光伏项目质量保证方案

第一篇：光伏项目质量保证方案

xx光伏发电项目

质量保证方案

编制：xx

校准：xx

审核：xx

xx公司

编制日期：2017年7月20日

一、适用范围

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

二、工程目标

工程质量、安全目标

工程质量目标：确保一次性验收合格

安全目标：工程施工全过程安全生产无重大伤亡事故。

三、工程概况

3.1 工程性质

3.1.1 工程名称：xx光伏发电项目

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

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

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

四、质量管理

4.1 管理职责 4.1.1.质量方针

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

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

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

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

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

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

安装分项工程一次检查合格率100%，优良率98%。

五、质量体系的结构

5.1 质量管理结构

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

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

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

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

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

(4)负责组织重大质量事故的调查、分析和处置。

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

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

(1)负责质量检验、试验、评定等业务工作。

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

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

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

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

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

(1)熟悉施工图纸和有关规程、规范，对所负责施工的工程质量负直接责任。

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

(3)负责施工过程中质量复检工作。

(4)对发现的质量问题及时处理，并分析原因，采取纠正和预防措施。

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

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

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

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

5.3 质检人员的配置

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

5.4 文件和资料的控制

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

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

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

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

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

(1)明确质量要求

向供方提出的采购文件应明确列出规格、型号、检验规程、规范及质量标准等。

(2)选择合格的供方。

从能否具备满足工程要求的技术规范、图样和定货单要求的能力来选择供方。

(3)质量保证协议。

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

(4)进货质量记录。

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

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

1.标识的范围(1)

(2)业主要求进行验证的产品和设计有要求的产(3)(4)

(5)法律现有规定的产品，如易燃、易爆物品。

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

3.工程交付阶段产品标识。

工程最终产品以竣工图和竣工验收的技术资料进行标识。5.8 施工过程控制

1.施工准备阶段的质量控制

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

(2)

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

(4)检查施工测量定位放线用的控制网是否已经设立，并达到设计要求。

(5)检查试验人员和试验设备是否能满足施工质量检测、控制和鉴定的要求。

2.施工过程控制(1)工序质量控制内容

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

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

(2)工序质量控制点

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

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

2.工序检验和试验

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

3.最终检验和试验

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

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

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

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

1.进货物资的检验和试验状态采用分区堆放和挂放标识牌或标签的方法进行标识。

2.工序检验和试验状态采用检验记录和现场标记的方法进行标识。

3.产品竣工检验和试验状态采用单位工程质量评定表、交付记录加以标识。

5.12 不合格品的处理和控制

1.不合格品的评审和处置

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

(1)采购物资的不合格由材料员做出标识，采取隔离措施，同时拒收或退货。

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

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

2.控制不合格品出现的措施

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

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

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

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

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

2.纠正措施

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

3.预防措施

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

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

1.设专人管理、保存、整理，做到易查、易找。

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

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

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

第二篇：光伏项目合作方案

光伏项目合作方案

一、项目内容

分布式或集中式光伏发电站投资、建设、运营业务合作。

二、适应范围

（一）建筑及设施屋（顶）面

1、工厂厂房顶(面);

2、办公楼屋顶(面);

3、工业园区屋顶(面);

4、大型集市场屋顶(面);

5、阳光温室、大棚顶;

6、水泥平台、彩钢瓦、机制瓦等屋顶(面)(1-4屋面面积体量协商,大概租金平方米4－6元／年,5、6以项目单体协议)

（二）三补项目

1、农业互补

2、林光互补

3、渔光互补

可用透光光伏组件,以项目体量及当地发改委申报备案、电网增容情況协议。

（三）荒地、滩涂

三、项目要求

（一）物业产权清晰，无纠纷且为所有权或经营权实际控制人。

（二）可使用期（如租期）20年以上。

（三）所依托建筑或设备附合承载和安装要求。

（四）项目单位能立项或已经政府主管部门审批或备案。

四、合作模式

（一）业主自投

即业主自已投资建光伏发电站，本企业负责光伏发电站建设及提供优质设备(价格以项目按装体量,按市场行为协商,大概在5-7元／W)。如业主资金不足,可协助业主贷款。

（二）合作投资

即由双方合作投资、建设、运营，并按合作协议享受企业收益。

（三）租用投资

本企业租用业主屋顶，并投资建设光伏发电站。

五、所需资料

（一）房屋的房产证、土地证(或不动产证)复印件(签租赁合同出示原件);或不动产管理局承认的能办理产权的政府相关批文。

（二）房屋的总平面图，建筑图，结构图，电气一次系统图, 最好是电子版。

六、操作流程

（一）确认项目基本条件；

（二）确定投资、建设、运营合作意向；

（三）签定居间服务协议（针对有招商或中间人的项目）；

（四）项目现场勘察及要素审定；

（五）签定投资（含租赁）、建设、运营合同；

七、基本价格

（一）产品价格，以公司对外价格为准；

（二）工程施工，以工程合同定价为准；

（三）项目投资，以工程总资预算为准；

（四）房屋租金每年5元/平方，其他4元/平方；

八、服务费

（一）按公司规定价促成产品销售，提取5分/W服务费。

（二）促成建筑工程，项目单价在5元/W以上的作为服务费。

（三）促成项目投资。中间人同业主所谈的租赁费用如低于年5元／平方米时, 要先告知承租方, 承租方先按中间人同业主谈好的价格签订《租赁合同》, 再同中间人按所谈好的价格签订《服务协议》。

（四）服务要求

1、中间人根据以上要求,详细了解项目、房屋的本身情况；

2、负责带领承租方及客户参观了解房屋结构, 同业主签订《租赁合同》；

3、协助承租方办理光伏发电并网的相关手续(发改委审批及备案、电网增容及变压器)。

4、承租方按所签订的《租赁合同》面积安装光伏发电系统，容量计算为1MW／10000平方米。

附：

瓦（w)、千瓦（KW)、兆瓦（MW)、G瓦（GW)的换算： 1GW=1000MW 1MW=1兆瓦=1000KW（占用面积；10000平方米）1KW=1000W(占用面积；10平方米)

第三篇：光伏发电项目一整套方案

并网送电方案

编制人： 审

核： 批准人：

2017年6月份

张家港海狮2MWp屋顶分布式光伏发电项目

并网送电方案

《摘要》项目位于张家港乐余镇乐红路2号，S38高速公路凤凰出口，前行约20公里，交通较为便利。项目利用工业园企业装配车间钢结构屋面，地形统一且相对平坦，屋面面积约为25000㎡。本工程的2MW 光伏发电系统分为2个光伏发电单元，每个光伏发电单元容量为 1MW，每个发电单元由 12 个防雷直流汇流箱、2 个逆变器、2 个升压变压器组成。光伏电站安装单块容量为 320Wp 多晶硅太阳能电池组件 6480 块，1MW 的太阳能逆变器 2 台，际峰值功率为 2.074MWp。

编制依据和标准

GB 18479—2001 《地面用光伏（PV）发电系统 概述和导则》 DL/T 527—2002 《静态继电保护装置逆变电源技术条件》 DL/T 478—2001 《静态继电保护及安全自动装置通用技术条件》 GB/T 19939—2005 《光伏系统并网技术要求》

GB 20513—2006 《光伏系统性能监测 测量、数据交换和分析导则》 Q/SPS 22—2007 《并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法》 GB/Z 19964—2005 《光伏发电站接入电力系统的技术规定》 《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（实行）》

《国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）》 国家电网生技（2005）400号

设计图纸、厂家图纸、说明书及相关资料

一、各岗位职责

1、总指挥：为工作现场的第一负责人，负责并网操作下令指挥，全面负责组织本项目并网工作。

2、副总指挥：协助总指挥的工作，具体分工为：负责现场的设备调试、技术、安全及后勤工作。负责现场的运行调试、设备操作及运行安全管理工作。

3、各专业组长：负责组织协调各设备厂家及现场调试人员，及时解决现场突发设备缺陷并提供技术支持。

4、倒送电责任分工： 主控室总协调人：王建

调度联系人：刘长龙 主控设备操作人员：黄伟忠

二次设备仓监护检查人员：季雄

高压设备监护检查人员：陈阳 通讯设备检查监护人员：陈春平

光伏区送电检查操作人员：郁华

设备调试及测量： 朱国庆

后勤保障：所有人员按照分工安排，保证设备安全投运，投运期间出现问题及时向总指挥汇报，不得擅自决策。

二、启动应具备的条件

（一）电气应具备的条件 1、2MWp光伏电站与变电站10kV线路保护光纤联调已经完成，线路保护装置单体调试已经完成，线路保护定值已经输入无误，站内设备试验已经完成，报告齐全。

2、光伏电站本期所有一、二次设备接线相序正确，设备命名标识牌已挂好，施工用接地线已拆除，所有开关、刀闸、接地刀闸均在断开位置，现场检查无异物，人员撤离施工现场。

3、光伏电站本期所有设备“四遥”信号已经正确上传至调度并核对正确，保护已经按照定制单整定并与调度员核对无误投入运行。（注：地调直调设备保护定值需与地调调度员核对，其余设备保护定值由用户自行核对）

4、光伏电站向地调提交本期所有拟投设备的验收合格、施工用接地线已拆除、人员已撤离、具备送电条件的送电申请书。

5、站内微机监控系统已经带电试运，自动化、通讯设备均已验收合格，各级调度自动化通道验收完好，报告齐全。

6、一体化电源系统运行正常。

7、S1单元和S2单元逆变器交直流开关和方阵中的汇流箱保险，应无异常。

8、本次启动试验有关的所有设备名称、编号齐全，带电设备应有明确的标志，设好警戒围栏。

9、试验人员应准备好有关图纸、资料、试验记录表格以备查用。

10、确认二次电流回路无开路，二次电压回路无短路现象。

（二）土建应具备的条件

1、现场道路畅通，照明充足。

2、备有足够的消防器材，并完好可用。

（三）其它应具备的条件

1、各级调度与光伏电站通信联络畅通，职责明确，落实到人。

2、施工单位和运行单位做好设备情况的技术交底工作，各类安全用具、消防器具、现场设备命名均已准备齐全，运行规程、典型操作票编制完成并经审定、批准，并报地调备案。配备足够的检修人员，运行人员经过培训，熟悉一、二次设备及自动化设备的运行和操作。

3、准备必要的检修工作和材料。

4、准备好运行用的工具和记录表格。

5、准备好有关测试仪表和工具。

三、安全注意事项及措施

1、参加并网启动的所有工作人员应严格执行《安规》及现场有关安全规定，确保并网启动工作安全可靠地进行。

2、各带电设备应具有明显的标志牌和警告牌。非作业人员禁止进入作业现场。

3、如在并网启动过程中发现异常情况，应及时调整，并立即汇报指挥人员。

4、所有安全工器具必须经过试验并合格方可使用。

5、并网启动全过程均应有各专业人员在岗，以确保设备运行的安全。

6、所有参加工作的人员应听从指挥，严禁违章操作和无令操作。

7、试验现场应备有充足完好的消防设施设备及通讯设备。

8、不属于本次试运范围内的设备严禁操作。

9、试验过程中的所有一次设备均应由安装单位及当值运行人员负责进行监视、监听，检查接触是否良好、温度是否过高、有无放电异常声等。若遇有异常现象，应立即报告试验负责人。如情况紧急，当事人可根据具体情况，按安全规程的有关规定以及本措施的要求，做紧急处理，处理后应立即报告试验负责人。

10、在并网启动的具体操作过程中加强监护，每项操作一人操作，一人监护，防止事故的发生。

四、投运步骤

本期有2个发电单元并网，共计2MWp。投运之前核对各间隔保护定值，检查出口及控制压板的投退，检查高压开关、小车位置、隔离刀闸、接地刀闸运行状态。

1、投运前的各项确认检查

（1）确认110kV变电站线开关处于冷备用状态，所有地刀均在“分”；

（2）确认光伏电站内10kV母线其他间隔的10kV开关均在断开位置；

（3）确认光伏电站内变压器高压侧开关均在断开位置；

（4）确认光伏电站内变压器低压侧开关均在断开位置；

（5）确认光伏电站内子系统汇流箱开关均在断开位置；

（6）确认光伏电站内子系统组串逆变器均未投运状态； 2、10kV线路带电试验（由供电公司负责）

（1）申请供电公司调度将1G1狮光线开关由冷备用状态转为热备用状态；

（2）合1G1狮光线开关对线路进行冲击，线路带电后检查一、二次设备，测量电压幅值、相位及相序正常；

3、立澜海狮光伏电厂主变及10kV母线带电（在供电公司调控中心指挥下执行）（1）合光伏电站1G1狮光线开关，对光伏电站主变及10kV站内母线进行冲击。

（2）检查一、二次设备有无异常，冲击三次，每次5分钟，间隔10分钟。（3）第二次冲击前投入母线PT，测量二次电压幅值、相位以及相序的正确性，三次冲击结束后，光伏电站10kV站内母线带电运行。

4、并网启动（上海立澜自动化科技有限公司负责）（1）依次合光伏电站1000kVA配电室内集电线路断路器，对集电线路进行冲击；合S1、S2单元系统升压变高压负荷开关，对1000kVA升压变压器组进行冲击，每合一个负荷开关可冲击1台升压变。每组冲击三次，每次冲击5分钟，间隔10分钟，第三次冲击结束后变压器带电运行。每次冲击都必须派人就地观察一次设备、二次保护装置，确认正常后方可进行下步操作。

（2）检查S1单元、S2单元逆变器直流输入电压是否符合要求，并确认电压质量合格；

（3）合升压变低压侧开关；

（4）逆变器开机启动，对于该项目逆变器的启动，必须满足以下条件：逆变器的交流侧必须有电，即10kV必须有电且经升压变压器反送至组串逆变器的交流侧；逆变器的直流侧必须有电，电压范围在480V～820V之间。

逆变器经过检测交流电网是否满足并网条件，同时也会检测光伏阵列是否有足够能量。满足条件后，逆变器自动并网。

（5）按逆变器操作步骤依次使S1、S2子系统逆变器并网；（6）通过后台监控观测电量的变化，并检查无异常；（7）光伏电站投运程序完毕，投入运行状态完好；

（8）以上1-6部操作完毕带负荷正常后，应立即汇报地调对相关设备进行带负荷检查工作。

（9）本期光伏电站启动并网试运行操作完毕。

七、站内值班人员情况：

1、人员构成：立澜海狮光伏电厂设有2个班组，每个班组的运行维护人员为2人，两班组实行倒休制，确保站内24小时有人值班。

2、站内值班人员及联系方式： 生产联系人：刘长龙

*** 运维值班员：王建 ***

第四篇：光伏项目管理

1、电站工程的特点：

电站工程是一个复杂、庞大的系统工程。从宏观上看，变电站工程由建筑工程和电气安装工程两部分组成。建筑工程主要有主控综合楼、附属生产和生活建筑物、电气设备构支架、道路、电缆沟、围墙等，涉及建筑、结构、水工、暖通、消防、照明等专业；电气安装工程主要有高低压电气设备安装、控制保护系统设备安装、电缆敷设、通讯远动和自动化等设备安装及其调试，需具备电气一次、电气二次、继电保护、远动、通讯、自动化、测量、计量等专业。由于电站工程投资大、技术难度高、质量要求严、设备种类多、配合专业也多，所以容易出现质量控制的盲区，尤其在各个专业的接合部易因各相关专业的疏忽、责任不清或者配合不到位的原因出现质量问题。因此，电站工程建设要求项目管理单位从设计、监理、施工等参建单位组建强有力的组织机构，各方面通力协作，建立健全质量保证体系和质量管理制度，并使其保持正常、良好的运转，最终使施工质量控制贯穿于项目建设的全过程和全方位，做到项目建设事前有控制，防患于未然；事中有检查，及时纠正偏差；工程竣工有验收，能圆满地实现工程项目建设质量的总目标。

2、电站施工阶段质量管理内容：

由于电站工程建设是一个庞大的系统，需要各参建单位制定明确的质量管理内容来指导工程建设，因此，根据国家《建设工程质量管理条例》和电站工程质量管理的行业规定，并结合现场实践经验，可以将电站的质量管理内容归纳如下：

2.1项目管理单位的质量管理

①对管理的工程建设项目负总体质量管理责任；

②监督合同的履行情况；

③协调工程各参建单位之间关于质量问题的分歧；

④对现场进行巡视和检查。

2.2 监理单位的质量管理

①严格履行监理合同，对工程质量承担监理责任；

②接受项目管理单位的监督；

③编制监理规划、专业监理实施细则和各项管理制度，并负责在工程中的实施；

④监督设计单位的工程设计质量和施工（调试）单位的工程施工（调试）质量。2.3 设计单位的质量管理

①严格履行设计合同，保证设计文件的完整性和有效性； ②接受项目管理单位的监督。

2.4 物资供应单位的质量管理

①严格履行物资供应合同，对其供应的物资的质量负直接责任；

②接受项目管理单位的监督；提供符合要求的物资和售后服务；

③提交满足规定要求的物资技术文件、质量证明文件。

2.5 施工（调试）单位的质量管理

①严格履行施工合同，对承建工程的质量负直接责任；

②接受监理单位对施工（调试）全过程、全方位的质量监控；接受项目管理单位、质监站的质量监督；

③建立工程质量保证体系，并保持运转良好和有效；制定工程质量计划、质量管理制度、质量保证措施；组织质量意识教育和技术培训、技术交底活动；确保特殊工种作业人员持证上岗；确保工程中使用的机具处于良好状态和计量器具的有效性；确保工程中使用的原材料、成品、半成品的质量满足工程规定的质量要求；制定关键工序和特殊工序的质量控制点等；

④三级质检组织必须制定工程质检计划并落实到工程中，按规定进行质量检查、验收和初步验评，确保工程质量处于受控状态。

3、电站施工阶段质量控制要点：

在电站工程的施工阶段，由于影响施工质量因素很多，且这些因素随施工组织、施工环境、施工内容、施工方法等变化而变化。所以，仅有施工质量管理内容并不够，还必须对施工过程中的人、材料、机械、方法、环境五要素进行全面质量控制，突出重点，以点带面，以点促面。具体施工质量控制要点如下。

3.1监理对施工单位开工条件审查的重点

施工单位开工前进行的施工准备工作是否严肃、认真、细致、充分，对施工质量控制有极大影响，它反映一个施工单位的管理水平和施工能力。开工条件的审查是保证工程建设顺利进行的第一关，因此，监理单位审查的重点是：

①施工单位现场管理组织机构及其职责，人员到位情况，质量保证体系和安全保证体系的建立和运转，各项管理制度的建立和落实情况，施工质量保证手册，设备材料的质量保证资料，劳动力计划，资质证书与特殊工种上岗证，分包商资质文件等有关资料；

②施工组织设计，施工方案，技术措施，作业指导书，运用新材料、新设备、新技术、新工艺的质量保证资料，施工图纸、技术文件的交付与交底，资料清单、自检报告，各种记录表格； ③施工机具、原材料、设备是否已运抵施工现场，是否满足施工要求，并重点审查原材料及设备的合格证和检验报告；

④施工人员驻地生活、通讯、交通设施、开工资金到位情况及其他后勤保障是否满足施工要求；

⑤地方施工许可手续是否已办理；

⑥施工现场是否具备开工条件，是否经过验收。

3.2施工图会审

施工图会审是工程开工前为确保工程质量、发现与消除设计缺陷、体现事前控制的重要一环。由项目管理单位组织运行，监理、设计、施工、物资供应等参建各方和各相关专业技术人员，在充分熟悉施工图的基础上，共同对施工图进行审查，并形成书面的施工图会审纪要。通过会审了解设计意图，纠正设计失误，为确保工程质量、安全、进度、投资和总体质量目标的实现打下基础。施工图会审重点在于：

①设计图纸的完整性、正确性、明确性、合理性，是否有矛盾和问题，是否符合国家现行标准和技术规范的有关规定；

②设计选型、选材和结构的合理性与经济性，是否利于确保施工质量和安全，是否利于投资的控制；

③建筑工程各专业间及其与电气安装工程各专业间的接口是否存在问题：如坐标、高程、尺寸，预埋件、预留孔洞的位置、大小、规格、数量，控制和保护系统的配置、接口；

④施工过程中各接口专业的分工与配合，技术标准是否统一，明确责任和要求。3.3 监理在施工过程中对物资、设计变更、原材料、施工人员的控制

①组织主要设备材料现场开箱检查，在各有关方面检查同意时，形成书面的开箱记录。如果设备存在缺陷，按规定上报，且缺陷处理方案必须经设计、监理、项目管理单位同意后方可实施，缺陷处理完毕后由监理验收；

②因设计原因或非设计原因引起设计变更时，由提出方以书面的联系单报监理审查，监理同意后报项目管理单位审批发送设计单位，由设计单位作出设计变更方案后填写《设计修改通知单报审表》报监理审查，监理批准后方可发送施工（调试）单位实施。

③检查施工现场原材料、构件的采购、入库、保管和领用情况，随时抽查原材料的产品质量证明文件及产品的复试报告，防止不合格的产品在工程中使用。

④监督施工（调试）人员严格按施工合同规定的标准、规程规范和设计的要求作业。

3.4 测量、定位、放线、高程的控制与确认

这是确保工程施工质量的重要一步，如出现错误，其后进行的工作都作废。因此，测量、定位、放线、高程的确认必须由项目管理单位组织设计、监理、施工单位的相关人员进行认真检查核实、复测，以确保准确无误。

3.5 隐蔽工程的质量控制

隐蔽工程必须经施工单位质检员、设计工代、监理工程师或项目管理单位现场代表检查验收，并在施工记录上签字后，方可隐蔽或进行下一道工序的施工。如地基处理与验槽，钢筋工程，地下混凝土工程，地下防水防腐工程，屋面基层处理与预埋管件，接地网的敷设与掩埋等。

3.6 计量管理

测量工具和仪器的管理和定期校验，试验仪器的管理与校验和施工工具的管理等必须符合国家计量标准的要求，并在有效的使用期内；操作者必须具备相应的资质证书和上岗证书。

3.7 专业间接口处施工质量的控制

对专业间的接口部分，应明确具体负责人负责协调、督促与配合；各专业应主动与相关专业交流施工技术方案、质量标准和施工进度安排，以利于双方协同配合完成接合部的工作，避免出现质量控制的盲区。施工单位质检员、监理工程师应把专业结合部的施工质量作为重点控制对象，加强协调、监控和检查。如建筑结构与水工、暖通、消防、电气一次、电气二次（电缆敷设、盘柜安装等）、通讯远动及自动化专业间的预留孔洞、预埋件等，构支架与电气设备安装间的位置、标高、尺寸、预埋件；电气一次设备与控制保护系统的接口；控制保护系统与通讯、远动、自动化专业的接口等。

3.8 大件起吊、安装和重要工序的质量控制

大型物件和贵重设备的起吊、安装必须有专门的施工组织措施、技术措施、安全措施、质量保证措施和施工平面布置图，并经过充分讨论和批准；施工现场应有专人指挥、专人监督，并做好施工前的技术交底，以避免出现各种类型的安全和质量事故，确保人身安全和设备、机械不受损失。又如大型屋面架的吊装，构支架的组立，主变压器的运输、就位、吊罩，高压电气设备的安装等。

对重要的施工工序必须加强监督。采取现场巡视与跟班监督相结合的方式，重要工序必须编制工艺标准、作业指导书。如打桩工程，地基处理工程，混凝土工程，砖混结构中砌体和砂浆的粘结，屋面防水层，外墙防水层；接地网的焊接，变压器及其附件安装，SF6断路器的充气和管道连接，户外设备的防潮与封堵，电缆防火封堵工程，电缆敷设与标识，电气设备的高压试验和控制保护系统的调试，以及主变压器的局放试验和空载试验等特殊试验项目。

3.9工程质量事故和不合格项的质量控制程序

在电站工程建设中，偶尔会出现工程质量事故和不合格项，针对这类情况，需要及时得到解决，以避免对工程造成更大的经济损失和不良影响。因此，现场的监理人员就必须按照以下程序进行妥善处理：

①由监理人员发现工程质量出现不合格项时，需填写《整改通知单》发送施工（调试）单位，要求整改；施工（调试）单位完成整改并经自检合格后填写《整改报验单》报监理复查确认。

②当监理人员发现工程质量出现严重不合格项或施工单位拒绝执行监理下达的《整改通知单》时，经项目管理单位同意向施工单位发送《停工通知单》，责令其停工整改；施工单位完成整改并经自检合格后填写《复工申请单》报监理，监理复查认可并经项目管理单位同意后，施工单位方可复工。

③当工程出现质量事故时，施工单位需立即填写《工程质量事故报告单》报监理，并在调查研究后续报《工程质量事故处理方案报审表》，监理、设计审核同意（必要时须项目法人同意）后由施工单位实施该处理方案，处理完毕并经施工单位自检合格后，施工单位填写《工程质量事故处理结果报验表》报监理审查确认。

3.10 中间检查验收和竣工验收

加强质量控制和监督的力度,体现在变电站工程建设的全过程和全方位的质量控制。根据工程特点和施工进度，及时组织有质监站、项目管理单位、运行、监理、设计、物资供应、施工等有关单位参加的检查验收，在质量评定合格后，再对下阶段的施工范围进行严格、公正、规范、科学的中间检查验收，以便及时掌握质量信息和可能存在的质量缺陷，为实现工程总体质量目标创造条件。在施工单位三级质检机构检查合格和监理工程师初验收合格后再提交正式验收。

对电站工程而言，主控制楼及其附属生产、生活建筑物，应分别进行基础工程、主体工程中间检查验收和质量评定，在装饰工程完工后进行竣工验收；户外构支架应分别进行基础工程、构支架组立工程中间检查验收和质量评定；其他建筑工程可结合进行。中间检查验收应依据国家标准和技术规范的规定进行，包括对质量保证资料的审查和现场实测检查。

电气安装工程全部完工后，进行一次竣工验收和质量评定；电气安装工程的验收方式也分为对质量保证资料的审查和现场实测检查（全检）；在控制保护系统通电后，进行实地操作，模拟各种不同状态下设备、控制保护系统的功能是否满足国家标准、技术规范和设计的要求。

工程竣工资料是项目竣工验收和质量保证的重要依据之一，必须如实反映工程建成后的实际情况；资料内容和形式必须完整、规范、符合合同规定和工程档案管理的要求。

4.结束语：

电站工程施工质量的形成是一个有序的系统过程，而进行质量控制的依据则是工程合同、设计文件、技术规范规定的质量标准，为了保证工程合同规定的质量标准的实现，就必须采取一系列措施、手段和方法。因此，在实施质量控制的过程中，要坚持预防为主的方针，做好质量的事前控制、事中控制，抓住重点，兼顾全面，以期达到施工质量控制的预期目标。

第五篇：光伏项目实施方案

篇一：鲁山县光伏实施方案

第一部分 总论

随着社会的发展，文明的进步，人类对生态环境、衣食住行的要求愈来愈高，而

随着中国经济的高速发展，能源诸如石油、煤炭之类需求不断增加，由此产生的有害

物质污染也越来越多。污染已成为社会与经济发展的瓶颈，治理污染已是当务之急。

能源是社会和经济发展或不可缺的重要物质基础，随着社会的进步和经济的发

展，人类对于能源的需求不断增加，对能源重要性的认识在不断的提高，能源问题已

经成为世界各国共同关心的首要问题。当煤炭、石油等化石能源频频告急，并且有其

引起污染愈发严重之际，能源问题日益成为制约国际社会经济发展的瓶颈时，越来越

多的国家开始实行“阳光计划”，开发太阳能等新型清洁资源，寻求经济发展的新动

力，譬如欧洲一些高水平的核研究机构也开始转向可再生能源更高层次的研究。

丰富的太阳辐射能是重要的清洁高效的能源，是取之不尽、用之不竭、无污染、廉价且人类能够自由平等利用的能源。太阳能每秒钟到达地面的能量高达80万千瓦，假如把地球表面0.1％的太阳能转为电能，转变率5％，每年发电量可达5．6×10千

瓦时，相当于目前世界上能耗的40倍。

我们国家在《能源发展十二五规划》(2013年1月)已作出大力发展可再生能源的

重大战略决策，国家发改委《可再生能源中长期发展规划》、《国务院关于促进光伏

产业健康发展的若干意见》，《国家发改委关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康

发展的通知》，可再生能源开发已经具备良好的政策环境。地处中原的河南省有着丰

源科技有限公司积极合作，在河南省平顶山市鲁山县投资开发建设大型光伏电站，以

期建成新能源示范项目，提升当地的可再生能源利用水平，为当地的经济发展提供新

的动力。由平顶山晟方新能源科技有限公司作为项目的业主单位，按照国家对可再生

能源开发的产业政策筹措项目资本金，在平顶山市和鲁山县各级政府对该给范项目大 力支持和扶持下，把鲁山县60mwp集中式地面光伏电站农光互补项目建设成绿色、环保、高效的环保清洁能源、绿色有机农业示范项目。

1.1 项目概述 1.1.1项目名称

鲁山县60mwp集中式地面光伏电站农光互补项目

1.1.2建设地点

河南省平顶山市鲁山县董周乡

1.1.3项目介绍

本项目着眼于未来，本着“节约与开发并举”的能源发展战略，力图将河南省鲁

山县打造成新能源应用示范县。同时为了提升鲁山县绿色经济的区域形象，结合其具

有高质量菌菇生产技术与自然环境这一得天独厚的条件，我们将积极推广农光互补的

智能温室光伏农业一体化节能项目的实施，以提高鲁山县的区域综合竞争力。

图1-1地面光伏电站效果图

1.1.4承建企业概况

团(上市公司代码：600496)，是专业从事光伏电站工程建设的工程总承包企业。我公

司拥有经验丰富的设计、施工、管理团队和相应的电力总承包三级资质，在该项目建

设过程中，将发挥在建筑工程、光伏集成技术、雄厚的资金等多方面的综合优势。

精工控股集团是钢结构建筑的综合集成供应商，而绿筑光能作为精工控股的子公

司，得到母公司在建筑专业、光伏专业的综合实力的支撑，依托精工建设产业集团强

大的开拓市场能力和强有力的工程技术力量，以及自身的光伏技术领域人才优势，致

力于建设国内一流的光伏电站工程。作为一家有着建筑专业背景的光伏建筑一体化公

司，我们有专业的钢结构、屋面系统、光伏系统的集成技术能力；实现电站建设成本

(建筑成本+光伏电站成本)的最优化控制，实现电站建设质量、进度(建筑安全、光伏

系统)的统一管控；提供从运营管理到光伏系统的维护维修服务，通过光伏发电电站

业务实力的提升，促进公司建设绿色、低碳、节能的新型能源项目的能力。

我公司可承接100mwp以内的光伏电站总承包项目。目前己完成包括西安华晶

600kwp、温州会展三期940．5kwp、沭阳康顺1．2mwp、中铝铜业2mwp等在内

的20多个项目。在旧厂房加固领域，我们己完成浙江佳宝新纤维集团公司厂房3mwp 国家“金太阳”屋顶光伏发电示范项目，并通过绍兴市电网公司验收，成功投入电站

支持下，一定能把鲁山县60mwp集中式地面光伏电站农光互补项

态农业示范项目。

1.1.5项目建设规模

(1)总装机容量60mwp，其中一期工程：25mwp地面光伏，5mwp 计年均发电量3,297万kwh，25年共发电82,425万kwh，输出电

二期工程在一期工程投入运行后相继开工建设

(2)一期工程总规划面积约900亩(近60万平方米)(3)总投资7.6亿元人民币，其中项目一期工程投资3.85亿元。

1.1.6 1.1.6.1法规、产业政策、规定

(1)国可再生能源法》(2005年2月)(2)保护管理条例》

(3)再生能源产业发展指导目录》(2005年11月)(4)再生能源中长期发展规划》(2006-2020年，2007年发布)(5)源发展十二五规划》(2013年1月)(6)再生能源发电有关管理规定》(2006年1月5日)(7)大力支持光伏发电并网工作的意见》(2012年10月26日)(8)试运行。

县各级政府的大力目建成新能源、生项目规模：规划智能温室光伏，预压10-35kv；项目项目面积：项目项目投资：项目建设依据 相关国家《中华人民共和《建设项目环境国家发改委《可国家发改委《可国家发改委《能《国家发改委可《国家电网关于《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)(9)《国家发改委关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》(发改价

格[2013]1638号)(10)国家对可再生能源开发的其他有关政策、规定、要求等依据。

1.1.6.2主要技术和工程建设规范、标准

(1)太阳能光伏发电系统的设计与施工规范、标准及资料，包括：

cecs 《光伏电源系统安装工程施工及验收技术规范》

sj 2196-1982 《硅太阳电池电性能测试方法》

gb50054 《低压配电设计规范》

gb 《低压直流电源设备的特性和安全要求》

gb/t17626 《电磁兼容试验和测量技术》

dl/t620 《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》

d12t621 《交流电气装置的接地》

gbl91 《包装贮运标志》

gbj232-82 《电气装置安装工程施工及验收规范》

gb50205-95 《钢结构工程施工及验收规范》

gb17-88 《钢结构技术规范》

gbj9-87 《建筑结构荷载规范》

gb/t17468-1998 《电力变压器选用导则》

gb/t10228-1997 《干式电力变压器技术参数和要求》

q/gdw617-201l 《光伏电站接入电网技术规定》

(2)电并网技术规范和要求：

gb/z19964-2005 《光伏发电站接入电力系统技术规定》

85-1996 17478 太阳能光伏发 gb/t20046-2006 《光伏fpvl系统电网接口特性》

gb/t19939-2005 《光伏系统并网技术要求》

sj/t11127-1997 《光伏(pvl发电系统过电压保护 导则》

q/gdw617-201l 《光伏电站接入电网技术规定》

q/gdw618-2011 《光伏电站接入电网测试规程》

篇二：分布式光伏发电实施方案编制大纲

附件3：

分布式光伏发电实施方案编制大纲

一、本区（县）基本情况

(一)整体情况

本区（县）地理位置、经济发展特点、能源消费结构等基本情况。（包含区域内工业区、示范区有关情况）(二)太阳能资源条件

根据本区（县）长期观测站或长序列参证数据，分析提出本区（县）太阳能资源水平和特征。

(三)负荷条件与电价

本区（县）整体电网结构、电源结构、负荷水平和特性。根据本区（县）经济运行实际和发展规划，提出未来5年内负荷的增长预期和特性变化。

分析分布式光伏发电项目的消纳情况以及接入电网后对电网的影响。

本区（县）各类用户电价价格水平和峰谷电价时间等基本情况。

二、2014年拟申请规模总体情况

简述本拟申请规模总体情况，主要包括申报容量、项目建设区域（例如××示范区等等）、储备项目基本情况等。

三、本区（县）扶持分布式光伏发电的政策措施

（一）已出台的政策措施

（二）拟出台的政策措施

四、具体项目情况

该部分为本拟申请规模的具体项目情况，请对本区（县）项目进行排序，按照以下要求提报有关内容。

（一）项目一（请填写项目名称）

1、基本情况

项目地理位置，投资主体，申报容量，依托建（构）物基本情况、光伏电力用户单位简介等。

2、场址建设条件

项目建设场址的可行性，依托屋顶等建（构）筑物资源测算，其荷载条件与证明材料，项目平面布置图与卫星照片等证明材料。

项目拟接入配电网电压等级、变电容量和容载比、年用电负荷和典型分布等基本情况。

场址施工用水用电和施工设施设备方面的基本情况。

3、项目建设方案

光伏电池组件及主要设备选型，结合场址屋顶等建（构）筑物平面图对光伏电池进行初步布置，提出规划建设容量。

根据相关技术标准和现场接入系统条件，提出项目的一次接入和二次接入方案。

4、项目发电量与自发自用比例

根据太阳能资源水平、选用电池组件特性和逆变器效率等参数，计算项目的年发电量和年、日典型出力分布。

结合分布式光伏电力用户的生产经营特点，分析分布式光伏出力和电力负荷的匹配性，提出分布式光伏项目发电的自发自用比例。

5、项目运营方式

明确项目运营方式和各利益相关方的经济关系，包括自行建设

自发自用、合同能源管理等。说明分布式光伏电力在各结算点的结算方式和结算价格。

6、项目投资与经济性评价

参照可再生能源发电定额和市场价格水平，分析项目机电工程、土建、施工等各单项造价，并提出项目整体造价水平。

按照现行财务评价方法与参数，分析提出分布式光伏项目的成本电价。

参考分布式光伏电力负荷的分时电价水平、自发自用比例和光伏出力与电力负荷的匹配性，分析提出分布式光伏发电的替代网购电价，并根据分布式光伏成本电价和替代网购电价水平，提出分布式光伏发电的度电补贴需求。对项目经济效益进行分析。

7、实施方案

根据项目建设条件和特点，提出项目建设工期和进度安排计划。

8、保障措施

明确项目各利益相关方的责任、权利和义务。

项目统一组织协调保障措施，重点提出购售电争议、构筑物加固与维护、场址变更、负荷变化等方面的解决方案。

可行的市场化保障措施，包括融资条件和商业化保险等方面的具体方案。

（二）项目二（请填写项目名称）

1、基本情况

2、场址建设条件

3、项目建设方案

4、项目发电量与自发自用比例

5、项目运营方式

6、项目投资与经济性评价

7、实施方案

8、保障措施

（三）项目三（请填写项目名称）

篇三：2015年光伏发电建设实施方案

附件1：

2015年光伏发电建设实施方案

注：

1、新增光伏电站建设规模包括集中式光伏电站和分布式光伏电站。篇四：云南光伏实施方案

云南发改委发布更狠更细光伏实施方案

奖惩分明

各有关州、市发展改革委（能源局），云南电网有限责任公司，云南保山电力股份有限公司：

根据《云南省能源局关于转发国家能源局进一步加强光伏电站建设与运行管理工作文件的通知》（云能源水电［2014］138号）和《云南省能源局关于光伏发电项目有关事项的通知》（云能源水电［2014］155号）有关要求，结合2014年全省光伏电站建设情况，统筹各州（市）2015年光伏发电项目建设推荐方案，现将2015控制性建设规模安排及有关要求通知如下：

一、为确保按时完成2015年全省新增光伏电站建设规模60万千瓦指标，积极探索全省光伏电站项目建设方案与储备的滚动连续开发，建立新增光伏电站建设规模动态管理及奖惩机制，2015年拟以140万千瓦光伏电站建设规模分配各州市控制性光伏电站建设规模。

二、对屋顶分布式光伏发电项目及全部自发自用的地面分布式光伏发电项目不限制建设规模，各地能源主管部门随时受理备案项目，电网企业及时办理并网手续，项目建成后汇总上报国家能源局纳入补贴范围。

三、云南电网有限责任公司、云南保山电力有限公司应本着简化流程和提高效率原则，按照有关规定和时限要求，综合考虑附表项目终期规模，及时出具项目接网意见和开展配套送出工程建设，按月衔接光伏电站和配套电网建设进度，并通报相关情况，确保项目建成后及时并网运行。

四、2015年控制性光伏电站建设规模中的项目在投产之前，不得擅自变更投资主体和建设内容。2014年年底前各州、市未安排的规模指标作废，各地对符合规模管理的已备案项目要督促开工建设，对不具备建设条件的项目要及时清理。

五、为有效推进适合云南省情，与高原特色农业相结合，促进当地农民群众脱贫致富奔小康的综合光伏发展模式，请你们严格把关，督促项目单位按照光伏与农业综合开发的模式建设光伏电站。未按照光伏农（林、牧、渔）业建设的，取消该地区和该项目业主下一新增光伏电站建设规模申报资格。

六、各州、市要加强项目建设、运行情况的监督检查，严格管理，确保建设规模按时完成。建设单位要严格执行国家基本建设项目管理程序，确保工程建设质量和备案项目如期建成投产，发挥工程效益。

七、请各州、市根据《云南省能源局关于转发国家能源局进一步加强光伏电站建设与运行管理工作文件的通知》（云能源水电［2014］

138号）和《云南省能源局关于光伏发电项目有关事项的通知》（云能源水电［2014］155号）有关要求，请你们督促和指导本州、市光伏项目业主按月在国家光伏发电信息管理系统填报有关信息，并汇总上报省能源局。

八、2015年8月初，省能源局将对本通知控制性光伏电站建设规模的项目进行检查，并以光伏板铺设作为考核指标。2015年7月31日前，凡光伏板铺设达到或超额完成分配规模的，可获得全部分配规模指标，超额完成部门另行调增；凡建设规模超过50%分配规模的项目，2015年底按照实际建设规模确定指标，但不得超过分配规模；凡建设规模低于50%的，调减规模指标至实际建设规模；未铺设太阳能电池板的，一律取消分配的规模指标。

九、为规模全省光伏发电项目建设，省能源局将建立光伏发电项目业主诚信档案，实行光伏发电业主黑名单制。获得新增光伏电站建设规模的项目业主，两年内未完成项目建设的、倒卖项目的将被列入黑名单，五年内不得在云南省境内开发任何能源项目。云南省发展和改革委员会

2015年4月9日 篇五：关于实施光伏扶贫工程工作方案

关于实施光伏扶贫工程工作方案

光伏扶贫既是扶贫工作的新途径，也是扩大光伏市场的新领域，有利于人民群众增收就业，有利于人民群众生活方式的变革，具有明显的产业带动和社会效益。根据国家扶贫工作部署和支持光伏产业的政策，决定组织实施光伏扶贫工程。现制定光伏扶贫工程工作方案如下：

一、工作目标

利用6年时间，到2020年，开展光伏发电产业扶贫工程。一是实施分布式光伏扶贫，支持片区县和国家扶贫开发工作重点县（以下简称贫困县）内已建档立卡贫困户安装分布式光伏发电系统，增加贫困人口基本生活收入。二是片区县和贫困县因地制宜开展光伏农业扶贫，利用贫困地区荒山荒坡、农业大棚或设施农业等建设光伏电站，使贫困人口能直接增加收入。

二、工作原则

（一）统筹规划，分步实施。统筹考虑全国精准扶贫特困户增收需求、电力负荷及电网建设现状，统一规划实施光伏扶贫项目，率先开展户用光伏扶贫，在具备条件地区开展光伏农业扶贫和光

伏电站扶贫。

（二）政策扶持、依托市场。统筹扶贫政策、分布式光伏政策及相关税收、价格、金融及电网服务政策，国家和地方共同支持，通过市场机制开展光伏扶贫工程建设。

（三）社会动员、合力推进。鼓励企业履行社会责任，通过捐资或捐赠设备等方式，积极参与光伏扶贫行动，协力解决分布式光伏发电设备及资金问题。

（四）完善标准、保障质量。根据各类贫困地区地域特点、经济发展和适宜扶贫模式，完善光伏扶贫工程质量管理体系，保障光伏扶贫项目投资效益。加强光伏扶贫工程质量监管。

三、工作内容

（一）开展调查摸底。组织有关省（区、市）以县为单位摸清贫困县以及需要扶贫贫困户的具体情况，包括贫困县区产业经济、人口、能源、电力发展现状，特困户屋顶、荒山荒坡及土地资源利用条件，初步确定具备条件的户用光伏发电系统或村级光伏电站场址。初步考虑优先支持用电量较大、电网接入和消纳条件较好的地区作为优先扶贫对象。每个贫困县选择2~3个具备建设条

件的光伏设施农业、光伏农业大棚或利用荒山荒坡的光伏电站场址，作为光伏农业扶贫的重点项目。户用光伏系统及光伏电站信息均需建册立户，建立信息化系统。

（二）出台政策措施。制定实施光伏扶贫工程指导意见，明确光伏扶贫总体要求、目标和主要任务、组织实施方式以及相关配套政策，实施光伏扶贫工程。整合国家和地方扶贫政策和分布式光伏政策，通过政府补贴、农户出资、银行优贷、可再生能源基金、电网服务等多种形式支持光伏扶贫。

（四）编制全国光伏扶贫规划（2015-2020）。根据光伏扶贫指导意见，组织地方编制本地光伏扶贫规划，统筹编制全国光伏扶贫工作规划，明确全国光伏扶贫目标、任务和布局，协调光伏并网接入和服务，统一开展光伏扶贫工程技术培训，综合利用国家扶贫、可再生能源、财政、税收政策，提出光伏扶贫的保障措施。

（五）制订光伏扶贫方案并组织实施。根据全国光伏扶贫规划，组织各省编制本省光伏扶贫开发方案，明确光伏扶贫安装光伏的规模、安装户数以及重点光伏设施农业项目和扶贫功能的光伏电站项目，统筹全国光伏发电规模和财政资金情况并组织实施。

（六）加强技术指导。国家层面做好总体制度设计、政策协调、技术规范和培训体系建设，地方层面要明确光伏扶贫工作的管理体制和责任主体，通过市场竞争机制选择实施主体，保证工程质量，控制工程投资，加强技术培训，建立长期运行维护体系，确保光伏扶贫项目的质量效益。

（七）加强实施监管。能源局派出机构会同地方能源主管部门、扶贫开发部门加强光伏扶贫开发实施情况监管，重点监管计划执行、并网服务、补贴资金结算以及市场秩序情况，保证光伏扶贫政策落实到位，维护公平公正市场秩序。

四、组织和政策保障

（一）建立工作协调机制。国家能源局由刘琦副局长牵头，新能源司具体负责，规划司参与，水规总院作为牵头技术支撑单位。国务院扶贫办由欧青平副主任牵头，发展指导司具体负责，中国

扶贫发展中心参与。双方加强联系和协调配合。根据工作需要，请国家电网公司、南方电网公司等参与。

（二）建立技术服务体系。在国家能源局领导下，水规总院会同扶贫发展中心、电网、检测认证机构及主要光伏相关设备制造企业建立技术支撑体系，负责光伏扶贫全过程的技术服务，主要包括开展规划研究、制定工程技术规范、开展工程质量控制、建立项目信息系统等，在整个工程实施及政策协调中，提供相关技术服务和指导。

（三）落实相关配套政策。建立国家统筹、地方配套、银行支持、用户出资多种资金筹措机制，统筹电站建设和分布式光伏建设。光伏扶贫优先列入光伏发电开发计划，单独下达。电网企业配合做好电网改造等技术支持工作，并按分布式光伏发电政策优先保障并网条件，与用户按月结算电费；协调中央财政安排必要的财政补助资金和贷款贴息资金，各省级政府结合本地财政及贫困地区情况落实配套资金，银行实行低息贷款；鼓励企业提供包括直接投资和技术服务在内的多种支持。