第一篇：光伏電站項目開發公司副總經理述職報告

光伏電站項目開發公司副總經理述職報告

尊敬的各位領導、各位同事：

大家好！2013年已過半，在公司領導的關懷與指導下，始終堅持“團結、緊張、嚴肅、活潑”的鼎輝精神，進一步加強內部管理，不斷創新經營機制，感受到在上級領導的幫助、同事們的支持下自已取得進步的喜悅，感受到在工作中因面對眾多事務不能樣樣做好而留下的遺憾，感受到因能力有限面對管理工作如何更好的創新思路而留下的思索。回顧這半年多來的工作，有成績，也有不足。歸納為以下幾個方面，向組織和同志們作一匯報。

我于2012年10月任廣西鼎輝新能源有限公司工程技術總監。集團總部發起戰略轉型，堅定不移向下游發展，推動全員銷售。在這樣的背景下，集團組建廣西鼎輝新能源有限公司，在集團領導和同事的大力支持下，我認真履行了自己的職責，完成了廣西鼎輝工程項目部前期的組建工作，工程項目部正常運轉、地面電站項目選址、分步式電站選址、人員培訓工作、柳州南寧30MW金太陽示范項目的前期推動，金海漿紙37MW光伏發電示范工程三標段項目已進入施工建設階段，錦虹項目順利完成并網接入工程，廣西地面電站、農業光伏大棚的前期考察與技術調研，EPC項目建設技術革新等各項工作也同步展開。工程項目部成立以來一直以集團戰略思想為指導，公司發展為導向，持續不斷地加強自身專業技能學習和職業素養學習，較好地完成了集團及公司交付的各項工作。

一、思想方針政策 廣西鼎輝工程項目部成立之初得到了集團領導的大力支持，集團為廣西鼎輝進行了數次座談會，多次重點提及工程項目部對于技術革新及技術保密工作，從宏觀上掌控項目建設安全、質量、效能，從細節上節省項目投資。在集團戰略轉型重大舉措中，我深刻體會到了集團公司寄予我們的厚望，也看到了廣西鼎輝光明的前景和鼎輝集團美好的明天。日常工作中，定期組織召開學習會，日、周、月例會確保每一位員工都能認真學習集團的精神，明確工作思路，掌握工作方向，落實工作安排。

二、加強部門管理、完成部門組建

廣西鼎輝工程項目部自成立之初，根據部門人員的個性、特長及工作的關聯性，適時的調整了部門內部相關工作職責和工作范圍，縷順了工作，最大限度的發揮部門人員的工作潛力，不斷充實技術及工程隊伍，外部引進、校園招聘、員工引薦，各種方式引進了一批精英，鍛煉了能打硬仗，敢于亮劍的隊伍。在技術設計、項目開發、項目建設、技術支撐各方面配備專業人才，針對不同項目情況，開展相應的工作，力爭早日推進項目開工建設。

三、及時總結、及時調整

工程項目部，形成了及時總結，及時調整，加快步伐，緊跟政策的工作作風。每周周例會，月工作總結會，不斷強化隊伍建設及調動員工工作的主觀能動性。項目部日、周、月例會制度確保工程建設進度及集團、公司指示及精神的及時傳達。一切以集團、公司戰略轉型為目標，切實的落實領導的指示，實踐制定的目標，確保圓滿完成集團、公司、領導交付的任務。

四、認真履行崗位工作職責，嚴于律已

認真履行崗位工作職責，嚴于律己，加強自身修養，努力做好表率，做為實現領導的重要方法。不斷豐富知識，提高工作能力。認真履行崗位職責，精心做好本職工作。嚴格約束自己，力求做到公平公正。自覺遵守各項規章制度，不搞特殊化，注意勤儉節約，辦公條件因陋就簡，控制奢侈浪費。工作中實行“對事不對人”的原則。

五、綜合利用資源，加強團隊學習

項目的圓滿建成離不開專業的技能人才，前期招聘過來人員都是親手選拔，細致考量的，均是有一定的工程或者專業基礎，但對于系統的整體把控還相當匱乏，特別是對于電網的接入及高壓系統缺乏認識。鑒于此種情況，項目部采用了以老帶新、外派學習、同供應商多召開技術交流會、同設計院進行技術溝通，多種方法培養新人充分利用資源提高團隊水平，爭取早日建立一支屬于鼎輝的能打勝仗，敢于亮劍的隊伍。

總之，在集團的領導下，我在崗位工作中確實能盡職盡責完成崗位工作，取得一定的工作成績，但自已經過總結和思考，也明顯的感到自已還有很多需要加以注意和改進的地方，一是對項目工作難度預期不夠，造成人力、物力投入過大。二是關注和加強與部門間的溝通工作，發現問題應主動溝通，當出現沒按工作程序溝通的問題時，不能按部就班重注工作程序，而應以解決問題為出發點，從而最大限度的減少工作失誤。三是前期籌建工作不夠細致，人員與物資匹配程度不夠，對工作造成了一定影響，對集團的轉型理解不夠，項目推進不夠積極。下一步的工作中重點是：將根據公司發展要求，認真分析形勢，明確目標，扎扎實實的做好各項工作，確保順利完成項目各項生產經營任務，為實現公司快速發展做出新的貢獻！

廣西鼎輝新能源有限公司副總經理 李建平

二〇一三年七月八日

第二篇：光伏電站項目開發公司項目部經理述職報告

光伏電站項目開發公司項目部經理的述職

報告

尊敬的各位領導、各位同事：

大家好！2013年轉眼過去一半，現將上半年以來的工作學習情況匯報如下，請評議。

我于2013年5月調離海南鼎耀組件制造部經理，擔任華南區域項目部經理。集團總部發起戰略轉型，堅定不移向下游發展，推動全員銷售。在這樣的背景下，我受命組建華南區域項目部，在集團領導和同事位的大力支持下，我認真履行了自己的職責，完成了項目部前期的組建工作，人員基本能夠正常運轉、地面電站項目選址、分步式電站選址、人員培訓工作等各項工作也同步展開。項目部成立以來一直以集團戰略思想為指導、持續不斷地加強自身專業技能學習和職業素養學習，較好地完成了項目部成立之初的各項工作。

轉型升級，堅定不移地向下游發展。這是集團應對整個光伏危機的關鍵舉措。華南區域項目部更是集團轉型升級的重中之重，我做為項目部負責人，面對重重困難，迎難而上，克服諸多問題（人員缺乏、物資短缺、資源短缺、技術匱乏等等）、雖然目前沒有重大項目落實，但幸不辱使命，成功完成華南區域項目部的組建工作，并使其能夠正常運轉、工作。

一、思想方針政策

項目部成立之初得到了集團領導的大力支持，華南區域委員會主任為項目部進行了數次座談會，從戰略轉型到工作方法，從工作方向到發展目標都給出了很清晰的思想，從王總的講話中，我深刻體會到了集團公司寄予項目部的厚望，也看到了項目部光明的前景和鼎耀集團美好的明天，不定期組織召開學習會，讓項目部所有同事都得以認真學習王總講話，明天工作思路，了解工作方向。

二、提高工作效率、降低人工成本

項目部成立時從各部門招了不少精英人員，在這里感謝各部門的大力支持，同時結合人力資源部進行了三次內部招聘和四次外部招聘，目前已經基本配齊了前期所需要的各類人員，人員安排妥當：派了6人赴廣西進行系統設計的學習，4人到洋浦天能項目進行施工管理學習，派出業務水平比較高的張洋洋帶隊在海南各市縣鎮尋找項目用地，孟慧海等進行分布式電站的項目、王培帶隊進行關系公關大家各司其職，各展所長。在大家的共同努力下，項目工作進展順利、有條不紊。

三、及時總結、及時調整

項目部每天都會利用時間對所有項目進度進行交流探討，讓所有成員了解目前的項目工作，了解項目工作的進度，實現信息共享、經驗共享、難題共享讓所有成員都能夠共同進步，同時制作項目進度表，使各項目的進度，計劃、時間節點一目了然，各項目口及時總結，及時調整，項目工作循環漸進。

四、注重自身修養，努力做好表率。

領導的行動就是無聲的命令，“其身正，不令而行”。因此，我把加強自身修養，努力做好表率，做為實現領導的重要方法。不斷豐富知識，提高工作能力。認真履行崗位職責，精心好本職工作。嚴格約束自己，力求做到公平公正。自覺遵守各項規章制度，不搞特殊化，注意勤儉節約，辦公條件因陋就簡，控制奢侈浪費。工作中實行 “對事不對人”的原則。

五、綜合利用資源，加強團隊學習

項目部從無到組建成功離不開專業的技能人才，前期招聘過來人員都是從各部門內聘過來的，專業知識水平匱乏或是毫無基礎，鑒于此種情況，項目部采用了以老帶新（以張楊楊帶隊，帶領一批新人深入到海南周邊各市縣進行項目選址的實踐學習）、外派學習（以牛建明帶隊，派出6名系統設計人員到廣西鼎耀進行學習，邊學邊用海南這邊的項目需要進行實踐、以張楊楊帶隊派出4人至洋浦天能項目進行現場學習施工技能）兩種方法培養新人充分利用資源提高團隊水平，爭取早日建立一支屬于自已的過得硬的專為團隊。

自己雖然做了一些工作，但與上級領導的的要求和崗位職責相比，還有不小的差距。分析其原因

1、對項目工作的不熟悉造成人力、物力投入過大，攤子鋪的太大、太寬，卻沒有多少實質性的項目；

2、對國家政策和集團領導思想體會還不夠深，還不能做出前瞻性工作，以農業與光伏相結合來說，就做得很滯后；

3、前期籌建工作不夠細致，人員與物資匹配程度不夠，如員工工作電腦就沒有及時到位，都是等員工人來了以后才慢慢給配備，對工作造成一定的影響。

以上說明我的工作力度還不夠，這些需要在今后工作中改正。華南區域項目部經理許紅亮

第三篇：如何書寫光伏電站報告

設計題目：如何書寫光伏電站基地規劃報告

目錄

第一章 太陽能資源...............................................................................1 第二章 土地資源.................................................................................2 2、1土地資源總量.............................................................................2 2、2土地資源的特征.........................................................................2 第三章 交通及電網結構........................................................................3 3、1交通.............................................................................................3 3、2電網結構.....................................................................................4 第四章 調節能力...................................................................................4 第五章 電力消納市場............................................................................5 參考文獻.................................................................................................6 如何書寫光伏發電基地規劃報告

（以青海省為例）

第一章 太陽能資源

青海省太陽能資源豐富，尤其是柴達木盆地更是全國光照資源最豐富的地區，年日照時數在3200-3600小時之間，年總輻射量可達7000-8000兆焦耳/平方米，為全國第二高值區。在相同的面積和容量的情況下，光伏并網發電能比相鄰的甘肅、新疆多發15%-25%的電量。青海省地處青藏高原的東北部，大部分地區地廣人稀，有未利用荒漠面積20萬平方公里以上，主要分布在光照資源豐富的柴達木盆地和三江源地區，而且有不少荒漠靠近電力線路和負荷中心，并網條件優越，是建設大型荒漠光伏并網電站、建立太陽能電力輸出基地的優選區域。

圖1 青海省的太陽能資源統計

青海的太陽能光伏應用起步較早。20世紀90年代以前，青海光伏發電市場主要由國家扶貧項目支撐。“十五”期間，青海太陽能光伏發電系統應用加速。通過中日、中德等國際間的合作，以及2002年國家啟動的“送電到鄉”工程，到“十五”末，青海省太陽能光伏系統累計裝機容量已達8000千瓦。其中，青海新能源（集團）有限公司承擔的科技部“10千瓦太陽能光伏并網電站”等一系列示范項目的建設，有效探索了建設太陽能并網光伏電站的經驗，為此后更大規模利用太陽能資源奠定了基礎。2009年以來，國內一些大型企業、投資公司紛紛登陸青海，尋找青海省太陽能光伏市場的巨大商機。目前，在青海新能源開發中，中電投、大唐、華電等國內知名電企身影頻現。幾大電企搶灘背后，一方面與國家或將大規模啟動太陽能發電產業配額政策相關，另一方面是由于青海存在尚未規模開發的巨大市場。

青海省制訂下發《青海省太陽能產業發展及推廣應用規劃（2009-2015年）》，明確了青海省太陽能光伏系統開發應用的近遠期目標。青海省未來幾年內，將重點發展本省太陽能光伏產業。預計到2015年，青海省戶用、光電建筑一體化（BIPV）、光伏照明等太陽能光伏系統裝機將達到50兆瓦，大型荒漠光伏并網電站裝機達到近1100兆瓦；2020年將建成完整的光伏產業鏈，年產值達到1000億元，成為青海省重要的支柱產業。

第二章 土地資源 2、1土地資源總量

青海省土地資源總量僅次于內蒙古、西藏、新疆，居全國第4位，全省共有土地面積72.1654萬平公里。2、2土地資源的特征

（1）土地面積大，但質量差，優質土地少。青海省地處青藏高原，海拔高，氣溫偏低，大多數地區降水少，土地發育程度低。從土地類型來看，高山地多，山旱地多，戈壁、沙漠多，冰川、寒漠地多，土層薄和質地較粗的土地多，從而影響了土地的質量。青海也有一定面積質量較好的土地，主要分布于東部河湟地區、共和盆地和柴達木盆地。東部河湟地區的黃土區或紅土區，土層深厚，氣候溫暖，降水較多，土地質量較好。共和盆地和柴達木盆地，氣候較溫暖，但降水少，局部地區土層較厚，小面積有水源灌溉，土層較厚的土地質量較好。

（2）土地類型多樣，垂直分布明顯。青海省土地廣闊，南北緯度相差8度，地貌、土壤、植被類型較多，因此構成了較多的土地類型。以東部黃土區山地為例，其土地類型垂直分帶是：河谷溝谷地，低山丘陵地，中山地，高山地，極高山地。該區土地利用垂直分帶是：海拔2，80O米以下主要種植春小麥等溫性作物，還有草地，為農牧地帶；海拔2，8O0米～3，3O0米主要種植青棵、油菜等耐寒作物，還有天然草地和森林，為農林牧地帶；海拔3，3OO米～3，9OO米為牧業用地；海拔高度最低為1，65O米，最高達6，860米。土地類型隨著海拔的升高，也呈相應的變化，出現明顯的土地垂直帶譜。

（3）草地多，適宜農林土地少，但分布相對較集中。青海草地面積大，草地面積占全省總土地面積的50.46％，是全國五大牧區之一。草地主要集中于青南高原、祁連山地和柴達木盆地東南部邊緣山地。宜農地土地面積僅占全省總土地面積的1.54％，主要集中分布于東部河湟地區、共和盆地和柴達木盆地。宜林土地僅占省全總土地面積的6.1%，主要分布于東南部地區。土地資源的類型與分布, 青海土地資源的類型共有13個一級類型和75個二級類型。其土地類型及其分布：

第三章 交通及電網結構 3、1交通

青海省內有鐵路、公路、航空聯結省內外。

圖2 青海省的鐵路分布

鐵路營運總里程2208公里，有特快、普快等客車由西寧通往北京、上海、鄭州、銀川、青島、成都、西安、蘭州、拉薩、格爾木等大中城市。公路運輸通車里程5.2萬多公里，其中高級次高級公路1.6萬公里，高速公路里程215公里。有5條國道、省道23條，形成以西寧市為中心，輻射全省的公路運輸網。民用汽車擁有量27萬輛。民航通航總里程3.32萬公里，已開通西寧至北京、西安、廣州、重慶、深圳、拉薩、南京、沈陽、呼和浩特、青島、格爾木、成都、武漢、上海、杭州、烏魯木齊等地的航班。青海省內有鐵路、公路、航空聯結省內外。鐵路營運總里程2208公里，有特快、普快等客車由西寧通往北京、上海、鄭州、銀川、青島、成都、西安、蘭州、拉薩、格爾木等大中城市。公路運輸通車里程5.2萬多公里，其中高級次高級公路1.6萬公里，高速公路里程215公里。有

條國道、省道23條，形成以西寧市為中心，輻射全省的公路運輸網。民用汽車擁有量27萬輛。民航通航總里程3.32萬公里，已開通西寧至北京、西安、廣州、重慶、深圳、拉薩、南京、沈陽、呼和浩特、青島、格爾木、成都、武漢、上海、杭州、烏魯木齊等地的航班。3、2電網結構

電網結構完善，有開發并網光伏電站電網的優勢。地區電網以覆蓋西至甘森、北至大柴旦、東到烏蘭、南到沱沱河的區域，電網最高電壓等級330Kv,有格爾木變、鹽湖變、巴音變、烏蘭變4個330kV變電站，并有750KV西寧—日月山—烏蘭—柴達木交流特高壓電網網架及正負400kV直流電網。

第四章 調節能力

柴達木盆地并網光伏電站建成后，除滿足當地用電需求外，大部分電力將送入青海主網以及通過青海主網送入西北電網進行消納。青海地處黃河上游，水資源豐富。青海水電比重大，約占全網總裝機容量的70%.龍羊峽、李家峽兩庫聯合補償運行是黃河上游梯級水電站具備了多年的調節能力具有最大的補償調節能力。光伏發電受季節變化、晝夜更替、云層厚度等因素影響，發電出力日變化較大。水電與光電聯合運行，利用青海水電資源豐富，調節能力強的特點，對柴達木的光電進行調節補償，大大減少了光伏發電對電網運行的影響。

第五章 電力消納市場

由于青海省地處西部，工業基礎較落后，自己的消納能力有限，因此，必須尋找新的電力消納市場

圖3 2014年青海電網地區最大新能源消納能力 2016年青海省內電力需求增速放緩，加之光伏等新能源發展迅猛，青海電網需在全國尋找光伏消納市場。根據《2016年青電送蘇框架協議》，2016年11月1日起，青海開始向江蘇輸送5億千瓦時新能源電量。根據青海與江蘇兩省政府所簽訂《2016年青電送蘇框架協議》，2016年11月1日起，青海開始向江蘇輸送新能源電量，至年末完成5億千瓦時送電量。

據了解，《2016年青電送蘇框架協議》于2016年9月6日簽訂，協議確定在2016年第四季度外送青海省海南州新能源5億千瓦時電量，其中主力送電任務由目前全球最大的“水光互補”電站——龍羊峽水光互補光伏電站承擔。根據中國國家電網青海電力公司測算，5億千瓦時電量折合6.145萬噸標準煤，相當于減排二氧化碳15.319噸。

考慮到2016年為初期試驗送電，電力交易由北京電力交易中心平臺組織，中國國家電網公司以及青蘇兩省電力公司將根據框架協議及平臺交易結果明確具體的月度送電曲線和價格。

據了解，自2016年3月青海富余光伏電量首次輸送華東0.8億千瓦時以來，上半年，青海電網通過跨區跨省交易累計外送華東、華中1.74億千瓦時新能源電量，實現了新能源消納市場的拓展，特高壓電網大規模遠距離輸送電能的優勢正在顯現。

參考文獻

［ 1 ］ 李春來 楊小庫等 太陽能與風能發電并網技術［M］2011、12 ［ 2 ］ 王成山，陳愷，謝瑩華，等． 配電網擴展規劃中分布式電源的選址和定容［J］． 電力系統自動化，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，黃頔，等． 基于改進蝙蝠算法的配電網分布式電源 規劃［J］． 電力建設，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 ］可再生能源中長期規劃，2007．

［ 5 ］施鵬飛．從世界發展趨勢展望我國風力發電前景【J】．中國電力．2003，936(9)：54—62．

第四篇：光伏電站項目合作協議書

項目合作協議書

甲方：

乙方：

“遠離霧霾，找回藍天”是現代人永遠的訴求的，在今年的兩會期間,XX已明確指出,能“源生產和消費革命，關乎發展與民生。要大力發展風電、光伏發電、生物質能，積極發展水電，安全發展核電，開發利用頁巖氣、煤層氣。控制能源消費總量，加強工業、交通、建筑等重點領域節能。積極發展循環經濟，大力推進工業廢物和生活垃圾資源化利用。我國節能環保市場潛力巨大，要把節能環保產業打造成新興的支柱產業。”

甲方為大力發展XX省的太陽能光伏發電市場，先積極尋求業務合作伙伴,乙方擁有一定的市場資源，同意與甲方合作共同開發該產品的市場。現為明確雙方之間的權利和義務，本著“互利雙贏”的精神及公平公正的原則，經雙方友好協商特訂立如下協議：

一　甲方責任

1、向乙方提供公司形象宣傳、產品介紹等相關資料。

2、配合乙方向客戶提供技術咨詢,方案設計,工程施工。

3、負責對乙方進行業務范圍內基本知識的培訓。

4、按雙方約定方式準時支付乙方利益分成。

二　乙方責任

1、乙方負責提供與本產品有意向客戶源。

2、當甲方的產品銷售給乙方提供的客戶源時，應當由甲方與客戶簽訂正式合同，并由甲方負責工程所有流程。

3、乙方在拓展客戶源期間，應當履行宣傳甲方系列產品優點的業務，不得有詆毀甲方系列產品或轉介紹客戶購買其它公司同類系列產品的行為。否則，甲方有權置留乙方提成款和解除合作合同。

三

利益分成及支付方式

1、甲方在施工結束后三天內，必須將乙方應當取得的業務提成款支付給乙方。

2、乙方提成按利潤取得的％提取。

四、本協議自簽訂之日起生效，有效期兩年。

五、本協議一式兩份，雙方各執一份，具有同等法律效力。

六、本協議未盡事宜，雙方應本著友好合作的原則協商解決。

甲方代表：　　　　　　　　　　　　　　　　　　　乙方代表：

簽訂日期：　　　　　　　　　　　　　　　　　　　簽訂日期：

簽約地點：　　　　　　　　　　　　　　　　　　　簽約地點：

僅供參考

第五篇：光伏電站項目施工及驗收情況

目錄

一、光伏電站項目開發全過程---------------2

二、設計階段-------2

三、施工建設-------2

3.1設備到場驗收--------------------------2 3.2支架到場檢查--------------------------2 3.3支架安裝流程--------------------------2 3.4光伏組件的安裝流程-----------------3 3.5光伏組件之間的接線-----------------3 3.6匯流箱的安裝--------------------------3 3.7逆變器的安裝--------------------------4

四、工程驗收-------4

4.1單位工程驗收--------------------------4 4.2土建工程--5 4.3屋面混凝土預制支架基礎----------5 4.4屋頂及屋頂設施的驗收-------------5 4.5安裝工程的驗收-----------------------5 4.6支架安裝驗收--------------------------5 4.7光伏組件安裝的驗收標準----------6 4.8匯流箱的安裝驗收應-----------------6 4.9逆變器安裝的驗收應-----------------6 4.10電氣設備安裝的驗收---------------6 4.11光伏電路監控系統安裝的驗收--7 4.12防雷與接地安裝的驗收------------7 4.13光伏方陣直流電纜安裝的驗收--7 4.14安全防范工程驗收------------------8 4.15消防工程驗收-------------------------8

五、并網工程驗收（與電網公司商討接入方案）--------------------8

六、工程試運行和移交生產驗收------------9

6.1光伏電站試運行和移交生產驗收 9 6.2工程試運行和移交生產驗收-------9 6.3移交時應提交資料--------------------9

七、系統檢測及調試----------------------------9

7.1光伏組件串測試---------------------10 7.2逆變器的調試檢測------------------10 7.3直流側驗收測試內容---------------11 7.4交流側驗收測試內容---------------12 7.5抽樣選擇 12

光伏電站項目施工及驗收

一、光伏電站項目開發全過程

項目前期（核準、荷載、售電協議等）--設計--施工建設--并網調試檢測--交付--質保期

二、設計階段

現場勘查、初步設計、協調電網公司接入方案、深化設計（設備選型、系統設計、方陣設計、電氣設計、輔助設計等）、出圖

三、施工建設

測量放線--支架基礎--支架安裝--組件安裝--光伏電纜橋架及電纜鋪設--電氣安裝（匯流箱、逆變器、變壓器等設備）--設備單體調試--設備聯合調試--內部驗收--竣工驗收--并網檢測--移交

3.1設備到場驗收：

組件、逆變器、匯流箱等設備到場后應做到以下檢查：

1包裝及密封均應良好

2開箱檢查、型號、規格均應符合設計要求，附件、備件應齊整

3產品的技術文件應齊全

4外觀檢查應完好無損

3.2支架到場檢查：

1外觀及防腐涂鍍層應完好無損

2型號、規格及材質應符合設計圖紙要求，附件、備件應齊全

3對存放在灘涂、鹽堿等腐蝕性強的場所的支架應做好防腐蝕工作

4支架安裝前，安裝單位應按照“中間交接驗收簽收單”的相關要求對基礎與預埋件

（預埋螺栓）的水平偏差合定位軸線偏差進行查驗。

3.3支架安裝流程

1固定支架安裝應符合以下固定：

1采用型鋼結構的支架，其緊固度應符合設計圖紙要求及現行國家標準《鋼結構工程施工質量驗收規范》GB50205

2支架安裝過程中不應強行敲打，不應氣割擴孔。對熱鍍鋅材質的支架，現場不宜打孔。

3支架安裝過程中不應破摔支架防腐層

4手動可調式支架調整動作應靈活，高角度調節范圍應滿足設計要求。

5支架傾斜角度偏差不應大于+-1%

3.4光伏組件的安裝流程

1光伏組件安裝前

1支架安裝必須應收合格

2宜按照光伏組件的電壓、電流參數進行分類和組串

3光伏組件的外觀及各部件應完好無損

2安裝過程

1組件安裝應按照設計圖紙的型號、規格進行安裝

2光伏組件固定螺栓的力矩值應符合產品或設計文件的規定

3光伏組件安裝允許偏差應符合

3.5光伏組件之間的接線：

1光伏組件連接數量和路徑應符合設計要求

2光伏組件間插接件應連接可靠

3外接電纜同插接件連接應搪錫

4光伏組件進行組串連接后應對光伏組件串的開路電壓和短路電流進行測試

5光伏組件間接線可利用支架進行固定，應整齊美觀。

6同一光伏組件和光伏組件串的正負極不應短接。

嚴禁觸摸光伏組件串的金屬帶點部位，嚴禁在雨中進行光伏組件的連線工作。

3.6匯流箱的安裝

1匯流箱安裝前

1匯流箱內元器件應完好，連接線應無松動

2匯流箱的所有開關和熔斷器應處于斷開狀態。

3匯流箱進線端及出線端與匯流箱接地端絕緣電阻不應小于20M歐

2匯流箱安裝應符合下列要求：

1安裝位置應符合設計要求，支架和固定螺栓應為防銹件。

2匯流箱安裝的垂直偏差應小于1.5mm

3匯流箱內的光伏組件串的電纜接線前必須確認為光伏組件側和逆變器側均有明顯斷開點。

3.7逆變器的安裝

1逆變器安裝前應：

1室內安裝的逆變器安裝前應具備：

1屋頂、樓板應施工完畢，不得滲漏。

2室內地面基礎應施工完畢，并應在墻上標出抹面標高，室內溝道無積水、雜物，門窗安裝完畢。

3進行裝飾時有可能損壞已經安裝的設備或設備安裝后不能再進行裝飾的工作應全部結束。

4對安裝有妨礙的模板、腳手架等應拆除，場地應清掃干凈。

5混凝土基礎及構件應達到允許安裝的強度，焊接構件的質量應符合規定：

6檢查安裝逆變器的型號、規格應正確無誤，逆變器外觀檢查應完好無損。

7運輸就位的機具應準備就緒，且滿足荷載要求。

8大型逆變器就位時應檢查道路通暢，且有足夠的場地。

2逆變器安裝應符合以下要求：

1逆變器采用基礎型鋼固定的，逆變器基礎型鋼安裝的允許偏差：

2基礎型鋼安裝后，其頂部宜高出抹平地面10mm，基礎型鋼應有明顯的可靠接地。

3逆變器的安裝方向應符合設計規定

4逆變器與基礎型鋼之間固定應牢固可靠。

5逆變器交流側與直流側電纜接線前應檢查電纜絕緣，校對電纜相序和極性。

6逆變器直流側電纜接線前必須確認匯流箱側有明顯斷開點

7電纜接線完畢后逆變器本體的預留孔洞和電纜管口應進行防火封堵。

四、工程驗收

施工質量驗收（土建工程、安裝工程、消防工程、安全工程）主要設備性能驗收

安全驗收（防雷接地、防火）4.1單位工程驗收：

1質量控制資料應該完整

2單位工程所含分部分項有關安全和功能的檢測資料應該完整

3主要功能項目的抽查結果應該符合相應技術要求的規定

4觀感質量驗收應符合要求

單位工程的驗收應由建設單位（業主）、總包單位、施工單位、設計單位（或監理）等有關單位負責人及專業技術人員組成。4.2土建工程：

1光伏組件支架基礎、場地及建筑物等分布工程的驗收

2施工記錄、隱蔽工程、質量控制、自檢驗收記錄應完整完備 放線布線的驗收應符合下列要求：

1光伏組件串、并聯方式應符合設計要求

2光伏組件串標識應符合設計要求

3光伏組件串開路電壓和短路電流應符合現行國家標準《光伏電站施工規范》GB50794的有關規定

4.3屋面混凝土預制支架基礎：

1混凝土預制基礎應符合現行國家標準《混凝土結構工程施工質量驗收規范》GB50204的有關規定

2外露的金屬預埋件（預埋螺栓）應進行防腐處理，接地的扁鋼、角鋼均進行防腐處理。

3新建屋面的支架基礎宜與主體結構一起施工。

4屋面支架的基礎不得損害建筑物的主體結構，不應該破壞屋面的防水構造，且與建筑承重結構的鏈接牢固、可靠，對原有建筑物防水結構有影響時，應根據原防水結構重新進行防水處理。

5支架基礎的軸線、標高、截面尺寸及垂直度以及預埋螺栓的尺寸偏差應符合現行國家標準《光伏電站施工規范》GB50794。4.4屋頂及屋頂設施的驗收應符合：

1屋頂承重、平整度應符合設計要求

2電纜橋架應符合設計要求

3屋頂防水、排水設施應符合設計要求

建筑物內（逆變器、升壓站、配電室）等需符合國家標準《建筑工程施工質量驗收統一標準》GB50300和《鋼結構工程施工質量驗收規范》設計的要求 4.5安裝工程的驗收：

安裝工程應包括：支架安裝、光伏組件安裝、匯流箱安裝、逆變器安裝、電氣設備安裝、防雷與接地安裝、線路及電纜安裝等分部分項工程的驗收。

1設備制造單位提供的產品說明書、實驗記錄、合格證件、安裝圖紙、備品備件和專用工具及其清單等資料應完整齊備。

2設備抽查記錄和報告、安裝調配記錄和報告、施工中的關鍵工序檢查記錄、質量控制記錄、自檢記錄等資料應完整齊備。4.6支架安裝驗收應符合：

1固定支架

1固定支架安裝的驗收辦法應符合現行國家標準《鋼結構工程施工質量驗收規范》GB50205的有關規定

2采用固件（壓塊等）的支架，緊固點應牢靠，不應有彈墊未壓平等現象。（抽檢比例？）

3支架安裝的垂直度、水平度和角度偏差應符合現行國家標準《光伏電站施工規范》GB50794的有關規定

4規定式支架安裝的偏差應符合現行國家標準《光伏電站施工規范》GB50794的有關規定

5對于手動可調式支架，高度角調節動作應符合設計要求。

6固定式支架的防腐處理應符合設計要求。

7金屬結構支架應與光伏方陣接地系統可靠連接

4.7光伏組件安裝的驗收標準應符合下列要求:

1光伏組件安裝應按設計圖紙進行，連接數量和路徑應符合設計要求

2光伏組件的外觀及接線盒、連接器不應有損壞現象

3光伏組件間插件連接應牢固，連接線應進行處理，整齊美觀

4光伏組件安裝傾斜角度應符合現行國家標準《光伏電站施工規范》GB50794的有關規定

5光伏組件邊緣高差應符合現行國家標準《光伏電站施工規范》GB50794的有關規定

6方陣的絕緣電阻應符合設計要求

4.8匯流箱的安裝驗收應符合以下標準：

1箱體安裝位置應符合設計圖紙要求

2匯流箱標識應齊全

3箱體和支架連接應牢靠

4采用金屬箱體的匯流箱應可靠接地

5安裝高度和水平度應符合設計要求

4.9逆變器安裝的驗收應符合下列要求:

1設備的外觀及主要零部件不應有損壞、受潮現象。元器件不應有松動或丟失。

2對調試記錄及資料應進行復核。

3設備的標簽內容應符合要求，應標明負載的連接點和極行

4逆變器的可靠接地

5逆變器的交流側接口處應有絕緣保護所有絕緣和開關裝置功能應正常

7散熱風扇工作應正常

8逆變器和基礎間連接應牢固可靠

9逆變器通風處理應符合設計要求

10逆變器懸掛式安裝還應符合：

1逆變器和支架的連接應牢固可靠符合設計要求安裝高度應符合設計要求

3水平度應符合設計要求

4.10電氣設備安裝的驗收應符合以下要求：

1變壓器和互感器安裝的驗收應符合現行國家標準《電氣裝置安裝工程 電力變壓器、油浸變壓器、互感器施工及驗收規范》GB50148的有關規定高壓電氣設備的安裝驗收應符合現行國家標準《電氣裝置安裝工程 高壓電器施工及驗收規范》GB50147的有關規定

3低壓電器設備安裝的驗收應符合現行國家標準《電器裝置安裝工程 低壓電器施工及驗收規范》GB 50254的有關規定

盤、柜及二次回路接線安裝的驗收應符合現行國家標準《電器裝置安裝工程 盤、柜及二次回路接線施工及驗收規范》GB50171的有關規定

4.11光伏電路監控系統安裝的驗收應符合以下條件：

1線路敷設路徑相關資料應完備齊備

2布放線纜的規格、型號和位置應符合設計要求，線纜排列應整齊美觀，外皮無損傷，綁扎后的電纜應互相精密靠攏，外觀平直整齊，線扣間距均勻，松緊適度。

3信號傳輸線的信號傳輸方式與傳輸距離應匹配，信號傳輸質量應滿足設計要求

4信號傳輸線和電源電纜應分離布放，可靠接地

5傳感器、變送器安裝位置應能真實地反應被測量值，不應受其他因素的影響

6監控軟件應符合設計要求

7監控軟件應支持標準接口，接口的通信協議應滿足監理上一級監控系統的需要及調度的要求

8監控系統的任何故障不應影響被監控設備的正常工作

9通電設備都應提供符合相關標準的絕緣性能測試報告

繼電保護劑安全自動裝置的技術指標應符合現行國家標準《繼電保護和安全自動裝置技術規程》GB/T14285的有關規定

調度自動化系統的技術指標應符合現行行業標準《電力系統調度自動化設計技術規程》DL/T5003和電力二次系統安全防護規定的有關規定

無功補償裝置安裝的驗收應符合現行國家標準《電氣裝置安裝工程 高壓電氣施工及驗收規范》GB50147的有關規定

調度通信系統的技術指標應符合現行行業標準《電力系統通信管理規程》DL/T544和《電力系統通信自動交換網技術規范》DL/T598的有關規定

檢查計量點裝設的電能計量裝置，計量裝置配置應符合現行行業標準《電能計量裝置技術管理規程》DL/T448的有關規定

4.12防雷與接地安裝的驗收應符合：

1光伏方陣電壓保護和接地安裝的驗收應符合

1光伏方陣過電保護與接地的驗收應依據設計的要求進行

2接地網的埋設和材料規格型號應符合設計要求

3連接處焊接應牢固、接地網引出應符合設計要求

4接地網接地電阻應符合設計要求

電氣裝置的防雷與接地安裝應符合現行國家標準《電氣裝置安裝工程 接地裝置施工及驗收規范》GB50169的有關規定

建筑物的防雷與接地安裝的驗收應符合國家現行標準《建筑物防雷設計規范》GB50057的有關規定

4.13光伏方陣直流電纜安裝的驗收應符合下列要求：

1直流電纜規格應符合設計要求

2標志牌應裝設齊全、正確、清晰

3電纜的固定、彎曲半徑、有關距離等應符合設計要求

4電纜連接接頭應符合現行國家標準《電氣裝置安裝工程 電纜線路施工及驗收規范》GB 50168的有關規定

5直流電纜線路所有接地的接點與接地極應接觸良好，接地電阻值應符合設計要求

6防火措施應符合設計要求

交流電纜安裝的驗收應符合現行國家標準《電氣裝置安裝工程 電纜線路施工及驗收規范》GB 50168的有關規定

4.14安全防范工程驗收：

設計文件及相關圖紙、施工記錄、隱蔽工程驗收文件、質量控制、自檢驗收記錄集符合現行國家標準《安全防范工程技術規范》GB50348的試運行報告等資料應完整齊備。

安全防范工程的驗收應符合：

1系統的主要功能和技術性能指標應符合設計要求 系統配置，包括設備數量，型號及安裝不見應符合設計要求。

工程設備安裝、管線敷設和硬幣工程的驗收應符合現行國家標準《安全防護工程技術規范》GB50348的有關規定

4報警系統 視頻安防監控系統，出入口控制系統的驗收應符合現行國家標準《安全防范工程技術規范》GB50348的有關規定。

4.15消防工程驗收應符合：

1設計文件及相關圖紙、施工記錄、隱蔽工程驗收文件，質量控制，自檢驗收記錄等資料應齊備

消防工程的設計圖紙應得到當地消防部門的審核

3光伏電站消防應符合設計要求：

1符合設計要求

2建（構）筑構件的燃燒性能和耐火極限應符合現行國家標準《建筑設計防火規范》GB50016的有關規定 屋頂光伏發電項目工程，應滿足建筑物的防火要求

4防火隔離措施應符合設計要求 光伏電站消防給水、滅火措施及火災自動報警應符合設計要求

6消防器材應按規定品種和數量排放齊全

7安全出口標志燈及火災應急照明燈具應符合現行國家標準《消防安全標志》GB14395和《消防應急照明和疏散指示系統》GB17945的有關規定。

五、并網工程驗收（與電網公司商討接入方案）：

1涉及電網安全生產管理體系驗收

2電氣主接線系統及場（站）用電系統驗收

3繼電保護、安全自動裝置，電力通信，直流系統，光伏電站監控系統等驗收。

4二次系統安全防護驗收

5對電網安全、穩定運行有直接影響的電廠其他設備及系統驗收

6通信系統與電網調度機構連接應正常

7電力線路應已經于電網接通，并已通過沖擊試驗

8光伏電站監控系統各項功能應運行正常

9并網逆變器應符合并網技術要求

六、工程試運行和移交生產驗收

6.1光伏電站試運行和移交生產驗收應符合下列條件：

光伏發電工程單位工程和啟動驗收均已合格，并且工程試運大綱經試運行和移交生產驗收合格。

與公共電網連接處的電能質量應符合有關現行國家標準的要求

3設備及系統調試，宜在天氣晴朗，天陽符合不低于400W/M2條件下進行

4生產區內所有安全防護設施均已經驗收合格

5運行維護和操作規程管理維護文檔應完備齊全

6光伏發電工程經調試后，從工程啟動開始無故障連續并網運行時間不得少于光伏組件接受總輻射量累計達60KWH/M2的時間。

光伏發電工程主要設備（光伏組件，并網逆變器和變壓器等）各項試驗應完成且合格，記錄齊全完整

8運行人員應取得上崗培訓資格

6.2工程試運行和移交生產驗收主要工作包括：

應審查工程設計、施工、設備調試、生產準備、監理、質量監督等總結報告

2應檢查工程投入試運行的安全保護設施是否完善

3應檢查監控和數據采集系統是否達到設計要求

4應檢查光伏組件面接收總輻射量累計達60KWH/M2的時間內無故障連續并網記錄是否完備。

5應檢查光伏方陣電氣性能、系統效率等是否符合設計要求

6應檢查并網逆變器、光伏方陣列各項性能指標是否達到設計要求

7應檢查工程啟動驗收中發現的問題是否整改完成

8工程試運行過程中發現的問題應責成有關單位限期整改完成9應確定工程移交生產期限

10應對生產單位提出管理要求和建議。

11應簽發“工程試運行和移交生產驗收鑒定書”

6.3移交時應提交資料如下：

1工程竣工決算報告及審計報告

2竣工工程圖紙

3工程概預算執行情況報告

4工程竣工報告

七、系統檢測及調試

項目現場測試驗收工作內容：

1關鍵部件在實際運行條件下的性能測試（部件質量，、電氣接線、觸點保護和接地、標簽和標識）； 重點內容：

光伏組件檢測（是否存在熱斑，隱裂等質量問題）；

I-V特性曲線；

匯流箱功率測試；

逆變器轉換效率；

光伏組串一致性；

2接地和絕緣電阻；

3電能質量，系統電氣效率；

4土建和支架結構（土建和支架滿足設計要求、環境要求、相關標準和法規的要求；系統應配備相對應的消防措施）；

5電站電氣建設與設計一致性； 7.1光伏組件串測試：

1光伏組件串測試前應具備以下條件：

1所有光伏組件應按照設計文件數量和型號組串并接引完畢。

2匯流箱內各回路電纜應接引完畢，且標示應清晰正確

匯流箱及內部防雷模塊接地應牢固、可靠，且導通性良好

4輻射度宜在高于或等于700W/平米的條件下測試

2光伏組件串的檢測應符合下列要求：

1匯流箱內測試光伏組件串的極性應正確

2相同測試條件的相同組件串之間的開路電壓偏差不應大于2%,但最大偏差不應超過5V。

3在發電情況下應使用萬用表對匯流箱內光伏組件串的電流進行檢測，相同測試條件下且輻射照度不應低于700W/平米時，相同光伏組件串之間的電流偏差不應大于5%。

4光伏組件串電纜溫度應無超常溫等異常情況

5光伏組件串測試完成后，應按照規范格式填寫記錄。

逆變器投入運行前，將接入此逆變單元內的所有匯流箱測試完成 7.2逆變器的調試檢測

1逆變調試前應具備：

1逆變器控制電源應具備投入條件

2逆變器直流側、交流側電纜應接引完畢，且極性（相序）正確、絕緣良好

3方陣接線應正確，具備給逆變器提供直流電源的條件

2逆變器調試前，應對其做好下列檢查：

1逆變器接地應牢固可靠、導通性好

2逆變器內部元器件應完好，無受潮、放電痕跡

3逆變器內部所有電纜連接螺栓、插件、端子應連接牢固，無松動

4檔逆變器本體配有手動分合閘裝置時，其操作應靈活可靠，接觸良好，開關位置指示正確。

5逆變器本體及各回路標識應清晰正確

6逆變器內部應無雜物，并經過清灰處理。

逆變器調試應符合以下要求:

1逆變器控制回路帶電時，應對其做好下列檢查

1工作狀態指示燈、人機界面屏幕顯示應正常

2人機界面上個參數設置應正確

3散熱裝置工作應正常

2逆變器直流側帶電而交流側不帶電時，應進行下列工作：

1測量直流側電壓值和人機界面顯示值之間偏差應在允許范圍內

2檢查人機界面顯示直流側對地阻抗值應符合要求

3逆變器直流側帶電，交流側帶電，具備并網條件時，應進行下列：

1測量交流側電壓值和人機界面顯示值之間偏差應在允許范圍內，交流側電壓計頻率應在逆變器額定范圍內，且相序正確。

2具有門限位閉鎖功能的逆變器，逆變器盤門在開啟狀態不應做出并網工作。

4逆變器并網后，在下列測試情況下，逆變器應跳閘解列：

1具有門限位閉鎖功能的逆變器，開啟逆變器盤門

2逆變器交流側掉電

3逆變器直流側對地阻抗低于保護設定值

4逆變器直流輸入電壓高于或低于逆變器的整定值

5逆變器直流輸入過電流

6逆變器直流側電壓超出額定電壓允許范圍

7逆變器交流側頻率超出額定頻率允許范圍

8逆變器交流側電流不平衡超出設定范圍

逆變器停運后，需打開盤門進行檢查時，必須切斷直流、交流和控制電源，并確認無電壓殘留后，在有人監護的情況下進行。測試人員測試完畢后，應按照規范填寫施工記錄。7.3直流側驗收測試內容

1光伏組件（或組件串）標稱功率測試

在太陽光輻照度不低于500W/m2，風速不大于2m/s條件下，使用便攜式I-V測試儀，測試光伏組件（或組件串）的實測功率，推算至STC條件下的標稱值，并與銘牌值相比較。在條件允許的情況下，從電站現場抽取5~10塊代表性組件，送至實驗室進行精密功率測量。

光伏組件EL隱裂測試

使用EL測試儀，在電站現場測試光伏組件的EL圖像，并判斷組件是否有隱裂，以及分析隱裂產生的原因。該測試對未安裝的組件或拆卸下來的組件進行。

光伏組件（或組件串）電壓電流匹配性測試

使用便攜式電壓電流測試儀，在電站現場測試光伏組件（或組件串）之間的開路電壓、短路電流、運轉電流的匹配性，是否由于3%。同一組批次組串測試時，輻照度變化不高于10W/m2。光伏組件（或組件串）絕緣和接地電阻測試

使用便攜式絕緣測試儀，在電站現場測試光伏組件（或組件串）內部電路與邊框或支架之間的絕緣電阻，測試電壓為1000V，要求絕緣電阻滿足IEC 61215中10.3的要求。

5光伏組件熱斑隱患測試

使用便攜式紅外熱像儀，在電站現場拍攝光伏組件在發電狀態下的紅外成像，分析局部過熱及熱斑隱患。光伏匯流箱絕緣測試

使用便攜式絕緣測試儀，在電站現場測試光伏匯流箱輸入輸出電路與接地端和金屬外殼之間的絕緣電阻，測試電壓為1000V，要求絕緣電阻不小于1MΩ。

光伏匯流箱熱效應測試

使用便攜式紅外熱像儀，在電站現場拍攝匯流箱在正常工作狀態下的紅外成像，分析電路是否有局部過熱導致燃燒的隱患。7.4交流側驗收測試內容

并網點輸出電能質量測試

使用便攜式電能質量分析儀，在電站現場逆變器的輸出并網點，檢測其輸出交流電的電能質量，包括電壓及波動、頻率及波動、諧波、功率因數、三相不平衡度、閃變等。逆變器、配電柜、控制設備的絕緣電阻測試

使用便攜式絕緣電阻測試儀，檢測電站現場逆變器、配電柜、控制設備的內部電路對地及外殼的絕緣電阻。

逆變器、配電柜、控制設備的熱效應測試

使用便攜式紅外熱像儀，在電站現場拍攝逆變器、配電柜、控制設備在正常工作狀態下的紅外成像，分析電路是否有局部過熱導致燃燒的隱患。

系統整體轉換效率測試

使用便攜式電站綜合分析儀，同步測試光伏組串輸出平均直流功率和逆變器輸出交流功率，計算光伏電站系統整體轉換效率。7.5抽樣選擇

采取現場抽樣方式，抽樣比例由合同雙方協商確定。以下抽樣比例供參考，特殊情況可增加抽樣比例：

（1）單個項目裝機容量3MW以下的光伏電站：

光伏組件5～8%；光伏組件串60～70%； 光伏匯流箱 50%；

光伏逆變器 300kW及以上等級，100%；300kW以下等級，80%；（2）單個項目裝機容量3MW以上的光伏電站：

光伏組件1～3%；光伏組件串30～50%； 光伏匯流箱 30%；

光伏逆變器 500kW及以上等級，80%；500kW以下等級，50%；（3）子系統單元劃分

對于分布式電站，子系統單元以屋頂等建筑物為劃分單位，或者以逆變器數量為劃分單位；

對于大型地面電站，子系統單元以逆變器數量為劃分單位

參考文獻：光伏發電工程驗收規范

GB/T50796-2012

光伏發電工程施工規范

GB50794-2012

光伏電站現場測試技術規范 CPVT-2013-28