光伏发电项目竣工验收(光伏发电项目竣工验收标准)

光伏发电项目竣工验收标准

必须要做，因为这是正常流程，你可以找电力部门的熟人介绍帮忙验收，这样好验收。光伏发电工程验收规范最新标准如下:

　　1、工程竣工，组织相关人员竣工验收前资料检查竣工验收

　　2、出具工程质量评价报告

　　3、有问题的，按要求全部整改完毕

　　4、准备好相关验收材料，提交竣工验收申请书实际工作整理的现场验收注意事项：

光伏发电项目竣工验收标准规范

国家分布式补贴政策

分布式电价补贴标准为每千瓦时0.42元(含税，下同)，光伏发电项目自投入运营起执行标杆上网电价或电价补贴标准，期限原则上为20年。

分布式：

电价补贴标准为每千瓦时0.42元(含税，下同)，光伏发电项目自投入运营起执行标杆上网电价或电价补贴标准，期限原则上为20年。光伏发电先确定标杆电价，2021年以后的价格另行制定。

国家给予分布式光伏的优惠政策

根据国能新能〔2013〕433号、国家电网财[2013]2044号文，分布式是光伏项目的前期工作和并网办理流程大大简化。

1)免除发电业务许可、规划选址、土地预审、水土保持、环境影响评价、节能评估及社会风险评估等支持性文件;

2)个人项目由电网公司代备案

自然人利用自有住宅及在住宅区域内建设的分布式光伏发电项目，由当地电网企业直接登记并集中向当地能源主管部门备案。

根据国家电网财[2013]2044号文，分布式是光伏项目的并网办理流程大大简化。

1)鼓励地市级或县级政府结合当地实际，建立与电网接入申请、并网调试和验收、电费结算和补贴发放等相结合的分布式光伏发电项目备案、竣工验收等一站式服务体系，简化办理流程;

2)由地市级或县级电网企业按照简化程序办理相关并网手续，并免费提供并网咨询、电能表安装、并网调试及验收等服务;

根据《关于完善光伏发电规模管理和实行竞争方式配置项目的指导意见》(发改能源[2021]1163号)，光伏项目的备案被分为三类：

普通光伏项目和领跑者项目，都要采取竞争性配置的方式获得规模指标。

屋顶项目不分“自发自用、余电上网”还是“全额上网”，都不限指标。

为了解决屋顶难找的问题，地方政府也在想办法解决。很多地方政府都对下辖的现有建筑、新建建筑的标准作出规定，提出要按照分布式光伏的标准考虑。

对于现有建筑屋顶，全国9个省/市/县(北京市、南昌市、太原市、杭州市、富阳市、德清县、龙游县、江山市、安吉县)规定下辖区域内，已有企业年综合能耗达到1000~5000吨标煤等不同标准时，政府鼓励或强制要求在屋顶上安装光伏发电项目。

对于新建建筑屋顶，全国18个省/市/县(合肥市、洛阳市、无锡市、镇江市、南昌市、太原市、浙江省、杭州市、德清县、嘉兴市、温州市、洞头县、瑞安市、乐清市、永嘉县、绍兴市、安吉县、丽水市)规定下辖区域内，新建建筑屋顶面积达到1000~3000等不同标准时，政府鼓励或强制要求屋顶按照安装分布式光伏项目的要求进行同步规划、设计、施工和验收。

除了国家补贴以外，全国很多有实力的省、市、县，在国家补贴的基础上又出台了地方补贴

据不完全统计，目前，全国共9个省(北京、山东省、江苏省、江西省、河北省、上海市、吉林省、湖南省、浙江省)有省级单独的度电补贴;10个地级市(合肥市、南昌市、商洛市、杭州市、宁波市、嘉兴市、温州市、绍兴市、衢州市、丽水市)有市级单独的度电补贴;12个县级单位(萧山区、富阳市、建德市、德清县、安吉县、洞头县、瑞安市、乐清市、永嘉县、龙游县、江山县、余姚市)有县级单独的度电补贴。

全国共2个省(江西省、陕西省)、4个市(无锡市、合肥市、嘉兴市、绍兴市)、8个县(富阳市、建德市、德清县、安吉县、洞头县、永嘉县、龙游县、江山县)给予初始投资补贴。

以在北京市普通商业建筑上建设光伏项目为例，无论是自用电量还是上网电量，电价均在1元/kWh以上：

6、补贴结算有保障

国家可再生能源补贴实行由电网企业按月转付补贴资金的制度。

当可再生能源附加不足时，优先发放分布式光伏项目的补贴;而且，自然人投资的分布式光伏项目，补贴由电网公司垫付。

另外，在刚刚颁布的《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》中，未把分布式光伏项目纳入绿证范围之内。可见，国家计划在地面电站领域，用市场化的手段解决补贴问题;然而，在分布式光伏领域，将仍然采用可再生能源附加的形式来解决。由于绿证价格低于可再生能源附加，因此，分布式光伏项目的补贴保障性更强!

7、电量可计入节能量

根据《“十三五”节能减排综合工作方案》，到2021年全国万元GDP能耗要下降15%，各企业节能压力大。

然而，根据各地的分布式光伏政策：企业建设自发自用的分布式光伏项目，使用的分布式光伏项目产生电量，可计入企业的节能量。

8、不参与竞争售电

在《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2021〕9号)中，对于分布式电站的提法：

(五)稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开售电业务。

18、多途径培育市场主体。

允许符合条件的高新产业园区或经济技术开发区，组建售电主体直接购电;鼓励社会资本投资成立售电主体，允许其从发电企业购买电量向用户销售;允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易;鼓励供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司从事售电业务;允许符合条件的发电企业投资和组建售电主体进入售电市场，从事售电业务。

同时，根据电改系列文件中的配套附件4《关于有序放开放用电计划的实施意见》：

(一)优先发电基本内容。

优先发电是指按照政府定价或同等优先原则，优先出售电力电量。优先发电容量通过充分安排发电量计划并严格执行予以保障，拥有分布式风电、太阳能发电的用户通过供电企业足额收购予以保障，目前不参与市场竟争。

(二)优先发电适用范围。

为便于依照规划认真落实可再生能源发电保障性收购制度，纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电优先发电。

光伏电站验收标准

答：2019节能验收标准是：

《建筑节能工程施工质量验收标准》

新修订的国家标准《建筑节能工程施工质量验收标准》GB 50411-2019（以下统称新版标准）已由住房和城乡建设部正式发布，并于2019年12月1日起正式实施。新版的标准较老版的《建筑节能工程施工质量验收规范》GB50411-2019（以下统称旧版规范）增加了3个章节、4个试验方法及有关管理、检验和技术方面的内容。新版标准更完善了国家有关建筑节能的标准体系，提供了更与时俱进的建筑节能工程施工质量验收的统一技术标准。

下面给大家对比下新版标准与旧版规范的不同之处。

一、新标准修订的主要技术内容

1.增加3章

1）地源热泵换热系统节能工程（14章）

  适用于地源热泵地埋管、地下水、地表水换热系统节能工程施工质量的验收。地源热泵换热系统节能工程使用的管材、管件、水泵、自控阀门、仪表、绝热材料等产品应进行进场验收。

2）太阳能光热系统节能工程（15章）

主要增加了太阳能光热系统中生活热水、供暖和空调节能工程施工质量验收。太阳能光热系统节能工程所采用的管材、 设备、 阀门、 仪表、保温材料等产品应进行进场验收，太阳能光热系统节能工程采用的集热设备、 保温材料进场时对集热设备的热性能，保温材料的导热系数或热阻、密度、吸水率进行复验。

3）太阳能光伏节能工程（16章）

太阳能光伏系统建筑节能工程施工质量验收。太阳能光伏系统建筑节能工程所采用的光伏组件、汇流箱、电缆、逆变器、充放电控制器、储能蓄电池、电网接人单 元、主控和监视系统、触电保护和接地、配电设备及配件等产品应进行进场验收。

2.增加四个实验方法

1）保温材料粘贴面积剥离检验方法；

2）保温板才与基层的拉伸粘接强度现场拉拔试验方法；

3）保温浆料导热系数、干密度、抗压强度同条件养护试验方法；

4）中空玻璃密封性能检验方法。

3.增加以下内容

1）管理方面：节能产品认证；门窗节能标识；

2）检验方面：引入了“检验批最小抽样数”、一般项目“一次、二次抽样判定”；

3）技术内容方面：功能屋面；保温材料燃烧性能；外墙外保温防火隔离带；照明光源、灯具及其附属装置；地源热泵地埋管换热系统岩土热响应试验。

二、新旧两版各章节对比

1总则

新版建筑节能工程有更清晰的子分部工程和分项工程划分。将旧版中的分项工程，分别纳入新版的子分部工程。其中将分项工程中的墙体节能工程、幕墙节能工程、门窗节能工程、屋面节能工程、地面节能工程纳入子分部工程中的围护结构节能工程；将分项工程中供暖节能工程、通风与空调节能工程、冷热源及管网节能工程纳入子分部工程供暖空调节能工程；并且新增可再生能源节能工程子分部工程，包含的分项工程有地源热泵换热系统节能工程、太阳能光热系统节能工程和太阳能光伏节能工程。

3基本规定

2材料与设备

其中材料与设备中增加以下条款内容：

3.2.2 公共机构建筑和政府出资的建筑工程应选用通过建筑节能产品认证或具有节能标识的产品；其他建筑工程宜选用通过建筑节能产品认证或具有节能标识的产品。为保证建筑节能效果，本条对建筑节能工程所采用的产品提出了质量保证要求。

3.2.5 当建筑节能工程采用的定型产品和设备、预制构件涉及建筑节能效果时，在施工现场难以对其材料、制作工艺和内部构造等进行检查，也无法验证其安全性、耐久性和节能效果，故应由生产单位统一供应配套的组成材料，并提供型式检验报告（有效期不超过2年），以证明其质量、性能满足节能设计要求。

4验收的划分

引入了检验批最小抽样数量这一更科学的检查方法。

4墙体节能工程

1一般规定

4.1.3  墙体节能工程需要进行隐蔽工程验收的部位或内容增加了保温装饰板、预制保温板或预制保温墙板的位置、界面处理、板缝、构造节点及固定方式；各种变形缝的节能施工做法。

4.1.4 保温隔热材料不仅在施工过程中应采取防潮、防水、防火等保护措施，在运输、储存过程中也应采取保护措施。

2主控项目

4.2.11  旧版砌体的水平灰缝饱满度不应低于90%，竖直灰缝饱满度不应低于80%，新版改为灰缝饱满度均不低于80%：

4.2.14-4.2.16新增防火隔离带施工质量验收内容，鉴于建筑外墙外保温防火隔离带在发生火灾时的重要性，4.2.14条规定采用防火隔离带构造的外墙外保温工程施工前，应编制专项施工方案，并应采用与专项施工方案相同的材料和工艺制作防火隔离带样板墙。4.2.15条对建筑外墙外保温防火隔离带组成材料及制品、安装作出规定。4.2.16条则要求其燃烧性能等级为A级，并提供型式检验报告。

5幕墙节能工程

1一般规定

5.1.2 幕墙节能工程施工中进行隐蔽工程验收的项目新增了遮阳构件的锚固和连接。

2主控项目

5.2.2 幕墙（含采光顶）节能工程使用的材料、构件进场时需要进行复验的性能增加了透光、半透光遮阳材料的太阳光透射比、太阳光反射比。

6门窗节能工程

2主控项目

6.2.2 新版根据不同的气候分区对不同的性能进行复验，并且在严寒、寒冷地区增加门窗的传热系数这一性能的复验；而旧版只是给了建筑外窗气密性、保温性能、中空玻璃露点、玻璃遮阳系数和可见光透射比等性能范围。

7屋面节能工程

1一般规定

7.1.5 增加了屋面节能工程质量验收的规定，对检验批的划分要求做了规定，可每1000㎡面积划分为一个检验批，也可根据施工流程一致且方便施工与验收的原则，由施工单位与监理单位协商确定。

2主控项目

将旧版7.2.2屋面节能工程使用保温隔热材料的导热系数、密度、压缩强度或抗压强度、吸水率、燃烧性能（不然材料除外）划为新版7.2.2需进行复验的性能中的一项，且还增加了反射隔热材料的太阳反射比、半球发射率。

8地面节能工程

1主控项目

8.2.2 地面节能工程使用的保温材料，其导热系数或热阻、密度、压缩强度或抗压强度、吸水率燃烧性能（不燃材料除外）不仅要符合设计要求，其进场时也要进行复验。融合了旧版的8.2.2及8.2.3；

8.2.3 将地下室和架空楼板底面的保温隔热材料符合设计要求，写入新版规范中，整个地面节能工程的细部要求就更加完整了。

3一般项目

8.3.2 新增了接触土壤地面的保温层下面的防潮层应符合设计要求，如果这里的防潮层处理不好，保温层受潮后将会降低保温效果。

9供暖节能工程

1一般规定

9.1.2 供暖节能工程在施工中就应及时进行质量检查，旧版没有这一要求，新版更进一步推动了供暖节能工程中的工程质量，没有忽视或漏查因施工造成的隐蔽部位。

10通风与节能空调

1一般规定

10.1.2     一般规定中新增了通风与空调节能工程施工中应进行及时检查，对隐蔽部位在隐蔽前就进行验收。

2主控项目

10.2.1   需进行技术性能参数和功能进行核查的产品中增加了成品风管的规格、材质及厚度。

11空调与供暖系统冷热源及管网节能工程

1一般规定

11.1.2   新增空调与供暖系统冷热源和辅助设备及其管道和室外管网系统施工中应及时进行质量检查，对隐蔽部位在隐蔽前进行验收。

2主控项目

11.2.1   对技术性能参数和功能进行核查的产品新增了管道的规格、材质、公称压力及适用温度；绝热材料的导热系数、密度、厚度、吸水率。

12配电与照明节能工程

1主控项目

目前，我国照明耗电大体占全国总发电量的10%~12%，为此，照明节电具有重要意义，新增强制性条文12.2.2，要求复验照明光源的初始光效、照明灯具镇流器能效值、照明灯具效率、照明设备功率、功率因素和谐波含量值。

1一般项目

新增12.3.1配电系统的导体截面不得低于设计值。

13监测与控制节能工程

17建筑节能工程现场检验

18建筑节能分部工程质量验收

由于建筑技术科学的快速发展，监测与控制节能的技术也日新月异，所以新版标准第13章改动较大就不再一一赘述。新版对建筑节能工程现场检验这章主要对抽样数量进行了修改，建筑分部工程质量验收几乎没有变化。

光伏发电工程达标投产验收规程

1电气设备安装准备阶段

施工之前组织参加施工的人员熟悉设计图纸，明确工艺的流程。在施工的过程中，选派一名精通继电保护专业、懂远动专业、熟悉一次设备的复合型人员为工作负责人，来指挥协调施工全过程。准备工作应满足以下条件：一是确定施工的任务，包括施工方案、施工技术交底记录和安全交底记录。二是施工现场一次设备安装完毕，电缆沟电缆支架安装完毕，现场设置好安全标示牌，做好安全措施。三是物资准备完成，产品安装前，开箱检查铭牌数据，产品外表应无损坏，还须对照清单查收零部件与携带的文件。四是标明电缆的编号、起始点、终点、型号准备好;编号管打印完成。五是在施工前开一次现场会议，讲清工作任务、施工要求和有关注意事项。

2电气施工阶段流程

1、设备安装

设备安装包括组件安装、汇流箱的安装、逆变器室设备安装、升压箱变安装、站用箱变安装、引出线高压设备安装、高压柜安装、户外高压设备安装、二次设备安装、监控设备安装、消防报警系统安装、安防监控系统安装、办公自动化设备安装等。

2、电缆敷设

负责人在电缆敷设前对二次图和电缆清册进行认真校核，科学制订计划，尽量减少敷设过程中的交叉穿越。敷设电缆，按照型号相同进行，每敷设一条，在电缆两端挂其相对应的电缆牌，(根据经验用标签纸贴好后再用透明胶纸包裹或医用胶布)。同时负责人负责检查和记录，防止漏放、错放和重放。每条电缆两端电缆牌要确保统一，电缆的两端的设备一定要正确，并且电缆预留长度满足接线要求即可，不宜过长或过短，造成浪费和带来不必要的麻烦。在敷设过程中电缆应从电缆盘上端引出，不应使电缆在支架上及地面摩擦拖拉，注意水管口、支架、墙孔刮伤电缆，对电缆进行有效防护。电缆在电缆井和电缆沟支架上的固定，要统一绑扎材料，绑扎手法，确保电缆在沟内整齐美观。敷设完毕后负责人尽快进行最后复核，无误后可清理电缆沟，盖回电缆沟板，防止外力破坏电缆和减少施工现场的不安全因素。

3、制作电缆头

首先按照图纸确定电缆的接线位置，按顺序排好电缆，量好接线高度。剥电缆外皮和电缆头屏蔽层焊接接地线的时候严防切伤、烫伤芯线，以至损坏绝缘。电缆头要用长6cm、大小适中的热缩管套住，且高度一致。

4、接线

确定电缆顺序，剥除芯线部分绝缘层，接线完毕后套上编号管，最后检查、记录。注意在校线时所有线芯必须与设备断开，线芯之间无接触。校线完毕插上编号管后注意其保护，一般将芯线头弯曲，以防编号管丢失。盘柜、端子箱等电缆接线时，电缆牌和电缆的绑扎位置、方式、电缆芯弯曲路径进行统一，接线应排列整齐，固定牢固，芯线应按垂直或水平有规律地配置，应从上到下顺序排列，尼龙扎带绑扎高度要一致，每个端子的一侧接线宜为1根，不得超过2根。对于插接式端子，不同截面的两根导线不得接在同一端子上。

5、检查恢复

接线完成后，将所有芯线从端子排上断开进行一次校线，并随校随恢复，注意回路的接地，还要特别注意对CT、PT回路的紧线，确保CT回路无开路、PT回路无短路。通讯线屏蔽层可靠接地;各通讯端口可靠保护;交流电源接地正确。屏上各标签框完整准确。任一元件应有明显标识：控制保护屏上压板、开关、指示灯及装置名称标签;控制保护屏后空气开关标签;电度表屏上标签;交流屏上空气开关标签;直流屏上空气开关标签框;各屏后端子排按单位做标识;在计算机通讯线的插头上做标识标明用途。最后做好盘柜等的电缆口封板、填堵防火型有机堵料和接地安装。屏蔽接地线按一定长度编织，压接线鼻大小适中且焊锡牢固，端部用热缩管套好，盘柜间的连接要用多股软铜线，并与地网可靠连接。

3电气调试

1、前期准备阶段

首先应对整个站二次综合自动化系统设备进行全面了解，包括综合自动化装置的安装方式，控制保护屏、公用屏、电度表屏、交流屏、直流屏的数量和主要功能;了解一次主接线，各间隔实际位置及运行状态;进行二次设备外观检查，主要有装置外观是否损坏，屏内元件是否完好，接线有无折断、脱落等;检查各屏电源接法是否准确无误，无误后对装置逐一上电，注意观察装置反应是否正确，然后根据软件组态查看、设置装置地址;连好各设备之间通讯线，调试至所有装置通讯正常，在后台机可观察装置上送数据。

2、调试阶段

这个阶段包括一次、二次系统的电缆连接、保护、监控等功能的全面校验和调试。首先检查调试一次、二次系统的电缆连接,主要有以下内容:

(1)开关控制回路的调试

给上直流屏控制电源、储能电源或合闸电源，检查一次开关侧储能电源或合闸电源保险是否合上，以免合闸时烧毁合闸线圈。合上装置电源开关和控制回路开关，手动逐一分合断路器,检查控制回路、断路器位置指示灯颜色是否正确，反应是否正常。如发现控制断路器位置指示灯熄灭或红绿灯全亮，要立即关闭控制直流电源，查找原因。应注意如果装置跳合闸保持回路需要与断路器操动机构跳合闸电流配合时，继电器保持电流是否与断路器控制回路实际电流值匹配。如果不匹配，当继电器保持电流比实际电流小时，将烧毁跳合闸保持继电器;当比实际电流大时，跳合闸不可靠或跳合不成功。

(2)断路器本身信号和操动机构信号调试

A、弹簧操动机构

检验弹簧未储能信号正确。弹簧未储能信号应接在装置的正确位置，且要求在未储能时，接点闭合用以闭锁线路重合闸，若正确，断路器合上后装置面板应有重合闸充电(达到装置充电条件时)标志显示。

B、液压操动机构

检验压力信号是否齐全，后台机SOE事件名称、时间显示是否正确,报警应正确。

C、SF6开关气体压力信号

应在后台机上正确显示SOE事件名称、时间,报警正确。

3、开关量状态以及在后台机上的显示

逐一拉合一次侧断路器、刀闸,查看后台机SOE事件名称、时间是否正确，断路器、刀闸状态显示是否正确。若状态与实际相反，是断路器、刀闸辅助触点常开、常闭接反。此时，可通过更改电缆接线或后台机遥信量组态改正，但改后台机遥信量特性组态“常开”为“常闭”时，在调度端也应做相应改动。

4、主变压器本体信号的检查

(1)主变压器本体瓦斯、温度、压力等信号在后台机上显示的SOE事件名称、时间是否正确;重瓦斯信号、压力信号应响电笛并跳主变各侧断路器，轻瓦斯、温度高信号应响电铃(无人职守变电站可以省去电笛、电铃等报警系统)。

(2)查主变压器分接头档位和调节分接头过程在后台机显示是否正确。

(3)查变压器温度在后台机显示是否正确。一般主变压器测温电阻应有三根出线，一根接测温电阻一端，另两根共同接测温电阻另一端用以补偿从主变压器到主控室电缆本身的电阻，提高测温的精度。在测温装置上也应按此方式连接，否则测出的温度不准，接错时是最小值。

5、二次交流部分的检查

(1)用升流器在一次侧对A,B,C三相分别加单相电流，对二次电流回路进行完整性检查。不应开路或串到其他回路，有效值、相别应正确。在装置面板查看保护电流回路数值、相别和测量回路电流数值、相别;在电度表屏用钳型表测量计度电流,最后在后台机查看电流显示。

(2)用调压器在PT二次侧A,B,C三相分别加单相电压57V。注意观察该母线段所有保护、测量、计量电压回路应都有电压，其他母线段设备无电压，相别反映正确。用万用表量电度表屏计度电压，查看装置面板、后台机电压显示值是否正确。加三相电压，用看计度、测量、保护电压相序。启动PT切换功能(电压并列装置)，本电压等级一、二段母线均应有正确电压显示，而其他母线段二次侧无电压。

4光伏阵列

1、核实所有汇流箱的保险丝是否被取出，并且检查汇流箱盒子的输出端没有电压存在。

2、目测光伏组件和配电盘之间的任何插座和连接器是否处于正常工作状态。

3、检查电缆的无应力夹具是否安装正确、牢固。

4、目测所有光伏组件是否完好无损。

5、检查所有的线缆是否整齐、固定完好。

5接地电阻的测试

测量各接地体的接地电阻，箱(柜)体及金属基础等接地可靠。

6直流侧检测

1、检查每个光伏组件开路电压是否正常(施工中进行)。

2、检查集线箱各组串输入输出电压是否正常。

3、检查逆变器输入直流电压是否正常。

4、测量直流正负两侧对地电压是否异常。

7监控系统调试

1、检查各传感设备接口、通讯线路连接是否正常。

2、检查数据采集器和各类传感器的电源线是否接好。

3、检查太阳辐射仪上罩盖是否揭开。

4、检查逆变器和负载检测电能表的通讯接线是否正确。

5、启动监控系统，观察各监测数据是否正常，如某些数据不能获取，重启监控系统和该传感设备。

8光伏项目试运行

1.调试时，首先对一台逆变器进行并网操作。

2.逐一并上其它逆变器，观察启动与工作状态。

3.启动所有光伏子系统、控制回路、监控系统，观察整个系统运行情况。

4.记录系统运行数据(如发电量、日运行时间、故障记录、设备温度、气象数据等)。

5.试运行十五天，作全面数据记录，用作分析和工程资料存档。

9系统测试试验

1、检查并确保光伏阵列完全被阳光照射并且没有任何遮荫。

2、如果系统没有运行，那么打开系统运行开关让它运行15分钟，然后再开始系统性能测试。

3、用一种或两种方法进行太阳辐射照度测试，并且将测试值记录下来。用最高辐射值除以1000瓦/平方米，得出的数据为辐射比。

4、将光伏组件的输出功率汇总记录这些值，然后乘以0.7，就得到预期交流输出的峰值。

5、通过逆变器或系统仪表记录交流输出，并将这个值记录下来。

6、用交流测量功率值除以当时的辐射比值，将这个值记录下来。这个“交流修正值”是光伏系统的额定输出功率，他应该高于交流估算值的90%或者更多，如果低于交流估算值的90%，说明这个光伏系统有遮荫、组件表面脏、连线错误、保险丝损坏、逆变器不能正常运行等问

光伏电站竣工验收规范

45工作日之内

提供申请后供电企业会派人到现场勘察，出具一个接受方案，市民根据方案来设计，购买有资质单位的太阳能发电板、逆变器、支架、线缆等进行安装，然后供电企业来审核。

审核通过后供电企业会派人安装计量装置、签并网合同，进行并网调试。

供电企业免收系统容量备用费，从并网申请到并网调试全程不收费，发电量可全部上网，也可全部自用，或者自发自用，余电上网。

光伏发电

国家电网公司承诺整个流程在45个工作日内完成。从投运的部分家庭光伏电站来看，供电企业一般能在45天内完成服务流程。

光伏发电工程验收规范最新版

一、光伏电站安装资质

1、营业执照;

2、安全生产许可证;

3、项目经理;

4、技术员;

5、安全员。

二、施工资质证明文件有那些?

资质证书、营业执照、安全生产许可证、组织机构代码证、税务登记证。

安全生产许可证办理到企业所在地的安监站进行申请,共需填写主表及附件,附件内容如下:

(一)各级安全生产责任制和安全生产规章制度目录及文件，操作规程目录;

(二)保证安全生产投入的证明文件;

(三)设置安全生产管理机构和配备专职安全生产管理人员的文件;

(四)主要负责人、项目负责人、专职安全生产管理人员安全生产考核合格名单及证书(复印件);

(五)本企业特种作业人员名单及操作资格证书(复印件);

(六)本企业管理人员和作业人员年度安全培训教育材料;

(七)从业人员参加工伤保险以及施工现场从事危险作业人员参加意外伤害保险有关证明;

(八)施工起重机械设备检测合格证明;

(九)职业危害防治措施;

(十)危险性较大分部分项工程及施工现场易发生重大事故的部位、环节的预防监控措施和应急预案;

(十一)生产安全事故应急救援预案

三、电力工程施工光伏EPC企业资质分为特级、一级、二级、三级

（一）特级光伏EPC资质标准：

1、企业注册资本金3亿元以上。

2、企业净资产3.6亿元以上。

3、企业近3年年平均工程结算收入15亿元以上。

4、企业其他条件达到一级资质标准。

（二）一级光伏EPC资质标准：

1、企业近5年承担过下列5项中的2项以上所列工程的施工总承包或主体工程承包，工程质量合格。

1)累计电站装机容量150万千瓦以上;

2)单机容量60万千瓦机组，或2台单机容量30万千瓦机组，或4台单机容量20万千瓦机组整体工程;

3)单机容量30万千瓦以上核电站核岛或常规岛整体工程;

4)330千伏以上送电线路300公里或220千伏以上送电线路500公里;

5)330千伏以上电压等级变电站2座或220千伏电压等级变电站5座。

2、企业经理具有10年以上从事工程管理工作经历或具有高级职称;总工程师具有10年以上从事电力工程施工技术管理工作经历并具有本专业高级职称;总会计师具有高级会计师职称;总经济师具有高级职称。

企业有职称的工程技术和经济管理人员不少于203人，其中工程技术人员不少于150人;工程技术人员中，具有中级以上职称的人员不少于100人。

企业具有的一级资质项目经理不少于20人。

3、企业注册资本金7000万元以上，企业净资产8400万元以上。

4、企业近3年最高年工程结算收入2.5亿元以上。

5、企业具有与承包工程范围相适应的施工机械和质量检测设备。

（三）二级光伏EPC资质标准：

1、企业近5年承担过下列4项中的2项以上所列工程的施工总承包或主体工程承包，工程质量合格。

(1)累计电站装机容量100万千瓦以上;

(2)2台单机容量20万千瓦机组或4台单机容量10万千瓦机组整体工程;

(3)220千伏以上送电线路400公里或110千伏以上送电线路600公里;

(4)220千伏以上电压等级变电站4座或110千伏以上电压等级变电站6座。

2、企业经理具有8年以上从事工程管理工作经历或具有中级职称;技术负责人具有8年以上从事电力工程施工技术管理工作经历并具有本专业高级职称;财务负责人具有中级以上会计职称。

企业有职称的工程技术和经济管理人员不少于150人，其中工程技术人员不少于100人;工程技术人员中、具有中级以上职称的人员不少于60人。

企业具有的二级资质以上项目经理不少于15人。

3、企业注册资本金4000万元以上，企业净资产4800万元以上。

4、企业近3年最高年工程结算收入1.5亿元以上。

5、企业具有与承包工程范围相适应的施工机械和质量检测设备。

（四）三级光伏EPC资质标准：

1、企业近5年承担过下列4项中的2项以上所列工程的施工总承包或主体工程承包，工程质量合格。

(1)累计电站装机容量50万千瓦以上;

(2)单机容量20万千瓦以上机组整体工程;

(3)单机容量2台10万千瓦以上机组整体工程;

(4)110千伏以上送电线路500公里工程;

(5)110千伏以上电压等级变电站4座;

2、企业经理具有5年以上从事电力工程管理工作经历;技术负责人具有5年以上从事电力工程施工技术管理工作经历并具有本专业中级以上职称;财务负责人具有初级以上会计职称。

企业有职称的工程技术和经济管理人员不少于80人，其中工程技术人员不少于50人;工程技术人员中，具有中级以上职称的人员不少于30人。

企业具有的三级资质以上项目经理不少于6人。

3、企业注册资本金2000万元以上，企业净资产2400万元以上。

4、企业近3年最高年工程结算收入5000万元以上。

5、企业具有与承包工程范围相适应的施工机械和质量检测设备。

四、承包工程范围：

特级企业：可承担各种类型的火电厂(含燃煤、燃气、燃油)、风力发电站、太阳能电站、核电站及辅助生产设施;各种电压等级的送电线路和变电站整体工程施工总承包。

一级企业：可承担单项合同额不超过企业注册资本金5倍类的各种类型火电厂(含燃煤、燃气、燃油)、风力发电站、太阳能电站、核电站及辅助生产设施;各种电压等级的送电线路和变电站整体工程施工总承包。

二级企业：可承担单项合同额不超过企业注册资本金5倍的单机容量20万千瓦以下的机组整体工程、220千伏及以下送电线路及相同电压等级的变电站整体工程施工总承包。

三级企业：可承担单项合同额不超过企业注册资本金5倍的单机容量10万千瓦及以下的机组整体工程、110千伏及以下送电线路及相同电压等级的变电站整体工程施工总承包。

光伏发电项目验收规范

一、支架安装的验收

1.采用紧固件的支架，紧固点应牢固，不应有弹垫未压平等现象。

2.支架倾斜角度偏差不应大于±1°

3.支架安装的垂直度及水平度的偏差应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》的有关规定。

4.支架的防腐处理应符合设计要求。

二、光伏组件安装的验收

1.光伏组件的外观及接线盒、连接器应完好无损，无划伤及隐裂现象。

2.光伏组件间接插件连接应牢固，连接线应进行处理、整齐、美观。

3.光伏组件安装倾斜角度偏差不大于±1°

4.相邻光伏组件边缘高差小于等于2mm，同组光伏组件边缘高差小于等于5mm。

5.方阵的绝缘电阻应符合设计要求。

6.光伏组件进行串连接后应对光伏组串的开路电压和短路电流进行测试。

三、逆变器设备安装的验收

1.汇流箱标识应齐全，箱体与支架连接应牢固。

2.逆变器外观及主要零部件不应有损坏和受潮现象，元器件不应有松动或丢失。

3.逆变器的标签内容应符合要求，应标明负载的连接点和极性。

4.逆变器的交流侧接口处应牢固可靠。

5.逆变器与基础间连接应牢固可靠。

6.变压器和互感器的安装验收应符合国家现行标准《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及规范验收》的有关规定。

光伏发电项目竣工验收标准有哪些

一、支架安装的验收

1.采用紧固件的支架，紧固点应牢固，不应有弹垫未压平等现象。

2.支架倾斜角度偏差不应大于±1°

3.支架安装的垂直度及水平度的偏差应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》的有关规定。

4.支架的防腐处理应符合设计要求。

二、光伏组件安装的验收

1.光伏组件的外观及接线盒、连接器应完好无损，无划伤及隐裂现象。

2.光伏组件间接插件连接应牢固，连接线应进行处理、整齐、美观。

3.光伏组件安装倾斜角度偏差不大于±1°

4.相邻光伏组件边缘高差小于等于2mm，同组光伏组件边缘高差小于等于5mm。

5.方阵的绝缘电阻应符合设计要求。

6.光伏组件进行串连接后应对光伏组串的开路电压和短路电流进行测试。

三、逆变器设备安装的验收

1.汇流箱标识应齐全，箱体与支架连接应牢固。

2.逆变器外观及主要零部件不应有损坏和受潮现象，元器件不应有松动或丢失。

3.逆变器的标签内容应符合要求，应标明负载的连接点和极性。

4.逆变器的交流侧接口处应牢固可靠。

5.逆变器与基础间连接应牢固可靠。

6.变压器和互感器的安装验收应符合国家现行标准《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及规范验收》的有关规定。

光伏电站验收项目标准大全

 光伏测量员工作职责：

1、根据客户意向书进行光伏安装意向地址的初勘、精勘等工作并提出反馈意见；

2、出具专业勘察的光伏电站安装设计图（使用CAD设计软件）、安装指导及电站质量抽查；

3、不断加强勘察及出图技能，保证公司及客户利益共赢；

4、电站安装验收、电站售后运维等相关工作。

光伏发电工程施工及验收规范

由电网企业负责出具验收报告。国务院主管部门鼓励地市级或县级能源主管部门结合当地实际，建立与并网接入申请，并网调试和验收、电费和补贴发放与结算等相结合的分布式光伏发电项目备案、竣工验收等一站式服务体系，简化办理流程，提高管理效率，验收时主要由电网企业组织开展，重点关注并网电性能、工程的建设质量、组件认证、逆变器认证与技术参数、防雷接地、消防安全、组件防火认证等内容。

光伏发电项目竣工验收标准最新

第一条 为规范分布式光伏发电项目建设管理，推进分布式光伏发电应用，根据《中华人民共和国可再生能源法》、《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国行政许可法》，以及《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，制定本办法。

第二条 分布式光伏发电是指在用户所在场地或附近建设运行，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设施。

第三条 鼓励各类电力用户、投资企业、专业化合同能源服务公司、个人等作为项目单位，投资建设和经营分布式光伏发电项目。

第四条 国务院能源主管部门负责全国分布式光伏发电规划指导和监督管理；地方能源主管部门在国务院能源主管部门指导下，负责本地区分布式光伏发电规划、建设的监督管理；国家能源局派出机构负责对本地区分布式光伏发电规划和政策执行、并网运行、市场公平及运行安全进行监管。

第五条 分布式光伏发电实行“自发自用、余电上网、就近消纳、电网调节”的运营模式。电网企业采用先进技术优化电网运行管理，为分布式光伏发电运行提供系统支撑，保障电力用户安全用电。鼓励项目投资经营主体与同一供电区内的电力用户在电网企业配合下以多种方式实现分布式光伏发电就近消纳。 第六条 国务院能源主管部门依据全国太阳能发电相关规划、各地区分布式光伏发电发展需求和建设条件，对需要国家资金补贴的项目实行总量平衡和年度指导规模管理。不需要国家资金补贴的项目不纳入年度指导规模管理范围。

第七条 省级能源主管部门根据本地区分布式光伏发电发展情况，提出下一年度需要国家资金补贴的项目规模申请。国务院能源主管部门结合各地项目资源、实际应用以及可再生能源电价附加征收情况，统筹协调平衡后，下达各地区年度指导规模，在年度中期可视各地区实施情况进行微调。

第八条 国务院能源主管部门下达的分布式光伏发电年度指导规模，在该年度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，地方能源主管部门可适时提出调整申请。

第九条 鼓励各级地方政府通过市场竞争方式降低分布式光伏发电的补贴标准。优先支持申请低于国家补贴标准的分布式光伏发电项目建设。 第十条 省级及以下能源主管部门依据国务院投资项目管理规定和国务院能源主管部门下达的本地区分布式光伏发电的年度指导规模指标，对分布式光伏发电项目实行备案管理。具体备案办法由省级人民政府制定。

第十一条 项目备案工作应根据分布式光伏发电项目特点尽可能简化程序，免除发电业务许可、规划选址、土地预审、水土保持、环境影响评价、节能评估及社会风险评估等支持性文件。

第十二条 对个人利用自有住宅及在住宅区域内建设的分布式光伏发电项目，由当地电网企业直接登记并集中向当地能源主管部门备案。不需要国家资金补贴的项目由省级能源主管部门自行管理。

第十三条 各级管理部门和项目单位不得自行变更项目备案文件的主要事项，包括投资主体、建设地点、项目规模、运营模式等。确需变更时，由备案部门按程序办理。

第十四条 在年度指导规模指标范围内的分布式光伏发电项目，自备案之日起两年内未建成投产的，在年度指导规模中取消，并同时取消享受国家资金补贴的资格。

第十五条 鼓励地市级或县级政府结合当地实际，建立与电网接入申请、并网调试和验收、电费结算和补贴发放等相结合的分布式光伏发电项目备案、竣工验收等一站式服务体系，简化办理流程，提高管理效率。 第十六条 分布式光伏发电项目所依托的建筑物及设施应具有合法性，项目单位与项目所依托的建筑物、场地及设施所有人非同一主体时，项目单位应与所有人签订建筑物、场地及设施的使用或租用协议，视经营方式与电力用户签订合同能源服务协议。

第十七条 分布式光伏发电项目的设计和安装应符合有关管理规定、设备标准、建筑工程规范和安全规范等要求。承担项目设计、咨询、安装和监理的单位，应具有国家规定的相应资质。

第十八条 分布式光伏发电项目采用的光伏电池组件、逆变器等设备应通过符合国家规定的认证认可机构的检测认证，符合相关接入电网的技术要求。 第十九条 电网企业收到项目单位并网接入申请后，应在20个工作日内出具并网接入意见，对于集中多点接入的分布式光伏发电项目可延长到30个工作日。

第二十条 以35千伏及以下电压等级接入电网的分布式光伏发电项目，由地市级或县级电网企业按照简化程序办理相关并网手续，并提供并网咨询、电能表安装、并网调试及验收等服务。

第二十一条 以35千伏以上电压等级接入电网且所发电力在并网点范围内使用的分布式光伏发电项目，电网企业应根据其接入方式、电量使用范围，本着简便和及时高效的原则做好并网管理，提供相关服务。

第二十二条 接入公共电网的分布式光伏发电项目，接入系统工程以及因接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。接入用户侧的分布式光伏发电项目，用户侧的配套工程由项目单位投资建设。因项目接入电网引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。

第二十三条 电网企业应采用先进运行控制技术，提高配电网智能化水平，为接纳分布式光伏发电创造条件。在分布式光伏发电安装规模较大、占电网负荷比重较高的供电区，电网企业应根据发展需要建设分布式光伏发电并网运行监测、功率预测和优化运行相结合的综合技术体系，实现分布式光伏发电高效利用和系统安全运行。 第二十四条 分布式光伏发电项目本体工程建成后，向电网企业提出并网调试和验收申请。电网企业指导和配合项目单位开展并网运行调试和验收。电网企业应根据国家有关标准制定分布式光伏发电电网接入和并网运行验收办法。

第二十五条 电网企业负责对分布式光伏发电项目的全部发电量、上网电量分别计量，免费提供并安装电能计量表，不向项目单位收取系统备用容量费。电网企业在有关并网接入和运行等所有环节提供的服务均不向项目单位收取费用。

第二十六条 享受电量补贴政策的分布式光伏发电项目，由电网企业负责向项目单位按月转付国家补贴资金，按月结算余电上网电量电费。

第二十七条 在经济开发区等相对独立的供电区统一组织建设的分布式光伏发电项目，余电上网部分可向该供电区内其他电力用户直接售电。 第二十八条 组织地市级或县级能源主管部门按月汇总项目备案信息。省级能源主管部门按季分类汇总备案信息后报送国务院能源主管部门。

第二十九条 各省级能源主管部门负责本地区分布式光伏发电项目建设和运行信息统计，并分别于每年7月、次年1月向国务院能源主管部门报送上半年和上一年度的统计信息，同时抄送国家能源局及其派出监管机构、国家可再生能源信息中心。

第三十条 电网企业负责建设本级电网覆盖范围内分布式光伏发电的运行监测体系，配合本级能源主管部门向所在地的能源管理部门按季报送项目建设运行信息，包括项目建设、发电量、上网电量、电费和补贴发放与结算等信息。

第三十一条 国务院能源主管部门委托国家可再生能源信息中心开展分布式光伏发电行业信息管理，组织研究制定工程设计、安装、验收等环节的标准规范，统计全国分布式光伏发电项目建设运行信息，分析评价行业发展现状和趋势，及时提出相关政策建议。经国务院能源主管部门批准，适时发布相关产业信息。 第三十三条 本办法由国家能源局负责解释，自发布之日起施行。