光伏电站开发及建设流程

光伏电站开发及建设流程（精选8篇）

篇1：光伏电站开发及建设流程

光伏电站开发建设流程

一、项目前期考察

对项目地形及屋顶资源、周边环境条件(交通、物资采购、市场的劳动力、道路、水电)、电网结构及年负荷量、消耗负荷能力、接入系统的电压等级、接入间隔核实、送出线路长度廊道的条件、和当地电网公司的政策等。

二、项目建设前期资料及批复文件 第一阶段：可研阶段

1、委托有自治区B级以上资质的单位做20MWp大型光伏并网电站项目 进行可行性研究分析、项目申请报告。

2、委托有自治区B级以上资质的单位做20MWp大型光伏并网电站项目 进行可行性研究分析评审。

第二阶段：获得项目建设地县级相关部门的批复文件

1、获得县发改委项目可行性研究报告的请示。

2、获得县水利局项目的请示。

3、获得县畜牧局项目的请示。

4、委托具有自治区B级以上资质的单位做20MWp大型光伏并网电站项 目环境评价报告表，并获得县环保局项目建设环保初审意见。

5、获得县城建局项目规划选址意见的请示。

6、获得县国土局项目建设用地预审的情况说明。

7、获得县电力公司项目初审意见及电网接入意见。

8、获得县文物局项目选址地面文物调查情况的请示。

9、获得县经贸委项目开展前期工作的批复。

第三阶段：获得项目建设地区级(市)相关部门的批复文件

1、获得地区发改委开展前期工作请示。

2、获得地区水利局项目工程选址意见。

3、获得地区畜牧局项目用地查验的意见。

4、获得地区环保局项目环境影响报告表的初审意见。

5、获得地区城建局项目选址的报告。

6、获得地区国土局项目用地预审的初审意见。

7、获得地区文物局项目用地位置选址的请示。

8、获得地区林业局项目选址情况的报告。

第四阶段：获得自治区(省)相关部门的批复文件

1、获得自治区(省)发改委同意开展光伏发电项目前期工作的通知

2、获得自治区(省)水利厅项目水土保持方案的批复

3、获得自治区环保厅(省)项目环境影响报告表的批复

4、获得自治区(省)国土厅项目压覆重要矿产资源有关问题的函

5、获得自治区(省)国土厅地质灾害评估备案登记表

6、获得自治区(省)文物局项目用地位置选址意见函

7、获得自治区(省)国土厅土地预审意见

8、获得自治区(省)建设厅选址意见书和选址规划意见

9、获得省电力公司接入电网原则意见的函

10、办理建设项目银行资金证明(不少于项目总投资的20%)。

11、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%);

12、委托有自治区(省)B级以上资质的单位做20MWp大型光伏并网电站项目申请报告;

13、将项目申请报告提交区发改委能源处，按照能源处的指定委托国际工程咨询公司对20MWp大型光伏并网电站项目申请报告组织评审，并获得评审文件;

14、获得自治区发改委(省)对20MWp大型光伏并网电站项目核准的批复文件;

15、获得新疆电力公司接入电网批复文件;

16、委托具有自治区(省)B级以上资质的单位做20MWp大型光伏并网电站项目设计;

17、获得项目建设地建设局开工许可;

三、项目施工图设计

1、现场测绘、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、电器等等);

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、送出线路初设代可研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：

基础浇筑、组件安装、支架安装、汇流箱安装、逆变室箱变基础建设，箱变、逆变器、直流柜、通讯柜设备安装调试试验，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;

打桩开孔

基础浇筑

支架安装

组件安装

箱变基础建设

汇流箱连接

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;浅谈光伏电站开发及建设流程 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、0.4KV配电屏、综自保护(21面柜)、监控安装、消防设备安装、安全监控摄像头)等等。

电缆沟铺设

SVG室建设

4、外围线路建设，对侧站设备安装及对侧站对点对调、省调地调的调度调试等等;

5、所有设备的电缆敷设连接并做实验;

6、保护定值计算、设备的命名;

一、竣工前验收 第一条：

自治区(省)电力建设工程质量监督站验收(消缺并闭环);省电力建设调试所安评、技术监督验收(消缺并闭环);当地消防大队验收并出具报告;电网公司验收(消缺并闭环);电站调试方案(电力公司审核);

七、带电前的必备条件

(一)、接入系统带电前要需具备的条件

1、发改委核准文件、上网电价文件可研确定文件(或报告)

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)、机组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。转商业运行

11、给省电力公司申请确认满足电网要求的文件。(火电机组首次并网时间，168小时开始及结束时间)(水电机组首次并网时间，72小时开始及结束时间)(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

八、总结

2013年8月26日，国家发改委对光伏发电的地区以及补贴政策进行详细的划分，分为一、二、三类地区。光伏电站的开发已经成为不可阻挡的趋势，以上光伏电站开发和建设流程比较适用于一般大部分地区，因为每个地方可能会有自己当地的政策补贴。最后希望光伏发电早日走进千家万户。

篇2：光伏电站开发及建设流程

一、项目前期考察

对项目地形及屋顶资源、周边环境条件(交通、物资采购、市场的劳动力、道路、水电)、电网结构及年负荷量、消耗负荷能力、接入系统的电压等级、接入间隔核实、送出线路长度廊道的条件、和当地电网公司的政策等。

二、项目建设前期资料及批复文件 第一阶段：可研阶段

1、委托有自治区B级以上资质的单位做20MWp大型光伏并网电站项目 进行可行性研究分析、项目申请报告。

2、委托有自治区B级以上资质的单位做20MWp大型光伏并网电站项目 进行可行性研究分析评审。

第二阶段：获得项目建设地县级相关部门的批复文件

1、获得县发改委项目可行性研究报告的请示。

2、获得县水利局项目的请示。

3、获得县畜牧局项目的请示。

4、委托具有自治区B级以上资质的单位做20MWp大型光伏并网电站项 目环境评价报告表，并获得县环保局项目建设环保初审意见。

5、获得县城建局项目规划选址意见的请示。

6、获得县国土局项目建设用地预审的情况说明。

7、获得县电力公司项目初审意见及电网接入意见。

8、获得县文物局项目选址地面文物调查情况的请示。

9、获得县经贸委项目开展前期工作的批复。

第三阶段：获得项目建设地区级(市)相关部门的批复文件

1、获得地区发改委开展前期工作请示。

2、获得地区水利局项目工程选址意见。

3、获得地区畜牧局项目用地查验的意见。

4、获得地区环保局项目环境影响报告表的初审意见。

5、获得地区城建局项目选址的报告。

6、获得地区国土局项目用地预审的初审意见。

7、获得地区文物局项目用地位置选址的请示。

8、获得地区林业局项目选址情况的报告。

第四阶段：获得自治区(省)相关部门的批复文件

1、获得自治区(省)发改委同意开展光伏发电项目前期工作的通知

2、获得自治区(省)水利厅项目水土保持方案的批复

3、获得自治区环保厅(省)项目环境影响报告表的批复

4、获得自治区(省)国土厅项目压覆重要矿产资源有关问题的函

5、获得自治区(省)国土厅地质灾害评估备案登记表

6、获得自治区(省)文物局项目用地位置选址意见函

7、获得自治区(省)国土厅土地预审意见

8、获得自治区(省)建设厅选址意见书和选址规划意见

9、获得省电力公司接入电网原则意见的函

10、办理建设项目银行资金证明(不少于项目总投资的20%)。

11、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%);

12、委托有自治区(省)B级以上资质的单位做20MWp大型光伏并网电站项目申请报告;

13、将项目申请报告提交区发改委能源处，按照能源处的指定委托国际工程咨询公司对20MWp大型光伏并网电站项目申请报告组织评审，并获得评审文件;

14、获得自治区发改委(省)对20MWp大型光伏并网电站项目核准的批复文件;

15、获得新疆电力公司接入电网批复文件;

16、委托具有自治区(省)B级以上资质的单位做20MWp大型光伏并网电站项目设计;

17、获得项目建设地建设局开工许可;

三、项目施工图设计

1、现场测绘、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、电器等等);

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、送出线路初设代可研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：

基础浇筑、组件安装、支架安装、汇流箱安装、逆变室箱变基础建设，箱变、逆变器、直流柜、通讯柜设备安装调试试验，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;

打桩开孔

基础浇筑

支架安装

组件安装

箱变基础建设

汇流箱连接

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;浅谈光伏电站开发及建设流程

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、0.4KV配电屏、综自保护(21面柜)、监控安装、消防设备安装、安全监控摄像头)等等。

电缆沟铺设

SVG室建设

4、外围线路建设，对侧站设备安装及对侧站对点对调、省调地调的调度调试等等;

5、所有设备的电缆敷设连接并做实验;

6、保护定值计算、设备的命名;

一、竣工前验收 第一条：

自治区(省)电力建设工程质量监督站验收(消缺并闭环);省电力建设调试所安评、技术监督验收(消缺并闭环);当地消防大队验收并出具报告;电网公司验收(消缺并闭环);电站调试方案(电力公司审核);

七、带电前的必备条件

(一)、接入系统带电前要需具备的条件

1、发改委核准文件、上网电价文件可研确定文件(或报告)

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)、机组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。转商业运行

11、给省电力公司申请确认满足电网要求的文件。(火电机组首次并网时间，168小时开始及结束时间)(水电机组首次并网时间，72小时开始及结束时间)(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

八、总结

篇3：光伏电站开发及建设流程

1 相关参数简介

255 Wp多晶硅组件是该光伏电站的组件, 其具体的参数设计为尺寸外形是640 mm×992 mm×40 mm、最佳电压和电流分别为30.3 V和8.26 A、峰值功率是255 Wp、开路电压的温度系数为-0.33%/℃。整个电站的逆变器为500 k W逆变器, 其输入电压范围在450~850 V之间。

2 光伏电站总平面布置流程概述

光伏电站在进行总平面布置时需要依照一定的布置流程, 具体的流程如下:设计组件串并联的数量→优选方位角→对倾角进行正确计算→计算阵列间距→布置总平面。详细的流程设计包括以下几方面: (1) 设计组件的串并联的数量。依照《光伏发电站设计规范》中的计算串并联数量的公式进行相关计算, 最终结果可得出该次研究的光伏组件的串联数量具体为22。依照串联数量最终显示结果对每一个组件串的额定功率容量进行计算, 结果为5.61 k Wp。由于该次研究选择的逆变器是500 k W, 所以也就说明组件串需要90个以上, 在对逆变器1.1倍过载系数、系统损失和效率进行综合考虑之后, 确定逆变器所需的光伏组件串数应高于90路, 低于98路。 (2) 优选方位角。将固定式支架进行合理放置, 位置通常设置为朝正南方向。 (3) 对倾角进行正确计算。目前, 国内的光伏电站在进行工程设计时多采用两种软件和一个公式进行计算。其中的一个公式为Klein.S.A和Theilacker.J.C的天空异向模型公式, 而两个软件是PVSystem和RETScreen软件。利用这几种方法可以对最佳倾角进行合理计算, 依照以往的计算结果和既往倾角选择经验来看, 应该靠近最佳倾角来选择倾角, 这样就会使倾斜面上的总辐射量相差较少。此外, 作为一项工程来说, 为了节约资金投入, 同时降低土地的占用, 应该首先应该选择较小的倾角。最终该次研究通过计算和选择的最佳倾角应为36°。 (4) 计算阵列间距。依照光伏电站的站区布置规范对光伏阵列间距进行计算, 最终的结果应为光伏方阵在全年的9∶00~15∶00 pm之间不得被遮挡, 也就是指在冬至时的这个时间里光伏阵列不受遮挡。 (5) 布置总平面。首先, 将一个发电单元布置好, 然后依照地形规划路网、综合布置和局部调整。

3 地面光伏电站总平面布置方案对比

为了对比分析总平面布置的实际情况, 该文设定了3个方案进行比选, 具体的方案如表1所示。

就上表显示可知, 如果阵列选择横向布置, 有两种方案, 一是2行, 二是4行, 这两种方案对比之下可知, 第3种方案中的2行的安装更为方便, 但是其占地面积较大, 这样就会在一定程度上增加工程所需的钢材、电缆等材料, 造成工程量增加, 进而增加投资成本, 在这种成本增加的基础上未见发电量得到较高的提升, 所以第3种方案不可选。而方案1和方案2相比, 横排布置的方式较竖排布置方式相比, 其单位MW的占地面积更大, 这也就表示工程材料钢材、电缆等也会相对较多, 其工程量也会更大, 此外, 在安装时, 横排布置最上面的板安装耗时也比竖排更长, 同时也不利于安装之后对组件进行清洁和维护。

经过3种方案对比分析之后, 最终发现, 横排和竖排布置方案两者相比, 后者的方案更佳, 更具有使用性, 其最主要的优点在于每一1MW发电单元的占地面积较少, 这样就可以有效的节约钢材、电缆等工程材料, 也有相关研究表明[2], 随着规模的不断增加, 竖排布置方式的优越性就会越来越明显。国土资源部于2014年出台的《节约集约利用土地规定》中明确提出对现有的土地利用标准体系需要进行进一步完善, 同时对光伏产业、公共服务业等相关产业的用地规范加大监管力度, 今后在进行大型地面光伏电站总平面布置时需要将这些其他相关产业的用地也一并纳入到光伏电站总平面布置中。有相关研究显示[3], 若想提高发电量, 最好选用横排布置, 而光伏电站的发电水平同电站的运行和维护也密切相关, 所以, 在对地面光伏电站进行总平面布置时也要充分考虑是否便于后期的运行和维护。

4 总结

综上所述, 光伏电站是一种绿色电力开发能源项目, 若想充分发挥其项目运行作用, 必须优化设计光伏电站的总平面布置方案, 同时严格依照布置流程进行布置, 就目前的光伏电站布置方案来看, 仍然没有较为完善的电站运行对比数据, 所以, 今后笔者将联合相关部门进行深入的研究与分析, 力求制定出最佳的总平面布置方案和流程。

摘要：光伏电站是光伏并网发电的主要载体, 只有做好光伏电站总平面布置, 优化光伏阵列的布置才能有效地减少光缆的使用量, 节约土地资源, 缩减相关用地费用, 最终保证在提高发电量的基础之上降低投资。就此, 该文对大型地面光伏电站总平面布置方案进行了对比分析, 并论述了其相应的布置流程, 望对光伏电站的总平面设计和布置工作提供帮助。

关键词：大型地面光伏电站,总平面布置流程,方案

参考文献

[1]张彦昌, 石巍, 祝玉章.大型光伏电站集电线路研究[J].电工电气, 2012 (8) :14-17.

[2]钟建安.光伏发电相关问题研究基于组串逆变器的智能大型光伏电站解决方案[J].电气制造, 2014 (9) :28-31.

篇4：光伏电站项目开发所需考虑的问题

【关键词】光伏发电 电站 项目

在如今迅速发展的时代，全球人口2006年是65亿，能源需求折合成装机是14.5TW，每日能耗220-106BOE ；到2050年全世界人口大概要达到100亿，按照每人每年GDP增长1.6%， GDP单位能耗按照每年减少1%，则能源需求装机将是大约30-60TW，届时主要要靠可再生能源来解决。

一、太阳能发电优点

（一）重量比较轻：即使建筑设计之初未考虑太阳能组件荷载也不影响结构安全；（二）寿命比较长：20-50年（工作25年，输出功率下降不超过15%）；（三）零排放：无燃料消耗，无噪声，无污染；（四）发电不用水：可以在荒漠地区建设；（五）运行可靠：无机械转动部件，使用安全，免维护，无人值守；（六）太阳能资源永不枯竭（至少50亿年）

太阳能发电技术的竞争已成为各国掌握未来发展主动权的较量，具有重大而长远的战略意义。

二、光伏电站的选址

光伏发电选址必须考虑它的功能性和实际性，光伏发电可以解决（或部分解决）无电地区的用电问题，也可以增加电网覆盖地区的环保电力的比例，提供清洁能源。

气象数据、日照度是需考察的首要因素，它们会决定项目投资价值。光伏发电项目的投资要进行总投资成本的核算，它的最大发电量是多少，气候气象条件影响的严重性，还有后期维护所需要的成本等。光伏电站选址在太阳光丰富地区进行选址。

土地性质及利用规划。沙漠、山岭、盐碱地等利用价值不高的领域，可以作为光伏电站的选址。在选址时必须与当地土地局、规划局等相关部门确认计划土地性质的准备信息。另外，最终确定的选址需得到当地环保部门的环境评价认可。同样，最终确定的选址需得到当地环保部门的环境评价认可。

电站线路布置、最近并网接入点原则。电站选址工作要进行考察，主要排除地质灾害、太阳光线遮挡、工程无法实施、土地使用价格超出预算等，一切不利于建设光伏电站重大因素。

三、项目筹备

（一）初步设计

项目的初步设计是请具备电力设计资质的电力设计院依据项目所在地的情況进行设计，主要输出包括光伏电站的规模、总平面布置、设备选型等方面的整体设计方案。

（二）项目“路条”审批

1.选择具有资质的工程咨询单位编写项目可行性研究报告；2.向地方发改委提交项目可行性研究报告和前期工作的请示；3.地方发改委向省级发改委逐级报送项目开展前期工作的请示；4.省级发改委批复开展前期工作的函。

四、项目立项

光伏系统的设计

（一）现场考察

1.勘察现场，确定现场的地质地貌，绘制详细地形图；2.确定如何做基础设计安装方式；3.当地的交通状况，是否便于运输；4.当地气候资料，当地近10年的月平均辐照量、风速、温度等；5.当地电网情况（电网容量，离并网口多远，是否需要架设电网等），确定如何进行并网；

（二）确定系统容量

1.屋顶平铺的安装形式，按照每平米100W计算，确定安装容量；2.有倾角的安装形式，按照平均每平米60W计算，确定安装容量；

选择组件型号

（三）对于大型电站电池组件选型遵循以下原则

根据实地现场情况，在兼顾易于搬运条件下，选择大尺寸，高效的电池组件，这样更加有效的提高功率面积比，减少投资； 选择易于接线的电池组件； 在并网系统中，常用的组件峰值电压有23V（30），29V（36.6） 两种。

（四）选择逆变器

1.根据装机容量选择逆变器的大小；2.根据并网特性（是单相并网还是三相并网；网络电压、频率）；3.根据不同地区的法规不同，是否要求有无变压器；4.根据安装地点和安装方式的不同，选择单一逆变器还是选择多台逆变器

五、结论

篇5：大型光伏电站的开发流程

一、产项目前期考察阶段

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。

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6：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7：光伏电站开发及建设流程

（1）集体土地大多没有证照

虽然国家已经开始注意到不动产登记，并着手处理，但目前来看，很多集体土地并未能办理相关的登记。这就给如何确认光伏电站所利用土地的权属带来很大的困扰。换句话说，投资人在建设光伏电站时，应当找哪一个主体来签订有关土地的合同，是首先需要解决的问题。

（2）是签订租赁合同还是承包合同、转包合同、承包经营权转让合同或者流转合同

目前，大部分太阳能光伏电站项目的期限大概在26年左右，所以，对于土地使用的期限也应当与之相匹配。但是，租赁合同受法律保护的期限只限于20年，超过的期限不受法律保护。所以，如果签订土地有关的合同，不建议签订租赁合同。

根据中国法律规定，农村土地承包采取农村集体经济组织内部的家庭承包方式，不宜采取家庭承包方式的荒山、荒沟、荒丘、荒滩等农村土地，可以采取招标、拍卖、公开协商等方式承包。所以，如果是农村集体所有的荒山、荒沟、荒丘、荒滩等农村土地，可以直接通过招标、拍卖、公开协商等方式签署承包合同。

根据中国法律法规规定，承包方有权依法自主决定承包土地是否流转及流转的对象和方式。任何单位和个人不得强迫或者阻碍承包方依法流转其承包土地。农村土地承包经营权流转的受让方可以是承包农户，也可以是其他按有关法律及有关规定允许从事农业生产经营

的组织和个人。在同等条件下，本集体经济组织成员享有优先权。但受让方应当具有农业经营能力。承包方依法取得的农村土地承包经营权可以采取转包、出租、互换、转让或者其他符合有关法律和国家政策规定的方式流转。所以，太阳能光伏电站项目公司可以签订承包经营权流转合同，以获得太阳能光伏电站项目所利用土地的使用权。但，承包方与受让方达成流转意向后，以转包、出租、互换或者其他方式流转的，承包方应当及时向发包方备案；以转让方式流转的，应当事先向发包方提出转让申请。

承包经营权转让也属于流转的一种形式。

需要注意的是，中国法律规定耕地的承包期为三十年，草地的承包期为三十年至五十年；林地的承包期为三十年至七十年。但并未对荒地承包期限作出规定。对于以其他方式承包荒地的，可以就承包期限，由双方协商确定。

（3）土地用途的限制

根据中国法律规定，农民集体所有土地的使用权不得出让、转让或者出租用于非农业建设；但是，符合土地利用总体规划并依法取得建设用地的企业，因破产、兼并等情形致使土地使用权依法发生转移的除外。任何单位和个人进行建设，需要使用土地的，必须依法申请使用国有土地；但是，兴办乡镇企业和村民建设住宅经依法批准使用本集体经济组织农民集体所有的土地，或者乡（镇）村公共设施和公益事业建设经依法批准使用农民集体所有的土地除外。

所以，对于建设太阳能光伏电站项目，大多比较保守的做法是，将光伏电站项目与一个农业项目相结合开展，以符合中国法律关于农村土地用途的限制。

（4）程序问题

篇8：光伏电站开发及建设流程

1 光伏发电系统构成

大容量光伏电站多采用分块发电、集中并网方案, 由多晶硅电池组串、汇流设备、逆变设备、开关设备构成电池子方阵, 多个电池子方阵构成电池阵列。

太阳能电池将太阳能转换为电能, 再经逆变器转换为交流电能, 逆变器出口电压为315 V或270 V, 需经升压变压器升压至并网电压等级后接入电网。

根据光伏电站容量及并网电压等级来确定升压方式, 并网电压等级为35 k V, 只需一级升压;如果并网电压等级为110k V/220 k V, 则需两级升压。逆变器出口电压经箱式变压器升压站35 k V后, 经多回35 k V集电线路接至主变压器升压至110k V/220 k V电压等级, 再利用送出线路接入电网。

2 光伏电站无功损耗构成

光伏电站主要由光伏组件、逆变器、箱式变压器、集电线路、主变压器等电气元件构成。光伏电站的无功损耗主要来自于以下几部分: (1) 箱式变压器。箱式变压器将光伏电压由315 V或270 V升压至35 k V, 光伏电站一般采用分块布置, 按1 MW为1个子方阵, 每个子方阵多采用1台1 MVA双分裂绕组升压变压器升压至35 k V。 (2) 集电线路。光伏电站的电力经过箱式变压器升压后通过35 k V集电线路将电力送至升压站主变压器的低压侧;光伏电站的装机容量、场地地形不同, 则集电线路回路数、长度均有所不同。 (3) 升压变压器。光伏电站升压站内升压变压器将集电线路送来的电力升压后送出, 主变压器的容量一般根据光伏电站的装机容量来确定。 (4) 送出线路。升压变压器将光伏电力升压后经送电线路接入电力系统。

3 光伏电站无功损耗的计算

3.1 光伏电站模型

本文取典型的光伏电站接入电网方案为例进行研究分析。山西北部电网某光伏电站总装机容量100 MW, 分两期开发, 其中一期、二期的装机容量均为50 MW, 每期的开发情况如下:50 MW均分100个500 k Wp光伏发电单元, 每两个发电单元与1台1 000 k VA的分裂变压器组合升压后, 以5回35 k V集电线路接入升压站35 k V母线, 再通过1台容量为50 MVA的35/110k V的双绕组变压器升压至110 k V后接入电网。

其中, 1 000 k VA、35 k V分裂升压变压器阻抗为6.5%;5回35 k V集电线路采用电缆, 合计16.9 km;110 k V送出线路为JL/G1A-300, 14 km。

3.2 箱变的无功损耗

式 (1) (2) (3) 中:XT为变压器电抗的有名值;P和Q分别为通过变压器的有功功率和无功功率;n为变压器并列运行的台数;Se为变压器额定容量;Uk%为短路阻抗。

本例中P=1 000 k W, Se=1000 k VA, n=1, Uk%=6.5%, 代入式 (3) 。经计算, 单台箱式变压器的无功损耗为0.065 MVar;光伏电站一期50 MW合计50台箱式变压器的总无功损耗为3.25 Mvar。

3.3 集电线路的无功损耗

光伏发电单元的电力经逆变器、箱式变压器逆变升压后通过集电线路送至升压站, 光伏电站的集电线路一般采用电缆, 电缆的r<<x, 因此只考虑电缆的充电功率。本工程35 k V集电线路采用电缆共16.9 km, 电缆截面为300 mm2。

式 (4) 中:Qc为充电功率, MVar;qc为单千米的充电功率, 取值为0.064 6 MVar/km;L为电缆总长度, 取16.9 km。

将上述变量取值代入式 (4) 。经计算, 该光伏电站35 k V集电线路的充电功率为1.091 7 MVar。

3.4 送出线路的无功损耗

其中, 无功损耗可以简化为:

对于光伏电站规划容量100 MW而言, Q取0, P=100 MW, 110 k V导线截面为JL/G1A-300, 其单位长度电抗x=0.382Ω/km, X=5.348Ω;U=115 k V。将以上参数代入式 (6) , 得出未考虑线路充电功率时的无功损耗为4.044 MVar。但对于110 k V架空线路, 当光伏电站零发时, 存在充电功率, 其单位长度的充电功率qc=0.382 MVar/km, L=14 km。代入式 (4) , 得出充电功率为0.476 MVar。

送出线路的无功损耗扣除充电功率后, 得出输送100 MW容量时, 线路的无功损耗为3.568 MVar, 并折算至一期50 MVA主变后, 得出送出线路的无功损耗为1.784 MVar。

3.5 升压变压器的无功损耗

其中, 考虑电压不变化, 取U≈Ue, 可简化为:

其中, I0 (%) 数值较小, 式 (8) 可简化为:

其中, n=1, Uk%=10.5%, S=Se=50 MVA, U=Ue, 代入式 (9) 可得光伏电站一期主变50 MVA的无功损耗为5.25MVar。

3.6 光伏电站一期无功补偿容量

根据文献[4]中6.2.3, 对于通过110 (66) k V及以上电压等级并网的光伏发电站, 无功容量配置应该满足下列要求: (1) 容性无功容量能够补偿光伏发电站满发时站内汇集线路、主变压器的感性无功及光伏发电站送出线路的一半感性无功之和; (2) 感性无功补偿能够补偿光伏发电站自身的容量充电功率及光伏发电站送出线路的一半充电功率之和。

经以上计算, 光伏电站满发时, 综合考虑箱变、升压主变的感性损耗及送出线路的一半的感功损耗合计为9.392 MVar;光伏电站零发时, 综合考虑集电线路的充电功率、送出线路一半充电功率为1.328 MVar。因此在光伏电站一期升压站内50MVA主变低压侧配置有效补偿容量10 Mvar容性至2 Mvar感性的动态可连续调节的无功补偿装。

4 光伏电站分期开发的无功补偿配置分析

对于算例中的规划容量100 MW的光伏电站, 分期开发建设。如果升压主变压器容量为1×100 MVA, 则送出线路的无功损耗扣除充电功率后, 输送100 MW容量时线路的无功损耗为3.568 MVar, 不必按照分期容量分摊。如果升压主变为2×50 MVA, 则送出线路的无功损耗扣除充电功率后需按照一期容量占规划总容量的比例进行分摊计算;待二期投产时, 计算原则同一期。

5 结论

通过本文的论述, 得出以下结论: (1) 光伏电站的无功补偿容量需经电气计算得出, 且无功补偿装置应该能够实现动态的连续调节, 以控制并网点电压的能力, 调节速度应能满足电网电压调节的需要; (2) 光伏电站的无功损耗应考虑箱式变压器、集电线路、升压主变压器、送出线路的损耗; (3) 分期开发建设的光伏电站的无功损耗应结合分期开发容量以及分期建设的升压主变压器容量进行考虑, 其中, 送出线路的无功损耗应考虑本期开发容量占规划容量的比例分摊; (4) 在送出线路无功损耗较大的情况下, 接入站点的系统变电站侧应按送出线路无功损耗的一半补偿。

摘要：光伏电站的无功补偿配置对其稳定运行至关重要。结合光伏电站的系统构成, 通过计算光伏电站的箱式变压器、集电线路、升压变压器和光伏电站送出线路等各个部分的无功损耗, 得出光伏电站无功补偿的计算结果。以实际并网光伏电站为例, 结合光伏电站规划容量、分期开发容量等实际问题进行无功补偿容量的计算;对分期建设的升压站主变低压侧进行无功补偿装置配置的说明, 并提出对无功补偿装置的具体要求, 以指导分期开发建设的光伏电站工程设计中的升压站内的无功配置。

关键词：光伏电站,无功损耗,无功补偿,分期开发

参考文献

[1]易东方.电力工程设计手册[M].北京:中国电力出版社, 1989.

[2]纪雯.电力系统设计手册[M].北京:中国电力出版社, 1998.

[3]国家质量监督检测检疫总局.GB/T 29321—2012光伏发电站无功补偿技术规范[S].北京:中国标准出版社, 2012.