光伏电站施工总结
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光伏电站施工总结范文第1篇
中图分类号：TM615 文献标识码：A 文章编号：1671-2064（2017）04-0158-01
随着近几年光伏电站建设数量的急剧增加，可供建设地面光伏电站的土地资源日益减少，因此山地光伏电站与渔光互补光伏电站、农光互补光伏电站等新型的光伏电站模式逐渐成为未来光伏电站方向的趋势。
在山地光伏电站设计中，考虑到山地、丘陵等复杂地形下，地面往往凹凸不平、且山体朝向迥异，因此电站总平面布置直接关系到电站占地面积、电缆消耗量、组件失配损失及发电收益等重要问题。
1 山地光伏电站光伏组件排布难点
（1）山地光伏电站受地质地貌局限性很大，场区普遍存在一些未加固陡坡、冲沟及大型断层等，这些不可抗拒的因素往往使山地电站组件排布的总平面布局异常复杂，间接影响场内维护道路走向、电缆走线及敷设方式、防雷接地措施及箱逆变等一些主要设备摆放位置。
（2）山地光伏电站相对于一般地面光伏电站在阴影分析上繁琐，除了山体朝向及横纵向跨度迥异外，相同朝向山体的坡度也常常随着山势高低不断改变。
（3）山体光伏电站组件排布还需要考虑施工难度及成本与发电收益等综合经济效应。比如坡度超过30°的山体上履带式打桩机很难正常施工，施工中工作人员及设备运行的危险性也较高。
2 光伏组件排布时应考虑的主要因素与彼此之间的影响
2.1 用地面积（包括组件阵列间距）
项目土地使用权勘测定界报告中划分的范围。
2.2 倾角及方位角的选择
通过项目所在地附件气象站、国外免费气象数据网站NASA或者气象数据软件Meteonorm等，对比不同倾角及方位角时的日辐照量，根据项目现场实际情况择优而定。
2.3 发电量损失
光伏组件阴影遮挡、系统效率降低（直流线损、失配损失等）及日辐照量折损，这些主要由组件排布引起的发电量损失。
3 山地光伏电站组件排布案例分析
项目案例的经纬度：36.73°N，113.72°E；最佳倾角大约为32°；数据分析软件：PVSYST；模拟装机容量为1MW单元，发电量单位为MWh；模拟条件：无阴影遮挡。
表1中可以发现如果我们改变组件倾角，对月发电量有较大影响，但是对年发电量却影响甚微，从最佳倾角32°降到25°，年发电量也仅损失约0.53%。因此在山地光伏电站中，当存在用地紧张需要减少组件间距时，我们一定幅度降低组件倾角是非常有效的途健
从图1中可以得到以下几点结论。
（1）如果改变相同大小的方位角，朝西方位角比朝东方位角的年发电量损失要低，即每天下午的辐照量要比上午的辐照量要高。
（2）如果改变组件方位角，对年发电量有较大影响，发电量的损失随着朝正南方位角的朝东或朝西偏移呈非线性的递增，尤其当偏移量超过45°，年发电量损失将超过5%。
4 基于山地环境条件下的光伏组件排布一般准则
4.1 任意坡度的山体，光伏倾角选择
（1）任意朝向山坡坡度倾角大于35°，光伏阵列不宜安装。
（2）任意朝向山坡坡度倾角大于25°小于等于35°时，光伏阵列安装倾角顺坡安装；
（3）任意朝向山坡坡度小于25°时，光伏安装倾角取最佳倾角。
注：如果用地面积紧张，应该适当降低倾角，但是因改变倾角导致辐照量减小所带来的发电量损失尽量不应该大于2%。
4.2 遇到东南朝向或者西南朝向的坡度时，假设正南朝向为0°，正东朝向为90°，正西朝向为-90°
（1）当山坡的方位角为大于-15°小于15°时，光伏阵列安装的方位角朝正南或顺着山坡的朝向。
（2）当山坡的方位角为大于-45°小于-15°或大于15°小于45°时，光伏阵列安装的方位角顺着山坡的朝向。
（3）当山坡的方位角为大于-90°小于-45°或大于45°小于90°时，光伏阵列不宜安装。
（4）当山坡的方位角为-90°或90°，即为正西坡或者正东坡时，光伏阵列应沿着南北等高线安装，考虑到山体东西高低落差而导致阴影遮挡的因素，可以视项目所在地的实际条件，适当降低阵列安装倾角。
注：临界方位角值45°为平均值，实际值需要测量项目所在地下午4点半时太阳的方位角，综合分析计算后得出结果。
光伏电站施工总结范文第2篇
不仅如此，由于光伏电站在资产、现金流以及流通方面都有着显著的优势，中国的银行、现金流充裕的企业和稳定收益型基金也在紧跟这些光伏企业的步伐进军电站建设领域。另外一些光伏企业则在分布式光伏政策的支持下，开始进入小型并网/离网光伏发电系统、光伏建筑一体化等项目中。
中国的主流光伏企业，如天合光能、英利、阿特斯等都不同程度地涉及光伏系统集成相关业务。本刊连续追踪了一年的光伏电站发展动态，试图向读者全景揭示光伏电站发展路途。
组件企业为何进入？
2012年，中国光伏组件企业可谓是遭遇到了行业的寒冬。欧债危机、政府补贴削减、产能过剩等因素让整个光伏产业陷入低迷状态。数据显示，到2011年，全球光伏产能过剩为10GW，其中8GW来自中国，到2012年产能过剩上升到22GW。
这一年组件企业的心情可以用一句宋词来表达：“月挂霜林寒欲坠。”在这样的行业背景下，行业的洗牌已经是不争的事实。由于欧洲市场需求大幅消减，相关国家先后下调了补贴力度，而中国的市场还没有完全开放，因此“欲住也，留无计，欲去也，来无计”成了行业真实的写照。
光伏电池板卖不出去，企业的库存压力快速增加。2012年66家已年中报的光伏上市公司数据统计显示，上半年存货共计达450.87亿元，比去年年底的409.89亿元增长41亿元。而这一数字在去年年中为374.71亿元，光伏主要企业存货在过去一年时间内增长了75.15亿元，同比增幅达20.32%。赛迪智库统计表明2012年全国156家电池组件企业太阳能电池产能已超过40GW，而2012年全球电池产能仅为80GW，亟待消化的产能有一半是在中国。
于是，大量的一线光伏大厂都开始进入电站建设领域试图来去库存压力。相关企业都认为电池板销售不出去，做电站用上它总比放在库房里强。但行业内部人士则指出，这是从短期库存变成长期库存，由于现金流无法兑现，所以企业的风险实际是被转移到电站一端。
与此同时，中国的光伏系统集成商也在紧跟政策的风向标伺机而动（集成商的工作包括组件的采购或制造、电站的设计建造、并网发电、运营管理等）。受到国家“救市”的利好政策——敞开国内分布式光伏市场，强制光伏发电并网的影响，主流系统集成商，如中国电力投资集团、黄河上游水电开发有限公司、中广核太阳能开发公司、中电电气、中盛光电等快速在青海、甘肃、宁夏、新疆、内蒙古等西部省份布局。
据本刊记者统计发现，2012年国家发改委加大了光伏项目审批速度，截至2012年底已有约60个光伏发电项目获批，涉及装机容量超100万千瓦。而在2011年国家发改委全年批复的光伏项目只有36个，装机容量为33 .5万千瓦，约为2012年的三分之一。
中国电站建设下游市场窗口被充分打开了，这已经成为现实。但一些专业技术背景较强的集成商则表示了忧虑。一位集成商说，“在目前汹涌的电站开发热潮中，电站开发的质量堪忧，豆腐渣工程隐现。”
由于电站开发需要具备一定技术能力，一个设计细节，可能会影响到整体运营成本。一个电站项目只有在真正运营起来之后，才能发现其存在的问题。而目前，在光伏制造商的围攻中，原来作为电站开发主角的系统集成商的利益受到严重挤压。原来依靠在电站开发中销售组件的差价而赚取的利润，如今也被制造商的直销而剥夺；而华能、大唐等国企与电力公司的背景关系，在协调电网的能力上显然也比集成商更具有优势；集成商的盈利空间逐渐被蚕食。
盈利模式在哪里？
光伏电站完整的产业链包括：单/多晶硅生产企业、组件制造企业、开发电站的系统集成商（包括开发商和 EPC/安装商）、运营电站的业主，以及购买电力的用户等。和其他环节相比，光伏电站开发由于在技术、市场、资金及产业链四大方面的竞争门槛较高，无疑是全产业链中综合竞争能力最强的一环。
目前，针对于光伏电站投资建设，市场上有三种比较常见的模式：一种是BOT，一种是BT，另外一种是EPC。光伏电站投资建设这三种模式，如图2所示。
其中BOT模式是指Build-Operate-Transfer（建设-经营-转让），是集建设和经营于一身，在合同规定的一定年限后，再转让出去的一种模式。这种模式需要一定的资金实力，受投资商青睐。
在BOT模式下，当电站项目建成后，并且各方验收合格后，电站开发商通常会选择将电站售出给运营商（一般以电力集团为主），以达到资金快速回笼的目的，而双方出于各自利益的考虑，在短期内并不一定能够达成共识。此时，电站开发商会选择自己当运营商，同时再寻找适当的买家，伺机出售电站。BOT项目的特点是投资规模大、经营周期长、风险因素多。
BT模式是指Build-Transfer（建设-移交），即通过特许协议，引入国外资金或民间资金进行电站建设，电站建设完工后，该项目设施的有关权利按协议由运营商赎回。BT模式中影响企业利润率的，主要是电站的售出价格。国内光伏电站的收购方主要为国有电力公司、基金投资公司等。
就BT盈利模式自身而言，企业进入门槛相对较低，解决自身资金问题后，如果企业有一定的渠道，能够优先获得电站开发权，再利用银行贷款杠杆，公司就可以进入BT盈利模式。目前，该种盈利模式下，净利润率高达8%～10%左右，远高于传统光伏制造业务。
EPC模式是指Engineer-Procure-Construct，是对一个工程负责进行“设计、采购、施工”，即工程总承包。这种模式下，光伏电站的工程总包方，即按照合同约定，承担工程项目的“设计、采购、施工、试运行服务”等；并且对承包工程的质量、安全、工期、造价全面负责，而相应的工程承包商必须具有 EPC 资质。EPC则是集设计、采购和施工于一体，更多的是为其他人打工，对资金的要求也相对低一些。在国内，做系统工程的企业包括：正泰、阿特斯、保利协鑫等，且之间竞争相对比较激烈，毛利率水平近年来呈现下降趋势。
目前，BT的盈利模式适用于技术标准明确、资金实力雄厚、尚没有工程建设管理经验或能力的开发商。目前有专家将光伏电站 BT盈利模式归结为“有钱人的游戏”，其主要原因是BT的盈利模式通常需要开发权、资金、销售渠道三个方面的布局。
BT盈利模式中，公司须有电站的开发权，也就是“路条”。其中“小路条”就是省级政府统一将该项目列入本省建设规划的批文。大路条是由省级政府及项目最终投资方共同向国家发改委提出项目申请，由国家发改委递交国务院会议通过后得到项目立项的批文。该过程比较漫长，需要大量资金投入。
此外，BT 模式下，电站开发商需要有较强的融资能力，一般最低要求为 20%的自有资金+80%的银行贷款。目前A股市场上的光伏制造企业所涉猎的下游光伏电站业务，且基本上都采用BT模式作为其盈利模式。比如海润光伏、综艺股份、中利科技、向日葵等公司等。
而BOT模式和EPC模式则应用越来越少。主要原因有两个：其一，对大部分企业来说，拿到EPC资质非常困难，需要较长的时间。而项目开发商在选择工程建设队伍的时候更倾向选择具有一定电站建设经验的企业（集成商），光伏制造企业很难在该领域很快具备竞争优势。其二，绝大部分企业不想充当电站运营商。这一方面是由于光伏电站投资回收期一般长达8～15年，这些光伏制造企业在现金流压力下等不起，更倾向获得较快的收益；另一方面，我国电价补贴政策每年都有新的变化，光伏企业无法确认1元/kw.h的上网电价执行年限，且长期来看，上网电价补贴下降是必然趋势，民营企业不愿意冒这样的风险。因此，目前传统的中小光伏设备制造企业，一般更多的会选择BT盈利模式。
风险骤升
目前，全球新能源快速发展已经成为新经济领域中耀眼的明星，从太阳能到氢能，从生物质能到页岩气。这种探索新的能量的供给方式会给目前的经济以何种冲击，我们相信是巨大的。但是新能源的发展也意味着原有利益格局的打破，而且由传统能源过渡到新能源的过程中，还涉及到经济背景和产业环境的支持。
以当前的太阳能的发展趋势来看，光伏组件在海外受到了相当大的销售阻力，只有光伏电站是其中收益率最稳定和可观的固定资产投资，且作为串联光伏产业上游制造和终端应用的核心环节，光伏电站的建设对推动整个新能源产业升级和应用普及承担着不可替代的关键枢纽作用。
但目前各方专家都对过度开发的国内光伏电站建设提出了预警。
电站的建设和运营本应是企业家的任务，但其愈来愈成为资本家的。目前大量电站建成却未运营，就像新建却空置的房屋，对整个产业来说，最终可能会引发严重的产业危机。以下是记者根据目前光伏产业的趋势总结做出的风险预估：
风险1：BT模式利润率快速下降
由于BT模式的进入门槛较低，以电站建设平均成本15元/瓦计算，建成电站能以高于16.5元/瓦的价格转售，其净利润率明显高于严重亏损的传统光伏制造业务。目前的电站转让市场已经成为买方市场，个中原因一是电站开发商快速增加，二是部分电力公司开始自己投资建设电站，而基金投资公司也日趋谨慎进行投资。BT模式的利润模型显示其核心在于把电站销售出去，但是如果电站开发过度，越来越多的电站建成后却会成为巨大的负担。一旦电站卖不出去，制造商不仅将面临资金占用压力，其自身运营电站还可能导致亏损。此外，目前已建成的光伏电站有相当一部分存在客户超期拖延货款的情况。据业内人士透露，光伏企业的这类债权已经达到“相当大的数字”，而一旦有光伏企业的资金链因此断裂，其引发的连锁效应很可能导致行业面临新的严重危机。
风险2：补贴政策风险
除了价格战和质量问题，电站开发盈利的最大问题——光伏并网、并网电价、补贴等方面政策，或不明朗，或仍待落地，都使企业面临多方面风险未消。记者采访中发现，很多企业主都形成了这样的观点：没有补贴，光伏电站一定会死掉，只是时间早晚的问题。
光伏补贴不能及时到位，会导致供应商、开发商、投资商之间的三角债，长此以往，企业就没钱去做研发和质量改进，零部件的质量也会下滑，最后必然导致整个行业设备质量下滑。“兵马未动，粮草需先行，补贴资金不解决，企业即便进行投资，补贴资金不到位也会成为产业链上游的噩梦。”
风险3：电站并网难
现在全国光伏电站遇到的问题都是电站好建、网难并。光伏电站多建在偏远地区，电网未覆盖到位，发出的电难以外输。中国西部地区有很好的太阳能资源，有大片的面积适合建大规模电站，大型电站可能是一个优势，但其中也存在很多问题。西部是我国经济不发达的地区，工业偏少，用电量不多。其次是国家电网调度和接纳新能源电力的能力还存在很多问题。
风险4：电站的质量风险
目前由于光伏企业的竞相加入，光伏电站建设领域已出现了价格战的苗头。成熟的太阳能市场，投资者对于组件、逆变器、支架、变压器、电缆等最重要的产品的质量应该非常关注，作为电站这样的工业系统工程，其质保非常关键，所以目前在德国等太阳能建设的过程中，开发商都对EPC开发企业的资质进行严格的审查，保证施工的质量和组件安装过程中不会对其衰减、隐裂、功率等造成损失。但是如果大量的组件制造商进入电站建设领域，如果发生规模性的价格战，链条中的电站质量可能会出现问题。正常情况下，电站需要8年以上正常运营才可以收回成本。一旦某座电站的质量出现问题，影响的绝对不是一座电站，而是其所代表的光伏能源系统。
光伏电站施工总结范文第3篇
近日频传的捷报便是明证：先后宣布获得美国科罗拉多州电站项目、奥地利商业屋顶项目的订单。更值一提的是，中盛光电日前承接到罗马尼亚有史以来最大的总装机容量为50MW的光伏电站项目群的订单，此时，距离中盛光电罗马尼亚分公司在布加勒斯特正式挂牌仅4个月时间。接受记者采访时，中盛光电集团总裁兼首席执行官佘海峰掩饰不住兴奋。
“2012年以来，罗马尼亚作为东欧新兴光伏市场的典型代表，发展势头强劲。此次罗马尼亚光伏电站项目的大规模实施，毫无疑问是中盛光电在全球光伏系统服务业务的又一次重大突破。”佘海峰总结原因认为，是高品质的产品和专业的本地服务打动了客户。
要知道，与国内其他光伏企业一样，中盛光电起初主要从事光伏组件加工，但如今其已果断放弃“产能至上”的传统模式，坚持并创新强化“提供一站式解决方案”模式，并且坚持“全球网络和本地服务”的国际化运营理念，拓展国际市场。
技术创新在中盛光电被排在首位。据了解，中盛光电目前已经建立一支由美国、德国和中国的科学家与工程师共同组成的一流研发团队，多年来一直致力于太阳能系统效率的提升、高安全性与高可靠度产品的开发以及适合各种特殊需求和特殊环境太阳能系统的研发与应用。董事长王兴华承诺，公司技术创新投入占销售收入比重不低于5%。
而“全球网络和本地服务”的运营理念使中盛光电的产品和服务遍及50多个国家和地区。从2005年正式进入该行业至今，在全球雇员总数已达到2800多人，其中海外员工50余人。公司营销总部设在中国南京，在泰州和南京拥有三个生产基地。公司欧洲总部位于德国慕尼黑，北美总部地处美国旧金山，在意大利米兰、法国里昂、韩国首尔和以色列的特拉维夫设有分支机构。在世界各地，中盛光电拥有众多光伏应用的成功案例。
王兴华曾在公开场合发表演讲时表示，“每逢行业逆境，中盛光电都会危中寻机，逆势成长。这得益于各级政府的爱护与扶持，得益于公司独特的商业模式及目标定位。尽管取得了一定的成绩，在行业中也有自己的位置，但基础还不牢固，必须紧紧抓住当前难得的重大机遇，抓紧实施转型升级战略，才能实现企业五年发展目标。”
他说，未来中盛光电还要建立类金融业务平台。“要实现五年发展目标，最需要建立的核心能力是金融服务能力，建立电站投融资金融平台，理顺从电站股权债权的导入到股权债权退出的一整套中介服务机制。这方面我们有比较好的基础。一，启动早，已经拥有了一批投资人合作伙伴、一批有合作基础的专业银行伙伴，并且也已和台湾最大的光伏企业联合成立电站股权投资基金。二，海外工程及服务团队专业，有超过400 兆瓦的工程及服务经验。三，国内金融机构已经实质性介入，中国信保首张工程保单已经出具，国家开发银行等政策性银行也已启动海外金融产品审批。”
《新经济导刊》：光伏产业产能过剩遭遇欧债危机、欧美“双反”调查，国内市场开拓艰难，行业总体情况并不好。中盛的盈利状况、产能情况，市场状况等如何？
佘海峰：光伏行业的发展进入调整期，目前，行业调整已出现分水岭。中盛光电逆势突围，在这轮调整中表现抢眼。2011年至今，中盛光电一直都是中国成长最快、营收表现最佳的光伏企业，也是国内惟一一家具备海外EPC能力的光伏企业，业务量排名世界第七。经过7年的快速发展，我们已是中国最大、全球知名的海外光伏电站一站式解决方案提供商。
2012年是传统光伏市场向新兴市场大幅转移的一年。中盛光电在巩固德国、法国、意大利等传统市场发展的同时，积极开拓东欧、非洲、亚太、南美等新兴市场，充分挖掘市场潜力。在非洲，9月份，中盛光电首个南非屋顶光伏电站顺利并网发电，在新兴的非洲光伏市场取得新的突破；在东欧，今年我们承建了50兆瓦罗马尼亚电站项目群，是该国有史以来最大的光伏电站项目群，也是中盛在全球光伏系统服务业务的又一次重大突破。
《新经济导刊》：为什么中盛光电在行业相对低迷的时期仍然取得不错的发展，有哪些秘笈？在管理提升上有哪些经验？
佘海峰：光伏行业调整期，商业模式上或产品创新上有一定差异化的企业才能在竞争中抢占先机。商业模式和产品的差异化也是我们一直保持稳健发展态势的重要原因。
商业模式上，很多人都知道我们是中国最早的在海外做系统集成业务的公司，并以系统集成业务反过来推动光伏产品的销售。在行业普遍亏损的情况下，我们依然能实现盈利，很重要的一点就是我们的系统业务给我们带来了非常稳定的收益。
产品方面，中盛光电一直紧紧围绕客户进行创新，推出了一系列产品解决方案，差异化的产品带来更多的价值和竞争力，给客户带来更多增值，使我们跳出了同质化竞争红海。
中盛光电重视运营管理创新，加强企业的运营管理工作，对公司整体运作进行严格要求和规范管理，通过多种方式，不断提升企业在技术和成本等方面的管理水平。技术管理方面，我们一贯倡导“技术为先”的理念，因为技术是光伏行业生存与发展的基础，拥有先进的技术，才能赢得更多的市场份额；成本管理方面，除了做好日常的开源节流工作，我们更注重通过技术革新的方式，不断推出在成本和性能上具有竞争优势的产品。
《新经济导刊》：中盛在产业链上怎样布局？是否有从组件到整体电站全产业链的安排？中盛向下游终端转向情况如何？
佘海峰：中盛光电致力于为全球客户提供一站式太阳能电力解决方案，重点发展光伏产业链的下游，不断拓展系统集成业务。我们以光伏电站服务业务为核心，以系统集成带动制造产品销售的独特商业模式，在经营上选择了先做强再谋求做大的战略，避免了同质化竞争，建立了核心竞争力。
多年来，中盛光电一直保持稳健的成长。中盛光电没有经历光伏暴利时代的剧烈起落，即使在行业景气度不高时，中盛光电仍然处于盈利状态。某种程度上，这也源于中盛光电商业模式的优势。未来，中盛光电仍将坚持自己的商业发展模式，走专业化发展道路。
中盛光电一直坚持以系统集成业务带动制造业务，制造业务再反过来支持系统集成业务，很好地实现了产业链各段产能和利润结构的合理分布。在众多的EPC电站项目中，中盛光电都同时身兼工程总承包商和组件供应商两种角色。50兆瓦罗马尼亚项目群，中盛光电不仅负责全面的工程设计、采购和施工，还为项目提供光伏组件和项目建设期融资服务等。
《新经济导刊》：因为泡沫严重，现在资本（包括创投、银行）等开始对行业产生戒心，中盛光电当前的资金情况如何？
佘海峰：当前市场行情下，光伏下游的利润率更高，风险较低，在获得银行贷款等方面更有优势。中盛光电深耕下游，为客户提供一站式解决方案，即便是在市场低迷期，公司依然保持较高的盈利水平，这也是我们屡获金融机构青睐的重要原因。
今年4月，我们与交通银行江苏省分行签订全面战略合作协议，交行将在未来3年给予中盛光电不低于15亿元的授信额度。继去年10月中信银行给予80亿元金融支持之后，中盛光电已累计获得的银行授信支持接近100亿元。
《新经济导刊》：美、欧双反对中盛光电的影响，中盛光电打算如何应对？
佘海峰：美国双反和欧洲反倾销调查目前来讲对中盛光电整体影响不大。中盛光电很早就开始针对美国市场情况提供专门的在双反外的组件产品，同时，中盛光电一直着力发展的系统集成业务从服务内容、团队经验到工程质量日趋成熟，被众多银行和投资者广泛认可，保证了公司的高速成长。
当然，面对双反，中盛光电与国内同行一起努力，积极应诉，寻求政府、行业协会等相关部门的支持和帮助，将可能带来的影响降到最低，维护中国光伏企业的合法权益。我们也呼吁光伏行业、政府机构共同行动起来，妥善处理反倾销问题，避免贸易壁垒。
《新经济导刊》：行业的趋势如何？光伏的出路何在？中盛光电是如何考虑的？
光伏电站施工总结范文第4篇
经过一段时期的发展之后，在诸多的“光伏+”市场中，不占用土地的水面光伏正逐渐受到重视。在领跑者计划中，山东济宁和安徽两淮的水面光伏项目已经达到了1.4吉瓦。从水面资源来看，如果市场能够开启，水面光伏或将成为下一个爆发点。
但是，水面光伏同样存在着技术上的困难，而且在全球范围内的运维经验也十分匮乏。相对于现有的水面光伏，国内水面光伏发展的起点很高，面对这样一块技术并不成熟的市场，政策上也缺乏相应支持的情况下，能否在谨慎中取得突破值得关注。
高起点
水面光伏早已不算是一件新鲜的事物，2015年开始，陆续有水面光伏的项目落地，但是真正引起人们注意的，是在2016年光伏领跑者计划中山东济宁和安徽两淮合计1.4吉瓦的招标工作，这无论对于设备制造，还是浮筒等的技术研究都产生了很大的带动作用。
“我们把两淮150兆瓦的总体项目分为了三个标段，每个标段50兆瓦，现在已经开工建设，预计在9月30日首批并网，12月31日全部并网。”中国三峡新能源公司（下简称“三峡新能源”）计划发展部主任刘姿告诉《能源》杂志记者。
据悉，在2016年的水面光伏项目中，三峡新能源在济宁和两淮分别中标50兆瓦和150兆瓦。由于三峡集团本身在水库大坝上建设的优势，加之三峡新能源在海上风电上的经验，因此其在水面光伏上有很大的发展空间。
规模化是一个重要的手段，但是在水面光伏这样的新型光伏项目上，这种规模化也值得商榷。截至目前，水面光伏还没有大规模示范，技术等方面都需要一段时间可行性的实践，在这样的情况下，规模太大实际上形成了一个很大的挑战。
起始规模大之外，时间上也相对紧迫，对于这样一个缺乏经验，技术尚不明确的光伏类型，如果按照普通电站建设的周期来操作，一定程度上限制了水面光伏的高质量完成。
“水面光伏几乎是一个全新的光伏类型，对于基础和组件都有特殊的要求。规模化可以带动企业的积极性，但在时间上可以分期进行，先有10兆瓦的项目并网，积累并获取经验，这样就可以尝试不同的浮桶，谁的施工更简单效果更好就会有一个判断。然后再完成后续规模的建设。”一位光伏业内人士告诉记者。
从水面光伏所利用的水面资源来看，应该不会产生类似光伏农业的用地障碍，但是从领跑者项目的规划和建设境况来看，额外的困难仍然存在。“部分的塌陷矿区建设所用的水面的性质还没有改变，到现在还没有落实，企业无法开工建设。”一位不愿具名的知情人士告诉记者。
事实上，在采访中记者也了解到，不仅是济宁的水面光伏存在这样的问题，在两淮，也有上千亩的水面由于没有转换性质，导致中标企业无法进行电站建设。
从整个市场来看，水面光伏目前的开展并不顺利。一方面，虽然业内对水面光伏感兴趣，但是许多人仍然处于观望阶段。另一方面，水面光伏并没有单列于普通电站之外，所以，水面光伏电站和普通的地面电站在政策上是一样的，需要获得指标。
鉴于此，有业内人士建议：“对于规模较小的水面光伏项目，是否可以享受分布式光伏的待遇，比如说几个兆瓦以下的不设指标的限制”。
技术难点
一般情况下，水深不超过5米，可以采取打桩的方法进行光伏板的铺设，打桩技术相对成熟。但是打桩要求所有的设备必须高出水面0.5-1m，而且是最高水位，这样一来，如果遇到枯水季，水位如果大幅下降，对于设备的维修会带来困难。
除了打桩，水面光伏的另一种形式就是漂浮电站，通过浮筒承载光伏板。但是由于光伏电站通常要求具备25年的使用周期，因此漂浮电站的浮筒寿命问题成为光伏电站能否从地面转移到水面的关键。
水面漂浮式光伏系统有很多可预见的风险，尤其是浮筒。市场上可供选择的浮筒厂非常有限，大多数光伏用浮筒都没有经过实际验证，即使有实际应用案例，使用时间也与浮筒所承诺的25年相去甚远，这就要求投资者从原理上对设备进行研究、要求和论证。
据悉，现在的浮筒制造企业，很多都是原来的码头设备企业转过来的。“据我所知，真正的在光伏业内的浮筒研发机构并不多，我们成立了一个水上漂浮的研究院，一方面研发浮筒，另一方面提供水上的一体化解决方案。”河北能源工程设计有限公司高级工程师董晓青对《能源》杂志记者说。
据刘姿介绍，从系统来看，首先要求整个浮体平台的设计是科学合理的，我们根据领跑者项目的实际情况提出了浮体系统设计的边界条件，浮体系统设计（包含组件支架、浮体及锚固）应满足在25年材料性能老化后，在热、风、波、流等极端环境条件综合作用时，浮筒各个部位不会破损倾覆、浮筒间连接及锚固不会超过极限值断裂、浮筒的形变不会损坏光伏组件等。
在浮筒材料领域，最受关注的是HDPE材料。HDPE做的比较好的公司，一家是法国公司，然后是台湾的一家公司，它们的浮筒都是HDPE材料。在日本大多数漂浮电站都使用HDPE材料的浮筒，但是总体来说，它的可靠性在国外经过验证的实际项目比国内要多。
而对于不锈钢之类的浮筒材料，可能面临成本高昂的问题。因此，能否找到性价比高、无污染又符合光伏电站使用寿命的浮筒材料成为技术难点。
董晓青说：“我们也在期待着，就是一些无机材料的浮筒能够涌现出来。我们研究院正在研究一种复合材料的浮筒，用的材料属于建筑材料，外表面是混凝土包裹，环保、寿命等各方面的性能都能满足漂浮电站的使用要求，已经获得了国家专利。”
事实上，最为重要的是第三方的复核和监督，浮体系统的各种测算需要第三方机构进行模拟分析复核设计的合理性，保证浮筒的材料达标，制造过程满足要求。比如说HDPE中回料（回收塑料）的比例能否控制在合理的范围，因为回料多可以降低造价，但是浮筒的性能就可能得不到保障。
水面光伏对于光伏设备也提出了新的要求，首先是它的故障率要低，要方便去更换；其次是在水面上，设备要尽可能地要轻盈。比如说逆变器，组串式逆变器相对来说比较合适，直接固定在浮筒上；最后，因为水面是一种高湿的环境，水体的水质不同，比如说污水处理厂甚至会蒸发出腐蚀性的气体，就对组件边框、背板的材料等提出了很高的要求。
“潮湿环境对于传统单玻组件是极具挑战的，但三峡新能源没有像大多数投资商一样选择双玻组件，而是通过广泛调研，并与第三方机构、原材料厂及组件厂反复交流，综合考虑可靠性及成本，最终决定采用提高技术要求的单玻组件。”刘姿谈到，“而且，还对组件整体抗PID性能、封装材料性能和电池片抗PID做了特殊的要求。”
光伏电站施工总结范文第5篇
关键词 曹妃甸；光伏发电；施工；监理
中图分类号TM6 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2011）45-0119-02
人类社会进入21世纪，正面临着化石燃料短缺和生态环境污染的严重局面。廉价的石油时代已经结束，逐步改变能源消费结构，大力发展可再生能源，走可持续发展的道路，已逐渐成为人们的共识。面对能源危机，光伏发电的优势十分明显，不仅能够节约能源、减少污染，同时也是现代化工业可持续发展的必须，本文针对光伏发电的工程建设重要性进行了阐述，并以曹妃甸1.6mW光伏发电示范工程为例进行了详细的工程监理探析。
1 光伏发电的工程建设必要性
太阳能光伏发电由于具有独特的优点，近年来正逐步显现出无法替代的建设优势作用。太阳电池的产量平均年增长率在40%以上，已成为发展最迅速的高新技术产业之一，其应用规模和领域也在不断扩大，从原来只在偏远无电地区和特殊用电场合使用，发展到城市并网系统和大型光伏电站。尽管目前太阳能光伏发电在能源结构中所占比例还微不足道，但是随着社会的发展和技术的进步，其份额将会逐步增加，可以预期，到21世纪末，太阳能发电将成为世界能源供应的主体，一个光辉灿烂的太阳能时代必将到来[1]。 在这种情况下，光伏发电工程建设的质量问题是关键，必须要投入相对而言更多的监理工作内容，以便保证这种新能源建设工程能够按进度、保质量地完成。
2 曹妃甸1.6mW光伏发电示范工程简介
曹妃甸1.6mW光伏发电示范工程，位于曹妃甸工业区电动汽车城，本工程是在电动汽车城49栋厂房屋顶安置太阳能光伏电池板，组成49个小的光伏发电单位，光伏阵列包括支架土建基础、太阳能电池组件、支架、直流汇电箱、电线线缆、配电集装箱、变压器基础等。
3 曹妃甸1.6mW光伏发电工程监理策略安排
3.1工程监理程序
针对曹妃甸的工程内容，特将工程监理程序安排如下：1）成立项目监理机构；2）审查施工单位报送的施工组织设计、施工技术措施、施工进度计划、安全和文明施工措施；3）分专业熟悉图纸，参与建设单位组织的设计技术交底和图纸会审；4）工程开工前，审查承包单位现场项目管理机构的质量管理体系、技术管理体系和安全质量保证体系；5）现场具备开工条件后，签署开工令；6）现场监理工程师检查现场专职测量人员的岗位证书及测量设备鉴定证书，复核平面测量放线和高程放线成果；7）参与建设单位组织召开的第一次工地会议，起草会议纪要；8）现场监理人员检查进场机具设备，对进场材料进行检验，督促和监督取样送检；9）对整个施工过程的施工质量进行监督、控制；10）组织阶段验收，签认竣工报告，组织工程预验收，出具工程质量评估报告；11）签认施工单位报送的月进度表。12）组织召开监理例会，形成会议纪要；13）每月5日前报送监理月报；14）参与建设单位组织的工程竣工验收；15）整理监理资料，编写监理工作总结。
3.2监理工作方法和措施
3.2.1完善监理工作流程
采取巡视、见证、旁站、平行检验的方法，对工程质量进行控制，坚持上道工序未经验收，下道工序不得施工的原则。监理工作流程：本道工序完毕、施工单位自查、向专业监理工程师报验、组织工序验收、合格、监理工程师签认、施工单位进行下道工序施工。每月按工程实际进度由施工单位上报进度月报表，经专业监理工程师审核由总监签发，工程款由建设单位支付。
3.2.2建立监理工作制度
监理工作制度的建立十分关键，对于本工程监理工作必须要通过制度来规范。本工程的监理工作制度包括：1）监理例会制度：由总监主持召开监理例会，协调和解决工程施工过程中存在的问题，并形成会议纪要；2）监理内部会议制度：每月召开一次监理人员会议，总监主持总结和交流监理工作经验，学习有关文件，进行监理工作内部沟通；3）监理月报制度：每月5日前编写监理月报，报送建设单位和监理公司；4）总监巡视制度：总监采取不定期巡视方式，检查工程进度情况和监理人员服务质量情况；5）满意度调查制度：由总监负责，经常向建设单位和有关部门征求意见和建议，以不断改进监理工作。
3.2.3完善安全管理
针对安全管理必须要对曹妃甸光伏发电工程的施工图十分熟悉，然后再结合省建委下发的《安全监理规程》，指导安全生产。在具体的工作中，首先要对影响安全的工程材料，如：支架、直流汇电箱、电线线缆、配电集装箱、变压器基础等进行检查。对施工现场用电安全进行检查，必要时协调工地安全员与项目经理对你所下达的监理通知单的整改情况进行落实。同时，作好安全监理资料以备上级主管部门检查。总之，在本工程建设过程中必须要坚持“安全第一，预防为主，综合治理”的安全管理方针[2]。
3.2.4控制质量和进度
对工程质量的控制首先应该规定质量监控工作程序，按规定的质量控制程序进行工作，这也是进行质量监控的依据和可操作文件。根据本项目工程特点，编制了《曹妃甸1.6兆瓦光伏发电示范工程监理实施细则》，并监督执行情况，定期召开监理工作会议，协调和解决工程施工过程中存在的质量问题。其次，注意对进场工程材料的监督检查，例如：太阳能光伏电池板是本示范工程的重要材料，进场后必须进行严格检查，对质量证明文件进行认真检查、整理归档。
试验数据是监理工程师判断和确认工程材料和工程质量的主要依据。本工程需做的试验工作较多，每一道工序中，常需要通过试验手段取得试验数据来判断质量情况。监理工程师正确行使工程上使用的材料和施工质量的检验权，是工程有序进行。对于不符合设计要求及国家质量标准的材料设备，及时通知施工单位停止使用。
针对工程进度的安排则要考虑到随时监督，通过对施工组织设计和施工进度计划的审批，掌握施工单位的计划目标；通过监理例会、协调会、监理与有关施工单位负责人交换意见等多种形式检查进度情况；对于拖后的工期通过交换意见、例会讨论、赶工令等形式加以督促。
总之，曹妃甸1.6mW光伏发电示范工程建设是曹妃甸能源建设的重点工程，通过对这项工程现场监理工作的探析可以看出，对于光伏发电的工程监理必须要明确其重要性，事先安排好监理程序，在监理过程中注重对安全问题、质量问题、进度问题的控制，以全面有效的监理工作为曹妃甸新能源工程建设保驾护航。
参考文献
