第一篇：光伏發電的成本電價的數學分析模型

光伏發電成本的數學分析模型，討論了影響光伏成本電價的因素，如裝機成本、日照時間、貸款狀況、預期的投資回收期、以及運營費用等。并根據該模型對現階段光伏發電的投資效益進行了一個投資分析。計算結果表明，在我國西北地區，按照1元/度的上網電價，目前投資光伏電站的投資回收期為10年。

關鍵詞：光伏發電;成本;投資效益;數學模型

中圖分類號：TK51 文獻標識碼：A

......(前略)

光伏發電的成本，也就是每度電多少錢，不能簡單地根據裝機成本分析，它與如下五大因素有關：

1)裝機成本、2)日照條件(年滿負荷發電時間)、3)貸款狀況(貸款利息和貸款在總投資的比例)、4)投資回收期(折舊年限)、5)運營維護費用。由于這五大因素每個因素都有其獨立的變化性，相互的影響也十分明顯。例如，同樣的裝機成本放在不同的地域、或者同樣地域、同樣的裝機成本、但投資采用了不同的貸款比例，或者采用不同的折舊年限，等等，都會帶來截然不同的光伏發電成本價格。

為了進行準確的光伏發電成本的測算，需要對于光伏發電的成本進行詳細而科學的分析，這里，給出了一個光伏發電的成本電價的數學分析模型。

發電成本構成 1.1 裝機成本Civs

裝機成本就是一個光伏電站的總投入，它也是光伏電站公司的財務報表上的固定資產。由如下式構成： Civs = Cpan+Cstr+Casb+Ccab+

Cbas+

Ctrc+

Cpom+

Cinv+

Cdis+ Ctrf+Cacc+Ccon+Cmon+Ceng+Cman+Cland(1)

其中，Cpan為光伏組件成本;Cstr為組件支架成本，Casb為安裝費，Ccab為電纜成本，Cbas為支架基礎成本，Ctrc為追蹤系統成本，Cpom為功率優化系統成本，Cinv為逆變器成本，Cdis為高低壓配電系統成本，Ctrf為變壓器成本，Cacc為外線接入費用，Ccon為土建(基礎、配電房、中控室、宿舍、道路)成本，Cmon為電站監控系統成本，Ceng為施工與安裝費用，Cman為施工管理費，Cland為土地購置費用。式(1)所計算出的Civs為裝機成本，它實際上就是電站的總投入，也是電站的固定資產。

1.2 運營管理成本(Cop)

主要是電站維護和管理費用，光伏電站可以按照總體固定投資提取某一比例進行估算。由于光伏發電在營運過程中，不需要原材料，也沒有運動磨損不部件，因此，維護費用很低，也完全可以預見。光伏電站的運營管理成本可用下式表達：

Cop = Civs * Rop(2)

其中，Rop 為運營費率，指運營費用占總投資的比例。

通常，維護費用除了人員工資外，主要是備件費用。根據目前為止的光伏電站經驗，運營費率通常在1~3%之間。裝機容量越大的電站，比例越低。

1.3 財務費用(Cfn)：

主要是貸款利息。這是光伏電站運營中變數最大的一項。它取決于貸款占總投資的比例Rloan和貸款利率Rintr:

Cfn=Civs * Rloan * Rintr(3)

例如，一個10MW的電站，現階段總投入大約為12000萬元，如果貸款75%，年利率為7%，則每年財務費用Cfn為：12000*75%*7% = 630 萬元

如果全部為自有資金，則財務費用為零。

光伏電站的年收入Ip

每個光伏電站的收入Ip為：

Ip = P * Hfp * Tarif + Isub(4)

式(4)中，P為電站裝機功率，應當以千瓦(KW)為單位，Hfp 為年滿負荷發電小時數，它相當于1KW容量在當地一年發出的電度數;Tarif 為上網電價。Isub為電站的其它收入，如CDM指標銷售收入和來自于政府的其它補貼。光伏電站的年利潤Iint

發電站的年利潤就是發電收入減去所有的成本后，再加上其它收入：

Iint = Ip-Cop–Cfn

= P*Hfp*Tarif+Isub–Cop–Cfn(5)

這里還有一個假定，就是某個光伏電站的年滿負荷等效發電時間是穩定的，其實，年滿負荷等效發電時間雖然主要只與當地日照條件有關，但實際上，組件的穩定性會有影響。目前，按照國際光伏產業通用的要求，光伏組件每年的衰減不得高于1%，或者，25年不得小于20%(遞進衰減)。而目前大多數廠家實際給出的數據是每年的衰減不超過0.5%。而實際的數據更小。因此，為簡單起見，可以假定光伏電站安裝運行后，每年的年滿負荷等效發電時間是個常數。

成本電價(Tcost)計算：

假設Tcost為成本電價。因為光伏電站的發電不需要采購燃料或其它原料，日常運營費用很小，每個電站的成本電價主要取決于固定資產折舊，也就是與預期的投資回收期密切相關。這里，對成本電價的定義是，在預定的投資回報期內能夠收回光伏電站總投資成本的最低電價。這樣，只要確定了投資回報期Per，就可以確定光伏電站每年的最低利潤Int0:

Iint0=Civs/Per(6)

令式(5)中的Iint = I int0，并將式(6)代入(5)

Civs/Per =P * Hfp * Tarif + Isub – Cop – Cfn(6-1)

對式(6-1)計算所得到的Tarif即為Tcost：

Tcost =(Civs/Per+Cop+Cfn-Isub)/(P*Hfp)(7)

再將式(2)和式(3)代入上式(7)，得到：

Tcost =(Civs/Per + Cins * Rop+ Civs * Rloan * Rintrisub)/ Hfp(8)

式(8)即為光伏發電成本電價的計算公式。它表示出了光伏電站的成本電價與光伏電站的單位裝機成本Cp、投資回收期Per、運營費用比率Rop、貸款狀況(包括貸款占投資額的比例Rloan和貸款利息Rintr兩個參數)、年等效滿負荷發電小時數Hfp等五大因素的具體關系。此外，還有該電站所享受到的其它補貼收入系數有關。

式(8)即為光伏發電的成本電價的數學分析模型。

第二篇：光伏發電實施方案

全市光伏扶貧實施方案

光伏扶貧是創新科學扶貧、精準扶貧、精準脫貧方式的有效途徑，是當前我市推進農村扶貧開發、促進貧困群眾增收的重要舉措。為深入實施光伏扶貧，結合我市實際，制定本實施方案。

一、指導思想

深入貫徹科學發展觀，全面落實中央、省關于新時期扶貧開發的戰略思想，按照精準扶貧、精準脫貧的要求，創新扶貧開發工作機制，完善資金籌措方式，大力推進光伏扶貧，充分利用村集體和貧困戶屋頂、荒山、荒坡、空地、水面、灘涂等資源，建設村級和戶用光伏電站，幫助貧困村和貧困戶建立長久增收渠道，加快扶貧對象脫貧致富步伐，確保到2020年同步實現全面小康。

二、目標任務

2015年實施光伏扶貧4500千瓦。一是在xx縣建設60千瓦村級光伏電站50個（其中xx縣20個、xx縣15個、xx縣15個）；二是在懷遠縣建設3千瓦戶用光伏電站500戶。力爭實施項目貧困村集體年均增收6萬元左右，實施項目貧困戶年均增收3000元左右。到2020年，實施光伏扶貧1.8萬千瓦。建設村級光伏電站100個左右，集體經濟薄弱貧困村實現全覆蓋；建設戶用光伏電站4000戶左右。

三、基本原則

一是統籌規劃、分步實施。圍繞我市光伏扶貧發展目標，統籌考慮貧困村和貧困戶增收需求、電力負荷及電網建設現狀，統一規劃、分在具備條件的貧困村和貧困戶實施光伏扶貧項目。

二是政府主導、市場主體。各級政府要將光伏扶貧作為精準扶貧、精準脫貧的重要措施，制定實施方案，組織抓好落實。堅持用市場的辦法，通過公開招標方式擇優選擇承建單位，負責項目實施。

三是市級指導、縣負總責。市政府負責總體規劃、工作指導和協調服務，各縣政府負責計劃的申報和制定具體實施方案并組織實施。

四是群眾自愿、特困優先。充分尊重貧困村和貧困戶意愿，實行自主申報、鄉（鎮）審核、縣審批、市備案。光伏扶貧重點扶持“三無”貧困戶（無勞動力、無資源、無穩定收入來源的貧困戶）及無集體經濟收入或集體經濟薄弱、資源缺乏的貧困村。

五是政策扶持、精準幫扶。各級政府在財政獎補、金融支持方面加大扶持力度，鼓勵和引導包村幫扶單位、企業、社會各界和中標實施企業參與、支持光伏扶貧。

六是規范實施、保障質量。堅持公開公平公正，實施項目的貧困村、貧困戶要在當地進行公示。規范項目建設和驗收，建立健全建、管、用相結合的運行維護服務機制，確保光伏電站正常運行，貧困村和貧困戶長期受益。

四、實施范圍和對象

光伏扶貧主要在有扶貧任務的xx縣三縣實施。實施對象分為兩類：一是無集體經濟收入或集體經濟薄弱、資源缺乏的建檔立卡貧困村，實施項目的貧困村必須是規劃布點保留的村莊；二是建檔立卡貧困戶、“三無”貧困戶優先。

五、建設模式

貧困村村級光伏電站每個60千瓦，可以選擇村辦公場所、衛生室、敬老院等屋頂以及荒山荒坡、空閑土地、洪水最高水位線以上的河灘地等建設，有條件的也可以建設光伏大棚。貧困戶戶用光伏電站每個3千瓦，可以選擇具備條件的屋頂或庭院建設，也可以和村級電站一起建設，每戶3千瓦產權不變。

六、實施步驟

10月底前完成規劃選址和項目設計，并開展招投標工作，年底前完成項目建設。以后每年的計劃在元月底前上報市扶貧辦。

（一）項目選址。由市農林委（扶貧辦）牽頭，會同各縣政府，篩選符合條件的建檔立卡貧困村和貧困戶，經市光伏扶貧工作領導小組研究同意后上報省有關部門。

（二）啟動建設。在完成項目立項審批、規劃選址后，由市發改委會同市經信委、市農林委（扶貧辦）、xx供電公司邀請有關專業技術部門、太陽能光伏企業研究設置系統技術參數，經行業內專家評審論證后公開招標，進行設備統一采購、安裝、調試、相關技術人員培訓等。

（三）并網發電。設備安裝前，按照分布式電源管理相關要求，向當地供電公司提供有效的報裝申請材料。設備安裝完畢后，由各縣供電公司按有關標準進行并網驗收和調試，符合并網條件的接入國家電網正式運行。供電公司與貧困村或貧困戶光伏電站投資主體簽訂發用電合同。

七、資金籌措、運營管理及收益分配

（一）資金籌措。

貧困村村級光伏電站建設資金。采取縣財政專項扶貧資金安排、幫扶單位支持、貧困村自籌等辦法籌資。整合涉農資金統籌用于村級光伏電站建設。貧困村自籌資金可通過村自有資金、中標實施企業墊資、小額扶貧貼息貸款等方式解決。

貧困戶戶用光伏電站建設資金。懷遠縣（省扶貧開發重點縣）采取省級補助、市縣安排（市、縣兩級出資按1:1比例落實）和貧困戶自籌各三分之一的辦法籌資。五河縣、固鎮縣采取縣財政專項扶貧資金安排、市級補助（4000元/戶）、包戶干部和社會各界捐助、貧困戶自籌的辦法籌資。貧困戶自籌資金可通過自有資金、中標實施企業墊資、小額扶貧貼息貸款等方式解決。

（二）運營管理。

光伏扶貧項目通過公開招標方式選擇符合資質條件、具有社會責任心的企業組織實施。同等條件下，優先選擇我市光伏服務企業和光伏企業產品。各縣政府要打造服務平臺，建立完善針對貧困村和貧困戶的光伏電站運行維護服務機制。中標實施企業要認真履行合同約定，提供基本培訓以及使用手冊，建立售后服務網點，負責光伏電站維護和設備維修。

（三）收益分配。

光伏電站產權及收益歸實施項目的貧困村或貧困戶所有。縣供電公司按結算周期向貧困村、貧困戶全額支付上網電費。電站年發電量和收益由縣扶貧部門負責統計并張榜公布，接受群眾和社會監督。

八、組織領導和職責分工

（一）組織領導。

成立由市政府分管領導任組長，市發改委、市財政局、市經信委、市農林委（扶貧辦）、市金融辦、xx供電公司、各縣政府負責同志為成員的xx市光伏扶貧工作領導小組，負責對光伏扶貧工作進行指導、協調、監督和檢查；領導小組辦公室設在市農林委（扶貧辦），具體負責綜合協調和推進工作。

（二）職責分工。

市農林委（扶貧辦）負責宣傳發動、選擇貧困村和貧困戶、擬定計劃、牽頭組織項目實施；市發改委負責光伏發電指標的落實，編制光伏扶貧實施方案、技術指南、用戶手冊，光伏扶貧統一招標，以及統籌建立光伏扶貧工程監管機制，制定項目備案、施工、驗收等管理辦法；市財政局負責項目建設資金的籌集與監管；市金融辦負責協調金融機構、保險機構落實扶貧小額信貸，探索建立光伏扶貧風險規避機制；市經信委負責協調xx供電公司抓緊實施農村電網改造升級，確保滿足光伏發電上網需求，以及光伏電站電表調試與安裝、并網發電、及時發放上網電量補貼資金等；各縣政府負責項目實施的貧困村、貧困戶選址、公示，項目審核、審批，調度推進，檢查驗收，補貼資金審核上報、公示等工作。

第三篇：光伏發電申請書

篇一：屋頂光伏發電項目申請報告

附件：

湖南中煙工業有限責任公司零陵卷煙廠

529.2kw屋頂光伏發電項目申請報告

一、項目基本情況

1、項目建設的必要性

2.1 開發利用太陽能資源，符合能源產業發展方向

我國是世界上最大的煤炭生產和消費國，能源將近76%由煤炭供給，這種過度依賴化石燃料的能源結構已經造成了很大的環境、經濟和社會負面影響。大量的煤炭開采、運輸和燃燒，對我國的環境已經造成了極大的破壞。大力開發太陽能、風能、生物質能等可再生能源利用技術是保證我國能源供應安全和可持續發展的必然選擇。

“十一五”期間我國在能源領域將實行的工作重點和主要任務是首先加快能源結構調整步伐，努力提高清潔能源開發生產能力。以太陽能發電、風力發電、太陽能熱水器、大型沼氣工程為重點，以“設備國產化、產品標準化、產業規模化、市場規范化”為目標，加快可再生能源的開發。

根據《可再生能源中長期發展規劃》中指出，發揮太陽能光伏發電適宜分散供電的優勢，在偏遠地區推廣使用戶用光伏發電系統或建設小型光伏電站，解決無電人口的供電問題。在城市的建筑物和公共設施配套安裝太陽能光伏發電裝置，擴大

城市可再生能源的利用量，并為太陽能光伏發電提供必要的市場規模。

目前的太陽能發電技術主要有太陽能光伏發電和太陽能熱發電技術，其中太陽能熱發電技術尚處于試驗開發階段，而太陽能光伏發電技術已經基本成熟，其使用壽命已經達到25年～30年。

1.2 湖南省具備建設分布式并網光伏發電系統的條件 我國太陽能理論總儲量為147×10gwh/y。從理論上講除去農田、草原、森林、河流、湖泊、道路等，在任何荒地和建筑上都可以安裝光伏組件。

項目場址年均水平太陽總輻射量在4320mj/m以上，永州市經濟發展較快，土地資源昂貴，不易建設大型地面光伏電站，比較適合建設與建筑結合的分布式并網光伏電站。

1.3 合理開發太陽能資源，實現地區電力可持續發展 據預測顯示，到2015年，全省全社會用電量需求將達到1850億千瓦時，年均增長9.6%，考慮省內既有供電能力，省外輸送能力，電量缺口約320億千瓦時，電力缺口660萬千瓦時。

該電站建成后，與當地電網并網運行，可有效緩解地方電網的供需矛盾，促進地區經濟可持續發展。同時也可充分利用我國的太陽能資源，保障我國能源供應戰略安全。

1.4 加快能源電力結構調整的需要 28 根據我國《可再生能源中長期發展規劃》，提出了未來15年可再生能源發展的目標：到2020年可再生能源在能源結構中的比例爭取達到16%，太陽能發電裝機180萬kw。

湖南省的可在生能源中所占比例較小，而太陽能發電技術已日趨成熟，從資源量以及太陽能產品的發展趨勢來看，開發分布式光伏發電項目，將有利于改善電網能源電力結構，有利于增加可再生能源的比例，有利于優化系統電源結構。

1.5 改善生態、保護環境的需要

在全球能源形勢緊張、全球氣候變暖嚴重威脅經濟發展和人們生活健康的今天，世界各國都在尋求新的能源替代戰略，以求得可持續發展和在日后的發展中獲取優勢地位。環境狀況已經警示我國所能擁有的排放空間已經十分有限了，再不加大清潔能源和可再生能源的份額，我國的經濟和社會發展就將被迫減速。

太陽能光伏發電以其清潔、源源不斷、安全等顯著優勢，成為關注重點，因此，提高可再生能源利用率，尤其發展并網型太陽能發電是改善生態、保護環境的有效途徑。

綜上所述，零陵卷煙廠529.2kw屋頂光伏發電工程可減少化石資源的消耗，減少因燃煤等排放有害氣體對環境的污染，帶動地方經濟快速發展將起到積極作用。因此，該項目建設是十分必要的。

2、項目建設的主要內容

2.1本項目設計在為零陵卷煙廠屋頂建設安裝太陽能光伏發電系統，項目類型為并網太陽能光伏發電系統，總裝機容量為529.2kwp。

2.2 太陽能光伏發電系統主要由光伏組件、防雷匯流箱、交直流配電柜、光伏逆變器、光伏支架、監控系統、電纜等組成。

2.3 系統設計安裝1890塊280w多晶硅光伏組件。

2.4 系統逆變器采用國內知名品牌，將光伏組件產生的直流電逆變成380v的交流電，然后并入電網。

2.5 光伏方陣安裝采用22°最佳傾角安裝，光伏支架系統采用c型鋼。

2.6 系統配置一套監控系統，對系統發電量、環境參數、設備狀態等進行監控，保證系統正常運行。

二、技術方案選擇

1、概述

本系統為大型并網光伏發電系統，太陽電池板采用江蘇福克斯新能源有限公司生產的280wp多晶硅太陽能電池組件，系統裝機容量為529.2kwp，產品獲得國內金太陽認證、歐洲tuv認證和美國的ul認證。整個系統由1個500kw發電單元組成，太陽電池陣列發電經光伏方陣防雷匯流箱匯流、逆變之后，經過隔離變壓器后380v并入電網，最終實現將整個光伏并網系統接入當地電網系統。光伏并網型逆變器并網 后與電網安全運行，所產生的電與電網電力是同頻、同相，且具備抗孤島等控制特殊情況的能力。其發電原理框圖如下：

2、設計依據

本項目各部分的設計嚴格遵循和參考以下規范、標準： 配電系統和并網接口設計參考標準：

gb 18479-2001 地面用光伏（pv）發電系統概述和導則

dl/t 527-2002 靜態繼電保護裝置逆變電源技術條件

gb/t 13384-1992 機電產品包裝通用技術條件

gb/t 14537-1993 量度繼電器和保護裝置的沖擊與碰撞試驗

gb 16836-1997 量度繼電器和保護裝置案值設計的一般要求

dl/t 478-2001 靜態繼電保護及安全自動裝置通用技術條件

篇二：光伏發電申請表

江西省萬家屋頂光伏發電示范工程項目申請表（參考）

說明：該表僅供參考，各縣發改委可根據實際需要，自行設計表格并接受居民申請。篇三：太陽能光伏發電項目申報書

山西省

太原市日報社太陽能光伏發電項目

建

議

書

項目名稱：太原日報社太陽能光伏發電

申報單位：太原市日報社

地 址：太原市新建路***號

郵政編碼：030032 聯 系 人：

電 話：

傳 真：

申報日期： 年 月 日

一、項目概述

1、項目名稱：山西省太原市日報社屋頂太陽能光伏并網

發電項目

2、建設單位：太原市日報社

3、項目擬建地點：山西省太原市新建路78號

4、建議書編制依據：

（1）《、中華人民共和國可再生能源法》

（2）、《財政部、科技部、國家能源局關于實施金太陽示范項目的通知》（財建【2009】397號）

（3）太原市氣象輻射資料、地面氣象資料

5、項目規模與投資

（1）項目規模

一期項目：太原市日報社辦公樓屋頂面積約為2000㎡，按常規太陽能組件計算，考慮到太陽能組件檢修通道及安裝地點邊角不可利用面積等因素，可以建設太陽能并網發電站150kwp。

二期項目：太原市日報社宿舍屋頂面積約為2000 ㎡，按常規太陽能組件計算，考慮到太陽能組件檢修通道及安裝地點邊角不可利用面積等因素，可以建設太陽能并網發電站150kwp。

（2）項目投資：

一期項目：總投資約為270萬

二期項目：總投資約為265萬

6、產品方案：太陽能組件選用tn-72-5m190組件

逆變器選用100kw和50kw逆變器

7、建設周期：3個月

8、設計年限：本項目設計建設年限為25年

二、項目建設的必要性和意義

1、項目建設的必要性

從十七世紀至今，全球人口從5億增長到60億，人類的能源消耗也從每年1億噸標準煤增長到150億噸標準煤。世界能源委員會預測，按照已探明儲量和目前的消耗速度，石油將在43年后枯竭，天燃氣將在66年內用盡，煤炭也只夠169年的開采。

按照國際能源委員會和歐洲聯合研究中心的一致估計，光伏發電在未來能源中占據著重要的地位，到2030年可再生能源占總能源結構中30%以上，太陽能光伏發電在世界總電力的供應中達到10%以上；2040年可再生能源占總能耗的

50%以上，光伏發電將占到20%以上。

2009年在我國氣候談判中對國際社會做出的承諾包括，到2020年非化石能源占一次能源消耗比重達到15%左右，碳相比2005年下降40-50%，森林面積比2005年增加4000萬公頃，森林蓄積量增加13億立方米。

在此背景下，各國政府把發展新能源和可再生能源作為戰略重點，世界各國在加強實施《京都議定書》和巴厘島應對氣候變暖框架路線圖，我國也先后頒布了《可再生能源法》與《節約能源法》。2009年9月23日，由財政部、建設部印發了關于《太陽能光電建筑應用財政補助資金暫行管理辦法》，2009年7月16日財政部、建設部、國家能源局聯合發文。（財建【2009】397號《關于實施金太陽示范工程的通知》一系列新能源補助政策。

2、項目實施的意義

利用太陽能發電為太原市日報社提供電源，節省了由電網供電，節約了能源，符合國家的產業政策，能源政策，也符合能源可持續發展的戰略，具有良好的經濟效益和社會效益。

溫室氣體效應、氣候變暖、環境惡化、生態失衡這是世界的統一話題，也是世界范圍內關注的問題。各國政府都確立了節能減排、發展綠色能源的戰略方針。我國政府已在《京

都議定書》上鄭重簽字，許諾大力減少溫室氣體排放，發展綠色能源，保護環境，保護地球，保護人類自己。

山西省人民政府根據本省的實際情況，也制定了節能減排、減少溫室氣體排放、降低污染、開發利用綠色新能源的發展規劃。要求各地改造傳統產業，充分利用綠色能源，改善山西的自然環境，提高山西人的生活質量和健康水平。

利用太陽能發電，太陽能是絕對干凈、清潔的能源，無公害，無污染，不會對環境排放任何污染物，不會對大同市的城市環境產生影響，符合國家的環保政策。

本項目是一個節能和環保型項目，具有良好的經濟效益和社會效益。因此，本工程項目建設是完全必要的。

三、項目建設的條件

1、政策條件

1、《中華人民共和國可再生能源法》

2、《節約能源法》

3、《財政部、科技部、國家能源局關于實施金太陽示

范項目的通知》（財建【2009】397號）

4、《太陽能光電建筑應用財政補助資金暫行管理辦法》 篇四：物業申請(安裝光伏電站物業申請書)關于安裝家用光伏發電系統的申請

小區物業: 本人為響應黨中央關于節能減排、發展新能源及低碳經濟的號召，利用自家屋頂安裝光伏發電系統。系統總裝機容量為 kw，采用低壓用戶側并網方式接入用戶側配電電網。

本系統具有極強的示范性，符合國家產業政策，凸顯綠色、環保、節能等技術特色，同時也能反映出本小區與黨中央政策步調高度一致、與時俱進。現向小區物業提出申請、請予同意。

申 請 人：

申請地址：

申請日期： 年 月 日

小區物業：

（簽章）篇五：光伏發電示范工程項目接入電網申請函

關于xxx光伏發電示范項目接入電網

并網申請函

xx省電力有限公司：

茲有xxx建設的xxx用戶側并網光伏發電項目需要并網，特此向貴司提出并網申請，懇請予以批準為盼。xxx光伏發電示范項目收錄于201x國家金太陽項目名錄（文號），并經過福建省發展和改革委員會立項批復（閩發改網文號）。項目總投資共計xxx萬元，裝機容量xxmw，建設于xx內。該項目的建設投產符合當地電網統籌規劃，滿足科學、經濟的設計規劃原則，有助于促進電力資源可持續發展。項目所發電力部分由廠區自行消納，富余電力通過10kv線路送入公用電網，參照火電標桿電價收購。項目系統接入方案已通過專家審核，并取得福建省電力有限公司批文，同意按照該接入方案實施并網。依據評審意見，我司已開始落實項目并網所需的系統繼電保護和安全自動裝置、系統調度自動化、系統通信部分的溝通協調工作以及電力送出工程新增線路建設，確保項目順利并網運行。特此申請。

第四篇：光伏發電屋頂租賃

甲方： 乙方：

根據《中華人民共和國合同法》及相關法律、法規和政策規定，甲、乙雙方本著自愿原則，經過充分協商，在平等互利的基礎上，就乙方租賃甲方廠房屋頂安裝太陽能光伏電站相關事宜達成如下協議：

一、廠房屋頂基本情況

甲方將其擁有位于 的廠房屋頂租賃給乙方用于安裝太陽能電站，廠房屋總面積平方米(廠房屋頂實際面積以丈量為準)。

二、廠房屋頂租期限

1、廠房屋頂租賃期限自 2013 年 4 月 12 日起，至 2043 年 4 月 12 日止，租賃期30年。

2、租賃期間，屋頂使用權歸乙方所有。租賃期滿，甲方有權收回所有屋頂，乙方應如期歸還，乙方如需要繼續承租，應于租賃期滿前三個月提出書面要求，經甲方同意后重新簽訂租賃合同。

三、租金及相關費用支付方式

1、乙方以電費優惠作為使用甲方屋頂租金。甲、乙雙方約定，乙方租賃甲方廠房屋頂安裝光伏電站，電站并網發電后，乙方承諾，對甲方實施電價優惠，甲方購買乙方太陽能電站電力每千瓦時電費比電力公司當時的電價優惠15%。具體電費支付方式，甲、乙雙方另行協議約定。

2、租賃期間，乙方使用該廠房屋頂發生的所有水、電及維護費用由乙方承擔。

四、廠房使用要求及維護責任

1、租賃期間，乙方應合理使用并愛護該廠房及其附屬設施。因乙方使用不當或不合理使用，導致廠房屋頂及其附屬設施損壞或發生故障的，由乙方負責維修。

2、租賃期間，乙方需裝修或增設附屬設施和設備的，應事先征得甲方的同意，按規定須向有關部門審批的，則還應由甲方報請有關部門批準后，方可執行。

五、廠房轉租和歸還

1、乙方在租賃期間，如將廠房屋頂轉租給第三方，須事先征得甲方的書面同意，擅自中途轉租、轉讓，甲方有權利終止本租賃協議。

2、租賃期滿后，該廠房屋頂歸還時，應當符合正常使用狀態。

六、租賃期間其他有關約定

1、租賃期間，甲、乙雙方都應遵守國家的法律法規，不得利用廠房租賃進行非法活動。

2、租賃期間，甲方有權督促并協助乙方做好消防、安全、衛生工作。

3、租賃期間，廠房因不可抗拒的原因和市政動遷造成本合同無法履行，雙方互不承擔責任。

4、租賃期間，乙方可根據自己的經營特點進行裝修，但原則上不得破壞原房結構，裝修費用由乙方自負，租賃期滿后如乙方不再承擔，甲方也不作任何補償。

5、租賃期間，乙方應及時支付房租及其他應支付的一切費用，如拖欠不付滿一個月，甲方有權增收5%滯納金，并有權終止租賃協議。

6、租賃期滿后，甲方如繼續出租該房時，乙方享有優先權;如期滿后不再出租，乙方應如期搬遷，否則由此造成一切損失和后果，都由乙方承擔。

七、其他條款

1、租賃期間，如甲方提前終止合同而違約，甲方應一次性賠償乙方20萬元。租賃期間，如乙方提前退租而違約，乙方應一次性賠償甲方20萬元。

2、租賃期間，如因產權證問題而影響乙方正常經營而造成的損失，由甲方負一切責任給予賠償。

3、甲方協助乙方辦理項目的相關材料及手續，其費用由乙方承擔。

4、租賃合同簽訂后，如企業名稱變更，可由甲乙雙方蓋章簽字確認，原租賃合同條款不變，繼續執行到合同期滿。

八、合同的變更和解除

1、本合同一經簽訂，即具有法律約束力，任何單位和個人不得隨意變更和解除。

2、在合同履行期間，甲、乙雙方不能因機構變更、人事變動或其他原因而無故終止合同。如因不可抗拒力致使難以履行合同時，本合同可以變更或刪除。

3、本合同期滿，乙方在同等條件下享有優先承租權，如果乙方由此需要，甲方應當優先與乙方續簽合同。

八、發生爭議，甲乙雙方本著互諒互讓原則協商解決，協商不成的，可向當地人民法院提起訴訟。

九、本合同未盡事宜，可由甲乙雙方約定后作為補充協議，補充協議與本合同具有同等法律效力。

十、本合同一式兩份，甲、乙雙方各持一份。

甲方：

日期： 乙方： 日期：

第五篇：光伏發電工程驗收

光伏發電工程驗收規范

1總則

1.0.1為確保光伏發電工程質量，指導和規范光伏發電工程的驗收，制定本規范。1.0.2本規范適用于通過380V及以上電壓等級接人電網的地面和屋頂光伏發電新建、改建和擴建工程的驗收，不適用于建筑與光伏一體化和戶用光伏發電工程。

1.0.3光伏發電工程應通過單位工程、工程啟動、工程試運和移交生產、工程竣工四個階段的全面檢查驗收。

1.0.4各階段驗收應按要求組建相應的驗收組織，并確定驗收主持單位。

1.0.5光伏發電工程的驗收，除按本規范執行外，尚應符合國家現行有關標準的規定。2術語

2.0.1光伏發電工程photovoltaic power project

指利用光伏組件將太陽能轉換為電能、并與公共電網有電氣連接的工程實體，由光伏組件、逆變器、線路等電氣設備、監控系統和建（構）筑物組成。2.0.2光伏電站photovoltaic power station

指利用光伏組件將太陽能轉換為電能、并按電網調度部門指令向公共電網送電的電站，由光伏組件、逆變器、線路、開關、變壓器、無功補償設備等一次設備和繼電保護、站內監控、調度自動化、通信等二次設備組成。

2.0.3光伏發電單元photovoltaic power unit

光伏電站中，以一定數量的光伏組件串，通過直流匯流箱多串匯集，經逆變器逆變與隔離升壓變壓器升壓成符合電網頻率和電壓要求的電源。這種一定數量光伏組件串的集合稱為光伏發電單元。

2.0.4觀感質量quality of appearance

通過觀察和必要的量測所反映的工程外在質量。2.0.5綠化工程plant engineering 由樹木、花卉、草坪、地被植物等構成的植物種植工程。2.0.6安全防范工程security and protection engineering

以保證光伏電站安全和防范重大事故為目的，綜合運用安全防范技術和其他科學技術，為建立具有防入侵、防盜竊、防搶劫、防破壞、防爆安全檢查等功能（或其組合）的系統而實施的工程。3基本規定

3.0.1工程驗收依據應包括下列內容： 1國家現行有關法律、法規、規章和技術標準。2有關主管部門的規定。

3經批準的工程立項文件、調整概算文件。

4經批準的設計文件、施工圖紙及相應的工程變更文件。3.0.2工程驗收項目應包括下列主要內容： 1檢查工程是否按照批準的設計進行建設。

2檢查已完工程在設計、施工、設備制造安裝等過程中與質量相關資料的收集、整理和簽證歸檔情況。

3檢查施工安全管理情況。

4檢查工程是否具備運行或進行下一階段工作的條件。5檢查工程投資控制和資金使用情況。6對驗收遺留問題提出處理意見。7對工程建設作出評價和結論。

3.0.3工程驗收結論應經驗收委員會（工作組）審查通過。

3.0.4當工程具備驗收條件時，應及時組織驗收。未經驗收或驗收不合格的工程不得交付使用或進行后續工程施工。驗收工作應相互銜接，不應重復進行。3.0.5單位工程驗收應由單位工程驗收組負責；工程啟動驗收應由工程啟動驗收委員會（以下簡稱“啟委會”）負責；工程試運和移交生產驗收應由工程試運和移交生產驗收組負責；工程竣工驗收應由工程竣工驗收委員會負責。

3.0.6驗收資料收集、整理應由工程建設有關單位按要求及時完成并提交，并對提交的驗收資料進行完整性、規范性檢查。

3.0.7驗收資料分為應提供的檔案資料和需備查的檔案資料。

有關單位應保證其提交資料的真實性并承擔相應責任。驗收資料目錄應符合本規范附錄A和附錄B的要求。

3.0.8工程驗收中相關單位職責應符合下列要求： 1建設單位職責應包括：

1)組織或協調各階段驗收及驗收過程中的管理工作。2)參加各階段、各專業組的檢查、協調工作。3）協調解決驗收中涉及合同執行的問題。4)提供工程建設總結報告。

5)為工程竣工驗收提供工程竣工報告、工程概預算執行情況報告、工程結算報告及水土保持、環境保護方案執行報告。

6)配合有關單位進行工程竣工決算及審計工作。2勘察、設計單位職責應包括：

1)對土建工程與地基工程有關的施工記錄校驗。2)負責處理設計中的技術問題，負責必要的設計修改。3)對工程設計方案和質量負責，為工程驗收提供設計總結報告。3施工單位職責應包括：

1)提交完整的施工記錄、試驗記錄和施工總結。2)收集并提交完整的設備裝箱資料、圖紙等。3)參與各階段驗收并完成消除缺陷工作。

4)協同建設單位進行單位工程、啟動、試運行和移交生產驗收前的現場安全、消防、治安保衛、檢修等工作。

5)按照工程建設管理單位要求提交竣工資料，移交備品備件、專用工具、儀器儀表等。4調試單位職責應包括：

1)負責編寫調試大綱，并擬訂工程啟動方案。

2)系統調試前全面檢查系統條件，保證安全措施符合調試方案要求。3)對調試中發現的問題進行技術分析并提出處理意見。

4)調試結束后提交完整的設備安裝調試記錄、調試報告和調試工作總結等資料，并確認是否具備啟動條件。5監理單位職責應包括：

1)負責組織分項、分部工程的驗收。

2)根據設計文件和相關驗收規范對工程質量進行評定。3)對工程啟動過程中的質量、安全、進度進行監督管理。

4)參與工程啟動調試方案、措施、計劃和程序的討論，參加工程啟動調試項目的質量驗收與簽證。

5)檢查和確認進人工程啟動的條件，督促工程各施工單位按要求完成工程啟動的各項工作。6生產運行單位職責應包括：

1)參加工程啟動、工程試運和移交生產、工程竣工等驗收階段工作。2)參加編制驗收大綱，并驗收簽證。3)參與審核啟動調試方案。4)負責印制生產運行的規程、制度、系統圖表、記錄表單等。5)負責準備各種備品、備件和安全用具等。

6)負責投運設備已具備調度命名和編號，且設備標識齊全、正確，并向調度部門遞交新設備投運申請。

7設備制造單位職責應包括： 1)負責進行技術服務和指導。

2)及時消除設備制造缺陷，處理制造單位應負責解決的問題。4單位工程驗收 4.1一般規定

4.1.1光伏發電工程單位工程應按土建工程、安裝工程、綠化工程、安全防范工程、消防工程五大類進行劃分。

4.1.2單位工程由若干個分部工程構成，單位工程驗收應由建設單位組織，并在分部工程驗收合格的基礎上進行。

4.1.3分部工程由若干個分項工程構成，分部工程的驗收應由總監理工程師組織，并在分項工程驗收合格的基礎上進行。

4.1.4分項工程的驗收應由監理工程師組織，并在施工單位自行檢查評定合格的基礎上進行。

4.1.5單位工程的驗收應符合下列要求： 1質量控制資料應完整。

2單位工程所含分部工程有關安全和功能的檢測資料應完整。3主要功能項目的抽查結果應符合相應技術要求的規定。4觀感質量驗收應符合要求。

4.1.6單位工程驗收組的組成及主要職責應符合下列要求： 1單位工程驗收組應由建設單位組建，由建設、設計、監理、施工、調試等有關單位負責人及專業技術人員組成。

2單位工程驗收組主要職責應包括：

1)應負責指揮、協調分部工程、分項工程、施工安裝各階段、各專業的檢查驗收工作。2)應根據分部、分項工程進度及時組織相關單位、相關專業人員成立相應的驗收檢查小組，負責分部、分項工程的驗收。

3)應聽取工程施工單位有關工程建設和工程質量評定情況的匯報。4)應對檢查中發現的缺陷提出整改意見，并督促有關單位限期整改。

5)應對單位工程進行總體評價，應簽署符合本規范附錄C要求的“單位工程驗收意見書”。4.1.7單位工程完工后，施工單位應及時向建設單位提出驗收申請，單位工程驗收組應及時組建各專業驗收組進行驗收。

4.1.8單位工程驗收工作應包括下列內容：

1應檢查單位工程是否符合批準的設計圖紙、設計更改聯系單及施工技術要求。2應檢查施工記錄及有關材料合格證、檢測報告等。3應檢查各主要工藝、隱蔽工程監理檢查記錄與報告等。4應按單位工程驗收要求檢查其形象面貌和整體質量。5應對檢查中發現的遺留問題提出處理意見。6應對單位工程進行質量評定。7應簽署“單位工程驗收意見書”。4.1.9分部工程的驗收應符合下列要求： 1質量控制資料應完整。

2分部工程所含分項工程有關安全及功能的檢驗和抽樣檢測結果應符合有關規定。3觀感質量驗收應符合要求。4.2土建工程

4.2.1土建工程的驗收應包括光伏組件支架基礎、場地及地下設施和建（構）筑物等分部工程的驗收。

4.2.2施工記錄、隱蔽工程驗收文件、質量控制、自檢驗收記錄等有關資料應完整齊備。4.2.3光伏組件支架基礎的驗收應符合下列要求：

1混凝土獨立（條形）基礎的驗收應符合現行國家標準《混凝土結構工程施工質量驗收規范》GB 50204的有關規定。

2樁基礎的驗收應符合現行國家標準《建筑地基基礎工程施工質量驗收規范》GB 50202的有關規定。

3外露的金屬預埋件（預埋螺栓）應進行防腐處理。

4屋面支架基礎的施工不應損害建筑物的主體結構，不應破壞屋面的防水構造，且與建筑物承重結構的連接應牢固、可靠。

5支架基礎的軸線、標高、截面尺寸及垂直度以及預埋螺栓（預埋件）的尺寸偏差應符合現行國家標準《光伏電站施工規范》GB 50794的規定。4.2.4場地及地下設施的驗收應符合下列要求： 1場地平整的驗收應符合設計的要求。2道路的驗收應符合設計的要求。

3電纜溝的驗收應符合設計的要求。電纜溝內應無雜物，蓋板齊全，堵漏及排水設施應完好。

4場區給排水設施的驗收應符合設計的要求。

4.2.5建（構）筑物的逆變器室、配電室、綜合樓、主控樓、升壓站、圍欄（圍墻）等分項工程的驗收應符合現行國家標準《建筑工程施工質量驗收統一標準》GB 50300，《鋼結構工程施工質量驗收規范》GB 50205和設計的有關規定。4.3安裝工程

4.3.1安裝工程驗收應包括對支架安裝、光伏組件安裝、匯流箱安裝、逆變器安裝、電氣設備安裝、防雷與接地安裝、線路及電纜安裝等分部工程的驗收。

4.3.2設備制造單位提供的產品說明書、試驗記錄、合格證件、安裝圖紙、備品備件和專用工具及其清單等應完整齊備。

4.3.3設備抽檢記錄和報告、安裝調試記錄和報告、施工中的關鍵工序檢查簽證記錄、質量控制、自檢驗收記錄等資料應完整齊備。4.3.4支架安裝的驗收應符合下列要求： 1固定式支架安裝的驗收應符合下列要求：

1)固定式支架安裝的驗收應符合現行國家標準《鋼結構工程施工質量驗收規范》GB 50205的有關規定。

2)采用緊固件的支架，緊固點應牢固，不應有彈墊未壓平等現象。

3)支架安裝的垂直度、水平度和角度偏差應符合現行國家標準《光伏電站施工規范》GB 50794的有關規定。

4）固定式支架安裝的偏差應符合現行國家標準《光伏電站施工規范》GB 50794的有關規定。

5）對于手動可調式支架，高度角調節動作應符合設計要求。6)固定式支架的防腐處理應符合設計要求。7)金屬結構支架應與光伏方陣接地系統可靠連接。2跟蹤式支架安裝的驗收應符合下列要求：

1)跟蹤式支架安裝的驗收應符合現行國家標準《鋼結構工程施工質量驗收規范》GB 50205的有關規定。

2)采用緊固件的支架，緊固點應牢固，彈墊不應有未壓平等現象。3)當跟蹤式支架工作在手動模式下時，手動動作應符合設計要求。4)具有限位手動模式的跟蹤式支架限位手動動作應符合設計要求。5)自動模式動作應符合設計要求。6)過風速保護應符合設計要求。7)通、斷電測試應符合設計要求。8)跟蹤精度應符合設計要求。9)跟蹤控制系統應符合技術要求。

4.3.5光伏組件安裝的驗收應符合下列要求： 1光伏組件安裝的驗收應符合下列要求：

1)光伏組件安裝應按設計圖紙進行，連接數量和路徑應符合設計要求。2）光伏組件的外觀及接線盒、連接器不應有損壞現象。

3)光伏組件間接插件連接應牢固，連接線應進行處理，整齊、美觀。

4）光伏組件安裝傾斜角度偏差應符合現行國家標準《光伏電站施工規范》GB 50794的有關規定。

5)光伏組件邊緣高差應符合現行國家標準《光伏電站施工規范》GB 50794的有關規定。6)方陣的絕緣電阻應符合設計要求。2布線的驗收應符合下列要求：

1)光伏組件串、并聯方式應符合設計要求。2)光伏組件串標識應符合設計要求。

3)光伏組件串開路電壓和短路電流應符合現行國家標準《光伏電站施工規范》GB 50794的有關規定。

4.3.6匯流箱安裝的驗收應符合下列要求： 1箱體安裝位置應符合設計圖紙要求。2匯流箱標識應齊全。3箱體和支架連接應牢固。

4采用金屬箱體的匯流箱應可靠接地。5安裝高度和水平度應符合設計要求。4.3.7逆變器安裝的驗收應符合下列要求：

1設備的外觀及主要零、部件不應有損壞、受潮現象，元器件不應有松動或丟失。2對調試記錄及資料應進行復核。

3設備的標簽內容應符合要求，應標明負載的連接點和極性。4逆變器應可靠接地。

5逆變器的交流側接口處應有絕緣保護。6所有絕緣和開關裝置功能應正常。7散熱風扇工作應正常。

8逆變器通風處理應符合設計要求。9逆變器與基礎間連接應牢固可靠。

10逆變器懸掛式安裝的驗收還應符合下列要求： 1)逆變器和支架連接應牢固可靠。2）安裝高度應符合設計要求。3）水平度應符合設計要求。

4.3.8電氣設備安裝的驗收應符合下列要求：

1變壓器和互感器安裝的驗收應符合現行國家標準《電氣裝置安裝工程電力變壓器、油浸電抗器、互感器施工及驗收規范》GB 50148的有關規定。

2高壓電器設備安裝的驗收應符合現行國家標準《電氣裝置安裝工程高壓電器施工及驗收規范》GB 50147的有關規定。

3低壓電器設備安裝的驗收應符合現行國家標準《電氣裝置安裝工程低壓電器施工及驗收規范》GB 50254的有關規定。

4盤、柜及二次回路接線安裝的驗收應符合現行國家標準《電氣裝置安裝工程盤、柜及二次回路接線施工及驗收規范》GB 50171的有關規定。5光伏電站監控系統安裝的驗收應符合下列要求： 1)線路敷設路徑相關資料應完整齊備。

2)布放線纜的規格、型號和位置應符合設計要求，線纜排列應整齊美觀，外皮無損傷；綁扎后的電纜應互相緊密靠攏，外觀平直整齊，線扣間距均勻、松緊適度。3)信號傳輸線的信號傳輸方式與傳輸距離應匹配，信號傳輸質量應滿足設計要求。4)信號傳輸線和電源電纜應分離布放，可靠接地。

5)傳感器、變送器安裝位置應能真實地反映被測量值，不應受其他因素的影響。6)監控軟件功能應滿足設計要求。

7)監控軟件應支持標準接口，接口的通信協議應滿足建立上一級監控系統的需要及調度的要求。

8)監控系統的任何故障不應影響被監控設備的正常工作。9)通電設備都應提供符合相關標準的絕緣性能測試報告。

6繼電保護及安全自動裝置的技術指標應符合現行國家標準《繼電保護和安全自動裝置技術規程》GB/T 14285的有關規定。

7調度自動化系統的技術指標應符合現行行業標準《電力系統調度自動化設計技術規程》DL/T 5003和電力二次系統安全防護規定的有關規定。

8無功補償裝置安裝的驗收應符合現行國家標準《電氣裝置安裝工程高壓電器施工及驗收規范》GB 50147的有關規定。

9調度通信系統的技術指標應符合現行行業標準《電力系統通信管理規程》DL/T 544和《電力系統通信自動交換網技術規范》DL/T 598的有關規定。

10檢查計量點裝設的電能計量裝置，計量裝置配置應符合現行行業標準《電能計量裝置技術管理規程》DL/T 448的有關規定。

4.3.9防雷與接地安裝的驗收應符合下列要求：

1光伏方陣過電壓保護與接地安裝的驗收應符合下列要求： 1)光伏方陣過電壓保護與接地的驗收應依據設計的要求進行。2)接地網的埋設和材料規格型號應符合設計要求。3）連接處焊接應牢固、接地網引出應符合設計要求。4)接地網接地電阻應符合設計要求。

2電氣裝置的防雷與接地安裝的驗收應符合現行國家標準《電氣裝置安裝工程接地裝置施工及驗收規范》GB 50169的有關規定。

3建筑物的防雷與接地安裝的驗收應符合現行國家標準《建筑物防雷設計規范》GB 50057的有關規定。

4.3.10線路及電纜安裝的驗收應符合下列要求：

1架空線路安裝的驗收應符合現行國家標準《電氣裝置安裝工程35kV及以下架空電力線路施工及驗收規范》GB 50173或((110-500kV架空電力線路施工及驗收規范》GB 50233的有關規定。

2光伏方陣直流電纜安裝的驗收應符合下列要求： 1)直流電纜規格應符合設計要求。2)標志牌應裝設齊全、正確、清晰。

3)電纜的固定、彎曲半徑、有關距離等應符合設計要求。

4)電纜連接接頭應符合現行國家標準《電氣裝置安裝工程電纜線路施工及驗收規范》GB 50168的有關規定。5）直流電纜線路所有接地的接點與接地極應接觸良好，接地電阻值應符合設計要求。6)防火措施應符合設計要求。

3交流電纜安裝的驗收應符合現行國家標準《電氣裝置安裝工程電纜線路施工及驗收規范》GB 50168的有關規定。4.4綠化工程

4.4.1設計圖紙、設計變更、施工記錄、隱蔽工程驗收文件、質量控制、自檢驗收記錄等資料應完整齊備。

4.4.2場區綠化和植被恢復情況應符合設計要求。4.5安全防范工程

4.5.1設計文件及相關圖紙、施工記錄、隱蔽工程驗收文件、質量控制、自檢驗收記錄及符合現行國家標準《安全防范工程技術規范》GB 50348的試運行報告等資料應完整齊備。4.5.2安全防范工程的驗收應符合下列要求： 1系統的主要功能和技術性能指標應符合設計要求。

2系統配置，包括設備數量、型號及安裝部位，應符合設計要求。

3工程設備安裝、管線敷設和隱蔽工程的驗收應符合現行國家標準《安全防護工程技術規范》GB 50348的有關規定。

4報警系統、視頻安防監控系統、出人口控制系統的驗收等應符合現行國家標準《安全防范工程技術規范》GB 50348的有關規定。4.6消防工程

4.6.1設計文件及相關圖紙、施工記錄、隱蔽工程驗收文件、質量控制、自檢驗收記錄等資料應完整齊備。

4.6.2消防工程的設計圖紙應已得到當地消防部門的審核。4.6.3消防工程的驗收應符合下列要求： 1光伏電站消防應符合設計要求。

2建（構）筑物構件的燃燒性能和耐火極限應符合現行國家標準《建筑設計防火規范》GB 50016的有關規定。

3屋頂光伏發電工程，應滿足建筑物的防火要求。4防火隔離措施應符合設計要求。

5消防車道和安全疏散措施應符合設計要求。

6光伏電站消防給水、滅火措施及火災自動報警應符合設計要求。7消防器材應按規定品種和數量擺放齊備。

8安全出口標志燈和火災應急照明燈具應符合現行國家標準《消防安全標志》GB 13495和《消防應急照明和疏散指示系統》GB 17945的有關規定。5工程啟動驗收 5.1一般規定

5.1.1具備工程啟動驗收條件后，施工單位應及時向建設單位提出驗收申請。5.1.2多個相似光伏發電單元可同時提出驗收申請。

5.1.3工程啟動驗收委員會的組成及主要職責應包括下列內容：

1工程啟動驗收委員會應由建設單位組建，由建設、監理、調試、生產、設計、政府相關部門和電力主管部門等有關單位組成，施工單位、設備制造單位等參建單位應列席工程啟動驗收。

2工程啟動驗收委員會主要職責應包括下列內容：

1)應組織建設單位、調試單位、監理單位、質量監督部門編制工程啟動大綱。

2)應審議施工單位的啟動準備情況，核查工程啟動大綱。全面負責啟動的現場指揮和具體協調工作。

3)應組織批準成立各專業驗收小組，批準啟動驗收方案。4)應審查驗收小組的驗收報告，處理啟動過程中出現的問題。組織有關單位消除缺陷并進行復查。

5)應對工程啟動進行總體評價，應簽署符合本規范附錄D要求的“工程啟動驗收鑒定書”。5.2工程啟動驗收

5.2.1工程啟動驗收前完成的準備工作應包括下列內容： 1應取得政府有關主管部門批準文件及并網許可文件。2應通過并網工程驗收，包括下列內容： 1)涉及電網安全生產管理體系驗收。2）電氣主接線系統及場（站）用電系統驗收。

3)繼電保護、安全自動裝置、電力通信、直流系統、光伏電站監控系統等驗收。4)二次系統安全防護驗收。

5)對電網安全、穩定運行有直接影響的電廠其他設備及系統驗收。3單位工程施工完畢，應已通過驗收并提交工程驗收文檔。4應完成工程整體自檢。

5調試單位應編制完成啟動調試方案并應通過論證。6通信系統與電網調度機構連接應正常。

7電力線路應已經與電網接通，并已通過沖擊試驗。8保護開關動作應正常。9保護定值應正確、無誤。

10光伏電站監控系統各項功能應運行正常。11并網逆變器應符合并網技術要求。5.2.2工程啟動驗收主要工作應包括下列內容： 1應審查工程建設總結報告。

2應按照啟動驗收方案對光伏發電工程啟動進行驗收。3對驗收中發現的缺陷應提出處理意見。4應簽發“工程啟動驗收鑒定書”。6工程試運和移交生產驗收 6.1一般規定

6.1.1工程啟動驗收完成并具備工程試運和移交生產驗收條件后，施工單位應及時向建設單位提出工程試運和移交生產驗收申請。

6.1.2工程試運和移交生產驗收組的組成及主要職責應包括下列內容：

1工程試運和移交生產驗收組應由建設單位組建，由建設、監理、調試、生產運行、設計等有關單位組成。

2工程試運和移交生產驗收組主要職責應包括下列內容：

1)應組織建設單位、調試單位、監理單位、生產運行單位編制工程試運大綱。

2)應審議施工單位的試運準備情況，核查工程試運大綱。全面負責試運的現場指揮和具體協調工作。

3)應主持工程試運和移交生產驗收交接工作。

4)應審查工程移交生產條件，對遺留問題責成有關單位限期處理。

5)應辦理交接簽證手續，簽署符合本規范附錄E要求的“工程試運和移交生產驗收鑒定書”。6.2工程試運和移交生產驗收

6.2.1工程試運和移交生產驗收應具備下列條件：

1光伏發電工程單位工程和啟動驗收應均已合格，并且工程試運大綱經試運和移交生產驗收組批準。2與公共電網連接處的電能質量應符合有關現行國家標準的要求。

3設備及系統調試，宜在天氣晴朗，太陽輻射強度不低于400W/m2的條件下進行。4生產區內的所有安全防護設施應已驗收合格。5運行維護和操作規程管理維護文檔應完整齊備。

6光伏發電工程經調試后，從工程啟動開始無故障連續并網運行時間不應少于光伏組件接收總輻射量累計達60kW·h/m2的時間。

7光伏發電工程主要設備（光伏組件、并網逆變器和變壓器等）各項試驗應全部完成且合格，記錄齊全完整。8生產準備工作應已完成。9運行人員應取得上崗資格。

6.2.2工程試運和移交生產驗收主要工作應包括下列內容：

1應審查工程設計、施工、設備調試、生產準備、監理、質量監督等總結報告。2應檢查工程投人試運行的安全保護設施的措施是否完善。3應檢查監控和數據采集系統是否達到設計要求。

4應檢查光伏組件面接收總輻射量累計達60kW·h/m2的時間內無故障連續并網運行記錄是否完備。

5應檢查光伏方陣電氣性能、系統效率等是否符合設計要求。6應檢查并網逆變器、光伏方陣各項性能指標是否達到設計的要求。7應檢查工程啟動驗收中發現的問題是否整改完成。8工程試運過程中發現的問題應責成有關單位限期整改完成。9應確定工程移交生產期限。

10應對生產單位提出運行管理要求與建議。11應簽發“工程試運和移交生產驗收鑒定書”。7工程竣工驗收

7.0.1工程竣工驗收應在試運和移交生產驗收完成后進行。7.0.2工程竣工驗收委員會的組成及主要職責應包括下列內容：

1工程竣工驗收委員會應由有關主管部門會同環境保護、水利、消防、質量監督等行政部門組成。建設單位及設計、監理、施工和主要設備制造（供應）商等單位應派代表參加竣工驗收。

2工程竣工驗收委員會主要職責應包括下列內容： 1)應主持工程竣工驗收。2)應審查工程竣工報告。3)應審查工程投資結算報告。4)應審查工程投資竣工決算。5)應審查工程投資概預算執行情況。6)應對工程遺留問題提出處理意見。

7)應對工程進行綜合評價，簽發符合本規范附錄F要求的“工程竣工驗收鑒定書”。7.0.3工程竣工驗收條件應符合下列要求：

1工程應已經按照施工圖紙全部完成，并已提交建設、設計、監理、施工等相關單位簽字、蓋章的總結報告，歷次驗收發現的問題和缺陷應已經整改完成。

2消防、環境保護、水土保持等專項工程應已經通過政府有關主管部門審查和驗收。3竣工驗收委員會應已經批準驗收程序。4工程投資應全部到位。

5竣工決算應已經完成并通過竣工審計。7.0.4工程竣工驗收資料應包括下列內容： 1工程竣工決算報告及其審計報告。2竣工工程圖紙。

3工程概預算執行情況報告。4水土保持、環境保護方案執行報告。5工程竣工報告。

7.0.5工程竣工驗收主要工作應包括下列內容： 1應檢查竣工資料是否完整齊備。2應審查工程竣工報告。

3應檢查竣工決算報告及其審計報告。4應審查工程預決算執行情況。

5當發現重大問題時，驗收委員會應停止驗收或者停止部分工程驗收，并督促相關單位限期處理。

6應對工程進行總體評價。7應簽發“工程竣工驗收鑒定書”。