光伏电站工程移交

光伏电站工程移交（通用11篇）

光伏电站工程移交 篇1

工程试运行和移交生产验收

一般规定

工程启动验收完成并具备工程试运行和移交生产验收条件后，施工单位应及时向建设单位提出工程试运和移交生产验收申请。

工程试运和移交生产验收组的组成及主要职责应包括下列内容：

1、工程试运和移交生产验收组应由建设、监理、调试、生产运行、设计等有关单位组成。

2、工程试运和移交生产验收组主要职责应包括下列内容：

1)应组织建设单位、调试单位、监理单位、生产运行单位编制的工程试运大纲。

2)应审议施工单位的试运情况，核查工程试运大纲，全面负责试运的现场指挥和具体协调工作。

3)应主持工程试运和移交生产验收交接工作。

4)应审查工程移交生产条件，对遗留问题责成有关单位限期处理。

5)应办理交接签证手续，签署符合本规范要求的“工程试运和移交生产验收鉴定书”。

工程试运和移交生产验收

1、工程试运和移交生产验收应具备下列条件：

1． 光伏发电工程单位工程和启动验收应合格，并且工程试运大纲经试运和移交生产验收组批准。

2． 与公关电网连接处的电能质量应符合有关现行国家标准的要求。

3． 设备及系统调试，宜在天气晴朗，太阳辐射强度不低于400W/m2条件下进行。4． 生产区内的所有安全防护设施应已验收合格。5． 运行维护和操作规程管理维护文档应完备齐备。

6． 光伏发电工程经调试后，从工程启动开始2故障连续并网运行时间不应少于组件接受总辐射量累计达到60Kw.h/m2的时间。

7． 光伏发电工程主要设备（光伏组件、并网逆变器和变压器等）各项试验应全部完成且合格，记录齐全完整。8． 生产准备工作应完成。9． 运行人员应取得上岗资格。

2、工程试运和移交生产验收主要工作应包括下列内容：

1． 应审查工程设计、施工、设备调试、生产准备、监理、质量监督等总结报告。2． 应检查工程投入试运的安全保护设施的措施是否完善。3． 应检查监控和数据采集系统是否达到设计要求。

4． 应检查光伏组件面接收总辐射量累计达60Kw.h/m2的时间内无故障连续并网运行记录是否完备。

5． 应检查并网光伏方阵电气性能、系统效率等是否符合设计要求。6． 应检查并网逆变器、光伏方阵各项性能指标是否达到设计的要求。7． 应检查工程启动验收中发现的问题是否整改完成。

8． 工程试运过程中发现的问题应责成有关单位限期整改完成。9． 应确定工程移交生产的期限。10． 应对生产单位提出运行管理要求与建议。11． 应签发“工程试运和移交生产验收鉴定书”。

工程试运和移交生产验收鉴定书鉴定书内容和格式

封面：

XX工程试运和移交生产验收鉴定书

（合同编号）

鉴

定

书

XX年XX月XX日

内容：

验收主持单位： 生产运行单位： 设计单位： 监理单位： 施工单位： 电力主管部门：

质量和安全监督机构： 验收时间：

****年**月**日 验收地点：

前言（简述验收依据、验收组织结构和验收过程）

一、工程概况

（一）工程名称及任务。

（二）工程主要建设内容。

（三）工程建设有关单位。

（四）工程建设过程情况。

二、生产准备情况

三、设备备品备件、工器具、专用工具、资料等清查交接情况。

四、存在的问题及处理意见

五、意见和建议

六、验收结论

七、验收组成员签字

八、交接单位代表签字

XX工程试运和移交生产验收

XX工程试运和移交生产验收组 主持单位（盖章）：

组长（签字）：

XX年XX月XX日

XX年XX月XX日

光伏电站工程移交 篇2

关键词：分布式,光伏电站,接入电网,并网型光伏发电,继电保护

1 绪论

光伏发电是将太阳能直接转换为电能的一种发电形式。光伏发电系统通常可分为离网 (独立) 型光伏发电系统和并网型光伏发电系统。并网型光伏发电系统与电网相连, 发出的电能向电网输送。并网型光伏发电系统可分为分布式并网型光伏发电系统和集中式并网型光伏发电系统两大类。分布式并网型光伏发电系统就属于微电网中的分布式发电, 特点是光伏发电系统发的电直接分配给用户负荷, 多余或不足的电力通过连接电网来调节。

2 分布式光伏电站的发展现状及技术前景分析

2.1 发展现状

我国从2009年开始启动了“金太阳”工程和光电建筑示范项目, 明确规定根据项目投资规模对分布式光伏发电项目进行补贴。在相关政策的激励下, 我国分布式光伏呈现出爆炸式增长的态势。据统计, 到2011年年底, 我国光电建筑示范项目装机规模已达30万k W, “金太阳”工程的装机规模也已超过117万k W。而根据《能源发展“十二五”规划》, 我国2015年分布式光伏发电的装机规模要达到1000万k W。2013年, 国家电网继2012年启动分布式光伏发电支持政策之后, 再次发布《关于做好分布式电源并网服务工作的意见》, 用户自己装置光伏发电设备, 国家电网可以为其接入电网, 发电量可以自用, 多余部分也可以上网卖给电网。据统计, 截至目前, 国家电网已受理分布式光伏报装业务119件, 发电容量33.8万k W。

2.2 技术前景分析

能源供给一直是发电企业和供电企业的“垄断权力”。在很长一段时间内, 我国的火力发电业务主要受中电投、华电、华能、国电、大唐等五大发电集团垄断, 各地区还分布着一些大中型发电公司和电网企业, 例如天富电力集团和国网子公司等等。现在这些大中型发电供电企业的主要业务仍然是集中性大规模的发电站, 随着新能源逐渐取代传统能源成为替代能源, 各大型发电企业也面临着体制改革的难题。分布式光伏发电就是全球进入可再生能源时代而诞生出的新生事物之一。分布式光伏发电在我国出现的原因主要有以下几点: (1) 煤炭在我国能源结构中的比例较高, 给环境造成很大的污染, 光伏发电的出现顺应了改变传统能源结构的趋势; (2) 低碳成为时代能源利用的主题, 新兴产业如雨后春笋般出现。详细来说, 分布式光伏发电具有高度的分散性, 可缓解集中式大规模发电站间歇性的弊端, 其调峰能力强, 启停快速, 易于灵活调度。另外, 分布式光伏发电安全可靠性较高, 抗灾能力较强, 适合远离电网主干网的边远偏僻山区、农村供电。当今土地价格飞涨, 分布式光伏发电可以充分利用现有建筑进行开发规划, 可以节省土地资源, 同时还能适应特殊移动电源的使用。因此分布式光伏发电的应用广泛, 前景广阔。然而我国分布式光伏发电的发展还存在一定的瓶颈, 如其发出的电具有的随机性和间歇性, 上网时可能会造成频率扰动、电压不稳、输出功率不平稳以及闪变等相关问题, 从而影响系统的稳定性, 降低电能质量。

3 工程实例分析

本工程总装机容量为5×5MWp, 预计年发电量为2948.321万k Wh。该光伏发电系统以380V电压等级并网于临近某110k V变电站10k V母线所用变低压侧, 160k W经直流汇流后接逆变器, 并网于电站配电区两台配电变压器低压侧0.4k V母线。储能系统1套80k W/160k Wh磷酸铁锉电池经PCS, 分别并网于电站两台配电变压器低压侧母线。每个5MWp光伏阵列均逆变升压至10k V电压等级, 形成1路10k V交流电源线路, 接至110k V变电站10k V线路上, 光伏电站所发电力首先在该线路进行消纳, 多余电力可以输送至某110k V变电站10k V母线上重新分配。

4 电气计算及继电保护

4.1 电气计算

4.1.1 最大工作电流

该工程为分布式光伏电站为太阳能电池阵列, 输出的是直流电, 经过汇流、逆变、升压等过程之后, 再连接至公用电网。本工程总容量为5×5000k Wp, 若不考虑逆变及升压过程中的电能损失, 最大工作电流约为1443A。

4.1.2 短路电流

对于含有光伏电站的系统, 发生短路故障时, 故障点短路电流可以分为两部分: (1) 由交流系统提供; (2) 由光伏发电系统提供。对于光伏发电系统提供的短路电流, 其大小主要与光伏发电出力、逆变器参数等因素有关。根据光伏发电原理, 光伏发电元件经日照产生直流电, 再经过逆变器逆变为400V交流电输出, 其发电出力值与日照等环境因素有关。由于日照等环境因素骤变的可能性很小, 在短路故障发生瞬间, 光伏系统发出的直流功率可以认为是恒定的, 逆变后的交流功率也可以认为是恒定的。因此, 发生短路后, 由于母线电压急剧下降, 在功率恒定的情况下, 逆变器输出的电流将会急剧增大, 直至逆变器保护动作, 关闭输出。

4.1.3 并列点及人工解列点

各电站并列点设在电站并网线路10k V侧断路器上;人工解列点设在所并变电站的所并10k V线路断路器侧。

4.2 继电保护

4.2.1 继电保护配置依据

根据国家电网发展[2009]747号《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定 (试行) 》, 《继电保护和安全自动装置技术规定》 (GB/T14285-2006) , 并依据系统一次设计方案, 进行系统继电保护的配置。

4.2.2 继电保护及安全自动装置

光伏电站线路侧应配置普通的微机线路保护除普通线路保护功能, 相应加装欠压/超压、欠频/超频保护, 并能接收1#电站所发跳闸命令并执行。工程中的110k V变电站10k V线路保护侧已配置微机线路保护并满足系统要求, 不需重新配置。T接点的高压分支断路器应配置普通的过流脱扣装置。110k V变电站主变间隙保护应增加联切10k V线路对侧光伏电站并网断路器。光伏电站以1#电站为主站, 与110k V变电站中主变间隙保护装置配合。

4.2.3 防孤岛保护

光伏电站必须具备快速检测孤岛并立即断开与电网连接的能力, 其防孤岛保护应与电网侧线路保护相配合。光伏电站必须设置主动和被动防孤岛保护各1套。微电网从并网转入孤岛运行瞬间, 流过公共连接点的功率被突然切断, 切断前通过PCC处的功率如果是流入微电网的, 则它就是微电网离网后的功率缺额;如果是流出微电网的, 则它就是微电网离网后的功率盈余;大电网的电能供应突然中止, 微电网内一般存在较大的有功功率缺额。在离网运行瞬间, 如果不启用紧急控制措施, 微电网内部频率将急剧下降, 导致分布式光伏电源采取断电措施, 这使得有功功率缺额增大, 加快了频率下降, 最终导致微电网崩溃。所以要保证微电网长时间孤岛运行, 需要在微电网脱网时立即采取有效措施, 使微电网恢复平衡状态。微电网离网时, 若有功率缺额, 需要马上切除不重要的负荷、调整储能设备的出力, 甚至是切除部分重要负荷;若功率盈余, 则需要立即减少储能设备出力, 甚至切除部分逆变器。这样, 使微电网迅速恢复功率平衡状态。因为储能设备要用于维持离网状态下重要负荷的连续运行, 所以控制进入离网运行瞬间时功率平衡的原则是: (1) 假设各个储能设备出力为零, 切除不重要负荷; (2) 调节储能设备的出力; (3) 切除重要负荷。

5 结论

本试点工程采用分散式微电网, 接入配电网时采取就地平衡原则, 正常用电期间用电负荷峰值在100k W左右, 此时光伏发电可部分就地被消纳, 光伏发电超过用电负荷, 可将多余电量储存, 当夜间用电负荷较小期间, 整个系统用电负荷小于30k W, 微电网离网运行时可使用储存电量, 当110k V变电站全站检修或失压时, 可为变电站充当临时电源, 加强电网与用电侧互动与管理、推进分布式发电利用, 加速智能电网和互动服务体系建设, 节能降耗, 提高能效, 具有明显的创新性和实用性。

参考文献

[1]姜桂秀, 黄磊, 舒杰, 等.分布式光伏电站接入电网电能质量评估计算[J].新能源进展, 2013 (2) :145~149.

[2]舒逸石, 管霄, 赵炜, 等.分布式光伏电站并网对配电网继电保护的影响[J].华电技术, 2013 (7) :70~71.

[3]韩永奇.分布式光伏电站任重道远[J].中国经济和信息化, 2013 (16) :80~81.

[4]阮晓东.分布式光伏发电破冰[J].新经济导刊, 2013 (6) :46~49.

光伏电站工程移交 篇3

关键词：分布式；光伏电站；接入电网；并网型光伏发电；继电保护

中图分类号：TM461 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）13-0131-02

光伏发电是将太阳能直接转换为电能的一种发电形式。光伏发电系统通常可分为离网（独立）型光伏发电系统和并网型光伏发电系统。并网型光伏发电系统与电网相连，发出的电能向电网输送。并网型光伏发电系统可分为分布式并网型光伏发电系统和集中式并网型光伏发电系统两大类。分布式并网型光伏发电系统就属于微电网中的分布式发电，特点是光伏发电系统发的电直接分配给用户负荷，多余或不足的电力通过连接电网来调节。

1 工程规模

本工程总装机容量为5×5MWp，预计年发电量为2948.321万kWh。该光伏发电系统以380V电压等级并网于临近某110kV变电站10kV母线所用变低压侧，160kW经直流汇流后接逆变器，并网于电站配电区两台配电变压器低压侧0.4kV母线。储能系统1套80kW/160kWh磷酸铁锉电池经PCS，分别并网于电站两台配电变压器低压侧母线。每个5MWP光伏阵列均逆变升压至10kV电压等级，形成1路10kV交流电源线路，接至110kV变电站10kV线路上，光伏电站所发电力首先在该线路进行消纳，多余电力可以输送至某110kV变电站10kV母线上重新分配。

2 电气计算

2.1 最大工作电流

该工程为分布式光伏电站为太阳能电池阵列，输出的是直流电，经过汇流、逆变、升压等过程之后，再连接至公用电网。本工程总容量为5×5000kWp，若不考虑逆变及升压过程中的电能损失，最大工作电流约为1443A。

2.2 短路电流

对于含有光伏电站的系统，发生短路故障时，故障点短路电流可以分为两部分，一部分是由交流系统提供，另一部分是由光伏发电系统提供。对于光伏发电系统提供的短路电流，其大小主要与光伏发电出力、逆变器参数等因素有关。根据光伏发电原理，光伏发电元件经日照产生直流电，再经过逆变器逆变为400V交流电输出，其发电出力值与日照等环境因素有关。由于日照等环境因素骤变的可能性很小，在短路故障发生瞬间，光伏系统发出的直流功率可以认为是恒定的，逆变后的交流功率也可以认为是恒定的。因此，发生短路后，由于母线电压急剧下降，在功率恒定的情况下，逆变器输出的电流将会急剧增大，直至逆变器保护动作，关闭输出。

2.3 并列点及人工解列点

各电站并列点设在电站并网线路10kV侧断路器上；人工解列点设在所并变电站的所并10kV线路断路器侧。

3 继电保护

3.1 继电保护配置依据

根据国家电网发展[2009]747号《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（试行）》，《继电保护和安全自动装置技术规定》（GB/T14285-2006），并依据系统一次设计方案，进行系统继电保护的配置。

3.2 继电保护及安全自动装置

光伏电站线路侧应配置普通的微机线路保护除普通线路保护功能，相应加装欠压/超压、欠频/超频保护，并能接收1#电站所发跳闸命令并执行。工程中的110kV变电站10kV线路保护侧已配置微机线路保护并满足系统要求，不需重新配置。T接点的高压分支断路器应配置普通的过流脱扣装置。110kV变电站主变间隙保护应增加联切10kV线路对侧光伏电站并网断路器。光伏电站以1#电站为主站，与110kV变电站中主变间隙保护装置配合。

3.3 防孤岛保护

光伏电站必须具备快速检测孤岛并立即断开与电网连接的能力，其防孤岛保护应与电网侧线路保护相配合。光伏电站必须设置主动和被动防孤岛保护各1套。微电网从并网转人孤岛运行瞬间，流过公共连接点的功率被突然切断，切断前通过PCC处的功率如果是流入微电网的，则它就是微电网离网后的功率缺额；如果是流出微电网的，则它就是微电网离网后的功率盈余；大电网的电能供应突然中止，微电网内一般存在较大的有功功率缺额。

在离网运行瞬间，如果不启用紧急控制措施，微电网内部频率将急剧下降，导致分布式光伏电源采取保护性的断电措施，这使得有功功率缺额变大，加剧了频率的下降，最终使得微电网崩溃。因此，要维持微电网较长时间的孤岛运行状态，必须在微电网离网瞬间立即采取措施，使微电网重新达到功率平衡状态。

微电网离网瞬间，如果存在功率缺额，则需要立即切除全部或部分非重要的负荷、调整储能装置的出力，甚至切除小部分重要的负荷；如果存在功率盈余，则需要迅速减少储能装置的出力，甚至切除一部分逆变器。这样，使微电网快速达到新的功率平衡状态。

微电网离网瞬间内部的功率缺额（或功率盈余）的计算方法：就是把在切断PCC之前通过PCC流人微电网的功率，作为微电网离网瞬间内部的功率缺额，PPCC以从大电网流人微电网的功率为正，流出为负。当Pqe为正值时，表示离网瞬间微电网内部存在功率缺额；为负值时，表示离网瞬间微电网内部存在功率盈余。

由于储能装置要用于保证离网运行状态下重要负荷能够连续运行一定时间，所以在进入离网运行瞬间的功率平衡控制原则是：先在假设各个储能装置出力为0的情况下切除非重要负荷；然后调节储能装置的出力；最后切除重要负荷。

4 结语

本试点工程采用分散式微电网，接入配电网时采取就地平衡原则，正常用电期间用电负荷峰值在100kW左右，此时光伏发电可部分就地被消纳，光伏发电超过用电负荷，可将多余电量储存，当夜间用电负荷较小期间，整个系统用电负荷小于30kW，微电网离网运行时可使用储存电量，当110kV变电站全站检修或失压时，可为变电站充当临时电源，加强电网与用电侧互动与管理、推进分布式发电利用，加速智能电网和互动服务体系建设，节能降耗，提高能效，具有明显的创新性和实用性。

参考文献

[1] 李瑞生，周逢权，李燕斌.地面光伏发电系统及应用[M].北京：中国电力出版社，2011.

[2] 毛建荣，周逢权，马红伟.微电网组网优化设计[J].华北电力技术，2012，（1）：32-35.

[3] 张洋，李献伟.基于有功缺额的微电网集中控制策略研究[J].电力系统保护与控制，2011，39（23）：106-111.

[4] 丁明，王敏.分布式发电技术[J].电力自动化设备，2004，24（7）：31-36.

作者简介：贾继灏（1981—），男，河南省电力公司检修公司工程师，研究生，研究方向：电力系统运行；马丽丽（1982—），女，河南省电力公司安阳供电公司工程师，研究生，研究方向：电力系统继电保护；张大伟（1983—），男，河南省电力公司安阳供电公司助理工程师，研究方向：电力系统一次检修。

水电站移交书 篇4

开工日期：2013年11月20日 完工日期：2014年 8月7日 主要机电设备：

1、水轮发电机组及辅助设备 1·1三台HLA351-WJ-115水轮机 1·2三台SFW5700-8/2150发电机 1·3三台GYT-1800调速器 1·4三台重锤蝴蝶阀 1·5二台技术供水滤水器

2、电气设备

2·

1、一台SF10-20000/121主变压器

2·

2、二组110KV带单接地刀闸隔离开关及操作机构 2·

3、一组110KV带双接地刀闸隔离开关及操作机构 2·

4、三台110KV电流互感器 2·

5、三台110KV电压互感器 2·

6、一台110KV SF6断路器

2·

7、一台110KV主变中性点隔离开关 2·

8、一套110KV主变中性点放电间隙 2·

9、一组110KV避雷器 2·

10、升压站其它设备 2·

11、三台6.3KV励磁变压器

共3页

第 页 云南贡山丹珠河二级水电站机电设备安装工程移交书 2·

12、一台6.3KV厂用变压器 2·

13、九面6.3KV高压开关柜 2·

14、全厂控制、保护、测量表计设备 2·

15、厂用电系统及电气设备接地 2·

16、直流系统设备 2·

17、综合自动化设备

2·

18、全厂油、水等辅机系统电气 2·

19、全厂电缆工程

云南贡山丹珠河二级水电站水轮发电机组及辅助设备、厂房电气设备、110KV电气设备经过数月的安装、调试，各项参数均符合设计要求，并经过甩负荷及72小时试运行，机组振动、噪声、轴承瓦温等各项动态指标均达到设计要求，电气设备性能运行稳定，控制保护动作准确可靠，可安全投入生产，创造效益。

移交材料：1）机组设备安装记录；

2）机组及辅助设备安装单元质量评定表；

3）备品件；

4）电气设备安装试验记录，保护调试记录； 5）电气设备安装单元质量评定表;； 6）变电站及机组调试报告； 7）电气竣工图。

备注：设备合格证、使用说明书等设备资料原先均由电站保管

移交意见：同意移交

此移交书一式叁份，建设单位、监理单位、移交单位各执一份。

共3页

第 页 云南贡山丹珠河二级水电站机电设备安装工程移交书 移交单位：福建南平闽龙水电设备安装有限公司

云南贡山丹珠河二级水电站项目部

签

名：

****年**月**日

建设单位：云南贡山县恒远水电开发有限公司

签

名：

监理单位：

签

名：

共3页

第 页

年

月

工程验收移交流程 篇5

为了更好的维护入网设备，提高后台部门的服务支撑能力，现规范工程验收移交流程如下：

一、网络建设部在工程施工结束且具备工程验收条件的前提下，将验收申请以邮件形式在验收日前2天提交网络运行维护部各相应专业主管，同时应提交电子版验收资料。

二、网络建设部在验收前应准备相应验收资料，包括：工程设计、工程验收文件、开工报告、完工报告、网络组网图、设备安装位置图、已安装设备明细表、测试记录、备品备件清单、设备类剩余料清单、合同文档（包含设计、施工、监理、设备采购合同，可提供复印件）等。验收资料应具备纸质及电子版，其中电子版文档网络建设部应在向网络运行维护部提交验收申请时一并提交。

三、运维部门人员在工程验收时应严格检查工程质量，包括安装工艺、技术指标及测试指标，审核工程验收资料与实际是否相符。

四、对于工程验收时发现的问题，若不影响网络、设备正常运行，且不存在安全隐患，同时验收现场运维部门人员认可时，方可由运维、建设部人员在相关验收资料上签字，同时由运维部门人员与网络建设部人员共同形成工程遗留问题文档，由网络建设部限期进行整改，网络建设部整改完成后通知验收当日运维人员进行整改确认。

五、对于工程验收时发现的问题，运维部门人员不认可验收通过时，则由网络建设部限期进行整改，整改完成后网络建设部按上述流程重新进行组织验收。

六、工程验收通过后，由运维部门人员与建设部人员共同在相关验收资料上签字确认，由建设部人员将其中一套完整的工程验收资料以及备品备件、设备类剩余物资移交运维部门人员。

七、上述工作完成后，由网络建设部工程主管与网络运维部专业主管共同签订工程移交证书，双方各自留存一份，至此工程验收移交流程结束，运维部门接手开始进行正常网络、设备维护。

八、工程项目地点在各县（区）时，由网络建设部通知各县（区）分公司进行工程项目验收工作，工程验收通过后，由网络建设部将纸质验收报告提交网络运维部各专业主管。

光伏电站施工合同 篇6

甲方：

合同编号： 乙方：

签订地点：

依照《中华人民共和国合同法》、《中华人民共和国建筑法》及其它有关法律、行政法规，遵 循平等、自愿、公平和 诚 实 信 用 的 原 则，甲 方 与 乙 方 就 建 设 太 阳 能 光 伏 发 电 站 工 程 施 工 事 项 协 商 达 成 一 致，订 立 本 合 同 ：

1.建设工程施工对象及内容：

工程名称：

工程地点：甲方指定地点

施工范围：制做水泥底坐、填埋、支架安装、组件安装、线路连接、安装配电房电器及协助并网等施工，并自行购买辅材。

2.工程计价方式：

2.1本合同价款采用固定综合单价方式确定。

固定综合单价:

每瓦

暂定总价：根据每个项目装机容量确定

工 程 结 算 价：工 程 结 算 价 =甲 方 确 认 的装机量*固定综合单价 +（-）工程量增减变更部分费用

工程结算时间：每单个项目并网验收合格后进行结算 2.2价格调整： 除下列情况之一者可作调整 2.2.1甲方代表确认的工程量增减

/ 6

2.2.2施工难度有较大程度的增加或安装工程量有明显的减少

上述情况发生后，由乙方编制调整预（结）算书送甲方审核，甲方有权委托造价咨询机构进行审计，确定合同价款的增减。未经甲方确认的甲方不支付任何增加费用，由于乙方自行核算导致的漏项由乙方自行承担。2.3 工期要求：

开工时间：根据甲方通知为准 竣工时间： 根据甲方要求

3.质量标准：

工程质量应满足以下要求：

3.1 本合同工程质量目标：合格，达到甲方要求，能正常并网（设备质量问题除外）。因乙方原因致使工程质量达不到约定的质量标准，乙方应无偿返工，直达到规定合格要求，给甲方造成损失的，乙方应承担赔偿责任。

3.2所有立柱按设计要求安装，间距符合图纸或通知要求，水平一致，高度一致，方位角度符合要求，每阵列组件水平一致，间距一致，所有斜撑按设计要求装在同一高度，所有螺丝必须拧紧到位，所有支架必须接地防雷；支架切口与非热镀锌螺丝垫片必须喷镀锌漆；光伏组件安装要平直，压块锁到位，按要求进行串并连接，电线插头插紧到位，并检测每串电压正常，整理好线材，阳光能照射到的线材需外加保护设备；变压器与塑壳断路连接必须用接线端子通过液压钳压紧进行连接，接地良好，接地角铁（50*50）需插入地下2米以上；所有螺丝、垫片用热镀锌或不锈钢材料，确保不生锈，水泥底座必须固定稳固，不下沉，不

/ 6

被大风吹起。

4.甲方义务：

4.1按本合同约定，向乙方支付劳务报酬；

4.2负责与业主方、设计及有关部门联系，协调现场工作关系，为乙方施工协调符合要求的施工场地，由于业主方或甲方的原因造成误工甲方对乙方给于误工补偿；

4.3 提供完成项目所要的主材料（组件、支架、逆变器、隔离变压器、配电箱、开关、汇流套件、线材）；

4.4 指定现场代表，协调处理相关现场事务；

4.5现场工程管理、监督与检查，协助乙方搞好同其他工序的配合； 4.6编制本工程的整体进度计划，并且对乙方的施工计划提出明确要求；

5.乙方义务：

5.1 乙方需具有电力工程施工资质与安全生产许可证，组织具有相应资格证书的熟练工人投入工作，按国家规定为所有施工人员购买意外安全保险，定期组织施工人员身体检查，做到健康合格上岗，操作人员持有效证件、持证上岗；

5.2 采购符合规格符合质量的辅材（包括螺栓螺母、垫片、pvc管材、桥架、水泥沙子等主材以外的材料）；

5.3严格按照甲方设计图纸、施工验收规范、有关技术要求精心组织施工，确保工程质量达到约定的标准；投入足够的人力、物力，保证工程按时完成；加强安全教育，认真执行安全技术规范，严格遵守安全制度，落实安全措施，确保施工安全；加强现场管理，严格执行建设主管部门

/ 6

及环保、消防、环卫等有关部门对施工现场的管理规定，做到文明施工；

5.4自觉接受甲方及有关部门的管理、监督和检查；与现场其他单位协调配合，照顾全局，服从甲方转发的业主方及工程师的指令； 5.5配合甲方及业主进行质量检验、办理交工验收与保修期内的维护工作；

5.6做好施工场地周围建筑物、构筑物和地下管线和已完工程部分的成品保护工作，因乙方责任发生损坏，乙方自行承担由此引起的一切经济损失；

5.7乙方负责提供材料存储场地与保管，协助大件材料的卸装与所有材料的二次转运，合理使用甲方供应的材料、设备。当天没有用完的材料在不能确保安全的条件下要拉回工厂保管，不能故意丢弃损坏甲方的材料。光伏板按每50KW 2片的损耗率计算，多出部分按成本价在工程费中抵扣；

5.8施工管理及进度应服从甲方对整个工程的总体要求，积极接受甲方的生产指挥和调度，准时参加甲方通知的生产调度会及有关的生产会议，按照甲方的计划安排，积极组织施工，如期完成所承担的施工任务；

6.安全施工与检查：

6.1乙方应遵守工程建设安全生产有关管理规定，严格按安全标准进行施工，并随时接受行业安全检查人员依法实施的监督检查，采取必要的安全防护措施，消除事故隐患。施工人员的一切安全责任由乙方负责，与甲方无关。

6.2乙方项目管理人员应严格管理劳务人员，不得在施工工地酗酒，不

/ 6

得在工地参与赌博吸毒、寻衅滋事、打架斗殴、下河（水库）游泳，不得阻碍甲方现场管理人员、业主方、行政主管部门行使监督检查工作，不得对前述人员进行任何形式的个人人身权益的侵害；

6.3按照国家有关规定，为员工配备必要的劳动防护用品及合格有效的安全工器具（安全帽等），并监督、教育员工正确使用，高空作业必须系安全带；

6.4乙方按规定提供本单位的所有安全资质、资格证明材料，并对其真实性负责，按规定对员工进行安全教育，对新进人员进行安全教育和考核；

6.5严格特种作业人员管理，包括特种作业人员的培训、复审，持证上岗，并报甲方备案。对地下管线、架空线路以及已建成的装置采取相应的保护措施。

7.施工验收：

7.1乙方应确保所完成施工的质量，应符合本合同约定及行业质量标准。7.2 工程经验收不符合质量标准规定的部分，乙方应在限定时间内修改后重新验收，直至验收符合质量标准。由此发生的修改费用全部由乙方承担，工期不予顺延；

7.3甲方的检查和验收并不减小或排除乙方对工程质量应承担的责任。

8.争议

8.1甲方和乙方在履行合同时发生争议，双方协商解决，协商不成的，双方同意向甲方住所地有管辖权的人民法院起诉解决；

8.2因该工程相关的任何形式事故或质量纠纷，双方同意提交甲方所在 5 / 6

地的鉴定机构或质检机构进行鉴定，鉴定结果对双方均具有法律效力。

9．批准文本：

本协议以打印文本为准，对本协议的任何手工添加或单方面的更改无效，变更须以双方签字盖章后的书面合同或盖章后的书面承诺为准； 如有未尽事宜，经甲乙双方共同协商后以补充协议方式规定，补充协议与本协议具有同等法律效力。合同签订份数及生效本合同一式两份，甲方持一份，乙方执一份；本合同经双方签字并盖章后生效，未经甲方书面同意，乙方不得转让本合同的任何权利和义务。

10.附件：

1、县城施工材料由甲方把主材发物流至当地县城，再次转运至工地由乙方负责；

2、项目地在县城的综合单价在原基础上增加0.1元每瓦。

甲方：

乙方： 地址：

地址： 法定代表人：

法定代表人： 委托代理人：

委托代理人：

订立时间：

****年**月**日

订立时间：

****年**月**日

光伏电站并网技术问题探析 篇7

1.太阳能电池;2.阵列防雷汇流箱;3.太阳能电池阵列支架;4.大型并网逆变器;5.交流汇流箱;6.电网接入系统;7.电网

对光发电影响最大的因素是光照和线路电压超限。光伏电站规模的日益庞大, 长距离输电的电压稳定性以及光伏发电接入引起的电网供电质量成为制约光伏发电建设和开发的重要瓶颈。

1 光伏电站并网方式的选择

光伏电站并网方式有专线接入和支接两种方式, 如图2所示。专线接入方式要求变电站间隔的设备齐全, 输电线应进入其内。支持接入方式从一条线路或环网柜引出分支输电, 而不是从变电站间隔内引出。分支点没有断路器、CT等电气设备。光伏电站采用专线接入系统, 运行管理相对简单。而光伏电站支接入某条馈线, 单电源线路变化成为双电源线路, 增加了运行检修难度。由于配网运行方式的变化较大, 伴随着被支接线路或其他相关线路运行方式的变化, 可能会导致不同的多条线路由单电源线路变成双电源线路, 这也大大增加了运行管理难度。

光伏电站通过支接方式接入, 则可能使配电网原有保护失去作用。对电流保护造成影响, 可能会导致本线路保护动作的灵敏性降低, 也可能会导致本线路保护误动作以及相邻线路的瞬时速断保护失去选择性。逆功率流对计量装置造成影响, 可能致使原线路潮流反向流动, 需要改造原有计量装置。更严重的情况是, 配网运行方式改变后, 其它线路的计量也会涉及到该问题, 需要随之更换。

由以上分析可见, 光伏电站通过专线接入对电网影响较小。但是, 大量的专线接入对电网资源 (间隔资源等) 需求过大, 在接入设计中, 应进行详细的技术经济方案论证, 经济性具有较大优势的情况下, 也可采用支接方式接入电网, 在其投入运行后, 加强管理, 以减少对配电网的影响。

2 分布式并网光伏电站防逆流

光伏逆变器在将光伏组件产生的直流电变换成交流电时, 会夹杂有直流分量和谐波、三相电流不平衡、输出功率不确定性等, 目前基本没有采取有效的治理手段, 因此, 当有发电功率送往公用电网时, 就会对电网产生谐波污染, 易造成电网电压波动、闪变等, 如果有许多这样的发电源向电网输电时, 会导致电网电能质量严重下降。所以这类光伏发电系统必须配套加装防逆流设施, 来防止逆功率的发生。

简单的防逆流, 就是加装逆功率继电器, 监视并网点的功率, 当出现逆功率时, 就切断光伏逆变器发电回路, 要恢复光伏逆变器的发电, 只能是人工干预。这种防逆流方式会造成光伏发电系统的极大浪费。

智能防逆流设施, 应同时具备如下两个功能: (1) 防止逆功率的发生; (2) 使光伏发电系统发电功率最大化;在发生逆功率时, 防逆流设施能及时切除多余的光伏发电功率, 而不是全部;在无逆功率时, 能及时投入必要的光伏发电功率, 保证光伏系统尽量多发电;充分利用光伏逆变器的软命令功能, 调节发电功率。

对于整个系统统一的防逆流, 对有多个公用电网并网点, 多段配电母线和多个光伏发电单元/逆变器, 进行统一的监视、统一的逻辑判断和分析、分别的光伏发电单元/逆变器功率投切。系统的目标应该是:适应单母线、双母线和多母线配电系统;自动防逆流, 切除与投入双向智能逻辑;接触器投切与逆变器升降命令最佳配合;防止逆流原则下, 太阳能发电的最大化。

通过分布在并网点和每个发电单元/配电柜的测控表测量获得各点的功率, 由防逆流控制器统一集中获得所有功率, 并按整定的系统逻辑, 对各个发电单元的接触器操作进行防逆流投切。可选地, 可以考虑通过与逆变器的通信规约进行逆变器功率的升降作为一种配套的投切策略 (当然逆变器要支持这种功率调节方式) 。

3 结束语

我国的太阳能光伏发电呈现出“大规模集中开发、中高压接入”与“分散开发、低电压就地接入”并举的发展趋势。光伏发电通过电力电子逆变器并网, 易产生谐波、三相电流不平衡;输出功率随机性易造成电网电压波动、闪变。建筑光伏直接在用户侧接入电网, 电能质量问题直接影响用户的电器设备安全。需要对光伏电站并网技术进行更加深入的研究。

摘要：光伏发电与常规发电最大的区别是不存在转动惯量和阻尼, 逆变器决定其运行控制特性。光伏发电的大规模接入对电网的安全稳定分析提出了新的挑战。本文在分析光伏电站接入电网方式和制约条件的基础上, 探讨了分布式并网光伏电站防逆流问题。对于光伏电站的安全稳定运行及无缝接入电网具有积极的意义。

关键词：光伏发电,逆变器,接入,防逆流,谐波

参考文献

[1]刘方锐.多机光伏并网逆变器的孤岛检测技术[J].电工技术学报, 2010.

光伏电站的博弈游戏 篇8

不仅如此，由于光伏电站在资产、现金流以及流通方面都有着显著的优势，中国的银行、现金流充裕的企业和稳定收益型基金也在紧跟这些光伏企业的步伐进军电站建设领域。另外一些光伏企业则在分布式光伏政策的支持下，开始进入小型并网/离网光伏发电系统、光伏建筑一体化等项目中。

中国的主流光伏企业，如天合光能、英利、阿特斯等都不同程度地涉及光伏系统集成相关业务。本刊连续追踪了一年的光伏电站发展动态，试图向读者全景揭示光伏电站发展路途。

组件企业为何进入？

2012年，中国光伏组件企业可谓是遭遇到了行业的寒冬。欧债危机、政府补贴削减、产能过剩等因素让整个光伏产业陷入低迷状态。数据显示，到2011年，全球光伏产能过剩为10GW，其中8GW来自中国，到2012年产能过剩上升到22GW。

这一年组件企业的心情可以用一句宋词来表达：“月挂霜林寒欲坠。”在这样的行业背景下，行业的洗牌已经是不争的事实。由于欧洲市场需求大幅消减，相关国家先后下调了补贴力度，而中国的市场还没有完全开放，因此“欲住也，留无计，欲去也，来无计”成了行业真实的写照。

光伏电池板卖不出去，企业的库存压力快速增加。2012年66家已发布年中报的光伏上市公司数据统计显示，上半年存货共计达450.87亿元，比去年年底的409.89亿元增长41亿元。而这一数字在去年年中为374.71亿元，光伏主要企业存货在过去一年时间内增长了75.15亿元，同比增幅达20.32%。赛迪智库统计表明2012年全国156家电池组件企业太阳能电池产能已超过40GW，而2012年全球电池产能仅为80GW，亟待消化的产能有一半是在中国。

于是，大量的一线光伏大厂都开始进入电站建设领域试图来去库存压力。相关企业都认为电池板销售不出去，做电站用上它总比放在库房里强。但行业内部人士则指出，这是从短期库存变成长期库存，由于现金流无法兑现，所以企业的风险实际是被转移到电站一端。

与此同时，中国的光伏系统集成商也在紧跟政策的风向标伺机而动（集成商的工作包括组件的采购或制造、电站的设计建造、并网发电、运营管理等）。受到国家“救市”的利好政策——敞开国内分布式光伏市场，强制光伏发电并网的影响，主流系统集成商，如中国电力投资集团、黄河上游水电开发有限公司、中广核太阳能开发公司、中电电气、中盛光电等快速在青海、甘肃、宁夏、新疆、内蒙古等西部省份布局。

据本刊记者统计发现，2012年国家发改委加大了光伏项目审批速度，截至2012年底已有约60个光伏发电项目获批，涉及装机容量超100万千瓦。而在2011年国家发改委全年批复的光伏项目只有36个，装机容量为33 .5万千瓦，约为2012年的三分之一。

中国电站建设下游市场窗口被充分打开了，这已经成为现实。但一些专业技术背景较强的集成商则表示了忧虑。一位集成商说，“在目前汹涌的电站开发热潮中，电站开发的质量堪忧，豆腐渣工程隐现。”

由于电站开发需要具备一定技术能力，一个设计细节，可能会影响到整体运营成本。一个电站项目只有在真正运营起来之后，才能发现其存在的问题。而目前，在光伏制造商的围攻中，原来作为电站开发主角的系统集成商的利益受到严重挤压。原来依靠在电站开发中销售组件的差价而赚取的利润，如今也被制造商的直销而剥夺；而华能、大唐等国企与电力公司的背景关系，在协调电网的能力上显然也比集成商更具有优势；集成商的盈利空间逐渐被蚕食。

盈利模式在哪里？

光伏电站完整的产业链包括：单/多晶硅生产企业、组件制造企业、开发电站的系统集成商（包括开发商和 EPC/安装商）、运营电站的业主，以及购买电力的用户等。和其他环节相比，光伏电站开发由于在技术、市场、资金及产业链四大方面的竞争门槛较高，无疑是全产业链中综合竞争能力最强的一环。

目前，针对于光伏电站投资建设，市场上有三种比较常见的模式：一种是BOT，一种是BT，另外一种是EPC。光伏电站投资建设这三种模式，如图2所示。

其中BOT模式是指Build-Operate-Transfer（建设-经营-转让），是集建设和经营于一身，在合同规定的一定年限后，再转让出去的一种模式。这种模式需要一定的资金实力，受投资商青睐。

在BOT模式下，当电站项目建成后，并且各方验收合格后，电站开发商通常会选择将电站售出给运营商（一般以电力集团为主），以达到资金快速回笼的目的，而双方出于各自利益的考虑，在短期内并不一定能够达成共识。此时，电站开发商会选择自己当运营商，同时再寻找适当的买家，伺机出售电站。BOT项目的特点是投资规模大、经营周期长、风险因素多。

BT模式是指Build-Transfer（建设-移交），即通过特许协议，引入国外资金或民间资金进行电站建设，电站建设完工后，该项目设施的有关权利按协议由运营商赎回。BT模式中影响企业利润率的，主要是电站的售出价格。国内光伏电站的收购方主要为国有电力公司、基金投资公司等。

就BT盈利模式自身而言，企业进入门槛相对较低，解决自身资金问题后，如果企业有一定的渠道，能够优先获得电站开发权，再利用银行贷款杠杆，公司就可以进入BT盈利模式。目前，该种盈利模式下，净利润率高达8%～10%左右，远高于传统光伏制造业务。

EPC模式是指Engineer-Procure-Construct，是对一个工程负责进行“设计、采购、施工”，即工程总承包。这种模式下，光伏电站的工程总包方，即按照合同约定，承担工程项目的“设计、采购、施工、试运行服务”等；并且对承包工程的质量、安全、工期、造价全面负责，而相应的工程承包商必须具有 EPC 资质。EPC则是集设计、采购和施工于一体，更多的是为其他人打工，对资金的要求也相对低一些。在国内，做系统工程的企业包括：正泰、阿特斯、保利协鑫等，且之间竞争相对比较激烈，毛利率水平近年来呈现下降趋势。

nlc202309022226

目前，BT的盈利模式适用于技术标准明确、资金实力雄厚、尚没有工程建设管理经验或能力的开发商。目前有专家将光伏电站 BT盈利模式归结为“有钱人的游戏”，其主要原因是BT的盈利模式通常需要开发权、资金、销售渠道三个方面的布局。

BT盈利模式中，公司须有电站的开发权，也就是“路条”。其中“小路条”就是省级政府统一将该项目列入本省建设规划的批文。大路条是由省级政府及项目最终投资方共同向国家发改委提出项目申请，由国家发改委递交国务院会议通过后得到项目立项的批文。该过程比较漫长，需要大量资金投入。

此外，BT 模式下，电站开发商需要有较强的融资能力，一般最低要求为 20%的自有资金+80%的银行贷款。目前A股市场上的光伏制造企业所涉猎的下游光伏电站业务，且基本上都采用BT模式作为其盈利模式。比如海润光伏、综艺股份、中利科技、向日葵等公司等。

而BOT模式和EPC模式则应用越来越少。主要原因有两个：其一，对大部分企业来说，拿到EPC资质非常困难，需要较长的时间。而项目开发商在选择工程建设队伍的时候更倾向选择具有一定电站建设经验的企业（集成商），光伏制造企业很难在该领域很快具备竞争优势。其二，绝大部分企业不想充当电站运营商。这一方面是由于光伏电站投资回收期一般长达8～15年，这些光伏制造企业在现金流压力下等不起，更倾向获得较快的收益；另一方面，我国电价补贴政策每年都有新的变化，光伏企业无法确认1元/kw.h的上网电价执行年限，且长期来看，上网电价补贴下降是必然趋势，民营企业不愿意冒这样的风险。因此，目前传统的中小光伏设备制造企业，一般更多的会选择BT盈利模式。

风险骤升

目前，全球新能源快速发展已经成为新经济领域中耀眼的明星，从太阳能到氢能，从生物质能到页岩气。这种探索新的能量的供给方式会给目前的经济以何种冲击，我们相信是巨大的。但是新能源的发展也意味着原有利益格局的打破，而且由传统能源过渡到新能源的过程中，还涉及到经济背景和产业环境的支持。

以当前的太阳能的发展趋势来看，光伏组件在海外受到了相当大的销售阻力，只有光伏电站是其中收益率最稳定和可观的固定资产投资，且作为串联光伏产业上游制造和终端应用的核心环节，光伏电站的建设对推动整个新能源产业升级和应用普及承担着不可替代的关键枢纽作用。

但目前各方专家都对过度开发的国内光伏电站建设提出了预警。

电站的建设和运营本应是企业家的任务，但其愈来愈成为资本家的玩物。目前大量电站建成却未运营，就像新建却空置的房屋，对整个产业来说，最终可能会引发严重的产业危机。以下是记者根据目前光伏产业的趋势总结做出的风险预估：

风险1：BT模式利润率快速下降

由于BT模式的进入门槛较低，以电站建设平均成本15元/瓦计算，建成电站能以高于16.5元/瓦的价格转售，其净利润率明显高于严重亏损的传统光伏制造业务。目前的电站转让市场已经成为买方市场，个中原因一是电站开发商快速增加，二是部分电力公司开始自己投资建设电站，而基金投资公司也日趋谨慎进行投资。BT模式的利润模型显示其核心在于把电站销售出去，但是如果电站开发过度，越来越多的电站建成后却会成为巨大的负担。一旦电站卖不出去，制造商不仅将面临资金占用压力，其自身运营电站还可能导致亏损。此外，目前已建成的光伏电站有相当一部分存在客户超期拖延货款的情况。据业内人士透露，光伏企业的这类债权已经达到“相当大的数字”，而一旦有光伏企业的资金链因此断裂，其引发的连锁效应很可能导致行业面临新的严重危机。

风险2：补贴政策风险

除了价格战和质量问题，电站开发盈利的最大问题——光伏并网、并网电价、补贴等方面政策，或不明朗，或仍待落地，都使企业面临多方面风险未消。记者采访中发现，很多企业主都形成了这样的观点：没有补贴，光伏电站一定会死掉，只是时间早晚的问题。

光伏补贴不能及时到位，会导致供应商、开发商、投资商之间的三角债，长此以往，企业就没钱去做研发和质量改进，零部件的质量也会下滑，最后必然导致整个行业设备质量下滑。“兵马未动，粮草需先行，补贴资金不解决，企业即便进行投资，补贴资金不到位也会成为产业链上游的噩梦。”

风险3：电站并网难

现在全国光伏电站遇到的问题都是电站好建、网难并。光伏电站多建在偏远地区，电网未覆盖到位，发出的电难以外输。中国西部地区有很好的太阳能资源，有大片的面积适合建大规模电站，大型电站可能是一个优势，但其中也存在很多问题。西部是我国经济不发达的地区，工业偏少，用电量不多。其次是国家电网调度和接纳新能源电力的能力还存在很多问题。

风险4：电站的质量风险

目前由于光伏企业的竞相加入，光伏电站建设领域已出现了价格战的苗头。成熟的太阳能市场，投资者对于组件、逆变器、支架、变压器、电缆等最重要的产品的质量应该非常关注，作为电站这样的工业系统工程，其质保非常关键，所以目前在德国等太阳能建设的过程中，开发商都对EPC开发企业的资质进行严格的审查，保证施工的质量和组件安装过程中不会对其衰减、隐裂、功率等造成损失。但是如果大量的组件制造商进入电站建设领域，如果发生规模性的价格战，链条中的电站质量可能会出现问题。正常情况下，电站需要8年以上正常运营才可以收回成本。一旦某座电站的质量出现问题，影响的绝对不是一座电站，而是其所代表的光伏能源系统。

此外，电站在运营过程中还会因投资模式、投资渠道、投资方式、投资回收期、汇率风险等带来的资金安全问题。而目前日新月异的技术革新一旦产生突破，譬如如果多晶硅的效率超过20%，原来所设计运行的光伏电站都有被抛弃的风险。另外，薄膜产品也开始对这个领域虎视眈眈，虽然由于其自身效率还难与多晶硅产品竞争，但是未来仍不可小觑。

本刊在此为从事这个行业或者相关行业的人士做出预警，主要是由于目前中国光伏电站建设在市场准入、技术规范、安全保障以及资源配套等方面都出现制约因素，光伏电站的投资风险已经持续累积。太阳能电站是资金量要求巨大的项目，如果企业无法及时融资或者出售，将会造成资金链断裂等问题，继而会对中国的光伏行业带来进一步冲击。

光伏电站工作汇报 篇9

光伏电站分三期共计70MW，全部采用常州亿晶生产的单晶硅电池组件，单片功率250/260W，经串联升压至740V DC后汇流至逆变器，经逆变后变成400V/315V AC后再升压至35kV，通过三条送出线路送至220kV汇集站。

电站于2013年12月全部并网发电，运行至今已逾950天，实现了电站生产零事故。

二、电量指标完成情况

截止8月2日，光伏电站累计发电23552万kWh。2016年电站发电量目标9426万kWh，已完成5156万kWh，计划完成率54.7%。年度可利用小时数732h，年度可利用小时相对值109.03%，在地区光伏电站排名第一。

三、电站为提高电站生产管理水平做的工作

1、光伏电站由于设备数量多，因此，巡回检查变成了最重要的一项工作。电站针对现场实际制定并多次修改了现行比较合理全面的巡检制度及记录表，包括日巡检、周巡检等。并将责任落实到值，落实到人，保证现场设备安全稳定运行。

2、优化省调AGC系统控制策略，将以前的目标/台数的控制策略修改为检测逆变器运行状态后确定台数并均分目标负荷，这样做的最大好处是当一部分设备停电时，AGC系统会将其停电前接带的负荷补充到正常发电的设备，保证了特殊情况下不因某一期设备停电而损失电量。

3、优化了缺陷登记机制，制定了缺陷闭环管理制度，结合

两票共同促进电站标准化、规范化管理。对发现的缺陷自行处理，要求电站人员全员参与，在处理过程中结合厂家指导，站长、班长现场讲解，最终达到促进电站全员技能水平的目的。

4、修改了升压变缺相保护器控制策略，解决了光伏电站早晚因辐射值不稳定引起的变压器低压断路器跳闸。

5、针对站内通讯通道全部为光纤汇集通道的现状，电站购买了光纤熔接检测工具并进行了培训，实现通讯故障不隔夜，并且对三条出线差动保护光纤通道故障进行了重新熔接，保障了设备安全稳定运行。

6、对电站各方阵发电量进行对标分析，结合缺陷处理，最大程度保障电站发电状态为最优。

7、结合发电量对标、巡检等等工作，持续优化电站监控系统，使得电站运行人员工作效率更高。

8、修改三期无功补偿控制柜二次接线，将合闸允许线从合闸回路剔除，解决了高压每次停电后无法直接合闸的情况。

9、制定了《光伏电站备用设备管理制度》，保证了电站无功补偿装置、消防水泵等设备“备而可用”。

10、制定了“光伏电站工作标准”，对电站日常工作进行了细化管理，标准化管理。

工程竣工验收、移交管理 篇10

一、工程竣工验收

（一）工程竣工验收应具备的条件

（1）完成建设工程全部设计和合同约定的各项内容，达到使用要求；

（2）有完成的技术档案盒施工管理资料；

（3）有工程使用的主要建筑材料、建筑构配件和设备的进场试验报告；

（4）有设计、施工、工程监理单位分别签署的质量合格文件；

（5）有施工单位签署的工程保修书

（二）工程竣工验收程序

（1）施工单位完成设计图纸和合同约定的全部内容后，自行组织验收，并按国家或地方有关技术标准自评质量等级、编制竣工报告，由单位法定代表人和技术负责人签字并加盖单位公章后，提交给监理单位。竣工报告应包括已完工程情况、技术档案盒施工管理资料情况、建筑设备安装调试情况、工程质量评定等内容。

（2）监理单位核查竣工报告后，对工程质量等级作出评价。竣工报告经总监理工程师、监理单位法定代表人签字并加盖单位公章后，由施工单位向建设单位申请竣工验收。

（3）建设单位提请消防、质量监督等有关行政主管部门进行专项验收（专项验收收程序遵照行政主管部门规定），监理单位督促施工单位按专项验收部门提出的意见整改完毕，以取得合格证明文件或准许使用文件。

（4）建设单位审查竣工报告，并组织设计、施工、监理等单位进行竣工验收。

（5）建设单位编制建筑工程竣工验收报告，建筑工程竣工验收报告应包括以下内容：工程概况、施工许可证号、施工图设计文件审查意见、工程质量情况以及建设、设计、施工和监理等单位签署的合格意见。建设工程竣工验收报告应使用建设行政主管部门印制的格式文本，份数按主管部门要求。

（三）验收监督

（1）建设单位组织工程竣工验收前，应提前通知工程质量监督机构，并提交有关质量文件和质保资料，工程质量监督机构应派员对验收工作进行监督。

（2）工程质量监督机构对验收工作中的组织形式、程序、验评标准的执行情况及评定结果等进行监督。验收不通过，工程不得投入使用。竣工验收日期以左后通过验收的日期为准。

（3）建设单位在竣工验收通过后，即可进入验收备案程序。

（四）竣工验收备案

（1）建设单位必须在竣工验收合格后规定时间内（按各地行政主管部门规定）向主管部门办理备案手续，需要提交备案表、建筑工程竣工验收报告、消防验收意见书、质量监督部门的验收结果通知单、施工单位签署的工程质量保证书等资料。

（2）建设单位向主管部门领取备案表，加盖公章和法人代表签章，并提交前述资料向主管部门备案。

二、工程移交

（一）移交的条件及标准

（1）建设工程全部设计和合同约定的各项内容均已完成，且达到使用要求；

（2）工程竣工验收完成且通过，有完备的竣工图纸和竣工资料；

（3）水、电有供应正常，设备运转正常，并提交设备使用说明书、原理图、随机的备品备件等；

（4）全部锁匙齐备且有编号；

（二）移交的程序及手续:

光伏电站输出功率影响因素分析 篇11

【关键词】光伏电站；输出功率；影响因素；分析

近年来，国际贸易保护主义抬头。我国与别国的贸易摩擦不断增加，其中光伏产业的贸易摩擦就是其中之一。随着美国和欧洲对我国光伏产业的反倾销制裁，我国光伏产业的发展发生了变化，不再是过去的大型并网光伏电站，而是朝着小型化、分布广的方向发展。在这样的背景下，我国的太阳能光伏产业得到了发展。光伏发电可以有效利用太阳能，可以在一定程度上缓解能源短缺和环境污染。但是光伏发电系统具有随机不可控的特性，容易受到外界因素的影响，比如光照、温度等，这些因素会影响到光伏电站的输出功率。如何提高光伏电站的输出功率，降低成本，提高效益，是从事光伏产业人员不断研究的问题。

1.影响光伏电站输出功率的因素

1.1日常天气因素

日常天气是影响光伏电站输出功率的重要因素。在晴天、多云、雨天、阴天等不同天气里，光伏电站的输出功率是不同的。太阳光照好的天气，比如晴天，光伏电站的输出功率就高。太阳光照不好的因素，比如阴天，光伏电站的输出功率就低。可以说天气越好光伏电站的输出功率越高。但是我们知道天气是不可控的，今天是晴天，明天可能是阴天，也可能连续连续阴天连续晴天。天气的随机性很大，光伏电站输出功率很不稳定。即是在同一天里，光伏电站的输出功率也是不同的。早上和晚上光伏电站的输出功率很低，早上到中午输出功率不断升高，在十二点下午两点之间达到最高值，下午到晚上输出功率不断降低。在一天当中，有的时候光电站输出功率可能接近零。所以，在同一天里光伏电站的输出功率的波动性也很大。

1.2太阳辐射强度因素

太阳辐射强度是影响光伏电站输出功率的又一重要因素。所谓太阳辐射强度，是指太阳光在一定的时间内，对地面单位面积垂直投射的能量。从理论上讲，太阳辐射强度是影响光电站输出功率的直接因素。因为光伏电池产生的伏特效应主要是受太阳辐射强度的影响，辐射强度大，光伏电池的出力就强，辐射强度小，光伏电池出力就弱。可见光伏电站输出功率与太阳辐射强度是成正比的，它们的变化趋势基本一致，波动的形式也基本相同。我们要想使光伏发电站输出功率最高，就应该在太阳辐射强度最大的时候使用光伏发电站。其实，在业界，太阳辐射强度一直是进行预测光伏发电的重要指标。

1.3温度因素

温度对光伏发电站输出功率的影响非常大。其实大气温度是影响光伏电站输出功率天气因素的延伸，也是天气影响电站发电功率的本质原因。光照好的天气，温度自然就高。光照差的天气温度自然就低。温度与光伏电站输出功率的关系是正相关，即大气温度高的时候光伏发电站输出功率就高，大气温度低的时候光伏电站输出功率就低。在上面我们提高，在同一类型天气里，光伏电站输出功率是不相同的，直接原因就是各天的温度是不一样的。即使在同一天里，由于早中晚的温度不相同，早中晚光伏电站输出功率的变化是一个波峰形，在中午的时候达到最高值。因此，温度是影响发电功率的重要因素之一。

1.4灰塵因素

灰尘对光伏电站输出功率的影响也比较大。我国城市化步伐加快，城市环境却日趋恶化，雾霾天气频发，大气中出现了许多的颗粒物，这些颗粒物不断沉积形成灰尘，影响光伏电站电池的散热和受光，从而影响了发电功率的输出。灰尘对光伏发电站输出功率的影响主要表现在以下两个方面。一是灰尘影响光伏组件的散热。在我国光伏电站普遍使用的是硅电池组件，这种硅电池对温度的反映特别灵敏。空气中的大量灰尘落在电站组件的表面，给光伏组件盖上了一层灰尘，阻隔的光伏组件与空气的接触，电池组件的传热受到很大影响，造成光伏组件不能很好的散热。光伏组件散热不好就会影响光伏电站输出功率。因为科技工作者做了大量研究，证明电池温度升高一度，电池输出功率就会降低百分之零点五。二是光伏影响光伏组件的受光。大量灰尘覆盖在电池组件表面，挡住了太阳光对电池组件的直接照射。我们都知道如果光伏电池接受不到阳光，就不可能进行发电。而灰尘使太阳光有效照射电池组件的面积大大减少，光伏电站的输出功率就会较低。同时灰尘层会改变太阳光线的入射角度，造成折射，电池组件接受的太阳光线会非常不均匀，电池输出功率就会降低。

2.结语

综上所述，光伏电站输出功率问题对我国光伏产业的发展非常重要。光伏电站输出功率提高了，我国光伏产业会更好的发展。对光伏电站的条件和环境进行全面分析，我们发现影响光伏电站输出功率的因素很多，主要是日常天气因素、太阳辐射强度因、温度因素、灰尘因素等等。了解了影响光伏电站的输出功率的因素，我们应该创造条件，改变这些因素的作用和影响，提高光伏电站的输出功率，促进我国光伏产业的发展。 [科]

【参考文献】

[1]陈权，李令冬，王群京，段晓波，叶金根，曾野.光伏发电并网系统的仿真建模及对配电网电压稳定性影响[J].电工技术学报，2013（03）.

[2]董伟杰，白晓民，朱宁辉，周子冠，李慧玲.间歇式电源并网环境下电能质量问题研究[J].电网技术，2013（05）.

[3]李斌，袁越.光伏并网发电对保护及重合闸的影响与对策[J].电力自动化设备，2013（04）.

[4]杨明，周林，张东霞，张密.考虑电网阻抗影响的大型光伏电站并网稳定性分析[J].电工技术学报，2013（09）.