黄河流域水电站分布图

2022-12-12

第一篇：黄河流域水电站分布图

中国核电站分布

一、秦山核电站(中核)

秦山核电站地处浙江省海盐县。

一期工程，采用中国CNP300压水堆技术，装机容量1×30万千瓦，设计寿命30年，综合国产化率大于70%，1985年3月浇灌第一罐核岛底板混凝土(FCD)，1991年12月首次并网发电，1994年4月设入商业运行，1995年7月通过国家验收。经过十多年的管理运行实践，实现了周恩来总理提出的“掌握技术、积累经验、培养人才，为中国核电发展打下基础”的目标。

二期工程及扩建工程，采用中国CNP650压水堆技术，装机容量2× 65万千瓦，设计寿命40年，综合国产化率二期约55%，二扩约70%，1#、2#机组先后于1996年6月和1997年3月开工，经过近8年的建设，两台机组分别于2002年4月、2004年5月投入商业运行，使我国实现了由自主建设小型原型堆核电站到自主建设大型商用核电站的重大跨越，为我国自主设计、建设百万千瓦级核电站奠定了坚实的基础，并将对促进我国核电国产化发展，进而拉动国民经济发展发挥重要作用。扩建工程(3#、4#机组)是在其设计和技术基础上进行改进，2006年4月28日开工，3#机组计划于2010年12月建成投产，4#机组力争2011年年底投产。

秦山三期(重水堆)核电站采用加拿大成熟的坎杜6重水堆技术(CANDU 6)，装机容量2×728兆瓦，设计寿命40年，综合国产化率约55%，参考电厂为韩国月城核电站3号、4号机组。1号机组于2002年11月19日首次并网发电，并于2002年12月31日投入商业运行。2号机组于2003年6月12日首次并网发电，并于2003年7月24日投入商业运行。

二、广东大亚湾核电站(中广核)

大亚湾核电站是采用法国M310压水堆技术，装机容量2×98.4 万千瓦，设计寿命40年，综合国产化率不足10%，1987年8月7日工程正式开工，1994年2月1日和5月6日两台单机容量为984MWe压水堆反应堆机组先后投入商业营运。

三、岭澳核电站(中广核)

岭澳核电站位于广东大亚湾西海岸大鹏半岛东南侧。

一期工程，采用中国CPR1000压水堆技术，装机容量2×99万千瓦，设计寿命40年，综合国产化率约30%，于1997年5月开工建设，2003年1月全面建成投入商业运行，2004年7月16日通过国家竣工验收。

二期工程，采用中国改进型CPR1000压水堆技术，装机容量2×100万千瓦，设计寿命40年，1号和2号机组综合国产化率分别超过50%和70%，于2005年12月开工建设，两台机组计划于2010年至2011年建成投入商业运行。

三期工程，采用采用中国改进型CPR1000压水堆技术，装机容量2×100万千瓦，设计寿命40年，预计2011年开工建设。

四、田湾核电站(中核)

位于江苏省连云港市连云区田湾，厂区按4台百万千瓦级核电机组规划，并留有再建2至4台的余地。

一期工程，采用俄罗斯AES-91型压水堆技术，装机容量2×106万千瓦，设计寿命40年，综合国产化率约70%。于1999年10月20日正式开工(FCD)，单台机组的建设工期为62个月，分别于2007年5月和2007年8月正式投入商运。

二期工程3号和4号机组的建设已启动，单机容量均为100万千瓦。

三期工程5号和6号机组的建设已启功，采用中国二代加CPR1000核电技术。

五、红沿河核电站(中广核)

辽宁红沿河核电站位于辽宁省大连市瓦房店东岗镇，地处瓦房店市西端渤海辽东湾东海岸。规划建设6台机组，采用中国改进型CPR1000压水堆技术，单机容量100万千瓦，设计寿命40年，综合国产化率约60%，1号机组于2007年8月正式开工，至2012年建成投入商业运营。目前在建中....

六、宁德核电站(中广核)

规划建设6台机组，采用采用中国改进型CPR1000压水堆技术，单机容量100万千瓦，设计寿命40年，综合国产化率约75%以上，1#机组于2008年2月FCD，

1、2#机组计划于2013年左右建成投入商业运行。

七、阳江核电站

2004年，经10多年筹备的广东阳江核电项目也有望在年底通过国家核准，这个规划投资达80亿美元、规划建设6台百万千瓦级机组的全国最大核电项目一期工程于2006年正式动工。目前在建中........

八、三门核电站

2004年7月，位于浙江南部的三门核电站一期工程建设获得国务院批准。这是继中国第一座自行设计、建造的核电站——秦山核电站之后，获准在

浙江省境内建设的第二座核电站。三门核电站总占地面积740万立方米，可分别安装6台100万千瓦核电机组。全面建成后，装机总容量将达到1200万千瓦

以上，超过三峡电站总装机容量。一期工程总投资250亿元，将首先建设两台目前国内最先进的100万千瓦级压水堆技术机组。三门核电站最快将在2010年

前后发挥作用。

九、海阳核电站

位于山东烟台海阳市东南部海边、总投资达600亿元的海阳核电站首期工程已于2007年年底开工。目前，海阳核电工程前期准备工作已全面完成，计划 2010年首期工程两台机组并网发电。与此同时，该项目的配套工程---抽水蓄能电站工程，也将与核电站一期工程同时开工建设。"两电"工程完工后，每年将提供600万千瓦电能。据了解，海阳核电站建成后将是中国最大的核能发电项目。

海阳核电站项目是经过国家发改委同意、由中国电力投资集团 (中电投)控股建设的核电项目。中电投占40%、中国核工业集团占20%、国电集团占20%、山东鲁信控股占10%、华能集团占5%、烟台市电力开发占 5%。据了解，由于核电对技术和安全性要求高，此前核电站的建设都是具有军工背景的企业承担。

海阳核电站位于海阳市东南部的海边，在海阳市大辛家镇的冷家庄和邻近的董家庄。处于胶东电力负荷中心，地质条件优越，是国内基础条件最好的核电站址之一。工程分三期实施，一期将建设2台100万千瓦级核电机组。该项目可行性研究报告显示，海阳核电站的规划容量为600万千瓦级核电机组，并留有扩建余地，总装机容量870万千瓦，发电机组全部投产后，年发电量接近三峡电站发电量的90%。一期工程投资250亿元，规划建设两台百万千瓦级核电机组。

山东乳山核电项目工程总体规划建设六台百万级核电机组，一期工程建设两台百万级核电机组，2006年开始前期工程准备工作，争取在“十二五”末投产发电。

国防科工委在2008年1月7日召开的国防科技工业工作会议上透露，2008年中国将开工建设福建宁德、福清和广东阳江三个核电项目。

另外，中国台湾省现有3座核电站;在建的1座;拟建的尚有2座。已经投产的台湾省庆山和国盛两座核电站，装机容量分别为2×63.6和2×98.5万千瓦。

十、方家山核电站

方家山核电工程是秦山一期核电工程的扩建项目，工程规划容量为两台百万千瓦级压水堆核电机组，采用二代改进型压水堆技术，国产化率达到80%以上，预计两台机组分别在2013年和2014年投入商业运行。项目建成后，秦山核电基地将拥有9台核电机组，总容量达到630万千瓦。该项目位于浙江海盐，南临杭州湾，建成后将承接华东区域电网，区位优势相当明显。

十一咸宁核电站

鄂赣交界处的湖北省通山县，有一座湖北省第二大的水库——富水水库。富水河上的这座水库建成于1964年，蓄洪、发电、灌溉、养殖、航运兼顾，年发电量 1.412亿度，坝高45米，顶宽6.4米，坝顶长941米，有8个泄水闸，库面浩浩11万亩，库容量17.64亿立方米，两岸群峰秀丽，库中有无数岛屿，当地人称它为“湖北的千岛湖”。这样一个秀美的地方，还隐藏着我国首个内陆核电项目——湖北咸宁核电厂。11月18日，成都商报记者对这个正进行建设的项目进行了实地探访。

进入位于通山县大畈镇大墈村的核电站工地，是一条26公里长的专用大件运输道路——核电公路。公路已建成，目前还有一座跨湖的大桥正紧张施工中。核电站，就位于大桥连接的湖心岛——狮子岩上。

咸宁核电项目于2009年全面启动建设。今年5月15日，核电项目一期常规岛及核电站辅助系统工程总承包等合同一揽子框架协议在武汉签署，中国广东核电集团工程有限公司举行了咸宁分公司及咸宁项目部揭牌仪式。

据通山县政府公众信息网公布，至11月4日，主场区场平土石方工程完成1610万立方米，占总量的76.1%。

1、2号核岛达到厂平标高，施工现场按照今年底4台机组达到厂平标高的目标加快推进。计划今年底全部完工。

咸宁核电项目也标志着中国进入第三代核电发展阶段。它将首次采用非能动型压水堆核电技术，备受中国核电行业关注。该核电技术是目前唯一通过美国核管理委员会最终设计批准的第三代核电技术，是全球核电市场中最安全、最先进的。

总投资达600多亿元的咸宁核电项目，其业主是由中广核集团与湖北省能源集团共同设立的湖北核电有限公司(双方分别持股60%和40%，由中广核集团控股)。2008年6月这家公司成立时预计：经过2年的前期准备和5年半的主体工程建设之后，湖北将首次用上核电

第二篇：分布式光伏电站备案手续

根据国家能源局下发的《分布式光伏发电项目管理暂行办法》(国能新能〔2013〕433号)，分布式光伏发电项目实行备案管理，其中不需要国家补贴资金的项目直接备案;需要国家补贴资金的项目在指导规模指标下达后方可备案。对个人利用自有住宅及在住宅区域建设的分布式光伏发电项目，由供电公司直接登记并于每月集中向当地能源主管部门备案。

由企业建设的分布式光伏发电项目需提供分布式光伏发电项目实施方案、项目建设场址合法性证明(建设规划许可、土地证、房产证等)、项目场址(屋顶等依托的建(构)筑物)租赁协议(采用合同能源管理方式)、项目合同能源管理协议和购售电协议(采用合同能源管理方式)、当地电网企业出具原则同意项目并入电网的函、建设管理部门或建筑设计单位出具的项目依托构筑物具备荷载条件的证明等支持性文件，要件齐全后报市能源主管部门进行备案。

第三篇：光伏电站验收规范(分布式)

光伏电站验收规范标准(分布式)

1、范围

为更好地指导和规范屋顶分布式光伏发电的项目验收，特制定本规范。本规范适用于安装于建(构)筑物屋顶的分布式光伏发电项目，在工程竣工验收和电网公司并网接入验收均完成后，对项目进行整体的验收。本规范适用于提供家庭生活起居用的居住建筑屋顶之上建设的户用分布式光伏应用项目，以及除户用光伏应用以外，包括工业建筑、办公建筑、商业建筑、旅游建筑、科教文卫建筑、交通运输类建筑等屋顶之上建设的非户用分布式光伏应用项目。

2、规范性引用文件

下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件 GB50794《光伏发电站施工规范》 GB50797《光伏电站设计规范》 GB50026《工程测量规范》

GB50303《建筑电气工程施工质量验收规范》

GB50202《建筑地基基础工程施工及质量验收规范》 GB50203《砌体工程施工及质量验收规范》 GB50205《钢结构工程施工及质量验收规范》 GB50207《屋面工程质量验收规范》 GB50217《电力工程电缆设计规范》

GB50601《建筑物防雷工程施工与质量验收规范》 GB50057《建筑物防雷与设计规范》

GB/T9535《地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型》 GB/T18911《地面用薄膜光伏组件设计鉴定和定型》 GB/T19964《光伏发电站接入电力系统技术规定》 GB/T50796《光伏发电工程验收规范》 GB/T50319《建设工程监理规范》

DB33/T2004《既有建筑屋顶分布式光伏利用评估导则》 DL/T5434《电力建设工程监理规范》

CECS31:2006《钢制电缆桥架工程设计规范》

3、术语和定义

下列术语和定义适用于本规范。 3.1屋顶分布式光伏发电项目

接入电网电压等级35千伏及以下，且单个并网点总装机容量不超过6兆瓦，在建(构)筑物的屋顶上建设，且在本台区内配电系统平衡调节为特征的光伏发电项目。 3.2光伏连接器

用在光伏发电系统直流侧，提供连接和分离功能的连接装置。

4、验收组织及流程

4.1项目验收由业主方组织安排，项目总承包单位配合，验收小组负责执行。 4.1.1项目单位的组成应符合下列要求：

1) 对于非户用项目，项目投资方、设计方、施工方、监理方、运维方和屋顶业主单位应派代表共同参加。

2) 对于户用项目，项目投资方、实施方、运维方和屋顶业主应派代表共同参加。 4.1.2验收小组的组成应符合下列要求： 1) 应至少包含三名成员

2) 成员宜涵盖光伏系统、电气及接入、土建安装和运维等领域。

4.2验收小组首先听取总承包单位的项目汇报，并检查项目是否符合前置要求，此后对项目进行实地检查及资料审查，针对验收中存在的问题与项目单位逐一确认后，形成书面验收意见。

4.2.1实地检查和资料审查中，验收小组应对所有必查项逐条检查，如不符合相应要求，则验收结论为不合格。

1) 本规范中列出的检查项，除非特别标注，均为必查项。

2) 不合格的必查项应在验收意见中明确列出，并提出整改意见，对于无法整改的给予事实披露。

4.2.2实地检查和资料审查中，验收小组如发现不符合相应要求的备查项，应在验收结论中明确列出，并提出整改意见，对于无法整改的给予事实披露。

4.2.3实地检查和资料审查中，验收小组如发现实施到位符合要求的加分项，应在验收结论中明确列出，并给出特点说明。

4.2.4书面验收意见应有验收小组全体成员签字(参见表A.1)。

5、非户用项目验收 5.1前置要求

小组若发现项目存在以下情况，则不予验收： 1)临时建筑。

2)生产的火灾危险性分类为甲类、乙类的建筑(详见表B.1)。 3)储存物品的火灾危险性分类为甲类、乙类的建筑(详见表B.2)。 4)有大量粉尘、热量、腐蚀气体、油烟等影响的建筑。 5)屋面整体朝阴或屋面大部受到遮挡影响的建筑。 6)与屋顶业主因项目质量存在纠纷。7)其它根据相关标准规定不能安装屋顶分布式光伏发电项目的建筑。

5.2土建及屋面部分

5.2.1混凝土基础、屋顶混凝土结构块或承压块(异形块)及砌体应符合下列要求： 1) 外表应无严重的裂缝、蜂窝麻面、孔洞、露筋情况。 2) 所用混凝土的强度符合设计规范要求。

3) 砌筑整齐平整，无明显歪斜、前后错位和高底错位。

4) 与原建(构)筑物连接应连接牢固可靠，连接处做好防腐和防水处理，屋顶防水结构未见明显受损。

5) 配电箱、逆变器等设备壁挂安装于墙体时，墙体结构荷载需满足要求。 6) 如采用结构胶粘结地脚螺栓，连接处应牢固无松动。 7) 预埋地脚螺栓和预埋件螺母、垫圈三者匹配配套，预埋地脚螺栓的螺纹和螺母完好无损，安装平整、牢固、无松动，防腐处理规范。(该项为备查项)

8) 屋面保持清洁完整，无积水、油污、杂物，有通道、楼梯的平台处无杂物阻塞。(该项为加分项)

5.2.2光伏组件与组件方阵

5.2.2.1现场检查应符合下列要求： 1) 组件标签同认证证书保持一致。

2) 组件安装按设计图纸进行，组件方阵与方阵位置、连接数量和路径应符合设计要求。 3) 组件方阵平整美观，平面和边缘无波浪形。

5.2.2.2光伏组件不得出现破碎、开裂、弯曲或外表面脱附，包括上层、下层、边框和接线盒。

5.2.2.3光伏连接器应符合下列要求：

1) 外观完好，表面不得出现严重破损裂纹。

2) 接头压接牢固，固定牢固，不得出现自然垂地的现象。 3) 不得放置于积水区域。

4) 不得出现两种不同厂家的光伏连接器连接使用的情况。 5.2.3光伏支架应符合下列要求：

1) 外观及防腐涂镀层完好，不得出现明显受损情况。

2) 采用紧固件的支架，紧固应牢固，不得出现抱箍松动和弹垫未压平现象。 3) 支架安装整齐，不得出现明显错位、偏移和歪斜。 4) 支架及紧固件材料防腐处理符合规范要求。 5.2.4电缆

5.2.4.1电缆外观与标识应符合下列要求：

1)外观完好，表面无破损，重要标识无模糊脱落现象。 2)电缆两端应设置规格统一的标识牌，字迹清晰、不褪色。 5.2.4.2电缆敷设应符合下列要求：

1) 电缆应排列整齐和固定牢固，采取保护措施，不得出现自然下垂现象;电缆原则上不应直接暴露在阳光下，应采取桥架、管线等防护措施或使用辐照型电缆。

2) 单芯交流电缆的敷设应严格符合相关规范要求，以避免涡流现象的产生，严禁单独敷设在金属管或桥架内。

3) 双拼和多拼电缆的敷设应严格保证路径同程、电气参数一致。

4) 电缆穿越隔墙的孔洞间隙处，均应采用防火材料封堵。各类配电设备进出口处均应密封性好。

5.2.4.3电缆连接应符合下列要求：

1) 应采用专用的电缆中间连接器，或设置专用的电缆连接盒(箱)。 2) 当采用铝或铝合金电缆时，在铜铝连接时，应采用铜铝过渡接头。 3) 直流侧的连接电缆，采用光伏专用电缆。 5.2.5桥架与管线

桥架与管线应符合下列要求：

1)布置整齐美观，转弯半径应符合规范要求。

2)桥架、管线与支撑架连接牢固无松动，支撑件排列均匀、连接牢固稳定。 3)屋顶和引下桥架盖板应采取加固措施。

4)桥架与管线及连接固定位置防腐处理符合规范要求，不得出现明显锈蚀情况。 5)屋顶管线不得采用普通PVC管。 5.2.6汇流箱

汇流箱应符合下列要求：

1) 应在显要位置设置铭牌、编号、高压警告标识，不得出现脱落和褪色。

2) 箱体外观完好，无形变、破损迹象。箱门表面标志清晰，无明显划痕、掉漆等现象。 3) 箱体门内侧应有接线示意图，接线处应有明显的规格统一的标识牌，字迹清晰、不褪色。 4) 箱体安装应牢固可靠，且不得遮挡组件，不得安装在易积水处或易燃易爆环境中。 5) 箱内接线牢固可靠，压接导线不得出现裸露铜丝，箱外电缆箱外电缆不应直接暴露在外。 6) 箱门及电缆孔洞密封严密，雨水不得进入箱体内;未使用的穿线孔洞应用防火泥封堵。 7) 箱体宜有防晒措施。(该项为加分项) 5.2.7光伏并网逆变器 5.2.7.1标识与外观检查应符合下列要求：

1) 应在显要位置设置铭牌，型号与设计一致，清晰标明负载的连接点和直流侧极性;应有安全警示标志。

2) 外观完好，不得出现损坏和变形，无明显划痕、掉漆等现象。

3) 有独立风道的逆变器，进风口与出风口不得有物体堵塞，散热风扇工作应正常。 4) 所接线缆应有规格统一的标识牌，字迹清晰、不褪色。 5.2.7.2安装检查应符合下列要求：

1) 应安装在通风处，附近无发热源，且不得安装在易积水处和易燃易爆环境中。 2) 现场安装牢固可靠，安装固定处无裂痕。

3) 壁挂式逆变器与安装支架的连接应牢固可靠，不得出现明显歪斜，不得影响墙体自身结构和功能。

5.2.7.3接线检查应符合下列要求： 1) 接线应牢固可靠。

2) 接头端子应完好无破损，未接的端子应安装密封盖。 5.2.7.4鼓励采用性能稳定的微型逆变器或者组件优化器、快速关闭装置。(该项为加分项) 5.2.8防雷与接地

防雷与接地应符合下列要求：

1) 接地干线应在不同的两点及以上与接地网连接或与原有建筑屋顶防雷接地网连接。 2) 接地干线(网)连接、接地干线(网)与屋顶建筑防雷接地网的连接应牢固可靠。铝型材连接需刺破外层氧化膜;当采用焊接连接时，焊接质量符合要求，不应出现错位、平行和扭曲等现象，焊接点应做好防腐处理。

3) 带边框的组件、所有支架、电缆的金属外皮、金属保护管线、桥架、电气设备外露壳导电部分应与接地干线(网)牢固连接，并对连接处做好防腐处理措施。 4) 接地线不应做其他用途。 5.2.9巡检通道

巡检通道设置应符合下列要求：

1) 屋顶应设置安全便利的上下屋面检修通道。

2) 光伏阵列区应有设置合理的日常巡检通道，便于组件更换和冲洗。

3) 巡检通道设置屋面保护措施，以防止巡检人员由于频繁踩踏而破坏屋面。(该项为加分项)

5.2.10监控装置

监控装置设置应符合下列要求：

1) 环境监控仪安装无遮挡并可靠接地，牢固无松动。 2) 敷设线缆整齐美观，外皮无损伤，线扣间距均匀。

3) 终端数据与逆变器、汇流箱数据一致，参数显示清晰，数据不得出现明显异常。 4) 数据采集装置和电参数监测设备宜有防护装置。(该项为加分项) 5.2.11水清洁系统(该条为加分项) 水清洁系统应符合下列要求：

1) 如清洁用水接自市政自来水管网，应采取防倒流污染隔断措施。

2) 管道安装牢固，标示明显，无漏水、渗水等现象发生;水压符合要求。 3) 保温层安装正确，外层清洁整齐，无破损。

4) 出水阀门安装牢固，启闭灵活，无漏水渗水现象发生。 5.3电气设备房及地面部分

5.3.1土建部分的检查项参见5.2.1中相关要求。 5.3.2电气设备房

5.3.2.1室内布置应符合下列要求：

1) 室内应整洁干净并有通风或空调设施，室内环境应满足设备正常运行和运检要求。 2) 室内应挂设值班制度、运维制度和光伏系统一次模拟图。 3) 室内应在明显位置设置灭火器等消防用具且标识正确、清晰。 4) 柜、台、箱、盘应合理布置，并设有安全间距。

5) 室内安装的逆变器应保持干燥，通风散热良好，并做好防鼠措施。

6) 有独立风道的逆变器，风道应具有防雨防虫措施，风道不得有物体遮挡封堵。 5.3.2.2安装与接线应符合下列要求：

1) 柜、台、箱、盘的电缆进出口应采用防火封堵措施。

2) 设置接地干线，电气设备外壳、基础槽钢和需接地的装置应与接地干线可靠连接。 3) 装有电器的可开启门和金属框架的接地端子间，应选用截面积不小于4㎡的黄绿色绝缘铜芯软导线连接，导线应有标识。

4) 电缆沟盖板应安装平整，并网开关柜应设双电源标识。 5.3.2.3预装式设备房应符合下列要求：

1) 预装式设备房原则上应安装在地面室外，其防护等级满足室外运行要求，并满足当地环境要求。

2) 预装式设备房基础应高于室外地坪，周围排水通畅。

3) 预装式设备房表面设置统一的标识牌，字迹清晰、不褪色，外观完好，无形变破损。 4) 预装式设备房内部带有高压的设施和设备，均应有高压警告标识。

5) 预装式设备房或箱体的井门盖、窗和通风口需有完善的防尘、防虫、通风设施，以及防小动物进入和防渗漏雨水设施。

6) 预装式设备房和门应可完全打开，灭火器应放置在门附近，并方便拿取。 7) 设备房室内设备应安装完好，检测报警系统完善，内门上附电气接线图和出厂试验报告。 8) 设备房外壳及内部的设施和电气设备中的屏蔽线应可靠接地。 5.4集中监控室部分

5.4.1数据终端应符合下列要求：

电站运行状态及发电数据应具备远程可视，可通过网页或手机远程查看电站运行状态及发电数据。

2) 应显示电站当日发电量、累计发电量和发电功率，并支持历史数据查询和报表生成功能。 3) 显示信息宜包含汇流箱直流电流、直流电压、逆变器直流侧、交流侧电压电流，配电柜交流电流、交流电压和电气一次图。

4) 显示信息宜包含太阳辐射、环境温度、组件温度、风速、风向等，并支持历史数据查询报和报表生成等功能。

5.4.2运行和维护应符合下列要求：

1)室内设备通风良好，并挂设运维制度和光伏系统一次模拟图。 2)室内设备运行正常，并有日常巡检记录。

3)设有专职运维作业人员，熟悉项目每日发电情况，并佩戴上岗证。 5.5资料审查

各检查项目参见表1。

表1 非户用屋顶分布式光伏发电项目资料审查表

6.3光伏组件与光伏方阵

光伏组件与方阵应符合下列要求：

1) 安装方式应与竣工图纸一致。坡屋顶应用项目，原则上应选用光照条件良好的屋面，并采用坡面安装。如采用其它安装形式，应提供设计说明以及安全性计算书。 2) 现场查验组件标签，应同认证证书保持一致。 3) 组件表面不得出现严重色差，不得出现黄变。

4) 光伏连接器应接头压接牢固，固定牢固。应采用耐候扎带绑扎在金属轨道上，不得出现自然重地或直接放在屋面上的情况。

5) 不得出现两种不同厂家的光伏连接器连接使用的情况。 6) 接线盒粘胶牢固。(该项为备查项) 7) 抽查开路电压和电路电流，判断其功率和一致性，如所提供的第三方组件测试是在普通户外测试，允许小范围的偏差。(该项为备查项) 6.4光伏支架

光伏支架应符合下列要求：

1)支架与建筑主体结构固定牢固。

2)采用紧固件的支架，紧固点应牢固，不应有抱箍松动和弹垫未压平等现象。 3)支架安装不得出现明显错位、偏移和歪斜。

4)支架及紧固件材料经防腐处理，外观及防腐涂镀层完好，不得出现明显受损情况。 6.5电缆

电缆应符合下列要求： 1) 应采用防火阻燃电缆。

2) 排列整齐，接线牢固且极性正确。

3) 不得出现雨水进入室内或电表箱内的情况。 4) 电缆穿越隔墙的孔洞间隙处，均应采用防火材料封堵。

5) 光伏组串的引出电缆等宜有套管保护，管卡宜采用耐候性材料。(该项为加分项) 6.6光伏并网逆变器

光伏并网逆变器应符合下列要求：

应与建筑主体结构固定牢固，安装固定处无裂痕。 2) 应安装在通风处，附近无发热源或易燃易爆物品。

3) 应在显要位置设置铭牌，型号与设计清单一致，清晰标明负载的连接点和直流侧极性;应有安全警示标志。

4) 外观完好，不得出现损坏和变形。

5) 应有采集功能和数据远程监控功能，监控模块安装牢固，外观无破损，信号正常。 6) 直流线缆应采用光伏专用线缆。

7) 交直流连接头应连接牢固，避免松动，交直流进出线应套软管。 8) 如有超过一个逆变器，确保逆变器之间应有30cm以上间距。

9) 鼓励采用性能稳定的微型逆变器或组件优化器、快速关闭装置。(该项为加分项) 6.7计量设备

计量设备应符合下列要求：

1) 由电网公司安装，不得出现私装情况。 2) 外观不应出现明显损坏和变形。

3) 应安装在通风处，附近无发热源或易燃易爆物品。 4) 箱内应标明光伏侧进线和并网侧出线。 5) 安装高度大于1.2米，便于查看。

6) 箱内须配备符合安全需求的闸刀、断路器、浪涌保护器、过欠压保护器、漏电保护器五大件。

6.8防雷与接地

带边框组件、支架、逆变器外壳、电表箱外壳、电缆外皮、金属电缆保护管或线槽均应可靠接地。

6.9运行和维护

运行和维护应符合下列要求：

1)业主可以通过手机客户端查询到项目日发电量。 2)业主具备项目基本运维知识。(该项为加分项)

3)由专业运维服务机构提供运维，并有日常巡检记录。(该项为加分项) 4)验收前必须满足无故障连续运行168小时。

第四篇：分布式光伏电站运维管理-为什么都说分布式电站运维难？

自2015年我国累计光伏装机容量一跃成为全球diyi之后，20

16、2017年我国的光伏行业的发展依然高歌猛进。截至2017年10月底，中国光伏电站累计装机规模已经超过120GW，其中，分布式光伏2562万千瓦，稳居全球diyi。如果按照0.06元/瓦/年的运维费用计算，分布式光伏电站每年的运维及后服务市场估值约为15.4亿元。

相对于分布式电站建设的快速开拓，其电站运维管理现状就差强人意了，甚至有些还停留在相对初级阶段。相较于集中式电站，分布式电站的体量小、布局散、资金小、人员少等特点明显，这些也给后期的运维管理带来了不少屏障。在光伏电站20-30年的超长使用期基础之上，电站运维管理的混乱与缺失，已经成为了分布式光伏发展的一大痛点。

针对分布式电站运维的痛点与难点，古瑞瓦特自主研发OSS系统，依靠智能化的运维手段，来实现精细化、gaoxiao化的运维。

分级管理功能

OSS系统可实现三级管理功能：yiji分销商账号直接管理安装商和终端用户，可看到自己所有电站运行情况，并可自主分出多个安装商帐号。安装商可看到自己多个终端用户的电站，能分出多个终端用户帐号。终端用户只能看到自己安装电站的运行情况。

所有电站信息一目了然

某一个终端电站是哪个安装商，哪个业主?安装在什么地方?电站发电量多少?目前是正常还是故障?所有信息在一个界面都可清晰看到。甚至电站是什么时候安装的，用户的手机号码等也都可追溯查看。信息完整全mian，客户可随时随地监控自己的用户及电站信息。

实时查看每个电站的运行信息

在OSS系统里，客户可查看自己安装的任意一个电站的运行信息。如，每日功率曲线、电压电流数据、年月日的发电量情况等，所有数据均可导出，数据分析简单gaoxiao。

远程参数设置固件升级

分布式电站分散、分布范围广，且多在农村地区，较为偏远。遇到故障，还需要运维人员到现场进行逆变器的参数设置，这不仅浪费时间、增加人力成本、还损失不少发电量。在OSS系统，可直接监控远程更改。

真实案例：

日前，有客户电话反应我们逆变器发电量很不稳定，天气情况差不多但是发电量每日相差较大，忽高忽低，且有时会报故障，要求派人过去查找原因。售后人员立马通过OSS平台查找到这台逆变器，分析数据很快发现是逆变器时间不对导致发电量统计错误，而故障原因是当地市电电压波动过大，超出范围导致。售后人员在OSS上使用远程设置的功能更改了这台逆变器的时间，把市电电压上限值放宽，问题立刻dedao解决。

设想如果没有这样一个远程操作的功能，这个解决过程会是怎样呢?

售后人员先调取监控，查找原因，再电话沟通指导客户到电站现场设置逆变器时间及调宽电压范围，如若客户操作不熟练还需折腾一段时间才能解决。

主动故障诊断

同一个电站假如有两台以上逆变器，系统可对不同逆变器进行数据对比，找出故障逆变器;同一台逆变器不同组串也可进行数据对比，找出故障组串;对比数据以图像化呈现，直观而清晰。

滚动的大屏展示页面

大屏展示是一个内外兼修的功能。在内，可以非常直观地对电站、设备、用户实时监控;在外，滚动的显示大屏，科技感十足，大屏上的LOGO和名称都可修改成自己公司LOGO与名称，对外展示美观而直接。

结语：

光伏电站作为未来清洁能源发展的主流电源方式之一，在我国能源转型中扮演着重要角色，运维将贯穿光伏电站25-30年的全生命周期，而我国的光伏电站运维市场还在优化完善中，古瑞瓦特提供在互联网思维下智而快的运维模式，实现分布式光伏电站无人(少人)值守、流动运维并保证电站dedao、gaoxiao、可靠、稳定运行，实现分布式光伏电站运维的标准化、流程化、科学化管理。

第五篇：分布式光伏电站运行与维护

一、概况

二、分布式光伏电站运行管理

三、信息化管理系统

四、电站日常维护

一、概况

中小型光伏电站的特点是占地面积小、安装位置灵活且日常维护量少。由于光伏电站不同的运行环境，为了能够使光伏发电系统更安全、更稳定的运行，提高发电效率，增加用户收益，特编制本运维手册，以便于有一定专业知识人员在条件允许的情况下对电站进行适当维护。

二、分布式光伏电站运维管理

1.1 建立完善的技术文件管理体系

技术文件主要包括：

(1)建立电站的设备技术档案和设计施工图纸档案; (2)建立电站的信息化管理系统; (3)建立电站的运行期档案。

1.2 建立电站设备技术档案和设计施工图纸档案

主要包括：

(1)设计施工、竣工图纸;

(2)设备的基本工作原理、技术参数、设备安装规程、设备调试的步骤;

(3)所有操作开关、旋钮、手柄以及状态和信号指示的说明; (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。

1.3 建立信息化管理系统

(1)利用数字化信息化技术，来统一标定和处理光伏电站的信息采集、传输、处理、通讯，整合光伏电站设备监控管理、状态监测管理系统、综合自动保护系统，实现光伏电站数据共享和远程监控。

(2)光伏电站监控系统一般分为两大类：

a.一种是无线网络的分布式监控系统。一般应用于安装区域比较分散，采用分块发电、低压分散并网的中小型屋顶光伏电站。由于其采用GPRS无线公网传输，数据稳定性和安全性得丌到保证,因此，一般不应用于10 KV及以上电压等级并网的光伏电站。 b. 另一种是光纤网络的集中式监控系统。一般应用于大型地面光伏电站，或并网电压等级为10KV及以上的屋顶光伏电站。

二、信息化管理系统

2.1 无线网络的分布式监控系统

(1)每个监控子站分别通过RS485通讯采集光伏并网逆变器、电表和气象站的数据，通过Ethernet/WiFi/GPRS等多种通信手段将数据发送到相关本地服务器或者远程服务器，再通过网络客户端进行数据显示。

(2)用户也可以登陆远程服务器进行数据的实时远程访问，并通过网络客户端、智能手机和平板电脑等进行数据展示。

2.2 相关管理制度及标准——信息化系统基础

(1)明确并网光伏电站相关管理制度及运维手册; (2)建立光伏电站运维相关国家、地方及行业标准

2.3 加强人员培训主要是针对两方面的人员进行：

(1)对与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，组织与业技术人员进行各种与题的内部培训工作，并将技术人员送出去进行系统的相关知识培训，提高与业技术人员的与业技能; (2)对电站操作人员的培训，经过培训后，使其了解和掌握光伏发电系统的基本工作原理和各设备的功能，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。

2.4 建立通畅的信息通道

(1)设立专人负责与电站操作人员和设备厂家的联系工作。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。

(2)对每个电站都要建立全面完整的技术文件资料档案，并设立专人负责电站技术文件的管理，为电站的安全可靠运行提供强有力的技术基础数据支持。

三、光伏电站日常维护

3.1 光伏组件与支架

(1)光伏组件表面应保持清洁，应使用干燥或潮湿的柔软洁净的布料擦拭光伏组件，严禁使用腐蚀性溶剂或用硬物擦拭光伏组件;应在辐照度低于200W/m2的情况下清洁光伏组件，不宜使用与组件温差较大的液体清洗组件;

(2)光伏组件应定期检查，若发现下列问题应立即调整或更换光伏组件;

a.光伏组件存在玻璃破碎、背板灼烧、明显颜色变化等; b.光伏组件中存在接线盒变形、扭曲、开裂或烧毁，接线端子无法连接等;

(3)光伏组件上的带电警告标识不得丢失。

(4)使用金属边框的光伏组件，边框和支架应结合良好，两者之间接触电阻应不大于4Ω，边框必须牢固接地。

(5)在无阴影遮挡条件下工作时，在太阳辐照为500W/m2以上，风速不大于2m/s的条件下，同一光伏组件外表面(电池正上方区域)温度差异应小于20℃。装机容量大于50kWp的光伏电站，应配备红外线热像仪，检测光伏组件外表面温度差异。 (6)使用直流钳型电流表在太阳辐射强度基本一致的条件下测量接入同一个直流汇流箱的各光伏组件串的输入电流，其偏差应不超过5%。 (7)支架的维护

a.所有螺栓、支架连接应牢固可靠

b.支架表面的防腐涂层，不应出现开裂和脱落现象，否则应及时补刷

c.支架要保持接地良好，每年雷雨季节到来之前应对接地系统进行检查。主要检查连接处是否坚固、接触是否良好

d.用于固定光伏支架的植筋或膨胀螺栓不应松动。采取预制基座安装的光伏支架，预制基座应放置平稳、整齐，位置不得移动

3.1 光伏组件的清洗

(1)近年来，光伏电站年装机量逐年增加，国家补贴政策从“金太阳”、“光电建筑”演变为电价补贴，因此电站的发电量至关重要，而组件上的灰尘是影响发电量的重要因素之一。

组件清洗前后对比

清洗之后的电站发电量提高5%-30%，清洗频率一年十次或每月一次不等。 (2)清洗方式

a. 人工清洗(这是目前使用最广泛的方式)

优点：费用低

缺点：人员不易管理;清洁效果差;对组件玻璃有磨损;影响透光率和寿命。 b. 高压水枪清洗

优点：清洗效果好