光伏发电将成为我国的供电之一

第一篇：光伏发电将成为我国的供电之一

光伏发电将成为我国的供电之一

我国世界人口最多，也是能源消耗最大的国家。目前我国主要以煤炭能源为主，随着社会快速发展与进步，煤炭能源不仅消耗大量不可再生的资源，也严重影响环境。当前石油价格不时上涨、能源危机频现，全球天气变暖、节能减排也已成为时代的主旋律。在此背景下，加快等新能源产业的进展与使用非常急切。因此，本项目实施的主要背景有以下几方面：

1、能源匮乏：我国的能源结构以煤为主，是世界上最大的煤炭消费国，相对于巨大的人口基数，面临的能源资源形势十分严峻，尤其在东部发达地区能源供不应求。

2、环境污染：矿产资源能源等非可再生能源的生产和消费，对环境造成了极大的破坏和污染，节能减排形势严峻。

3、电力紧缺：光伏电站项目地理位置以农村、郊区为主，电力等能源非常短缺，传统电网难以到达这些地区。

4、国家政策：相关部门专门出台了分布式电站发电管理办法，补贴电价政策，电网企业也专门为此制定了分布式光伏电站接入的程序和标准。目前对分布式光伏电站按所发电量实行0.42元/度的补贴；2016年起执行的大型电站补贴新政策，依据资源情况执行0.9元~0.95元/度的电价政策。

建设以太阳能电站为基础，积极向再生能源发展的政策，达到节能减排、环保低碳的经济和社会效益。达到生态、经济和社会三大效益的有机统一。对于现在的光伏发电行业中还需要加大研发力度，创新和研发等也是今年光伏发电的必定坚持的重点。

虽然现在光伏发电还存在很多的短板和不足，希望在未来的时日随着科技的 不断的发展能够让我们的光伏发电项目成为我国的一大重要的经济支柱等！本公司专业推广承揽家庭，商业光伏发电设备系统，提供设计，安装，并网发电一条龙服务，面向全国打包销售各种规格型号（3kw、5kw、8kw、10kw、15kw、20kw）的家庭光伏发电设备系统。作为太阳能光伏发电系统集成企业，我们有着雄厚的技术力量与资金、不断拓展的业务范围、丰富的客户资源以及良好的资源整合能力。

第二篇：光伏发电申请书

篇一：屋顶光伏发电项目申请报告

附件：

湖南中烟工业有限责任公司零陵卷烟厂

529.2kw屋顶光伏发电项目申请报告

一、项目基本情况

1、项目建设的必要性

2.1 开发利用太阳能资源，符合能源产业发展方向

我国是世界上最大的煤炭生产和消费国，能源将近76%由煤炭供给，这种过度依赖化石燃料的能源结构已经造成了很大的环境、经济和社会负面影响。大量的煤炭开采、运输和燃烧，对我国的环境已经造成了极大的破坏。大力开发太阳能、风能、生物质能等可再生能源利用技术是保证我国能源供应安全和可持续发展的必然选择。

“十一五”期间我国在能源领域将实行的工作重点和主要任务是首先加快能源结构调整步伐，努力提高清洁能源开发生产能力。以太阳能发电、风力发电、太阳能热水器、大型沼气工程为重点，以“设备国产化、产品标准化、产业规模化、市场规范化”为目标，加快可再生能源的开发。

根据《可再生能源中长期发展规划》中指出，发挥太阳能光伏发电适宜分散供电的优势，在偏远地区推广使用户用光伏发电系统或建设小型光伏电站，解决无电人口的供电问题。在城市的建筑物和公共设施配套安装太阳能光伏发电装置，扩大

城市可再生能源的利用量，并为太阳能光伏发电提供必要的市场规模。

目前的太阳能发电技术主要有太阳能光伏发电和太阳能热发电技术，其中太阳能热发电技术尚处于试验开发阶段，而太阳能光伏发电技术已经基本成熟，其使用寿命已经达到25年～30年。

1.2 湖南省具备建设分布式并网光伏发电系统的条件 我国太阳能理论总储量为147×10gwh/y。从理论上讲除去农田、草原、森林、河流、湖泊、道路等，在任何荒地和建筑上都可以安装光伏组件。

项目场址年均水平太阳总辐射量在4320mj/m以上，永州市经济发展较快，土地资源昂贵，不易建设大型地面光伏电站，比较适合建设与建筑结合的分布式并网光伏电站。

1.3 合理开发太阳能资源，实现地区电力可持续发展 据预测显示，到2015年，全省全社会用电量需求将达到1850亿千瓦时，年均增长9.6%，考虑省内既有供电能力，省外输送能力，电量缺口约320亿千瓦时，电力缺口660万千瓦时。

该电站建成后，与当地电网并网运行，可有效缓解地方电网的供需矛盾，促进地区经济可持续发展。同时也可充分利用我国的太阳能资源，保障我国能源供应战略安全。

1.4 加快能源电力结构调整的需要 28 根据我国《可再生能源中长期发展规划》，提出了未来15年可再生能源发展的目标：到2020年可再生能源在能源结构中的比例争取达到16%，太阳能发电装机180万kw。

湖南省的可在生能源中所占比例较小，而太阳能发电技术已日趋成熟，从资源量以及太阳能产品的发展趋势来看，开发分布式光伏发电项目，将有利于改善电网能源电力结构，有利于增加可再生能源的比例，有利于优化系统电源结构。

1.5 改善生态、保护环境的需要

在全球能源形势紧张、全球气候变暖严重威胁经济发展和人们生活健康的今天，世界各国都在寻求新的能源替代战略，以求得可持续发展和在日后的发展中获取优势地位。环境状况已经警示我国所能拥有的排放空间已经十分有限了，再不加大清洁能源和可再生能源的份额，我国的经济和社会发展就将被迫减速。

太阳能光伏发电以其清洁、源源不断、安全等显著优势，成为关注重点，因此，提高可再生能源利用率，尤其发展并网型太阳能发电是改善生态、保护环境的有效途径。

综上所述，零陵卷烟厂529.2kw屋顶光伏发电工程可减少化石资源的消耗，减少因燃煤等排放有害气体对环境的污染，带动地方经济快速发展将起到积极作用。因此，该项目建设是十分必要的。

2、项目建设的主要内容

2.1本项目设计在为零陵卷烟厂屋顶建设安装太阳能光伏发电系统，项目类型为并网太阳能光伏发电系统，总装机容量为529.2kwp。

2.2 太阳能光伏发电系统主要由光伏组件、防雷汇流箱、交直流配电柜、光伏逆变器、光伏支架、监控系统、电缆等组成。

2.3 系统设计安装1890块280w多晶硅光伏组件。

2.4 系统逆变器采用国内知名品牌，将光伏组件产生的直流电逆变成380v的交流电，然后并入电网。

2.5 光伏方阵安装采用22°最佳倾角安装，光伏支架系统采用c型钢。

2.6 系统配置一套监控系统，对系统发电量、环境参数、设备状态等进行监控，保证系统正常运行。

二、技术方案选择

1、概述

本系统为大型并网光伏发电系统，太阳电池板采用江苏福克斯新能源有限公司生产的280wp多晶硅太阳能电池组件，系统装机容量为529.2kwp，产品获得国内金太阳认证、欧洲tuv认证和美国的ul认证。整个系统由1个500kw发电单元组成，太阳电池阵列发电经光伏方阵防雷汇流箱汇流、逆变之后，经过隔离变压器后380v并入电网，最终实现将整个光伏并网系统接入当地电网系统。光伏并网型逆变器并网 后与电网安全运行，所产生的电与电网电力是同频、同相，且具备抗孤岛等控制特殊情况的能力。其发电原理框图如下：

2、设计依据

本项目各部分的设计严格遵循和参考以下规范、标准： 配电系统和并网接口设计参考标准：

gb 18479-2001 地面用光伏（pv）发电系统概述和导则

dl/t 527-2002 静态继电保护装置逆变电源技术条件

gb/t 13384-1992 机电产品包装通用技术条件

gb/t 14537-1993 量度继电器和保护装置的冲击与碰撞试验

gb 16836-1997 量度继电器和保护装置案值设计的一般要求

dl/t 478-2001 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件

篇二：光伏发电申请表

江西省万家屋顶光伏发电示范工程项目申请表（参考）

说明：该表仅供参考，各县发改委可根据实际需要，自行设计表格并接受居民申请。篇三：太阳能光伏发电项目申报书

山西省

太原市日报社太阳能光伏发电项目

建

议

书

项目名称：太原日报社太阳能光伏发电

申报单位：太原市日报社

地 址：太原市新建路***号

邮政编码：030032 联 系 人：

电 话：

传 真：

申报日期： 年 月 日

一、项目概述

1、项目名称：山西省太原市日报社屋顶太阳能光伏并网

发电项目

2、建设单位：太原市日报社

3、项目拟建地点：山西省太原市新建路78号

4、建议书编制依据：

（1）《、中华人民共和国可再生能源法》

（2）、《财政部、科技部、国家能源局关于实施金太阳示范项目的通知》（财建【2009】397号）

（3）太原市气象辐射资料、地面气象资料

5、项目规模与投资

（1）项目规模

一期项目：太原市日报社办公楼屋顶面积约为2000㎡，按常规太阳能组件计算，考虑到太阳能组件检修通道及安装地点边角不可利用面积等因素，可以建设太阳能并网发电站150kwp。

二期项目：太原市日报社宿舍屋顶面积约为2000 ㎡，按常规太阳能组件计算，考虑到太阳能组件检修通道及安装地点边角不可利用面积等因素，可以建设太阳能并网发电站150kwp。

（2）项目投资：

一期项目：总投资约为270万

二期项目：总投资约为265万

6、产品方案：太阳能组件选用tn-72-5m190组件

逆变器选用100kw和50kw逆变器

7、建设周期：3个月

8、设计年限：本项目设计建设年限为25年

二、项目建设的必要性和意义

1、项目建设的必要性

从十七世纪至今，全球人口从5亿增长到60亿，人类的能源消耗也从每年1亿吨标准煤增长到150亿吨标准煤。世界能源委员会预测，按照已探明储量和目前的消耗速度，石油将在43年后枯竭，天燃气将在66年内用尽，煤炭也只够169年的开采。

按照国际能源委员会和欧洲联合研究中心的一致估计，光伏发电在未来能源中占据着重要的地位，到2030年可再生能源占总能源结构中30%以上，太阳能光伏发电在世界总电力的供应中达到10%以上；2040年可再生能源占总能耗的

50%以上，光伏发电将占到20%以上。

2009年在我国气候谈判中对国际社会做出的承诺包括，到2020年非化石能源占一次能源消耗比重达到15%左右，碳相比2005年下降40-50%，森林面积比2005年增加4000万公顷，森林蓄积量增加13亿立方米。

在此背景下，各国政府把发展新能源和可再生能源作为战略重点，世界各国在加强实施《京都议定书》和巴厘岛应对气候变暖框架路线图，我国也先后颁布了《可再生能源法》与《节约能源法》。2009年9月23日，由财政部、建设部印发了关于《太阳能光电建筑应用财政补助资金暂行管理办法》，2009年7月16日财政部、建设部、国家能源局联合发文。（财建【2009】397号《关于实施金太阳示范工程的通知》一系列新能源补助政策。

2、项目实施的意义

利用太阳能发电为太原市日报社提供电源，节省了由电网供电，节约了能源，符合国家的产业政策，能源政策，也符合能源可持续发展的战略，具有良好的经济效益和社会效益。

温室气体效应、气候变暖、环境恶化、生态失衡这是世界的统一话题，也是世界范围内关注的问题。各国政府都确立了节能减排、发展绿色能源的战略方针。我国政府已在《京

都议定书》上郑重签字，许诺大力减少温室气体排放，发展绿色能源，保护环境，保护地球，保护人类自己。

山西省人民政府根据本省的实际情况，也制定了节能减排、减少温室气体排放、降低污染、开发利用绿色新能源的发展规划。要求各地改造传统产业，充分利用绿色能源，改善山西的自然环境，提高山西人的生活质量和健康水平。

利用太阳能发电，太阳能是绝对干净、清洁的能源，无公害，无污染，不会对环境排放任何污染物，不会对大同市的城市环境产生影响，符合国家的环保政策。

本项目是一个节能和环保型项目，具有良好的经济效益和社会效益。因此，本工程项目建设是完全必要的。

三、项目建设的条件

1、政策条件

1、《中华人民共和国可再生能源法》

2、《节约能源法》

3、《财政部、科技部、国家能源局关于实施金太阳示

范项目的通知》（财建【2009】397号）

4、《太阳能光电建筑应用财政补助资金暂行管理办法》 篇四：物业申请(安装光伏电站物业申请书)关于安装家用光伏发电系统的申请

小区物业: 本人为响应党中央关于节能减排、发展新能源及低碳经济的号召，利用自家屋顶安装光伏发电系统。系统总装机容量为 kw，采用低压用户侧并网方式接入用户侧配电电网。

本系统具有极强的示范性，符合国家产业政策，凸显绿色、环保、节能等技术特色，同时也能反映出本小区与党中央政策步调高度一致、与时俱进。现向小区物业提出申请、请予同意。

申 请 人：

申请地址：

申请日期： 年 月 日

小区物业：

（签章）篇五：光伏发电示范工程项目接入电网申请函

关于xxx光伏发电示范项目接入电网

并网申请函

xx省电力有限公司：

兹有xxx建设的xxx用户侧并网光伏发电项目需要并网，特此向贵司提出并网申请，恳请予以批准为盼。xxx光伏发电示范项目收录于201x国家金太阳项目名录（文号），并经过福建省发展和改革委员会立项批复（闽发改网文号）。项目总投资共计xxx万元，装机容量xxmw，建设于xx内。该项目的建设投产符合当地电网统筹规划，满足科学、经济的设计规划原则，有助于促进电力资源可持续发展。项目所发电力部分由厂区自行消纳，富余电力通过10kv线路送入公用电网，参照火电标杆电价收购。项目系统接入方案已通过专家审核，并取得福建省电力有限公司批文，同意按照该接入方案实施并网。依据评审意见，我司已开始落实项目并网所需的系统继电保护和安全自动装置、系统调度自动化、系统通信部分的沟通协调工作以及电力送出工程新增线路建设，确保项目顺利并网运行。特此申请。

第三篇：光伏发电实施方案

全市光伏扶贫实施方案

光伏扶贫是创新科学扶贫、精准扶贫、精准脱贫方式的有效途径，是当前我市推进农村扶贫开发、促进贫困群众增收的重要举措。为深入实施光伏扶贫，结合我市实际，制定本实施方案。

一、指导思想

深入贯彻科学发展观，全面落实中央、省关于新时期扶贫开发的战略思想，按照精准扶贫、精准脱贫的要求，创新扶贫开发工作机制，完善资金筹措方式，大力推进光伏扶贫，充分利用村集体和贫困户屋顶、荒山、荒坡、空地、水面、滩涂等资源，建设村级和户用光伏电站，帮助贫困村和贫困户建立长久增收渠道，加快扶贫对象脱贫致富步伐，确保到2020年同步实现全面小康。

二、目标任务

2015年实施光伏扶贫4500千瓦。一是在xx县建设60千瓦村级光伏电站50个（其中xx县20个、xx县15个、xx县15个）；二是在怀远县建设3千瓦户用光伏电站500户。力争实施项目贫困村集体年均增收6万元左右，实施项目贫困户年均增收3000元左右。到2020年，实施光伏扶贫1.8万千瓦。建设村级光伏电站100个左右，集体经济薄弱贫困村实现全覆盖；建设户用光伏电站4000户左右。

三、基本原则

一是统筹规划、分步实施。围绕我市光伏扶贫发展目标，统筹考虑贫困村和贫困户增收需求、电力负荷及电网建设现状，统一规划、分在具备条件的贫困村和贫困户实施光伏扶贫项目。

二是政府主导、市场主体。各级政府要将光伏扶贫作为精准扶贫、精准脱贫的重要措施，制定实施方案，组织抓好落实。坚持用市场的办法，通过公开招标方式择优选择承建单位，负责项目实施。

三是市级指导、县负总责。市政府负责总体规划、工作指导和协调服务，各县政府负责计划的申报和制定具体实施方案并组织实施。

四是群众自愿、特困优先。充分尊重贫困村和贫困户意愿，实行自主申报、乡（镇）审核、县审批、市备案。光伏扶贫重点扶持“三无”贫困户（无劳动力、无资源、无稳定收入来源的贫困户）及无集体经济收入或集体经济薄弱、资源缺乏的贫困村。

五是政策扶持、精准帮扶。各级政府在财政奖补、金融支持方面加大扶持力度，鼓励和引导包村帮扶单位、企业、社会各界和中标实施企业参与、支持光伏扶贫。

六是规范实施、保障质量。坚持公开公平公正，实施项目的贫困村、贫困户要在当地进行公示。规范项目建设和验收，建立健全建、管、用相结合的运行维护服务机制，确保光伏电站正常运行，贫困村和贫困户长期受益。

四、实施范围和对象

光伏扶贫主要在有扶贫任务的xx县三县实施。实施对象分为两类：一是无集体经济收入或集体经济薄弱、资源缺乏的建档立卡贫困村，实施项目的贫困村必须是规划布点保留的村庄；二是建档立卡贫困户、“三无”贫困户优先。

五、建设模式

贫困村村级光伏电站每个60千瓦，可以选择村办公场所、卫生室、敬老院等屋顶以及荒山荒坡、空闲土地、洪水最高水位线以上的河滩地等建设，有条件的也可以建设光伏大棚。贫困户户用光伏电站每个3千瓦，可以选择具备条件的屋顶或庭院建设，也可以和村级电站一起建设，每户3千瓦产权不变。

六、实施步骤

10月底前完成规划选址和项目设计，并开展招投标工作，年底前完成项目建设。以后每年的计划在元月底前上报市扶贫办。

（一）项目选址。由市农林委（扶贫办）牵头，会同各县政府，筛选符合条件的建档立卡贫困村和贫困户，经市光伏扶贫工作领导小组研究同意后上报省有关部门。

（二）启动建设。在完成项目立项审批、规划选址后，由市发改委会同市经信委、市农林委（扶贫办）、xx供电公司邀请有关专业技术部门、太阳能光伏企业研究设置系统技术参数，经行业内专家评审论证后公开招标，进行设备统一采购、安装、调试、相关技术人员培训等。

（三）并网发电。设备安装前，按照分布式电源管理相关要求，向当地供电公司提供有效的报装申请材料。设备安装完毕后，由各县供电公司按有关标准进行并网验收和调试，符合并网条件的接入国家电网正式运行。供电公司与贫困村或贫困户光伏电站投资主体签订发用电合同。

七、资金筹措、运营管理及收益分配

（一）资金筹措。

贫困村村级光伏电站建设资金。采取县财政专项扶贫资金安排、帮扶单位支持、贫困村自筹等办法筹资。整合涉农资金统筹用于村级光伏电站建设。贫困村自筹资金可通过村自有资金、中标实施企业垫资、小额扶贫贴息贷款等方式解决。

贫困户户用光伏电站建设资金。怀远县（省扶贫开发重点县）采取省级补助、市县安排（市、县两级出资按1:1比例落实）和贫困户自筹各三分之一的办法筹资。五河县、固镇县采取县财政专项扶贫资金安排、市级补助（4000元/户）、包户干部和社会各界捐助、贫困户自筹的办法筹资。贫困户自筹资金可通过自有资金、中标实施企业垫资、小额扶贫贴息贷款等方式解决。

（二）运营管理。

光伏扶贫项目通过公开招标方式选择符合资质条件、具有社会责任心的企业组织实施。同等条件下，优先选择我市光伏服务企业和光伏企业产品。各县政府要打造服务平台，建立完善针对贫困村和贫困户的光伏电站运行维护服务机制。中标实施企业要认真履行合同约定，提供基本培训以及使用手册，建立售后服务网点，负责光伏电站维护和设备维修。

（三）收益分配。

光伏电站产权及收益归实施项目的贫困村或贫困户所有。县供电公司按结算周期向贫困村、贫困户全额支付上网电费。电站年发电量和收益由县扶贫部门负责统计并张榜公布，接受群众和社会监督。

八、组织领导和职责分工

（一）组织领导。

成立由市政府分管领导任组长，市发改委、市财政局、市经信委、市农林委（扶贫办）、市金融办、xx供电公司、各县政府负责同志为成员的xx市光伏扶贫工作领导小组，负责对光伏扶贫工作进行指导、协调、监督和检查；领导小组办公室设在市农林委（扶贫办），具体负责综合协调和推进工作。

（二）职责分工。

市农林委（扶贫办）负责宣传发动、选择贫困村和贫困户、拟定计划、牵头组织项目实施；市发改委负责光伏发电指标的落实，编制光伏扶贫实施方案、技术指南、用户手册，光伏扶贫统一招标，以及统筹建立光伏扶贫工程监管机制，制定项目备案、施工、验收等管理办法；市财政局负责项目建设资金的筹集与监管；市金融办负责协调金融机构、保险机构落实扶贫小额信贷，探索建立光伏扶贫风险规避机制；市经信委负责协调xx供电公司抓紧实施农村电网改造升级，确保满足光伏发电上网需求，以及光伏电站电表调试与安装、并网发电、及时发放上网电量补贴资金等；各县政府负责项目实施的贫困村、贫困户选址、公示，项目审核、审批，调度推进，检查验收，补贴资金审核上报、公示等工作。

第四篇：风电、光伏发电情况监管报告

风电、光伏发电情况监管报告

二0一一年一月

为贯彻落实科学发展观，全面掌握风电、光伏发电相关情况，促进其协调、健康、可持续发展，根据《可再生能源法》和《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》（电监会25 号令），2010 年7～10 月，国家电监会组织各派出机构在全国范围内开展了风电、光伏发电并网接入情况的专项调查。在此基础上，结合日常监管工作情况形成本报告。

调查工作分企业自查和重点调查两个阶段。先是由国家电监会和各派出机构组织全国30 个省份的电网企业及其调度机构、相关发电企业开展自查，共收到电网企业自查报告28 份、发电企业自查报告218 份；在分析企业自查报告的基础上，各派出机构采取召开座谈会和实地调查等方式对部分电力企业进行了重点调查，共重点调查电网企业22 家、发电企业77 家。

本次调查共涉及风电、光伏发电项目667 个。其中，风电项目573 个，光伏发电项目94 个。风电项目中，已建成并网项目348 个，建成未并网项目9 个，在建项目216 个（其中有25 个项目部分容量已并网，另有5 个项目的部分容量已建成但未并网）。光伏发电项目中，已建成并网项目30 个，建成未并网项目1 个，在建项目63 个（其中有2 个项目部分容量已并网）。

一、基本情况

（一）风电、光伏发电发展情况

近年来，风电、光伏发电发展迅速。本次调查统计显示，截至2010 年6 月底，全国已建成并网风电及光伏发电装机容量为2213.67万千瓦，占全国发电装机容量的2.46%左右。其中，风电并网装机容量为2200.37 万千瓦，光伏发电并网装机容量为13.30 万千瓦。风电及光伏发电建成但未并网的装机容量合计为76.52 万千瓦。其中，风电未并网容量为76.36 万千瓦，光伏发电未并网容量为0.16 万千瓦。

风电及光伏发电在建规模为1610.65 万千瓦，占全国在建发电装机容量比重为8.66%左右。其中，风电1589.62 万千瓦，光伏发电21.03万千瓦。从分区域并网装机容量来看，截至2010 年6 月底，华北区域拥有风电并网容量最多，为850.79 万千瓦，占全国风电并网容量的38.67%；东北区域其次，为753.76 万千瓦，占全国风电并网容量的34.26%；华中区域最少，为24.07 万千瓦，仅占全国风电并网容量的1.09%。西北区域光伏发电并网容量最大，为7.13 万千瓦，占全国光伏发电并网容量的53.61%；华东区域其次，为3.72 万千瓦，占全国光伏发电并网容量的27.97%；东北区域目前没有光伏发电并网装机容量。全国风电和光伏发电并网装机容量及其分区域构成情况分别见图1 和图2，详细数据见附表

1、附表2。

从分区域在建装机容量来看，截至 2010 年6 月底，华北区域风电在建规模最大，为539.57 万千瓦，占全国风电在建容量的33.94%；西北区域其次（主要分布在甘肃省），为496.40 万千瓦，占全国风电在建容量的31.23%；华中区域最少，仅有17.97 万千瓦。华北区域光伏发电在建规模最大（主要分布在山东省），为5.91 万千瓦, 占全国光伏发电在建容量的28.10%；西北区域其次（主要分布在甘肃省），为5.55 万千瓦，占全国光伏发电在建容量的26.39%；华中区域最少，为0.45 万千瓦。从分省份并网装机容量来看，截至2010 年6 月底，内蒙古并网风电装机容量居全国各省份之首，为700.29 万千瓦，占全国并网风电装机容量的31.83%，占全区全口径发电装机容量的12.11%左右，分布在蒙西、蒙东电网区域容量比重为7:3。辽宁、河北、黑龙江、吉林、甘肃、山东、江苏等省份的并网风电装机容量均超过了百万千瓦，分别为227.80 万千瓦、206.75 万千瓦、162.67 万千瓦、152.50万千瓦、119.11 万千瓦、111.07 万千瓦和110.13 万千瓦，分别占本省份总装机容量的7.91%、5.13%、8.47%、9.02%、6.00%、1.81%和1.78%。天津、安徽、广西、四川、贵州、陕西、青海没有并网风电装机。宁夏并网光伏发电装机容量最大，为6.03 万千瓦，占全国总并网光伏发电装机容量的45.34%；江苏其次，为2.55 万千瓦，占全国总并网光伏发电装机容量的19.17%；此外，云南、甘肃的并网光伏发电装机容量也均超过了1 万千瓦。详细数据见附表

3、附表4。

从分省份在建装机容量来看，截至2010 年6 月底，甘肃风电在建装机容量最大，为409.95 万千瓦，占全国风电在建装机容量的25.79%；河北、内蒙古、山东的风电在建装机容量分别达到了258.40万千瓦、227.10 万千瓦和119.47 万千瓦。甘肃光伏发电在建装机容量最大，为3.95 万千瓦；山东其次，为3.60 万千瓦；广东、海南、上海、青海、山西、福建、浙江的光伏发电在建装机容量均超过了1万千瓦。

（二）风电、光伏发电投资主体情况风电和光伏发电的投资主体情况有较大差别。风电的投资主体相对集中，主要是中央企业和部分风能资源丰富的地方国有发电投资企业。截至2010 年6 月底，全国并网风电装机容量超过50 万千瓦的发电集团共有10 个，并网装机容量共计1668.97 万千瓦，占全国并网风电装机容量的75.85%。其中，超过200 万千瓦的发电集团有3 个,分别为：中国国电集团公司、中国大唐集团公司和中国华能集团公司。截至2010 年6 月底，在建风电装机容量超过50 万千瓦的集团共有7 个。其中，中国国电集团公司、中国华能集团公司和中国大唐集团公司的在建装机容量均超过了150 万千瓦；中国神华集团公司、中国华电集团公司、中国广东核电集团有限公司、中国电力投资集团公司的在建装机容量在50 万千瓦至100 万千瓦之间。目前，我国光伏发电还处于试验、探索阶段，投资建设项目规模小，投资主体呈多元化发展态势。截至2010 年6 月底，中国节能环保集团公司和江苏中能硅业科技发展有限公司的已并网光伏发电装机容量均达到了2 万千瓦。已并网的光伏发电项目中，装机容量最大的是江苏中能硅业科技发展有限公司投资的徐州协鑫光伏发电有限公司2 万千瓦光伏发电项目。甘肃省电力投资集团公司、海南省发展控股有限公司的光伏发电在建容量均达到了2 万千瓦。在建项目中，规模较大的有海南临高2 万千瓦光伏并网发电示范工程和山东济宁1.8 万千瓦十里营光伏电站。

（三）风电、光伏发电上网电价及补贴情况由于定价机制、工程造价水平不同，全国范围内不同省份、同一省份不同项目之间风电、光伏发电上网电价存在一定的差异。2009 年8 月1 日之前核准的风电项目，既有采用特许权招标定价机制也有采用政府核定电价机制；2009 年8 月1 日以后核准的风电项目，在四类资源区新建的陆上项目统一执行所在风能资源区的风电标杆上网电价。目前，风电上网电价最高的项目是国电龙源电力集团股份有限公司地处浙江省的临海风力发电厂及苍南风力发电厂，均为1.4040 元/千瓦时。光伏发电由于国家尚未出台统一的电价政策，一般由地方政府根据项目情况确定。在已核准的光伏发电项目中，上网电价最高的是上海前卫村光伏电站，为6.4436 元/千瓦时；最低的是中国广东核电集团有限公司的甘肃省敦煌光伏发电项目，为1.0928 元/千瓦时。据本次调查显示，风电和光伏发电电价补贴政策执行情况基本良好，国家发改委和国家电监会联合公布的2009 年1-6 月及2009 年7-12 月可再生能源电价补贴名单中的风电及光伏发电项目基本上都获得了相应的电价补贴。

（四）风电、光伏发电接入系统建设情况由于国家出台了可再生能源发电接入系统建设补贴政策，提高了电力企业投资风电、光伏发电接入系统建设的积极性，风电和光伏发电接入系统投产规模快速增长。截至2010 年6 月底，本次调查涉及到的风电接入系统工程线路长度为10326 公里，变电容量为3898 万千伏安。分电压等级看，330 千伏、220 千伏、110 千伏、66 千伏及以下线路长度分别为666 公里、4202 公里、3733 公里、1725 公里，分别占风电接入系统工程总线路长度的6.45%、40.69%、36.15%、16.71%；变电容量分别为504 万千伏安、1765 万千伏安、1229 万千伏安、399万千伏安，分别占风电接入系统工程总变电容量的12.93%、45.29%、31.54%、10.24%。分区域看，华北区域以220 千伏及110 千伏电压等级为主，东北区域以220 千伏及66 千伏为主，西北区域以330 千伏及110 千伏为主；华东、华中、南方区域以110 千伏为主。分省份看，内蒙古的接入系统规模最大，以220 千伏电压等级为主，线路长度为2453 公里，变电容量为861 万千伏安。各区域、各省份风电接入系统工程分电压等级情况详见附表

5、附表6。从风电接入系统工程的投资主体来看，在本次调查涉及到的494个风电接入系统工程中，电网企业出资建设项目213 个，线路长度4444 公里，变电容量1914 万千伏安，占风电接入系统工程总项目数、线路长度、变电容量的比例分别为43.12%、43.04%、49.10%；发电企业出资建设项目278 个、线路长度5698 公里、变电容量1961 万千伏安，占风电接入系统工程总项目数、线路长度、变电容量的比例分别为56.28%、55.18%、50.31%；电网企业和发电企业共同出资建设项目3 个、线路长度184 公里、变电容量23 万千伏安，占风电接入系统工程总项目数、线路长度、变电容量的比例分别为0.61%、1.78%、0.59%。详细情况见附表7。分区域看，华中、华东区域电网企业出资建设项目比例较高，均超过了70%；华北、东北区域比例较低，均在30%左右。分省份看，北京、天津、山西、上海、江苏、安徽、江西、湖北、广西、海南、重庆、贵州等省份的接入系统工程全部由电网企业出资建设，黑龙江、山东、浙江、内蒙古、辽宁、新疆电网区域的接入系统工程全部或大部分由发电企业出资建设。各区域、各省份风电项目接入系统工程投资主体情况见附表

8、附表9。光伏发电项目接入系统工程规模相对较小，共计线路长度134 公里，变电容量22 万千伏安，主要电压等级为35 千伏。其中，发电企业投资建设的线路长度为109 公里，占81.34%；变电容量为19 万千伏安，占86.36%。分省份看，宁夏、甘肃、山东的规模较大，线路长度均超过了29 公里，变电容量均超过了3.7 万千伏安。

（五）风电、光伏发电上网电量收购情况2009 年，风电及光伏发电上网电量为256.15 亿千瓦时，占全国全口径发电量的0.70%，其中，风电256.10 亿千瓦时，光伏发电0.0560千瓦时。2010 年1 至6 月份，风电及光伏发电总上网电量为223.05亿千瓦时，其中，风电222.54 亿千瓦时，光伏发电0.5176 亿千瓦时。分区域看，2010 年1 至6 月，华北区域风电上网电量最多，为94.72 亿千瓦时，占全国风电总上网电量的42.56%；东北区域风电上网电量70.48 亿千瓦时，占31.67%；华中区域上网电量2.10 亿千瓦时，比重最少，仅占0.95%。西北区域光伏发电上网电量最多，为0.3064 亿千瓦时，占全国光伏发电总上网电量的59.20%；华东区域上网电量为0.1679 亿千瓦时，占32.44%；东北、华中没有光伏发电上网电量。具体情况见图

3、图4 所示。分省份看，2010 年1 至6 月，内蒙古风电上网电量最多，为71.83亿千瓦时，占全国风电上网电量的32.28%；河北、辽宁的风电上网电量均超过了22 亿千瓦时，占全国风电上网电量比例均超过了10%。宁夏光伏发电上网电量最多，为0.2768 亿千瓦时，占全国光伏发电总上网电量的53.49%；江苏光伏发电上网电量占全国的比例也较高，达24.67%。已并网的风电和光伏发电设备受电网安全等因素影响而可能存在未能上网的电量，本次调查对这部分电网未收购电量进行了统计。2010 年1 至6 月，风电未收购电量为27.76 亿千瓦时，光伏发电没有未收购电量。分区域看，华北、东北未收购风电电量较多，华北区域未收购风电电量为15.88 亿千瓦时，占全国总未收购电量的57.20%，高于其上网电量全国占比14.64 个百分点；东北区域未收购风电电量为10.64 亿千瓦时，占全国总未收购电量的38.33%，高于其上网电量全国占比6.66 个百分点。分省份看，内蒙古未收购风电电量最多，为21.01 亿千瓦时,占全国总未收购电量的75.68%，高于其上网电量全国占比43.40 个百分点；吉林未收购风电电量为2.60亿千瓦时；河北、甘肃、黑龙江在2009 年1 月到2010 年6 月期间未收购风电电量均在3 亿千瓦时左右。

二、监管评价

（一）近年来风电、光伏发电总体呈较快发展态势在国际能源和环境约束的大背景下，各方对风电、光伏发电发展的认识水平不断提高，重视程度日益加强。国家从战略层面上确定了风电等可再生能源发展方向，并制定了可再生能源产业发展规划和相应的政策措施；各地方政府切实按照国家可再生能源发展战略，制订本省份的风电、光伏发电发展规划和实施方案；发电企业投资风电、光伏发电的积极性不断提高，风电和光伏发电的比例不断上升；电网企业在电网规划、并网接入和电量收购等方面积极为风电、光伏发电的发展创造良好条件，促进了风电和光伏发电的健康发展。与此同时，鼓励可再生能源发展的政策措施不断完善，为风电、光伏发电的发展创造了良好环境。《可再生能源法》的出台为风电、光伏发电的发展奠定了法律基础；可再生能源价格全国分摊政策、可再生能源增值税减半征收政策切实提高了风电、光伏发电企业的经营效益；可再生能源接入系统建设及补偿政策、上网电量全额收购政策为风电、光伏发电发展提供了支持和保障；可再生能源特许权招标制度、金太阳示范工程等措施为风电、光伏发电发展注入了强大动力。在一系列政策措施的推动和激励下，各方投资风电、光伏发电的积极性大大增加，风电、光伏发电呈现快速增长的态势。预计2010年底全国风电总并网装机容量将达到3000 万千瓦左右，全国光伏发电总并网装机容量将达到25 万千瓦左右。

（二）风电、光伏发电仍有发展空间虽然风电、光伏发电装机容量连续快速增加，但目前尚处在起步阶段，在电源结构中所占的比例还很低。截至2010 年6 月底，全国已并网的风电和光伏发电装机容量仅占全国装机容量的2.46%；2010年1 至6 月风电和光伏发电上网电量仅占全国发电量的0.7%左右。根据我国2007 年制定的《可再生能源中长期发展规划》，全国陆地和近海的可利用风电资源共计约10 亿千瓦，三分之二的国土面积年日照小时数在2200 小时以上，年太阳辐射总量大于每平方米5000 兆焦。因此，风电、光伏发电仍有很大的发展潜力。

（三）风电、光伏发电并网接入和电量收购相关服务水平不断提高电网企业深入研究风电和光伏发电的技术特点，分析发电接入对电网运行的影响，并在此基础上研究制订相应的技术规定和服务管理流程，不断规范和提高风电、光伏发电并网发电的服务水平。例如，南方电网公司制定了《南方电网公司支持新能源发展若干意见》，内蒙古电力公司编制了《办理风电业务工作流程指南》，安徽省电力公司制订了《安徽省电力公司可再生能源发电全额上网管理办法（试行）》等。电网企业总体上能够在确保电网安全稳定运行的前提下，优先调度风电、光伏等可再生能源发电，全额收购风电、光伏发电上网电量，并认真贯彻执行上网电价政策及电价附加调配政策，与风电、光伏发电企业及时足额结算电费，确保了发电企业的利益和资源的充分利用。风电、光伏发电的购售电合同和并网调度协议签订情况总体良好，基本上做到了并网有协议，交易有合同，有效地保障了发电企业的合法权益。

三、存在问题

（一）风电发展规划和投资立项的统筹性有待进一步加强一是部分地区存在大规模风电难以消纳的问题。在部分风电资源比较丰富的地区，风电发展规划侧重于资源规划，缺乏具体的风电送出和风电消纳方案，大规模风电送出消纳的矛盾日益突出。蒙西电网的风电资源丰富，2010 年6 月底，已并网和在建风电装机已分别达到489 万千瓦和85 万千瓦，上网电量除部分由本地消纳外，其余电量需要外送华北电网。但是，随着河北张家口、承德地区大规模风电装机的陆续投产，华北电网也面临着本地风电消纳问题，从而使蒙西的风电消纳问题更加突出。2010 年6 月底，甘肃酒泉规划建设的1000万千瓦级风电基地已并网近100 万千瓦，在酒泉及河西地区已经无法完全消纳，大部分需要送到兰州负荷中心消纳。预计2010 年甘肃全省统调范围内最大负荷1000 万千瓦左右，而2010 年底酒泉风电基地建成装机容量将达到500 万千瓦左右，远远超过了酒泉及河西地区的用电需求；2015 年酒泉风电基地发电量预计将达到250 亿千瓦时左右，在甘肃乃至西北电网都难以消纳，但是向网外输送的消纳市场及其配套电网建设目前均未明确。吉林白城地区电网网架较薄弱，外送能力有限，由于地区负荷较低，风电无法完全就地消纳，风电企业发电经常受到限制，如，大唐吉林大通风电场2009 年未能上网电量1488万千瓦时，占全年上网电量的14.7%，影响利用小时300 小时。二是部分项目电源建设和电网建设的协调有待加强。由于风电项目前期工作流程相对简单，核准进度快，建设周期相对较短，而电网接入系统在项目审查、方案确定及工程建设方面相对复杂，致使接入系统工程与风电场建设难以同步完成。例如，内蒙古蒙电华能热电公司乌力吉木仁风场一期、额尔格图风场一期、白云风场一期预计2010年底投产，但是由于其接入系统至今未取得审查意见，风电无法按时送出。内蒙古地区风电资源需通过西电东送通道送往京津唐地区，但现有两条通道容量有限，只能解决少量风电的送出，内蒙古送出第三条通道2006 年就已经开始规划，但至今仍未开工。三是个别地区风电与其它电源发展不配套。东北区域火电机组中的供热机组比例较高（如吉林省为72%），其在冬季供暖期基本不具备调峰能力，而可以启停调峰的中小型火电机组已逐步关停，抽水蓄能电站、燃气机组建设相对迟缓，在电网调峰能力严重不足的情况下，为保障电网安全和居民采暖，电力调度机构不得已在低谷时段采取限制风电出力的措施。蒙西电网风电装机容量已达到全网最高负荷的24.51%，在冬季供热期间和用电低谷时段，为确保电力系统安全运行，也不得不限制风电场的出力。

（二）风电、光伏发电的相关政策和激励机制有待进一步完善目前，我国已制定了一系列政策法规和激励机制鼓励风电和光伏发电的发展，但政策体系的完整性及相关政策之间的协调性还有待加强。一是光伏发电产业扶持政策尚需完善。国家层面上至今未出台光伏发电上网电价和项目建设的相关实施细则，制约了光伏发电产业的规模化发展。特别是对于作为未来光伏发电主要形式之一的接入配电网（用户侧）分布式光伏发电项目，目前还缺乏上网售电的政策支持，严重制约了小型光伏发电的投资积极性。二是国家对风电等可再生能源发电接入系统工程投资、运行维护等方面的相关规定尚未完善，部分接入系统工程补贴不足影响了电网企业投资建设的积极性。风电项目一般远离负荷中心，其配套接入系统建设工程量大、投资高、线路利用率低，接入系统工程补贴政策的标准难以满足部分项目电网投资和运行维护的需要，影响了电力企业建设的积极性。例如，上海市电力公司出资6528 万元建设的东海大桥海上风电项目接入系统工程，按目前电价补贴政策，需要32 年以上才能收回静态投资。调查显示，黑龙江、山东、浙江、内蒙古、辽宁、新疆的全部或大部分风电场接入系统工程由发电企业出资建设，部分风电企业还负责接入系统工程的运行维护，不利于系统的安全管理。三是风电、光伏发电电费补贴不及时。风电、光伏发电电费补贴往往大大滞后于电量上网时间，导致发电企业不能及时获得相应的电价补贴，影响企业的经营效益，部分规模较小的发电企业甚至出现流动资金周转困难的现象。四是个别历史遗留问题仍待解决。2006 年以前批准建设的风电等可再生能源发电项目不享受《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》中规定的电价补贴，增加了企业的经营负担。如上海崇明、南汇、奉贤海湾风电场及浙江临海、苍南风电场，这些项目都是2006 年以前投产的，上网电价较高且不享受可再生能源附加资金补偿，增加了电网企业的购电成本。

（三）风电、光伏发电并网接入和运行管理有待进一步规范和完善调查发现，目前风电、光伏发电并网接入系统存在以下两个方面的问题：一是风电接入系统缺乏明确的定义导致各方有不同的理解。有的认为是风电场升压变电站以及从升压变电站至电网侧进线第一基塔之间的线路；有的认为是风电场出线第一基塔至电网侧进线第一基塔之间的线路；有的认为是风电场出线第一基塔至电网侧进线第一基塔之间的线路以及电网侧进线间隔。由于理解上的不同容易导致接入系统建设过程中的分歧以及统计口径的不一致。二是风电、光伏发电并网接入和调度管理的有关标准和规定需要根据风电、光伏发电的特点进一步规范和完善。目前风电场并网方面没有国家级标准，为解决风电机组低电压穿越、吸收无功以及安全稳定等突出问题，国家电网公司出台了《国家电网公司风电场接入电网技术规定》，要求风电场满足相关技术标准并进行技术改造后才能入网，此规定在一定程度上规范了风电接入工作，但该标准是企业标准，不是国家标准，容易引发网厂矛盾。

（四）风电、光伏发电的规模发展对电网安全稳定运行的影响不断加大风电、光伏发电具有间歇性、随机性的特点，风电还有反调峰特点，对系统潮流控制、辅助服务调用、短路电流控制、电能质量保证等都提出了新的挑战。目前，由于风功率预测系统不完善，基础数据缺乏，准确度不高，电网企业无法根据预测的风力功率制定日前计划，运行方式的安排上存在着很大的不确定性。甘肃西北部的酒泉地区处于甘肃电网的末端，并入大量风电后，实际运行中面临着暂态稳定等各类稳定问题和调峰困难；2009 年福建电网最大峰谷差已达到636万千瓦，部分大型火电机组在实际运行中的调峰深度已达到60%左右，处于深度调峰状态，接近或达到机组调峰能力技术极限，随着“十二五”期间风电等继续大规模投运，对系统调峰要求更加苛刻，将进一步加大电网调峰的压力。

四、整改要求

（一）风电、光伏发电企业与电网企业应加强并网消纳的衔接工作风电、光伏发电企业应高度重视发电并网消纳工作，在开展发电项目前期工作阶段，要主动与电网企业进行衔接，研究提出切实可行的发电项目送出和消纳方案，并报请政府主管部门确认。电网企业在具体受理风电、光伏发电项目接入系统并网申请时，要按照电网发展规划和风电、光伏发电发展规划的要求，认真做好发电项目输送线路、网架结构和落点等方面的相关准备工作，加大电网改造力度，完善网架结构，做好接入系统工程的可行性研究，择优制订接入系统方案，积极为风电、光伏发电企业提供并网服务工作，确保发电项目及时并网运行。发电企业和电网企业要加强沟通和协调，共同推动风电、光伏发电建设的协调发展。

（二）电力企业要切实做好风电、光伏发电并网运行相关工作，确保系统安全稳定运行电网企业要进一步加强风电、光伏发电并网对电网安全稳定运行影响的研究，在接入系统的审查、接入电网有关电气设备的试验和验收等方面严格执行相关技术标准和规范，与获得核准、满足相关技术管理规定、符合并网接入条件的发电企业及时协商签订并网调度协议和购售电合同。认真做好风电、光伏发电并网后的负荷预测和电力系统稳定分析工作，合理安排运行方式，提高调度管理水平，保障电力系统安全稳定运行。风电企业应加强机组的管理工作。做好风电功率预测，完善自动化和通信系统，做好机组的日常维护工作，为机组的稳发满发提供保障。

（三）电网企业要严格执行可再生能源收购有关规定电网企业要严格按照《可再生能源法》等法律法规的要求，在确保电网安全稳定运行的条件下，根据国家价格主管部门批复上网电价及相关规定收购上网电量,严格执行风电、光伏发电上网电价政策，做好电价附加调配工作，及时足额结算电费。

五、监管建议

（一）进一步加强科学规划，促进风电、光伏发电协调、有序发展根据国家可再生能源发展战略和《可再生能源中长期发展规划》，进一步完善各地区风电、光伏发展规划，针对风电和光伏发电的特点，统筹考虑能源资源、电源结构、受电市场、输电廊道、电网建设、电网运行等因素，因地制宜发展风电等可再生能源发电，做到电源与资源、电源与电网、电源与电源、电源与用户之间的和谐发展。在风能和太阳能资源条件较好的地区建设大规模发电基地，应充分考虑电网的网架结构和消纳能力，认真做好风电、光伏发电规划和电网规划的衔接工作，促进风电、光伏发电建设与电网建设协调发展，维护电力系统安全稳定运行。对于靠近负荷中心周围的资源，应遵循因地制宜、实事求是的原则，从有利于节能减排、有利于增强电力供应能力的角度出发，发展分布式电源，就近接入配网。同时要进一步理顺中央与地方风电项目核准管理体制，使风电开发利用规范化、布局合理化，避免随意无序开发。

（二）进一步完善价格财税政策，健全风电、光伏发电激励机制由于风电、光伏发电的各项技术仍是发展中的技术，建设成本较高，其在市场中的经济竞争力较弱，需要继续加大政策扶持力度，促进风电、光伏发电的持续健康发展。一是要研究通过征收能源税或碳税的方式，建立稳定持续的支持风电、光伏发电发展的补贴资金来源；二是加强支持风电、光伏发电发展的财税政策研究，使风电、光伏发电发展与促进地方经济发展紧密结合，形成促进区域经济发展的优势产业；三是进一步完善电价补偿机制，提高风电、光伏发电电价补贴的时效性，科学制定风电、光伏发电接入系统工程造价的补偿标准；四是进一步完善光伏发电电价政策，出台科学合理的光伏发电上网电价政策；五是高度重视并大力鼓励商业模式创新，支持企业面向市场，创新商业模式。

（三）进一步抓好并网和运行管理，适应风电、光伏发电规模发展的需要一是组织开展风电、光伏发电并网接入、安全运行有关问题的研究，制定相关技术标准，降低风电、光伏发电对电力系统安全稳定运行的不利影响。二是要进一步做好风电和光伏发电并网安全性评价、辅助服务补偿管理工作、风电和光伏发电调度管理等工作，从制度上提升对风电、光伏发电并网及运行的监管力度。

第五篇：光伏发电工程验收

光伏发电工程验收规范

1总则

1.0.1为确保光伏发电工程质量，指导和规范光伏发电工程的验收，制定本规范。1.0.2本规范适用于通过380V及以上电压等级接人电网的地面和屋顶光伏发电新建、改建和扩建工程的验收，不适用于建筑与光伏一体化和户用光伏发电工程。

1.0.3光伏发电工程应通过单位工程、工程启动、工程试运和移交生产、工程竣工四个阶段的全面检查验收。

1.0.4各阶段验收应按要求组建相应的验收组织，并确定验收主持单位。

1.0.5光伏发电工程的验收，除按本规范执行外，尚应符合国家现行有关标准的规定。2术语

2.0.1光伏发电工程photovoltaic power project

指利用光伏组件将太阳能转换为电能、并与公共电网有电气连接的工程实体，由光伏组件、逆变器、线路等电气设备、监控系统和建（构）筑物组成。2.0.2光伏电站photovoltaic power station

指利用光伏组件将太阳能转换为电能、并按电网调度部门指令向公共电网送电的电站，由光伏组件、逆变器、线路、开关、变压器、无功补偿设备等一次设备和继电保护、站内监控、调度自动化、通信等二次设备组成。

2.0.3光伏发电单元photovoltaic power unit

光伏电站中，以一定数量的光伏组件串，通过直流汇流箱多串汇集，经逆变器逆变与隔离升压变压器升压成符合电网频率和电压要求的电源。这种一定数量光伏组件串的集合称为光伏发电单元。

2.0.4观感质量quality of appearance

通过观察和必要的量测所反映的工程外在质量。2.0.5绿化工程plant engineering 由树木、花卉、草坪、地被植物等构成的植物种植工程。2.0.6安全防范工程security and protection engineering

以保证光伏电站安全和防范重大事故为目的，综合运用安全防范技术和其他科学技术，为建立具有防入侵、防盗窃、防抢劫、防破坏、防爆安全检查等功能（或其组合）的系统而实施的工程。3基本规定

3.0.1工程验收依据应包括下列内容： 1国家现行有关法律、法规、规章和技术标准。2有关主管部门的规定。

3经批准的工程立项文件、调整概算文件。

4经批准的设计文件、施工图纸及相应的工程变更文件。3.0.2工程验收项目应包括下列主要内容： 1检查工程是否按照批准的设计进行建设。

2检查已完工程在设计、施工、设备制造安装等过程中与质量相关资料的收集、整理和签证归档情况。

3检查施工安全管理情况。

4检查工程是否具备运行或进行下一阶段工作的条件。5检查工程投资控制和资金使用情况。6对验收遗留问题提出处理意见。7对工程建设作出评价和结论。

3.0.3工程验收结论应经验收委员会（工作组）审查通过。

3.0.4当工程具备验收条件时，应及时组织验收。未经验收或验收不合格的工程不得交付使用或进行后续工程施工。验收工作应相互衔接，不应重复进行。3.0.5单位工程验收应由单位工程验收组负责；工程启动验收应由工程启动验收委员会（以下简称“启委会”）负责；工程试运和移交生产验收应由工程试运和移交生产验收组负责；工程竣工验收应由工程竣工验收委员会负责。

3.0.6验收资料收集、整理应由工程建设有关单位按要求及时完成并提交，并对提交的验收资料进行完整性、规范性检查。

3.0.7验收资料分为应提供的档案资料和需备查的档案资料。

有关单位应保证其提交资料的真实性并承担相应责任。验收资料目录应符合本规范附录A和附录B的要求。

3.0.8工程验收中相关单位职责应符合下列要求： 1建设单位职责应包括：

1)组织或协调各阶段验收及验收过程中的管理工作。2)参加各阶段、各专业组的检查、协调工作。3）协调解决验收中涉及合同执行的问题。4)提供工程建设总结报告。

5)为工程竣工验收提供工程竣工报告、工程概预算执行情况报告、工程结算报告及水土保持、环境保护方案执行报告。

6)配合有关单位进行工程竣工决算及审计工作。2勘察、设计单位职责应包括：

1)对土建工程与地基工程有关的施工记录校验。2)负责处理设计中的技术问题，负责必要的设计修改。3)对工程设计方案和质量负责，为工程验收提供设计总结报告。3施工单位职责应包括：

1)提交完整的施工记录、试验记录和施工总结。2)收集并提交完整的设备装箱资料、图纸等。3)参与各阶段验收并完成消除缺陷工作。

4)协同建设单位进行单位工程、启动、试运行和移交生产验收前的现场安全、消防、治安保卫、检修等工作。

5)按照工程建设管理单位要求提交竣工资料，移交备品备件、专用工具、仪器仪表等。4调试单位职责应包括：

1)负责编写调试大纲，并拟订工程启动方案。

2)系统调试前全面检查系统条件，保证安全措施符合调试方案要求。3)对调试中发现的问题进行技术分析并提出处理意见。

4)调试结束后提交完整的设备安装调试记录、调试报告和调试工作总结等资料，并确认是否具备启动条件。5监理单位职责应包括：

1)负责组织分项、分部工程的验收。

2)根据设计文件和相关验收规范对工程质量进行评定。3)对工程启动过程中的质量、安全、进度进行监督管理。

4)参与工程启动调试方案、措施、计划和程序的讨论，参加工程启动调试项目的质量验收与签证。

5)检查和确认进人工程启动的条件，督促工程各施工单位按要求完成工程启动的各项工作。6生产运行单位职责应包括：

1)参加工程启动、工程试运和移交生产、工程竣工等验收阶段工作。2)参加编制验收大纲，并验收签证。3)参与审核启动调试方案。4)负责印制生产运行的规程、制度、系统图表、记录表单等。5)负责准备各种备品、备件和安全用具等。

6)负责投运设备已具备调度命名和编号，且设备标识齐全、正确，并向调度部门递交新设备投运申请。

7设备制造单位职责应包括： 1)负责进行技术服务和指导。

2)及时消除设备制造缺陷，处理制造单位应负责解决的问题。4单位工程验收 4.1一般规定

4.1.1光伏发电工程单位工程应按土建工程、安装工程、绿化工程、安全防范工程、消防工程五大类进行划分。

4.1.2单位工程由若干个分部工程构成，单位工程验收应由建设单位组织，并在分部工程验收合格的基础上进行。

4.1.3分部工程由若干个分项工程构成，分部工程的验收应由总监理工程师组织，并在分项工程验收合格的基础上进行。

4.1.4分项工程的验收应由监理工程师组织，并在施工单位自行检查评定合格的基础上进行。

4.1.5单位工程的验收应符合下列要求： 1质量控制资料应完整。

2单位工程所含分部工程有关安全和功能的检测资料应完整。3主要功能项目的抽查结果应符合相应技术要求的规定。4观感质量验收应符合要求。

4.1.6单位工程验收组的组成及主要职责应符合下列要求： 1单位工程验收组应由建设单位组建，由建设、设计、监理、施工、调试等有关单位负责人及专业技术人员组成。

2单位工程验收组主要职责应包括：

1)应负责指挥、协调分部工程、分项工程、施工安装各阶段、各专业的检查验收工作。2)应根据分部、分项工程进度及时组织相关单位、相关专业人员成立相应的验收检查小组，负责分部、分项工程的验收。

3)应听取工程施工单位有关工程建设和工程质量评定情况的汇报。4)应对检查中发现的缺陷提出整改意见，并督促有关单位限期整改。

5)应对单位工程进行总体评价，应签署符合本规范附录C要求的“单位工程验收意见书”。4.1.7单位工程完工后，施工单位应及时向建设单位提出验收申请，单位工程验收组应及时组建各专业验收组进行验收。

4.1.8单位工程验收工作应包括下列内容：

1应检查单位工程是否符合批准的设计图纸、设计更改联系单及施工技术要求。2应检查施工记录及有关材料合格证、检测报告等。3应检查各主要工艺、隐蔽工程监理检查记录与报告等。4应按单位工程验收要求检查其形象面貌和整体质量。5应对检查中发现的遗留问题提出处理意见。6应对单位工程进行质量评定。7应签署“单位工程验收意见书”。4.1.9分部工程的验收应符合下列要求： 1质量控制资料应完整。

2分部工程所含分项工程有关安全及功能的检验和抽样检测结果应符合有关规定。3观感质量验收应符合要求。4.2土建工程

4.2.1土建工程的验收应包括光伏组件支架基础、场地及地下设施和建（构）筑物等分部工程的验收。

4.2.2施工记录、隐蔽工程验收文件、质量控制、自检验收记录等有关资料应完整齐备。4.2.3光伏组件支架基础的验收应符合下列要求：

1混凝土独立（条形）基础的验收应符合现行国家标准《混凝土结构工程施工质量验收规范》GB 50204的有关规定。

2桩基础的验收应符合现行国家标准《建筑地基基础工程施工质量验收规范》GB 50202的有关规定。

3外露的金属预埋件（预埋螺栓）应进行防腐处理。

4屋面支架基础的施工不应损害建筑物的主体结构，不应破坏屋面的防水构造，且与建筑物承重结构的连接应牢固、可靠。

5支架基础的轴线、标高、截面尺寸及垂直度以及预埋螺栓（预埋件）的尺寸偏差应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB 50794的规定。4.2.4场地及地下设施的验收应符合下列要求： 1场地平整的验收应符合设计的要求。2道路的验收应符合设计的要求。

3电缆沟的验收应符合设计的要求。电缆沟内应无杂物，盖板齐全，堵漏及排水设施应完好。

4场区给排水设施的验收应符合设计的要求。

4.2.5建（构）筑物的逆变器室、配电室、综合楼、主控楼、升压站、围栏（围墙）等分项工程的验收应符合现行国家标准《建筑工程施工质量验收统一标准》GB 50300，《钢结构工程施工质量验收规范》GB 50205和设计的有关规定。4.3安装工程

4.3.1安装工程验收应包括对支架安装、光伏组件安装、汇流箱安装、逆变器安装、电气设备安装、防雷与接地安装、线路及电缆安装等分部工程的验收。

4.3.2设备制造单位提供的产品说明书、试验记录、合格证件、安装图纸、备品备件和专用工具及其清单等应完整齐备。

4.3.3设备抽检记录和报告、安装调试记录和报告、施工中的关键工序检查签证记录、质量控制、自检验收记录等资料应完整齐备。4.3.4支架安装的验收应符合下列要求： 1固定式支架安装的验收应符合下列要求：

1)固定式支架安装的验收应符合现行国家标准《钢结构工程施工质量验收规范》GB 50205的有关规定。

2)采用紧固件的支架，紧固点应牢固，不应有弹垫未压平等现象。

3)支架安装的垂直度、水平度和角度偏差应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB 50794的有关规定。

4）固定式支架安装的偏差应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB 50794的有关规定。

5）对于手动可调式支架，高度角调节动作应符合设计要求。6)固定式支架的防腐处理应符合设计要求。7)金属结构支架应与光伏方阵接地系统可靠连接。2跟踪式支架安装的验收应符合下列要求：

1)跟踪式支架安装的验收应符合现行国家标准《钢结构工程施工质量验收规范》GB 50205的有关规定。

2)采用紧固件的支架，紧固点应牢固，弹垫不应有未压平等现象。3)当跟踪式支架工作在手动模式下时，手动动作应符合设计要求。4)具有限位手动模式的跟踪式支架限位手动动作应符合设计要求。5)自动模式动作应符合设计要求。6)过风速保护应符合设计要求。7)通、断电测试应符合设计要求。8)跟踪精度应符合设计要求。9)跟踪控制系统应符合技术要求。

4.3.5光伏组件安装的验收应符合下列要求： 1光伏组件安装的验收应符合下列要求：

1)光伏组件安装应按设计图纸进行，连接数量和路径应符合设计要求。2）光伏组件的外观及接线盒、连接器不应有损坏现象。

3)光伏组件间接插件连接应牢固，连接线应进行处理，整齐、美观。

4）光伏组件安装倾斜角度偏差应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB 50794的有关规定。

5)光伏组件边缘高差应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB 50794的有关规定。6)方阵的绝缘电阻应符合设计要求。2布线的验收应符合下列要求：

1)光伏组件串、并联方式应符合设计要求。2)光伏组件串标识应符合设计要求。

3)光伏组件串开路电压和短路电流应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB 50794的有关规定。

4.3.6汇流箱安装的验收应符合下列要求： 1箱体安装位置应符合设计图纸要求。2汇流箱标识应齐全。3箱体和支架连接应牢固。

4采用金属箱体的汇流箱应可靠接地。5安装高度和水平度应符合设计要求。4.3.7逆变器安装的验收应符合下列要求：

1设备的外观及主要零、部件不应有损坏、受潮现象，元器件不应有松动或丢失。2对调试记录及资料应进行复核。

3设备的标签内容应符合要求，应标明负载的连接点和极性。4逆变器应可靠接地。

5逆变器的交流侧接口处应有绝缘保护。6所有绝缘和开关装置功能应正常。7散热风扇工作应正常。

8逆变器通风处理应符合设计要求。9逆变器与基础间连接应牢固可靠。

10逆变器悬挂式安装的验收还应符合下列要求： 1)逆变器和支架连接应牢固可靠。2）安装高度应符合设计要求。3）水平度应符合设计要求。

4.3.8电气设备安装的验收应符合下列要求：

1变压器和互感器安装的验收应符合现行国家标准《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》GB 50148的有关规定。

2高压电器设备安装的验收应符合现行国家标准《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GB 50147的有关规定。

3低压电器设备安装的验收应符合现行国家标准《电气装置安装工程低压电器施工及验收规范》GB 50254的有关规定。

4盘、柜及二次回路接线安装的验收应符合现行国家标准《电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》GB 50171的有关规定。5光伏电站监控系统安装的验收应符合下列要求： 1)线路敷设路径相关资料应完整齐备。

2)布放线缆的规格、型号和位置应符合设计要求，线缆排列应整齐美观，外皮无损伤；绑扎后的电缆应互相紧密靠拢，外观平直整齐，线扣间距均匀、松紧适度。3)信号传输线的信号传输方式与传输距离应匹配，信号传输质量应满足设计要求。4)信号传输线和电源电缆应分离布放，可靠接地。

5)传感器、变送器安装位置应能真实地反映被测量值，不应受其他因素的影响。6)监控软件功能应满足设计要求。

7)监控软件应支持标准接口，接口的通信协议应满足建立上一级监控系统的需要及调度的要求。

8)监控系统的任何故障不应影响被监控设备的正常工作。9)通电设备都应提供符合相关标准的绝缘性能测试报告。

6继电保护及安全自动装置的技术指标应符合现行国家标准《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T 14285的有关规定。

7调度自动化系统的技术指标应符合现行行业标准《电力系统调度自动化设计技术规程》DL/T 5003和电力二次系统安全防护规定的有关规定。

8无功补偿装置安装的验收应符合现行国家标准《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GB 50147的有关规定。

9调度通信系统的技术指标应符合现行行业标准《电力系统通信管理规程》DL/T 544和《电力系统通信自动交换网技术规范》DL/T 598的有关规定。

10检查计量点装设的电能计量装置，计量装置配置应符合现行行业标准《电能计量装置技术管理规程》DL/T 448的有关规定。

4.3.9防雷与接地安装的验收应符合下列要求：

1光伏方阵过电压保护与接地安装的验收应符合下列要求： 1)光伏方阵过电压保护与接地的验收应依据设计的要求进行。2)接地网的埋设和材料规格型号应符合设计要求。3）连接处焊接应牢固、接地网引出应符合设计要求。4)接地网接地电阻应符合设计要求。

2电气装置的防雷与接地安装的验收应符合现行国家标准《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB 50169的有关规定。

3建筑物的防雷与接地安装的验收应符合现行国家标准《建筑物防雷设计规范》GB 50057的有关规定。

4.3.10线路及电缆安装的验收应符合下列要求：

1架空线路安装的验收应符合现行国家标准《电气装置安装工程35kV及以下架空电力线路施工及验收规范》GB 50173或((110-500kV架空电力线路施工及验收规范》GB 50233的有关规定。

2光伏方阵直流电缆安装的验收应符合下列要求： 1)直流电缆规格应符合设计要求。2)标志牌应装设齐全、正确、清晰。

3)电缆的固定、弯曲半径、有关距离等应符合设计要求。

4)电缆连接接头应符合现行国家标准《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GB 50168的有关规定。5）直流电缆线路所有接地的接点与接地极应接触良好，接地电阻值应符合设计要求。6)防火措施应符合设计要求。

3交流电缆安装的验收应符合现行国家标准《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GB 50168的有关规定。4.4绿化工程

4.4.1设计图纸、设计变更、施工记录、隐蔽工程验收文件、质量控制、自检验收记录等资料应完整齐备。

4.4.2场区绿化和植被恢复情况应符合设计要求。4.5安全防范工程

4.5.1设计文件及相关图纸、施工记录、隐蔽工程验收文件、质量控制、自检验收记录及符合现行国家标准《安全防范工程技术规范》GB 50348的试运行报告等资料应完整齐备。4.5.2安全防范工程的验收应符合下列要求： 1系统的主要功能和技术性能指标应符合设计要求。

2系统配置，包括设备数量、型号及安装部位，应符合设计要求。

3工程设备安装、管线敷设和隐蔽工程的验收应符合现行国家标准《安全防护工程技术规范》GB 50348的有关规定。

4报警系统、视频安防监控系统、出人口控制系统的验收等应符合现行国家标准《安全防范工程技术规范》GB 50348的有关规定。4.6消防工程

4.6.1设计文件及相关图纸、施工记录、隐蔽工程验收文件、质量控制、自检验收记录等资料应完整齐备。

4.6.2消防工程的设计图纸应已得到当地消防部门的审核。4.6.3消防工程的验收应符合下列要求： 1光伏电站消防应符合设计要求。

2建（构）筑物构件的燃烧性能和耐火极限应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016的有关规定。

3屋顶光伏发电工程，应满足建筑物的防火要求。4防火隔离措施应符合设计要求。

5消防车道和安全疏散措施应符合设计要求。

6光伏电站消防给水、灭火措施及火灾自动报警应符合设计要求。7消防器材应按规定品种和数量摆放齐备。

8安全出口标志灯和火灾应急照明灯具应符合现行国家标准《消防安全标志》GB 13495和《消防应急照明和疏散指示系统》GB 17945的有关规定。5工程启动验收 5.1一般规定

5.1.1具备工程启动验收条件后，施工单位应及时向建设单位提出验收申请。5.1.2多个相似光伏发电单元可同时提出验收申请。

5.1.3工程启动验收委员会的组成及主要职责应包括下列内容：

1工程启动验收委员会应由建设单位组建，由建设、监理、调试、生产、设计、政府相关部门和电力主管部门等有关单位组成，施工单位、设备制造单位等参建单位应列席工程启动验收。

2工程启动验收委员会主要职责应包括下列内容：

1)应组织建设单位、调试单位、监理单位、质量监督部门编制工程启动大纲。

2)应审议施工单位的启动准备情况，核查工程启动大纲。全面负责启动的现场指挥和具体协调工作。

3)应组织批准成立各专业验收小组，批准启动验收方案。4)应审查验收小组的验收报告，处理启动过程中出现的问题。组织有关单位消除缺陷并进行复查。

5)应对工程启动进行总体评价，应签署符合本规范附录D要求的“工程启动验收鉴定书”。5.2工程启动验收

5.2.1工程启动验收前完成的准备工作应包括下列内容： 1应取得政府有关主管部门批准文件及并网许可文件。2应通过并网工程验收，包括下列内容： 1)涉及电网安全生产管理体系验收。2）电气主接线系统及场（站）用电系统验收。

3)继电保护、安全自动装置、电力通信、直流系统、光伏电站监控系统等验收。4)二次系统安全防护验收。

5)对电网安全、稳定运行有直接影响的电厂其他设备及系统验收。3单位工程施工完毕，应已通过验收并提交工程验收文档。4应完成工程整体自检。

5调试单位应编制完成启动调试方案并应通过论证。6通信系统与电网调度机构连接应正常。

7电力线路应已经与电网接通，并已通过冲击试验。8保护开关动作应正常。9保护定值应正确、无误。

10光伏电站监控系统各项功能应运行正常。11并网逆变器应符合并网技术要求。5.2.2工程启动验收主要工作应包括下列内容： 1应审查工程建设总结报告。

2应按照启动验收方案对光伏发电工程启动进行验收。3对验收中发现的缺陷应提出处理意见。4应签发“工程启动验收鉴定书”。6工程试运和移交生产验收 6.1一般规定

6.1.1工程启动验收完成并具备工程试运和移交生产验收条件后，施工单位应及时向建设单位提出工程试运和移交生产验收申请。

6.1.2工程试运和移交生产验收组的组成及主要职责应包括下列内容：

1工程试运和移交生产验收组应由建设单位组建，由建设、监理、调试、生产运行、设计等有关单位组成。

2工程试运和移交生产验收组主要职责应包括下列内容：

1)应组织建设单位、调试单位、监理单位、生产运行单位编制工程试运大纲。

2)应审议施工单位的试运准备情况，核查工程试运大纲。全面负责试运的现场指挥和具体协调工作。

3)应主持工程试运和移交生产验收交接工作。

4)应审查工程移交生产条件，对遗留问题责成有关单位限期处理。

5)应办理交接签证手续，签署符合本规范附录E要求的“工程试运和移交生产验收鉴定书”。6.2工程试运和移交生产验收

6.2.1工程试运和移交生产验收应具备下列条件：

1光伏发电工程单位工程和启动验收应均已合格，并且工程试运大纲经试运和移交生产验收组批准。2与公共电网连接处的电能质量应符合有关现行国家标准的要求。

3设备及系统调试，宜在天气晴朗，太阳辐射强度不低于400W/m2的条件下进行。4生产区内的所有安全防护设施应已验收合格。5运行维护和操作规程管理维护文档应完整齐备。

6光伏发电工程经调试后，从工程启动开始无故障连续并网运行时间不应少于光伏组件接收总辐射量累计达60kW·h/m2的时间。

7光伏发电工程主要设备（光伏组件、并网逆变器和变压器等）各项试验应全部完成且合格，记录齐全完整。8生产准备工作应已完成。9运行人员应取得上岗资格。

6.2.2工程试运和移交生产验收主要工作应包括下列内容：

1应审查工程设计、施工、设备调试、生产准备、监理、质量监督等总结报告。2应检查工程投人试运行的安全保护设施的措施是否完善。3应检查监控和数据采集系统是否达到设计要求。

4应检查光伏组件面接收总辐射量累计达60kW·h/m2的时间内无故障连续并网运行记录是否完备。

5应检查光伏方阵电气性能、系统效率等是否符合设计要求。6应检查并网逆变器、光伏方阵各项性能指标是否达到设计的要求。7应检查工程启动验收中发现的问题是否整改完成。8工程试运过程中发现的问题应责成有关单位限期整改完成。9应确定工程移交生产期限。

10应对生产单位提出运行管理要求与建议。11应签发“工程试运和移交生产验收鉴定书”。7工程竣工验收

7.0.1工程竣工验收应在试运和移交生产验收完成后进行。7.0.2工程竣工验收委员会的组成及主要职责应包括下列内容：

1工程竣工验收委员会应由有关主管部门会同环境保护、水利、消防、质量监督等行政部门组成。建设单位及设计、监理、施工和主要设备制造（供应）商等单位应派代表参加竣工验收。

2工程竣工验收委员会主要职责应包括下列内容： 1)应主持工程竣工验收。2)应审查工程竣工报告。3)应审查工程投资结算报告。4)应审查工程投资竣工决算。5)应审查工程投资概预算执行情况。6)应对工程遗留问题提出处理意见。

7)应对工程进行综合评价，签发符合本规范附录F要求的“工程竣工验收鉴定书”。7.0.3工程竣工验收条件应符合下列要求：

1工程应已经按照施工图纸全部完成，并已提交建设、设计、监理、施工等相关单位签字、盖章的总结报告，历次验收发现的问题和缺陷应已经整改完成。

2消防、环境保护、水土保持等专项工程应已经通过政府有关主管部门审查和验收。3竣工验收委员会应已经批准验收程序。4工程投资应全部到位。

5竣工决算应已经完成并通过竣工审计。7.0.4工程竣工验收资料应包括下列内容： 1工程竣工决算报告及其审计报告。2竣工工程图纸。

3工程概预算执行情况报告。4水土保持、环境保护方案执行报告。5工程竣工报告。

7.0.5工程竣工验收主要工作应包括下列内容： 1应检查竣工资料是否完整齐备。2应审查工程竣工报告。

3应检查竣工决算报告及其审计报告。4应审查工程预决算执行情况。

5当发现重大问题时，验收委员会应停止验收或者停止部分工程验收，并督促相关单位限期处理。

6应对工程进行总体评价。7应签发“工程竣工验收鉴定书”。