想在楼顶建个光伏发电站。2014年12月30日，记者与刘先生取得联系，他说曾邀请黎光辉上门考察，黎光辉觉得别墅的位置不错，适合建光伏发电站。可是，前期投资要六七万，刘先生一下拿不出那么多钱所以决定暂时放弃。“缓一缓，等手头松点再说。”刘先生说。

个人发电有局限 企业更适合

2014年12月30日，桂林市供电局副局长詹硕接受了记者采访。

“截至目前，桂林个人光伏发电还是只有黎光辉一人。”詹硕告诉记者，在国家扶持光伏产业后，分布式光伏发电项目在全国各地如雨后春笋一般大量涌现。在桂林，除了黎光辉的个人光伏发电外，市区还有一家生产变压器的企业建立了光伏发电站。该企业2012年上半年开始并网发电，装机容量是2兆瓦，还有3兆瓦的装机容量正在施工当中。到目前为止，企业已发电近200万度，主要用于自己企业。

桂林市供电局已为企业和居民个人安装光伏发电站开通了绿色通道。“我们也是‘摸着石头过河’。”詹硕表示，无论是企业还是个人安装光伏发电，这对市供电局和南方电网公司来说都是一个新的尝试，供电局能做的工作就是全力配合。在黎光辉申请建立光伏发电站的时候，供电局组织多个部门开了好几次会，甚至想过要在供电局内专门成立一个部门来应对。当时，大家的想法是，黎光辉的举动是桂林的第一次，也是南方电网公司的第一次，从方案制定、人员安排、线路安装都是“特事特办”，使得黎光辉的光伏发电站在短时间内就能并网发电。为了确保发电运行良好，在过去的一年里，供电局的领导和南方电网公司的领导也多次到黎光辉家查看。

黎光辉建光伏发电站已经过了一年，为什么没有其他人再来申请?

据詹硕分析认为，个人建光伏发电站有一定的局限性，没有以企业为单位建发电站来得方便。首先，建光伏发电站的个人要有一定的电气知识。拿黎光辉来说，他本身就是光伏发烧友，从事的工作也跟光伏产品有关，他建光伏发电站所需的材料都是自己采购回来的，本身就算是“半个专家”，出现什么小问题也能自己解决。而企业内也有电工或者其他电气方面的专门人才。前面提到的那家变压器的企业建光伏发电站的电池板都是自己生产的，显然，他们在光伏产品的运用技术上是非常娴熟的。其次，建光伏发电站选址非常重要，个人建光伏发电站必须拥有房屋的产权，那么，别墅是最方便的，可是在市区拥有别墅的人不多，其他商品楼的楼顶是公共的，用来建光伏发电站在申请审批上就通不过。第三，桂林的日照不在全国的一类地区，发电量自然受到一定的影响，导致收益受到一定影响，再加上前期投资需要六七万元，这些都会让人犹豫不决。第四，由于商业用电比家庭用电多，电价也高一些，所以企业建站发电比个人更划算。

第五篇：光伏电站常见问题

光伏电站常见问题

1.屋顶结构是否遭受破坏

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。

2.电力公司是否允许光伏电力并网

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。优太新能源作为项目业主方，负责办理发改委审批手续及电力公司并网手续。

3.太阳能电力是否倒送

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）。

4.电站是否需要市电切换装置 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。

5.电站的所发电力与并网接入点的市电是否一样 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。

6.投资建设光伏电站对于投资方与屋顶提供企业的经济效益 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。

7.电流计量

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。

8.建成后电站的运营维护

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。