第一篇：光伏电站项目手续办理指导书(精)
光伏电站项目手续办理指导书 2015年12月 目录 目录(1 项目备案办理指导书(3 环评办理指导书(5 水土保持评估办理指导书(7 质监办理指导书(8 消防办理指导书(10 施工许可证办理指导书(12 并网安全性评价办理指导书(14 同意并网调试函办理指导书(15 发电业务许可证办理指导书(17 电价批复文件办理指导书(18 关口批复办理指导书(19 高压供用电合同办理指导书(20 并网调度协议办理指导书(21 临时购售电合同办理指导书(23 电站运行特性检测办理指导书(24
电价财务结算办理指导书(25 项目备案办理指导书
一、项目可行性报告准备
编写光伏电站项目备案申请报告书(即可行性报告;委托有资质单位编写项目建议书。
二、规划局出具“项目规划选址意见”
项目所在地规划局出具“项目规划选址意见”。需向规划局提交下列材料: 1.项目请示报告;2.项目备案申请报告书;3.用地红线图。
三、国土局出具“项目用地预审意见”
项目所在地国土局出具“项目用地预审意见”。需向国土局提交下列材料: 1.项目请示报告;2.项目备案申请报告书;3.用地红线图。4.项目规划选址意见
四、电力接入系统设计
委托有资质单位做“电网接入设计方案”;
市电力经济技术研究所、省电力经济技术研究中心出具评审意见;
省电力公司出具项目接入电网意见的函。
五、项目备案申请
递交项目备案申请至发改委。县发改委—市发改委—省发改委能源局逐级申报。需提供下列材料: 1.项目备案申请;2.项目备案申请报告书;3.项目建议书。
六、项目备案核准
省能源局出具同意项目备案的函。环评办理指导书
公司拿到项目核准文件(省能源局批复后即应开始着手办理环评相关手续。委托具有二级资质以上的环评单位做《建设项目环境影响报告表》(以下简称《报告表》。
一、做《报告表》的前期准备: 1.水土保持评估和林评;2.安全风险评估;3.土地租赁协议。
二、做《报告表》所需材料: 1.项目备案文件+备案申请报告;2.土地租赁协议;
3.水行政主管部门审查通过的水土保持方案,若没有,则需 出具相关支持文件;4.项目的设计或施工方案;5.光伏组件的安装方式,角度、朝向,占用地面面积多少, 屋顶的高度,系统的总安装面积多少;6.项目区配电房的数量、位置、面积;7.项目的主要原辅材料清单:光伏组件件、汇流箱、逆变器、配电柜、监控系统、电缆的数量、型号,规格;8.项目营运期的职工数量,是否新建食堂;9.项目区的总平面布置图,附CAD图;10.废旧光伏电池组件厂家回收协议;11.企业法人姓名,联系人的姓名及联系电话。
三、《报告表》出来前到市环保部门缴纳环评评估费;
四、市环保部门确定专家评审时间,即召开专家评审会(《报告表》发到专家手中,评审现场专家提出整改意见,环评单位进行整
改;
五、《报告表》打印版出来后,到县环保部门申请该项目的环评初审意见文件,然后到市环保部门申请该项目的批复文件。
六、项目具备试生产条件,需向市环保部门申请试生产,经检查同意后方可进行试生产。
七、项目竣工后,应尽快委托有资质的单位进行竣工环保验收监测,并在投入试生产三个月内向市环保部门申请竣工环保验收。
水土保持评估办理指导书
一、编写水土保持方案
委托有资质单位编写“建设项目水土保持方案”。
二、递交材料
递交“建设项目水土保持方案”至市水利部门,同时还需提供企业营业执照复印件、项目备案申请报告书。
三、批复
市水利部门对“建设项目水土保持方案”进行批复。
四、水土保持现场技术评估
1.准备材料:建设项目水土保持方案”、水土保持方案实施工作 报告、水土保持设施竣工验收报告、水土保持监理报告、水土 保持监测报告等;2.技术评估工作组开展现场评估检查工作,建设单位、水土保持 方案编制单位、设计单位、监理单位、施工单位一同参加现场 评估工作;3.技术评估工作组出具水土保持设施验收技术评估报告。
五、水利部门验收
向水利部汇报评估意见,请示水利部组织竣工验收。质监办理指导书
一、质监站注册
项目取得核准文件后,即应在省质监中心站进行质监注册。需填写注册申报书,封面加盖申报单位公章(按质监中心站给定的注册申报书格式填写,同时还需提供以下报验材料: 1.项目核准或批准建设文件复印件;2.勘察、设计、施工、监理、调试、检测、运行等单位营业执 照复印件
3.勘察、设计、施工、监理、调试、检测、运行等单位资质证 书(或证明复印件;4.勘察、设计、施工、监理、调试、运行等单位主要管理人员 执业资格证书(或证明复印件。
注册申报书及报验材料审核通过后,与质监中心站签订质量监督协议,并报公司财务部支付质量监督服务费。
注册完成后,质监中心站以文件通知我司。
二、首次及土建工程质监检查
项目建设达到质监大纲所要求的首次及土建工程质监检查条件,需提前一周以上向省质监中心站提出首次及土建工程质监检查申请。
在提出质监检查申请的同时,应做相应的准备工作:
1.项目现场自查与整改;2.配合检查人员的调配;3.质监检查材料的准备: 1汇报材料;2核准文件及相关批复文件;3标书及施工合同;4项目相关管理制度等。
首次及土建工程质监检查工作结束后,及时组织完成监检组提出的整改要求,由监理单位检查验收、办理签证、实施闭环管理,经我司项目部确认并以整改回复单形式书面报送质监中心站备案。
三、并网启动试运前质监检查
项目建设达到质监大纲所要求的并网启动试运前质监检查条件,需提前一周以上向省质监中心站提出并网启动试运前质监检查申请。
在提出质监检查申请的同时,应做相应的准备工作: 4.项目现场自查与整改;5.配合检查人员的调配;6.质监检查材料的准备(本次增加电气安装、调度及电站运 营维护管理等相关材料: 5汇报材料;6核准文件及相关批复文件;
7标书及施工合同;8项目相关管理制度等。
并网启动试运前质监检查工作结束后,及时组织完成监检组提出的整改要求,由监理单位检查验收、办理签证、实施闭环管理,经我司项目部确认并以整改回复单形式书面报送质监中心站备案。
消防办理指导书
一、消防设计备案
项目开工建设后,应及时向县或市公安消防部门申请消防设计备案,填写“建设工程消防设计备案申报表”,同时提交下列材料: 1.建设单位的营业执照、组织机构代码证等合法身份证明文 件复印件;2.设计单位资质证书及项目负责人资格证书;3.消防设计文件;4.施工许可文件;5.法律、行政法规规定的其他材料。
依法需要办理建设工程规划许可的,应提供建设工程规划许可证明文件;依法需要城乡规划主管部门批准的临时性建筑,属于人员密集场所的,应提供城乡规划主管部门批准的证明文件;有《建设工程消防监督管理规定》第十六条所列情形之一的,应提供特殊消防设计文件,或者设计采用的国际标准、境外消防技术标准的中文文本,以及其他有关消防设计的应用实例、产品说明等技术资料;按照建设部门的有关规定进行施工图审查的,应提供施工图审查机构出具的审查合格文件。
通过网上申报备案的,应按要求提交全部电子申报材料。注意及时领取备案文书。
二、竣工验收消防备案
项目建设即将竣工,应及时向县或市公安消防部门申请竣工验收消防备案,填写“建设工程竣工验收消防备案申报表”,同时提供以下材料: 1.建设工程竣工验收消防备案申报表;2.工程竣工验收报告;3.有关消防设施的工程竣工图纸;4.消防产品质量合格证明文件复印件;5.具有防火性能要求的建筑构件、建筑材料(含建筑保温材
料、装修材料符合国家标准或者行业标准的证明文件、出厂合格证复印件;6.消防设施检测合格证明文件复印件;7.施工、工程监理、检测单位的合法身份证明和资质等级证 明文件复印件;8.建设单位的工商营业执照、组织机构代码证等合法身份证 明文件复印件等。施工许可证办理指导书
一、办理建筑工程施工许可证前期准备:
1、在住建委领取建筑工程许可证申请表、安全报监表、建设工程质量监督申请表;
2、建设单位开户银行依法出具的资金证明(工期1年内为投资额的50%,工期1年以上为投资额的30%;
3、勘察、设计、施工、监理合同原件各一份;
4、办理建设工程质量监督手续;
5、办理安全报监手续;
二、许可证申报材料准备:
1、已填写好的施工许可证申请表;
2、建设工程规划许可证(复印件,加盖建设单位公章;
3、施工企业工商营业执照、资质证书、项目经理证书或建造师注册证书(复印件,加盖施工单位公章;
4、施工图设计审查合格书(含各专业审查意见及建筑节能备案表、防雷装置设计核准意见书(县气象局、建设工程消防设计审查意见书;
5、中标通知书、招标备案书(复印件,加盖建设单位公章;
6、建设单位开户银行依法出具的资金证明;
7、勘察、设计合同,已备案的施工、监理合同;
8、施工安全、建设工程质量报监审查核准手续;
9、有拆迁的,提供国有土地房屋征收决定(复印件,加盖建设单位公章;
10、建设单位网上申报(例,安徽工程建设信息网www.xiexiebang.com——施工许可证管理系统。
受理后(查验相关资料,为复印件的均需加盖公章—审核—发证。
三、安全报监审查办理需材料做准备
1、《建筑工程安全报监审查表》;
2、施工项目部组成文件原件(公司发文形式;
3、施工企业安全生产许可证复印件、项目经理和建造师安全生产考核合格证(B证、专职安全员安全生产考核合格证(C证、特种作业人员上岗证复印件;
4、项目总监注册书、监理员岗位证书及总监代表任命书复印件;
5、项目部安全生产责任制度和管理制度(公司发文形式;
6、施工组织设计和专项施工方案(其中施工组织设计和专项施工方案须分别单独审批,并附签字盖章审批表;
7、安全报监工程施工现场总平面布置图;
8、建筑工程安全生产责任保险缴费发票印件。
注:除安全报监审查表外,其它资料须用A4纸装订成册,并有封面和目录,施工单位提供的复印件均须加盖施工单位公章,其余复印件均需加盖建设单位公章。
一、安全性评价计划申报
发电企业于上年年底前向大区级能监局(如华东能源监管局申报次年光伏电站项目并网安评需求计划。确需调整计划的,应提前2个月提交书面申请。
二、开展安全性自查自评
发电企业按计划对照并网安全性评价管理规定和有关发电机组并网安全条件及评价标准、现场查评标准等开展自查、自评和整改工作,对达不到要求的项目进行整改。
发电企业在确认机组并网安全条件符合要求后,编制并网安全性评价自查评报告并填写发电机组并网安全性评价申请表一并上报大区能源监管局。大区能源监管局对发电企业自查评报告和申请表进行审查,在15个工作日内将批复意见告知发电企业。
三、委托有资质的中介机构进行安全性评价
选择符合资质要求的中介机构,并签订并网安评技术服务合同。中介机构按开展现场查评工作,形成现场查评报告。
现场查评结束后,中介机构在10个工作日内根据现场查评报告提出评价结论、形成并网安评报告,连同《并网安全性评价报告报审申请表》一并报大区能源监管局进行评审。
大区能源监管局根据专家组评审结论向中介机构、发电企业和相关调度机构书面印发并网安评报告的审核意见。
在计划首次并网调试运行前45天向大区电监局提出并网调试运行申请,申请时应提供的相关证明材料如下: 1.项目核准文件;2.项目环境影响报表书及环评批复文件。3.接入系统审查意见相关文件;4.公司营业执照、组织机构代码证及企业法人代表身份证等复 印件。
以上申请材料准备齐全后,发电企业根据电站项目建设进度在首次并网调试运行前至少45天向华东电监局提交并网调试运行申请。
并网调试申请文件应包括以下内容: 1.并网调试申请项目的建设基本情况;2.已取得的相关证明材料情况(项目核准、环评批复、接入系 统审查意见;风电项目需提供低电压穿越能力证明材料 3.计划并网调试运行的时间;4.要求的发电项目相关证明材料以附件方式提交。其他相关说明:
1、规定的相关发电项目建设证明材料准备齐全后,和申请文件一起提交大区电监局。提交申请材料可以通过以下方式:一是电子邮件,将所有材料和申请文件的扫描件打包;二是邮寄,将所有材料(其中证明材料可以是复印件邮寄至大区电监局;三是直接由企业将材料送至大区电监局市场价财处。
2、不管以何种方式提交申请文件及相关证明材料,还需将具体负责并网调试申请工作的人员及具体联系方式(手机、传真一起提交,并注明申请企业的邮寄地址及邮编。
4、企业按要求提交材料齐全后,并经电监局核实符合条件后, 在10个工作日内出具同意开展新建机组并网调试运行的意见函,并同时抄送电网企业和电力调度机构。
5、在提交申请报告及相关证明材料前与电监局驻省业务办联系。此外,同时还需在发电业务许可证申请平台(大区监管理局网站窗口注册及提交相关材料(具体见发电业务许可证办理指导书。
发电业务许可证办理指导书
本指导书以安徽省的企业发电业务许可证办理为例。
1.登录华东电监局网,在“行政许可在线办理平台”中的“许可申请平台”,在“电力资质在线申报”中进行企业注册。
2.下载“申请表格填写工具”(即许可证电子申请表客户端,在电脑上安装(经测试,该客户端只能在WinXP系统中安装可用。
3.在“许可证电子申请表客户端”上完善相关内容,按要求上传申请材料(所有上传材料必须为Tif格式: 1企业营业执照、组织机构代码证、法人代表身份证复印件;2财务分析报告、验资报告;3安全负责人身份证复印件、任职证明文件、职称证书、安全 资格证书;4生产运行负责人身份证复印件、任职证明文件、职称证书;5技术负责人身份证复印件、任职证明文件、职称证书;6财务负责人身份证复印件、任职证明文件、职称证书;7项目核准文件;8环评批复文件、环境影响报告、环保自评报告;9质监中心站的并网启动试运前的质量监督检查报告;10项目竣工后,还需在3个月内提供项目竣工验收证明材料。
上述材料按要求上传至客户端,再导出数据包,再然后将数据包上传到“许可申请平台”,最后点“提交申请”。
由电监局安徽办对申请材料进行审核,出具审核意见,通过审核后,再提交到华东电监局审核。由华东电监局核发许可证书。
电价批复文件办理指导书
企业应在电站项目并网前至少45天向省物价局提交电价核准申请材料。所需材料如下(所有材料均需加盖公章: 1.电价核准申请书(应简单描述企业电站已取得的相关核准批 复文件及项目建设情况,以红头文件格式提交;2.项目核准文件;3.系统接入审核相关文件;4.环保批复文件及项目环境影响报告书。
以上材料提交到省物价局,需30天的时间进行走流程完成电价批复。电价批复文件应在并网前60天开始着手办理。关口批复办理指导书
一、关口计量表校验
采购关口计量表,供应商负责委托省电科院对关口计量表进行校验,提供校验报告。
二、电流、电压互感器现场校验
与省电科院签署合同,到项目现场,对电流互感器、电压互感器进行现场校验,提供校验报告。
三、关口申请
将关口计量表校验报告、电流互感器现场校验报告、电压互感器现场校验报告提交市电力公司营销中心。
市营销中心在市电力公司相关部门进行会审后(约一周时间提交省电力公司营销中心进行关口申请,关口申请在省电力公司相关部门进行审核会签(约两周时间,完成关口批复,行文给市电力公司营销中心,市电力公司转发给我司。
关口批复是办理并网调度协议所必须程序之一,在并网前至少45天就应开始着手办理,并网前15天须完成关口批复。
高压供用电合同办理指导书
一、合同内容准备
填写完善高压供用电合同电子文档内容,还需提供以下材料至县或市电力公司营销处: 1.公司营业执照、组织机构代码证、税务登记证的复印件;2.项目核准文件;3.系统接入文件;4.一次电气主接线图;5.设备分界点协议(根据电力公司的要求签署,部分区域的电 力公司不需签此协议
二、合同签署
与县或市电力司签署高压供用电合同。
高压供用电合同是办理“临时购售电合同”必需材料之一,应在并网前至少15天完成签署。
并网调度协议办理指导书
并网调度协议的办理是项目并网手续中最重要一环,其中需提交的资料较多,且与其他手续的办理相关联,涉及省、市电力公司诸多部门,因此发电企业在并网前2-3个月就应开始着手办理。
一、电站及线路命名
并网前至少60天需提供三个以上电站名(不超过三个字提交市电力公司调度处,交报省电力公司调度,确认命名后,省电力公司调度5-10个工作日行文给市电力公司。
线路命名由市电力公司调度处进行命名。市电力公司调度将正式行文通知发电企业。
二、提供并网所需材料(一提交市电力公司资料: 1.项目核准文件及系统接入相关文件;2.一次电气主接线图纸、二次电气设备图纸;3.继电保护图纸;4.电站运行值班名单(还需报人员至市电力公司进行培训及 考试,值班人员应取得高压进网证;5.并网调试方案、启动受电方案、启动发电方案;6.运行规程;7.紧急处理预案(电厂停电事故应急预案、全停恢复方案、保厂用电方案;(二提交省电力公司资料: 1.项目核准文件及系统接入相关文件;2.关口批复文件;3.数据网IP地址申请;4.市电力公司接收资料会签表 5.同意并网调试函;6.并网启动试运前质监检查报告;7.并网调试方案、启动受电方案、启动发电方案;
三、并网验收
电站项目已具备并网条件,且取得电监局的同意并网调试函后,即可向省、市电力公司申请项目并网启动验收。
省、市电力公司组织专家对电站项目进行验收,省电力公司出具验收意见。电站项目部及时根据验收意见对相应整改项进行整改并回复省、市电力公司。
省电力公司委托市电力公司对整改项进行验收。
四、签署协议
填写“并网调度协议”电子文档的内容,发送给省电力公司调度计划处。与省电力公司调度签署“并网调度协议”。临时购售电合同办理指导书
一、资料准备(签订购售电合同时需提供原件和复印件,原件审核后返还。1.公司营业执照、组织机构代码证、税务登记证;2.项目核准文件;3.电网接入意见,接入电网方案评审意见;4.高压供用电合同;5.物价部门出具的电价文件;6.电力监管部门出具的同意开展并网调试批复文件;7.环评批复文件
二、填写“临时购售电合同”电子文档的内容,发送给省电 力公司交易中心处。
三、与省电力公司签署“临时购售电合同”。
四、取得发电业务许可证后,再与省电力公司签署正式的“购 售电合同”。
电站运行特性检测办理指导书
首次并网3个月内,应完成电站运行特性的检测,并将检测报告提交给省电力公司调度计划处。电站运行特性的检测内容包括:有功/无功控制能力、电能质量(包括闪变与谐波、电网适应性(电压、频率验证。电站运行特性的检测工作一般委托省电科院来完成。办理程序如下:
一、与电科院沟通电站运行特性检测事宜,商定检测服务费用,签署检测服务合同。
二、现场检测(须选定天气晴朗的日期进行,否则影响检测结果。
三、出具检测报告。
省电科院出具检测报告,将检测报告递交省电力公司调度。发电量财务结算办理指导书
签署并网调度协议及临时购售电合同后,就应开始办理发电量财务结算工作。
一、与省电力公司的财务结算
(一提供相关材料到省电力公司财务部(并网后就应及时提 交,均为复印件: 1.公司营业执照、组织机构代码证、税务登记证(均需加盖 公章;2.项目核准文件;3.系统接入文件;4.同意并网调试的函;5.发电业务许可证(试运行期间用“同意并网调试的函”代 替;6.电价批复文件;7.并网调度协议(需加盖公章;8.购售电合同(需加盖公章;9.结算资料(银行账号、银行联行号、接受购电费单据的电
子邮件、联系人及电话,联系人最好留两个-加盖公章(二在省电力公司交易大厅办理CFCA证书
办理CFCA证书(即电力市场交易运营系统电子钥匙需准备以下材料(均需加盖公章
1.企业证书申请表4份(按电力公司表格填写;2.营业执照、组织机构代码证复印件各2份;3.授权书2份;4.办理人身份证复印件2份;5.CFCA证书费用汇款凭证复印件2份;6.交易运营系统系统的使用协议书 2 份 将以上所有材料准备齐全后，统一扫描，将文件发到指定的邮 箱，经审核通过后，再将材料交到交易中心。正常约需一个月时间才能收到 CFCA 证书(中金金融认证中心有 限公司,在北京办理。(三 1.发电企业月度上网电量结算流程 电力交易中心于每月 25 日前，向省电力公司财务部提交当 月发电企业预结算单。省电力公司财务部依据预结算单与 发电企业办理预结算事宜。2.发电企业每月前三个工作日内向电力交易中心提供《月度。在表中各关口上网电量的月初、月 关口上网电量统计表》 末指数必须是冻结指数。3.同时，电力调度中心于每月前三个工作日内向电力交易中 心提供电能量系统采集的发电机组上网关口电能表月初和 月末冻结指数、计量倍率，并根据需要提供月中指数； 4.省电力公司营销部于每月前三个工作日内向电力交易中心 提供包括用网抵扣电量、计量退补电量在内的电量调整数 据及相关调整依据； 5.有关供电公司按照有关规定或约定，于每月前三个工作日 内向电力交易中心提供相关数据； 6.电力交易中心依据上述数据、月度各类交易合同的电量和 价格进行结算，出具 《省内发电企业月度上网电量结算单》，每月前五个工作日内提交发电企业确
认。7.发电企业在电力交易中心发出《省内发电企业月度上网电 量结算单》后半个工作日内核对确认。超过规定时间未提 出异议，视为同意。26 8.电力交易中心每月前八个工作日内将经确认的《省内发电 企业月度电量结算单》提交发电企业与省电力公司财务部 办理电费结算。9.如有发电机组月中完成调试或其他需抄录月中电量的情况，其月中电量以电能量系统采集数据为基准，参考发电企业 提供的数据确定。10.如发电机组无电能量采集数据或无冻结数据，电力交易中 心负责组织有关单位核定该发电机组上网关口的年初和年 末指数，在年度最后一次结算中调整。11.发电企业财务部根据 《省内发电企业月度上网电量结算单》 确认的发电量开具增值税发票给省电力公司，与省电力公 司财务部按月度进行发电量结算。
二、电价国家补贴部分的结算(一 注册，进入“可再生能源电价 登录“国家可再生能源信息管理中心” 附加信息管理平台”注册。
1、信息员注册。专人负责进行注册，上传证件资料，注册后还需参加省能 源局举行的培训班，经考试合格后认证为企业信息员。
2、企业注册。信息员提交企业注册信息，绑定信息员；经系统批准注册 后，完善企业信息。(二 项目核准信息填报 登录信息管理平台，填报项目核准信息。进入“并网发电 项目”对项目核准/备案、建设、运行等信息进行在线填报。需 上传：项目核准文件、项目可行性报告、同意并网调试的函。27 项目核准信息报市能源部门初审，再报送省能源局复审。由省能源局转报至“国家可再生能源数据库” 审核通过后，在信息平台公布（符合条件的项目列入可再。生能源电价附加资金补助目录）(三 补助目录申报 可再生能源项目公司上报项目的核准信息并通过审核后，方可填报电价附加补助资金目录。在线填报信息经“可再生能源管理信息管理中心”系统审 查后，报送省财政、价格、能源主管部门审核。同时将相关纸质 材料提交省财政、价格、能源主管部门审核。省财政、价格、能源主管部门对相关材料初审后，行文至 国家财政、价格、能源主管部门。(四 补助资金拨付 可再生能源电价附加补助资金原则上实行按季预拨、年终 清算。财政部根据可再生能源电价附加收入、省级电网企业和地 将可再生能源
电价附加补助资 方独立电网企业资金申请等情况，金拨付到省级财政部门。省级财政部门按照国库管理制度有关规 定及时拨付资金。28
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：分布式光伏电站的手续办理全面总结
光伏电站基础知识系列总结:分布式光伏电站的手续办理全面总结
【光伏电站基础知识系列总结】
分布式光伏电站的手续办理全面总结
刘殿宝分布式光伏电站，因装机容量小，投资规模小，并网等级低等特点，具有较大的应用市场。不同于大型光伏电站，其手续相对简单。但分布式光伏电站也分为多种类型，其手续在办理过程中也不尽相同，本文通过实际经验对分布式光伏电站（不含地面分布式）的手续进行全面总结。
一、定义及分类。
根据《国家电网营销[2014]174号国家电网公司关于印发分布式电源并网服务管理规则的通知》中，对分布式电源的定义为：
第一类：10千伏及以下电压等级接入，且单个并网点总装机容量不超过6兆瓦的分布式电源。
第二类：35千伏电压等级接入，年自发自用大于50%的分布式电源，或10千伏电压等级接入且单个并网点总装机容量超过6兆瓦，年自发自用电量大于50%的分布式电源。
2015年3月16日国家能源局发布《关于下达2015年光伏发电建设实施方案的通知》国能新能[2015]73号，文件对光伏电站进行了较细致的区分，同时规定对屋顶分布式光伏发电项目及全部自发自用的地面分布式光伏发电项目不限制建设规模，各市发改部门随时受理项目备案，电网企业及时办理并网手续，项目建成后即纳入补贴范围。具体如下图。
二、手续区别
小型分布式光伏电站手续区别，主要体现在投资主体上，即自然人和法人。但总的手续大体相同，基本流程如下： 序号 内容 备注 1 项目前期准备工作提交《分布式电源项目接入申请表》 供电公司营销部 3 确认供电公司出具的《分布式电源接入系统方案》或《同
意接入电网的函》 自然人 组织设计施工
法人 配合其他材料到发改委备案后，组织设计施工 项目竣工后，提交并网验收及调试申请；签订购售电合同，安装关口计量装置； 调度中心、营销部 7 建立项目电费及补贴发放账户（立户）
如上表所示，自然人投资项目和法人投资项目，手续区别在第4步，法人投资项目需要先立项备案，才能组织施工；而自然人投资项目并非不需要备案，只是由供电公司统一集中代办，所需材料较少（不需要进行承载说明、能评等）。
上述流程为正常情况下的顺序，实际过程中，顺序可能存在变化，如同步进行、手续补办、流程简化等。2.1自然人投资
对于自然人利用自有宅基地及其住宅区域内建设的380/220伏分布式光伏发电项目，不需要单独办理立项手续，只需要准备好支持性资料，到当地（市级）供电公司营销部（或办事大厅）提交并网申请表，供电公司受理后，根据当地能源主管部门项目备案管理办法，按月集中代自然人项目业主向当地能源主管部门进行项目备案，并于项目竣工验收后，办理项目立户手续，负责补贴及电费发放。
支持性文件主要有：经办人身份证原件及复印件、户口本、房产证（购房合同或屋顶租赁合同）、项目实施方案等项目合法性支持性文件，银行账户用于立户手续 2.2法人投资
法人投资的小型分布式光伏发电项目，与其他大型屋顶分布式及地面分布式项目手续基本相同，先备案，后施工。备案资料大体如以下：
1、项目立项的请示、县区初审意见
2、董事会决议
3、法人营业执照、组织机构代码证
4、规划部门选址意见（规划局）
5、土地证（非直接占地项目，为所依托建筑的土地证）
6、资金证明
7、节能审查意见（发改委）
8、电力接入系统方案（供电公司营销部）
9、合同能源管理协议或企业是否同意证明
10、屋顶抗压、屋顶面积可行性证明（设计院复核证明）
11、项目申请报告（或可研）
12、登记备案申请表
（注：安评不再作为环评前置条件，环评不再作为立项前置条件）
项目竣工验收合格并签订发售电合同后，法人单位需要提交工商营业执照、组织机构代码、银行开户证明用于立户手续的办理。
第四篇：光伏电站项目合作协议书
项目合作协议书
甲方：
乙方：
“远离雾霾，找回蓝天”是现代人永远的诉求的，在今年的两会期间,XX已明确指出,能“源生产和消费革命，关乎发展与民生。要大力发展风电、光伏发电、生物质能，积极发展水电，安全发展核电，开发利用页岩气、煤层气。控制能源消费总量，加强工业、交通、建筑等重点领域节能。积极发展循环经济，大力推进工业废物和生活垃圾资源化利用。我国节能环保市场潜力巨大，要把节能环保产业打造成新兴的支柱产业。”
甲方为大力发展XX省的太阳能光伏发电市场，先积极寻求业务合作伙伴,乙方拥有一定的市场资源，同意与甲方合作共同开发该产品的市场。现为明确双方之间的权利和义务，本着“互利双赢”的精神及公平公正的原则，经双方友好协商特订立如下协议：
一 甲方责任
1、向乙方提供公司形象宣传、产品介绍等相关资料。
2、配合乙方向客户提供技术咨询,方案设计,工程施工。
3、负责对乙方进行业务范围内基本知识的培训。
4、按双方约定方式准时支付乙方利益分成。
二 乙方责任
1、乙方负责提供与本产品有意向客户源。
2、当甲方的产品销售给乙方提供的客户源时，应当由甲方与客户签订正式合同，并由甲方负责工程所有流程。
3、乙方在拓展客户源期间，应当履行宣传甲方系列产品优点的业务，不得有诋毁甲方系列产品或转介绍客户购买其它公司同类系列产品的行为。否则，甲方有权置留乙方提成款和解除合作合同。
三
利益分成及支付方式
1、甲方在施工结束后三天内，必须将乙方应当取得的业务提成款支付给乙方。
2、乙方提成按利润取得的％提取。
四、本协议自签订之日起生效，有效期两年。
五、本协议一式两份，双方各执一份，具有同等法律效力。
六、本协议未尽事宜，双方应本着友好合作的原则协商解决。
甲方代表： 乙方代表：
签订日期： 签订日期：
签约地点： 签约地点：
仅供参考
第五篇：光伏电站项目施工及验收情况
目录
一、光伏电站项目开发全过程---------------2
二、设计阶段-------2
三、施工建设-------2
3.1设备到场验收--------------------------2 3.2支架到场检查--------------------------2 3.3支架安装流程--------------------------2 3.4光伏组件的安装流程-----------------3 3.5光伏组件之间的接线-----------------3 3.6汇流箱的安装--------------------------3 3.7逆变器的安装--------------------------4
四、工程验收-------4
4.1单位工程验收--------------------------4 4.2土建工程--5 4.3屋面混凝土预制支架基础----------5 4.4屋顶及屋顶设施的验收-------------5 4.5安装工程的验收-----------------------5 4.6支架安装验收--------------------------5 4.7光伏组件安装的验收标准----------6 4.8汇流箱的安装验收应-----------------6 4.9逆变器安装的验收应-----------------6 4.10电气设备安装的验收---------------6 4.11光伏电路监控系统安装的验收--7 4.12防雷与接地安装的验收------------7 4.13光伏方阵直流电缆安装的验收--7 4.14安全防范工程验收------------------8 4.15消防工程验收-------------------------8
五、并网工程验收（与电网公司商讨接入方案）--------------------8
六、工程试运行和移交生产验收------------9
6.1光伏电站试运行和移交生产验收 9 6.2工程试运行和移交生产验收-------9 6.3移交时应提交资料--------------------9
七、系统检测及调试----------------------------9
7.1光伏组件串测试---------------------10 7.2逆变器的调试检测------------------10 7.3直流侧验收测试内容---------------11 7.4交流侧验收测试内容---------------12 7.5抽样选择 12
光伏电站项目施工及验收
一、光伏电站项目开发全过程
项目前期（核准、荷载、售电协议等）--设计--施工建设--并网调试检测--交付--质保期
二、设计阶段
现场勘查、初步设计、协调电网公司接入方案、深化设计（设备选型、系统设计、方阵设计、电气设计、辅助设计等）、出图
三、施工建设
测量放线--支架基础--支架安装--组件安装--光伏电缆桥架及电缆铺设--电气安装（汇流箱、逆变器、变压器等设备）--设备单体调试--设备联合调试--内部验收--竣工验收--并网检测--移交
3.1设备到场验收：
组件、逆变器、汇流箱等设备到场后应做到以下检查：
1包装及密封均应良好
2开箱检查、型号、规格均应符合设计要求，附件、备件应齐整
3产品的技术文件应齐全
4外观检查应完好无损
3.2支架到场检查：
1外观及防腐涂镀层应完好无损
2型号、规格及材质应符合设计图纸要求，附件、备件应齐全
3对存放在滩涂、盐碱等腐蚀性强的场所的支架应做好防腐蚀工作
4支架安装前，安装单位应按照“中间交接验收签收单”的相关要求对基础与预埋件
（预埋螺栓）的水平偏差合定位轴线偏差进行查验。
3.3支架安装流程
1固定支架安装应符合以下固定：
1采用型钢结构的支架，其紧固度应符合设计图纸要求及现行国家标准《钢结构工程施工质量验收规范》GB50205
2支架安装过程中不应强行敲打，不应气割扩孔。对热镀锌材质的支架，现场不宜打孔。
3支架安装过程中不应破摔支架防腐层
4手动可调式支架调整动作应灵活，高角度调节范围应满足设计要求。
5支架倾斜角度偏差不应大于+-1%
3.4光伏组件的安装流程
1光伏组件安装前
1支架安装必须应收合格
2宜按照光伏组件的电压、电流参数进行分类和组串
3光伏组件的外观及各部件应完好无损
2安装过程
1组件安装应按照设计图纸的型号、规格进行安装
2光伏组件固定螺栓的力矩值应符合产品或设计文件的规定
3光伏组件安装允许偏差应符合
3.5光伏组件之间的接线：
1光伏组件连接数量和路径应符合设计要求
2光伏组件间插接件应连接可靠
3外接电缆同插接件连接应搪锡
4光伏组件进行组串连接后应对光伏组件串的开路电压和短路电流进行测试
5光伏组件间接线可利用支架进行固定，应整齐美观。
6同一光伏组件和光伏组件串的正负极不应短接。
严禁触摸光伏组件串的金属带点部位，严禁在雨中进行光伏组件的连线工作。
3.6汇流箱的安装
1汇流箱安装前
1汇流箱内元器件应完好，连接线应无松动
2汇流箱的所有开关和熔断器应处于断开状态。
3汇流箱进线端及出线端与汇流箱接地端绝缘电阻不应小于20M欧
2汇流箱安装应符合下列要求：
1安装位置应符合设计要求，支架和固定螺栓应为防锈件。
2汇流箱安装的垂直偏差应小于1.5mm
3汇流箱内的光伏组件串的电缆接线前必须确认为光伏组件侧和逆变器侧均有明显断开点。
3.7逆变器的安装
1逆变器安装前应：
1室内安装的逆变器安装前应具备：
1屋顶、楼板应施工完毕，不得渗漏。
2室内地面基础应施工完毕，并应在墙上标出抹面标高，室内沟道无积水、杂物，门窗安装完毕。
3进行装饰时有可能损坏已经安装的设备或设备安装后不能再进行装饰的工作应全部结束。
4对安装有妨碍的模板、脚手架等应拆除，场地应清扫干净。
5混凝土基础及构件应达到允许安装的强度，焊接构件的质量应符合规定：
6检查安装逆变器的型号、规格应正确无误，逆变器外观检查应完好无损。
7运输就位的机具应准备就绪，且满足荷载要求。
8大型逆变器就位时应检查道路通畅，且有足够的场地。
2逆变器安装应符合以下要求：
1逆变器采用基础型钢固定的，逆变器基础型钢安装的允许偏差：
2基础型钢安装后，其顶部宜高出抹平地面10mm，基础型钢应有明显的可靠接地。
3逆变器的安装方向应符合设计规定
4逆变器与基础型钢之间固定应牢固可靠。
5逆变器交流侧与直流侧电缆接线前应检查电缆绝缘，校对电缆相序和极性。
6逆变器直流侧电缆接线前必须确认汇流箱侧有明显断开点
7电缆接线完毕后逆变器本体的预留孔洞和电缆管口应进行防火封堵。
四、工程验收
施工质量验收（土建工程、安装工程、消防工程、安全工程）主要设备性能验收
安全验收（防雷接地、防火）4.1单位工程验收：
1质量控制资料应该完整
2单位工程所含分部分项有关安全和功能的检测资料应该完整
3主要功能项目的抽查结果应该符合相应技术要求的规定
4观感质量验收应符合要求
单位工程的验收应由建设单位（业主）、总包单位、施工单位、设计单位（或监理）等有关单位负责人及专业技术人员组成。4.2土建工程：
1光伏组件支架基础、场地及建筑物等分布工程的验收
2施工记录、隐蔽工程、质量控制、自检验收记录应完整完备 放线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》GB50794的有关规定
4.3屋面混凝土预制支架基础：
1混凝土预制基础应符合现行国家标准《混凝土结构工程施工质量验收规范》GB50204的有关规定
2外露的金属预埋件（预埋螺栓）应进行防腐处理，接地的扁钢、角钢均进行防腐处理。
3新建屋面的支架基础宜与主体结构一起施工。
4屋面支架的基础不得损害建筑物的主体结构，不应该破坏屋面的防水构造，且与建筑承重结构的链接牢固、可靠，对原有建筑物防水结构有影响时，应根据原防水结构重新进行防水处理。
5支架基础的轴线、标高、截面尺寸及垂直度以及预埋螺栓的尺寸偏差应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB50794。4.4屋顶及屋顶设施的验收应符合：
1屋顶承重、平整度应符合设计要求
2电缆桥架应符合设计要求
3屋顶防水、排水设施应符合设计要求
建筑物内（逆变器、升压站、配电室）等需符合国家标准《建筑工程施工质量验收统一标准》GB50300和《钢结构工程施工质量验收规范》设计的要求 4.5安装工程的验收：
安装工程应包括：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分项工程的验收。
1设备制造单位提供的产品说明书、实验记录、合格证件、安装图纸、备品备件和专用工具及其清单等资料应完整齐备。
2设备抽查记录和报告、安装调配记录和报告、施工中的关键工序检查记录、质量控制记录、自检记录等资料应完整齐备。4.6支架安装验收应符合：
1固定支架
1固定支架安装的验收办法应符合现行国家标准《钢结构工程施工质量验收规范》GB50205的有关规定
2采用固件（压块等）的支架，紧固点应牢靠，不应有弹垫未压平等现象。（抽检比例？）
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》GB50794的有关规定
4规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》GB50794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
4.7光伏组件安装的验收标准应符合下列要求:
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应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB50794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》GB50794的有关规定
6方阵的绝缘电阻应符合设计要求
4.8汇流箱的安装验收应符合以下标准：
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靠
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
4.9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行
4逆变器的可靠接地
5逆变器的交流侧接口处应有绝缘保护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逆变器和基础间连接应牢固可靠
9逆变器通风处理应符合设计要求
10逆变器悬挂式安装还应符合：
1逆变器和支架的连接应牢固可靠符合设计要求安装高度应符合设计要求
3水平度应符合设计要求
4.10电气设备安装的验收应符合以下要求：
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、油浸变压器、互感器施工及验收规范》GB50148的有关规定高压电气设备的安装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》GB50147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《电器装置安装工程 低压电器施工及验收规范》GB 50254的有关规定
盘、柜及二次回路接线安装的验收应符合现行国家标准《电器装置安装工程 盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》GB50171的有关规定
4.11光伏电路监控系统安装的验收应符合以下条件：
1线路敷设路径相关资料应完备齐备
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精密靠拢，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应被测量值，不应受其他因素的影响
6监控软件应符合设计要求
7监控软件应支持标准接口，接口的通信协议应满足监理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
继电保护剂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/T14285的有关规定
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/T5003和电力二次系统安全防护规定的有关规定
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 高压电气施工及验收规范》GB50147的有关规定
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/T544和《电力系统通信自动交换网技术规范》DL/T598的有关规定
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/T448的有关规定
4.12防雷与接地安装的验收应符合：
1光伏方阵电压保护和接地安装的验收应符合
1光伏方阵过电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
电气装置的防雷与接地安装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》GB50169的有关规定
建筑物的防雷与接地安装的验收应符合国家现行标准《建筑物防雷设计规范》GB50057的有关规定
4.13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
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
4.14安全防范工程验收：
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、自检验收记录集符合现行国家标准《安全防范工程技术规范》GB50348的试运行报告等资料应完整齐备。
安全防范工程的验收应符合：
1系统的主要功能和技术性能指标应符合设计要求 系统配置，包括设备数量，型号及安装不见应符合设计要求。
工程设备安装、管线敷设和硬币工程的验收应符合现行国家标准《安全防护工程技术规范》GB50348的有关规定
4报警系统 视频安防监控系统，出入口控制系统的验收应符合现行国家标准《安全防范工程技术规范》GB50348的有关规定。
4.15消防工程验收应符合：
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齐备
消防工程的设计图纸应得到当地消防部门的审核
3光伏电站消防应符合设计要求：
1符合设计要求
2建（构）筑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》GB50016的有关规定 屋顶光伏发电项目工程，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 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
6消防器材应按规定品种和数量排放齐全
7安全出口标志灯及火灾应急照明灯具应符合现行国家标准《消防安全标志》GB14395和《消防应急照明和疏散指示系统》GB17945的有关规定。
五、并网工程验收（与电网公司商讨接入方案）：
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
6通信系统与电网调度机构连接应正常
7电力线路应已经于电网接通，并已通过冲击试验
8光伏电站监控系统各项功能应运行正常
9并网逆变器应符合并网技术要求
六、工程试运行和移交生产验收
6.1光伏电站试运行和移交生产验收应符合下列条件：
光伏发电工程单位工程和启动验收均已合格，并且工程试运大纲经试运行和移交生产验收合格。
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，天阳符合不低于400W/M2条件下进行
4生产区内所有安全防护设施均已经验收合格
5运行维护和操作规程管理维护文档应完备齐全
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得少于光伏组件接受总辐射量累计达60KWH/M2的时间。
光伏发电工程主要设备（光伏组件，并网逆变器和变压器等）各项试验应完成且合格，记录齐全完整
8运行人员应取得上岗培训资格
6.2工程试运行和移交生产验收主要工作包括：
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应检查工程投入试运行的安全保护设施是否完善
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60KWH/M2的时间内无故障连续并网记录是否完备。
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、光伏方阵列各项性能指标是否达到设计要求
7应检查工程启动验收中发现的问题是否整改完成
8工程试运行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应对生产单位提出管理要求和建议。
11应签发“工程试运行和移交生产验收鉴定书”
6.3移交时应提交资料如下：
1工程竣工决算报告及审计报告
2竣工工程图纸
3工程概预算执行情况报告
4工程竣工报告
七、系统检测及调试
项目现场测试验收工作内容：
1关键部件在实际运行条件下的性能测试（部件质量，、电气接线、触点保护和接地、标签和标识）； 重点内容：
光伏组件检测（是否存在热斑，隐裂等质量问题）；
I-V特性曲线；
汇流箱功率测试；
逆变器转换效率；
光伏组串一致性；
2接地和绝缘电阻；
3电能质量，系统电气效率；
4土建和支架结构（土建和支架满足设计要求、环境要求、相关标准和法规的要求；系统应配备相对应的消防措施）；
5电站电气建设与设计一致性； 7.1光伏组件串测试：
1光伏组件串测试前应具备以下条件：
1所有光伏组件应按照设计文件数量和型号组串并接引完毕。
2汇流箱内各回路电缆应接引完毕，且标示应清晰正确
汇流箱及内部防雷模块接地应牢固、可靠，且导通性良好
4辐射度宜在高于或等于700W/平米的条件下测试
2光伏组件串的检测应符合下列要求：
1汇流箱内测试光伏组件串的极性应正确
2相同测试条件的相同组件串之间的开路电压偏差不应大于2%,但最大偏差不应超过5V。
3在发电情况下应使用万用表对汇流箱内光伏组件串的电流进行检测，相同测试条件下且辐射照度不应低于700W/平米时，相同光伏组件串之间的电流偏差不应大于5%。
4光伏组件串电缆温度应无超常温等异常情况
5光伏组件串测试完成后，应按照规范格式填写记录。
逆变器投入运行前，将接入此逆变单元内的所有汇流箱测试完成 7.2逆变器的调试检测
1逆变调试前应具备：
1逆变器控制电源应具备投入条件
2逆变器直流侧、交流侧电缆应接引完毕，且极性（相序）正确、绝缘良好
3方阵接线应正确，具备给逆变器提供直流电源的条件
2逆变器调试前，应对其做好下列检查：
1逆变器接地应牢固可靠、导通性好
2逆变器内部元器件应完好，无受潮、放电痕迹
3逆变器内部所有电缆连接螺栓、插件、端子应连接牢固，无松动
4档逆变器本体配有手动分合闸装置时，其操作应灵活可靠，接触良好，开关位置指示正确。
5逆变器本体及各回路标识应清晰正确
6逆变器内部应无杂物，并经过清灰处理。
逆变器调试应符合以下要求:
1逆变器控制回路带电时，应对其做好下列检查
1工作状态指示灯、人机界面屏幕显示应正常
2人机界面上个参数设置应正确
3散热装置工作应正常
2逆变器直流侧带电而交流侧不带电时，应进行下列工作：
1测量直流侧电压值和人机界面显示值之间偏差应在允许范围内
2检查人机界面显示直流侧对地阻抗值应符合要求
3逆变器直流侧带电，交流侧带电，具备并网条件时，应进行下列：
1测量交流侧电压值和人机界面显示值之间偏差应在允许范围内，交流侧电压计频率应在逆变器额定范围内，且相序正确。
2具有门限位闭锁功能的逆变器，逆变器盘门在开启状态不应做出并网工作。
4逆变器并网后，在下列测试情况下，逆变器应跳闸解列：
1具有门限位闭锁功能的逆变器，开启逆变器盘门
2逆变器交流侧掉电
3逆变器直流侧对地阻抗低于保护设定值
4逆变器直流输入电压高于或低于逆变器的整定值
5逆变器直流输入过电流
6逆变器直流侧电压超出额定电压允许范围
7逆变器交流侧频率超出额定频率允许范围
8逆变器交流侧电流不平衡超出设定范围
逆变器停运后，需打开盘门进行检查时，必须切断直流、交流和控制电源，并确认无电压残留后，在有人监护的情况下进行。测试人员测试完毕后，应按照规范填写施工记录。7.3直流侧验收测试内容
1光伏组件（或组件串）标称功率测试
在太阳光辐照度不低于500W/m2，风速不大于2m/s条件下，使用便携式I-V测试仪，测试光伏组件（或组件串）的实测功率，推算至STC条件下的标称值，并与铭牌值相比较。在条件允许的情况下，从电站现场抽取5~10块代表性组件，送至实验室进行精密功率测量。
光伏组件EL隐裂测试
使用EL测试仪，在电站现场测试光伏组件的EL图像，并判断组件是否有隐裂，以及分析隐裂产生的原因。该测试对未安装的组件或拆卸下来的组件进行。
光伏组件（或组件串）电压电流匹配性测试
使用便携式电压电流测试仪，在电站现场测试光伏组件（或组件串）之间的开路电压、短路电流、运转电流的匹配性，是否由于3%。同一组批次组串测试时，辐照度变化不高于10W/m2。光伏组件（或组件串）绝缘和接地电阻测试
使用便携式绝缘测试仪，在电站现场测试光伏组件（或组件串）内部电路与边框或支架之间的绝缘电阻，测试电压为1000V，要求绝缘电阻满足IEC 61215中10.3的要求。
5光伏组件热斑隐患测试
使用便携式红外热像仪，在电站现场拍摄光伏组件在发电状态下的红外成像，分析局部过热及热斑隐患。光伏汇流箱绝缘测试
使用便携式绝缘测试仪，在电站现场测试光伏汇流箱输入输出电路与接地端和金属外壳之间的绝缘电阻，测试电压为1000V，要求绝缘电阻不小于1MΩ。
光伏汇流箱热效应测试
使用便携式红外热像仪，在电站现场拍摄汇流箱在正常工作状态下的红外成像，分析电路是否有局部过热导致燃烧的隐患。7.4交流侧验收测试内容
并网点输出电能质量测试
使用便携式电能质量分析仪，在电站现场逆变器的输出并网点，检测其输出交流电的电能质量，包括电压及波动、频率及波动、谐波、功率因数、三相不平衡度、闪变等。逆变器、配电柜、控制设备的绝缘电阻测试
使用便携式绝缘电阻测试仪，检测电站现场逆变器、配电柜、控制设备的内部电路对地及外壳的绝缘电阻。
逆变器、配电柜、控制设备的热效应测试
使用便携式红外热像仪，在电站现场拍摄逆变器、配电柜、控制设备在正常工作状态下的红外成像，分析电路是否有局部过热导致燃烧的隐患。
系统整体转换效率测试
使用便携式电站综合分析仪，同步测试光伏组串输出平均直流功率和逆变器输出交流功率，计算光伏电站系统整体转换效率。7.5抽样选择
采取现场抽样方式，抽样比例由合同双方协商确定。以下抽样比例供参考，特殊情况可增加抽样比例：
（1）单个项目装机容量3MW以下的光伏电站：
光伏组件5～8%；光伏组件串60～70%； 光伏汇流箱 50%；
光伏逆变器 300kW及以上等级，100%；300kW以下等级，80%；（2）单个项目装机容量3MW以上的光伏电站：
光伏组件1～3%；光伏组件串30～50%； 光伏汇流箱 30%；
光伏逆变器 500kW及以上等级，80%；500kW以下等级，50%；（3）子系统单元划分
对于分布式电站，子系统单元以屋顶等建筑物为划分单位，或者以逆变器数量为划分单位；
对于大型地面电站，子系统单元以逆变器数量为划分单位
参考文献：光伏发电工程验收规范
GB/T50796-2012
光伏发电工程施工规范
GB50794-2012
光伏电站现场测试技术规范 CPVT-2013-28
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