光伏电站生命周期的4大阶段

内容整理：武汉节能协会阅览次数：1480 发布时间：2015-06-15 [返回上一页]

　　光伏电站全寿命周期管理就是光伏电站从可研到退役的全过程管理，光伏电站的全寿命周期管理划分为四个阶段（可研阶段、设计阶段、建设阶段、生产运营阶段），其管理理念应贯穿于这四个阶段。作为应用型系统设施，生产运营是光伏电站全寿命周期最长的阶段，行业内一般设计的电站寿期为25年，四个阶段以生产运营为主导与目标，围绕生产运营开展管理。本文根据经验从生产运营角度将四个阶段的控制要点提出建议。

　　1. 可研阶段

　　光资源情况是光伏电站投资的首要影响因素，光资源的优劣决定了电站的发电多少，影响光资源的好坏的因素较多，如天文因子（太阳常数，日地距离，太阳赤纬，太阳高度角，太阳方位角，时角）、地理因子（纬度，经度，海拔高度，地表反射率）、气象和环境因子（云，气溶胶，水汽，臭氧，沙尘等），各种影响因子情况复杂，影响大小不易量化，总体规律为纬度越低，海拔越高，空气质量越好，资源越好。一般前期可研阶段选用光资源数据库有NASA数据、Meteonorm数据、SolarGIS数据、3TIER数据、选址当地气象局数据库，最常用选用的光资源要素为水平辐射总量、斜面辐射总量、散射辐射总量、年平均日照小时数、法向直接辐射辐照度（高倍聚光项目使用）。

　　厂址位置的选择决定着施工和运营阶段工作的便利性，是生产和生活条件的保障，也决定着运营成本的高低。厂址位置尽可能选择距离城市较近、供水供电可靠、交通便利、无矿产压覆和文物遗址的厂址，厂址位置和场地大小的选取影响着电站建设规模、扩容的便利性、运营阶段员工薪酬、备件采购周期、质保期供应商响应速度、保险理赔响应速度、生产和生活配套设施的配备。

　　地质与地形条件决定组件支架设计难度的大小、施工难度、场地平整、土建及支架成本的高低，同时也决定着运营阶段组件因遮挡因素产生的效率损失、暴雨或洪水等恶劣自然条件下组件支架沉降的程度、修剪杂草或灌木丛引起的运营成本增加、风沙引起的组件清洗频率增多等，在可研阶段应充分预估后续运营费用，避免在经济测算时因未充分预估运营风险导致投资收益不达目标值。

　　用地属性除应规避基本农田法律红线以外，应对一般农田、草地、林地的征占费用及补偿费用进行充分测算、对于政府征收的土地使用税金等逐年交付的费用建议划归生产运营成本，根据年通货膨胀系数进行修正计算后接近实际费用。

　　电网接入及负荷消纳情况需充分调研，一般关注当地电网网架结构、电压等级、变电站变压器容量、变电站常用负荷情况、送出距离、预留间隔、电网电压和频率稳定性等，这些因素影响着电站建设规模和设备选型、送出线路选型与连接方式、运营阶段架空送出线路维护与抢修费用、涉网设备检修与维护方式。

　　融资成本因素是光伏电站投资的关键要素，不同的融资成本和利息偿还造成光伏电站收益的差别，影响电站投资测算中IRR（内部收益率Internal Rate of Return）和ROE（净资产收益率Rate of Return on Common Stockholders’ Equity）的值，年还贷额应计入运营成本。

　　分布式电站比地面集中式电站情况略微复杂，除考虑上述关键点之外，还应关注屋顶承重（房屋建设年份、房屋结构、房屋有效使用面积、屋顶朝向和方位角、倾斜角度、遮蔽物、当地风压、地形、地貌）、电缆强弱电信号干扰、检修通道的预留、隔音（＜65dB）、隔热、防雷、防火、防误碰设置、监控设施和技术改造空间预留、运营维护的统筹管理、电费结算方式、补贴分配方式、承租屋顶产权、设施管理和安全责任边界和其他法律风险。

　　2. 设计阶段

　　设备编码、文件编码、备件编码是实现多电站管理和全寿命周期的必要元素，三套编码体系的建设决定着电站运营能否实现标准化和规范化管理，设备编码和文件编码应在设计阶段确定，备件编码可在运营阶段补充完善。目前常用的设备编码采用《GB/T50549-2010电厂标识系统编码标准》，文件编码和备件编码规则根据企业持有电站规模采用统一编码形式。

　　光伏区和升压站的布置决定着电站的投资成本和发电量，为节约电缆一般升压站设置在整个光伏阵列的中间位置，升压站设计应选用地势较高的地方在暴雨洪水等恶劣天气下保证无倒灌风险，阵列设计保证无遮挡且应考虑预留巡检通道，组串之间连接桥架设计应考虑预留组件清洗通道方便车辆出入，阵列整体设计应考虑防PID效应避免长期运行应组件加速衰减引起的超预期发电量损失，逆变器选型应稳定可靠考重点虑应散热不充分引起的模块损坏和电量损失，可调支架设计应给运营方提交支架调节时间和角度设计说明。

　　生产区域的设计应考虑后续操作和维修的便利性，隔离刀闸和接地刀闸设计考虑运维期间防止误操作，生产区域和生活区域应分开设计且应实体隔离，生产设施选型应考虑使用市场上标准器件便于运营阶段备品备件的采购及更换，开关柜设计应具备“五防”功能并配备电子五防锁，厂用变压器的选型应合理可靠并出具常用负荷测算书运营阶段根据测算数估算厂用电量，建议所有电站配备故障录波便于设备故障时及时精准分析，通讯保护设计应结合当地电网情况选择合适的保护匹配并在电站调试前提供保护定值单，二次屏柜设计应预留适当屏柜位置以满足电网新增要求和生产监控分析系统配备等技术改造项目需要，应根据电站规模设置工具间和备品备件库以满足运营维护需求，建议厂房单体设计＜3000m³不配备水消防系统便于运营阶段的消防设施维护，特殊气候条件地区的生产设计应满足当地特殊性（如变压器油的选型、防冻润滑油脂的选用、支架防强风设计、通风采暖的选用、墙体保温的设计、屋面防水设计等），分布式电站特别要关注防火设计。

　　生活区设计应满足运维人员生活需求，根据电站规模配备生产人员数量，员工宿舍设计应尽量朝南，根据电站选取的地理条件合理选取生活用水方式，照明回路和动力回路应分开设计，根据不同地区选用合理的节能采暖方式尽可能减少厂用电量，居住场所外墙厚度和保温设计应结合当地自然气候条件选取，建议公司标准化生活区域设计以规范员工生活管理。

　　3. 建设阶段

　　施工前应做好施工组织设计、施工方案和施工进度计划，设备采购应选择长久而且值得信赖的品牌以保证运营阶段设备外委维修和零部件的采购渠道不中断，设备供货商应提供详细的设备说明和图纸便于运营阶段设备的维护和更换（如有条件可在招标是规定设备说明书的编码、格式、内容等，便于运营阶段运维规程的编写和资料管理与选用），电站竣工应设置合理的质保期以满足电站全投资测算和达到经济效益的最大化。

　　建设过程应做好工程“六大控制”（安全、质量、进度、成本、环境和文明施工控制），应按照施工图纸、方案和规范进行施工。为保证电站投运后因安装缺陷造成的大型技改项目不发生，运维人员应介入建设阶段跟踪安装情况，主要从生产运维的角度出发关注影响后续设备操作、检修、设备运行稳定性等问题，尤其要关注隐蔽工程（直埋电缆敷设、土建结构、接地网等），发现问题应及时反馈工程总包方和监理方督促整改。调试阶段需根据调试计划及时到现场跟踪学习以熟悉电站系统布置、设备操作方法、设备性能与参数设置，注意现场图纸资料和原始记录的收集和整理和工程转生产备件的跟踪和保护，配合工程人员电站首次并网的发令与操作。

　　运维人员介入建设阶段还有一项重要工作就是完成生产准备工作，主要工作有：生产运行规程和检修规程的编制；生产技术程序的编制（如预防性检修规程和技术监督试验规程与周期、事故处理应急预案、工具清单与检定周期、最低库存备件清单等）；生产系列套表格的制作（工作票、操作票、运行日志、交接班表格、设备台账、工具台账、备件台账、培训记录本等）；上墙制度的制作和悬挂；安全标示标牌的制作；常用工具的准备与计量工具检定；生产人员培训与取证（高压进网作业许可证和调度证）。

4. 生产运营阶段

　　生产运营阶段指电站首次并网至电站退役的全过程，即生产运维人员接管并有权操作电站设备的时间段。电站进入生产运营的第一个阶段是工程项目转生产验收，此验收意味着电站所有设备设施交由生产方管辖，由于施工方与业主方考虑问题角度不同一般都会产生一定分歧，首次并网后遗留尾工项的处理是分歧最大，也是矛盾的集中点，遗留尾工项一般分为一类缺陷和二类缺陷，一类缺陷指影响系统运行、可能造成人身伤害或者上级机构（电网、安监局等单位）要求整改的缺陷，主要特征是安全隐患和造成发电量的损失；剩余缺陷统归为二类缺陷。电站并网后运营责任移交至业主方，施工方处理缺陷需按业主方管理规定办理工作票，不得无票作业。施工方有按照国家标准、合同文件、技术规范和设计文件严格保证电站施工质量的义务，也必须承担消除缺陷的责任，一类缺陷必须由施工方整改，二类缺陷消除可以由施工方和业主方协商解决，当产生分歧时一般处理方式：施工方可委托业主方处理，业主根据缺陷的处理难度评估费用后处理，费用由施工方承担。公司规模较大、持有电站较多时可考虑利用移交接产信息系统进行缺陷的统计、跟踪和关闭流程管理。

　　生产运营阶段是光伏电站全寿命周期管理最重要的时期，电站管理需实现制度化、流程化和信息化，可将公司管理理念和管理具体方法融入信息系统完成对电站管理，设备编码、文件编码和备件编码需统一归纳到信息系统中实现管理，一般光伏发电企业使用的信息管理系统分为三类：ERP系统、MIS或CIS系统、电站监控与分析系统。ERP系统为企业经营的主要管理系统，它实现企业的人、财、物的管理，如人员工资发放、财务结算、物料采购等。MIS或CIS系统在电力企业应用广泛，它根据国家标准和电力行业标准设计，所有逻辑设计需遵循电力行业安全标准和管理标准，主要用于电力从业人员安全行为规范的管理，如运行日志、工作票、操作票、作业指导书等。电站监控与分析系统主要实现辅助电站运维人员进行电量统计、故障预警与诊断、效率分析、老化研究等，帮助公司管理人员实现远程监控、技术支持、经营情况统计与分析、对标管理等。

　　设备故障是电站非计划电量损失的根本原因，为有效管理设备故障可对设备管理等级进行划分，将重要敏感设备和重要敏感部件识别，巡检和预防性检修时加强对重要敏感设备和敏感部件的跟踪、评估与管理；优秀的备件管理有助于电站设备故障时的快速响应与处理，多电站情况下备件种类繁多、信息量大，需借助信息系统实现规范化管理，在适当的区域设立战略备件库，建立多电站备件联调机制；与电站就近的有资质单位签订维修外包协议，在复杂故障处理时给予支持，有助于减少电量损失；采用功能灵敏且完备的电站监控与分析系统有助于电站人员及时发现故障，通过系统对已发生故障进行多电站经验反馈并及时对他站排查类似故障隐患可有效降低公司整体设备故障率；对电站设施进行老化跟踪管理并确定合理的预防性检修或技术改造计划可减少因电站设施老化引起的安全风险和电量损失；建设合理可行的企业培训体系加强对运维人员的培训可提高消缺效率；对于多发故障因在本站内编制纠正性检修程序可缩短人均检修时间；建立标准工时管理机制，对缩短消缺时间和提升消缺质量具有重要意义，而且可通过标准工时对故障损失电量和故障消缺成本进行分析管理，有利于运维成本控制。

　　效率提升是电站全寿命周期研究的重要方向，效率提升方法的研究只有在运营阶段通过大量实践分析获得，不断地钻研效率提升方法，促使企业优化技术方案和管理方法进而提升经营业绩。效率提升分两个方面，运维人员工作效率提升和电站设备发电能力提升，运维人员是影响光伏效率提升的根本因素，优秀的运维团队可以有效提升电站运营能力和发电水平，据统计，事故和故障的发生由于人因失误而导致的占比约90%，有效避免人因失误可降低电站运维安全风险和故障率，有效降低人因失误的方法主要有：加强企业文化建设，加强安全管理提升运维人员安全意识，健全组织管理机制，完善经验反馈和沟通机制，加强人员培训，改善作业环境规范作业流程。电站设备发电能力提升主要考虑以下几方面：及时清洗组件减少灰尘遮挡、组件温度升高引起的效率下降、由于组件衰减或隐裂引起的组串失配、逆变器采用多路MPPT跟踪提升效率、采用跟踪或可调支架、合理串接光伏组件、变压器合理选型减少功率损耗，加强设备管理降低故障率，根据设备老化周期合理更换部件。

　　光伏电站退役应符合重点考虑环保要求，电站设施应分类处置，废旧组件应找有资质的企业回收利用，根据运行周期将电气设备折旧处理，部分可用部件应解体拆除后重新利用，折旧收入计入光伏电站全投资收益。

来源：世纪新能源网