第一篇：光伏電站項目手續辦理指導書(精)

光伏電站項目手續辦理指導書 2015年12月 目錄 目錄(1 項目備案辦理指導書(3 環評辦理指導書(5 水土保持評估辦理指導書(7 質監辦理指導書(8 消防辦理指導書(10 施工許可證辦理指導書(12 并網安全性評價辦理指導書(14 同意并網調試函辦理指導書(15 發電業務許可證辦理指導書(17 電價批復文件辦理指導書(18 關口批復辦理指導書(19 高壓供用電合同辦理指導書(20 并網調度協議辦理指導書(21 臨時購售電合同辦理指導書(23 電站運行特性檢測辦理指導書(24

電價財務結算辦理指導書(25 項目備案辦理指導書

一、項目可行性報告準備

編寫光伏電站項目備案申請報告書(即可行性報告;委托有資質單位編寫項目建議書。

二、規劃局出具“項目規劃選址意見”

項目所在地規劃局出具“項目規劃選址意見”。需向規劃局提交下列材料: 1.項目請示報告;2.項目備案申請報告書;3.用地紅線圖。

三、國土局出具“項目用地預審意見”

項目所在地國土局出具“項目用地預審意見”。需向國土局提交下列材料: 1.項目請示報告;2.項目備案申請報告書;3.用地紅線圖。4.項目規劃選址意見

四、電力接入系統設計

委托有資質單位做“電網接入設計方案”;

市電力經濟技術研究所、省電力經濟技術研究中心出具評審意見;

省電力公司出具項目接入電網意見的函。

五、項目備案申請

遞交項目備案申請至發改委。縣發改委—市發改委—省發改委能源局逐級申報。需提供下列材料: 1.項目備案申請;2.項目備案申請報告書;3.項目建議書。

六、項目備案核準

省能源局出具同意項目備案的函。環評辦理指導書

公司拿到項目核準文件(省能源局批復后即應開始著手辦理環評相關手續。委托具有二級資質以上的環評單位做《建設項目環境影響報告表》(以下簡稱《報告表》。

一、做《報告表》的前期準備: 1.水土保持評估和林評;2.安全風險評估;3.土地租賃協議。

二、做《報告表》所需材料: 1.項目備案文件+備案申請報告;2.土地租賃協議;

3.水行政主管部門審查通過的水土保持方案,若沒有,則需 出具相關支持文件;4.項目的設計或施工方案;5.光伏組件的安裝方式,角度、朝向,占用地面面積多少, 屋頂的高度,系統的總安裝面積多少;6.項目區配電房的數量、位置、面積;7.項目的主要原輔材料清單:光伏組件件、匯流箱、逆變器、配電柜、監控系統、電纜的數量、型號,規格;8.項目營運期的職工數量,是否新建食堂;9.項目區的總平面布置圖,附CAD圖;10.廢舊光伏電池組件廠家回收協議;11.企業法人姓名,聯系人的姓名及聯系電話。

三、《報告表》出來前到市環保部門繳納環評評估費;

四、市環保部門確定專家評審時間,即召開專家評審會(《報告表》發到專家手中,評審現場專家提出整改意見,環評單位進行整

改;

五、《報告表》打印版出來后,到縣環保部門申請該項目的環評初審意見文件,然后到市環保部門申請該項目的批復文件。

六、項目具備試生產條件,需向市環保部門申請試生產,經檢查同意后方可進行試生產。

七、項目竣工后,應盡快委托有資質的單位進行竣工環保驗收監測,并在投入試生產三個月內向市環保部門申請竣工環保驗收。

水土保持評估辦理指導書

一、編寫水土保持方案

委托有資質單位編寫“建設項目水土保持方案”。

二、遞交材料

遞交“建設項目水土保持方案”至市水利部門,同時還需提供企業營業執照復印件、項目備案申請報告書。

三、批復

市水利部門對“建設項目水土保持方案”進行批復。

四、水土保持現場技術評估

1.準備材料:建設項目水土保持方案”、水土保持方案實施工作 報告、水土保持設施竣工驗收報告、水土保持監理報告、水土 保持監測報告等;2.技術評估工作組開展現場評估檢查工作,建設單位、水土保持 方案編制單位、設計單位、監理單位、施工單位一同參加現場 評估工作;3.技術評估工作組出具水土保持設施驗收技術評估報告。

五、水利部門驗收

向水利部匯報評估意見,請示水利部組織竣工驗收。質監辦理指導書

一、質監站注冊

項目取得核準文件后,即應在省質監中心站進行質監注冊。需填寫注冊申報書,封面加蓋申報單位公章(按質監中心站給定的注冊申報書格式填寫,同時還需提供以下報驗材料: 1.項目核準或批準建設文件復印件;2.勘察、設計、施工、監理、調試、檢測、運行等單位營業執 照復印件

3.勘察、設計、施工、監理、調試、檢測、運行等單位資質證 書(或證明復印件;4.勘察、設計、施工、監理、調試、運行等單位主要管理人員 執業資格證書(或證明復印件。

注冊申報書及報驗材料審核通過后,與質監中心站簽訂質量監督協議,并報公司財務部支付質量監督服務費。

注冊完成后,質監中心站以文件通知我司。

二、首次及土建工程質監檢查

項目建設達到質監大綱所要求的首次及土建工程質監檢查條件,需提前一周以上向省質監中心站提出首次及土建工程質監檢查申請。

在提出質監檢查申請的同時,應做相應的準備工作:

1.項目現場自查與整改;2.配合檢查人員的調配;3.質監檢查材料的準備: 1匯報材料;2核準文件及相關批復文件;3標書及施工合同;4項目相關管理制度等。

首次及土建工程質監檢查工作結束后,及時組織完成監檢組提出的整改要求,由監理單位檢查驗收、辦理簽證、實施閉環管理,經我司項目部確認并以整改回復單形式書面報送質監中心站備案。

三、并網啟動試運前質監檢查

項目建設達到質監大綱所要求的并網啟動試運前質監檢查條件,需提前一周以上向省質監中心站提出并網啟動試運前質監檢查申請。

在提出質監檢查申請的同時,應做相應的準備工作: 4.項目現場自查與整改;5.配合檢查人員的調配;6.質監檢查材料的準備(本次增加電氣安裝、調度及電站運 營維護管理等相關材料: 5匯報材料;6核準文件及相關批復文件;

7標書及施工合同;8項目相關管理制度等。

并網啟動試運前質監檢查工作結束后,及時組織完成監檢組提出的整改要求,由監理單位檢查驗收、辦理簽證、實施閉環管理,經我司項目部確認并以整改回復單形式書面報送質監中心站備案。

消防辦理指導書

一、消防設計備案

項目開工建設后,應及時向縣或市公安消防部門申請消防設計備案,填寫“建設工程消防設計備案申報表”,同時提交下列材料: 1.建設單位的營業執照、組織機構代碼證等合法身份證明文 件復印件;2.設計單位資質證書及項目負責人資格證書;3.消防設計文件;4.施工許可文件;5.法律、行政法規規定的其他材料。

依法需要辦理建設工程規劃許可的,應提供建設工程規劃許可證明文件;依法需要城鄉規劃主管部門批準的臨時性建筑,屬于人員密集場所的,應提供城鄉規劃主管部門批準的證明文件;有《建設工程消防監督管理規定》第十六條所列情形之一的,應提供特殊消防設計文件,或者設計采用的國際標準、境外消防技術標準的中文文本,以及其他有關消防設計的應用實例、產品說明等技術資料;按照建設部門的有關規定進行施工圖審查的,應提供施工圖審查機構出具的審查合格文件。

通過網上申報備案的,應按要求提交全部電子申報材料。注意及時領取備案文書。

二、竣工驗收消防備案

項目建設即將竣工,應及時向縣或市公安消防部門申請竣工驗收消防備案,填寫“建設工程竣工驗收消防備案申報表”,同時提供以下材料: 1.建設工程竣工驗收消防備案申報表;2.工程竣工驗收報告;3.有關消防設施的工程竣工圖紙;4.消防產品質量合格證明文件復印件;5.具有防火性能要求的建筑構件、建筑材料(含建筑保溫材

料、裝修材料符合國家標準或者行業標準的證明文件、出廠合格證復印件;6.消防設施檢測合格證明文件復印件;7.施工、工程監理、檢測單位的合法身份證明和資質等級證 明文件復印件;8.建設單位的工商營業執照、組織機構代碼證等合法身份證 明文件復印件等。施工許可證辦理指導書

一、辦理建筑工程施工許可證前期準備:

1、在住建委領取建筑工程許可證申請表、安全報監表、建設工程質量監督申請表;

2、建設單位開戶銀行依法出具的資金證明(工期1年內為投資額的50%,工期1年以上為投資額的30%;

3、勘察、設計、施工、監理合同原件各一份;

4、辦理建設工程質量監督手續;

5、辦理安全報監手續;

二、許可證申報材料準備:

1、已填寫好的施工許可證申請表;

2、建設工程規劃許可證(復印件,加蓋建設單位公章;

3、施工企業工商營業執照、資質證書、項目經理證書或建造師注冊證書(復印件,加蓋施工單位公章;

4、施工圖設計審查合格書(含各專業審查意見及建筑節能備案表、防雷裝置設計核準意見書(縣氣象局、建設工程消防設計審查意見書;

5、中標通知書、招標備案書(復印件,加蓋建設單位公章;

6、建設單位開戶銀行依法出具的資金證明;

7、勘察、設計合同,已備案的施工、監理合同;

8、施工安全、建設工程質量報監審查核準手續;

9、有拆遷的,提供國有土地房屋征收決定(復印件,加蓋建設單位公章;

10、建設單位網上申報(例,安徽工程建設信息網www.tmdps.cn——施工許可證管理系統。

受理后(查驗相關資料,為復印件的均需加蓋公章—審核—發證。

三、安全報監審查辦理需材料做準備

1、《建筑工程安全報監審查表》;

2、施工項目部組成文件原件(公司發文形式;

3、施工企業安全生產許可證復印件、項目經理和建造師安全生產考核合格證(B證、專職安全員安全生產考核合格證(C證、特種作業人員上崗證復印件;

4、項目總監注冊書、監理員崗位證書及總監代表任命書復印件;

5、項目部安全生產責任制度和管理制度(公司發文形式;

6、施工組織設計和專項施工方案(其中施工組織設計和專項施工方案須分別單獨審批,并附簽字蓋章審批表;

7、安全報監工程施工現場總平面布置圖;

8、建筑工程安全生產責任保險繳費發票印件。

注:除安全報監審查表外,其它資料須用A4紙裝訂成冊,并有封面和目錄,施工單位提供的復印件均須加蓋施工單位公章,其余復印件均需加蓋建設單位公章。

一、安全性評價計劃申報

發電企業于上年年底前向大區級能監局(如華東能源監管局申報次年光伏電站項目并網安評需求計劃。確需調整計劃的,應提前2個月提交書面申請。

二、開展安全性自查自評

發電企業按計劃對照并網安全性評價管理規定和有關發電機組并網安全條件及評價標準、現場查評標準等開展自查、自評和整改工作,對達不到要求的項目進行整改。

發電企業在確認機組并網安全條件符合要求后,編制并網安全性評價自查評報告并填寫發電機組并網安全性評價申請表一并上報大區能源監管局。大區能源監管局對發電企業自查評報告和申請表進行審查,在15個工作日內將批復意見告知發電企業。

三、委托有資質的中介機構進行安全性評價

選擇符合資質要求的中介機構,并簽訂并網安評技術服務合同。中介機構按開展現場查評工作,形成現場查評報告。

現場查評結束后,中介機構在10個工作日內根據現場查評報告提出評價結論、形成并網安評報告,連同《并網安全性評價報告報審申請表》一并報大區能源監管局進行評審。

大區能源監管局根據專家組評審結論向中介機構、發電企業和相關調度機構書面印發并網安評報告的審核意見。

在計劃首次并網調試運行前45天向大區電監局提出并網調試運行申請,申請時應提供的相關證明材料如下: 1.項目核準文件;2.項目環境影響報表書及環評批復文件。3.接入系統審查意見相關文件;4.公司營業執照、組織機構代碼證及企業法人代表身份證等復 印件。

以上申請材料準備齊全后,發電企業根據電站項目建設進度在首次并網調試運行前至少45天向華東電監局提交并網調試運行申請。

并網調試申請文件應包括以下內容: 1.并網調試申請項目的建設基本情況;2.已取得的相關證明材料情況(項目核準、環評批復、接入系 統審查意見;風電項目需提供低電壓穿越能力證明材料 3.計劃并網調試運行的時間;4.要求的發電項目相關證明材料以附件方式提交。其他相關說明:

1、規定的相關發電項目建設證明材料準備齊全后,和申請文件一起提交大區電監局。提交申請材料可以通過以下方式:一是電子郵件,將所有材料和申請文件的掃描件打包;二是郵寄,將所有材料(其中證明材料可以是復印件郵寄至大區電監局;三是直接由企業將材料送至大區電監局市場價財處。

2、不管以何種方式提交申請文件及相關證明材料,還需將具體負責并網調試申請工作的人員及具體聯系方式(手機、傳真一起提交,并注明申請企業的郵寄地址及郵編。

4、企業按要求提交材料齊全后,并經電監局核實符合條件后, 在10個工作日內出具同意開展新建機組并網調試運行的意見函,并同時抄送電網企業和電力調度機構。

5、在提交申請報告及相關證明材料前與電監局駐省業務辦聯系。此外,同時還需在發電業務許可證申請平臺(大區監管理局網站窗口注冊及提交相關材料(具體見發電業務許可證辦理指導書。

發電業務許可證辦理指導書

本指導書以安徽省的企業發電業務許可證辦理為例。

1.登錄華東電監局網,在“行政許可在線辦理平臺”中的“許可申請平臺”,在“電力資質在線申報”中進行企業注冊。

2.下載“申請表格填寫工具”(即許可證電子申請表客戶端,在電腦上安裝(經測試,該客戶端只能在WinXP系統中安裝可用。

3.在“許可證電子申請表客戶端”上完善相關內容,按要求上傳申請材料(所有上傳材料必須為Tif格式: 1企業營業執照、組織機構代碼證、法人代表身份證復印件;2財務分析報告、驗資報告;3安全負責人身份證復印件、任職證明文件、職稱證書、安全 資格證書;4生產運行負責人身份證復印件、任職證明文件、職稱證書;5技術負責人身份證復印件、任職證明文件、職稱證書;6財務負責人身份證復印件、任職證明文件、職稱證書;7項目核準文件;8環評批復文件、環境影響報告、環保自評報告;9質監中心站的并網啟動試運前的質量監督檢查報告;10項目竣工后,還需在3個月內提供項目竣工驗收證明材料。

上述材料按要求上傳至客戶端,再導出數據包,再然后將數據包上傳到“許可申請平臺”,最后點“提交申請”。

由電監局安徽辦對申請材料進行審核,出具審核意見,通過審核后,再提交到華東電監局審核。由華東電監局核發許可證書。

電價批復文件辦理指導書

企業應在電站項目并網前至少45天向省物價局提交電價核準申請材料。所需材料如下(所有材料均需加蓋公章: 1.電價核準申請書(應簡單描述企業電站已取得的相關核準批 復文件及項目建設情況,以紅頭文件格式提交;2.項目核準文件;3.系統接入審核相關文件;4.環保批復文件及項目環境影響報告書。

以上材料提交到省物價局,需30天的時間進行走流程完成電價批復。電價批復文件應在并網前60天開始著手辦理。關口批復辦理指導書

一、關口計量表校驗

采購關口計量表,供應商負責委托省電科院對關口計量表進行校驗,提供校驗報告。

二、電流、電壓互感器現場校驗

與省電科院簽署合同,到項目現場,對電流互感器、電壓互感器進行現場校驗,提供校驗報告。

三、關口申請

將關口計量表校驗報告、電流互感器現場校驗報告、電壓互感器現場校驗報告提交市電力公司營銷中心。

市營銷中心在市電力公司相關部門進行會審后(約一周時間提交省電力公司營銷中心進行關口申請,關口申請在省電力公司相關部門進行審核會簽(約兩周時間,完成關口批復,行文給市電力公司營銷中心,市電力公司轉發給我司。

關口批復是辦理并網調度協議所必須程序之一,在并網前至少45天就應開始著手辦理,并網前15天須完成關口批復。

高壓供用電合同辦理指導書

一、合同內容準備

填寫完善高壓供用電合同電子文檔內容,還需提供以下材料至縣或市電力公司營銷處: 1.公司營業執照、組織機構代碼證、稅務登記證的復印件;2.項目核準文件;3.系統接入文件;4.一次電氣主接線圖;5.設備分界點協議(根據電力公司的要求簽署,部分區域的電 力公司不需簽此協議

二、合同簽署

與縣或市電力司簽署高壓供用電合同。

高壓供用電合同是辦理“臨時購售電合同”必需材料之一,應在并網前至少15天完成簽署。

并網調度協議辦理指導書

并網調度協議的辦理是項目并網手續中最重要一環,其中需提交的資料較多,且與其他手續的辦理相關聯,涉及省、市電力公司諸多部門,因此發電企業在并網前2-3個月就應開始著手辦理。

一、電站及線路命名

并網前至少60天需提供三個以上電站名(不超過三個字提交市電力公司調度處,交報省電力公司調度,確認命名后,省電力公司調度5-10個工作日行文給市電力公司。

線路命名由市電力公司調度處進行命名。市電力公司調度將正式行文通知發電企業。

二、提供并網所需材料(一提交市電力公司資料: 1.項目核準文件及系統接入相關文件;2.一次電氣主接線圖紙、二次電氣設備圖紙;3.繼電保護圖紙;4.電站運行值班名單(還需報人員至市電力公司進行培訓及 考試,值班人員應取得高壓進網證;5.并網調試方案、啟動受電方案、啟動發電方案;6.運行規程;7.緊急處理預案(電廠停電事故應急預案、全停恢復方案、保廠用電方案;(二提交省電力公司資料: 1.項目核準文件及系統接入相關文件;2.關口批復文件;3.數據網IP地址申請;4.市電力公司接收資料會簽表 5.同意并網調試函;6.并網啟動試運前質監檢查報告;7.并網調試方案、啟動受電方案、啟動發電方案;

三、并網驗收

電站項目已具備并網條件,且取得電監局的同意并網調試函后,即可向省、市電力公司申請項目并網啟動驗收。

省、市電力公司組織專家對電站項目進行驗收,省電力公司出具驗收意見。電站項目部及時根據驗收意見對相應整改項進行整改并回復省、市電力公司。

省電力公司委托市電力公司對整改項進行驗收。

四、簽署協議

填寫“并網調度協議”電子文檔的內容,發送給省電力公司調度計劃處。與省電力公司調度簽署“并網調度協議”。臨時購售電合同辦理指導書

一、資料準備(簽訂購售電合同時需提供原件和復印件,原件審核后返還。1.公司營業執照、組織機構代碼證、稅務登記證;2.項目核準文件;3.電網接入意見,接入電網方案評審意見;4.高壓供用電合同;5.物價部門出具的電價文件;6.電力監管部門出具的同意開展并網調試批復文件;7.環評批復文件

二、填寫“臨時購售電合同”電子文檔的內容,發送給省電 力公司交易中心處。

三、與省電力公司簽署“臨時購售電合同”。

四、取得發電業務許可證后,再與省電力公司簽署正式的“購 售電合同”。

電站運行特性檢測辦理指導書

首次并網3個月內,應完成電站運行特性的檢測,并將檢測報告提交給省電力公司調度計劃處。電站運行特性的檢測內容包括:有功/無功控制能力、電能質量(包括閃變與諧波、電網適應性(電壓、頻率驗證。電站運行特性的檢測工作一般委托省電科院來完成。辦理程序如下:

一、與電科院溝通電站運行特性檢測事宜,商定檢測服務費用,簽署檢測服務合同。

二、現場檢測(須選定天氣晴朗的日期進行,否則影響檢測結果。

三、出具檢測報告。

省電科院出具檢測報告,將檢測報告遞交省電力公司調度。發電量財務結算辦理指導書

簽署并網調度協議及臨時購售電合同后,就應開始辦理發電量財務結算工作。

一、與省電力公司的財務結算

(一提供相關材料到省電力公司財務部(并網后就應及時提 交,均為復印件: 1.公司營業執照、組織機構代碼證、稅務登記證(均需加蓋 公章;2.項目核準文件;3.系統接入文件;4.同意并網調試的函;5.發電業務許可證(試運行期間用“同意并網調試的函”代 替;6.電價批復文件;7.并網調度協議(需加蓋公章;8.購售電合同(需加蓋公章;9.結算資料(銀行賬號、銀行聯行號、接受購電費單據的電

子郵件、聯系人及電話,聯系人最好留兩個-加蓋公章(二在省電力公司交易大廳辦理CFCA證書

辦理CFCA證書(即電力市場交易運營系統電子鑰匙需準備以下材料(均需加蓋公章

1.企業證書申請表4份(按電力公司表格填寫;2.營業執照、組織機構代碼證復印件各2份;3.授權書2份;4.辦理人身份證復印件2份;5.CFCA證書費用匯款憑證復印件2份;6.交易運營系統系統的使用協議書 2 份 將以上所有材料準備齊全后，統一掃描，將文件發到指定的郵 箱，經審核通過后，再將材料交到交易中心。正常約需一個月時間才能收到 CFCA 證書(中金金融認證中心有 限公司,在北京辦理。(三 1.發電企業月度上網電量結算流程 電力交易中心于每月 25 日前，向省電力公司財務部提交當 月發電企業預結算單。省電力公司財務部依據預結算單與 發電企業辦理預結算事宜。2.發電企業每月前三個工作日內向電力交易中心提供《月度。在表中各關口上網電量的月初、月 關口上網電量統計表》 末指數必須是凍結指數。3.同時，電力調度中心于每月前三個工作日內向電力交易中 心提供電能量系統采集的發電機組上網關口電能表月初和 月末凍結指數、計量倍率，并根據需要提供月中指數； 4.省電力公司營銷部于每月前三個工作日內向電力交易中心 提供包括用網抵扣電量、計量退補電量在內的電量調整數 據及相關調整依據； 5.有關供電公司按照有關規定或約定，于每月前三個工作日 內向電力交易中心提供相關數據； 6.電力交易中心依據上述數據、月度各類交易合同的電量和 價格進行結算，出具 《省內發電企業月度上網電量結算單》，每月前五個工作日內提交發電企業確

認。7.發電企業在電力交易中心發出《省內發電企業月度上網電 量結算單》后半個工作日內核對確認。超過規定時間未提 出異議，視為同意。26 8.電力交易中心每月前八個工作日內將經確認的《省內發電 企業月度電量結算單》提交發電企業與省電力公司財務部 辦理電費結算。9.如有發電機組月中完成調試或其他需抄錄月中電量的情況，其月中電量以電能量系統采集數據為基準，參考發電企業 提供的數據確定。10.如發電機組無電能量采集數據或無凍結數據，電力交易中 心負責組織有關單位核定該發電機組上網關口的年初和年 末指數，在年度最后一次結算中調整。11.發電企業財務部根據 《省內發電企業月度上網電量結算單》 確認的發電量開具增值稅發票給省電力公司，與省電力公 司財務部按月度進行發電量結算。

二、電價國家補貼部分的結算(一 注冊，進入“可再生能源電價 登錄“國家可再生能源信息管理中心” 附加信息管理平臺”注冊。

1、信息員注冊。專人負責進行注冊，上傳證件資料，注冊后還需參加省能 源局舉行的培訓班，經考試合格后認證為企業信息員。

2、企業注冊。信息員提交企業注冊信息，綁定信息員；經系統批準注冊 后，完善企業信息。(二 項目核準信息填報 登錄信息管理平臺，填報項目核準信息。進入“并網發電 項目”對項目核準/備案、建設、運行等信息進行在線填報。需 上傳：項目核準文件、項目可行性報告、同意并網調試的函。27 項目核準信息報市能源部門初審，再報送省能源局復審。由省能源局轉報至“國家可再生能源數據庫” 審核通過后，在信息平臺公布（符合條件的項目列入可再。生能源電價附加資金補助目錄）(三 補助目錄申報 可再生能源項目公司上報項目的核準信息并通過審核后，方可填報電價附加補助資金目錄。在線填報信息經“可再生能源管理信息管理中心”系統審 查后，報送省財政、價格、能源主管部門審核。同時將相關紙質 材料提交省財政、價格、能源主管部門審核。省財政、價格、能源主管部門對相關材料初審后，行文至 國家財政、價格、能源主管部門。(四 補助資金撥付 可再生能源電價附加補助資金原則上實行按季預撥、年終 清算。財政部根據可再生能源電價附加收入、省級電網企業和地 將可再生能源

電價附加補助資 方獨立電網企業資金申請等情況，金撥付到省級財政部門。省級財政部門按照國庫管理制度有關規 定及時撥付資金。28

第二篇：分布式光伏電站備案手續

根據國家能源局下發的《分布式光伏發電項目管理暫行辦法》(國能新能〔2013〕433號)，分布式光伏發電項目實行備案管理，其中不需要國家補貼資金的項目直接備案；需要國家補貼資金的項目在指導規模指標下達后方可備案。對個人利用自有住宅及在住宅區域建設的分布式光伏發電項目，由供電公司直接登記并于每月集中向當地能源主管部門備案。

由企業建設的分布式光伏發電項目需提供分布式光伏發電項目實施方案、項目建設場址合法性證明（建設規劃許可、土地證、房產證等）、項目場址（屋頂等依托的建（構）筑物）租賃協議（采用合同能源管理方式）、項目合同能源管理協議和購售電協議（采用合同能源管理方式）、當地電網企業出具原則同意項目并入電網的函、建設管理部門或建筑設計單位出具的項目依托構筑物具備荷載條件的證明等支持性文件，要件齊全后報市能源主管部門進行備案。

第三篇：分布式光伏電站的手續辦理全面總結

光伏電站基礎知識系列總結:分布式光伏電站的手續辦理全面總結

【光伏電站基礎知識系列總結】

分布式光伏電站的手續辦理全面總結

劉殿寶分布式光伏電站，因裝機容量小，投資規模小，并網等級低等特點，具有較大的應用市場。不同于大型光伏電站，其手續相對簡單。但分布式光伏電站也分為多種類型，其手續在辦理過程中也不盡相同，本文通過實際經驗對分布式光伏電站（不含地面分布式）的手續進行全面總結。

一、定義及分類。

根據《國家電網營銷[2014]174號國家電網公司關于印發分布式電源并網服務管理規則的通知》中，對分布式電源的定義為：

第一類：10千伏及以下電壓等級接入，且單個并網點總裝機容量不超過6兆瓦的分布式電源。

第二類：35千伏電壓等級接入，年自發自用大于50%的分布式電源，或10千伏電壓等級接入且單個并網點總裝機容量超過6兆瓦，年自發自用電量大于50%的分布式電源。

2015年3月16日國家能源局發布《關于下達2015年光伏發電建設實施方案的通知》國能新能[2015]73號，文件對光伏電站進行了較細致的區分，同時規定對屋頂分布式光伏發電項目及全部自發自用的地面分布式光伏發電項目不限制建設規模，各市發改部門隨時受理項目備案，電網企業及時辦理并網手續，項目建成后即納入補貼范圍。具體如下圖。

二、手續區別

小型分布式光伏電站手續區別，主要體現在投資主體上，即自然人和法人。但總的手續大體相同，基本流程如下： 序號 內容 備注 1 項目前期準備工作提交《分布式電源項目接入申請表》 供電公司營銷部 3 確認供電公司出具的《分布式電源接入系統方案》或《同

意接入電網的函》 自然人 組織設計施工

法人 配合其他材料到發改委備案后，組織設計施工 項目竣工后，提交并網驗收及調試申請；簽訂購售電合同，安裝關口計量裝置； 調度中心、營銷部 7 建立項目電費及補貼發放賬戶（立戶）

如上表所示，自然人投資項目和法人投資項目，手續區別在第4步，法人投資項目需要先立項備案，才能組織施工；而自然人投資項目并非不需要備案，只是由供電公司統一集中代辦，所需材料較少（不需要進行承載說明、能評等）。

上述流程為正常情況下的順序，實際過程中，順序可能存在變化，如同步進行、手續補辦、流程簡化等。2.1自然人投資

對于自然人利用自有宅基地及其住宅區域內建設的380/220伏分布式光伏發電項目，不需要單獨辦理立項手續，只需要準備好支持性資料，到當地（市級）供電公司營銷部（或辦事大廳）提交并網申請表，供電公司受理后，根據當地能源主管部門項目備案管理辦法，按月集中代自然人項目業主向當地能源主管部門進行項目備案，并于項目竣工驗收后，辦理項目立戶手續，負責補貼及電費發放。

支持性文件主要有：經辦人身份證原件及復印件、戶口本、房產證（購房合同或屋頂租賃合同）、項目實施方案等項目合法性支持性文件，銀行賬戶用于立戶手續 2.2法人投資

法人投資的小型分布式光伏發電項目，與其他大型屋頂分布式及地面分布式項目手續基本相同，先備案，后施工。備案資料大體如以下：

1、項目立項的請示、縣區初審意見

2、董事會決議

3、法人營業執照、組織機構代碼證

4、規劃部門選址意見（規劃局）

5、土地證（非直接占地項目，為所依托建筑的土地證）

6、資金證明

7、節能審查意見（發改委）

8、電力接入系統方案（供電公司營銷部）

9、合同能源管理協議或企業是否同意證明

10、屋頂抗壓、屋頂面積可行性證明（設計院復核證明）

11、項目申請報告（或可研）

12、登記備案申請表

（注：安評不再作為環評前置條件，環評不再作為立項前置條件）

項目竣工驗收合格并簽訂發售電合同后，法人單位需要提交工商營業執照、組織機構代碼、銀行開戶證明用于立戶手續的辦理。

第四篇：光伏電站項目合作協議書

項目合作協議書

甲方：

乙方：

“遠離霧霾，找回藍天”是現代人永遠的訴求的，在今年的兩會期間,XX已明確指出,能“源生產和消費革命，關乎發展與民生。要大力發展風電、光伏發電、生物質能，積極發展水電，安全發展核電，開發利用頁巖氣、煤層氣。控制能源消費總量，加強工業、交通、建筑等重點領域節能。積極發展循環經濟，大力推進工業廢物和生活垃圾資源化利用。我國節能環保市場潛力巨大，要把節能環保產業打造成新興的支柱產業。”

甲方為大力發展XX省的太陽能光伏發電市場，先積極尋求業務合作伙伴,乙方擁有一定的市場資源，同意與甲方合作共同開發該產品的市場。現為明確雙方之間的權利和義務，本著“互利雙贏”的精神及公平公正的原則，經雙方友好協商特訂立如下協議：

一　甲方責任

1、向乙方提供公司形象宣傳、產品介紹等相關資料。

2、配合乙方向客戶提供技術咨詢,方案設計,工程施工。

3、負責對乙方進行業務范圍內基本知識的培訓。

4、按雙方約定方式準時支付乙方利益分成。

二　乙方責任

1、乙方負責提供與本產品有意向客戶源。

2、當甲方的產品銷售給乙方提供的客戶源時，應當由甲方與客戶簽訂正式合同，并由甲方負責工程所有流程。

3、乙方在拓展客戶源期間，應當履行宣傳甲方系列產品優點的業務，不得有詆毀甲方系列產品或轉介紹客戶購買其它公司同類系列產品的行為。否則，甲方有權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、甲方在施工結束后三天內，必須將乙方應當取得的業務提成款支付給乙方。

2、乙方提成按利潤取得的％提取。

四、本協議自簽訂之日起生效，有效期兩年。

五、本協議一式兩份，雙方各執一份，具有同等法律效力。

六、本協議未盡事宜，雙方應本著友好合作的原則協商解決。

甲方代表：　　　　　　　　　　　　　　　　　　　乙方代表：

簽訂日期：　　　　　　　　　　　　　　　　　　　簽訂日期：

簽約地點：　　　　　　　　　　　　　　　　　　　簽約地點：

僅供參考

第五篇：光伏電站項目施工及驗收情況

目錄

一、光伏電站項目開發全過程---------------2

二、設計階段-------2

三、施工建設-------2

3.1設備到場驗收--------------------------2 3.2支架到場檢查--------------------------2 3.3支架安裝流程--------------------------2 3.4光伏組件的安裝流程-----------------3 3.5光伏組件之間的接線-----------------3 3.6匯流箱的安裝--------------------------3 3.7逆變器的安裝--------------------------4

四、工程驗收-------4

4.1單位工程驗收--------------------------4 4.2土建工程--5 4.3屋面混凝土預制支架基礎----------5 4.4屋頂及屋頂設施的驗收-------------5 4.5安裝工程的驗收-----------------------5 4.6支架安裝驗收--------------------------5 4.7光伏組件安裝的驗收標準----------6 4.8匯流箱的安裝驗收應-----------------6 4.9逆變器安裝的驗收應-----------------6 4.10電氣設備安裝的驗收---------------6 4.11光伏電路監控系統安裝的驗收--7 4.12防雷與接地安裝的驗收------------7 4.13光伏方陣直流電纜安裝的驗收--7 4.14安全防范工程驗收------------------8 4.15消防工程驗收-------------------------8

五、并網工程驗收（與電網公司商討接入方案）--------------------8

六、工程試運行和移交生產驗收------------9

6.1光伏電站試運行和移交生產驗收 9 6.2工程試運行和移交生產驗收-------9 6.3移交時應提交資料--------------------9

七、系統檢測及調試----------------------------9

7.1光伏組件串測試---------------------10 7.2逆變器的調試檢測------------------10 7.3直流側驗收測試內容---------------11 7.4交流側驗收測試內容---------------12 7.5抽樣選擇 12

光伏電站項目施工及驗收

一、光伏電站項目開發全過程

項目前期（核準、荷載、售電協議等）--設計--施工建設--并網調試檢測--交付--質保期

二、設計階段

現場勘查、初步設計、協調電網公司接入方案、深化設計（設備選型、系統設計、方陣設計、電氣設計、輔助設計等）、出圖

三、施工建設

測量放線--支架基礎--支架安裝--組件安裝--光伏電纜橋架及電纜鋪設--電氣安裝（匯流箱、逆變器、變壓器等設備）--設備單體調試--設備聯合調試--內部驗收--竣工驗收--并網檢測--移交

3.1設備到場驗收：

組件、逆變器、匯流箱等設備到場后應做到以下檢查：

1包裝及密封均應良好

2開箱檢查、型號、規格均應符合設計要求，附件、備件應齊整

3產品的技術文件應齊全

4外觀檢查應完好無損

3.2支架到場檢查：

1外觀及防腐涂鍍層應完好無損

2型號、規格及材質應符合設計圖紙要求，附件、備件應齊全

3對存放在灘涂、鹽堿等腐蝕性強的場所的支架應做好防腐蝕工作

4支架安裝前，安裝單位應按照“中間交接驗收簽收單”的相關要求對基礎與預埋件

（預埋螺栓）的水平偏差合定位軸線偏差進行查驗。

3.3支架安裝流程

1固定支架安裝應符合以下固定：

1采用型鋼結構的支架，其緊固度應符合設計圖紙要求及現行國家標準《鋼結構工程施工質量驗收規范》GB50205

2支架安裝過程中不應強行敲打，不應氣割擴孔。對熱鍍鋅材質的支架，現場不宜打孔。

3支架安裝過程中不應破摔支架防腐層

4手動可調式支架調整動作應靈活，高角度調節范圍應滿足設計要求。

5支架傾斜角度偏差不應大于+-1%

3.4光伏組件的安裝流程

1光伏組件安裝前

1支架安裝必須應收合格

2宜按照光伏組件的電壓、電流參數進行分類和組串

3光伏組件的外觀及各部件應完好無損

2安裝過程

1組件安裝應按照設計圖紙的型號、規格進行安裝

2光伏組件固定螺栓的力矩值應符合產品或設計文件的規定

3光伏組件安裝允許偏差應符合

3.5光伏組件之間的接線：

1光伏組件連接數量和路徑應符合設計要求

2光伏組件間插接件應連接可靠

3外接電纜同插接件連接應搪錫

4光伏組件進行組串連接后應對光伏組件串的開路電壓和短路電流進行測試

5光伏組件間接線可利用支架進行固定，應整齊美觀。

6同一光伏組件和光伏組件串的正負極不應短接。

嚴禁觸摸光伏組件串的金屬帶點部位，嚴禁在雨中進行光伏組件的連線工作。

3.6匯流箱的安裝

1匯流箱安裝前

1匯流箱內元器件應完好，連接線應無松動

2匯流箱的所有開關和熔斷器應處于斷開狀態。

3匯流箱進線端及出線端與匯流箱接地端絕緣電阻不應小于20M歐

2匯流箱安裝應符合下列要求：

1安裝位置應符合設計要求，支架和固定螺栓應為防銹件。

2匯流箱安裝的垂直偏差應小于1.5mm

3匯流箱內的光伏組件串的電纜接線前必須確認為光伏組件側和逆變器側均有明顯斷開點。

3.7逆變器的安裝

1逆變器安裝前應：

1室內安裝的逆變器安裝前應具備：

1屋頂、樓板應施工完畢，不得滲漏。

2室內地面基礎應施工完畢，并應在墻上標出抹面標高，室內溝道無積水、雜物，門窗安裝完畢。

3進行裝飾時有可能損壞已經安裝的設備或設備安裝后不能再進行裝飾的工作應全部結束。

4對安裝有妨礙的模板、腳手架等應拆除，場地應清掃干凈。

5混凝土基礎及構件應達到允許安裝的強度，焊接構件的質量應符合規定：

6檢查安裝逆變器的型號、規格應正確無誤，逆變器外觀檢查應完好無損。

7運輸就位的機具應準備就緒，且滿足荷載要求。

8大型逆變器就位時應檢查道路通暢，且有足夠的場地。

2逆變器安裝應符合以下要求：

1逆變器采用基礎型鋼固定的，逆變器基礎型鋼安裝的允許偏差：

2基礎型鋼安裝后，其頂部宜高出抹平地面10mm，基礎型鋼應有明顯的可靠接地。

3逆變器的安裝方向應符合設計規定

4逆變器與基礎型鋼之間固定應牢固可靠。

5逆變器交流側與直流側電纜接線前應檢查電纜絕緣，校對電纜相序和極性。

6逆變器直流側電纜接線前必須確認匯流箱側有明顯斷開點

7電纜接線完畢后逆變器本體的預留孔洞和電纜管口應進行防火封堵。

四、工程驗收

施工質量驗收（土建工程、安裝工程、消防工程、安全工程）主要設備性能驗收

安全驗收（防雷接地、防火）4.1單位工程驗收：

1質量控制資料應該完整

2單位工程所含分部分項有關安全和功能的檢測資料應該完整

3主要功能項目的抽查結果應該符合相應技術要求的規定

4觀感質量驗收應符合要求

單位工程的驗收應由建設單位（業主）、總包單位、施工單位、設計單位（或監理）等有關單位負責人及專業技術人員組成。4.2土建工程：

1光伏組件支架基礎、場地及建筑物等分布工程的驗收

2施工記錄、隱蔽工程、質量控制、自檢驗收記錄應完整完備 放線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》GB50794的有關規定

4.3屋面混凝土預制支架基礎：

1混凝土預制基礎應符合現行國家標準《混凝土結構工程施工質量驗收規范》GB50204的有關規定

2外露的金屬預埋件（預埋螺栓）應進行防腐處理，接地的扁鋼、角鋼均進行防腐處理。

3新建屋面的支架基礎宜與主體結構一起施工。

4屋面支架的基礎不得損害建筑物的主體結構，不應該破壞屋面的防水構造，且與建筑承重結構的鏈接牢固、可靠，對原有建筑物防水結構有影響時，應根據原防水結構重新進行防水處理。

5支架基礎的軸線、標高、截面尺寸及垂直度以及預埋螺栓的尺寸偏差應符合現行國家標準《光伏電站施工規范》GB50794。4.4屋頂及屋頂設施的驗收應符合：

1屋頂承重、平整度應符合設計要求

2電纜橋架應符合設計要求

3屋頂防水、排水設施應符合設計要求

建筑物內（逆變器、升壓站、配電室）等需符合國家標準《建筑工程施工質量驗收統一標準》GB50300和《鋼結構工程施工質量驗收規范》設計的要求 4.5安裝工程的驗收：

安裝工程應包括：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分項工程的驗收。

1設備制造單位提供的產品說明書、實驗記錄、合格證件、安裝圖紙、備品備件和專用工具及其清單等資料應完整齊備。

2設備抽查記錄和報告、安裝調配記錄和報告、施工中的關鍵工序檢查記錄、質量控制記錄、自檢記錄等資料應完整齊備。4.6支架安裝驗收應符合：

1固定支架

1固定支架安裝的驗收辦法應符合現行國家標準《鋼結構工程施工質量驗收規范》GB50205的有關規定

2采用固件（壓塊等）的支架，緊固點應牢靠，不應有彈墊未壓平等現象。（抽檢比例？）

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》GB50794的有關規定

4規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》GB50794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

4.7光伏組件安裝的驗收標準應符合下列要求:

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應符合現行國家標準《光伏電站施工規范》GB50794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》GB50794的有關規定

6方陣的絕緣電阻應符合設計要求

4.8匯流箱的安裝驗收應符合以下標準：

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靠

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

4.9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行

4逆變器的可靠接地

5逆變器的交流側接口處應有絕緣保護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逆變器和基礎間連接應牢固可靠

9逆變器通風處理應符合設計要求

10逆變器懸掛式安裝還應符合：

1逆變器和支架的連接應牢固可靠符合設計要求安裝高度應符合設計要求

3水平度應符合設計要求

4.10電氣設備安裝的驗收應符合以下要求：

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、油浸變壓器、互感器施工及驗收規范》GB50148的有關規定高壓電氣設備的安裝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》GB50147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《電器裝置安裝工程 低壓電器施工及驗收規范》GB 50254的有關規定

盤、柜及二次回路接線安裝的驗收應符合現行國家標準《電器裝置安裝工程 盤、柜及二次回路接線施工及驗收規范》GB50171的有關規定

4.11光伏電路監控系統安裝的驗收應符合以下條件：

1線路敷設路徑相關資料應完備齊備

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精密靠攏，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應被測量值，不應受其他因素的影響

6監控軟件應符合設計要求

7監控軟件應支持標準接口，接口的通信協議應滿足監理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

繼電保護劑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/T14285的有關規定

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/T5003和電力二次系統安全防護規定的有關規定

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 高壓電氣施工及驗收規范》GB50147的有關規定

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/T544和《電力系統通信自動交換網技術規范》DL/T598的有關規定

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/T448的有關規定

4.12防雷與接地安裝的驗收應符合：

1光伏方陣電壓保護和接地安裝的驗收應符合

1光伏方陣過電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

電氣裝置的防雷與接地安裝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》GB50169的有關規定

建筑物的防雷與接地安裝的驗收應符合國家現行標準《建筑物防雷設計規范》GB50057的有關規定

4.13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

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

4.14安全防范工程驗收：

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、自檢驗收記錄集符合現行國家標準《安全防范工程技術規范》GB50348的試運行報告等資料應完整齊備。

安全防范工程的驗收應符合：

1系統的主要功能和技術性能指標應符合設計要求 系統配置，包括設備數量，型號及安裝不見應符合設計要求。

工程設備安裝、管線敷設和硬幣工程的驗收應符合現行國家標準《安全防護工程技術規范》GB50348的有關規定

4報警系統 視頻安防監控系統，出入口控制系統的驗收應符合現行國家標準《安全防范工程技術規范》GB50348的有關規定。

4.15消防工程驗收應符合：

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齊備

消防工程的設計圖紙應得到當地消防部門的審核

3光伏電站消防應符合設計要求：

1符合設計要求

2建（構）筑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》GB50016的有關規定 屋頂光伏發電項目工程，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 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

6消防器材應按規定品種和數量排放齊全

7安全出口標志燈及火災應急照明燈具應符合現行國家標準《消防安全標志》GB14395和《消防應急照明和疏散指示系統》GB17945的有關規定。

五、并網工程驗收（與電網公司商討接入方案）：

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

6通信系統與電網調度機構連接應正常

7電力線路應已經于電網接通，并已通過沖擊試驗

8光伏電站監控系統各項功能應運行正常

9并網逆變器應符合并網技術要求

六、工程試運行和移交生產驗收

6.1光伏電站試運行和移交生產驗收應符合下列條件：

光伏發電工程單位工程和啟動驗收均已合格，并且工程試運大綱經試運行和移交生產驗收合格。

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，天陽符合不低于400W/M2條件下進行

4生產區內所有安全防護設施均已經驗收合格

5運行維護和操作規程管理維護文檔應完備齊全

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得少于光伏組件接受總輻射量累計達60KWH/M2的時間。

光伏發電工程主要設備（光伏組件，并網逆變器和變壓器等）各項試驗應完成且合格，記錄齊全完整

8運行人員應取得上崗培訓資格

6.2工程試運行和移交生產驗收主要工作包括：

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應檢查工程投入試運行的安全保護設施是否完善

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60KWH/M2的時間內無故障連續并網記錄是否完備。

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、光伏方陣列各項性能指標是否達到設計要求

7應檢查工程啟動驗收中發現的問題是否整改完成

8工程試運行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應對生產單位提出管理要求和建議。

11應簽發“工程試運行和移交生產驗收鑒定書”

6.3移交時應提交資料如下：

1工程竣工決算報告及審計報告

2竣工工程圖紙

3工程概預算執行情況報告

4工程竣工報告

七、系統檢測及調試

項目現場測試驗收工作內容：

1關鍵部件在實際運行條件下的性能測試（部件質量，、電氣接線、觸點保護和接地、標簽和標識）； 重點內容：

光伏組件檢測（是否存在熱斑，隱裂等質量問題）；

I-V特性曲線；

匯流箱功率測試；

逆變器轉換效率；

光伏組串一致性；

2接地和絕緣電阻；

3電能質量，系統電氣效率；

4土建和支架結構（土建和支架滿足設計要求、環境要求、相關標準和法規的要求；系統應配備相對應的消防措施）；

5電站電氣建設與設計一致性； 7.1光伏組件串測試：

1光伏組件串測試前應具備以下條件：

1所有光伏組件應按照設計文件數量和型號組串并接引完畢。

2匯流箱內各回路電纜應接引完畢，且標示應清晰正確

匯流箱及內部防雷模塊接地應牢固、可靠，且導通性良好

4輻射度宜在高于或等于700W/平米的條件下測試

2光伏組件串的檢測應符合下列要求：

1匯流箱內測試光伏組件串的極性應正確

2相同測試條件的相同組件串之間的開路電壓偏差不應大于2%,但最大偏差不應超過5V。

3在發電情況下應使用萬用表對匯流箱內光伏組件串的電流進行檢測，相同測試條件下且輻射照度不應低于700W/平米時，相同光伏組件串之間的電流偏差不應大于5%。

4光伏組件串電纜溫度應無超常溫等異常情況

5光伏組件串測試完成后，應按照規范格式填寫記錄。

逆變器投入運行前，將接入此逆變單元內的所有匯流箱測試完成 7.2逆變器的調試檢測

1逆變調試前應具備：

1逆變器控制電源應具備投入條件

2逆變器直流側、交流側電纜應接引完畢，且極性（相序）正確、絕緣良好

3方陣接線應正確，具備給逆變器提供直流電源的條件

2逆變器調試前，應對其做好下列檢查：

1逆變器接地應牢固可靠、導通性好

2逆變器內部元器件應完好，無受潮、放電痕跡

3逆變器內部所有電纜連接螺栓、插件、端子應連接牢固，無松動

4檔逆變器本體配有手動分合閘裝置時，其操作應靈活可靠，接觸良好，開關位置指示正確。

5逆變器本體及各回路標識應清晰正確

6逆變器內部應無雜物，并經過清灰處理。

逆變器調試應符合以下要求:

1逆變器控制回路帶電時，應對其做好下列檢查

1工作狀態指示燈、人機界面屏幕顯示應正常

2人機界面上個參數設置應正確

3散熱裝置工作應正常

2逆變器直流側帶電而交流側不帶電時，應進行下列工作：

1測量直流側電壓值和人機界面顯示值之間偏差應在允許范圍內

2檢查人機界面顯示直流側對地阻抗值應符合要求

3逆變器直流側帶電，交流側帶電，具備并網條件時，應進行下列：

1測量交流側電壓值和人機界面顯示值之間偏差應在允許范圍內，交流側電壓計頻率應在逆變器額定范圍內，且相序正確。

2具有門限位閉鎖功能的逆變器，逆變器盤門在開啟狀態不應做出并網工作。

4逆變器并網后，在下列測試情況下，逆變器應跳閘解列：

1具有門限位閉鎖功能的逆變器，開啟逆變器盤門

2逆變器交流側掉電

3逆變器直流側對地阻抗低于保護設定值

4逆變器直流輸入電壓高于或低于逆變器的整定值

5逆變器直流輸入過電流

6逆變器直流側電壓超出額定電壓允許范圍

7逆變器交流側頻率超出額定頻率允許范圍

8逆變器交流側電流不平衡超出設定范圍

逆變器停運后，需打開盤門進行檢查時，必須切斷直流、交流和控制電源，并確認無電壓殘留后，在有人監護的情況下進行。測試人員測試完畢后，應按照規范填寫施工記錄。7.3直流側驗收測試內容

1光伏組件（或組件串）標稱功率測試

在太陽光輻照度不低于500W/m2，風速不大于2m/s條件下，使用便攜式I-V測試儀，測試光伏組件（或組件串）的實測功率，推算至STC條件下的標稱值，并與銘牌值相比較。在條件允許的情況下，從電站現場抽取5~10塊代表性組件，送至實驗室進行精密功率測量。

光伏組件EL隱裂測試

使用EL測試儀，在電站現場測試光伏組件的EL圖像，并判斷組件是否有隱裂，以及分析隱裂產生的原因。該測試對未安裝的組件或拆卸下來的組件進行。

光伏組件（或組件串）電壓電流匹配性測試

使用便攜式電壓電流測試儀，在電站現場測試光伏組件（或組件串）之間的開路電壓、短路電流、運轉電流的匹配性，是否由于3%。同一組批次組串測試時，輻照度變化不高于10W/m2。光伏組件（或組件串）絕緣和接地電阻測試

使用便攜式絕緣測試儀，在電站現場測試光伏組件（或組件串）內部電路與邊框或支架之間的絕緣電阻，測試電壓為1000V，要求絕緣電阻滿足IEC 61215中10.3的要求。

5光伏組件熱斑隱患測試

使用便攜式紅外熱像儀，在電站現場拍攝光伏組件在發電狀態下的紅外成像，分析局部過熱及熱斑隱患。光伏匯流箱絕緣測試

使用便攜式絕緣測試儀，在電站現場測試光伏匯流箱輸入輸出電路與接地端和金屬外殼之間的絕緣電阻，測試電壓為1000V，要求絕緣電阻不小于1MΩ。

光伏匯流箱熱效應測試

使用便攜式紅外熱像儀，在電站現場拍攝匯流箱在正常工作狀態下的紅外成像，分析電路是否有局部過熱導致燃燒的隱患。7.4交流側驗收測試內容

并網點輸出電能質量測試

使用便攜式電能質量分析儀，在電站現場逆變器的輸出并網點，檢測其輸出交流電的電能質量，包括電壓及波動、頻率及波動、諧波、功率因數、三相不平衡度、閃變等。逆變器、配電柜、控制設備的絕緣電阻測試

使用便攜式絕緣電阻測試儀，檢測電站現場逆變器、配電柜、控制設備的內部電路對地及外殼的絕緣電阻。

逆變器、配電柜、控制設備的熱效應測試

使用便攜式紅外熱像儀，在電站現場拍攝逆變器、配電柜、控制設備在正常工作狀態下的紅外成像，分析電路是否有局部過熱導致燃燒的隱患。

系統整體轉換效率測試

使用便攜式電站綜合分析儀，同步測試光伏組串輸出平均直流功率和逆變器輸出交流功率，計算光伏電站系統整體轉換效率。7.5抽樣選擇

采取現場抽樣方式，抽樣比例由合同雙方協商確定。以下抽樣比例供參考，特殊情況可增加抽樣比例：

（1）單個項目裝機容量3MW以下的光伏電站：

光伏組件5～8%；光伏組件串60～70%； 光伏匯流箱 50%；

光伏逆變器 300kW及以上等級，100%；300kW以下等級，80%；（2）單個項目裝機容量3MW以上的光伏電站：

光伏組件1～3%；光伏組件串30～50%； 光伏匯流箱 30%；

光伏逆變器 500kW及以上等級，80%；500kW以下等級，50%；（3）子系統單元劃分

對于分布式電站，子系統單元以屋頂等建筑物為劃分單位，或者以逆變器數量為劃分單位；

對于大型地面電站，子系統單元以逆變器數量為劃分單位

參考文獻：光伏發電工程驗收規范

GB/T50796-2012

光伏發電工程施工規范

GB50794-2012

光伏電站現場測試技術規范 CPVT-2013-28