光伏地面电站核准流程

光伏地面电站核准流程（共9篇）

篇1：光伏地面电站核准流程

四、申报/核准流程

1、陕西省审批流程

地面光伏电站项目和分布式光伏发电项目申报需符合陕西省光伏发电项目布局、国家下达陕西省及省下达项目所在市的规模指标和实施方案。

地面光伏电站项目由光伏电站投资企业编制申请报告，向项目属地县（区）发改局提出申请，县（区）发改局初审后报送市发改委，市发改委审查后向陕西省发改委申报，陕西省发改委依据国家和陕西省光伏电站项目备案计划予以备案。

分布式光伏发电项目按照属地原则实行分级备案制。向项目属地县（区）发改局提出申请，县（区）发改局初审后报送市发改委，项目符合要求的，市发改委根据《陕西省企业投资项目备案暂行管理办法》予以备案。单个不大于10千瓦的个人或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。

2、光伏电站项目申报资料

（1）申请报告（可行性研究报告深度）；（2）项目备案表；（3）规划选址意见；

（4）土地预审意见（需征用土地的项目）；（5）环境影响评价意见；（6）电网接入方案意见。

3、相关要求

（1）对地面光伏发电站项目，由陕西省发改委编制全省光伏发电站建设实施方案，申请国家下达陕西省指导性规模指标。

（2）对分布式光伏发电项目，省发改委申请国家下达陕西省指导性规模指标，并结合各地市建设条件和发展需求，分解下达各地市规模，项目指导有效期一年。每年11月末，各地市报送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。

（3）备案时限按照《陕西省企业投资项目备案暂行管理办法》要求执行，委办公室在2个工作日批转业务科室，经审查，材料齐全、符合规定、准予备案的项目，在5个工作日出具备案确认书，特殊情况需延长的，经主管领导批准后，可延长至12个工作日。

原标题:我国分省区光伏项目开发建设指南—陕西

篇2：光伏地面电站核准流程

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3：光伏地面电站核准流程

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：光伏地面电站核准流程

为有序推进我市光伏电站开发建设，促进我市新能源产业健康发展，根据《安徽省能源局关于进一步加强光伏电站项目开发管理的通知》(皖能源新能[2015]26号)的要求，结合我市实际，制订本暂行办法：

一、办法适用范围

本办法适用于全市范围内所有地面光伏电站项目。

二、申请企业资格

(一)申请企业为中国境内注册的公司，承诺在巢湖市成立新公司建设运营本项目。(二)申请企业提供不少于建设项目总投资50%的资金证明(以银行提供当月对账单或市级以上银行分行出具的存款证明为准)。

(三)申请企业必须为单一企业，不接受联合体申请。

(四)申请企业没有不诚信行为，无转卖光伏前期项目的行为，并承诺获得项目后，不得以任何名义擅自将项目转让、倒卖给其他投资主体。

三、项目建设管理要求

(一)履约保证金缴纳。企业中标后需缴纳25万元/MW履约保证金，项目按时开工建设返还20%，完成工程一半的返还50%，按时建成并网的全部返还。没有按规定时间完成项目建设的，每推迟一个月扣除1%。

(二)签订投资协议。企业获得项目后，需承诺在10个工作日内，与项目所在地政府签订《光伏电站项目开发建设投资合作协议》。自备案之日起3个月内必须实质性开工建设、6个月内必须建成并网，因特殊情况确需延期的必须向市政府提出申请。

(三)签订地役权使用合同。企业在项目开工前需与土地使用权人签订《地役权使用合同》，地役权使用年限不得超过土地承包经营年限的剩余年限，在《地役权使用合同》签订5个工作日内一次性缴纳第一年土地流转款。

(四)项目主要设备购置规定。企业需承诺项目建设主要设备(组件、电池片、逆变器)使用合肥本地产品，且符合国家能源局等3部委联合印发的《关于促进先进光伏技术产品应用和产业升级的意见》(国能新能[2015]194号)要求的“领跑者”先进技术产品指标。(五)制定生态补偿和土地综合利用方案。企业需制定结合生态治理和(或)设施农业和(或)渔业养殖方面的方案，对适宜种植的土地要实行套种，杜绝土地资源浪费。

(六)规范投资协议签订。地面光伏电站项目开发建设由项目所在地政府与项目企业签订《光伏电站项目开发建设投资合作协议》，按照“谁签订、谁负责”的原则，落实协议管理各项责任。协议签订要明确管理范围，规范协议内容，加强协议签订前的合法性审查工作，避免法律和经济风险，提高政府公信力和执行力。

(七)完善项目管理手续。所有已开工建设的地面光伏电站项目必须重新补签《光伏电站项目开发建设投资合作协议》和《地役权使用合同》，按要求缴纳履约保证金。没有开工的项目一律按《巢湖市地面光伏电站项目开发建设暂行办法》执行。

四、附则

本办法由巢湖市发展和改革委员会负责解释，自发布之日起执行，有效期截止2016年12月31日。

附：

1、项目建设审批流程

篇5：光伏电站并网流程

一、具备的条件

1、工程已完工，设备已完成调试，消防已验收，资料齐全，具备并网验收条件。

2、按照“光伏电站并网前所需资料目录”完成资料准备。

3、按照“光伏电站并网设备调试试验资料目录” 完成资料准备。

二、流程

1、向物价局提交上网电价申请，物价局批复上网电价文件；（省物价局）

2、向供电公司提交光伏电站上网关口申请；

3、供电公司批复上网关口；

4、将电能计量装置送电科院进行校验，安装；

5、提交光伏电站接入间隔和送出线路调度命名申请及资料；

6、供电公司下达光伏电站接入间隔和送出线路调度命名；调管设备范围划分。

7、向省质量监督中心站提交并网验收申请及自查报告等资料；

8、省质量监督中心站组织对工程项目进行并网前检查验收；

9、对省质量监督中心站验收不合格项进行消缺，将消缺整改情况报省质量监督中心站审查复验，省质监站出具验收报告；

10、向供电公司提交并网验收申请及资料；

11、供电公司进行图纸（包括变电所间隔、送出线路、光伏电站站内）及主要设备技术参数等资料审查；

12、供电公司组织各部门进行并网前验收；对验收不合格项进行消缺，将消缺整改情况报供电公司审查，进行复验，出具验收报告；

13、向供电公司提交办理《并网调度协议》的资料；

14、办理并网调度协议；

15、向供电公司提交办理《购售电合同》的资料；

16、办理购售电合同；

17、向供电公司提交办理《供用电合同》的资料；

18、办理供用电合同；

19、向供电公司提交光伏电站设备的保护定值，审核、备案； 20、向供电公司提交光伏电站投运计划；

21、向供电公司提交光伏电站并网启动方案；

篇6：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7：大型地面光伏电站绿化技术探析

关键词：光伏电站,绿化技术,防风固沙

前言:

随着经济的建设和发展, 对于能源的需求越来越多, 而太阳能光伏发电作为一种新的能源, 其应用优势逐渐显现, 在我国许多地区都得以很好的利用, 最近几年, 西北地区地面电站项目越来越多, 从我们院做的这些电站项目中发现, 这些项目所在地有个共性:水源基本为深井水, 无市政给水污水管网, 风沙很大, 除站前区考虑了部分绿化, 光伏站区均不考虑绿化种植, 而是考虑种植防风固沙的作物。

一、光伏电站的选址

西北地区光伏电站在光照时间上可以达到3100~3600小时/年, 年总辐射量7000~8000兆焦耳/平方米。西北地区为最佳建设地, 且周围没有阻挡障碍物, 地势平坦的同时, 远离山区、森林等, 避免了阴影对电池板进行遮挡, 同时水流通道和容易积水的地方也十分少。西北地区风沙较大, 组件容易积灰, 影响发电量。

二、光伏电站绿化技术分析

(一) 土地要求

大型地面在光伏电站需要种植防风固沙林带地块, 这一地块对于土地平整度有较高的要求, 需要将地块与道路保持在同一平面上, 并且尽量避免地块的倾斜, 以免影响防风固沙的效果。另外从站区美观程度上来考虑, 在地块内不能有明显的低洼处。

(二) 挖种植坑

在对地块做出了平整度的调整之后就需要开挖出一定的种植坑, 确定作物的种植地点, 同时在开挖的过程中, 对于种植坑的距离和深度等参数需要严格控制。同时, 结合当地的气候条件, 可以采取一些防风固沙效果较好的草方格来保证作物的种植安全, 也能减少风沙对土地的再次影响。在开挖种植坑的时候也要结合周围的实际条件, 如果有必要的话, 可以在周围设置一定的防护林带, 以免影响到地块作物的生长。

(三) 相关配套设施

大型地面光伏电站需要种植防风固沙的作物, 那么这些作物的种植就不能离开水源, 尤其是在条件较为恶劣, 风沙强烈的地方, 需要在保证水源充足的前提下, 才能进行作物的种植。一般来说, 在水源的控制上需要铺设一定的管道来进行补水和灌溉, 针对这两种用水方式的不同, 可以采取主管道和地面管道相结合的方式来进行水利配套设施的建设, 主管道可以选择PVC材质, 保证水源的充足和稳定, 而对于防风固沙作物灌溉有多重选择, 根据具体的灌溉地点可以选择管道和洒水等方式。

(四) 作物选择

由于作物的种植与普通的种植有着一定的区别, 因此不能选择较为高大的作物, 以免影响到地面光伏电站的发电, 本末倒置, 针对这一情形, 需要选择高度较低的作物。另外, 在作物的选择上, 尽量选择防风固沙效果较好, 而且作物幼苗健壮、成活率高, 适应能力强等, 才能保证在恶劣的条件下作物的生存。常见的防风固沙作物为刺槐和新疆杨。

刺槐属于落叶乔木, 木质坚硬, 耐腐蚀, 对于土壤的要求并不高, 即使是酸性土、盐碱性土中也能正常生产发育, 具有一定的抗旱能力。另外刺槐本身可以作为行道树, 观赏价值也较高, 在一般的工业矿区和矿山中较为常见, 同时刺槐的根部有根瘤能有效的提高地力。

新疆杨属落叶乔木, 适应中性或微酸性土壤, 对有毒气体的抗性强, 是大多数地区防护林和行道树的主要树种选择, 对环境的适应能力较强, 而且生长较为迅速, 尤其在干旱地区更为适用。

(五) 作物栽种

在作物选择之后需要将其运输到地块中, 并且根据已经设计好的种植坑来种植, 作物的运输上尽量带土运输, 并且注意作物的含水量充足, 保证在运输过程中不能破坏作物的生命力, 以免出现运输到地作物大量死亡的状况。在作物运输到地块处时, 需要根据草方格的位置来就近放置作物, 但是需要注意的是放置时间不能过长, 以免出现作物死亡的情况。在作物栽种的时候, 需要严格按照种植要求去做, 保证作物的成活率, 而且在栽种的时候需要一边卸苗一边栽种, 不能将所有的作物都卸在地块处统一栽种, 以免由于栽种时间的延长影响作物的成活率。栽种过程中要及时为作物补充水分, 保证作物的成活, 而且种植深度需要严格按照作物习性来完成。

(六) 灌溉

在作物栽种完成之后, 需要再次灌溉保证作物的成活, 尽管在栽种的过程中为了保证作物的生存也灌溉了一定的水源, 但是整体来说灌溉并不均匀, 因此需要在全部栽种完成之后进行统一的灌溉, 针对作物种类的不同来控制不同量的水源。二次灌溉和种植作物时候灌溉的时间间隔不能超过二十四小时, 以免有的作物干枯致死。

(七) 作物种植后的保护

地面光伏电站毕竟不是专门的作物栽种地区, 在这一地点栽种作物, 主要的原因就是为了防风固沙, 提高发电率, 同时也兼顾一定的美观效果和经济价值, 而且由于当地气候和地域的特殊性, 和专门种植作物的地区相比应该有更多的保护措施来保证作物的成活率。

1. 培土、灌溉

在作物栽种完成之后, 不能一劳永逸, 需要密切关注作物的声场情况, 在必要的时候进行培土和水源的补充, 以免在恶劣的环境中受到强烈风沙的侵袭, 对于作物的抚育工作也是保证作物成活率的关键, 尤其是在恶劣的条件下还需要保证作物的高成活率。

2. 杜绝人为影响

由于大型地面光伏电站的建设需要远离闹市, 当然也就会导致站区周围人烟稀少, 但是也不能放松警惕, 需要有专门的看护人员, 避免有些不法分子利用附近人员稀少这一条件而做出破坏作物的情况出现。在发现有损坏作物的行为出现的时候需要严厉打击, 将这一影响降至最低, 如果不可避免的让作物受到了影响, 那么需要及时将作物补齐, 保证原本的防风固沙作用不受影响。另外, 也要注意当地有没有牲畜的养殖, 以免有些羊群、牛群等牲畜的啃食, 对作物造成影响。

总结:

综上所述, 大型地面光伏电站如今已经成为主要的地面电站类型, 有效的缓解了我国用电紧张的情况, 得到了越来越多人的重视。对于大型地面光伏电站来说, 绿化技术不仅仅是一种站区美化形象工程, 更为重要的是保持水土和提高光伏电站的发电率。通过本文的分析, 可以看出大型地面光伏电站绿化技术需要选择适合光伏站区的绿化种植、水土保持方面的作物, 但是不能种植高大的作物, 因为会对电站造成影响, 所以在越来越多的光伏电站开始实施防风固沙作物绿化种植, 并且不影响电站发电, 相信在不远的将来, 这一大型地面光伏电站绿化技术一定会广泛推广。

参考文献

[1]艾欣, 韩晓男, 孙英云.大型光伏电站并网特性及其低碳运行与控制技术[J].电网技术, 2013, 01:15-23.

[2]刘长春.光伏电厂防风固沙绿化设计方案[J].现代农业科技, 2012, 18:191-192.

[3]刘娜, 张荆.电厂绿化问题探讨[J].绿色科技, 2014, 06:58-59.

[4]闫鉴, 杨亚平.浅析电厂绿化的实践——以山西潞安集团容海电厂为例[J].山西林业科技, 2014, 03:49-50.

[5]乌仁陶格斯.干旱半干旱沙区城镇厂矿绿化生态效益分析——以达拉特电厂厂区绿化为例[D].内蒙古农业大学, 2004.

篇8：最全的光伏电站并网流程（精选）

2016-04-19全民汇新能源科技有限公司地面光伏电站并网流程 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

15、消防验收合格

1、业主提出并网申请，到当地的电网公司大厅进行备案。

2、电网企业受理并网申请，并制定接入系统方案。

3、业主确认接入系统方案，并依照实际情况进行调整重复申请。

4、电网公司出具接网意见函。

5、业主进行项目核准和工程建设。

6、业主建设完毕后提出并网验收和调试申请。

7、电网企业受理并网验收和调试申请，安装电能计量装置（原电表改装成双向电表）

8、电网企业并网验收及调试，并与业主联合签订购售电合同及并网调度协议。

篇9：浅谈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