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屋頂分布式光伏建設指導規范（試行）

屋頂分布式光伏建設指導規范（試行）

1范圍

為服務和保障國家“碳達峰、碳中和”目標實現，加快能源綠色低碳轉型，規范屋頂分布式光伏建

設行為，促進河北省屋頂分布式光伏安全、有序、高質量發展，保障人身、設備、電網安全，依據現行

國家標準，制定本規范。

本規范規定了屋頂分布式光伏項目工作流程、規劃要求、項目立項、本體設計、接網設計、工程建

設、并網調試、工程驗收、調控與保護、運行維護、交易結算、用電監察、項目評價等應遵循的基本要

求。本規范所提到的屋頂分布式光伏項目主要指利用工業園區、企業廠房、物流倉儲基地、公共建筑、

交通設施和居民住宅等建筑物屋頂建設的分布式光伏發電項目。

本規范適用于接入35千伏及以下電壓等級的屋頂分布式光伏建設。

2規范性引用文件

下列文件中的內容通過文中的規范性引用而構成本文件必不可少的條款。其中，注日期的引用文件，

僅該日期對應的版本適用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適用于本

文件。

GB50054低壓配電設計規范

GB50057建筑物防雷設計規范

GB50172電氣裝置安裝工程蓄電池施工及驗收規范

GB50173電氣裝置安裝工程66kV及以下架空電力線路施工及驗收規范

GB50217電力工程電纜設計標準

GB50303建筑物電氣工程施工質量驗收規范

GB50368住宅建筑規范

GB50601建筑物防雷工程施工與質量驗收規范

GB50794光伏發電站施工規范

GB50797光伏發電站設計規范

GB51048電化學儲能電站設計規范

GB51101太陽能發電站支架基礎技術規范

GB/T14285繼電保護和安全自動裝置技術規程

GB/T16935.1低壓系統內設備的絕緣配合第1部分：原理、要求和試驗

GB/T19939光伏系統并網技術要求

GB/T21697低壓電力線路和電子設備系統的雷電過電壓絕緣配合

GB/T29319光伏發電系統接入配電網技術規定

GB/T32512光伏發電站防雷技術要求

GB/T33592分布式電源并網運行控制規范

GB/T33593分布式電源并網技術要求

GB/T34936光伏發電站匯流箱技術要求

GB/T36558電力系統電化學儲能系統通用技術條件

GB/T37408光伏發電并網逆變器技術要求

1

GB/T37409光伏發電并網逆變器檢測技術要求

GB/T37655光伏與建筑一體化發電系統驗收規范

GB/T38946分布式光伏發電系統集中運維技術

GB/T50065交流電氣裝置的接地設計規范

GB/T50796光伏發電工程驗收規范

GB/T51338分布式電源并網工程調試與驗收標準

GB/T51368建筑光伏系統應用技術標準

GB/Z35043光伏產業項目運營管理規范

NB/T32004光伏并網逆變器技術規范

NB/T32015分布式電源接入配電網技術規定

NB/T42073光伏發電系統用電纜

DL/T620交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合

DL/T1917電力用戶業擴報裝技術規劃

DL/T5222導體和電器選擇設計技術規定

DL/T5542配電網規劃設計規程

DL/T5729配電網規劃設計技術導則

JGJ16民用建筑電氣設計規范

JGJ242住宅建筑電氣設計規范

3術語和定義

下列術語和定義適用于本文件。

3.1分布式光伏發電系統distributedphotovoltaic（PV）generationsystem

利用光伏電池的光生伏特效應，將太陽輻射能直接轉換成電能的發電系統，并接入35千伏及以下

電壓等級電網、位于用戶附近，在35千伏及以下電壓等級就地消納為主的發電系統。

3.2屋頂分布式光伏distributedrooftopphotovoltaicgenerationsystem

附加安裝在建筑物屋頂的并網分布式光伏發電系統。

3.3光伏組件PVmodule

具有封裝及內部聯結的、能單獨提供直流電流輸出的、最小不可分割的太陽電池組合裝置。

3.4光伏方陣PVarray

與光伏組件組合在一起，維護更換光伏組件時不影響建筑功能的建筑構件，或直接作為建筑構件的

光伏組件。

3.5逆變器inverter

將直流電變換成交流電的設備。

3.6儲能裝置energystoragedevice

儲存電能或其他能源的裝置。

3.7電網承載力powergridbearingcapability

2

在設備持續不過載和短路電流、電壓偏差、諧波不超標條件下，電網接納電源、負荷的最大容量。

3.8并網點pointofinterconnection

對于有升壓站的光伏發電系統，指升壓站高壓側母線或節點。對于無升壓站的光伏發電系統，指光

伏發電系統的輸出匯總點。

3.9公共連接點pointofcommoncoupling

用戶接入公用電網的連接處。

3.10孤島islanding

包含負荷和電源的部分電網，從主網脫離后繼續孤立運行的狀態。

注：孤島可分為非計劃性孤島和計劃性孤島。非計劃性孤島指的是非計劃、不受控地發生孤島。計

劃性孤島指的是按預先配置的控制策略，有計劃地發生孤島。

3.11防孤島anti-islanding

防止非計劃性孤島現象的發生。

3.12反孤島裝置antiislandingdevice

通過破壞光伏發電系統非計劃性孤島平衡運行狀態，消除分布式發電系統孤島運行的專用安全保護

設備。

3.13能量管理系統energymanagementsystem

一種計算機系統，包括提供基本支持服務的軟硬件平臺，以及保證區域內分布式光伏、儲能、電氣

設備安全經濟運行的應用軟件。

3.14低電壓穿越lowvoltageridethrough

當電力系統事故或擾動引起逆變器交流出口側電壓跌落時，在一定的電壓跌落范圍和時間間隔內，

逆變器能夠保證不脫網連續運行。

3.15高電壓穿越highvoltageridethrough

當電力系統事故或擾動引起逆變器交流出口側電壓升高時，在一定的電壓升高范圍和時間間隔內，

逆變器能夠保證不脫網連續運行。

4總則

4.1屋頂分布式光伏開發建設應符合城鄉總體規劃，并與周邊建筑（景觀）相協調，綜合考慮環境氣

象條件、建筑條件、運輸與施工條件等因素，滿足安全可靠、經濟適用、環保美觀、施工方便、便于系

統運行維護和檢查等要求。

4.1.1統一規劃、有序實施。符合本區域分布式光伏規劃布局，并網后電能質量、有功功率、無功

功率、頻率、電壓等應滿足相關標準要求。

4.1.2資源節約，環境友好。采用可靠的新技術、新工藝、新設備、新材料。屋頂分布式光伏發電

系統各設備的生產、設計、制造、安裝、使用、檢測、維修、改造和報廢，應當符合國家標準和行

業標準。

3

4.1.3就近消納、就地平衡。避免遠距離、跨區域送電，與開發區域內電網建設發展、用電負荷增

長相協調。

4.2屋頂分布式光伏項目按照屬地管理和行業監管相結合的原則開展安全管理工作。以光伏發電設施

“產權歸誰、責任歸誰”為原則落實主體責任。各有關行業管理部門按照“管行業必須管安全、管業務

必須管安全、管生產必須管安全”的要求，在各自職責范圍內依法依規落實監管責任。

4.3政府有關部門應積極營造有利于屋頂分布式光伏推進的良好政策和營商環境，充分調動各方積極

性，按職責分工對屋頂分布式光伏項目的建設、運行和安全進行業務指導和監督管理，確保項目建設高

質量有序完成。

4.4供電企業、屋頂分布式光伏投資主體、設備廠商、第三方檢測機構、設計/安裝/施工單位等各方

應在政府能源電力主管部門統籌指導下，相互協調、相互配合、形成合力，科學合理整合資源，有效實

現集約開發，并自覺接受政府安全質量監督，共同推進屋頂分布式光伏健康發展。

4.5屋頂分布式光伏項目逐步按照“光伏+儲能”方式開發建設，以確保電網安全運行和用戶供用電安

全為原則，統籌考慮負荷特性和電能質量要求進行儲能配置。

4.6電源側儲能設施和光伏逆變器應具備單獨接受電網調度指令的功能。

4.7屋頂分布式光伏配套儲能，可選擇自建、共建或租賃等方式靈活開展配套儲能建設。

4.8屋頂分布式光伏項目建設應履行備案、設計、施工、調試和驗收程序，并建立設計、建設、驗收

和運維等檔案。

4.9屋頂分布式光伏逆變器保護定值應滿足GB/T14285和GB/T37408的要求，任何人不得擅自更改。

對于擅自更改逆變器保護定值的，供電企業有權中止該逆變器運行。

5工作流程

5.1策劃規劃

5.1.1縣（區）政府能源電力主管部門負責組織評估轄區內屋頂光伏技術開發總量，制定屋頂分布

式光伏開發規劃，每年進行滾動修編，統籌推進屋頂分布式光伏項目建設，開展屋頂分布式光伏建

設全過程監督管理，省、市級政府能源電力主管部門做好監督落實。

5.1.2縣（區）供電企業應主動接受政府能源主管部門和監管機構監督指導，加強屋頂分布式光伏

發展形勢分析研判，科學開展電網承載力評估，分區分層確定電網承載力等級。

5.1.3縣（區）供電企業應在電網承載力評估的基礎上，確定電網可開放容量，對于具備屋頂分布

式光伏接入條件的區域，供電企業應提供接入系統方案及相關技術服務；對于暫不具備屋頂分布式

光伏接入條件的區域，供電企業應結合電網規劃、負荷發展、儲能配置等情況，科學制定電網改造

方案，最大限度滿足屋頂分布式光伏接入需求。

5.1.4政府有關部門應加強屋頂分布式光伏項目相關政策研究，在項目建設、價格統籌、風險保障

和市場管理等方面制定具體措施，在人員培訓、生產指導、產品銷售、品牌建設和質量安全監管等

方面給予政策保障。

5.2前期服務

4

5.2.1縣（區）政府能源電力主管部門應結合電力負荷預測、電網消納能力、電網項目規劃等條件，

每年對轄區內屋頂分布式光伏技術開發總量進行公布。

5.2.2供電企業應加強電力系統消納能力分析，按季度統計電網分布式光伏可開放容量，報縣（區）

能源主管部門備案后，在轄區供電營業廳對外公布，公布內容應包含公用變電站、線路、臺區剩余

可接入分布式光伏的容量。屋頂分布式光伏應優先在有可開放容量的區域內建設。

5.2.3縣（區）供電企業應加強屋頂分布式光伏接網服務管理，精簡工作流程，壓減接網申請受理、

方案審批等過程環節時間，提高屋頂分布式光伏接網服務效率。

5.2.4屋頂分布式光伏投資主體應做好融資工作，妥善制定屋頂分布式光伏項目、配套儲能項目的

年度投資與發展計劃，保證項目建設資金鏈，確保不因資金問題影響項目進度。

5.3建設實施

5.3.1屋頂分布式光伏投資主體應積極履行社會責任，自覺服從屋頂分布式光伏開發整體布局，有

序進行開發建設。

5.3.2屋頂分布式光伏投資主體應集中統一管理屋頂分布式光伏及配套儲能工程項目檔案，做好記

錄，保證項目檔案的收集、整理、鑒定、保管、統計等工作平穩推進。鼓勵各投資主體利用數字化

手段，完善光伏工程數字化模型庫，建立三維數字化項目檔案。

5.3.3設備廠商提供的設備應符合國家檢測標準以及該設備的出廠標準。設備廠商應承諾所供設備

與所列設備完全一致，不存在偏差，如出現不一致，設備廠商承擔違約責任。

5.3.4設備廠商提供的設備必須具有合法手續。

5.3.5設備廠商應按標準生產工藝流程生產設備，對設備質量負責，確保設備質量可追溯，設備性

能應符合相應國家標準和行業標準要求。

5.3.6設計/安裝/施工單位應積極做好政府和業主間的溝通，在項目設計、建設、運行等方面履行

主體責任，推動屋頂分布式光伏建設有序實施。

5.3.7設計/安裝/施工單位應具備國家規定的相應資質。屋頂分布式光伏及配套儲能設施的設計/安

裝/施工應符合有關管理規定、設計標準、建筑工程規范和安全規范等要求。

5.4驗收

5.4.1縣（區）政府能源主管部門委托第三方檢測機構對屋頂分布式光伏工程驗收。

5.4.2建設單位或投資主體應主動接受政府能源主管部門和監管機構監督指導。

5.4.3第三方檢測機構所具備的檢測能力和相關資質應得到國家的認證認可，為逆變器入網檢測、

屋頂分布式光伏發電系統并網檢測等提供有效技術支撐。

5.4.4第三方檢測機構應在資質認定部門批準范圍內進行檢測活動，并出具檢測報告，報告應加蓋

印章。

5.4.5檢測人員需要掌握有關檢測內容的基本原理與專業技術，能正確熟練使用與本職工作有關的

儀器設備，保證檢測工作高質量完成。

5.4.6檢測過程和檢測內容應符合相關國家及行業現行標準要求。

5

5.5運行維護

5.5.1供電企業應有序有力有效服務屋頂分布式光伏接網和調控運行管理工作，屋頂分布式光伏投

資主體應自覺服從電網統一調度。

5.5.2屋頂分布式光伏投資主體在項目投產前應落實運維主體，遵循“誰投資、誰負責”原則，切

實做好光伏及配套儲能的日常運維、設備消缺等工作。

5.5.3設備廠商在所提供設備的保質期內，若非人為因素而出現的設備產品質量問題，負責相關設

備保修、包換或者包退，并承擔修理、調換或退貨以及由此造成直接損失的實際費用。

6規劃要求

6.1屋頂分布式光伏設計使用年限不應小于25年。

6.2屋頂分布式光伏應考慮所在建筑以及周圍工礦企業對系統的影響等條件，宜避開空氣經常受到懸

浮物、熱量或腐蝕性氣體影響的地區，抗震設防應符合該地區抗震設防烈度的要求。

6.3屋頂分布式光伏所依托的建筑物應該具有合法性，嚴禁依附違章建筑物建設；分布式光伏依托的

住宅應具有不動產權證明或鄉鎮及以上政府出具的房屋證明。對于居民用戶，若屋頂面積受限，也可利

用戶內閑置用地建設分布式光伏。

6.4以下建筑屋頂不應安裝分布式光伏：

（a）未通過竣工驗收的建筑；

（b）違章建筑；

（c）臨時建筑；

（d）在政府下發拆遷計劃的區域，屋頂不應安裝光伏；

（e）廢棄建筑；

（f）生產的火災危險性分類為甲類、乙類的建筑；

（g）儲存物品的火災危險性分類為甲類、乙類的建筑；

（h）屋面圍護板為脆性材料且工藝上不可更換的建筑；

（i）屋頂剩余使用壽命明顯短于光伏設備使用壽命的建筑。

6.5屋頂分布式光伏應對其依托的建筑屋頂進行荷載分析和驗算，應充分考慮防臺風、防冰雪和安全

承載等因素，滿足屋頂結構的安全性和可靠性。

6.6在既有建筑物上增設光伏發電系統，必須進行建筑物結構和電氣的安全復核，并應滿足建筑結構

及電氣的安全性要求，并不得降低相鄰建筑物的日照標準。

6.7屋頂分布式光伏接入不應超出電網承載能力要求，保障電網安全穩定運行。屋頂分布式光伏以本

地消納為主，原則上不應向220千伏及以上電網反送功率，如確有需要向220千伏及以上電網反送，應

進行“N-1”校驗。

7項目立項

7.1屋頂分布式光伏項目建設前應履行項目備案手續，并取得備案信息。

7.2屋頂分布式光伏投資主體必須對提報的備案材料真實性負責，不得弄虛作假，一經發現撤銷備案。

6

7.3屋頂分布式光伏投資主體向市、縣級能源主管部門或行政審批部門提交固定資產投資備案表和分

布式光伏發電項目備案申請表，應包含以下材料：

（a）符合建筑等設施安裝光伏發電系統相關規定的項目方案；

（b）項目占用屋頂場所使用證明；

（c）如果項目采用合同能源管理方式，則需要提供與用戶簽訂的能源服務管理合同等材料；

（d）地方政府根據有關規定要求提供的其它材料。

7.4戶用屋頂分布式光伏項目備案由屬地供電企業按月向縣級能源主管部門或行政審批部門代理集中

報備，取得備案后方可進行項目建設。

7.5屋頂分布式光伏投資主體須到轄區供電企業辦理接入系統方案，須提供以下材料，并對以下材料

真實負責。

（a）自然人申請需要提供資料：申請人身份證原件及復印件；房產證（或鄉鎮及以上級政府出具

的房屋使用證明）等項目合法性支持性文件。對住宅小區居民使用公共區域建設分布式光伏，需要提供

物業、業主委員會或居民委員會的同意建設證明；若委托他人辦理業務，還需提供經辦人的身份證原件

及復印件和授權委托書。

（b）法人申請需提供資料：申請人身份證原件及復印件；企業法人營業執照、土地證等項目合法

性支持性文件；發電項目（多并網點380/220伏接入、10千伏及以上接入）前期工作及接入系統設計所

需資料；政府投資主管部門同意項目開展前期工作的批復（需核準項目）；用戶電網相關資料（僅適用

大工業客戶）。合同能源管理項目、公共屋頂光伏項目，還需提供建筑物及設施使用或租用協議；若委

托他人辦理業務，還需提供經辦人的身份證原件及復印件和授權委托書。

7.6屋頂分布式光伏項目可以由“全部自用”或“自發自用余電上網”變更為“全額上網”消納模

式，也可以由“全額上網”變更為“自發自用余電上網”或“全部自用”消納模式，消納模式變更需向

所在地能源主管部門申請項目變更備案。獲取項目變更備案意見后，由所在縣（區）供電企業辦理發電

模式變更手續。原則上每個項目只能申請一次消納模式變更。變更后的補貼標準按照項目并網當年的相

關價格政策進行結算。

7.7屋頂分布式光伏項目變更地址應重新備案，備案完成后由所在縣（區）供電企業按分布式光伏新

裝辦理業務。

7.8自然人的屋頂分布式光伏項目應不大于50千瓦。

7.9屋頂分布式光伏業投資主體嚴禁私自增加并網容量，未經許可嚴禁私自供給其他用電戶。

8本體設計

8.1一般規定

8.1.1在建筑物屋頂上安裝分布式光伏發電系統，不應影響建筑的采光、通風以及原有排水系統的

正常運行，不應引起建筑物能耗的增加。

8.1.2屋頂分布式光伏發電系統設計應符合構件的各項物理性能要求，根據當地的特點，作為建筑

構件的光伏發電組件應采取相應的防凍、防冰雪、防過熱、防雷、抗風、抗震、防火、防腐蝕等技

術措施。

8.1.3屋頂分布式光伏發電系統應采取必要的安全防護措施，所選用的電氣設備，在其外殼的顯著

位置應有防觸電警示標識。

7

8.1.4屋頂分布式光伏發電系統中各部分設計應結合性能要求、功能特性選用相應的設備和材料。

8.1.5屋頂分布式光伏發電系統電氣設備布置，應符合帶電設備安全防護距離要求，并應有必要的

隔離防護措施和防止誤操作措施。

8.2光伏組件與光伏方陣設計

8.2.1光伏組件設備選擇應符合GB50797的相關要求。

8.2.2光伏組件的類型、規格、數量、安裝位置、安裝方式和安裝面積應根據建筑屋頂設計確定。

8.2.3光伏方陣中，同一光伏組件串中各光伏組件的電氣性能參數應保持一致，選用同一規格、同

一品牌的產品。

8.2.4光伏組件的選型和光伏方陣的設計應與建筑結合，不應造成周圍環境光污染。

8.2.5光伏方陣應結合太陽能輻射度、風速、雨水、積雪等氣候條件及建筑朝向、屋頂結構等因素

進行設計，經技術經濟比較后確定方位角、傾角和方陣行距。

8.3光伏支架設計

8.3.1光伏支架應結合工程實際選用材料、設計結構方案和構造措施，保證支架結構在運輸、安裝

和使用過程中滿足強度、穩定性和剛度要求，并符合抗震、抗風和防腐等要求。

8.3.2光伏支架基礎應按承載能力極限狀態和正常使用極限狀態進行設計，使用年限不應小于屋頂

分布式光伏設計使用年限，且不應小于25年。

8.3.3光伏支架、支撐金屬件及其連接點，應具有承受自重、風荷載、雪荷載、檢修荷載和抗震能

力。

8.3.4光伏支架的安全等級為三級，結構重要性系數不應小于0.95。支架基礎的安全等級不應小于

上部支架結構設計安全的等級，結構重要性系數對于光伏支架基礎不應小于0.95。

8.4防雷與接地設計

8.4.1屋頂分布式光伏發電系統防雷設計應分為建筑部分防雷系統設計和電氣部分防雷系統設計；

建筑和光伏系統的防雷等級分類及防雷措施應符合現行標準JGJ16和GB50057的有關要求。

8.4.2光伏方陣應設置接地網，并充分利用支架基礎金屬構件等自然接地體，接地連續、可靠，工

頻接地電阻應滿足相關接地要求。

8.4.3接地干線（網）應在不同的兩點及以上與接地網連接或與原有建筑屋頂防雷接地網連接，連

接應牢固可靠，不得采用鋁導體做接地體或接地線。

8.4.4接地干線（網）連接、接地干線（網）與屋頂建筑防雷接地網連接應采用焊接，焊接質量應

符合要求，不應出現錯位、平行和扭曲等現象，焊接點應做好防腐處理，在直線段上，不應有高低

起伏及彎曲等現象。

8.4.5帶邊框的組件、所有支架、電纜的金屬外皮、金屬保護管線、橋架、電氣設備外殼、基礎槽

鋼和需接地的裝置都應與接地干線（網）牢固連接，并對連接處做好防腐處理措施。

8.4.6接地線不應做其他用途。

8

8.5電纜設計

8.5.1分布式光伏戶外明敷電纜應具有防水、防紫外線性能，室內電纜不低于本建筑物室內電纜選

型要求。

8.5.2直流側電纜耐壓等級應達到光伏方陣最大輸出電壓的1.25倍及以上；額定載流量應高于短

路保護電氣整定值，線路損耗應控制在2%以內；短路保護電氣分斷能力應達到光伏方陣的標稱短路

電流的1.25倍及以上。

8.5.3

8.5.4交流側電纜的電壓等級應不低于系統最高電壓；電纜載流量應根據GB50054、GB50217及

DL/T5222等相關規定選取。

8.6配電箱設計

8.6.1配電箱應按使用環境、柜體型式、安裝方式、電壓等級、絕緣等級、防護等級、輸入輸出回

路數、輸入輸出額定電流等參數選擇。

8.6.2屋頂分布式光伏使用的配電箱應為成套配電箱且必須經過中國強制性產品認證，表箱材質要

求使用不銹鋼或SMC材質，箱內須配備符合安全需求的刀閘、斷路器、浪涌保護器、自復式過欠壓

保護器等。

8.6.3配電箱的箱體結構設計、材質、箱體厚度、接地、涂噴工藝質量和電氣元件安裝質量應符合

設備技術要求和質量標準。

8.7匯流箱設計

8.7.1匯流箱應依據型式、絕緣水平、電壓、溫升、防護等級、輸入輸出回路數、輸入輸出額定電

流等技術條件進行選擇。

8.7.2匯流箱的箱體和結構設計、采集和告警、通訊功能、顯示功能、機械要求、防雷、接地、低

溫工作、高溫工作、保護功能、防護等級等相關技術要求應符合現行國家標準GB/T34936有關要求。

8.8逆變器設計

8.8.1逆變器應按照型式、容量、相數、頻率、冷卻方式、功率因數、過載能力、溫升、效率、輸

入輸出電壓、最大功率點跟蹤、保護和監測功能、通訊接口、防護等級等技術條件進行選擇。

8.8.2光伏組件與逆變器之間的容配比，應綜合考慮當地太陽能資源、使用環境條件、組件安裝方

式、直流損耗等因素，經技術經濟比較后確定。光伏方陣的最大功率工作電壓變化范圍應在逆變器

的最大功率跟蹤范圍內。

8.8.3逆變器的配置容量應與光伏方陣的安裝容量相匹配，數量應根據光伏裝機容量及單臺逆變器

額定容量確定。

8.8.4逆變器的配置應滿足下列要求：應具備自動運行和停止功能、最大功率跟蹤控制功能和防孤

島功能；應具有并網保護裝置，并與電網的保護相協調；應具備電壓自動調整功能；應具備低電壓

穿越功能；應具備響應電網有功和無功調節指令的功能；通信協議規約應與電網設備相協調，具備

單獨接受電網統一調度的功能，并配置滿足電網調度要求的本地控制終端；應滿足環境對逆變器的

噪聲和電磁兼容要求。

9

8.8.5逆變器應設置在通風良好的場所，其位置應便于維護和檢修，應滿足高效、節能、環保的要

求。

8.8.6戶外型逆變器的防護等級應不低于IP54要求，戶內型逆變器的防護等級應不低于IP20要求。

8.8.7屋頂分布式光伏開發建設所用逆變器的檢測應包括型式試驗、出廠試驗和現場試驗，應按照

GB/T37408、GB/T37409和NB/T32004中規定的檢測項目和方法進行檢測。逆變器應具備有功功

率連續平滑調節能力，能夠接受本地能量管理系統、配變臺區智能融合終端等的控制指令調節有功

功率輸出值，調節范圍為20~100%，控制誤差應為逆變器額定有功功率側的±1%，響應時間不應大

于1秒。逆變器穩態無功功率輸出范圍應在-33%~33%內連續可調，具體參照GB/T37408，控制誤

差應為逆變器額定有功功率側的±1%，響應時間不應大于1秒。

8.9儲能設計

8.9.1配套儲能原則上應在主要并網點集中建設，優先采用380伏并網，并網點應在分布式光伏并

網點附近，以解決部分臺區電壓偏差、設備重過載、就地無法消納等問題。

8.9.2配套儲能以不出現長時間大規模反送、不增加系統調峰負擔為原則，綜合考慮整縣屋頂分布

式光伏開發規模、負荷特性等因素，確定儲能配置容量，提升系統調節能力。

8.9.3配套儲能裝置應滿足10年（5000次循環）以上工作壽命，系統容量10年衰減率不超過20%。

8.9.4配套儲能裝置優先選用電化學儲能。

8.9.5電化學儲能電池的初始充放電能量、循環性能、能量保持與恢復能力、安全性能、絕緣性能、

耐壓性能等技術要求應符合現行國家標準GB/T36558有關要求。

8.9.6儲能裝置應采用在線監測裝置進行智能化實時檢測，應具有在線識別電池組落后單體、判斷

儲能電池整體性能、充放電管理等功能，且應具有人機交互界面和通訊接口，便于與監控系統的信

息交互，通信協議規約應與電網設備相協調，具備單獨接受電網統一調度的功能。

8.9.7儲能電池容量和性能應可檢測、可診斷，使控制系統可在預知電池容量和性能的情況下降低

屋頂分布式光伏接入電網的沖擊，提高電網的可靠性和效率。電池儲能系統的監控系統及其子系統

（包括電池管理系統、儲能系統配套升壓變及高低壓配電裝置監控單元等）所采用的通信協議應需

符合國際通用標準及客戶要求。

8.9.8儲能消防設計應根據建設規模、各類儲能不同特性采取相應的消防措施，從全局出發，統籌

兼顧，做到安全使用、技術先進、經濟合理，儲能的耐火等級、滅火設施、消防報警設計應符合GB

51048有關要求。

8.9.9儲能的電池室、電氣室等用房應設置火災自動報警系統、自動滅火系統、排煙設施、應急照

明和疏散指示系統。

8.9.10電池室之間、電池室與易燃易爆物品及重要設備設施之間、與其他生產生活區域之間應保

持安全防火距離，防火距離不足時，應采取相應防火隔離措施。

8.9.11電池室配置的自動滅火系統，應與電池管理系統、火災探測器或可燃氣體探測裝置、空調、

排風系統聯動，具備遠程被動指令啟動和應急機械啟動功能，自動滅火系統的最小保護單元應為電

池模塊，每個電池模塊宜單獨配置探測器和滅火介質噴頭，滅火介質應具有良好的絕緣性和降溫性

能，能撲滅電池火災和電氣設備火災，且防止復燃。

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8.9.12儲能的電池室應采用防爆電氣設備，且應設置獨立的通風系統。

9接網設計

9.1接入電壓及并網點選擇

9.1.1對于單個并網點，分布式光伏接入的電壓等級應按照安全性、靈活性、經濟性原則，根據裝

機容量、導線載流量、上級變壓器及線路可接納能力、所在地區配電網情況、周邊分布式電源規劃

情況，經綜合比選后確定，具體可參考表1。

表1分布式光伏接入電壓等級建議表

單個并網點容量并網電壓等級

400千瓦及以下380伏

400千瓦~6兆瓦10千伏

6兆瓦及以上35千伏

注：最終并網電壓等級應根據電網條件，經過技術經濟比選論證確定，優先采用低電壓等級接入。

9.1.2屋頂分布式光伏單點接入容量在400千瓦及以下時，宜匯集接入380伏母線，路徑困難時，

可通過專線匯集接入至380伏電網主干線路；單點接入容量在8千瓦及以下，經三相不平衡校核通

過也可單相接入220伏電網；單點接入容量在400千瓦至6兆瓦時，宜通過用戶專變接入至10千伏

電網；單點接入容量在6兆瓦及以上時，宜通過升壓站接入至35千伏電網。

9.1.3屋頂分布式光伏接入時，應進行相關線路熱穩定、變壓器承載力校核，避免線路/變壓器反

向重載。

9.1.4線路及變壓器承載力校核未通過時，應采取降低屋頂分布式光伏接入容量或升高并網電壓等

級等措施。

9.1.5屋頂分布式光伏并網點選擇應根據并網電壓等級及周邊電網情況確定，具體見表2。

表2分布式光伏并網點選擇

電壓等級并網點

變電站或開關站35千伏母線；

35千伏

35千伏線路

變電站、開關站、配電室、箱變、環網箱（室）的10千伏母線；

10千伏

10千伏線路（架空線路）

380（220）伏配電室、箱變或柱上變壓器低壓母線；低壓主干線路/配變箱

9.2主接線選擇

9.2.1屋頂分布式光伏升壓站或輸出匯總點的電氣主接線方式，應根據屋頂分布式光伏規劃容量、

分期建設情況、供電范圍、當地負荷情況、接入電壓等級和出線回路數等條件，通過技術經濟分析

比較后確定，可采用如下典型主接線方式：

（a）380（220）伏：采用單元或單母線接線；

（b）10千伏：采用線變組或單母線接線；

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（c）35千伏：采用線變組或單母線接線；

（d）配有屋頂分布式光伏的配電臺區，不得與其他臺區建立低壓聯絡（配電室、箱式變低壓母線

間聯絡除外）。

9.3典型接入方案

9.3.1屋頂分布式光伏優先匯集接入，典型接入方案按照安全性、靈活性、經濟性原則，依據屋頂

分布式光伏裝機容量、接入電壓等級確定。

9.3.2屋頂分布式光伏裝機容量在400千瓦及以下，應根據用電負荷特性、規模等因素合理確定接

入方案及運行模式。考慮220伏無序接入將引起三相不平衡等問題，未經供電企業三相不平衡校核

不應采用220伏接入。分布式光伏配套儲能應宜分層級在用戶側、分布式光伏側、臺區主干線路及

進行集中配置。

（a）對于規模較小的黨政機關、學校、醫院、廠區、居民等接入用戶，可以選擇直接接入用戶內

部電網。

（b）屋頂分布式光伏裝機容量未超過低壓網用電負荷或未引起用戶過電壓時，宜匯集接入380伏

母線、低壓接線柜等，路徑困難時，可通過專線匯集接入至380伏電網主干線路，如圖1所示。

圖1方案一次系統接線示意圖

（c）屋頂分布式光伏裝機容量超過低壓網用電負荷，引起配變反向過載或用戶過電壓時，應采用

專變升壓后接入10千伏電網，如圖2所示。

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圖2方案一次系統接線示意圖

9.3.3屋頂分布式光伏裝機容量在400千瓦~6兆瓦，應根據用電負荷、規模等因素合理確定接入

方案及運行模式。

（a）對于學校、醫院、工業園區等接入用戶，可以選擇直接接入用戶內部電網或接入公共電網。

接入內部電網時，用戶應加強電能質量檢測，滿足內部電網用電設備電能質量要求，避免損壞用電設備。

（b）對于整村開發的屋頂分布式光伏，直接接入10千伏公用電網，如圖3所示。

圖3方案一次系統接線示意圖

9.3.4屋頂分布式光伏裝機容量在6兆瓦以上，根據技術經濟論證結果，可將接入方案分為以下兩

種：

（a）對于村莊規模較大或多個村連片開發、倉儲物流園區等，采用35千伏線路接入公用變電站母

線或T接至35千伏公用線路，如圖4所示。

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圖4方案一次系統接線示意圖

（b）當35千伏線路間隔不夠時，可考慮多條10千伏線路接入公用變電站母線，如圖5所示。

圖5方案一次系統接線示意圖

9.4設備要求

9.4.1屋頂分布式光伏并網導線截面宜根據遠期并網容量一次選定。

表3導線截面及分布式光伏接入容量對應參考表

電壓等級

導線截面

35千伏10千伏380伏

50-2.6兆瓦98千瓦

7014兆瓦3.3兆瓦125千瓦

9516兆瓦4.0兆瓦150千瓦

12018兆瓦4.6兆瓦170千瓦

15021兆瓦5.4兆瓦200千瓦

18525兆瓦6.2兆瓦235千瓦

24029兆瓦7.4兆瓦280千瓦

300-9.5兆瓦360千瓦

注：35千伏參照鋼芯鋁絞線；10千伏、380伏參照架空絕緣線

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9.4.2屋頂分布式光伏的匯集升壓變壓器應采用二級能效及以上的節能型配電變壓器，優先選用有

載調壓變壓器。柱上變壓器容量宜選取200千伏安、400千伏安。箱式變壓器容量宜選取630千伏

安。

9.4.3屋頂分布式光伏接入容量超過本臺區配變額定容量25%時，配變低壓側刀熔總開關應改造為

低壓總開關，并在配變低壓母線處裝設反孤島裝置；低壓總開關應與反孤島裝置間具備操作閉鎖功

能，母線間有聯絡時，聯絡開關也應與反孤島裝置間具備操作閉鎖功能。

9.4.435/10千伏電壓等級并網的屋頂分布式光伏，應在并網點安裝易操作可閉鎖、具有明顯開斷

點、帶接地功能、可開斷故障電流的斷路器，具備遠方可控功能。

9.4.5380伏電壓等級并網的屋頂分布式光伏，應在并網點安裝易操作、具有明顯開斷點、具備開

斷故障電流能力的開關，開關應具備失壓跳閘及檢有壓合閘功能，具備遠方可控功能。

9.5計量（儲能計量）

9.5.1屋頂分布式光伏接入系統前，應明確上網電量和用電電量計量點。屋頂分布式光伏電能計量

點應設在屋頂分布式光伏與電網的產權分界處，產權分界處按國家有關規定確定。產權分界處不適

宜安裝電能計量裝置的，關口計量點應由屋頂分布式光伏業主與供電企業協商確定。自發自用/余電

上網的屋頂分布式光伏除在產權分界點設置計量點外，應在發電側并網點和用電點分別設置計量點。

9.5.2配套儲能應單獨安裝計量裝置。

10工程建設

10.1工程建設

10.1.1屋頂分布式光伏建設應充分考慮消防、結構安全、綜合管線、維修、排水、防雷接地等方

面的技術要求，不得影響所在建筑部位的保溫、隔熱、防水性能以及雨水排放等功能，不得與相關

技術規范要求相違背，嚴格按照設計建設。

10.1.2屋頂分布式光伏建設前期應對開發建設條件進行調查，對所在地域進行光照資源和屋頂資

源評估。

10.1.3建筑屋頂為坡屋面的，光伏板應與建筑屋面平行且有機結合。

10.1.4建筑屋頂為平屋面的，光伏板面應預留防風檢修通道，確保運行安全。

10.1.5屋頂分布式光伏建設前，應由建筑物設計單位或有資質的第三方完成對屋頂建筑結構和建

筑電氣安全的驗算，并出具相關證明文件（不包含戶用光伏項目）。

10.1.6屋頂分布式光伏建設前，應具有齊全的報批文件，相關設計文件應通過施工圖審查。同時

還應制定安全應急預案，施工中發現安全隱患，應立即消除。

10.1.7屋頂分布式光伏建設中的安全、環保設施應納入主體工程設計，統一規劃、同步設計、同

步施工、同步驗收，與主體工程同步投入使用。

10.2工程施工

10.2.1施工單位應取得建筑業企業資質證書、安全生產許可證、承裝（修、試）電力設施許可證

等相關證件，配備足夠數量的專職技術人員及施工設備。

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10.2.2施工人員應經專業技術培訓，具備相應的技術能力，持證上崗。

10.2.3施工單位、施工人員嚴禁借用、變造或偽造相關資質證書。

10.2.4施工前，應根據施工區周圍環境情況、施工區周圍生產活動情況和管線布置情況裝設安全

網等隔離措施。

10.2.5施工前應采取屋面保護措施，在屋面鋪設施工人行通道。建議在彩鋼瓦、混凝土瓦等屋面

上平鋪一定寬度的平板，防止屋面瓦被破壞?；炷廖菝鎽槍Ψ浪畬硬扇”Ｗo措施。

10.2.6施工過程中應做好現場各階段的安全防護措施，保持施工現場的清潔和道路暢通，確保消

防措施落實，滿足區域工程施工管理相關規定。

10.2.7施工過程中應保障屋頂業主和施工人員安全，應符合下列要求：

（a）施工人員應佩戴保險繩、防滑鞋和安全帽；

（b）嚴禁在雨雪、大風天氣進行施工作業；

（c）在高溫天氣施工應做好防暑措施；應嚴格按照設計方案進行施工；

（d）施工區域應設立安全警戒，吊裝區域應有專人警戒。

10.2.8施工過程中應嚴格執行操作規程，不得違章指揮或違章作業，對違章作業的指令有權拒絕

并有責任制止他人違章作業。

10.2.9施工結束后，對施工中產生的垃圾要及時清理，避免在屋面堆放。

10.2.10施工應建立工程施工安全管理組織體系，健全各項管理制度，制定保障施工安全的組織措

施和技術措施，落實安全生產責任制。

10.3工程安裝

10.3.1光伏組件與光伏方陣

10.3.1.1光伏組件的接線應符合下列要求：

（a）組織安裝和移動的過程中，不應拉扯連接線；

（b）施工時，各類設備、裝置的正負極嚴禁短接；

（c）組件安裝時，不應造成玻璃和背板的劃傷或破損；

（d）組件之間連接線不應承受外力，且應進行綁扎，整齊、美觀；

（e）組件在運輸安裝過程中，不應被踩踏、坐臥、撞擊或置放物品；

（f）進行組件連線施工時，施工人員應配備安全防護用品，不應觸摸金屬帶電部位；

（g）對組串完成但不具備接引條件的部位，應用絕緣膠布包扎好并做好警示；

（h）嚴禁在雨天進行組件的連線工作；

（i）安裝位置上空有架空線路時，應采取保護和隔離措施。

10.3.1.2光伏組件接地應符合下列要求：

（a）帶邊框的光伏組件應將邊框用截面不小于4平方毫米的導線可靠接地；

（b）不帶邊框的組件，其接地做法應符合設計要求；

（c）組件接地電阻應符合設計要求；

（d）盤柜、匯流箱及逆變器等電氣設備的接地應牢固可靠、導通良好；接地線的截面應符合設計

要求。

10.3.1.3光伏方陣的接線應符合以下要求：

（a）組件間連接件應連接牢固；

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（b）組串連接后應檢測組串的開路電壓和短路電流；

（c）方陣間的跨接線纜應穿管進行保護。

10.3.1.4光伏組件安裝應符合以下要求：

（a）光伏組件吊裝至屋面后，應采取固定和防墜落保護措施。光伏組件下方應襯墊木，光伏組件

不得受碰撞或重壓；

（b）光伏組件轉運前應采取防磕碰措施，采取的轉運方式不應對光伏組件造成損壞，轉運時應走

專用通道并按照光伏組件安裝順序有序轉運；

（c）對于平鋪式光伏組件安裝工程，安裝前應考慮光伏組件接線的可操作性，受接線操作空間限

制時，宜采用先接線后安裝光伏組件的方式進行；

（d）安裝過程中應使用不透明材料覆蓋光伏組件表面，所使用材料不得損壞光伏組件表面。同方

案內光伏組件間距應保持一致。固定光伏組件時如需穿透屋面，應對屋面做防水處理。

（e）在施工中，匯流箱直流斷路器應處于斷開狀態，每個組串應留一塊光伏組件暫不接入組串，

待組串全部接入匯流箱后再將其接入。

10.3.1.5含逆變器室、就地升壓變壓器的光伏方陣區應設置消防沙箱和干粉滅火器。

10.3.2光伏支架

10.3.2.1光伏支架應按設計要求采用從鋼筋混凝土基座中伸出的鋼制熱鍍鋅等防腐連接件或不銹鋼

地腳螺栓等方法固定在基座上，位置準確，與基座固定牢靠。

10.3.2.2光伏方陣的支架連接件與主體機構的錨固承載力應大于連接件本身的承載力。當光伏方陣的

支架不能與主體結構錨固時，應設置支架基座。光伏支架基座應進行抗滑移和抗傾覆驗算。

10.3.2.3支架與基礎之間的預埋件應在支架基礎施工時按要求設計埋設。平板型預埋件和后置錨固連

接件錨板在安裝時，標高允許偏差不應大于±10毫米，平面位置允許偏差不應大于±20毫米；槽型預

埋件在安裝時，標高允許偏差不應大于±5毫米，平面位置允許偏差不應大于±10毫米。設計無要求時，

按照上述要求；設計有更高要求時，應根據設計要求。

10.3.2.4光伏支架的樁基礎施工完成后，必須進行混凝土強度、樁身完整性抽樣檢測并應進行承載力

靜載荷試驗檢驗。光伏支架的樁基礎應以受力點開展豎向抗壓、抗拔抽檢，抽檢數量不應少于總樁數的

1‰，且不應少于6根。

10.3.2.5光伏支架堆存、轉運、安裝過程中不應破壞支架防腐層。

10.3.3電纜

10.3.3.1電纜敷設前應滿足以下要求：

（a）電纜通道暢通，排水良好。金屬部分的防腐層完整。隧道內照明、通風符合要求；

（b）電纜型號、電壓、規格應符合設計；

（c）電纜外觀應無損傷、絕緣良好，當對電纜的密封有懷疑時，應進行潮濕判斷；直埋電纜與水

底電纜應經試驗合格；

（d）電纜放線架應放置穩妥，鋼軸的強度和長度應與電纜盤重量和寬度相配合；

（e）敷設前應按設計和實際路徑計算每根電纜的長度，合理安排每盤電纜，減少電纜接頭；

（f）在帶電區域內敷設電纜，應有可靠的安全措施；

（g）采用機械敷設電纜時，牽引機和導向機構應調試完好。

10.3.3.2電纜敷設應采用電纜橋架或穿管保護。

10.3.3.3電纜敷設宜采用穿線管或金屬槽盒，不少于兩點可靠接地，且不應損壞建（構）筑物的防水

層。

10.3.3.4電纜在終端頭與接頭附近宜留有備用長度，并聯使用的電纜其長度、型號、規格宜相同。

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10.3.3.5通信電纜的敷設應符合IEC60794-3-12-2005的相關規定；架空線路的施工應符合GB50173

的相關規定。

10.3.4配變箱

10.3.4.1配變箱的布置必須遵循安全、可靠、適用和經濟等原則，并應便于安裝、操作、搬運、檢修、

試驗和檢測。

10.3.4.2配電箱外露可導電部分，必須與接地裝置有可靠的電氣連接。成排的配電裝置兩端均應與接

地線相連。

10.3.5匯流箱

10.3.5.1匯流箱安裝前應檢測匯流箱進線端及出線端與匯流箱接地端絕緣電阻，該值不應小于2兆

歐。

10.3.5.2匯流箱組串電纜接引前必須確認光伏組件側和逆變器側均有明顯斷開點。

10.3.5.3匯流箱安裝應符合下列要求：

（a）匯流箱不應遮擋光伏組件；

（b）匯流箱安裝前，應對匯流箱內各元件進行絕緣測試；

（c）在雨雪天時不得對匯流箱進行開箱操作；

（d）對于傾角式支架，匯流箱宜采用掛墻式和抱柱式安裝；

（e）對于平鋪式支架，匯流箱宜采用臥式安裝，且不應破壞屋面的防水層；

（f）采用自然冷卻方式的匯流箱不宜安裝在陽光直射區域，且安裝環境溫度應符合設備手冊或設

計規定；

（g）對外接線時，螺絲應緊固、防水端子應擰緊。

10.3.6逆變器

10.3.6.1逆變器安裝時室內環境應滿足下列要求：

（a）室內應通風良好，環境溫度適宜；

（b）相對濕度應符合設計要求，且無凝露；

（c）應無水蒸氣及腐蝕性氣體；

（d）附近應無易燃易爆品；

（e）應具有符合安全規定的電源。

10.3.6.2逆變器的安裝位置應滿足下列要求：

（a）逆變器安裝位置應符合設計規定，其偏差應不大于10毫米；

（b）安裝在室外的逆變器，應牢靠固定在機架或平臺上；

（c）逆變器安裝在震動場所時，應按設計要求采取防震措施；

（d）逆變器背部及側面離墻壁或其它物件距離應符合設計要求；頂部不可放置任何重型物件；正

前方必須有足夠的操作空間。

10.3.6.3逆變器連接導線前，應確保整個光伏方陣總短路電流不能超過逆變器最大允許電流。

10.3.6.4逆變器直流側電纜接線前應確認匯流箱側有明顯斷點；逆變器交流側和直流側電纜接線前應

檢查電纜絕緣，校對電纜相序和極性。

10.3.6.5連接導線時應確保所有開關處于關閉狀態，正確連接主機直流輸入連接線的正負極、交流輸

出連接線、主機接地線，做到接線緊固可靠，接地良好。

10.3.6.6逆變器與系統的直流側和交流側應有絕緣隔離的裝置。直流側應有必要的觸電警示和防止觸

電安全措施，交流側輸出電纜和負荷設備應接有自動切斷保護裝置。

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10.3.7配套儲能

10.3.7.1配套儲能系統宜安裝在距離光伏方陣較近并宜與配電室隔開的室內場所，室內應干燥清潔、

通風良好、不受陽光直接照射，距離熱源不得小于2米，室內溫度宜在10℃~25℃之間。

10.3.7.2戶外布置的配套儲能系統，設備的防污、防鹽霧、防風沙、防濕熱、防水、防嚴寒等性能應

與當地環境條件相適應，柜體裝置外殼防護等級宜不低于IP54。

10.3.7.3戶外布置的配套儲能系統應設置防止凝露引起事故的安全措施。

10.3.7.4配套儲能系統中電池的布置應滿足防火、防爆和通風要求，電池管理系統宜在電池柜內合理

布置或就近布置。

10.3.7.5配套儲能系統宜采用分層安裝，多層疊放，同一層上的單體間宜采用有絕緣護套的銅排連接，

不同層間宜采用電纜連接。蓄電池組安裝應符合現行國家標準GB50172的有關規定。

11并網調試

11.1并網調試

11.1.1屋頂分布式光伏發電系統應在施工完成后進行調試、檢測、驗收合格后試運行。

11.1.2屋頂分布式光伏發電系統各電氣設備和控制設備都應進行功能調試，以確保系統正常運行。

11.1.3屋頂分布式光伏發電系統調試運行前，應編制調試運行大綱。

11.1.4屋頂分布式光伏發電系統調試前應事先對光伏組件做好清潔工作，在適宜的氣象條件下進

行。

11.1.5屋頂分布式光伏發電系統調試過程中如發生不合格項，在對系統進行局部調整后，需對電

氣設備和系統逐項重新調試并記錄，調試記錄應齊全、準確。

11.1.6屋頂分布式光伏發電系統調試時應提供所有相關的設備及線路的安裝記錄，安裝記錄應包

括但不限于安裝時間，測試記錄及設備更換記錄。

11.1.7調試記錄應齊全、準確。

11.2并網檢測

11.2.1通過380伏電壓等級并網分布式光伏，應在并網前向供電企業提供由具備相應資質的單位

或部門出具的設備檢測報告。

11.2.2通過35/10千伏電壓等級并網分布式光伏，應在并網運行后6個月內向供電企業提供有關

分布式光伏運行特性的并網檢測報告。

11.2.3檢測應按照國家或有關行業對分布式光伏并網運行制定的相關標準或規定運行，應包括但

不僅限于以下內容：（1）功率控制和電壓調節；（2）電能質量；（3）安全與保護功能；（4）并網運

行適應性；（5）建模試驗。

11.2.4檢測結果應做專門記錄，作為工程竣工驗收的提交資料之一。

12工程驗收

12.1屋頂分布式光伏工程應履行工程驗收程序，未經驗收或驗收不合格的工程不得并網。

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12.2屋頂分布式光伏工程驗收應按國家、行業及地方標準進行驗收，所有驗收應做好記錄，立卷歸檔。

12.3對提供虛假資料、使用假冒偽劣產品、不按規范設計施工、私自搭建、未按照規范建設的屋頂分

布式光伏項目不予工程驗收。

12.4工程驗收時，以下有關項目單位應參加：

（a）對于裝機容量50千瓦及以上的非戶用項目，應由項目投資方、設計方、施工方、監理方、運

維方和屋頂業主單位派代表或委托人參加。

（b）對于戶用項目和裝置容量50千瓦以下的非戶用項目，應由項目投資方、施工方和屋頂業主派

代表或委托人參加。

12.5屋頂分布式光伏工程驗收前，應在安裝施工中完成下列隱蔽項目的現場驗收：

（a）預埋件、后置錨固件；

（b）支架、光伏組件四周與主體結構的連接節點；

（c）系統防雷與接地保護的連接節點；

（d）隱蔽安裝的電氣管線工程；

（e）光伏組件安裝節點。

12.6隱蔽項目驗收不僅應有詳細的文字記錄，還應有必要的影像資料支撐。

12.7對影響工程安全和系統性能的工序，必須在本工序驗收合格后才能進行下一道工序的施工。主要

工序應包括以下內容：

（a）在屋頂分布式光伏工程施工前，應進行屋面防水工程的驗收；

（b）在光伏組件或方陣支架就位前，應進行支架基礎、支架的驗收；

（c）在建筑管道井封口前，應進行相關預留管線的驗收；

（d）光伏發電系統電氣預留管線的驗收；

（e）在隱蔽工程隱蔽前，應進行施工質量驗收；

（f）既有建筑的屋頂分布式光伏工程施工前，應進行建筑結構和建筑電氣安全檢查。

12.8在屋頂分布式光伏工程施工完成后，應進行按相關規定對屋頂防水性能進行復驗。

12.9工程驗收應包括資料審查和現場驗收以下內容：

（a）資料審查應包括施工單位承裝（修、試）電力設施許可證、人員資質證書、主要設備技術參

數、型式認證報告或質檢證書（包括逆變器、斷路器、刀閘等設備）、單位工程驗收報告（記錄）、單位

工程調試報告（記錄）、電氣試驗記錄、繼電保護整定、通信聯調、電能量信息采集調試記錄；

（b）現場驗收應包括現場檢查設備外觀及安全標識、明顯斷開點、現場測試并網開關失壓脫口功

能、逆變器防孤島功能、以及現場查驗一次系統、二次系統、防雷接地、通用技術條件等。

12.10工程驗收應核實并現場確認光伏組件裝機容量，確保與并網申請、備案容量一致。

12.11工程驗收通過后，應編制驗收報告，做出驗收結論，驗收人員和光伏業主應共同簽字確認。

12.12工程驗收過程中所發現的問題及其整改落實情況應有專門記錄，并及時歸檔。

12.13工程驗收若存在不合格項時應由相關責任部門組織調查，分析原因、提出整改措施，落實責任

單位、形成整改閉環。

13調控與保護

20

13.1調度運行

13.1.1屋頂分布式光伏單點接入容量在6兆瓦及以上時，光伏及配套儲能應接入電網調度系統，

接受電網集中調控；單點接入容量在6兆瓦以下時，可通過自有監控系統、利用現有電網信息采集

系統、本地能量管理系統等方式接入調度系統，實現分布式光伏的實時監視和控制。

13.1.2在正常運行情況下，屋頂分布式光伏向電網調度機構提供的信息至少應當包括：并網點開

關狀態、并網點電壓和電流、輸送有功、無功功率、發電量、功率因數等；在正常運行情況下，配

套儲能系統向電網調度機構提供的信息至少應當包括：并網開關狀態、并網點電壓、電流、與電網

之間交換的有功功率、無功功率、電量、功率因數等。

13.1.3配套儲能向電網調度機構提供的信息包括但不限于以下信息:并網點的頻率、電壓、注入電

網電流、注入有功功率和無功功率、功率因數、電能質量數據等；電能量及荷電狀態、并網點開斷

設備狀態、充放電狀態、遠動終端狀態等；變流器開/關機、有功控制調度請求遠方投入、無功控制

調度請求遠方投入、無功/電壓控制模式等。

13.1.4通過35/10千伏電壓等級并網的屋頂分布式光伏應具有有功功率、無功功率調節能力，輸

出功率偏差及功率變化率不應超過電網調度機構的給定值，并能根據電網頻率值、電網調度機構指

令等信號調節電源的有功功率輸出；通過380/220伏電壓等級并網的屋頂分布式光伏，應具備接受

電網調度指令進行輸出有功功率控制的能力。

13.1.5通過不同電壓等級并網的屋頂分布式光伏在并網點處功率因數應滿足以下要求:

（a）通過380伏電壓等級并網的屋頂分布式光伏應具備保證并網點功率因數應在0.95（超前）

~0.95（滯后）范圍內可調節的能力；

（b）通過35/10千伏電壓等級并網的屋頂分布式光伏應具備保證并網點處功率因數在0.98（超

前）~0.98（滯后）范圍內連續可調的能力，有特殊要求時，可做適當調整以穩定電壓水平。在其無

功輸出范圍內，應具備根據并網點電壓水平調節無功輸出，參與電網電壓調節的能力，其調節方式

和參考電壓、電壓調差率等參數可由電網調度機構設定。

13.1.6接入公共電網的分布式儲能系統應具備就地充放電控制和遠方控制功能，根據電網調度指

令，控制其充放電功率。

13.1.7通過35/10千伏電壓等級接入的配套儲能系統應能在功率因數0.95（超前）~0.95（滯后）

范圍內連續可調。在其無功輸出范圍內，應能在電網調度部門的指令下參與電網電壓調節，無功動

態響應時間、調節方式等應滿足并網調度協議的要求；通過220/380伏電壓等級接入的配套儲能系

統應控制在功率因數0.95（超前）~1范圍內。

13.1.8屋頂分布式光伏應具備監測并記錄其并網點或公共連接點處諧波、電壓波動和閃變、電壓

偏差、三相不平衡等電能質量指標的能力，不同電壓等級下電能質量指標統計值需滿足相關國家標

準要求。

13.1.9通過35/10千伏電壓等級直接接入公共電網的屋頂分布式光伏，應在并網點電源側配置電

能質量在線監測裝置。

13.2通信

13.2.1屋頂分布式光伏應具備與電網調度機構進行雙向數據通信的能力，通信系統應覆蓋但不限

于電網采集/控制終端、并網逆變器等重要設備，應滿足繼電保護、