户用光伏并网服务规范

1户用光伏并网服务规范本文件规定了户用光伏并网工程的关键设备与部件、工程质量检查、工程质量检测和评价项目及分级准则的要求。本文件适用于户用光伏并网工程服务。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T33342户用分布式光伏发电并网接口技术规范NB/T32004光伏并网逆变器技术规范NB/T42073光伏发电系统用电缆NB/T42142光伏并网微型逆变器技术规范IEC61215(所有部分)地面用光伏组件-设计鉴定和型式批准(Terrestrialphotovoltaic(PV)modules-Designqualificationandtypeapproval)IEC61724-2光伏系统性能-第2部分:容量评估方法(Photovoltaicsystemperformance-Part2:Capacityevaluationmethod)IEC61730(所有部分)光伏组件安全鉴定(Photovoltaic(PV)modulesafetyqualification)3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1户用并网光伏发电系统residentialgrid-connectedpvsystem在居民固定建筑物、构筑物及附属场所建设,并以220V/380V接入客户侧电网或公共电网运行的光伏发电系统。3.2系统功率比systempowerratio光伏发电系统的平均输出功率与预期输出功率的比值。4工程质量要求4.1关键设备与部件户用并网光伏发电系统所选用的关键设备、部件应满足以下要求：2a)组件应满足IEC61215、IEC61730的要求,并通过具有资质的第三方机构的认证；b)逆变器应满足NB/T32004的要求,微型逆变器应满足NB/T42142或其他等效标准的要求,c)并通过具有资质的第三方机构的认证；d)光伏并网箱应满足GB/T33342的要求,且防护等级应不低于IP44；e)直流电缆应选择光伏专用电缆,应满足NB/T42073或其他等效标准的要求,并通过具有资质的第三方机构的认证；f)交流电缆应选择C类及以上阻燃电缆；g)组件边框之间的跨接线宜选用不小于BVR1×4mm2的黄绿线。组件金属边框和引下导体之间的连接线宜选用不小于BVR1×4mm2的黄绿线；h)支架至地面的引下导体宜选用40×4mm的镀锌扁铁或直径12mm的圆钢或截面积16mm2以上的铜导线或其他等效的导体；i)接地极宜选用镀锌角钢、钢管、圆钢或其它导电性能良好的金属材料。5安装位置要求5.1户用光伏相关设备不得安装在下列建筑物上：a)临时建筑；b)生产产品的火灾危险性分类为甲类、乙类的建筑；c)储存物品的火灾危险性分类为甲类、乙类的建筑；d)有大量粉尘、热量、腐浊气体、油烟等影响的建筑；e)25年以上面临拆迁房屋、农村危房、高层楼宇等建筑屋顶；f)经营类建筑。5.2建筑物上安装的户用光伏系统，不得降低相邻建筑物的日照标准。5.3在既有建筑物上增设户用光伏系统，应进行建筑物结构和电气的安全复核，并应满足建筑结构及电气的安全性要求，同时应考虑抗风能力、防水工艺、消防安全、规范施工等相关要求。6安全运行要求户用光伏运行时应遵守但不限于以下安全规定：a)组件、逆变器、汇流箱上应配备“带电危险”警示标识；b)逆变器、汇流箱上的灰尘和污物应及时清理；c)户用光伏组件、逆变器各个接线端子应牢固可靠，接线孔处应采取有效措施防止蛇、鼠等小动物进人设备内部的措施；d)组件应根据项目情况制定清洗周期,所选用的清洗方法及工具不应对光伏组件造成损伤；e)户用光伏不应对人员或建筑物造成危害，运行与维护应保证系统自身安全，并应保持正常的发电能力；f)逆变器、汇流箱在运行时，温度、声音、气味等不应出现异常情况，指示灯应工作正常；g)户用光伏项目并网点应安装易操作、可闭锁、具有明显开断点、带接地功能、可开断故障电流的开断设备,以确保电力设施检修维护人员的人身安全；3h)防孤岛保护。户用光伏切除时间应与线路保护相配合，以避免非同期合闸。变流器类型的户用光伏必须具备快速监测孤岛且监测到孤岛后立即断开与电网连接的能力，其防孤岛保护应与电网侧线路保护相配合。当系统失压后，户用光伏客户不得孤岛运行。注：户用光伏的保护应符合可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求7工程质量检查7.1平屋顶工程质量检查7.1.1支架基础安装质量对于平屋顶,支架基础安装应满足以下要求：a)支架基础应外形方正、表面平滑、排列整齐、放置平稳；b)支架基础应无漏筋、蜂窝、孔洞、夹杂、疏松、裂缝、外形或表面缺陷的问题；c)外露的金属预埋件应无锈蚀现象,且有防腐防锈处理；d)对于防水层上没有保护层的屋面,配重基础下应有垫层；e)支架基础结构混凝土强度等级不应低于C25；f)宜采用不锈钢螺栓螺母。7.1.2支架安装质量对于平屋顶,支架安装应满足以下要求：a)支架外观应无损坏和变形；b)支架安装不得出现明显错位、偏移和歪斜；c)支架与支架基础或连接件间应固定牢靠,紧固螺栓配套的平垫片、弹垫片应齐全,螺母端须d)保证螺杆露出不少于3～4个丝牙。7.2斜屋顶工程质量检查对于斜屋顶,支架安装应满足以下要求：a)导轨应采用弯钩、夹具、抱箍等与屋顶结构基础可靠连接,有效连接点数应满足设计要求；b)弯钩固定时,应做好屋面防水,安装完成后,瓦片应恢复原位；c)宜采用不锈钢螺栓螺母。7.3组件安装质量户用并网光伏发电系统的组件安装应满足以下要求：a)组件应牢固可靠安装。对于螺栓紧固安装方式,应有防松措施;对于专用压块安装方式,组件与支架接触面应吻合；b)组件边框应无锈蚀和防腐保护层损坏现象；c)组件边框上应无自行的钻孔、扩孔；d)组件边缘距离导轨端头的距离宜不小于70mm；e)相邻组件间的组件边缘高度偏差应≤2mm,同组组件间边缘高度偏差应≤5mm；f)组件间的间隙宜不小于20mm；4g)平屋顶上光伏方阵组件串的最低点距屋面不宜低于300mm；h)斜屋顶不宜起倾角安装组件,斜屋顶光伏方阵后口不应超出屋脊,前口不宜冒出屋檐。7.4逆变器安装质量逆变器安装应按照安装说明书执行并满足以下要求：a)逆变器的安装位置应清洁、通风、防雨、干燥、无直晒,安装位置附近应无高温发热、易燃易爆品及腐蚀性化学物品；b)逆变器应直立牢固安装、不晃动；c)逆变器前方应留有足够间隙便于观察数据以及维修；d)逆变器的外观及主要零部件不应有损坏、锈蚀现象,元器件不应松动或丢失。7.5并网箱安装质量户用并网光伏发电系统的并网箱安装应满足以下要求：a)安装位置应清洁、通风、干燥、无直晒,安装位置附近应无高温发热、易燃易爆物品及腐蚀性化学物品；b)并网箱应直立牢固安装、不晃动,宜安装在防水屋檐或遮挡板下方；c)前方应留有足够间隙便于观察数据以及维修；d)并网箱的外观及主要零部件不应有损坏、变形和锈蚀现象,元器件不应松动或丢失；e)并网箱本体的预留孔洞及电缆管口应进行防火泥封堵。7.6光伏连接器安装及电缆敷设质量户用并网光伏发电系统的光伏连接器安装与电缆敷设应满足以下要求：a)光伏连接器及电缆应外观完好,表面无破损,重要标识无模糊脱落现象；b)电缆和光伏连接器应排列整齐、固定牢固,无自然下垂现象,电缆与连接器连接处不应弯曲拉扯过紧,应松紧适度；c)组件间的直流光伏电缆应固定在支架上,光伏连接器的固定区域应不易积水；d)组件外的其余电缆宜采用阻燃型PVC管、PE管或钢管进行保护；e)交流电缆、直流电缆和未接地的通信电缆不宜在同一线管内敷设；f)光伏连接器的型号应与直流光伏电缆匹配；g)光伏连接器的公母头卡扣应接触到位；h)明配管线宜沿墙敷设,管卡固定间距宜不超过1.2m；i)电缆穿越隔墙的孔洞间隙处,应采用防火材料封堵。8工程质量检测8.1组件红外热成像应进行组件红外热成像测试,测试时光伏系统应满足如下条件：a)处于正常工作模式；b)组件应是无污染或低污染水平；c)辐照度应大于等于600W/m2；d)同一组件外表面电池正上方的最大温差不应超过10°C。58.2组串绝缘电阻应进行组串负极和地之间、组串正极和地之间的绝缘电阻测试,测试电压1000VDC,绝缘电阻应不低于1MΩ。8.3接地连续性应进行组件边框之间、组件边框与光伏支架之间、光伏支架与引下导体之间、逆变器保护接地与接地排之间的接地连续性测试,电阻值应小于0.5Ω。8.4接地电阻应进行接地扁铁与大地之间,或接地极与大地之间的接地电阻测试,接地电阻值应小于4Ω。8.5系统功率比核查光伏系统的装机容量,测试光伏发电系统的光伏方阵面辐照度、组件背板温度、光伏系统的输出功率,按照IECTS61724-2中的方法进行光伏系统功率比计算,光伏系统功率比结果应不小于80%。9并网接入管理9.1业务受理9.1.1户用光伏项目实行登记制度。9.1.2电网企业在收到客户并网需求后，统一进行登记（填写登记表），委派专人（客户经理）为项目业主提供全流程并网咨询服务。9.1.3其中常见运行模式认定要求如下：——对个人利用自有住宅及在住宅区域内建设的户用光伏项目，由属地电网企业直接登记，收取备案所需的信息和资料（项目投资主体、建设地点、项目规模、运营模式等），代替客户集中向当地能源主管部门进行备案；——运行模式可选择“自发自用、余电上网”、“全部自发自用”或“全额上网”；——电网企业必须在客户户用光伏工程以及配套电网工程开工前完成备案工作，并告知项目业主备案结果。备案成功后，方可正式受理此类客户并网申请，并主动告知客户开展后续相关工作；——对于个人通过租赁他人或第三方建设场地建设的户用光伏项目应按照工商业光伏项目受理流程办理。9.1.4电源项目备案登记内容完整性、规范性资料审查合格后，正式受理用户并网申请并收取报装资料：a)项目业主身份证原件及复印件（自然人）；b)项目建设地物权证明（不动产权证、房产证、土地使用证等）；c)政府有权部门出具的核准文件或备案文件（户用光伏电网企业代办）；d)经办人办理需提供授权委托书和经办人身份证原件及复印件。9.2接入系统方案确认9.2.1现场勘查6对并网点、公共连接点、公共电网现状、用户负荷情况等进行勘查，核实用户报装需求及现场情况是否与项目备案（核准）文件中的建设地址、建设规模、消纳方式等一致。9.2.2核实项目主体属性：户用光伏项目备案（核准）主体与现场实际（受益）的主体是否一致。9.2.3核实项目建设地点：发电项目建设地点与备案地点和现场实际地址是否一致。项目单位与项目所依托的建筑物、场地及设施所有人非统一主体时，是否签订租用协议。9.2.4接入系统方案内容包括：建设地址、电网现状、电网规划、建设规模、消纳方式、公共连接点位置、并网点位置、并网电压、接入方式、电能质量、无功补偿、调度通信、继电保护及自动化装置、计量方案、并网开关等主要设施或装置的技术要求。9.2.5若需变更接入系统方案，应履行相关审查程序，其中，对于客户需求变化造成供电方案变更的，应书面告知客户重新办理用电申请手续；对于电网原因造成接入系统变更的，应与客户沟通协商，重新确定接入系统方案后答复客户。9.3户用光伏项目电能计量装置配置9.3.1户用光伏发电项目所有并网关口计量点、发电单元汇集出口计量点均应安装具有电能量信息采集功能的电能计量装置，以分别计量户用光伏发电项目客户的上网电量、用网电量和发电量。9.3.2按照运行开发模式，户用光伏电能计量装置安装参考位置：a)全额上网：在产权分界点（并网点、公共连接点）安装计量装置，计量上网电量、用网电量；b)自发自用，余电上网：在并网点安装计量装置，计量发电量。在产权分界点（公共连接点）安装计量装置，计量上网电量、用网电量；c)全部自发自用：在并网点安装计量装置，计量发电量，在产权分界点（公共连接点）安装计量装置，计量上网电量、用网电量。9.4竣工验收9.4.1户用光伏主体工程和接入系统工程竣工后，电网企业受理开发企业并网验收和调试的申请，接收相关材料；并查验项目业主提交的设计资料，如资料欠缺或不完整，应告知客户补充完善后在进行审查，并留存相应记录和证明材料。户用光伏取消设计图纸审查。9.4.2电网企业与客户签署《户用光伏项目购售电合同》、《并网协议》:在充分考虑传统发电项目调节能力和电网输送能力，发、用电功率（电量）宜实时比对结算，受限于当前实际技术条件，《户用光伏项目购售电合同》中应明确自用电量、上网电量结算周期；内容包括户用光伏项目本期规模、开工时间、计划投产时间、产权分界点等内容。《并网协议》内容包括户用光伏项目本期规模、开工时间、计划投产时间、产权分界点等内容。9.4.3未签订并网相关合同及协议的，不得并网接电。9.4.4并网验收分为资料查验和现场查验，资料查验合格后启动现场查验。9.4.4.1资料查验：在受理客户并网验收申请时，应审核客户提交的材料是否齐全有效，主要包括：a)户用光伏竣工检验和并网发电请申请表；b)施工、试验单位资质证书复印件包括承装（修、试）电力设施许可证、建筑业企业资质证书、安全生产许可证。）c)工程竣工图及说明；d)电气试验及保护整定调试记录。9.4.4.2资料查验合格后，需现场查验：7a)项目并网规模：户用光伏项目并网容量与备案容量和现场并网容量是否一致。是否存在少量并网代替全部并网投产、并网容量大于备案容量等情况；b)