大型地面光伏电站开发建设流程图

大型地面光伏电站开发建设流程
根据国家能源局《光伏电站管理暂行办法》（国能新能[2013]329）、《分布式光伏发电项目管理暂行办法》（国能新能[2013]133），国家对光伏电站及分布式光伏发电项目均实行备案管理，下面就介绍下如何进行大型光伏电站的开
下面详细解释一下
1、去现场前需要做的准备工作
光伏电站场址一般都在相对偏远的地方，去趟现场往往要耗费比较大的时间成本、人力成本。

因此，去之前一定要把准备工作做好。

首先要跟业主进行简单沟通，了解他之前做了哪些工作，他的要求和想法。

常问的几个问题：1）项目场址的地点，有经纬度最好了。

2）场址面积大概多大，计划做多大规模；（一般业主都有场址的承包合同，可通过查阅承包合同等所有权证明文件进行地点、面积承包剩余年限等信息进行确认。

）
3）场址大概是什么地貌，地表附着物情况，有无坟头，是否涉及赔偿；有无军事设施、文物等敏感物。

场址附近是否有可接入的变电站，距离多少，多大电压等级，容量是多少，有无间隔；（一般接入110KV变电站的低压侧或者35KV高压侧为宜，距离最好不要超过10公里否则会增加成本，大部分地区只能接入容量的30%-50%。

）沟通之后，第一个要准备的，就是了解当地相关的光伏政策。

比如，国家给该省的规模指标是多少？该省对光伏项目有没有单独的补贴政策？诸如此类的政策，尽量多了解一些。

如果能了解到项目所在地是否有建成项目，收益如何？是否有在建的项目，进展到什么程度，就更好了。

最后，一套耐磨耐刮的衣服和舒适的运动鞋也是必不可少的。

2、现场踏勘工作
平坦的场址相对简单，就用山地场址说几个需要注意的问题。

1）观察山体的山势走向，是南北走向还是东西走向？山体应是东西走向，必须有向南的坡度。

另外，周围有其他山体遮挡的不考虑。

2）山体坡度大于25°的一般不考虑。

山体坡度太大，后续的施工难度会很大，施工机械很难上山作业，土建工作难度也大，项目造价会大大提高。

另外，未来的维护（清洗、检修）难度也会大大增加。

同时，在这样坡度的山体上开展大面积的土方开发（电缆沟），水土保持审批可能也过不了。

3）基本地质条件。

虽然准确的地质条件要做地勘，但可以大概目测一下，最好目测有一定厚度的土层。

也可以从一些断层或被开挖的断面，看一下土层到底有多厚，土层下面是什么情况。

如果是目测半米一下是坚硬的大石头，那将来基础的工作量就会特别大。

上述几个问题解决后，用GPS围着现场几个边界点打几个点，基本圈定场址围。

同时，要从各角度看一下场址的地质情况。

因为光伏场址面积太大了，你从一个边界点根本看不了全貌，很可能会忽略很多重要因素。

这些重要因素包括：
1）冲积沟。

我某次选址，看场址西南边是特别平坦在附近看了看，觉得基本都一样，就没往东北角走。

后来发现，东南角是个非常大的冲积沟。

2）敏感物。

比如说坟头。

经常能在备选的光伏场址看见坟头，如果圈进来可能会非常麻烦，甚至造成工期延误。

另外，还有农民自己开荒的地，一两个快倒塌的小房子，羊圈和牛圈……这块地没用也就没有管，一旦有人用，就会有人来要赔偿，最后，场址不能有防空洞等军事设施，军事设施相关管理规定的避让围是安全半径围外扩300米。

3、踏勘后续工作
1）确定场址面积。

将现场打的点在Google地球上大致落一下，看一下这个围场址及其周围的卫星照片，同时测一下面积，大概估计一下可以做的容量。

一般50~100MWp是一个比较好的规模，也就是1~3km2。

2）确定场址地类。

去国土局在二调图上查一下场址的地类。

现在二调图用的一般都是80坐标系三度带坐标。

所以，要先将GPS打的经纬度坐标转换成80三度带坐标，带到国土局和林业局查一下。

去国土和林业查一下是非常必要的。

往往一块场址那里都好，就是地类是不能用的。

如果盲目开展后续工作，会造成很多浪费。

另外，很多时候，看着是荒地，在地类图里面是农田；看着没有树，在地类图里面其实是公益林。

土地规划用途分类及含义
表A.1（续1）土地规划用途分类及含义
国土部门土地利用总体规划体系
3）确定接入的变电站。

根据场址面积大致估计出规模以后，就要想用多大的电压等级送出。

要调查一下，距离项目场址最近的升压变电站电压等级、容量、是否有间隔，最好能拿到该变电站的电气一次图，确定一下是否有剩余容量可以接我们的项目。

如果可以间隔接入距离又相对合适，则视为理想接入方案，如果距离太远，输送线路成本过高，可考虑T接，方案的可行性要与地/市级电网公司进行咨询
二、项目建设前期手续办理
备案阶段变电站间隔及其附属设备
1）委托有资质单位做大型地面光伏电站项目进行可行性研究报告。

2）争取所在省份当年配额。

须向当地发改部门申请并提交相关材料如下：
1.2.1申报建设（已完工或即将完工的申请补贴计划）计划的请示；
1.2.2相关部门的审核意见（国土、电网公司、林业等部门）；
1.2.3其他已取得的项目进展（如：测绘、地勘等资料）；
三、项目施工图设计
开工证办理流程
1、现场测绘（前期已完成）、地勘、勘界、提资设计要求；
2、接入系统报告编制并上会评审；
3、出施工总图蓝图；
4、各专业进行图纸绘制（结构、土建、电气等）；
5、出各产品技术规书（做为设备采购招标依据）；
6、和各厂家签订技术协议；
7、现场技术交底、图纸会审；
8、送出线路初设评审上会出电网意见；
四、项目实施建设
1、物资招标采购
2、发电区建设工作：
1）基础浇筑
2）支架安装、光伏组件安装、汇流箱安装；
3）逆变室、箱变基础建设；
4）箱变、逆变器、直流柜、通讯柜设备安装调试试验
5）电气连接及电缆敷设（组件之间、组件与汇流箱、汇流箱与直流柜、直流柜与逆变器、逆变器与箱变之间）、全场接地制作焊接、发电区道路建设；
3、生活区工作：
所有房建建设（SVG室、高压室、中控室、综合用房、水泵房及设备安装、生活区道路围栏、所有房建装饰装修、设备间电缆沟开挖砌筑接地）等；
五、带电前的必备条件
（一）接入系统带电前要需具备的条件
1、发改委备案文件、上网电价文件、可研报告
2、接入系统审查批复文件（国家电网公司、省电力公司接入系统文件）
3、公司营业执照复印件（正本、副本）
4、公司税务登记证（国税、地税）
5、公司组织机构代码证
6、系统主接线图
（二）升压站返送电流程和具备的条件
1、给省电力公司申请返送电文件。

（风电机组及光伏电站机组合并上报）
2、给交易中心上报接网技术条件。

（按照公司接入系统要求及反措要求上报）
3、并网原则协议签订。

（与公司营销部签订、地区并网电厂可由营销部授权签订、并上报交易中心）
4、省调下达的调度设备命名及编号。

5、省调下达的调管设备围划分。

6、与省调、各地调分别签订《并网调度协议》。

7、与发电企业所在的地区电力公司签订《供用电合同》。

（确定发电企业施工用电如何处理，电厂全停期间用电电价及结算方式）（原则上执行当地大宗工业用电电价）
8、线路属自建的应签订《线路运维协议》。

（必须有线路运营资质、且必须在相应机构备案、具备线路带电作业、申请线路巡线、停用重合闸、线路消缺等）。

9、具有资质的质监站出具的《工程质检报告》，并形成闭环的报告（报告原件）。

（风电机组及光伏电站机组合并上报）
10、省电力科学研究院出具的《并网安全性评价报告》，同时上报针对报告中提出的影响送电的缺陷应整改完毕，对不影响送电的应列出整改计划。

（风电机组及光伏电站机组合并上报）
11、省电力科学研究院出具的《技术监督报告》，同时上报针对报告中提出的影响送电的缺陷应整改完毕，对不影响送电的应列出整改计划。

（风电机组及光伏电站机组合并上报）。

12、应出具消防部门验收意见。

（风电机组及光伏电站机组合并上报）。

13、省电力公司交易中心将委托地区电力公司现场验收涉网设备及是否按照接入系统文件要求建设和完善设备、装置、满足并网条件，并落实“安评、技术
监督”等报告提出问题的整改。

并向电力公司交易中心上报具备返送电的验收报告。

（风电机组及光伏电站机组合并上报）。

14、交易中心根据上述工作完成情况，及时组织返送电协调会，并组织各相关部门会签后，下达同意返送电文件。

（三）并网流程或具备的条件
1、工程质检报告
2、安评报告
3、技术监督报告
4、消防验收意见
5、电力公司验收报告
6、针对各检查报告提出问题的整改报告
7、《供用电合同》（是否有新的变化，若有变化须重新签订）
8、针对上述“四个协议（或合同）、四个报告”，协商确定年度《购售电合同》后。

9、并组织各相关部门会签后，及时协商确定召开启委会，根据启委会决议，发电企业应上报决议中提出问题的整改。

10、下达同意机组并网文件，安排机组并网工作。

11、给省电力公司申请确认满足电网要求的文件。

（风电机组及光伏电站机组首次并网时间及240小时结束时间）
12、生产验收交接书（施工单位与业主签订）
13、涉网试验完成并满足电网要求
14、电价批复文件
15、消防验收合格。