光伏发电工程验收规范通用模板 光伏竣工验收报告范文

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光伏发电工程验收规范1

　　1、目的

　　为加强光伏电站技术监督工作，提高设备安全可靠性，确保安全、稳定、经济运行，制定本制度。

　　2、引用标准或参考文件

　　2.1DL/T1051-2007电力技术监督导则

　　2.2国家电网公司电力工业技术监督工作规定

　　3、职责

　　3.1发电公司生产技术部主要职责

　　3.1.1负责组织贯彻国家有关各项技术监督的规章制度，管理光伏电站各项技术监督工作。

　　3.1.2负责审批技术监督的年度报表，总结和考核各项技术监督工作。

　　3.2站长主要职责

　　1负责做好光伏电站各项技术监督工作。

　　2负责组织建立、健全技术监督网。

　　3负责督促技术监督负责人制定适合光伏电站情况的技术监督管理标准。

　　4负责审核各项技术监督的报表、异常信息反馈报告、总结等。

　　5负责贯彻执行有关技术监督的各项方针、政策、条例、制度以及工作要求，根据光伏电站的具体情况制定相应的实施计划。

　　6负责主持光伏电站各项技术监督异常情况的调查分析工作，处理存在问题，严格按有关规程进行分析评价。

　　7负责制定光伏电站技术监督工作计划，并监督执行。

　　8负责定期参加召开的各项技术监督网例会，开展技术监督活动。

　　9负责监督检查本专业人员在工作中规章制度的执行情况。

　　10负责督促光伏电站建立、健全各类设备台账、图纸、缺陷及处理记录、监督月报表、跟踪分析表等技术监督档案。

　　11负责促进光伏电站有计划、有目标、有针对地对设计、安装、检修、运行人员进行技术监督方面的技术培训与交流。

　　12负责定期组织对电力技术监督检查工作及设备运行开展安全检查，对检查发现的问题和缺陷提出改进措施，并按规定的整改期限进行复查。

　　4、管理内容

　　4.1管理目标

　　4.1.1技术监督工作规范化、标准化、程序化。

　　4.1.2各项技术监督指标合格，并可控、在控，保证光伏电站运维安全、稳定、优质、经济和高效运行。

　　4.2监督类别

　　在绝缘、电测、继电保护、电能质量、化学监督、金属监督、电机组控制监督等方面对设备健康水平与安全、质量、经济运行方面的重要参数、性能与指标进行监督、检查、调整及评价。

　　4.2.1绝缘监督：变压器、电抗器、开关、电流互感器、电压互感器、线路阻波器、耦合电容器、避雷器、电缆、母线、绝缘子等设备的绝缘强度，过电压保护及接地系统。

　　4.2.2化学监督：变压器绝缘油、各种润滑油及水内冷发电机的冷却水的使用管理和质量检测。

　　4.2.3金属监督：主要针对光伏发电系统支架、连接螺栓及紧固螺栓、升压站支柱绝缘子在承受动载荷和静载荷长期运行的变化规律进行监督。

　　4.2.4电测计量监督：电能表、互感器、电量变送器、测量系统二次回路、电测计量装置和电工测量仪器、仪表等。

　　4.2.5控制系统监督：主要针对光伏发电系统监控系统、自动控制系统、程序控制系统；

　　4.2.6继电保护监督：变压器、电抗器、开关、电流互感器、电压互感器、耦合电容器、电缆、母线、输电线路、电机等设备继电保护，安全自动装置、故障录波装置及所属二次回路等。

　　4.2.7电能质量监督：频率偏差、频率合格率、电压偏差、波动和闪变、三相电压不平衡度和正弦波形畸变率等。

　　4.3监督内容

　　4.3.1变压器类专业管理：变压器、互感器、电抗器、线路阻波器。

　　4.3.2光伏发电项目并网接入情况，包括接入电压等级、接入容量、并网接入时间等。光伏发电项目并网交易情况，包括发电量、自用电量、上网电量、网购电量等。光伏电站项目并网运行过程中遇到的重要问题等。

　　4.3.3过电压专业管理：避雷器、消弧线圈、接地系统（变电站和电机基础）和其他过电压保护装置。

　　4.3.4防污闪专业管理：变电站和35KV集电线路绝缘子、电气设备外绝缘等参数。

　　4.3.5谐波专业管理：电压、电流谐波及谐波源。

　　4.3.5开关专业管理：断路器、隔离开关、组合电器、分段器等开闭合设备。

　　4.3.7化学（油品）专业管理：主变压器及箱变绝缘油、电机各种润滑油的使用管理和质量检测。

　　4.3.8技术监督的标准按照各专业技术规程执行。

　　4.4监督实施

　　4.4.1光伏电站于12月15日前编制附表97“年度技术监督工作计划”，报发电公司生产技术部批准后执行。

　　4.4.2实施要求

　　4.4.2.1光伏发电技术监督实行监督报告、质检验收、责任处理及预警、告警、整改机制。

　　4.4.2.2认真遵守监督报告机制，严格按照当地电科院规定格式和时间如实报送电机组技术监督项目及指标完成情况，重要问题及时进行专题报告。

　　4.4.2.3应建立健全光伏发电设备质量全过程监督的签字验收机制，在光伏发电生产的各个阶段，对质量不符合规定的设备、材料及安装、检修改造过程，技术监督人员有权拒绝签字，并可越级上报。

　　4.4.2.4严格执行技术监督责任处理机制，由于技术监督不当或自行减少监督项目、降低监督指标标准而造成严重后果的，应追究相应责任。

　　4.4.2.5建立监督预警、告警和整改机制，对重大技术监督问题，及时发出预警、告警及整改通知单，督促现场尽快整改。

　　4.4.2.6建立健全光伏电站技术监督网，使各项技术监督工作制度化、规范化和标准化，各级技术监督人员必须严格执行监督有关规程和标准，行使监督职能。

　　4.4.2.7设备制造、基建、运行、检修、技改、反措等全过程质量监督的技术资料应准确、完整、连续，全部原始档案应经站长批准后归档。

　　4.4.2.8光伏电站各技术监督网应不定期组织开展活动，并保留相关活动记录和资料。

　　4.4.2.9为保证光伏电站技术监督网成员的稳定和技术监督工作的正常开展，根据技术监督网成员岗位变动情况及时调整，并报站长批准。

　　4.4.2.10外委技术监督服务项目，由发电公司生产技术部归口管理。

　　4.4.3光伏电站技术监督月度分析、总结等资料和报表于次月3日前报发电公司生产技术部。对于以前遗留的设备隐患、问题，以及上次监督网活动提出的监督建议（应综合考虑时效性和可操作性），各责任部门应对落实情况进行跟踪，并在技术监督月度分析、总结中反馈。

　　4.4.4光伏电站于1月15日前完成年度技术监督工作总结，报送发电公司生产技术部。

　　4.4.5按上级单位（部门）的要求，需要报送有关技术监督总结、报表等资料时，应如实填写，经站长批准、公司盖章后方可报送。

　　4.4.5技术监督费用管理

　　4.4.5.1技术监督中委托电力科学研究院、其他具有资质服务中心进行项目发生的服务费用，由发电公司生产技术部根据专项费用进行管理和控制。

　　4.4.5.2技术监督中发现、遗留的疑难问题，需申请资金解决的，应将其作为技术改造、特殊检修项目申报。

　　4.5监督奖惩

　　4.5.1建立技术监督工作的考核及奖励机制，对技术监督的指标及管理工作进行考核，并将考核结果与光伏电站的经济利益等活动挂钩，对在技术监督工作中作出贡献的部门或个人给予表扬和奖励。

　　4.5.2对于技术监督工作开展不到位，发生不安全情况的，相应的技术监督网人员应受到考核，监督网负责人与主要责任者同等责任，网内成员与次要责任人同等责任。

　　5、检查与考核

　　5.1本制度由光伏电站贯彻执行。

　　5.2本制度的实施由发电公司生产技术部检查与考核。

光伏发电工程验收规范2

　　1目的

　　为使设备的检修管理科学化、高效率,做到有组织、有计划、有准备的进行,达到发电公司对设备管理的要求,制定本制度。

　　2定义

　　2.1定期检修:根据《光伏电站检修规程》、《变电站检修规程》的要求,定期对设备进行较全面(对已掌握规律的老光伏发电系统可以有重点的进行)的检查、清理、试验、测量、检验及更换需定期更换的部件等工作,以消除设备和系统缺陷。

　　2.2临时检修:对临时发现的缺陷或发生的故障的排除。

　　2.3缺陷:是指主、辅设备及其系统在发电生产过程中发生的对安全、经济稳定运行有直接影响的异常,即在设备运行中发生的因其本身不良或外力影响,造成直观上或检测仪表(试验仪器)反映异常,但尚未发展成为故障的情况和影响安全运行的.各种问题,如振动、位移、摩擦、卡涩、松动、断裂、变形、过热、泄露、声音异常、防洪设施损坏、照明短缺、标识牌不全等均称为设备缺陷。按其严重程度可分为三类:紧急缺陷、重大缺陷和一般缺陷。

　　2.3.1紧急缺陷:是指威胁人身、设备安全,随时可能酿成事故,严重影响设备继续运行而必须尽快进行处理的缺陷。

　　2.3.2重大缺陷:是指对设备使用寿命或出力有一定影响或可能发展为紧急缺陷,但尚允许短期内继续运行或对其进行跟踪分析的缺陷。

　　2.3.3一般缺陷:是指对设备运行安全影响较小,且一般不至于发展成为上述两类缺陷,并能按其铭牌额定值继续运行,允许列入月、季(年)度检修计划中安排处理的缺陷。

　　2.4故障:设备在工作过程中,因某种原因丧失规定功能或出现危害安全的现象。

　　3引用标准或参考文件

　　3.1dl/t969-20xx变电站运行导则

　　3.2gj/t264-20xx光伏建筑一体化系统运行与维护规

　　4主要职责

　　4.1发电公司生产技术部主要职责

　　4.1.1负责批准年度定期检修计划。

　　4.1.2负责审核变电站一、二次设备、线路检修外委单位。

　　4.2光伏电站主要职责

　　4.2.1负责年度定期检修计划的编制、执行。

　　4.2.2负责组织对缺陷、故障的`处理。

　　4.2.3负责对缺陷、故障数据的统计分析。

　　4.2.4负责对检修过程进行总结,不断提高检修管理水平。

　　4.2.5负责监督与检查外委单位合同的执行情况。

　　5管理内容与要求

　　5.1光伏发电系统责任分包管理

　　5.1.1光伏发电系统分配

　　光伏电站工程移交生产后,站长组织运行人员对光伏发电系统按人进行分配,分配方法由光伏电站自行确定,填写附表61“光伏发电系统分配记录表”。

　　5.1.2协议签订

　　分配完成后,站长分别与各运行人员签订附录a“光伏发电系统责任分包协议书”,协议书一式三份,一份由公司放入运行人员人事档案,一份保存在光伏电站档案室,一份由运行人员保存。

　　5.1.3光伏发电系统管理

　　5.1.3.1光伏发电系统巡视

　　协议书签订后,分包责任人是所分包光伏发电系统的日常巡视的主要负责人,巡视工作具体按《巡回检查管理制度》相关要求执行。在巡视过程中如发现光伏发电系统存在缺陷,检修班组组织人员对该设备进行检修。

　　5.1.3.2光伏发电系统定期维护

　　光伏发电系统到达定期维护时间时,分包责任人对光伏发电系统开展定期维护工作。

　　5.1.4激励

　　根据各光伏发电系统的日常运行情况及相关数据统计,按照签订的附录a“光伏发电系统责任分包协议书”,公司对相关人员兑现激励。

　　5.2定期检修管理

　　5.2.1定期检修计划的编制

　　5.2.1.1每年12月份,光伏电站站长填写附表62“年度设备定期检修计划”,编制光伏电站下一年度定期检修计划,编制依据如下:

　　a主、辅设备的检修周期。

　　b设备的技术指标及健康情况。

　　c设备生产厂家对其设备的定期检修要求。

　　d《光伏电站检修规程》、《变电站检修规程》对设备定期检修工作的要求。

　　e光伏电站当地的光照情况规律。

　　5.2.1.2编制完成后,送发电公司生产技术部批准。

　　5.2.2定期检修的执行

　　在定期检修开工前,必须按《工作票管理制度》、《危险点预控票管理制度》要求办理相应票据,之后按《光伏电站检修规程》、《变电站检修规程》相关要求开展具体定期检修工作。

　　5.2.3定期检修记录

　　定期检修工作完成后,分包责任人将该设备本次定期检修的具体情况登记在附表67“设备台账”的“设备定期检修情况”栏目内。

　　5.2.4发现缺陷的处理

　　定期检修过程中,如发现设备存在缺陷,按5.3条款进行处理。

　　5.3临时检修管理

　　5.3.1缺陷、故障的发现及录入

　　5.3.1.1运检人员在日常巡视、检修等工作中,如发现存在缺陷或故障,应立即向主值汇报,运行人员将缺陷或故障情况记录在附表64“设备缺陷、故障记录本”中。

　　5.3.1.2如认为是紧急缺陷,应同时向站长汇报,核实确属紧急缺陷后应根据当时系统运行情况及相关规程规定,决定缺陷设备是否需要立即退出运行。

　　5.3.2缺陷、故障的处理

　　在设备缺陷或故障处理开工前,必须按《工作票管理制度》、《危险点预控票管理制度》要求办理相应票据,才能进行缺陷或故障处理工作。

　　5.1缺陷的处理

　　a主值将缺陷情况通知检修班组,检修班组组织对缺陷情况进行消除,具体按《光伏电站检修规程》、《变电站检修规程》执行。

　　b紧急缺陷的处理:检修班组需立即开展抢修工作,运行人员需加强对缺陷设备的监视,并随时报告站长,同时应迅速拟定事故应急措施,做好各项准备工作,一旦发现缺陷恶化,应立即采取措施对缺陷设备进行隔离。在处理紧急缺陷时,站长需在现场监督检查紧急缺陷的消除工作,并制定处理方案和质量验收,紧急缺陷必须连续处理。

　　c重大缺陷的处理:处理时限一般不得超过一周,具体时限由检修班组根据缺陷情况确定并在附表64“设备缺陷、故障记录本”的“处理结果及日期”栏目中注明。

　　d一般缺陷的处理:一般缺陷可结合定期检修计划安排处理,对于一些检修人员有能力可以很快处理的小缺陷,检修人员可自行处理。

　　e对有紧急或重大缺陷的设备,若因特殊原因,不能在规定时限内停机处理,而需带缺陷继续运行时,光伏电站必须提供充分的依据并报发电公司生产技术部批准。

　　5.2故障的处理

　　运行人员填写附表60“设备故障检修通知单”,将故障情况通知检修班组,检修班组组织对故障情况进行消除,检修具体工作按《光伏电站检修规程》、《变电站检修规程》执行。

　　5.3光伏电站不能自行消除的缺陷或故障的处理

　　a质保期外光伏发电系统、箱变、生活设备发生重大缺陷或故障时,光伏电站填写附表66“设备维修申请单”,发电公司批准后,光伏电站寻找外委单位,对缺陷或故障予以处理。

　　b变电站一、二次设备、线路所发生的重大缺陷或故障时,光伏电站填写附表66“设备维修申请单”,发电公司批准后,光伏电站联系外委单位进行处理。

　　c外委单位处理的重大缺陷或故障消除后,光伏电站人员填写附表67“设备维修验收单”,对缺陷或故障消除情况进行验收。

　　5.3.3缺陷或故障的登记

　　缺陷或故障消除验收完成后,运行人员将该设备本次的临时检修情况记录在附表63“设备台账”的“设备缺陷、故障检修情况”栏目内。

　　5.3.4总结分析

　　5.3.4.1光伏电站每月在月报中将本月的缺陷发生情况、消缺完成情况及消缺率上报发电公司生产技术部。

　　注:消缺率=(本月消除缺陷数/本月发生缺陷数)×100%

　　5.3.4.2光伏电站应重视对检修管理过程中的经验、教训的分析、总结,不断提高检修管理水平,提高设备的可靠性。

　　5.3.4.3光伏电站需对设备缺陷、故障的数据进行统计分析,从中分析出设备运行规律,为备品备件定额提供可靠依据,预防设备缺陷、故障的发生,降低设备缺陷及故障发生率,提高设备健康水平,将设备管理从事后管理变为事前管理。

　　5.4供应商检修时停送电的管理

　　5.4.1供应商如需停电检修时,需填写附表65“停送电联系单”,经站长批准后予以停电。

　　5.4.2供应商检修完成后,如需送电,需填写附表65“停送电联系单”,经站长批准后予以送电。

　　6检查与考核

　　6.1本制度由光伏电站贯彻执行。

　　6.2本制度的实施由发电公司生产技术部检查与考核。

光伏发电工程验收规范3

　　1、目的

　　本制度规定了光伏发电系统质保期满后的验收方法,包含了光伏发电系统出质保验收的主要内容和一般原则,主要有光伏发电系统分系统检查、状态检测、运行分析、特性测试等,以确保所接收光伏发电系统的技术指标符合产品的技术要求。

　　2、引用标准或参考文件

　　2.1gb2297-1988太阳光伏能源系统名词术语

　　2.2gd001-20xx太阳能发电工程技术标准:光伏发电工程规划报告编制办法(试行)

　　2.3gd002-20xx太阳能发电工程技术标准光伏发电工程预可行性研究报告编制办法(试行)

　　2.4gd003-20xx太阳能发电工程技术标准:光伏发电工程可行性研究报告编制办法(试行)》

　　2.5nb/t32001-20xx光伏发电站环境影响评价技术规范

　　2.6nb/t320xx-20xx光伏发电站太阳能资源实时监测技术规范

　　2.7gb50797-20xx光伏发电站设计规范

　　2.8gb50794-20xx光伏发电站施工规范

　　2.9gb/t50795-20xx光伏发电工程施工组织设计规范

　　2.10gb/t50796-20xx光伏发电工程验收规范

　　2.11gb/t19964-20xx光伏发电站接入电力系统技术规定

　　2.12gb/t50866-20xx光伏发电站接入电力系统设计规范

　　2.13gb/t29319-20xx光伏发电系统接入配电网技术规定

　　2.14nb/t320xx-20xx光伏发电站电压与频率响应检测规程

　　2.15nb/t320xx-20xx光伏发电站防孤岛检测技术规程

　　2.16gb/t30152-20xx光伏发电系统接入配电网检测规程

　　2.17gb/t29321-20xx光伏发电站无功补偿技术规范

　　2.18jgj203:2010民用建筑太阳能光伏系统应用技术规范

　　2.19db11/t881-20xx建筑太阳能光伏系统设计规范

　　2.20j/t264-20xx光伏建筑一体化系统运行与维护规

　　3、职责

　　3.1出质保验收小组主要职责

　　3.1.1负责根据本制度及光伏发电系统技术要求编写验收大纲,明确验收内容。

　　3.1.2负责对验收大纲的验收项目进行检查、记录,对采用测量分析方法验收的项目,负责分析报告的编制和解释。

　　3.1.3负责主持光伏发电出质保的验收与交接工作,审查系统验收文件,对遗留问题提出处理意见,责成有关单位限期整改,办理验收合格后的交接手续。

　　3.1.4负责编写验收报告,并对在验收过程中所发现的问题提出整改建议。

　　4、管理内容与要求

　　4.1总则

　　4.1.1对于光伏发电系统中大部件分期出质保、部件因缺陷整体更换后延长质保期及部件质保期和整套系统不一致的,可按本制度选择相关内容进行验收。

　　4.1.2本制度对光伏发电系统性能和状态的验收进行了规定,光伏电站内其他设备的验收内容参照国家相关标准执行。

　　4.1.3验收工作可由公司自行完成,也可委托有能力的专业公司协助完成,被委托的专业公司不能与光伏发电系统供应商有全资、控股、参股或其他有碍公正性的隶属关系。

　　4.1.4应在光伏发电系统出质保前3个月启动验收工作,以保证有足够的时间完成验收检测与检查工作。

　　4.1.5遵守各项安全规定,做好安全防护工作,严格执行“三票三制”工作制度。

　　4.2验收小组

　　4.2.1公司成立光伏发电系统出质保验收小组(以下简称“验收小组”),负责光伏发电系统出质保验收工作的实施。

　　4.2.2验收小组设组长一名,由经理担任,验收小组成员包括光伏电站站长、主值、工程部负责人、物资部负责人、发电公司生产技术部负责人、发电公司基建工程部负责人及其他公司认为有必要参加的人员,也可外聘专家协助工作。

　　4.2.3验收小组成员要求

　　4.2.3.1验收小组成员应有一定的光电专业知识,熟悉光伏发电系统工作原理,了解光伏电站运行特点,或者擅长某一验收专业。

　　4.2.3.2验收小组成员应富有责任心、实事求是,不得弄虚作假,掩盖或夸大事实。

　　4.3验收准备

　　4.3.1验收小组应明确分工,做好组织计划,准备好验收大纲和验收工具。

　　4.3.2启动验收前应准备的相关资料

　　4.1光伏发电系统移交生产验收资料。

　　4.2质保期内光伏发电系统的运行日志、维护记录、大修记录、故障统计表、备件及消耗品使用记录。

　　4.3质保期内光伏发电系统所发现的问题、整改消缺记录与报告、消缺情况及遗留问题。

　　4.4设备运行数据:光伏发电系统单组各月发电量、单组各年发电量,中央监控系统记录的光伏发电系统历史数据(正式运行后质保期内的数据)。

　　4.5设备采购合同、施工合同、备品备件清单、相关技术要求文件。

　　4.3.3启动验收前应准备相应验收专用仪器与工具,如蓄电池测试仪等,可根据实际情况增加必须的其他设备仪器。

　　4.4启动验收

　　4.4.1根据编制的验收大纲要求逐台逐项进行检测、检查并记录,对专业检测项目要求出具分析报告,所有记录及分析报告均作为验收文件有效组成部分。

　　4.4.2需要在光伏发电系统运行情况下进行的验收项目必须针对性地采取有效的安全措施。

　　4.4.3验收内容与检查方法

　　4.4.3.1光伏发电系统分系统检查

　　光伏发电系统分系统检查是指采用目测、检测、试验等方法对光伏发电系统各部件进行检查,以发现光伏发电系统存在的较明显的缺陷或故障。

　　a验收小组应填写附表58“光伏发电系统检查表”,对光伏发电系统逐批逐项进行检查,检查完成后编写光伏发电系统检查报告。

　　b应有光伏电站站长、主值参加光伏发电系统出质保前的最后一次定检维护,监督定检维护项目的完成情况,同时对光伏发电系统进行初步的检查,对于发现的问题应详细记录。

　　c光伏发电系统检查项目所列内容和定检维护项目一致的可在定检维护时完成,以提高验收效率,避免重复劳动。

　　d光伏发电系统供应商的最后一次定检报告将作为验收文件的组成部分。

　　4.4.3.2光伏发电系统状态检测与故障诊断

　　光伏发电系统状态检测与故障诊断是指通过各种检测手段测量、分析,以判断光伏发电系统是否存在潜在的内部缺陷或故障。

　　4.4.3.3运行分析

　　a合格率分析

　　合格率指标分为单批光伏发电系统合格率和批次平均合格率,单组光伏发电系统合格率不应小于100%,批次出质保平均合格率应不小于99%。

　　b故障统计分析

　　记录质保期内所有光伏发电系统的故障或报警发生次数、持续时间及其故障或报警类型和编码,统计单一故障持续时间占总故障时间的百分比及单一故障发生的频率百分比,分析故障原因及存在隐患,如果是光伏发电系统本身设计及制造质量问题,应与供应商交涉予以解决。

　　4.4.3.4电能质量测试

　　电能质量测试方法按gb/t29319-20xx光伏发电系统接入配电网技术规定执行。

　　4.5验收整改

　　对于验收过程中发现的缺陷,应要求光伏发电系统供应商提出整改措施并限期整改,整改完成后应出具整改报告。

　　4.6验收签字

　　验收小组对整改结果再次验收,所有验收结果应满足产品技术文件的规定,光伏发电系统供应商和公司双方依据合同规定接受验收结果后,签署由光伏发电系统供应商提供的最终验收文件。若仍存在遗留问题,则在最终的验收签字文件中应明确遗留问题的最终解决办法及解决期限,具体如下:

　　4.6.1公司自行出质保验收的应含有验收小组成员签字的检查及检测报告,对于由委托方完成的验收项目所出具的验收报告,应加盖其单位公章,主要报告文件有:

　　4.6.1.1光伏发电系统检查报告。

　　4.6.1.2故障(及报警)诊断分析报告。

　　4.6.1.3运行分析报告。

　　4.6.1.4光伏发电系统电能质量测试报告。

　　4.6.2光伏发电系统供应商对检测过程中所发现的设备缺陷的处理方法、处理过程、处理结果记录及整改报告,并需附有公司的认可文件。

　　4.6.3质保期内所发现问题的整改消缺记录与报告。

　　4.6.4最终验收签字文件。

　　4.6.5根据需要,可在文件中附加必要的资料、报告、证明及图片等。

　　5检查与考核

　　5.1本制度由光伏电站贯彻执行。

　　5.2本制度的实施由发电公司生产技术部检查与考核。

光伏发电工程验收规范4

　　1、目的

　　为确保光伏发电系统在现场调试完成后,光伏发电系统的安全性、功率特性、电能质量、利用率水平满足设计要求,并形成稳定生产能力,制定本制度。

　　2、引用标准或参考文件

　　2.1gbt50796-20xx光伏发电工程验收规范

　　2.2gb50300建筑工程施工质量验收统一标准

　　2.3光伏发电系统技术说明书、使用手册、操作手册、调试手册和维护手册

　　2.4光伏发电系统订货合同明确的有关试运行的要求

　　3、职责

　　3.1经理主要职责

　　3.1.1负责批准光伏发电系统360h试运行验收申请。

　　3.1.2负责召集相关人员组成光伏发电系统试运行验收小组。

　　3.1.3负责督促工程部组织供应商对缺陷进行整改。

　　3.1.4负责批准光伏发电系统360h试运行预验收证书。

　　3.2验收小组主要职责

　　1负责主持光伏发电系统试运行验收工作。

　　2负责办理光伏发电系统试运行验收手续。

　　3.3工程部主要职责

　　3.3.1负责向公司提交附表13“验收申请表”。

　　3.3.2负责督促相关供应商对缺陷进行整改。

　　3.3.3负责协助验收小组对缺陷的整改完成情况进行验收。

　　4、管理内容与要求

　　4.1试运行应具备的条件

　　4.1.1各安装单位工程完工验收和各光伏发电系统调试验收已合格。

　　4.1.2批次或全部调试验收合格的光伏发电系统在规定时间内无缺陷、无故障连续运行。

　　4.1.3当地电网电压、频率稳定,相应波动幅度不应大于光伏发电系统规定值。

　　4.1.4在批次或全部光伏发电系统启动试运行前,质检中心站已对本期工程进行全面的质量检查。

　　4.2试运行申请

　　4.2.1调试单位向工程部提出试运行申请报告,工程部向公司提交附表13“验收申请表”。公司组成验收小组,经理担任组长,组织调试单位、工程部负责人等相关人员进行试运行验收检查,填写附表4“光伏发电系统试运行验收检查表”。

　　4.2.2依据检查结果,检查小组填写附表8“缺陷整改计划”。

　　4.2.3工程部将附表8“缺陷整改计划”发送给相关的供应商,并组织相关供应商对缺陷进行整改。

　　4.2.4整改时间节点到期后,检查小组对缺陷的整改完成情况进行验收,填写附表9“缺陷整改完成情况验证表”,并将整改证据存档,同意调试单位提交的试运行申请报告,光伏发电系统进入360h试运行。

　　4.3试运行期间要求

　　4.3.1每块太阳能组件应连续、稳定、无故障运行至少光伏系统总辐射强度累计为360h,则视为试运行合格。

　　4.3.2系统进入试运行后,调试单位人员需把所有各汇流箱组钥匙按时交回,由光伏电站统一管理。

　　4.3.3顺延情况

　　依据合同条款规定,以下三种情况不视为故障时间,试运行时间顺延。

　　4.3.3.1电网故障(电网参数在技术规范范围之外)。

　　4.3.3.2气象条件(包括风况、光照强度和环境温度)超出技术规范规定的运行范围。

　　4.3.3.3电网调度原因。

　　4.3.4退出情况

　　若发生以下情况,视为故障时间,光伏系统退出试运行,试运行时间重新开始。

　　4.3.4.1试运行期间,如出现额定光照强度,系统应达到额定出力,否则需重新进行试运行;如没有出现额定光照强度,试运行时间顺延120小时,如仍未出现额定光照强度,将视为系统在额定光照强度时可达到额定出力。

　　4.3.4.2试运行期间,系统在光照强度降到不能发电的强度下,厂家人员不得随意进入设备区域进行临时检修,如需必要情况,必须经光伏电站负责人同意后方可进入进行维护,且此系统重新计时,否则所有系统试运行结束,重新进入试运行。

　　4.3.4.3试运行期间,允许系统的自动和用户级别的远程复位以及不需要任何部件修理或更换的手动复位,但通过上述复位不能恢复运行的任何停机将视为故障,需重新进行试运行。

　　4.3.4.4通过复位(系统的自动和用户级别的远程复位以及不需要任何部件修理或更换的手动复位)纠正的累计停止时间超过试运行时间的6%时,需重新进行试运行。

　　4.3.5光伏电站运检人员每小时填写一次附表11“光伏发电系统360h试运行考核记录”,每24小时汇总一次填写附表12“光伏发电系统360h试运行测试记录”,最后均需调试人员签字确认。

　　4.3.6进入光伏发电系统360h试运行的光伏系统,调试人员可远程监视,但不得擅自进行远程操作,一旦发现视为故障时间,所有系统退出试运行;如遇故障停止需要复位时,光伏电站人员须告知调试人员,由调试人员进行操作,并在附表11“光伏发电系统360h试运行考核记录”中记录操作内容。

　　4.3.7试运行期间,在必要的情况下,调试人员及光伏电站人员可共同进入光伏发电系统,但光伏电站人员无权操作光伏发电设备。

　　4.3.8如果指标在试运行期间未能达到规定要求时,按以下方法解决:

　　4.3.8.1如因设备厂家原因未能达到保证指标,设备厂家应在10个工作日内对设备进行改进。有关费用包括但不限于工时费、材料费及设备厂家人员的技术服务费均应按相关记录由卖方承担。如需将任何设备运出光伏电站进行修理或更换,设备厂家应在一个月内将修理或更换后的设备运抵合同现场,并承担因此对公司造成的损失。在改进完成后进行第二次试运行。

　　4.3.8.2如果第二次试运行因设备厂家原因仍未成功,设备厂家需整改后开始第三次试运行。如果第三次试运行由于设备厂家原因仍未能达到保证指标,公司有权向设备厂家要求对该台设备进行退货,同时由设备厂家用合格的设备代替未达指标的设备,并承担因此对公司造成的损失。具体时间由公司与设备厂家协商确定。在第三次试运行期间发生的所有改进费用(包括双方技术人员的费用),均应由设备厂家负担。

　　4.3.8.3如果在第二次试运行中因公司原因仍未能达到保证指标,公司应对设备进行预验收并由双方现场代表在第二次试运行完成后签署预验收合格证书。但设备厂家仍应协助公司采取一切必要措施使合同设备达到设计指标。

　　4.3.9系统调试时间不超过两个月,试运行应在4个月内通过。如果在此限期内系统因设备厂家原因无法通过试运行,公司有权要求设备厂家更换试运行无法通过的系统,由此产生的直接费用由设备厂家负担,并承担相应系统发电量损失赔偿费(停机时间按光伏电站运行系统的平均功率计算)。

　　4.3.11试运行结束后,为了测试监控系统数据备份的功能,需协商设备厂家对系统做一次系统数据崩溃并恢复的测试。

　　4.4光伏系统试运行完成

　　试运行过程中,光伏系统各项指标均符合光伏发电系统360h试运行要求,检查小组填写调试单位提供的预验收合格证书,经经理批准后,完成光伏发电系统360h试运行。

　　5、检查与考核

　　5.1本制度由公司组织有关部门贯彻执行。

　　5.2本制度的实施由发电公司基建工程部检查与考核。

光伏发电工程验收规范5

　　1概述

　　分布式光伏发电特指采用光伏组件，将太阳能直接转换为电能的分布式发电系统。它是一种新型的、具有广阔发展前景的发电和能源综合利用方式，它倡导就近发电，就近并网，就近转换，就近使用的原则，不仅能够有效提高同等规模光伏电站的发电量，同时还有效解决了电力在升压及长途运输中的损耗问题。目前应用最为广泛的分布式光伏发电系统，是建在城市建筑物屋顶的光伏发电项目。该类项目必须接入公共电网，与公共电网一起为附近的用户供电。

　　2特点

　　分布式光伏发电具有以下特点：

一是输出功率相对较小。一般而言，一个分布式光伏发电项目的容量在数千瓦以内。与集中式电站不同，光伏电站的大小对发电效率的影响很小，因此对其经济性的影响也很小，小型光伏系统的投资收益率并不会比大型的低。

　　二是污染小，环保效益突出。分布式光伏发电项目在发电过程中，没有噪声，也不会对空气和水产生污染。

　　三是能够在一定程度上缓解局地的用电紧张状况。但是，分布式光伏发电的能量密度相对较低，每平方米分布式光伏发电系统的功率仅约100瓦，再加上适合安装光伏组件的建筑屋顶面积有限，不能从根本上解决用电紧张问题。四是可以发电用电并存。大型地面电站发电是升压接入输电网，仅作为发电电站而运行；而分布式光伏发电是接入配电网，发电用电并存，且要求尽可能地就地消纳。

　　3解决方案

　　应用场景

　　分布式光伏发电系统应用范围：可在农村、牧区、山区，发展中的大、中、小城市或商业区附近建造，解决当地用户用电需求。解决方案分布式光伏发电系统，又称分散式发电或分布式供能，是指在用户现场或靠近用电现场配置较小的光伏发电供电系统，以满足特定用户的需求，支持现存配电网的经济运行，或者同时满足这两个方面的要求。

　　分布式光伏发电系统的基本设备包括光伏电池组件、光伏方阵支架、直流汇流箱、直流配电柜、并网逆变器、交流配电柜等设备，另外还有供电系统监控装置和环境监测装置。其运行模式是在有太阳辐射的条件下，光伏发电系统的太阳能电池组件阵列将太阳能转换输出的电能，经过直流汇流箱集中送入直流配电柜，由并网逆变器逆变成交流电供给建筑自身负载，多余或不足的电力通过联接电网来调节。方案特点

　　系统相互独立，可自行控制，避免发生大规模停电事故，安全性高；弥补大电网稳定性的不足，在意外发生时继续供电，成为集中供电不可或缺的重要补充；

　　可对区域电力的质量和性能进行实时监控，非常适合向农村、牧区、山区，发展中的大、中、小城市或商业区的居民供电，大大减小环保压力；

　　输配电损耗低，甚至没有，无需建配电站，降低或避免附加的输配电成本，土建和安装成本低；

　　调峰性能好，操作简单；

　　由于参与运行的系统少，启停快速，便于实现全自动。

　　4国家补贴政策

　　《分布式光伏发电补贴政策》

　　最新的分布式光伏发电补贴政策在国内部分地区相继出台，其补贴力度超过业内预期。其中嘉兴光伏产业园对建成的分布式项目给予每度电28元的补贴，在行业上下引起震动。在嘉兴之后江西、安徽等地关于个人分布式光伏电站补贴政策也先后出炉。新能源行业分析师认为，分布式光伏发电政策力度超预期，将有利于分布式光伏电站市场加速发展。

　　6月18日举行的“20xx长三角嘉兴投资贸易洽谈会暨嘉兴太阳能光伏产业投资推介会”上传出，嘉兴光伏产业园内建成的个人分布式项目将得到每度电28元的补贴，补贴三年，逐年下降5分钱。“平均下来，三年半就可以收回成本。”业内人士戏称，这下全国人民都要去嘉兴建分布式电站了。

　　除了嘉兴光伏产业园，桐乡市出台的《关于鼓励光伏发电示范项目建设的政策意见试行》给予的补贴同样丰厚。桐乡市提出对装机容量01兆瓦以上的示范工程项目实行“一奖双补”。首先给予投资奖励，即对实施项目按装机容量给予每瓦15元的一次性奖励其次是发电补助，政府对光伏发电实行电价补贴，建成投产前两年按03元/千瓦时标准给予补贴，第三至第五年给予02元/千瓦时标准补贴此外桐乡市还鼓励屋顶资源出租，对出租方按实际使用面积给予一次性30元/平方米的补助。

　　江西省则以实施屋顶光伏发电示范工程的形式给予专项资金补助。补助标准考虑国家政策、光伏组件市场价格等因素逐年调整，一期工程将补贴4元/峰瓦，二期工程暂定3元/峰瓦。居民自建屋顶光伏发电示范工程将获得4000元左右的补贴。

　　新能源行业资深分析师表示，各省市补贴标准普遍在国家补贴的基础上给予02503元/度的补贴。国家层面期限长达20年的补贴方案也将很快出炉，预计为045元/度。国务院常务会议关于加快光伏行业健康发展的六项措施中已经明确要求全额收购光伏发电量，再加上补贴力度较大，将带动个人投资屋顶光伏发电项目的’积极性。从而能消化掉部分过剩产能，曲线驰援国内光伏制造行业。已知的出台地方性分布式光伏发电补贴的地域有：嘉兴：光伏产业园内建成的个人分布式项目将得到每度电28元的补贴，补贴三年，逐年下降5分钱。桐乡：对装机容量01兆瓦以上的示范工程施项目按装机容量给予每瓦15元的一次性奖励；其次是发电补助，政府对光伏发电实行电价补贴，建成投产前两年按03元/千瓦时标准给予补贴，第三至第五年给予02元/千瓦时标准补贴。合肥：居民自家建光伏发电项目或企事业单位建设光伏停车场，项目投入使用并经验收合格后，按装机容量一次性给予2元/瓦补贴，另外按照发电量给予每度电025元的补贴。江西：以实施屋顶光伏发电示范工程的形式给予专项资金补助，一期工程将补贴4元/峰瓦，二期工程暂定3元/峰瓦。

　　5各国发展

　　德国可再生能源法规定了光伏发电的补贴办法，对于屋顶光伏和地面光伏等各类光伏发电的应用模式，其规模不同，补贴力度不同。

　　该国xxxx年最新修改的法律规定，光伏发电的上网电价从1794欧分每千瓦时到2443欧分每千瓦时。该国还规定，未来12个月内如果安装容量超过350万千瓦，上网电价下降3%；如果超过750万千瓦，上网电价下降15%。要求100千瓦以上的分布式电源必须安装远程通信和控制装置，以便调度实时了解其出力，并且可以进行调度。

　　该国已经开始采取一些间接措施来满足分布式电源接入配电网的要求，如升级改造接入点的上级变压器，重新配置馈线的电压条件和控制设备等。西班牙

　　西班牙要求某一区域安装的分布式电源的容量为该区域的峰值负荷的50%以下，尽量避免分布式电源反送电。

　　中国从XXXX年开始实施特许权招标，推动地面大型光伏电站建设。[3]国家发展改革委副主任、国家能源局局长吴新雄指出，要抓紧落实国务院关于促进光伏产业健康发展指导意见的要求，大力开拓分布式光伏发电市场，促进光伏产业健康发展。

　　他同时强调，各地要充分认识光伏发电的重要性，准确把握光伏产业的发展形势，抓住光伏产业的发展机遇，把大力推动分布式光伏发电应用作为一项重要工作。重点在经济发达地区选择网购电价格高、电力负荷峰谷差大、补贴相对少、用电量大且负荷稳定的工业园区，按照“自发自用、就地消纳”原则开展分布式光伏应用示范。发展现状

　　光伏产业产能过剩的矛盾由来已久。中国光伏组件产量自XXXX年以来，连续5年位居世界第一。XXXX年，中国光伏组件产量是当年新增安装容量的10倍，90%的光伏组件需要销往国外。

　　中国光伏产业严重依赖国外市场的风险在欧美“双反”时暴露无遗。为挽救中国光伏产业，国家xxxx年以来连续出台政策支持分布式光伏发电发展。为了响应国家政策，国家电网公司发布分布式光伏发电相关管理办法，为促进分布式发电的快速发展奠定了坚实的基础。

　　分布式光伏发电近3年呈现爆发式增长。中国从XXXX年开始了“金太阳”工程和光电建筑示范项目，给予分布式光伏发电系统补贴，并按照投资规模的大小，确定补贴额度。截至XXXX年年底，国家已公布的光电建筑示范项目规模约为30万千瓦；“金太阳”工程已公布的规模约为117万千瓦。分布式光伏发电爆发式增长，但与之相关的规划、设计、施工、管理和运行的标准、规范不健全，导致问题集中显现。

　　国家公布的相关规划提出，20xx年分布式光伏发电要达到1000万千瓦。同时，明确提出鼓励在中东部地区建设与建筑结合的分布式光伏发电系统。因此，分布式光伏发电是未来的重要发展方向。

　　6服务意见

　1分布式电源对优化能源结构、推动节能减排、实现经济可持续发展具有重要意义。国家电网公司（以下简称公司）认真贯彻落实国家能源发展战略，积极支持分布式电源加快发展，依据《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国可再生能源法》等法律法规以及有关规程规定，按照优化并网流程、简化并网手续、提高服务效率原则，制订本意见。

　　2本意见所称分布式电源，是指位于用户附近，所发电能就地利用，以10千伏及以下电压等级接入电网，且单个并网点总装机容量不超过6兆瓦的发电项目。包括太阳能、天然气、生物质能、风能、地热能、海洋能、资源综合利用发电等类型。

　　3以10千伏以上电压等级接入、或以10千伏电压等级接入但需升压送出的发电项目，执行国家电网公司常规电源相关管理规定。小水电项目按国家有关规定执行。

　　4公司积极为分布式电源项目接入电网提供便利条件，为接入系统工程建设开辟绿色通道。接入公共电网的分布式电源项目，其接入系统工程（含通讯专网）以及接入引起的公共电网改造部分由公司投资建设。接入用户侧的分布式电源项目，其接入系统工程由项目业主投资建设，接入引起的公共电网改造部分由公司投资建设（西部地区接入系统工程仍执行国家现行规定）。

　　5分布式电源项目工程设计和施工建设应符合国家相关规定，并网点的电能质量应满足国家和行业相关标准。

　　6建于用户内部场所的分布式电源项目，发电量可以全部上网、全部自用或自发自用余电上网，由用户自行选择，用户不足电量由电网提供。上、下网电量分开结算，电价执行国家相关政策。公司免费提供关口计量装置和发电量计量用电能表。

　　7分布式光伏发电、风电项目不收取系统备用容量费，其他分布式电源项目执行国家有关政策。

　　8公司为享受国家电价补助的分布式电源项目提供补助计量和结算服务，公司收到财政部门拨付补助资金后，及时支付项目业主。

　　9公司地市或县级客户服务中心为分布式电源项目业主提供接入申请受理服务，协助项目业主填写接入申请表，接收相关支持性文件。

　　10公司为分布式电源项目业主提供接入系统方案制订和咨询服务。接入申请受理后40个工作日内（光伏发电项目25个工作日内），公司负责将10千伏接入项目的接入系统方案确认单、接入电网意见函，或380伏接入项目的接入系统方案确认单告知项目业主。项目业主确认后，根据接入电网意见函开展项目核准和工程设计等工作。380伏接入项目，双方确认的接入系统方案等同于接入电网意见函。

　　11建于用户内部场所且以10千伏接入的分布式电源，项目业主在项目核准后、在接入系统工程施工前，将接入系统工程设计相关材料提交客户服务中心，客户服务中心收到材料后出具答复意见并告知项目业主，项目业主根据答复意见开展工程建设等后续工作。

　　12分布式电源项目主体工程和接入系统工程竣工后，客户服务中心受理项目业主并网验收及并网调试申请，接收相关材料。

　　13公司在受理并网验收及并网调试申请后，10个工作日内完成关口电能计量装置安装服务，并与项目业主（或电力用户）签署购售电合同和并网调度协议。合同和协议内容执行国家电力监管委员会和国家工商行政管理总局相关规定。14公司在关口电能计量装置安装完成、合同和协议签署完毕后，10个工作日内组织并网验收及并网调试，向项目业主提供验收意见，调试通过后直接转入并网运行。验收标准按国家有关规定执行。若验收不合格，公司向项目业主提出解决方案。

　　15公司在并网申请受理、接入系统方案制订、接入系统工程设计审查、计量装置安装、合同和协议签署、并网验收和并网调试、政府补助计量和结算服务中，不收取任何服务费用；由用户出资建设的分布式电源及其接入系统工程，其设计单位、施工单位及设备材料供应单位由用户自主选择。

　　16国家电网公司为分布式电源并网提供客户服务中心、95598服务热线、网上营业厅等多种咨询渠道，向项目业主提供并网办理流程说明、相关政策规定解释、并网工作进度查询等服务，接受项目业主投诉。

　　7影响xxxxx

　　1、对电网规划产生影响。分布式光伏的并网，加大了其所在区域的负荷预测难度，改变了既有的负荷增长模式。大量的分布式电源的接入，使配电网的改造和管理变得更为复杂。

　　2、不同的并网方式影响各不相同。离网运行的分布式光伏对电网没有影响；并网但不向电网输送功率的分布式光伏发电会造成电压波动；并网并且向电网输送功率的并网方式，会造成电压波动并且影响继电保护的配置。

　　3、对电能质量产生影响。分布式光伏接入的重要影响是造成馈线上的电压分布改变，其影响的大小与接入容量、接入位置密切相关。光伏发电一般通过逆变器接入电网，这类电力电子器件的频繁开通和关断，容易产生谐波污染。

　　4、对继电保护的影响。中国的配电网大多为单电源放射状结构，多采用速断、限时速断保护形式，不具备方向性。在配电网中接入分布式电源后，其注入功率会使继电保护范围缩小，不能可靠地保护整体线路，甚至在其他并联分支故障时，引起安装分布式光伏的继电保护误动作。

光伏发电工程验收规范6

　　1、概念：

　　光伏发电是利用半导体界面的光生伏特效应而将光能直接转变为电能的一种技术。这种技术的关键元件是太阳能电池。太阳能电池经过串联后进行封装保护可形成大面积的太阳电池组件，再配合上功率控制器等部件就形成了光伏发电装置。

　　光伏发电，理论上讲，光伏发电技术可以用于任何需要电源的场合，上至航天器，下至家用电源，大到兆瓦级电站，小到玩具，光伏电源无处不在。太阳能光伏发电的最基本元件是太阳能电池（片），有单晶硅、多晶硅、非晶硅和薄膜电池等。其中，单晶和多晶电池用量最大，非晶电池用于一些小系统和计算器辅助电源等。多晶硅电池效率在16%至17%左右，单晶硅电池的效率约18%至20%。光伏组件是由一个或多个太阳能电池片组成。

　　光伏发电产品主要用于三大方面：一是为无电场可提供电源；二是太阳能日用电子产品，如各类太阳能充电器、太阳能路灯和太阳能草地各种灯具等；三是并网发电，这在发达国家已经大面积推广实施。到XXXX年，中国并网发电还未开始全面推广，不过，2008年北京奥运会部分用电是由太阳能发电和风力发电提供的。

　　2、原理：

　　光伏发电，其基本原理就是“光伏效应”。光子照射到金属上时，它的能量可以被金属中某个电子全部吸收，电子吸收的能量足够大，能克服金属内部引力做功，离开金属表面逃逸出来，成为光电子。

　　白天采用高能vcz晶体发电板和太阳光互感对接和全天候24小时接收风能发电互补，通过全自动接收转换柜接收，直接满足所有家电用电需求。并通过国家信息产业化学物理电源产品质量监督检验中心检测合格。

　　光照使不均匀半导体或半导体与金属结合的不同部位之间产生电位差的现象。它首先是由光子光波转化为电子、光能量转化为电能量的过程其次，是形成电压过程。有了电压，就像筑高了大坝，如果两者之间连通，就会形成电流的回路。

　　光伏发电的主要原理是半导体的光电效应。硅原子有4个电子，如果在纯硅中掺入有5个电子的原子如磷原子，就成为带负电的N型半导体；若在纯硅中掺入有3个电子的原子如硼原子，形成带正电的P型半导体。当P型和N型结合在一起时，接触面就会形成电势差，成为太阳能电池。当太阳光照射到P－N结后，空穴由N极区往P极区移动，电子由P极区向N极区移动，形成电流。

　　多晶硅经过铸锭、破锭、切片等程序后，制作成待加工的硅片。在硅片上掺杂和扩散微量的硼、磷等，就形成P－N结。然后采用丝网印刷，将精配好的银浆印在硅片上做成栅线，经过烧结，同时制成背电极，并在有栅线的面涂一层防反射涂层，电池片就至此制成。电池片排列组合成电池组件，就组成了大的电路板。一般在组件四周包铝框，正面覆盖玻璃，反面安装电极。有了电池组件和其他辅助设备，就可以组成发电系统。为了将直流电转化交流电，需要安装电流转换器。发电后可用蓄电池存储，也可输入公共电网。发电系统成本中，电池组件约占50%，电流转换器、安装费、其他辅助部件以及其他费用占另外50%。

　　20世纪90年代后，光伏发电快速发展，到20xx年，世界上已经建成了10多座兆瓦级光伏发电系统，6个兆瓦级的联网光伏电站。美国是最早制定光伏发电的发展规划的国家。1997年又提出“百万屋顶”计划。日本1992年启动了新阳光计划，到20xx年日本光伏组件生产占世界的50%，世界前10大厂商有4家在日本。而德国新可再生能源法规定了光伏发电上网电价，大大推动了光伏市场和产业发展，使德国成为继日本之后世界光伏发电发展最快的国家。瑞士、法国、意大利、西班牙、芬兰等国，也纷纷制定光伏发展计划，并投巨资进行技术开发和加速工业化进程。

　　世界光伏组件在1990年——20xx年年平均增长率约15%。20世纪90年代后期，发展更加迅速，1999年光伏组件生产达到200兆瓦。商品化电池效率从10%～13%提高到13%～15%，生产规模从1～5兆瓦/年发展到5～25兆瓦/年，并正在向50兆瓦甚至100兆瓦扩大。光伏组件的生产成本降到3美元/瓦以下。

　　20xx年的光伏行业调查表明，到20xx年，光伏产业的年发展速度将保持在30%以上。年销售额将从20xx年的70亿美金增加到20xx年的300亿美金。许多老牌的光伏制造公司也从原来的亏本转为盈利。

　　3、发展现状与趋势：

　　据前瞻网《中国光伏发电产业市场前瞻与投资战略规划分析报告》调查数据显示，XXXX年，全球光伏新增装机容量约为275GW，较上年的181GW相比，涨幅高达52%，全球累计安装量超过67GW。全球近28GW的总装机量中，有将近20GW的系统安装于欧洲，但增速相对放缓，其中意大利和德国市场占全球装机增长量的55%，分别为76GW和75GW。XXXX年以中日印为代表的亚太地区光伏产业市场需求同比增长129%，其装机量分别为22GW，11GW和350MW。此外，在日趋成熟的北美市场，去年新增安装量约21GW，增幅高达84%。

　　其中中国是全球光伏发电安装量增长最快的国家，XXXX年的光伏发电安装量比20xx年增长了约5倍，XXXX年电池产量达到20GW，约占全球的65%。截至XXXX年底，中国共有电池企业约115家，总产能为365GW左右。其中产能1GW以上的企业共14家，占总产能的53%；在100MW和1GW之间的企业共63家，占总产能的43%；剩余的38家产能皆在100MW以内，仅占全国总产能的4%。规模、技术、成本的差异化竞争格局逐渐明晰。国内前十家组件生产商的出货量占到电池总产量的60%。

　　无论从世界还是从中国来看，常规能源都是很有限的，中国的一次能源储量远远低于世界的平均水平，大约只有世界总储量的10%。太阳能是人类取之不尽用之不竭的可再生能源，具有充分的清洁性、绝对的安全性、相对的广泛性、确实的长寿命和免维护性、资源的充足性及潜在的经济性等优点，在长期的能源战略中具有重要地位。

　　在今后的十几年中，中国光伏发电的市场将会由独立发电系统转向并网发电系统，包括沙漠电站和城市屋顶发电系统。中国太阳能光伏发电发展潜力巨大，配合积极稳定的政策扶持，到2030年光伏装机容量将达1亿千瓦，年发电量可达1300亿千瓦时，相当于少建30多个大型煤电厂。国家未来三年将投资200亿补贴光伏业，中国太阳能光伏发电又迎来了新一轮的快速增长，并吸引了更多的战略投资者融入到这个行业中来。

　　中国电力宣布截至去年底止的全年总发电量和总售电量。根据公司的初步统计撇除联营公司之电厂辖下各电厂全年的合并总发电量为51859万兆瓦时比去年同期增加344%合并总售电量为49204万兆瓦时按年增382%。

　　4、系统分类：

　　光伏发电系统分为独立光伏系统和并网光伏系统。

　　1、独立光伏发电也叫离网光伏发电。主要由太阳能电池组件、控制器、蓄电池组成，若要为交流负载供电，还需要配置交流逆变器。独立光伏电站包括边远地区的村庄供电系统，太阳能户用电源系统，通信信号电源、阴极保护、太阳能路灯等各种带有蓄电池的可以独立运行的光伏发电系统。

　　2、并网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市电电网要求的交流电之后直接接入公共电网。

　　光伏发电实例

　　可以分为带蓄电池的和不带蓄电池的并网发电系统。带有蓄电池的并网发电系统具有可调度性，可以根据需要并入或退出电网，还具有备用电源的功能，当电网因故停电时可紧急供电。带有蓄电池的光伏并网发电系统常常安装在居民建筑；不带蓄电池的`并网发电系统不具备可调度性和备用电源的功能，一般安装在较大型的系统上。并网光伏发电有集中式大型并网光伏电站一般都是国家级电站，主要特点是将所发电能直接输送到电网，由电网统一调配向用户供电。但这种电站投资大、建设周期长、占地面积大，还没有太大发展。而分散式小型并网光伏，特别是光伏建筑一体化光伏发电，由于投资小、建设快、占地面积小、政策支持力度大等优点，是并网光伏发电的主流

　　5、系统组成：

　　光伏发电系统是由太阳能电池方阵，蓄电池组，充放电控制器，逆变器，交流配电柜，太阳跟踪控制系统等设备组成。其部分设备的作用是：

　　电池方阵

　　在有光照（无论是太阳光，还是其它发光体产生的光照）情况下，电池吸收光能，电池两端出现异号电荷的积累，即产生“光生电压”，这就是“光生伏特效应”。在光生伏特效应的作用下，太阳能电池的两端产生电动势，将光能转换成电能，是能量转换的器件。太阳能电池一般为硅电池，分为单晶硅太阳能电池，多晶硅太阳能电池和非晶硅太阳能电池三种。

　　蓄电池组

　　其作用是贮存太阳能电池方阵受光照时发出的电能并可随时向负载供电。太阳能电池发电对所用蓄电池组的基本要求是：a自放电率低；b使用寿命长；c深放电能力强；d充电效率高；e少维护或免维护；f工作温度范围宽；g价格低廉

　　控制器

　　是能自动防止蓄电池过充电和过放电的设备。由于蓄电池的循环充放电次数及放电深度是决定蓄电池使用寿命的重要因素，因此能控制蓄电池组过充电或过放电的充放电控制器是必不可少的设备。

　　逆变器

　　是将直流电转换成交流电的设备。由于太阳能电池和蓄电池是直流电源，而负载是交流负载时，逆变器是必不可少的。逆变器按运行方式，可分为独立运行逆变器和并网逆变器。独立运行逆变器用于独立运行的太阳能电池发电系统，为独立负载供电。并网逆变器用于并网运行的太阳能电池发电系统。逆变器按输出波型可分为方波逆变器和正弦波逆变器。方波逆变器电路简单，造价低，但谐波分量大，一般用于几百瓦以下和对谐波要求不高的系统。正弦波逆变器成本高，但可以适用于各种负载。

　　跟踪系统

　　由于相对于某一个固定地点的太阳能光伏发电系统，一年春夏秋冬四季、每天日升日落，太阳的光照角度时时刻刻都在变化，如果太阳能电池板能够时刻正对太阳，发电效率才会达到最佳状态。世界上通用的太阳跟踪控制系统都需要根据安放点的经纬度等信息计算一年中的每一天的不同时刻太阳所在的角度，将一年中每个时刻的太阳位置存储到PLC、单片机或电脑软件中，也就是靠计算太阳位置以实现跟踪。采用的是电脑数据理论，需要地球经纬度地区的的数据和设定，一旦安装，就不便移动或装拆，每次移动完就必须重新设定数据和调整各个参数；原理、电路、技术、设备复杂，非专业人士不能够随便操作。把加装了智能太阳跟踪仪的太阳能发电系统安装在高速行驶的汽车、火车，以及通讯应急车、特种军用汽车、军舰或轮船上，不论系统向何方行驶、如何调头、拐弯，智能太阳跟踪仪都能保证设备的要求跟踪部位正对太阳！

　　6、特点：

　　与常用的火力发电系统相比，光伏发电的优点主要体现在：①无枯竭危险；

　　②安全可靠，无噪声，无污染排放外，绝对干净（无公害）；

　　③不受资源分布地域的限制，可利用建筑屋面的优势；例如，无电地区，以及地形复杂地区；

　　④无需消耗燃料和架设输电线路即可就地发电供电；⑤能源质量高；

　　⑥使用者从感情上容易接受；

　　⑦建设周期短，获取能源花费的时间短。缺点：

　　①照射的能量分布密度小，即要占用巨大面积；

　　②获得的能源同四季、昼夜及阴晴等气象条件有关。③发电成本高。

　　7、应用领域：

　　一、用户太阳能电源：（1）小型电源10100W不等，用于边远无电地区如高原、海岛、牧区、边防哨所等军民生活用电，如照明、电视、收录机等；

　　（2）35KW家庭屋顶并网发电系统；

　　（3）光伏水泵：解决无电地区的深水井饮用、灌溉。

　　二、交通领域如航标灯、交通/铁路信号灯、交通警示/标志灯、宇翔路灯、高空障碍灯、高速公路/铁路无线电话亭、无人值守道班供电等。

　　通讯/通信领域：太阳能无人值守微波中继站、光缆维护站、广播/通讯/寻呼电源系统；农村载波电话光伏系统、小型通信机、士兵GPS供电等。

　　四、石油、海洋、气象领域：石油管道和水库闸门阴极保护太阳能电源系统、石油钻井平台生活及应急电源、海洋检测设备、气象/水文观测设备等。

　　五、家庭灯具电源：如庭院灯、路灯、手提灯、野营灯、登山灯、垂钓灯、黑光灯、割胶灯、节能灯等。

　　六、光伏电站：10KW50MW独立光伏电站、风光（柴）互补电站、各种大型停车厂充电站等。

　　七、太阳能建筑将太阳能发电与建筑材料相结合，使得未来的大型建筑实现电力自给，是未来一大发展方向。

　　八、其他领域包括：

　　（1）与汽车配套：太阳能汽车/电动车、电池充电设备、汽车空调、换气扇、冷饮箱等；

　　（2）太阳能制氢加燃料电池的再生发电系统；

　　（3）海水淡化设备供电；

　　（4）卫星、航天器、空间太阳能电站等。

光伏发电工程验收规范7

　　时光飞逝，20xx年已经即将过去，回首过去的一年中，经历了很多酸甜苦辣，认识了很多良师益友，获得了很多经验教训，感谢领导给了我成长的空间、勇气和信心。在这半年的时间里，通过自身的不懈努力，在工作上取得了一定的成果，但也存在了诸多不足。回顾过去的一年，现将工作总结如下：

　　一、本年度工作总结

　　在二季度负责20.14678MW射阳区域太阳能光伏发电工程施工现场管理，主要协调监理、施工及采购等参建单位关于项目建设的工作实质性。将质量、安全、工期三大指标的’落实在施工现场。通过驻地监督及时控制和处理施工质量、安全隐患。做好项目现场统计等工作。我部门将安全生产与文明施工纳入生产日常管理工作中，随时做到各项目施工单位及工作班组的安全知识教育，监督和排除各工段存在的安全隐患，确保了施工的有序进行，针对在工程质量、安全文明施工上有重大隐患的项目，提出严肃批评，限期整改，下达监理整改通知单，每次检查都发现较上次有大的改观，成效显著，没发生一起质量或安全事故。

　　在射阳EPC总承包三项目中，完成项目竣工验收及竣工资料审核及竣工结算审计工作。配合集团工程部及审计部。按照集团公司要求对竣工报验工程现场验收检测，竣工资料完整性和真实性审核。对项目报审资料审查，对并网农户户数及安装容量审查、对接财务部对项目主材采购组件及逆变器进出库使用情况及材料剩余进行汇总及编表。对项目97%竣工结算进行审核，按照合同根据材料使用量清单对固定资料及材料保管费进行预算。对项目需盖章农户对照农户清单进行审核及用印审批流程。

　　二、下年度工作计划

　　1、进一步加强质量的监督和管理：工程质量是公司生存和发展的基础，要以质量取信与客户，必须脚踏实地的从每一个施工细节抓起。建立“过程控制与最终检验相结合”对工程项目的施工质量进行事前的严格管控。

　　2、进一步加强安全生产与文明施工标化的管理：安全生产工作要常抓不懈。安全生产工作事关公司利益及员工家庭幸福，文明施工事关公司形象及品牌，在确保工程质量和进度的同事，要坚持“安全第一，预防为主”的方针，要坚持“精品源于精心，诚信铸就品牌”的经营方针，强势推进安全生产与文明施工管理工作，全面开创安全生产新局面。

　　3、进一步加强施工资料审核工作：编制项目材料使用统计表，及时了解项目每天物资使用情况、安装户数，加强与财务部的工作联动，对工程实际主材使用量和安装户数相统一，确保公司的利益得到维护。

　　4、进一步加强监理管控工作：强化监理在工程施工过程中的质量监督责任制，严格要求其执行监理实施细则，凡是由监理单位发出的质量、安全整改通知单另其严格负责后续施工单位对整改情况的通报。加强对监理单位的管理工作。

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