广州光伏发电项目研究（9篇）
1.广州光伏发电项目研究 篇一
广州市分布式光伏发电应用项目奖励和补助资金管理办法（征求意见稿）
第一章：总则
第一条：为贯彻落实《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发〔2013〕24号）精神，加快推进我市太阳能发电的推广应用，引导全社会树立绿色低碳发展理念，调动全社会参与绿色能源体系建设的积极性，特制订本办法。
第二条：广州市太阳能光伏发电项目建设专项资金（以下简称“光伏专项资金”）是指广州市本级财政资金中用于支持全市太阳能光伏发电推广应用的资金。
第三条：本办法所称“太阳能光伏发电项目”，指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。
第四条：光伏专项资金使用遵循公开透明、公平公正的原则。
第二章：申报条件
第五条：申请光伏专项资金的项目，应同时符合以下条件：
（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%。
第六条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，取消享受光伏专项资金支持资格。
第七条：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。
第三章：补助对象、方式和标准、补助时间
第八条：补助对象。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。
第九条：补助方式和标准。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。
第十条：补助时间。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。
第四章：资金申请、审批和拨付程序
第十一条：资金申请程序。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，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。
第十二条：资金审批和拨付程序。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。第十三条：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；
（九）其他需提供的文件。
第五章：资金管理
第十四条：市发展改革委会同市财政局负责光伏专项资金的管理工作。其中，市发展改革委负责受理光伏专项资金申请、核定补助资金额度、会同市财政局下达补助资金计划；市财政局负责资金拨付、资金使用情况监督检查等工作。
第六章：附则
第十五条：资金申请单位或个人对申报材料的真实性和一致性负责，对提供虚假资料或其他不符合国家和省市有关规定的，将对补助资金予以收回，并按《财政违法行为处罚处分条例》（国务院令第427号）规定处理。
第十六条：本办法自公布之日起施行，有效期5年。
太阳库可以配合广州地区的业主填报或提交相关材料、办理立项和并网手续、申请资金补贴等事宜。
二零一四年九月
2.广州光伏发电项目研究 篇二
随着煤炭和石油等化石能源的大量消耗, 能源形势日益紧迫。而太阳能作为一种清洁能源, 如何对其进行开发利用越来越成为现今人们关注的焦点。与中国西部地区很多传统装机的光伏并网电站相比, 建筑屋顶发电站具备其自身独特性, 具有不需占用大块区域土地面积, 建设投产周期短, 灵活高效, 维护便捷等优势[1]。
1 建筑屋顶光伏发电系统
1.1 简介
建筑屋顶光伏发电系统是指在建筑项目竣工建设完毕后, 充分利用其建筑屋顶空置的区域, 布置一定规模数量的光伏电池组件、支架及配套系统设备, 根据地区经纬度等相关数据计算得出屋顶光伏电池组件的最优化倾斜角, 安装系统设备进行太阳能资源采集, 使整个系统发电效率最大化, 进而转化发电、储能等。此类工程对土地面积需求很小, 可有效利用各类建筑物屋顶, 不占用专门区域, 适合组织开展大批量建设, 就地进行发电、用电, 不仅能节省电网建设的工程造价, 且可实现能耗的最小化, 有效满足“绿色”建筑的节能水平要求[2,3]。
1.2 系统组成
整个系统设备与区域中建筑物协调一致, 紧密结合, 有的甚至直接制作成建筑材料成为建筑物的一部分。屋顶光伏发电系统主要由逆变器、电池组件、支架、连接电缆、监控设备及其它辅助设备组成。其中关键核心部件为逆变器, 其作用是将光伏电池组件在光照下产生的直流电 (DC) 汇集后, 通过逆变器的转化将其变为可供普通电气设备使用的交流电 (AC) 。光伏发电系统逆变器的最大特点就是包括了最大功率点跟踪, 在光照强度较大时发出的多余电量经转化成为满足电网公司电能质量要求的交流电注入电网中;在阴雨天光照强度较弱, 发电能力不足时, 则由电网向建筑屋顶发电 (用户) 供电。
2 项目简介
项目所处的江苏淮安地区年平均日照辐射量4.04k W·h/ (m2·d) , 全年日照辐射总量约1 467.4 k W·h/m2, 即5 282.3 MJ/m2。
前期规划选址过程中, 淮安屋顶光伏发电项目规划计算的装机总容量为1.93 MW, 选取建筑物厂房屋顶面积约44 375 m2, 经现场勘查设计能容纳布置的光伏电池组件占区域面积约21 050 m2。根据要求整个发电项目的设计不能影响厂区整体建筑物风貌特点和视觉效果。经过项目工程运算及实验测试, 发电系统配套支架等设备布置在厂区建筑物的屋顶空置区域, 光伏电池组件则选择为固定安装模式, 倾斜角度为10°。整个系统共布置电池块8 420块, 考虑到本项目区域中整体发电量的需要及保证区域协调性, 选取的电池组件峰值功率为230 W。
本项目工程整体由4个0.5 MW的子系统组成。每个子系统均选用1台并网逆变器和1台隔离升压变压器, 经汇流后接至并网逆变器, 光伏直流变为满足电网要求的10 k V三相交流输出, 汇集到站内10 k V配电室后, 以一回出线, 接入地区电网而并网。
3 项目的经济性研究及论证
3.1 项目的整体经济性
本项目光伏发电系统的总体成本由初始投资部分和实际运行费用两大部分组成。初投资包括如下主要设备和实施费用:光伏电池组件、控制元件、光伏逆变器、蓄电池组、支架和配电系统 (包括安装调试费、电力电缆等费用) 、基础施工建设费、工程设计费、系统调试费、试验运行费、电池组件维修清洗费、管理费、员工工资等。
江苏淮安屋顶光伏发电项目的工程项目经济性分析及评价如下:
按照光伏电池组件及系统其它设备25 a的寿命周期, 电池组件固定10°的倾斜角度, 第一年利用小时数1 230 h, 以后逐年递减9.7 h来考虑, 然后根据主要设备购置费、建筑工程费、安装工程费等费用进行汇总, 进而计算得到本项目的一个总体财务数据评价指标。
根据当地部门政策文件的有关规定, 本区域屋顶光伏电站的上网电价为2.40元/ (k W·h) 。按照所签订承包电站运行经营年限25 a的协议, 测算工程项目整体的财务数据和投资收益水平。经测算, 本工程的静态总投资约为4 518×104元, 建设期间的财务利息成本为24.87×104元, 工程的动态总投资为4 542.87×104元, 计算得出本项目整体投资的财务内部收益率应可超过8%, 项目整体的投资效益回收期约10.7 a, 资本金的财务内部收益率约为11%, 资本金净利润率约为17.8%, 满足各项指标数据要求, 此光伏发电系统将取得一个比较好的经济收益, 因而从经济上评价是完全具有可行性的。
3.2 项目的环境影响分析
传统的纯火力发电站系统, 燃煤过程中会产生大量CO2、SO2、NOx、烟尘及煤灰煤渣等废弃物。现行传统火力发电厂每上网发电1 k W·h, 标准煤耗费水平大约为305 g, 约产生814 g CO2、6.2 g SOx和大约2.1 g NOx。传统发电项目对生态环境造成一定影响, 而本项目利用可再生太阳能, 通过系统转变为可供使用的电能, 过程中不直接消耗化石能源, 且不产生环境污染物。与传统火力发电站比较, 每年CO2减排量可达到1 726 t, 减排SO2约13 t, 减排NOx约4.5 t, 是无污染的清洁可再生能源。
3.3 项目的社会效应分析
现阶段中国利用建筑屋顶开展光伏发电尚处于初始起步水平, 装机规模不大。此类项目除提供能源外, 还有许多特殊优势, 如降低温室气体和污染物排放、创造就业机会、保障能源安全和促进边远地区发展等, 尤其是可在边远地区就地安装, 在特殊场合整个光伏系统可直接提供电力输出。适合进行大规模安装推广, 在欧洲、美国、日本等已运作得比较成熟。结合中国国情及电网特点, 在太阳能资源充足的区域大力建设更多的示范性建筑屋顶光伏项目, 提高清洁可再生能源在电源结构中的比例, 对中国经济、社会和环境保护具有积极意义。
4 结语
目前, 中国很多企业一直在积极地开展清洁可再生能源领域的研究, 且已在全国很多实际项目上大胆创新实践。建筑屋顶太阳能并网光伏示范电站的建设是一项具有开拓性的工作, 对各大电力企业加快制定光伏电站并网技术要求、光伏电站科学管理及保证电网安全可靠运行等规范的制订做出了重要贡献。
建筑屋顶太阳能光伏发电符合中国可持续发展过程中对清洁能源充分利用的趋势要求, 与此同时, 大力推进太阳能资源的利用及加速光伏发电产业发展, 对缓解现今能源紧缺的局势及调整能源结构具有一定作用, 其社会政治、经济、环保等效益显著[4]。
摘要：介绍了建筑屋顶太阳能发电系统的基本组成及分类, 指出光伏建筑一体化 (BIPV) 是光伏技术的热点, 具有许多优势。就江苏淮安屋顶光伏并网发电项目的方案、成本、经济和社会效益等方面进行分析。
关键词：光伏建筑一体化 (BIPV) ,并网光伏项目,技术经济
参考文献
[1]李海瀛.太阳能发电系统在建筑中的应用[J].电气时代, 2006 (6) :96-97.
[2]沈辉, 曾祖勤.太阳能光伏发电技术[M].北京:化学工业出版社, 2005.
[3]郝国强, 李红波, 陈鸣波.光伏建筑一体化并网电站的应用与发展[J].上海节能, 2006 (6) :66-70.
3.广州光伏发电项目研究 篇三
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）.
4.光伏发电项目核准请示 篇四
为了充分利用我县陶乐地区清洁、丰富的太阳能资源,以及便利的运输条件和电力上网条件,平罗中电科能源有限公司经过充分论证,决定在平罗县投资建设30MWp光伏发电项目。该项目地点位于平罗县高仁乡境内,地理中心坐标为北纬38度42分19秒,东经106度41分18秒。项目建设规模为装机规模30MWp，共安装单块容量为240Wp多晶硅太阳能电池板125040块，选用500kW逆变器60台;主要建设高低压配电室、逆变器室、控制室、材料库和办公用房等建筑物，计划20XX年12月建成并投入运营。项目估算总投资为30145万元，其中:工程静态投资29355万元，建设期贷款利息790万元。项目建成后，将在一定程度上改善宁夏的能源结构，减少环境污染，并为当地提供一定的就业岗位，可促进区域经济加快发展，具有良好的环境效益和社会效益。
目前，该项目的土地预审、环境评价、水土保持、电网接入等方面的前期工作已完成，各项前期工作准备充分。
现恳请你委予以该项目核准为盼。
妥否，请审示。
附:平罗中电科能源有限公司30MWp光伏并网发电工程可行性研究报告
5.光伏发电项目的申报流程1 篇五
一、金太阳示范工程主要申报流程
1、市（县）政府牵头成立金太阳示范工程领导小组，负责该项目的组织申报和协调落实工作，通过组织现场踏勘确定具体实施方案。
2、市（县）科技局根据“金太阳示范工程实施方案编制大纲”编制项目实施方案，报送省科技厅。
3、市（县）科技局组织设计单位针对具体项目编制可行性研究报告，报送县级以上经济发展改革局批复立项。
4、对于并网发电项目，县政府需协调县电力部门出具准许并网的意见。
5、市（县）政府或县科技局组织项目公开招标，择优选择工程总承包商，或系统集成商和关键设备（包括控制器、逆变器、锂电池和跟踪设备等，并网项目地方只招系统集成商和辅材）供应商，并与最终确定的中标方签订中标协议、工程合同或购销合同，作为证明光伏系统总投资的有关凭证。
6、中标方应提供上述相关关键设备的检测认证报告。
7、市（县）财政局落实“金太阳示范工程”配套资金，并出具资金落实证明文件。
8、对于新建项目，须提供建设用地规划许可证、建设工程规划许可证、土地使用证、建筑工程使用许可证及相应级别环保部门（如县环保局）对项目环境影响报告书（表）的批复等有关证明材料。
9、市（县）气象局出具近10年对当地太阳能资源及气候条件证明材料。
10、市（县）科技局综合上述所有申报材料，按照“金太阳示范工程 财政补助资金申请报告编制大纲”向省财政厅、科技厅、发改委递交相关项目“金太阳示范工程财政补助资金申请报告”。
11、省科技厅审核通过后报送科技部、财政部、国家能源局。
二、申报相关证明材料
□立项审批文件，□可行性研究报告和实施方案 □相关设备认证证书（检测报告）□土地使用证 □建设用地规划许可证 □建设工程规划许可证 □建筑工程施工许可证 □施工图设计文件审查合格证书 □自有资金、银行贷款等资金落实证明文件 □系统集成商或光伏发电主要产品供应商与业主单位签订的中标协 议、购销合同、工程造价文件等可以证明光伏系统总投资的有关凭证 □相应级别环保部门对项目环境影响报告书（表）的批复 □项目建设地太阳能资源及气候条件证明材料 □提供本地负载接入点的批准文件、电力接入方案批复
三、关于项目立项
1、市（县）政府根据可行性研究报告对该项目立项；
四、需要市县科技局协调有关部门提供相应资料（均提供电子文档及电子图）
（1）项目建设地太阳能资源及气候条件证明材料
由当地气象局提供的最近10 年详细气象水文资料，主要包括 ：
全年的月辐射量、月均日照时间、日出（日落）时间、最低（高）温度和平均降雨量，可提供雨、雪、风速、冻土深度等气象数据。
（2）项目建设地地理条件
项目建设地的名称、地理位置，经纬度、海拔高度。
（3）场地概况及图纸（项目建设地为空地）
项目建设地为空地，需提供场地概况及图纸，主要包括场地面积、地 质、地形以及周边环境等。
（4）当地电网情况及并网条件
1）当地电网具体的情况，主要包括目前电价、日均用电量、变压器数量及容量、与项目建
设地的距离，由当地供电公司提供的电网调度情况，以及当地供电公司对并网的支持；2）光伏发电项目选址周围的所有用电总负荷量（应略大于光伏发电的装机总容量2 兆瓦），周边变配电室总平面布置图、电气总说明、10kV 供电系统图、0.4kV 供电系统图、配电室平面布置图、配电室供配电图、防雷、接地图；所有单位的变压器容量、数量，微网项目还需提供负载用电情况、负载特性、供电时间；3）光伏发电项目选址周边的输配电线路情况：10KV、110KV、220KV距光伏发电站的位置、距离；
金太阳示范工程申报流程
一、业主提供 《可行性研究报告》 《工程实施方案》 《财政补助资金申请报告》
二、业主协调相关政府部门
1、电力部门准许并网意见；
2、融资方案、自有资金、银行贷款等资金落实证明；
3、项目建设地太阳能资源及气候条件证明资料；
4、环保部门环境影响报告书；
5、建设用地规划许可证；
6、建设工程规划许可证；
7、土地使用证；
8.建筑工程使用许可证（注：4~8为新建项目时提供）。
三、签订文件
1、关键设备商与业主单位签订的中标协议、购销合同等文件。
2、光伏组件、控制器、逆变器、蓄电池和跟踪设备等关键设备的检测认证报告。
四、以上资料整理报省（直辖市）级发改委立项批复。由业主上报。
五、报省（直辖市）财政厅、科技厅、能源局盖章。
六、上报国家。
七、批复，施工建设
光伏电站审批整体流程
发电类项目属于核准制，比较繁琐。
业主首先编制项目申请报告（可行性研究报告一般针对备案类项目）报当地发改部门，发改部门会征询规划、土地、环保、电力、节能等部门的意见，其中主要支持文件为规划许可、土地出让/转让/租赁合同、环评批复、电网并网许可或复函、银行授信证明等。根据经验，电网的支持文件是最难获取的，需要与当地电力部门做更充分的沟通。项目申请报告和相关支持文件拿到后，可以做成报批版的项目申请报告，报当地发改部门审批。
这个过程中，与发改、电力、规划、土地、环保等部门的沟通是最重要的，部门与部门之间通常会扯皮，一方以另一方出具证明为先决条件，所以政府的协调市最关键的大中型光伏发电项目核准前后的申报流程:
一、项目前期部分：
1、项目核准所需支持性文件都有：可行性研究报告批复意见、开展项目前期工作的通知、土地初审文件、土地预审文件、环境评价批复文件、水土保持批复文件、项目贷款文件、系统接入文件。
2、以上支持性文件由以下单位发文 ：可行性研究报告和开展前期工作通知由省发改委发放，土地初审文件由项目所属当地国土部门发放，预审文件由省国土厅发放，环境评价批复文件由省环保厅发放，水土保持批复文件由省水利厅发放，项目贷款文件由项目所申请贷款的银行发放，系统接入文件由电网公司发放。
3、在申请土地预审时需要文件：土地初审文件、土地现状图、土地规划图、土地预审申请表、土地预审请示文件、土地影响规划报告。
4、申请土地预审时都有国土厅以下处室参与：规划处、耕保处、利用处、地籍处、执法大队。
5、当确定在一地区建设项目时，首先应注意以下问题：应注意项目所在地占有土地的性质，是否与当地土地规划部门所规划的建设项目用地冲突。应注意项目所在地附近是否有可靠电网接入点。
6、在申报项目建设用地时需提供以下文件：项目所在地压覆矿产评估报告、地质灾害评价书、项目所在地勘测定截图、土地复垦报告书。
7、怎样保证项目前期工作高效快速的进行：可同时进行多项批复文件的基础编制工作，如：同时委托多家单位做项目水土保持报告书、环境评价报告书、土地影响规划报告书、接入系统可行性报告等。在选择报告编制单位时应按照相关批文单位制定单位委托。
二、报表统计部分：
1、发电厂用电量、发电厂用电率、综合厂用电率的计算公式:：发电厂用电量=发电量-上网电量；
发电厂用电率=（发电量-上网电量）/发电量 综合厂用电率=（厂用电量+外购电+设备自耗电）/发电量
2、发电量、利用小时、平均设备容量之间的关系： 发电量=平均设备容量×利用小时数
3、发电量、上网电量、线损率之间的关系：：上网电量=发电量×（1-线损率）
4、构成项目总概算投资有以下几大部分：设备费、建筑费、安装费、其他费用。
6.广州光伏发电项目研究 篇六
一、中国太阳能发电市场背景
过去三年是中国太阳能光伏发电项目强势发展的三年，主要原因在于其自身作为可再生能源的天然优势：与传统的火力发电相比，太阳能发电利用的是清洁的太阳光能，对环境的影响几乎是零；与另一种可再生能源核电相比，其安全性优势明显；与水力发电和风力发电相比，又对地理环境的依赖程度更低。近年来，中央和地方均出台多轮促进太阳能发电项目开发建设的法规和政策，宏观层面有包括太阳能在内的可再生能源发电长期发展的战略规划，微观层面，则从项目审批、项目用地、电价补贴和税收优惠等各方面提供政策性支持，尽力创造有利的投资环境，鼓励境内外资本进入光伏产业。
我们认为上述鼓励政策已初见成效，这可以从两个方面直观感受到，一是中国太阳能发电市场在国际太阳能发电市场所占比重的变化，二是太阳能发电在全国电力工业装机容量占比及增速的变化。
首先是装机容量。2015年4月发布的《全球新能源发展报告2015》显示，2014年全球光伏市场新增装机容量达到47GW，其中中国新增装机容量位列全球第一，为13GW，占27.7%。截至2014年底，中国太阳能光伏装机总量超过30GW，成为世界第二大光伏应用大国。其次是多晶硅产能。多晶硅作为太阳能电池板的核心原材料，其制造业呈现明显的垄断格局，中国多晶硅产能占全球总产能的45%，与美国和欧洲的产能之和基本相当。最后是产业融资额度。在2014年度中国太阳能产业融资额为380.4亿美元，占全球融资总额的28.2%，位居全球首位。
在国内电力市场，太阳能发电项目在全国电力业务构成中的比重也持续增加，且增速大大超过其他类型发电项目。根据2015年1月国家能源局发布的2014年全国电力工业统计数据显示，并网太阳能发电增长率达67%，增速远超其他发电类型，具体见下表：
2014年全国电力工业统计数据（信息来自国家能源局）指标名称
全口径发电设备容量 水电 火电
计算单位 万千瓦 万千瓦 万千瓦
全年绝对量 136019 30183 91569
8.7 7.9 5.9
全年增长率（%）核电 并网风电
并网太阳能发电[1]
万千瓦 万千瓦 万千瓦
1988 9581 2652
36.1 25.6 67.0 太阳能发电项目在中国具有巨大的投资开发潜能，市场前景广大。对于有意向的投资者而言，首先需要了解中国在宏观层面上对太阳能发电市场的鼓励性政策。
二、光伏发电鼓励政策梳理
中国对太阳能发电项目投资开发所依据的主要法律是2009年修订的《可再生能源法》。该法明确规定，国家鼓励和支持可再生能源并网发电，并明确可再生能源包括太阳能。此后，国务院于2013年出台《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发[2013]24号）（以下简称“国务院24号文”），该文将太阳能光伏产业描述为“是全球能源科技和产业的重要发展方向，是具有巨大发展潜力的照样产业”，并将其定位为“中国具有国际竞争优势的战略性新兴产业”，从而明确了太阳能光伏产业在中国产业发展序列中的战略性地位。此外，国务院24号文还从市场开拓、产业结构调整、规范产业发展秩序、支持政策的出台等方面对太阳能光伏领域做了宏观层面的规划。值得注意的是，国务院24号文还强调除了推进太阳能光伏电站建设之外，还要大力开拓分布式光伏发电市场，提出了建设分布式发电示范区的规划[2]。2014年国务院办公厅印发的《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》，将“加快发展太阳能发电”列入未来五年的战略计划中，并提出到2020年光伏装机容量达1亿千瓦的目标。
紧随国务院24号文之后，国家能源局先后出台《光伏电站项目管理暂行办法》（国能新能[2013]329号）（以下简称“《项目管理办法》”）和《光伏发电运营监管暂行办法》（国能监管[2013]459号）（以下简称“《运营监管办法》”），前者专门对集中式太阳能光伏电站的规模管理、项目备案、电网接入做了具体规定；后者则强调太阳能发电项目（无论是集中式光伏电站还是分布式光伏发电[3]）作为电力业务的一种，其自身的运营要纳入到电力业务监管体系之中，予以规范。结合两办法的主要规定，我们可以总结出以下在投资开发太阳能光伏电站须注意的几个方面。
（一）规模指标管理
《项目管理办法》明确了中国太阳能光伏电站建设每年度是有规模控制的，即每一年度建设的装机容量不得超过当年所规划确定的指标额度。各省级地方政府要在此基础上出台本辖区的太阳能电站建设年度实施方案。具体规模指标出台办法是：国家能源局编制全国太阳能发电发展规划，确定全国光伏电站建设规模和各省年度开发规模。各省级能源主管部门根据本地区年度指导性规模指标，编制本地区年度实施方案建议，报国家能源局审定。各省级政府按照国家能源局下达的年度指导性规模指标，扣除上年度已办理手续但未投产结转项目的规模后，作为本地区年度新增备案项目的规模上限。年度实施方案的完成情况，是国家能源局确定下一年度该地区指导性规模指标的重要依据。
根据国家能源下发的《2015年光伏发电建设实施方案》，2015年全国新增光伏电站建设规模指标为17800MW。在各省级地方年度新增规模指标中，根据各地方太阳能资丰富程度而新增规模指标各有不同，其中新增额超过1000MW的省份有新疆（1300MW，若包含新疆生产建设兵团，则为1800MW）、河北（1200MW）、江苏、浙江、安徽、青海和宁夏（均为1000MW）。新增额最小的是海南和贵州，均只有200MW。
对投资者而言，应注意在投资国内太阳能电站时，上述规模管理制度对投资建设可能产生的两个影响：
第一，应关注所投资建设的省份每年新增指标是多少兆瓦，尤其是该省份上一年度已取得项目开发权但未建成投产项目所占今年新增指标的额度。拟投资的太阳能电站装机容量在当年度确定建设规模范围内时，才可能取得项目开发权，这对投资者而言实际上是一道隐形门槛，可能影响到投资者的投资战略和布局。
第二，应关注拟投资省份是否存在普遍的限电情况。《项目管理办法》明确了对已发生明显弃光限电问题且未能及时解决的地区，停止下达该地区年度新增指导性规模指标，对建设实施情况差的地区，相应核减下年度该地区指导性规模指标。如果拟投资地区在上一年度限电严重，很可能在下一年度新增规模指标被下调甚至取消，这会对投资者的投资计划造成严重影响。
（二）项目备案管理
《项目管理办法》确定了中国太阳能发电项目的许可制度采用备案制而非核准制，备案主管部门为省级能源主管部门。但是，根据我们以往的项目经验，部分省级地方政府已通过颁布地方规章或地方规范性文件的方式将该备案权限下放至市一级能源主管部门，如内蒙古自治区[4]。
除对太阳能发电项目采取备案制之外，国家能源局发布的《关于进一步加强光伏电站建设与运行管理工作的通知》（国能新能[2014]445号）（以下简称“光伏电站通知”）进一步要求各省级能源主管部门明确光伏电站项目备案条件及流程，并“尽可能减少项目备案前置条件”。根据以往项目经验，我们发现很多地方的项目备案文件的确不再要求取得环评批复、用地预审、规划选址、节能评估等前置性许可文件。但是，我们理解，此处的前置性文件提供义务的豁免仅限于地方能源主管部门项目备案这一环节，并不当然意味着投资者不需要向环境、国土、规划等主管部门申请获得相关许可。在进行具体项目投资开发之前，建议投资者就具体的备案文件提供要求向当地能源主管部门进行详细咨询。
对于非新建而是收购已建成投产或已拿到项目备案文件的太阳能电站项目，投资者须关注国家对投资主体变更时的管理要求。《光伏电站通知》明令禁止买卖项目备案文件及相关权益，已办理备案的项目如果投资主体发生重大变化，应当重新备案。《项目管理办法》也要求项目单位不得自行变更光伏电站备案文件的重要事项，包括项目投资主体、项目场址、建设规模等主要边界条件。针对实践中频繁出现的倒卖光伏电站备案文件的乱象，国家能源局于2014年底出台了专门规范性文件《关于规范光伏电站投资开发秩序的通知》（国能新能[2014]477号）（以下简称“《规范通知》”）。《规范通知》并未一刀切地规定只要涉及投资主体变更均须重新办理备案手续，而是将项目以“投产之日”为界限划分进而区别对待：如果电站已经投产，则投资主体变更无须重新办理备案；但若项目已取得备案文件但尚处于建设期而未投产的，则须向能源主管机关申请重新办理备案。
我们在项目实践中曾经遇到过两个问题：
一是部分省市的能源主管机关对项目投产之前对因投资主体变更申请重办备案的处理方式不同；二是其对“投产之日”的理解存在差异。第一种情形主要体现在有些能源主管机关并非重新出具备案文件，而代之以同意函的形式承认新投资者为项目投资主体，甚至存在答复称不需要重新办理备案或取得任何同意文件的情况。针对各地区具体操作方式的不同情况，建议投资者要求转让方事先获得当地能源主管部门的批准或明确答复。对于第二种情形，对投产之日的理解是电站已完成全部竣工验收之日，还是实际并网发电之日（即试运行开始之日）？抑或是试运行期满后的正式商业运营之日？根据从国家能源局获得的咨询答复，对此应理解为光伏电站开始实际并网发电之日。
（三）电网接入与运行管理
太阳能光伏电站建成后需接入国家或地方电网，远距离输送所发电力。因此，此类项目不仅要符合太阳能光伏产业政策，还要符合国家对电力行业的一般性监管要求，同时要注意对太阳能电站电网接入的一些特别规定。
1、并网验收及其他验收
包括太阳能发电项目在内的任何电站在实际并网前均须通过当地电网公司组织的并网验收以及其他各项验收，如环保验收等。通过并网验收不仅是电站具备实际并网发电能力的证明，同时并网验收文件也是申请办理电力业务许可证的必备申请文件之一。实践中并网验收文件主要包括建筑工程质量监督报告、电力质量监督报告、并网前安全性评价报告、并网前技术监督报告等，最终以电网公司出具的内部各业务部门审核通过的并网验收意见会签单的形式作为电站完成并通过并网验收的证明文件。
除此之外，太阳能电站还须通过环保部门的环保竣工验收、公安消防部门的消防验收、安监部门的水土保持验收等项目相关验收。在上述验收均通过之后，电站方可进入与电网公司签署配套协议和取得相关许可的阶段。
2、取得电力业务许可证与签订并网协议和购售电合同
“一证两合同”是适用于所有类型电站项目的一般性要求。《运营监管办法》明确规定太阳能发电项目应当遵守电力业务许可制度。《电力业务许可证管理规定》（以下简称“《电力许可证规定》”）也规定并网运行的电厂应当申请获得发电类电力业务许可证。对于太阳能电站而言，如未取得电力业务许可证就并网发电，则要面临没收违法发电所得且处以所得5倍以下罚款的处罚。根据《电力许可证规定》，申请电力业务许可证之前须取得项目备案文件、环评批复、发电设施具备发电能力的证明文件和竣工验收文件。需注意的是，根据国家能源局出台的政策，并非所有太阳能电站项目均须办理电力业务许可证[5]。分布式光伏发电项目和装机容量小于6MW的太阳能电站均免除该项要求，项目运营主体可直接与电网公司办理并网手续。
购售电合同与并网调度协议的签署是在取得电力业务许可证之前。实践中，为及时并网发电，新能源发电项目运营主体往往先申请电力业务预许可证，该预许可有效期限往往为一年。电站运营主体在取得预许可之后与当地电网公司签署并网协议和购售电合同，电站进入试运行阶段，在预许可过期之前申请办理正式的电力业务许可证。根据有关并网制度的法规，这两份合同是电站并网运行的前提条件[6]。
3、电站场内线路建设与升压站共用问题
《项目管理办法》明确了太阳能电站项目的场址内集电线路和升压站工程的投资建设由项目单位负责，送出线路的建设由电网公司负责。但在实践中，部分电站项目的送出线路也由项目单位负责建设。此时应注意虽然太阳能电站项目本身已由《项目管理办法》确定为备案制从而不属于政府核准项目的范围，但电站场址内的送出线路属于电网工程，根据国务院于2014年最新修订的《政府核准的投资项目目录》，电网工程属于政府核准的范围。据此，太阳能电站项目除了应具有项目备案文件之外，还应就场址内送出线路建设单独获得地方发改委的项目核准文件，这是投资者在并购尽职调查中应予以关注的问题之一。
一般而言，作为太阳能电站项目的关键设施之一，升压站应由项目单位自行建设并运营维护。但在以往项目经验中，也遇到过部分太阳能电站共用同一园区内其他在先建成投产电站的升压站，与对方签订升压站协议并按约定支付使用费。我们理解，《项目管理办法》并未明文禁止升压站必须由项目单位自行建设并使用，如果升压站设计容量足够，应可以与其它电站共用升压站，并约定具体使用方式和使用费的支付。
（四）税收方面优惠政策
国家对太阳能电站在税收方面的优惠政策主要体现在三个方面。
一是根据《企业所得税法实施条例》，电力项目属于国家重点扶持的公共基础设施项目，可享受“三免三减半”的税收优待，即在原有企业所得税税率基础上，电站投资经营所得自取得第一笔生产经营收入所述纳税年度起，第一年至第三年免征企业所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税。
二是中国西部地区是太阳能资源的富集地带，且太阳能发电属于国家鼓励类产业，因此在西部地区投资开发太阳能电站项目还可享受到按15%的税率征收企业所得税的优惠[7]。根据以往项目我们从当地税务机关获得的答复，该项税收优惠可以与“三免三减半”优惠政策叠加适用。
举例而言，一般企业所得税税率是25%，一个在西部省份建成投产的太阳能电站项目，自取得发电收益起的当年开始，前三年的实际税率是0%，自第四年开始，享受西部大开发优惠税率为15%，但在此基础上又根据“三免三减半”政策而减半，故实际税率是7.5%，税收优惠力度很大。
三是享受中央财政补贴的太阳能电站项目，对取得的补贴收入不属于增值税应税收入，不缴纳增值税。为鼓励太阳能发电产业发展，国家专门出台了补贴办法，这部分内容将在下篇着重阐述。
[1]需注意的是，这一数据还不包括自发自用的离网分布式光伏发电项目。[2]基于篇幅所限，本文主要探讨集中式光伏电站的相关法律问题。
[3]国家能源局并未对集中式光伏电站和分布式光伏发电给出定义，市场通常对二者的理解是：集中式光伏电站指充分利用广大未利用土地和相对稳定的太阳能资源构建大型光伏电站，接入高压输电系统供给远距离负荷；分布式光伏发电是指光伏组件主要基于建筑物表面，就近解决用户的用电问题，通过并网实现供电差额的补偿和外送。二者的主要区别：（1）装机容量以6MW为分界点，高于此标准就属于集中式。（2）集中式光伏电站必然并网，远距离送电；分布式光伏则可能离网，即自发自用，即使并网也是近距离送电至终端用户。
[4]根据《内蒙古自治区发展和改革委员会关于我区太阳能发电项目实行盟市备案管理的通知》，“自本文下发之日起，太阳能发电项目由盟市能源主管部门实行备案管理”。
[5]《国家能源局关于明确电力业务许可管理有关事项的通知》（国能资质[2014]151号）。
[6]根据《发电厂并网运行管理规定》第16条，并网发电厂与电网企业应及时签订并网调度协议和购售电合同，不得无协议并网运行。
[7]财政部、海关总署、国家税务总局《关于深入实施西部大开发战略有关税收政策问题的通知》（财税[2011]58号），自2011年1月1日至2020年12月31日，对设在西部地区的鼓励类产业企业减按15%的税率征收企业所得税。
三、太阳能电站项目电价及财政补贴制度
（一）光伏项目的电价构成简单来说，太阳能光伏电站项目的电价构成如下：
光伏上网电价=脱硫燃煤机组标杆上网电价+中央财政补贴额度
脱硫燃煤机组标杆上网电价（以下简称“燃煤标杆电价”）就是传统火力发电项目的上网价格，燃煤电站所发电力以该价格为基础结算，这也是所有能源类型的电站的基础上网电价。国家会对燃煤标杆电价适时调整。由于燃煤电站对环境污染巨大，国家不鼓励此类火力发电项目的建设，因此总的调价趋势是逐渐降低燃煤标杆电价。最近一次调价是2015年12月，国家发改委出台《关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格的通知》（发改价格[2015]3105号）（以下简称“3105号文”），对各省燃煤标杆电价均予以不同程度的调低。
中国对太阳能电站项目上网电价采取有区别的政府定价制度。国家发改委于2015年12月发布《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》（发改价格[2015]3044号）（以下简称“《价格通知》”）按照太阳能资源分布程度将全国分为三类资源区，对每个资源区采用不同的光伏电站标杆上网电价（以下简称“光伏电价”）。按照太阳能资源丰富程度从高到低（I类资源区到III类资源区），光伏电价从低到高定价（I类区0.8元/度，II类区0.88元/度，III类区0.98元/度），这种定价方式旨在促进光照资源相对并不丰富的地区也发展太阳能发电项目，如江苏、浙江等省份，虽然光照强度不及西北各省，但由于光伏电价很高，因而也存在很多太阳能发电项目。此外，在三类资源区之外，西藏自治区适用单独的光伏电价，为1.15元/度。
由于各省燃煤标杆电价不同，且由于在不同类资源区导致光伏电价也不同，故而两者之间的差额也就是国家对光伏项目实际补贴额度也会有所区别。比较北京市和江苏省举例说明：北京市的燃煤标杆电价是0.3515元/度，其被列为II类资源区，适用0.88元/度的光伏电价，因此国家对北京市光伏发电项目的实际补贴额度就是0.5285元/度；江苏省的燃煤标杆电价是0.3780元/度，其被列为III类资源区，适用0.98元/度的光伏电价，因此国家对江苏省光伏发电项目的实际补贴额度就是0.6020元/度。
另外需注意的是，很多省份对本省内光伏电站项目都已出台省级补贴政策，即在国家补贴额度基础之上，对国家确定的光伏电价再增加一部分地方补贴。以往项目中，我们遇到过项目获得的当地价格主管部门出具的电价批复文件载明的上网电价高于国家确定的当地光伏电价，其原因一般就是该省对光伏项目另有补贴。
（二）专项财政补贴的申请与发放
1．电价批复与专项财政补贴的关系
实践中除少数省份外，大部分省份的价格主管部门都会针对具体光伏电站项目出具电价批复文件（少数省份直接以《价格通知》为适用依据，不再单独出具电价批复文件，如西藏自治区），性质上属于行政许可，即允许发电企业与当地电网公司以批复价格结算并网发电电量。一般而言，电价批复确定的上网电价就是国家对该省的光伏电价（也有可能因有省级补贴而比光伏电价略高），即该批复价格已包含了国家对该省光伏项目的专项财政补贴额度，但这并不意味着该光伏电站实际就以所批复的光伏电价进行结算，实践中很多光伏电站仍以燃煤标杆电价结算，原因就在于国家对光伏发电项目补贴资金的发放和相关流程具有专门要求。因此，投资者在收购境内光伏电站项目时，即便看到项目已有有权价格主管部门出具的电价批复文件，但仍可能实际中该电站还是以燃煤标杆电价结算。
2．专项财政补贴政策
《价格通知》中确定了国家对光伏发电项目补贴政策的两个重要方面，一是补贴期限原则上为20年，二是在此期间国家会随着太阳能产业的发展，结合相关因素，会逐步调减光伏电价（实质上就是调减财政补贴额度）。这意味着从长远来看国家对太阳能发电产业的扶持力度会呈逐渐减小的趋势。目前以划分三类资源区确定光伏电价的政策实际上是经历了两次调减后的结果，此前国家最早对全国范围内的太阳能电站光伏电价是划分为1元/度和1.15元/度两档，要比现行光伏电价高。
（1）专项财政补贴发放要求和流程
国家对包括太阳能发电在内的可再生能源发电项目的专项补贴被称为可再
生能源电价附加补助资金（以下简称“光伏补贴”），该项资金来自可再生
能源发电项目的销售电量收入。换句话说，就是从下游终端用户处收取的 电费中拿出一部分用来补贴上游的可再生能源发电项目。财政部、国家发
改委、国家能源局针对光伏补贴的申报、审核与拨付出台了详细的规范性
文件《关于印发可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法的通知》（财
建[2012]102号）（以下简称“《补助办法》”），根据该文，对光伏补贴的申请、审批和发放流程如下：
（2）申请条件
主要有三个条件：一是必须是以可再生能源作为发电来源，太阳能电站自然属于该范畴；二是电站必须已拿到项目备案文件；三是必须已经从价格主管部门取得电价批复文件。
（3）提出申请
符合申请条件的太阳能发电项目单位，同时向省级财政、价格、能源主管部门按照《补助办法》规定的格式要求提出补助申请，由后者初审后联合上报财政部、国家发改委、国家能源局。
（4）审核申请
财政部、国家发改委、国家能源局对各省上报项目材料进行审核，对符合条件的项目，列入可再生能源电价附加资金补助目录（以下简称“《补贴目录》”）。
（5）补贴发放
光伏补贴原则上实行按季预拨、年终清算。各省级电网公司在每季度第三个月提交补助资金申请表至省级财政、价格、能源主管部门，后者报财政部、国家发改委、国家能源局。财政部根据申请情况，将光伏补贴拨付到省级财政部门，省级财政部门按国库管理制度有关规定及时拨付资金。省级电网公司拿到光伏补贴后，按光伏电价和实际上网电量，按月与太阳能电站结算电费。
从《补助办法》规定的光伏补贴审批流程可以看到，对一个太阳能电站项目是否给予光伏补贴的关键依据就是看其是否进入补贴目录。从《补助办法》的规定来看，补贴目录似乎应是一年一发布，但截至目前，财政部公布了五批补贴目录，最近一次公布是在2014年9月，再前一次公布是2013年2月，而第六批补贴目录截至本文出具之日仍尚未公布。由此可见补贴目录并非是在每年度的固定时间发布，这就为太阳能电站及时享受光伏补贴带来了不确定性。
此外，即使最终进入了《补贴目录》，也不能确保太阳能电站按月拿到光伏补贴。仔细研读《补贴目录》对补贴资金拨付环节的行文，会发现其对财政部拨付光伏补贴到省级财政部门的具体时间未做要求，同时省级财政部门对电网公司的拨付也仅是要“及时”而已，并未规定明确时间节点。这就给光伏补贴的实际到位带来了很大的不确定性。而实践中也确实如此。网络公开信息显示，截至2015年上半年，光伏补贴拖欠时间已长达两年多之久，部分光伏电站补贴拖欠时间更是长达3年。补贴拖欠总金额高达约人民币200亿元[1]。这导致原本就融资困难的许多太阳能电站项目都面临资金链紧张甚至濒临断裂的局面。
四、太阳能电站项目土地使用常见问题
太阳能项目作为国家扶持的能源类基础设施项目，其项目用地首先要符合国家土地使用权管理的相关法律法规。总体而言，现有的三种土地使用权获取方式（有偿出让、无偿划拨、租赁）均可适用于太阳能电站项目。国家也未禁止项目以农用地转为建设用地的形式占用农用地，但更鼓励占用未利用地。针对太阳能电站项目自身的开发特点，我们认为太阳能发电项目在某些用地方面具有特殊性。
根据有关土地管理的相关法规，无论是国家所有或集体所有的农用地，如建设项目需要占用的，均须将农用地按照法定程序和要求转为建设用地后，方能予以开发利用。换言之，不得以租赁农用地的形式改变其用途用于开发建设项目。国家在这方面即使对太阳能电站这类新能源项目也并未有任何放开。国土资源部联合其他五个部委于2015年发布的《关于支持新产业新业态发展促进大众创业万众创新用地的意见》（国土资规[2015]5号）（以下简称“《创新用地意见》”）再次明确“对建设占用农用地的，所有用地部分均应按建设用地管理”。
但在以往几年的太阳能发电项目开发浪潮中，出现了一种特别的太阳能发电类型，即光农互补项目，如渔光互补、光伏农业大棚等。此类项目在用地上的特别之处在于，除项目永久性用地是建设用地以外，太阳能电池板矩阵架设在农田、草场、鱼塘或温室大棚之上，如此一来太阳能发电项目实际并不占用农用地，也不会改变该地块原有的农业用途。在前述情形下，太阳能电站是否还属于“占用”了农用地？是否还必须按照土地管理法规的要求将农用地转为建设用地并支付土地使用金后才能进行开发建设？在未有明确法规或政策出台之前，实践当中各地此类太阳能发电项目均是以租赁农用地的形式获得土地使用权。
《创新用地意见》并未回答上述问题，仅明确太阳能项目在使用未利用地时，“对不占压土地、不改变地表形态的用地部分，可按原地类认定，不改变土地用途，在年度土地变更调查时作出标注，用地允许以租赁方式取得”。从行文来看，该内容适用范围应仅限于未利用地，对农用地并不适用。综上，我们认为，即便光农互补的太阳能发电项目并未实质占用农用地地表，但至少占用了农用地地表之上的上层空间，对此是否认定为“占用农用地”是值得商榷的，实践中该等项目在合规性上存在一定瑕疵。
此外，投资者应注意如太阳能电站项目占用农用地中的耕地，根据《耕地占用税暂行条例》，须按照当地人均占有耕地面积缴纳每平方米5元至50元不等的耕地占用税。如占用基本农田，则在当地适用税额的基础上再提高50%。
五、投资者应关注问题总结
基于本文上述对太阳能电站项目的现行政策的梳理，并结合目前太阳能光伏行业发展现状，对于投资境内太阳能发电项目，我们总结了几点对投资者而言应当重点关注并谨慎评估的事项，以供投资决策参考。
第一，投资具体省份和地区时，应关注该省投资规模指标是否充足。这主要从三个层面考察：第一个层面是看国家对该省下发的当年度规模指标总量，这是最直观的体现；第二个层面是了解该省去年已立项但尚未建成项目的规模，这部分是要从该省当年规模指标中予以扣除的，这是对拟投资规模的隐形限制；第三个层面，了解该省在下一年度被调减规模指标的可能性。这主要是依据该省已有项目建设完工情况和该省限电是否普遍来考察。
第二，部分地区限电严重，影响电站开发投资价值。由于国家财政补贴等支持性政策的出台，过去几年太阳能发电站装机容量增速和总规模均呈几何级数增长。截至2016年1月，光伏装机总容量规模均已成为全世界第一[2]。但是，随着行业的发展却出现了电站限电严重甚至部分电站自试运行之后在商业运行期长期关闸停运的现象。据网上公开资料显示，2015年上半年，全国光伏发电弃光限电量约18亿千瓦时，弃光率为10%，其中尤以甘肃、新疆两地最为严重。甘肃省弃光率高达31%，新疆地区为26%，而在2015年12月的统计中，两地单月弃光率更是分别高达39%和59%。[3]
根据我们在项目中了解到的情况，造成限电现象如此严重的原因主要有两个。一是区域性产能过剩。中国西北地区属于太阳能的富集地区，非常适合开发建设光伏发电项目，但是由于当地工业发展和经济生活水平所限，没有东部地区那样大量的用电需求，电站所发电力就地消纳的能力有限。同时，跨省输送电力需要建设特高压电网，技术和资金要求很高，而目前中国电力外输通道建设跟不上，因而出现所谓的“窝电”问题。二是光伏上网电价高于传统燃煤电站，导致电网公司收购太阳能电站所发电力的成本要远高于燃煤电站。在电量消纳有限的情况下，电网公司更倾向于对太阳能电站予以限电，这实质上是新能源与传统能源发电的利益之争[4]。
第三，融资难度较大，主要原因是无法保证项目具有长期稳定的现金流。中国太阳能发电项目普遍存在融资困难的情况，该类电站项目的购售电合同大多为一年一签，这意味着项目的长期稳定发电收益无法通过合同约定予以保证，故银行发放贷款时审查通过难度较高。尽管在鼓励太阳能发电的政策性文件中多次提出以项目发电收益权作为质押实现融资，但实践中银行对以短期购售电合同下的发电收益作担保的贷款持谨慎态度。另外，虽然在2015年国内发行了首单光伏发电收益资产证券化项目，引发对太阳能发电资产证券化这一新融资模式的关注，但同样由于上述限电、补贴拖欠和短期购电合同等原因，导致以太阳能电站收益作为基础资产不够稳定、可靠，对此类融资方式今后能否普遍适用于光伏行业，尚待进一步观察。
7.太阳能发电项目光伏系统的布置 篇七
某工程装机容量为10MWp, 光伏发电系统由10个1MWp光伏并网发电单元组成, 年发电量1587.9k Wh, 按火电每度电消耗380g标准煤计算, 可节约标准煤0.72×104t/a。
2 太阳能电池阵列的安装形式
2.1 安装形式
在光伏发电系统的设计中, 光伏组件方阵的安装形式对系统接收到的太阳总辐射量有很大的影响, 从而影响到光伏供电系统的发电能力。光伏组件的安装方式有固定安装式和自动跟踪式两种型式。自动跟踪系统包括单轴跟踪系统和双轴跟踪系统。单轴跟踪[东西方位角跟踪和极轴跟踪]系统以固定的倾角从东往西跟踪太阳的轨迹, 双轴跟踪系统[全跟踪]可以随着太阳轨迹的季节性位置的变换而改变方位角和倾角。
对于自动跟踪式系统, 其倾斜面能最大程度地接收太阳辐射量, 有利于增加发电量。经初步计算, 若采用水平单轴跟踪方式, 系统理论发电量可提高15%~20%, 若采用极轴跟踪方式, 系统理论发电量可提高25%~30%, 若采用双轴跟踪方式, 系统理论发电量可提高30%~35%。然而系统实际工作效率往往小于理论值, 其原因有很多, 例如:太阳能电池板间的相互投射阴影, 跟踪支架运行难于同步等。
固定式和跟踪式安装方式的比较:
(1) 自动跟踪式系统自动化程度高, 但其缺乏在场址区特殊气候环境下实际应用的可靠性验证。在沙尘天气时, 其传动部件会发生沙尘颗粒侵入, 增加故障率, 加大维护成本。
(2) 自动跟踪式系统逆变器多采用并联分散式布置, 虽提高一个发电单元的运行可靠性, 但不便于集中控制, 且相对固定式安装逆变器投资加大。
(3) 自动跟踪式系统装置复杂, 国内成熟的、在多风沙地区验证过的产品很少, 并且其初始成本较固定式安装高很多。固定支架造价1Wp约1.5~2元, 跟踪系统造价1Wp在3元以上。
经比较, 采用跟踪运行方式占地相对较大, 后期运行及维护费用较固定方式高。采用跟踪系统产生的额外发电量的效益, 无法抵消安装跟踪装置所需要的综合成本, 因此该工程光伏组件方阵采用固定式安装。
2.2 太阳能电池阵列的最佳倾角
电池阵列的安装倾角对光伏发电系统的效率影响较大, 对于固定式电池列阵, 最佳倾角即光伏发电系统全年发电量最大时的倾角。计算倾斜面上的太阳辐射量, 通常采用Klein计算方法。利用RETScreen软件, 根据所选NASA近22年的太阳辐射资料, 计算不同角度倾斜面上各月日平均太阳辐射量, 对数据分析后作出曲线图, 如图1所示。
从图1可以看出各月太阳辐射变化趋势, 当电池组件倾角为39°时, 全年日平均太阳总辐射量和年理论发电量均为最大, 并满足灰尘雨雪滑落要求及倾斜支架较好稳定性的角度范围要求, 因此确定该工程电池方阵的最佳固定倾角为39°。
2.3 太阳能电池阵列的方位角
在北半球, 太阳电池组件朝向正南 (即方阵垂直面与正南的夹角为0°) , 太阳电池组件的发电量为最大, 因此该项目光伏阵列方位角设置为0°。
3 太阳能电池阵列排列布置方案
3.1 并网光伏发电系统分层结构
(1) 太阳能电池组串:输出电压在逆变器允许工作电压范围之内的太阳能电池组件串联的最小单元称为太阳电池组串。
(2) 太阳能电池组串单元:布置在一个固定支架上的所有太阳能电池组串形成一个太阳能电池组串单元。
(3) 阵列逆变器组:若干个太阳能电池组串单元与一台并网逆变器联合构成一个阵列逆变器组。
(4) 太阳能电池子方阵:一个或若干个阵列逆变器组组合形成一个太阳能电池子方阵。
(5) 太阳能电池阵列:一个或若干个太阳能电池子方阵组合形成一个太阳能电池阵列。
3.2 系统方案
该工程建设规模为10MWp, 推荐采用分块发电、集中并网方案。电池组件采用230Wp多晶硅电池组件, 均采用为39° (最佳倾角) 固定安装在支架上。
光伏电场太阳能电池阵列由10个1MWp多晶硅子方阵组成, 每个子方阵均由若干路太阳能电池组串并联而成。每个1MWp太阳能电池子方阵由太阳能电池组串、汇流设备、逆变设备及升压设备构成。
3.3 太阳能电池阵列子方阵布置
3.3.1 布置原则
(1) 太阳能电池组件串联形成的组串, 其输出电压的变化范围必须在逆变器正常工作的允许输入电压范围内。
(2) 每个逆变器直流输入侧连接的太阳能电池组件的总功率应大于该逆变器的额定输入功率, 且不应超过逆变器的最大允许输入功率。
(3) 太阳能电池组件串联后, 其最高输出电压不允许超过太阳电池组件自身最高允许系统电压。
(4) 各太阳能电池板至逆变器的直流部分电缆通路应尽可能短, 以减少直流损耗。
3.3.2 太阳能电池组件的串、并联方案
太阳能电池组件串联的数量由逆变器的最高输入电压和最低工作电压以及太阳能电池组件允许的最大系统电压所确定。太阳能电池组串的并联数量由逆变器的额定容量确定。
该工程所选500k W逆变器的最高允许输入电压Vdcmax为880V, 输入电压MPPT工作范围为450~820V。230Wp多晶硅太阳能电池组件的开路电压Voc为37V, 最佳工作点电压Vmp为29.5V, 开路电压温度系数为-0.37%/K。以最不利的辐射强度和组件温度为校核条件, 经计算, 当采用20组串联时, 多晶硅太阳能电池组串的开路电压大于逆变器的初始工作电压450V, 逆变器可以启动;以最有利的辐射强度和组件温度为校核条件, 经计算, 当采用20组串联时, 多晶硅太阳能电池组串的开路电压小于逆变器直流侧的最高工作电压880VDC, 逆变器可以正常工作。因此, 最终确定多晶硅太阳能电池组件的串联组数为N=20。
按上述最佳太阳能电池组件串联数计算, 则每一路多晶硅组件串联的额定功率容量=230Wp×20=4600Wp。对应于所选500k W逆变器的额定功率, 至少需要并联的路数N=500/4.6=108.7路。考虑逆变器效率及系统损失后, 最终确定每个500k W逆变器所配多晶硅太阳能电池组串并联路数为109。
3.3.3 太阳能电池组串单元的排列方式
在充分考虑接线难易、线缆用量以及施工复杂程度的基础上, 该项目确定多晶硅太阳能电池组件排列方式为:将2组多晶硅太阳能电池组串 (每串20块, 每块竖向放置) 排成2行20列, 1MWp子方阵至少需要109个太阳能电池组串单元。
3.3.4 太阳能电池阵列行间距
太阳能方阵必须考虑前、后排的阴影遮挡问题, 并通过计算确定方阵间的距离或太阳能电池方阵与建筑物的距离。一般的确定原则是:冬至日当天早晨9:00~下午3:00的时间段内, 太阳能电池方阵不应被遮挡。计算公式:
式中, D为遮挡物与阵列的间距, m;H为遮挡物与可能被遮挡组件底边的高度差, m;Φ为当地纬度, deg;A为太阳方位角, deg;δ为太阳赤纬角, deg;h为时角, deg。
经计算, 该工程多晶硅太阳能电池组串单元最小间距为2.6m。由于地形坡度的影响, 每个太阳能电池组串之间留出0.5m的空间, 既可作为纵向交通使用, 又可使两个太阳能电池组串单元之间相互不产生影响。
3.3.5 逆变器室布置
逆变器室设计位于太阳能电池子方阵的中心, 每座逆变器室内装设2台500k Wp逆变器。
3.4 太阳能电池阵列汇流箱设置
根据太阳能电池方阵布置, 该工程1MWp太阳能电池子方阵有218路太阳能电池组串, 需设置汇流箱54个。光伏电场共需汇流箱540个。
汇流箱的特点:同时可接入4路或5路输入, 每回路设10A熔断器保护, 熔断器的耐压值为1000V;每回路均可承受900V DC电压;每回路均设有二极管防反流保护功能;配有光伏专用高压防雷器, 正负极都具备防雷功能。
3.5 太阳能电池阵列总布局
该工程共10个1MWp多晶硅太阳能电池子方阵, 太阳能电池组件总数量为43600块, 光伏阵列总容量=43600×230=10028k Wp, 整个光伏电场共设10座逆变器室, 共装设20台500k Wp逆变器。光伏电场电池阵列由10个1MWp太阳能电池子方阵构成;每个太阳能电池子方阵由2个500k Wp阵列逆变器组构成;每个阵列逆变器组由54个或55个太阳能电池组串单元 (109路太阳能电池组串) 并联而成;每路组串由20块230Wp多晶硅太阳能电池组件串联而成。太阳能电池组串按单元输入防雷汇流箱, 经埋地电缆接入直流配电柜, 然后经光伏并网逆变器和交流防雷配电柜接入升压变及配电装置, 最后经升压站再次升压后送至当地电网。
4 结语
该工程建成运行后, 对当地水环境、大气环境影响很小, 对声环境和生态环境等的影响均可通过采取相应环保措施降到最低限度。项目的实施对当地经济发展具有较大的促进作用。
参考文献
[1]赵东.中国太阳能长期变化及计算方法研究[D].南京:南京信息工程大学, 2009
[2]徐蕾, 王秀荣, 黄立新, 等.我国太阳能光伏产业发展动力机制研究[J].科技进步与对策, 2010, (22)
8.光伏发电并网运行应用的研究 篇八
太阳能发电是传统发电形式的补充形式，但是，太阳能发电其优势要远远超出传统发电，太阳能属于可再生能源，清洁无污染，在保护自然环境、维护生态平衡中发挥着至关重要的作用。我国目前正在加大对光伏发电并网运行的支持力度。众所周知，光伏发电，可以灵活选择功率，维护工作也非常简单，拆卸也更加方便，光伏发电系统的应用领域不断得到拓展。我们当前需要的是正视光伏发电并网运行应用中存在的问题，并且及时改善和优化控制策略，全面提升光伏发电并网运行的稳定性。以下是我结合自己的工作实践，提出自己的几点拙见。
关于光伏发电并网运行的分析
光伏发电得以并网运行，是需要必要条件的，那就是必须要保证逆变器所输出的电流相位、频率和整个电网电压的相位、频率是有着高度的一致性的。在现阶段的光伏发电系统中，并网形式主要有两种：一是分散式的光伏发电并网运行形式，二是集中式的光伏发电并网运行形式。我将就集中式的光伏发电并网运行形式进行深入的分析：
之所以单独提出集中式的光伏发电并网运行形式，其原因就在于这种并网形式有着一个非常重要的优势，它能够直接将电能传送到大电网当中，而且还可以根据大电网的调度来传输和使用电能。大电网和集中式光伏发电，二者之间是单向的电能传输，其原理是将逆变器380v交流电连接到升压之前的母线之上，在此基础上升压入电网，这样整个系统的升压比为0.4/10.5kv，集中式光伏发电并网运行系统的应用范围是比较大或者大型的电站并网上面。
光伏发电并网运行系统的发电量
电池的安装方向。通常情况下，电池的朝向不同，发电量也会存在着不同，我建议，将光伏电池安装在向南倾斜纬度角的位置上面，其他位置的发电量都会存在着不同程度的减少。
电池升温。经过科学的研究表明，光伏电池一般由晶体硅构成，以27度为基础，每上升1度，功率就会损失5%左右，所以，我们必须要将光伏电池的通风问题考虑到位，切忌因为温度的问题而降低了光伏电池的发电功率。
辐射量。众所周知，太阳光子的分布是存在着非常大的不确定型的，这就会产生一个非常严重的现象，那就是在不同的时间段，光伏发电系统当中的光伏电池组所接受的太阳辐射是不同的，这对于我们的工作来说是一个非常大的阻碍因素，我们必须要严格根据光伏电池组的倾斜角度，再配合气象台提供的水平面上的辐射量来进行科学的估算，但是，其精准性还是难以得到有效的把控。
光伏发电并网运行在实际的应用过程中出现的问题分析
谐波。光伏发电的并网逆变器在电能的转化过程中会产生非常大量的谐波，这就要求我们在其技术的实际应用过程中必须要进行科学合理的监测，这样做的目的在于此系统在运行过程中能够控制好畸变率，在光伏发电并网运行的过程中，一旦将直流电并入到电网，可能其产生的畸变率还处于国家电网标准中所规定的允许范围，但是，我们需要注意的是电压在变入电流时会因为接入点的原因而产生非常多的谐波，渐渐地，畸变率越来越高，最终超出电网标准规定中的上限，因此，我们在使用该项技术时必须要做好监测工作。
电压波動。我们都知道，光照强度是影响光伏发电系统的输出功率的重要因素，不同季节、不同天气下光照强度是完全不同的，因此，必然会产生光伏发电输出功率不稳定的现象。在我国电网的相关技术原则中，有着非常明确的规定，一定要充分考虑清楚从电网中瞬间脱离会对系统电压产生什么样的影响，这必然会直接影响到光伏发电并网运行系统的使用周期、安全性能以及稳定性能。
影响到电网的控制。光伏电网有着非常显著的不稳定性，在配电网中接入光伏发电系统之后，电网中的电源点数必然会增加很多，但是这些电源点并不是均匀分布其中的，相反，它们会非常分散地分布其中，这就会大大增加协调和控制电源的难度，一些常规的电压和无功补偿方式很难再适用其中，所以，当光伏发电系统大规模地进入到配电网之后，对于配电网的整体控制能力来说会是一个非常大威胁因素。
如何全面提升光伏发电并网运行的发电效率
首先，纵观我国目前的发展情况，在我国太阳比较充足的城市和地区，太阳能光伏发电已经得到了非常广泛的引用，但是，对于我国而言，太阳能光伏发电项目还属于一个新兴产业，这也就意味着我们必须要为此投入更多的时间、精力、财力和人力，专门去研究关于太阳能电池板的新材料，借助太阳能电池板来推动光伏发电效率的提升。
然后，在投入资源的基础上，我们还需要继续加大太阳能电池板本身阵列的优化研究力度，从太阳能电池板本身着手来提高太阳能光伏发电系统的发电效率。
最后，我们必须要高度重视起此项目的重要价值和意义，加大推广力度，更加积极地投入到光伏发电并网运行技术的研究工作当中，为我国光伏发电事业贡献自己的一份力量。
9.分布式光伏发电项目施工组织方案 篇九
分布式光伏发电项目
施工组织方案
编制：付文双
审核：陈江
批准：付文勇
承包公司：上海宽塔太阳能科技有限公司
2021年 4 月
目 录
1.1项目地介绍 |
2.1 施工组织方案 |
2.1.1 |
2.1.2 |
2.1.3 |
2.1.4 |
2.1.5 |
2.1.6 |
2.2 |
2.2.1 |
2.2.2 |
2.2.3 劳动力组织安排 |
2.3 |
3.1 |
3.1.1 临时施工总平面布置图详见附表。 |
3.1.2 |
3.1.3 |
3.1.4临时设施 |
3.2 |
3.2.1 |
3.2.2 |
3.2.3 |
4.1 安装细部处理 |
4.1.1支架、组件安装 |
4.2设备和系统调试 |
4.2.1 规范 |
4.2.2 系统调试前准备工作 |
4.2.3 调试人员和调试工具配置 |
4.2.4 安全要求 |
4.2.5 并网调试流程图 |
4.2.6 调试作业步骤 |
4.2.7 系统整体联调 |
4.2.8 环境保护内容及方法 |
4.3 |
4.3.1 |
4.3.2 |
4.3.3 |
4.3.4 |
5.1 |
5.1.1 施工进度计划 |
5.1.2 |
5.1.3技术措施 |
5.1.4管理措施 |
6.1 |
6.1.1 |
6.1.2 |
6.2 |
6.2.1 工程质量保证体系 |
6.22 |
6.3.1 |
6.3.2 |
6.3.3 |
7.1 |
7.1.1 |
7.1.2 |
7.2安全管理体系建立与安全生产责任制 |
7.2.1 |
7.2.2 |
1： |
2： |
第一章工程概况
工程名称：江苏联博精密科技有限公司656.64Kwp分布式光伏发电项目
工程地点：江苏省镇江市句容下蜀临港工业园
工程内容：分布式光伏电站施工
计划开工日： 2021年 5月10 日
计划完工日： 2021年 6月 9 日
总日历工期： 30天
项目概况：在江苏联博精密科技有限公司3#钢结构厂房屋顶建造656.64Kwp分布式光伏电站，厂房屋顶为彩钢瓦屋顶，利用夹具固定支架，在支架上铺装光伏组件，直流电经直流线到逆变器后逆变成交流电后再经交流电缆到配电房的并网柜汇总后分2个并网点并入国家电网，实现并网发电。
第二章施工准备
2.1 施工组织方案
2.1.1 组建高效精干的项目管理机构
1）针对本工程特点和施工条件，为确保施工质量、工期、安全、职业健康、环保等目标的实现，在工程现场组建职责分明，运转高效的项目经理部，实行公司领导下的项目经理负责制，按照项目法及合同要求指挥生产，确保按期、优质完成本合同工程。
2）项目部由人组成领导班子，其中项目经理人、技术负责人人、安全员人、质量员人、施工负责人人。其中项目经理在公司总经理的领导下，负责该项目的全面工作，对项目各方面的重大事项作出决策及负责按照合同组织施工；施工经理配合项目经理开展项目管理工作，在项目经理不在时全面负责项目施工生产；施工经理有权调配各种施工资源，指挥现场施工队伍，组织施工计划的制定及其实施，组织现场文明施工和安全生产。技术负责人全面负责施工技术及技术管理工作，领导组织施工组织设计的编制和现场质量计划的制定及实施，负责监督现场各项质量管理活动，检查质量保证体系的运行情况及效果，发现严重违反操作规程现象将影响工程质量时，有权停止其施工，有权对质量事故的责任者提出处理意见。
2.1.2配备技术过硬、操作熟练的施工队伍
根据本合同段工程特点，从全公司范围内抽调技术过硬、操作娴熟、配合默契的有丰富同类工程施工经验的施工队伍。
根据本工程情况，项目部拟配置支支架及组件安装施工队、支电气安装施及系统检测调试施工队。
高峰期各班组施工人员配备累计人以上。
2.1.3 任务分工及管段划分
根据本工程分布情况及专业特性，拟采用分片施工、集中调配、平行流水作业。协调管理。
2.1.4 调集性能好、效率高的先进施工及检测设备
为优质按期完成本合同段工程施工，拟配备先进、性能优良的施工机械设备及检测仪器投入施工。
2.1.5 周密规划临时工程及辅助设施
针对企业的特殊性，各项临时工程必须做到规范化、标准化，提高工效和创造文明施工环境以保障企业能够正常安全运营。
进场道路：利用企业规定路线运输各项材料及设备，遵循业主的要求，做好交通安全防范工作，运输完成后进行道路清扫，不影响和妨碍企业内的正常运营。
施工车辆在进入企业内前，提前与保安协商沟通。进入施工区的车辆必须严格按照企业内的行车规定进行驾驶，控制行驶车速、压缩作业区域、按企业内规定行车路线行车，非施工车辆禁止驶入厂区内，服从企业内相关人员的统一管理。同时将运输作业，吊装作业等大型机械作业选择在企业员工上班期间，人员流动相对较少的时段进行，做好安全防护措施。
2.1.6 推行项目经理责任制，按项目法管理
全面推行质量管理，按ISO9001质量体系模式保证对施工质量和工程质量进行全面控制。
2.2设备、人员动员周期和设备、人员、材料运到现场的方法
2.2.1 人员动员周期
首先由项目经理召集各部门和施工班组长进行管理层施工动员，其次由各部门和施工班组长对其管辖范围内管理人员、专业施工人员进行施工动员。动员的主要内容是：介绍本项目施工的基本情况和建设意义；阐述本工程的施工特点、施工方法和注意事项；强化对工期、质量、安全、环保和成本意识的教育；明确本工程整体创优规划及本工程的创优目标、体系和措施。
经过以上逐级动员工作，做到：施工动员普及率98％以上；全体施工人员了解工程基本情况，清楚施工特点及注意事项，明确施工方法及创优目标，做到心中有数；提高思想觉悟，强化质量意识，振奋精神，以饱满的热情、高昂的斗志投入施工，高起点、高标准、高质量，以实际行动按期、优质、安全的完成任务。
施工动员后，将组织人员、设备一次性进驻现场。先办理工作面交接手续、进行全线精测，组织材料设备进场。保证按要求准时开工。
2.2.2设备、人员、材料运到施工现场的方法
设备、人员、材料运到现场的方法主要为汽车运输到现场。
2.2.3 劳动力组织安排
江苏联博精密科技有限公司656.64kWp分布式光伏发电项目施工场地根据施工进度计划现拟计划安排施工人员人，分别从事测量定位放线、材料运输、支架组件安装、电气安装等工作。
根据总施工进度计划，可同时开工所有拟建的屋面，并采用平行和流水作业共进的方法，拟计划后备余名施工作业人员。
根据每座厂房施工作业人员的多少和作业范围，配备合理的施工技术人员、安全员等，确保施工质量和安全。
序号 | 作业类别 | 施工内容 | 施工人数 | 施工机具 | 备注 |
安装 | 测量放线 | 经纬仪、卷尺 | |||
夹具导轨安装 | 扳手 | ||||
组件安装 | 扳手 | 吊车 | |||
防雷接地 | 电焊机 |
2.3 施工技术准备
1、在收到设计文件及设计方案进行现场技术交底后，由项目部测量组对合同段现场平面布置进行复测。
2、针对江苏联博精密科技有限公司656.64kWp分布式光伏发电项目企业内屋面施工的特殊性，应对设计图纸进行严格把关控制。请各方代表参与图纸会审工作，对于不符合企业内建设、生产的施工项目进行协商合理解决。
3、对设计资料进行仔细的复核，包括平、立面图、单项工程设计、各部结构尺寸、各种设施的位置关系等有无相互矛盾或错误，工程数量有无漏列、有无错误，对复核资料要完善签发制度。
4、根据设计资料复查现场，核实各种设施位置是否合理。
5、严格按照现有施工依据、规范监督、指导施工。
6、施工前，组织技术人员和现场管理人员编制实施性施工组织方案，报企业方代表批准；进行详细的施工技术交底；并对施工组织技术措施、施工重点、难点技术攻关计划、施工过程中有关检查与验收、采用规范与各种图纸及各项技术管理细则都要作详细的书面交底与部署。
7、做好试验准备。开工前，试验人员提前就位，并安装、调试好所有检测设备、仪表仪器，提前做好项目用料、建材、机电的检测工作。
第三章施工现场总体布置
3.1 临时工程
3.1.1 临时施工总平面布置图详见附表。
根据现场施工需要制定施工作业面划分申请，报企业方审批同意后进行施工。
3.1.2现场办公及仓储
根据现场实际情况以及工程项目因素，在 3# 厂房西侧进行物资临时储存时，要合理布局，并保证不影响周边环境和企业正常运营。
3.1.3进场道路
利用企业内规定的道路运输设备和材料，遵循企业方的要求，做好交通安全防范工作，并设置必要的交通标志、安全设施，专人管理。运输完成后对道路进行清扫工作。
严格遵循企业内的道路行车规定要求，企业内卸货、吊装等不违 江苏联博精密科技有限公司 正常的运营，并做好相应的安全防范措施（如：现场吊装配备专职安全员，拉围警戒标志、彩带等）。
一切厂区内的施工活动严格按照企业方提供的施工时间节点要求进行施工，避开厂区员工进出高峰期进行货物运输、吊装等活动，不得影企业内的车辆出入和人员工作。
3.1.4临时设施
1.供电
施工现场临时取电用电需参照《施工现场临时用电安全技术规范》(JGJ46-2005)、《建设工程施工现场供电安全规程》(GB50194-93)、《漏电电流动作保护器》(GB6829-86)、《安全电压》(GB3805-83)等标准规范施工，施工现场的总配电箱和开关箱应至少设置两级漏电保护器，而且两级漏电保护器的额定漏电动作电流和额定漏电动作时间应合理配合，使之具有分级保护的功能。
2.供水
施工现场的临时用水根据现场情况，由于安装区域均为企业厂房内部。须经企业相关部门批准，方可现场临时取水用水。
3.垃圾处理
施工现场垃圾主要为：包装箱纸皮、木托，废旧材料，混凝土废料渣等。混凝土废料渣采用每次浇筑完毕后及时组织人员、劳动车进行清理运出施工厂区，最终拉运至附近的垃圾清理站。包装箱纸皮、木托等废旧材料具有可回收利用性，每日施工结束后即组织人员对现场的垃圾进行收集并转运至业主制定区域，做到工完料清。
3.2项目部驻地建设
3.2.1 办公室、住房及生活区3.2.2工地材料室
1、施工及周围材料按施工进度计划分批进场，并依据材料性能堆放，表示清楚，做到分规格码放整齐，稳固，做到一头齐、一条线。
2、施工现场材料保管，将依据材料的性质采取必要的防雨、防潮、防晒、防火、防爆、放损坏等措施
3、贵重物品及时入库，专库专管，加设明显标志，并建立严格领退料手续。
4、施工现场临时存放的施工材料，须经有关部门批准，材料码放整齐，不得妨碍交通和影响庄容。
3.2.3 工地资料室1、建立工程资料管理的各种记录。（施工记录；自检记录；隐蔽工程验收记录；基础、结构验收记录；设备安装工程记录；施工组织设计；技术交底；工程质量检验评定；图纸会审和变更洽商记录；竣工验收资料；竣工图）2、文件的接收与发放：对接受的文件识别其有效性，并对其进行分类编号、登记、存档、保管。
3、电子文档的控制管理对接收及上报的电子文件及时整理、归档。
第四章施工方案及重点（难点）、关键工程的技术措施
4.1 安装细部处理
4.1.1支架、组件安装
1.屋顶采用夹具导轨形式安装组件，满足强度和刚度要求。
2.每个相邻组件连接插件绑扎在导轨上，避免被雨水浸湿。
3.屋面桥架尽量利用导轨小段来支托，避免屋面钻孔。
4.光伏支架安装施工工艺
（1）支架全部采用6063-T6，严格按照规范要求进行组装，现场管理人员认真检查水泥基础、立柱等安装情况，确保安装牢固，安装不合格的及时进行整改。
（2）导轨安装时，要纵横水平，不得出现波浪现象。导轨安装后通过调节导轨连接件的螺丝孔间距来保障组件的倾斜角度。
（3）组件安装后，逐排进行检查，对线性不顺、不符合规范的进行整改。
5.组件串线
（1）通过块组件串联成一个回路接入逆变器。
（2）一个组串回路中，组件之间采用组件自带光伏线公母插头对接进行连接。
（3）组件间距大，接头够不到时需接一根光伏专用线缆连接，光伏线采用2*（PV-F-1kv-1*4mm²）。
（4）每个回路接入逆变器后应进行电压测试，测试值应满足设计要求，对不符合要求的应进行检查整改。
4.1.2桥架、线缆敷设
1.光伏屋面组串到逆变器采用光伏专用电缆2*（PV-F-1kv-1*4mm²），逆变器到交流并网柜、交流汇流箱的电气线缆采用ZR-YJV-1KV阻燃型铜芯交联聚乙烯绝缘电缆。
2.桥架采用镀锌材质或铝型材，做接地处理。
3.施工准备
(1)敷设电缆的通道无堵塞。
(2)电缆桥架、电缆托盘、电缆支架及电缆管道已安装完毕，并验收合格。
(3)电缆敷设前进行绝缘测定。
(4)电缆型号规格及长度与设计资料核对无误。
(5)电缆测试完毕，电缆端部应用橡皮包布密封后再用胶布包好。
4.电缆头的制作安装
接线端子均采用紧压铜端子，端子需与电缆线芯截面相匹配，铜端子的压接采用手动式液压压接钳，采用冷缩头、冷缩管作为电缆头绝缘保护。电缆终端制作好，与配电柜连接前要进行绝缘测试。以确认绝缘强度符合要求。同时电缆要作好回路标志和相色标志。电缆的裁剪长度要合适，保证电缆与高压柜母线及接线端子连接后不产生过大的机械应力。
5.电缆标识
沿电缆桥架敷设的电缆在其两端应挂标志牌。标志牌规格应该一致，并有防腐性能，挂设应牢固。标志牌上应注明电缆的编号、规格、型号及起始位置。
6.应注意的质量问题
A、电缆敷设应注意的质量问题：
1．沿桥架敷设电缆时，应防止电缆排列不整齐，交叉严重。电缆施工前须将电缆事先排列好，划出排列图表，按图表进行施工。电缆敷设时，应敷设一根整理一根，卡固一根。
2．沿桥架或托盘敷设的电缆应防止弯曲半径不够。在桥架或托盘施工时，施工人员应考虑满足该桥架或托盘上敷设的最大截面电缆的弯曲半径要求。
3．防止电缆标志牌挂装不整齐或有遗漏，应由专人复查。
B、电缆头制作安装应注意的质量问题：
1．电缆头制作，从剥切到封闭的全部工序应连续一次制作完成，以免受潮。
2．电缆头制作时，应严格遵守制作工艺规程。
3．剥切电缆时不得伤害线芯绝缘。包缠绝缘层时应注意清洁，以防止污物与潮气侵入绝缘层。绝缘纸(带)的搭接应均匀，层间应无空隙及褶皱。
4.1.4设备安装
1.工艺流程：设备基础施工-基础顶面尺寸复核-超水平-就位。
2.设备就位可采用吊装或拖运的方式，吊运设备的钢丝绳必须拴在设备的专用吊钩环上。设备就位时，各附件按制造厂说明书的要求进行安装，箱体就位方向和边界尺寸应与图纸相符。
4.2设备和系统调试
4.2.1 规范
《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 GB50150-2006
《变电站运行导则》 DL/T969
《光伏电站接入电网技术规定》 Q/GDW 617-2011
《光伏系统功率调节器效率测量程序》 GB 20514
《光伏系统并网技术要求》 GB／T 19939－2005
《光伏(PV)系统电网接口特性》 GB／T 20046－2006
《晶体硅光伏（PV）方阵IV特性的现场测量》IEC 61829
《光伏发电施工组织设计规范》GB/T50795-2012
《光伏发电工程验收规范》GB/T50796-2012
《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GB50168-2006
《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB50169—2006
《工程测量规范》GB50026-2007
《建设工程项目管理规范》GB/T 50326-2017
《施工现场临时用电安全技术规范》JGJ46-2005
《建筑结构荷载规范》GB50009-2012
《建筑工程施工质量验收统一标准》GB50300-2013
《建筑施工安全检查评定标准》JGJ59-2011
《建筑机械使用安全技术规程》JGJ33-2012
《建筑施工高处作业安全技术规范》JGJ80-2016
《屋面工程技术规范》GB50245-2012
光伏电站项目的具体图纸设计资料（由设计院或组件设计部设计人员提供）；
设备厂家提供的技术资料及出厂检验报告。
4.2.2 系统调试前准备工作
系统调试前应有调试方案，内容包括目的要求，时间进度计划，调试项目，程序和采取的方法等；按调试方案，备好仪表和工具及调试记录表格。
熟悉系统的全部设计资料，计算的状态参数，领会设计意图，掌握光伏组件，逆变器，光伏系统工作原理。
系统调试前进行系统检查，其中包括：接地电阻值的检测、线路绝缘电阻的检测、控制柜的性能测试、光伏方阵输出电压的检测、控制器调试。
光伏调试之前，先应对逆变器，并网柜试运行，设备完好符合设计要求后，方可进行调试工作。
安装、接线完成后进行检查以及设备检查完好，确认无误，方可进行分项调试。
各分项调试完成后，可进行系统调试，联动调试，试运行。
4.2.3 调试人员和调试工具配置
表4.2.3-1 低压侧并网调试人员配置表
序号 | 姓名 | 职务 | 人数 | 备注 |
陈江 | 技术员 | |||
孙柏松 | 记录协调员 | |||
设备厂家人员 | ||||
注： 1.技术员必须是经过国家安全生产相关培训，持有《电工上岗证》的人员； 2.所有参与人员必须熟悉该项目具体的设计和施工情况； 3.为保证调试工作的顺利进行，可以根据实际情况及时增减调试人员。 |
表4.2.3-2 主要仪表及机具
名称 | 规格 | 数量 |
数字万用表 | ||
钳形电流表 | ||
红外测试仪 | ||
便携式I-V曲线测试仪 | ||
兆欧表（绝缘电阻测试仪） | ||
接地电阻测试仪 | ||
对讲机 | ||
工具箱 | ||
绝缘防护服、绝缘鞋、防护手套 | ||
注：为保证调试工作的顺利进行，工器具的配置数量可以根据实际情况及时增减。 此部分设备由发包人提供，调试后可转生产维护使用。 |
4.2.4 安全要求
1、参与调试的技术人员需持有特种作业人员操作证（电工），具备从事电气设备安装、维修等工作的相关资质证书等。
2、所有相关调试人员必须服从总负责人的统一安排，统一管理。
3、所有参加调试人员都必须经过安全技术培训。
4、调试过程中，相关操作人员必须作好安全防范措施，必须穿戴好绝缘防护物品。
5、在调试过程中，必须在不少于两个人的情况下进行操作调试，其中一人操作调试，一人监护。
6、在调试过程中，调试人员应严格按照每道工序的调试步骤进行操作，上道工序调试合格后，才能进入下道工序，严禁违章操作。
7、正确使用仪器仪表，防止短路现象的发生。
8、电气设备的额定工作电压必须与电源电压等级相符，电气设备的操作顺序必须按规范要求进行，保证电气操作安全。
9、电气装置遇到跳闸时，不得强行合闸，以免烧坏电气设备。应查明其原因，排除故障后方可再合闸。
10、严禁带电作业或采用预约送电时间的方式进行电气调整或检修；调整、检修前必须先切断电源，在电源开关上挂“禁止合闸”，有人工作”，“在此工作”，“禁止分闸”的警告牌。警告牌的挂、取应由专人负责。
11、禁止带电直接插拔直流侧光伏电缆的接插头，插拔接插头一定要提前断开汇流箱的断路器。
12、调试过程中，非工作人员不允许进入光伏系统带电区域。
13、设备的柜门或箱体门要方便开关和上锁，保证操作人员的人身安全。
4.2.6 调试作业步骤
1、组件调试
光伏组件需要组件厂家在出厂前对每块组件进行以下测试，1.组件外观，2.组件EL测试，3.组件IV测试，以上3条必须满足我司对光伏组件的的要求。组件厂家应提供组件有效的型式试验报告；出厂前检验生产记录和检验报告，将作为竣工报告的一部分，由PMC工程管理人会同组件生产商提供。
2、汇流箱调试
光伏组件串的电压、电流测试应在日照光强大于400W/m2条件下进行，如不符合测试条件，不能进行测试，但应记录未测方阵位置，待符合测试条件时及时补测。
汇流箱调试步骤如下：
（1）检查汇流箱的外观、电缆的标识等，并和图纸进行校对，发现问题要及时更正；检查汇流箱说明书、图纸等资料是否齐全，箱门内侧是否张贴原理图说明。
（2）用兆欧表（或绝缘电阻测试仪）测量汇流箱的绝缘电阻，并记录；用接地电阻测试仪测量汇流箱的接地电阻，并记录。
（3）测试完毕后，合上所有开关。
（正常：进行下一步操作；
不正常：排除故障正常后进行下一步操作（故障的排除参见供应商设备维护手册及供应商技术人员）；
3、逆变器调试
不同项目中使用的逆变器厂家、型号均不同，具体调试过程中要根据厂家提供的《逆变器调试方案》进行调试，此处不再进行具体说明。所有的调试过程都要进行详细的调试记录。
5、交流配电柜调试
交流配电柜的调试步骤如下：
（1）检查配电柜的外观、电缆的标识等，并和图纸进行校对，发现问题要及时更正；检查配电柜说明书、图纸等资料是否齐全，柜门内侧是否张贴原理图说明。
（2）用兆欧表（或绝缘电阻测试仪）测量绝缘电阻，并记录；
用接地电阻测试仪测量接地电阻，并记录。
（3）断开交流配电柜中的所有进出线断路器。
（4）在出线断路器的上口，测量电网侧电压和频率，并记录。
（5）检查配电柜自带的电压表显示是否和测量值一致，若不一致应检查电表，排除故障。
（6）配电柜调试完毕，做好调试记录。
4.2.7 系统整体联调
设备分组调试结束后，项目组及相关厂家进行一次技术沟通会议，确定各设备组是否调试合格，调试过程中出现的问题是否已经解决，安全隐患是否已经消除。在各分项调试合格的基础上进行整体调试。
1、整体联调准备
各设备分组调试完毕，调试过程和结果符合相关标准及设计要求；
清理设备现场，保证现场清洁，且无易燃、易爆等物品；
设备房应保持通风正常；
检查设备的各种电气开关、按钮操作灵活情况，符合规范要求。
2、通信网络检测
（1）检测逆变器到计算机间的RS485/232通信线是否通信正常；
（2）检查光伏系统监测软件是否已经安装，是否可在计算机上正常启动使用；
（3）检查计算机间的通信联接是否正常。
4.2.8 环境保护内容及方法
内容：有效地保护施工生产作业、办公环境，维护员工和相关环境周围人员的健康，把施工生产和办公产生的污染物控制在最低限度以符合国家相关法律法规的要求
方法：按《环境保护管理规定》（QG/SBC AB 150-2010/D）等执行
4.3物料的运输
4.3.1组件水平运输
因组件为易碎品极易被破坏，划出施工作业占用区域后，组件运输到施工现场，把组件存放在划出的占用区域。储存运输过程利用叉车分箱进行叉运，规范摆放，层高不高于出厂设计要求，组件堆放地设置隔离带，防止其他单位机械设备不慎碰到导致损坏。吊卸到屋面以后，采用人工搬运运输到位。
4.3.2组件垂直运输
组件垂直运输采用叉车、吊车、液压车配合作业。
1、吊装前，积极协调相关单位，找出合适的吊装场地，制定专项施工方案报业主审批，专人监护，做好安全防护措施。
2、利用叉车将组件安全叉送到吊车作业范围内，将2根吊带平行放置在组件托盘下部，使吊带安全牢固捆住组件并挂在吊钩上，吊钩应缓慢垂直上升到一定高度后方可水平移动，防止组件悬空摇摆撞击周边建筑物。
3、吊装作业具有特种作业资格证，并报业主审批合格后准予操作。
4、组件运至屋面后，利用人力单块运输到每个作业部位进行安装，做到立即分散，及时安装。
4.3.3 吊装施工工艺
1、吊车的选择
根据现场情况，原地面距离屋面檐口的垂直高度约为14m左右，同时勘察施工现场考虑起重机的起重能力、现场道路安全及经济效益等各方面因素，结合现场物件重量。拟定选用25t汽车吊一台。
2、施工管理体系的部署
现场吊装采用三级管理模式：如下图：
吊装总指挥
现场安全员
吊装组长
安装班组
吊装总指挥：负责总体协调和吊装安全。
现场安全员：主要负责现场吊装范围安全，并疏散作业范围内的人员。
吊装组长：主要负责吊装指挥及协调。
安装班组：负责屋面设备及自身安全。
3、吊装准备工作
汽车吊开至现场前，应将已选择的位置清理操作半径内的障碍物，以免发生不必要的安全事故。并将吊装操作半径外10m范围用警戒线，完全封闭，杜绝任何人进入其操作区域内。
4、吊装
吊装前应选择和查看尼龙吊带是否可承受构件，是否完好无损。施工现场吊装构件应为 “C”型钢，每米约2kg，吊装前应先试吊，并少吊，根据长度采用两头同时起吊，避免倾斜，防止构件在高空脱落，厂房区域内屋面高约m，必须有专人在屋面沿口隔离带内利用对讲机有效快速的将情况反馈给起重操作人员，同时最有效的调整起吊方式。
5、吊装太阳能光伏组件措施
吊装前应准备无破损并满足吊装荷载的吊带，太阳能光伏组件塑性较差，在吊装过程中必须确保无挤压，确保每块太阳能光伏板的完整。
4.3.4安全技术措施
1、吊装前，编制吊装专项施工方案报业主代表审批。做好安全教育及安全技术交底工作，做好吊带、起重机的检查，发现问题及时解决。
2、吊装作业区域内非操作人员严禁入内，柱子及屋架的吊装应在试吊无误后进行，吊装时设专人指挥。
3、施工人员应遵守安全技术操作规程，严禁违章作业和野蛮施工，严格执行“十不吊”。
4、所有计量工具应检测合格，测量时尽量减少误差，做好必要的复测。
5、特殊工种人员必须持证上岗，严禁顶岗和无证操作。
6、施工人员正确使用劳动保护用品，进入现场戴安全帽，2米以上高空系挂安全带，穿绝缘鞋，屋架吊装前在安全架上绑好安全绳，安装时高空作业人员必须佩带安全带，确保安全。
7、吊车支腿工作时，勘察地理强度，仔细调整吊车液压支腿，确保吊车的稳定性，避免支腿下沉而失稳。
第五章工期保证措施
5.1 工期保证措施
5.1.1 施工进度计划
为保证有限公司kWp分布式光伏发电项目按时完成，结合我司以往施工经验，编制适合本工程的施工进度计划表，总进度计划表见附件。
施工阶段：（流水作业和平行作业交叉进行）
（1）前期工作：屋面测量放样。根据设计图纸，对各厂房屋面进行测量放样工作，确定支架系统安装位置并保证安装规范性。
（2）屋面安装：根据测量放样确定的交叉点位置进行夹具导轨安装，待下部系统安装完毕并经检查合格后再进行组件的铺设工作。
（3）电气安装：屋面汇流箱接线、屋面电缆引下、电缆桥架安装、电缆敷设或直埋、配电房（并网点）室内设备安装。
（4）通电调试：安装结束后，应对各配电房和并网点进行通电调试试运行工作。组织专业电气调试单位，根据设计和相关规范要求进行调试，调试报告上报业主审核。
（5）竣工验收：公司项目部首先提交项目竣工报告，申请验收。施工现场做好一切验收准备工作，建设单位、以及相关主管单位进行检查验收。
工程工期：
（1）由于屋面并网电站建设项目自身的特殊性，考虑劳动力资源配备合理有效，拟组织 1个安装班组人同时施工，对屋面进行定位放线、夹具安装、支架安装、组件安装及组件串线等。拟计划2021年5月10日开工，2021年6月9日完工。
（2）土建方面：组织人的施工队伍对电缆沟、接地等进行施工。拟计划2021年5月10日开工，2021年6月9日完工。
5.1.2组织措施
（1）超前准备
提前做好思想准备、组织准备、技术准备和物质准备。我单位认真落实项目班子和主要管理人员以及由各类工种组成的基本队伍；对于重点和难点工程，有足够的技术储备；对拟投入的主要机械设备进行保养维修；测量、项目前站人员作好出发准备。保证在最短时间内进场开展工作，确保进场快、安点快和开工快，抓住有利施工环境，为施工创造良好开端。
（2）组建一支精干高效的项目班子
选派经验丰富、事业心强的管理技术干部担任本项目的项目经理；选派长期在各个项目指挥岗位、具有丰富生产及组织指挥有经验的人员担任项目各主要部门负责人和项目经理部班子成员；挑选具有长期类似工程施工操作经验、具有较强的技术素质和专业技能的青壮年技工担任现场主要工序操作手和技术骨干；安排年富力强有较强管理能力的技术人员组成一线管理队伍，配备足够的业务尖子担任技术主管、质监、安检、测量、机电、试验工程师和各项业务主管，确保项目顺利实施。
（3）组织得力的后勤保障机构
单位将组建得力的后勤保障机构，按计划组织物资、材料、设备、配件的订货采购供应，计划好供应周期和采购运输方案，不允许出现停工待料；提高设备的完好率、利用率和施工机械化作业程度，保证施工顺利进行。
（4）推行工期目标责任制
推行工期目标责任制，并将工期目标作为考核项目领导班子的重要指标，将工期目标分解到班组和个人，并将其与职工的经济利益挂钩。公司将严格工期目标的计划、检查、考核和奖惩制度，开展日碰头、周检查、月调整的工作制度，对落后工序就地组织攻关，制定措施，赶上计划；对难点工序有预案，必要时调整资源配置加大技术攻关力度，使局部调整不影响总工期，确保工期目标落到实处。
（5）服从大局，听从业主统一指挥
服从公司的统一指挥，严格执行工期计划，积极做好外部关系协调，合理解决场地利用、运输道路等问题，求得相互配合与支持。
5.1.3技术措施
（1）确立合理的分阶段工期目标，分阶段进行工期控制
对重点控制工程，要仔细分析，确立合理的分阶段工期目标，采取有力措施，分阶段进行工期控制，实现分阶段工期目标，从而保证总工期目标实现。
（2）对施工进度实行动态管理，安排好分段平行流水作业，组织均衡生产和稳产高产
根据施工要求，编好实施性施工组织方案，不断优化施工方案和网络计划，重点做好进度和资源的优化，设置重点部位和关键工序的控制点，压缩非关键线路时差和资源，紧紧抓住关键路线各道工序和重难点攻关，确保关键路线的施工进度。
（3）强化计划管理，加强协调指挥
根据实施性施工组织设计的总体安排和网络计划进度，编制、季度和月度生产作业计划。月度作业计划要落实到班组，要以周、月计划的实现保证季度计划的实现。施工组织计划要结合现场实际和季节性因素，既要满负荷工作，又要留有余地，确保计划的严肃性、可靠性。加强施工指挥调度与全面协调工作，及时解决问题，提高工作效率。
（4）抓好安全、质量，加快施工进度
妥善处理安全、质量和进度的关系，认真抓好安全质量工作，确保不出任何安全质量事故，加快施工进度。
（5）深化施工内容
在项目经理的领导下，项目技术人员对安装的各个专业进行深化设计，尤其是同一区域的各种电缆管线深化为同一张施工图，便于安装施工的协调，使我们的施工作品更好地体现设计师的意图。在保证工期的基础上建成精品工程。
第六章质量保证体系
6.1 质量方针与质量目标
6.1.1 质量方针
科学管理，精心施工，优质高效，争创精品工程。
6.1.2质量目标
以业主为关注焦点，以增强业主满意为目的，把本工程建设成为优良工程。确保工程一次性合格率100%，工程优良率 100%。
6.2质量管理体系的建立与运行
6.2.1 工程质量保证体系
本工程执行的工程质量保证体系是依据ISO90012000标准的质量保证模式，以我单位的《施工规范》、《验收标准》、《工程制度》以及《锦浪验收标准》为基础，结合本工程实际而编制的，是指导项目部实施质量管理和质量保证的纲领性文件和行为准则，项目部全体人员都必须认真贯彻、执行。
6.2.2质量体系的结构
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、质量直接责任人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。
2.职责和权限
A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，经上级领导批准后报监理工程师批准。
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程质量负直接责任。
(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，组织编制作业指导书，制定各工序质量控制保证措施，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。
质量员
(1)在项目总工授权范围内行使职权,管理和协调质检部与施工队的关系,保证“质量优先”原则的实现。
(2)负责质量检验、试验、评定等业务工作。
(3)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)有权对质量保证措施进行考核。
(5)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。
(6)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。
(7)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
(8)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。
6.2.3质量内部监督保证体
1、质量控制程序
见图表6.1。
2、质量自检控制程序
项目施工质量自检控制是工程质量控制的第一关，我部专门成立了质量自检小组（见图表6.2），并建立了以项目经理为首的三级自检机构，即施工队、班组自检，现场工程师、质检工程师检查验收，检测合格后经项目技术负责人、项目经理审核后，报业主代表。以试验检测为主要技术手段，对工程质量进行严格把关。
3、质量内部监督保证体系
（1）对该工程项目实行ISO9001：2000质量认证体系进行管理，建立健全本项目质量管理体系，确保工程质量。
（2）认真贯彻公司质量方针，提高全员素质，增强质量意识，调动员工的积极性，人人做好本职工作，积极开展争创优质工程活动，以确保实现本工程质量目标。
（3）建立以项目经理为工程质量第一责任人的管理组织机构和以项目技术负责人负责的质检、试验、测量三位一体的质量监督保证体系，严格控制施工过程质量，确保工程质量。同时为质检、试验、测量体系配备职业道德良好、工作态度认真、责任心强和技术水平高的工程技术人员。从人员素质上确保工程质量监控。
（4）质量检查组织机构采用定期和不定期相结合的工作方式开展工程质量检查工作。项目经理部质量检查组织机构每月组织一次质量大检查和评比工作，作业班组实行上、下工序交接检查制度，对主要项目、关键工序实行跟踪检查，做到预防为主，把质量隐患消灭在萌芽状态。
（5）质量监督保证体系
a、质检体系：项目经理部设技术负责人、质量安全科。作业班组设质检员。实行分级质量管理，每道工序都必须经过班组质检员自检，班组之间质检员互检，质检科质检工程师联检。在自检、互检、联检基础上，项目经理检查、验收签认后，方可进行下道工序施工。为质检员、质检工程师配备与其职责匹配的质检仪器、设备工具和书籍，为其履行质检职责提供充分的条件。
b、检测体系：进场原材料、构配件、设备器材等都必须携带厂家出具的产品质量检测报告、合格证及其主要技术指标文件。经送检检测合格，并取得业主代表鉴证批准后，方可进场使用，同时严格执行试验规程，现场按照业主代表的要求进行送检取样，确保每道工序开工前有标准试验，施工有试验检查，完工有真实、准确、完整的试验数据，以充分反映结构内部质量状况，并将相关资料整理报业主代表。
图标6.1 质量控制程序框图
图表6.2 质量自检控制程序框图
6.3 质量控制与保证
6.3.1 质量控制遵循原则
1、坚持“质量第一”。
2、以人为核心，即以工作质量来保证工序质量、促进工程质量。
3、以预防为主。加强对质量的事前、事中控制，以及对工作质量、工序质量和中间产品质量的检查。
4、坚持质量标准，严格检查，一切用数据说话。
5、贯彻科学、公正、守法的职业规范。
6.3.2质量控制措施
本项目质量准备从事前控制、过程控制和事后控制三个阶段（亦分别称为初步控制、生产控制、合格控制）着手进行。
1、事前质量控制即在正式施工前进行的质量控制，其控制重点是做好施工准备工作，且施工准备工作要贯穿施工全过程中。影响施工项目质量的因素主要有五大方面：人、材料、机械、方法、环境和测量，即所谓4M1E1D。事前对五个方面的因素严加控制，是保证施工项目质量的关键。
2、过程质量控制是指施工过程中的质量控制，其策略是：全面控制施工过程，重点控制施工序质量。具体措施有：
——工序交接有检查；——隐蔽工程有验收；
——质量预控有对策；——计量器具校正有复校；
——施工项目有方案；——设计变更有手续；
——技术措施有交底；——配置材料有试验；
——图纸会审有记录；——质量事故处理有复查。
行使质控有否决（如发现异常、隐蔽工程未经验收、质量问题未处理、擅自变更设计图纸、擅自代换使用不合格材料、未经资质审查的操作人员无证上岗等，均应予以否决）。
质量文件有档案（凡与质量有关的技术文件，如水准点、坐标位置，测量放线记录，沉降、变形观测记录，图纸会审记录，材料合格证明、试验报告；技术交底记录，各种施工原始记录、隐蔽工程记录，设计变更记录，竣工图表等都要编目建档）。
3、事后质量控制是指在完成施工过程形成产品后的质量控制。其具体工作内容有：准备竣工验收资料，组织自检和初步验收；按规定的质量评定标准和方法，对完成的分项、分部工程和单位工程进行质量评定；组织竣工验收。
6.3.3 质量保证措施
1、以业主为关注焦点，以增强业主满意为目的，精心策划，优质服务，确保本项目质量目标实现。
2、实行全体员工岗位责任制，明确每个员工在的责任、权力和利益，重奖优质、严惩劣质，确保每个员工的工作质量，以此来保证工程质量。
3、严格控制施工过程质量工作，确保工程质量。组织有关人员认真学习，会审设计图纸、文件，充分理解设计意图，严格按设计操作规程和业主或业主代表具体要求组织施工。做到各分项工程开工前有详细的施工方案、方法和技术交底，按照施工工艺和施工操作规程进行施工操作，技术质量指标有图纸、规范、指标文件和业主、业主代表的具体要求，施工过程中有完整的检查鉴证表格、施工日记及工程月报，确保控制每一道工序施工过程质量及原材料质量控制来保证项目工程质量。
4、加强职业技术培训和技术考核工作，做到关键技术工种必须持证上岗，并选派经验丰富、能力强、技术水平高的技师担任班组长，作业队长。
5、结合工程实际积极开展技术、质量攻关活动，推进技术进步，用新的施工技术、新的施工工艺、新的施工方法、新设备、新材料确保工程质量优良。
6、与业主代表密切合作，整体施工全过程必须在业主代表监督、检查、指导、鉴证认可下进行，坚决做到按图纸、技术规范和业主代表正确要求组织施工。
7、雨季、汛期、高温及寒冷等特殊环境下，加强与气象部门之间的联系，视天气、气候变化组织施工并采取必备措施确保特殊环境下施工质量。
8、实行质量一票否决制。
9、产品的标识和可追溯性
A、标识的范围
(1)材料、设备
(2)业主要求进行验证的产品和设计有要求的产品
(3)在施工过程中容易出现质量通病的产品
(4)有追溯要求的产品
(5)法律现有规定的产品，如易燃、易爆物品。
B、工程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，以质量评定表、隐蔽工程验收记录、试验记录、质量检查记录、施工日志等作为施工过程产品标识。
C、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。
第七章安全保证体系
7.1 安全方针与安全目标
7.1.1 安全方针
安全第一，预防为主，以“安全责任重于泰山”的使命感，杜绝违章指挥、违章作业和违反劳动纪律行为的发生，最大限度地消除事故隐患，预防和避免各类事故的发生。
7.1.2安全目标
以安全教育、安全检查为手段，以保护劳动者在施工过程中的安全与健康为目的，强化安全生产意识，落实安全管理责任制。
生产安全目标”100“是指:以每位员工做到“100”确保生产安全。
按照安全责任者与安全员配置到位率、安全责任者与安全管理者持证率、员工三级安全教育率、安全生产规程生效率、已辨识的重大危险源知晓率及特种工种持证上岗率等“六个100%”的安全目标，确保本合同段工程施工零事故。
7.2安全管理体系建立与安全生产责任制
7.2.1 安全管理机构
1、项目经理部建立健全安全生产管理体系。项目经理作为安全生产第一责任人必须在日常工作中重视安全管理工作。经理部配备专职安全员1人，各施工班组兼职安全员至少1人。成立安全生产领导小组，项目经理担任组长，项目副经理、安全质量部部长为副组长，各部室、班组负责人及专、兼职安全员为成员。工程部负责安全生产日常指导检查工作，办公室负责安全生产日常教育宣传工作，专职安全员负责全工地日常安全检查管理工作，兼职安全员协助班组长做好本班组的各项安全管理活动。
2、安全管理体系框图
图表7.1 安全管理体系框图
3、建立安全例会制度，制定安全防范及紧急救援预案。项目部分管安全的负责人、安全科长、专职安全员参加公司每月安全生产例会，汇报本项目部本月安全生产情况，吸取兄弟单位安全生产管理的经验和教训，接受上级领导关于安全生产的指导精神。在项目部每月生产调度会上把安全工作作为重要的议事日程，总结经验，找出差距，奖励先进，鞭策后进。每周召开一次安全生产例会，认真总结上周安全生产情况，排除安全生产隐患，布置下周安全生产重点工作。利用班前会、班后会检查施工现场安全防范措施，提醒工人加强安全生产防范措施，杜绝违章、违纪现象。
4、建立安全生产责任制，签订安全生产责任状，建立安全奖罚制度。项目部制定安全生产责任制，明确各科室、班组、个人在安全生产管理中的位置、责任、权利；与各施工队（班组）签订安全生产责任状，对违章指挥、违章操作引起任何安全隐患、事故，给予严惩；发现安全隐患及时报告、及时排除、敢于同违章指挥作斗争、及时举报违章指挥、违章操作以及安全生产工作抓出成绩的部门、班组、个人每月一次给予重奖。
5、加大安全投入，配备足够的安全防护用品和消防、抗洪、保卫器材，使全体职工在安全稳定的工作环境中安全地进行施工生产。
6、建立健全安全技术交底制度和安全事故分析处理制度。分部分项工程和重要工序开工前要做好安全技术交底工作，做好交底记录。项目部组织相关人员认真分析已发生的安全事故（隐患），并做到“四不放过”，即：1）事故原因未查清不放过；2）事故责任人未受到处理不放过；3）事故责任人和周围群众没有受到教育不放过；4）事故制订切实可行的整改措施没有落实不放过。
7、电气施工作业具有很大的危险性，需有专业人员操作，禁止无证上岗。在箱变、逆变器室和并网点内做柜体接线及柜体带电运行调试时应做好带电体防触电警示告牌，非相关人员不得进入施工现场。
8、进场作业人员必须正确佩戴安全帽，电气操作人员应配备相应防触电工具，如绝缘手套、绝缘鞋、电笔等。
7.2.2安全生产责任制
A、项目部各级人员岗位职责
1、项目经理：
（1）对本工程项目的安全负全面领导责任。
（2）在项目施工生产全过程中，认真贯彻落实安全生产方针、政策、法规和各项规章制度，结合项目特点，提出有针对性的安全管理要求，严格执行安全考核指标和安全生产奖惩办法。
（3）认真落实施工组织设计中安全技术管理的各项措施，严格执行安全技术措施审批制度，施工项目安全交底制度和设施、设备交接验收使用制度。
（4）领导组织安全生产检查，定期研究分析承包项目施工中存在的不安全问题，并加以落实解决。
（5）发生事故保护好现场，及时上报，并认真处理，吸取教训。
2、分管项目负责人：
（1）分管安全工作的项目负责人对本工程项目的安全生产负责。
（2）全面负责项目部安全管理运作和安全过程控制工作。
（3）每天按项目部现场防护标准亲临现场巡查工地，发现问题通过整改指令书向专职安全员、科室负责人或工长交待。
（4）定期组织召开工地的安全工作会议，当进度与安全发生矛盾时，必须服从安全。
（5）经常组织各种安全生产教育，支持和配合安全员的各项工作。
（6）有权拒绝上级不科学、不安全、不卫生的生产指令。
3、专职安全员：
（1）对本项目工程施工安全具体工作负责。
（2）熟悉安全生产有关管理规定和安全技术操作规程。
（3）积极贯彻和宣传上级及本项目的各项安全规章制度，并监督检查执行情况。
（4）对制定安全工作计划，进行方针目标管理，建立健全安全保证体系。
（5）对广大职工进行安全教育，对特殊工种进行培训、考核，并签发合格证。
（6）参加组织设计、施工方案的会审，参加生产例会，掌握信息，预测事故发生的可能性。
（7）深入基层分析研究动态，提出改正意见，制止违章作业。
（8）及时填报安全报表，协助教育有关人员办理安全合格证并跟踪管理。
（9）参加伤亡事故调查，进行伤亡事故统计和分析，对事故责任者提出处理意见。
（10）鉴定专控劳动保护用品，并监督其符合要求。
4、部门负责人（含工长、施工员）：
（1）认真执行上级有关安全生产规定，对所管辖部门、班组的安全生产负直接领导责任。
（2）认真执行安全技术措施，针对生产任务特点，向所管辖部门班组进行详细安全交底，并对安全要求随时检查落实情况。
（3）随时检查施工现场内的各项防护设施、设备的完好和使用情况，发现问题及时处理，不违章指挥。
（4）组织领导部门、班组学习安全技术操作规程，开展安全教育活动，指导并检查职工正确使用个人防护用品。
（5）发生工伤事故要保护现场，立即上报，协助上级分析、调查事故原因。
（6）有权拒绝上级不科学、不安全、不卫生的生产指令。
5、施工技术员：
（1）熟悉安全生产有关管理规定和安全技术操作规程。
（2）在项目总工的领导下编制和参加单位工程的施工组织设计、施工方案和作业指导书，要把安全技术措施渗透到施工组织设计、施工方案和工艺卡的各项环节。
（3）检查施工组织设计、施工方案和安全技术措施执行情况，协助技术领导做好单位工程的安全技术交底工作。
（4）参加各种安全设施、设备的验收，发现问题，及时提出改进意见。
6、班组长：
（1）认真执行安全生产各项规章制度及安全技术操作要求，合理安排班组人员工作，对本班组人员在生产中的安全和健康负责。
（2）经常组织班组人员认真学习安全技术操作规程，监督班组人员正确使用个人防护用品，不断提高施工人员自保能力。
（3）认真落实施工人员的安全交底，做到班前有要求，班后有小结，不违章指挥，不昌险蛮干。
（4）经常检查班组作业现场安全生产状况，发现问题及时解决，并上报有关领导。
（5）认真做好新工人的岗前安全教育。
（6）发现工伤事故及未遂事故，保护现场并立即上报。
7、操作工人：
（1）认真学习，严格执行安全操作规程，模范遵守安全生产规章制度。
（2）积极参加安全活动，认真执行安全交底，不违章作业，服从安全人员的监督指导。
（3）发扬团结友爱精神，在安全生产方面做到互相帮助、互相监督，对新工人要积极传授安全生产知识，维护安全设施和防护用具，做到正确使用，不准随意拆改。
（4）对不安全作业要积极提出意见，并有权拒绝违章指令。
（5）发生伤亡和未遂事故，保护现场并立即上报。
B、项目部各职能部门安全生产责任制
各职能部门安全生产责任制按国家、地方人民政府及公司颁布的建筑施工企业安全生产责任制的有关规定执行。
附表1：主要施工机械设备、测量仪器配置计划表
序号 | 机具名称 | 单位 | 数量 | 备注 |
电焊机 | 台 | |||
磨光机 | 台 | |||
电锤 | 把 | |||
扳手 | 把 | |||
手电钻 | 把 | |||
切割机 | 台 | |||
接地电阻表 | 套 | |||
挖机 | 台 | 0 | ||
汽车吊 | ||||
配电箱 | 套 | |||
万用表 | 套 | |||
绝缘摇表 | 套 | |||
钢卷尺 | 把 | |||
水平尺 | 把 | |||
安全带 | 根 | |||
压线钳 | 只 | |||
其他 | 项 | |||
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