报送光伏电站建设计划的请示

报送光伏电站建设计划的请示（精选8篇）

篇1：报送光伏电站建设计划的请示

福建关于光伏电站建设计划的请示

三明市发改委：

大田县地处闽中，属亚热带海洋性季风气候，地理区位条件独特，境内海拔千米以上的山峰有175座，受地理位置、地形地貌、气候特征等因素综合作用影响，境内能源资源丰富，辖区多处可开发光伏发电项目。为调整优化能源结构，加快发展清洁、低碳能源，恳请市发改委对我县优先安排规模指标110MW。

一、福建闽农农业大棚50 MW光伏发电项目

项目业主：大田海诚新能源有限公司。

建设地点：三明市大田县石牌镇桃坑村。

建设规模与主要建设内容：利用福建闽农农业发展有限公司生态农业休闲观光园新建农业大棚屋顶安装多晶硅太阳能电池组件，总装机容量50MW。

总投资及资金来源：该项目静态总投资41000万元。资金来源构成：企业自筹13000万元，申请银行贷款28000万元。

建设工期：该项目建设工期为1年。

二、大田县六角宫水库60 MW水面太阳能发电工程

项目业主：福建省明益水电有限公司。

建设地点：三明市大田县屏山乡王坪村。

建设规模与主要建设内容：利用福建省明益水电有限公司已建六角宫水库水面安装晶硅太阳能电池组件，总装机容量60MW。

总投资及资金来源：该项目静态总投资55000万元。资金来源构成：企业自筹15000万元，申请银行贷款40000万元。

建设工期：该项目建设工期为1年。

篇2：报送光伏电站建设计划的请示

一、严格按照规模分解指标做好上报工作

20xx年，国家下达我区新增光伏电站建设规模130万千瓦，此次上报仅限于吐鲁番地区、哈密地区、巴州、伊犁州、博州、阿勒泰地区、塔城地区、乌鲁木齐市等八个地(州、市)。结合各地光伏发电项目20xx年建设情况，前期工作开展情况，以及太阳能资源、电网接入、电力市场消纳等建设条件，我委将国家给予自治区20xx年新增光伏发电项目建设规模指标进行了分解(详见附件)。请你们抓紧提出20xx年光伏电站项目清单，项目清单要严格按照项目前期进展情况进行排序，总规模不得超出分解指标，如果超出视作无效。同时，请你们将往年结转在建的光伏电站项目，于4月20日前一并上报我委，我委将据此形成全区20xx年光伏发电建设实施方案上报国家能源局。

二、光伏电站项目安排的原则

请你们严格按照以下优先申报的原则，提出20xx年优选光伏电站项目计划。

一是优先安排电网接入和市场消纳条件好，马上具备开发条件的项目。

二是优先支持承担无电地区电力建设任务的光伏企业。

三是鼓励建设与光伏扶贫开发、现代设施农业、养殖业以及智能电网、区域多能互补清洁能源示范区相结合的项目。

四是鼓励采取招标、竞争性比选等方式选择技术经济指标先进，采用新技术、新产品的项目。

五是优先支持以推动光伏技术进步、集成应用技术和光伏发电价格下降的示范工程以及新能源示范城市、绿色能源县建设规划中的项目。

六是对于自主投资建设公共汇集站，解决周边光伏电站项目接入问题的企业，原则在光伏指标分配上给予倾斜。

七是优先支持当地国有企业参与光伏电站建设，疆外企业光伏电站项目单位应实现就地注册。

八是光伏电站项目不得占用草场、耕地，挤占城市发展空间，项目选址必须在荒漠、戈壁等地，对明显缺乏相应的资金、技术和管理能力的企业，不应配置与其能力不相适宜的光伏电站项目。

九是20xx年规模指标与各地上年度规模建设情况、项目变更情况、承担社会责任以及资源和建设条件相挂钩，对项目建设实施情况差的地区，将适时调整20xx年度指导性规模指标。

三、加强列入建设计划项目的管理

篇3：报送光伏电站建设计划的请示

根据2016年计划安排草案的内容, 2016年, 青海将大力推进供给侧改革, 全面激活发展动能。围绕全省投资需求研究实施“投资品供给提升工程”, 以装备制造、建材、钢铁、光伏、新能源为重点, 扩大省内企业在我省重大项目、政府采购、企业配套中的比重。在新能源制造业方面, 青海省围绕打造全国有影响力的锂电产业基地和重要的光伏光热制造基地提出实施方案, 抓紧完成上游企业整合, 集中开展技术攻关, 破解技术瓶颈, 扩大现有碳酸锂、磷酸铁锂、锂电池企业产能, 深入推进与比亚迪等企业的战略合作, 形成新的增长点。

篇4：地面光伏电站建设流程

项目筹备 2 项目立项 3

项目建设 4

并网验收

一、项目筹备

预可研、洽谈、路条项目启动、手续办理 •

可利用地面或屋顶 •

较好的日照条件 •

良好的政策环境 •

资金实力 •

项目实施能力 •

良好的电网条件 •

投资收益保障 •

业带动能力 预可研报告

内容包括：日照情况、地理环境、电网接入条件、投资收益要求。请具备电力设计资质的单位根据项目所在地情况进行概设计和计算 主要输出包括电站规模总平面布置设备选择等方面的整体设计方案。有待于进一步深化设计，是下一步项目建议书、取得路条、项目规划 选址等审批的主要依据。项目筹备

项目路条审批流程

首先工程咨询单位从宏观上论述项目设立的必要性和可能性，把项目 投资的设想变为概略的投资建议，编制出项目建议书。

将项目建议书逐级上报至项目所在地发改委和省发改委能源局，省发 改委能源局能源局根据当地实际情况进行审批

项目所在地发改委发给可开展项目前期工作的联系函 手续办理

项目所在地规划局项目规划选址意见 项目所在地国土局项目用地预审意见 环境影响评价报告 电网接入设计方案

项目所在地环保局项目所在地安监局安全预评价报告

二、项目立项

项目可行性研究报告 项目规划选址意见 项目用地预审意见 电网接入审批意见 安全预评价审批意见 环境评估报告审批意见 施工图审查合格证书

编写项目核准申请报告报送至地方和省发改委能源局，省发改委能源 局给予核准批复。

三、项目建设 现场勘测： 地形地貌勘测

水源、电力接入及运输能力考查 熟悉周边用户电力使用情况 协调电力入网：

与属地电力公司协调，确保电力顺利入网 初步设计

系统整体方案设计（规模、排布、设备选择）深化设计

根据招标确定的设备类型、型号等进行设计 项目施工： 1、土建施工组： 场地平整 围护建设

光伏电站平衡基础施工

场内道路、照明及其他基础设施施工 2、机电安装组： 系统支架安装固定 电池组件固定

汇流箱、配电柜及逆变器的安装 电缆排布及接线

数据采集及监控设备的安装

四、并网验收

电站主要设备选型及建设要点 电池组件选型

目前硅基材料的太阳电池板占据市场的主流，单晶硅太阳电池、多

晶硅太阳电池及非晶硅薄膜太阳电池占整个光伏发电市场的 90% 以

上，而非晶硅薄膜太

阳电池近年来的发展非常快。下面对三类 6

种

太阳电池组件列表比较。三类 6

种太阳电池组件列表比较

（1）多晶硅太阳电池和单晶硅太阳电池以其稳定的光伏性能和较 高的转换效率，是光伏发电市场的绝对主流，在世界各地得到了广泛 的应用，也是本项目工程的首选电 池设备，其国内的市场供应量非常 充足。

同单晶硅太阳电池相比，多晶硅太阳电池转换效率稍低，但单瓦 造价便宜，尤其是

大功率组件价格要更便宜（采用大功率组件可以降 低土建等费用，从而降低工程投资），适合建设项目用地比较充足、可大面积铺设的工程，而单晶硅太阳电池更适合建设项目 用地紧缺、更强调高转换效率的工程。

另外，根据设备厂的资料，多晶硅太阳电池在工程项目投运后电 池的效率逐年衰减稳定，单晶硅太阳电池投运后的前几年电池的效率 逐年衰减稍快，以后逐年衰减稳定。综合以上因素，结合本项目的建 设用地情况，推荐选用大功率多晶硅太阳电池组件。（2）薄膜太阳电池组件相对晶体硅太阳电池组件而言，太阳电池

组件转换效率较低，建设占地面积大，但价格比晶体硅太阳电池组件 便宜。我国大陆地区没有大规模性 生产碲化镉薄膜太阳电池组件、铜

铟镓硒薄膜太阳电池组件厂商，产品采购主要依赖进口，且其产品价 格同比非晶硅薄膜太阳电池组件高。

非晶硅薄膜太阳电池组件比其他原料的薄膜太阳电池组件的价格 更低，适合在建设项目用地充足的工程大面积选用。

在工程设计中需要特别注意，薄膜太阳电池组件由于占地面积

大，导致用地费用、道路、支架、基础等土建费用、电缆费用有所增 加。

鉴于本项目可利用面积有限的实际情况，因此不建议在本工程中 选用。（3）聚光太阳电池与晶硅、薄膜太阳电池相比转换效率很高，但 组件价格较贵，同时跟踪装臵增加投资约 15 元 / 瓦，使得工程投资

较高，运行维护量较大，主要在国外小范围示范性使用。由于组件旋 转时互相之间不能遮挡使得大范围布臵组件之间的间距很大，占地面 积要大得多大，更适合于小规模分散布臵使用，不建议在本工程中选 用。

太阳电池方阵安装方式

太阳电池方阵有多种安装方式，工程上使用何种安装方式决定了 项目的投资、收益

以及后期的运行、维护。实际工程采用的安装方式 主要包括：固定安装、单轴跟踪（平轴、斜轴）、双轴跟踪，每种安 装方式有各自的特点。

固定安装方式是将太阳电池方阵按照一个固定的对地角度和固定 的方向安装。单轴跟踪安装方式是将太阳电池方阵安装在一个旋转轴 上，运行时方阵只能够跟踪太阳运行的方位角或者高度角中的一个方 向。旋转轴可以是水平南北向放臵、水平东西向放臵、地平面垂直放 臵或按所在地纬度角倾斜布臵等。

双轴跟踪太阳电池方阵沿着两个旋转轴运动，能够同时跟踪太阳 的方位角与高度角的变化，理论上可以完全跟踪太阳的运行轨迹以实 现入射角为零。

根据国际、国内光伏电站的运行经验，在太阳电池性能等同等条 件下，一般方阵平单轴安装方式的发电量约是固定式安装方式的 1.1 ～ 1.2 倍 , 成本约为 1.05 ～ 1.2 倍；方

阵双轴跟踪安装方式的发电 量约是固定式安装方式的 1.3 ～ 1.4 倍 , 成本约为 1.15 ～ 1.35

倍。跟踪

安装方式的初期投资要比固定安装方式高 18 ～ 35%，但同时电站发电量 要

比固定安装方式高出 15% ～ 33%，但测算上网电价差别并不太大。在

不考虑其他影响因素的情况下，采用跟踪安装方式有利于增加企业效 益，可以提前收回工程投资，为企业赚取更多利润。同时，跟踪安装 方式由于采用自动跟踪机构使得方阵的运行更为复杂，也因此而使得 运行期间的维护、维修工作量加大，增加了运行难度。因此而增加的 维护、维修费用消减了增加发电量所带来的效益。

综合考虑以上因素，本工程的太阳电池组件安装方式推荐采用构 造简单、维护少的固定角度方式。逆变器系统

由于太阳电池所发出的电是直流的，在接入电网时必须使用并网 型逆变器将直流电转换成交流电。

要求所选择逆变器可靠性高，保护功能齐全，且具有电网侧高功 率因数正弦波电流、无谐波污染供电等特点同时，逆变器选型时应尽 量选用大功率、性能可靠的产品，减少系统损耗。穆棱市光伏电站系统总装机容量为 10MWp，整个光伏电站共配臵 94 台

120kW

光伏并网逆变器，全部分散布臵在阵列区域内。额定容量 为

120kW 的逆变器不带隔离变压器。本次逆变器运行方式采用单机自

动并网。即任意一台逆变器当其太阳电池组件侧电压及功率满足逆变 器启动要求时，逆变器自动并入运行。电气接入系统

本光伏电站总容量为 10MWp，采用集中并网发电。单元升压站内方

阵经防雷直流汇线箱后接入直流汇流柜，然后经光伏并网逆变器输出 交流电，最终接入到箱式变电站进行升压至 66kV 后通过一回 66kV

线

路接入电网。最终接入系统方案应以工程的“接入电力系统设计”并 经过有关部门审查批准后的方案为准。太阳能光伏并网逆变器的选择 太阳电池技术参数 太阳电池所标参数均在 STC 标准下，其条件是 :

光谱辐照度：1000W/m2 大气质量：AM 1.5 电池温度：25℃

太阳电池组件参数如下：表5-3电池组件技术参数

光伏组件，逆变器选型计算如下： 1）光伏组件每串16个组件 组串功率：16*175Wp=2.8KWp

组串最大开路电压：16*44.2*（1+50*0.38%）=841.57V≤850V,符合耐压要求，组串MPP电压：16*35.2=563.2V,符合变频器MPP输入450V-850V的要求。2）、每台100KW逆变器输入38个组串最大输入DC电流：38*Isc=38*5.2A=197.6A≤254.22 MPP工作电流：38*4.97=188.86A 3）、单台逆变器接入光伏组件功率：

按该设计方案，每台逆变器接入38个组串，每串16个组件，共608个组件，共接入光伏组件功率106.4KWp

逆变器，电站设计方案： 按以上计算，10MWp 光伏电站供选用 94 台路斯特公司生产的 100KW 无隔离变压器型并网逆变器 PVM 450-100 OT, 按每台接入光伏组件 106.4KWp，共可接入 10001.6KWp。并网逆变器输出侧接入隔离升压变 压器副边，接入 10KV 中压电网。94 台逆变器按 10 个分电站布臵，其中 1#--9# 分电站安装有 10 台

PVM450-100 OT 逆变器，一台集中 PLC 控制单元 PVM-PLC OT，每个分 电站共接入 1064KWp 光伏组件。10# 分电站安装 4 台

PVM450-100 OT 逆

变器，一台集中控制 PLC 单元，10# 电站接入 425.6KWp 光伏组件。10 个分电站共实现安装 10,001,600Wp 容量的光伏电站。直流汇流柜 10MWp 单晶硅固定式方阵子场共配臵 470 台直流汇流柜，每台直流汇 流柜按照 22.4 kWp 容量进行设计，最多可接入 38 路光伏方阵防雷汇线 箱。每 1 台

106.4KWp

直流汇流柜接入一台 12 0kW 逆变器。

太阳电池方阵的排布

考虑太阳电池组件的温度系数影响，随着太阳电池组件温度的增 加，开路电压减小；

相反，组件温度的降低，开路电压增大。为了保 证逆变器在当地极限低温条件下能够正 常连续运行，所以在计算电池

板串联电压时应考虑当地的最低环温进行计算，并得出串 联的电池个

数和直流串联电压（保证逆变器对太阳电池最大功率点 MPPT 跟踪范 围）。

本方案整个方阵场总容量为10MWp。

全站共划分为10 个独立的单元升压站。每个单元升压站布臵在方阵场的中间位臵。1#---09#单元升压站容量均为1MWp.每个站内设臵一间逆变器室和一台箱式变电站。整个方阵场内布臵一个总容量约10 MWp的多晶硅固定安装式方阵子场，共配臵94台 120kW逆变器、94 台120kW直流汇流柜、9 台容量为1000kVA的10kV三绕组箱式变压器组。构成10 个单元升压站最终接入10kV系统。（1）每个方阵的串联组件个数计算： 光伏组件每串16个组件组串功率： 16*175Wp=2.8KWp 组串最大开路电压：

16*44.2*（1+50*0.38%）=841.57V≤850V,符合耐压要求，组串MPP电压：

16*35.2=563.2V,符合变频器MPP输入450V-850V的要求。2）、每台100KW逆变器输入38个组串最大输入DC电流： 38*Isc=38*5.2A=197.6A≤254.22

MPP工作电流： 38*4.97=188.86A

直流串联工作电压为：

16×35.2V=563.2V（满足120kW逆变器最大功率点MPPT跟踪范围）

（2）方阵排布：电池组件每16个一串，并列8路汇入一个直流防雷汇线箱，这样

构成一个方阵。考虑节省组件方阵支架配筋，方阵布臵形式为2 行32列布臵，即组件为竖向排列成2行，共32列。同时考虑整个方阵承载风压的泄风因素，组件排列行间距为20mm，列间距为20mm，具体如下图（示意图中为方阵41°倾斜角安装时的投影）：

方阵功率为：2.8kW×8=22.4 kW（3）单元升压站直流系统： 该120kW方阵场总容量为：

38×2.8kW=106.4 kW，共计608个组件。

配臵1台107kW直流汇流柜接入1台120kW逆变器，最终接入一台容 量为1000kVA双绕组变压器的箱式变压器组。

1MWp方阵个数为：1000kW/22.4 kW=44.4个，取整数，44个方阵组成1个1MWp方阵场。

该1MWp方阵场总容量为：38×2.8kW=106.4kW，共计

篇5：光伏电站安全工作计划600字

3、尽量在夜间完成对设备的检修及缺陷处理工作。保证在光照充沛设备运行正常，顺利抓住发电机会，提高光伏组件可用率，争取多发电，保证在阳光充足季节稳发、满发，力争实现的发电量的目标。

4、落实各级人员责任，逐级分管，逐级负责，充分发挥各级安全管理网络的作用，生产运行安全可控、能控、在控。以安全生产运行为重点，以保证人身、设备安全，强化生产运行安全管理。

5、加强员工业务学习，增强自身素质，不断提高工作能力和管理水平，加大运行人员技术培训的管理力度，制定详细的培训计划，完善培训管理制度，加强安全基础知识、基本技能培训教育，全面提升安全管理水平，注重本质安全。

6、制定合理的奖惩制度，并以严格遵守执行，每次的培训都有记录备案，进一步提高了运行人员的学习主观能动性，使运行人员在接触设备的同时能够安全操作。定期组织运行人员进行安全、技术考试，加强运行人员业务水平和安全防护意识。

7、加强光伏组件、汇流箱、逆变器的消缺跟踪，做好消缺记录，同时完善运行及检修规程，在工作中进一步细化光伏电站的规章制度及防护预案。继续加强运行人员的业务知识、安全培训。

8、组织做好公司配置的生产信息管理系统，生产现场的光功率预测系统，投入使用前人员的培训工作及各系统投运后的信息上传、报送及管理工作，确保培训收到实效，创造以站为家的和谐氛围，树立团队意识，提高整个团队的凝聚力。

9、加强故障及缺陷处理进度的跟踪力度，做到凡事有闭环，要根据缺陷及故障的轻重缓急，逐一处理。

10、严格执行操作票和工作票管理制度，对不合格的`工作票和操作票进行考核。积极组织运行人员学习两票并熟练的写出两票，准确地执行两票各步骤，保证生产安全。施行三级审核、三级监督制度，保证两票合格率100%。

11、挖掘运行人员、设备潜力，制定详细的节能降耗管理制度，抓好节能降耗工作。

12、认真落实上级公司下达的安全工作任务，加强站内电气设备、光伏组件、汇流箱、逆变器、箱变、SVG巡检和消防检查，确保光伏电站安全稳定运行。

13、对外来施工单位和人员的相关证件进行严格审查，加强对施工及厂家人员的管理，严禁不具备或缺少相关证件的施工单位或人员进入光伏电站从事作业，对于重大作业工作实施专人负责安全措施并全程跟踪监督，防止违章违规事件和安全事故的发生。

我站全体运行人员一定在公司领导的帮助指导下竭尽所能将光伏电站管理好、经营好。在未来的工作中再接在励，不断的突破自我，保证设备及人身安全，

篇6：分布式光伏电站建设流程

一、项目前期工作

1、目标用户数据调查（1）用户的屋面面积、结构

（2）用户电量消耗量、电压等级、送出线路长度（3）用电价格

2、与用户沟通谈判，签署电站合作意向书和合同能源管理协议。

3、编制项目可行性分析报告。

二、项目备案报批（分级备案制）

1、项目备案部门为当地政府如秦都区发改局。（见附件1《陕西省发展和改革委员会关于加快推进光伏发电项目建设工作的通知》）

2、备案所需资料（1）项目备案请示报告（2）项目可行性分析报告（3）陕西省企业投资项目备案表（4）固定资产投资项目节能登记表

3、当地政府发改局出具同意备案批复文件。（15天左右）

4、必要时以上资料报送咸阳市、陕西省发改委。

三、电网并网流程办理

（见附件2《国家电网公司关于简化业扩手续提高办电效率深化为民服务的工作意见》）

1、办理部门为咸阳市供电局。

2、流程所需资料

（1）分布式电源项目申请表

（2）经办人身份证及复印件、法人委托书原件（3）企业法人营业执照（或组织机构代码证）

（4）发电项目前期工作资料（可研报告、合同能源管理协议）（5）政府投资主管部门同意备案批复文件（6）用户电网相关资料

3、供电局受理并网申请，免费制定接入方案，出具接网意见函（单点并网项目20个工作日，多点并网项目30个工作日）。

四、集团内部备案

1、办理部门为彩虹电子投资发展部。

2、备案所需资料（1）项目备案请示报告（2）项目可行性分析报告

（3）当地政府发改局出具同意备案批复文件（4）供电局同意接网意见函（5）合同能源管理协议

3、彩虹电子同意项目建设后报请集团投资发展部同意后，出具集团内部项目备案文件。

五、项目建设

1、项目EPC网上招标

2、施工方案设计

3、施工前15天报送发改局项目开工备案申请书

4、项目施工

5、向供电局申请安装电能计量装置（免费）

六、项目验收

1、建设单位对项目施工进行验收

2、提请供电局并网验收和调试

3、供电局并网验收及调试；如有余电上供电局大网，需要和供电局签订购售电合同及并网调度协议；项目并网运行

4、集团内部验收

5、项目当地备案部门验收

6、项目验收资料上报市、省发改委、咸阳市供电局。

七、项目后期运营

1、电费依照合同能源管理协议约定收取。

2、度电补贴（0.42元/KWH）由供电局每季度下发建设单位。

发电管理部

2014年10月28日

附件1 陕西省发展和改革委员会关于加快推进光伏发电项目建设工作的通知

陕发改新能源〔2013〕1348号

2013-10-15 9:58:00 省发改委

各设区市发展改革委、韩城市经济发展局、杨凌示范区发展改革局、西咸新区经济建设局、各有关单位：

为促进我省光伏发电项目加快建设，进一步简化和规范光伏发电项目管理，充分利用好国家支持光伏发电项目的政策措施，现就有关工作通知如下：

一、加快推进已核准项目建设进度

项目所在地发展改革部门，要督促项目单位抓紧落实项目各项建设条件，积极协调有关部门和方面，切实解决项目建设中存在的困难和问题，认真按照全省有关加快新能源发展的一系列通知要求，分解任务，落实责任，为企业排忧解难，促进项目尽快达产达效。项目单位要按照年内项目建成投运的目标，统筹资金安排，倒排工期，合理组织施工，加快施工进度，确保2013年底前项目建成。电网公司要加快配套电网建设，保持与光伏电站同步投运，并采用智能电网等先进技术，提高电网接纳光伏发电的能力。

二、科学编制光伏发电项目计划

光伏发电项目包括光伏电站项目和分布式光伏发电项目。光伏电站项目是指作为公共电源建设及运行管理的光伏发电项目；分布式光伏发电项目是指在用户所在场地或附近建设、运行方式以用户侧自发自用为主、多余电量上网且在配电网系统平衡调节为特征的光伏发电项目。

对光伏电站项目，省发展改革委按照国家下达我省指导性规模指标和开发布局意见，结合各地市光伏电站建设投运情况和实施方案，编制全省光伏电站建设实施方案，申请国家下达我省指导性规模指标。对发生严重弃光限电的地区，停止下达该地区新增指导性规模指标。对项目建设进度缓慢的地区，相应核减下规模指标。

对分布式光伏发电项目，省发展改革委根据各地市上一情况，申请国家下达我省指导性规模指标，并结合各地市建设条件和发展需求等情况，分解下达各地市规模。项目指导规模有效期1年，在有效期内未使用的规模指标自动失效。当年规模指标与实际需求差距较大的，应适时提出调整意见。不需要国家资金补贴的项目，不在规模管理范围内。

三、简化光伏发电项目管理程序

光伏电站项目由省发展改革委，依据国务院投资项目管理规定和我省有关规定备案。分布式光伏发电项目，按照属地原则，实行分级备案制。单个项目不大于10千瓦的个人（家庭）分布式光伏发电项目，采用登记制管理，仅需填报备案登记表。

企业向发展改革部门提出项目备案申请时，除符合我省备案管理的有关规定外，还应符合我省光伏发电项目布局、国家下达我省以及我省下达各地市的规模指标和实施方案，并落实接入条件。其中，光伏电站项目备案申请报告应达到可行性研究深度；分布式光伏发电项目需提供用地或屋顶等场址证明、项目备案登记表，采用合同能源管理方式的项目，须提供与电力用户签订的能源服务管理合同等材料。

四、切实做好光伏发电并网服务工作

省电力公司和省地方电力公司，要进一步简化项目受理、咨询、调试、验收程序，并于10月底之前，通过网络、媒体、文件等形式予以公布。电网企业在收到项目单位并网申请后，应出具书面受理函，凡申请材料不全或不符合要求的，应一次性书面告知，对不具备接入条件的项目，应及时书面说明理由。对分布式光伏发电项目，应提供一站式服务，无障碍接入。

五、齐心协力推动光伏发电项目加快建设

各地市发展改革部门，对符合条件的分布式光伏发电项目，根据国家和我省有关规定，暂按《陕西省企业投资项目备案暂行管理办法》备案，及时将备案文件抄送我委，并在网站上公布。每月5日前，通过电子邮件向我委报送备案汇总信息和建设进度。每年11月末，报送当年光伏发电情况、下一光伏电站实施方案和需国家资金补贴的分布式光伏发电项目规模。

项目单位在取得项目备案文件后，应抓紧落实各项建设条件，及时开工建设，每月5日前向所在地发展改革部门报送项目建设进度和下月施工计划。不得自行变更项目投资主体、项目场址、建设规模等内容。

省电力公司和地方电力公司，要加强本级电网覆盖范围光伏发电的计量、信息监测与统计，每季度5日前，向我委报送上季度发电量、上网电量、电费和补贴发放与结算等情况。

各有关单位要抢抓有利时机，强化责任意识，创新管理模式，改进工作方法，千方百计促进光伏发电项目加快建设，开创我省光伏发电产业快速发展的新局面。

联系人: 王 壬

电 话:（029）87292433 邮 箱: wangren110@126.com

陕西省发展和改革委员会 2013年9月24日

国家电网公司关于简化业扩手续提高办电效率

深化为民服务的工作意见

国家电网营销〔2014〕1049号

各省（自治区、直辖市）电力公司，国家电网公司客户服务中心：为深入贯彻党的群众路线教育实践活动精神，践行“你用电我用心”的服务理念，进一步简化业扩手续，优化办电流程，完善服务机制，最大限度地实现供电服务便民、为民、利民，现提出如下工作意见。

一、基本原则和主要目标

（一）基本原则

手续最简、流程最优。实行一次性告知，最大限度减少客户申报资料；精简优化流程，串行改并行。协同运作、一口对外。国 家电网公司文件健全跨部门协同机制，实行分级管理和“一口对外”服务，加快方案编审及电网配套工程建设。全环节量化、全过程管控。统一所有流程环节完成时限和质量要求，并纳入系统进行管控。

（二）主要目标

坚持以客户为导向，全面构建公司统一的“一口对外、流程精简、协同高效、全程管控、智能互动”的供电服务模式，进一步提高办电效率、工作质量和服务水平。

二、主要内容 洁优太阳能电力

（一）业务受理阶段

统一业务办理告知书，履行一次性告知义务，维护客户对业务办理以及设计、施工、设备采购的知情权和自主选择权。拓展办电服务渠道，精简申请资料，优化审验时序，推广应用档案电子化、现场申请免填单，杜绝业务系统外流转，减少客户临柜次数，最大程度便捷客户办电申请。1.拓展服务渠道 开通95598网站、电话、手机客户端等业务办理渠道，推广应用自助服务终端，推行客户资料电子化管理，逐步取消纸质业务单的流转；开展低压居民客户申请免填单服务，实现同一地区

可跨营业厅受理办电申请，为客户提供选择多样、方便快捷、智能互动的服务。对于有特殊需求的客户群体，提供办电预约上门服务。2.精简申请资料 1）普通用电客户

低压居民客户提交的申请资料：①客户有效身份证明（包括身份证、军人证、护照、户口簿或公安机关户籍证明，下同）；②房屋产权证明（复印件）或其它证明文书（包括房管部门、村委会等有权部门出具的房屋所有权证明，下同）。

低压非居民客户提交的申请资料：①报装申请单；②客户有效身份证明（包括营业执照或组织机构代码证）；③房屋产权证明（复印件）或其它证明文书。

高压客户提交的申请资料：①报装申请单；②客户用电主体证明（包括营业执照或组织机构代码证）；③项目批复（核准、备案）文件；

④房屋产权证明或土地权属证明文件。对于重要、“两高”及其他特殊客户，按照国家要求，加验环评报告等证照资料。2）分布式电源客户

自然人客户提交的申请资料：①报装申请单；②客户有效身份证明；③房屋产权证明（复印件）或其它证明文书；④物业出具同意建设分布式电源的证明材料。

法人客户提交的申请资料：①报装申请单；②客户有效身份证明（包括营业执照、组织机构代码证和税务登记证）；③土地合法性支持性文件；④发电项目前期工作及接入系统设计所需资料；⑤政府主管部门同意项目开展前期工作的批复（需核准项目）。

3）充换电设施报装客户

低压客户提交的申请资料：①客户有效身份证明；②固定车位产权证明或产权单位许可证明；③物业出具同意使用充换电设施的证明材料。

高压客户提交的申请资料：①报装申请单；②客户有效身份证明（包括营业执照或组织机构代码证）；③固定车位产权证明或产权单位许可证明。3.优化审验时序

对于在申请阶段暂不能提供全部报装资料的客户，可在后续环节（合同或协议签订前）补充完善，其中对于需政府核准、暂不能提供批复文件的项目，可先行答复施工用电供电方案，提供项目正式用电前期咨询服务。若前期已提交资料或资质证件尚在有效期内，则无需客户再次提供。4.时限要求

所有客户申请均实行当日受理，当日录入营销业务应用系统；在受理申请后，低压客户1个工作日，高压客户2个工作日内完成现场勘查。

（二）方案编审阶段

加快推进营配贯通实用化应用，提高一次性容量开放权限，提供供电方案标准化模板，优化方案编审流程，实施营销“一口对外”答复方案。1.合理确定可开放容量

对于具备营配贯通条件的单位，通过系统集成实时共享可开放容量信息；对于暂时不具备营配贯通条件的，由发展部、运检部定期提供配电网规划方案，以及设备、线路可开放容量信息。0.4千伏业扩项目，直接开放容量。各单位可根据实际情况，确定各级电网的免审批容量标准，原则上不低于315千伏安。2.推行供电方案标准化制订

按照电压等级、容量审批权限，编制供电方案标准化模板；加快推进营配贯通，深化营销业务应用、营销GIS、生产PMS等

系统集成应用，依托信息技术手段，实现供电方案辅助制定；实行供电方案统一编码（二维码）管理和网上审核会签，通过营销业务应用系统打印方案并答复客户，统一编码和时间戳由系统自动生成，提高供电方案制定效率。3.优化供电方案审批流程

（1）对于免审批容量范围内的业扩项目，由营销部（客户服务中心）直接编制方案、答复客户，并报发展、运检、调控部门备案。

（2）对于10（6）千伏（超出免审批容量范围的）、35千伏业扩项目，若在规划和可开放容量范围内，由营销部（客户服务中心）编制供电方案（含接入系统方案）并组织发展、运检、调控部门网上会签；若超出规划或可开放容量范围，由营销部（客户服务中心）委托经研院（所）编制供电方案（含接入系统方案），以周例会形式进行集中审查。

（3）对于110（66）千伏及以上业扩项目，合并接入系统方案和供电方案编审环节。其中，由客户委托具备相应资质的单位编制接入系统可研设计，由发展部委托经研院（所）编制供电方案（含接入系统方案），发展部组织相关部门对供电方案（含接入系统方案）进行集中审查。4.费用收取原则

（1）对于分布式电源，其接入系统工程由项目业主负责投资建设；因分布式电源接入引起的公共电网建设和改造，由公司负责投资。

（2）对于电动汽车充换电设施，从产权分界点至公共电网的配套接网工程，由公司负责建设和运行维护，公司不收取接网费用。产权分界点的划分见附件。（3）其他业扩项目电网配套工程的收费标准，严格按照政府出台文件的规定执行。5.时限要求

（1）低压居民客户，受理申请后，次日（法定节假日顺延）完成现场勘查并答复供电方案；对于具备营配贯通条件的，在受理申请时同步答复供电方案。（2）低压非居民客户，受理申请后，次日（法定节假日顺延）完成现场勘查并答复供电方案。

（3）高压客户，受理申请后，2个工作日完成现场勘查，15个工作日内答复供电方案（双电源30个工作日）。

（4）分布式电源客户，受理申请后，2个工作日内完成现场勘查；第一类项目40个工作日（其中分布式光伏发电单点并网项目20个工作日，多点并网项目30个工作日）、第二类项目60个工作日内答复接入系统方案。

（5）充换电设施客户，受理申请后，低压客户次日（法定节假日顺延）完成现场勘查并答复供电方案；高压客户2个工作日内完成现场勘查，15个工作日内答复供电方案。

（三）工程建设阶段 优化项目计划和物资供应流程，并行实施业扩项目引起的电网配套工程建设。对由公司统一收费的客户工程建设，应按照业扩项目电网配套工程管理要求纳入统一管理。

1.同步建设业扩项目电网配套工程按照项目性质，业扩项目电网配套工程分为技改项目和基建项目，在方案确定后，分别由运检部、发展部组织编制项目可研，并履行可研评审、批复手续；运检部、基建部根据职责分工，与客户工程同步建设电网配套工程。2.强化物资供应保障

（1）对于10千伏及以下业扩项目，由各省设立“业扩配套电网技改项目”和“业扩配套电网基建项目”两个项目包，纳入各省生产技改和电网基建计划，实行打捆管理。年初由省公司编入招标采购计划，所需物资纳入协议库存管理。在具体项目实施时，由各市、县公司在业扩配套电网项目包资金范围内，按照“分级审批，随报随批”的原则，通过ERP系统由市、县公司直接审批，通过省公司集中组织的协议库存供应物资。年底由各单位提出综合计划及预算调整建议并逐级上报。

（2）对于35千伏及以上业扩项目，电网配套工程建设按照公司工程管理要求实施。

3.优化停电计划安排

完善业扩项目停（送）电计划制订、发布机制，分电压等级确定停（送）电计划报送周期，结合客户工程进度和意向接电时间，合理确定停（送）电时间，其中，35千伏及以上业扩项目实行月度计划，10千伏及以下业扩项目推广试行周计划管理，强化计划刚性管理。具备条件的单位，推行不停电作业。4.时限要求

（1）低压居民客户，在方案答复后，3个工作日内完成电网配套工程建设。（2）低压非居民客户，在方案答复后，5个工作日内完成电网配套工程建设。（3）高压客户，在方案答复后，对于10千伏业扩项目，在60个工作日内完成电网配套工程建设；对于35千伏及以上业扩项目，其电网配套工程按照合理工期实施。

（四）启动送电阶段 并行推进业务流程，提前做好启动送电准备工作，按照验收、装表、送电“三位一体”原则，同步协助客户办结合同签订、费用结算等送电前置手续，客户工程竣工检验合格当日启动送电。1.实施业扩流程“串改并”

并行处理营业收费、配表装表、工程检查、合同签订（含调度协议和电费结算协议签订）等环节。客户工程竣工检验同步完成计量表计安装工作。2.时限要求

（1）低压居民客户，受理用电申请后，对于具备直接装表条件的，2个工作日完成送电工作；有电网配套工程的，在工程完工当日送电。

（2）低压非居民客户，受理用电申请后，无电网配套工程的，3个工作日内送电；有电网配套工程的，在工程完工当日送电。

（3）高压客户，竣工检验合格并办结相关手续后，5个工作日内送电。（4）分布式电源客户，受理并网验收及并网调试申请后，以0.4千伏及以下电压等级接入的分布式电源10个工作日内完成并网验收与调试；10千伏及以上分布式电源20个工作日完成并网验收与调试，验收调试合格直接并网。（5）充换电设施客户，在竣工检验合格并办结相关手续后，低压客户在工程完工当日送电；高压客户在5个工作日内完成送电工作。对于客户有特殊要求的，按照与客户约定时间装表接电。

三、特别说明

本意见是在《国家电网公司关于进一步简化业扩报装手续优化流程的意见》（国家电网营销〔2014〕168号）、《国家电网公司关于印发分布式电源并网服务管理规则的通知》（国家电网营销〔2014〕174号）和《国家电网公司关于做好电动汽车充换电设施报装服务的通知》（国家电网营销〔2014〕526号）基础上制定的，执行过程中，如有问题，请及时向国网营销部反映。

国家电网公司 2014年8月21日

篇7：大型地面光伏电站开发建设流程

OFweek太阳能光伏网讯：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，下面小编就梳理一下备案制下如何进行大型光伏电站的开发流程：

一、项目前期考察阶段

对项目土地（及其周边）资源、电网情况、当地政策等进行摸底考察。我把现场选址工作划分成三步，如下表所示：

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，基本圈定场址范围。同时，要从各角度看一下场址内的地质情况。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内看见坟头，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，场址内不能有防空洞等军事设施，军事设施相关管理规定的避让范围是安全半径范围外扩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，看一下这个范围内场址内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2000到3000亩地

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。

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。

变电站间隔及其附属设备

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）；

1.2.4项目概况以及项目公司三证（营业执照、组织机构代码证、税务登记证）；

以上资料准备完毕后提交到县发改委进行审核，逐级报送，经过层层筛查最终列入省发改委项目清单中。

3）取得备案证。须向省级（市级）发改部门提交资料如下：

省发改委公布的项目清单；

可行性研究报告；

基础信息登记表、节能登记表、招投标方案（省发改委官网下载最新版）；

申请备案的请示；

公司三证。

提交以上资料至省（市）发改委，审核无误后下发（一般当下就能）备案证。

2、获得省（市）级相关部门的批复文件

3、获得开工许可

（1）办理建设项目银行资金证明（不少于项目总投资的20%）；

（2）办理建设项目与银行的贷款意向书或贷款协议（不高于项目总投资的80%）；

（3）委托具有资质的单位做项目设计；

（4）获得项目建设地建设局开工许可；

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、出各产品技术规范书（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；

所有设备安装、调试、试验、保护调试、电器连接（SVG、高压开关柜、接地变、所用变、降压变、配电屏、综自保护、监控安装、消防设备安装、安全监控摄像头）等。

4、外围线路建设，对侧站设备安装及对侧站对点对调、省调和地调的调度调试等；

5、所有设备的电缆敷设连接并做实验，电缆敷设过程中需要注意的事项如下：

5.1：电缆敷设按照型号相同进行，没敷设一条，在电缆两端挂其相对应的电缆牌。

5.2：电缆预留长度满足接线要求即可，过长过短都是不适宜的。

5.3：电缆应从电缆盘上导出不应使电缆在支架上或与地面摩擦拖拉，防止各种刮伤电缆的可能性。

5.4：电缆在电缆井和电缆沟上固定，要统一绑扎材料，确保美观。

6、电力建设工程质量监督站验收（消缺并闭环）；

7、省电力建设调试所安评、技术监督验收（消缺并闭环）；

8、当地消防大队验收并出具报告；

9、电网公司验收（消缺并闭环）；

10、电站调试方案（电力公司审核）；施工过程中，需办理下列手续：

（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范围划分。

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。并向新疆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《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

篇8：报送光伏电站建设计划的请示

光伏电站建设周期较短，但是所占用得土地面积较大对光电伏站工程设计、材料设备的采购上均存在较大影响。对此，对光电伏站的工程施工进度进行合理控制，十分重要。光伏电站工程实施前，需要制定一个科学可行的计划，以光伏电站供电工程工期为依据，对施工进度进行科学合理的安排，对所安装的机电设备进度进行规划和分析。总承包商与施工设备供应商之间签订设备采购合同，明确设备供应具体时间以及所供应设备的具体情况，确保设备及时送达，并确保设备质量。设备抵达施工现场后，根据施工图纸，进行设备安装。在光伏电站工程施工现场，对设备存放位置进行科学规划，确保施工过程中，能够方便使用各种机械设备，减少施工现场二次运转设备次数，确保光伏电站施工秩序，避免交叉作业，促进施工进度。

3.2施工成本控制管理

和普通电站相比，光伏电站施工成本较高。因此，EPC光伏电站工程对成本进行严格管理和控制十分必要。在对施工成本进行科学有效的管理过程中，需要对投资进行科学控制。总承包商需要建立专门的监理部门，对光伏电站工程投资进行严格控制和管理，并在企业内部制定相应的经济制度，对光伏电站建设过程中的各类账单进行复审，确认无误后才能签字。此外，总承包商还要跟踪施工投资金的应用情况，对于偏差的部分做出详细分析，并找出导致偏差的原因，采取相应措施，纠正问题[2]。总承包商对施工设备的`选择，直接影响工程施工成本。施工过程中，总承包商可以通过招投标的方式对设备供应商进行选择，让供应商之间相互竞争，从中选择合适的设备供应商。同时，总承包商对项目各类合同进行严格管控，对施工成本进行科学合理的控制。

3.3工程的施工技术管理

对光伏电站施工技术进行严格管理，能够提高工程质量，降低工程成本。光伏电站工程设计变更，会极大的影响工程投资，因此，要对电站工程施工设计进行有效控制，减少变更出现。施工过程中，结合现场实际情况，制定切实可行的施工技术方案，确保施工质量。例如电池组件，设置最佳安装角度，提高组件转换效率。对于电站电缆而言，对其进行科学合理的布置，使损耗降到最低，这样做能够使光伏电站转换效率得到有效提高，最终促使施工技术得到进一步提升[3]，图1为施工过程质量控制流程图。

3.4工程的施工安全管理

光伏电站施工单位在施工过程中，需要时刻注重安全问题。随着“以人为本”观念不断深入人心，在光伏电站工程施工过程中，不仅要高度重视施工质量，施工人员的人身安全也要高度重视。施工过程中，合理设置安全防护设施，为施工人员配备相应的安全防护用品，委派专业安全员进行施工过程的安全管理，定期开展安全教育，提升人员安全意识，防止安全事故发生。相关管理人员对施工全过程进行严格监督，及时发现安全问题，并且采取相应的解决措施，确保光伏电站工程施工顺利完成。

4结束语

总而言之，在EPC光伏电站建设过程中，通过优化施工设计，采取切实有效的安全措施、质量措施，优化施工工艺，强化图1施工过程质量控制流程图经营核算等管理手段，在确保施工安全、施工质量和施工进度的同时，降低施工成本，提高工程建设水平。

作者:贺才伟 单位:中国能源建设集团湖南火电建设有限公司

参考文献

[1]安文，赵伟伟.光伏电站项目后评价实证研究―――以中节能射阳光伏电站为例[J].工程管理学报，，01：53~57.

[2]张涛.试论光伏电站的工程建设项目管理策略应用[J].建筑知识，2016，05：110.