光伏电站运维投标方案（技术方案）

光伏电站运维方案投标文件（技术方案）投标方案投标人名称：****有限责任公司地址：****号二楼联系人：****投标日期：****1报告说明声明：本文内容信息来源于公开渠道，对文中内容的准确性、完整性、及时性或可靠性不作任何保证。本文内容仅供参考与学习交流使用，不构成相关领域的建议和依据.《一份好的投标文件，至少让你成功了一半。》第一章项目背景及需求分析 第一节项目背景 一、光伏产业 二、政策支持 三、市场发展 四、市场形势 五、行业前景 第二节光伏电站概况 28三、系统组成及功能 30 30二、项目服务 34四、运行维护 五、人员培训 六、服务要求 七、人员要求 第四节光伏电站运维重难点及解决办法 40一、重点和难点 2二、解决措施 第二章项目整体服务设想 第一节项目整体服务方案 一、光伏电站运维内容 46三、光伏电站运维服务难点 四、光伏电站电量分析预测 第二节光伏电站运维管理基本步骤 一、建立完善的技术文件管理体系 二、完善维护管理的项目内容 第三章项目建设与运维方案 第一节项目实施承诺 第二节光伏项目建设与运维方案 二、采购实施方案 三、光伏发电系统安装施工方案 四、单体调试及系统调试方案 五、光伏发电系统工程验收 六、光伏发电系统运行维护 七、光伏发电系统的故障排除 第四章项目组织机构 第一节项目管理概念 一、项目管理原则 二、项目管理机制 3三、项目管理维度 四、项目管理模式 第二节项目组织结构 一、项目组织结构分类 二、建立项目组织的步骤 三、项目管理结构 第三节项目组织机构的建立 一、项目组织机构 第四节人员岗位职责 一、站长职责 二、值班长的职责 三、正值班员的职责 四、值班电工职责 五、电气技术人员职责 六、财务人员的职责 七、行政人员的职责 第五章人员管理及培训方案 第一节项目人员管理理念 一、管理人员的工作具有典型的项目特点 二、管理人员应具备的现代项目管理理念 第二节人员管理五原则 一、工作量的分配 二、人员激励机制 4三、人员培训计划 四、员工士气鼓舞 第三节光伏电站运维服务培训方案 一、编制说明 二、培训目标 第六章拟投入设施设备 第一节拟投入本项目设备配置情况 一、设施设备投入前的准备 二、设施设备配备表 第二节运维常用工具介绍 三、兆欧表 四、太阳能光伏系统测试仪 第三节现场物资管理制度 一、管理职责 二、物资计划管理 三、物资采购供应管理 四、物资进场验收 五、现场物资保管与发放 六、设备物资管理组织机构及职责 第四节物资管理目标及具体措施 5一、物资管理目标 二、发包人提供的工程设备及材料管理措施 三、供货计划的管理 四、装卸车及交货验收 五、设备及材料开箱检验 六、设备及材料日常管理 七、设备及材料领用 八、仓库及仓储区的安全管理 九、承包人提供的工程设备及材料管理措施 第五节设备物资考核量化指标 一、资料统计管理 二、设备物资采购 三、设备物资管理 四、设备大修折旧和特种设备管理 五、现场物资管理保证措施 第七章设施设备管理 第一节高压开关柜组成及分类管理 二、柜内电器元件 三、五防联锁简介 四、操作程序 五、预防性试验 六、高压开关柜的巡视检查 七、高压开关柜常见故障缺陷及处理方法 6第二节光伏电站避雷设施设备 二、低压侧加装浪涌保护器 三、变压器并列运行的条件 第三节升压站及附属设备 一、变压器的作用、组成 二、新安装或大修后的变压器，投运前准备 三、变压器的投运与停用的操作规定 四、变压器运行中的温度规定 五、变压器运行中的电压规定 六、变压器运行中的油位规定 七、变压器过负荷运行规定 八、变压器瓦斯保护装置的运行规定 九、变压器分接开关的运行规定 十、压力释放装置运行规定 第四节设施设备检修服务 一、检修周期 二、检修项目 361三、检修工艺 四、质量要求 第八章项目管理制度 第一节文明生产管理制度 二、管理内容与要求 7三、文明行为标准 四、设备和生产场所文明标准 五、设备、备品、工具、仪器及检修 六、建筑物文明生产管理 七、变电站、配电室、电子设备间及电缆沟 八、站区文明标准 第二节生产准备管理制度 二、管理内容与要求 第三节备品、备件管理制度 二、总则 374 375 375 376七、出库 八、退库 376第四节技术人员管理制度 一、员工管理制度 二、员工聘用制度 三、劳动合同管理制度 四、员工考勤管理制度 五、员工教育培训制度 8六、人事考核管理制度 七、员工奖惩制度 第五节档案管理制度 一、档案人员岗位责任制 二、档案保管制度 三、档案复制制度 四、档案查询借阅制度 五、档案库房管理制度 六、档案立卷归档制度 七、“三纳入”、“四参加”制度 八、文书材料归档制度 九、档案移交制度 第九章项目运维服务方案 第一节隔离开关和接地刀闸运维服务 423一、隔离开关的作用 二、接地刀闸的作用 三、隔离开关和接地刀闸投运和检修的验收 四、隔离开关和接地刀闸运行操作中的注意事项424五、隔离开关的日常巡视 六、隔离开关特殊巡视 第二节断路器运维服务 一、断路器的作用 二、断路器的组成 三、断路器投运和检修的验收检查 9四、下列情况下，禁止将断路器投入运行 五、断路器的运行规定 六、断路器日常巡视 第三节互感器运维服务 一、电压互感器的作用 二、互感器组成 三、电压互感器投运和检修前的验收 四、电压互感器运行的规定 五、电压互感器的日常巡视 六、设备存在异常运行时(需加强监视时) 七、电流互感器运行规定 第四节避雷器接地装置运维服务 一、避雷器的作用 二、避雷针的组成 三、避雷器接地装置投运前的验收 四、避雷器和避雷针的运行规定 五、接地网的运行规定 六、避雷器的日常巡视 七、避雷器接地装置特殊巡视 第五节母线、熔断器、电力电缆运维服务 二、母线运行规定 三、母线的日常巡视 第六节生产运维体系架构运维 一、生产运行与维修管理 二、安全与质量管理 三、发电计划与电力营销管理 第七节变电站送电前服务管理 二、职责 三、管理内容与要求 四、检查与考核 第八节光伏发电系统试运行管理 二、管理内容与要求 三、光伏系统试运行完成 第九节光伏电站安全作业防控管理 第十章维护、巡查服务 第一节光伏电站维护内容 一、组件和支架的维护 二、汇流箱的维护 三、直流配电柜的维护 四、逆变器的维护 五、交流配电柜的维护 六、变压器维护 七、电缆的维护 八、极端天气维护 第二节日常维护和日常巡检 二、日常巡检 第三节光伏发电面板日常维护 二、太阳能逆变器的维护 第四节光汇流箱日常维护 一、汇流箱的主要故障 二、汇流箱维护及故障处理 三、汇流箱巡查内容 四、汇流箱的操作维护 五、汇流箱日常巡检时注意事项 第五节逆变器的日常巡检 一、逆变器的作用及意义 二、检查项目 第六节光伏板的日常维护 一、太阳能电池板定期检查维护 二、定期巡检和特殊巡检 第七节变压器日常巡视 一、变压器日常巡视 二、变压器特殊巡视要求 第十一章消防安全管理方案 第一节消防安全管理 第二节光伏电站消防安全防范措施 一、火灾危险性分析 二、防火措施 第十二章项目服务保障 第一节安全与质量管理 第二节服务机制设想 一、实行目标管理责任制 二、激励机制 三、公开服务制 四、首问责任制 六、回访工作制 七、应急预案制 八、监督机制 九、自我约束机制 第三节质量保证体系综述 二、质量目标 三、思想保证体系 四、组织保证体系 第四节质量控制组织架构及职责 一、质量领导小组 二、岗位职责 第五节质量保障措施 一、设备保障措施 二、组织保障措施 三、技术保障措施 四、建立全面质量管理体系 第十三章系统运行维护及售后服务方案 650第一节售后服务工作及承诺 一、售后服务承诺 二、售后服务流程、制度及管理措施 三、故障的响应 四、定期巡检 第二节售后服务承诺及保障措施 一、售后服务及违约责任承诺 二、售后服务保修方案和措施 第三节服务保障能力 第四节运行维护方案 一、光伏发电系统的日常检查 二、光伏发电系统的维护 三、光伏发电系统常见故障及解决方法 第十四章应急预案 第一节应急救援组织机构 一、应急救援队伍 二、项目部应急救援职能机构的职责与分工 三、小组激活时间 四、联络方式公示 五、应急救援的经费保障 六、施工现场的应急处理设备和设施管理 第二节专项应急救援方案 一、特殊时期施工预案和措施 二、火灾爆炸事故应急预案 四、高处坠落事故应急预案 五、物体打击伤害事故应急预案 六、机械伤害事故应急预案 七、管线保护施工预案和措施 第三节项目工作中防止人员中暑应急预案 702 二、概况 三、现场测试工作组职责 四、危急事件的预防 五、应急预案的启动 第四节光伏电站全站失电事故应急预案 一、应急处理基本原则 二、非本站原因造成全站失电事故主要现象 三、非本站原因造成全站失电事故处置方案 四、本站原因造成全站失电事故主要现象 五、本站原因造成全站失电事故处置方案 六、应急预案的终止和后期处理 (以下内容根据项目实际情况修改)第一章项目背景及需求分析第一节项目背景光伏产业，简称PV(photovoltaic)。蓄电池、制氢等多种方式储存，太阳能+蓄能几乎可以满足中国未来产业链条称之为“光伏产业”,包括高纯多晶硅原材料生产、太阳能二、政策支持(一)政策规划议确定了以下五大政策措施：鼓励企业兼并重组，淘汰落后产能，提高技术和装备水平。严格控制新上单纯扩大产能的多晶硅、光伏电池及组件项目。二是规范产业发展秩序。加强光伏发电规划与配套电网规划的协调，建立简捷高效的并网服务体系。建立健全技术标准体系，加强市场监管，对关键设备实行强制检测认证制度。三是积极开拓国内光伏应用市场。着力推进分布式光伏发电，鼓励单位、社区和家庭安装、使用光伏发电系统，有序推进光伏电站建设。加强国际合作，巩固和拓展国际市场。四是完善支持政策。根据资源条件制定光伏电站分区域上网标杆电价，对分布式光伏发电实行按照电量补贴的政策，根据成本变化合理调减上网电价和补贴标准。完善中央财政资金支持光伏发展的机制，光伏电站项目执行与风电相同的增值税优惠政策。五是充分发挥市场机制作用，减少政府干预，禁止地方保护。完善电价定价机制和补贴效果考核机制，提高政策效应。发挥行业组织作用，加强行业自律，引导产业健康发展。会议要求各有关部门抓紧制定完善配套政策，确保落实到位。(二)国六条光伏国六条具体内容如下：一是加强规划和产业政策引导，促进合理布局，重点拓展分布式光伏发电应用。二是电网企业要保障配套电网与光伏发电项目同步建设投产，优先安排光伏发电计划，全额收购所发电量。三是完善光伏发电电价支持政策，制定光伏电站分区域上网标杆电价，扩大可再生能源基金规模，保障对分布式光伏发电按电量补贴的资金及时发放到位。四是鼓励金融机构采取措施缓解光伏制造企业融资困难。五是支持关键材料及设备的技术研发和产业化，加强光伏产业标准和规范建设。六是鼓励企业兼并重组、做优做强，抑制产能盲目扩张。(三)六大政策在政策支持方面，提出六大政策，分别为：1.大力支持用户侧光伏应用；2.完善电价和补贴政策；3.改进补贴资金管理；4.加大财税政策支持力度；5.完善金融支持政策；6.完善土地支持政策和建设管理。电价和补贴政策是制约光伏行业发展的最重要因素。(四)光伏原理光伏发电是利用半导体界面的光生伏特效应而将光能直接转变为电能的一种技术。这种技术的关键元件是太阳能电池。太阳能电池经过串联后进行封装保护可形成大面积的太阳电池组件，再配合上功率控制器等部件就形成了光伏发电装置。光伏发电的优点是较少受地域限制，因为阳光普照大地；光伏系统还具有安全可靠、无噪声、低污染、无需消耗燃料和架设输电线路即可就地发电供电及建设周期短光伏发电是根据光生伏特效应原理，利用太阳能电池将太阳光能直接转化为电能。不论是独立使用还是并网发电，光伏发电系统主要由太阳能电池板(组件)、控制器和逆变器三大部分组成，它们主要可靠稳定寿命长、安装维护简便。理论上讲，光伏发电技术可以用于小到玩具，光伏电源无处不在。太阳能光伏发电的最基本元件是太阳能电池(片),有单晶硅、多晶硅、非晶硅和薄膜电池等。目前，单晶和多晶电池用量最大，非晶电池用于一些小系统和计算器辅助电源国产晶体硅电池效率在10至13%左右，国外同类产品效率约18至23%。由一个或多个太阳能电池片组成的太阳能电池板称为光伏组件。目前，光伏发电产品主要用于三大方面：一是为无电场合提供电源，主要为广大无电地区居民生活生产提供电力，还有微通信电源等，另外，还包括一些移动电源和备用电源；二是太阳能日用电子产品，如各类太阳能充电器、太阳能路灯和太阳能草坪灯等；三是并网发电，这在发达国家已经大面积推广实施。我国并网发电还未起步，不过，2008年北京奥运会部分用电由太阳能发电和风力发(五)产业优势2.采集太阳能的地点的地理位置要求不高；相对而言，水电站或风电站对地理位置要求则比较高。3.建立太阳能发电站所需的时间和成本都比水电站要低。4.使用太阳能不会造成环境污染，是理想的绿色能源。但原料开采和生产光伏产品过程中也会消耗大量能源和造成污染。5.适用范围广，就算一般家庭也可以利用太阳能发电。(六)特点充足性：据美国能源部报告(2005年4月)世界上潜在水能资源4.6TW(1TW=1012W),经济可开采资源只有0.9TW;风能实际可开太阳能潜在资源120000TW,实际可开采资源高达600TW。安全性：运行可靠、使用安全；发电规律性强、可预测(调度比风力发电容易)。广泛性：生产资料丰富(地壳中硅元素含量位列第二)、建设地年、工作25年效率下降20%)、免维护、无人值守。(0.8~3.0年)。(七)产业技术率先利用太阳能发电的是发达的欧美国家和日本。自1969年世光伏发电量最大的地区。在2008年，这个区域占全球光伏发电量的80%。而德国和西班牙的光伏发电总量总和约占欧盟的84%,是名副可以使用太阳能光伏装置发电。他们的做法是通过政府补贴，鼓励家庭购买家用的光伏发电装置。每个家庭通过光伏发电装置产生的剩余电量可以卖给政府或电力公司。这使日本的光伏发电量不断提高，也使日本的能源利用率大幅提升。美国虽然在光伏发电技术上较早起步，但由于以往美国政府对光伏发电并不重视，以至美国的光伏发电的发电量和技术革新不如欧盟和日本。但随着美国奥巴马政府出台一系列鼓励发展新能源的政策，美国在光伏发电产业上大有后来居上的势头。现在，美国的不少州出台了《可再生能源配额标准》。以加州为例，凡在住屋、商业建筑或公用建筑屋顶上安装太阳能设备的家庭或企业，都可获得州政府的多项补助，其中包括享受30%的减税优惠，减少30%的安装成本等。三、市场发展(一)应用现状近年来，国家发改委、国家能源局、国家财政部相继出台一系列支持、鼓励太阳能光伏发电的政策，这些优惠政策不仅对太阳能光伏发电企业补贴力度大，而且非常科学合理。例如，家庭屋顶太阳能光伏发电站每生产一度电就可以获得国家0.42元的补贴，使得普通家庭建设太阳能光伏发电站的投资在短期内得到回收。但相对于欧洲尤其是德国，我国的分布式光伏发电系统尚处于起步状态。中国首个居民用户分布式光伏电源在青岛实现并网发电，从申请安装到并网发电，整个过程用了18天就全部完成。攀枝花学院2.1MW太阳能屋顶光伏发电项目建成投运，装机容量为2.1MW,总投资达3738万元，年发电量达261.01万kWh,每年可节约标煤886t,减少二氧化碳排放量1933.12t,减少二氧化硫排放量13.10t。这些范例表明，公共服务领域建设分布式光伏电站具有很强的节能减排效应。在政府大力鼓励发展分布式光伏发电的政策推动下，生态农业与光伏的结合正在建成一些成功的项目。如：江西省首家现代化养殖场光伏屋顶发电站在东乡县江西东华种畜禽有限公司竣工并正式投入运营，项目总投资为550万元，总容量为282.72kW。项目采用光伏发电，自发自用，余量上网，能量循环，既能满足现代化养殖场的生产和生活用电，又可实现节能减排，还能余电并网带来可观利润。国内首个分布式光伏发电设备超市在浙江省台州市建成。该超市面向潜力巨大的家用和商用屋顶光伏发电市场，为顾客提供产品体验、设备选型和方案设计等一站式购物服务，方便了分布式光伏发电站的普及(二)发展分布式光伏发电的建议1.必须大力推进近期国家对分布式太阳能光伏发电系统相关补贴政策与标准的执行，同时简化不必要的审批程序和相关费用，从根本上促进光伏发电产业化的发展。建议上海市政府应制定相关政策，对污染严重区强制执行光伏发电份额。借鉴国外经验，立法要求如果某地区PM2.5数值超标，则必须保证一定比例的新能源发电量，这是因为光伏发电的高成本与煤炭发电相比还是难有市场竞争力。2.建议采取经济杠杆保证光伏发电装机容量持续稳定增长。德国可再生能源法规定了光伏发电的补贴办法，对于屋顶光伏和地面光伏等各类光伏发电的应用模式，其规模不同，补贴力度不同。德国2012年最新修改的法律规定，光伏发电的每千瓦时上网电价从17.94欧分到24.43欧分；未来12个月内如果安装容量超过350万kW,上网电价下降3%;如果超过750万kW,上网电价下降15%。在挽救国内的光伏企业的同时，需要采取合理的策略保证其稳步发展。3.建议制定合理的分布式光伏发电管理方式，保证电网的安全运行。例如西班牙政府要求某一区域安装的分布式电源的容量应保持为该区域的峰值负荷的50%以下，尽量避免分布式电源反送电。德国要求100kW以上的分布式电源必须安装远程通信和控制装置，以便调度实时了解其出力，并且可以进行调度。4.要加速研发与应用人才培养。组织科研力量解决太阳能光伏发电系统关键技术问题，包括高效转换率、电池板多晶硅加工工艺、高质量国产逆变器、控制仪表，并网技术等。同时，在有相关研究背景和技术力量的大学、科研院所开设可再生能源技术课程，制定中短期专业技能培训计划，既培养有高素质的科技领军人物，又培养经验丰富的工程技术人员。四、市场形势光伏产业作为我国战略性新兴产业之一，近年来遇到的市场情形可以用惊心动魄来形容。2009年和2010年整个行业高速扩张，欣欣向荣，然而，仅仅过了两年形势便急转直下，2012年全行业更是陷入集体亏损。2013年3月20日无锡尚德宣布破产重组，市场对光伏企业的未来陷入悲观之中。通过详实的分析和调查，我们相信光伏产业最坏的时期已经过去，各种有利的因素正在出现，对于各类投资者而言，把握住这一波投资机会，将决定未来的市场格局。2013年7月27日，中国光伏产业代表与欧委会就中国输欧光伏产品贸易争端达成“价格承诺”协议。8月6日，此项协议正式实施。中欧贸易史上涉案金额最高的一起贸易争端落下帷幕。五、行业前景(一)2022年光伏产业现状首先，复盘下光伏今年以来表现。今年一季度淡季不淡，主要是印度抢装需求所带来，但是在一季报时，市场因为担心业绩，整个板块估值下杀得比较严重。但当时我们发现，各主机厂4月份排产情况丝毫没有向下，甚至而且大部分是高价值需求。因此，在一季度末时，其实行业基本面和估值水平已经发生了较5月份及整个二季度行情确实是非常好。实际上，二季度欧洲高价需求所带来的产业链盈利提升，实质上最终还是给到了硅料环节。因为今年硅料确实是供给最紧缺的一个环节，硅料价格也上涨到了30万/吨左右。至于其他环节来看：组件和硅片的盈利处于稳定状况；电池有些供不应求，出现盈利优化，比如二季度通威的大尺寸电池已经修复到了5分钱。(二)光伏产业发展前景其次，简单分析下三季度发展趋势及全年情况。进入三季度，由于东方希望新疆项目的火灾，7月硅料产出环比下降大概6000多吨，供给减少导致了进一步涨价，目前硅料已经超过了30万/吨。硅料价格大涨也使得一些二三线组件厂商下调排产，但是一体化公司仍然有所盈利，尤其龙头厂商整体排产还是较为积极。至于8月份硅料产出，由于火灾检修完成，预计环比7月会增回6000吨左右，大概回到6月份水平。到了9月份及往后则会持续向上，甚至整体三季度贡献增长大部分都来自9月份。如果看三季度各个环节情况：1.硅料仍会有盈利超预期的可能性，特别是一些低价的工业硅成本，在二季度其实没有反映出来，可能会延到三季度，单吨盈利会继2.硅片最近刚涨过价，还叠加薄片化，预计能维持住这个价位；3.电池目前还没有出现新增产能投放，预计有希望进一步修复；4.组件主要看各家厂商的订单结构调整能力，预计一体化厂商还能够保持，二三线组件厂商压力会大一些。基于上述对三季度判断，如果市场担心三季度盈利向下的可能性，那其实下跌反而是比较好的投资机会。往后看，四季度硅料产出肯定会持续增加，在整个需求支撑力度不需要质疑的前提下，虽然年底有价格下降的可能性，但只要当有确定性硅料供给增加及价格向下趋势时，那硅料环节的利润就会往下移，到时候需要另当别论。(三)光伏产业投资机会最后是关于各环节投资机遇，这块具体展开一些。根据团队跟踪，发现在两个方面比较有机会。一方面是供给紧缺环节，看好粒子、胶膜和石英砂；另一方面是细分领域结构化机会，看好跟踪支架、储能及一体化组件厂商。1.粒子和胶膜环节当下来看，因为组件排产下行，粒子价格还处在下降过程中，但整个硅料的产出在四季度放出来之后，会带动粒子价格重新回到上行通道，甚至到2024年都是紧缺环节。整个POE粒子的供应会进一步紧缺，未来也有望卖出更高的溢价，甚至相关的胶膜也能够获得更高的盈利能力。从这个角度看，粒子的价格弹性会持续上行，而粒子供给相对于胶膜产能来说，供需缺口是在不断拉大的，这也会支撑起价格很难回到过去1万/吨的水平。紧接着，这种高价格会导致胶膜环节厂商拿货的能力发生差异，因为上粒子是要求款到结单的，那些没有充足资金的胶膜厂商，很可能开工率就会因为拿不到原材料而导致下行。因此，整个胶膜的行业竞争格局会发生相对优化，而具有原材料保供的龙头，比如福斯特和鹿山新材，能够凭借自己保供的能力去保证份额，甚至提升单瓦盈利。2.石英砂环节首先，硅片环节会因为石英砂紧缺，而导致开工率发生差异，如果拿不到石英砂的公司，开工率有可能会向下走。产能配比比较充裕的中环和隆基，出货量就可以保证释放。其次，石英砂的产品质量，会导致坩埚使用寿命发生变化。使用更优质石英砂的企业，会使得非硅成本更低，从而硅片环节会有确定性的非硅成本差距，有保护能力的隆基和中环，明年单瓦盈利会有确相比，还是偏紧状况。行业集中度会进一步提升，龙头公司甚至有顺价的能力。因此，石英砂会优化硅片竞争格局，本身受益弹性也最大。由于占硅片成本比重很低，大家是能够接受价格的翻倍甚至三倍，价格弹性会持续上行，甚至可以接近到15-20万/吨。3.跟踪支架及储能环节从下游装机的应用领域来看，地面电站肯定是反弹最多的，因为硅料价格进入到下行周期之后，2021-2022年积压的需求会迅速迎来反弹。一方面是跟踪支架。这些大基地都会有示范性配套，跟踪支架会迎来需求量的反弹，如果能够再看到大宗产品价格下降，整个盈利其实也是向好态势。龙头企业主要是意华股份、中信博、清源股份以及另一方面是储能环节。因为在地面电站爆发之后，大储能就有了相对能够接受的市场空间，这也是政府大力强调要去强配的产物。所以，今年下半年到明年的出货量，肯定是来到了一个爆发性起量的起点，其中逆变器龙头阳光电源等企业会打开更多空间。4.一体化组件厂商短期看，硅料价格的涨跌基本与一体化组件单瓦毛利呈负相关关系，因此本轮硅料降价过程中，一体化组件企业的单瓦盈利也将随之中期看，2022年是N型电池量产元年，一线组件企业能够依靠一体化优势降本，在N型技术上具有明显优势。电池技术领先的组件龙头(比如隆基/晶澳/天合/晶科等)有望为行业贡献差异化的组件产品，持续赚取行业超额利润。长期看，头部企业通过品牌、渠道、供应链、产品差异化等多维度构建起来的壁垒已经较为牢固，以至于后发者追赶难度巨大。在未第二节光伏电站概况太阳能发电已形成了产业。太阳能发电有光伏发电和太阳能热发电2伏发电系统投资减少25%。将光伏发电系逆变器输出之正弦波电流的频率和相位与电网电压的频率和相位相2.组件设计：按国际电工委员会IEC:1215:19XX标准要求进行设计，采用36片或72片多晶硅太阳能电池进行串联以形成12V和3.原材料特点：电池片：采用高效率(16.5%以上)的单晶硅太绒面玻璃(又称为白玻璃),厚度3.2mm,在太阳电池光谱响应的波长范围内(320-1100nm)透光率达91%以上，对于大于1200nm的红第三节需求分析(根据项目需求自行更改)新建33kV光伏电站位于XXXX,接入原Ramarothole变电站。距离首都XXX约90km。项目地理坐标为南纬29.8°东经27.3°,海拔约25km。1.装机容量：项目规划装机容量70MWp,分为两期，储能容量14.65万m²。设计25年的总发电量约134013.01万kWh,年平均发电量为5360.52万kWh,年等效利用小时数为1785.06h。2.联合变电站(原132kVRamarothole变电站改扩建为升压站)站址位于光伏电站项目围墙外，距光伏区大门直线距离300米。总占地面积1.15万m²。新建1台31.5MVA主变压器、1个132kV母联间1个132kV架空线路出线间隔。经一期新建132kV架空线路送出至一期补充(新增新建)MOFOKA新枢纽开关站再经原#1改造线路至对侧XXX(首都)地区的132kVMazenod变电站。合变电站公路里程约80km,距Mazenod变电站公路里程约20km。共5回线路间隔及配套户外开关设备；一回单母线不分段间隔。4.新建单回132kV架空输电线路，线路全长约44km,共141基铁塔，线路走廊平均海拔1800米。始于联合变电站132kV出线电缆5.原#1架空输电线路自升压站(联合变电站Ramarothole)沿新两回进站线路长度各约100米；原大坝变电站架空输电线路自对侧Mazenod变电站(MAZD)沿大坝站方向2.5km处断开π接进入新开关(根据不同项目自行更改)两条33kV集电线路(暂命名汇集1线3311#和汇集2线3312#)管设备运维责任单位。XXX所有并管辖的电能计量系统(计量柜)和发电场(含集电线路)设备及二层光伏发电监控系统站管权限归属于(30MWpPVPowersubstation,共享升压变电站33kV母线实时信息),(1)主要设备包括：410Wp单晶组件73248块；2616组固定双排光伏立柱支架；113台直流智能汇流箱；8台3.125MW逆箱变一体机，即8个光伏发电阵列；2回33kV集电直埋电缆线路及直埋通讯光缆(含围栏外至变电站围栏内高压室33kV开关下断口处(电缆接头故障处理由发电公司负责));设计平均日发电量17.8万kWh。(2)光伏发电场全部暗埋及明敷接地极(镀锌扁钢及铜绞线)。(3)各箱逆变一体机附近设置360°视频监控球机。(4)光伏区占地面积约60万m²,其中组件阵列大板面积约14.65万m²;详见光伏区总平及电气系统图。(5)光伏发电场区周界防护为砼基础+镀锌网状金属围栏。(6)进场路及光伏阵列与一体机之间主道为碎石硬化路面。(阵(7)光伏发电监控系统设置在联合变电站综合楼二层即发电公司主控室。(综合楼二层建筑物为均发电公司资产)。(8)负责逆变器发电量统计及一层两条33kV集电线路(暂命名#3311、#3312)出口并网开关的上下网电能计量(抄表)记录工作。联合变电站(原老站改扩建升级)(RamarotholeSubstation,简称R站，莱方简写RAMA站)一座，占地面积约为1.15万m²;变电总容量5.15万kVA(远期规划9.15万主变T2),1个132kV出线电缆间隔(RAMAⅡ-MⅡ(MAFOKA)),扩建一个132kV分段母线间隔(分段运行方式为常闭运行),改造1个(2)原设备包括：1个132kV主变间隔(一台20MVA主变T1),2个132kV出线间隔(RAMAI-MI/NEW(MAFOKA)),一个132kV母线间隔，4个33kV出线间隔。(3)其中新132kV断路器5台，132kV隔离开关10台，132kV电流互感器18台，132kV电压互感器5台，132kV避雷器6台。(4)其中老132kV断路器6台，132kV隔离开关9台，132kV电流互感器6台，132kV电压互感器6台，132kV避雷器9台。(5)高压配电室户内33kV开关柜6面，1台室内33kV干式站(6)变电区户外小电阻成套接地装置(含接地变，T接主变低压侧)1套；1台250kW备用箱式柴油发电机组(56h连续运行);1台户外水冷±6MvarSVG静态无功补偿装置；站区暗埋(7)综合楼一层主控室内变电监控系统、全部电气二次继保自动化及通讯设备。包括PPA控制系统、光功率预测含就地气象站(光(8)二次设备明细A.SDH光传输设备为ABBFOX615(515);E.电能计量装置的电度表为XXXX指定品牌型号埃尔斯特F.全部光纤通道为架空复合地线OPGW,仅开关站至大坝站一回通道为PLC电力载波通信。(根据不同项目自行更改)三、技术要求1.对于发电公司资产的运维要求2.送电前的投运生产准备3.参与指导、实施、配合生产准备及投运并(解)网与竣工移交和消缺工作。(1)发电生产准备(并网投运前)阶段的设备状况摸底、运维手册及运行检修记录报表资料编制(中、英文版)、厂家资料及竣工图纸配合收集归档和协助提供并网许可技术支持文件。(2)并网前完成运行与检修规程编制(中、英文版)、制定厂站及33kV集电线路运行与检修规章制度、安全防护预案、配合现场调试并掌握现场所有设备的运行维护要求。(3)编制送电投产前的送电方案及应急预案(中、英文版),报招标人及业主进行审批。(4)试运行期间逆变器并网及电气设备倒闸操作、自动化保护装置配合定值录入与调整，通讯通道检查、运行值班及调度协调、并网发电前的各项检查工作。(5)协助调试单位及设备供应厂家处理投运期间的各类故障。(根据不同项目自行更改)四、运行维护光伏区日常发电运行监控、维护检修、事故抢修及资产维护管理和消防及安全管理。1.项目投产后对光伏电站正式、全面、实时进行高效运行维护及日常巡检与故障处理。2.包括不限于光伏区组件与支架方阵维护、汇流箱及逆变器维护、组件清洗(全站每月1次)、场区除草(全站一年2次)、厂站电气设备运行维护等生产、生产过程中安全各项工作，水土保持监测，安防设备维护(包括大门、围栏、视频监控)、场区消防。3.配合质保期间施工单位工程质量消缺解决方案及运行许可和验收工作；配合质保期间设备厂家售后技术服务，管理备品备件库及编制备品备件采购计划。4.全面负责光伏电站资产委托代管、日常运行维护业务主管责任及按照中国光伏发电行业标准及XXXX要求的标准规定定期对电站开展预防性电气试验、技术监督工作及事故抢修及快速恢复发电供电保障工作。全面负责月度运行分析工作，站内设备安全及运维人员的人身安全、医疗保障等日常保卫工作。5.参与配合甲方项目部参与政府电网关系协调、购售电合同、调度协议及发电量考核、电费结算、税财相关、安保以及外宣外联等辅助工作或专项解决方案。(根据不同项目自行更改)五、人员培训1.专项培训编制业主运维人员培训资料(中、英文)及学时计划；现场(运行期间)对(业主)业主运维人员的运维技术理论与实操不少于10人月(计划240学时),结业培训工作。2.见习培训采用“师带徒”的方式，在3年运维期间内对业主运维人员进行指导教学，使其达到上岗的技术水平，具备上岗条件。最终培训效果达到3年运维后可独立运维光伏电站。六、服务要求电力公司的资产并网后原则上由电力公司自行运维。对运维单位要求为：3年运维期间内，协助电力公司对甲供输变电设备(异常或故障处理)现场技术支持工作及编制故障处理方案(中、英文版)。(一)运维阶段1.在运维阶段，乙方生产运维人员负责组织指挥光伏电站的运维，负责主要运维岗位运维及培训工作。范围为光伏电站日常运维操作、巡回检查、运维和事故处理。2.在履行运维合同的运维阶段，引进先进的管理理念和采用科学的管理方法，谨慎而勤奋地工作。3.按甲方要求建立必要的运维生产管理制度、规范岗位责任制。进行运维质量、小指标管理等的分解、落实，并报甲方审核批准。4.乙方应按甲方要求抓好基础管理工作，在投产后使光伏电站稳5.生产运维人员负责对甲方委派到各生产、维护、管理等技术岗位上的自配人员进行严格、科学、系统的运维技能培训和考核，通过值班过程中运维调整、异常分析、事故处理的培训。6.按照业主方电网有关规定，执行调度命令，遵守有关调规运维和处理本机组紧急情况的指示，确保不违反规程操作。7.对业主人员日常操作技能、正确处理设备异常和事故能力进行8.乙方负责异常分析和事故调查，查找事故原因并制定防范措施、整改技术方案等。9.乙方制定事故预案、重大操作技术措施、经济运维技术措施等技术方案，并指导演练和实施。10.乙方应按运维规程的规定，组织完成设备的切换、定期维护、定期试验工作。11.乙方按甲方有关规定、规范，完成各种运维台账、报表的记12.负责乙方运维工作人员的日常管理，制定考核制度并按照制度进行考核、奖励。13.签订保密协议，在合同执行期间或合同终止后，生产运维人未经甲方同意不得向第三方泄露与本合同有关的任何细节条款。(根据不同项目自行更改)七、人员要求(一)乙方现场配置人员数量及技能水平满足光伏电站安全稳定1.运维专业：电气一次、电气二次及通讯。2.岗位设置：管理岗位、运行岗位及检修岗位。3.人员要求：运维人员为全能值班员的，具有竞争优势(要求每值至少有1位全能值班员)。4.各主要岗位工作履行岗位职责。5.人员配置及学历、工作履历：乙方现场配置人员数量及技能水平满足光伏电站安全稳定运行6.运维维护服务单位人员信息请附后：(二)运维、维护项目人员基本情况序号姓名龄年龄毕业学校专业学历参加工作时间原单位从事岗位从事本岗位时间职称技能等级运维岗位备注12(三)人员配备要求学历要求：本科及以上，电气相关专业；证书要求：具有二级技师及以上证书；高压电工证；及相应国家或行业职业资格证书；经验要求：5年及以上光伏项目运维经验；3个及以上(类似或高于此项目)管理经验，其中至少1个海外项目运维业绩。2.其余运维人员学历要求：大专及以上，电气相关专业；证书要求：具有高级电工职业资格；经验要求：从事光伏运维岗位工作3年以上。第四节光伏电站运维重难点及解决办法一、重点和难点(一)XX电站的运维人员属于“草台班子”,只从事一些简单的检修工作，还谈不上流程管控和系统管理。1.在接手或准备接手电站的运维时，对电站现状了解不够，导致后续工作中责任不清，重点不突出。2.对运维要求缺乏全面、系统的理解，包括适用的法规和标准要求、监管和调度部门及业主的要求；对电站的合标及合规性缺乏必要的评审，导致后续的运维中，指标不合理，运维方案针对性和可操作性不强，争议不断。3.运维技术跟不上行业发展的需要，效能低下。4.运维实施过程的受程度低，难于实现预期的运维效果。5.对电站效能水平的监测不系统，缺少“第三只眼”。(二)注重运维基础标准的制定和完善，并着力提高标准的适用性1.由于与传统发电形式差异较小，可以等同或等效地采用传统发电形式即有的标准，光伏发电并网和交流侧运维所需的标准，包括国标、能源和电力行业标准、监管和调度部门发布的规范性文件，相对完整，比较系统，可操作性也较强，需要重点解决的是合规或合标方面的问题。2.需要重点解决的是直流侧运维标准需求问题，这部分存在标准缺失、不系统、不适用的问题，特别是系统及其关键设备维护、性能和质量检测及合格或正常状态判定、故障诊断和修复等方面的标准。要解决这一问题，除运维本身，还需要从系统设计和设备选型、设备选购及工程施工角度考虑，特别是系统和设备的可维护性和互换性。(三)提升电站运行过程的调控能力1.随着非水可再生能源接入比例的提高，电力监管和调度部门对光伏电站的考核趋于严格。2.按照各地近两年发布的“发电厂并网运行管理实施细则”,多数光伏电站无法全面达到细则中的考核指标要求。特别在AGC和AVC控制及无功补偿方面。任何情况下，保证供电和用电安全都排在第一位。光伏发电具有渗透率达到一定程度后，确实会对供用电安全造成威胁。要想解决，一是电网企业要积极应对新能源发电高比例接入后所带来的挑战，特别对分布式电源接入密度较高的区域，在供电网络重构、电力调度方式及其他方面要打破既有束缚、用发展眼光，运用现代化技术手段，进一步提高电网的柔性和韧性，包括通过经济手段动态调节弹性用电负荷。二是发电企业要主动作为，在系统设计和二次系统的配置方面要考虑电网安全稳定地运行的需要，并考虑利用储能及其他手段，对出力曲线进行自我调节，使光伏发电由“紊”逐步向“稳”过渡。需要特别强调的是：去补贴和平价前期，降本将是光伏电站建设的主旋律，需要注意的是，该省的省，不该少的一样不能少，特别在满足电力调度要求方面。另外，光伏发电要逐步打消“特权”思想，充分利用政策的窗口期，全方位地提高行业的竞争优势，以确保在未来的市场中立于不败之地。(四)提高系统事故预防及故障诊断和修复能力1.近几年建成投运的多数电站，运行监控系统比较完善，包括组串、方阵、发电单元、电站等各层级的性能及并网特性的监测，但部分地区存在“重性能和主体、轻安全和辅助”的情况；另外，有些电站的监测系统存在可靠性不够，监测仪表和通讯设备的抗干扰能力差、故障及接入数据的断点和漏点多、界面不友好等方面的问题。2.除纳入调度管理的继保及其他安全自动化装置外，其他用于安全防范的自动控制系统，部分地区存在整定值或阈值的设定考虑不周，运行中存在随意改动的情况；另外，实际运行中，部分地区存在安全预警系统精度和可靠性不够，漏报或误报情况较多的问题。3.旨在发现和解决问题的线上巡检，部分地区存在形同虚设的情况，一是由于专业能力不够，缺少对系统及其设备故障做出判断的必要知识；二是系统及其设备的故障或异常状态的判定标准不系统、与实际不符，容易造成漏判或误判。4.由于专业能力不足并缺少指导，加之管理不规范，有些运维的线下巡检，只能做一些简单的结构性缺损或站场条件的检查，发现和解决问题的能力不足，导致一致影响发电性能，包括危及系统安全的故障或隐患长期存在。5.在故障诊断和处置方面，借鉴其他形式发电的经验和做法，交流侧已积累了比较丰富的经验，包括必要的标准支撑；在直流侧，对性能有影响的缺陷或故障的诊断和处理，经验积累还不够，还谈不上6.在故障的修复，特别是备件更换方面，还存在较多问题，特别是出质保后的电站。二、解决措施1.数字化电站需要统一标准；从设备端、采集端、精度端形成统一，其中包括发电效率、设备对比、电站对比、人员配备、电站损耗等标准的制定。2.电站数据需要进一步增加透明度；通过统计数据信息、发电信息、运行信息以及故障等信息与现场勘测检测数据及时反馈到集控平台，发现故障可以迅速给予指导。3.设备预警体系需要进一步提高效率；人工巡检转变为系统自动判断，准确、及时发现故障，确保整个电站无隐蔽性故障，实现电站无死角运维。4.将历史数据与实时数据进行互联；对历史数据积累分析，对实时数据提取筛选，存储在大型数据库中，形成经验和案例库，为运营服务作支撑，让数字化指导精细化运维。5.数字化应该与实际电站运营相结合，通过软件开发确保数字化实施，并对运营的现场实施长期监盘跟踪，将有关运维中的痛点问题通过数据挖掘出来，有效引导管控。第二章项目整体服务设想第一节项目整体服务方案一、光伏电站运维内容制定经济合理的运维方案，保证电站安全可靠性，提高电站的发消除安全隐患，保证关键设备的正常高效运行；其次还应对光伏电站的发电数据进行统计分析，针对环境和气候条件，找到影响发电量的主要因素，制定合理的方案，减少损耗。对于太阳辐照资源和环境温度，没有办法进行改善提高，只能做好记录，用以对光伏电站的系统效率的分析验证。分布式电站运维服务可按次、按年或长期服务。(一)主要包括1.电池组件清洗工作清洗条件：光伏方阵输出低于初始状态(上次清洗结束时)输出的95%。灰尘以及鸟粪积在光伏板表面上，都会使光伏方阵发电量下降，特别是鸟粪局部遮盖地方会引起热斑效应，白天光照下鸟粪遮盖处的电池元件会引起局部不正常的发热，会降低光伏板使用寿命，因此组件上的污点及鸟屎必须擦拭干净。2.实时数据监控分析实时监控电站状态及发电量，对重大故障报警当天到达现场进行巡检定位、及时处理，并总结故障原因。对电站运行和维护的全部过程进行详细的记录，对于所有记录必须妥善保管，并对每次故障记录进行分析。3.每年定期整体检修对主要部件和关键位置进行检修维护，达不到要求的部件应及时更换。检修完成后出具检修报告，使系统维持最大的发电能力。按照检修周期可分为日巡检、周巡检、月巡检以及季度大检修。4.电站日巡检工作无损坏现象；测量表计显示正确；绝缘监察装置工作正常；无故障报警；设备标志齐全、正确。5.电站周巡检工作包括升压站户外端子箱柜内卫生是否清洁无杂物；设备元件标示是否清晰，无损坏现象；柜体密封是否良好，柜内有无凝露、进水现象，户外断路器设备本体有无悬挂物；内部有无异音；引线有无放电现象；机构箱内部有无灰尘及杂物，密封是否良好；断路器、隔离开关一次设备载流导体元件接头、引线等设备温度测试，主变压器显示是否清晰，隔离开关瓷瓶外表面有无锈蚀、变形，接地刀闸与隔离开关机械闭锁是否可靠，控制箱密封是否良好。6.电站月巡检工作包括直埋电缆路面是否正常，有无挖掘现象；线路标桩是否完整无缺；光伏组件是否存在玻璃破碎、背板灼焦、明显的颜色变化；光伏组件是否存在与组件边缘或任何电路之间形成连通通道的气泡；光伏组件是否存在接线盒变形、扭曲、开裂或烧毁、接线端子没有良好7.光伏组件表面是否有鸟粪、灰尘支架的所有螺栓、焊缝和支架连接是否牢固可靠，表面的防腐涂层，是否出现开裂和脱落现象；直流汇流箱是否存在变形、锈蚀、漏水、积灰现象；箱体外表面的安全警示标识是否完整无破损；各个接线端子是否出现松动、锈蚀现象；直流汇流箱内的高压直流熔丝是否二、日常维护运维服务1.通过每天、每周、每月的巡检及时发现问题和隐患，确保电站安全可靠运行，对于短时间无法解决的问题可以汇总记录，季度检修时一并解决。季度检修需要对所有设备进行全面排查维护，具体包括2.对光伏组件检修维护：若发现玻璃破碎、背板灼焦、明显的颜色变化、接线盒变形、扭曲、开裂或烧毁，接线端子无法良好连接应立即调整或更换光伏组件。3.对支架的检修维护：所有螺栓、焊缝和支架连接应牢固可靠，支架表面的防锈涂层及时补刷。4.对直流汇流箱的检修维护：直流汇流箱不得存在变形、锈蚀、漏水、积灰现象，各个接线端子不应出现松动、正负极对地的绝缘电阻应大于2兆欧。5.对逆变器的检修维护：逆变器结构和电气连接应保持完整，不变压器的功能应正常。6.对接地与防雷系统的检修维护：光伏组件、支架、电缆金属铠装与屋面金属接地网格的连接应可靠，接地电阻应符合相关规定，光伏方阵防雷保护器应正常有效。7.对交流配电柜的检修维护：母线接头应连接紧密，不应变形，无放电变黑痕迹，绝缘无松动和损坏，紧固联接螺栓不应生锈，紧固三、光伏电站运维服务难点处理。问题所在。(一)实时数据的稳定即时采集，可随时了解电站发电情况，通寿命和发电效率。安装方位角/倾角180°南/30°逆变器欧洲效率97.5%3.初始阶段光伏电站产量(二)产能转换步骤1.倾斜面总辐射(输入)1593100.02.总辐射经地形遮挡后产生损耗1591-2.0-0.13.总辐射经反射后产生损耗1543-49.0-3.096.94.组件中转换为直流电产生损耗1419-124.0-8.15.其它直流电损耗1341-78.0-5.584.26.逆变器损耗(直流/交流转换)1307-34.0-2.57.变压器和线损1287-20.0-1.580.88.可利用率产生损耗1275-13.0-1.080.0系统总量1275-318.0-20.080.0(三)产能转化步骤和损耗：3.总辐射由于光伏组件表面(一般是玻璃)的反射产生损耗；7.交流电线端和变压器(如有)中的损失；第二节光伏电站运维管理基本步骤一、建立完善的技术文件管理体系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。1.建立电站设备技术档案和设计施工图纸档案验收文件；各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；所有操作开关、旋钮、手柄以及状态和信号指示的说设备运行的操作步骤；电站维护的项目及内容；维护日程和所有维护项目的操作规程；电站故障排除指南，包括详细的检查和修理步骤等。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信息资料，对每个电站建立一个数据库，数据库内容包括两方面，一是电站的基本信息，主要有：气象地理资料；交通信息；电站所在地的相关信息(如人口、户数、公共设施、交通状况等);电站的相关信息(如电站建设规模、设备基本参数、建设时间、通电时间、设计建设单位等)。二是电站的动态信(1)电站供电信息：用电户、供电时间、负载情况、累计发电(2)电站运行中出现的故障和处理方法：对电站各设备在运行中出现的故障和对故障的处理方法等进行详细描述和统计。3.建立电站运行期档案这项工作是分析电站运行状况和制定维护方案的重要依据之一。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，主要测量记录内容有：日期、记录时间；天气状况；环境温度；蓄电池室电压；逆变器直流输入电流、电压；交流配电柜输出电流、电压及用电量；记录人等。当电站出现故障时，电站操作人员要详细记录故障现象，并协助维修人员进行维修工作，故障排除后要认真填写《电站故障维护记录表》,主要记录内容有：出现故障的设备名称、故障现象描述、故障发生时间、故障处理方法、零部件更换记录、维修人员及维修时间等。电站巡检工作应由专业技术人员定期进行，在巡检过程中要全面检查电站各设备的运行情况和运行现状，并测量相关参数。并仔细察看电站操作人员对日维护、月维护记录情况，对记录数据进行分析，及时指导操作人员对电站进行必要的维护工作。同时还应综合巡检工作中发现的问题，对本次维护中电站的运行状况进行分析评价，最后对电站巡检工作做出详细的总结报告。4.建立运行分析制度依据电站运行期的档案资料，组织相关部门和技术人员对电站运行状况进行分析，及时发现存在的问题，提出切实可行的解决方案。通过建立运行分析制度，一是有利于提高技术人员的业务能力，二是有利于提高电站可靠运行水平。二、完善维护管理的项目内容不断总结维护管理经验，制定详细的巡检维护项目内容，保证巡检维护时不会出现漏项检查的现象，维护工作水平不断提高。(一)光伏阵列设计寿命能达到20年以上，其故障率较低，当然由于环境因素或雷击可能也会引起部件损坏。其维护工作主要有：1.保持光伏阵列采光面的清洁。在少雨且风沙较大的地区，应每月清洗一次，清洗时应先用清水冲洗，然后用干净的柔软布将水迹擦干，切勿用有腐蚀性的溶剂冲洗，或用硬物擦拭。清洗时应选在没有阳光的时间或早晚进行。应避免在白天时，光伏组件被阳光晒热的情况下用冷水清洗组件，很冷的水会使光伏组件的玻璃盖板破裂。2.定期检查光伏组件板间连线是否牢固，方阵汇线盒内的连线是否牢固，按需要紧固；检查光伏组件是否有损坏或异常，如破损，栅线消失，热斑等；检查光伏组件接线盒内的旁路二极管是否正常工作。当光伏组件出现问题时，及时更换，并详细记录组件在光伏阵列的具体安装分布位置。3.检查方阵支架间的连接是否牢固，支架与接地系统的连接是否可靠，电缆金属外皮与接地系统的连接是否可靠，按需要可靠连接；检查方阵汇线盒内的防雷保护器是否失效，按需要进行更换。(二)蓄电池组1.由于光伏电站是利用太阳能进行发电的，而太阳能是一种不连续、不稳定的能源，容易使得蓄电池组出现过充过放和欠充电的状态。蓄电池组是光伏电站中最薄弱的环节，应对蓄电池进行定期检查和维护观察蓄电池表面是否清洁，有无腐蚀漏液现象，若外壳污物较多，用潮湿布沾洗衣粉擦拭即可。观察蓄电池外观是否有凹瘪或鼓胀现象；每半年应至少进行一次电池单体间连接螺丝的拧紧工作，以防松动，造成接触不良，引发其他故障。在维护或更换蓄电池时，使用的工具 (如扳手等)必须带绝缘套，以防短路。蓄电池放电后应及时进行充电。若遇连续多日阴雨天，造成蓄电池充电不足，应停止或缩短电站的供电时间，以免造成蓄电池过放电。电站维护人员应定期对蓄电池进行均衡充电，一般每季度要进行2~3次。对停用多时的蓄电池(3个月以上),应补充充电后再投入运行。冬季要做好蓄电池室的保温工作，夏季要做好蓄电池室的通风工作，蓄电池室温度应尽量控制在5℃~25℃之间。2.每年要对蓄电池进行1~2次维护工作，主要是测量记录单体蓄电池电压和内阻等参数，将实际测量数据与原始数据进行比较，一旦发现个别单位电池的差异加大，应及时更换处理。(三)直流控制器及逆变器直流控制器、逆变器通常十分可靠，可以使用多年。有时因设计不好，电子元器件经过长期运行可能会被损坏，雷击也可能导致元器件损坏。定期检查控制器、逆变器与其他设备的连线是否牢固，检查控制器、逆变器的接地连线是否牢固，按需要固紧；检查控制器、逆变器内电路板上的元器件有无虚焊现象、有无损坏元器件，按需要进检查控制器的运行工作参数点与设计值是否一致，如不一致按要求进行调整。检查控制器显示值与实际测量值是否一致，以判断控制(四)防雷装置定期测量接地装置的接地电阻值是否满足设计要求；定期检查各设备部件与接地系统是否连接可靠，若出现连接不牢靠，必须焊接牢固；在雷雨过后或雷雨季到来之前，检查方阵汇流盒以及各设备内安装的防雷保护器是否失效，并根据需要及时更换。(五)低压配电线路1.架空线路架空线路日常巡检主要是检查危及线路安全运行的内容，及时发现缺陷，进行必要的维护。巡视维护工作内容主要包括：架空线路下面有无盖房和堆放易燃物；架空线路附近有无打井、挖坑取土和雨水冲刷等威胁安全运行的情况；导线与建筑物等的距离是否符合要求；导线是否有损伤、断股，导线上有无抛挂物；绝缘子是否破损，绝缘子铁脚有无歪曲和松动，绑线有无松脱；有无电杆倾斜、基础下沉、受力不均、拉线绝缘子损伤等现象。2.照明配线照明配线包括接户线、进户线和室内照明线路。因照明配线、室内负荷与人接触的机会多，更应加强管理维护，以确保安全运行。主要维护工作有：瓷瓶有无严重破损及脱落；墙板是否歪斜、脱落；导线绝缘是否破损、露芯，弛度松紧应适宜；各种绝缘物的支撑情况，导线的支撑是否牢固；有无私拉乱接现象；进户线上的熔丝盒是否完整，熔丝是否合格；导线以及各种穿墙管的外表情况；进户线的固定铅皮卡是否松动等。另外要检查接户线与建筑物的距离是否满足相关规程和规范要求。3.加强人员培训培训工作主要是针对两方面的人员进行，一是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；二是对电站操作人员的培训，这部分人员通常是当地选派的，由于当地人员文化水平较低，因此培训工作首先从最基础的电工基础知识讲起，并进行光伏电站的理论知识培训、特种作业培训、实际操作培训和电站操作规程的学习。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。4.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。第三章项目建设与运维方案第一节项目实施承诺设计变更率+5%;(1)土建工程：1)单位工程合格率：100%;2)分项工程合格率：100%;3)分项工程优良率：≥95%;4)钢筋焊接一检合格率：≥100%;5)砼强度合格率：100%;6)砼生产水平：优良级；(2)安装工程：1)分项工程合格率：100%;2)分项工程优良率：≥95%;3)分部工程合格率：100%;4)分部工程优良率：≥95%;5)单位工程合格率：100%;6)单位工程优良率：≥95%;7)受检焊接接头一检合格率：≥100%;1.4.调试质量目标：(1)保护装置、主要仪表投入率100%、自动投入率100%;(2)试运项目验收优良率：≥98%;(3)整体试运一次成功。2.设备、材料质量承诺：(1)选型合理、技术可靠、严格监造、供货及时、设备缺陷率为零。1)实施或监督所供货物的安装和试运行；2)提供货物安装和操作所需的随机专用工具；3)为所供货物的每一适当的单台设备提供详细的操作和维护手4)在双方商定的一定期限内对所供货物实施运行或监督或维护担的义务；5)在项目现场就所供货物的安装、试运行、运行、维护和/或修理对贵方人员进行培训。6)我方在收到贵方通知后12小时内将出现质量问题的货物免费维修或更换完毕。(2)我单位负责采购的材料设备，严格按照设计、有关标准制须为全新，无任何损坏，若涉及采购进口设备，进口手续必须完备，量负责。我单位在材料设备到货前以书面形式提前24小时通知发包人，发包人在3个工作日内完成验收。(3)我单位采购的材料、设备与设计和有关标准要求不符时，我单位严格按发包人代表要求的时间运出施工场地，重新采购符合要求的产品，承担由此发生的一切费用并承担违约责任，由此延误的工期不予顺延。(4)我单位采购的设备保修期及备品备件情况必须通过书面形式告知发包人，在征得其同意后进行采购。(5)我单位采购的材料、设备在使用前，按发包人的要求进行检验或试验，不合格的不得使用，检验或试验费用由我单位承担。3.设备质量周期性保证及应急处理承诺：(1)严格按照合同及技术规范要求，提供符合设计标准、质量(2)严格检查和控制原材料、原器件、配套件的进厂质量。(3)保证所供设备加工工艺完善、检测手段完备，产品决不带缺陷出厂。(4)对涉及分包商的供货、质量、设备性能、技术接口、服务等方面问题负全部责任。按合同规定的关键部件分包商必须符合有关资质的要求，并经需方认可。(5)按合同规定向监造单位提供有关部门标准和图纸，并为监造提供方便。对监造设备的停工待检部位提前7天通知需方及监造代(6)对设备制造过程中出现的质量缺陷及时向需方和监造代表通报，不隐瞒。若设备缺陷超过合同规定的标准，供方无条件更换。在安装和试运过程中，设备出现质量问题，先处理问题，再分清责任，一切以满足工程进度需要为准则。(7)为所供的设备在制造、运输、装卸过程中投保，一旦发生意外，我方将按需方要求对所供设备尽快进行免费更换、修理，直到需方满意为止。(8)在开箱过程中如发现缺件及其他原因引起的零部件丢失，我方负责尽快免费补齐所缺零部件。在设备的安装、调试过程中以及赔偿需方所受到的直接经济损失。以上质量事故，确保工程“零缺陷”投产。服务期：合同签订之日起至2023年12月31日。考虑到项目所在地区高温气候，组件支架及组件安装，电缆布线等工作应该避免在午间进行，确保施工不会影响项目所在工厂的正常生产。单个项目EPC合同签订后120个自然日并网。以业主年度投资计划和具体建设任务为准。进度目标：签订项目管理合同后，负责按照业主的预定计划完成施工任务，按业主对项目的工期具体要求按时完成项目施工。(1)对于抽检组件(按组件总数量的1%,但最低不低于100块)中隐裂组件比例不超过5%且无A类缺陷组件时，由我单位更换抽检组件中隐裂类型为B类的组件及其他功率衰减超标的隐裂组件，对其他隐裂组件进行标记及13年(即称”13年考察期”)年度跟踪处理，方法如下：前三年我单位每年定期(根据竣工检测的时间确定后续年测试的具体时间，以一年为间隔)将标记隐裂组件运至第三方试功率衰减率大于理论值，即超过0.6%,则应立即对隐裂组件用不低当组件平均年功率衰减率大于理论值，即超过0.6%,除应立即对隐五年的发电量损失：项目全部组件数量*(组件理论功率(按0.6%的年衰减率折算)-第三方实测功率)*可研年满发小时数*5(年)。按照上述公式对所有受影响方阵的发电量损失进行求和后得到五年期检测抽检比例扩大一倍(按组件总数量的2%,但最低不低于200块),体方法同上，如扩大抽检后A、B、C、D类缺陷组件比例达到抽检总组件数的10%以上，则按照第(5)条处理。上述检测费用及组件更(2)运维服务期内我单位提供24小时电话技术支持服务，在接到甲方服务要求应在30分钟内响应，若需要到甲方现场的应在接到甲方通知后3小时内到达，24小时内解决问题，重大问题或其他无法迅速解决的问题，应该在48小时内解决或者提出具体解决方案。(3)遇突发状况或系统故障时，我单位在30分钟内响应。质保故障诊断与处理(维修、更换)。我单位设备出现故障，接到甲方电1)我单位对所提供的产品及施工自投入使用之日起，严格按照2)建立回访制，进行定期、不定期回访，每年内工程回访不少3)建立维修工程专班专人负责制，由公司工程部、技术部派人4)按照工程维修事件的紧急程度确定事故处理办法，并做到以(a)在保修期内，成品一旦出现问题，我公司免费提供所需的(b)我公司在保修期内负责对成品进行日常一般性的定期维修保养，同时提供日夜24小时随传随到的紧急维修服务。(c)在收到紧急事故招唤时，我公司在30分钟之内到场进行抢(4)运维服务期满后：所有产品提供终身免费维护维修服务，(5)甲方在货物使用过程中发生技术质量问题，我单位提供及(6)我单位向甲方提供货物使用人员现场例行免费培训，培训内容包括设备的性能、结构、拆装、调试、使用、一般的维修、维护从工程交付之日起，我公司的工程保修工作随即展开，在保修期间，我们将依照《建筑工程质量管理条例》,本着对业主负责的精神，以有效的制度和措施，优质、迅速的服务，维护业主的利益。(1)因我单位提供和使用了不合格的材料和工程设备，设备材料12小时内退场，已使用的必须拆除。由此造成的工期延误由我单位承担，造成的损失由我单位承担，并由我单位向发包人支付所提供和使用的不合格材料和工程设备总价1%的违约金。(2)施工过程中，我单位未按施工规范施工或施工质量达不到合同规定要求的，自监理人整改通知发出3日内，我单位必须无条件进行整改，费用自行承担。如整改后，仍达不到规定要求的，我单位向发包人支付人民币5000元/次的违约金，累计5次以上发包人有权单方面解除合同，造成的损失由我单位承担。(3)因我单位原因造成的质量事故、工程事故和安全事故，造成人身和财产损害的，我单位承担全部行政、民事和刑事责任，并承担损害赔偿责任。(4)工程保修期内发现重大质量不合格问题，我单位在规定的期限返工并达到合同约定的质量等级，并按该不合格项目分项工程造价的1%承担违约金。支付违约金并不免除我单位其他相应责任。第二节光伏项目建设与运维方案1.1设计依据《电力工程电缆设计规范》(GB/T502《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》(GB《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》《电力系统继电器、保护及自动装置通用技术条件》(JB/《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规定》(DL/T5136)《电测量及电能计量装置设计技术规程》(DL/T5137)《建筑结构荷载规范》GB50009-2012《建筑抗震设计规范》GB50011-2010(2016年版)《混凝土结构设计规范》GB50010-2010(2015年版)《建筑结构可靠性设计统一标准》GB50068-2018《建筑工程抗震设防分类标准》GB5002《钢结构设计标准》GB50017-2017《冷弯薄壁型钢结构技术规范》GB5001设计任务书或委托书专业单位出具的房屋建筑承载力校验报告1.2太阳能资源分析31156)及气象行业标准《地面气象观测规范第11部分：辐射观测》 (QX/T55)、《太阳能资源评1.2.1太阳能资源分析要点和深度规定：(1)提出气象站资料的选取、分析方法和分析内容。分析的气象要素包括总辐射、日照时数、气温、风速、风向和灾害性天气。说明工程场址区的气象条件概况，基本气象要素(气温、冻土深度、风速等)和其它气象要素(沙尘暴、大风、雷暴、积雪、冰霜、盐雾或其他极端天气等)。结合项目所在地气候、气象特点，针对性分析以上气象要素对光伏发电工程的影响。(2)分析气象站长时间序列的年总辐射量年际变化、月际变化。日照时数年际变化、月际变化。说明光伏发电站现场观测时段在长系1.2.2现场太阳辐射量参证站应符合下列规定：1若无现场测光数据，可收集周边气象站辐射观测数据，通过规范要求的方法进行资源分析。项目站址区应与气象站纬度相差小于1度，海拔高程相差较小，地形地貌相差不大。2光伏发电站场址参考气象站若没有太阳辐射观测数据，应采用气候学方法推算其太阳辐射数据。3若光伏发电站场址周边各个具有辐射观测的气象站因海拔差异、气候差异等因素均存在一定缺陷而无法参考时，如周边有已建电站，应参考已建电站太阳能辐射数据进行对比分析；如周边没有已建电站，宜采用诸如SolarGIS、meteonorm等数据库中的长时间序列数据进行对比分析，综合比较后确定