吴忠第八光伏电站517补偿器故障分析报告

第一篇：吴忠第八光伏电站517补偿器故障分析报告

吴忠第八光伏电站517补偿器故障分析报告

一、故障简述

2017年2月28日9时，我站值班员后台监盘发现本站10KV517补偿器开关跳闸，保护装置告警信息为一段过流。值班长当即向吴忠地调汇报后申请517开关柜转冷备，10时值班调度员下达02053临时调度令，同意将517开关柜由故障跳闸转冷备用操作。随后，我站值班长联系517补偿器厂家到站协助检查处理设备故障。3月5日厂家技术人员到达现场后，对517补偿器进行了详细检查，发现各模块电压正常。517补偿器设备控制柜装置显示 517补偿器 10KV开关跳闸，517补偿器启动开关未跳闸，3月6日运行人员向调度申请517开关由冷备转检修，11时调度下03024临时调度令，同意将517开关由冷备转检修操作。并对517开关柜电缆及开关柜进行全面检查维修。

二、故障时间地点

2017年2月28日9时吴忠第八光伏电站10kv配电室

三、故障时运行工况

自投运以来补偿器运行稳定，未发生任何故障。故障当日风速

4米/秒、辐照度14.89兆焦/平方米，天气晴朗，因为早上9点，负荷较低。

四、值班负责人及运行人员

值班负责人：马涛、朱增强

运行人员：马小兰、蔡科、陈泳汀、赵虎、毛鑫、赵小燕

五、跳闸事故发生及处理经过

2017年2月28日9时，517补偿器厂家技术服务人员通过517补偿器设备本体事件记录报文，初步判断为设备过流导致开关柜跳闸。

2017年3月5日517补偿器厂家技术人员到场办理工作票进行就地检查。517补偿器设备本体控制柜装置显示 517补偿器 10KV开关跳闸时，517补偿器本体启动开关未跳闸，经检查发现517补偿器本体启动开关分闸线圈坏，但是各模块电压正常。于是，打开517补偿器集装箱网门查看启动柜，发现启动柜三相进线电缆击穿，启动开关二次控制电缆损坏，导致517开关无法正常跳闸。

随即我站与厂家沟通，进行更换新517补偿器本体启动开关分闸线圈，重新制作517补偿器启动柜三项进线电缆头，由原来的热缩改为冷缩，并对相关电缆做了交流耐压和绝缘电阻等预防性试验，各项数据正常，具备送电条件。

六、保护动作情况

517补偿器报一段过流跳闸，补偿器控制柜装置显示 517补偿器10KV开关跳闸，补偿器启动开关未跳闸。

七、故障点确认及原因分析

确认故障点后对启动柜进线电缆击穿处进行割断检查，发现其在前期制作电缆头时由于制作工艺不完善，应力管套入部位出现偏差导致电缆头绝缘性能较差，设备长时间满负荷运行时偏差部位被击穿。

八、结论

目前站内517补偿器及开关故障均已消除，预防性试验结果正常，具备投送条件。

中节能吴忠山光伏发电有限责任公司

2017年3月7日

第二篇：光伏电站运维故障成本分析

古瑞瓦特官网：http://www.xiexiebang.com/

光伏电站运维故障成本分析

众所周知，光伏电站的投资是业主主要考虑的一个因素，而往常业主一般会比较重视组件、支架、逆变器、箱变等设备的成本分析，殊不知，电站的运维成本也是一个比较大的占比。而电站建成运行一定时间后，各种因素导致的故障也会逐渐显现。今天国内知名光伏逆变器厂家古瑞瓦特就光伏电站运维过程中可能会出现的故障问题进行对比分析。

1、集中式方案分析

就采用集中式方案的光伏系统的各节点及设备而言，不考虑组件自身因素、施工接线因素及自然因素的破坏，直流汇流箱和逆变器故障是导致发电量损失的重要源头。

如前文所述，直流汇流箱故障在当前光伏电站所有故障中表现较为突出。一个1MW的光伏子阵，一个组串（假设采用20块250Wp组件，共5kW）因熔丝故障不发电，即影响整个子阵发电量约0.5%；如果一个汇流箱（16进1出，合计功率80kW）故障，即导致涉及该汇流箱的所有组串都不能正常发电，将影响整个子阵发电量约8%。因汇流箱通信可靠性低，运维人员难以在故障发生的第一时间发现故障、处理故障。多数故障往往在巡检时或累计影响较大时才被发现，但此时故障引起的发电量损失已按千、万计算。

如果一台逆变器遭遇故障而影响发电，将导致整个子阵约50%的发电量损失。集中式逆变器必须由专业人员检测维修，配件体积大、重量重，从故障发现到故障定位，再到故障解除，周期漫长。按日均发电4h计算，一台500kW的逆变器在故障期间（从故障到解除，按15d计算）损失的发电量为500kW×4h/d×15d=30000kWh。按照上网电价1元/kWh计算，故障期间损失达到3万元。

2、组串式方案分析

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同样不考虑组件自身因素、施工接线因素及自然因素的破坏，采用组串式方案的光伏系统因没有直流汇流箱，无熔丝，系统整体可靠性大幅提升，几乎只有在遭遇逆变器故障时才会导致发电量损失。组串式逆变器体积小，重量轻，通常电站都备有备品备件，可以在故障发生当天立即更换。单台逆变器故障时，最多影响6串组串（按照每串20块250Wp组件串联计算，每个组串功率为5kW），即使6串组串满发，按照日均发电4h计算，因逆变器故障导致的发电量损失为5kW×6×4h/d×1d=120kWh。按照上网电价1元/kWh计算，故障导致发电损失为120元。

考虑更极端的情况，电站无备品备件，需厂家直接发货更换，按照物流时间7d计算，故障导致发电损失为120元/d×7d=840元。

3、比较结果

两种方案对比计算数据见下表：

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注：

1.组串每串按20块250Wp组件串联计算，每个组串功率5kW；

2.直流汇流箱按16进1出计算，每个汇流箱合计功率80kW；

3.日均发电按4h计算，集中逆变器修复时间按15d计算，上网电价按1元/kWh计算。

从表中可以看出，相比集中式方案故障损失动辄上万的情况，组串式方案优势显而易见，其因故障导致的损失仅相当于集中式方案的几百分之一到几十分之一。

第三篇：如何书写光伏电站报告

设计题目：如何书写光伏电站基地规划报告

目录

第一章 太阳能资源...............................................................................1 第二章 土地资源.................................................................................2 2、1土地资源总量.............................................................................2 2、2土地资源的特征.........................................................................2 第三章 交通及电网结构........................................................................3 3、1交通.............................................................................................3 3、2电网结构.....................................................................................4 第四章 调节能力...................................................................................4 第五章 电力消纳市场............................................................................5 参考文献.................................................................................................6 如何书写光伏发电基地规划报告

（以青海省为例）

第一章 太阳能资源

青海省太阳能资源丰富，尤其是柴达木盆地更是全国光照资源最丰富的地区，年日照时数在3200-3600小时之间，年总辐射量可达7000-8000兆焦耳/平方米，为全国第二高值区。在相同的面积和容量的情况下，光伏并网发电能比相邻的甘肃、新疆多发15%-25%的电量。青海省地处青藏高原的东北部，大部分地区地广人稀，有未利用荒漠面积20万平方公里以上，主要分布在光照资源丰富的柴达木盆地和三江源地区，而且有不少荒漠靠近电力线路和负荷中心，并网条件优越，是建设大型荒漠光伏并网电站、建立太阳能电力输出基地的优选区域。

图1 青海省的太阳能资源统计

青海的太阳能光伏应用起步较早。20世纪90年代以前，青海光伏发电市场主要由国家扶贫项目支撑。“十五”期间，青海太阳能光伏发电系统应用加速。通过中日、中德等国际间的合作，以及2002年国家启动的“送电到乡”工程，到“十五”末，青海省太阳能光伏系统累计装机容量已达8000千瓦。其中，青海新能源（集团）有限公司承担的科技部“10千瓦太阳能光伏并网电站”等一系列示范项目的建设，有效探索了建设太阳能并网光伏电站的经验，为此后更大规模利用太阳能资源奠定了基础。2009年以来，国内一些大型企业、投资公司纷纷登陆青海，寻找青海省太阳能光伏市场的巨大商机。目前，在青海新能源开发中，中电投、大唐、华电等国内知名电企身影频现。几大电企抢滩背后，一方面与国家或将大规模启动太阳能发电产业配额政策相关，另一方面是由于青海存在尚未规模开发的巨大市场。

青海省制订下发《青海省太阳能产业发展及推广应用规划（2009-2015年）》，明确了青海省太阳能光伏系统开发应用的近远期目标。青海省未来几年内，将重点发展本省太阳能光伏产业。预计到2015年，青海省户用、光电建筑一体化（BIPV）、光伏照明等太阳能光伏系统装机将达到50兆瓦，大型荒漠光伏并网电站装机达到近1100兆瓦；2020年将建成完整的光伏产业链，年产值达到1000亿元，成为青海省重要的支柱产业。

第二章 土地资源 2、1土地资源总量

青海省土地资源总量仅次于内蒙古、西藏、新疆，居全国第4位，全省共有土地面积72.1654万平公里。2、2土地资源的特征

（1）土地面积大，但质量差，优质土地少。青海省地处青藏高原，海拔高，气温偏低，大多数地区降水少，土地发育程度低。从土地类型来看，高山地多，山旱地多，戈壁、沙漠多，冰川、寒漠地多，土层薄和质地较粗的土地多，从而影响了土地的质量。青海也有一定面积质量较好的土地，主要分布于东部河湟地区、共和盆地和柴达木盆地。东部河湟地区的黄土区或红土区，土层深厚，气候温暖，降水较多，土地质量较好。共和盆地和柴达木盆地，气候较温暖，但降水少，局部地区土层较厚，小面积有水源灌溉，土层较厚的土地质量较好。

（2）土地类型多样，垂直分布明显。青海省土地广阔，南北纬度相差8度，地貌、土壤、植被类型较多，因此构成了较多的土地类型。以东部黄土区山地为例，其土地类型垂直分带是：河谷沟谷地，低山丘陵地，中山地，高山地，极高山地。该区土地利用垂直分带是：海拔2，80O米以下主要种植春小麦等温性作物，还有草地，为农牧地带；海拔2，8O0米～3，3O0米主要种植青棵、油菜等耐寒作物，还有天然草地和森林，为农林牧地带；海拔3，3OO米～3，9OO米为牧业用地；海拔高度最低为1，65O米，最高达6，860米。土地类型随着海拔的升高，也呈相应的变化，出现明显的土地垂直带谱。

（3）草地多，适宜农林土地少，但分布相对较集中。青海草地面积大，草地面积占全省总土地面积的50.46％，是全国五大牧区之一。草地主要集中于青南高原、祁连山地和柴达木盆地东南部边缘山地。宜农地土地面积仅占全省总土地面积的1.54％，主要集中分布于东部河湟地区、共和盆地和柴达木盆地。宜林土地仅占省全总土地面积的6.1%，主要分布于东南部地区。土地资源的类型与分布, 青海土地资源的类型共有13个一级类型和75个二级类型。其土地类型及其分布：

第三章 交通及电网结构 3、1交通

青海省内有铁路、公路、航空联结省内外。

图2 青海省的铁路分布

铁路营运总里程2208公里，有特快、普快等客车由西宁通往北京、上海、郑州、银川、青岛、成都、西安、兰州、拉萨、格尔木等大中城市。公路运输通车里程5.2万多公里，其中高级次高级公路1.6万公里，高速公路里程215公里。有5条国道、省道23条，形成以西宁市为中心，辐射全省的公路运输网。民用汽车拥有量27万辆。民航通航总里程3.32万公里，已开通西宁至北京、西安、广州、重庆、深圳、拉萨、南京、沈阳、呼和浩特、青岛、格尔木、成都、武汉、上海、杭州、乌鲁木齐等地的航班。青海省内有铁路、公路、航空联结省内外。铁路营运总里程2208公里，有特快、普快等客车由西宁通往北京、上海、郑州、银川、青岛、成都、西安、兰州、拉萨、格尔木等大中城市。公路运输通车里程5.2万多公里，其中高级次高级公路1.6万公里，高速公路里程215公里。有

条国道、省道23条，形成以西宁市为中心，辐射全省的公路运输网。民用汽车拥有量27万辆。民航通航总里程3.32万公里，已开通西宁至北京、西安、广州、重庆、深圳、拉萨、南京、沈阳、呼和浩特、青岛、格尔木、成都、武汉、上海、杭州、乌鲁木齐等地的航班。3、2电网结构

电网结构完善，有开发并网光伏电站电网的优势。地区电网以覆盖西至甘森、北至大柴旦、东到乌兰、南到沱沱河的区域，电网最高电压等级330Kv,有格尔木变、盐湖变、巴音变、乌兰变4个330kV变电站，并有750KV西宁—日月山—乌兰—柴达木交流特高压电网网架及正负400kV直流电网。

第四章 调节能力

柴达木盆地并网光伏电站建成后，除满足当地用电需求外，大部分电力将送入青海主网以及通过青海主网送入西北电网进行消纳。青海地处黄河上游，水资源丰富。青海水电比重大，约占全网总装机容量的70%.龙羊峡、李家峡两库联合补偿运行是黄河上游梯级水电站具备了多年的调节能力具有最大的补偿调节能力。光伏发电受季节变化、昼夜更替、云层厚度等因素影响，发电出力日变化较大。水电与光电联合运行，利用青海水电资源丰富，调节能力强的特点，对柴达木的光电进行调节补偿，大大减少了光伏发电对电网运行的影响。

第五章 电力消纳市场

由于青海省地处西部，工业基础较落后，自己的消纳能力有限，因此，必须寻找新的电力消纳市场

图3 2014年青海电网地区最大新能源消纳能力 2016年青海省内电力需求增速放缓，加之光伏等新能源发展迅猛，青海电网需在全国寻找光伏消纳市场。根据《2016年青电送苏框架协议》，2016年11月1日起，青海开始向江苏输送5亿千瓦时新能源电量。根据青海与江苏两省政府所签订《2016年青电送苏框架协议》，2016年11月1日起，青海开始向江苏输送新能源电量，至年末完成5亿千瓦时送电量。

据了解，《2016年青电送苏框架协议》于2016年9月6日签订，协议确定在2016年第四季度外送青海省海南州新能源5亿千瓦时电量，其中主力送电任务由目前全球最大的“水光互补”电站——龙羊峡水光互补光伏电站承担。根据中国国家电网青海电力公司测算，5亿千瓦时电量折合6.145万吨标准煤，相当于减排二氧化碳15.319吨。

考虑到2016年为初期试验送电，电力交易由北京电力交易中心平台组织，中国国家电网公司以及青苏两省电力公司将根据框架协议及平台交易结果明确具体的月度送电曲线和价格。

据了解，自2016年3月青海富余光伏电量首次输送华东0.8亿千瓦时以来，上半年，青海电网通过跨区跨省交易累计外送华东、华中1.74亿千瓦时新能源电量，实现了新能源消纳市场的拓展，特高压电网大规模远距离输送电能的优势正在显现。

参考文献

［ 1 ］ 李春来 杨小库等 太阳能与风能发电并网技术［M］2011、12 ［ 2 ］ 王成山，陈恺，谢莹华，等． 配电网扩展规划中分布式电源的选址和定容［J］． 电力系统自动化，2006，30(3):38-43．

Wang Chengshan，Chen Kai，Xie Yinghua，et al． Siting and sizing of distributed generation in distribution network expansion planning ［J］． Automation of Electric Power Systems，2006，30(3):38-43． ［ 3 ］ 范彬，周力行，黄頔，等． 基于改进蝙蝠算法的配电网分布式电源 规划［J］． 电力建设，2015，36(3):123-128．

Fan Bin，Zhou Lixing，Huang Di，et al． Distributed generation planning for distribution network based on modified bat algorithm ［J］． Electric Power Construction，2015，36(3):123-128． ［ 4 ］可再生能源中长期规划，2007．

［ 5 ］施鹏飞．从世界发展趋势展望我国风力发电前景【J】．中国电力．2003，936(9)：54—62．

第四篇：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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第五篇：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。