光伏扶贫电站建设模式

光伏扶贫电站建设模式（精选8篇）

1.光伏扶贫电站建设模式 篇一

根据《xx区扶贫开发局关于认真开展光伏扶贫存在问题自查自纠工作的通知》要求，结合中央脱贫攻坚专项巡视反馈意见光伏扶贫存在问题整改、光伏扶贫电站验收评估、村级光伏扶贫电站数据接入等工作，组织开展了光伏扶贫存在问题自查自纠工作，现将有关情况报告如下：

一、基本情况

（一）光伏扶贫电站建设情况

xx乡累计建成并网光伏扶贫电站160千瓦，其中村级光伏扶贫电站120千瓦。

（二）纳入国家补助目录情况

xx乡已纳入国家补助目录光伏扶贫电站120千瓦，其中村级光伏扶贫电站120千瓦。

二、自查自纠情况

（一）工作开展情况

乡村两级光伏电站，按照规定组建公司，以公司名义进行管理，聘请财物人员，单独核算资金收支。建成使用至今，运行良好，按照光伏收益分配方案进行落实，均聘请贫困户为专业管护员，定期开展清扫、树叶清理。

（二）自查发现的问题

1．中央脱贫攻坚专项巡视反馈意见存在问题

一是“全覆盖”方面：我乡村两级光伏电站按照项目建设的场地要求，多次选址，最终选定在场地面积符合建设要求且今后设施较为安全的政府楼顶及废弃教舍，没有要求各村重复建设、遍地开花。

二是收益分配方面：安居村120kw光伏电站，收益资金分配未建章立制，分配资金未发放落实。

2．审计署南京特派办2018年贯彻落实国家重大政策措施情况跟踪审计报告中指出问题经自查，未发现问题。不存在举借政府债务超计划、规模发展光伏产业，光伏电站收益基本上用于扶贫关联对象的收益分配，没有将光伏电站收益作为政府债务的还款来源。

3．国务院扶贫办开展光伏扶贫电站问题自查通知中指出的问题经自查，未发现问题。存在国家补贴申报待批过程中。

4．省级第三方考核评估、实际交叉考核、督查暗访、第三方监测评估、平时调度中发现的问题经自查，未发现问题。

一是关于部分地方光伏扶贫电站运维机制不健全、运维责任落实不到位的问题，已经安排专人对光伏电站设备进行日常管护、清理，确保收益更高；

二是个别光伏扶贫电站长期故障失修状态，严重影响光伏扶贫电站的问题，我乡丰扶光伏电站于2017年9月建成，且在与五洋电力建设股份有限公司签订的《黄山区615kw镇级光伏扶贫电站项目合同——新丰乡》中明确规定：五洋电力建设股份有限公司的无偿维护期限为5年目前运行情况良好，不存在长期故障失修状态；

三是个别地方未按照要求制定年度收益分配计划，公示公告不透明，程序不规范以及个别地方非贫困村、非贫困户享受光伏电站收益的问题，我乡在成立丰扶光伏发电有限公司、建设光伏电站之初就已经制定出收益分配计划，制定“三无”光伏电站收益分配使用计划，经乡扶贫开发领导小组会议通过，并在乡政务公开栏、信息公开网站和关联的村公示10天后，将光伏电站收益分配使用计划报区发改委、农委、财政局、扶贫办备案。2018年收益分配方案为：“三无”光伏电站发电形成的收益在扣除管理运维等费用后，剩余80%关联到“三无”贫困户，按照人口数平均发放，20%作为结余纳入下年度的分配计划。

三、整改情况

（一）方案制定：限定安居村制定光伏电站利益分配方案，及时提交村民体表大会予以通过，及时兑现落实。

（二）整改措施：4月20日前完成资金分配计划，确保群众收益。

（三）目前进展：正在落实中。

四、有关意见建议

（一）建议区扶贫开发局经常性的邀请专业人员对光伏电站管护人员进行运维操作技能培训，提高他们的业务知识,使管护人员具备一定的电站管理知识，了解电站各部分设备的性能；

（二）建议区扶贫开发局加强对村级光伏发电项目资金使用的指导，加快乡镇级光伏电站国家补助的申报和报批，提高电站关联贫困人员的收益分配水平。

（三）建议区扶贫开发局对乡镇级光伏发电项目实行统一招标、统一管理。

2.光伏扶贫电站建设模式 篇二

一、聊城市光伏扶贫的现行模式

近几年, 聊城市在光伏扶贫道路上进行了积极探索, 取得了初步成效。我们基于在聊城市光伏扶贫项目中的实践, 将聊城市光伏扶贫的现行模式归纳总结为以下四个阶段:

第一阶段, 政府分配扶贫资金。为了打赢脱贫攻坚战, 政府加大了扶贫的力度, 扶贫资金的渠道正在多元化, 扶贫资金的总量正在增加。大量的扶贫资金经由省、市、县、乡镇等各级政府, 最终分散给省、市、县等各级包村书记或村书记, 他们成为政府扶贫资金的“代理人”, 从理论上讲, 他们对扶贫资金的使用具有决策权。

第二阶段, 政府选择扶贫项目。拿到扶贫资金的“代理人”在扶贫工作中遇到的首要问题是“做什么”, 即扶贫项目的选择。这一过程可以细分为四个步骤:

(1) 获取信息。“代理人”通过工作会议、新闻媒体、熟人关系等各种正式或非正式的信息渠道获取关于扶贫项目的信息; (2) 考察项目, “代理人”自发地或者有组织地通过“请进来”“走出去”的方式进行项目考察; (3) 比较项目。“代理人”根据党中央精准扶贫的要求, 对种植、养殖、光伏等可能的扶贫项目进行经济效益和社会效益的全面比较; (4) 选择项目。由于光伏项目更加符合精准扶贫的要求、经济效益更加安全稳定、社会效益更加持久显著, 所以往往成为扶贫项目的首选。

第三阶段, 政府选择光伏企业。解决了“做什么”的问题, 紧接着就会迎来“谁来做”的问题, 即光伏企业的选择。这一过程可以细分为四个环节:

(1) 考察企业。“代理人”除了通过电话、网络了解企业, 还通过座谈、观摩等形式对企业进行实地考察, 以获取关于企业的真实信息; (2) 拟定方案。“代理人”会让几家意向性企业进行场地勘探并拟定光伏扶贫方案; (3) 招标谈判。“代理人”通常采用政府采购招标程序、竞争性谈判等形式选择合作企业; (4) 签订合同, 光伏企业拟定合同, 经与“代理人”协商无异议后, 双方签订合同。

第四阶段, 各方践行契约精神。合同签订之后就是各利益相关方履行合同约定、践行契约精神的过程。这一过程包含六方面的工作:

(1) 并网申请。项目业主委托光伏企业向电网企业提出并网申请, 电网企业在受理申请之后进行场地勘探并制定接入系统方案, 经项目业主确认后, 出具接网意见函; (2) 项目备案。光伏企业持接入系统方案和接网意见函到发改委, 由发改委出具项目基本建设备案证明; (3) 项目申报。项目业主或者电网企业在国家能源局可再生能源发电项目信息管理平台上进行项目申报; (4) 项目建设。光伏企业施工建设光伏电站; (5) 并网验收。光伏企业向电网企业提出并网验收和调试申请, 电网企业受理申请、安装电表, 进行并网验收及调试, 并与项目业主签订购售电合同及并网调度协议; (6) 运营维护, 光伏企业配合项目业主进行光伏电站的运营维护。

二、聊城市光伏扶贫现存的问题

剖析聊城市光伏扶贫的现行模式, 不难发现其中存在的诸多问题。我们按照光伏扶贫涉及的政府、光伏企业、其他相关单位等不同的主体将问题归纳为以下三个方面:

1. 扶贫资金的使用效益较低

扶贫资金的使用效益较低指的是扶贫资金的使用成本较高而收益较少。成本较高不仅表现在政府为扶贫资金的使用投入了大量的人力, 还表现在随着扶贫资金“代理人”的增多, 政府选择项目和选择企业的成本也在加大。收益较少表现在:

(1) 扶贫资金的分散使用大大降低了规模效应; (2) 由于一些“代理人”缺乏选择项目的知识和经验, 以及项目自身收益的不确定性, 导致一些扶贫项目的决策质量不高、收益较低; (3) 由于一些“代理人”缺乏鉴别优质光伏企业和精品光伏电站的专业知识, 以及当今市场上的光伏企业鱼龙混杂、产品品质参差不齐, 导致一些光伏电站的收益较低; (4) 光伏扶贫电站一般选择在村支部屋顶或地面、村集体荒地、农户屋顶进行建设, 选择“全额上网”或者“自发自用、余电上网”模式, “全额上网”模式当前面临政策的不确定性, 此种形式的“自发自用、余电上网”相对于工商业屋顶的“自发自用、余电上网”收益较低, 此外, 有的贫困村电网质量和屋顶质量较差, 电站收益无法得到保障。

2. 光伏企业的经营成本较高

(1) 项目前期的沟通成本较高。在政府选择扶贫项目和选择光伏企业阶段, 扶贫资金的“代理人”越分散, 光伏企业与之沟通的成本越高。分布式光伏市场尚处于开拓阶段, 客户相对分散, 大多数情况下需要光伏企业一户一户地代办并网申请、项目备案、项目申报等手续, 由于分布式光伏属新兴业务领域, 电网企业、发改委、能源局等相关单位在工作过程中也会存在流程不顺畅、标准不统一等问题, 这就使得光伏企业与电网企业、发改委、能源局等相关单位的沟通成本较高。 (2) 项目中期的建设成本较高。由于分散到每位“代理人”身上的扶贫资金数额较小, 光伏扶贫电站的建设规模普遍较小, 导致光伏扶贫电站的建设成本较高。 (3) 项目后期的运维成本较高。光伏扶贫电站的规模较小、位置分散还导致了项目后期的运维成本较高。

3. 其他单位的工作成本较高

相对于一次性集中受理业主的并网申请、项目备案或项目申报等业务, 电网企业、发改委或国家能源局等相关单位一户户分散受理业务的工作成本较高。为此, 聊城市东昌府区电业局率先采用了集中时段受理分布式光伏业务。

三、聊城市光伏扶贫的模式创新

政府扶贫资金的使用效益较低、光伏企业的经营成本较高、其他单位的工作成本较高等问题体现了当前聊城市光伏扶贫的粗放性, 同时也表明了聊城市光伏扶贫的模式创新具有无限可能。分析现存问题背后的成因, 我们认为, 要实现从“粗放式光伏扶贫”到“集约式光伏扶贫”的转变, 需要对现行模式进行三点创新:

1. 扶贫资金的使用从分散到集中

扶贫资金的分散使用是产生扶贫资金规模效应较低、使用成本较高等一系列现存问题的根源。政府可通过整合各种渠道的扶贫资金、利用金融工具撬动更大规模的扶贫资金, 注册成立一家由政府部门主导的、具有扶贫性质的公司, 集中管理和使用扶贫资金, 最大限度地发挥扶贫资金的规模效应、降低扶贫资金的使用成本。

2. 光伏电站的选址从村庄到企业

光伏电站的选择从村庄到电网质量、屋顶质量等基础条件较好的企业, 既符合政府的利益需求, 又符合企业的利益需求。居民“自发自用、余电上网”模式中, “自发自用”部分的度电收益是1.01元 (=居民用电0.54元+国家补贴0.42元+山东省补贴0.05元) , “余电上网”部分的度电收益是0.889元 (=标杆电价0.419元+国家补贴0.42元+山东省补贴0.05元) 。由于居民消费电量较少, 所以整体而言, 政府的度电收益位于0.889~1.01元, 趋近于0.889元。政府使用企业屋顶建设光伏电站, 选用“自发自用、余电上网”模式, 企业因此可享受折扣电价, 这种情况下“自发自用”部分的度电收益是1.28元 (=企业用电0.9元×售电折扣0.9+国家补贴0.42元+山东省补贴0.05元) , “余电上网”部分的度电收益0.889元不变, 由于企业消纳的电量较大, 所以整体而言, 政府的度电收益位于0.889~1.28元, 趋近于1.28元。如果企业不享受折扣电价而享受屋顶租金收益, 那么政府的度电收益将会趋近于1.37元 (=企业用电0.9元+国家补贴0.42元+山东省补贴0.05元) 。如此一来, 政府得到的电站收益将会大幅增加。此外, 这一举措也满足了企业自身降低成本、节能减排的需求, 可谓一举两得。

3. 光伏电站的建设从产品到精品

光伏电站质量是稳定收益的基本保障。权威机构鉴衡认证中心近期的一份调查报告却显示, 国内建成3年以上的电站很多都已开始出现质量问题, 有些电站的设备衰减率竟高达68%, 光伏电站的质量引人担忧。为此, 国家能源局对进一步做好光伏扶贫工作提出了加强技术和质量监督管理的具体要求:

(1) 光伏扶贫工程由国家认可的具备光伏电站设计资质的机构出具光伏电站设计方案。比如, 设计方需要提供国家发改委批准的发输电工程咨询甲级资质、建设部核发的设计乙级以上资质、新能源工程乙级以上咨询和设计资质等。 (2) 光伏扶贫工程要采购经国家检测认证机构认证的先进设备。比如, 光伏组件、逆变器需要选用近期由权威机构确认的世界或中国品牌排名前几位的产品, 支架需要选用耐腐蚀性更好、使用寿命更长的铝合金材质。 (3) 光伏扶贫工程要选择具备资金实力、技术和管理能力的企业承担光伏扶贫工程建设和运维。通过严把设计、采购、建设和运维等关键环节, 打造出精品光伏扶贫工程, 确保扶贫资金的投资收益。

3.各地光伏扶贫模式大汇总 篇三

从各地的扶贫政策来看，模式有以下特征：

（一）扶贫电站类型

集中式地面电站、村级电站、户用分布式电站，光伏设施农业、新农村扶贫改造。

（二）扶贫电站的资金来源及收益分配

1、企业垫资、政府支持

代表：山西

2、省扶贫办、市财政、贫困户贷款出资共建

代表：云南

此模式存在的问题：0.95元的补贴构成（0.42元国家补贴 0.37元脱硫燃煤电价 0.16元），其中，剩余0.16元补贴来源尚未确定。

3、扶贫补贴 电站出售模式

代表：广西

4、省市财政、农户多渠道自筹资金共建

代表：安徽合肥

其他采取类似模式的地区还有甘肃

5、企业先行垫资、省市财政 农户回购股份

代表：宁夏同心县

6、企业全额投资

代表：青海

7、企业和政府共建，配套建设商业光伏电站

代表：河北

具体模式：参与项目的光伏企业，可按照1：2.5的比例建设光伏扶贫电站和商业光伏电站，并优先安排建设规模指标，企业则拿出部分商业电站收益弥补光伏扶贫支出。项目建设中，政府还对光伏企业给予贴息等扶持。

8、政府全额投资

4.光伏电站建设流程 篇四

一、项目前期考察

二、项目建设前期资料及批复文件

三、项目施工图设计

四、项目实施建设

一、项目前期考察

对项目地形及屋顶资源、周边环境条件(交通、物资采购、市场的劳动力、道路、水电)、电网结构及年负荷量、消耗负荷能力、接入系统的电压等级、接入间隔核实、送出线路长度廊道的条件、和当地电网公司的政策等。

二、项目建设前期资料及批复文件

第一阶段：可研阶段

1、委托有自治区B级以上资质的单位做20MWp大型光伏并网电站项目

进行可行性研究分析、项目申请报告。

2、委托有自治区B级以上资质的单位做20MWp大型光伏并网电站项目

进行可行性研究分析评审。

第二阶段：获得项目建设地县级相关部门的批复文件

1、获得县发改委项目可行性研究报告的请示。

2、获得县水利局项目的请示。

3、获得县畜牧局项目的请示。

4、委托具有自治区B级以上资质的单位做20MWp大型光伏并网电站项 目环境评价报告表，并获得县环保局项目建设环保初审意见。

5、获得县城建局项目规划选址意见的请示。

6、获得县国土局项目建设用地预审的情况说明。

7、获得县电力公司项目初审意见及电网接入意见。

8、获得县文物局项目选址地面文物调查情况的请示。

9、获得县经贸委项目开展前期工作的批复。

第三阶段：获得项目建设地区级(市)相关部门的批复文件

1、获得地区发改委开展前期工作请示。

2、获得地区水利局项目工程选址意见。

3、获得地区畜牧局项目用地查验的意见。

4、获得地区环保局项目环境影响报告表的初审意见。

5、获得地区城建局项目选址的报告。

6、获得地区国土局项目用地预审的初审意见。

7、获得地区文物局项目用地位置选址的请示。

8、获得地区林业局项目选址情况的报告。第四阶段：获得自治区(省)相关部门的批复文件

1、获得自治区(省)发改委同意开展光伏发电项目前期工作的通知

2、获得自治区(省)水利厅项目水土保持方案的批复

3、获得自治区环保厅(省)项目环境影响报告表的批复

4、获得自治区(省)国土厅项目压覆重要矿产资源有关问题的函

5、获得自治区(省)国土厅地质灾害评估备案登记表

6、获得自治区(省)文物局项目用地位置选址意见函

7、获得自治区(省)国土厅土地预审意见

8、获得自治区(省)建设厅选址意见书和选址规划意见

9、获得省电力公司接入电网原则意见的函

10、办理建设项目银行资金证明(不少于项目总投资的20%)。

11、办理建设项目与银行的贷款意向书或贷款协议(不高于项目总投资的80%);

12、委托有自治区(省)B级以上资质的单位做20MWp大型光伏并网电站项目申请报告;

13、将项目申请报告提交区发改委能源处，按照能源处的指定委托国际工程咨询公司对20MWp大型光伏并网电站项目申请报告组织评审，并获得评审文件;

14、获得自治区发改委(省)对20MWp大型光伏并网电站项目核准的批复文件;

15、获得电力公司接入电网批复文件;

16、委托具有自治区(省)B级以上资质的单位做20MWp大型光伏并网电站项目设计;

17、获得项目建设地建设局开工许可;

三、项目施工图设计

1、现场测绘、地勘、勘界、提资设计要求;

2、接入系统报告编制并上会评审;

3、出施工总图蓝图;

4、各专业进行图纸绘制(结构、土建、电器等等);

5、出各产品技术规范书(做为设备采购招标依据);

6、和各厂家签订技术协议;

7、现场技术交底、图纸会审;

8、送出线路初设代可研评审上会出电网意见;

四、项目实施建设

1、物资招标采购

2、发电区建设工作：

基础浇筑、组件安装、支架安装、汇流箱安装、逆变室箱变基础建设，箱变、逆变器、直流柜、通讯柜设备安装调试试验，电气连接及电缆敷设(组件之间、组件与汇流箱、汇流箱与直流柜、直流柜与逆变器、逆变器与箱变之间)、全场接地制作焊接、发电区道路建设;

打桩开孔

基础浇筑

支架安装

组件安装

箱逆变基础建设

3、生活区工作

所有房建建设(SVG室、高压室、中控室、综合用房、水泵房及设备安装、生活区道路围栏、所有房建装饰装修、设备间电缆沟开挖砌筑接地)等;所有设备安装、调试、试验、保护调试、电器连接(SVG、高压开关柜、接地变、所用变、降压变、0.4KV配电屏、综自保护(21面柜)、监控安装、消防设备安装、安全监控摄像头)等等。

电缆敷设

SVG室建设

4、外围线路建设，对侧站设备安装及对侧站对点对调、省调地调的调度调试等等;

5、所有设备的电缆敷设连接并做实验;

6、保护定值计算、设备的命名;

竣工前验收

自治区(省)电力建设工程质量监督站验收(消缺并闭环);省电力建设调试所安评、技术监督验收(消缺并闭环);当地消防大队验收并出具报告;电网公司验收(消缺并闭环);电站调试方案(电力公司审核)(一)、接入系统带电前要需具备的条件

1、发改委核准文件、上网电价文件可研确定文件(或报告)

2、接入系统审查批复文件(国家电网公司、省电力公司接入系统文件)

3、公司营业执照复印件(正本、副本)

4、公司税务登记证(国税、地税)

5、公司组织机构代码证

6、系统主接线图

(二)、升压站返送电流程和具备的条件

1、给省电力公司申请返送电文件。(风电机组及光伏电站机组合并上报)

2、给交易中心上报接网技术条件。(按照公司接入系统要求及反措要求上报)

3、并网原则协议签订。(与公司营销部签订、地区并网电厂可由营销部授权签订、并上报交易中心)

4、省调下达的调度设备命名及编号。

5、省调下达的调管设备范围划分。

6、与省调、各地调分别签订《并网调度协议》。

7、与发电企业所在的地区电力公司签订《供用电合同》。(确定发电企业施工用电如何处理，电厂全停期间用电电价及结算方式)(原则上执行当地大宗工业用电电价)

8、线路属自建的应签订《线路运维协议》。(必须有线路运营资质、且必须在相应机构备案、具备线路带电作业、申请线路巡线、停用重合闸、线路消缺等)。

9、具有资质的质监站出具的《工程质检报告》，并形成闭环的报告(报告原件)。(风电机组及光伏电站机组合并上报)

10、省电力科学研究院出具的《并网安全性评价报告》，同时上报针对报告中提出的影响送电的缺陷应整改完毕，对不影响送电的应列出整改计划。(风电机组及光伏电站机组合并上报)

11、省电力科学研究院出具的《技术监督报告》，同时上报针对报告中提出的影响送电的缺陷应整改完毕，对不影响送电的应列出整改计划。(风电机组及光伏电站机组合并上报)。

12、应出具消防部门验收意见。(风电机组及光伏电站机组合并上报)。

13、省电力公司交易中心将委托地区电力公司现场验收涉网设备及是否按照接入系统文件要求建设和完善设备、装置、满足并网条件，并落实“安评、技术监督”等报告提出问题的整改。并向新疆电力公司交易中心上报具备返送电的验收报告。(风电机组及光伏电站机组合并上报)。

14、交易中心根据上述工作完成情况，及时组织返送电协调会，并组织各相关部门会签后，下达同意返送电文件。(三)、机组并网流程或具备的条件

1、工程质检报告

2、安评报告

3、技术监督报告

4、消防验收意见

5、电力公司验收报告

6、针对各检查报告提出问题的整改报告

7、《供用电合同》(是否有新的变化，若有变化须重新签订)

8、针对上述“四个协议(或合同)、四个报告”，协商确定《购售电合同》后。

9、并组织各相关部门会签后，及时协商确定召开启委会，根据启委会决议，发电企业应上报决议中提出问题的整改。

10、下达同意机组并网文件，安排机组并网工作。

转商业运行

11、给省电力公司申请确认满足电网要求的文件。(火电机组首次并网时间，168小时开始及结束时间)(水电机组首次并网时间，72小时开始及结束时间)(风电机组及光伏电站机组首次并网时间及240小时结束时间)

12、生产验收交接书(施工单位与业主签订)

13、涉网试验完成并满足电网要求

14、电价批复文件

5.大型地面光伏电站设计建设 篇五

1、中利腾晖简介

2、项目概况

3、项目优化设计与经验总结

4、项目运维经验与优化

中利腾晖简介

中利腾晖是由中利科技（深交所上市公司，股票代码002309）投资的一家光伏太阳能企业。公司总投资额达8.5亿美元。引进德国、日本及意大利全自动太阳能电池片及组件设备生产线，建设21万平方米独立生产厂房，太阳能电池片组件产能可达到3吉瓦。中利腾晖已经日渐成为国内规模最大、科技含量最高的光伏制造型企业之一。

公司已经从国内外引入200多名行业内的研发、工艺及市场精英人才，组建形成了一家管理现代化的新兴光伏企业，目前公司员工接近4000人。

公司于2010年12月正式开始运作，截止2013年年底，公司产品生产产能达到1.5吉瓦。公司所有产品均已通过欧洲VED产品认证、北美CSA产品认证、德国TUV产品认证、美国UL产品认证、澳大利亚CEC产品认证以及中国金太阳产品认证。

产业链定位

上游战略合作伙伴-----太阳能电池片及组件制造组件及服务供应商-----系统集成应用

专业的系统集成服务 公司设有光伏系统事业部，提供地面或屋顶大型光伏并网电站、小型并网/离网光伏发电系统、光伏建筑一体化等项目咨询、设计、系统集成和工程总承包服务，为客户提供光伏发电系统整体解决方案或系统工程一站式服务。

公司拥有光伏系统集成专业队伍，成员来自于国内外知名光伏系统工程企业、高效、研究设计院所，拥有丰富的研究、设计、工程经验，公司于各电力设计院保持密切合作关系。

公司以客户利益为核心，近三年来，国内外共完成1GW大中型光伏电站的建设。

系统优化设计

一、组件串并联数量优化设计

二、阵列前后排间距优化设计

组件的遮挡对发电量的影响

三、MW阵列单元优化设计

组件与逆变器的容量比，需考虑直流侧损耗，组件的衰减，逆变器的过载能力等。

华为SUN8000过载能力20%。

四、组件之间串联走线方式优化设计

对于上下排布置的组件阵列，采取上、下排组件各自组串方式，还是上下组件连接组串？

五、缩短组件接线盒引线优化设计

带来成本降低、压缩的减小、接线的方便快捷

六、站用辅助电源的优化设计

七、组串联逆变器代替集中式大型逆变器设计

八、组串式方案与集中式方案相比，初始投资已经基本持平。

中利腾晖系统集成技术优势（1）组件性能匹配技术，提高电站效率

利用腾晖电力制造电池片和组件的优势，从硅片筛选分级、电池片测试分档、组件内部串联匹配一直到增强组串的匹配性设计，降低组件匹配塑损失，保证电站发电功率的最大化。（2）选用先进的高性能设备，确保电站可靠性

采用先进逆变器、汇流箱和高功率密度逆变升压设备，减少材料用量，降低设备成本；具备低电压穿越、功率因数可调、智能监控等功能，提高电站可靠性。（3）综合布线优化技术，降低损耗

进行直线、交流综合布线优化设计、集电网络设计及线缆选型，降低线路损耗及线缆量。

（4）快速反应，施工合理、安全、可靠，加快电站建设速度。

项目管理和建设

中利腾晖光伏项目采取项目经理责任制，引进国际先进项目管理理念，严格执行项目管理5大过程组，详细制定项目管理计划。

经验分享

1、项目选址对项目的建设、成本和收益影响巨大；

2、光伏系统成功的关键是高质量的工程设计； ①选择合适的方案，包括与地形匹配，对成本和收益的影响 ②主要部件选型（组件，逆变器）直接影响项目收益

3、需要有周密的项目策划和切实可行项目行动计划；

①方案的设备易采购、易齐套、易实施

4、光伏接入系统的早期规划和设计，接入电网相关手续的办理，是电站成功并网发电的前提条件

运行维护要点：

一、建立完善的技术文件管理体系 主要包括：

1、建立电站的设备技术档案盒设计施工图纸档案

包括：

①设计施工、竣工图纸

②各设备的基本工作原理、技术参数、设备安装规程、设备调试步骤 ③所有操作开关、旋钮、手柄及状态和信号批示的说明 ④设备运行的操作步骤 ⑤电站维护的项目及内容

⑥维护日程和所有维护项目的操作规程

2、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数据库，内容包括两方面 ①电站的基本信息：气象地理资料、交通信息等

②电站的动态信息：电站供电信息、电站运行中出现的故障和处理方法。

3、建立电站的运行期档案

日常维护工作主要是每日测量并记录不同时间系统的工作参数，主要内容有： ① 日期、记录时间 ②天气状况 ③环境温度

④逆变器直流输入电流、电压 ⑤开关柜输出电流、电压及用电量等

二、完善维护管理的项目内容

1、光伏板的清洁 ①清洁周期：一个月

②清洁工具：清水、干净的软布，切勿用有腐蚀性的溶剂或用硬物擦拭。

③清洁时间：没有阳光的时间或早晚，光伏组件被阳光晒热的情况下用冷水清洗会使玻璃破裂。

2、检查方阵之间的连接是否牢固。

定期检查螺丝是否脱落钢构件支架有没有锈蚀

3、支架与接地系统的连接是否可靠

4、箱式变电站的维护

主要有：①防水：爱热水蒸气损坏设备②隔离：小动物等进入。

5、高低压配电线路

①架空线路日常巡检主要是检查危及线路安全运行的内容，及时发出缺陷，进行必要的维护。

②线路老化及时解决，以免发生意外

三、加强人员的培训 主要针对两方面的人员进行：

① 对专业技术人员进行培训，针对运行维护管理存在的重点和难点问题，组织专业技术人员进行各种专题的内部培训工作，并将技术人员送出去进行系统的相关知识培训，提高专业技术人员的专业技能。②对电站操作人员的培训，经过培训，使其了解和掌握光伏发电的基本工作原理和个设备的功能，并要达到能够按要求进行电站的日常维护工作，具有能判断一般故障的产生原因并能解决的能力

四、建立通畅的信息通道

设立专人负责与电站操作人员和设备厂家的联系。当电站出现故障时，操作人员能及时将问题提交给相关部门，同时也能在最短的时间内通知设备厂家和维修人员及时到现场进行修理。

6.光伏扶贫电站建设模式 篇六

随着能源危机的加剧, 新能源在人类社会中占有越来越重要的地位。光伏发电作为一种新兴绿色能源产业, 日益得到国家的重视与扶持, 但是同其他发电方式相比, 它存在着电能转换效率低、发电量受天气因素影响大等缺点。为了使光伏电站达到一定发电量的目标, 当前不得不采用大范围铺建太阳能板及逆变器等发电设备的方式, 使得光伏电站设备种类与数量繁多、设备的控制点数量巨大、控制操作类型多样, 通常装机容量为40 MW (峰值) 的光伏电站中会存在着数千甚至上万个控制点。这导致大型光伏电站现场运行操作难度较大, 效率也较低[1], 因此, 在光伏电站中建设一套配置灵活、运行高效、功能强大的控制平台, 可以辅助电站运行维护人员完成日常的运行操作、设备检修等工作, 从而大大提高光伏电站接入电网的能力[2]。

通过对国内多个装机容量为20 MW (峰值) 及以上光伏电站的现场调研发现, 现有的控制模式不能够很好地满足电站的控制运行需求, 光伏控制系统在处理巨量控制点时, 效率较低。本文在研究光伏电站现有控制模式的基础上, 结合大型光伏电站的控制特点, 提出了大型光伏电站控制对象分类处理的方法, 并设计了一种适用于大型光伏电站巨量控制点的控制模式。

1 光伏电站现有相关控制模式研究

现有光伏电站监控系统主要由光伏逆变器制造商或光伏电站系统集成商提供。前者的产品只监视及简单控制站内与其配套的光伏逆变器等发电设备, 适用于小型光伏电站;后者的产品则面向站内所有设备, 适用于大中型光伏电站, 其监控模式通常借鉴常规变电站及发电厂中的监控系统。

在变电站或发电厂监控系统中, 对于控制过程要求非常严格, 需要经过遥控选择、遥控返校和遥控执行3个阶段, 控制操作的顺序也有一定的要求。如果在有着巨量控制点的光伏电站也遵循这种操作模式, 其控制操作必然进展缓慢、效率低下, 以致大大影响电站的正常运行。

针对上述弊端, 有学者提出了在光伏电站中增加并联投切装置以实现对逆变器及光伏转向支架等发电设备进行快速控制的方法[3], 但是该方法需要额外增设控制机构, 这在大大增加光伏电站建设成本的同时也降低了系统的可靠性, 更重要的是利用并联投切装置很难实现对控制点的遥调操作, 因此这种方法推广价值不大。

近年来, 变电站及发电厂的现场操作出于安全考虑, 对站厂内的一次设备及监控系统提出了“五防”的技术要求[4,5], 操作员需要按照预定的电子操作票内容进行操作才能顺利完成任务。借鉴“五防”技术的思想, 电力监控系统后续引入了“程控” (程序化控制) 的概念, 即控制系统自动按照预先设定的控制内容依次进行控制[6,7]。

目前, 国内少数光伏电站在操作上借鉴上述“程控”技术, 即将大量的操作命令以批处理的形式下发。这种方式在一定程度上提高了控制的速度, 但是由于大型光伏电站控制点数量多, 某一时刻内需要对大量的控制点进行控制操作, 所以按照这种控制流程也不能满足大型光伏电站的运行需求。

2 大型光伏电站巨量控制点的操作模式

为解决现有技术的不足, 本文根据光伏电站自身的控制特点, 提出了一种实现光伏电站巨量控制点快速操作的模式, 有效地降低电站运行维护人员的工作量, 提高工作效率, 减少误操作率, 保障光伏电站的正常运行。如图1所示为光伏发电设备巨量控制点操作模式设计流程图。

2.1 控制对象分类处理机制

通过调研发现, 光伏电站中的控制点所属设备主要包括箱式变压器、光伏逆变器和光伏转向支架3类, 光伏逆变器和光伏转向支架中的控制点数目占总控制点数目的90%~95%, 且这2类控制点的控制要求不仅远没有常规变电站、发电厂的控制要求那么严格, 即使与光伏电站箱式变压器控制点要求相比也较为宽松。

在这3类控制对象中, 箱式变压器对控制的要求最高, 其中箱式变压器高压侧断路器运行的安全性尤为重要, 其运行效果会直接影响到上一级电网的运行安全。相比高压侧断路器而言, 箱式变压器低压侧断路器控制的重要性次之, 但是, 在通常情况下, 子光伏发电单元中的不间断电源 (UPS) 、通信处理单元、监控装置及通信交换机等辅助设备都需要由箱式变压器低压侧供电, 因此其控制的准确性也会影响到光伏电站的运行安全及总发电效率。光伏电站正常运行时应避免利用群控群调技术对箱式变压器进行控制操作。

光伏逆变器是光伏电站中主要的发电设备之一, 电站运行维护人员通过对逆变器的遥控及遥调操作实现对整个光伏电站的出力调节。一般情况下, 装机容量为40 MW (峰值) 的光伏电站会配置约80台逆变器, 当电站运维人员需要对电站内全部或部分逆变器进行控制操作时, 按照现有的单一控制点带返校模式或利用常规群控群调批处理功能进行操作, 其时效性通常得不到保障。特别是当调度紧急下达电站出力指标, 且站内未配置功率控制装置时, 基于现有技术可能无法短时间内完成控制操作, 这将影响到电站的运行安全, 违反《光伏电站接入电网技术规定》中的相关规定[8]。

与箱式变压器相比, 光伏电站对逆变器的控制要求相对较低。大型光伏电站内少数逆变器异常的运行状态短期内对整站的总出力及运行安全影响不大, 所以应根据光伏电站的系统结构及发电设备的控制参数特性对现有的程序化控制技术进行优化。为此, 在图1中设计了操作指令下发控制模块, 以满足大型光伏电站快速集中控制的运行需求。

光伏板件是光伏电站中最基本的发电设备, 板件的质量情况直接影响到板件的使用寿命和光伏电站的总发电效率。国内的大型光伏电站主要建设于光照幅度强、人口密度较低的西北地区, 这类地区通常气象条件较差, 多大风、大雪及冰雹等灾害性天气, 这些不利因素对光伏板件的质量影响极大。

现有的光伏板件根据其支架功能结构的不同可以分为固定式支架和具备转向能力的非固定式支架2类。考虑到设备成本等因素, 目前绝大多数的非固定式支架并未真正安装逐日和安全防护系统, 而是将光伏电站所在地不同时间段太阳的运行轨迹预先设置至转向机构, 转向机构被动调整偏转角度。因此, 当转向支架遇到灾害天气时不能自动将光伏板件近似放平或放直, 为了避免光伏板件受到损坏, 这一系列操作都需要运维人员在短时间内通过远程操作完成。

装机容量为40 MW (峰值) , 转向支架为非固定式的光伏电站中通常存在着上千个控制点, 如果站内光伏转向支架为多家制造商提供, 且控制模式参数不一致时, 控制操作的复杂程度将大大提高。为此, 在如图1所示的操作模式流程图中设计了转向支架控制输出模式转换模块, 配合操作指令下发控制模块可以实现光伏转向支架巨量控制点的一键式快速控制。

2.2 操作指令下发控制模块设计

图2所示为典型大型光伏电站控制系统拓扑结构图。

光伏发电系统由多条集电线路组成, 每条集电线路中的各子发电单元 (通常以一个逆变器小室为单位进行划分) 配置一台网络交换机及一台通信处理单元, 通信处理单元与其子发电单元中的各发电设备连接, 同一条集电线路上的各网络交换机相连形成一个光纤通信环网, 各光纤通信环网通过站控层网络交换机与光伏电站监控系统相连, 从而形成完整的光伏电站监视控制通信系统[9,10,11]。

结合光伏电站逆变器与转向支架控制要求相对较低及如图2所示光伏电站控制系统的拓扑结构, 本文设计了一种基于并发模式的操作指令下发控制模块[12,13,14,15,16,17,18], 用以实现大型光伏电站在操作巨量控制点的情况下, 优化现有程序化控制批处理功能, 满足快速集中控制的需求。具体设计方案如图3所示。图3中的“判断”指判断控制操作间隔时间条件是否满足及前一操作是否已完成。若满足则继续执行, 若不满足则将循环等待, 直至条件满足继续执行。

操作指令下发控制模块具有如下特点。

1) 友好灵活的人机配置接口

光伏电站实际运行过程中, 运维人员利用群控群调操作的场合主要是整站/某条集电线路中逆变器的启停、整站/某条集电线路中逆变器有功功率值或无功功率值设定及光伏转向支架统一姿态调整等操作, 配置工具应支持按整站/某条集电线路选择控制对象和批量选择操作目标等功能, 便于运维人员快速配置。

在光伏电站实际运行中, 待控点遥控操作目标具有排他性, 即群控操作中应避免出现某一待控点同时分合的情况, 因此当操作确认时配置程序应对配置内容进行校验, 确保操作的准确性。

2) 多次循环控制机制

群控群调操作的优点是控制速度快, 弊端是因通信干扰等问题导致操作成功率相对略低, 因此该策略设计了控制循环次数参数, 通过重复控制未成功操作提高整体控制的成功率。

3) 控制操作间隔时间设置

控制指令下发过程中, 光纤通信环网中的网络交换机和子发电单元中的设备可能出现同时接收到大量控制命令的情况, 因为各设备处理通信报文能力的差异, 会存在部分控制命令无法执行的情况, 因此该策略设计了控制操作间隔时间参数, 通过这一参数可以提高控制命令下发的准确率。

4) 控制指令并行下发机制

为提高整体群控群调批处理的控制效率, 利用该策略处理控制指令时, 会将待控制指令按照整站中的通信处理机为单位进行分类, 建立多个子待控点控制队列。实际操作时, 各子待控点控制队列中的控制指令将按照策略并行下发, 各并行队列中必须满足本控制指令已下发, 且满足控制间隔时间条件时才允许下发下一条控制指令。

5) 控制自动返校处理机制

当控制点操作模式为直控方式时, 操作指令将直接下发;当控制点操作模式为带返校方式时, 该策略设计控制自动返校功能, 以满足快速控制的需求。

2.3 转向支架控制输出模式转换模块设计

光伏电站中运行维护人员对非固定式转向支架的控制主要是对时操作和突发情况下的光伏板件放平/放直/自动控制操作。非固定式转向支架的类型及制造商的不同会导致在操作模式上出现差异, 例如对板件的放平或放直操作可能会有遥控或遥调2种不同控制方式。操作模式的差异将直接影响到运维人员处理突发事件的响应速度, 增加操作的复杂程度。

本文在光伏发电设备巨量控制点操作模式中特别设计了转向支架控制输出模式转换模块。利用该模块, 各制造商、各类型的光伏转向支架的控制输入将统一, 面向运维人员的接口只有放直、放平和自动控制操作, 简化了操作流程。

具体光伏板件放直与放平操作控制逻辑图如图4和图5所示。

运维人员进行光伏板件放直或放平操作时, 输出模式转换模块结合各转向支架的结构特点与各转向支架的实测值, 按照如图4和图5所示的控制流程, 将控制任务进行转换。转向支架控制输出模式转换模块的输出结果作为操作指令下发控制模块的输入, 由后者进行巨量控制点的快速下发操作, 从而有利于突发灾害天气时运维人员实现对转向支架的紧急避险操作。

3 控制效果分析

上述研究成果已在国家电网公司张北风光储送示范工程光伏区进行初步验证。

该示范工程光伏区内共有3条集电线路 (即有3个光纤通信环网) , 38个逆变器小室 (即有38个子发电单元通信交换机) , 每个子发电单元中有2台逆变器、1~2台箱式变压器及若干光伏转向支架。子光伏发电单元中的通信管理机与逆变器、转向支架之间通过RS-485串口通信, 与箱式变压器监控装置通过以太网方式通信;光伏电站监控系统与各子光伏发电单元之间以及各子光伏发电单元之间采用单模光纤通信。具体控制系统拓扑结构参见图2。

因现场运行条件及并网安全考虑, 电站运维人员仅对站内所有逆变器进行了开/关机控制操作及有功功率值设定操作, 试验结果达到预期目标。

图6所示为该研究成果在实验室内的试验数据统计。试验中, 操作员用3种方式对300个待控制对象进行控制操作, 分别记录不同控制点数量的操作耗时情况。

图6中虚线为传统控制方法控制耗时曲线, 该方法通过点击监控系统总接线图或分图中的图形按钮进行控制操作, 以手工方式计数。当控制点数量小于30个时, 因操作员的熟练程度不断提高, 操作的效率在提高, 曲线的斜率在降低;当控制点数量大于30个时, 因操作员工作疲劳度及出错率增加等原因, 操作的效率在降低, 曲线斜率也随之不断增加, 其总耗时也不断增加。

图6中点划线为程序化控制方法控制耗时曲线, 该方法以控制台程序打印操作时间方式计数, 其曲线特征为近似线性增长, 因为该方法使用了程序化控制技术, 因此控制效率较传统控制方法有较大提高。

图6中实曲线为本研究成果涉及的控制方法控制耗时曲线, 该方法以控制台程序打印操作时间方式计数。因为监控系统中使用了操作指令下发控制模块, 该模块对程序化控制技术进行优化, 使得在控制点大量增加的情况下, 其总处理时间仅缓慢增加。从实验结果分析, 与其他控制方法相比, 利用该方法可以使大量的控制点操作总耗时大大降低。

国网张北风光储送示范工程光伏区中配置采用遥调方式控制的水平轴方式转向支架112套, 配置采用遥调方式控制的斜单轴方式转向支架448套, 配置采用遥调方式控制的双轴方式转向支架22套, 配置采用遥控方式控制的聚光跟踪方式转向支架5套, 其余为固定方式光伏转向支架。单一控平 (或控直) 操作共计587个控制点。整站所有非固定式转向支架涉及7个子发电单元, 属于同一集电线路, 设计发电容量9.5 MW (峰值) 。

图7为模拟国网张北风光储送示范工程光伏区配置, 在实验室理想试验环境下进行转向支架放直操作的各控制方式的控制效果图。试验室共配置8台PC, 其中1台模拟光伏电站监控系统, 其余7台模拟7个子发电单元中配置的相关光伏转向支架。

图7中, 方式1为采用程序化控制方式进行控制, 方式2为采用操作指令下发控制模块进行控制, 方式3为采用操作指令下发控制模块结合转向支架控制输出模式转换模块进行控制。

采用常规人工控制方式进行光伏电站巨量控制点的快速操作几乎无法满足现场运行需求, 而采用方式1进行操作, 其控制效率能够得到明显提升。

采用方式2进行控制, 相比方式1, 因为需要进行多次控制点的选择配置, 人工配置操作的耗时略有增加, 但是因为采用并行下发等多种控制策略, 控制命令下发的耗时大大缩减, 从实验数据可以看出总耗时有较大幅度的减少, 控制效果明显。

采用方式3进行控制时, 增加了转向支架控制输出模式转换模块。控制命令下发耗时与方式2相似, 但几乎无人工配置操作耗时, 总耗时较方式2相比有所降低, 在突发气象灾害时能够协助运维人员实现现场紧急预案的快速处置。

4 结语

现有大型光伏电站存在着控制点多, 运行与操作复杂等特点, 致使光伏设备控制效率低下。本文所提供的大型光伏电站巨量控制点操作模式在光伏电站实际运行中能够起到预期的效果, 利用该方法电站运行维护人员可以快速地完成控制操作, 提高了工作效率, 减少了误操作率, 有力地保证了光伏电站的正常运行。

摘要：大型光伏电站控制点数量巨大, 应用常规控制方法对光伏发电设备进行操作将严重影响电站的运行安全。文中设计了一种适应于巨量控制点的操作模式, 它采用并行下发控制指令技术, 并结合多种控制原则, 有效地解决了光伏电站大量控制点操作的时效性问题。该模式已通过实验室模拟试验并在光伏电站的实际运行中初步验证了可行性。

7.光伏扶贫电站建设模式 篇七

为有序推进我市光伏电站开发建设，促进我市新能源产业健康发展，根据《安徽省能源局关于进一步加强光伏电站项目开发管理的通知》(皖能源新能[2015]26号)的要求，结合我市实际，制订本暂行办法：

一、办法适用范围

本办法适用于全市范围内所有地面光伏电站项目。

二、申请企业资格

(一)申请企业为中国境内注册的公司，承诺在巢湖市成立新公司建设运营本项目。(二)申请企业提供不少于建设项目总投资50%的资金证明(以银行提供当月对账单或市级以上银行分行出具的存款证明为准)。

(三)申请企业必须为单一企业，不接受联合体申请。

(四)申请企业没有不诚信行为，无转卖光伏前期项目的行为，并承诺获得项目后，不得以任何名义擅自将项目转让、倒卖给其他投资主体。

三、项目建设管理要求

(一)履约保证金缴纳。企业中标后需缴纳25万元/MW履约保证金，项目按时开工建设返还20%，完成工程一半的返还50%，按时建成并网的全部返还。没有按规定时间完成项目建设的，每推迟一个月扣除1%。

(二)签订投资协议。企业获得项目后，需承诺在10个工作日内，与项目所在地政府签订《光伏电站项目开发建设投资合作协议》。自备案之日起3个月内必须实质性开工建设、6个月内必须建成并网，因特殊情况确需延期的必须向市政府提出申请。

(三)签订地役权使用合同。企业在项目开工前需与土地使用权人签订《地役权使用合同》，地役权使用年限不得超过土地承包经营年限的剩余年限，在《地役权使用合同》签订5个工作日内一次性缴纳第一年土地流转款。

(四)项目主要设备购置规定。企业需承诺项目建设主要设备(组件、电池片、逆变器)使用合肥本地产品，且符合国家能源局等3部委联合印发的《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)要求的“领跑者”先进技术产品指标。(五)制定生态补偿和土地综合利用方案。企业需制定结合生态治理和(或)设施农业和(或)渔业养殖方面的方案，对适宜种植的土地要实行套种，杜绝土地资源浪费。

(六)规范投资协议签订。地面光伏电站项目开发建设由项目所在地政府与项目企业签订《光伏电站项目开发建设投资合作协议》，按照“谁签订、谁负责”的原则，落实协议管理各项责任。协议签订要明确管理范围，规范协议内容，加强协议签订前的合法性审查工作，避免法律和经济风险，提高政府公信力和执行力。

(七)完善项目管理手续。所有已开工建设的地面光伏电站项目必须重新补签《光伏电站项目开发建设投资合作协议》和《地役权使用合同》，按要求缴纳履约保证金。没有开工的项目一律按《巢湖市地面光伏电站项目开发建设暂行办法》执行。

四、附则

本办法由巢湖市发展和改革委员会负责解释，自发布之日起执行，有效期截止2016年12月31日。

附：

1、项目建设审批流程

8.光伏扶贫电站建设模式 篇八

光伏电站建设周期较短，但是所占用得土地面积较大对光电伏站工程设计、材料设备的采购上均存在较大影响。对此，对光电伏站的工程施工进度进行合理控制，十分重要。光伏电站工程实施前，需要制定一个科学可行的计划，以光伏电站供电工程工期为依据，对施工进度进行科学合理的安排，对所安装的机电设备进度进行规划和分析。总承包商与施工设备供应商之间签订设备采购合同，明确设备供应具体时间以及所供应设备的具体情况，确保设备及时送达，并确保设备质量。设备抵达施工现场后，根据施工图纸，进行设备安装。在光伏电站工程施工现场，对设备存放位置进行科学规划，确保施工过程中，能够方便使用各种机械设备，减少施工现场二次运转设备次数，确保光伏电站施工秩序，避免交叉作业，促进施工进度。

3.2施工成本控制管理

和普通电站相比，光伏电站施工成本较高。因此，EPC光伏电站工程对成本进行严格管理和控制十分必要。在对施工成本进行科学有效的管理过程中，需要对投资进行科学控制。总承包商需要建立专门的监理部门，对光伏电站工程投资进行严格控制和管理，并在企业内部制定相应的经济制度，对光伏电站建设过程中的各类账单进行复审，确认无误后才能签字。此外，总承包商还要跟踪施工投资金的应用情况，对于偏差的部分做出详细分析，并找出导致偏差的原因，采取相应措施，纠正问题[2]。总承包商对施工设备的`选择，直接影响工程施工成本。施工过程中，总承包商可以通过招投标的方式对设备供应商进行选择，让供应商之间相互竞争，从中选择合适的设备供应商。同时，总承包商对项目各类合同进行严格管控，对施工成本进行科学合理的控制。

3.3工程的施工技术管理

对光伏电站施工技术进行严格管理，能够提高工程质量，降低工程成本。光伏电站工程设计变更，会极大的影响工程投资，因此，要对电站工程施工设计进行有效控制，减少变更出现。施工过程中，结合现场实际情况，制定切实可行的施工技术方案，确保施工质量。例如电池组件，设置最佳安装角度，提高组件转换效率。对于电站电缆而言，对其进行科学合理的布置，使损耗降到最低，这样做能够使光伏电站转换效率得到有效提高，最终促使施工技术得到进一步提升[3]，图1为施工过程质量控制流程图。

3.4工程的施工安全管理

光伏电站施工单位在施工过程中，需要时刻注重安全问题。随着“以人为本”观念不断深入人心，在光伏电站工程施工过程中，不仅要高度重视施工质量，施工人员的人身安全也要高度重视。施工过程中，合理设置安全防护设施，为施工人员配备相应的安全防护用品，委派专业安全员进行施工过程的安全管理，定期开展安全教育，提升人员安全意识，防止安全事故发生。相关管理人员对施工全过程进行严格监督，及时发现安全问题，并且采取相应的解决措施，确保光伏电站工程施工顺利完成。

4结束语

总而言之，在EPC光伏电站建设过程中，通过优化施工设计，采取切实有效的安全措施、质量措施，优化施工工艺，强化图1施工过程质量控制流程图经营核算等管理手段，在确保施工安全、施工质量和施工进度的同时，降低施工成本，提高工程建设水平。

作者:贺才伟 单位:中国能源建设集团湖南火电建设有限公司

参考文献

[1]安文，赵伟伟.光伏电站项目后评价实证研究―――以中节能射阳光伏电站为例[J].工程管理学报，，01：53~57.

[2]张涛.试论光伏电站的工程建设项目管理策略应用[J].建筑知识，2016，05：110.