国土资源部 国务院扶贫办 国家能源局关于支持光伏扶贫和规范光伏发电产业用地的意见

第一篇：国土资源部 国务院扶贫办 国家能源局关于支持光伏扶贫和规范光伏发电产业用地的意见

国土资源部 国务院扶贫办 国家能源局关于支持光伏扶贫和规范光伏发电产业用地的意见 文号发布机构 业务类型废止记录 国土资规[2017]8号

国土资源部 土地管理 发文时间效力级别来一一源时效状态 2017年09月25日部门规范性文件 现行有效

文号发布机构效力级别国土资规[2017]8号 国土资源部部门规范性文件发文时间业务类型来一一源2017年09月25日土地管理各省、自治区、直辖市和新疆生产建设兵团国土资源、扶贫、能源主管部门，各派驻地方的国家土地督察局：

国土资源部会同有关部门联合印发《关于支持新产业新业态发展促进大众创业万众创新用地的意见》（国土资规〔2015〕5号）以来，对促进光伏发电产业发展起到了积极作用。随着光伏扶贫工作力度不断加大，光伏发电产业持续发展，对用地管理提出了新的要求。为深化供给侧结构性改革，现就支持光伏扶贫和规范光伏发电产业用地提出以下意见：

一、总体要求

各地应当依据国家光伏产业发展规划和本地区实际，加快编制本地区光伏发电规划，合理布局光伏发电建设项目。光伏发电规划应符合土地利用总体规划等相关规划，可以利用未利用地的，不得占用农用地；可以利用劣地的，不得占用好地。禁止以任何方式占用永久基本农田，严禁在国家相关法律法规和规划明确禁止的区域发展光伏发电项目。

除本文件确定的光伏扶贫项目及利用农用地复合建设的光伏发电站项目（以下简称光伏复合项目）外，其他光伏发电站项目用地应严格执行国土资规〔2015〕5号文件规定，使用未利用地的，光伏方阵用地部分可按原地类认定，不改变土地用途，用地允许以租赁等方式取得，双方签订补偿协议，报当地县级国土资源主管部门备案，其他用地部分应当办理建设用地审批手续；使用农用地的，所有用地均应当办理建设用地审批手续。新建、改建和扩建地面光伏发电站工程项目，按建设用地和未利用地管理的，应严格执行《光伏发电站工程项目用地控制指标》（国土资规〔2015〕11号）要求，合理利用土地。

二、积极保障光伏扶贫项目用地

对深度贫困地区脱贫攻坚中建设的光伏发电项目，以及国家能源局、国务院扶贫办确定下达的全国村级光伏扶贫电站建设规模范围内的光伏发电项目，变电站及运行管理中心、集电线路杆塔基础用地按建设用地管理，各地在编制土地利用总体规划和年度土地利用计划中应予以重点保障，并依法办理建设用地审批手续；场内道路用地可按农村道路用地管理；光伏方阵使用永久基本农田以外的农用地的，在不破坏农业生产条件的前提下，可不改变原用地性质；采用直埋电缆方式敷设的集电线路用地，实行与项目光伏方阵用地同样的管理方式。

三、规范光伏复合项目用地管理

对使用永久基本农田以外的农用地开展光伏复合项目建设的，省级能源、国土资源主管部门商同级有关部门，在保障农用地可持续利用的前提下，研究提出本地区光伏复合项目建设要求（含光伏方阵架设高度）、认定标准，并明确监管措施，避免对农业生产造成影响。其中对于使用永久基本农田以外的耕地布设光伏方阵的情形，应当从严提出要求，除桩基用地外，严禁硬化地面、破坏耕作层，严禁抛荒、撂荒。

对于符合本地区光伏复合项目建设要求和认定标准的项目，变电站及运行管理中心、集电线路杆塔基础用地按建设用地管理，依法办理建设用地审批手续；场内道路用地可按农村道路用地管理；利用农用地布设的光伏方阵可不改变原用地性质；采用直埋电缆方式敷设的集电线路用地，实行与项目光伏方阵用地同样的管理方式。

四、加强光伏发电项目用地利用监管

光伏发电站项目用地中按农用地、未利用地管理的，除桩基用地外，不得硬化地面、破坏耕作层，否则，应当依法办理建设用地审批手续，未办理审批手续的，按违法用地查处。对于布设后未能并网的光伏方阵，应由所在地能源主管部门清理。光伏方阵用地按农用地、未利用地管理的项目退出时，用地单位应恢复原状，未按规定恢复原状的，应由项目所在地能源主管部门责令整改。

五、建立部门联合监管机制

项目所在地市、县国土资源主管部门在监管中发现项目违反本通知规定的，应将相关情况通知同级能源主管部门，并逐级上报国家能源局，将项目投资主体纳入能源领域失信主体名单，组织实施联合惩戒。国土资源部将根据行业管理需要，适时对各类光伏发电站项目用地开展专项监测。

本文件自下发之日起执行，有效期五年。

国土资源部 国务院扶贫办 国家能源局

2017年9月25日

第二篇：光伏发电工程验收规范

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： 质量控制资料应完整。

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。主要功能项目的抽查结果应符合相应技术要求的规定。观感质量验收符合要求。

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：

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。

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：

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。应检查各施工记录及有关材料合格证、检测报告等。应检查各主要工艺、隐蔽工程监理检查记录与报告等。应按单位工程验收要求检查其形象面貌和整体质量。应对检查中发现的遗留问题提出处理意见。应对单位工程进行质量评定。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： 质量控制资料应完整。

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。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：

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。

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。

外露的金属预埋件（预埋螺栓）应进行防腐处理。

屋面支架基础的轴线、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： 场地平整的验收应符合设计的要求。道路的验收应符合设计的要求。

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。

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、电器设备安装、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。

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阵地系统可靠连接。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设计要求。

4.3.5 光伏组件安装的验收应符合下列要求：

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。

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：

箱体安装位置应符合’发计图纸要求。

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。

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逆变嚣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《电气装置安装工程油浸电抗器、互感器施工及验收规范》

电力变压器、GB 50148的有关规定。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。

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紫密靠拢，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鳖值，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。

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。

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。

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。

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。检查计鳖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： 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)光伏方阵过屯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。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。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T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、有关距离等应符合实际要求。

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《电气设施安装工程 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、隐蔽工程验收文件控制、自检控制、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：

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、型号及安装部位，应符合设计要求。

工程设备安装、管线敷设和隐蔽工程的验收符合现行国家标准《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设计要求：光伏电站消防应符合设计要求。

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。

屋顶光伏发电工程，应满足建筑物的防火要求。防火隔离措施应符合设计要求。

消防车道和安全疏散措施及火灾自动报警应符合设计要求。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。消防器材应按规定品种和数量摆放齐备。

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。

第三篇：国土资源部光伏电用地通知

国土资源部关于发布《光伏发电站工程项目用地控制

指标》的通知

国土资规〔2015〕11号

各省、自治区、直辖市及计划单列市国土资源主管部门，新疆生产建设兵团国土资源局：

为落实建设项目用地标准控制制度，大力推进土地节约集约利用，根据《中华人民共和国土地管理法》、《国务院关于促进节约集约用地的通知》(国发〔2008〕3号)、《节约集约利用土地规定》(国土资源部令第61号)等法律法规，部编制了《光伏发电站工程项目用地控制指标》，现予发布，自2016年1月1日起实施，有效期5年。

2015年12月2日

附件

《光伏发电站工程项目用地控制指标》

条文说明

1基本规定

1.1本条说明了本用地指标的适用范围。主要适用于新建、改建和扩建的地面光伏发电站工程项目。

改建、扩建项目应充分利用既有场地和设施，当需新增用地时，其用地指标应控制在本指标中相同建设规模工程用地指标范围内。技术改造升级工程应在满足生产要求和安全环保的前提下，宜在原有场地内进行，尽量不新增用地。

1.2本条说明了光伏发电站工程建设应遵循的原则。土地是有限的自然资源，是各类建设项目进行建设的重要物质基础和人类赖以生存的基本条件。节约集约用地是我国的基本国策。光伏发电站工程项目建设在综合考虑光能资源、场址、环境等建设条件的同时，应尽量利用未利用地，不占或少占农用地，使土地资源科学利用和有效优化配置。

1.3本条说明了光伏发电站的建设应具有符合光伏发展的需要。光伏产业全球能源科技和产业的重要发展方向，是具有巨大发展潜力的朝阳产业，也是我国具有国际竞争优势的战略性新兴产业。在建设过程中应符合市场的发展规律，体现科学、合理和节约集约用地的原则。

1.4本条说明了本用地指标的作用。在可行性研究(初步设计)阶段，本用地指标可作为确定建设项目用地初步规模和申请项目用地预审的依据,作为核定和审批建设项目的尺度。

本用地指标既是建设单位可行性研究报告、规划设计以及初步设计文件过程中确定项目用地规模的重要标准，又是国土资源主管部门用地审批、土地供应、供后监管的依据。是核定和审批光伏发电工程项目用地规模的尺度。

本用地指标不能作为确认土地使用权的依据。

1.5本条说明了本指标在可行性研究(初步设计)阶段的运用。可行性研究报告(初步设计)阶段是落实建设项目的外部条件，并根据其相关条件提出项目建设的总平面布置的设想。在可行性研究(初步设计)阶段要参照本指标所确定的总体规模和各功能分区规模范围内进行核定布局。可行性研究报告中对于建设项目总规模和功能分区规模的确定与本指标的对应情况，应在可行性研究报告中单独成章，进行详细说明。

1.6本条说明了本指标在用地审核阶段的作用。用地指标作为建设项目土地供应规模确定的依据，在项目用地审核阶段应严格按照本指标的内容核定光伏发电站的用地规模。

1.7本条说明了本用地指标在土地供应阶段的作用。国土资源主管部门在国有用地划拨决定书和出让合同中，要明确土地使用标准的相关内容。在核发划拨决定书、签订出让合同时，要明确规定或约定建设项目用地总面积、各功能分区面积及土地用途、容积率控制要求、违规违约责任等。

国土资源主管部门要重点加强对土地使用标准适用情况的审核，并对适用标准的真实性负责。

1.8本条说明本用地指标中总体指标和分项指标的适用条件以及光伏发电站工程项目总用地指标面积的计算方法。

1.9本条说明了本用地指标土地使用范围。用地指标所指的土地既包括农用地，也包括建设用地和未利用地，项目用地无论占用的是农用地还是建设用地，或是未利用地，均应该遵循本指标的要求，进行项目用地规模核定。

1.10本条对超标准建设项目用地提出要求。《国土资源部关于严格执行土地使用标准大力促进节约集约用地的通知》(国土资发〔2012〕132号)文件要求：对因安全生产、地形地貌、工艺技术等有特殊要求的建设项目确需突破土地使用标准的，用地单位应报请当地国土资源主管部门同意。国土资源主管部门应组织有关专家论证评估，集体决策，合理确定项目用地规模，出具审查意见，报同级人民政府批准后，方可办理相关用地审批、供应手续。

对于光伏发电站建设项目来说，因安全生产、地形地貌、工艺技术等有特殊要求，确需突破本指标确定的用地规模和功能分区的建设项目，需要开展节地评价，评审论证。

1.11本条明确光伏组件发电效率的要求。光伏发电站的用地规模与光伏组件的发电效率有直接的关系，一般同等条件下，发电效率越高，项目占地越少，光伏发电站工程项目建设在经济技术合理的条件下，应优先采用技术先进、发电效率高的光伏组件。此外，光伏发电站工程的选址、光伏方阵的排列及布置、施工方案、运行管理模式等都决定着用地面积的大小。因此，光伏发电站工程建设应从光伏组件选择、规划设计、建设施工、工程管理等方面，采取综合措施，尽可能地减少占地面积，提高节约集约用地水平。

1.12本用地指标的确定是在遵循国家有关法律、法规，贯彻合理和节约用地方针，以光伏发电站工程技术标准《光伏发电站设计规范》(GB50797-2012)、国家电网公司输变电工程(变电站、输电线路)典型设计图为根本，根据光伏发电站总规模、光伏组件单板容量、光伏组件方阵的布置方式，结合施工组织设计、总结已建、在建工程的建设经验，参考统计数据、建设单位对光伏发电站运行管理模式、光伏发电站建设所处的地域，并考虑工艺技术水平提高对节约集约用地可能性的基础上编制的。

本用地指标是在一定条件下确定的光伏发电站工程项目用地规模的上限控制指标。项目实际用地面积应根据工程设计方案经计算确定，除特殊规定外，项目用地不应超过本用地指标规定的控制指标。

2光伏发电站工程项目用地总体指标

2.1本条说明光伏发电站工程项目用地总体指标包含的内容。

2.2本条明确总体指标确定所考虑的因素。光伏发电站工程项目用地的规模大小，与光伏组件的发电效率、安装所在纬度、项目所在地形区类别、光伏方阵排列安装方式以及变电站的升压等级有直接关系，所以，本用地指标中的总体指标是按照光伏组件的发电效率、安装地所在纬度、项目所在地形区类别、光伏方阵排列安装方式、升压等级计算确定的。

(1)光伏组件的功率是光伏组件将太阳能转化为电能的能力，也就是光伏组件的发电能力，输出的电能。转换效率是一个衡量太阳能电池将太阳能转换为电能的能力，转换效率越高，同样大的模组其输出的电量就越多，也就是说发电量越大。转换效率是衡量太阳能电池片或组件性能好坏的重要参数，一般来说，光伏组件的转换效率越高，建设项目占地就越小。本用地指标中所说的光伏组件效率是指光伏组件的全面积效率。

光伏组件全面积效率=光伏组件功率/光伏组件面积。

本用地指标中，光电效率的转化划分为12个区间，从8%~30%，每升高2%作为计算的基本点，并在表格中列出相应的控制数据。目前光伏组件发电效率较低的薄膜发电效率在8%~12%。光伏发电站普遍采用晶硅光伏组件，光电转换效率在12%~22%之间，高的可达到24%。其他的光伏发电组件如非晶硅、碲化镉等的的光电转换效率目前基本上在20%左右。但是随着科技的发展，新材料的运用，光伏发电材料的光电转化效率提高发展迅猛，日新月异，光电转换效率会在将来提高到30%左右。考虑现在展望未来，兼顾发展趋势，在确定光伏组件全面效率时，本指标的具体的转换效率区间定在了8%~30%。

对于光伏组件发电效率在表格以外的，可以在表格内查到相对应的效率区间，利用线性插值法进行计算。

光伏组件的光电转换效率直接决定着建设项目的占地规模，所以要求光伏发电站工程项目建设在经济技术合理的条件下，应优先采用技术先进、发电效率高的光伏组件，尽可能的节约集约使用土地。

(2)光伏发电站的用地规模计算中与项目所在地的地球纬度关系非常密切，一般来说同等条件下，项目所在地地球纬度越高则阴影越长，光伏组件相互遮挡越多，建设项目占地就越大。

我国纬度跨度比较大，从北纬3度52分最南端的南海南沙群岛上的曾母暗沙(附近)到北纬53度33分漠河以北黑龙江主航道(漠河县)。经过专家的多次论证，综合分析可以利用的陆地资源进行光伏集中布局发电的具体区域，最终确定本用地指标的可用纬度范围定为北纬18°～50°之间。在具体计算过程中，为避免纬度距离太远，计算的数据不利于使用，所以从纬度20°以上，每间隔5°作为一个计算的基本点。在纬度的划分上共分了8个纬度进行计算，在表格中列出相应的控制数据。

对于项目所在地具体纬度在表格以外的，在计算光伏发电站用地指标时，可以在表格内找到相对应的纬度区间，利用线性插值法进行计算。

2.3光伏发电站工程项目用地总体指标按Ⅰ类地形区、Ⅱ类地形区、Ⅲ类地形区分别编制。

我国幅员辽阔，地形复杂，地面自然坡度千差万别，可用于光伏发电站工程的地形主要以平原和丘陵为主。根据地面坡度和光伏发电特点，将地形区分为三类，即Ⅰ类地形区、Ⅱ类地形区和Ⅲ类地形区。

地形的分类，在国际上尚未有统一的标准，目前比较通用的主要分类有三类标准地形区、五类标准地形区、八类标准地形区。根据光伏发电站在实际建设中的用地情况，本用地指标中光伏发电站工程项目用地总体指标按Ⅰ类地形区、Ⅱ类地形区、Ⅲ类地形区分别编制。Ⅰ类地形区是指地形无明显起伏，地面自然坡度小于或等于3°的平原地区;Ⅱ类地形区是指地形起伏不大，地面自然坡度为大于3°但小于或等于20°，相对高差在200m以内的微丘地区;Ⅲ类地形区是指地形起伏较大，地面自然坡度为大于20°，相对高差在200m以上的重丘或山岭地区。采用三类地形区，按照地形坡度进行分类，既对地形地貌的覆盖面比较宽，基本涵盖了我国所有地形、地貌，同时也提高了光伏发电站工程项目在各类不同用地条件下占地规模控制的科学性和准确性。

2.4本条给出了对于处在不同地形区的光伏发电站用地计算方法。当光伏发电站工程项目处于两个或两个以上地形区时，应根据不同地形区分别计算用地面积，再累计各用地面积得出总用地面积。

2.5本条说明光伏发电站光伏方阵的四种排列形式。在总体指标中，在按照Ⅰ类地形区、Ⅱ类地形区、Ⅲ类地形区和四种形式固定式、平单轴跟踪式、斜单轴跟踪式、双轴跟踪式进行排列安装的光伏方阵，分别编制了12个表格，对处在不同纬度地区、不同发电效率、不同地形条件下、不同排列方式、不同升压等级的光伏发电站进行了分别计算，表格中是以装机容量以10MW光伏发电站用地面积为单位面积。

总体指标的编制有利于光伏企业、设计单位、国土管理部门方便快捷的进行查找和运用。

2.6本条给出了光伏发电站装机容量用地面积计算公式，即是与10MW单位光伏发电站的单位面积的关系。

光伏发电站工程项目用地总体指标包括光伏方阵、变电站及运行管理中心、集电线路和场内道路的用地面积。随着光伏发电站发电容量的成倍增加，光伏方阵用地、集电线路用地、场内道路用地面积也会随之成倍增加，而变电站及运行管理中心用地会集聚效应的原因，用地面积会增加，却不会是成倍的增加。但是，通过计算和大量的实例证明，变电站及运行管理中心在总用地面积中的占地比例较小。例如：Ⅰ类地形区中，固定式光伏发电站10MW用地中，低纬度地区变电站及运行管理中心的用地占总用地规模的比例为0.68%。高纬度地区变电站及运行管理中心的用地占总用地规模的比例为0.58%，高纬度高效率的变电站及运行管理中心的用地占总用地规模为4.54%。Ⅲ类地形区，双轴跟踪式光伏发电站10MW用地中，变电站及运行管理中心的用地占总用地规模的比例为0.28%，高纬度高效率的变电站及运行管理中心的用地占总用地规模为2.80%。经过计算，总用地指标中变电站及运行管理中心的用地占总用地规模一般不超过5%。所以在核算光伏发电站用地总体指标用地规模时，简化为简单的数学公式来表达：

用地面积=10MW光伏方阵用地面积×(实际总装机容量/10MW)

2.7表2-1～表2-12中，并未涵盖所有的纬度和发电效率，表中所列的纬度是间隔5度。对处在两个纬度之间的建设项目用地规模的计算方法，采用线性插值法进行计算。

例如：组件全面积效率14%，Ⅰ类地形区固定式10MW发电站，升压等级为10kv，在纬度30°的单位MW占地为17.089公顷，纬度35°时为20.425公顷，求纬度32度时单位MW占地面积。公式如下：

用地面积=A+(B-A)×(c-a)/b

A：表中光伏发电站相同发电效率相邻区间低纬度用地面积。

B：表中光伏发电站相同发电效率相邻区间高纬度用地面积。

a：表中光伏发电站相同发电效率相邻区间低纬度的度数数值。

b：光伏发电站所在纬度区间中高纬度和地纬度之间的差值(一般情况下差值是5，只有项目所在地在18°至20°之间的，差值是2)。

c：光伏发电站所在地纬度的度数数值。

从表2-1中可查出

A=17.089

B=20.425

b=35-30=5

c=32°

a=30°

带入公式

占地面积=17.089+(20.425-17.089)×(32-30)/5=18.433公顷

同理，在两个发电效率之间的光电转换效率也可采用此线性插值法计算。

3光伏方阵用地指标

3.1光伏方阵用地作为一个完整的功能分区，包括方阵中的组件用地、逆变器室及箱变用地、方阵场内道路、组件间隔，支架单元间距等，按照光伏方阵的不同排列方式，计算出在Ⅰ类地形区的用地指标表，在核定分项指标时，可以按照表3-1到表3-4数据进行核算建设项目的光伏方阵建设用地指标。

表中用地指标是按照倾纬度角计算，如果实际倾角不是纬度角，则按照实际倾角计算用地指标。

在表3-1到表3-4中，跟踪式光伏方阵的高纬度和低效率设置了用地上限为100公顷。

从目前已建项目情况来看，在高纬度地区采用低效率组件及跟踪运行方式从技术经济角度和用地规模方面并不合理，因此，基本没有在纬度45°以上地区采用低效组件的跟踪运行方式进行光伏发电的建设项目，截止到目前，国内、国际也尚未发现实际建设项目10MW用地面积超过100公顷的案例。考虑目前建设项目的光伏组件量产高效组件效率水平不高，以后，随着科技的发展，技术的进步，采用新技术、新材料的高效组件未来效率会随之提高，用地量也会相应减少。根据计算结果分析确定以100公顷作为10MW光伏电站用地面积的上限是符合当前实际且比较合理的。

3.2表3-1~表3-4中，未列出效率和纬度的建设项目光伏方阵用地指标可以采用线性插值法和公式法两种方式进行计算。

3.3光伏方阵用地指标线性插值法计算方法可参照2.7条。光伏方阵用地指标的计算利用线性插值法的计算方法和用地总指标的计算方法一致，可参照计算。

3.4合理计算光伏方阵占地非常重要，如果设计不合理，占地过大，会造成土地浪费。如果占地过小，方阵前后遮挡，损失了发电量。合理设计发光伏方阵占地可以在保证光伏系统发电量的条件下最大限度地利用土地，从而使光伏项目得到最佳收益。

四种形式的计算中，采用了地平坐标跟踪方阵计算方法和赤道坐标跟踪方阵计算方法，按照《光伏发电站设计规范》GB50797-2012中的规定设置计算光伏方阵的计算条件，但是经过研究，按照实际情况又做了相应的调整。

(1)不遮挡时段。根据要求冬至日上午9：00到下午3：00不相互遮挡，虽然不同纬度日出时间不同，但是现在只能按照国标的适用条件。如果计算更为合理的设计应当是以最大不遮挡时段或者合理的方阵面辐射量损失为约束条件;

(2)方阵倾角。纬度35°及以下地区，光伏方阵可以固定纬度倾角，但纬度35°以上地区冬夏日长和冬夏辐射量的差距很大，为了保证全年发电量最大(并网发电系统)，需要采用太阳跟踪器或者将倾角调低，主要照顾夏季发电量，对于极端的极昼地带，固定方阵甚至只能够平放。

(3)倾角多次调整。对于需要即照顾冬季发电量，也照顾夏季发电量，则可以一年当中调整多次倾角，此时占地计算以最大倾角为准。

(4)平单轴的适用范围。赤道坐标平单轴跟踪仅适合于纬度35°及以下地区。但更高纬度可以忽略太阳在南半球时的辐射量时则另当别论;

(5)东西向间距。对于需要考虑东西向间距的系统，如果在春夏季需要延长不遮挡时段，常常并不是冬至日的占地最大，而主要取决于不受遮挡的时段。

(6)南北向间距和东西向间距需要分别计算，不同的日期(赤纬角)和不同的时间(时角)。

在计算的过程中发现发电量和占地有一定的矛盾，在相同发电效率的条件下，一般来说，发电量越大则占地越多，因此，要求光伏发电企业应优先采用技术先进、发电效率高的光伏组件，根据项目的土地资源和成本，兼顾占地、发电量和成本因素，确定最佳方案，核算出光伏方阵的建设用地指标。

光伏方阵用地指标公式法计算公式如下：

光伏方阵面积：S=D×K

其中：D=(L×cosZ)+(L×sinZ)×(0.707tanφ+0.4338)/(0.707-0.4338tanφ)

S：光伏方阵面积

D：光伏方阵间距

K：光伏方阵横向长度

L：光伏方阵纵向宽度

Z：光伏方阵倾角

φ：光伏方阵所在当地纬度

采用跟踪式安装排列的光伏方阵用地指标，应按阴影最长时间点计算南北向和东西向光伏方阵的最大占地面积。

如采用跟踪布置方式，在同等土地面积条件下，需要尽量优化每台跟踪器上的光伏组件排布，选择合适的跟踪器形式，有效地对跟踪器排列进行南北和东西间距设计，使得光伏组件能够在同等条件下，最有效的跟踪太阳运动轨迹，最大化地提高光伏阵列的发电量，提高光伏发电站总体经济效益。

3.5光伏方阵在受地形、地貌影响比较大的情况下，可按照表3-5光伏方阵用地地形调整系数表进行调整。

地形因素是影响光伏发电站工程项目建设用地指标的最重要因素之一。在定义的I类平原地区，南高北低的地形比较常见，例如青海省格尔木东出口地区，该类地区仍然适宜布置光伏组件，但用地指标不应按完全水平考虑。在II类丘陵地区，南坡和东西坡一般均有布置光伏组件，但是南坡和东西坡阴影遮挡时间较长。Ⅲ类地形区布置光伏方阵时，受地形地貌的影响更为严重，在指标用地面积核算时可根据地形调整系数进行调整。

表中XX(下限值)～XX(上限值)，表示含上限，不含下限。

4变电站及运行管理中心用地指标

4.1变电站及运行管理中心用地为永久性建设用地。作为光伏发电站一个完整的功能分区，包括变电站用地和生活服务设施用地。

光伏发电站工程项目建设变电站及运行管理中心，从设计到施工，变压站和运行管理中心两项一般是统一设置，合并建设。用地指标作为一体进行计算，用地规模的核算应当按照围墙外1m的外轮廓尺寸计算。

4.2变电站用地包括生产建筑用地和辅助生产建筑用地。生产建筑用地包括升压设备、变配电设备、变电站控制室用地(升压设备控制、变配电设备控制、其他设备控制);辅助生产建筑用地包括光伏发电站中控室、计算机室、站用配电室、电工实验室、通信室、库房、办公室、会议室、停车场等设施。

4.3生活服务设施用地是指职工生活附属生活设施。包括职工宿舍、食堂、活动中心等设施用地。如果运行管理中心设立活动中心，人数在5人及其以下的活动中心面积不应超过40m2，人数在5人以上的活动中心，每增加一人，则面积至多可增加为5m2/人。

4.4在调研的过程中，考虑到不同的升压等级，对应不同的升压站及运行管理中心，对于超大装机容量的光伏发电站建设情况，升压到330kv，发电容量在600MW的发电站，本用地指标均可以覆盖。一般情况下，超大装机的光伏发电站的变压站是分级升压，升压站独立设置。以后随着科技的发展，光伏组件效率的提高，光伏发电站的容量的增加，光伏发电站工程建设用地指标也可增补和调整。

4.5由于Ⅲ类地形区受地形地貌影响因素较大，不能按照平原区变电站及运行管理中心的占地情况确定用地指标的，可根据当地实际地形地貌计算占地面积来确定用地指标。

4.6受地形地貌的影响，往往会需要采用填方地基建设升压站及运行管理中心，但是工程地质条件较差，因此填方地基不宜过高，否则应采取其他设计方案及措施。用地规模可以按照实际的用地面积进行计算。

4.7本条文中的构筑物是指防洪设施、排水设施、挡墙等相关设施。

5集电线路用地指标

5.1集电线路用地指标是指在项目区内的集电线路用地。在光伏组件方阵与升压站及运行管理中心之间的集电线路，一般采取两种方式，直埋电缆敷设和架空路线架设。

5.2采用直埋电缆敷设方式的，因不影响光伏发电效率，在工程完成后恢复原有地貌，不另行占地，故不再计算用地面积。

5.3~5.5架空线路用地指标只计算杆塔基础用地，不含拉线用地，拉线用地应根据工程所在地实际情况进行计算。

5.6表5-2中XX(下限值)～XX(上限值)，表示含上限，不含下限。

5.7终端塔杆建设用地指标按照转角为60°～90°的数值计算。

5.8经常受台风和凝冻影响地区的架空线路，线路设计标准宜适当提高，所以用地指标乘系数1.1。

5.9为节约用地和投资，光伏发电站工程通信线路应随电缆线路和架空线路一同敷(架)设，不再单独计算用地面积。

6场内道路用地指标

6.1光伏发电站场内道路用地是指除光伏方阵场内道路外的其他连接道路。道路的宽度应能满足光伏发电站项目建设及生产期内通往场、站等设施的各类型的车辆安全通过。

6.2场内道路用地按照道路宽度乘以道路长度计算道路的占地面积。进场道路和对外交通道路不列入到项目用地的规模，对直接利用或改建发电厂区已有的对外交通道路也不计算其用地面积，不参与到项目区用地规模内核算。

6.3光伏发电站主要进站道路应与通向城镇的现有公路连接，其连接宜短捷且方便行车，应根据生产、生活和消防的需要，在站区内各建筑物之间设置行车道路、消防车道和人行道。应符合国家现行的有关公路建设的用地指标。站内道路可采用泥结碎石路面、混凝土路面或是沥青路面。

施工期施工道路是指当工程建设完成后，施工期的道路恢复到原有地貌，所以施工期道路可以为临时用地。

6.4对湖(海)滨区需填方的道路，按填方坡脚底线计算。如设置排水设施、挡墙等构筑物时，用地面积应按构筑物外边线计算。如果遇到道路弯路过多时，可视具体情况适当加宽考虑。

第四篇：光伏发电工程验收规范

光伏发电工程验收规范 总则

1.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。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。3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。

4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。基本规定 本条规定了工程验收的主要依据。2 本条规定了工程验收的主要内容。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。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。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。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。明确各参建单位职责，是为了更好的保证验收工作质量。

3单位工程验收 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。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。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。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。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。土建工程 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。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。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 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。

5安装工程 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。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。

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。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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。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。

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。

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。

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。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。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。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、规范健全，可以直接参照执行。

光伏电站监控系统是光伏发电工程特有部分，本条文给出了详细的验收检查内容。根据监控系统监控量的不同，根据实际情况对条文内容可以相应的添加或删减。防雷与接地的分项工程划分是按照安装位置并参照相应的验收规范进行的。屋顶光伏电站防雷与接地与现有建筑物防雷与接地结合，参照有关验收规范进行。线路及电缆的分项工程划分根据施工内容及部位，并参照相应的验收规范进行的。光伏方阵直流电缆包括阵列到汇流箱、汇流箱到逆变器部分的直流电缆。

直流电缆线路的原始记录，包括：型号、规格、实际敷设总长度及分段长度，电缆终端和接头的形式及安装日期，直流电缆终端盒接头中填充的绝缘材料名称、型号等。

直流电缆的施工记录，包括：隐蔽工程隐蔽前的检查记录或签证；电缆敷设记录；质量检验及评定记录。

6绿化工程 绿化工程的分部工程划分是按照设施类型、功能，并参照相应的规范进行的。根据光伏发电工程地理位置不同，可以相应的对分部工程划分进行调整。2明确绿化工程验收条件和检查项目，根据4.4.1分部工程划分的不同，两者都将进行相应调整。绿化工程的施工质量将对光伏发电工程的水土保持和环境保护起到重要的作用，需重视绿化工程的验收工作。

7安防工程 安防工程的分部工程划分是按照不同施工步骤进行的。2 明确了验收应检查的项目

工程设备安装验收（现场前端设备和监控中心终端设备），包括前端设备检查项目包括安装位置（方向）、安装质量（工艺）、线缆连接和通电测试，监控中心终端设备包括机架及操作台、控制设备安装、开关及按钮、机架及设备接地、接地电阻、雷电防护措施、机架电缆线扎及标识、电源引入线缆标识和通电测试。

管线敷设验收，包括明敷管线、明装接线盒及线缆接头。

监控中心的检查和验收，应对照正式设计文件和工程检验报告，复查监控中心的设计，应符合《安全防范工程技术规范》GB 50348第3.13节的相关要求。3 保证安全防范工程的质量，责任重于泰山。所有验收资料应按要求提交验收小组，报送单位必须保证材料的真实性。

试运行报告内容包括：试运行起迄日期；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。

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)。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。消防工程

1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。2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。工程启动验收 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。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。

10工程启动验收 电力监管机构是指电力建设质量监督中心站。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。工程试运和移交生产验收 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。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。工程试运和移交生产验收 在工程试运过程中，有些设备需要调试，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。

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。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。工程竣工验收 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。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。3 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。

4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 扉页中明确了需要参加的各个单位。前言，简述验收主持单位、参加单位、时间、地点等。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。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。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。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 扉页中明确了需要参加的各个单位。前言，简述验收主持单位、参加单位、时间、地点等。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。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。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。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 扉页中明确了需要参加的各个单位。前言，简述验收主持单位、参加单位、时间、地点等。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。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。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。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 扉页中明确了需要参加的各个单位。前言，简述验收主持单位、参加单位、时间、地点等。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。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。工程质量评定，评定标准是合格或是不合格。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：《江苏省光伏发电推进意见》

《江苏省光伏发电推进意见》

各市、县人民政府，省各委、办、厅、局，省各直属单位：

省发展改革委制订的《江苏省光伏发电推进意见》已经省人民政府同意，现转发给你们，请认真贯彻执行。

二○○九年六月十九日

江苏省光伏发电推进意见

省发展改革委

加快推进光伏发电既是发展和利用新能源的重要抓手，也是落实扩内需、调结构、保增长的重要着力点。最近，李克强副总理主持召开新能源与节能减排工作会议，明确要求加快发展新能源产业。国家发展改革委积极制订光伏产业发展规划，开展项目推广示范；财政部、住房和城乡建设部下发了《关于加快推进太阳能光电建筑应用实施意见》和《太阳能光电建筑应用财政补助资金管理暂行办法》，明确对建筑一体化（屋顶）光伏发电项目给予投资补贴等政策措施。为进一步提升我省光伏发电企业竞争力，促进光伏产业又好又快发展，现就推进我省光伏发电提出如下意见。

一、光伏发电基本情况

（一）资源概况。

我省土地资源相对紧缺，但利用城市建筑物发展光伏发电的潜力较大。一是光照资源较丰富。我省平均年日照数为1400小时－3000小时，太阳能资源年理论储量每平方米1130－1530千瓦时，每年每平方米地表吸收的太阳能相当于140－190公斤标准煤热量，太阳能资源比较丰富，开发利用前景较为广阔。二是有一定的土地资源。沿海及苏北地区有大面积滩涂资源和一定面积不适合农作物、树木生长的山坡荒地，适合发展地面光伏发电项目。三是屋顶及建筑物资源较大。我省城市建筑屋顶面积为2.363亿平方米，加上农村屋顶面积，按照20%的屋顶面积可用于光伏发电，2008年我省总计可用于光伏发电的屋顶面积达1.39亿平方米。此外，全省建筑物的南立面墙近6亿平方米可建光伏建筑一体化电站。

（二）发展现状。

目前，我省企业已在国内建设光伏电站12个，容量2.856兆瓦；正在推进示范（试验）电站项目5个，容量4兆瓦。电站的形式有地面、屋顶、建筑一体化三种，主要有三个特点：一是起步在国内较早。常州天合先后承建了我国第一座太阳能光电样板房、西藏40座独立光伏电站和江苏第一座10千瓦光伏电站——天合太阳能屋顶电站，为我省光伏发电积累了一定的技术经验，较好发挥了带动示范效应，推动了全省光伏企业、电力设计单位、电力投资运营商加快开展规模化光伏发电。二是形成了一批实力较强的光伏电站建设企业。目前，我省已有一批在国内较有影响的光伏电站建设单位，包括无锡尚德、常州天合、江苏新能源、江苏林洋、南通强生、中环工程、江苏百世德等，这批企业参与了省内和上海、浙江、北京等地的电站工程，能够承建地面、屋顶、建筑一体化等形式的光伏电站。三是建成了一批在国内有影响的光伏发电项目。由无锡尚德研发并安装在北京奥运会主体育场鸟巢建筑上的1兆瓦光伏电站，成为奥运会工程的亮点，是世界上最大的单体建筑一体化太阳能电站。江苏新能源正在淮安建设的1.5兆瓦电站，也是国内比较大的屋顶电站工程。

（三）面临问题。

当前，我省光伏产业发展还面临一些突出问题。一是发电成本较高。现阶段我省光伏发电包括光伏电池本身、系统集成和安装工程技术等诸多环节成本均偏高，导致上网电价过高。据测算，目前我省光伏发电上网成本约在每千瓦时2.15元左右，制约了光伏发电的市场需求和推广应用。二是认识有待进一步统一。我省一次能源结构以煤为主，电源结构以煤电为主，受利益因素驱动，一些地方对大规模发展光伏并网发电缺乏动力和积极性，持观望态度。三是建设和并网协调难度大。光伏发电项目建设和并网涉及诸多方面，国家至今未出台光伏发电上网电价实施细则，协调难度较大，客观上制约了项目建设和并网。

二、指导思想和主要目标

（一）指导思想。

坚持以科学发展观为指导，围绕能源结构优化和产业升级，以市场为导向，以企业为主体，以技术创新和体制机制创新为支撑，整体规划，科学布局，示范先行，加快推广，积极实施光伏并网发电和屋顶计划，不断提升我省光伏发电综合竞争优势。在推进中，要坚持把握三个原则：

一是坚持政府扶持和市场调节结合。正确处理政府引导与市场调节的关系，参照国际通常做法和标准，积极扶持光伏发电项目，引导和保护企业投资光伏发电的积极性，同时遵循市场规律，建立激励和制约机制，着力培育光伏发电企业核心竞争力。

二是坚持重点突破和整体推进并重。集中力量做好示范试点，在试点成熟的基础上，大力推进规模化应用。运用现代技术，重点加强原始创新、集成创新和引进技术消化吸收再创新，高效、合理、有序地开发利用太阳能资源。

三是坚持光伏发电与整个产业发展互动。以光伏发电重大项目和重点光伏企业为依托，加快形成我省光伏产业规模优势和技术优势，不断提升光伏开发应用水平，促进光伏发电与产业发展的良性互动和快速发展。

（二）主要目标。

以国家出台的《关于加快推进太阳能光电建筑应用实施意见》和《太阳能光电建筑应用财政补助资金管理暂行办法》为契机，大力发展江苏光伏发电，形成整体规模优势和企业竞争力优势。

1．推广规模。

通过3年努力，力争在全省建成光伏并网发电装机容量400兆瓦，其中，屋顶光伏电站装机容量260兆瓦，建筑一体化光伏电站装机容量10兆瓦，地面光伏电站装机容量130兆瓦。2009年，省内建成光伏并网发电装机容量80兆瓦；2010年，省内新增光伏并网发电装机容量150兆瓦，装机达到230兆瓦；2011年，省内新增光伏并网发电装机容量170兆瓦，装机达到400兆瓦。

2．上网电价。

着眼实现地面光伏并网发电上网电价1元/千瓦时（含税）的目标，不断促进企业降低成本，提高竞争力。2009－2011年分目标电价为：

单位：元/千瓦时 年份

2009年

2010年

2011年

3．产业竞争力。

形成一批具有竞争优势的光伏发电企业，巩固和提升光伏产业整体优势。到2011年，全省电池及组件生产能力达10000兆瓦左右，光伏产业总产值达3500亿元，无锡尚德等投资建设太阳能发电规模处于全国领先水平。

三、重点任务

实施“屋顶并网发电工程”、“建筑一体化并网发电工程”和“地面并网电站工程”三大工程，不断提高光伏发电应用水平，增强产业竞争力。依托我省光伏产业现有优势，选择学校、医院、政府机关等公共建筑，重点实施一批屋顶及建筑一体化项目；选择沿海滩涂资源较丰富地区，建设一些地面并网示范工程。

（一）屋顶并网发电工程。

至2011年，建成屋顶并网发电工程260兆瓦。2009年建成80兆瓦；2010年建成150兆瓦；2011年建成30兆瓦。主要分布：常州（50兆瓦）、扬州（40兆瓦）、无锡（40兆瓦）、泰州（30兆瓦）等市。主要企业建设规模：尚德80兆瓦、常州天合30兆瓦、江苏林洋20兆瓦、扬州晶澳20兆瓦、中盛光电20兆瓦。

（二）建筑一体化并网发电工程。地面2.15 1.7 1.4 屋顶3.7 3 2.4 建筑一体化4.3 3.5 2.9

到2011年建成建筑一体化并网发电示范工程10兆瓦，其中，2010年建成5兆瓦，2011年建成5兆瓦。分布在无锡（5兆瓦）、南通（3兆瓦）、泰州（2兆瓦）等市，主要由尚德、强生等企业投资建设。

（三）地面并网电站示范工程。

优先选择沿海滩涂资源较丰富的地区建设带有跟踪系统的地面并网电站工程，支持有关企业在连云港、盐城和句容规划建设地面电站。到2011年，建成地面并网电站示范工程130兆瓦。

四、保障措施

（一）加强组织领导。

成立省新能源暨光伏产业推进协调小组，建立统一协调的管理机制。协调小组由省政府分管领导担任组长，省发展改革委、经贸委、科技厅、财政厅、国土资源厅、建设厅、农林厅、环保厅、海洋渔业局、物价局和省电力公司等为成员单位，研究确定全省光伏发展重大战略问题和主要任务，办公室设在省发展改革委，具体承担协调小组的日常工作。

（二）加强政策扶持。

在争取和落实国家太阳能光电建筑应用财政补助资金和可再生能源电价补贴的同时，将政府扶持和市场调节有机结合，通过向省级电网企业服务范围内除居民生活和农业生产用电以外的电力用户征收一定比例的电价附加，建立省光伏发电扶持专项资金，发挥政策激励作用。相对于国家财政补助资金主要对光电建筑一体化应用给予补贴，省专项资金主要用于光伏并网发电电价补贴，补贴光伏发电项目目标电价与脱硫燃煤机组标杆上网电价的差额。具体依据省物价局核定的光伏发电上网电价目标，确定分补贴额度。2009、2010和2011年地面并网电站目标电价（含税）分别为2.15元/千瓦时、1.7元/千瓦时和1.4元/千瓦时，屋顶和建筑一体化并网电站将根据与建筑结合特点、产品技术先进性等分类确定。

同时，积极争取免征增值税和出口关税退税等扶持政策，落实国家可再生能源发电价格分摊统收统支的政策。运用风险投资、金融信贷、吸引外资等多种渠道和形式，建立光伏发电产业发展投融资平台。

（三）加强竞争优势。

以光伏发电项目建设带动整个光伏产业的发展，提升竞争力，促进产业可持续发展。培育壮大一批拥有自主知识产权和品牌、主业突出、竞争能力强、管理水平高的光伏发电和光伏产品制造骨干企业。经过3年努力，使无锡尚德成为年销售收入过500亿的国际化企业，江苏新能源公司等一批企业成为著名品牌、有影响力的专业设计、建设和投资运营的骨干企业，南京中电、常州天合、苏州阿特斯、南通林洋、常州亿晶等10多家企业成为年销售收入过百亿、在国内有竞争优势的骨干企业。以光伏发电项目建设为契机，促进光伏企业向产业链上下游延伸，注重发展与光伏发电产业配套的服务业和相关产业，提高产业配套能力和发展水平，拓展产业集聚空间，形成有江苏特色的光伏产业链及衍生的光伏产品生产与检测设备、原辅材料制造产业。

（四）加强创新驱动。

积极鼓励骨干企业与国内外研究机构、上下游协作单位开展产学研合作，加强光伏产业基地公共基础设施和支撑服务平台建设，提升企业自主创新能力。重点建设无锡尚德“江苏省太阳光伏能源工程技术研究中心”和“产业技术研发国际转移中心”。开展“光伏并网发电一元一千瓦时工程”科技攻关及其产业化示范项目，集中力量突破产业关键技术瓶颈，建立光伏产业各链节技术创新体系，形成“降本增效”的倒逼机制，增强产业竞争力。建设装备制造和技术开发的创新发展体系，加强国际合作和交往，引进国外先进技术，加快光伏产业技术水平的提高和向商业化应用的转化，并加速国产化进程。推进品牌战略计划，鼓励企业注册自己的商标，争创国际、国家品牌，努力形成一批在国内外具有影响力的品牌产品。

（五）加强标准建设。

利用企业、科研院所与政府共同投资建设的装备检测中心和试验场等产业公共平台，做好企业质量、环境等方面认证工作，规范市场秩序，提升品牌形象，并争取获得国际认证，扩大国内外影响力，增强企业的竞争优势。营造促进光伏发电推广的良好氛围，将屋顶和建筑一体化光伏电站建设作为建筑节能的重要内容，纳入城市发展规划，在城乡规划和建筑设计规范中，专门列出涉及屋顶电站和光伏建筑一体化所需的技术标准和规定。研究制订《江苏省民用建筑太阳能光伏系统应用技术规范》。在电网规划中将光伏并网

发电作为重要规划内容，确立相应的技术规范和标准。光伏企业要制订具体的发展规划，确立相应的发展目标、重点和降本增效、提高竞争力的具体措施，规范各环节管理，促进上网电价逐步下降。

（六）加强人才培养。

针对光伏发电综合性、多领域特点，把人才培养放在重中之重的战略地位，创造良好环境，从设计、制造、安装、调试及运营管理等方面建立人才培养体系和激励机制，在实践中建设一支高素质的专业技术队伍。要围绕产业发展设立相关专业，培养光伏发电技术研发和管理人才，特别是系统掌握太阳能开发利用理论并具备光伏发电工程设计实践经验的复合型人才。利用高等院校、职业学院、机电高等职业学校优势，确立一批培训基地。同时，要把光伏产业确定的重大工程所需高端人才引进工作列入我省引进高层次海外人才相关计划，与国内外高等院校、科研机构和科技园区订立产业人才培养协议，借助外力强化专门人才培养。