光伏项目质量管理方案

2024-11-28

光伏项目质量管理方案（精选8篇）

光伏项目质量管理方案篇1

xx光伏发电项目

质量保证方案

编制：xx

校准：xx

审核：xx

xx公司

编制日期：2017年7月20日

一、适用范围

本质量保证方案适用于xx光伏发电项目的土建工程、电气设备安装工程等全部设计图纸内容及项目合同所要求的工作内容。

二、工程目标

工程质量、安全目标

工程质量目标：确保一次性验收合格

安全目标：工程施工全过程安全生产无重大伤亡事故。

三、工程概况

3.1 工程性质

3.1.1 工程名称：xx光伏发电项目

3.1.2 工程地点：项目站址位于xx内。场址地理坐标东经 xx°，北纬xx°。

3.1.3 建设单位：xx有限公司 3.1.4 设计单位：xx有限公司 3.1.5 总承包单位：xx有限公司 3.2 工程简况

xx光伏发电项目工程位于xx内。光伏电站总装机容量xxMWp。本项目采用分块发电、集中并网方案，分成5个1MWp的并网发电单元，每个光伏并网发电单元的电池组件采用串并联的方式组成多个太阳能电池阵列，太阳能电池阵列输入光伏方阵初级防雷汇流箱、直流配电柜后，接入光伏并网逆变器输出为0.315kV低压交流电，然后接入35kV升压变压器就地升压为35kV。35kV线缆经直埋方式汇集到一期工程所建35kV配电室，通过单回35kV线路并入电网。

四、质量管理

4.1 管理职责 4.1.1.质量方针

严格执行国家、行业现行的工程技术标准、规范及规程，推行全面质量管理。4.1.2.管理思想

按照一流管理、一流质量、一流速度、一流服务的管理思想，坚持以质量求速度，以质量求效益的原则，实现程序化的质量管理，争创优质工程。

现场项目部将根据质量保证方案，明确各分部分项工程的质量控制措施，加强过程管理，保证项目施工随时处于受控状态，实现工程的质量目标。4.1.3.质量验评依据

（1）满足国家电网、xx电网的并网技术要求；（2）通过电力质量监督站和xx电力公司的验收；

（2）业主有关技术质量的要求，不足部分按现行规程、规范和规定进行补充。4.2 质量目标 4.2.1建筑工程

单位工程优良率100% 分项工程优良率＞98% 钢筋焊接一检合格率≥98.5% 砼强度合格率100% 砼生产水平优良级 4.2.2 安装工程

安装分项工程一次检查合格率100%，优良率98%。

五、质量体系的结构

5.1 质量管理结构

本工程质量管理采用项目管理法，建立由项目经理质量第一责任人、项目技术负责人、质量管理部组成的完善的质量管理组织机构，推行全面质量管理，确保本工程达到合格工程。5.2 职责和权限 5.2.1项目经理(1)全面领导质量管理工作，决策质量体系的重大事项，是本工段质量的第一责任人。

(2)组织贯彻执行国家和行业颁发的技术标准、规范和质量法规条例，确保工程质量符合业主要求。

(3)根据本工程的特点建立施工组织机构，详见“施工组织机构”一章，投入各类精干的专业技术人员、管理干部及素质良好的施工队伍，并拟定项目部各管理人员的职责和权限。5.2.2项目技术负责人

(1)项目技术负责人是本工程质量的直接责任人。(2)负责贯彻执行国家和行业颁发的技术标准。

(3)主持或组织本工程的整体施工组织设计，特殊工艺的施工方案制定并进行技术交底。

(4)负责组织重大质量事故的调查、分析和处置。

(5)负责工程质量监督,实行质量“一票否决制”，行使停工权。(6)解决项目施工的技术难题，负责设计修改及质量信息的传递。

(7)对本项目的生产工艺和技术问题有决策权，对影响产品质量的资源配置所有权提出调整意见。5.2.3质检负责人

(1)负责质量检验、试验、评定等业务工作。

(2)在生产过程中有权对不重视质量的人员提出批评直到停止其工作，对造成不良后果的，有权组织调查，并提出处理意见。(4)有权对产品质量和施工质量进行考核。5.2.4专职质检员

(1)根据设计图纸及有关技术标准、规程、规范，采用施测、检测的各种方法对工程质量进行检查。

(2)参加工地的质量小组活动情况，定期和不定期检查各工作面的质量情况，对工程质量进行评估。

(3)对工程质量检查作好记录，保证数据真实可靠。对其所提供的数据负责，保证质量问题的可追溯性

(4)严格把好质量关。原材料检验不合格，严禁用于生产，工序质量不合格，不得转入下一道工序施工。5.2.4施工技术员

(1)熟悉施工图纸和有关规程、规范，对所负责施工的工程质量负直接责任。

(2)负责向班组作业人员进行技术交底，讲述施工工艺、施工要点和操作要求，并组织施工。

(3)负责施工过程中质量复检工作。

(4)对发现的质量问题及时处理，并分析原因，采取纠正和预防措施。

(5)贯彻执行质量方针，指导作业人员遵守操作规程，不断提高质量意识，确保工程质量。5.2.5试验员

(1)根据有关技术标准、试验规程规范，对各项试验正确操作，保证试验数据的准确性。

(2)配合质检人员进行施工现场取样试验，及时填写试验报告，按时提交试验记录资料，并对所提供的数据负责。

(3)正确操作、定期维护各试验仪器和设备，及时联系法定计量单位对测量、检验和试验设备按周期进行校定，确保检测设备在有效期内使用。

5.3 质检人员的配置

质检负责人一名，负责各工段的终检工作，检验和试验工作由现场试验人员负责，施工班组设初检人员，所有施工人员均参加质量管理工作。

5.4 文件和资料的控制

(1)项目部资料员负责与质量有关的行政文件和资料的控制。记录按规定统一标识、编目、妥善贮存、保管，做到易查、易找。

(2)质量负责人负责项目使用的技术标准、规程规范、工艺文件、图纸的监督，包括对外部提供的标准、图样，确保有关技术文件和资料在运行中均为有效版本。

(3)对设计变更，项目经理部将文件进行技术交底，发放给有关技术人员，并按设计变更要求调整或重新制定施工方案、组织施工。

(4)因客观环境出现与设计不符的施工情况时，需修改的文件，修改内容由原审批人员审批，并保证修改后的有效版本及时发放，无效文件及时销毁或盖“作废文件”作为标识。施工图修改、材料代用由项目经理提出修改意见，报监理工程师签字批准后方可实施。在原件上修改时、修改人员要有明显标识和责任人签章，未经审批的更改无效，不得实施。5.5 采购

采购包括施工中所用的原材料、半成品和构件以及工程中使用的永久性设备。采购部门严格按我单位质量体系中的相应程序文件具

(1)明确质量要求

向供方提出的采购文件应明确列出规格、型号、检验规程、规范及质量标准等。

(2)选择合格的供方。

从能否具备满足工程要求的技术规范、图样和定货单要求的能力来选择供方。

(3)质量保证协议。

协议中应明确规定供货单位的质量保证责任，使在质量要求方面的解释和检验、试验和抽样方法方面的争端减至最少。

(4)进货质量记录。

所有的采购物资材料产品进库和进场时，由专人严格按有关规范规定进行验证，并做好质量记录。5.6 业主提供技术文件的控制

对业主提供的技术文件，如设计图纸、图纸修改通知，进行受控标识，逐项进行技术交底或图纸会审，并做好记录。5.7 产品的标识和可追溯性

1.标识的范围(1)

(2)业主要求进行验证的产品和设计有要求的产(3)(4)

(5)法律现有规定的产品，如易燃、易爆物品。

2.现场项目部按国家或行业现行质量检验评定标准以该施工项目的单位工程、分部工程、单元工程，以隐蔽工程验收记录、试验记录、质量检查记录等作为施工过程产品标识。对坐标控制点、标高控制点、沉降观测点、安全标志、标牌均按照国家标准标识，并做好记录。

3.工程交付阶段产品标识。

工程最终产品以竣工图和竣工验收的技术资料进行标识。5.8 施工过程控制

1.施工准备阶段的质量控制

(1)组织有关工程技术人员认真熟悉设计图纸，领会设计意图，做好图纸会审及现场踏勘工作。图纸会审完毕后，技术负责人组织技术人员编制施工组织设计。

(2)

(3)检查附属工程、临时设施，防自然灾害措施，主要施工设备和机具，劳动组织和水平是否满足施工质量的要求。

(4)检查施工测量定位放线用的控制网是否已经设立，并达到设计要求。

(5)检查试验人员和试验设备是否能满足施工质量检测、控制和鉴定的要求。

2.施工过程控制(1)工序质量控制内容

影响因素的控制：即对人、机具、材料、方法和环境等五个对工程质量起综合作用的因素进行控制。

工序作业效果的检测。是指取样进行检测，以判断工序作业效果，包括工序能力是否恰当，工序作业是否正常。如发现状态异常，则应查明原因，采取措施，使工序恢复正常。

(2)工序质量控制点

工程施工中对某些需要重点控制的施工项目、工程部位和环节设立控制点，实施工程的动态管理。5.9 检验和试验控制

1.进货检验和试验对工程所使用的材料、半成品、配件及设备的数量、规格、质量进行检查和检验，对原材料的检验按规定的批次进行抽检。

2.工序检验和试验

施工现场严格执行“三检”制度，即班组自检、现场施工技术人员复检、质检员终检，质检人员做好分项、分部工程的专项检查和评定。在上道工序检验合格前，严禁转入下道工序的施工。

3.最终检验和试验

(1)在分项、分部、单位工程完工后，项目经理部应根据计划和程序进行内部检验，在做好检验和试验记录后，向业主或监理工程师申报最终产品检验和试验。

(2)工程交接前，项目技术负责人应组织技术人员对工程进行全面检查，依据有关的试验标准、规程、规范的检查内容及要求，对工程施工质量、进货检验和试验资料、过程检验和试验资料、其它质量保证资料以及外观质量进行综合检查，并做好检查记录。

(3)项目经理在工程完工后，组织有关人员按合同规定的有关质量检验评定标准进行检验。对工程质量进行全面考核，作出评价，并办理产品交接手续，进行最终的工程竣工验收。5.10 检验、测量和试验设备控制

确保本工程所使用的检验、测量和试验设备在校准有效期内，处于合格、稳定状态。所有检验、测量和试验设备，根据鉴定、校验结果，做好标识，表明其校验状态。5.11 检验和试验状态

1.进货物资的检验和试验状态采用分区堆放和挂放标识牌或标签的方法进行标识。

2.工序检验和试验状态采用检验记录和现场标记的方法进行标识。

3.产品竣工检验和试验状态采用单位工程质量评定表、交付记录加以标识。

5.12 不合格品的处理和控制

1.不合格品的评审和处置

发现不合格品，由质量管理部核发《不合格品的通知单》，并组织有关部门评审和处理。

(1)采购物资的不合格由材料员做出标识，采取隔离措施，同时拒收或退货。

(2)对于质量缺陷和质量“通病”，由质量管理部组织评审，根据质量状况进行返工或返修，不合格品的检验、试验、评审、处置方法均需形成记录。

(3)对工程质量事故，须报公司主管领导，由公司主管领导组织评审，查清事故原因，制定处置方案或措施，报监理工程师审定后实施。

2.控制不合格品出现的措施

(1)要求施工技术人员，严格遵守岗位责任制、做好书面交底、质量检查。对操作人员加强技术培训，搞好技术练兵。

(2)工程材料按国家标准购料、检查、试验。按规范及试验调整材料配比，搞好质量控制。

(3)作业工具、自检工具配齐、配够，满足生产需要，对施工机具定期检查、校核。

(4)施工方法坚持“三检”制，严格按技术交底办事，不合格品及时返工处理。5.13 纠正和预防措施

1.认真实施公司纠正和预防措施相关作业控制程序，消除实际或潜在的不合格原因，不断改进和提高质量。

2.纠正措施

出现不合格品或不合格工序时，项目经理和技术负责人立即组织有关人员调查分析，找出原因后报监理工程师，制定整改措施作好记录，并检查其整改效果。

3.预防措施

对质量体系运行和产品可能出现的不合格因素，全面分析，从人、机、料、法、环境等方面采取预防措施。5.14 搬运、贮存、防护和交付

工程项目所需材料、设备的搬运贮存、防护和交付，严格执行我公司搬运、贮存和防护控制相关程序的规定。对特殊物品或项目，应制定专门的操作规程，以满足其特定需要。5.15 质量记录控制

1.设专人管理、保存、整理，做到易查、易找。

2.质量记录的表格除采用行业标准统一印刷式、程序文件规定的表格外，项目自行编制的表格、记录应规范化、标准化。5.16 回访和保修

1.工程竣工验收交付使用后，项目经理部及时制订工程项目回访计划，实施工程回访保修服务。

2.在工程保修期内，对于回访中业主反映的质量问题，项目经理部应及时组织有关人员到现场复查，严格执行合同规定的服务内容，对质量问题或质量缺陷提出维修方案。并会同业主代表对工程整改效果进行检查、验收，会签鉴定意见。

光伏项目质量管理方案篇2

光伏发电技术的发展已经有了几十年的历史,且发展迅速,目前是一种较为成熟、可靠的技术,并逐渐从过去用于独立的系统,朝大规模并网方向发展。光伏并网发电标志着光伏发电由边远地区离网和特殊应用向电网电源发展、由补充能源向替代能源转变、人类社会开始建设可持续发展的能源体系。光伏发电将在中国未来的电力供应中扮演重要的角色,预计到2020年累计装机将达到30 GWp;2050年将达到100 GWp。随着光伏电池技术的进步,其发电成本将会进一步降低,并能够和常规的化石能源发电技术相竞争[1]。

2 项目背景

项目名称:中节能锡铁山二期20 MWp并网光伏电站项目。

项目建设工期:2011年7月至2011年9月。

项目建设规模为20 MWp,其中18 MWp是固定支架安装阵列,2 MWp是单轴跟踪支架阵列。

项目地处内陆荒漠,高海拔,空气稀薄,洁净、透明度好,云雨稀少,日照时间长。年平均日照时数达3 100 h以上。当地2000年至2009年各年总辐射量修正值见表1。

3 主要设计方案

3.1 多晶硅太阳能电池组件

组件参数见表2。

3.2 光伏阵列最佳倾角

使用光伏软件进行计算,计算结果见图1。

方阵倾角选为37°最为合适,使得全年范围内倾斜面上的总辐射量最高,达2 238 k W·h/(m2·a)。

3.3 太阳电池方阵间距

光伏阵列间距垂直距离应不小于D值。使用软件可以模拟太阳照射,在不同阵列间距下产生阴影遮挡的时间(见图2)。

固定安装组件排布方式以40块组件为1个单元,组件竖向双排布置。阵列前后排间距D为8 600 mm。

3.4 逆变器

逆变器选用单台功率为500 k W大功率逆变器。工作方式采用各自独立并网。逆变器与输电网的连接通过升压变压器完成,逆变器自身不带变压器,逆变后直接通过升压变压器完成升压和隔离的功能。

逆变器主要功能,采用MPPT技术,具有极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、交流过流及直流过流保护、直流母线过电压保护、电网断电、电网过欠压、电网过欠频、低电压穿越等保护功能。

3.5 接线原则

光伏组件采用串联升压、并联汇流、二级汇流、就地逆变、就地升压的接线原则。1 MW阵列组件与逆变器配置表见表3。

3.6 汇流箱

带监控功能,监控各串联回路电流,及时发现故障并检修和更换。一级汇流箱主要采用16汇1的形式设计。

3.7 电气主接线方案

采用国内较先进的组阵方案。将固定倾角安装的多晶硅光伏电池组件按每1 MWp为1个光伏并网发电矩阵,每20个多晶硅光伏电池组件1串,组成1个小的发电单元,再按照16进1方式和15进1方式,分别进入75.2 k Wp的汇流箱和70.5 k Wp的汇流箱,由各个汇流箱进行第一级回流后,再经直流汇流柜,进行第二级集中汇流后,分别由2个500 k Wp的逆变器交流逆变后送入1 250 k VA的箱变低压侧,经箱变升压至10 k V后,按每5 MWp容量一环的环接方式,接至厂内10 k V母线段。

3.8 高压开关

高压环网柜采用负荷开关加高遮断容量后备式限流熔断器组合的保护配置。

3.9 箱式变压器

采用全密封油浸式分裂变压器。容量1 250k VA,型号S9M-1250/10,1250/625-625 k VA;10.5±2×2.5%/0.27/0.27 k V,联结组别为D,y11,y11。

3.1 0 电缆

电池组串连至汇流箱的直流电缆选用pf G 1169PV1-F 1×4 mm2光伏专用电缆,正负极分开,单拼敷设;汇流箱至直流配电柜的直流电缆选用YJV22-1.0 2*50型及YJV22-1.0 2*25型,单拼设;逆变器至1 250 k VA升压变压器的交流电缆选用三芯电缆YJV22-1.0-3*150,6拼敷设。

3.1 1 光伏阵列防雷接地

光伏阵列区防雷与接地,采用发电单元外轮廓的铝合金外框作为防止直击雷过电压保护接伞器,发电单元的铝合金外框与其钢支架可靠连接后,通过60×8的热镀锌扁钢,与地下的主接地网相连,组成1个立体的防雷体系,此外各个设备均与主接地网做到可靠连接。

3.1 2 组件支架基础和结构

固定阵列太阳能电池组支架采用钻孔灌注桩地基处理,桩径取用300 mm。单轴跟踪太阳能电池组支架采用天然地基。固定支架采用前后支墩式全铰接钢结构框架,设置纵向柱间中心支撑和横梁下部偏心支撑。柱间距1.5 m,纵向间距3.3 m。

4 主要设计方案分析

4.1 太阳能电池组件分析

目前市场占有率和性价比较高的是多晶硅太阳能电池组件。组件的功率选择应考虑产品成熟功率较大的组件,可以减少组件数量,使组件间连接点少,故障几率减少,接触电阻小,线缆用量少,系统整体损耗也会降低。

4.2 光伏阵列最佳倾角设计

一般取当地纬度或当地纬度加上几度做为当地太阳能电池组件安装的倾角。当然如果采用计算机辅助设计软件,可以进行太阳能电池倾斜角的优化计算,使两者能够兼顾就更好,这对于高纬度地区尤为重要[2]。选择的最佳倾角,应使组件倾斜面上收到的全年太阳辐射量最大,使光伏并网发电系统全年获得最大发电量。

4.3 光伏阵列间距设计

光伏阵列前后排之间必须保持一定距离,以免前排阵列挡住后排阵列的阳光。因此需要确定前后排方针之间的最小距离本工程地处北半球,最小间距确定原则是,冬至日的正常发电时间内,后排的阵列不应被前排阵列遮挡。

4.4 逆变器选择

选择500 k W级逆变器并机方案主要原因是简化系统接线,同时大功率逆变器效率较高,利于降低运行损耗、提升光伏电场整体效率。500 k W级逆变器,可成对并机为1 MW单元,配定制的低压侧带分裂绕组的1 MVA箱式变压器,组成1 MW光伏逆变升压单元。

逆变器MPPT技术是在光照和温度等外界条件发生变化时,系统通过控制改变太阳能电池阵列的输出电压或电流的方法使阵列始终工作在最大功率点上,从而保证光伏阵列始终保持最大功率输出[3]。

大中型光伏电站应具备一定的低电压穿越功能;电力系统发生不同类型故障时,若光伏电站并网点考核电压全部在电压轮廓线及以上的区域内时,光伏电站应保证不间断并网运行,否则光伏电站停止向电网线路送电[4]。光伏电站的低电压穿越能力需要由逆变器实现。

4.5 接线方式分析

按照:20个组件为1个串联回路,16个串联回路并联共6路,另15个串联回路并联共1路,组件串联总数为111串,阵列容量为521.7 k Wp。本工程按1 MWp光伏阵列进行分区,每个分区集中逆变升压,设置2台500 k W逆变器。每个分区按照达到1 MWp总功率的最优值布置14个一级汇流箱。分区阵列总功率为1.043 4 MWp。

1 MWp分区组件安装总功率的设计应该考虑建设初期投资和不同气候条件下的实际发电功率,并结合逆变器额定输出功率和最大输出功率进行计算。根据实际运行经验,在阴天气候条件下,1 MWp分区远不能达到额定功率输出;而在气候条件最佳的时候,满发的情况在1 a当中寥寥无,即使满发时间也很短暂。如果分区组件配置数量过多必定会导致建设初期投资增加,而实际发电量总体不会有显著增加。

4.6 设备布置分析

汇流箱居中布置,逆变器和变压器居中布置于阵列中间位置以减少电缆的长度,降低线损。逆变站和箱变须对其南、北面及左侧的太阳电池组件在正常发电时间内不产生阴影遮挡。

4.7 发电量分析

发电量计算可以利用RETScreen软件,建立工程信息由软件自动计算生成。也可以采用理论公式进行计算。根据本项目软件计算值和理论计算值对比,偏差小于0.25%,最终采纳软件计算值。

年上网电量实际受多方面因素影响,其中的效率计算要考虑组件的匹配损失、表面尘埃遮挡损失、不可利用的太阳辐射损失、温度影响、电缆传输损失、逆变器效率、升压变压器的效率等。理论总利用率一般在76%~82%。

由于多晶硅电池组件25 a后衰减率为20%,取25 a内加权平均值,估算每年衰减率为0.8%。可以计算出25 a的上网电量估算值,得出每年的平均上网电量估算值。

4.8 电气设备选择分析

电气设备应满足所在环境条件下的正常运行,应充分考虑到高海拔、高、低温对逆变器的影响,满足连续运行实现满功率发电。

箱变一般采用欧式箱变或美式箱变,美式箱变的优点是体积小占地面积小、便于安放价格比欧式箱变便宜。欧式项目变体积大,可以设置配电自动化,价格高于美式箱变。

由于光伏并网发电系统的造价昂贵,在发生线路故障时,要求线路切断时间短,以保护设备。熔断器的特性要求具有精确的时间-电流特性;有良好的抗老化能力;达到熔断值时能够快速熔断;具有良好的切断故障电流能力,有效切断故障电流。根据以上特性,可以把该熔断器作为线路保护,和并网逆变器以及整个光伏并网系统的保护使用,并通过选择合适的熔丝曲线配合,实现上级熔断器与下级熔断器及熔断器与变电站保护之间的配合。

4.9 光伏阵列防雷接地分析

汇流箱的每路输入配有光伏专用高压防雷器,具备防雷功能,具有高直流耐压值,可承受的直流电压值不小于1 000 Vdc。

目前国内光伏电站普遍采用利用光伏电池组件自身铝合金外框做接闪器,再将接闪器与光伏组件支架可靠连接,最后与主接地网连接组成的立体网防雷保护。但此种方案不能保证在雷击生时,巡检人员的人身安全,同时也与光伏组件的自身绝缘有关。采用避雷针或避雷线虽是目前防治直击雷过电压保护的成熟方案,但对于太阳能光伏电站而言,由于光伏阵列面积较大,需用避雷针数量较多,高度较高,在晴好天气会对光伏阵列造成遮挡,影响发电量;故太阳能光伏电站可以将雨天禁止人员进入光伏阵列写入运行规程中,以避免发生雷击时对误入光伏阵列的人员造成人身伤害。

4.1 0 固定阵列太阳能电池组件支架基础和结构分析

目前支架基础主要有钢筋混凝土独立基础、预制桩(或小直径Φ300 mm钻孔灌注桩)基础和螺旋桩。支架结构主要有:檩条采用冷弯薄壁卷边Z型钢,支撑和横梁均采用角钢,并设置横向水平支撑维护上部结构稳定性;采用前后支墩式全铰接钢结构框架,并在前后柱列分别布置刚性中心支撑,在横向柱间布置人字型支撑;将横梁延长并加高前排支墩,使低端直接支承在支墩上;将纵向柱距拉大,并设置纵向柱间中心支撑和横梁下部偏心支撑;以1 MW光伏阵列的支架系统为例,各种方案的经济比较见表4。

结合本工程的实际情况,从保护环境、可操作性、经济性、施工难易程度等诸多方面考虑,采用单列柱型式作为光伏组件的支撑体系,钢筋混凝土独立基础。目前也有采用钻孔灌注桩和螺旋桩两种方式,这两种基础的优点在于避免大面积开挖回填等土方工程,施工快捷方便、大幅缩短施工周期,造价低。但是螺旋桩在单桩承载力、上部支架连接的可靠性和防腐蚀性上存在隐患。

5 结语

对太阳能光伏并网发电项目设计方案的总结:a)单晶硅太阳能电池光电转化效率高于多晶硅,但价格比多晶硅太阳能电池高10%左右。随着单晶硅的技术发展和普及,设计中可以逐步采用单晶硅太阳能电池取代多晶硅太阳能电池;b)单轴跟踪、双轴跟踪与固定倾角安装相比,发电量可再提高约20%和40%,同时也产生了跟踪轴旋转机械的用电及维护等需求。而沙尘暴和大风天气会影响跟踪轴的正常运行,导致机械故障频繁。跟踪方式安装数量目前远低于固定倾角安装方式,但随着跟踪技术的发展和缺陷的完善,设计中应多采用跟踪方式;c)设计中应结合当地岩土工程条件、施工难易程度、可操作性、经济性等,采用钢结构支架体系和钢筋混凝土扩展基础的结构型式;d)在设计中应考虑以下因素提高发电量:选用损耗低的箱变、主变、电流互感器、电压互感器和无功补偿装置等;优化电力线缆敷设路径,缩短导线距离,减小功率损耗;逆变器、监控系统和跟踪系统等设计正常运行采用市电,节减自用电,提升发电量。

综合以上分析,光伏并网电站可以充分利用当地的太阳能资源,改善当地的能源结构,减少环境污染有着良好的社会效益。在设计过程中应优化设计方案,选择高效率低损耗的设备,更加有效地利用太阳能资源,提高发电量。

参考文献

[1]张立文,张聚伟,田藏,等.太阳能光伏发电技术及其应用[J].应用能源技术,2010(3):8.

[2]李忠实.太阳能光伏发电系统设计施工与维护[M].北京:人民邮电出版社,2010.

[3]沈辉,曾祖勒.太阳能光伏发电技术[M].北京:化工工业出版社,2005.

光伏项目质量管理方案篇3

关键词：光伏发电工程；项目管理；应用研究

中图分类号： TK514 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）17-24-2

1 全过程项目管理内容阐述

新时期，项目管理的着重点正日益偏向对光伏发电工程全过程的重视，而所谓的全过程项目管理即由投资单位委托项目管理承包商或工程项目主办方开始，根据实际情况，分阶段或从整个过程管理与控制光伏发电工程的项目的活动总称。这包括整个项目的可行性分析、设计活动流程、策划项目并作出决定、做好施工准备工作、实施工程、投入运行、反馈与评价项目等一系列内容，是从多角度、多层次、立体化、全方位对工程项目实施管理工作。此类管理方式能够避免以往项目信息在传递、接收时容易发生的流失现象，以便将全过程的项目信息进行集中化处理，在这一管理过程中的核心内容是项目责任制，各工程的项目经理应承担全部责任，辅以合同化的管理措施，管理的主要内容为成本计算与投资控制。这一管理的宗旨主要是要求项目经理以身作则，不断向社会公民提供合格且有效的项目产品，同时又要尽可能提高投资的整体效益。研究这种管理方式，旨在实时控制与监督工程实施过程中的进度、施工质量以及节约成本，在既定预算的指标下，确保如期、高质量完工，符合客户提出的各项要求，推动决策朝着科学有序化的方向发展。

2 全过程项目管理应用的特色分析

传统工程的管理方式主要有监督管理与工程咨询等，与监督管理进行比较的话，两者都以业主为核心服务对象，在设计项目、开展工作时，代表业主控制投资额度、施工质量以及建设进度，朝着合同化与电子化的方式发展，从而促使光伏发电工程得以协调并顺利实施；而与监督管理融合进行是项目管理的突出优势，当两种管理方式并存时，工程监督管理师的权限会受限，只能进行被动化的监督管理，其施展才能的主要领域为前期设计与后续施工环节。而全过程项目管理工程师则可凭借自身的权利对整个过程（从策划与制定项目、具体方案设计、准备施工所需物品、展开建设、投入运行、分阶段评估与反馈）进行控制，便被动管理为主动控制，可以实现管理目标与合同条例的高度统一，达到管理质量与项目所产生的经济效益同步发展，并有效抵抗未来的突发性危险。

如果将其与工程咨询模式进行比较，两种方式都属于承包经营的方式，将服务客户建立在所掌握的专业知识的积累的管理经验上，但工程咨询的独立地位与中立能力更强，并以顾问型的提供服务为主要内容，而全过程项目管理不仅包含了这一内容，而且着重倾向于项目管理服务，其所涉及的领域更加广泛。

由此可知，普通化工程项目的协调性、整体化、建设时间长、具有稳固的产品等优势，在全过程项目管理中均能够发现其踪迹，除此之外，还展现出了三个突出特色：

①整体集成化。从全过程项目管理的内涵中可以推测出，该管理模式的运行过程是将工程的全过程，从前期计划、决策，到中期的实施、运行，再到后期的验收、检验与反馈，逐渐集成化为一个独立的管理个体的集成化的方式。

②组织集成化。在全过程工程项目管理中，从业主、设计人员、承包商、分包商、供货商、材料供应商到与此相关的社会主体都隶属其中，均可凭借此种管理模式，实现各个主体之间的快速融合，打破沟通障碍，保质高效完成项目计划，从而获得最佳利益。

③管理诸因素集成化。施工周期、资金、人力与物力资源、建设隐患、主体之间的交流等都属于全过程项目管理的因素，在项目管理实施中，必须要综合考虑、衡量管理诸因素，以追求最优化的利益。

3 光伏发电工程全过程管理的具体内容

3.1 方案策划管理

这一阶段的管理核心是对工程项目进行投资的可行性、成功概率以及必要性做出分析，并阐述投资的原因、时间以及具体实施流程，通过与其他方案的对比，以可行性研究报告作为后续工作的理论指导，然后制定项目申请计划书、确定选址地点、进行土地预审等附件的支持。这阶段管理内容的量并不大但却很重要。当地政府、咨询主体、业主及其上级领导均可参与该阶段。鉴于光伏发电工程项目的初期咨询费用少，可以直接确定相应的咨询公司，并呈送方案决策委托书以明确设计的范围与具体的深度指标。

3.2 初期设计管控

上一阶段所通过的可行性研究报告是初期设计管控的指导书，其目标是明确光伏电站的设计宗旨、规格、方案以及所需的重要技术等问题，一旦实施了项目工程管理后，光伏电站便成为项目工程进行大规模承包招标以及评标文件拟定的参考依据。这一阶段管理的另一内容为保护全体公众的环境利益、劳动安全卫生保障以及消防安全保障等，维护广大群众的根本利益。

3.3 光伏发电工程全过程项目实施阶段的管理活动

设计环节工作的质量水平直接影响光伏发电工程项目实施的效益、所用资金以及建设速度，其重要性不言而喻，其主要涵盖以下几个方面：

第一，确定设计范围。一般分为三个层次，第一层次是参考招标文件、项目工程合同条例明确业主与总承包公司的相应范围；第二层次为参照承包合同的规定，合理划分总承包商与各分承包商的施工范围；第三层次则是根据既定的设计规格与原有的设计惯例，合理界定各专业之间的管辖范围。

第二，管理设计速度状况。这一环节主要是实现具体设计步骤、物资采购以及后期施工流程的统一。

第三，做好设计质量核查。包括各专业所提供材料的审查、图纸的专业会签情况以及后期实施校对与审批等。

4 结语

光伏发电工程全过程项目管理作为新型管理方式，既兼具传统管理的特色又突出了新时期整体化与系统化的要求，对此，本文从内涵、特色、内容三个角度进行了论述，具有一定的参考价值。

参考文献

[1] 邓忠平.关于建筑工程竣工验收备案管理的若干思考[J].

福建工程学院学报，2010（S1）.

[2] Boris Asrilhant，Robert G. Dyson，Maureen Meadows.On the strategic project management Process in the UK upstream oil and gas sector. 1 nternational Journal of Project Management.2006.

[3] NAIK R，MOHAN N，ROGERS M，et al.A novel grid interface， optimized for utility-scale applications of photovoltaic，wind-electric， and fuel-cell systems. IEEE Transactions on Power Delivery.1995.

[4] MARTINS C，，DEMONT D.Photovoltaic energy processing for utility connected system. Processing：Generation，the 27th Annual Conference of the IEEE on Industrial Electronics Society.2001.

[5] 王涛.风电工程全过程项目管理策划研究[D].华北电力大学（北京），2009.

[6] 郭新辉. 浅谈如何做好EPC总承包项目的进度管理[J]. 科协论坛（下半月），2010（05）.

光伏项目质量管理方案篇4

××公司（项目业主）：

你公司（项目业主）××项目接入系统申请已受理，接入系统方案已制定完成，现将接入系统方案（详见附件）予以告知，请确认受将本单返还客户服务中心，我公司将根据此提供项目接入电网意见函。若有异议，请持本单到客户服务中心咨询。

项目单位：（公章）

项目个人：（经办人签字）

客户服务中心：（公章）

****年**月**日

分布式光伏发电项目管理暂行办法篇5

第一章总则

1、为规范分布式光伏发电项目建设管理，推进分布式光伏发电应用，根据《中华人民共和国可再生能源法》、《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国行政许可法》以及《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，制定本办法。

2、分布式光伏发电是指在用户所在场地或附近建设运行，以用户侧自发自用为主、多余电量上网且在配电网系统平衡调节为特征的光伏发电设施。

3、鼓励各类电力用户、投资企业、专业化合同能源服务公司、个人等作为项目单位，投资建设和经营分布式光伏发电项目

4、国务院能源主管部门负责全国分布式发电规划指导和监督管理；地方能源主管部门在国务院能源主管部门指导下，负责本地区分布式光伏发电规划、建设的监督管理；国家能源局派出机构负责对本地区分布式光伏发电规划和政策执行、并网运行、市场公平及运行安全进行监管。

5、分布式光伏发电实行“自发自用、余电上网、就近消纳、电网调节”的运营模式，电网企业采用先进技术优化电网运行管理，为分布式光伏发电运行提供系统支撑，保障电力用户安全用电，鼓励项目投资经营主体与同一供电区内的电力用户在电网企业配合下以多种方式实现分布式光伏发电就近消纳。

第二章规模管理

6、国务院能源主管部门依据全国太阳能发电相关规划，各地区分布式发电需求和建设条件，对需要国家资金补贴的项目实行总量平衡和指导规模管理，不需要国家资金补贴的项目部纳入指导规模管理范围。

7、省级能源主管部门依据本地区分布式光伏发电发展情况，提出下一需要国家资金补贴的项目规划申请。国务院能源主管部门结合各地项目资源、实际应用以及可再生能源电价附加征收情况，统筹协调平衡后，下达各地区指导规模，在中期可视各地区实施情况进行微调。

8、国务院能源主管部门下达的分布式光伏发电指导规模，在该内未使用的规模指标自动失效，当年规模指标与实际需求差距较大的，地方能源主管部门可适时提出调整申请。

9、鼓励各级地方政府通过市场竞争方式降低分布式光伏发电的补贴标准，优先支持申请低于国家补贴标准的分布式光伏发电项目建设。

第三章项目备案

10、省级以下能源主管部门依据国务院投资项目管理规定和国务院能源主管部门下达的本地区分布式光伏发电的指导规模指标，对分布式光伏发电项目实行备案管理，具体备案办法由省级人民政府制定。

11、项目备案工作应根据分布式光伏发电项目特点尽可能简化程序，免除发电业务许可、规划选址、土地预审、水土保持、环境影响评价、节能评估及社会风险评估等支持性文件。

12、对个人利用自有住宅及在住宅区域内建设的分布式光伏发电项目，由当地电网企业直接登记并集中向当地能源主管部门备案，不需要国家资金补贴的项目由省级能源主管部门自行管理。

13、各级管理部门和项目单位不得自行变更项目备案文件的主要事项，包括投资主体、建设地点、项目规划、运营模式等，确需变更时，由备案部门按程序办理。

14、在指导规模指标范围内的分布式光伏发电项目，自备案之日起两年内未建成投产的，在指导规模中取消，并同时取消享受国家资金补贴的资格。

15、鼓励地市级或县级政府结合当地实际建设与电网接入申请、并网调试和验收、电费结算和补贴发放等相结合的分布式光伏发电项目备案、竣工验收等一站式服务体系，简化办理流程、提高管理效率。

第四章建设条件

16、分布式光伏发电项目所依托的建筑物及设施应具有合法性，项目单位与项目所依托的建筑物、场地及设施所有人非同一主体时，项目单位应与所有人签订建筑物、场地及设施的使用或租用协议，视经营方式与电力用户签订合同能源服务协议。

17、分布式光伏发电项目的设计和安装应符合有关管理规定、设备标准、建筑工程规范和安全规范等要求，承担项目设计、查咨询、安装和监理的单位，应具有国家规定的相应资质。

18、分布式光伏发电项目采用的光伏电池组件、逆变器等设备应通过符合国家规定的认证认可机构的检测认证，符合相关接入电网的技术要求。

第五章电网接入和运行

19、电网企业收到项目单位并网接入申请后，应在20个工作日内出具并网接入意见，对于集中多点接入的分布式光伏发电项目可延长到30个工作日。

20、以35千伏及以下电压等级接入电网的分布式光伏发电项目，由地级市或县级电网企业按照简化程序办理相关并网手续，并提供并网咨询、电能表安装、并网调试及验收等服务。

21、以35千伏以上电压等级接入电网且所发电力在并网点范围内使用的分布式光伏发电项目，电网企业应根据其接入方式、电量使用范围，本着简便和及时高效的原则做好并网管理，提供相关服务。

22、接入公共电网的分布式光伏发电项目，接入系统工程以及因接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设，接入用户侧的分布式光伏发电项目，用户侧的配套工程由项目单位投资建设，因项目接入电网引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。

23、电网企业应采用先进运行控制技术，提高配电网智能化水平，为接纳分布式光伏发电创造条件，在分布式光伏发电安装规模较大、占电网负荷比重较高的供电区，电网企业应根据发展需要建设分布式光伏发电并网运行监测、公寓预测和优化运行相结合的综合技术体系，实现分布式光伏发电高效利用和系统安全运行。

第六章计量与结算

24、分布式光伏项目本体工程建成后，向电网企业提出并网调试和验收申请，电网企业指导和配合项目单位开展并网运行调试和验收，电网企业应根据国家有关标准制定分布式光伏发电电网接入和并网运行验收办法。

25、电网企业负责对分布式光伏发电项目的全部发电量、上网电量分布计量、免费提供并安装电能计量表，不向项目单位收取系统备用容量费。电网企业在有关并网接入和运行灯所有环节提供的服务均不向项目单位收取费用。

26、享受电量补贴政策的分布式光伏发电项目，由电网企业负责向项目单位按月转付国家补贴资金，按月结算余电上网电量电费。

27、在经济开发区灯相对独立的供电区同一组织建设的分布式光伏发电项目，余电上网部分可向该供电区内其他电力用户直接售电。

第七章产业信息监测

28、组织地市级或县级能源主管部门按月汇总项目备案信息。省级能源主管部门按季分类汇总备案信息后报送国务院能源主管部门。

29、各省级能源主管部门负责本地区分布式光伏发电项目建设和运行信息统计，并分别于每年7月，次年1月向国务院能源主管部门拟送上半年和上一的统计信息，同时抄送国家能源局及其派出监管机构，国家可再生能源信息中心。

30、电网企业负责建设本级电网覆盖范围内分布式光伏发电的运行监测体系，配合本级能源主管部门向所在地的能源管理部门按季报送项目建设运行信息，包括项目建设，发电量，上网电量，电费和补贴发放与结算等信息。

31、国务院能源主管部门委托国家可再生能源信息中心开展分布式光伏发电行业信息管理，组织研究制定工程设计，安装，验收等环节的标准规范，统计全国分布式光伏发电项目建设运行信息，分析评价行业发展现状和趋势，及时提出相关政策建议，报国务院能源主管部门批准，适时发布相关产业信息。

第八章违规责任

光伏项目质量管理方案篇6

一、“分布式光伏发电项目”的范围？

在广州市辖区内利用工业园区、企业厂房、物流仓储基地、公共建筑以及居民住宅等建筑物屋顶或侧立面建设的太阳能光伏发电项目。

二、“分布式光伏发电项目”的并网方式？

有全部上网、全部自用和自发自用余电上网三种，由项目业主自行选择

三、分布式光伏发电项目的管理工作由谁负责？

发展改革部门负责分布式光伏发电项目的管理工作。市发展改革委负责统筹全市分布式光伏发电项目管理工作，负责规模内项目备案、规模管理、项目信息汇总、制定并会同市财政局下达市本级财政分布式光伏发电专项资金补助计划等；区发展改革局负责本区分布式光伏发电项目管理工作，负责规模外项目备案、项目信息统计、报送等工作。

四、项目补贴由谁发放？

供电部门负责分布式光伏发电项目并网接入、电量统计、补贴支付等相关工作。广州供电局负责分布式光伏发电项目并网接入、电费结算和补贴转付等、汇总和报送居民家庭分布式光伏发电项目备案材料、汇总和报送光伏项目相关信息等；区供电局负责接收并网申请，按权限提供并网接入服务、提供居民家庭分布式光伏发电项目一站式管理服务、统计区内光伏项目相关信息。

由供电部门负责分布式光伏发电项目并网接入、电量计量、电费和补贴结算等事宜，具体操作流程参照《南方电网公司分布式光伏发电服务指南（暂行）》执行。

五、项目规模由谁确定？

市发展改革委结合本市实际，将省下达的指导规模分解并下达各区。

市发展改革委按照分布式光伏发电项目拟建成投产时间先后顺序制定纳入我市指导规模内项目计划，并对纳入我市指导规模内的项目实行动态管理，根据项目实际建成投产时间对计划进行微调，同时根据我市项目建设实际情况，及时向省能源主管部门提出规模调整建议。

按规定办理了相关手续并建成投产的居民家庭光伏发电项目，自动纳入我市指导规模，享受相关支持政策。

六、项目在哪个部门备案？

需纳入我市指导规模内的分布式光伏发电项目，报市发展改革委备案。

其中，居民家庭光伏发电项目，由所属各区供电部门营业窗口直接接收备案相关材料，经广州供电局汇总后按季度向市发展改革委报备并申请纳入市指导规模。

不需要纳入我市指导规模内的分布式光伏发电项目，可在区级以上发展改革部门办理备案。

七、项目备案后哪些关键信息是不可以变的？

对确需要变更项目业主、建设地址、建设规模、建筑物权属人等，应向原备案部门办理相关变更手续，分布式光伏发电项目所涉及的相关权益和责任须一并移交。对擅自变更、未按要求实施项目的，不予并网接入。

八、项目备案需要准备哪些材料？

（一）项目基本情况报告：包括项目名称、建设地址、建设规模、建设条件、工程技术方案、运营模式、实施计划、经济评估等；

（二）项目建设单位工商营业执照和组织机构代码证复印件（居民家庭项目提供个人居民身份证复印件）；

（三）项目总投资20%以上的银行账户存款证明；

（四）项目所依托建筑物产权证明文件；

（五）项目建筑物屋顶或侧立面使用合同或协议（利用自有建筑建设的不需提供）；

（六）供电部门同意并网意向文件；

（七）按规定需核准招标方案的，提交招标基本情况表；

（八）其他需提供的材料。

分布式光伏发电项目办理备案后，其他行政审批手续可简化，免除项目发电业务许可、建设许可、环境影响评价、节能评估、水土保持、减震防灾、用地预审和规划选址等手续。

九、项目实施时有哪些要求？

1）分布式光伏发电项目所涉及的建筑物，应不影响其原结构安全和使用功能，相关的设计、施工和运维须符合有关规范标准的要求。

2）参与分布式光伏发电项目建设的设计、施工、检测和运维企业须具备相应的资质。3）分布式光伏发电项目须采用经国家认监委批准的认证机构认证的光伏产品。产品选型应符合国家安全认证、节能、环保等相关规定。

4）需并网的分布式光伏发电项目建成后必须进行竣工验收。项目业主应委托有国家实验室认可资质的检验机构对分布式光伏发电系统进行检测并出具检测报告，检测内容包括但不限于光伏组件、逆变器、汇流箱、交直流配电装置、变压器、安全规范以及电能质量等方面的检测。居民用户分布式光伏发电项目由供电部门统一组织验收。

十、除度电补贴外，还享受哪些补贴？

2014至2020年期间，广州市在市本级财政资金中安排专项资金支持全市太阳能光伏发电推广应用。项目并网或运行满一年后，于每年10月15日前，资金申请单位

或个人可向市发展改革委提出补助申请，原则上每年11月底前下达1次资金计划。具体申报要求详见《广州市太阳能光伏发电项目建设专项资金管理暂行办法》。

十一、哪些情况项目会被取消资格？

1）自备案之日起两年内未建成投产的，在指导规模中取消，并同时取消享受国家资金补贴的资格。

2）对于在现有建筑屋顶或侧立面建设的分布式光伏发电项目，自签署屋顶或侧立面使用协议之日起半年内未开工以及未按要求报送运行信息的项目，取消享受市相关政策支持资格。广州市太阳能光伏发电项目建设专项资金管理办法（征求意见稿）部分

十二、什么样的分布式项目可以申请专项资金？

（一）已列入《广州市分布式光伏发电发展规划（2013-2020年）》中的项目；

（二）项目已经验收合格并投产；

（三）项目已并网或并网运行满1年；

（四）项目采用的光伏组件转换效率应达到先进水平。单晶硅电池组件转换效率不低于16%；多晶硅电池组件转换效率不低于15%；薄膜电池组件转换效率不低于8%，其中铜铟镓硒（CIGS）薄膜电池组件转换效率不低于12%。

已享受国家金太阳或光电建筑一体化补助资金的项目不纳入光伏专项资金支持范围。

十三、专项资金补给谁？

居民家庭和公共机构建筑太阳能光伏发电项目，补助对象为项目建设居民个人或单位；其他类型建筑太阳能光伏发电项目，补助对象为建筑物权属人和项目建设单位。

十四、如何补？补多少？

采取后补助方式，在太阳能光伏发电项目建成投产满1年或验收合格后开始补助。

（一）对于项目建设居民个人或单位，按照0.1元/千瓦时的标准，以项目上一所发电量为基础计算补助金额。补助时间为项目建成投产后连续10年。

（二）对于建筑物权属人，以建成的项目总装机容量为基础，按0.2元/瓦的标准确定补助金额，一次性发放给建筑物权属人。单个项目最高补助金额为200万元。

十五、补到什么时候？

2020年前在广州市行政辖区内建成的符合条件的太阳能光伏发电项目，均可享受太阳能光伏发电项目建设专项资金支持。

十六、什么时间申请？

每年10月15日前，对符合申请条件的项目，由资金申请单位或个人提出资金拨付申请，填写资金申请表（见附件），经项目所在区发展改革局初审并出具初审意见后报送市发展改革委审核。

市发展改革委会同市财政局对光伏专项资金申报材料进行审查并编制光伏专项资金安排计划，按要求上报审定后，于每年11月底前下达资金安排计划，原则上每年下达1次，市财政局按规定办理核拨资金手续。

十七、需要哪些申请材料？

光伏专项资金申请需同时提供以下证明文件：

（一）项目所依托建筑物产权证明文件；

（二）资金申报单位工商营业执照和组织机构代码证复印件（个人提供房屋产权所有人个人居民身份证复印件）；

（三）项目建筑物屋顶或侧立面使用合同或协议（利用自有建筑建设的不需提供）；

（四）项目备案文件；

（五）项目并网文件。对于非居民家庭项目，由供电部门出具同意项目并网运行的函；对于居民家庭项目，由供电部门出具光伏发电项目并网验收意见单；

（六）项目验收合格文件。对于非居民家庭项目，提供经有国家实验室认可资质的检验机构出具的检测报告；对于居民家庭项目，出具供电部门验收合格证明；

（七）光伏产品组件及逆变器的第三方检测报告；

（八）项目建设居民个人或单位还需提供由供电部门出具的项目运行1年所发电量证明文件；

光伏项目质量管理方案篇7

大力开发利用新能源和可再生能源, 是我国优化能源结构、改善环境、促进社会经济可持续发展的重要战略措施之一[1]。太阳能光伏发电具有安全、稳定、清洁等特点, 加快太阳能光伏发电项目技术开发, 实现产业化和市场化, 已成为世界各国能源发展的重要方向之一。为推动我国太阳能光伏发电项目快速发展, 国家出台了一系列鼓励政策;预计2015 年底, 全国太阳能发电装机规模将达到2 100 万k W。太阳能光伏发电作为资金密集型项目, 投资大、周期长, 目前尚无完整、全面的投资风险因素分析体系, 这将给项目投资带来不确定性[2]。因此, 探讨太阳能光伏发电项目存在的投资风险因素, 提出相关建议和管理措施, 对于保障该产业健康发展、推动社会经济发展具有重要的现实意义。

1 太阳能光伏发电项目产业特点

太阳能光伏发电项目作为新能源产业, 不同于传统能源发电项目, 如风力发电和水利发电, 它有着自己的产业特点。

1.1 鼓励政策扶持

太阳能光伏发电项目的开发设计及并网发电都离不开国家政策的扶持, 也正是在国家政策的鼓励下, 太阳能光伏发电市场才能蓬勃发展[4], 这一切都来自于政府基于环境压力及能源结构的长远考虑。目前, 太阳能光伏发电项目还处于发展的初级阶段, 只有在一系列鼓励政策的扶持下, 才能获得一定的经济收益。

1.2 发电成本较高

若不考虑环境因素, 仅从经济效益角度分析, 太阳能光伏发电项目的成本高于传统能源发电项目[4], 虽然太阳能光伏技术的进步正在使项目成本逐年降低, 但目前高成本仍然是制约我国太能能光伏发电项目大规模商业化的主要因素之一。

1.3 电量输出不稳

太阳能光伏发电项目的能量输入源是光能, 有太阳光时可以发电, 反之则无法提供电能[5]。由于昼夜、季节、天气等因素影响, 同一地区的单位面积太阳光能量既是间断的, 又是不断变化的, 项目的电量输出也随之变化, 影响了电网安全运行。虽然可以通过储能技术缓解这个问题, 但这将大大增加项目成本, 使本来就居高不下的发电成本进一步抬高, 不利于太阳能光伏发电项目健康发展。

1.4 社会认知偏低

太阳能光伏发电项目在我国还是新鲜事物, 其商业模式还处于探索阶段, 整个光伏市场还处于培育时期, 公众对于项目投资额度、发电量大小、使用方式等概念还未形成统一认识, 社会认知度水平还比较偏低。

1.5 节能减排明显

太阳能光伏发电项目在并网运营过程中, 不但产生清洁电力, 且无任何污染物排放, 对周边环境影响较小。例如, 一座1MW太阳能光伏电站的年发电量约113 万k Wh等同于节约383 t标准煤, 减少排放191 t二氧化碳及5 t粉尘污染物, 节能减排效果非常明显。

2 太阳能光伏发电项目投资风险识别

风险识别是指在风险事故发生之前, 运用各种方法, 系统的认识所面临的各种风险以及分析风险事故发生的潜在因素。风险识别是风险管理的第一步, 也是风险管理的基础, 只有科学合理的开展风险识别工作, 才能全面确定存在的风险因素。

2.1 投资风险来源

太阳能光伏发电项目在新能源发电领域占有的份额逐年增大, 其不仅需要鼓励政策的扶持更需要高新技术的支持, 具有高成本、高技术、低能耗、零排放的特点[6]。作为一种新型的能源利用形式, 其投资风险来源主要分为以下几个方面:①外部环境。例如全球经济状况、国内政策调整、行业竞争等;②项目复杂性。太阳能光伏发电项目涉及多个领域, 多晶硅等核心技术尚未国产化;③项目局限性。太阳能光伏发电项目从设计到施工运行均存在高技术人才储备的局限性。

2.2 风险识别过程

风险识别是一个既复杂又精细的管理过程, 是太阳能光伏发电项目风险管理的切入点, 需要从多个方面预测分析风险因素, 科学提升和完善太阳能光伏发电风险管理体系, 整个风险识别过程主要包括:①查阅资料分析内外环境;②汇总整理风险因素清单;③确立风险因素分析方案;④核实风险因素是否存在遗漏并完善风险因素清单;⑤完成分析并结束风险识别流程。

3 太阳能光伏发电项目投资风险因素

3.1 技术风险因素

技术风险因素主要是来源于技术本身存在的缺陷或更先进、可替代技术的出现, 可分为技术的成熟度、技术的可替代性、技术的生命周期、技术的适用性和技术的保密性等几个方面。太阳能光伏发电项目技术产业链条主要包括硅材料提纯、晶体硅片制造、太阳能电池组件制造、光伏电站建设等环节[7]。目前我国尚未完全掌握多晶硅核心技术, 产业链的部分上游材料供应依赖进口, 容易受制于人, 给行业发展埋下隐患。

3.2 市场风险因素

市场风险是指由于市场中各因素的变化波动, 给项目竞争优势带来的一种不确定性, 风险因素主要包括市场规模、产品竞争力、服务水平、营销能力等方面。由于我国太阳能光伏发电项目上网还处于初级阶段, 上网电价受国家政策管控, 成本核算和费用分配存在波动。此外, 太阳能光伏发电项目缺乏核心技术支持, 存在设备资金“大投入”与电量效益“小产出”的矛盾, 导致发电成本居高不下, 市场竞争力较弱, 给整个产业的发展带来局限性。与此同时, 在政策扶持因素影响下, 光伏企业的多晶硅产能快速提升且有过剩的迹象出现, 产业的无序发展给市场风险增加了更多的不确定性。

3.3 政策风险因素

太阳能光伏发电项目的自身特点, 决定了政策风险是该产业最为核心的风险因素, 其可分为两个方面:①整个太阳能兴伏发电产业发展起步较晚, 处于初级阶段, 技术水平和市场占有率远不及风力发电等新能源项目, 需要政府的扶持与引导;②缺乏完善的行业标准体系来保证太阳能光伏发电项目健康发展, 目前主要依靠政府的规范与监督。因此, 政府政策的改变会给整个光伏行业带来巨大影响。

3.4 外部环境风险因素

产业的发展以其所处的外部环境为依托, 来自外部环境的变动导致市场需求发生改变易引发风险[8]。我国太阳能光伏发电项目对国外市场的依赖度较大, 一旦国外经济出现问题或市场受到封锁, 则太阳能光伏企业将面临资金链断裂的危险, 给太阳能光伏产业带来巨大冲击。

4 管理措施

4.1 风险预警

风险预警是为了可以提前避免或减少项目风险可能带来的损失而采取的有针对性的措施, 即针对可能引起太阳能光伏发电项目风险的因素进行隔离及破坏, 以达到降低项目投资风险发生的概率。建立全面的风险预警系统, 需要重点从三方面考虑:①自然条件。从太阳能光伏发电项目立项之前, 针对目标地区全面开展日照时间、日照强度、空气湿度、天气变化等因素的分析工作;②设计条件。调查委托设计单位的资质情况、业绩情况、人员情况等, 分析工程设计能力;③运营条件。从经济效益角度分析项目的可行性, 如利润率、现金流动、负债率和毛利率等。

4.2 风险隔离

风险隔离指通过分离或复制风险单位, 使任一风险事故的发生不至于导致项目整体资产受到致命损毁, 是针对特定风险的一种重要管控措施, 使项目的总体风险得以降低。针对太阳能光伏发电项目的产业性质, 采取特定的管理制度以实现项目风险隔离, 确保项目内部各部分之间不互相影响, 维持总体风险处于较低水平。具体管理制度包括:①特定的并网电价管理制度;②特定的扶持政策管理制度;③特定的购电补偿管理制度;④特定的税收抵扣管理制度等。

4.3 风险转移

风险转移指通过相应的管理措施, 实现太阳能光伏发电项目可能发生的风险损失等效转移至其他组织, 以此来降低项目风险因素带来的损失。目前, 最常用的一种风险转移方式就是购买商业保险, 通过购买相应的商业保险种类, 将太阳能光伏发电项目的风险损失转移至保险公司, 保证项目总体利益。

5 结语

太阳能光伏发电项目是我国发展可再生能源战略的重点领域之一, 是优化能源结构的重要举措, 总结太阳能光伏发电项目的产业特点, 并通过风险识别理论详细分析项目投资风险因素, 提出切实可行的管理措施, 为今后的太阳能光伏发电项目投资提供理论指导, 对于推动该产业的健康发展有着重要的现实意义。

摘要：在国家鼓励政策扶持下, 太阳能光伏发电项目飞速发展, 根据太阳能光伏发电项目的产业特点, 结合投资风险识别理论基础, 寻找风险的主要来源并分析该产业所面临的投资风险因素, 进而提出相应的管理措施, 以规避可能出现的问题, 对于整个太阳能光伏产业的发展有着重要的现实意义。

关键词：太阳能,光伏发电,投资风险,风险管理,风险因素

参考文献

[1]朱震宇.我国太阳能光伏产业投资风险及对策分析[J].中国市场, 2011 (13) :6-7.

[2]孟强.太阳能光伏发电技术现状及产业发展[J].安徽科技, 2010 (1) :17-18.

[3]李伟, 李世超.太阳能光伏发电风险评价[J].农业工程学报, 2011 (5) :11-12.

[4]郑志杰.大规模光伏并网电站接入系统若干问题的探讨[J].电网与清洁能源, 2010 (2) :15-16.

[5]孟浩.太阳能光伏发电技术研究评述[J].高技术通讯, 2013, 23 (6) :654-66.

[6]张宁.中国光伏产业发展战略研究[D].北京:中国政法大学, 2010.

[7]黄为, 王娟娟.投资我国太阳能光伏产业需要关注的几个问题[J].中国能源, 2008 (10) :21-23.

光伏项目质量管理方案篇8

摘要：本文主要探讨隆基1MW屋顶分布式光伏项目试运行环境与检测试验等方面需要注意的问题，阐明分布式光伏项目并网流程及技术要点，为以后分布式光伏项目并网提供有益的借鉴。

关键词：分布式；光伏；检测；并网技术

一、项目简介

西安隆基1MWp屋顶分布式光伏电站项目位于西安隆基厂区屋顶上，该光伏电站总装机容量为1MWp，全部采用单晶硅275Wp电池组件。电站分为33个独立的发电单元，共计3个0.4kV并网点，发电单元全部采用固定支架形式，每个单元采用1台30KWp的并网逆变器，每六台逆变器通过电缆接入1台交流箱，每3台交流汇流箱通过电缆接入1台低压并网柜，通过低压并网柜接入隆基厂区低压配电系统，实现光伏并网发电。

二、总则

（1）电站并网光伏逆变器和光伏发电单元、升压变电部分调试运行是并网光伏电站基本建设工程调试运行和交接验收的重要环节，它对电池组件、汇流部分、逆变部分、升压配电部分机电设备进行全面的考验。检查光伏电站设计和施工质量，验证光伏电站机电设备的设计、制造、安装质量，通过对光伏电站机电设备在正式运行状态下的调整和试验，使其最终达到安全、经济、稳定的生产电能的目的。（2）本程序用于西安隆基

1MWp屋顶分布式光伏电站项目并网调试运行试验。（3）调试运行过程中可根据现场实际情况对本程序做局部调整和补充。

三、光伏电站调试运行前的联合检查

（一）准备工作。（1）协调联系制度；（2）各单位的协调联系制度已建立、落实；（3）机电设备安装、检查、试验记录；（4）投运范围内所有的机电设备安装、检查、试验记录，均须经参加验收各方签字验收，电气保护整定完毕。

（二）环境要求。（1）各层地面已清扫干净，无障碍物；（2）临时孔洞已封堵，电缆沟盖板就位；（3）各部位和通道的照明良好；（4）各部位与指挥机构的通信方式完备；联络、指挥信号正常；（5）各部位设备的标识已安装完成并核对正确；（6）各运行设备已可靠接地；（7）与运行有关的图纸、资料配备完整，相关记录表格已准备就绪，运行人员已培训后上岗；（8）运行部位与施工部位已隔离，运行设备和运行部位均有相应的安全标志。

（三）检测与试验。（1）太阳光伏组件检查。1）检查组件表面有无脏污及破损；2）组件产品应是完整的，标注额定输出功率（或电流）、额定工作电压、开路电压、短路电流；有合格标志；附带制造商的贮运、安装和电路连接指示；3）组件互连应符合方阵电气结构设计。4）组件互连电缆已连接正确，有无破损，电池板接地可靠；5）绝缘电阻测试：测试组件外壳与输出线间绝缘电阻；6）测试组件的开路电压。

（2）汇流箱检查。1）检查汇流箱外观合格，汇流箱内部接线满足设计要求，电缆标牌标识清晰；接线端子、铜排牢固；2）汇流箱内整洁无杂物；3）汇流箱应进行可靠接地，并具有明显的接地标识，设置相应的避雷器；4）汇流箱的防护等级设计应能满足使用环境的要求；5）每一回路的电压、汇流输出电压正常；

6）空开、保险和防雷器完好、空开灵活；7）汇流箱及线路编号正确；

（3）连接电缆检查。1）连接电缆应采用耐候、耐紫外辐射、阻燃等抗老化的电缆；2）连接电缆的线径应满足方阵各自回路通过最大电流的要求，以减少线路的损耗；3）电缆与接线端应采用连接端头，并且有抗氧化措施，连接紧固无松动；

（4）接地检查。1）光伏阵列框架应对等电位连接导体进行接地。等电位体的安装应把电气装置外露的金属及可导电部分与接地体连接起来。所有附件及支架都应采用接地材料和接地体相连。

（5）逆变器检查。1）与组件、交流汇流箱接线正确；2）接线端子牢固；3）柜体内整洁无杂物；4）空开完好、灵活；5）通讯监控系统完好；6）接地电阻测试，是否可靠；7）设备表面不应有明显损伤，零部件应牢固无松动；8）线缆安装应牢固、正确，无短路；9）模块安装检查：模块应安装牢固，螺丝打紧，地址拨码设置正确，标识和铭牌清晰。

（6）监控系统检查。1）应对监控系统的控制功能进行试验，确认各项控制功能准确、可靠；2）应对监控系统的显示功能进行检查和试验，确保显示参数正常；3）监控系统与保护及安全自动装置、相关一次设备同步投入运行；4）监控系统与各子系统通信畅通。

（7）接地系统。检查接地电阻是否满足设计要求。

（8）交流并网柜。1）电缆连接牢固、相序正确；2）接线端子牢固；（3）柜体内整洁无杂物；4）操作机构进出无卡滞、空开灵活、机械闭锁装置可靠；5）抽屉进出灵活，空开完好、灵活，通电指示灯显示准确；6）并网断路器符合接入批复功能要求；7）接地可靠。

（9）其它。1）各逆变器、汇流箱接线正常；2）照明正常；3）绝缘胶垫铺设完整；4）电缆沟及沟盖板铺设完毕；5）灭火器配置齐全；6）悬挂警示标识牌；7）万用表、钳形电流表、红外测温仪、接地摇表、组合工具箱齐全；8）防鼠挡板安装完毕。

（10）安全工器具。绝缘手套、绝缘鞋、验电笔、安全标识牌、安全警示带等。

（11）并网工作注意事项。1）在并网调试过程中，要组织好现场秩序，电站所有人员必须服从指挥，禁止随意走动。2）并网前现场工具配置要齐全并保证好用，如万用表、对讲机（保证电量充足）等。3）在确定并网日期前应及时以书面形式通知各厂家工程师到现场。4）参与并网调试人员应对现场的电气接线、设备安装位置及其操作等非常熟悉。5）现场操作人员必须服从指挥，在没有得到任何指令的情况下，绝不允许对设备进行操作。

四、并网技术流程

（1）380V倒送电流程。1）合上接入点断路器，检查确认无误后。2）合上并网柜并网断路器，检查确认无误后；3）逐个合上交流汇流箱内主断路器，检查确认无误后；4）逐个合上交流汇流箱内各分支断路器。

（2）逆变器开机操作流程：1）合上逆变器对应的交流汇流箱分支交流断路器；2）合上逆变器本体交流输出断路器，等待逆变器界面初始化完成后，检查交流电压显示正常；3）分别用万用表测量与逆变器对应的直流及交流输出端子处的电压正常；4）逆变器自动检测，如符合并网条件，等待五分钟后逆变器进入并网发电状态；5）检查逆变器并网正常，用触摸屏对逆变器进行按键关机；6）断开逆变器一路直流输入断路器；7）用万用表测量该逆变器对应汇流箱所有直流输出端子在直流柜上电压正常，依次合上所有汇流箱对应在直流柜上直流输出断路器。

（3）注意事项：逆变器并网调试时，现场操作人员要注意低压交流柜电流是否随着并网逆变器数量的增多而增长，并做好相应记录；

五、并网后连续运行

（1）完成上述试验内容经验证合格后，光伏电站具备带额定负荷连续运行条件，开始进入运行；（2）执行正式值班制度，全面记录运行所有参数；（3）运行中密切监视逆变器运行温度，以及电缆连接处、出线隔离开关触头等关键部位的温度；

六、并网运行安全保证措施

（1）所有工作人员要严格按各自的岗位职责、安全要求、工作程序进行工作，并持证上岗，遵守各项安全规程，服从指挥；（2）所有设备的操作和运行严格按操作规程、运行规程和制造厂技术文件进行，严格执行工作票制度；（3）运行区域内严禁烟火，并配有齐全的消防设备，有专人检查监督；（4）运行设备安装完成后，彻底全面检查清扫，无任何杂物；（5）设备区域道路畅通、照明充足，通讯电话等指挥联络设施布置满足并网运行要求；（6）运行区域内设置一切必须的安全信号和标志；（7）投运设备区域按要求配置消防器材；（8）组织全体参加运行人员进行安全规程、规范学习，严格进行安全交底；（9）运行设备要求按设计图统一编号、挂牌，操作把手操作方向做明确标志；（10）保持电气设备和电缆、电线绝缘良好，保证带电体与地面之间、带电体与带电体之间、带电体与人体之间的安全距离；（11）电气设备设置明显标牌，停电检查时检查部位的进出开关全部断开，并设有误合闸的保护措施，装设临时接地线，悬挂“有人工作、禁止合闸、高压危险”等标志牌；

七、并网运行规定

（1）运行人员必须纪律严明，工作中必须服从命令听指挥；（2）运行人员不得无故缺勤、迟到、早退，临时离开工作岗位必须经本值值长同意；（3）运行人员必须熟悉运行设备，了解运行试验程序；（4）运行人员必须明确各自的工作职责，了解和掌握所辖运行设备的用途、性能、主要参数、操作方法及事故处理办法；（5）运行人员要按时记录各表计的有关读数，详细记录各项试验的试验时间、有关数据、缺陷及处理结果；（6）运行人员要定时巡检所辖设备的运行情况，发现异常立即报告；（7）运行值班交接必须在工作岗位进行，交接班记录填写真实详细、特别时对设备缺陷、试验进展情况、注意事项要交代明确；（8）运行的各项操作命令必须而且只能由运行指挥员下达，指定操作人员操作，其他人的命令均不予受理；（9）运行的各项操作严格执行工作票、操作票制度，各项操作必须有操作人和监护人；（10）运行人员不得私自操作任何设备，要作好设备的监护工作，防止非运行人员乱动设备；（11）运行出现紧急情况时、运行人员要保持镇定，严守工作岗位，严格服从命令听指挥。按照指挥指令处理紧急情况。

总结：目前分布式光伏发电在国内迅速发展，相关从业及施工人员相对经验不足，因此推广分布式光伏项目标准化并网、检测、试验流程有着现实的积极意义，为了分布式光伏项目的健康发展，合理利用现有的法规、技术，从而为分布式光伏项目发展创造条件

参考文献：

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[5] 《光伏系统功率调节器效率测量程序》.（GB 20514）

[6] 《光伏电站接入电力系统的技术规定》.（GB 19964）

[7] 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》.GB 50150

[8] 《电能计量装置技术管理规程》. DL/T 448

[9] 《变电站运行导则》.DL/T969

[10] 《陕西光伏靖边电站工程施工招投标文件》