第一篇：国家能源局关于规范光伏电站投资开发秩序的通知
国家能源局关于规范光伏电站投资开发秩序的通知
国能新能[2014]477号
发布时间：2014-10-29 来源：国家能源局
各省（区、市）发展改革委（能源局）、新疆生产建设兵团发展改革委，各派出机构，水电水利规划设计总院、电力规划设计总院，国家电网公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司，中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、中国电力投资集团公司、神华集团有限责任公司、国家开发投资公司、中国节能环保集团公司、中国广核集团有限公司: 2013年7月国务院出台支持光伏产业发展的政策以来，各级地方政府和电网企业等积极制定配套政策措施，调动了各类投资主体的积极性。同时，对光伏发电项目明确由省级或以下地方政府部门按备案方式管理，项目备案等管理环节的效率显著提高，为光伏发电创造了良好的投资环境。在一系列政策措施支持下，我国光伏应用在全国多个领域以多种方式全面发展，形成了集中式与分布式并重、企业与个人积极投资建设的良好局面，我国光伏产业进入到了产品制造与市场应用协调发展的新阶段。
但是，在光伏发电市场快速扩大的情况下，在项目投资开发环节也出现了资源配置不公正、管理不规范和不同程度的投机获利现象，给光伏电站建设造成了不良影响。为加强光伏电站项目管理，杜绝投资开发中的投机行为，保持光伏电站建设规范有序进行，现将有关管理要求通知如下：
一、加强光伏电站的规划工作。各省（自治区、直辖市）政府能源主管部门要组织具备建设光伏电站条件的地区，系统开展光伏电站建设条件调查评价和规划工作，统筹考虑太阳能资源、土地用途、电网接入及市场消纳等条件，合理规划光伏电站开发布局和建设时序，优先安排结合扶贫开发、生态保护、污染治理、设施农业、渔业养殖等建设的具有综合经济效益和社会效益的光伏电站项目。
二、完善光伏电站项目资源配置方式。各省级及以下地方政府能源主管部门应根据不同光伏电站项目的性质、规模和特定要求等，设立相应的项目建设标准等要求并向社会公布，鼓励采取招标等竞争性方式配置项目资源和选择项目投资主体。对明显缺乏相应的资金、技术和管理能力的企业，不应配置与其能力不相适宜的光伏电站项目。
三、健全光伏电站项目备案管理。各省（自治区、直辖市）能源主管部门应进一步完善光伏电站项目备案管理办法，下放到省级以下地方政府能源主管部门进行备案管理的，应提出规范的备案管理要求。项目备案文件应明确项目建设内容、投资主体、建设场址及外部建设条件等要素，针对光伏电站项目开发周期短的特点，对备案文件的有效期限以及撤销、变更的条件和流程应作明确规定。在有效期内未开工建设且未按规定申请延期的，项目备案文件到期后自动失效。
四、制止光伏电站投资开发中的投机行为。申请光伏电站项目备案的企业应以自己为主（作为控股方）投资开发为目的，能够按照规划和年度计划及时开展项目建设。对于不以自己为主投资开发为目的、而是以倒卖项目备案文件或非法转让牟取不当利益为目的的企业，各级能源主管部门应规定其在一定期限内不能作为投资主体开发光伏电站项目。在光伏电站前期工作中企业间正常的技术服务和商业合作应依法合规进行。出于正当理由进行项目合作开发和转让项目资产，不能将政府备案文件及相关权益有偿转让。已办理备案手续的项目的投资主体在项目投产之前，未经备案机关同意，不得擅自将项目转让给其他投资主体。项目实施中，投资主体发生重大变化以及建设地点、建设内容等发生改变，应向项目备案机关提出申请，重新办理备案手续。
五、禁止各种地方保护和增加企业负担的行为。各级地方政府能源主管部门在配置光伏电站资源时，应制定公开公平公正的规则，不得以各种理由限制本地区之外的符合准入条件的企业，不得对企业提出强行采购本地区光伏电池板等产品的要求。在配置光伏电站资源和项目备案环节，不得向企业收取国家法律法规之外的任何费用，也不得以任何形式向企业摊派与项目建设无关的任何费用，实行招标等竞争性方式配置光伏电站资源的，不得以资源使用费等作为竞争条件。
六、严肃处理光伏电站开发中的违法违规行为。各省（自治区、直辖市）能源主管部门应加强对光伏电站资源配置、项目备案和建设过程的管理，结合派出机构通报的监管信息，对不符合公开公平公正原则的光伏电站资源配置和违规收费行为以及企业的投机行为要及时制止纠正。要加强光伏电站项目备案管理，对更换投资主体后重新备案和变更备案的项目，要严格审核把关，确认不存在将备案文件有偿转让的问题。对于通过转让项目备案文件及相关权益牟取非法利益的企业，按照“谁备案、谁负责、谁处理”的原则，各省（自治区、直辖市）能源主管部门依法依规严肃处理。
七、加强光伏电站年度计划执行管理。国家能源局于第四季度组织编制下年度光伏电站建设指导规模，在国家能源局下达光伏电站年度指导规模后，各省（区、市）能源主管部门应在一个月内，确定纳入规模的光伏电站项目，明确项目名称、建设地点、建设容量和投资主体，并将相关项目信息报送国家能源局。各省（区、市）及市县能源主管部门要督促协调项目抓紧落实电网接入、土地使用等建设条件，项目单位要制定项目实施计划，报送项目备案机关并定期报送进展情况，原则上应在备案当年开工建设并在年内建成投产。年初确定的项目在9月底仍不能完成备案的，省级及以下能源主管部门可用其他等容量的项目替代该项目，被替代的项目在备案有效期内开工建设可纳入下年度的建设规模。
八、加强对光伏电站项目的监管。国家能源局派出机构要加强对光伏电站项目资源配置、项目备案、工程建设、电网接入、并网运行、全额上网、电价执行和电费结算的全过程闭环监管。各省（自治区、直辖市）能源主管部门应及时向国家能源局报告光伏电站建设年度计划执行、项目备案和建设进度等信息，并抄送派出机构。派出机构应定期对光伏电站开工及建设进度情况进行检查，及时向国家能源局报告有关情况，并抄送所在省（自治区、直辖市）能源主管部门。派出机构发现光伏电站资源配置和项目转让中的非法行为，应向所在省（自治区、直辖市）能源主管部门通报监管信息，并向国家能源局报告。
国家能源局
2014年10月28日
第二篇：光伏电站开发建议
光伏电站整个过程主要是开发，建设，运维三部分，投资方可在任意阶段介入，目前项目的开发是最基本的，光伏电站项目开发需取得相关文件：
1.市级、县级等备案文件（主要指发改委颁发的企业固定资产投资备案文件）
2.国土局对土地的属性认定，基本农田不能使用，应获得国土部门允许光伏电站建设的文件
3.林业局对于林地的性质认定，I级林地等特殊林地不可用，应取得林业部门允许光伏电站建设的文件 4.电力公司允许电站接入的证明文件 5.住建部门出具的规划选址意见
6.其他方面可逐步落实，环评、水保、节能等
备案证明是项目取得的重要节点，国土、林业是转让的基本条件，电站接入是价格的重要因素，1-5项目申报一般需成立当地的项目公司，同时建议在异地成立平台公司，需要的申报材料主要是公司证明材料，工程建设方案或可研报告，申报各个文件的公司申请，专项报告。
1-6部分的文件取得还需要专项报告，例如国土需要用地报告，电力需要接入系统报告等，环评需要环评报告，水保需要水保报告等，这些报告受各地情况不同，价格多在5-20万之间。
我们公司是聚合电力工程设计（北京）股份有限公司，承担咨询设计和EPC，项目开发成功由我方EPC并找投资商，按照商定的溢价给予开发单位。可由我公司前期编制可研报告，技术支持等。
目前河南省光伏补贴严格执行国家标准，2016年的标杆上网电价为0.98元/度，对于分布式光伏项目可采用标杆上网电价，也可采用卖电给屋顶企业，并获取0.42元/度的国家补贴两种形式。
一般地，在取得项目备案或其它重要节点（如国土、林地的确认）等条件下，可不同程度的商讨转让谈判，价格也将依据项目情况发生变化。
另特别说明，项目的好坏需技术判定，该部分对EPC造价影响较大，也就对开发溢价影响较大，项目前期投入存在较多不确定性，可能造成前期资本无法收回，请谨慎选择。
屋顶和用地需要签订土地租赁协议或房屋租赁协议，地面光伏电站需要与县政府签订开发协议。
第三篇：光伏电站施工规范
光伏电站施工规范(征求意见稿).doc 基本规定
3.0.1
开工前应具备的条件：
1.在工程开始施工之前，建设单位需取得相应的审批手续。2.施工单位的资质、特殊作业人员资质、施工机械、施工材料、计量器具等已报审查完毕。3.施工图经过会审。
4.施工单位根据施工总平面布置图要求布置施工临建设施完毕。5.工程定位测量应具备条件。
3.0.2
设备和材料的规格应符合设计要求,不得在工程中使用未经鉴定和不合格的设备材料。
3.0.3
对设备进行开箱检查，其合格证、说明书、测试记录、附件、备件等均应齐全。
3.0.4
设备和器材的运输、保管，应符合本规范要求，当产品有特殊要求时，应满足产品要求的专门规定。
3.0.5
隐蔽工程部分，必须在隐蔽前会同有关单位做好中间检验及验收记录。
3.0.6
施工记录齐全，施工试验记录齐全。
土建工程
4.1
一般规定
4.1.1
施工单位应按照《实施工程建设强制性标准监督规定》相关规定，贯彻执行《工程建设标准强制性条文》（2006版电力工程）。4.1.2
基坑工程应满足《建筑地基基础施工质量验收规范》GB 50202、《建筑基坑支护规程》JGJ120、《建筑桩基技术规范》JGJ94的要求。
4.1.3
钢筋、钢材进场时，其品种、级别、规格和数量应符合设计要求。并按国家现行相关标准的规定抽取试件作力学性能检验，其质量应符合有关标准的规定，4.1.4
水泥进场时，应对其品种、级别、包装或散装仓号、出厂日期等进行检查，并应对其强度、安定性及其他必要的性能指标进行复验，其质量应符合现行国家标准的规定。
4.1.5
模板及其支架应根据工程结构形式、荷载大小、地基土类别、施工设备和材料供应等条件进行设计、制作。模板及其支架应具有足够的承载能力、刚度和稳定性，能可靠地承受浇筑混凝土的重量、侧压力以及施工荷载。
4.1.6
混凝土应严格按照试验室配合比进行拌制，混凝土强度检验应符合《混凝土强度检验评定标准》GB 50107相关规定；如混凝土中掺用外加剂，相关质量及应用技术应符合现行国家标准《混凝土外加剂》GB 8076、《混凝土外加剂应用技术规范》GB 50119等规定。4.1.7
混凝土养护应按施工技术方案及时采取有效措施，并应符合下列规定：
1.应在浇筑完毕后的12h以内对混凝土加以覆盖并保湿养护；浇水次数应能保持混凝土处于湿润状态；混凝土养护用水应与拌制用水相同；
2.混凝土浇水养护的时间:对采用硅酸盐水泥、普通硅酸盐水泥或矿渣硅酸盐水泥拌制的混凝土，不得少于7d；对掺用缓凝型外加剂或有抗渗要求的混凝土，不得少于14d；
3.冬季混凝土宜采用塑料薄膜覆盖并保温养护。
4.采用塑料薄膜覆盖养护的混凝土，其全部表面应覆盖严密，并应保持塑料布内有凝结水；
4.1.8
现浇混凝土基础浇筑结束后，如需进行沉降观测，应及时设立沉降观测标志，做好沉降观测记录。4.2
土方工程
4.2.1
光伏电站宜随地势而建。当根据图纸设计要求需要进行土方平整时，应按照先进行土方平衡与调配工作，然后再进行测量放线与土方开挖等工作的顺序进行。
4.2.2
开挖场地内存在原有的沟道、管线等地下设施时，土方开挖之前应对原有的地下设施做好标记或相应的保护措施。
4.2.3
工程施工之前应根据施工设计等资料，建立全场高程控制网、平面控制网。平面控制桩与水准控制点需要定期进行复测。4.2.4
土方开挖宜按照阵列方向通长开挖。基坑两侧宜堆放需要回填的土方，多余的土方应运至弃土场地堆放。
4.2.5
土方回填之前应检查回填土的含水量，并分层夯实。对于综合楼等重要工程，应现场试验检测合格。4.3
支架基础 4.3.1
现浇混凝土支架基础的施工应符合下列规定：
1.在混凝土浇筑前应先进行基槽验收，轴线、基坑尺寸、基底标高应符合设计要求。基坑内浮土、水、杂物应清除干净。2.在基坑验槽后应立即浇筑垫层混凝土。
3.支架基础混凝土浇筑前应对基础标高、轴线及模板安装情况做细致的检查并做自检记录，对钢筋隐蔽工程应进行验收，预埋件应按照设计图纸进行安装。
4.基础拆模后，应由监理(建设)单位、施工单位对外观质量和尺寸偏差进行检查，作出记录，并应及时按验收标准对缺陷进行处理。5.预埋件位置与设计图纸偏差不应超过±5mm，外露的金属预埋件应进行防腐防锈处理。
6.在同一支架基础混凝土浇筑时，混凝土浇筑间歇时间不宜超过2小时；超过2小时，则应按照施工缝处理。
7.混凝土浇筑完毕后，应及时采取有效的养护措施。
8.顶部预埋件与钢支架支腿的焊接前，基础混凝土养护应达到100%强度。
4.3.2
静压桩式基础的施工应符合下列规定：
1.就位的桩应保持竖直，使千斤顶、桩节及压桩孔轴线重合，不应偏心加压。静压预制桩的桩头应安装钢桩帽。
2.压桩过程中应检查压力、桩垂直度及压入深度，桩位平面偏差不得超过±10mm，桩节垂直度偏差不得大于1%的桩节长。
3.压桩应该连续进行，同一根桩中间间歇不宜超过30min。压桩速度一般不宜超过2m/min。
4.钢管外侧宜包裹土工膜，钢管内应通过填粒注浆防腐。4.3.3
屋面钢结构基础的施工应符合下列规定：
1.钢结构基础施工应不损害原建筑物主体结构，并应保证钢结构基础与原建筑物承重结构的连接牢固、可靠。2.接地的扁钢、角钢的焊接处应进行防腐处理。
3.屋面防水工程施工应在钢结构支架施工前结束，钢结构支架施工过程中不应破坏屋面防水层，如根据设计要求不得不破坏原建筑物防水结构时，应根据原防水结构重新进行防水恢复。4.3.4
支架基础齐整度应符合下列标准：
1.支架基础的轴线及标高偏差应符合表 4.3.4-1的规定： 表4.3.4-1 支架基础的轴线及标高偏差 项目名称
允许偏差
同组支架基础之间
基础顶标高偏差
≤±2mm
基础轴线偏差
≤5mm 方阵内基础之间
（东西方向、相同标高）
基础顶标高偏差
≤±5mm
基础轴线偏差
≤10mm 方阵内基础之间
（南北方向、相同标高）
基础顶标高偏差
≤±10mm
基础轴线偏差
≤10mm
2.支架基础尺寸及垂直度偏差应符合表4.3.4-2的规定： 表4.3.4-2 支架基础尺寸及垂直度允许偏差 项目名称
允许偏差mm/全长 基础垂直度偏差
≤5mm 基础截面尺寸偏差
≤10mm
3.支架基础预埋螺栓偏差应符合表4.3.4-3的规定：
表4.3.4-3 支架基础预埋螺栓偏差 项目名称
允许偏差
同组支架的预埋螺栓
顶面标高偏差
≤10 mm
位置偏差
≤2 mm 方阵内支架基础预埋螺栓
（相同基础标高）
顶面标高偏差
≤30 mm
位置偏差
≤2 mm 4.4
场地及地下设施
4.4.1
道路应按照运输道路与巡检人行道路等不同的等级进行设计与施工。
4.4.2
电缆沟的施工除符合设计图纸要求外，尚应符合以下要求： 1.在电缆沟道至上部控制屏部分及电缆竖井采用防火胶泥封堵。2.电缆沟道在建筑物入口处设置防火隔断或防火门。
3.电缆沟每隔60米及电缆支沟与主沟道的连接处均设置一道防火隔断，并且在防火隔断两侧电缆上涂刷不少于1.0米长的防火涂料。4.电缆沟沟底设半圆形排水槽、阶梯式排水坡和集水井。4.4.3
场区给排水管道的施工要求：
1.地埋的给排水管道应与道路或地上建筑物的施工统筹考虑，先地下再地上，管道回填后尽量避免二次开挖，管道埋设完毕应在地面做好标识。
2.地下给排水管道应按照设计要求做好防腐及防渗漏处理，并注意管道的流向与坡度。
4.4.4
雨水井口应按设计要求施工，如设计文件未明确时，现场施工应与场地标高协调一致；一般宜低于场地20~50mm，雨水口周围的局部场地坡度宜控制在1~3%；施工时应在集水口周围采取滤水措施。
目 次
总 则2
术 语3
基本规定4
土建工程4.1
一般规定4.2
土方工程4.3
支架基础4.4
场地及地下设施4.5
建（构）筑物5
安装工程5.1
一般规定5.2
支架安装5.3
组件安装5.4
汇流箱安装5.5
逆变器安装5.6
电气二次系统5.7
其它电气设备安装
5.8
防雷与接地5.9
线路及电缆6
设备和系统调试6.1
一般规定6.2
光伏组串调试6.3
跟踪系统调试6.4
逆变器调试6.5
其它电气设备调试
6.6
二次系统调试7
消防工程7.1
一般规定7.2
火灾自动报警系统
7.3
灭火系统8
环保与水土保持
8.1
施工环境保护
8.2
施工水土保持
24 28
安全和职业健康
9.1
一般规定
9.2
现场安全文明施工总体规划 33 9.3
现场安全施工管理
9.4
职业健康管理
9.5
应急处理
附录A 光伏组件现场测试表
附录B汇流箱回路测试记录表
附录C 并网逆变器现场检查测试表
附录D中间交接签证书
本规范用词说明
引用标准名录
条文说明
第四篇：光伏电站工程验收规范
光伏电站工程验收规范总则1.0.2 本规范的适用范围虽限定在380V及以上电压等级接入电网的光伏发电新（扩）建工程，但其它电压等级接入电网的光伏发电新（扩）建工程可参照执行，本规范不适用于建筑与光伏一体化和户用光伏发电工程，但可以参照执行。1.0.3 光伏发电工程一般通过单位工程、工程启动、工程试运和移交生产、工程竣工四个阶段验收，但对于规模较小的光伏发电工程四个阶段验收可以简化，可通过单位工程、工程启动试运和移交生产、工程竣工三个阶段验收，相应的验收组织、验收流程和验收资料制备可以适当简化，在保证验收质量的前提下提高效率。1.0.4 除国家或相关行业有特殊要求外，采用的标准系指验收时国家或相关行业已颁发执行的标准。“批准”文件是指按照该工程项目管理权限，经过有关部门或单位的正式批准。超越上述权限单位所批准的各种文件不能作为验收依据。光伏发电工程的验收依据，在本规范附录中已一一列出，在验收时应以此对照检查。1.0.5 确定验收主持单位，并主持验收工作，主要是为了落实验收责任，保证验收工作质量。3 基本规定3.0.1 本条规定了工程验收的主要依据。3.0.2 本条规定了工程验收的主要内容。3.0.3 验收过程中发现的问题，其处理原则应由验收委员会（工作组）协商确定。主任委员（组长）对争议问题有裁决权，若1/2以上的委员（组员）不同意裁决意见时，应报请验收监督管理机关或竣工验收主持单位决定。3.0.4 参照其他电力建设工程，在现实中，不按有关规定进行验收就将工程投人使用，造成重大事故的实例时有发生，给人民的生命财产造成了重大损失。为了防止光伏发电工程类似事件的出现，及时发现和解决有关问题，本条再次强调应经过验收后方可投人使用或进行下阶段施工。在实际操作中，为了分清历次验收的职责，提高效率，本规范做出了“验收工作应相互衔接，不应重复进行”的规定。3.0.5 本着分工明确、便于管理的原则，由建设单位负责验收资料的收集、整理，有关单位按要求配合。3.0.6 提供资料是指需要分发给所有验收工作组组员或验收委员会委员的资料；备查资料是指按一定数量准备，放置在验收会场，由专家和委员根据需要进行查看的资料。3.0.7 明确各参建单位职责，是为了更好的保证验收工作质量。4 单位工程验收4.1 一般规定4.1.1 光伏
发电工程按照大纲审查会讨论结果，将工程划分为土建工程、安装工程、绿化工程、安全防范工程、消防工程五大类，每大类可有一至多个单位工程。4.1.2 单位工程验收是工程启动前的最后一次验收，也是最重要的一次验收。验收合格的条件有五个：除构成单位工程的各分部工程应合格，并且有关的资料文件应完整外，还需进行以下三方面的检查。涉及安全和使用功能的分部工程应进行检验资料的复查。不仅要全面检查其完整性（不得有漏检缺项），而且对分部工程验收时补充进行的见证抽样检验报告也要复核。这种强化验收的手段体现了对安全和主要使用功能的重视。此外，对主要使用功能还需进行抽查。使用功能的检查是对建筑工程和设备安装工程的综合检验，也是用户最为关心的内容。因此，在分项、分部工程验收合格的基础上，竣工验收时再作全面检查。抽查项目是在检查资料文件的基础上，由参加验收的各方人员商定，并用计量、计数的抽样方法确定检查部位。检查要求按有关专业工程施工质量验收标准的要求进行。最后，还需由参加验收的各方人员共同进行观感质量检查。检查的方法、内容、结论等已在分部工程的相应部分中阐述，最后共同确定是否通过验收。4.1.3 分部工程的验收是在其所含各分项工程验收的基础上进行。本条给出了分部工程验收合格的条件。首先，分部工程的各分项工程必须已验收合格且相应的质量控制资料文件完整，这是验收的基本条件。此外，由于各分项工程的性质不尽相同，因此作为分部工程不能简单的组合而加以验收，尚需增加以下两类检查项目。涉及安全和使用功能的地基基础、主体结构、有关安全及重要使用功能的安装分部工程应进行有关见证取样送样试验或抽样检测。关于观感质量验收，这类检查往往难以定量，只能以观察、触摸或简单量测的方式进行，并由各人的主观印象判断，检查结果并不给出“合格”或“不合格”的结论，而是综合给出质量评价。4.1.4 本条确定了单位工程验收的领导组织。单位工程验收领导小组是建设单位对施工单位所承建的工程进行验收把关的领导机构。建设单位通过单位工程验收领导小组对各单位工程的内在质量进行详细的检查验收。4.1.5~4.1.7 单位工程验收是工程内在质量把关的最主要的验收阶段，是光伏发电工程项目建设工程验收中不可缺少的阶段验收，必须详细、认真地检查，做好各单位工程的检
查验收工作是确保光伏发电工程安全启动调试、正常试运的不可缺少的重要环节。4.2 土建工程4.2.1 土建工程的分部工程划分是按设施类型、功能及生产、施工环节和专业性质进行的。4.2.2 光伏组件支架基础的分项工程划分是按类型进行的。各款项中具体偏差允许范围可参照《光伏发电工程施工规范》的规定。4.2.3 场地及地下设施的分项工程划分是按功能、施工环节进行的。各分项工程的验收应依据图纸、国家标准进行，在没有相关国家标准时，依据相关行业标准进行。其中电缆沟的验收应按设计图纸进行，并按第4项和第5项条文内容检查。4.2.4 建（构）筑物的分项工程划分是按功能及生产施工环节进行的。各分项工程的验收应依据图纸、国家标准进行，在没有相关国家标准时，依据相关行业标准进行。其中围栏（围墙）的验收应按设计图纸进行。4.3 安装工程4.3.1 安装工程的分部工程划分是按设备类型、功能，并参照相应的验收规范进行的。4.3.2 支架安装的分项工程划分是按设备类型进行的。光伏阵列支架是组件安装的基础，本条文保障支架按照设计要求进行了安装。支架构件倾角、方位角和直 线度是支架安装的三个关键因素，对保证光伏组件安装符合设计要求起着重要的作用。第3款第7项按照产品手册，通过相应的机构调整高度角，检测过程中重点确认相关机构的振动和有效传动，并确认高度角范围是否满足规定的范围。第4款第5项检测高度角方向手动模式动作：将跟踪系统切换至手动工作模式，在手动模式下通过相应的机构调整高度角。检测过程中重点确认相关机构的振动和有效传动，并确认高度角运行范围是否满足跟踪系统规格书中所定义的范围。第4款第5项检测方位角方向手动模式动作：将跟踪系统切换至手动工作模式，在手动模式下通过相应的机构调整方位角。检测过程中重点确认相关机构的振动和有效传动，并确认方位角运行范围是否满足跟踪系统规格书中所定义的范围。第4款第6项检测限位手动模式动作：一般情况下要求跟踪系统配置独立的限位单元。在手动模式下，分别检测高度角和方位角方向上的独立限位单元的工作状态。限位单元功能正常与否的判断依据是相应的过载保护装置是否正常启动。第4款第7项检测自动模式动作：设定项目工程的地理位置、日期和时间，将跟踪系统切换至
自动工作模式。使跟踪系统运行不少于2天，测试运行状况。第4款第8项检测过风速保护：手动向跟踪系统发送过风速触发信号，检查跟踪支架是否切换到过风速保护模式。第4款第9项通断电测试检查：将系统切换至自动工作模式。在跟踪系统跟踪时间段内，切断主电源不少于30分钟再开启主电源，检测跟踪系统能否运转至正确位置。在跟踪系统跟踪时间段内，手动方式改变跟踪系统方位角和高度角位置，然后切断主电源不少于30分钟再开启主电源，检测跟踪系统能否运转至正确位置。第4款第10项检测跟踪精度：测量跟踪系统光伏组件平面相对于阳光光线的位置偏差。测试将在跟踪系统的准确跟踪全范围内进行，连续一周的最大高度角和方位角偏差应符合产品手册的规定。4.3.3 组件安装的分项工程划分是按设备类型进行的。本条文保障组件安装符合设计要求，阵列安全、美观。布线系统指的是组件间的串并联线缆。第2款第2项组件抽检报告，是指组件在安装前，按批次抽查10%，送交第三方权威鉴定机构检测，出具的检测报告。第2款第4项光伏阵列组件相邻误差是指相邻两块组件间的误差，是保证组件在同一个平面、边框在同一直线，直线度可以通过。第2款第7项绝缘电阻测试时，若方阵输出端装有防雷器，测试前要将防雷器的接地线从电路中脱开，测试完毕后再回复原状。测试方法：1 先测试阵列负极对地的绝缘电阻，然后测试阵列正极对地的绝缘电阻；2 测试光伏阵列正极与负极短路时对地的绝缘电阻。对于阵列边框没有接地的系统，测试方法：在电缆与大地间做绝缘测试；在阵列电缆与组件之间做绝缘测试。对于没有接地的导电部分（如屋顶光伏瓦片）应在阵列电缆与接地体之间进行绝缘测试。4.3.4 汇流箱安装的分项工程划分是按功能进行的。通讯测试仅在带组串监测功能的汇流箱验收中进行。对于非金属箱体的汇流箱，其接地按照设计图纸进行验收。4.3.5 逆变器安装的分项工程划分是按安装类型进行的。逆变器是光伏发电工程的关键设备，逆变器的安装是重中之重，条文对逆变器安装验收给出了详细的规定，以保证逆变器安装质量符合要求。通风条件对逆变器的安全、正常运行非常重要。4.3.6 电气安装的分项工程划分是按设备类型、功能，并参照相应的验收规范进行的。电气设备国家标准、规日期；试运行过程是否正常；故障(含误报警、漏报警)产生的日期、次数、原因和排除状况；系统功能是否符合设计要求以及综合评述等。第4款验收图纸资料包括：设计任务书、工程合同、工程初步设计论证意见（并附方案评审小组或评审委员会名单）及设计、施工单位与建设单位共同签署的设计整改落实意见、正式设计文件与相关图纸资料(系统原理图、平面布防图及器材配置表、线槽管道布线图、监控中心布局图、器材设备清单以及系统选用的主要设备、器材的检测报告或认证证书等)、系统试运行报告、工程竣工报告、系统使用说明书(含操作和日常维护说明)。4.5.4 为体现验收不是目的而是手段，确保工程质量才是根本，本款对验收的主要工作进行说明。重点强调验收机构及其人员应以高度认真、负责的态度，坚持标准，对安全防范工程严格把关。验收中如有疑问或已暴露出重大质量问题，可视答辩情况决定验收是否继续进行。对验收存在缺陷的工程，验收机构必须明确指出存在的问题和整改要求。4.6 消防工程4.6.1~4.6.2 依据《消防法》和有关国家标准确定了验收应检查项目和应具备的条件。4.6.3 消防工程验收是建设单位组织的验收，最终工程质量还需当地消防部门进行认定。5 工程启动验收5.1 一般规定5.1.1~5.1.2 光伏发电工程启动验收是对已安装完成的光伏阵列及其电气设备进行全面性的试运行和检查验收。根据工程完成情况，光伏阵列可以单个单独验收，也可以多个同时验收。5.1.3 对工程启动验收组织机构和职责作出了明确规定，以保证工程启动验收的顺利进行。5.2 工程启动验收5.2.1 第3款中电力监管机构是指电力建设质量监督中心站。5.2.2 第7款，除去直流部分系统损耗，逆变器输入端直流输入量能够保证逆变器工作在最佳效率状态，故作出“天气晴朗，太阳辐射强度应不低于700W/m2”的规定。6 工程试运和移交生产验收6.1 一般规定6.1.1 试运行是全面检验设备及其配套系统的制造、设计、施工、调试的重要环节，是保证光伏发电工程能安全、可靠、经济地投入生产，形成生产能力，发挥投资效益的关键性程序。6.1.2 对工程试运和移交生产验收组织机构和职责作出了明确规定，以保证工程启动验收的顺利进行。6.2 工程试运和移交生产验收6.2.1 第3款，在工程试运过程中，有些设备需要调试
试，若太阳辐射强度较低，会影响调试的正常进行，故作出第3款的规定，其中700W/m2是依据GB/T 9535确定的。第6款，光伏发电工程进行完各项启动运行检查调试后，即可投人试运行，确定组件面接收的总辐射量累计达60kWh/m2时间，是为了保证组件暴晒后功率稳定，逆变器通过这段时间运行性能也能够保持稳定，其中60kWh/m2是依据GB/T 9535确定的。6.2.2~6.2.3 明确了工程试运和移交运行管理单位所应完成的必要手续以及试运和移交的主要内容，从而保证工程尽快进入正常管理程序，发挥工程效益。7 工程竣工验收7.0.1 竣工验收中有关工程质量的结论性意见，是在工程质量监督报告有关质量评价的基础上，结合启动、试运和移交生产检查情况确定的，最终结论是工程质量是否合格，不再评定优良等级。7.0.2 第1款明确了工程设计、施工、监理单位作为被验收单位不参加验收委员会，可以更好地保证验收的公正与合理。同时，也规定被验收单位必须参加验收会，而且要实事求是地回答验收委员的质疑，保证验收工作顺利进行。7.0.3 第4款是指全部建设资金要到建设单位账户，以便在验收前后，能及时完成有关工程，及时处理有关财务往来，防止拖欠施工等单位合同应结算款。第5款系根据国家审计署、发展和改革委员会（原国家计委）、建设银 行《基本建设项目竣工审计试行办法》(审基发[1991]430号)制定，审计部门根据有关审计规定进行审计后，要出具书面审计意见。7.0.6~7.0.7 竣工验收主要工作是对前各阶段验收成果进行认定，协调解决有关重大问题，鉴定工程能否发挥投资效益投入正常运行。附录E 单位工程验收鉴定书内容与格式1 扉页中明确了需要参加的各个单位。2 前言，简述验收主持单位、参加单位、时间、地点等。3 工程主要建设内容，是指本单位工程的主要建设内容、规模、标准。4 工程建设过程，包括本单位工程施工准备、开工日期、完工日期、验收时工程形象面貌，施工中采取的主要措施以及施工质量与安全管理情况等。5 验收范围，是指本次验收所包括的分部工程和验收的内容。6 工程完成情况，包括主要建设内容的设计工程量、合同工程量、验收时实际完成工程量。7 存在的主要问题及处理意见，是对本次验收中发现的主要问题提出处理
意见。8 意见和建议，主要是指工程安全运行、监测方面的意见和建议。9 验收结论，包括对工程质量、能否按批准的设计标准运用及发挥效益、工程档案资料，以及是否同意通过验收等，均应有明确的结论。10 有保留意见时，应当明确记载。11 鉴定书应当力求简明扼要。附录F 工程启动验收鉴定书内容与格式1 扉页中明确了需要参加的各个单位。2 前言，简述验收主持单位、参加单位、时间、地点等。3 工程主要建设内容，是指本单位工程的主要建设内容、规模、标准。4 工程建设过程，包括开工日期、完工日期、实际完成工作量和主要工程量、消防、水土保持和环境保护方案落实情况等。5 验收范围，是指本次验收所包括的分部工程和验收的内容。6 概算执行情况，是指工程款到位和支付情况。7 光伏发电工程验收情况，是指单位工程验收情况。8 工程质量评定，评定标准是合格或是不合格。9 存在的主要问题及处理意见，是对本次验收中发现的主要问题提出处理意见。10 意见和建议，主要是指工程安全运行、监测方面的意见和建议。11 验收结论，包括对工程质量、能否按批准的设计标准运用及发挥效益、工程档案资料，以及是否同意通过验收等，均应有明确的结论。12 有保留意见时，应当明确记载。13 鉴定书应当力求简明扼要。附录G 工程试运和移交生产验收鉴定书内容与格式1 扉页中明确了需要参加的各个单位。2 前言，简述验收主持单位、参加单位、时间、地点等。3 工程主要建设内容，是指本单位工程的主要建设内容、规模、标准。4 工程建设过程，包括开工日期、完工日期、实际完成工作量和主要工程量、消防、水土保持和环境保护方案落实情况等。5 生产情况，是指生产单位接收光伏电站的准备情况，若是建设单位和生产单位为一家，可相应简化。6 设备备品备件、工器具、专用工具、资料等清查交接情况情况，是指建设单位向生产单位移交情况。7 存在的主要问题及处理意见，是对本次验收中发现的主要问题提出处理意见。8 意见和建议，主要是指工程安全运行、监测方面的意见和建议。9 验收结论，包括对工程质量、能否按批准的设计标准运用及发挥效益、工程档案资料，以及是否同意通过验收等，均应有明确的结论。10 有保留意见时，应当明确记载。11 鉴定书应当力求简明扼要。附录H 工程竣工验收鉴定
书内容与格式1 扉页中明确了需要参加的各个单位。2 前言，简述验收主持单位、参加单位、时间、地点等。3 工程主要建设内容，是指本单位工程的主要建设内容、规模、标准。4 工程建设过程，包括开工日期、完工日期、实际完成工作量和主要工程量、消防、水土保持和环境保护方案落实情况等。5 概算执行情况及投资效益预测，是指工程款最终审计和投资回报预测。6 光伏系统建设工程验收、工程启动验收、工程试运和移交生产验收情况，是对前面三个阶段的检查。7 工程质量评定，评定标准是合格或是不合格。8 存在的主要问题及处理意见，是对本次验收中发现的主要问题提出处理意见。9 验收结论，包括对工程质量、能否按批准的设计标准运用及发挥效益、工程档案资料，以及是否同意通过验收等，均应有明确的结论。10 有保留意见时，应当明确记载。11 鉴定书应当力求简明扼要。
第五篇：浅谈光伏电站开发及建设流程
摘要：在欧盟“双反”、光伏行业进行整合时期，国家在近期颁布多项支持光伏产业发展的政策，如国六条、国八条等。为了积极响应国家的大政方针政策，国内各个太阳能企业开始把目标转移到光伏行业的下游电站的开发。本文主要对光伏电站的开发以及建设的流程进行梳理，为企业进行电站的开发提供了指引和帮助。
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、获得新疆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
箱变基础建设
汇流箱连接
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;浅谈光伏电站开发及建设流程
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。
电缆沟铺设
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;
一、竣工前验收 第一条：
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);
七、带电前的必备条件
(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
15、消防验收合格
八、总结
2013年8月26日，国家发改委对光伏发电的地区以及补贴政策进行详细的划分，分为一、二、三类地区。光伏电站的开发已经成为不可阻挡的趋势，以上光伏电站开发和建设流程比较适用于一般大部分地区，因为每个地方可能会有自己当地的政策补贴。最后希望光伏发电早日走进千家万户。
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