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一、太陽能光伏產業發展現狀

1．在各國政府對再生資源的重視和大力支持下太陽能光伏產業得到了快速的發展，2011年，全球光伏新增裝機容量約為27.5GW，較上年的18.1GW相比，漲幅高達52%，全球累計安裝量超過67GW。全球近28GW的總裝機量中，有將近20GW的系統安裝于歐洲，但增速相對放緩，其中意大利和德國市場占全球裝機增長量的55%，分別為7.6GW和7.5GW。2011年以中日印為代表的亞太地區光伏產業市場需求同比增長129%，其裝機量分別為2.2GW，1.1GW和350MW。此外，在日趨成熟的北美市場，去年新增安裝量約2.1GW，增幅高達84%。

其中中國是全球光伏發電安裝量增長最快的國家，2011年的光伏發電安裝量比2010年增長了約5倍，2011年電池產量達到20GW，約占全球的65%。截至2011年底，中國共有電池企業約115家，總產能為36.5GW左右。其中產能1GW以上的企業共14家，占總產能的53%；在100MW和1GW之間的企業共63家，占總產能的43%；剩余的38家產能皆在100MW以內，僅占全國總產能的4%。規模、技術、成本的差異化競爭格局逐漸明晰。國內前十家組件生產商的出貨量占到電池總產量的60%。

2．太陽能光伏電池材料主要有晶體硅材料，主要分為單晶硅電池、多晶硅電池和薄膜電池三種。單晶硅電池技術成熟，光電轉換效率高，單晶硅電池的光電總轉換效率可以達到20%～24%，是目前普遍使用的光伏發電材料。但其生產成本較高，技術要求高；多晶硅電池成本相對較低，技術也成熟，但光電轉換效率相對較低，多晶硅光電池的轉換效率最高才達18.6%，與單晶硅相比多晶硅的轉換效率少多了；而薄膜電池是一種可粘接的薄膜，有以下優勢：（1）生產成本低，所以可以大批量生產；（2）發光效率更好地利用太陽能，但目前其在技術穩定性和規模生產上均存在一定的困難。隨著技術的進步，目前CdTe、CIS等薄膜光伏電池已逐步進入市場，但現在只占市場的9.3%，隨著薄膜光伏電池技術不斷進步，薄膜光伏電池的市場份額將快速增長相對而言有更大的發展空間，未來薄膜電池會有更好的發展前景。

在2000年以前中國的電力供應不是很緊張，2001年以后，在中國經濟高速發展下，電力需求以每年超過20％的速度在增長，2003年在全國出現電力供遠遠少于求的嚴重現象，電力供應的緊張情況在以后的一段時間內很難緩解。可再生能源得到了中國政府的重視，在中國政府大力支持下已形成了完整的太陽能光伏產業鏈。截至2010年底，我國光伏發電裝機規模達到60萬千瓦，光伏新增并網容量為21.16萬千瓦，累計并網容量為24萬千瓦，較上年的2.5萬千瓦，增長了960%。從產業布局上來看，國內的長三角、環渤海、珠三角及中西部地區業已形成各具特色的區域產業集群，并涌現出了無錫尚德、江西賽維、天威英利等一批知名企業。2011年中國多晶硅產量達到7.8萬噸，占全球比重約33%；國內產能結構中，成本低于35美元/千克的企業不足十家，約9.5萬噸，其他40余家中小企業總產能近5萬噸。據弘亞世代的統計，當前停產整頓的企業產能超過4萬噸。

二、太陽能發展趨勢

（一）提高光電轉換效率，降低電池材料成本

1．提高光電轉換效率的材料。在電池制作中，一般都采用表面織構化、發射區鈍化、分區摻雜等技術，開發的電池主要有平面單晶硅電池和刻槽埋柵電極單晶硅電池，從理論研究看，在陽光集中輻照時，利用希澤光電效應可能達到的光電轉換效率的極限值為63.2%，但只有使用理想的材料才能達到。若使晶體結構中形成的缺陷能準確無誤地出現在所需要的地方，實際上也很難做到。德國科學家正在進行這方面的實驗，他們在單晶硅中摻入稀土金屬元素鉺（Er）來制造太陽電池，以測試它對轉換效率可能產生的影響，德國夫朗霍費費萊堡太陽能系統研究所保持著世界領先水平。該研究所采用光刻照相技術將電池表面織構化，制成倒金字塔結構。并在表面把一個13nm厚的氧化物鈍化層與兩層減反射涂層相結合。通過改進了的電鍍過程增加柵極的寬度和高度的比率：通過以上制得的電池轉化效率超過23%，是大值可達23.3％。Kyocera公司制備的大面積（225cm2）單電晶太陽能電池轉換效率為19.44%。

2．降低目前主流光伏電池材料的成本。降低硅材料用量是降低價格的主要途徑。目前，太陽電池材料主要以硅材料為主，但是硅材料還面臨著許多問題，多晶硅產業上游環節技術壁壘高、投入大、量產時間長、市場風險高，因此不僅要尋找更為方便易行的硅材料提純技術以擴大生產，而且要采用新技術，在獲得同樣電能的基礎上減少硅材料用量。而與晶體硅電池相比，薄膜電池在效率與成本方面改善的空間更大，多晶硅價格的上漲會增加薄膜電池的成本優勢。

（二）提高光伏發電的面積

1．提高建筑光伏發電面積，大量的建筑屋頂都是沒有充分的利用，應建立建筑相結合的并網光伏系統，主要形式是城市并網發電的屋頂并網光伏系統。在我國東部沿海經濟發達地區，用電量大，對光伏發電能力需求強；同時目前我國光伏產業主要集中在東部省份，光伏產業對當地經濟的發展起著重要作用，在城市建設屋頂并網發電系統（BAPV）及光伏建筑一體化集成光伏系統（BIPV），對于城市的供電與節能起到很好的作用。《可再生能源中長期發展規劃》提出，到2020年安裝建筑光伏2萬套，累計安裝100萬千瓦。

2．提高地面光伏發電。在世界各地的沙漠、戈壁、荒漠都可以大面積的利用，比如在我國有約264萬平方公里的荒漠資源，其中干旱區荒漠化土地面積為250多萬平方公里；主要分布在光照資源豐富的西北地區，其年總輻射在1600～2300千瓦時平方米。在內蒙古的鄂爾多斯、甘肅的河西走廊綠洲邊緣、新疆的塔克拉瑪干沙漠邊緣、晉西北及陜北等靠近電力線路和負荷中心，還有很好的旅游資源，可以作為大型并網光伏項目的起步區域。隨著電力輸送技術和儲能技術的發展，大規模沙漠、戈壁、荒漠光伏電站將必然成為未來的電力基地。

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關鍵詞：太陽能光伏發電 太陽能電池 大城市居民小區 直流配電網

中圖分類號：TM61 文獻標識碼：A 文章編號：1672-3791（2016）07（b）-0022-03

隨著社會公眾的環保意識的提高以及新材料、現代電力電子技術的發展，充分利用可再生的太陽能已經越來越受到政府和公眾的重視。目前太陽能技術已經在新能源發電、交通、航空航海和空間站建設等領域得到了廣泛應用。充分利用可再生的太陽能發電，建立節能、環保、舒適的居住空間也成了社會的共識。因此，該文根據當前各種太陽能發電技術的特點與發展，以經濟、環保利用太陽能為目標，考慮大城市居民小區具有建筑密度大，高樓較多、屋頂面積小、樓間距較小等特點，分析適用于大城市居民小區的太陽能發電技術的選擇方案。

1 太陽能光伏發電技術的發展現狀

1.1 太陽能的應用形式

目前，居民小區應用太陽能的途徑主要可分為太陽能光伏發電和光熱轉換兩種形式。

太陽能光熱技術是將太陽輻射能量轉化為熱能的技術。在居民小區，常見的直接利用太陽能的方式有：（1）利用太陽能空氣集熱器供暖。（2）利用太陽能熱水器提供生活熱水。（3）利用集熱-儲熱的原理建造太陽房等。間接利用太陽能的主要方式是利用太陽能制冷。其中利用太陽能制冷技術仍處于研究階段，相關技術正在進入攻堅克難階段，預計未來將會取得突破性進展。

太陽能光伏發電是以太陽能電池為中介將太陽能轉化為電能的技術。太陽能發電系統有單獨發電和并網發電兩種發電方式，在城市小區，因為供電的可靠性要求，通常是采用并網發電方式，它是由太陽能電池陣列、蓄電池組、保護和控制系統、逆變器、小區負荷等設備構成，其中光伏電池陣列是由多個太陽能電池板串并聯而成，是整個系統最核心、最有價值的組件。

1.2 太陽能電池技術的應用發展

到目前為止太陽能電池技術已歷經三代，第一代主要為晶體硅太陽能電池；第二代是基于薄膜技術的太陽能電池；第三代是高倍聚光光伏電池。

晶體硅太陽能電池是以硅元素作為基本原材料，主要包括單晶硅和多晶硅太陽能電池兩類。這是發展最早、技術最成熟、已經形成了大規模商業化生產的太陽能電池技術，約占據93%的市場份額，其轉換效率在15%～20%。晶體硅太陽能電池最大的技術瓶頸是原材料硅的價格較為昂貴且供應不足，造成晶體硅電池價格呈現上漲趨勢。表1給出了對單晶硅太陽能電池與多晶硅太陽能電池的主要特性。

薄膜太陽能電池所需要的硅材料極少或是不需要，因而與晶體硅太陽能電池相比，在生產成本上有明顯的優勢。薄膜太陽能電池可分為硅基、碲化鎘（CDTE）、銅銦鎵硒（CIGS）、砷化鎵（GAAS）薄膜電池以及染料敏化（DSSC）太陽電池等[1]。薄膜太陽能電池應用已經逐步展開，其中2014年12月我國首個兆瓦級CIGS薄膜太陽能電站在云南石林投運，其發電效率比同等規模的晶體硅太陽能電站高出10%。根據大城市居民小區的需要，表2給出了主要薄膜太陽能電池的技術特性。染料敏化太陽電池是一種采用由有機材料構成核心部件的太陽能電池，在原材料上具有潛在的優勢，可以大面積成膜，具有可設計性強，質輕，可塑性好，是一種有前景的太陽能電池技術，但是目前僅停留在實驗階段。

從適用于大城市居民小區建筑的角度看，由于非晶硅薄膜電池可制作成半透明的類玻璃形狀，且具有較高的吸收系數，因此非常適合于與光伏-建筑一體化小區工程相結合，作為建筑物的玻璃幕墻、玻璃窗以及建筑墻面。CIGS薄膜電池由于其緩沖層CdS具有潛在的毒性，國產化水平較低，價格較高，但轉換效率高，比較適合用于商住兩用型小區、公寓型小區或是小區中的大型公共建筑的玻璃幕墻。CDTE薄膜太陽能電池成本較高，且有一定污染，可用作大型建筑的屋頂，而GAAS薄膜電池價格過高，一般不用于居民建筑。

2 居民小區的太陽能光伏發電技術的應用選擇

在我國，特別是一些低層建筑比較密集的中小城市、廣大農村地區，太陽能熱水器技術已經得到廣泛利用和推廣。但是這種利用方式無法適用于大城市居民小區，一方面是因為高層建筑物不能提供安裝位置，另一方面是因為這種雜亂無章的安裝嚴重影響建筑物的視覺美觀效果，破壞環境的和諧，不能實現與建筑物的完美結合[2]。目前推出的壁掛式大陽能熱水器是比較適合大城市居民小區的太陽能光熱利用的產品。

同時，太陽能光伏發電技術在民用領域也具有廣泛的利用和推廣空間。城市居民小區有許多公共用電設備，如小區路燈、草坪庭園景燈、高層建筑樓梯間、地下車庫的照明，樓房的電梯以及變頻調速的水泵、風機等，這些設備數量多、總體耗電量大，都可以首先考慮采用太陽能光伏發電供電。在小區的公共區域放置太陽能電池板是一個優選方案。除考慮房屋的承重和成本問題外，可以采用3種放置太陽能電池的方式：（1）放置在建筑屋頂，并加砌與建筑外觀一致的護攔，同時利用太陽能電池組件替代保溫隔熱層的作用，對于已建小區還可以與社區屋頂“平改坡”結合起來加裝太陽能電池組件。（2）在樓梯間頂部專門加裝一個放置太陽能電池板的閣樓，并采用與建筑外觀協調和諧的斜屋頂設計，維護整體環境的協調。（3）對于新建的多層建筑和高層建筑，外墻與太陽光接觸面積最大，采用與太陽能電池一體化的玻璃幕墻、透明絕熱材料，實現光伏-建筑一體化，同時達到美觀和裝飾效果。

在城市居民小區中，通常采用太陽能光伏發電系統與市政電網并聯供電的形式，如圖1所示。但是當小區內太陽能光伏發電容量比較大，且小區內直流負載比例較高時，小區采用分布式直流配網供電[3]，將市政電網通過交流-直流變換作為并聯電源，如圖2所示，更有利于太陽能光伏發電的利用，且具有更好的效率。這是因為：（1）太陽能光伏發電輸出直流電，直接接入直流配電網，可以節省大量的DC-AC換流環節。（2）大部分民用負載都是直流負載，比如個人電腦、電視、充電設備、電熱器、照明負荷，采用直流配電網后，整體效率更高；同時對于采用變頻技術的家用電器，如空調、冰箱、洗衣機，如果采用傳統的交流配電網，需要經過AC-DC-AC變換，而采用直流配電網則只需要采用DC-AC變換。因而直流配電系統的整體效率更高。（3）同時直流配電網更可靠，且沒有頻率和無功問題，也沒有傳統交流配電網的諧波污染問題。（4）直流配電網的可控性，更有利用于未來智能社區的建設[4]。

3 結語

太陽能光伏發電在大城市民用領域也具有廣闊的發展空間。但是由于大城市的地價貴、樓間距小、高層建筑多，相對中小城市、農村來說，利用太陽能光伏發電的空間較小、單位投資高、發電成本高，回收成本年限長，如果采用全國統一的補貼標準，難于達到預定的促進作用。因此，需要靠政府政策扶持，鼓勵企業、社會公益投資，同時與綠色社區、智能社區建設結合起來，達到更好的整體社會、經濟、環保效率。

參考文獻

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[2] 彭瑛.民用建筑太陽能的利用[J].湖南工業大學學報，2012，26（5）：90-94.

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【摘要】 目的 回顧性分析貴州省黔西南地區糖尿病性視網膜病變（DR）發病特點及視網膜激光光凝治療時機及療效。 方法 對我科住院及門診DR患者346例(470只眼)，男148例(184眼)，女198例(286眼)，術前常規行視力、眼壓、裂隙燈、眼底、熒光素眼底血管造影（FFA）檢查。并根據造影結果分為：(1) 輕中度非增生期（NPDR） 72例（94眼占20.00﹪） (2) 重度NPDR及非高危增生期（PDR）193例（273眼58.09﹪）；(3)高危PDR，81例（103眼21.91﹪）。采用法國光太532 nm眼底激光機行相應視網膜激光光凝治療，隨訪過程中采用與治療前相同的設備和方法復查視力、眼底、必要時行FFA。新生血管未消退和無灌注區殘留及時補充激光光凝治療。術后隨訪2～24個月，以最后一次隨訪時的觀察指標進行療效評價，評價視力變化及視網膜病變激光光凝治療是否有效。結果 (1) 輕中度NPDR（94眼）：視力提高35眼(37.23%)；視力穩定47眼(50.00%)；視力下降12眼(12.77%)。 (2) 重度NPDR及非高危PDR（273眼）：視力提高46眼(16.85%)；視力穩定170眼(62.27%)；視力下降57眼(20.88%)。(3)高危PDR（103眼）：視力提高14眼(13.59%)；視力穩定53眼(51.46%)；視力下降36眼(34.95%)。輕中度NPDR組與重度NPDR及非高危PDR組視網膜病變激光光凝治療有效率比較，差異無統計學意義（P＞0.05）。高危PDR組與輕中度NPDR組、重度NPDR及非高危PDR組激光光凝治療有效率比較，差異有統計學意義（P＜0.05）。結論 本地區糖尿病性視網膜病變的發病以重度NPDR及非高危PDR患者為主，高危PDR患者也占相當大的比例。輕、中度NPDR視網膜激光光凝治療效果較重度NPDR及非高危PDR患者療效好，高危PDR患者治療效果較差。故早期激光干預治療，是顯著降低了致盲率，延緩糖尿病視網膜病變的發生、發展。

【關鍵詞】糖尿病性視網膜病變 視網膜 激光凝固術

糖尿病性視網膜病變（diabetic retinopathy,DR）是糖尿病最常見的并發癥，我國糖尿病患者中DR的患病率高達44%～51.3%［1］。隨著人民生活水平的不斷提高,糖尿病的患病率逐年升高, DR日趨年輕化，已成為首要致盲眼病之一［2］。DR給予眼底激光光凝術是治療延緩該病變發展的最為有效手段，能有效地預防和阻止增生性糖尿病性視網膜病變(proliferative diabetic retinopathy,PDR)的發生和發展，改善DR患者的視力預后。

我院對346例（470眼）DR患者進行常規FFA檢查，并行532nm視網膜激光光凝治療，療效滿意，術后隨訪2～24個月。現將其結果分析報道如下。

1 對象和方法

1.1 對象：回顧性分析2007年7月-2010年12月我科對住院及門診糖尿病性視網膜病變患者346例(470只眼)，男148例(184眼)，女196例(288眼)，年齡22～78歲，平均51歲，發現糖尿病病程2～30年。部分患者平素血糖控制不佳，不規則使用降糖藥，不定期檢測血糖。術前常規行視力、眼壓、裂隙燈、眼底、熒光素眼底血管造影（fundus fluorescein angiography,FFA）檢查。按DR新的國際臨床分級標準（2002年）［3］，分為：非增生性糖尿病性視網膜病變(nonproliferative diabetic retinopathy,NPDR)及增生性糖尿病性視網膜病變(proliferative diabetic retinopathy,PDR)。我科對346例（470眼）根據FFA結果及激光治療方案，我科將糖尿病視網膜病變分為三類：(1) 輕中度NPDR 72例（94眼占20.00﹪） (2) 重度NPDR及非高危PDR，193例（273眼58.09﹪）；(3)高危PDR，81例（103眼21.91﹪）。

1.2 治療方法：

（1）輕中度NPDR，需密切隨訪或在FFA指導下行局部視網膜激光光凝治療，不需做全視網膜光凝（panretinal photocoagulation,PRP），但如果出現黃斑囊樣水腫，需進行黃斑局部光凝。(2) 重度NPDR及非高危PDR，必須做PRP，如有黃斑囊樣水腫，需同時對黃斑部進行局部光凝。(3) 高危PDR，盡快做超PRP，同時行黃斑部光凝。如果有玻璃體積血、玻璃體增殖牽拉患者行玻璃體切割后再行PRP［4］。具體激光治療如下：

視網膜局部激光光凝：根據FFA檢查，針對局部無灌注區及微血管瘤治療。激光參數選擇：光斑大小100～300μm，曝光時間0.10～0.2s，能量100～500mw，光斑以產生Ⅱ級光斑反應為度；每個光斑間隔一個光斑直徑。少量有效激光斑為準。根據需要隔一周可再進行光凝治療。

PRP光凝范圍為視盤上、下和鼻側緣外各1DD，黃斑區顳側1～2DD以外至赤道部，光斑間隔1～2DD［3］，激光參數選擇：光斑大小100～300μm，曝光時間0.15～0.2s，能量150～600mw，光斑以產生Ⅱ～Ⅲ級光斑反應為度；每個光斑間隔一個光斑直徑，每周進行1次光凝治療，共3～6次。

黃斑部局部光凝和格子樣光凝，激光參數：光斑直徑100～200μm，曝光時間0.08～0.10s，能量150～250mw，光斑以產生Ⅰ級光斑反應為度；每個光斑間隔一個光斑直徑，約100～150個光斑，光凝距中心凹500μm以外。光斑大小50～250μm，能量100～260mw，曝光時間0.1～0.15s。

1.3 療效判斷：光凝后隨訪時間為2周、1個月、3個月，6個月，術后3～6個月復查FFA，以觀察病變吸收情況及無灌注區和活動性新生血管的出現，指導補充光凝。1年以后每6月復查1次。以最后一次隨訪時的觀察指標進行療效評價，評價視力變化及視網膜病變激光光凝治療是否有效。

1.3.1 視力判定標準：激光術后視力增進≥2行為視力提高，視力減退≥2行為視力下降，否則為無變化。術前視力

1.3.2 視網膜病變的療效標準：顯效 原有視網膜水腫消退，出血滲出吸收，微動脈瘤消失或減少，原有新生血管完全消退或無灌注區消失，無新的新生血管或無灌注區出現。有效 視網膜病變減輕，原新生血管減退或無灌注區縮小。無效 出現新的新生血管或無灌注區，或發生玻璃體積血或新生血管膜增生，視網膜及黃斑水腫加重。

2 結果

2.1 激光光凝治療后各組視力變化：

(1) 輕中度NPDR（94眼）：視力提高35眼(37.23%)；視力穩定47眼(50.00%)；視力下降12眼(12.77%)。 (2) 重度NPDR及非高危PDR（273眼）：視力提高46眼(16.85%)；視力穩定170眼(62.27%)；視力下降57眼(20.88%)。(3)高危PDR（103眼）：視力提高14眼(13.59%)；視力穩定53眼(51.46%)；視力下降36眼(34.95%)。

2.2 激光光凝治療后各組視網膜病變改善情況：

輕中度NPDR組與重度NPDR及非高危PDR組視網膜病變激光光凝治療有效率比較，差異無統計學意義（P＞0.05）。高危PDR組與輕中度NPDR組、重度NPDR及非高危PDR組激光光凝治療有效率比較，差異有統計學意義（P＜0.05）。

2.3 并發癥：

術后隨訪期內無一例發生眼壓升高和視野進行性損害，無角膜損害、晶狀體混濁加重等并發癥。

3 討 論

目前為止，尚未發現療效較為滿意的治療DR的藥物，而視網膜激光光凝治療DR療效肯定，是最為有效的方法，顯著降低了致盲率［5］。光凝治療主要針對DR的增殖前期和增殖早期的患者，主要目的是使較大面積的視網膜被激光破壞，耗氧高的視錐、視桿細胞被耗氧低的瘢痕組織代替，減少組織的耗氧，減少視網膜新生血管的產生;光凝后的視網膜變薄,有利于來自脈絡膜血循環的氧供應視網膜,從而改善缺血缺氧狀態；有利于黃斑水腫的吸收，從而保護和提高視力。在激光治療過程中，既要保證高比例的有效光斑，以促進出血、滲出吸收，微血管瘤消失，無灌注區縮小或消失，新生血管萎縮，改善缺氧環境，延緩向增生性病變進展，又要避免過多過度光凝造成脈絡膜視網膜水腫、黃斑水腫、玻璃體出血等并發癥引起視力下降。合理靈活地應用光斑大小、曝光時間、能量三個激光參數是確保高比例有效光斑的重要條件。本組結果顯示，糖尿病性視網膜病變一旦發生，有針對性地根據眼底熒光血管造影結果，進行部分或全部視網膜光凝，以預防糖尿病眼病發展，讓患者擁有可用的視力，從而保證其生活質量。

視網膜中周部比后極部更容易、更常發生毛細血管無灌注區（NP）,且中周部是NP最易,最常發生的部位［6］。及早發現NP，采取積極有效的治療，可減少新生血管形成，避免新生血管破裂、玻璃體積血而導致突然失明。

我州人數大約368萬，糖尿病的發病率為3％，全州就有11萬糖尿病患者，糖尿病發病5年可以發生DR，根據文獻報道發病15-18年可達DR 發病率60-75％。我科糖尿病視網膜病變就診患者中， 重度NPDR及非高危PDR，193例（273眼58.09﹪）；高危PDR，81例（103眼21.91﹪）。占了相當大的比例。這主要是糖尿病患者不重視糖尿病視網膜病變，較多患者經常是因為雙眼視力下降，明顯影響日常生活，才想到到眼科檢查。就診晚是病情重的主要原因。

還有我州經濟落后，一部分糖尿病發現晚，常常是因為視力不好，眼科檢查發現糖尿病視網膜病變，才知道自己患了糖尿病。才會對糖尿病及糖尿病視網膜病變的治療。更有一部分患者。就是診斷了糖尿病，也不按時降血糖及檢測血糖，不規范治療糖尿病。導致血糖控制不佳。糖尿病視網膜病變發展快。失去最佳治療時間。將病情控制在增生期前治療。有文獻提示，非增生期能及時發現可治療的DR［7］。 本組結果顯示，我州糖尿病視網膜病變發現時間晚，患者治療不夠及時。導致部分患者視力下降明顯，失去最佳治療時間。導致不可逆轉的失明。因此，我們眼科醫師與內分泌科醫師要進一步加大DR的宣教工作，糖尿病性視網膜病變一旦發生，有針對性地根據眼底熒光血管造影結果，進行部分或全部視網膜光凝，以預防糖尿病眼病發展，讓患者擁有可用的視力，從而保證其生活質量。減輕社會負擔。

參考文獻

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［3］　 葛堅,趙家良.眼科學.北京：人民衛生出版社 2008:205-206

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［5］　 譚湘蓮,張少沖.玻璃體切割聯合激光治療增殖型糖尿病視網膜病變.中國實用眼科雜志 2005;23(12)：13111313。

篇4

1.1測試系統本文選取IEEE16機68節點系統作為測試系統，其中16臺同步發電機采用經典6階模型，并全部安裝本地電力系統穩定器（PSS），系統負荷全部采用恒阻抗模型（詳細參數見文獻［11］），如圖3所示，本文測試平臺基于MATLAB／Simulink。在該系統中，區域1為新英格蘭系統，區域2為紐約系統，區域3～5為相鄰區域等值發電機。G13和G16承擔了系統主要電力供應，其容量分別為12GW和11GW，其有功出力分別為3．5GW和4GW。紐約系統為重負荷區域，其負荷總額為8．45GW，但該區域發電總額僅為6．28GW，因此需通過相鄰區域的遠距離輸電以填補此區域的有功缺額。

1.2光伏發電不同接入位置對系統阻尼特性的影響為研究光伏發電不同接入位置對系統阻尼特性的影響，本文分別將測試系統中容量最大的同步發電機G13與G16用等容量的光伏發電系統替代，替代前后的系統小干擾計算結果分別如表1和表2所示。由表1和表2對比可知，光伏發電系統并網后對系統振蕩頻率的影響遠小于對系統阻尼的影響。具體而言，當光伏發電系統替代同步發電機G13時，模式1、模式3的阻尼有著顯著提升，而模式8、模式9和模式15的阻尼有小幅改善，其他模式則變化不大。當光伏發電系統替代同步發電機G16時，模式1、模式3、模式4的阻尼有不同程度的下降，其中模式4阻尼下降最為明顯，而其他模式變化不大。圖4為原系統發電機功角在模式1、模式4、模式15情況下的參與因子。由圖可知，同步發電機G13在模式1的參與因子相對于其他模式較高，同步發電機G16在模式4的參與因子相對其他模式較高，這就解釋了光伏發電系統對不同振蕩模式影響大小的原因：光伏發電系統所替代的同步發電機在某模式下的參與因子越大，則該模式受光伏發電系統并網的影響則越大。仿真結果表明，該影響有可能是正面的，也可能是負面的。值得注意的是：由表1和表2對比發現，當光伏發電系統替代某臺同步發電機時，系統振蕩模式減少了一組。這表明光伏發電系統并不直接參與系統振蕩，而這一組模式的減少是由同步發電機的退出而造成的。統替代前后的系統部分振蕩模態圖。為使分析更為直觀，圖5中僅顯示了模值較大的模態。通過對圖5的分析可知，當光伏發電系統替代同步發電機后，系統的振蕩模態并無明顯變化，這進一步表明了光伏發電系統不直接參與系統機電振蕩，也不改變系統原有的振蕩模態。

1.3光伏發電滲透率對系統阻尼特性的影響通過上文分析可知，不同光伏發電系統接入位置對系統阻尼的影響不同，因此本文以接入位置節點65和節點68為例，分別取光伏滲透率為0％、5％、10％、15％、20％進行計算，系統關鍵模式的阻尼計算結果如圖6所示。圖6列舉了光伏發電系統在不同滲透率下變化較大的部分模式。從中可以發現，當光伏發電的接入位置不同時，隨著光伏滲透率的提高，對系統阻尼的正面影響或者負面影響將呈增大的趨勢。

1.4接入光伏對系統阻尼特性影響的機理研究通過上述分析可知，當光伏發電代替傳統同步發電機時，對系統阻尼的影響有可能是正面的，也可能是負面的。由上文分析可知，光伏發電系統不直接參與系統機電振蕩，因此其對系統阻尼的負面影響主要來源于其本身不具類似于同步發電機PSS的阻尼控制環節，而當其替代了安裝有PSS的同步發電機時，造成了系統阻尼出現一定程度的下降。為研究光伏發電系統對系統阻尼特性的影響機理，在最大功率點處，將容量為10MW的光伏發電動態模型和相同輸出功率的恒功率靜態模型接入測試系統的節點9與節點1，系統關鍵振蕩模式計算結果如表3所示。由表3可知，光伏發電系統采用動態模型和靜態模型對系統關鍵模式并沒有太大影響，這也進一步驗證了光伏發電不直接參與系統機電振蕩。接入光伏發電對系統的阻尼可能造成一定的正面影響，由于光伏發電對系統關鍵模態的影響很小，因此這種情況并不來源于光伏發電系統本身與相關同步發電機阻尼轉矩的相互作用，而是接入光伏發電改變了系統平衡點，進而引起系統潮流的變化，使得在某些情況下對系統的阻尼呈現出提升的現象。當這種影響超過了光伏發電系統因阻尼控制環節的缺失而引起的負面影響，會使得系統阻尼在某些情況下呈現上升趨勢。

2光伏發電系統的阻尼控制研究

由于受光照強度、占地面積等因素的影響，大規模光伏發電基地往往遠離負荷中心，需通過長距離輸電線路進行遠距離消納。由上文分析可知，高滲透率光伏發電接入電力系統后，由于缺乏類似于同步發電機PSS等設備，因此難以對光伏發電系統進行阻尼控制，可能會對系統阻尼造成一定的負面影響，這給系統安全穩定水平帶來了一定的隱患，增加了系統發生低頻振蕩的危險。以本文測試系統為例，光伏發電系統接入節點68，替代同步發電機G16向區域2進行遠距離送電。當區域2中輸電線路1－30末端在0．1s發生三相短路故障，在0．2s時該故障清除，則區域聯絡線52－50的有功響應如圖7所示。由圖7可知，接入光伏發電后降低了系統的穩定水平。目前常用的辦法是在光伏發電基地安裝柔流輸電系統或者儲能設備，這無疑大幅增加了安裝、運行以及維護成本。考慮到目前廣域測量系統在電力系統的廣泛應用，本文將精密測量單元所采集的系統重要數據通過反饋控制環節引入光伏發電的有功控制系統，這給光伏發電系統的阻尼控制提供了一個新的思路。圖8為本文提出的光伏發電系統阻尼控制策略，該策略在不改變原光伏發電系統PQ解耦控制的基礎上，在有功控制信號電壓參考值處引入一個反饋控制環節，以實現光伏發電系統的阻尼控制。圖9為光伏逆變器存在的3種結構形式。采用圖9a所示的逆變器結構雖控制靈活方便，但在實際運行當中會造成一定的電能質量問題，因此目前光伏并網大多采用如圖9b所示的逆變器結構，而圖9c融合了低成本與高質量的電能輸出的優點，因此成為了未來并網逆變器結構的發展趨勢。圖8所采用的控制策略僅針對圖9a和圖9c兩種光伏逆變器結構所設計。對于圖9b型結構光伏逆變器，仍可采用如圖8所示的控制結構，在設計過程中，需考慮到不同控制器之間的參數協調問題，其設計方法與同步發電機之間PSS協調控制設計方法類似，可參考相關文獻［13］，本文不再贅述。對于圖9a和9c兩種光伏逆變器結構，其阻尼控制器設計方法如下：首先選取聯絡線52－50的有功功率作為控制器輸入，控制器輸出則附加在如圖8所示的光伏發電有功控制環上。根據電力系統低頻振蕩基本特性，系統阻尼比越大，其受擾后振蕩衰減到穩態所需的次數越少，即系統動態性能越好。因此，在對光伏發電系統加入如圖8所示的阻尼控制環節后，應使系統中存在的較小阻尼比提升至穩定范圍，故控制器參數可采用下式確定。圖10為采用本文控制策略前后，區域聯絡線52－50在與圖7相同故障下的有功響應。該圖表明，采用本文控制策略能有效實現光伏發電系統阻尼控制，這降低了光伏并網對系統安全穩定水平可能帶來的負面影響，提高了互聯電力系統對光伏發電系統的接納能力。

3結論

篇5

關鍵詞：光伏發電；經濟分析；發展預測

太陽能是地球能源的基本來源，因此，如何更好地利用太陽光發電，是人類一直面臨的一個棘手的問題。太陽能是一項清潔性、安全性的能源，資源的來源廣泛且充足，而且其具有很長的壽命，也不像其他能源那樣，需要經常維護。基于這些其他能源不具備的特點，光伏能源被視為21世紀最有利用價值的能源。自上個世紀50年代，太陽能的應用已經從太陽能電池發展到如今太陽能光伏集成建筑等多個不同的領域。縱觀全世界的光伏產業，也歷經了半個世紀的發展，進入到21世紀之后，我國的光伏產業也漸漸地步入了高速的發展時期。因此，本文將以市場分析為基礎，由四個方面來深入探討技術經濟：技術、企業產業、國家。

一、光伏產業的優點

光伏產業是一項綠色又環保的能源，因此被看作是一項戰略性的朝陽性產業，各國給予光伏發電的很高的重視程度，并給予大力的扶持，原因如下：

1. 《京都議定書》給予各國以壓力，迫使各國政府落實積極開發各項清潔型能源，包含太陽能在內，這樣有利于減少溫室氣體的排放。

2. 中東是全球的石油主產區，因此，中東地區的政治趨勢一直處于一種緊張的狀態。為了保證穩定的能源供應，各國政府不得不大力開發國內能源，其中包含太陽能在內。

3. 像石油、煤炭這些礦物能源在漸漸枯竭，各國政府不得不積極開發包含太陽能在內的可再生能源，這樣才能使能源長期供應。

基于以上幾個原因，在上世紀末的最后十年，全國光伏發電產業以每年百分之二十的速度高速增長。在新千年以后的三十年中，全球光伏發電產業以每年百分之三十的速度高速增長。

光伏能源是可再生能源中一項獨具潛力的能源，它的重要性和戰略性日益凸顯，世界各國積極出臺相關政策和法律鼓勵光伏產業。

自1999年來，世界各國尤其是美、日、德這些西方發達國家逐步推出了大型國家光伏發展計劃和太陽能屋頂計劃，這在一定程度上推動了世界光伏產業的發展，世界光伏產業是比IT產業發展還快的產業。作為一項可再生清潔能源，在21世紀前半期，光伏發電將發展成最重要的基礎能源。

二、光伏發電成本分析

（一）光伏發電成本和影響因素

光伏發電的成本，直接決定了其能否大規模的快速發展，和其在能源供應中的地位。光伏發電的成本主要受兩方面因素的影響：光伏發電總成本以及總發電量。光伏發電成本主要是受初始投資的影響，諸如運行維護費、稅收等因素則對系統的發電成本影響較小。

1. 初始投資。光伏電站的初始投資主要包含光伏組件、電纜、配電設備、并網逆變器等成本，在這其中，光伏組件投資的成本就占初始投資的一半以上。

2. 發電量。光伏發電系統的發電量受兩個因素影響：太陽能資源、太陽發電的效率，與此同時，也受運行方式、線路耗損等因素的影響。因此，在中國與建筑結合在一起的光伏發電系統大多安裝在東部沿海地區。

3. 單位電量成本。（也稱度電成本）

（二）多種類型的光伏發電系統度電的成本分析

中國光伏發電市場的起步并不早，主要開展了投資補貼、特許權招標等項目，一些技術的經濟分析并不能恰當地反映出成本所在，本文主要結合一些典型的運電站數據來分析。

1. 聚光光伏電站的單位投資成本是比晶硅光伏要高的，聚光光伏電站度電成本比薄膜光伏電站要低，但仍然比大規模地面晶硅光伏電站要高一些。

2. 薄膜光伏電站的單位成本比晶硅光伏電站的成本要低，但它的效率也低，而度電成本比晶硅光伏電站高。

（三）光伏發電系統度電成本的變化趨勢

光伏系統的成本包含太陽電池組件、功率控制、組陣系統平衡、間接費用這四個部分。在這其中，組陣系統平衡涵蓋了支撐組件的框架和支架、電線、基礎土建和土地的使用費等。功率控制分為兩個方面，逆變器和電器控制系統。簡介費用包含涵蓋了工程建設的管理費、工程設計費、建設期中的利息、意外的費用、運費等等。

目前，制約光伏發電規模化發展的一大因素就是成本過高。隨著電池效率的提高、組件成本的下降以及壽命的延長，光伏發電的成本和平價上網的水平相近，因此，光伏發電非常具有發電的競爭力。

一些國際機構對未來光伏發電的系統度電成本做出了預測：現如今，中國并網光伏的發電單位的初始投資成本大約為15/W，光伏發電裝機的容量是3GW。按照中國發電產業現有的發展趨勢來看，在技術提升和裝備國產化的大前提下，每年的投資成本會有百分之十的下降。

按照《可再生能源“十二五”規劃》的要求，到2015年年底，中國太陽能光伏發電的裝機容量已經達到14GW。預計到2020年年底，太陽能光伏發電的裝機容量會達到40GW，到2030年年底，裝機容量會達到200GW。根據測算結果來看，2015年中國光伏發電的單位投資成本也大概是11元/W，2020年將會下降至10元/W，2030年會出現大幅下降，降至4元/W。

太陽電池成本的下降，不僅僅是依靠技術進步，規模化的生產也在一定程度上降低了成本，使得成本有二分之一到三分之一的下降幅度。而系統平衡需要的構建成本也有了明顯的下降。目前微電網的發電技術仍處于深入研究的階段，雖然成本還是很高，但伴隨著技術的不斷革新和進步，成本也會逐步降低，未來光伏發電技術的前景是巨大的。

2020年前，全球光伏發電的市場還是主要集中于歐盟地區，占到的比例約為百分之四十，2010～2020年，光伏發電在法國、德國、西班牙、意大利等國的地位逐步提升。2020年之后，光伏發電的新興市場主要是中國、美國、巴西等國，光伏發電技術是重要的可再生能源發電技術。

三、光伏發電發展前景分析

1. 多種光伏電池技術爭相發展，第一代晶硅電池具有高校、低廉、使用廣泛的主要用途，為市場主導。第二代薄膜電池成本低、耗能少，發展前景良好。第三代新型太陽能電池效率高但價格昂貴，目前仍處于探索階段。

2. 光伏微電網發電技術的發展方向是高成本和低穩定性

光伏微電網是用光伏發電當作最主要的電源，它可以和其他的儲能裝置配合，直接在用戶負荷周圍供電，典型的微電網是可以脫離主網運行的，也可接到主網上運行，這樣可以減少配電投資，大大減少了太陽能間歇性對用戶帶來的影響，這比較適合成本較高的邊遠山區和對供電有高可靠性的用戶使用。

四、發展光伏產業的建議

綜上所述，發展我國的光伏產業已經變得刻不容緩了。我國光伏產業的健康穩步發展，是與國家產業政策的宏觀調控分不開的，國家各項政策的頒布和落實，將在很大程度上推動我國光伏產業的發展。

1. 政府要做好帶頭作用，設立光伏產業發展的專項經費，更要在資金、電價、稅收等方面制定相應的優惠政策，大力扶持。

2. 技術上既要自主研發，又要學會技術引進，也可以和國內研究共同公關，建立健全一套創新的技術體系。

3. 要以政府作為主導，多元化投資，建立一套完整的產業鏈，多方參與、共擔風險，以更高的水平進行光伏技術師范建設項目。

4. 努力培養國內的光伏市場，制定一套具體的分攤上網電價的實施細則，。

5. 對光伏產業的發展做出合理的規劃。對行業標準的制定要加速，提升光伏產業在未來產業中的競爭力。

五、總結

總而言之，太陽能光伏發電是綠色、環保的可再生能源，光伏發電技術的發展前景非常可觀，在2030～2050年間，光顧能源和常規能源在價格上會有真正的競爭力出現，因此，這必將成為我國多能互補能源中非常重要的組成部分。

我國的光伏產業需要在市場的規范、設備國產化、提高技術支持、產業鏈的發展等方面繼續努力。只有這樣，中國的太陽能光伏產業才能躋身世界前列。

參考文獻：

[1]曹石亞，李瓊慧，黃碧斌.光伏發電技術經濟分析及發展預測[J].中國電力，2012（08）.

[2]馮百樂.光伏發電在建筑中應用的技術經濟和選型分析[J].山西建筑，2012（20）.

[3]陳貺，王亮，王滿倉.不同容量光伏發電單元的技術經濟對比分析[J].有色冶金節能，2014（03）.

[4]劉江建筑.屋頂太陽能光伏發電項目的分析研究[J].能源與節能，2014（06）.

篇6

關鍵詞：光伏電站發電量影響因素

中圖分類號： TU271.1文獻標識碼： A

引言

提高光伏并網電站的發電量，不僅可以提高光伏系統的經濟效益，更有利于清潔能源事業的持續發展，優化我國能源結構，促進節能減排。因此必須提高光伏發電量，提高投資的收益率，才能保證光伏產業的持續健康發展，以適應中國強勁的經濟增長和節能減排需要。

一、太陽能發電的應用 

目前光伏發電主要分為離網光伏發電和并網光伏發電。離網光伏發電系統由于電能需要蓄電池儲存，一般蓄電池的正常使用壽命只有5年左右，且蓄電池價格又比較高，所以離網光伏發電系統整體造價和維護成本比較高，不宜將電站做得太大。 

光伏并網發電系統，可分為集中式光伏電站并網和屋頂光伏系統并網兩種，前者一般為兆瓦級以上，地面電站居多，后者則為幾千瓦到百千瓦之間。并網式光伏發電是指通過并網逆變器，將光伏組件的直流電進行轉換成交流電力，并入常規電網，與常規電網實現電能的雙向傳輸。當用戶欠電時，可從電網中得到補充；當光伏發電過剩時，可將多余電力饋入電網，解決了獨立光伏發電不連續、不穩定的問題。 

二、太陽能發電的現狀 

2009年以前，由于發電成本過高，普遍民眾承受能力有限，光伏電站建設沒有在我國大規模鋪開，只是有少數示范項目在運行。2009年以來，光伏產業受到財政部光電建筑補貼政策和金太陽示范工程等的刺激，加上國外光伏市場競爭加劇，企業存在開拓國內市場的迫切需要，光伏電站建設開始在我國一些地區陸續開展起來。光伏發電已經成為可再生能源領域中繼風力發電之后產業化發展最快、最大的產業，我國已經是全球最大的光伏產業國家之一。2012年中國光伏裝機4.5GW，增速達到66%，累計裝機量近8GW，預計2013年新增裝機10GW。 

目前，光伏電價相對于火電等常規能源已開始具備競爭力。國家發改委《關于完善光伏發電價格政策通知》的意見稿，對下一步光伏發電上網電價提出了新的實施方案，根據各地太陽能資源狀況和工程建設條件，將全國分為四類太陽能資源區，制定了相應的標桿上網電價。光伏電站標桿上網電價高出當地燃煤機組標桿上網電價(含脫硫、脫硝電價)的部分，仍然通過可再生能源發展基金進行補貼。 

新的意見稿對分布式發電和大型地面電站發電進行了區分。此中，大型地面電站根據各地光照條件的不同，分成四類資源區，施行0.75-1元/度四個區間上網電價；分布式發電電價補貼為0.35元/度。 

制定光伏上網電價，既是國家發展改革委價格司一貫的主張，也是業界的呼聲，符合可再生能源法的要求，也是一個趨勢。作為光伏發電企業，必須通過光伏發電量來保證自己的經營收入，電價是發電企業保證經營收入的基本條件。通過電價機制進行市場調節，符合發電企業經營的基本規律。 

三、光伏發電量影響因素

光伏電站進行發電量測算時，除考慮當地光輻照度、日照時間、環境溫度等因素外，還要考慮光照入射角對不同種類電池轉換效率的影響、電池板不匹配損耗、組件連接損耗、電池衰減損耗、組件遮擋損耗、溫度影響、電氣設備損耗、設備故障維護損耗等。

1、光照入射角對不同種類電池轉換效率的影響

光照入射角包括方位角和傾角，參閱有關文獻，多個光照傾角下各類電池組件實際轉換效率對比試驗，得出結論為：傾角對晶硅電池和非晶硅電池轉換效率影響趨勢一致，但受傾角影響的轉換效率變化幅度晶硅電池弱于非晶硅電池。

2、電池板不匹配損耗

該類損耗影響發電量約1.3%。并網光伏電站的電池方陣進行電池組件串、并聯時，理想狀態是將工作電流基本相同的串聯在一起，再將組件串中工作電壓基本相同的并聯在一起。但在實際安裝時很難做到，而且每一組件，其最佳工作電壓和電流不一定完全相同，造成整個方陣的總功率小于各個組件的功率之和。

3、組件選型、安裝 

3.1組件溫度因子 

光伏組件溫度因子通常為0.45%/度，光伏電池的效率會隨著其工作時的溫度變化而變化。當它們的溫度升高時，不同類型的大多數光電池效率呈現出降低趨勢。設計組件安裝節點時需注意組件的安裝部位通風散熱條件是否良好。 

3.2陰影遮擋 

組件對陰影遮擋非常敏感，當光伏組件上有灰塵或積水造成的污染，根據統計，經常受雨水沖洗的光伏組件其影響平均在2-4%之間，無雨水沖洗較臟的光伏組件其影響平均在8-10%之間。考慮到建設光伏電站的清洗系統不具備條件或成本高，光伏電站設計時需考慮根據當地的主導風向、雨水情況，設計合理的組件安裝傾角，使組件盡可能保持清潔。 

現在我國絕大部分大型光伏電站都分布在西北地區，而西北地區又是我國沙塵暴比較嚴重的地區，灰塵對電站發電量的影響直接決定了投資人的投資回報率，所以建議光伏電站的管理人員能提高對降塵損失率的重視程度，做好定期的清洗工作；及時處理陣列間雜草，防止雜草陰影落到組件表面上等。 

3.3組件的差異性 

組件存在凡是串連就會由于組件的電流差異造成電流損失，凡是并連就會由于組件的電壓差異造成電壓損失的問題。組合損失可以達到8%以上，對發電量影響非常大。 

為了減少組合損失，應該在電站安裝前嚴格挑選電流一致的組件串聯。組件的衰減特性盡可能一致。根據國家標準GB/T--9535規定，太陽電池組件的最大輸出功率在規定條件下試驗后檢測，其衰減不得超過8%；必要時加裝防反隔離二極管。

3.4組件的PID效應 

光伏組件的電位誘發衰減效應（PID，PotentialInducedDegradation）引發光伏電站在工作三、四年后發生發電量大幅衰減。PID的真正原因到目前為止沒有明確的定論，但各個光伏電池組件廠和研究機構的數據表明，PID與電池、玻璃、膠膜、溫度、濕度和電壓有關。因此建議采購組件時明確要求把抗PID寫入合同，并隨機抽檢。 

4、電池衰減損耗

該類損耗影響發電量每年減少約1%。多晶硅光伏組件的老化衰減，主要是由于電池的緩慢衰減以及封裝材料的性能退化所造成，導致組件主材性能退化的主要原因是紫外線的照射。

5、遮擋損耗

該類損耗影響發電量約 5%。實際運行中，當電池方陣表面沉積灰塵或積雪時沒有及時清洗，或有樹葉、鳥糞等遮擋物長期存在電池組件上，不僅會影響系統發電量，而且遮擋物形成局部陰影，使組件局部長期發熱，甚至引起熱斑效應，產生的溫度超過一定極限將會燒爆玻璃。

6、溫度影響

該類損耗影響發電量約4.5%。太陽能電池組件的額定功率是在標準測試條件下測定的，如果運行時，電池的溫度高于25℃，輸出功率將會減少。因為電池組件的光電轉換效率隨溫度的增加而下降，太陽能電池溫度每升高1℃，功率減少0.35%。

7、電氣設備損耗

該損耗包括逆變器損耗、變壓器損耗、直流和交流電纜損耗，影響發電量分別約為3%、2.5%、2%。

8、系統故障及維護損耗

該類損耗影響發電量約0.5%。實際運行中，發生電池組件破損、匯流箱內公母頭燒損等故障后進行維護處理會影響發電量。

結束語

總而言之，在并網光伏電站的建造過程中，要重視每個細節、具體步驟，使得光伏方陣面上盡量接收到最多的太陽輻射量，同時在每個環節減少能量損失，人為控制改善光伏電站的系統運行環境，促使光伏電站發揮最大的經濟和社會效益。 

參考文獻

[1] 楊金煥. 并網光伏電站發電量的估算[A]. 第11屆中國光伏大會暨展覽會會議論文集[C], 2010, 1347 － 1351.

篇7

【關鍵詞】節能 太陽能 光電建筑 并網光伏發電系統

前言：

太陽能光伏發電原理：太陽能電池芯片是具有光電效應的半導體器件，半導體的PN結被光照后產生電流，當光直射太陽能電池芯片，被吸收的光激發被束縛的高能級狀態下的電子，使原子核和電子的結合力降低，電子擺脫原子核的束搏成為自由電子，這些自由電子在晶體內向各方向移動，余下空穴（電子以前的位置），當外部環路被閉合，電流產生，即光生伏特效應。光伏發電具有可再生性、清潔性、靈活性、使用壽命長等優點，但也具有安裝成本高、擇時性、天氣影響變化大等缺點。光伏發電系統中光伏組件、逆變器為核心部件。在我國，光伏發電處于大力發展階段，國家扶持政策較多，是一種新型綠色能源項目。大家應保護好人類賴以生存的地球環境，實行低碳建筑，低碳生活，每一個人都應該承擔起這份社會責任。

光伏發電與建筑物相結合，通常稱“光電建筑”，光電建筑主要有兩種結合方式：一是光伏系統與原有建筑物二次結合，稱為“普通型”，此類型光伏系統通常安裝在建筑物屋頂居多（圖一）；二是光伏系統與新建建筑物一次結合，稱為“建材型”，此類型光伏系統常與建筑物幕墻集成在一起（圖二）。光伏發電系統分為并網發電系統、獨立發電系統、并網與獨立相結合發電系統。按照目前光電建筑的發展趨勢，用戶側光伏并網發電系統在光電建筑中應用較廣，投資成本較低，投資收益穩定，開發潛力大，還可以緩解用電高峰期電網供電壓力，本論文著重考究光電建筑“普通型”用戶側并網發電系統的技術開發。

1、光電建筑的應用優勢

國內外光電建筑推廣力度較大，光電建筑具有節能、節地、節材、降低環境污染等優點，高效、經濟、環保等特點。

（1）光電建筑發電系統產生的是清潔能源，不會污染環境。太陽能是一種再生能源，取之不盡，用之不竭，既清潔，又免費，光伏發電對生態環境沒有副作用，可以保護好社會環境，實現可持續發展。

（2） 光電建筑發電系統一般安裝在閑置的屋頂或外墻上，無需占用新土地，尤其對大中城市土地資源緊缺更為重要，既可綜合利用建筑屋頂或墻面，又可為居民、廠區生產、商業提供綠色電能。

（3） 在白天用電高峰期，此時也是光伏發電最好的時段，光電建筑所發電量可以滿足自身建筑用電需求，從而緩解了高峰期電力需求的緊張狀態，對電網起到調峰作用。

（4） 光電建筑發電系統安裝在建筑屋頂、外墻壁等護結構上，降低了建筑屋頂或墻面日曬溫度，減少了墻體熱量、室內空調負荷，有降溫隔熱的作用。因此，既節約了能源，又確保室內空氣質量，從而達到“節能減排”的作用。

（5） 光電建筑所發電量可就地消納，在一定的距離之內節省了電站輸送電網的設施投資；對于聯網系統用戶來說，發電系統還能為其它建筑用戶供電，與遠程輸電線路相比，線損更小，輸電成本更低。

（6） 光電建筑發電屬于“零排放”，無污染的小型發電站，是世界范圍內大力倡導節約能源、環境保護所尋求的重要途徑之一。

（7） “建材型”光電建筑光伏系統與幕墻的集成結合，既美觀，又節能；“普通型”光電建筑光伏系統與屋頂的附著結合，既可降低屋面防曬、防水維護成本，又可為建筑提供大量的綠色電能，是一種新興項目。

（8）發展光電建筑項目，可以極大地消納國內光伏上游產品，帶動社會經濟，既抵御國外反傾銷策略，又推動國內光伏產業的良性發展。

總之，就目前的情況來看，光伏發電與建筑物的結合設計研究已成為建筑行業、電力行業的研究重點。兩者的緊密聯系、相互結合，大大地促進了現代經濟增長，在今后將會更多地應用于居民、商業、工業中。

2、光伏發電系統在光電建筑中的設計

（1）“建材型”光電建筑

“建材型”光電建筑是將光伏電池與建筑材料集成，光伏系統發電部分的器件作為建筑構件使用。由于一般建筑物的護結構表面通常采用外墻涂料、幕墻、各式外墻面磚等，目的是保護結構主體和裝飾建筑外表，而光電建筑將光伏系統發電部分的器件代替部分建筑幕墻構件，從而增強建筑物外觀的美觀性、實用性，這樣，既可當作裝飾建筑外表的裝飾材料，又可用來發電，所發電量供建筑物內部照明、暖通、辦公設備等使用，發揮節能減排的作用，促進綠色建筑的發展。不僅具有建筑護功能，而且產生綠色電能供建筑使用。

“建材型”光電建筑光伏系統一般由鋼構件、玻璃光伏方陣、線纜、線槽、防雷、匯流箱、逆變器、并網柜、監控設備、計量保護設備等組成。在系統設計中，應加大玻璃光伏方陣的設計深度，重點考慮采光、遮陽、荷載受力、防水、美觀等因素；為了提高運行效率，對逆變器的選型也相當重要，選擇與系統匹配的逆變器。

（2）“普通型”光電建筑

“普通型”光電建筑是將光伏方陣附著在建筑物表面使用，相當于二次結合，當今主要形式為并網型屋頂光伏發電系統，由混凝土基礎、型鋼支架、光伏方陣、線纜、線槽、防雷設施、匯流箱、逆變器、并網柜、監控設備、計量保護設備等組成。一定數量的光伏組件組串成規則的光伏方陣，光伏方陣產生的電流經匯流箱匯流后，再經并網逆變器逆變成交流電，通過并網接入、計量保護、監控等設備與市電匯合，同步運行。光電建筑并網型光伏發電系統作為市電的補充電源，設計靈活性大，比“建材型”光電建筑投資成本更低，實用性更強，發電量更多，系統發電效率更高，是光電建筑首選的發展趨勢。

并網型屋頂光伏發電系統（圖三）就地并網，所發電量及時消納，不需要配備蓄電池，既節省投資，又可降低運維成本，充分利用建筑屋頂資源，為用戶生產綠色電能，發揮光電建筑的實質作用。

圖三 用戶側并網發電系統

在并網型屋頂光伏發電系統的設計中，應注重以下環節：

（1）合理進行光伏系統并網接入設計，充分評估用戶歷年電量消納情況。

（2）保持光伏方陣組串的平衡性，又要與系統其它設備相匹配，光伏方陣布置整齊、規范、美觀；在滿足抗風抗壓的條件下，選擇耐候防腐的型鋼支架；計算好最佳方陣傾角，最大化接受太陽能輻照，以保證最大發電效率。

（3）逆變器是光伏發電系統中的關鍵設備，高效的逆變器是系統穩定運行的有力保證，應性能可靠、轉化效率高；直流輸入電壓有較寬的適應范圍；具有保護功能；波形畸變小、功率因數高，滿足電網要求；監控和數據采集功能兼容性好等。

（4）匯流箱、并網柜的配置應保護靈敏、操作安全。位置設計合理，以降低線路損耗。

（5）線纜型號應保證載流安全、耐溫、耐候、抗腐、絕緣性能好等。

（6）防雷設計范圍廣、安全可靠，選定合理的防雷等級。

（7）計量保護設備應數據計量準確、安全保護可靠、操作便捷等。

（8）監控設備應數據采集精確、與軟件兼容性高、回饋速率快等。

（9）系統發電效率主要取決于光伏陣列的排布、逆變器的轉換效率，還與環境溫度、光伏組件表面清潔度、線路損耗、變壓器損耗等因素有關，按照經驗計算，通常系統效率取值在75%～85%之間。

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近幾年來，我國光伏產業經歷了高速發展期。特別是在2007年，我國光伏產業呈現出爆發式增長，使得我國一躍成為全球第一大生產國；而且，高純多晶硅技術以及其他許多關鍵生產技術裝備的研發和國產化工作也取得令人鼓舞的進展。

但是，2007年以來，我國光伏產業也集中爆發了一系列相互關聯、引起高度關注甚至激烈爭議的問題，主要包括：不協調的產業鏈結構、絕大部分產品出口國外的市場格局、生產過程導致的國內高能耗和四氯化硅環境污染、全球技術和市場競爭加劇下的產業風險和可持續發展能力、光伏發電的商業化前景和時間表等。這些都是當前廣受熱議的焦點問題，也是推動我國光伏產業發展和太陽能利用的重大問題。

二、國內外光伏產業的最新進展和發展趨勢

(一)我國光伏產業的最新進展

近幾年來，我國光伏產業經歷了爆發式增長，已基本形成了涵蓋多晶硅材料、鑄錠、拉單晶、電池片、封裝、平衡部件、系統集成、光伏應用產品和專用設備制造的較完整產業鏈。產業鏈各個環節的專用設備和專用材料的國產化加快，許多設備完全實現了國產化并有部分出口。截止到2007年底，全國太陽能電池和組件的生產能力分別達到2.9GWp和3.8GWp，當年產量分別比2006年增長148％和138％，達到1.1GWp和1.7GWp，均占世界總產量的27％以上，使我國成為全球第一大太陽能電池和組件生產國。2007年我國光伏產業的銷售收入也增加到1000億元，從業人員達到8萬人以上。

特別是多年持續嚴重制約我國光伏產業發展的高純多晶硅制造技術，在這兩年內實現了重大技術突破。在科技部和國家發展改革委等有關部門支持下，2007年新光硅業、洛陽中硅、江蘇中能等3個企業分別建成了千噸級高純硅生產線，使得全年高純硅產量大幅增加到1130噸。2008年，隨著江蘇中能二期和重慶大全的各自1500噸多晶硅工程的建成投產，預計國內超純多晶硅的全年產量將超過4000噸。而且，重慶大全和江蘇中能公司實現了還原尾氣回收利用技術和多晶硅還原爐制造技術的重大突破；據介紹，綜合能耗已降到150-180kWh/kg(使得成本降低到約50美元／kg)，顯著低于其他國內同類企業的250-300kWh/kg，主要物料的綜合回收率也超過98％。最近，江蘇中能等一些國內企業還在積極準備開發引進流化床法、硅烷法等新型高純硅生產技術，可望使高純多晶硅生產的綜合電耗降至2050kWh/kg，成本降至15-25美元／kg。據不完全統計，目前全國至少有33家高純硅生產企業的一期工程產能總計約為4.4萬噸(規劃總產能高達8.8萬噸)，如果這些項目能順利建成投產，預計我國2010年的多晶硅產量將超過3萬噸，將從根本上緩解高純硅材料的供需緊張的矛盾。

隨著我國光伏產業的迅速發展壯大，不少地方和企業近年來積極建設MWp級并網光伏系統(主要是建筑屋頂光伏系統)。據不完全統計，截止到2008年5月，全國已建和在建11個MWp級并網光伏系統，大部分預計在2009年建成。一些光伏設備制造企業還積極探尋建設更大規模光伏發電站的機會；江蘇等省份還提出制定“萬個太陽能屋頂計劃”。我國第十屆中國太陽能光伏會議的《常州宣言》提出了非常積極的目標，力爭在2015年前使光伏發電成本下降到1.5元／kWh，在10年內使光伏發電量占到全國總發電量的1％，這意味著大約500億kWh的年發電量和超過4000萬kW的裝機量。

(二)國際光伏產業的進展和發展前景

在國際上，光伏發電產業得到了許多國家的持續政策扶持，光伏發電的成本也隨著太陽能電池技術進步、硅原料和組件供需形勢逐步緩解而快速下降，使光伏發電成為增長速度最快、初步實現規模化發展的可再生能源發電技術。

日本2008年恢復了中斷兩年的居民屋頂并網光伏發電系統的投資補貼政策。美國目前30多個州都實施屋頂并網光伏發電凈電量計量法政策；美國聯邦政府2008年又延長了光伏投資稅減免政策。德國繼續對光伏發電實行為期20年的固定電價，2008年平均上網電價為45.7歐分，kWh。

國內外光伏產業界已開始描繪以居民銷售電價和峰谷電價為臨界點的并網光伏發電商業化時間表。德意志銀行預計多晶硅太陽能電池技術的發電成本最低可降到$0.1/kWh以下(約合0.7元人民幣，kWh)，樂觀估計大約在2015-2016年左右可降到$0.15/kWh(約合1元人民幣／kWh)，使得光伏發電將于2010-2013年期間首先在日本、德國、西班牙等實行較高平均零售電價的國家開始商業化發展。

在扶持政策和發展前景激勵下，2002年以來，全球光伏發電裝機年均增長率超過40％。2007年全球新增裝機量同比增長62％，當年統計安裝量為2.83GWp，累計總裝機容量大約為12GWp。據有關預測或展望，未來數年全球光伏市場將以大約60％的速度增長，2020年累計裝機將達到200GWp，絕大部分為并網光伏發電。

值得注意的是，2007年以來愈演愈烈的金融危機乃至可能的經濟危機，預計會減弱全球光伏發電市場增長速度，并影響光伏設備制造業的發展。主要原因包括：一是全球金融危機普遍增加融資難度，而資金密集型的光伏產業也不能獨善其身；二是國際能源價格(以油價為代表)的大幅回落將扭轉各國銷售電價持續增長的趨勢，從而延遲光伏發電實現電網平價(gridparity)的時間點；三是各國在金融危機和財政能力影響下，其今后的光伏產業補貼政策將存在一定的不確定性。

三、我國推動光伏產業發展和市場應用的障礙和挑戰

雖然我國光伏產業近年來實現了長足進步，但也存在不容忽視的技術、環境和市場風險；近期推動國內光伏市場應用也面臨成本高、上網難、缺乏經驗等障礙。

(一)國內光伏技術仍存在總體水平不高、內在競爭力不強和短期環境風險

由于我國光伏產業發展歷史短、基礎研究工作薄弱，目前我國光伏技術總體水平仍然不高，太陽能電池及組件的效率和質量水平仍然普遍低于世界先進水平，在新型高效的太陽能電池和高純硅生產技術的研究開發方面也落后于歐美日發達國家，許多裝備主要依賴國外引進。因此，目前我國太陽能光伏產業仍主要依靠市場驅動而非技術驅動，缺乏強大的內在競爭力。特別是目前國內大多數高純多晶硅企業仍面臨物料閉路循環和廢液廢氣污染物回收處理等方面的技術瓶頸，存在四氯化硅副產品的環境污染風險，成為我國高純硅行業發展的重大制約因素。

(二)產業和市場發展不平衡，不利于產業持續穩定發展和節能減排

過去幾年內，我國光伏產業界抓住歐美國家光伏市場的快速增長的機遇，利用國內人力和資源成本較低的比較優勢，實現了迅速起步與發展壯大。但業界普遍預測，由于近年全球光伏產業的產能迅速擴張以及金融危機影響，未來兩年內世界光伏組件和高純硅材料市場將呈現供過于求的趨勢，使光伏產業面臨大規模洗牌。

最近我國光伏企業已普遍停止擴產、削減產量。在這個洗牌過程中，利潤率最高的環節也將逐漸轉向下游的光伏發電運營業，使得出售光伏電力比出售光伏組件和系統具有更長遠穩定的回報，這也是傳統光伏產業界(光伏設備制造業)日益重視、極力呼吁啟動國內光伏市場的根本原因。但是，我國光伏市場的發展卻滯后于國內光伏產業和國際光伏市場，2007年我國新增光伏發電裝機量為20MWp，僅為當年國內太陽能電池產量的2％和全球總新增裝機量的0.71％，其中并網光伏發電裝機僅為2MWp。因此，目前這種產業和市場格局意味著我國光伏產業面臨日益突出的市場風險。而廣受爭論的光伏產業的高能耗問題，其實質問題也在于產業和市場發展不平衡，即取決于國內光伏產業鏈建設和國內外市場的選擇。相關研究已達成基本一致的結論，目前多晶硅太陽能光伏發電系統的生產過程所耗能量的回收期只有兩到三年。但是，如果在國內生產高純硅料及硅棒／錠和硅片(占光伏系統生產總能耗的70％-80％)、在國外應用光伏發電系統，則光伏產業對我國而言即是高能耗的出口加工業。

(三)光伏產業在近中期仍缺乏足夠經濟競爭力，有賴于政府政策扶持

并網光伏發電的初投資目前大約為5-6萬元／kW，預期上網電價3-5元／kWh，離網光伏系統的投資和供電成本更高，需依賴優惠的價格和財稅政策扶持。最近數十年全球光伏市場的重心隨著各國光伏市場政策的變化而先后從美國(1996年以前)轉移到日本(1996-2002年)和歐盟(2002年以來)，即充分反映了全球光伏市場的需求主要是由扶持政策推動的。目前我國還未制定比較系統完善的光伏發電經濟激勵政策，全國已建成的100多個并網光伏發電項目中只有2個項目在2008年6月經國家發展改革委準予享受4元／kWh的優惠上網電價，有待于加快制定必要適度的財政補貼和優惠上網電價扶持政策。

(四)有待于制定落實光伏發電上網的具體政策措施

由于光伏發電系統增加了不可調度的電力裝機，目前的技術標準也沒有關于無功補償以及電網調度等問題的相應標準和管理規程，使得電力部門不愿接受光伏發電上網。我國已建成的光伏并網發電示范項目都處于試驗性并網狀態，不允許光伏電力通過電力變壓器向高壓電網(10kV)反送電，只允許在低壓側(380V/220V)自發自用。因此，目前我國還缺乏真正的光伏發電上網項目和充分的經驗。

四、關于我國光伏產業發展道路的探討

為應對根據我國光伏產業面臨的挑戰，切實建立符合國情的產業發展道路和政策措施，我國需要正確處理產業、技術和市場的關系，解決以下三個主要問題。

(一)如何增強國內光伏產業的技術水平和持續發展能力

產業發展從根本上取決于技術驅動(競爭力增強)和市場拉動。雖然不少業內人士呼吁立即啟動國內規模化并網光伏發電市場以支撐我國光伏產業，但目前的高成本使得大規模發展光伏發電目前仍難以承受。而且，如果我國在當前啟動大規模光伏市場和補貼，必將立刻扭轉光伏市場的回落趨勢，推高光伏發電成本。另一方面，國際光伏市場仍保持增長態勢，仍為國內光伏產業提供了必要的支撐。鑒于此，近期仍要努力通過技術進步、健全產業鏈、鞏固開拓國際市場、建設國內示范項目來進一步降低成本、增強產業的持續發展能力。在產業鏈中，太陽能電池和組件制造業符合我國的人力資源優勢和擴大就業政策導向，仍是應首要鼓勵發展的環節。自主化生產高純硅是中國光伏產業降低價格的必由條件，但必須重點支持清潔高效、低成本的高純硅生產技術的研發和產業化。

(二)近中期國內光伏市場應確立的主要發展方向

由于歐、美、日等國家早已實現電力普遍化服務，其太陽能光伏的推廣應用在上世紀90年代就瞄準了并網光伏系統(主要是屋頂并網光伏系統)，并于近年來加快大規模應用，包括大規模地面并網光伏電站。而我國目前還有大約100萬無電戶需要在2020年以前采用光伏和風光互補發電系統解決用電問題，潛在市場容量為200-1000MWp(1GWp)，應成為近中期首要考慮、予以扶持的光伏市場。雖然某些企業認為必須依靠并網光伏發電而非離網發電來支撐光伏產業發展，但其實質問題在于只有并網光伏發電才能使得光伏企業進入下游市場并實現穩定售電收入，故而光伏企業十分熱衷于并網光伏發電。不過，從政府的公共服務責任和有限財政資源來看，我國近期光伏發電的首要方向仍然是面向無電區的電力建設，同時可根據相關科技攻關和前期產業化工作要求建設一批并網光伏系統／電站，為啟動大規模并網光伏發電市場做好技術性準備。

(三)我國應制定光伏產業和國內市場應用扶持政策

按照前述的光伏產業政策目標和國內市場應用方向的相關思路，我國在當前和近期仍要堅持并加強相關科技、財稅、外貿優惠扶持政策，以進一步提高核心技術能力、完善產業鏈條、擴大中游電池組件產業能力及國際市場份額。另外，根據國內無電區電力建設和并網光伏發電示范項目建設的需求，予以必要適度的財政補貼和優惠上網電價支持。鑒于我國還沒有并網光伏發電的充分經驗和可靠成本評估，也缺乏相近電價的支撐，而且地區差別較大，故而難以立即制定頒布統一的固定電價，而需要通過招標等途徑探索相關經驗，積累必要數據。

五、結論和建議

我國的光伏產業通過持續開展技術研發和市場化運作，迅速建立了基本完整的產業鏈，使我國一躍成為世界太陽能電池和組件生產大國，為我國加快開發利用太陽能資源初步奠定了堅實基礎。但是，光伏發電價格仍然高昂，我國光伏產業仍未完全擺脫“低水平擴張的出口依賴型產業”特征。為此，我國在近期宜制定實施以“提高技術和產業持續發展能力、促進經濟發展和增加就業、提供國內電力普遍服務”為中心目標的產業發展戰略和政策，近期應抓緊開展如下工作。

(一)大力加強先進技術的研發和產業化，扶持“技術推動型”的光伏設備制造業

要重點研發清潔高效、低成本、新型的高純硅和太陽能電池生產技術，近期重點支持企業逐步完善改良西門子法，開展流化床法、硅烷法、冶金法等新興高純硅生產技術研發和產業化工作。應支持技術領先的企業擴大產能，建立國家光伏技術研發和產品檢測中心。要加強相關科技、財稅、外貿優惠等扶持政策，鼓勵支持發展符合我國的人力資源優勢和擴大就業政策導向的太陽能電池和組件制造業，鞏固和擴大國際市場份額。

(二)穩步開拓“離網和并網并行，不同階段各有側重”的國內光伏應用市場

在近期(估計2015年前)，應在難以延伸電網或建設水電站的無電地區加快建設光伏電站和推廣戶用光伏系統，另外根據技術研發和項目示范工作需要建設一批集中并網的大型建筑屋頂光伏系統、分散并網的居民屋頂并網光伏系統及新型太陽能建筑一體化光伏系統。在中期(估計2015年左右)，隨著無電區電力建設接近尾聲和光伏發電成本趨近銷售電價，首先擴大建筑屋頂和建筑一體化并網光伏市場，并穩步建設地面并網光伏系統。在長期(預計2020年以后)，隨著光伏發電成本接近常規發電成本，全面擴大各類并網光伏市場。

為此，近期應研究制定用戶側低壓端光伏系統的發電上網和電量監控技術規程，制定頒布針對工商業和居民的“凈用電量計費”管理辦法，制定實施投資補貼和稅收優惠政策；制定大型地面并網光伏電站示范項目的實施投資經營主體和上網電價的招標辦法等。在中期(2015年左右)，隨著經驗和成本數據的積累再引入建立“控制總量規模的固定電價制度”，為在2020年后全面實施固定電價制度做準備。

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【關鍵詞】農村；光伏發電；評價模型

一、研究背景

近年來隨著經濟的快速發展和農民收入的連年提高，農民家庭的用電設備出現了快速增加勢頭，相應的農村地區的用電量也出現了快速增長，尤其是在夏季高負荷季節和節日時刻更是經常出現供電難以滿足負荷的現象，這對電源建設和電網建設都提出了更高的要求。當前，中國相關部門出臺了一些新能源發電相關補貼政策，而中國農村的建筑多以平房或低層小樓為主，有著發展光伏發電的先天性位置條件，這就給農村屋頂光伏發電帶來一定的發展機遇。

二、農村發展光伏發電的優勢及劣勢分析

從物理布局上看，光伏發電要占用較多的土地面積，城市人口密集，人均建筑接觸日光面積較小，因此不利于發展光伏發電。而農村人口密度較低，居民建筑多是平房或低層樓房，人均建筑接觸日光面積較大，而且閑置或廢棄的場地較多，這都給光伏發電提供了很多的安裝地理位置。相較風電、生物質發電等其他發電方式，光伏發電占地面積更小，甚至不用占地面積，據相關統計，光伏發電、風電、生物質發電三者的占地面積比大概為1：10：100，農村光伏發電占地少的優越性非常明顯。從光伏產業本身來看，隨著光伏產業技術的進步和規模效應的顯現，其制造成本也在呈現下降趨勢。從歷史來看，光伏材料成本相較剛出現時也已經出現了大量的下降。從全球范圍來看，中國是一個光伏組件制造大國，目前面臨著外需不足和西方貿易制裁的不利，國內光伏產業面臨著產能過剩的局面，光伏價格處于一個下降的通道，這也為光伏組件在農村的銷售提供了便利條件。盡管如此，光伏發電在農村發電也面臨著一些劣勢。光伏組件相對農村居民收入來講仍是一筆不小的支出。農村居民的素質相對來說較低，多數都不愿也無力進行中長期的投資投入產出核算。因此，化解農村居民的財務核算劣勢也是構建農村光伏發電經濟型評價模型的原因。

三、影響農村光伏發電的經濟因素分析及模型構建

單位裝機年發電量Q：在光伏材料一定的條件下，該數值主要與當地的年平均日照時間有關，在進行投資經濟性測算時，為簡化起見，可以根據歷史平均日照時間來測算該地農村的年發電量。光伏設備使用壽命L：該因素是決定凈現值大小的一個很重要的因素。初始單位裝機光伏設備投資I：光伏材料不同，初始投資也不同。政府對于光伏單位裝機的一次性購買設備補貼A：政府的補貼方式可能會因為時間和其他因素而出現形式上的不同，在模型具體數據處理過程中，可以折算成投資初期的現值。農村居民用電消費價格P：針對不同地區的農村用電，價格可能會有所不同。模型中的p應該是未來一段時間內的售電平均價格。國家對光伏發電的電價補貼C：在不同的時間和地區，這個數字可能會出現不同。折現率R：由于光伏發電設備的使用壽命較長，該因素必須要考慮在內，對于不同的地區來說，資金的使用效率也會有所不同，因此該數字根據不同的地區可以有機動的變化。光伏發電并網政策：不同的并網政策不僅會對農村光伏發電的經濟型產生重要的影響，還會對農村的電能使用效率產生重要的影響。在理出影響模型評價結果的主要因素后，我們可以根據技術經濟學原理建立模型，這里利用靜現金流量方法，即NPV法。分兩種情況考慮（這里不考慮設計光伏初次安裝和后續維護的人工及相關成本），當農村光伏發電不能賣給電網時，也就不存在上網電價補貼了，因此這里的p指的就是未來一段時間內的售電平均價格。NPV=-I

根據模型，農戶居民和政府可以判斷自己的投資及補貼是否合理。對影響NPV的因素進行敏感性分析，進而制定自己的方案。

參 考 文 獻

[1]劉佳.獨立光伏發電系統在農村的應用[J].農村網絡信息.2012（3）

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【關鍵詞】新能源，力控，實時監測

隨著計算機技術、網絡技術和數據庫技術的發展，在電力行業激烈競爭的條件下，要實現行業利益、員工利益和社會利益最大化，那么改造或拋棄傳統的控制與監控系統模式、設計新的高速高效和穩定的控制與監控系統結構已成為必然趨勢，或在原有系統中增加新的功能、新的監測方式及其它信息化渠道也已成當務之急。從20世紀50年代至今，從以計算機技術為基礎的各種電力企業信息技術應用系統到今天的企業技術信息系統、制造自動化系統、計算機控制系統、生產數據采集監測系統、管理信息系統、質量信息系統、管理信息化系統，企業資源計劃等等。從這個發展趨勢來看，也就決定了企業信息化系統建設的必然性。生產數據采集系統是實現企業信息化建設的一部分，是建設中的關鍵。

一、監控系統結構和概述

光伏發電系統有機組布置范圍廣闊，對自然環境要求高等特點，光伏發電監控系統專為中小型光伏發電系統而設計，系統涉及了當前先進的數據采集、監測分析和控制策略軟件技術，本系統利用ForceControl6.1組態軟件進行二次開發，實現系統的控制盒監測。

二、監控系統功能

1.監控系統顯示光伏發電系統的運行數據。如太陽能板電壓、太陽能板電流、蓄電池電壓、蓄電池電流等，系統將下位機的數據調入上位機并在計算機上顯示，也可以用曲線或報表的形式直觀地顯示出當前系統的運行狀態。

2.監控系統可以控制光伏發電系統的運行狀態，如控制PLC主機使太陽能電池板作水平或垂直移動或作自動追日控制。通過通過軟件控制可以調整系統狀態。

3.系統能夠及時顯示光伏發電系統運行過程中發生的故障。在顯示故障時，能顯示出故障的類型及發生時間，以便運行人員及時處理及消除故障，保證風電機組的安全和持續運行。

三、監控系統二次開發環境

1.數據庫組態。設置監測點之前進行系統的通訊設置，然后進入數據庫進行組態設置，如圖2所示。在數據庫中可以選擇模擬量或者數字量，變量也有自身的屬性，例如“基本參數”、“報警參數”、“數據連接”和“歷史參數”等。一般情況光伏發電系統中對儀表數據的監測要建立模擬I/O點；如果對系統進行自動控制則要建立數字I/O點；如果要得到兩個點位運算后的結果則要建立運算I/O點。并且注意不同的功能要在不同的區域內建立監測點，避免出現互相干擾狀況。

2.監控曲線開發。光伏發電系統中監測到的數據是實時的，所以相應的曲線也是跟隨數據實時變化的。在實時曲線開發界面，要設定曲線的名稱、最大采樣、取值類型、樣式、標記、顏色、類型、變量、低限、高限、小數位數等參數。然后將曲線與系統數據進行連接。

四、監控系統開發原則

1.高可靠性。監控系統的設計，應考慮最少的停機時間。系統的主要環節都不應該有單點故障，這些地方包括系統的核心設備和同關鍵生產環節相關的節點。當網絡某單個節點或關鍵部件發生故障時，應該能在最短時間內恢復，不影響系統運行。

2.安全性要求。安全要求包括了自動化控制網絡和其它網絡之間在保證數據單向傳輸的前提下安全隔離。最大限度的保證網絡的安全可靠。對內部網的訪問要能夠提供較強的控制手段，其中包括對網絡上的終端用戶采用相應的驗證手段，以及對內網中網絡病毒的傳播防范手段。

3.可擴展性。在實用、可靠的基礎上，應考慮系統以后的需求和發展。即整體規劃，分步實施的原則。

4.可管理性和可維護性。對系統的二次開發必須考慮很好的系統管理性和維護性，選擇的軟件硬件都應有遠程診斷，遠程管理功能。

結束語：基于力控ForceControl6.1監控組態軟件而搭建的光伏監控系統，能實現監測數據信息共享、交換，能夠滿足國家電力系統二次防護要求。在進行遠程數據采集和控制時，保證光伏發電系統數據的實時性和可靠性。通過光伏特性模型實時調整機組的最優性，能夠為新能源事業保駕護航。

參考文獻：

[1]夏慶觀.風光互補發電系統實訓教程.北京：化學工業出版社.2012年第1版