第一篇：國土資源部 國務院扶貧辦 國家能源局關于支持光伏扶貧和規范光伏發電產業用地的意見

國土資源部 國務院扶貧辦 國家能源局關于支持光伏扶貧和規范光伏發電產業用地的意見 文號發布機構 業務類型廢止記錄 國土資規[2017]8號

國土資源部 土地管理 發文時間效力級別來一一源時效狀態 2017年09月25日部門規范性文件 現行有效

文號發布機構效力級別國土資規[2017]8號 國土資源部部門規范性文件發文時間業務類型來一一源2017年09月25日土地管理各省、自治區、直轄市和新疆生產建設兵團國土資源、扶貧、能源主管部門，各派駐地方的國家土地督察局：

國土資源部會同有關部門聯合印發《關于支持新產業新業態發展促進大眾創業萬眾創新用地的意見》（國土資規〔2015〕5號）以來，對促進光伏發電產業發展起到了積極作用。隨著光伏扶貧工作力度不斷加大，光伏發電產業持續發展，對用地管理提出了新的要求。為深化供給側結構性改革，現就支持光伏扶貧和規范光伏發電產業用地提出以下意見：

一、總體要求

各地應當依據國家光伏產業發展規劃和本地區實際，加快編制本地區光伏發電規劃，合理布局光伏發電建設項目。光伏發電規劃應符合土地利用總體規劃等相關規劃，可以利用未利用地的，不得占用農用地；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農田，嚴禁在國家相關法律法規和規劃明確禁止的區域發展光伏發電項目。

除本文件確定的光伏扶貧項目及利用農用地復合建設的光伏發電站項目（以下簡稱光伏復合項目）外，其他光伏發電站項目用地應嚴格執行國土資規〔2015〕5號文件規定，使用未利用地的，光伏方陣用地部分可按原地類認定，不改變土地用途，用地允許以租賃等方式取得，雙方簽訂補償協議，報當地縣級國土資源主管部門備案，其他用地部分應當辦理建設用地審批手續；使用農用地的，所有用地均應當辦理建設用地審批手續。新建、改建和擴建地面光伏發電站工程項目，按建設用地和未利用地管理的，應嚴格執行《光伏發電站工程項目用地控制指標》（國土資規〔2015〕11號）要求，合理利用土地。

二、積極保障光伏扶貧項目用地

對深度貧困地區脫貧攻堅中建設的光伏發電項目，以及國家能源局、國務院扶貧辦確定下達的全國村級光伏扶貧電站建設規模范圍內的光伏發電項目，變電站及運行管理中心、集電線路桿塔基礎用地按建設用地管理，各地在編制土地利用總體規劃和年度土地利用計劃中應予以重點保障，并依法辦理建設用地審批手續；場內道路用地可按農村道路用地管理；光伏方陣使用永久基本農田以外的農用地的，在不破壞農業生產條件的前提下，可不改變原用地性質；采用直埋電纜方式敷設的集電線路用地，實行與項目光伏方陣用地同樣的管理方式。

三、規范光伏復合項目用地管理

對使用永久基本農田以外的農用地開展光伏復合項目建設的，省級能源、國土資源主管部門商同級有關部門，在保障農用地可持續利用的前提下，研究提出本地區光伏復合項目建設要求（含光伏方陣架設高度）、認定標準，并明確監管措施，避免對農業生產造成影響。其中對于使用永久基本農田以外的耕地布設光伏方陣的情形，應當從嚴提出要求，除樁基用地外，嚴禁硬化地面、破壞耕作層，嚴禁拋荒、撂荒。

對于符合本地區光伏復合項目建設要求和認定標準的項目，變電站及運行管理中心、集電線路桿塔基礎用地按建設用地管理，依法辦理建設用地審批手續；場內道路用地可按農村道路用地管理；利用農用地布設的光伏方陣可不改變原用地性質；采用直埋電纜方式敷設的集電線路用地，實行與項目光伏方陣用地同樣的管理方式。

四、加強光伏發電項目用地利用監管

光伏發電站項目用地中按農用地、未利用地管理的，除樁基用地外，不得硬化地面、破壞耕作層，否則，應當依法辦理建設用地審批手續，未辦理審批手續的，按違法用地查處。對于布設后未能并網的光伏方陣，應由所在地能源主管部門清理。光伏方陣用地按農用地、未利用地管理的項目退出時，用地單位應恢復原狀，未按規定恢復原狀的，應由項目所在地能源主管部門責令整改。

五、建立部門聯合監管機制

項目所在地市、縣國土資源主管部門在監管中發現項目違反本通知規定的，應將相關情況通知同級能源主管部門，并逐級上報國家能源局，將項目投資主體納入能源領域失信主體名單，組織實施聯合懲戒。國土資源部將根據行業管理需要，適時對各類光伏發電站項目用地開展專項監測。

本文件自下發之日起執行，有效期五年。

國土資源部 國務院扶貧辦 國家能源局

2017年9月25日

第二篇：光伏發電工程驗收規范

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： 質量控制資料應完整。

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。主要功能項目的抽查結果應符合相應技術要求的規定。觀感質量驗收符合要求。

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：

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。

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：

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。應檢查各施工記錄及有關材料合格證、檢測報告等。應檢查各主要工藝、隱蔽工程監理檢查記錄與報告等。應按單位工程驗收要求檢查其形象面貌和整體質量。應對檢查中發現的遺留問題提出處理意見。應對單位工程進行質量評定。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： 質量控制資料應完整。

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。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：

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。

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。

外露的金屬預埋件（預埋螺栓）應進行防腐處理。

屋面支架基礎的軸線、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： 場地平整的驗收應符合設計的要求。道路的驗收應符合設計的要求。

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。

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、電器設備安裝、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。

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陣地系統可靠連接。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設計要求。

4.3.5 光伏組件安裝的驗收應符合下列要求：

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。

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：

箱體安裝位置應符合’發計圖紙要求。

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。

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逆變囂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《電氣裝置安裝工程油浸電抗器、互感器施工及驗收規范》

電力變壓器、GB 50148的有關規定。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。

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紫密靠攏，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鱉值，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。

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。

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。

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。

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。檢查計鱉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： 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)光伏方陣過屯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。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。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T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、有關距離等應符合實際要求。

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《電氣設施安裝工程 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、隱蔽工程驗收文件控制、自檢控制、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：

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、型號及安裝部位，應符合設計要求。

工程設備安裝、管線敷設和隱蔽工程的驗收符合現行國家標準《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設計要求：光伏電站消防應符合設計要求。

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。

屋頂光伏發電工程，應滿足建筑物的防火要求。防火隔離措施應符合設計要求。

消防車道和安全疏散措施及火災自動報警應符合設計要求。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。消防器材應按規定品種和數量擺放齊備。

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。

第三篇：國土資源部光伏電用地通知

國土資源部關于發布《光伏發電站工程項目用地控制

指標》的通知

國土資規〔2015〕11號

各省、自治區、直轄市及計劃單列市國土資源主管部門，新疆生產建設兵團國土資源局：

為落實建設項目用地標準控制制度，大力推進土地節約集約利用，根據《中華人民共和國土地管理法》、《國務院關于促進節約集約用地的通知》(國發〔2008〕3號)、《節約集約利用土地規定》(國土資源部令第61號)等法律法規，部編制了《光伏發電站工程項目用地控制指標》，現予發布，自2016年1月1日起實施，有效期5年。

2015年12月2日

附件

《光伏發電站工程項目用地控制指標》

條文說明

1基本規定

1.1本條說明了本用地指標的適用范圍。主要適用于新建、改建和擴建的地面光伏發電站工程項目。

改建、擴建項目應充分利用既有場地和設施，當需新增用地時，其用地指標應控制在本指標中相同建設規模工程用地指標范圍內。技術改造升級工程應在滿足生產要求和安全環保的前提下，宜在原有場地內進行，盡量不新增用地。

1.2本條說明了光伏發電站工程建設應遵循的原則。土地是有限的自然資源，是各類建設項目進行建設的重要物質基礎和人類賴以生存的基本條件。節約集約用地是我國的基本國策。光伏發電站工程項目建設在綜合考慮光能資源、場址、環境等建設條件的同時，應盡量利用未利用地，不占或少占農用地，使土地資源科學利用和有效優化配置。

1.3本條說明了光伏發電站的建設應具有符合光伏發展的需要。光伏產業全球能源科技和產業的重要發展方向，是具有巨大發展潛力的朝陽產業，也是我國具有國際競爭優勢的戰略性新興產業。在建設過程中應符合市場的發展規律，體現科學、合理和節約集約用地的原則。

1.4本條說明了本用地指標的作用。在可行性研究(初步設計)階段，本用地指標可作為確定建設項目用地初步規模和申請項目用地預審的依據,作為核定和審批建設項目的尺度。

本用地指標既是建設單位可行性研究報告、規劃設計以及初步設計文件過程中確定項目用地規模的重要標準，又是國土資源主管部門用地審批、土地供應、供后監管的依據。是核定和審批光伏發電工程項目用地規模的尺度。

本用地指標不能作為確認土地使用權的依據。

1.5本條說明了本指標在可行性研究(初步設計)階段的運用。可行性研究報告(初步設計)階段是落實建設項目的外部條件，并根據其相關條件提出項目建設的總平面布置的設想。在可行性研究(初步設計)階段要參照本指標所確定的總體規模和各功能分區規模范圍內進行核定布局。可行性研究報告中對于建設項目總規模和功能分區規模的確定與本指標的對應情況，應在可行性研究報告中單獨成章，進行詳細說明。

1.6本條說明了本指標在用地審核階段的作用。用地指標作為建設項目土地供應規模確定的依據，在項目用地審核階段應嚴格按照本指標的內容核定光伏發電站的用地規模。

1.7本條說明了本用地指標在土地供應階段的作用。國土資源主管部門在國有用地劃撥決定書和出讓合同中，要明確土地使用標準的相關內容。在核發劃撥決定書、簽訂出讓合同時，要明確規定或約定建設項目用地總面積、各功能分區面積及土地用途、容積率控制要求、違規違約責任等。

國土資源主管部門要重點加強對土地使用標準適用情況的審核，并對適用標準的真實性負責。

1.8本條說明本用地指標中總體指標和分項指標的適用條件以及光伏發電站工程項目總用地指標面積的計算方法。

1.9本條說明了本用地指標土地使用范圍。用地指標所指的土地既包括農用地，也包括建設用地和未利用地，項目用地無論占用的是農用地還是建設用地，或是未利用地，均應該遵循本指標的要求，進行項目用地規模核定。

1.10本條對超標準建設項目用地提出要求。《國土資源部關于嚴格執行土地使用標準大力促進節約集約用地的通知》(國土資發〔2012〕132號)文件要求：對因安全生產、地形地貌、工藝技術等有特殊要求的建設項目確需突破土地使用標準的，用地單位應報請當地國土資源主管部門同意。國土資源主管部門應組織有關專家論證評估，集體決策，合理確定項目用地規模，出具審查意見，報同級人民政府批準后，方可辦理相關用地審批、供應手續。

對于光伏發電站建設項目來說，因安全生產、地形地貌、工藝技術等有特殊要求，確需突破本指標確定的用地規模和功能分區的建設項目，需要開展節地評價，評審論證。

1.11本條明確光伏組件發電效率的要求。光伏發電站的用地規模與光伏組件的發電效率有直接的關系，一般同等條件下，發電效率越高，項目占地越少，光伏發電站工程項目建設在經濟技術合理的條件下，應優先采用技術先進、發電效率高的光伏組件。此外，光伏發電站工程的選址、光伏方陣的排列及布置、施工方案、運行管理模式等都決定著用地面積的大小。因此，光伏發電站工程建設應從光伏組件選擇、規劃設計、建設施工、工程管理等方面，采取綜合措施，盡可能地減少占地面積，提高節約集約用地水平。

1.12本用地指標的確定是在遵循國家有關法律、法規，貫徹合理和節約用地方針，以光伏發電站工程技術標準《光伏發電站設計規范》(GB50797-2012)、國家電網公司輸變電工程(變電站、輸電線路)典型設計圖為根本，根據光伏發電站總規模、光伏組件單板容量、光伏組件方陣的布置方式，結合施工組織設計、總結已建、在建工程的建設經驗，參考統計數據、建設單位對光伏發電站運行管理模式、光伏發電站建設所處的地域，并考慮工藝技術水平提高對節約集約用地可能性的基礎上編制的。

本用地指標是在一定條件下確定的光伏發電站工程項目用地規模的上限控制指標。項目實際用地面積應根據工程設計方案經計算確定，除特殊規定外，項目用地不應超過本用地指標規定的控制指標。

2光伏發電站工程項目用地總體指標

2.1本條說明光伏發電站工程項目用地總體指標包含的內容。

2.2本條明確總體指標確定所考慮的因素。光伏發電站工程項目用地的規模大小，與光伏組件的發電效率、安裝所在緯度、項目所在地形區類別、光伏方陣排列安裝方式以及變電站的升壓等級有直接關系，所以，本用地指標中的總體指標是按照光伏組件的發電效率、安裝地所在緯度、項目所在地形區類別、光伏方陣排列安裝方式、升壓等級計算確定的。

(1)光伏組件的功率是光伏組件將太陽能轉化為電能的能力，也就是光伏組件的發電能力，輸出的電能。轉換效率是一個衡量太陽能電池將太陽能轉換為電能的能力，轉換效率越高，同樣大的模組其輸出的電量就越多，也就是說發電量越大。轉換效率是衡量太陽能電池片或組件性能好壞的重要參數，一般來說，光伏組件的轉換效率越高，建設項目占地就越小。本用地指標中所說的光伏組件效率是指光伏組件的全面積效率。

光伏組件全面積效率=光伏組件功率/光伏組件面積。

本用地指標中，光電效率的轉化劃分為12個區間，從8%~30%，每升高2%作為計算的基本點，并在表格中列出相應的控制數據。目前光伏組件發電效率較低的薄膜發電效率在8%~12%。光伏發電站普遍采用晶硅光伏組件，光電轉換效率在12%~22%之間，高的可達到24%。其他的光伏發電組件如非晶硅、碲化鎘等的的光電轉換效率目前基本上在20%左右。但是隨著科技的發展，新材料的運用，光伏發電材料的光電轉化效率提高發展迅猛，日新月異，光電轉換效率會在將來提高到30%左右。考慮現在展望未來，兼顧發展趨勢，在確定光伏組件全面效率時，本指標的具體的轉換效率區間定在了8%~30%。

對于光伏組件發電效率在表格以外的，可以在表格內查到相對應的效率區間，利用線性插值法進行計算。

光伏組件的光電轉換效率直接決定著建設項目的占地規模，所以要求光伏發電站工程項目建設在經濟技術合理的條件下，應優先采用技術先進、發電效率高的光伏組件，盡可能的節約集約使用土地。

(2)光伏發電站的用地規模計算中與項目所在地的地球緯度關系非常密切，一般來說同等條件下，項目所在地地球緯度越高則陰影越長，光伏組件相互遮擋越多，建設項目占地就越大。

我國緯度跨度比較大，從北緯3度52分最南端的南海南沙群島上的曾母暗沙(附近)到北緯53度33分漠河以北黑龍江主航道(漠河縣)。經過專家的多次論證，綜合分析可以利用的陸地資源進行光伏集中布局發電的具體區域，最終確定本用地指標的可用緯度范圍定為北緯18°～50°之間。在具體計算過程中，為避免緯度距離太遠，計算的數據不利于使用，所以從緯度20°以上，每間隔5°作為一個計算的基本點。在緯度的劃分上共分了8個緯度進行計算，在表格中列出相應的控制數據。

對于項目所在地具體緯度在表格以外的，在計算光伏發電站用地指標時，可以在表格內找到相對應的緯度區間，利用線性插值法進行計算。

2.3光伏發電站工程項目用地總體指標按Ⅰ類地形區、Ⅱ類地形區、Ⅲ類地形區分別編制。

我國幅員遼闊，地形復雜，地面自然坡度千差萬別，可用于光伏發電站工程的地形主要以平原和丘陵為主。根據地面坡度和光伏發電特點，將地形區分為三類，即Ⅰ類地形區、Ⅱ類地形區和Ⅲ類地形區。

地形的分類，在國際上尚未有統一的標準，目前比較通用的主要分類有三類標準地形區、五類標準地形區、八類標準地形區。根據光伏發電站在實際建設中的用地情況，本用地指標中光伏發電站工程項目用地總體指標按Ⅰ類地形區、Ⅱ類地形區、Ⅲ類地形區分別編制。Ⅰ類地形區是指地形無明顯起伏，地面自然坡度小于或等于3°的平原地區;Ⅱ類地形區是指地形起伏不大，地面自然坡度為大于3°但小于或等于20°，相對高差在200m以內的微丘地區;Ⅲ類地形區是指地形起伏較大，地面自然坡度為大于20°，相對高差在200m以上的重丘或山嶺地區。采用三類地形區，按照地形坡度進行分類，既對地形地貌的覆蓋面比較寬，基本涵蓋了我國所有地形、地貌，同時也提高了光伏發電站工程項目在各類不同用地條件下占地規模控制的科學性和準確性。

2.4本條給出了對于處在不同地形區的光伏發電站用地計算方法。當光伏發電站工程項目處于兩個或兩個以上地形區時，應根據不同地形區分別計算用地面積，再累計各用地面積得出總用地面積。

2.5本條說明光伏發電站光伏方陣的四種排列形式。在總體指標中，在按照Ⅰ類地形區、Ⅱ類地形區、Ⅲ類地形區和四種形式固定式、平單軸跟蹤式、斜單軸跟蹤式、雙軸跟蹤式進行排列安裝的光伏方陣，分別編制了12個表格，對處在不同緯度地區、不同發電效率、不同地形條件下、不同排列方式、不同升壓等級的光伏發電站進行了分別計算，表格中是以裝機容量以10MW光伏發電站用地面積為單位面積。

總體指標的編制有利于光伏企業、設計單位、國土管理部門方便快捷的進行查找和運用。

2.6本條給出了光伏發電站裝機容量用地面積計算公式，即是與10MW單位光伏發電站的單位面積的關系。

光伏發電站工程項目用地總體指標包括光伏方陣、變電站及運行管理中心、集電線路和場內道路的用地面積。隨著光伏發電站發電容量的成倍增加，光伏方陣用地、集電線路用地、場內道路用地面積也會隨之成倍增加，而變電站及運行管理中心用地會集聚效應的原因，用地面積會增加，卻不會是成倍的增加。但是，通過計算和大量的實例證明，變電站及運行管理中心在總用地面積中的占地比例較小。例如：Ⅰ類地形區中，固定式光伏發電站10MW用地中，低緯度地區變電站及運行管理中心的用地占總用地規模的比例為0.68%。高緯度地區變電站及運行管理中心的用地占總用地規模的比例為0.58%，高緯度高效率的變電站及運行管理中心的用地占總用地規模為4.54%。Ⅲ類地形區，雙軸跟蹤式光伏發電站10MW用地中，變電站及運行管理中心的用地占總用地規模的比例為0.28%，高緯度高效率的變電站及運行管理中心的用地占總用地規模為2.80%。經過計算，總用地指標中變電站及運行管理中心的用地占總用地規模一般不超過5%。所以在核算光伏發電站用地總體指標用地規模時，簡化為簡單的數學公式來表達：

用地面積=10MW光伏方陣用地面積×(實際總裝機容量/10MW)

2.7表2-1～表2-12中，并未涵蓋所有的緯度和發電效率，表中所列的緯度是間隔5度。對處在兩個緯度之間的建設項目用地規模的計算方法，采用線性插值法進行計算。

例如：組件全面積效率14%，Ⅰ類地形區固定式10MW發電站，升壓等級為10kv，在緯度30°的單位MW占地為17.089公頃，緯度35°時為20.425公頃，求緯度32度時單位MW占地面積。公式如下：

用地面積=A+(B-A)×(c-a)/b

A：表中光伏發電站相同發電效率相鄰區間低緯度用地面積。

B：表中光伏發電站相同發電效率相鄰區間高緯度用地面積。

a：表中光伏發電站相同發電效率相鄰區間低緯度的度數數值。

b：光伏發電站所在緯度區間中高緯度和地緯度之間的差值(一般情況下差值是5，只有項目所在地在18°至20°之間的，差值是2)。

c：光伏發電站所在地緯度的度數數值。

從表2-1中可查出

A=17.089

B=20.425

b=35-30=5

c=32°

a=30°

帶入公式

占地面積=17.089+(20.425-17.089)×(32-30)/5=18.433公頃

同理，在兩個發電效率之間的光電轉換效率也可采用此線性插值法計算。

3光伏方陣用地指標

3.1光伏方陣用地作為一個完整的功能分區，包括方陣中的組件用地、逆變器室及箱變用地、方陣場內道路、組件間隔，支架單元間距等，按照光伏方陣的不同排列方式，計算出在Ⅰ類地形區的用地指標表，在核定分項指標時，可以按照表3-1到表3-4數據進行核算建設項目的光伏方陣建設用地指標。

表中用地指標是按照傾緯度角計算，如果實際傾角不是緯度角，則按照實際傾角計算用地指標。

在表3-1到表3-4中，跟蹤式光伏方陣的高緯度和低效率設置了用地上限為100公頃。

從目前已建項目情況來看，在高緯度地區采用低效率組件及跟蹤運行方式從技術經濟角度和用地規模方面并不合理，因此，基本沒有在緯度45°以上地區采用低效組件的跟蹤運行方式進行光伏發電的建設項目，截止到目前，國內、國際也尚未發現實際建設項目10MW用地面積超過100公頃的案例。考慮目前建設項目的光伏組件量產高效組件效率水平不高，以后，隨著科技的發展，技術的進步，采用新技術、新材料的高效組件未來效率會隨之提高，用地量也會相應減少。根據計算結果分析確定以100公頃作為10MW光伏電站用地面積的上限是符合當前實際且比較合理的。

3.2表3-1~表3-4中，未列出效率和緯度的建設項目光伏方陣用地指標可以采用線性插值法和公式法兩種方式進行計算。

3.3光伏方陣用地指標線性插值法計算方法可參照2.7條。光伏方陣用地指標的計算利用線性插值法的計算方法和用地總指標的計算方法一致，可參照計算。

3.4合理計算光伏方陣占地非常重要，如果設計不合理，占地過大，會造成土地浪費。如果占地過小，方陣前后遮擋，損失了發電量。合理設計發光伏方陣占地可以在保證光伏系統發電量的條件下最大限度地利用土地，從而使光伏項目得到最佳收益。

四種形式的計算中，采用了地平坐標跟蹤方陣計算方法和赤道坐標跟蹤方陣計算方法，按照《光伏發電站設計規范》GB50797-2012中的規定設置計算光伏方陣的計算條件，但是經過研究，按照實際情況又做了相應的調整。

(1)不遮擋時段。根據要求冬至日上午9：00到下午3：00不相互遮擋，雖然不同緯度日出時間不同，但是現在只能按照國標的適用條件。如果計算更為合理的設計應當是以最大不遮擋時段或者合理的方陣面輻射量損失為約束條件;

(2)方陣傾角。緯度35°及以下地區，光伏方陣可以固定緯度傾角，但緯度35°以上地區冬夏日長和冬夏輻射量的差距很大，為了保證全年發電量最大(并網發電系統)，需要采用太陽跟蹤器或者將傾角調低，主要照顧夏季發電量，對于極端的極晝地帶，固定方陣甚至只能夠平放。

(3)傾角多次調整。對于需要即照顧冬季發電量，也照顧夏季發電量，則可以一年當中調整多次傾角，此時占地計算以最大傾角為準。

(4)平單軸的適用范圍。赤道坐標平單軸跟蹤僅適合于緯度35°及以下地區。但更高緯度可以忽略太陽在南半球時的輻射量時則另當別論;

(5)東西向間距。對于需要考慮東西向間距的系統，如果在春夏季需要延長不遮擋時段，常常并不是冬至日的占地最大，而主要取決于不受遮擋的時段。

(6)南北向間距和東西向間距需要分別計算，不同的日期(赤緯角)和不同的時間(時角)。

在計算的過程中發現發電量和占地有一定的矛盾，在相同發電效率的條件下，一般來說，發電量越大則占地越多，因此，要求光伏發電企業應優先采用技術先進、發電效率高的光伏組件，根據項目的土地資源和成本，兼顧占地、發電量和成本因素，確定最佳方案，核算出光伏方陣的建設用地指標。

光伏方陣用地指標公式法計算公式如下：

光伏方陣面積：S=D×K

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

S：光伏方陣面積

D：光伏方陣間距

K：光伏方陣橫向長度

L：光伏方陣縱向寬度

Z：光伏方陣傾角

φ：光伏方陣所在當地緯度

采用跟蹤式安裝排列的光伏方陣用地指標，應按陰影最長時間點計算南北向和東西向光伏方陣的最大占地面積。

如采用跟蹤布置方式，在同等土地面積條件下，需要盡量優化每臺跟蹤器上的光伏組件排布，選擇合適的跟蹤器形式，有效地對跟蹤器排列進行南北和東西間距設計，使得光伏組件能夠在同等條件下，最有效的跟蹤太陽運動軌跡，最大化地提高光伏陣列的發電量，提高光伏發電站總體經濟效益。

3.5光伏方陣在受地形、地貌影響比較大的情況下，可按照表3-5光伏方陣用地地形調整系數表進行調整。

地形因素是影響光伏發電站工程項目建設用地指標的最重要因素之一。在定義的I類平原地區，南高北低的地形比較常見，例如青海省格爾木東出口地區，該類地區仍然適宜布置光伏組件，但用地指標不應按完全水平考慮。在II類丘陵地區，南坡和東西坡一般均有布置光伏組件，但是南坡和東西坡陰影遮擋時間較長。Ⅲ類地形區布置光伏方陣時，受地形地貌的影響更為嚴重，在指標用地面積核算時可根據地形調整系數進行調整。

表中XX(下限值)～XX(上限值)，表示含上限，不含下限。

4變電站及運行管理中心用地指標

4.1變電站及運行管理中心用地為永久性建設用地。作為光伏發電站一個完整的功能分區，包括變電站用地和生活服務設施用地。

光伏發電站工程項目建設變電站及運行管理中心，從設計到施工，變壓站和運行管理中心兩項一般是統一設置，合并建設。用地指標作為一體進行計算，用地規模的核算應當按照圍墻外1m的外輪廓尺寸計算。

4.2變電站用地包括生產建筑用地和輔助生產建筑用地。生產建筑用地包括升壓設備、變配電設備、變電站控制室用地(升壓設備控制、變配電設備控制、其他設備控制);輔助生產建筑用地包括光伏發電站中控室、計算機室、站用配電室、電工實驗室、通信室、庫房、辦公室、會議室、停車場等設施。

4.3生活服務設施用地是指職工生活附屬生活設施。包括職工宿舍、食堂、活動中心等設施用地。如果運行管理中心設立活動中心，人數在5人及其以下的活動中心面積不應超過40m2，人數在5人以上的活動中心，每增加一人，則面積至多可增加為5m2/人。

4.4在調研的過程中，考慮到不同的升壓等級，對應不同的升壓站及運行管理中心，對于超大裝機容量的光伏發電站建設情況，升壓到330kv，發電容量在600MW的發電站，本用地指標均可以覆蓋。一般情況下，超大裝機的光伏發電站的變壓站是分級升壓，升壓站獨立設置。以后隨著科技的發展，光伏組件效率的提高，光伏發電站的容量的增加，光伏發電站工程建設用地指標也可增補和調整。

4.5由于Ⅲ類地形區受地形地貌影響因素較大，不能按照平原區變電站及運行管理中心的占地情況確定用地指標的，可根據當地實際地形地貌計算占地面積來確定用地指標。

4.6受地形地貌的影響，往往會需要采用填方地基建設升壓站及運行管理中心，但是工程地質條件較差，因此填方地基不宜過高，否則應采取其他設計方案及措施。用地規模可以按照實際的用地面積進行計算。

4.7本條文中的構筑物是指防洪設施、排水設施、擋墻等相關設施。

5集電線路用地指標

5.1集電線路用地指標是指在項目區內的集電線路用地。在光伏組件方陣與升壓站及運行管理中心之間的集電線路，一般采取兩種方式，直埋電纜敷設和架空路線架設。

5.2采用直埋電纜敷設方式的，因不影響光伏發電效率，在工程完成后恢復原有地貌，不另行占地，故不再計算用地面積。

5.3~5.5架空線路用地指標只計算桿塔基礎用地，不含拉線用地，拉線用地應根據工程所在地實際情況進行計算。

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終端塔桿建設用地指標按照轉角為60°～90°的數值計算。

5.8經常受臺風和凝凍影響地區的架空線路，線路設計標準宜適當提高，所以用地指標乘系數1.1。

5.9為節約用地和投資，光伏發電站工程通信線路應隨電纜線路和架空線路一同敷(架)設，不再單獨計算用地面積。

6場內道路用地指標

6.1光伏發電站場內道路用地是指除光伏方陣場內道路外的其他連接道路。道路的寬度應能滿足光伏發電站項目建設及生產期內通往場、站等設施的各類型的車輛安全通過。

6.2場內道路用地按照道路寬度乘以道路長度計算道路的占地面積。進場道路和對外交通道路不列入到項目用地的規模，對直接利用或改建發電廠區已有的對外交通道路也不計算其用地面積，不參與到項目區用地規模內核算。

6.3光伏發電站主要進站道路應與通向城鎮的現有公路連接，其連接宜短捷且方便行車，應根據生產、生活和消防的需要，在站區內各建筑物之間設置行車道路、消防車道和人行道。應符合國家現行的有關公路建設的用地指標。站內道路可采用泥結碎石路面、混凝土路面或是瀝青路面。

施工期施工道路是指當工程建設完成后，施工期的道路恢復到原有地貌，所以施工期道路可以為臨時用地。

6.4對湖(海)濱區需填方的道路，按填方坡腳底線計算。如設置排水設施、擋墻等構筑物時，用地面積應按構筑物外邊線計算。如果遇到道路彎路過多時，可視具體情況適當加寬考慮。

第四篇：光伏發電工程驗收規范

光伏發電工程驗收規范 總則

1.本規范的適用范圍雖限定在380V及以上電壓等級接入電網的光伏發電新（擴）建工程。光伏發電工程一般通過單位工程、工程啟動、工程試運和移交生產、工程竣工四個階段驗收，但對于規模較小的光伏發電工程四個階段驗收可以簡化，可通過單位工程、工程啟動試運和移交生產、工程竣工三個階段驗收，相應的驗收組織、驗收流程和驗收資料制備可以適當簡化，在保證驗收質量的前提下提高效率。3除國家或相關行業有特殊要求外，采用的標準系指驗收時國家或相關行業已頒發執行的標準。

“批準”文件是指按照該工程項目管理權限，經過有關部門或單位的正式批準。超越上述權限單位所批準的各種文件不能作為驗收依據。

光伏發電工程的驗收依據，在本規范附錄中已一一列出，在驗收時應以此對照檢查。

4確定驗收主持單位，并主持驗收工作，主要是為了落實驗收責任，保證驗收工作質量。基本規定 本條規定了工程驗收的主要依據。2 本條規定了工程驗收的主要內容。驗收過程中發現的問題，其處理原則應由驗收委員會（工作組）協商確定。主任委員（組長）對爭議問題有裁決權，若1/2以上的委員（組員）不同意裁決意見時，應報請驗收監督管理機關或竣工驗收主持單位決定。參照其他電力建設工程，在現實中，不按有關規定進行驗收就將工程投人使用，造成重大事故的實例時有發生，給人民的生命財產造成了重大損失。為了防止光伏發電工程類似事件的出現，及時發現和解決有關問題，本條再次強調應經過驗收后方可投人使用或進行下階段施工。本著分工明確、便于管理的原則，由建設單位負責驗收資料的收集、整理，有關單位按要求配合。6 提供資料是指需要分發給所有驗收工作組組員或驗收委員會委員的資料；備查資料是指按一定數量準備，放置在驗收會場，由專家和委員根據需要進行查看的資料。明確各參建單位職責，是為了更好的保證驗收工作質量。

3單位工程驗收 光伏發電工程按照大綱審查會討論結果，將工程劃分為土建工程、安裝工程、綠化工程、安全防范工程、消防工程五大類，每大類可有一至多個單位工程。2 單位工程驗收是工程啟動前的最后一次驗收，也是最重要的一次驗收。驗收合格的條件有五個：除構成單位工程的各分部工程應合格，并且有關的資料文件應完整外，還需進行以下三方面的檢查。

涉及安全和使用功能的分部工程應進行檢驗資料的復查。不僅要全面檢查其完整性（不得有漏檢缺項），而且對分部工程驗收時補充進行的見證抽樣檢驗報告也要復核。這種強化驗收的手段體現了對安全和主要使用功能的重視。

此外，對主要使用功能還需進行抽查。使用功能的檢查是對建筑工程和設備安裝工程的綜合檢驗，也是用戶最為關心的內容。因此，在分項、分部工程驗收合格的基礎上，竣工驗收時再作全面檢查。抽查項目是在檢查資料文件的基礎上，由參加驗收的各方人員商定，并用計量、計數的抽樣方法確定檢查部位。檢查要求按有關專業工程施工質量驗收標準的要求進行。

最后，還需由參加驗收的各方人員共同進行觀感質量檢查。檢查的方法、內容、結論等已在分部工程的相應部分中闡述，最后共同確定是否通過驗收。3 分部工程的驗收是在其所含各分項工程驗收的基礎上進行。本條給出了分部工程驗收合格的條件。

首先，分部工程的各分項工程必須已驗收合格且相應的質量控制資料文件完整，這是驗收的基本條件。

此外，由于各分項工程的性質不盡相同，因此作為分部工程不能簡單的組合而加以驗收，尚需增加以下兩類檢查項目。

涉及安全和使用功能的地基基礎、主體結構、有關安全及重要使用功能的安裝分部工程應進行有關見證取樣送樣試驗或抽樣檢測。關于觀感質量驗收，這類檢查往往難以定量，只能以觀察、觸摸或簡單量測的方式進行，并由各人的主觀印象判斷，檢查結果并不給出“合格”或“不合格”的結論，而是綜合給出質量評價。本條確定了單位工程驗收的領導組織。單位工程驗收領導小組是建設單位對施工單位所承建的工程進行驗收把關的領導機構。建設單位通過單位工程驗收領導小組對各單位工程的內在質量進行詳細的檢查驗收。單位工程驗收是工程內在質量把關的最主要的驗收階段，是光伏發電工程項目建設工程驗收中不可缺少的階段驗收，必須詳細、認真地檢查，做好各單位工程的檢查驗收工作是確保光伏發電工程安全啟動調試、正常試運的不可缺少的重要環節。土建工程 土建工程的分部工程劃分是按設施類型、功能及生產、施工環節和專業性質進行的。光伏組件支架基礎的分項工程劃分是按類型進行的。各款項中具體偏差允許范圍可參照《光伏發電工程施工規范》的規定。場地及地下設施的分項工程劃分是按功能、施工環節進行的。各分項工程的驗收應依據圖紙、國家標準進行，在沒有相關國家標準時，依據相關行業標準進行。其中電纜溝的驗收應按設計圖紙進行，并按第4項和第5項條文內容檢查。4 建（構）筑物的分項工程劃分是按功能及生產施工環節進行的。各分項工程的驗收應依據圖紙、國家標準進行，在沒有相關國家標準時，依據相關行業標準進行。其中圍欄（圍墻）的驗收應按設計圖紙進行。

5安裝工程 安裝工程的分部工程劃分是按設備類型、功能，并參照相應的驗收規范進行的。支架安裝的分項工程劃分是按設備類型進行的。光伏陣列支架是組件安裝的基礎，本條文保障支架按照設計要求進行了安裝。支架構件傾角、方位角和直線度是支架安裝的三個關鍵因素，對保證光伏組件安裝符合設計要求起著重要的作用。

按照產品手冊，通過相應的機構調整高度角，檢測過程中重點確認相關機構的振動和有效傳動，并確認高度角范圍是否滿足規定的范圍。檢測高度角方向手動模式動作：將跟蹤系統切換至手動工作模式，在手動模式下通過相應的機構調整高度角。檢測過程中重點確認相關機構的振動和有效傳動，并確認高度角運行范圍是否滿足跟蹤系統規格書中所定義的范圍。

檢測方位角方向手動模式動作：將跟蹤系統切換至手動工作模式，在手動模式下通過相應的機構調整方位角。檢測過程中重點確認相關機構的振動和有效傳動，并確認方位角運行范圍是否滿足跟蹤系統規格書中所定義的范圍。

檢測限位手動模式動作：一般情況下要求跟蹤系統配置獨立的限位單元。在手動模式下，分別檢測高度角和方位角方向上的獨立限位單元的工作狀態。限位單元功能正常與否的判斷依據是相應的過載保護裝置是否正常啟動。

檢測自動模式動作：設定項目工程的地理位置、日期和時間，將跟蹤系統切換至自動工作模式。使跟蹤系統運行不少于2天，測試運行狀況。

檢測過風速保護：手動向跟蹤系統發送過風速觸發信號，檢查跟蹤支架是否切換到過風速保護模式。

通斷電測試檢查：將系統切換至自動工作模式。在跟蹤系統跟蹤時間段內，切斷主電源不少于30分鐘再開啟主電源，檢測跟蹤系統能否運轉至正確位置。在跟蹤系統跟蹤時間段內，手動方式改變跟蹤系統方位角和高度角位置，然后切斷主電源不少于30分鐘再開啟主電源，檢測跟蹤系統能否運轉至正確位置。

檢測跟蹤精度：測量跟蹤系統光伏組件平面相對于陽光光線的位置偏差。測試將在跟蹤系統的準確跟蹤全范圍內進行，連續一周的最大高度角和方位角偏差應符合產品手冊的規定。組件安裝的分項工程劃分是按設備類型進行的。本條文保障組件安裝符合設計要求，陣列安全、美觀。布線系統指的是組件間的串并聯線纜。

組件抽檢報告，是指組件在安裝前，按批次抽查10%，送交第三方權威鑒定機構檢測，出具的檢測報告。

光伏陣列組件相鄰誤差是指相鄰兩塊組件間的誤差，是保證組件在同一個平面、邊框在同一直線，直線度可以通過。

絕緣電阻測試時，若方陣輸出端裝有防雷器，測試前要將防雷器的接地線從電路中脫開，測試完畢后再回復原狀。測試方法：1 先測試陣列負極對地的絕緣電阻，然后測試陣列正極對地的絕緣電阻；2 測試光伏陣列正極與負極短路時對地的絕緣電阻。

對于陣列邊框沒有接地的系統，測試方法：在電纜與大地間做絕緣測試；在陣列電纜與組件之間做絕緣測試。

對于沒有接地的導電部分（如屋頂光伏瓦片）應在陣列電纜與接地體之間進行絕緣測試。匯流箱安裝的分項工程劃分是按功能進行的。通訊測試僅在帶組串監測功能的匯流箱驗收中進行。對于非金屬箱體的匯流箱，其接地按照設計圖紙進行驗收。5 逆變器安裝的分項工程劃分是按安裝類型進行的。逆變器是光伏發電工程的關鍵設備，逆變器的安裝是重中之重，條文對逆變器安裝驗收給出了詳細的規定，以保證逆變器安裝質量符合要求。通風條件對逆變器的安全、正常運行非常重要。6 電氣安裝的分項工程劃分是按設備類型、功能，并參照相應的驗收規范進行的。電氣設備國家標準、規范健全，可以直接參照執行。

光伏電站監控系統是光伏發電工程特有部分，本條文給出了詳細的驗收檢查內容。根據監控系統監控量的不同，根據實際情況對條文內容可以相應的添加或刪減。防雷與接地的分項工程劃分是按照安裝位置并參照相應的驗收規范進行的。屋頂光伏電站防雷與接地與現有建筑物防雷與接地結合，參照有關驗收規范進行。線路及電纜的分項工程劃分根據施工內容及部位，并參照相應的驗收規范進行的。光伏方陣直流電纜包括陣列到匯流箱、匯流箱到逆變器部分的直流電纜。

直流電纜線路的原始記錄，包括：型號、規格、實際敷設總長度及分段長度，電纜終端和接頭的形式及安裝日期，直流電纜終端盒接頭中填充的絕緣材料名稱、型號等。

直流電纜的施工記錄，包括：隱蔽工程隱蔽前的檢查記錄或簽證；電纜敷設記錄；質量檢驗及評定記錄。

6綠化工程 綠化工程的分部工程劃分是按照設施類型、功能，并參照相應的規范進行的。根據光伏發電工程地理位置不同，可以相應的對分部工程劃分進行調整。2明確綠化工程驗收條件和檢查項目，根據4.4.1分部工程劃分的不同，兩者都將進行相應調整。綠化工程的施工質量將對光伏發電工程的水土保持和環境保護起到重要的作用，需重視綠化工程的驗收工作。

7安防工程 安防工程的分部工程劃分是按照不同施工步驟進行的。2 明確了驗收應檢查的項目

工程設備安裝驗收（現場前端設備和監控中心終端設備），包括前端設備檢查項目包括安裝位置（方向）、安裝質量（工藝）、線纜連接和通電測試，監控中心終端設備包括機架及操作臺、控制設備安裝、開關及按鈕、機架及設備接地、接地電阻、雷電防護措施、機架電纜線扎及標識、電源引入線纜標識和通電測試。

管線敷設驗收，包括明敷管線、明裝接線盒及線纜接頭。

監控中心的檢查和驗收，應對照正式設計文件和工程檢驗報告，復查監控中心的設計，應符合《安全防范工程技術規范》GB 50348第3.13節的相關要求。3 保證安全防范工程的質量，責任重于泰山。所有驗收資料應按要求提交驗收小組，報送單位必須保證材料的真實性。

試運行報告內容包括：試運行起迄日期；試運行過程是否正常；故障(含誤報警、漏報警)產生的日期、次數、原因和排除狀況；系統功能是否符合設計要求以及綜合評述等。

驗收圖紙資料包括：設計任務書、工程合同、工程初步設計論證意見（并附方案評審小組或評審委員會名單）及設計、施工單位與建設單位共同簽署的設計整改落實意見、正式設計文件與相關圖紙資料(系統原理圖、平面布防圖及器材配置表、線槽管道布線圖、監控中心布局圖、器材設備清單以及系統選用的主要設備、器材的檢測報告或認證證書等)、系統試運行報告、工程竣工報告、系統使用說明書(含操作和日常維護說明)。為體現驗收不是目的而是手段，確保工程質量才是根本，本款對驗收的主要工作進行說明。重點強調驗收機構及其人員應以高度認真、負責的態度，堅持標準，對安全防范工程嚴格把關。驗收中如有疑問或已暴露出重大質量問題，可視答辯情況決定驗收是否繼續進行。對驗收存在缺陷的工程，驗收機構必須明確指出存在的問題和整改要求。消防工程

1依據《消防法》和有關國家標準確定了驗收應檢查項目和應具備的條件。2消防工程驗收是建設單位組織的驗收，最終工程質量還需當地消防部門進行認定。工程啟動驗收 光伏發電工程啟動驗收是對已安裝完成的光伏陣列及其電氣設備進行全面性的試運行和檢查驗收。根據工程完成情況，光伏陣列可以單個單獨驗收，也可以多個同時驗收。對工程啟動驗收組織機構和職責作出了明確規定，以保證工程啟動驗收的順利進行。

10工程啟動驗收 電力監管機構是指電力建設質量監督中心站。除去直流部分系統損耗，逆變器輸入端直流輸入量能夠保證逆變器工作在最佳效率狀態，故作出“天氣晴朗，太陽輻射強度應不低于700W/m2”的規定。工程試運和移交生產驗收 試運行是全面檢驗設備及其配套系統的制造、設計、施工、調試的重要環節，是保證光伏發電工程能安全、可靠、經濟地投入生產，形成生產能力，發揮投資效益的關鍵性程序。對工程試運和移交生產驗收組織機構和職責作出了明確規定，以保證工程啟動驗收的順利進行。工程試運和移交生產驗收 在工程試運過程中，有些設備需要調試，若太陽輻射強度較低，會影響調試的正常進行，故作出第3款的規定，其中700W/m2是依據GB/T 9535確定的。

光伏發電工程進行完各項啟動運行檢查調試后，即可投人試運行，確定組件面接收的總輻射量累計達60kWh/m2時間，是為了保證組件暴曬后功率穩定，逆變器通過這段時間運行性能也能夠保持穩定，其中60kWh/m2是依據GB/T 9535確定的。明確了工程試運和移交運行管理單位所應完成的必要手續以及試運和移交的主要內容，從而保證工程盡快進入正常管理程序，發揮工程效益。工程竣工驗收 竣工驗收中有關工程質量的結論性意見，是在工程質量監督報告有關質量評價的基礎上，結合啟動、試運和移交生產檢查情況確定的，最終結論是工程質量是否合格，不再評定優良等級。明確了工程設計、施工、監理單位作為被驗收單位不參加驗收委員會，可以更好地保證驗收的公正與合理。同時，也規定被驗收單位必須參加驗收會，而且要實事求是地回答驗收委員的質疑，保證驗收工作順利進行。3 指全部建設資金要到建設單位賬戶，以便在驗收前后，能及時完成有關工程，及時處理有關財務往來，防止拖欠施工等單位合同應結算款。

4竣工驗收主要工作是對前各階段驗收成果進行認定，協調解決有關重大問題，鑒定工程能否發揮投資效益投入正常運行。

附錄E 單位工程驗收鑒定書內容與格式 扉頁中明確了需要參加的各個單位。前言，簡述驗收主持單位、參加單位、時間、地點等。工程主要建設內容，是指本單位工程的主要建設內容、規模、標準。4 工程建設過程，包括本單位工程施工準備、開工日期、完工日期、驗收時工程形象面貌，施工中采取的主要措施以及施工質量與安全管理情況等。5 驗收范圍，是指本次驗收所包括的分部工程和驗收的內容。工程完成情況，包括主要建設內容的設計工程量、合同工程量、驗收時實際完成工程量。存在的主要問題及處理意見，是對本次驗收中發現的主要問題提出處理意見。8 意見和建議，主要是指工程安全運行、監測方面的意見和建議。驗收結論，包括對工程質量、能否按批準的設計標準運用及發揮效益、工程檔案資料，以及是否同意通過驗收等，均應有明確的結論。10 有保留意見時，應當明確記載。11 鑒定書應當力求簡明扼要。

附錄F 工程啟動驗收鑒定書內容與格式 扉頁中明確了需要參加的各個單位。前言，簡述驗收主持單位、參加單位、時間、地點等。工程主要建設內容，是指本單位工程的主要建設內容、規模、標準。4 工程建設過程，包括開工日期、完工日期、實際完成工作量和主要工程量、消防、水土保持和環境保護方案落實情況等。驗收范圍，是指本次驗收所包括的分部工程和驗收的內容。6 概算執行情況，是指工程款到位和支付情況。7 光伏發電工程驗收情況，是指單位工程驗收情況。8 工程質量評定，評定標準是合格或是不合格。存在的主要問題及處理意見，是對本次驗收中發現的主要問題提出處理意見。10 意見和建議，主要是指工程安全運行、監測方面的意見和建議。驗收結論，包括對工程質量、能否按批準的設計標準運用及發揮效益、工程檔案資料，以及是否同意通過驗收等，均應有明確的結論。12 有保留意見時，應當明確記載。13 鑒定書應當力求簡明扼要。

附錄G 工程試運和移交生產驗收鑒定書內容與格式 扉頁中明確了需要參加的各個單位。前言，簡述驗收主持單位、參加單位、時間、地點等。工程主要建設內容，是指本單位工程的主要建設內容、規模、標準。4 工程建設過程，包括開工日期、完工日期、實際完成工作量和主要工程量、消防、水土保持和環境保護方案落實情況等。生產情況，是指生產單位接收光伏電站的準備情況，若是建設單位和生產單位為一家，可相應簡化。設備備品備件、工器具、專用工具、資料等清查交接情況情況，是指建設單位向生產單位移交情況。存在的主要問題及處理意見，是對本次驗收中發現的主要問題提出處理意見。8 意見和建議，主要是指工程安全運行、監測方面的意見和建議。9 驗收結論，包括對工程質量、能否按批準的設計標準運用及發揮效益、工程檔案資料，以及是否同意通過驗收等，均應有明確的結論。10 有保留意見時，應當明確記載。11 鑒定書應當力求簡明扼要。

附錄H 工程竣工驗收鑒定書內容與格式 扉頁中明確了需要參加的各個單位。前言，簡述驗收主持單位、參加單位、時間、地點等。工程主要建設內容，是指本單位工程的主要建設內容、規模、標準。4 工程建設過程，包括開工日期、完工日期、實際完成工作量和主要工程量、消防、水土保持和環境保護方案落實情況等。概算執行情況及投資效益預測，是指工程款最終審計和投資回報預測。6 光伏系統建設工程驗收、工程啟動驗收、工程試運和移交生產驗收情況，是對前面三個階段的檢查。工程質量評定，評定標準是合格或是不合格。存在的主要問題及處理意見，是對本次驗收中發現的主要問題提出處理意見。9 驗收結論，包括對工程質量、能否按批準的設計標準運用及發揮效益、工程檔案資料，以及是否同意通過驗收等，均應有明確的結論。10 有保留意見時，應當明確記載。11 鑒定書應當力求簡明扼要。

第五篇：《江蘇省光伏發電推進意見》

《江蘇省光伏發電推進意見》

各市、縣人民政府，省各委、辦、廳、局，省各直屬單位：

省發展改革委制訂的《江蘇省光伏發電推進意見》已經省人民政府同意，現轉發給你們，請認真貫徹執行。

二○○九年六月十九日

江蘇省光伏發電推進意見

省發展改革委

加快推進光伏發電既是發展和利用新能源的重要抓手，也是落實擴內需、調結構、保增長的重要著力點。最近，李克強副總理主持召開新能源與節能減排工作會議，明確要求加快發展新能源產業。國家發展改革委積極制訂光伏產業發展規劃，開展項目推廣示范；財政部、住房和城鄉建設部下發了《關于加快推進太陽能光電建筑應用實施意見》和《太陽能光電建筑應用財政補助資金管理暫行辦法》，明確對建筑一體化（屋頂）光伏發電項目給予投資補貼等政策措施。為進一步提升我省光伏發電企業競爭力，促進光伏產業又好又快發展，現就推進我省光伏發電提出如下意見。

一、光伏發電基本情況

（一）資源概況。

我省土地資源相對緊缺，但利用城市建筑物發展光伏發電的潛力較大。一是光照資源較豐富。我省平均年日照數為1400小時－3000小時，太陽能資源年理論儲量每平方米1130－1530千瓦時，每年每平方米地表吸收的太陽能相當于140－190公斤標準煤熱量，太陽能資源比較豐富，開發利用前景較為廣闊。二是有一定的土地資源。沿海及蘇北地區有大面積灘涂資源和一定面積不適合農作物、樹木生長的山坡荒地，適合發展地面光伏發電項目。三是屋頂及建筑物資源較大。我省城市建筑屋頂面積為2.363億平方米，加上農村屋頂面積，按照20%的屋頂面積可用于光伏發電，2008年我省總計可用于光伏發電的屋頂面積達1.39億平方米。此外，全省建筑物的南立面墻近6億平方米可建光伏建筑一體化電站。

（二）發展現狀。

目前，我省企業已在國內建設光伏電站12個，容量2.856兆瓦；正在推進示范（試驗）電站項目5個，容量4兆瓦。電站的形式有地面、屋頂、建筑一體化三種，主要有三個特點：一是起步在國內較早。常州天合先后承建了我國第一座太陽能光電樣板房、西藏40座獨立光伏電站和江蘇第一座10千瓦光伏電站——天合太陽能屋頂電站，為我省光伏發電積累了一定的技術經驗，較好發揮了帶動示范效應，推動了全省光伏企業、電力設計單位、電力投資運營商加快開展規模化光伏發電。二是形成了一批實力較強的光伏電站建設企業。目前，我省已有一批在國內較有影響的光伏電站建設單位，包括無錫尚德、常州天合、江蘇新能源、江蘇林洋、南通強生、中環工程、江蘇百世德等，這批企業參與了省內和上海、浙江、北京等地的電站工程，能夠承建地面、屋頂、建筑一體化等形式的光伏電站。三是建成了一批在國內有影響的光伏發電項目。由無錫尚德研發并安裝在北京奧運會主體育場鳥巢建筑上的1兆瓦光伏電站，成為奧運會工程的亮點，是世界上最大的單體建筑一體化太陽能電站。江蘇新能源正在淮安建設的1.5兆瓦電站，也是國內比較大的屋頂電站工程。

（三）面臨問題。

當前，我省光伏產業發展還面臨一些突出問題。一是發電成本較高。現階段我省光伏發電包括光伏電池本身、系統集成和安裝工程技術等諸多環節成本均偏高，導致上網電價過高。據測算，目前我省光伏發電上網成本約在每千瓦時2.15元左右，制約了光伏發電的市場需求和推廣應用。二是認識有待進一步統一。我省一次能源結構以煤為主，電源結構以煤電為主，受利益因素驅動，一些地方對大規模發展光伏并網發電缺乏動力和積極性，持觀望態度。三是建設和并網協調難度大。光伏發電項目建設和并網涉及諸多方面，國家至今未出臺光伏發電上網電價實施細則，協調難度較大，客觀上制約了項目建設和并網。

二、指導思想和主要目標

（一）指導思想。

堅持以科學發展觀為指導，圍繞能源結構優化和產業升級，以市場為導向，以企業為主體，以技術創新和體制機制創新為支撐，整體規劃，科學布局，示范先行，加快推廣，積極實施光伏并網發電和屋頂計劃，不斷提升我省光伏發電綜合競爭優勢。在推進中，要堅持把握三個原則：

一是堅持政府扶持和市場調節結合。正確處理政府引導與市場調節的關系，參照國際通常做法和標準，積極扶持光伏發電項目，引導和保護企業投資光伏發電的積極性，同時遵循市場規律，建立激勵和制約機制，著力培育光伏發電企業核心競爭力。

二是堅持重點突破和整體推進并重。集中力量做好示范試點，在試點成熟的基礎上，大力推進規模化應用。運用現代技術，重點加強原始創新、集成創新和引進技術消化吸收再創新，高效、合理、有序地開發利用太陽能資源。

三是堅持光伏發電與整個產業發展互動。以光伏發電重大項目和重點光伏企業為依托，加快形成我省光伏產業規模優勢和技術優勢，不斷提升光伏開發應用水平，促進光伏發電與產業發展的良性互動和快速發展。

（二）主要目標。

以國家出臺的《關于加快推進太陽能光電建筑應用實施意見》和《太陽能光電建筑應用財政補助資金管理暫行辦法》為契機，大力發展江蘇光伏發電，形成整體規模優勢和企業競爭力優勢。

1．推廣規模。

通過3年努力，力爭在全省建成光伏并網發電裝機容量400兆瓦，其中，屋頂光伏電站裝機容量260兆瓦，建筑一體化光伏電站裝機容量10兆瓦，地面光伏電站裝機容量130兆瓦。2009年，省內建成光伏并網發電裝機容量80兆瓦；2010年，省內新增光伏并網發電裝機容量150兆瓦，裝機達到230兆瓦；2011年，省內新增光伏并網發電裝機容量170兆瓦，裝機達到400兆瓦。

2．上網電價。

著眼實現地面光伏并網發電上網電價1元/千瓦時（含稅）的目標，不斷促進企業降低成本，提高競爭力。2009－2011年分目標電價為：

單位：元/千瓦時 年份

2009年

2010年

2011年

3．產業競爭力。

形成一批具有競爭優勢的光伏發電企業，鞏固和提升光伏產業整體優勢。到2011年，全省電池及組件生產能力達10000兆瓦左右，光伏產業總產值達3500億元，無錫尚德等投資建設太陽能發電規模處于全國領先水平。

三、重點任務

實施“屋頂并網發電工程”、“建筑一體化并網發電工程”和“地面并網電站工程”三大工程，不斷提高光伏發電應用水平，增強產業競爭力。依托我省光伏產業現有優勢，選擇學校、醫院、政府機關等公共建筑，重點實施一批屋頂及建筑一體化項目；選擇沿海灘涂資源較豐富地區，建設一些地面并網示范工程。

（一）屋頂并網發電工程。

至2011年，建成屋頂并網發電工程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）、揚州（40兆瓦）、無錫（40兆瓦）、泰州（30兆瓦）等市。主要企業建設規模：尚德80兆瓦、常州天合30兆瓦、江蘇林洋20兆瓦、揚州晶澳20兆瓦、中盛光電20兆瓦。

（二）建筑一體化并網發電工程。地面2.15 1.7 1.4 屋頂3.7 3 2.4 建筑一體化4.3 3.5 2.9

到2011年建成建筑一體化并網發電示范工程10兆瓦，其中，2010年建成5兆瓦，2011年建成5兆瓦。分布在無錫（5兆瓦）、南通（3兆瓦）、泰州（2兆瓦）等市，主要由尚德、強生等企業投資建設。

（三）地面并網電站示范工程。

優先選擇沿海灘涂資源較豐富的地區建設帶有跟蹤系統的地面并網電站工程，支持有關企業在連云港、鹽城和句容規劃建設地面電站。到2011年，建成地面并網電站示范工程130兆瓦。

四、保障措施

（一）加強組織領導。

成立省新能源暨光伏產業推進協調小組，建立統一協調的管理機制。協調小組由省政府分管領導擔任組長，省發展改革委、經貿委、科技廳、財政廳、國土資源廳、建設廳、農林廳、環保廳、海洋漁業局、物價局和省電力公司等為成員單位，研究確定全省光伏發展重大戰略問題和主要任務，辦公室設在省發展改革委，具體承擔協調小組的日常工作。

（二）加強政策扶持。

在爭取和落實國家太陽能光電建筑應用財政補助資金和可再生能源電價補貼的同時，將政府扶持和市場調節有機結合，通過向省級電網企業服務范圍內除居民生活和農業生產用電以外的電力用戶征收一定比例的電價附加，建立省光伏發電扶持專項資金，發揮政策激勵作用。相對于國家財政補助資金主要對光電建筑一體化應用給予補貼，省專項資金主要用于光伏并網發電電價補貼，補貼光伏發電項目目標電價與脫硫燃煤機組標桿上網電價的差額。具體依據省物價局核定的光伏發電上網電價目標，確定分補貼額度。2009、2010和2011年地面并網電站目標電價（含稅）分別為2.15元/千瓦時、1.7元/千瓦時和1.4元/千瓦時，屋頂和建筑一體化并網電站將根據與建筑結合特點、產品技術先進性等分類確定。

同時，積極爭取免征增值稅和出口關稅退稅等扶持政策，落實國家可再生能源發電價格分攤統收統支的政策。運用風險投資、金融信貸、吸引外資等多種渠道和形式，建立光伏發電產業發展投融資平臺。

（三）加強競爭優勢。

以光伏發電項目建設帶動整個光伏產業的發展，提升競爭力，促進產業可持續發展。培育壯大一批擁有自主知識產權和品牌、主業突出、競爭能力強、管理水平高的光伏發電和光伏產品制造骨干企業。經過3年努力，使無錫尚德成為年銷售收入過500億的國際化企業，江蘇新能源公司等一批企業成為著名品牌、有影響力的專業設計、建設和投資運營的骨干企業，南京中電、常州天合、蘇州阿特斯、南通林洋、常州億晶等10多家企業成為年銷售收入過百億、在國內有競爭優勢的骨干企業。以光伏發電項目建設為契機，促進光伏企業向產業鏈上下游延伸，注重發展與光伏發電產業配套的服務業和相關產業，提高產業配套能力和發展水平，拓展產業集聚空間，形成有江蘇特色的光伏產業鏈及衍生的光伏產品生產與檢測設備、原輔材料制造產業。

（四）加強創新驅動。

積極鼓勵骨干企業與國內外研究機構、上下游協作單位開展產學研合作，加強光伏產業基地公共基礎設施和支撐服務平臺建設，提升企業自主創新能力。重點建設無錫尚德“江蘇省太陽光伏能源工程技術研究中心”和“產業技術研發國際轉移中心”。開展“光伏并網發電一元一千瓦時工程”科技攻關及其產業化示范項目，集中力量突破產業關鍵技術瓶頸，建立光伏產業各鏈節技術創新體系，形成“降本增效”的倒逼機制，增強產業競爭力。建設裝備制造和技術開發的創新發展體系，加強國際合作和交往，引進國外先進技術，加快光伏產業技術水平的提高和向商業化應用的轉化，并加速國產化進程。推進品牌戰略計劃，鼓勵企業注冊自己的商標，爭創國際、國家品牌，努力形成一批在國內外具有影響力的品牌產品。

（五）加強標準建設。

利用企業、科研院所與政府共同投資建設的裝備檢測中心和試驗場等產業公共平臺，做好企業質量、環境等方面認證工作，規范市場秩序，提升品牌形象，并爭取獲得國際認證，擴大國內外影響力，增強企業的競爭優勢。營造促進光伏發電推廣的良好氛圍，將屋頂和建筑一體化光伏電站建設作為建筑節能的重要內容，納入城市發展規劃，在城鄉規劃和建筑設計規范中，專門列出涉及屋頂電站和光伏建筑一體化所需的技術標準和規定。研究制訂《江蘇省民用建筑太陽能光伏系統應用技術規范》。在電網規劃中將光伏并網

發電作為重要規劃內容，確立相應的技術規范和標準。光伏企業要制訂具體的發展規劃，確立相應的發展目標、重點和降本增效、提高競爭力的具體措施，規范各環節管理，促進上網電價逐步下降。

（六）加強人才培養。

針對光伏發電綜合性、多領域特點，把人才培養放在重中之重的戰略地位，創造良好環境，從設計、制造、安裝、調試及運營管理等方面建立人才培養體系和激勵機制，在實踐中建設一支高素質的專業技術隊伍。要圍繞產業發展設立相關專業，培養光伏發電技術研發和管理人才，特別是系統掌握太陽能開發利用理論并具備光伏發電工程設計實踐經驗的復合型人才。利用高等院校、職業學院、機電高等職業學校優勢，確立一批培訓基地。同時，要把光伏產業確定的重大工程所需高端人才引進工作列入我省引進高層次海外人才相關計劃，與國內外高等院校、科研機構和科技園區訂立產業人才培養協議，借助外力強化專門人才培養。