光伏电站施工总结精选(九篇)

第1篇：光伏电站施工总结范文

关键词：总平面布置；光伏阵列；间距计算

1.概述

本文以西北地区某光伏电站为例介绍总平面布置流程，该电站组件采用255Wp多晶硅组件，主要参数为：外形尺寸1640*992*40（长*宽*厚，单位为毫米），峰值功率255Wp，最佳工作电压30.3 V，最佳工作电流8.26 A，开路电压37.3 V，短路电流8.90 A，开路电压温度系数-0.33/℃。逆变器采用国产500kW逆变器，最高允许直流输入电压为1000V，输入电压MPPT工作范围为450～850V。

2.光伏电站总平面布置流程

2.1.串并联数设计

根据《光伏发电站设计规范》GB50797-2012中6.4.2相关公式，可以计算出，本工程光伏组件串联数量为22。

按上述最佳太阳能光伏组件串联数计算，则每一个组件串的额定功率容量为5.61kWp。对应于所选500kW逆变器，至少需要90个组件串。考虑逆变器效率、系统损失及逆变器1.1倍过载系数，最终确定每个500kW逆变器所配光伏组件串数为90～98路。

2.2.方位角选择

固定式支架一般朝正南方向放置。

2.3.计算倾角

目前，在光伏电站的工程设计当中，有三种方法比较广泛的应用于最佳倾角的选择，分别是：RETScreen软件、PVSystem软件，及Klein.S.A和Theilacker.J.C的天空异向模型公式。理论计算和实践结果都表明，在最佳倾角附近选择倾角，倾斜面上的总辐射量相差很少；在工程项目设计中，为减少占地，节省投资，可以选择较小的倾角。本工程通过计算，光伏阵列安装最佳倾角取36°。

2.4.间距计算

光伏阵列间距按以下原则进行布置：根据《光伏发电站设计规范》条文说明部分的第七节“站区布置”，无论是固定式还是跟踪式均应保证全年9：00～15：00（当地真太阳时）时段内光伏方阵不应被遮挡，即冬至日当天9：00～15：00时段内光伏阵列不应被遮挡。

2.5.总平面布置

先布置一个发电单元，再结合地形进行整体布置、路网规划及局部调整。

3.总平面布置方案比选

方案一：阵列2行22列竖排布置，通过计算，阵列南北中心距7.78米，考虑0.2米施工误差，取8米。此方案平面布置如图1，占地15770平方米，共94个阵列，装机规模1054.68kWp，每个1MW发电单元占地14950平方米/MW。

方案二：阵列4行11列横排布置，通过计算，阵列南北中心距为9.44米，考虑0.2米施工误差，取9.7米。此方案平面布置如图2，占地16858平方米，共布置有94个光伏阵列，装机规模1054.68kWp，每个1MW发电单元占地15980平方米/MW。

方案三：阵列2行22列横排布置，通过计算，阵列南北中心距为4.69米，考虑0.2米施工误差，取4.9米。此方案平面布置图如图3，占地17122平方米，共90个组串，装机规模1009.8kWp，每个1MW发电单元占地16960平方米/MW。

图1 2行22列竖排布置 图2 4行11列横排布置 图3 2行22列横排布置

横向布置方案中，每个阵列可选2行和4行，2行安装方便，但占地最大，电缆、钢材等工程量会增加，总投资成本增加，但发电量未有有效提高，不可取。4行11列横排布置比2行22列竖排布置单位MW占地面积大，电缆、钢材等工程量相应增加，且施工时最上面一块板安装较费劲，后期组件的维护清洁不方便。

4.结论

通过比较，竖排布置方案较优，规模越大越明显。2014年9月1号国土资源部出台《节约集约利用土地规定》，指出要完善现有的标准体系，并继续进一步研究诸如光伏产业、公共图书馆、博物馆等用地的标准。节约土地及光伏用地规范也将是光伏电站总平面布置的大原则。有文献通过理论分析指出，横排布置能在某种程度上提高发电量，但是，光伏电站发电量与光伏电站运维管理水平有很大关系，因此目前尚无实际运行电站的对比数据，随着对已运行光伏电站数据的不断收集，作者将更进一步论证各种布置方式的优劣，提出更为合理的光伏电站总平面布置方案，供光伏发电从业人员参考。

参考文献

[1] GB50797-2012《光伏发电站设计规范》[M].北京：中国计划出版社，2012

[2] 丁明，刘盛， 徐志成.光伏阵列改进优化设计方法与应用[J].《中国电机工程学报》.2013.34.

[3] 杨辉东，孙建.太阳能光伏电站总平面布置及竖向设计优化.《太阳能》[J].2012年第13期

第2篇：光伏电站施工总结范文

关键词：能源建设;电源; 负荷; 电网

Abstract: 4.14th strong earthquake in Yushu caused casualties, property losses, major infrastructure destroyed serious consequences. In the Party Central Committee, under the leadership of the State Council, we implement the energy construction tasks; actively implement the energy construction related issues, as follows.

Key words: energy construction; sources of energy; power supply; power load;

中图分类号：TN86文献标识码：A文章编号：2095-2104（2012）

一、重点项目进展情况

（一）水电

按规划由青海省水利水电集团公司负责实施修复拉贡、禅古等11座受损水电站，目前已完成拉贡、禅古、科玛等5座水电站修复，其余电站的修复工作计划于2012年10月底完成。查隆通水电站计划2012年5月机组全部发电。查日扣水电站可研报告已编制完成并通过审查，工程设计工作已全面展开，计划2014年6月底建成发电。由于西杭、当代两座电站已在地震中损毁，需异址重建，目前重建场址已初步确定，并正在加紧开展地质勘查等可研设计工作，计划2013年8月底发电。

（二）电网

根据青海省玉树灾后重建指挥部安排，玉树州电网工程由青海省电力公司负责实施。目前共修复和加固受损35千伏线路159公里，10千伏线路145公里。全面恢复重建城乡中低压配电网1100公里及进户设施。110千伏东部三县联网已开工建设，新建110千伏线路589公里，变电站（开关站）7座，新增变电容量约22万千伏安，建成35千伏变电站8座，线路296公里；结古镇35千伏变电所已完成设备修复工作计划2012年底完工。玉树地区电力调度中心正在可研设计中。

（三）光伏发电

由青海省水利水电集团负责实施修复的14座光伏电站中，有3座不在灾区范围内不再安排修复，1座所在地区电网已通，目前，其余10座光伏电站修复工程已经全部完成。新建巴塘光伏电站装机容量2兆瓦，于2011年6月18日开工至 2011年12月31日投产。

（四）应急电源

燃油机组自2010年10月9日正式并网运行。目前燃油机组主要存在的问题是：燃油机组中8台为旧机组，在一年多的运行中发现一些问题，经玉树电力公司会同西北电力设计院、安泰公司、济柴公司的技术人员对机组进行共同分析研究后，提出设备技改方案：购买四台机组的主要配件进行更换，所需投资较少，也可以较快解决机组出力问题。现场的运检维护人员可以进行设备技改方案相关工作。

二、玉树地区负荷构成及发电能力情况

（一）玉树负荷构成情况

1、负荷情况

依据2011年玉树负荷普查数据显示，玉树州最大总负荷8.6万千瓦，用电量21420万千瓦时。其中，援建单位及建材加工用电负荷4.5万千瓦，用电量12560万千瓦时；居民及商业、公用设施用电负荷2.6万千瓦，用电量5540万千瓦时；行政事业单位用电负荷1.5万千瓦，用电量3320万千瓦时。

2、发电情况

截至2011年底，玉树州总发电装机12.08万千瓦，其中水电1.97万千瓦，燃油机组3万千瓦，光伏发电0.2万千瓦，援建单位6.91万千瓦。2011年发电量21426万千瓦时,其中电网发电量12482万千瓦时，援建单位发电量8944万千瓦时。

（二）2012年负荷和发供电能力预测

1、发供电能力

2012年玉树地区电网电源出力2.69万千瓦―4.36万千瓦，其中，水电1.34万千瓦―2.96万千瓦，燃油机组1.2万千瓦，光伏发电0.15万千瓦―0.2万千瓦。预计发电量26252万千瓦时。各电网具体情况如下：

(1)玉称电网：建成110千伏变电站2座，开关站1座，变电容量8.3万千伏安，110千伏输电线路194公里；建成35千伏变电站8座，变电容量2.575万千伏安，35千伏输电线路296公里；10千伏变电站655座，变电容量11.97万千伏安，35千伏输电线路1120公里；10千伏以下输电线路656公里。并网发电的6座电站合计最大出力3.75万千瓦。预计发电量24323万千瓦时，居民生活，商业公用设施、行政事业办公，采用电网分时分片供电。

(2)囊谦电网：建成110千伏变电站1座，变电容量2万千伏安，110千伏输电线路66公里；10千伏变电站81座，变电容量0.83万千伏安，35千伏输电线路268公里；10千伏以下输电线路118公里。并网发电的有扎曲电站、香达电站，最大出力0.16万千瓦，发电量556万千瓦时，居民生活，商业公用设施、行政事业办公，采用电网分时分片供电。

(3)杂多电网：10千伏变电站55座，变电容量0.77万千伏安，35千伏输电线路35公里；10千伏以下输电线路98公里。并网发电的有龙青峡水电站，最大出力0.25万千瓦，发电量1120万千瓦时，居民生活，商业公用设施、行政事业办公，采用电网分时分片供电。

(4)治曲电网：10千伏变电站80座，变电容量1.045万千伏安，35千伏输电线路157公里；10千伏以下输电线路275公里。并网发电的有聂卡二级电站、曲麻莱水电站，最大出力0.2万千瓦，发电量634万千瓦时，居民生活，商业公用设施、行政事业办公，采用电网分时分片供电。

2、负荷情况

2012年玉树地区用电负荷预计总需求约9万千瓦，较2011年增加0.4万千瓦，用电量26500万千瓦时。其中，重建施工用电负荷4.3万千瓦，用电量14000万千瓦时，与2011年相比基本持平；居民及商业、公用设施用电负荷2.93万千瓦，增长12.6%，用电量7150万千瓦时；行政事业单位用电负荷1.78万千瓦，增长16.3%，用电量5350万千瓦时。

3、平衡情况

援建单位2012年主要集中在结古镇，计划发电10453万千瓦时，加上玉称电网内电站发电，预计玉称地区供用电可基本平衡，能够满足2012年结古地区灾后重建对电力需求。囊谦、治曲、杂多电网3个电网2012年电量总缺口约3371万千瓦时，上述四县2011年重建任务基本完成，用电主要为居民生产生活及商业用电，缺口从地震以前一直存在，电网限电较多。

三、2012年玉树能源重点工作

2012年是玉树重建的决战之年，攻坚之年。我们将认真总结经验，在国家能源局的指导下，确保能源重建任务按规划完成。

（一）多举措确保玉树重建电力供应

一是加快电站建设。协调查隆通水电站的施工，争取5月全部机组投产发电，为重建工作全面复工提供电力支撑。按计划开展查日扣水电站各项工作。

二是加快玉树电网建设。建成结古、称多、囊谦110千伏变电站3座，巴塘、相古、隆宝、安冲、清水河、歇武、扎西科、毛庄、小苏莽、白扎35千伏变电站10座。

三是确保电网安全运行。完善运行管理制度，做好电源电网的运行调度管理，降低电网的故障率，减少因电网原因降低造成燃油机组故障率。

四是加强玉树用电秩序和电费回收管理工作。按照有保有压，集中和分散相结合，确保重点的原则，重点保障医院、指挥部、学校、部队的电力供应。。

五是继续做好企业自备机组管理工作。组织援建单位制定自备机组发电计划，按月上报。

六是组织制定电网供电应急预案。根据玉树电网实际，制定切实可行的2012年玉树电网供电应急预案。

第3篇：光伏电站施工总结范文

淮南属国家6大煤电基地之一，近年来，光伏发电产业发展迅速。分析了淮南太阳能资源、光伏较火电的投资、占地、运营成本、减排效果等，提出了光伏发电产业发展策略和管理措施，引导光伏电站合理布局、有序发展。

关键词:

能源城市;光伏发电;产业;发展路径

0引言

能源与环境是人类赖以生存和发展的基本条件，能源环境问题成为世界各国发展的瓶颈。中国作为发展中大国，同样遇到了能源环境问题的困扰。淮南属能源－煤化工业城市，近年来，光伏发电产业异军突起。为引导光伏电站合理布局、有序发展，分析了淮南太阳能资源条件，比对了光伏与火电投资、占地、运营成本、污染减排等，提出了应对策略，为供给侧结构性改革和光伏发电产业发展抉择，提供管理与技术支持。

1光伏发电产业现状

1．1我国光伏产业现状2011年，全国并网新能源装机容量为51590MW，占总装机容量的4．89%;其中:光伏电站装机容量为2143MW，并网光伏发电量9．14×108(kW•h)。到2015年，全国光伏发电装机容量达到43000MW，超过德国，全球第一。［1］目前，我国光伏发电形成多元化格局，开展了屋顶、公共建筑等分布式应用，将光伏与农业、渔业、生态修复、扶贫相结合，开辟了“光伏+”应用新模式。

1．2淮南光伏产业现状

截至2015年11月，淮南市太阳能光伏发电总装机容量163．6MW，光伏发电项目情况见表1。

2光伏发电利与弊

2．1光伏发电利好因素

我国陆地年均太阳能相当于1．7×1012t标准煤，光伏发电产业是能源转型发展的战略选择［2］。2011年7月24日，国家发改委发出《完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》［3］。2013年11月，国家能源局《分布式光伏发电项目管理暂行办法》、《光伏发电运营监管暂行办法》，实行自发自用、余电上网、就近消纳、电网调节运营模式。国家能源局、工信部、国家认监委《关于促进先进光伏技术产品应用和产业升级的意见》(国能新能〔2015〕194号)提出了光伏产品差别化准入标准和“领跑者”额外扶持政策［4］。

2．2光伏发电不利因素

光伏发电不利因素主要有太阳能资源、光伏电站投资和环境影响三方面。我国太阳能资源西部大于东部、高原大于平原、内陆大于沿海、干燥区大于湿润区，须结合区域特征，确定光伏发电规模。我国离网光伏电站造价4．0～5．0元/kW;大型并网光伏电站西部招标价1．0元/W左右，东部造价1．5～2．0元/W［5］。社会各界担忧太阳能光伏发电产业发展的原因有光污染、废物处置、生态破坏三个问题。光伏发电系统废蓄电池须集中处置，各地危险废物处置设施容量有限，退役后废蓄电池处置成为难题。太阳能电池板改变了土地利用性质和植被、生物栖息地破坏，“渔光互补”电站太阳能电池板下水生态系统被打破。

3淮南光伏发电分析

3．1太阳能资源分析

淮南市年平均日照2323．1h，年均日照率52%，光能潜在平均利用率0．53%，水平面年均日照1660．75(kW•h)/m2，属太阳能“较丰富带”，可适度建设光伏电站。

3．2投资占地成本分析

淮南市光伏电站平均投资、占地、发电成本均高于燃煤发电机组。全国已有14个省(直辖市)、26个省辖市出台光伏发电价格补贴政策。

3．3污染减排分析

淮南市光伏发电1．98×108(kW•h)/a，占燃煤发电量2．6‰;可节约煤炭6．11×104t标煤/a，每年可减排一定量的SO2、NOx、CO2。

4光伏产业发展路径

4．1培育多样化市场，推进村级光伏扶贫

坚持并网发电与离网应用相结合，发展光伏建筑一体化(BIPV)系统和以光伏为主的多能互补系统;实施“精准扶贫”，鼓励集体经济薄弱、资源缺乏贫困村和“三无”贫困户，建设光伏电站;借鉴其他地区经验，结合采煤沉陷安置区和新农村建设，发展分布式光伏电站。

4．2合理布局光伏电站，适度发展光伏产业

到2020年为止，淮南利用设施农业可建设107215MW分布式光伏电站，利用非煤矿山禁采区、闭坑煤矿迹地、采煤沉陷稳沉区、入河排污沟两侧边坡可建设20598．4MW光伏电站。预计到2020年，全国光伏发电成本降至0．6元/(kW•h)，有利于光伏发电产业健康发展。

4．3加强项目环境管理，规范光伏建设区域

加强光伏发电建设项目环境管理和新工艺新技术应用，提升国产化光伏发电工艺设备应用领域。实施《安徽省湿地保护条例》使淮南可利用湿地减少，河湖滩地光伏电站可能引起国家限期拆除，重要生态功能保护区、采煤沉陷复耕地－水域－湿地均不宜建设光伏发电项目。

4．4加强产业战略部署，统筹光伏产业发展

光伏发电产业应纳入经济社会发展规划和城市总体规划、土地利用规划与相关专项规划;加强光伏行业管理，引导合理规划布局;严格光伏发电工艺设备、项目选址、废物处置措施审查，推动污染减排。

参考文献:

［1］陈炜伟，于佳欣．我国光伏装机跃居全球第一产业水平不断提升［EB/OL］．和讯名家．

［2］中国电力联合会．中国新能源发电发展研究报告［N］．中国电力报，2012－03－14．

［3］国家发展和改革委员会．国家发展改革委关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知(发改价格［2015］3044号)［EB/OL］．

［4］国家能源局，工业和信息化部，国空认证认可监督管理委员会．关于促进先进光伏技术产品应用和产业升级的意见(国能新能【2015】194号)

［5］能源观察网．光伏发电成本现状和预测［6］陈润羊．我国核电发展中公众参与的机制研究［J］．电力科技与环保，2015，31(6):57－60．

第4篇：光伏电站施工总结范文

【关键词】光伏发电；角度选择；基础形式选择

0 引言

广东省是我国能源消费大省，同时作为经济大省，伴随着经济的快速发展，对能源的需求量也在显著增长，太阳能作为取之不尽，用之不竭的一种能源，在广东省建设具有示范意义的光伏发电，具有举足轻重的意义[1]。光伏发电量，与太阳能辐射量、地理位置、光伏组件发电效率等因素都有重要关系，在众多因素中中光伏组件支架角度选择，是其中一个重要因素，基础形式影响角度[2]。

1 工程概况

本项目选址在广东某市，工程建设规模约为3MW，建设均利用已有建筑物屋面，项目分A站和B站，A站用于建设太阳能光伏电站的建筑有教学楼、图书馆、行政楼等共计19幢建筑，屋面可利用面积达到1.6万m2，计算太阳能电池组件安装容量达1557.36kWp。B站用于建设太阳能光伏电站的的建筑主要有行政楼、图书馆、教学楼以及体育看台等共15幢建筑，屋面可利用面积为1.6万m2，计算太阳能电池组件安装容量达1446.48kWp。

2 角度及支架固定形式选择

2.1 原设计角度及支架固定形式

从上表看出，角度在10～20°之间为发电量缓慢上升，20～25°之间为发电量缓慢下降，在其它区域，变化幅度较陡。为保证项目发电量最大，所以本项目选择最佳角度为20°[3]。同时为减少屋顶太阳能组件所增加荷载对原有建筑结构的影响，组件支架考虑安装固定在混凝土或钢结构梁上。目前已有建筑屋面设计活荷载2KN/m2，而作用在屋顶的附加荷载不超过0.5KN/m2，现有屋面满足安装要求，可不对屋面梁板进行加固处理[4]。根据原有建筑物屋面结构情况，在屋面梁或柱的位置进行灌胶植筋后，预制钢筋混凝土矩形支墩或工字型钢支墩，顶面预埋钢埋件，与组件支架焊接连接。支墩施工时将屋顶保温层、防水层临时破开，支墩与屋顶梁板固定连接，施工结束后再将保温层、防水层按相应的屋顶工程设计、施工规范进行修复，同时光伏组件与屋顶之间留有0.3m左右间隙，便于屋顶保温层、防水层的检修[5]。

2.2 现场情况

项目开工后，施工方在天面植筋打孔时发现保温层下面积水严重，经多处建筑物查勘，发现绝大多数建筑屋面有相似情况，而且因屋面加气混凝土的渗透作用，孔内积水在未清除之前，其他高水位积水，随之又至，导致现场无法清除孔内积水，不能满足原设计干燥后灌胶植筋要求，原设计方案无法实施，现场情况见图1和图2。

3 施工过程角度及基础形式选择

经查阅相关设计资料，屋面原设计要求满足要求，积水问题应属施工质量等其它综合因素引起，为减少对现有建筑破坏，尽量减少无谓责任介入，支架基础形式必须采取调整，支架荷载也调整，组件角度也随之变化。

3.1 度角变化对发电量的影响

从表1数据，可以得出在20°角时，发电量最大，为减少支架基础承载力，倾角必须减小，所以角度应在0～20°之间选择，表1数据考虑了相关损耗，但未考虑光伏组件随使用年限增加，效率也会衰减因素，实际发电量随着年限增加会小于此数，为便于计算，暂不考虑该因素[6]。

本工程是金太阳工程，按照金太阳示范工程财政补助资金管理暂行办法规定：并入公共电网的大型光伏发电项目所需发电量均按国家核定当地脱硫燃煤机组标杆上网电价全额收购[7]。本地区脱硫上网电价为0.53元（kW・h），电池组件寿命按照25a计算，计算结果如表2所示。

从上表计算比较得出，角度在15～20°之间，项目25a总体售电量化较小，在0～15°之间，项目25a总体售电量成倍数减少，基础承载力决定了组建角度，因此基础形式选择显得尤为重要[8]。

3.2 基础形式选择

3.3 角度及基础形式最终选择

本项目建设于大学校区，施工是否会影响现场的教学是重要考虑因素，同时为避免造成新的破坏，不易区分原有施工质量与现有施工质量责任的区分，最终方案选择为方案五，既不增加总体投资，同时又不破坏原有建筑。考虑尽量减少发电损失，荷载计算通过，以及方便现场安装，通过计算选择，最终确定组件角度为5°[9]。

4 结论

对于组件角度设计，通常认为发电量最大的角度为最佳角度，通过以上分析，项目建设更应从总体投资进行分析，光伏组件角度既要考虑发电量，同时也要考虑现场情况，以及因角度变化造成诸如支架、基础投资变化进行分析，最终确定光伏组件最佳倾角[10]。

【参考文献】

[1]广东粤电大学光伏发电并网电站示范项目初步设计[R].广州.广东省电力设计研究院，2010.

[2]肖建华，姚正毅，孙家欢，等.并网太阳能光伏电站选址研究述评[J].中国沙漠，2011，31（6）：1598-1603.

[3]肖潇，李德英.太阳能光伏建筑一体化应用现状及发展趋势[J].节能，20110，331（2）：12-19.

[4]龙文志.太阳能光伏建筑一体化[J].建筑节能，2009，37（7）：1-9.

[5]刘树民，宏伟.太阳能光伏发电系统的设计与施工[M]. 北京：科学出版社，2006.杨萍.

[6]赵争鸣，刘建政.太阳能光伏发电及其应用[M].北京：科学技术出版社，2005.

[7]董霞威，庞春，苏国梁.光伏并网电站光伏组件安装倾角的选择设计[J].中国电力，2010，43（12）：70-73.

[8]张轶，鲁国起，张焰，等.光伏电站并网并网可靠性的影响[J].华东电力，20110，38（5）：0699-0706.

第5篇：光伏电站施工总结范文

1光伏发电工程的优点

光伏发电工程是根据光生伏打效应原理，利用太阳电池将太阳光能直接转化为电能，光伏发电系统主要由太阳电池板(组件)、控制器和逆变器三大部分组成。随着环境友好型社会建设步伐不断加快，光伏电站工程建设作用越来越明显。光伏发电工程是重要的绿化环保工程，基本的运作流程就是把太阳光能转化为电能，为社会服务。就目前而言，光伏发电具有以下优点:可以永久使用，没有能源枯竭隐患;太阳能具有稳定性，并且节能环保;在光伏发电工程建设过程中，主要以光能资源为主，不容易受到外界因素的干扰。另外，对太阳能光伏发电系统而言，具有灵活性和动态性，能够为太阳能芯片，提升精确的数据，大大降低了能耗。我国地域辽阔，人口众多，在社会经济发展过程中，需要消耗巨大的能源，需要坚持可持续发展道路，不断采用节能型能源。由此可知，光伏发电工程对国民经济发展的重要性，在实际建设过程中，需要建设单位结合区域的地理位置和气候特点，对建设过程进行全方位的控制，保证工程质量，创造出更多的经济效益，实现节能环保的目标。

2光伏发电工程建设管理措施

光伏发电工程在我国社会经济发展过程中发挥着越来越重要的作用。因此，为了保证光伏发电工程能够正常运转，在实际建设过程中，要加强对光伏发电工程建设过程的管理，保证建设质量。下面就如何做好光伏发电工程建设管理展开论述。

2．1做好工程设计管理

为了保证光伏发电工程的建设质量，就要做好相项目设计，保证科学性和合理性。首先，光伏发电系统属于敏感型发电方式，在工作时间比其它发电时间比较长，并且对周围的气象环境要求比较高。其次，对光伏芯片而言，会产生温度相应，在太阳光照射下，芯片表面温度上高，会增加芯片峰值期的功率损失，出现额外的输出损耗，需要设计人员要精确计算出最佳的倾斜角度。再次，芯片表面的洁净度会影响到光电的转换效率，如果清洁度较低，就会增加静电现象。因此，在设计过程中，要注意天气对芯片表面污染度的影响，避免影响到以后光伏发电系统的正常运行。在芯片倾斜角度设计过程中，要做好周围地理位置的调研工作，精确计算这个区域内的辐射树脂，并结合调养的高度角设计倾斜角度，从而提升光电转换的效率;在设计过程中，设计人员还要明确区域内的污染指标，控制好芯片表面的洁净度，为光伏发电系统正常运作创造良好的外部环境，提升光伏发电的经济效益、环境效益和社会效益。

2．2光伏发电工程质量管理

在进行光伏发电工程建设过程中，建设单位要重视工程质量，提高建设的经济效益，下面就如何做好光伏发电工程质量管理展开论述。第一，在工程开始前，要做好工程质量管理准备工作，完善相关审批手段，认真审核施工单位资质，对施工材料和机械设备进行严格的审查。第二，在施工现场，要加强对材料的检验和检测，保证光伏发电工程建设材料满足设计标准和要求。尤其在水泥进场，要重点做好水泥品种和级别的检查，保证水泥的强度和安全性符合建设施工标准。另外，还要检查模板和支架的承载鞥努力，能够满足实际施工的荷载。第三，要加强对钢支架、电缆接地埋设以及汇流箱安装的检查，控制好钢支架的垂直度，保证钢支架和埋件焊缝的饱满度，从根本上保证施工质量。第四，在进行光伏发电工程建设过程中，要重视相关技术资料的搜集，保证资料的完整性，为以后工程竣工验收提供重要的参考依据。

2．3做好工程投资成本管理

在进行光伏发电工程建设过程中，建设单位要控制好投资成本，不断减少人力物力财力的消耗。在通常情况下，投资成本主要包括光伏发电的施工范围、电站软硬件、资源价格以及工期长短等。因此，要不断提升内部员工的执行效果，加强成本管理，对成本进行全面的估算、合理的分配、科学的投入，从而提升自身的竞争力。比如在进行资源价格管理过程中，由于不同类型不同，价格也会存在很大差异。对太阳能光伏芯片而言，主要分为晶硅型太阳能芯片、多元化合物的硅基薄膜型太阳能芯片、有机光伏芯片以及多层修饰下的聚合物电极光伏芯片。晶硅型太阳能芯片又分为单晶硅芯片和双晶硅芯片，这种芯片具有稳定性和效率高的优点。对多晶硅芯片而言，能源转化率较低，但是总消耗较少，造价较低。对多元化合物的薄膜型太阳能芯片而言，主要包括非晶硅颗粒，在生产过程中较为简单，成本比较低，但是单晶硅材料会产生见光衰减效应，因此，在实际应用过程中存在不稳定性。通过以上比较，在工程项目建设过程中，要结合光伏电站的特点和材料的差异性，对材料进行合理的购置预算，再进行合理配置。因此，在建设过程中，建设单位要重点加强对项目成本的管理，在保证经济效益的前提下，不断降低工程消耗，控制好软硬件设备的安装质量、资源价格，明确光伏电站的施工范围，提高施工效率，不断缩短施工工期。另外，在建设过程中，管理人员要提升员工的执行效率，加强对成本的管理，提升单位的盈利，保证光伏发电工程建设顺利进行。

2．4做好光伏发电工程维护

为了保证光伏发电工程正常稳定的运行，相关单位就要采取有效措施，加强对电站的维护，加强对电站硬件设备和软件环境的保护，延长发电站的寿命，保证电站的安全稳定。第一，在进行光伏发电站硬件设施维护过程中，要加强对并网逆变装置、交流配电线路、配电柜、功率控制装置的维护，做好日常的清洁和维修工作。维护人员要对蓄电池进行科学充电，加强系统维护，维持其正常的电能存储量;对ADC(模数转换器)中的数字信号转换效果进行测评，控制好参数精确度，保证系统正常运转;要重视光伏芯片部件表面的清洁，对出现问题的部件进行更换或者维修。第二，在进行软件环境维护过程中，要促进数据输送系统的更新，从而满足日常发电的需要。维护人员要加强对通信系统和数据系统的维护，及时有效的修补系统存在的漏洞，提升电站建设的经济效益，为我国国民经济的发展做出更大的贡献。

3综述

光伏发电具有环保节能性，可以为社会创造更多的社会效益。因此，在进行光伏发电工程建设过程中，要做好工程设计管理，加强建设质量管理，做好工程投资成本管理，做好光伏发电工程维护，发挥光伏发电工程的经济效益和社会效益。

作者:王志 单位:华电福新能源股份有限公司

参考文献:

［1］毛宏举．分布式光伏发电项目安全管理［J］．电力安全技术，2016(01):1－3．

［2］薛剑超．光伏发电工程全过程项目管理应用研究［J］．中小企业管理与科技(中旬刊)，2016(06):24－25．

第6篇：光伏电站施工总结范文

关键词：光伏下乡；光伏扶贫；发展现状；问题对策

中图分类号 S511 文献标识码 A 文章编号 1007-7731（2016）07-76-03

支撑了人类近百年飞速发展的石油、煤炭资源，随着开采量的极度上升，到2020年至2030年，即将达到开采高峰，之后人类将面临能源危机，所以必须找到一种取代能源――可再生能源。光能与同为可再生能源的潮汐能、风能、生物能相比，更有取之不尽、用之不竭的潜力。

1 农业光伏发展的背景

2012年2月为促进太阳能光伏产业可持续发展，工业和信息化部制定了《太阳能光伏产业“十二五”发展规划》（以下简称“规划”）。《规划》中指出，坚持并网发电与离网应用相结合，以“下乡、富民、支边、治荒”为目标，支持小型光伏系统、离网应用系统、与建筑相结合的光伏发电系统等应用，开发多样化的光伏产品。通过合理的电价标准、适度的财政补贴和积极的金融扶持，积极扩大国内光伏市场。从《规划》中可以看出，国家在政策、财政上为农村发展光伏，以光伏脱贫致富给予很大支持。

2015年12月24日，国家发改委最新的《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策通知》（以下简称“通知”），《通知》中指出，根据资源区的不同划分为三类，光伏电站标杆上网电价分为：一类0.80元、二类0.88元、三类0.90元。同时，还指出利用建筑物屋顶及附属场所建设的分布式光伏发电项目，在项目备案时可以选择“自发自用、余电上网”或“全额上网”中的一种模式；已按“自发自用、余电上网”模式执行的项目，在用电负荷显著减少（含消失）或供用电关系无法履行的情况下，允许变更为“全额上网”模式。“全额上网”项目的发电量由电网企业按照当地光伏电站上网标杆电价收购。选择“全额上网”模式，项目单位要向当地能源主管部门申请变更备案，并不得再变更回“自发自用、余电上网”模式。通过这次政策调整来看，国家对于光伏发电的重视，把原有的分布式发电站全部分问道“全额上网”模式。调整后的标杆电价政策仍将对我国新能源产业保持较强的支持力度。

安徽省合肥市政府2013年6月出台了《关于加快光伏推广应用促进光伏产业发展的实施意见》，将实施“光伏下乡”工程作为促进光伏产业发展的四大工程之一。2015年7月安徽省《安徽省人民政府办公厅关于实施光伏扶贫的指导意见》（以下简称“安徽光伏扶贫意见”）。《安徽光伏扶贫意见》中指出安徽省自2015年起到2020年，在31个重点县选择1 000个贫困村，每个村建设1座60kW的村级光伏电站，共计6万kW；在31个重点县选择30万户贫困户，每户建设1个3kW的户用光伏电站，共计90万kW[1]；每个重点县的实施规模由各县（市、区）根据实际需求和资金筹措情况统一申报，由所在市汇总上报省扶贫办、省能源局、省财政厅会商确定。各市上报实施规模时，应附市、县（市、区）出资方案。建设资金方面贫困村村级光伏电站建设资金，采取县财政专项扶贫资金安排、帮扶单位支持、贫困村自筹等办法筹资。贫困户户用光伏电站建设资金，采取省级补助、市县安排（市、县两级出资比例由各市自定）和贫困户自筹各1/3的办法筹资。省级补助部分从中央和省财政专项扶贫资金中安排50%，省财政安排专项资金50%。

2 安徽省“光伏下乡”发展的成效

随着安徽全省经济社会的快速发展，农村转型发展的新阶段要求城镇化发展的加速，小城镇的建设也在不断扩大，贫困地区对电力的需求也越来越大。安徽省响应国家号召加快贫困地区电网改造升级，利用分布式光伏的结构特点和建设成本的下降，加大光伏的推广，增强贫困地区供电保障能力，全面帮助贫困家庭免费用电政策。

2.1 安徽省首批“光伏下乡”投入运营 2013年7月合肥供电公司和肥东供电公司联合，对合肥市肥东县长临河镇罗家瞳村首批“光伏下乡”的5户试点家庭进行并网验收和调试。每户家庭的装机容量为2.5kW的分布式光伏发电设施。标志着安徽省首批“光伏下乡”试点项目正式转入并网运行[2]。

2.2 安徽省金寨县建立2008座居民光伏电站 2014年3月，金寨县开建首批1008座居民光伏电站，每户装机容量为3kW。同年6月份完成电站建设并网发电。且第二批1 000座电站项目也已于11月全部投入运营[3]。同年，10月，国家能源局、国务院扶贫办，计划利用6a时间开展以安徽、宁夏、山西、河北、甘肃、青海30个县的光伏发电产业扶贫工程。2014年安徽省享受“光伏下乡”扶贫工程的贫困农户已达1 108户，政府拨款免费帮助这些家庭建设小型家庭分布式电站，项目产权和发电收益全部归贫困户所有；所发电量除自用外，剩余上网由当地供电公司全额收购。预计从2015年开始，安徽省“光伏下乡”扶贫计划将拓展到2 508户，2020年左右将有6 000户贫困家庭从中获得稳定收益[4]。

2.3 PPP项目合作与“渔光互补”发电站建设 2015年10月安徽省岳西县与阳光电源股份有限公司签订光伏扶贫PPP（即Public―Private―Partnership的字母缩写）合约。项目总建设规模达6.74万kW，该项目通过“户+村”的精准扶贫模式帮助40个村和5 000户家庭增收致富[4]。2015年12月安徽省天长市牧马湖在建的一期20MW“渔光互补”发电项目，占地面积达38.67hm2。12月21日建成投运并网发电后，每年发电量可达2 200万kWh，相当于节约标煤17 800t。“渔光互补”项目的建设，是将光伏发电组件架在水面之上，下面进行水产养殖的新型光伏系统，最大限度的提高了水面的资源利用[6]。

截至2015年11月，安徽省推进光伏扶贫工程，全省已建成家用光伏发电站21 933户，建成村级光伏发电站340个。从2016年起，全省31个扶贫开发工作重点县全部实施光伏扶贫。根据省政府办公厅出台的《关于实施光伏扶贫的指导意见》，从2015年到2020年，在全省31个扶贫开发工作重点县，选择30万户贫困户和1 000个贫困村实施光伏扶贫[7]。

3 发展中存在的问题

光伏扶贫具有环保、经济、社会影响力，安徽通过光伏来进行扶贫工作，把以往的“输血扶贫”改变为“造血扶贫”。定位更加精准，形成独有的“安徽经验”。但在发展过程中也存在一些问题。

（1）区域性和分散性。通过对安徽“光伏扶贫”的情况分析，安徽农村贫困问题现状依然为贫困人口基数很大、农村的生产、生活水平依然很低，脱贫致富能力匮乏。贫困的区域性和分散零星问题并存，影响光伏电站建站分散，发电量少，后期维护难度大，这些制约因素对于政府实施开展工作增大了很大难度。一些地区的贫困农民对于光伏发电认识不足，对国家政策解读不充分理解，对新事物产生抵触心理，对政府或者企业对他们现有资源和土地进行改造持反对意见。

（2）资金问题。光伏电站的前期投入较大，收益周期较长，即使政府和企业会进行补贴，贫困家庭需要缴纳的建设费用也不是轻易可以负担的。在安徽农村地区，特别是贫困地区的电网结构落后，分布式光伏电站建设起来，可能会面临无法并入电网，无法获取收益等问题。

4 解决方法

要建立和完善安徽省光伏扶贫体系，必须立足安徽省的实际需求，结合地域特色，全面考量地区经济发展的需要，利用政策和项目优势，解决当前光伏扶贫政策面临的困境。

（1）因地制宜进行改造。安徽省政府对于“光伏扶贫”，只是在贫困户以及贫困村的家庭或者土地上进行改造，并没有实际性的从农业上解决问题。地方政府可以根据各地区地貌、地域、气候的不同，对农业温室大棚、渔业、林业、畜牧业等行业进行光伏的建设或改造。以农业温室大棚为例，合理的光伏布局，达到透光率能够满足绝大多数作物的光照要求。如果在山区，可利用地域和气候有力优势，建设菌类温室大棚，可以完全利用光伏发电和山区潮湿气候助于菌类的生长，完全体现出了经济性，为农户增加了双向收入。

（2）政府引导，百姓参与。政府应当对“光伏扶贫”加大相应的宣传，让百姓直观的了解光伏的利益。组织一些贫困户对已经改造好的光伏乡村去了解，切身的感受到光伏所能带来的效益。2012年工业和信息化部为促进太阳能光伏产业可持续发展，制定了《太阳能光伏产业“十二五”发展规划》，明确规定太阳能光伏生态大棚电站的生产模式可获得国家财政补贴的扶持[8]。

（3）多渠道筹挫资金。对于资金问题，我国每年对可再生资源的项目补贴达到200多亿元的资金，但是对于光伏发展与建设还是远远不够的。因此，我们需要拓宽资金渠道，多途径筹措资金，比如：利用利用银行贷款、分期付款。同时，利用当地光伏企业可以先帮助农户建设光伏电站，每月固定可以为农户提供一定的电量使用，来用做占用建设面积的租金，剩余电量进行并网产生收益，由建设单位获取。在德国农村分布式光伏发展较快，关键就在于风险小，并网容易，银行可低利率放款，且还款年限长，有屋顶就可以像任何一家银行申请贷款在吸取德国光伏建设模式的基础上，结合安徽省地方区域特色，建立适合地区发展的资金筹措渠道[9]。

参考文献

[1]刘莉莉，方敏.安徽31个扶贫县将建光伏电站96万千瓦[N].中国建材报，2015-07-21.

[2]柳书节.合肥试点光伏下乡扶贫[N].合肥日报，2013-07-05.

[3]安帮.安徽：光伏扶贫的创新实践[J].当代县域经济，2015，10：55.

[4]田婷，周开宝，陈巍巍.安徽“光伏扶贫”惠及一千多农户[N].安徽日报， 2014-10-20

[5] 王俊.光伏扶贫引入PPP模式[N].中国电力报，2015-10-31.

[6]宗尧尧，王浩.安徽天长市20MW渔光互补项目建成投运[N].中电新闻网，2015/12/21

[7]夏海军.光伏扶贫明年将覆盖安徽31个重点县[N].中安在线-安徽日报，2015-11-30.

第7篇：光伏电站施工总结范文

介绍了辽宁省分布式光伏发电的发展现状，分析了辽宁省分布式光伏发电发展中存在的主要困难和问题，并针对这些问题，提出了促进辽宁省分布式光伏发电发展的对策建议。

关键词：辽宁省；分布式光伏发电；现状；对策

中图分类号：

TB

文献标识码：A

文章编号：1672-3198（2014）18-0197-02

1 辽宁分布式光伏发电现状

1.1 分布式光伏发电的基本概念

在可再生能源中太阳能是资源最为丰富、最清洁的能源。光伏发电是根据光生伏特效应原理，利用太阳电池将太阳光能直接转化为电能。按照国际分布式能源联盟WADE的定义，分布式能源的主要特点是安装在用户端的，能够在消费地点（或附近）发电的系统。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。分布式光伏发电是一种新型的，具有广阔发展前景的清洁发电利用方式，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发电站的发电量，同时还有效解决了电力在升压及长途运输中的损耗问题。在我国，分布式光伏发电也因为输出功率相对较小、污染小、能缓解局地用电紧张状况的特点，而被业内寄予厚望。

1.2 辽宁太阳能资源概况

根据国家气象局风能太阳能评估中心划分标准，辽宁属于太阳能资源二类地区（资源较富带）：全年辐射量在5400～6700MJ/，相当于180～230kg标准煤燃烧所发出的热量。据沈阳区域气候中心辽宁省太阳能资源评估报告显示：辽宁省年均太阳能辐射总量大于每平方米5000兆焦，年日照小时数超过2200小时，除东部山区外，总体上属于太阳能资源比较丰富地区，尤其是整个朝阳地区以及盘锦、营口、大连的沿海地带，太阳能资源丰富；历年变化相对平稳，各年代呈小幅度波动；春夏季好，秋冬季差，5月份最好，12月份最差。

根据辽宁各地年均太阳总辐射量，可将太阳能资源划分为丰富区、较丰富区、一般区、较小区4个区域。Ⅰ级：太阳能资源丰富区。包括辽东湾东部沿海、大连和长山群岛以及辽西北的建平县。这些地区的年均总辐射量大于5200MJ/，年日照时数一般超过2700h，可以充分的利用太阳能资源进行大规模的发电或热利用。Ⅱ级：太阳能资源较丰富区。主要包括辽西、辽西南、辽南地区以及辽北一带。该地区年均总辐射量处于（5000～5200）MJ/，年日照时数一般超过2600h，可以在该区域推广应用太阳能采暖、农业温室、太阳能热水器等。Ⅲ级：太阳能资源受限区。主要分布在辽宁省的中东部地区。这些地区的年均总辐射量处于（4800～5000）MJ/，年日照时数一般在2400～2600h之间。该地区太阳能资源仍有利用价值，可开展农业温室、太阳能路灯、太阳能电池备用通讯等。Ⅳ级：太阳能资源短缺区。位于辽宁省东部山区，包括抚顺东部和整个本溪地区。该地区的年均总辐射量小于4800 MJ/，年日照时数少于2500h。该区太阳能资源较少，一般只能小规模、季节性或临时性的利用。以上数据表明，辽西、辽西南、辽南地区以及辽北一带为太阳能资源较丰富区，可以充分的利用太阳能资源进行大规模的发电或热利用。

1.3 辽宁分布式光伏发电发展现状

2013年，在国务院《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》及一系列配套政策支持下，光伏发电快速发展。截至2013年底，全国累计并网运行光伏发电装机容量1942万千瓦，其中光伏电站1632万千瓦，分布式光伏310万千瓦，全年累计发电量90亿千瓦时。2013年新增光伏发电装机容量1292万千瓦，其中光伏电站1212万千瓦，分布式光伏80万千瓦。

2014年初，国家能源局提出全年光伏发电新增备案总规模1400万千瓦，其中给予分布式光伏的备案规模就达到800万千瓦。国家能源局8月7日的数据显示，今年上半年，全国新增分布式光伏发电并网容量99万千瓦，超过2013年全年分布式光伏新增并网容量。2013年12月5日，辽宁地区首个超兆瓦级分布式电源项目大连电机集团有限公司分布式电源项目并网接电，并网容量共计3000千瓦，电能消纳方式为自发自用余量上网。2014年辽宁省计划增分布式光伏发电建设规模20万千瓦。

2 辽宁省分布式光伏发电发展中存在的主要困难和问题

2.1 发电成本较高，缺乏市场竞争优势

分布式光伏发电具有小而分散、技术简化等特点，但目前每瓦成本还需7元左右，成本仍比较高。要想扩大推广范围，降低成本是亟需解决的问题。分布式光伏发电泛指满足自发自用比例、单个并网点在6MW以下的光伏发电项目，这类项目通常从几千瓦到几兆瓦不等，单个项目容量越小，单位造价越高。即便是兆瓦级的大型分布式项目，LCOE（度电成本核算）也基本都在0.8元/（kW・h）左右，相比光伏发电时段（早8点到下午4点左右）工商业正常用电加权平均价格（0.7～0.9元/（kW・h）），价格优势也并不明显。即便加上国家给予的分布式补贴0.42元/（kW・h），项目的投资回报率也不是很高，投资收回年限基本都在6～8年左右。从辽宁省自建且已并网的家庭光伏电站来看，投资一个中等规模的家庭光伏电站，需要投入5万元―8万元，这种电站成本回收期一般都在10年以上，最长的甚至称要20年。另外，专业市场的缺乏也抬高了家庭光伏市场的门槛，因为光伏电站建设依靠专业技术，大多数普通居民人难以自己解决。从经验上来说，由于余电上网部分卖给电网公司只能得到脱硫煤标杆上网电价（0.25～0.52元/（kW・h）不等）加0.42元/（kW・h）的补贴，就目前居民用电价格水平来说，靠家庭光伏电站投资赚钱几乎没有可能性。家庭光伏电站的意义主要体现在试验和环保示范效应上，投资回报期长和低盈利性，制约着家庭光伏电站的推广。

2.2 并网服务工作效率低，电费结算及回收难度较大

虽然国家发改委的《分布式发电项目管理暂行办法》等文件也对分布式电源接入电网和运行作了具体规定，在一定程度上解决了分布式发电项并网难这一关键问题。但在分布式发电项目的备案程序、并网程序、审核办法、验收程序、技术标准、补贴发放等执行层面，尚缺少细则的支持。各地方电网对并网没有细化标准，审批手续复杂，工作效率低，导致一些准备建设光伏发电项目的企业单位、公共建筑，都打消了念头。由于分布式光伏发电项目属于新型发电业务，目前在居民分布式光伏发电上网电费结算过程中还存在一些困难。按照国家财税政策规定，居民分布式光伏发电客户结算上网电量时，需向供电企业提供结算凭证，即销售发票。而居民无法开具增值税发票，供电企业就不能根据现有政策进行财务处理。

2.3 项目单位和用户不是同一主体，经济关系复杂，融资平台仍不完善

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。建筑物屋顶拥有者、项目单位和用户不是同一主体，经济关系复杂，利益难以平衡。造成很多分布式光伏发电项目申请下来后无法顺利推进，或由于没有可租用的大面积连片屋顶，建设成本难以控制。目前，国家电网只承认拥有大产权的房屋住户拥有自主上网发电的资格。但是，还存在着一部分小产权房的业主希望建设光伏发电项目。国家电网实际上也为他们提供了用电服务，但当这些人建设光伏电站时，却不允许其并网发电。这不仅有失公平，更会丧失一部分潜在的光伏电站建设者。

3 促进辽宁分布式光伏发电发展对策建议

3.1 通过技术创新和政策支持，削减光伏发电成本

近20年来，欧洲、日本等发达国家光伏应用发展迅速，究其原因在于：一是科技，二是补贴政策。因此，我国可以借鉴国外发达国家的经验，通过技术创新和补贴方法降低成本，使分布式光伏发电得到推广。另一方面，地方政府价格主管部门应从国家保障能源安全和供应的角度出发，充分考虑太阳能特点和不同地区的差异，按照有利于太阳能电力经济合理发展的原则，尽快细化居民光伏发电税收优惠度和补贴政策标准，并根据发展需要适时调整，使得普通居民安装家庭光伏电站有利可图。同时，也要进行服务模式创新，以有效推动这个市场的发展。在建立光伏专业服务市场和服务模式创新方面，可以借鉴美国的太阳能租赁模式。

3.2 加强电网规划和建设，提高分布式光伏发电项目并网服务水平

电网企业应加强电网规划和建设，提高电网吸纳光伏发电的能力，为光伏发电企业提供结网服务；要按照《中华人民共和国可再生能源法》的要求，与光伏发电企业签订并网协议，优先调度和全额收购其电网覆盖范围内符合并网技术标准的并网光伏发电项目的上网电量，并及时结算电费。

为规范分布式光伏发电项目并网管理工作，提高分布式光伏发电项目并网服务水平，各地电网企业应广泛开展分布式光伏发电并网服务业务的相关培训，内容涵盖光伏并网服务工作动态、服务举措、项目进展情况和光伏发电相关知识等，使员工增强了对该项工作的认识。对此，沈阳供电公司要求针对设备安装、检修维护等各环节的流程规范开展系统排查，加强现场勘察，明确光伏发电用户危险点，堵塞管理漏洞，消除风险和安全隐患，完善安全保障措施，实施安全管控措施，梳理停电通知等流程。同时明确安全责任义务，在调度和运行单位建立详细的用户档案，加强光伏用户发电管理。

3.3 政府主导、统筹协调，创新分布式光伏发电投资运营模式

分布式光伏发电作为一项新技术，在成本上还高于常规能源，在发电特性上又是波动的，在现阶段不可能单纯依靠市场自我发展，还需要各级政府的积极扶持。地方政府应做好屋顶资源的统筹协调工作，引导建筑业主在符合安全的条件下积极开展或配合开展光伏运用，协调电网接入、项目备案、建筑管理等事宜。可根据需要，对达到一定屋顶面积、符合安全条件且适宜安装光伏的新建和扩建建筑物要求同步安装或预留光伏发电设施。地方政府还可以将建筑光伏发电应用纳入节能减排的考核及奖惩制度，并允许分布式光伏发电量折算成节能量和减排量参与相关交易，进一步增加经济效益。同时，应放宽投资主体限制，让投资主体更加多元化，鼓励民间资本进入分布式光伏发电领域，创新分布式光伏投资运营模式。

3.4 加大人才培养力度，是做强辽宁光伏发电行事业的根本

光伏发电行业是一个新兴行业，发展也非常迅速。正因为这样的行业特点和现状，使得该行业的专业人才严重缺乏。人力资源是一个行业发展的基础。为应对人才的紧缺局面，我省一些高校设立了相关专业，如沈阳工程学院，已经于2011年开始招收太阳能光热技术专业的学生，培养光伏发电一线技术人员。我省应大范围地进行光伏发电各层次的人才的培养和培训。有相关专业基础的高校都应该承担起为国家培养人才的责任。国家相关部门也应该在政策上对这些院校给予政策倾斜和必要的资金支持，帮助建立专业的硕士点和博士点的学科建设，以满足不同层次专业人才的培养需求。人才培养，要走校企合作，产学研相结合的道路。光伏发电专业作为一个工科专业，具有很强的实践性，需要有良好的实验环境和实践基地。

参考文献

第8篇：光伏电站施工总结范文

关键词：太阳能光伏电站；运行；维护和管理

1. 针对电站运行维护方面的有效措施

1.1建立完善的技术文件管理体系

太阳能光伏发电站的可靠运行离不开完善的技术文件，技术人员做好完善的技术文件数据库，数据库充实了，就能让工作人员有强有力的技术数据库支持，从而进一步保证光伏发电站的更加可靠有效运行。

1.2建立电站设备技术档案和设计施工图纸档案

太阳能光伏发电站的基本档案主要有工作中的一些各种各样的图纸和验收的文件。包括操作开关、指示说明、一些最基本的工作原理、安装程序、操作步骤和电站的排除故障的资料等等。

1.3建立电站的信息化管理系统

利用计算机管理系统建立电站信息资料，每一个发电站都要设有各自的数据库。电站的基本信息和电站的动态信息则是数据库的主要内容。交通信息、地理气象信息这类信息属于电站的基本信息。例如，当地人口的数量、当地的交通状况以及一些公共设施都属于电站所在地的具体相关信息。电站的相关信息包括了电站的规模、建设的时间，建设单位和设备参数等问题。除此之外，太阳能光伏设备发电站的主要信息还包括对电站设备遇到问题时的解决办法和累计供电时间和发电量多少等方面的问题。

1.4建立电站运行期档案

只有做好太阳能光伏发电站运行期档案，才能分析电站运行状况和制定维护方案。维护好的方案是尤其重要的环节，这一环节在日后的电力工作中也会发挥巨大的作用。在电站运行期间，安排专门的人员负责每天的测量和记录，在每天的不同时间段分别测量。其中包含的内容较多且很复杂。日期，记录的时间，每一点都要认真。最重要的还是要记录子方阵的电流和电压情况，以及蓄仙池室的温度，蓄电池充电电流、电压等等对太阳能光伏设备影响较大的地方。另外，电站的工作人员在电站出现问题时要立刻作出反应，将电站故障情况详细的记录下来，并协助维修人员做好维修工作。在这些故障都被排除之后，要认真填写《电站故障维护记录表》这张表所包含的内容十分重要，可能为以后的工作留下可靠的可参考资料，能够从很大程度上减少日后花费在这方面的时间。

电站巡检工作也十分重要，必须要有专业的工作人员进行定期检查，实地考察过后如实记录下检查情况，还要查看近期电站的维护记录情况，发现问题则要及时地安排操作人员进行维护工作。与此同时，相关专业的工作人员在综合巡检时要仔细发现报告中存在的一些问日，并且能够做出详细的报告总结，为以后的巡检工作提供便利，打下坚实的基础。

2. 针对电站管理方面的有效措施

2.1确立项目业主并加强管理

太阳能光伏设备投资大、位置偏远，使用群体多数在贫困地区，当地民众素质不高，且在太阳能光伏设备刚开发的几年里，国家并不十分重视这个项目，因此管理更加困难，商业运行难度更大。对于类似于这样的项目，工作人员必须先确定项目业主是谁，业主必须是当地的，而且具有足够强大的经济实力，是独立的法人。与此同时，政府可以进行投资等优惠政策，鼓励更多的企业加入到投资太阳能光伏发电设备的建设中去，以商业化的管理模式，达到双方共赢的局面。

2.2建立运行分析制度提高员工能力

从事太阳能光伏设备的人员并不多，而精通这方面技术的人员就更少了，因此，国家需要多培养一些这方面的人才，对已有的员工，必须提高他们的工作能力，为太阳能光伏设备的发展提供稳固的条件。

想要提高员工的工作能力，提高太阳能光伏设备运行的可靠性，必须要建立可靠的运行分析制度。组织相关部门和人员根据实际情况对电站的运行状况进行改进，有了这个制度，不但将太阳能光伏设备的项目完善了，也为后来的各项工作积累了经验。这样太阳能光伏设备的发展才会更好。

3. 总结

如今，能源消耗巨大，多数能源为不可再生能源。为了造福人类、保护地球环境，国家要走可持续发展道路。而在大部分能源消耗大、有污染的情况下，太阳能则是无污染的绿色能源，而且不用担心其资源的枯竭，因而太阳能光伏发电站的前景必定十分可观。因此，在如今太阳能光伏发电站已被开发的情况下，太阳能光伏设备的维护和管理工作必须得到完善，才能谋取更大的利益，才能更好的走可持续发展道路。希望本文的建议可以给这项事业做出一些贡献。■

参考文献

[1]钟渝. 我国太阳能发电管理策略研究[D].电子科技大学，2012.

第9篇：光伏电站施工总结范文

金融危机后，发达国家出现了再工业化和贸易保护主义态势，欧美对华贸易逆差令其对原产地为中国的光伏产品频频制造麻烦。中国光伏企业从2011年开始遭受重创，为避免遭受欧美市场高额的反倾销税和反补贴税，一些传统的光伏企业纷纷进入下游光伏电站领域，建设太阳能发电厂，希望从“建材商”变成“开发商”。仅2013年，中国新增装机1130万千瓦，同比增长22.9%，年度新增装机占全球总量30.5%，首次超过欧洲成为全球新增装机容量最多的地区。随着国内外市场的打开，进一步加速了光伏企业向产业下游光伏电站领域的转移。

一、中国光伏组件企业的大洗牌加快了光伏企业向产业下游的转移

（一）2011-2012年中国光伏企业出现大面积的倒闭

中国光伏组件企业自2006之后，盲目扩张极速做大，90％以上出口，产生了两大问题：一方面，外部贸易壁垒重重。2012年11月美国对中国晶体硅光伏电池片征收18.32~249.96的反倾销税及14.78~15.97的反补贴税，主要市场欧盟也开始对中国光伏产品进行双反调查，使得出口受阻；另一方面，内部产能过剩。我国2012年光伏组件产能达4500万千瓦，是2009年的700%，光伏产品价格下滑，导致企业生产成本与售价倒挂。

2011年至2012年，在美欧实施“双反”的重棒打压下，我国90％的多晶硅企业停产，行业几乎全线亏损，截止2012年底，全国仍在保持开工或低负荷运行的多晶硅企业从去年的50家锐减至8家。根据中国光伏企业联盟的数据显示，2011年中国光伏行业企业数为262家，到2012年锐减为112家。大部分企业陷入亏损境地，曾经中国最大的光伏生产制造企业无锡尚德和恒基光伏、宁夏阳光等一批企业相继宣布破产，光伏产业发展进入寒冬时节。

（二）部分国内光伏企业谋求向产业下游转移

在海外市场上遭遇销售瓶颈，与中国光伏企业高度集中在光伏组件生产领域有极大的关系，而这个时候通过加大公司研发投入达到产品技术创新而实现最终销售，显然不够理智。国内市场上通过中标来销售自身的组件也不足以使企业渡过“寒冬”。因此，为适应产业发展需要，提升企业竞争力，一些还活着的光伏企业业务逐渐由以往的光伏组件制造向下游系统集成，甚至向电站运营拓展。国内光伏装机容量近年来呈现爆发式增长，由2004年的1万千瓦增长至2011年的250万千瓦再到2013年的1130万千瓦，年新增装机容量连续几年翻番。

2014年9月至10月间就有恒大在9月末宣布900亿元进军光伏产业；中环股份公告称，拟向中环光伏增资募资13亿元用于光伏产品项目的建设；林洋电子公告称，此前不久林洋电子曾以1.34亿元增资光伏电站公司，并拟增近18亿元建设光伏项目。不仅行业内公司加大投资，一些行业外公司也转型进入光伏。长城电脑在9月公告称，拟增募资8.07亿元投建光伏电站、高端电源扩产、信息安全研发中心以及补充流动资金。金科股份10也公告称，拟成立金科新能源有限公司，注册资本20亿元，重点投资光伏、风能及页岩气等能源产业。

（三）部分国内企业向国外投资光伏电站项目

一方面要面临贸易壁垒，一方面又要消化产能。在此背景下，实施走出去战略，向海外转移产能，甚至在海外投资光伏电站，就成为中国光伏企业的一大应对策略。在电站选址方面，组件企业也显得比较谨慎，大多选址在德国、美国等市场透明度较高的国家和地区建设。截至2013年底，德国光伏电站累计装机容量为35.72GW，占全球的26.13%，是全球累计装机容量最大的国家。

其中，江苏中盛光电集团早在2008年就认识到要从光伏电池制造向电站建设转型。2008年8月，中盛光电集团在慕尼黑成立了主营光伏系统服务的公司ET Solutions。并在德国开发建设了第一座装机容量1500千瓦的佩尔光伏电站。最近几年，电站业务大幅增长，除了在德国，他们还在意大利、罗马尼亚、法国、乌克兰和中东承建光伏电站。2013年公司完成装机容量8万千瓦，2014年预计装机10万千瓦，2015年的目标是15万千瓦。花了6年多时间，中盛光电集团把电站并网项目也提升至30万千瓦。如今，这家企业已将电站业务单独地拆分出来，成立了“中盛新能源”并计划于明年一季度登陆美国资本市场。

二、光伏组件企业向光伏电站领域延伸的主要原因

（一）国内光伏产业畸形发展存在向下游转移的必然性

在由上游硅料、中游组件和下游电站所构成的光伏产业链中，中国光伏产业呈现出两头小、中间大的畸形发展态势。2005年起，国内光伏制造产能迅速跃居全球之冠，各级政府出于税收和就业的考虑，对光伏组件制造业的发展提供了大量的：无息贷款、零地价、减免税款等优惠条件，光伏中游产业迅速膨胀，却并未带动下游光伏发电市场的发展。早在2009年，多晶硅就已被定位为十大产能过剩行业之一，但由于当时多晶硅价格高涨，大量投资者疯狂进入，仅2010年全国就有100多家中小企业上马，最终导致产能进一步过剩，致使这些企业大多处于严重亏损的状态。如今，全球光伏市场格局生变，国内光伏企业完全集中在激烈竞争的产业上中游，随着光伏发电成本不断降低，产业理性回归，产业链向下转移是必然的。因此，光伏终端电站势必会受到追捧。

（二）分布式发电在未来有巨大的发展空间

以光伏发达国家光伏发电应用来看，主要以分布式发电为主，无论是德国、日本的“10 万屋顶计划”，还是美国的“百万屋顶计划”，都属于低压用户侧并网的分布式光伏发电系统。我国是公认的全球最大的光伏建筑潜在市场，现有房屋总建筑面积约450亿平方米，其中可利用太阳能的建筑面积约为50亿平方米，如果 20%的建筑面积安装光伏系统，则可以安装10000万千瓦的光伏系统。国家能源局将“分布式光伏装机容量由2013年的310万千瓦快速拉升至2014年的800万千瓦”，也清晰地展现出了政策制定者“鼓励分布式”的战略思路。

（三）光伏电站的投资回报偏高

从国外一般经验看，光伏组件产品的毛利率约在15%左右，而从电池片生产到电站建设的毛利率约在25%-40%之间。国内目前光伏发电成本大概在0.7元/度左右，下游的分布式光伏发电站每度电补贴0.42元，而集中式光伏发电站每度电的收购电价在国内三个地区分别为0.9元、0.95元与1元。因此相比产能长期过剩的上游制造业，光伏下游依靠补贴可以有相对稳定的利润。

（四）我国政府出台光伏发电领域的补贴政策

政府对于光伏发电投资热情一直高涨，试图借新能源重塑经济，由此大量光伏电站在西北等地迅速铺开。2014年10月13日，国家能源局了《国家能源局关于进一步加强光伏电站建设与运行管理工作的通知》（以下简称《通知》），通知内容共计11条，涉及统筹推进大型光伏电站基地建设、创新光伏电站金融产品和服务等内容。《通知》的出台说明国家对光伏产业的扶持会进一步加强”。

一系列的政策支持让中国光伏发电发展之路更加宽广，自2013年7月至2014年10月，国内新增光伏行业政策至少18条，通过明确标杆电价补贴20年、补贴资金按季拨付、按月结算、增值税即征即退50%等，这些具有针对性的政策，使光伏电站未来收益的不确定性大大减弱，使更多的光伏组件企业投资光伏电站建设。

三、我国光伏企业进入下游电站领域面临的障碍

（一）光伏发电并网难

国内在光伏发电问题上，各方利益尚未梳理清晰，电网公司主观上并不愿意光伏电站并网发电。根据发改委的假设，国内光伏电站起初投资10元/瓦，年满发小时数为800~1800小时/年；根据测算，在考虑增值税抵扣的情况下，则光伏电站发电价格在0.68 元/瓦~1.45 元/瓦。但是，就已经建成电站发电情况来看，并不那么乐观。尤其以青海、甘肃等日照条件较好、且政府支持力度较大的地区来看，已建成光伏电站项目全年发电不到实际装机容量一半的例子不在少数，电网企业以新能源发电不稳定、对电网调度造成损害为由，强制限电，造成运营商资金大量的损失。当年发电时间只有900小时的时候，运营商需要18 年才能达到盈亏平衡，而这个时候对应的上网电价为1.43 元/千瓦时，并网困难无疑增加了发电成本。

（二）建光伏电站审批时间长

所谓审批指的是电站开发权的批文，审批分为两级，第一级是省级审批，第二级部级审批。第一步级审批在做项目初期可研并进行审查后，由建设单位向省有关部门提出申请，请求列入省建设规划。第二级是有了工程的可研报告，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。着手编制该项目的可行性研究、环评报告，接入电力系统报告，地勘报告，水资源论证报告等，并通过审查，在审查的基础上编制项目申请报告，并由项目投资方递交国家发改委，由国家发改委递交国务院会议通过后，就可以得到项目立项的批文，该过程比较漫长，需要大量资金投入，其中包括作科研阶段国家要求的各种批文等，通常需要3～6个月左右的时间。目前，1万千瓦规模的电站的审批大概需要65万元的投入，如果转手买来的批文将会更贵。

（三）资金要求较高，贷款难度大

建设电站10万千瓦至少需要 10个亿左右的投入，以最低标准来看，项目建设至少需要 20%的自有资金，剩下 80%的资金通过银行贷款来获得。实际上，大多数的光伏电站项目需要至少 30%的自有资金，剩下的资金若全靠自有资金投入，投资方资金压力较大，一般都需要融资。但是目前，光伏行业入冬，一般公司从银行想要获取项目贷款并不容易。通常企业需要拿出部分资产进行抵押才能获得银行贷款，但是投资光伏电站项目无法作为资产抵押，银行贷款有困难。投资方无法获得低息贷款，将影响项目收益率，影响项目推进进展。

以拓日新能、海润光伏、综艺股份为例，分别于 2010年、2011年开始投入电站建设，随着电站项目的不断推进，三家公司短期借款以及长期借款在电站项目实施后，负债总额成倍增加。尤其是短期借款方面增速相对长期借款更加明显。此外，公司的资产负债率也持续恶化。以阿特斯、昱辉、英利为例，2014年一季度公司资产负债率均高达 80%以上，向银行的融资能力进一步降低。

（四）民众参与的分布式发电发展滞后

2013年国内分布式光伏发电容量在总新增装机容量中占比为 30%，在累计光伏安装容量中的占比为24.2%。民众投资分布式电站的热情很低。分布式光伏电站补贴每千瓦时0.42元，电网按照脱硫煤电价0.42元收购，两者相加，大概每度的总收益只有0.9元不到。贷款困难，银行要求有实物抵押才能取得贷款。就算拿到贷款，可是贷款年限短，利率高。年限只有3-5年，基准利率上浮30%，后利率为10%。前期垫资压力巨大，办完繁琐的并网手续，成功并网后才能拿到贷款。短期内，利用政府补贴加大光伏发电的经济效益，依然是鼓励消费者使用光伏电力从而支撑光伏发电进一步发展的最重要的手段。

（五）发电的新技术突破和应用不普及

目前太阳能电池转换效率技术进步较为明显，但是应用程度不高是阻碍普遍发展的重要原因。从组件转换效率看，多晶组件平均转换效率为15.67%，单晶组件平均转换效率约为16.2%。欧洲、美国、日本转化率高一些，德国的博世太阳能研发出了转换率22.1%单晶硅太阳能电池，欧美企业普遍实行技术垄断，中国企业在这方面正在寻求突破。海外并购获取其研发团队及成果是实现技术领域快速突破的主要方式之一。2014年8月蚌埠玻璃工业设计研究院完成对Avancis公司的并购，实现了中国薄膜太阳能光伏全产业链的打通，目标要在3-5年时间内打造成世界第一的以铜铟镓硒为主导的薄膜太阳能电池研发制造企业。但是，基于性价比的角度，目前采用转换效率较高太阳能发电技术及电池组件应用不够普遍。

四、加快我国光伏企业进入下游光伏电站领域的对策选择

（一）加强光伏规划与电网规划的衔接

首先加强电网接入和并网运行管理。各级电网企业应按照国家能源主管部门的要求，研究光伏电站的电力送出和市场消纳方案，以解决并网接入难的问题。电网企业应采取智能化运行调度技术和管理措施，统筹系统内火电、水电等调峰电源与光伏电站的配置和协调运行，深入挖掘系统调峰潜力，确保符合规划和技术标准的光伏电站的电力优先上网和全额保障性收购，缓解发生大量弃光限电的情况发生。

以年度规模管理引导光伏电站与配套电网协调建设。国家、省级能源主管部门明确各光伏电站项目的容量及投资主体，并与电网企业衔接电力送出工程，并上报备案。发电企业要及时开展项目接入系统设计，电网企业要及时确定接入系统方案，出具项目接网意见并开展配套送出工程可行性研究。在项目备案后，电网企业与发电企业按接网协议约定开展工程建设，电网企业要简化内部审批程序，缩短企业内部决策流程。

（二）调动民众投资光伏发电的热情，推动分布式发电的应用

光伏发电是我国重要的战略性新兴产业，有序推进分布式发电建设，对光伏技术进步、产业升级、优化能源结构和防治大气污染均具有重大战略意义。我国政府应借鉴德、日的做法，强制电力公司收购民众利用光伏发出的电量，政府应对分布式光伏发电项目实行单位电量定额补贴政策，对自发自用电量和多余上网电量实行统一补贴标准。此外，政府还需要通过制定法规和相应的政策手段，包括发到电网里的光伏发电价格高于常规电价的价格。唯有如此，才能最大程度的调动广大民众对投资光伏发电的积极性。

鼓励企业和个人投资建设并经营分布式发电项目，豁免分布式发电项目发电业务许可。电网企业负责分布式发电外部接网设施以及由接入引起公共电网改造部分的投资建设，并为分布式发电提供便捷、及时、高效的接入电网服务，与投资经营分布式发电设施的项目单位（或个体经营者、家庭用户）签订并网协议和购售电合同。电网企业应制定分布式发电并网工作流程，对于以 35 千伏及以下电压等级接入配电网的分布式发电，电网企业应按专门设置的简化流程办理并网申请，并提供咨询、调试和并网验收等服务。

（三）改革境外投资制度，进一步引导光伏企业走出去在海外建设光伏电站

在电站建设地址方面，光伏企业大多选择在德国、美国建设。一方面，海外光伏市场相对比较透明，另一方面，企业本身销售渠道集中在海外，因此在海外建设电站，只要保证电站的质量，相对卖出的可能性较大。为此商务部门需要进一步加强海外市场信息和预警体系建设。

金融机构需提升对光伏企业走出去在海外建设光伏电站的融资力度。鼓励银行、保险、投资银行等金融机构结合光伏电站的特点和融资需求，对光伏电站提供优惠贷款，简化贷款管理流程，采取灵活的贷款担保方式，实行以项目售电收费权为质押的贷款机制。鼓励银行等金融机构与地方政府合作建立融资服务平台，与光伏电站投资企业建设银企战略合作关系，探索对有效益、有市场、有订单、有信誉的“四有企业”实行封闭贷款。出台政策鼓励各类投资银行、基金、保险、信托等金融机构探索建立健全光伏发电投资基金，开发各种金融产品，推动光伏电站资产证券化。

（四）转变思路，创新光伏电站建设和利用方式