1.掌握当地基本数据
在开发初始阶段，要获取光伏系统安装地点、当地的气象资料以及地理条件等。
2.现场勘察
了解安装现场地形、地貌，考察光伏方阵安装合适朝向，观察场址周边有无阴影遮挡，以免直接影响系统效率。
3.选择合适的并网逆变器
在确定合适的逆变器时通常考虑以下几方面：
确定系统并网还是离网、额定功率和最大电流、电源转换效率、最大可接入MPPT、成本问题等。
对于一定容量的大型光伏电站，如何配置逆变器要仔细考虑，因为逆变器有不同的规模和型号，其可接入条件及对系统效率产生的影响均不同。例如设计2MW的光伏电站，是选择容量较大的2台1MW的逆变器，还是选择4台容量较小的500kW逆变器，或者更小容量的20台100kW型逆变器。
这要从多方面考虑，功率较大的逆变器效率较高，单位造价也比较便宜，维护也相对容易，不同MPPT连接数目的逆变器，可接MPPT路越多的，每条MPPT可适应组串并联时存在不同功率点的情况也越多，追踪能力更好，适应性更强，综合效率更高。
但是在较大容量逆变器连接组件支路时，就有可能使组件间配置不灵活：集中式逆变器每路MPPT连接支路数较多，由于在排布时受到地形影响，导致组件方位角不完全一致，其MPPT最大功率跟踪点会产生偏差，造成发电量不匹配损失，影响系统发电量。当功率太大的逆变器在投入或退出时，会对电网电能质量产生较大问题，在出现故障、停机时，也会出现较为严重的后果。
相对于集中式逆变器，容量型号较小的组串式逆变器则有着较好的最大功率跟踪优势，由于其连接组串支路较少，控制支路MPPT效率更高，这也造成了其在项目中使用数目较多，单位千瓦造价较高。超过40台的组串式逆变器并联在一起还会造成总谐波叠加，影响电能质量，易造成故障，使投资成本提高。
综合来讲，配备几台逆变器要结合项目场址建设条件、容量规模、进行多因素综合评估，还要考虑逆变器单价，进行合理经济性分析后，确定安全可靠的方案，决定逆变器型号与规格。
4.确定光伏系统并网方式
根据光伏系统容量等级，按照有关规定，确定光伏系统并网方式，明确与电网的连接节点，落实拟接入变电站的位置及连接方法。
5.确定光伏组件的串、并联数目
根据逆变器的输入电压范围取中间值，与所采用的光伏组件的最佳输出电压相除，可得出光伏组件的串联数目。要尽量使得光伏组串的工作电压处在逆变器的MPPT电压范围的中部。
例如：采用100kW的逆变器，其输入电压为450-820V，其中间值为635V。如果安装的光伏组件功率为270W，其最佳输出电压为31.1V，即可将20块组件串联为一条组串（理想状态下），组件输出电压是622V，每个组件串功率为5400W，然后根据方阵容量，确定逆变器可接受组串条数，即组串的并联数目。
6.计算光伏方阵的最佳倾角及实际工程合适倾角
根据当地长期水平面上太阳辐射量的数据，计算出倾斜面上的全年辐射量接收最多的所对应组件布置倾角，即太阳光伏阵列最佳倾角，同时获得各月辐照量，日均辐照量。确定最佳辐射量倾角后，还要根据现场踏勘考察项目场址的实际地理情况，参考地面坡度、山峰山谷情况，在不大范围影响辐照量情况下，可适当调整组串间的安装倾角、方位角。然而在不同倾角、方位角下，组串间产生电压，电流（理想条件下）有较大出入，从而影响接入逆变器的MPPT跟踪点，降低系统发电量。因此在倾角布置时，最佳倾角不一定就是最优方案，要根据场址实际情况来确定最后的工程安装倾角和方位角。
7.进行现场总体设计、确定方阵布局
根据现场情况，确定组件最后安装方案，包括其它如线缆走向、汇流箱位置等具体措施。
8.确定辅助设备的配置及型号
按照有关技术规范，确定光伏系统中需要配置的交直流配电柜，防雷开关，升压变压器等辅助设备的选型。
9.估算发电量，评估发电成本、社会及经济效益
根据光伏发电量计算公式：
计算得出发电量，可进行项目投资成本，经济收益计算。
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