第一篇：光伏电站项目开发公司副总经理述职报告
光伏电站项目开发公司副总经理述职报告
尊敬的各位领导、各位同事：
大家好！2013年已过半，在公司领导的关怀与指导下，始终坚持“团结、紧张、严肃、活泼”的鼎辉精神，进一步加强内部管理，不断创新经营机制，感受到在上级领导的帮助、同事们的支持下自已取得进步的喜悦，感受到在工作中因面对众多事务不能样样做好而留下的遗憾，感受到因能力有限面对管理工作如何更好的创新思路而留下的思索。回顾这半年多来的工作，有成绩，也有不足。归纳为以下几个方面，向组织和同志们作一汇报。
我于2012年10月任广西鼎辉新能源有限公司工程技术总监。集团总部发起战略转型，坚定不移向下游发展，推动全员销售。在这样的背景下，集团组建广西鼎辉新能源有限公司，在集团领导和同事的大力支持下，我认真履行了自己的职责，完成了广西鼎辉工程项目部前期的组建工作，工程项目部正常运转、地面电站项目选址、分步式电站选址、人员培训工作、柳州南宁30MW金太阳示范项目的前期推动，金海浆纸37MW光伏发电示范工程三标段项目已进入施工建设阶段，锦虹项目顺利完成并网接入工程，广西地面电站、农业光伏大棚的前期考察与技术调研，EPC项目建设技术革新等各项工作也同步展开。工程项目部成立以来一直以集团战略思想为指导，公司发展为导向，持续不断地加强自身专业技能学习和职业素养学习，较好地完成了集团及公司交付的各项工作。
一、思想方针政策 广西鼎辉工程项目部成立之初得到了集团领导的大力支持，集团为广西鼎辉进行了数次座谈会，多次重点提及工程项目部对于技术革新及技术保密工作，从宏观上掌控项目建设安全、质量、效能，从细节上节省项目投资。在集团战略转型重大举措中，我深刻体会到了集团公司寄予我们的厚望，也看到了广西鼎辉光明的前景和鼎辉集团美好的明天。日常工作中，定期组织召开学习会，日、周、月例会确保每一位员工都能认真学习集团的精神，明确工作思路，掌握工作方向，落实工作安排。
二、加强部门管理、完成部门组建
广西鼎辉工程项目部自成立之初，根据部门人员的个性、特长及工作的关联性，适时的调整了部门内部相关工作职责和工作范围，缕顺了工作，最大限度的发挥部门人员的工作潜力，不断充实技术及工程队伍，外部引进、校园招聘、员工引荐，各种方式引进了一批精英，锻炼了能打硬仗，敢于亮剑的队伍。在技术设计、项目开发、项目建设、技术支撑各方面配备专业人才，针对不同项目情况，开展相应的工作，力争早日推进项目开工建设。
三、及时总结、及时调整
工程项目部，形成了及时总结，及时调整，加快步伐，紧跟政策的工作作风。每周周例会，月工作总结会，不断强化队伍建设及调动员工工作的主观能动性。项目部日、周、月例会制度确保工程建设进度及集团、公司指示及精神的及时传达。一切以集团、公司战略转型为目标，切实的落实领导的指示，实践制定的目标，确保圆满完成集团、公司、领导交付的任务。
四、认真履行岗位工作职责，严于律已
认真履行岗位工作职责，严于律己，加强自身修养，努力做好表率，做为实现领导的重要方法。不断丰富知识，提高工作能力。认真履行岗位职责，精心做好本职工作。严格约束自己，力求做到公平公正。自觉遵守各项规章制度，不搞特殊化，注意勤俭节约，办公条件因陋就简，控制奢侈浪费。工作中实行“对事不对人”的原则。
五、综合利用资源，加强团队学习
项目的圆满建成离不开专业的技能人才，前期招聘过来人员都是亲手选拔，细致考量的，均是有一定的工程或者专业基础，但对于系统的整体把控还相当匮乏，特别是对于电网的接入及高压系统缺乏认识。鉴于此种情况，项目部采用了以老带新、外派学习、同供应商多召开技术交流会、同设计院进行技术沟通，多种方法培养新人充分利用资源提高团队水平，争取早日建立一支属于鼎辉的能打胜仗，敢于亮剑的队伍。
总之，在集团的领导下，我在岗位工作中确实能尽职尽责完成岗位工作，取得一定的工作成绩，但自已经过总结和思考，也明显的感到自已还有很多需要加以注意和改进的地方，一是对项目工作难度预期不够，造成人力、物力投入过大。二是关注和加强与部门间的沟通工作，发现问题应主动沟通，当出现没按工作程序沟通的问题时，不能按部就班重注工作程序，而应以解决问题为出发点，从而最大限度的减少工作失误。三是前期筹建工作不够细致，人员与物资匹配程度不够，对工作造成了一定影响，对集团的转型理解不够，项目推进不够积极。下一步的工作中重点是：将根据公司发展要求，认真分析形势，明确目标，扎扎实实的做好各项工作，确保顺利完成项目各项生产经营任务，为实现公司快速发展做出新的贡献！
广西鼎辉新能源有限公司副总经理 李建平
二〇一三年七月八日
第二篇：光伏电站项目开发公司项目部经理述职报告
光伏电站项目开发公司项目部经理的述职
报告
尊敬的各位领导、各位同事：
大家好！2013年转眼过去一半，现将上半年以来的工作学习情况汇报如下，请评议。
我于2013年5月调离海南鼎耀组件制造部经理，担任华南区域项目部经理。集团总部发起战略转型，坚定不移向下游发展，推动全员销售。在这样的背景下，我受命组建华南区域项目部，在集团领导和同事位的大力支持下，我认真履行了自己的职责，完成了项目部前期的组建工作，人员基本能够正常运转、地面电站项目选址、分步式电站选址、人员培训工作等各项工作也同步展开。项目部成立以来一直以集团战略思想为指导、持续不断地加强自身专业技能学习和职业素养学习，较好地完成了项目部成立之初的各项工作。
转型升级，坚定不移地向下游发展。这是集团应对整个光伏危机的关键举措。华南区域项目部更是集团转型升级的重中之重，我做为项目部负责人，面对重重困难，迎难而上，克服诸多问题（人员缺乏、物资短缺、资源短缺、技术匮乏等等）、虽然目前没有重大项目落实，但幸不辱使命，成功完成华南区域项目部的组建工作，并使其能够正常运转、工作。
一、思想方针政策
项目部成立之初得到了集团领导的大力支持，华南区域委员会主任为项目部进行了数次座谈会，从战略转型到工作方法，从工作方向到发展目标都给出了很清晰的思想，从王总的讲话中，我深刻体会到了集团公司寄予项目部的厚望，也看到了项目部光明的前景和鼎耀集团美好的明天，不定期组织召开学习会，让项目部所有同事都得以认真学习王总讲话，明天工作思路，了解工作方向。
二、提高工作效率、降低人工成本
项目部成立时从各部门招了不少精英人员，在这里感谢各部门的大力支持，同时结合人力资源部进行了三次内部招聘和四次外部招聘，目前已经基本配齐了前期所需要的各类人员，人员安排妥当：派了6人赴广西进行系统设计的学习，4人到洋浦天能项目进行施工管理学习，派出业务水平比较高的张洋洋带队在海南各市县镇寻找项目用地，孟慧海等进行分布式电站的项目、王培带队进行关系公关大家各司其职，各展所长。在大家的共同努力下，项目工作进展顺利、有条不紊。
三、及时总结、及时调整
项目部每天都会利用时间对所有项目进度进行交流探讨，让所有成员了解目前的项目工作，了解项目工作的进度，实现信息共享、经验共享、难题共享让所有成员都能够共同进步，同时制作项目进度表，使各项目的进度，计划、时间节点一目了然，各项目口及时总结，及时调整，项目工作循环渐进。
四、注重自身修养，努力做好表率。
领导的行动就是无声的命令，“其身正，不令而行”。因此，我把加强自身修养，努力做好表率，做为实现领导的重要方法。不断丰富知识，提高工作能力。认真履行岗位职责，精心好本职工作。严格约束自己，力求做到公平公正。自觉遵守各项规章制度，不搞特殊化，注意勤俭节约，办公条件因陋就简，控制奢侈浪费。工作中实行 “对事不对人”的原则。
五、综合利用资源，加强团队学习
项目部从无到组建成功离不开专业的技能人才，前期招聘过来人员都是从各部门内聘过来的，专业知识水平匮乏或是毫无基础，鉴于此种情况，项目部采用了以老带新（以张杨杨带队，带领一批新人深入到海南周边各市县进行项目选址的实践学习）、外派学习（以牛建明带队，派出6名系统设计人员到广西鼎耀进行学习，边学边用海南这边的项目需要进行实践、以张杨杨带队派出4人至洋浦天能项目进行现场学习施工技能）两种方法培养新人充分利用资源提高团队水平，争取早日建立一支属于自已的过得硬的专为团队。
自己虽然做了一些工作，但与上级领导的的要求和岗位职责相比，还有不小的差距。分析其原因
1、对项目工作的不熟悉造成人力、物力投入过大，摊子铺的太大、太宽，却没有多少实质性的项目；
2、对国家政策和集团领导思想体会还不够深，还不能做出前瞻性工作，以农业与光伏相结合来说，就做得很滞后；
3、前期筹建工作不够细致，人员与物资匹配程度不够，如员工工作电脑就没有及时到位，都是等员工人来了以后才慢慢给配备，对工作造成一定的影响。
以上说明我的工作力度还不够，这些需要在今后工作中改正。华南区域项目部经理许红亮
第三篇：如何书写光伏电站报告
设计题目：如何书写光伏电站基地规划报告
目录
第一章 太阳能资源...............................................................................1 第二章 土地资源.................................................................................2 2、1土地资源总量.............................................................................2 2、2土地资源的特征.........................................................................2 第三章 交通及电网结构........................................................................3 3、1交通.............................................................................................3 3、2电网结构.....................................................................................4 第四章 调节能力...................................................................................4 第五章 电力消纳市场............................................................................5 参考文献.................................................................................................6 如何书写光伏发电基地规划报告
（以青海省为例）
第一章 太阳能资源
青海省太阳能资源丰富，尤其是柴达木盆地更是全国光照资源最丰富的地区，年日照时数在3200-3600小时之间，年总辐射量可达7000-8000兆焦耳/平方米，为全国第二高值区。在相同的面积和容量的情况下，光伏并网发电能比相邻的甘肃、新疆多发15%-25%的电量。青海省地处青藏高原的东北部，大部分地区地广人稀，有未利用荒漠面积20万平方公里以上，主要分布在光照资源丰富的柴达木盆地和三江源地区，而且有不少荒漠靠近电力线路和负荷中心，并网条件优越，是建设大型荒漠光伏并网电站、建立太阳能电力输出基地的优选区域。
图1 青海省的太阳能资源统计
青海的太阳能光伏应用起步较早。20世纪90年代以前，青海光伏发电市场主要由国家扶贫项目支撑。“十五”期间，青海太阳能光伏发电系统应用加速。通过中日、中德等国际间的合作，以及2002年国家启动的“送电到乡”工程，到“十五”末，青海省太阳能光伏系统累计装机容量已达8000千瓦。其中，青海新能源（集团）有限公司承担的科技部“10千瓦太阳能光伏并网电站”等一系列示范项目的建设，有效探索了建设太阳能并网光伏电站的经验，为此后更大规模利用太阳能资源奠定了基础。2009年以来，国内一些大型企业、投资公司纷纷登陆青海，寻找青海省太阳能光伏市场的巨大商机。目前，在青海新能源开发中，中电投、大唐、华电等国内知名电企身影频现。几大电企抢滩背后，一方面与国家或将大规模启动太阳能发电产业配额政策相关，另一方面是由于青海存在尚未规模开发的巨大市场。
青海省制订下发《青海省太阳能产业发展及推广应用规划（2009-2015年）》，明确了青海省太阳能光伏系统开发应用的近远期目标。青海省未来几年内，将重点发展本省太阳能光伏产业。预计到2015年，青海省户用、光电建筑一体化（BIPV）、光伏照明等太阳能光伏系统装机将达到50兆瓦，大型荒漠光伏并网电站装机达到近1100兆瓦；2020年将建成完整的光伏产业链，年产值达到1000亿元，成为青海省重要的支柱产业。
第二章 土地资源 2、1土地资源总量
青海省土地资源总量仅次于内蒙古、西藏、新疆，居全国第4位，全省共有土地面积72.1654万平公里。2、2土地资源的特征
（1）土地面积大，但质量差，优质土地少。青海省地处青藏高原，海拔高，气温偏低，大多数地区降水少，土地发育程度低。从土地类型来看，高山地多，山旱地多，戈壁、沙漠多，冰川、寒漠地多，土层薄和质地较粗的土地多，从而影响了土地的质量。青海也有一定面积质量较好的土地，主要分布于东部河湟地区、共和盆地和柴达木盆地。东部河湟地区的黄土区或红土区，土层深厚，气候温暖，降水较多，土地质量较好。共和盆地和柴达木盆地，气候较温暖，但降水少，局部地区土层较厚，小面积有水源灌溉，土层较厚的土地质量较好。
（2）土地类型多样，垂直分布明显。青海省土地广阔，南北纬度相差8度，地貌、土壤、植被类型较多，因此构成了较多的土地类型。以东部黄土区山地为例，其土地类型垂直分带是：河谷沟谷地，低山丘陵地，中山地，高山地，极高山地。该区土地利用垂直分带是：海拔2，80O米以下主要种植春小麦等温性作物，还有草地，为农牧地带；海拔2，8O0米～3，3O0米主要种植青棵、油菜等耐寒作物，还有天然草地和森林，为农林牧地带；海拔3，3OO米～3，9OO米为牧业用地；海拔高度最低为1，65O米，最高达6，860米。土地类型随着海拔的升高，也呈相应的变化，出现明显的土地垂直带谱。
（3）草地多，适宜农林土地少，但分布相对较集中。青海草地面积大，草地面积占全省总土地面积的50.46％，是全国五大牧区之一。草地主要集中于青南高原、祁连山地和柴达木盆地东南部边缘山地。宜农地土地面积仅占全省总土地面积的1.54％，主要集中分布于东部河湟地区、共和盆地和柴达木盆地。宜林土地仅占省全总土地面积的6.1%，主要分布于东南部地区。土地资源的类型与分布, 青海土地资源的类型共有13个一级类型和75个二级类型。其土地类型及其分布：
第三章 交通及电网结构 3、1交通
青海省内有铁路、公路、航空联结省内外。
图2 青海省的铁路分布
铁路营运总里程2208公里，有特快、普快等客车由西宁通往北京、上海、郑州、银川、青岛、成都、西安、兰州、拉萨、格尔木等大中城市。公路运输通车里程5.2万多公里，其中高级次高级公路1.6万公里，高速公路里程215公里。有5条国道、省道23条，形成以西宁市为中心，辐射全省的公路运输网。民用汽车拥有量27万辆。民航通航总里程3.32万公里，已开通西宁至北京、西安、广州、重庆、深圳、拉萨、南京、沈阳、呼和浩特、青岛、格尔木、成都、武汉、上海、杭州、乌鲁木齐等地的航班。青海省内有铁路、公路、航空联结省内外。铁路营运总里程2208公里，有特快、普快等客车由西宁通往北京、上海、郑州、银川、青岛、成都、西安、兰州、拉萨、格尔木等大中城市。公路运输通车里程5.2万多公里，其中高级次高级公路1.6万公里，高速公路里程215公里。有
条国道、省道23条，形成以西宁市为中心，辐射全省的公路运输网。民用汽车拥有量27万辆。民航通航总里程3.32万公里，已开通西宁至北京、西安、广州、重庆、深圳、拉萨、南京、沈阳、呼和浩特、青岛、格尔木、成都、武汉、上海、杭州、乌鲁木齐等地的航班。3、2电网结构
电网结构完善，有开发并网光伏电站电网的优势。地区电网以覆盖西至甘森、北至大柴旦、东到乌兰、南到沱沱河的区域，电网最高电压等级330Kv,有格尔木变、盐湖变、巴音变、乌兰变4个330kV变电站，并有750KV西宁—日月山—乌兰—柴达木交流特高压电网网架及正负400kV直流电网。
第四章 调节能力
柴达木盆地并网光伏电站建成后，除满足当地用电需求外，大部分电力将送入青海主网以及通过青海主网送入西北电网进行消纳。青海地处黄河上游，水资源丰富。青海水电比重大，约占全网总装机容量的70%.龙羊峡、李家峡两库联合补偿运行是黄河上游梯级水电站具备了多年的调节能力具有最大的补偿调节能力。光伏发电受季节变化、昼夜更替、云层厚度等因素影响，发电出力日变化较大。水电与光电联合运行，利用青海水电资源丰富，调节能力强的特点，对柴达木的光电进行调节补偿，大大减少了光伏发电对电网运行的影响。
第五章 电力消纳市场
由于青海省地处西部，工业基础较落后，自己的消纳能力有限，因此，必须寻找新的电力消纳市场
图3 2014年青海电网地区最大新能源消纳能力 2016年青海省内电力需求增速放缓，加之光伏等新能源发展迅猛，青海电网需在全国寻找光伏消纳市场。根据《2016年青电送苏框架协议》，2016年11月1日起，青海开始向江苏输送5亿千瓦时新能源电量。根据青海与江苏两省政府所签订《2016年青电送苏框架协议》，2016年11月1日起，青海开始向江苏输送新能源电量，至年末完成5亿千瓦时送电量。
据了解，《2016年青电送苏框架协议》于2016年9月6日签订，协议确定在2016年第四季度外送青海省海南州新能源5亿千瓦时电量，其中主力送电任务由目前全球最大的“水光互补”电站——龙羊峡水光互补光伏电站承担。根据中国国家电网青海电力公司测算，5亿千瓦时电量折合6.145万吨标准煤，相当于减排二氧化碳15.319吨。
考虑到2016年为初期试验送电，电力交易由北京电力交易中心平台组织，中国国家电网公司以及青苏两省电力公司将根据框架协议及平台交易结果明确具体的月度送电曲线和价格。
据了解，自2016年3月青海富余光伏电量首次输送华东0.8亿千瓦时以来，上半年，青海电网通过跨区跨省交易累计外送华东、华中1.74亿千瓦时新能源电量，实现了新能源消纳市场的拓展，特高压电网大规模远距离输送电能的优势正在显现。
参考文献
［ 1 ］ 李春来 杨小库等 太阳能与风能发电并网技术［M］2011、12 ［ 2 ］ 王成山，陈恺，谢莹华，等． 配电网扩展规划中分布式电源的选址和定容［J］． 电力系统自动化，2006，30(3):38-43．
Wang Chengshan，Chen Kai，Xie Yinghua，et al． Siting and sizing of distributed generation in distribution network expansion planning ［J］． Automation of Electric Power Systems，2006，30(3):38-43． ［ 3 ］ 范彬，周力行，黄頔，等． 基于改进蝙蝠算法的配电网分布式电源 规划［J］． 电力建设，2015，36(3):123-128．
Fan Bin，Zhou Lixing，Huang Di，et al． Distributed generation planning for distribution network based on modified bat algorithm ［J］． Electric Power Construction，2015，36(3):123-128． ［ 4 ］可再生能源中长期规划，2007．
［ 5 ］施鹏飞．从世界发展趋势展望我国风力发电前景【J】．中国电力．2003，936(9)：54—62．
第四篇：光伏电站项目合作协议书
项目合作协议书
甲方：
乙方：
“远离雾霾，找回蓝天”是现代人永远的诉求的，在今年的两会期间,XX已明确指出,能“源生产和消费革命，关乎发展与民生。要大力发展风电、光伏发电、生物质能，积极发展水电，安全发展核电，开发利用页岩气、煤层气。控制能源消费总量，加强工业、交通、建筑等重点领域节能。积极发展循环经济，大力推进工业废物和生活垃圾资源化利用。我国节能环保市场潜力巨大，要把节能环保产业打造成新兴的支柱产业。”
甲方为大力发展XX省的太阳能光伏发电市场，先积极寻求业务合作伙伴,乙方拥有一定的市场资源，同意与甲方合作共同开发该产品的市场。现为明确双方之间的权利和义务，本着“互利双赢”的精神及公平公正的原则，经双方友好协商特订立如下协议：
一 甲方责任
1、向乙方提供公司形象宣传、产品介绍等相关资料。
2、配合乙方向客户提供技术咨询,方案设计,工程施工。
3、负责对乙方进行业务范围内基本知识的培训。
4、按双方约定方式准时支付乙方利益分成。
二 乙方责任
1、乙方负责提供与本产品有意向客户源。
2、当甲方的产品销售给乙方提供的客户源时，应当由甲方与客户签订正式合同，并由甲方负责工程所有流程。
3、乙方在拓展客户源期间，应当履行宣传甲方系列产品优点的业务，不得有诋毁甲方系列产品或转介绍客户购买其它公司同类系列产品的行为。否则，甲方有权置留乙方提成款和解除合作合同。
三
利益分成及支付方式
1、甲方在施工结束后三天内，必须将乙方应当取得的业务提成款支付给乙方。
2、乙方提成按利润取得的％提取。
四、本协议自签订之日起生效，有效期两年。
五、本协议一式两份，双方各执一份，具有同等法律效力。
六、本协议未尽事宜，双方应本着友好合作的原则协商解决。
甲方代表： 乙方代表：
签订日期： 签订日期：
签约地点： 签约地点：
仅供参考
第五篇：光伏电站项目施工及验收情况
目录
一、光伏电站项目开发全过程---------------2
二、设计阶段-------2
三、施工建设-------2
3.1设备到场验收--------------------------2 3.2支架到场检查--------------------------2 3.3支架安装流程--------------------------2 3.4光伏组件的安装流程-----------------3 3.5光伏组件之间的接线-----------------3 3.6汇流箱的安装--------------------------3 3.7逆变器的安装--------------------------4
四、工程验收-------4
4.1单位工程验收--------------------------4 4.2土建工程--5 4.3屋面混凝土预制支架基础----------5 4.4屋顶及屋顶设施的验收-------------5 4.5安装工程的验收-----------------------5 4.6支架安装验收--------------------------5 4.7光伏组件安装的验收标准----------6 4.8汇流箱的安装验收应-----------------6 4.9逆变器安装的验收应-----------------6 4.10电气设备安装的验收---------------6 4.11光伏电路监控系统安装的验收--7 4.12防雷与接地安装的验收------------7 4.13光伏方阵直流电缆安装的验收--7 4.14安全防范工程验收------------------8 4.15消防工程验收-------------------------8
五、并网工程验收（与电网公司商讨接入方案）--------------------8
六、工程试运行和移交生产验收------------9
6.1光伏电站试运行和移交生产验收 9 6.2工程试运行和移交生产验收-------9 6.3移交时应提交资料--------------------9
七、系统检测及调试----------------------------9
7.1光伏组件串测试---------------------10 7.2逆变器的调试检测------------------10 7.3直流侧验收测试内容---------------11 7.4交流侧验收测试内容---------------12 7.5抽样选择 12
光伏电站项目施工及验收
一、光伏电站项目开发全过程
项目前期（核准、荷载、售电协议等）--设计--施工建设--并网调试检测--交付--质保期
二、设计阶段
现场勘查、初步设计、协调电网公司接入方案、深化设计（设备选型、系统设计、方阵设计、电气设计、辅助设计等）、出图
三、施工建设
测量放线--支架基础--支架安装--组件安装--光伏电缆桥架及电缆铺设--电气安装（汇流箱、逆变器、变压器等设备）--设备单体调试--设备联合调试--内部验收--竣工验收--并网检测--移交
3.1设备到场验收：
组件、逆变器、汇流箱等设备到场后应做到以下检查：
1包装及密封均应良好
2开箱检查、型号、规格均应符合设计要求，附件、备件应齐整
3产品的技术文件应齐全
4外观检查应完好无损
3.2支架到场检查：
1外观及防腐涂镀层应完好无损
2型号、规格及材质应符合设计图纸要求，附件、备件应齐全
3对存放在滩涂、盐碱等腐蚀性强的场所的支架应做好防腐蚀工作
4支架安装前，安装单位应按照“中间交接验收签收单”的相关要求对基础与预埋件
（预埋螺栓）的水平偏差合定位轴线偏差进行查验。
3.3支架安装流程
1固定支架安装应符合以下固定：
1采用型钢结构的支架，其紧固度应符合设计图纸要求及现行国家标准《钢结构工程施工质量验收规范》GB50205
2支架安装过程中不应强行敲打，不应气割扩孔。对热镀锌材质的支架，现场不宜打孔。
3支架安装过程中不应破摔支架防腐层
4手动可调式支架调整动作应灵活，高角度调节范围应满足设计要求。
5支架倾斜角度偏差不应大于+-1%
3.4光伏组件的安装流程
1光伏组件安装前
1支架安装必须应收合格
2宜按照光伏组件的电压、电流参数进行分类和组串
3光伏组件的外观及各部件应完好无损
2安装过程
1组件安装应按照设计图纸的型号、规格进行安装
2光伏组件固定螺栓的力矩值应符合产品或设计文件的规定
3光伏组件安装允许偏差应符合
3.5光伏组件之间的接线：
1光伏组件连接数量和路径应符合设计要求
2光伏组件间插接件应连接可靠
3外接电缆同插接件连接应搪锡
4光伏组件进行组串连接后应对光伏组件串的开路电压和短路电流进行测试
5光伏组件间接线可利用支架进行固定，应整齐美观。
6同一光伏组件和光伏组件串的正负极不应短接。
严禁触摸光伏组件串的金属带点部位，严禁在雨中进行光伏组件的连线工作。
3.6汇流箱的安装
1汇流箱安装前
1汇流箱内元器件应完好，连接线应无松动
2汇流箱的所有开关和熔断器应处于断开状态。
3汇流箱进线端及出线端与汇流箱接地端绝缘电阻不应小于20M欧
2汇流箱安装应符合下列要求：
1安装位置应符合设计要求，支架和固定螺栓应为防锈件。
2汇流箱安装的垂直偏差应小于1.5mm
3汇流箱内的光伏组件串的电缆接线前必须确认为光伏组件侧和逆变器侧均有明显断开点。
3.7逆变器的安装
1逆变器安装前应：
1室内安装的逆变器安装前应具备：
1屋顶、楼板应施工完毕，不得渗漏。
2室内地面基础应施工完毕，并应在墙上标出抹面标高，室内沟道无积水、杂物，门窗安装完毕。
3进行装饰时有可能损坏已经安装的设备或设备安装后不能再进行装饰的工作应全部结束。
4对安装有妨碍的模板、脚手架等应拆除，场地应清扫干净。
5混凝土基础及构件应达到允许安装的强度，焊接构件的质量应符合规定：
6检查安装逆变器的型号、规格应正确无误，逆变器外观检查应完好无损。
7运输就位的机具应准备就绪，且满足荷载要求。
8大型逆变器就位时应检查道路通畅，且有足够的场地。
2逆变器安装应符合以下要求：
1逆变器采用基础型钢固定的，逆变器基础型钢安装的允许偏差：
2基础型钢安装后，其顶部宜高出抹平地面10mm，基础型钢应有明显的可靠接地。
3逆变器的安装方向应符合设计规定
4逆变器与基础型钢之间固定应牢固可靠。
5逆变器交流侧与直流侧电缆接线前应检查电缆绝缘，校对电缆相序和极性。
6逆变器直流侧电缆接线前必须确认汇流箱侧有明显断开点
7电缆接线完毕后逆变器本体的预留孔洞和电缆管口应进行防火封堵。
四、工程验收
施工质量验收（土建工程、安装工程、消防工程、安全工程）主要设备性能验收
安全验收（防雷接地、防火）4.1单位工程验收：
1质量控制资料应该完整
2单位工程所含分部分项有关安全和功能的检测资料应该完整
3主要功能项目的抽查结果应该符合相应技术要求的规定
4观感质量验收应符合要求
单位工程的验收应由建设单位（业主）、总包单位、施工单位、设计单位（或监理）等有关单位负责人及专业技术人员组成。4.2土建工程：
1光伏组件支架基础、场地及建筑物等分布工程的验收
2施工记录、隐蔽工程、质量控制、自检验收记录应完整完备 放线布线的验收应符合下列要求：
1光伏组件串、并联方式应符合设计要求
2光伏组件串标识应符合设计要求
3光伏组件串开路电压和短路电流应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB50794的有关规定
4.3屋面混凝土预制支架基础：
1混凝土预制基础应符合现行国家标准《混凝土结构工程施工质量验收规范》GB50204的有关规定
2外露的金属预埋件（预埋螺栓）应进行防腐处理，接地的扁钢、角钢均进行防腐处理。
3新建屋面的支架基础宜与主体结构一起施工。
4屋面支架的基础不得损害建筑物的主体结构，不应该破坏屋面的防水构造，且与建筑承重结构的链接牢固、可靠，对原有建筑物防水结构有影响时，应根据原防水结构重新进行防水处理。
5支架基础的轴线、标高、截面尺寸及垂直度以及预埋螺栓的尺寸偏差应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB50794。4.4屋顶及屋顶设施的验收应符合：
1屋顶承重、平整度应符合设计要求
2电缆桥架应符合设计要求
3屋顶防水、排水设施应符合设计要求
建筑物内（逆变器、升压站、配电室）等需符合国家标准《建筑工程施工质量验收统一标准》GB50300和《钢结构工程施工质量验收规范》设计的要求 4.5安装工程的验收：
安装工程应包括：支架安装、光伏组件安装、汇流箱安装、逆变器安装、电气设备安装、防雷与接地安装、线路及电缆安装等分部分项工程的验收。
1设备制造单位提供的产品说明书、实验记录、合格证件、安装图纸、备品备件和专用工具及其清单等资料应完整齐备。
2设备抽查记录和报告、安装调配记录和报告、施工中的关键工序检查记录、质量控制记录、自检记录等资料应完整齐备。4.6支架安装验收应符合：
1固定支架
1固定支架安装的验收办法应符合现行国家标准《钢结构工程施工质量验收规范》GB50205的有关规定
2采用固件（压块等）的支架，紧固点应牢靠，不应有弹垫未压平等现象。（抽检比例？）
3支架安装的垂直度、水平度和角度偏差应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB50794的有关规定
4规定式支架安装的偏差应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB50794的有关规定
5对于手动可调式支架，高度角调节动作应符合设计要求。
6固定式支架的防腐处理应符合设计要求。
7金属结构支架应与光伏方阵接地系统可靠连接
4.7光伏组件安装的验收标准应符合下列要求:
1光伏组件安装应按设计图纸进行，连接数量和路径应符合设计要求
2光伏组件的外观及接线盒、连接器不应有损坏现象
3光伏组件间插件连接应牢固，连接线应进行处理，整齐美观
4光伏组件安装倾斜角度应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB50794的有关规定
5光伏组件边缘高差应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB50794的有关规定
6方阵的绝缘电阻应符合设计要求
4.8汇流箱的安装验收应符合以下标准：
1箱体安装位置应符合设计图纸要求
2汇流箱标识应齐全
3箱体和支架连接应牢靠
4采用金属箱体的汇流箱应可靠接地
5安装高度和水平度应符合设计要求
4.9逆变器安装的验收应符合下列要求:
1设备的外观及主要零部件不应有损坏、受潮现象。元器件不应有松动或丢失。
2对调试记录及资料应进行复核。
3设备的标签内容应符合要求，应标明负载的连接点和极行
4逆变器的可靠接地
5逆变器的交流侧接口处应有绝缘保护所有绝缘和开关装置功能应正常
7散热风扇工作应正常
8逆变器和基础间连接应牢固可靠
9逆变器通风处理应符合设计要求
10逆变器悬挂式安装还应符合：
1逆变器和支架的连接应牢固可靠符合设计要求安装高度应符合设计要求
3水平度应符合设计要求
4.10电气设备安装的验收应符合以下要求：
1变压器和互感器安装的验收应符合现行国家标准《电气装置安装工程 电力变压器、油浸变压器、互感器施工及验收规范》GB50148的有关规定高压电气设备的安装验收应符合现行国家标准《电气装置安装工程 高压电器施工及验收规范》GB50147的有关规定
3低压电器设备安装的验收应符合现行国家标准《电器装置安装工程 低压电器施工及验收规范》GB 50254的有关规定
盘、柜及二次回路接线安装的验收应符合现行国家标准《电器装置安装工程 盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》GB50171的有关规定
4.11光伏电路监控系统安装的验收应符合以下条件：
1线路敷设路径相关资料应完备齐备
2布放线缆的规格、型号和位置应符合设计要求，线缆排列应整齐美观，外皮无损伤，绑扎后的电缆应互相精密靠拢，外观平直整齐，线扣间距均匀，松紧适度。
3信号传输线的信号传输方式与传输距离应匹配，信号传输质量应满足设计要求
4信号传输线和电源电缆应分离布放，可靠接地
5传感器、变送器安装位置应能真实地反应被测量值，不应受其他因素的影响
6监控软件应符合设计要求
7监控软件应支持标准接口，接口的通信协议应满足监理上一级监控系统的需要及调度的要求
8监控系统的任何故障不应影响被监控设备的正常工作
9通电设备都应提供符合相关标准的绝缘性能测试报告
继电保护剂安全自动装置的技术指标应符合现行国家标准《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T14285的有关规定
调度自动化系统的技术指标应符合现行行业标准《电力系统调度自动化设计技术规程》DL/T5003和电力二次系统安全防护规定的有关规定
无功补偿装置安装的验收应符合现行国家标准《电气装置安装工程 高压电气施工及验收规范》GB50147的有关规定
调度通信系统的技术指标应符合现行行业标准《电力系统通信管理规程》DL/T544和《电力系统通信自动交换网技术规范》DL/T598的有关规定
检查计量点装设的电能计量装置，计量装置配置应符合现行行业标准《电能计量装置技术管理规程》DL/T448的有关规定
4.12防雷与接地安装的验收应符合：
1光伏方阵电压保护和接地安装的验收应符合
1光伏方阵过电保护与接地的验收应依据设计的要求进行
2接地网的埋设和材料规格型号应符合设计要求
3连接处焊接应牢固、接地网引出应符合设计要求
4接地网接地电阻应符合设计要求
电气装置的防雷与接地安装应符合现行国家标准《电气装置安装工程 接地装置施工及验收规范》GB50169的有关规定
建筑物的防雷与接地安装的验收应符合国家现行标准《建筑物防雷设计规范》GB50057的有关规定
4.13光伏方阵直流电缆安装的验收应符合下列要求：
1直流电缆规格应符合设计要求
2标志牌应装设齐全、正确、清晰
3电缆的固定、弯曲半径、有关距离等应符合设计要求
4电缆连接接头应符合现行国家标准《电气装置安装工程 电缆线路施工及验收规范》GB 50168的有关规定
5直流电缆线路所有接地的接点与接地极应接触良好，接地电阻值应符合设计要求
6防火措施应符合设计要求
交流电缆安装的验收应符合现行国家标准《电气装置安装工程 电缆线路施工及验收规范》GB 50168的有关规定
4.14安全防范工程验收：
设计文件及相关图纸、施工记录、隐蔽工程验收文件、质量控制、自检验收记录集符合现行国家标准《安全防范工程技术规范》GB50348的试运行报告等资料应完整齐备。
安全防范工程的验收应符合：
1系统的主要功能和技术性能指标应符合设计要求 系统配置，包括设备数量，型号及安装不见应符合设计要求。
工程设备安装、管线敷设和硬币工程的验收应符合现行国家标准《安全防护工程技术规范》GB50348的有关规定
4报警系统 视频安防监控系统，出入口控制系统的验收应符合现行国家标准《安全防范工程技术规范》GB50348的有关规定。
4.15消防工程验收应符合：
1设计文件及相关图纸、施工记录、隐蔽工程验收文件，质量控制，自检验收记录等资料应齐备
消防工程的设计图纸应得到当地消防部门的审核
3光伏电站消防应符合设计要求：
1符合设计要求
2建（构）筑构件的燃烧性能和耐火极限应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB50016的有关规定 屋顶光伏发电项目工程，应满足建筑物的防火要求
4防火隔离措施应符合设计要求 光伏电站消防给水、灭火措施及火灾自动报警应符合设计要求
6消防器材应按规定品种和数量排放齐全
7安全出口标志灯及火灾应急照明灯具应符合现行国家标准《消防安全标志》GB14395和《消防应急照明和疏散指示系统》GB17945的有关规定。
五、并网工程验收（与电网公司商讨接入方案）：
1涉及电网安全生产管理体系验收
2电气主接线系统及场（站）用电系统验收
3继电保护、安全自动装置，电力通信，直流系统，光伏电站监控系统等验收。
4二次系统安全防护验收
5对电网安全、稳定运行有直接影响的电厂其他设备及系统验收
6通信系统与电网调度机构连接应正常
7电力线路应已经于电网接通，并已通过冲击试验
8光伏电站监控系统各项功能应运行正常
9并网逆变器应符合并网技术要求
六、工程试运行和移交生产验收
6.1光伏电站试运行和移交生产验收应符合下列条件：
光伏发电工程单位工程和启动验收均已合格，并且工程试运大纲经试运行和移交生产验收合格。
与公共电网连接处的电能质量应符合有关现行国家标准的要求
3设备及系统调试，宜在天气晴朗，天阳符合不低于400W/M2条件下进行
4生产区内所有安全防护设施均已经验收合格
5运行维护和操作规程管理维护文档应完备齐全
6光伏发电工程经调试后，从工程启动开始无故障连续并网运行时间不得少于光伏组件接受总辐射量累计达60KWH/M2的时间。
光伏发电工程主要设备（光伏组件，并网逆变器和变压器等）各项试验应完成且合格，记录齐全完整
8运行人员应取得上岗培训资格
6.2工程试运行和移交生产验收主要工作包括：
应审查工程设计、施工、设备调试、生产准备、监理、质量监督等总结报告
2应检查工程投入试运行的安全保护设施是否完善
3应检查监控和数据采集系统是否达到设计要求
4应检查光伏组件面接收总辐射量累计达60KWH/M2的时间内无故障连续并网记录是否完备。
5应检查光伏方阵电气性能、系统效率等是否符合设计要求
6应检查并网逆变器、光伏方阵列各项性能指标是否达到设计要求
7应检查工程启动验收中发现的问题是否整改完成
8工程试运行过程中发现的问题应责成有关单位限期整改完成9应确定工程移交生产期限
10应对生产单位提出管理要求和建议。
11应签发“工程试运行和移交生产验收鉴定书”
6.3移交时应提交资料如下：
1工程竣工决算报告及审计报告
2竣工工程图纸
3工程概预算执行情况报告
4工程竣工报告
七、系统检测及调试
项目现场测试验收工作内容：
1关键部件在实际运行条件下的性能测试（部件质量，、电气接线、触点保护和接地、标签和标识）； 重点内容：
光伏组件检测（是否存在热斑，隐裂等质量问题）；
I-V特性曲线；
汇流箱功率测试；
逆变器转换效率；
光伏组串一致性；
2接地和绝缘电阻；
3电能质量，系统电气效率；
4土建和支架结构（土建和支架满足设计要求、环境要求、相关标准和法规的要求；系统应配备相对应的消防措施）；
5电站电气建设与设计一致性； 7.1光伏组件串测试：
1光伏组件串测试前应具备以下条件：
1所有光伏组件应按照设计文件数量和型号组串并接引完毕。
2汇流箱内各回路电缆应接引完毕，且标示应清晰正确
汇流箱及内部防雷模块接地应牢固、可靠，且导通性良好
4辐射度宜在高于或等于700W/平米的条件下测试
2光伏组件串的检测应符合下列要求：
1汇流箱内测试光伏组件串的极性应正确
2相同测试条件的相同组件串之间的开路电压偏差不应大于2%,但最大偏差不应超过5V。
3在发电情况下应使用万用表对汇流箱内光伏组件串的电流进行检测，相同测试条件下且辐射照度不应低于700W/平米时，相同光伏组件串之间的电流偏差不应大于5%。
4光伏组件串电缆温度应无超常温等异常情况
5光伏组件串测试完成后，应按照规范格式填写记录。
逆变器投入运行前，将接入此逆变单元内的所有汇流箱测试完成 7.2逆变器的调试检测
1逆变调试前应具备：
1逆变器控制电源应具备投入条件
2逆变器直流侧、交流侧电缆应接引完毕，且极性（相序）正确、绝缘良好
3方阵接线应正确，具备给逆变器提供直流电源的条件
2逆变器调试前，应对其做好下列检查：
1逆变器接地应牢固可靠、导通性好
2逆变器内部元器件应完好，无受潮、放电痕迹
3逆变器内部所有电缆连接螺栓、插件、端子应连接牢固，无松动
4档逆变器本体配有手动分合闸装置时，其操作应灵活可靠，接触良好，开关位置指示正确。
5逆变器本体及各回路标识应清晰正确
6逆变器内部应无杂物，并经过清灰处理。
逆变器调试应符合以下要求:
1逆变器控制回路带电时，应对其做好下列检查
1工作状态指示灯、人机界面屏幕显示应正常
2人机界面上个参数设置应正确
3散热装置工作应正常
2逆变器直流侧带电而交流侧不带电时，应进行下列工作：
1测量直流侧电压值和人机界面显示值之间偏差应在允许范围内
2检查人机界面显示直流侧对地阻抗值应符合要求
3逆变器直流侧带电，交流侧带电，具备并网条件时，应进行下列：
1测量交流侧电压值和人机界面显示值之间偏差应在允许范围内，交流侧电压计频率应在逆变器额定范围内，且相序正确。
2具有门限位闭锁功能的逆变器，逆变器盘门在开启状态不应做出并网工作。
4逆变器并网后，在下列测试情况下，逆变器应跳闸解列：
1具有门限位闭锁功能的逆变器，开启逆变器盘门
2逆变器交流侧掉电
3逆变器直流侧对地阻抗低于保护设定值
4逆变器直流输入电压高于或低于逆变器的整定值
5逆变器直流输入过电流
6逆变器直流侧电压超出额定电压允许范围
7逆变器交流侧频率超出额定频率允许范围
8逆变器交流侧电流不平衡超出设定范围
逆变器停运后，需打开盘门进行检查时，必须切断直流、交流和控制电源，并确认无电压残留后，在有人监护的情况下进行。测试人员测试完毕后，应按照规范填写施工记录。7.3直流侧验收测试内容
1光伏组件（或组件串）标称功率测试
在太阳光辐照度不低于500W/m2，风速不大于2m/s条件下，使用便携式I-V测试仪，测试光伏组件（或组件串）的实测功率，推算至STC条件下的标称值，并与铭牌值相比较。在条件允许的情况下，从电站现场抽取5~10块代表性组件，送至实验室进行精密功率测量。
光伏组件EL隐裂测试
使用EL测试仪，在电站现场测试光伏组件的EL图像，并判断组件是否有隐裂，以及分析隐裂产生的原因。该测试对未安装的组件或拆卸下来的组件进行。
光伏组件（或组件串）电压电流匹配性测试
使用便携式电压电流测试仪，在电站现场测试光伏组件（或组件串）之间的开路电压、短路电流、运转电流的匹配性，是否由于3%。同一组批次组串测试时，辐照度变化不高于10W/m2。光伏组件（或组件串）绝缘和接地电阻测试
使用便携式绝缘测试仪，在电站现场测试光伏组件（或组件串）内部电路与边框或支架之间的绝缘电阻，测试电压为1000V，要求绝缘电阻满足IEC 61215中10.3的要求。
5光伏组件热斑隐患测试
使用便携式红外热像仪，在电站现场拍摄光伏组件在发电状态下的红外成像，分析局部过热及热斑隐患。光伏汇流箱绝缘测试
使用便携式绝缘测试仪，在电站现场测试光伏汇流箱输入输出电路与接地端和金属外壳之间的绝缘电阻，测试电压为1000V，要求绝缘电阻不小于1MΩ。
光伏汇流箱热效应测试
使用便携式红外热像仪，在电站现场拍摄汇流箱在正常工作状态下的红外成像，分析电路是否有局部过热导致燃烧的隐患。7.4交流侧验收测试内容
并网点输出电能质量测试
使用便携式电能质量分析仪，在电站现场逆变器的输出并网点，检测其输出交流电的电能质量，包括电压及波动、频率及波动、谐波、功率因数、三相不平衡度、闪变等。逆变器、配电柜、控制设备的绝缘电阻测试
使用便携式绝缘电阻测试仪，检测电站现场逆变器、配电柜、控制设备的内部电路对地及外壳的绝缘电阻。
逆变器、配电柜、控制设备的热效应测试
使用便携式红外热像仪，在电站现场拍摄逆变器、配电柜、控制设备在正常工作状态下的红外成像，分析电路是否有局部过热导致燃烧的隐患。
系统整体转换效率测试
使用便携式电站综合分析仪，同步测试光伏组串输出平均直流功率和逆变器输出交流功率，计算光伏电站系统整体转换效率。7.5抽样选择
采取现场抽样方式，抽样比例由合同双方协商确定。以下抽样比例供参考，特殊情况可增加抽样比例：
（1）单个项目装机容量3MW以下的光伏电站：
光伏组件5～8%；光伏组件串60～70%； 光伏汇流箱 50%；
光伏逆变器 300kW及以上等级，100%；300kW以下等级，80%；（2）单个项目装机容量3MW以上的光伏电站：
光伏组件1～3%；光伏组件串30～50%； 光伏汇流箱 30%；
光伏逆变器 500kW及以上等级，80%；500kW以下等级，50%；（3）子系统单元划分
对于分布式电站，子系统单元以屋顶等建筑物为划分单位，或者以逆变器数量为划分单位；
对于大型地面电站，子系统单元以逆变器数量为划分单位
参考文献：光伏发电工程验收规范
GB/T50796-2012
光伏发电工程施工规范
GB50794-2012
光伏电站现场测试技术规范 CPVT-2013-28
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