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这是一片光的海洋。
在青海省海南州共和县龙羊峡水电站八公里处，苍茫的戈壁滩上，你会看到荒漠中一望无垠的太阳能发电板面朝南方，微微昂头，接受太阳的光辉，释放着绿色能源。
这是全球最大的水光互补光伏电站——百兆瓦国家级太阳能发电实证基地，项目占地近10平方公里，总装机容量170万千瓦的一座座光伏电站在大地傲然挺立。
这只是我国近年来大力发展光伏发电的一个缩影。如今，从柴达木盆地到共和塔拉滩，从格尔木到敦煌，在西部辽阔的戈壁滩上架起的一块块深蓝色光伏电板，如根植在大地上的“绿色庄稼”，每天不停地“追光逐日”，把丰富的太阳能转换为绿色发展的经济新动能。
国家能源局的统计数据显示，2017年1—11月，我国光伏发电量达1069亿千瓦时，同比增长72%，光伏发电量占全部发电量的比重同比增加0.7%，光伏年发电量首超1000亿千瓦时。
“今年光伏装机容量将超过风电，预计2020年，光伏加风电将超过水电，成为我国的第二大能源。”中国电力科学研究院新能源研究中心副主任刘纯告诉记者。
然而，就在七八年前，光伏发电还被称为“垃圾电”。这是因为太阳能发电有着巨大的波动性和“白天忙晚上歇”的先天不足。光伏电站的这种波动性和间歇性运转方式对电网调峰带来很多不利影响，所以光伏发电被称为“垃圾电”。
为了加速我国光伏电站的发展，解决我国电网安全与光伏规模化并网的矛盾，突破规模化光伏并网运行控制关键技术，刘纯带领项目团队在国家863计划课题和国家电网公司科技项目的支持下，通过自主创新，突破了并网控制、电能质量治理、整体低电压穿越三大关键技术，形成了一批具有自主知识产权的技术成果，提高了光伏发电产业的核心竞争力，促进了国内光伏发电的产业化和规模化发展。在2017年北京市科学技术奖评选中，该项目荣获二等奖。
光伏不能重走风电的老路
我国一直是光伏大国，但在2011年以前只能算是制造大国。
“2011年，我国的风电产业已快速发展，而此时我国的光伏发电产业刚起步。”刘纯告诉记者，“当时全球都是分布式光伏，而我国的特点是大规模集中式开发、远距离传输，面临着国外没有的挑战。”
与煤电相比，光伏发电主要受到太阳的影响，因此它的“出力”不像常规发电那样可控，呈现出一定的波动性和间歇性，如此不稳定的电源接入到电网，势必对电网的安全稳定产生一定的影响。
“光伏发电有很强的随机性，靠天吃饭，如果碰上阴天、雾霾、灰尘等情况，就会影响发电效率。”刘纯说。
光伏发电中有一个重要的设备——逆变器，它包含很多电力电子元件，在大量逆变器通过串并联接入电网后，会产生一定的谐波，影响电网的电能质量，使电网电力不那么“纯净”。
“光伏发出的是直流电，逆变器的任务是把直流电变成交流电输送到电网，其功率器件采用和CPU一样的硅半导体材料制造，抗过载能力很低，一有风吹草动就不行。”刘纯认为，光伏发电的抗干扰能力较弱，在电网发生故障等异常情况下，很容易发生脱网行为，对电网的供电安全性和可靠性造成不良的影响。
2011年，风电出现了大规模脱网事故，引起了行业内外对光伏并网技术的担忧。于是在国家“十二五”规划863重大专项中提出了一个课题：大型光伏电站并网关键技术研究。
“光伏不能重走风电的老路。”刘纯告诉记者，光伏要想成为主力电源，必须要和电网建设、负荷需求统筹考虑，如果光伏发展到一定规模，电压和电能质量都有可能出现问题。
“光伏电站闭网技术就是通过与光伏与电网的协同控制技术，保证光伏和电网的安全稳定运行。”刘纯介绍说，“大型光伏电站并网关键技术研究”这个项目就是为解决大型光伏电站并网面临的“运行控制、电能质量和低电压穿越”等技术问题，依托示范工程，开展技术攻关，掌握大型光伏电站与电网相互影响机理，研发“逆变器—辅助装置—光伏电站”各个环节有机结合的综合协调控制系统，并实现工程示范应用，指导我国大型光伏电站的开发建设。
稳定分析仿真平台保障并网稳定
在电网出现扰动故障时，光伏电站需保持并网运行，并为电网提供支撑，保证系统的稳定运行，以防止事故进一步扩大，造成大面积的停电。
对此，项目团队根据各类光伏组件和逆变器的运行特性，在充分考虑辐照度和温度的随机性分布对光伏电站出力影响的基础上，建立大型光伏电站的稳态和暂态数学模型，然后在仿真软件中实现，为大型光伏电站并网关键技术奠定研究基础。
据了解，这个光伏发电模型可进行潮流、机电暂态、电磁暂态、电能质量、长过程动态仿真计算等，具有应用范围广、仿真精度高、速度快、仿真模块齐全、操作简捷等特点。
“光伏发电稳定分析仿真平台，完成了青海、西藏、宁夏等省（区）的光伏发电接纳能力研究，并对光伏电站并网提出了技术要求，保障了我国大规模光伏并网后的安全稳定运行。”刘纯说。
基于项目的研究成果，结合我国电网实际情况，制订了2项国家/行业标准，规范和指导了我国光伏发电并网技术要求及测试评价规范，对我国光伏发电并网技术标准进行了有效提升，对保障光伏发电安全运行、促进光伏发电消纳具有极其重要的作用。
有六大功能的“全能大脑”
光伏逆变器作为电站的“大脑”，不但肩负着直流变交流的重任，还是电站响应电网需求以及业主了解电站运行状况的载体。
光伏逆变器的核心任务是跟踪光伏阵列的最大输出功率，并将其能量以最小的变换损耗、最佳的电能质量馈入电网。
“由于逆变器是串联在光伏方阵和电网之间，逆变器的选择将成为光伏电站能否长期可靠运行的关键。”刘纯说。
随着装机量的不断增大，渗透率的不断提高，对光伏系统并网性能的要求越来越高。大量分布式光伏接入配电网，对配电网安全运行也将产生一定的影响。因此，作为光伏系统与电网的接口，逆变器具有十分重要的作用，将直接影响光伏系统的并网性能。
为解决大型光伏电站对电网安全稳定和电能质量带来的不利影响，项目团队研制了一套具有多控制模式的逆变器。该多控制模式逆变器具有有功功率控制、无功功率调节、低频振荡抑制、功—频响应、低电压穿越和紧急无功支撑能力6种功能。
“这种集6种控制策略于一体的逆变器复合控制技术，使电站具备了电能质量调节、有功/无功调节、低电压穿越、参与电网调峰调频等六大功能，大大提高了光伏发电并网性能。”刘纯说。
光伏电站接入电网环境千差万别，部分末端电网相对较弱，电压波动明显，电能质量差。光伏系统并网甚至出现谐振脱网的现象。
“以前电能质量只控制电压，没考虑到谐波。我们希望通过关键技术研究，解决光伏并网后的谐波和闪变等问题。”刘纯说。
最后项目组在青海建成了一个百兆瓦的示范工程。“一次调试成功，测试结果与仿真结论完全吻合。电压变化迅速跟踪，控制精度极高。”刘纯说。
项目团队还提出了基于逆变器下垂控制的光伏电站分层无功电压自适应控制技术，建立了基于控制在环实时仿真的光伏电站AVC系统研发试验平台，开发了基于逆变器的大型光伏电站AVC系统，具备了替代光伏电站SVC/SVG的能力，有效降低了光伏电站建设和运行成本。
“以前光伏电站要配SVG，用来自动调节，现在把SVG取消，一百兆瓦电站就减少投资500万元，运营费用每年减少100万元，成本降低很多，并且提升了电站效率。”刘纯说。
为我国光伏发展提供了有效支撑
刘纯告诉记者，该项目所形成的关键技术、装置、系统在国内多个电网公司、光伏电站进行了推广应用。“应用情况表明，在光伏电站的规划、运行、控制等方面都起到了一定的促进作用，且具有良好的经济效益。”
项目建立的光伏发电稳定分析仿真平台，从2012年开始应用，完成了青海、西藏等省（区）光伏发电年度及远景年开发规模的滚动规划调整，为光伏发展规划提供了技术支撑和决策依据，有效促进了光伏与电网的协调发展。
项目提出的光伏电站整体低电压穿越验证技术，对多个百兆瓦光伏发电项目进行了低电压穿越能力评价，验证了光伏发电站具备国标要求的不脱网连续运行、无功支撑和快速有功功率恢复能力。
而在关键设备的应用推广上，项目研发的总容量4Mvar的电能质量综合调节装置在青海锡铁山光伏电站开展了示范应用，该系统同时具备无功补偿和谐波治理功能，通过相关测试，其无功电压动态调节响应时间20毫秒，投运后有效提高电网电压运行水平，并减少光伏电站的谐波输出。
项目研发的基于逆变器下垂控制的光伏发电AVC系统自2015年至2016年12月分别在锡铁山光伏电站、安徽肥东百兆瓦光伏电站、国网北京市电力公司延庆电网地区进行了工程示范应用。光伏发电AVC系统可以充分利用光伏逆变器无功调节能力，在不需要额外无功补偿设备的情况下，即可满足光伏电站无功需求，在无功控制精度、无功响应时间、电网电压控制精度及响应时间等各项指标均满足国标的要求。
“项目成果规范了我国光伏电站的规划设计、并网运行和性能评价，保障了我国光伏飞速发展情况下未出现大面积脱网等严重事故。同时提高了我国光伏产业核心竞争力，推动了我国光伏产业的快速健康发展。”刘纯说，“简单地说，我国光伏发电装机5年增长了100倍，至今没有出现脱网等大事故，就充分说明了项目的意义。”
根据国家能源局统计，截至2019年底，全国光伏发电累计装机达到20430万千瓦，其中集中式光伏14167万千瓦，分布式光伏6263万千瓦。
在庆祝光伏装机突破200GW、超额完成“十三五”规划目标的同时，我们也要看到，部分电站仍处于“运维不合格”状态。以笔者对下游电站进行调研时了解的情况看，草木遮挡、鸟粪污染、设备故障、零部件温度异常等现象比较常见，此外，部分电站运维频率偏低、运维管理手段简单，没有及时发现电站运行过程中的问题，无法发挥光伏电站的最高效率，甚至给业主造成损失。
逆变器承载着连接发电设备和电网的功能，也是光伏系统中唯一“会说话”的零部件。很多时候，逆变器企业不仅要处理自己产品的故障，还要替业主查找电站存在的问题，提出解决方案。从这个角度看，拥有23年历史的阳光电源绝对是拥有电站运维经验最丰富的企业。根据大同市发改委发布的《光伏发电领跑基地运行监测月报》，阳光电源50MW项目累计发电8275万千瓦时，为5万千瓦单体项目最高水平，这是他们运维实力的最佳证明。
如何提升光伏电站运维效率，从而提升系统发电量？阳光电源旗下合肥阳光智维科技有限公司全球光伏运维总监韩志渊表示，在全面平价上网即将来临之际，我们需要以精细化运维和技术方案应用迭代传统运维，为全球光伏电站资产提供覆盖全生命周期的规范化、体系化托管运维解决方案，有效提升光伏系统效率和电站运维效率，降低度电成本，以高效运维助力光伏电站资产运营降本增效。
韩志渊认为，光伏电站运维大体分为规范化、精细化、个性化三个等级。具体到电站运营管理的操作层面来说，“规范化”近似等同于“标准化”，即通过成体系的管理制度文件和技术标准，实现光伏电站常规资产管理的流程、标准的建立和统一。考虑到目前光伏电站的类型、建设质量、工况等各方面差异性普遍较大，水平参差不齐，可以预见，“部分电站的执行情况与标准间存在差异”几乎是必然存在，更高一级的精细化管理成了比较现实的方案。
什么叫精细化管理？韩志渊的定义是：
通过实际执行与预设标准之间的对比来寻找差异，通过对差异进行深入分析引导管理触角精准下沉，再通过“落实责任、解决问题、细化标准”等过程来消除差异，以提高整体水平，进一步提高标准并寻找新的差异，如此形成良性改进循环。
可以说，光伏电站精细化管理的过程，实质上是整体运营水平不断提升的过程。通过精细化管理，运营过程中的不足得以不断改进，运营质量和效率不断提高，从而将带来更理想的收益和成本控制，最终达到资产保值增值的目的。考虑到“个性化管理”要求针对每座光伏电站，因站、因人、因时、因地、因材、因过程而分别施以独特的管理方式，太过理想化，精细化管理是现阶段性价比最好的方案，个性化是在精细化成熟以后，更高一级的追求。
韩志渊将精细化管理具体到3个方面：颗粒度、差异化、高效能。他解释说，“颗粒度”要求管理工作更细致，权责区分更明确。随着颗粒度不断提高，信息量以及管理工作量也随之暴增，对我们的工作能力、工作方式、生产工具提出了更高的要求。“信息化、自动化、智能化的软件工具已成为必需品，阳光电源自主研发的iSolarCloud智慧能源管理平台则为精细化管理的开展提供了良好的支撑。”
同时，“精细化管理”的整个过程是围绕“差异”开展的。在标准存在的情况下，差异是由个性化的问题引发的，很难通过普遍性的方法解决，这就需要通过选择最佳的途径和最适合的方法，在当前情境下合理控制进度和侧重点，对个性化问题进行针对性解决，最终达到同样的标准。“这是差异化管理的深层含义，也是精细化管理的内核所在。”韩志渊强调，差异化管理与标准化管理之间并不存在冲突，反而是互相联系、互相支撑的。
提高颗粒度、差异化对待的过程，将同时带来信息量、决策量、执行量的暴增。为适应管理工作量的增加，避免管理体系被暴增的工作量“冲垮”，企业需要在决策、执行、创新等领域实现更高效能。韩志渊表示，前面两项直接决定了精细化管理的效果，而创新的思维和行动则决定了我们是否能够高效地解决那些已被发现的问题，避免行动停滞，从而能够实现精细化管理的不断推进和深入。
精细化管理是一个复杂而长期的过程，且需要大量的管理成本投入。如何保持精细化管理长期、有效地执行和延续并不断深化？
韩志渊认为
1.需要对企业自身当前状态进行仔细分析，得到相对准确客观的认知，以确定开展精细化管理的必要性。
2.需要对精细化管理开展后想要达到的目标和效果进行规划。
3.精细化管理不能急于求成。光伏电站运营过程中所要面对的变量太多，冒进的后果极易导致管理资源出现大量的无谓消耗，甚至影响到常规管理工作的开展，必须有序控制和推进。
4.企业需严格控制精细化管理方面投入的资源。精细化管理是由不断的循环改进构成的，是一个无限趋向于最优的过程。企业必须在清晰的自我认知以及规划的基础上，严格控制管理资源的投入，避免投入与产出不匹配，导致半路夭折。
据介绍，阳光智维作为老牌的专业光伏电站运维服务商，平台接入总量超过15GW，在全国拥有300多个服务站点，对各环节均有过一定深度的研究，其中尤其以“运行维护”和“技术改造”方面的经验最为丰富。“在精细化运维方面，我们是非常专业的。”
2020年是光伏从国家补贴到全面平价上网过渡的关键之年。与一家专业的运维企业合作，意味着更高的发电量和超出预期的收益，是一个“让资产增值”的重要过程。作为电站业主，你想好要与哪家运维企业合作了吗？
我家要拆迁了，户用光伏是怎么赔偿的？目前国家关于光伏发电系统拆迁与补偿事宜还在完善中，因为光伏的发展还处于基础发展阶段，相关法律法规并不健全，国家并未专门出台针对光伏发电系统拆迁与补偿的具体政策，各地市也未有相关的参考依据。查询到网上的一些信息，供大家参考：
（来源：微信公众号“浦羽新能源”）
一、光伏电站的两种处理方法：
（1） 一种是异地搬迁。
如果你的新房屋顶还能装电站，或者你还有别的屋顶可以用，那么可以把要拆迁的房子屋顶上的电站拆卸下来再安装到新屋顶上。采用这种方法有两点需要提醒您：
①异地搬迁的系统需要 重新走并网申请手续 ，才能并网。
②搬迁产生的 费用和损失由个人承担。
（2） 由拆迁的开发商进行赔偿。
光伏发电系统作为固定资产，应由开发商估价后照价赔偿。
二、有关赔偿的政策依据：
光伏发电系统拆迁应当依据《国有土地上房屋征收与补偿条例》进行补偿。
《国有土地上房屋征收与补偿条例》第十七条规定：作出房屋征收决定的市、县级人民政府对被征收人给予的补偿包括：
(一)被征收房屋价值的补偿；
(二)因征收房屋造成的搬迁、临时安置的补偿；
(三)因征收房屋造成的停产停业损失的补偿。
市、县级人民政府应当制定补助和奖励办法，对被征收人给予补助和奖励。
如果家里装了光伏系统又面临拆迁，根据国家条例，可以拿到两部分补偿：一个是光伏系统本身价值的补偿，另一个则是光伏未来几年发电总收入的补偿。
三、如何维护自己利益呢？
首先，需要保证你的光伏发电系统所涉及的房屋权属没有瑕疵。这种状况有几种可能，最常见的是：
1、农村地区的小产区房；
2、不属于产权范围的违章建筑；
3、没有取得小区内所有业主签名出让的公共产权。
通常上面这些状况的屋顶都不符合国家发改委关于建设光伏发电系统的规定，也就是说本来就不能建，但是业主经过其他方式建设起来，因此不属于拆迁补偿的范围。换句话说，房子本身产权有瑕疵，上面建设的电站更加不要指望。
其次最重要的是，一定要保留好可以证明光伏价值的资料。包括：
1、许可证明： 光伏居民 并网申请表，电力公司盖章文件 （非居民大的项目需要 发改委备案文件 ）
2、购销合同及付款凭证： 和安装商签订的 合同盖章原件，付款凭证。
3、 与电网公司的 发电量计量、电费、补贴结算发票。(证明光伏电站的年收益情况)
资料不全，或者安装商资质不合格，都有可能让你耗尽心血建起来的光伏发电系统变成一堆毫无价值的建筑垃圾。所以，建电站前不要以为手续麻烦有捷径可以走就不在乎流程和文件，或者为节约成本找而找不正规的安装商来安装，在某些时候，这些东西会成为你维护利益的有利后盾。
华龙网-新重庆客户端3月25日6时讯（通讯员 吴密）近日，笔者走进重庆市梁平区铁门乡长塘村看到，一排排太阳能光伏发电板被整齐地安置在一个偌大的院落中，闪闪发光的蓝色多晶硅组件仰面迎着阳光，吸收着太阳的能量。
“这个村级光伏发电站看起来就像一架‘飞机’，现在它投用后，我们村每年都有收入，有了这些钱能解决村里的很多问题，也意味着我们村越来越好，我们的日子也会也来越好了……”说起村级光伏发电站，铁门乡长塘村村民蒋凤俊满口称赞。
蒋凤俊口中所说的村级光伏发电站是去年4月份开工建设的，归村集体所有，总投资100万元，建设面积约1000平方米，主要采用钢架结构，共用光伏电池板593片，装机容量1164千瓦，自投用以来运行正常，所发电量已通过380V低压线路上网，截至目前，村级光伏发电站已为该村收入5000余元。
据了解，光伏发电就是太阳能组件产生的直流电经过并网逆变器，转换成符合电网要求的交流电后，直接接入公共电网。由于它具有安全可靠、无噪声、无污染排放、无公害等优势，国家对此项目建设大力支持。
“村级光伏发电站投用，保证了全村生产生活用电可靠率达到100%，村民用电也得到了有力保障。在长塘村，冬天每天平均能发100度电左右，夏天平均能达到500度左右。全年预计将有10万度电，可每年实现村集体经济增收8万元左右，在管理得当的情况下收益将持续20年以上。”梁平区铁门乡长塘村党总支部书记邓大飞介绍，村级光伏发电站投的投用，不但增加了村集体经济收入，更为老百姓建立了一座用之不竭的“绿色银行”。
据行业统计，2019年全国新增光伏发电装机3011万千瓦，同比下降31.6%，其中集中式光伏新增装机1791万千瓦，同比减少22.9%；分布式光伏新增装机1220万千瓦，同比增长41.3%。光伏发电累计装机达到20430万千瓦，同比增长17.3%，其中集中式光伏14167万千瓦，同比增长14.5%；分布式光伏6263万千瓦，同比增长24.2%。
从新增装机布局看，华北地区新增装机858万千瓦，同比下降24.0%，占全国的28.5%；东北地区新增装机153万千瓦，同比下降60.3%，占全国的5.1%；华东地区新增装机531万千瓦，同比下降50.1%，占全国的17.5%；华中地区新增装机348万千瓦，同比下降47.6%，占全国的11.6%；西北地区新增装机649万千瓦，同比下降1.7%，占全国的21.6%；华南地区新增装机472万千瓦，同比下降5.1%，占全国的15.7%。
2019年全国光伏发电量达2243亿千瓦时，同比增长26.3%，光伏利用小时数1169小时，同比增长54小时。全国弃光率降至2%，同比下降1个百分点，弃光电量46亿千瓦时。从重点区域看，光伏消纳问题主要出现在西北地区，其弃光电量占全国的87%，弃光率同比下降2.3个百分点至5.9%。华北、东北、华南地区弃光率分别为0.8%、0.4%、0.2%，华东、华中无弃光。从重点省份看，西藏、新疆、甘肃弃光率分别为24.1%、7.4%、4.0%，同比下降19.5、8.2和5.6个百分点；青海受新能源装机大幅增加、负荷下降等因素影响，弃光率提高至7.2%，同比提高2.5个百分点。
2019年光伏发电并网运行统计数据
1.以上统计不包括港澳台地区；
2.数据来源：国家可再生能源中心。
来源：能见Eknower
一场突如其来的疫情，打乱了中国光伏电站项目的并网节奏。这些光伏从业者如今正在焦急地等待着监管部门一纸有关延迟并网的文件。
『能见』获悉，为确保装机，相关部门正在加紧研究延迟并网事宜。其中，发改委价格司已于近期就全国光伏发电上网电价进行了第二轮征询意见。而就有关光伏竞价电站延迟并网问题，国家能源局有可能会在3月底下发通知。
“延迟并网是肯定的，具体（下发文件）时间还未确定，另外关键问题是要延迟多久。”一位光伏行业人士说。
目前，相关单位已向国家能源局建议，针对2019年结转项目和2020年新增项目建议将并网时间推迟一个季度。
据行业机构统计，光伏竞价项目中，预计将有14GW项目计划在3月30日和6月30日前并网。但受疫情影响，光伏公司将面临项目享受电价下降，公司收入锐减的尴尬境地。
01
最优选择
最佳解决办法是延期并网，这或许是对下游光伏电站开发的最优选择。
相关单位向国家能源局的建议是，针对2019年的结转项目并网时间，推迟至少1个季度；针对2020年新增项目申报时间，原定4月30日的申报时间推迟至少30-45天；针对2020年新增项目并网时间，建议一并延迟1个季度。
上述业内人士称，延迟并网势在必行的一个重要原因是主管部门基于确保实现全年装机目标的考虑。
据北京先见能源咨询有限公司副总经理王淑娟测算，2020年中国光伏产业的装机预期在25~35GW之间。
“如果电价调整时间节点为今年12月31日，则新增装机能超过30GW；若电价调整时间节点推后到2021年，则新增装机大概率在30GW以内。”王淑娟说。
但光伏电站项目开工一般要从二季度开始好转，三季度为开工旺季。
另有一种观点认为，如并网时限最终适当延长，则疫情对电站工期的影响可以消除。原因是伏制造端多数企业在春节期间仍保持连续生产，且电池片、组件环节产能一般具备一定的弹性，疫情结束后，相关企业有望通过加快生产节奏等方式追补部分损失。
此外，倘若将2020年一季度部分存量需求延至二季度，今年下半年建设进度将恢复正常，对2020年国内光伏需求总量或不构成影响。
“2020年是有国家补贴的最后一年，企业项目建设积极性会明显提高，甚至可能出现抢装。”中国光伏行业协会副理事长兼秘书长王勃华表示。
据他判断，尽管去年未建成的竞价项目仍无法正常施工、2020年竞价项目的前期工作无法也正常开展，但在疫情得到有效控制后，光伏市场将有序恢复，并正常开展各项工作。
02
疫情之下
2019年，中国光伏竞价项目总计22.8GW。据光伏們报道，目前仍有约12GW规模正在等待全面复工后推进建设并网，2019年已建项目并网率不足50%。
按照原先安排，2019年后全国的光伏项目将根据此前申报的要求抢在3月底、6月底前完成并网。原有政策是，3月31日前并网，电价将降0.01元/kWh；6月30日前并网，电价将降0.02元/kWh。
但新冠疫情成为这些项目复工并网的最大障碍。如今，这些光伏项目方正在等待主管部门有关电价下调节点及延迟并网的消息。
事实上，疫情爆发前，国家能源局曾于1月底发布《关于征求对2020年光伏发电项目建设有关事项的通知（征求意见稿）意见的函》。
上述通知指出，2020年竞价项目配置方法仍按2019年工作方案执行，竞争指导价按照国家有关价格政策执行。
但仅仅数天后，武汉新冠疫情爆发，并迅速蔓延至全国。为阻断疫情传播，我国多数地区延长春节假期至2月9日。
此外，世界卫生组织（WHO）宣布将新型冠状病毒（2019-nCoV）疫情列为传染病应急机制中的最高等级“国际关注的突发公共卫生事件”，时效性为3个月。
因疫情原因，原本在春节前计划的国内光伏建设方案因此未能如期推行。
据王勃华统计，到2月6日为止，全国共有23个省区市通知复工时间不得早于2月9日，部分地区之后又有延迟，企业恢复生产的时间短期内难以恢复至正常状态。
在中国光伏产业链上游，硅料与硅片的企业多集中在新疆、内蒙古、云南等地；而中下游电池片、组件等环节产能集中在浙江、江苏等长三角区域。
因上述主材在电站建设中成本占比高，相关产品的供给直接影响下游电站建设的工程进度。
与此同时，对于国内光伏制造企业而言，因疫情导致的开工延后将直接影响产品供给，物流问题短期降低了企业的生产效率，为订单的按时交付带来一定风险。
突如其来的新型冠状病毒疫情，打乱了企业原有的并网计划。所有抢330的企业，若疫情结束后再开工，势必将承担巨额的电价损失。
据业内测算，以年满发电小时数1100小时考虑，电价降0.01元/kWh，20年下来，14GW项目电价损失高达30亿元。
一位不愿具名的业内人士告诉能见：“如果不推迟的话，部分项目就只能转平价或者放弃，新能源业主是希望延迟到4月底，毕竟复工晚了一个月。”
光伏們报道称，在22.8GW的竞价规模中，由于存在先天缺陷，很多项目迟迟无法动工的最主要原因是找不到托底方，缺乏启动资金。因此，受疫情影响，将有一定规模的项目注定“胎死腹中”。
“近期我们站的发电量逐日增高，已经超过了往年同期水平，疫情期间还能做到精准调控、光伏发电出力持续提升，我为你们点赞！”中广核敦煌特许权光伏电站技术负责人在电话中向国网甘肃电力1名调度员说道。3月2日13时22分，甘肃电网光伏发电出力达628.84万千瓦，占当时全省总发电出力的36.3%、全网用电负荷的54.4%，再创历史新高。
“受疫情影响，我们省内用电负荷较往年同期下降较多，外送电量也偏少，同时，由于省内部分火电机组仍需开机供暖，电网中午光伏大发时段调峰困难，新能源电力消纳空间非常紧张。”国网甘肃省电力公司调控中心负责人告诉记者，为最大限度消纳全省新能源电力，国网甘肃电力在做好疫情防控和复产复工的同时，分时段优化电网运行方式，通过持续加强负荷预测分析、精确预判光伏出力趋势，结合风电超短期预测，提前启动新能源电力消纳预警响应；调整全网火电出力，在确保供暖前提下，启动火电深度调峰59万千瓦；协调本地新能源发电与酒钢集团发电厂发电权置换，置换100万千瓦新能源电力用于酒钢集团生产；充分利用黄河梯级水电站及陇南、甘南、张掖等地区小水电调整能力，中午时段适当调减水电出力。此外，国网甘肃电力还参与国家电网有限公司国家电力调度控制中心组织的跨区跨省直流现货交易，逐步提高了新能源消纳能力，为完成全年新能源发电消纳目标打下坚实基础。
“光伏发电出力能取得这样的好成绩是和前期的光伏并网工程、输变电工程建设密不可分的。”该公司发展策划部负责人说，2019年以来，国网甘肃电力围绕“电站同步并网、电量全额消纳、收益及时支付”的工作目标，加强业务流程、“光伏云网”应用、并网工作进度、发电能力“四个管控”，圆满完成了全年光伏送出工程建设及并网工作任务。同时，甘肃河西走廊750千伏第三回线加强工程正式竣工投运将河西750千伏电网西向东输电能力由560万千瓦提高至850万千瓦，东向西输电能力由180万千瓦提高至550万千瓦，从根本上改善甘肃省现有祁韶直流新能源外送通道不足的问题，为光伏发电等新能源外送创造了良好条件。（经济日报记者李琛奇、通讯员牛炜刘齐）
光伏发电产业在中国发展的比较快，带动了好多行业的发展。其中防孤岛和微机保护装置是在国家电网分布式光伏发电是明文要求的，为此，在建设光伏电站达到当地供电局要求，就要考虑到并网条件，其中就有防孤岛和微机保护装置。那这两者哪种比较适合光伏电站？
光伏电站中有个现象叫做孤网运行，就是说光伏电站脱离电网，自行发电运行。这种情况多是不被允许的。对于比较大的光伏电站，并网电压等级在10KV的电压等级，这种类型的电站多使用的是微机保护装置，这类保护属于微机保护装置二次设备。
而反孤岛则是一个配电柜，他的使用原理跟防孤岛不一样。对于建设光伏电站的用户来讲，他们考虑的并网的几个问题，每个台区可以接入多少光伏？光伏的接入要达到什么要求？国网对于这些有着明确的规定，对于光伏的接入，如果不加装反孤岛装置，光伏电站的接入只允许接到光伏的25%。如果加装反孤岛柜子的话，那么光伏容量的50%或者80%,具体多少由当地供电部门决定。
微机保护装置本身具有防孤岛保护功能，当电网出现异常会自行跳闸，停止运行，前提是逆变器是在无故障的情况下，且调试正常。供电部门要求并网开关具备防孤岛保护功能也是多一层保护。而反孤岛则是出现了孤网运行，而采取的措施，虽然是小概率，但是一旦出现，危害是比较大的。
经亚美最新登录地址技术人员不懈努力，开发出了新一代反孤岛设备，该装置体积小、重量轻、操作方便，兼具主动式反孤岛和被动式防孤岛功能，解决了以往反孤岛和防孤岛不能放在一起的难题。反孤岛控制模块（TC-3087）不仅能采集电流、电压、频率、谐波等电能质量参数，而且具有高低压、过欠频、防孤岛、防逆流、反孤岛检测等功能。TC-3087装置通过内部软件计算，能准确判断电网是否正常运行，一旦出现非计划性孤岛等故障，装置可以迅速控制上级开关分闸，并能自动报警，且能控制反孤岛专用断路器，防止其误动作。本公司更有防孤岛和反孤岛多功能综合并网柜，一柜多用，不必在安装其他JP柜，接线更加方便，操作更加灵活。本装置还有通讯功能，可以把电网运行情况实时反应给上位机，以便实现无人监控。
如今光伏发电站在电力系统中的占比越来越大，随着光伏电站的推广，相关的光伏知识也得到普及，光伏发电防孤岛装置的作用，具体保护配置功能有哪些呢?下面跟小编一起来了解吧。
如今光伏发电站在电力系统中所占的份额越来越大，不仅有集中式大面积光伏，还有分布式小型光伏发电站。从最开始的西北区域逐渐扩展到华北、华南以致中国的大部分领域。建设地点由荒凉的沙漠、隔壁、山区逐步向人员聚集的乡村、城市靠拢。
对于小型光伏电站，应具备快速监测孤岛并立即断开与电网连接的能力。而对于大中型光伏电站，公用电网继电保护装置必须保证公用电网故障时切除光伏电站，光伏电站可不设置孤岛保护，其中接入用户内部电网的中型光伏电站的孤岛保护能力由调度电力部门确立，基于此规定，大批分布式光伏电站都要配备防孤岛保护装置。
光伏发电防孤岛装置的作用
光伏发电防孤岛装置在变电站中主要的作用就是故障时断开并网点开关，避免线路上有人员施工检修造成不必要的人员伤亡，避免电网的故障而引起光伏电站的不正常运行，对电站造成冲击。
光伏发电防孤岛装置的保护配置功能有以下几点
1、低频保护：频率在35HZ-65HZ之间时且曾经在低频值以上时低频保护才能启动，低频保护动作200ms后立即返回。
2、过频保护：当频率高于定值时保护启动。
3、低压保护：当电压低于定值时动作。
4、过压保护：当电压高于定值时动作。
5、联跳：支持变电站侧联跳，即当收到变电站侧联跳命令时延时开出跳闸出口，切本站的并网开关。
6、频率突变：当频率波动值超过所设定值时,保护动作。
根据实际情况和当地的具体要求，一般情况下大中型光伏电站可以安装防孤岛保护，也可不安装，但是当故障时必须可以快速准确的切除并网开关。主要是在大中型光伏电站中都建有变电站，站中有比较齐全的微机保护装置，当故障发生时，对应的微机保护就会及时准确的动作，光伏发电防孤岛装置有时候在电站中作为一个后备保护存在。而对于分布式光伏电站来讲，由于安装容量比较小，而且低压并网，因此一般没有建变电所。正是由于这个原因，也为了保证电网的安全，根据当地的要求，一般会有光伏发电防孤岛装置、同期装置、 电能质量监测等。
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