分布式光伏发电系统应用技术规程

1总则

1.0.1为贯彻国家绿色低碳高质量发展战略，促进分布式光伏行业健康、

有序发展，规范分布式光伏发电系统开发建设，保证工程质量，制定本规

程。

1.0.2本规程适用于单点并网容量不大于6MW，安装于新建或既有建筑上

的分布式光伏发电系统的开发建设。

1.0.3分布式光伏发电系统开发建设，应满足城市总体规划、城乡风貌

要求，并与建筑物及景观环境相协调，满足安全可靠、经济适用、环保美

观以及施工和维护方便等要求。

1.0.4分布式光伏发电系统的安全、环保设施应纳入分布式光伏发电系

统主体工程设计，统一规划、同步设计、同步施工、同步验收，与分布式

光伏发电系统主体工程同步投入使用。

1.0.5接入公用电网的分布式光伏发电系统，应按照相关要求，办理并

网、接入及验收等完整手续。

1.0.6分布式光伏发电系统的开发建设除应符合本规程外，尚应符合国

家、行业和广西现行有关标准的规定。

1

2术语

2.0.1分布式光伏发电系统distributedphotovoltaic(PV)system

由光伏组件、交直流汇流设备、逆变器、变配电设备、计量计费和监

测系统等组成，安装于工业建筑、民用建筑、各类构筑物和农村及农业设

施上的光伏发电系统。

2.0.2光伏组件photovoltaic(PV)module

具有封装及内部联结的、能单独提供电流输出的、最小不可分割的太

阳电池组合装置。按太阳电池封装类型可分为玻璃封装光伏组件和柔性封

装光伏组件。

2.0.3光伏组件串photovoltaic(PV)modulesstring

在光伏发电系统中，将若干个光伏组件串联后，形成具有一定直流输

出电压的电路单元。

2.0.4光伏方阵photovoltaic（PV）array

由若干个光伏组件在机械和电气上按一定方式组装在一起并且有固定

的支撑结构而构成的直流发电单元。

2.0.5安装容量capacityofinstallation

分布式光伏发电系统中安装的光伏组件标称功率之和，计量单位是峰

瓦（Wp）。

2.0.6额定容量ratedcapacity

分布式光伏发电系统中安装的逆变器的额定有功功率之和，计量单位

是千瓦（kW）。

2.0.7峰瓦wattspeak

光伏组件或光伏方阵在标准测试条件下，最大功率点的输出功率的单

位。

2.0.8光伏组件倾角tiltangleofPVmodule

2

光伏组件所在平面与水平面的夹角。

2.0.9EL测试electroluminescenttest

利用晶体硅的电致发光原理，应用高分辨率的红外相机拍摄光伏组件

的近红外图像，获取并判定光伏组件缺陷的测试方法。

2.0.10并网点pointofcoupling(POC)

对于有升压站的光伏发电站，指升压站高压侧母线或节点。对于无升

压站的光伏发电站，指光伏发电站的输出汇总点。

2.0.11电网企业powergridenterprise

拥有、经营和运行电网的电力企业。

3

3基本规定

3.0.1分布式光伏发电系统开发建设前须按相关要求履行项目备案手续，

并取得备案证明。

3.0.2从事分布式光伏发电系统设计、施工、运维的企业应满足相关资质

要求，从业人员应具备相应的资格条件。

3.0.3分布式光伏发电系统与建筑工程同步设计、同步施工及同步验收的

项目，建筑设计应为光伏组件的安装、使用、维护和保养提供必要的承载

条件和空间。

3.0.4在既有建筑上新增或改造分布式光伏发电系统，必须由具有相应资

质的设计单位进行建筑结构安全、建筑电气安全的复核，且应满足光伏组

件所在建筑部位的防火、防雷、防静电等相关功能要求和建筑节能要求。

3.0.5对于未设置安全维护结构的房屋建筑，在新增或改造分布式光伏发

电系统时，应考虑增设临边安全防护设施。

3.0.6在屋面开发建设分布式光伏发电系统不应降低相邻建筑物的建筑

日照。光伏组件安装高度、外伸出建筑物尺寸应满足建设行政主管部门要

求。

3.0.7分布式光伏发电系统的安装不得降低屋面整体的保温、隔热和防水

功能。

3.0.8分布式光伏发电系统中的所有设备和部件，应符合现行国家有关标

准的规定，并通过国家相关认证机构的产品认证。

3.0.9电能计量装置应经相关电能计量强检机构检定合格，安装完毕后应

由电网企业检查验收合格后方能使用。

3.0.10分布式光伏发电系统建成并调试完成后，必须进行系统检验，电

能质量、有功功率、无功功率、频率和电压等应符合现行国家有关标准的

规定，验收合格后方可移交用户使用。

4

4项目开发

4.0.1分布式光伏发电系统规模化开发宜避免远距离、跨区域、跨电压送

电，宜就近消纳、就地平衡，与开发区域内电网建设发展、用电负荷增长

相协调。

4.0.2选择分布式光伏发电系统开发建设地点时，应收集下列信息：

1建筑物或构筑物的产权信息、设计使用寿命、竣工时间；

2结构类型、朝向及坡度，空间位置，结构方位角；

3屋面实际情况与图纸的一致性、屋面防水情况、彩钢瓦锈蚀情况；

4屋面基本尺寸、屋面可能造成阴影遮挡的障碍物（如女儿墙，电梯

间，水箱等）的尺寸及分布情况；

5建筑物及建筑物储存物的火灾危险等级；

6原有建构筑物防雷接地设计及施工情况；

7进户电源、配电箱（柜）、用户电气设备（如断路器、变压器等）

容量等。

4.0.3分布式光伏发电系统开发前，应对建筑进行评估，评估内容和评估

等级分别见表4.0.3-1和表4.0.3-2。

表4.0.3-1分布式光伏发电系统开发评估内容表

评估项目评估内容

建筑物屋顶产权是否清晰；

建筑产权所有权方及使用权方是否一致认可项目建设；

及使用权业主方能否为项目提供相应的便利条件；

建筑屋顶所有权年限及寿命大于25年；

委托原屋顶设计单位或第三方机构进行屋顶荷载计算，校核屋面是否满足光伏安

建筑物结构形式装条件；

建筑结构能否加固，评估加固的难度及成本；

建筑物的火灾危险性；

建筑物危险等级储存物品的火灾危险性；

建筑物寿命期内是否有大量粉尘、热量、腐蚀气体等；

建筑物周边是否有大型障碍物；

建筑物遮挡情况屋面自有结构（如楼顶女儿墙，电梯间）及设备（如空调机组、水箱、热水器）

等对屋面的阴影遮挡情况。

屋面情况屋面坡度；

5

可利用安装面积；

屋面租金；

屋面防水形式及老化程度；

屋面防水处理

评估防水修复的难度及成本；

太阳能辐射资源；

当地光照情况

峰值日照时数；

分布式光伏发电系统的接入距离；

其他事项

现场施工难易难度等；

注：建筑物火灾危险性等级参照现行国家标准《建筑设计防火规范》GB50016。

表4.0.3-2建筑评估等级表

原设计是

评估是否产可使用年限是建筑危险屋面遮屋面结构屋面锈蚀屋面防水评估

否预留光

项目权清晰否大于25年等级挡情况情况情况情况等级

伏荷载

可用面积

是是是戊无无锈蚀无漏水一级

大

可用面积

是是是戊少量无锈蚀无漏水一级

大

评可用面积

是是否丙少量轻微锈蚀无漏水二级

估大

结可用面积

是是否丙少量轻微锈蚀无漏水二级

果较大

可用面积

是是否丁少量中度锈蚀无漏水三级

较大

可用面积

是是否丁少量中度锈蚀少量漏水三级

较大

4.0.4针对不同评估等级的建筑，开发指导建议如表4.0.4所示。

表4.0.4屋面开发建议表

建筑物评估等级开发建议备注

经有资质的设计单位计算复核后，可直接进行分布式光伏发

一级

电系统的开发。

需经有资质的设计单位结构复核后，确认建筑结构安全并对

二级

屋面锈蚀部位处理后，方可进行分布式光伏发电系统的开发。

需经有资质的设计单位结构复核后，采取加固措施，对屋面

三级彩钢瓦进行更换及防水处理，方可进行分布式光伏发电系统的开

发。

4.0.5当建筑存在以下情况时，建筑结构功能性评估为不可利用：

6

1不能通过竣工验收的建筑、违章建筑、临时建筑、五年内规划要拆

迁的建筑；

2生产的火灾危险性分类为甲类、乙类的建筑；

3储存物品的火灾危险性分类为甲类、乙类的建筑；

4建筑寿命期内会有大量粉尘、热量、腐蚀气体等影响的建筑；

5屋面整体朝阴或周边有大型障碍物影响的建筑；

6屋面围护板为脆性材料且工艺上不可更换的建筑。

7

5设计

5.1系统设计

5.1.1系统设计应符合下列规定：

1不应影响建筑物的采光、通风以及原有排水系统的正常运行，不应

引起建筑物能耗的增加；

2应符合构件的各项物理性能要求，根据当地的特点，作为建筑构件

的光伏发电组件应采取相应的防冻、防冰雪、防过热、防雷、抗风、抗震、

防火、防腐蚀等技术措施；

3应采取必要的安全防护措施，所选用的电气设备，在其外壳的显著

位置应有防触电警示标识；

4对于坡屋面，宜采用光伏组件与建筑屋面平行有机结合的方式安装；

5屋面应预留检修通道，确保运行安全；

6应计算系统装机容量和发电量，光伏系统装机容量由建筑物可安装

光伏方阵的位置、面积、倾角、光伏组件规格确定。

5.1.2光伏方阵设计应符合下列规定：

1光伏组件设备选择应符合现行国家标准《光伏发电站设计规范》GB

50797的相关要求；

2应根据建筑设计及用电负荷容量确定光伏组件的类型、规格、数量、

安装位置、安装方式和光伏方阵的面积；

3光伏组件的选型、方阵的设计在考虑发电量、发电效率、电气及结

构安全等因素的同时，应兼顾建筑整体的美观性和适应性；

4光伏方阵中，同一光伏组件串中各光伏组件的电气性能参数应保持

一致，应选用相同规格和品牌的产品；

5光伏方阵应结合太阳能辐射度、风速、雨水、积雪等气候条件及建

筑朝向、屋面结构等因素，确定方位角、倾角和方阵行距。

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5.1.3支架或支撑系统设计应符合下列规定：

1材料应符合现行国家标准《光伏发电站设计规范》GB50797和行业

标准《太阳能光伏系统支架通用技术要求》JG/T490的规定；

2支架或支撑结构的强度、刚度和稳定性应符合现行国家标准《铝合

金结构设计规范》GB50429GB和《钢结构设计规范》GB50017的规定；

3建筑上安装的分布式光伏发电系统荷载应符合现行国家标准《建筑

结构荷载规范》GB50009的规定；

5.1.4根据屋面坡度及采光情况，南坡屋面组件可直接敷设于地网上，北

坡屋面坡度较大时，应安装组件斜撑，以保证组件采光效果。

5.1.5对安装在有抗震要求的构筑物上的分布式光伏发电系统，应根据现

行国家标准《构筑物抗震设计规范》GB50191的规定进行抗震设计。

5.1.6电缆设计应符合下列规定：

1电缆设计应符合现行国家标准《电力工程电缆设计标准》GB50217

的规定；

2光伏组件与汇流箱、光伏组件与逆变器之间的电缆宜采用单芯电缆，

且应符合现行行业标准《光伏发电系统用电缆》NB/T42073的规定；

3集中敷设于电缆沟道、槽盒中的电缆宜选用C级阻燃电缆，进入建

筑物内部的电缆应不低于原有建筑物对电缆防火等级的要求，户外明敷的

电缆应有固定措施和防晒措施；

4光伏发电系统直流侧电缆耐压等级应达到光伏方阵最大输出电压的

1.25倍及以上；额定载流量应高于短路保护电气整定值，线路损耗应控制

在2%以内；

5电缆及保护管在穿越防火分区、楼板、墙体等处应采取防火封堵；

6控制电缆或通信电缆不宜与电力电缆共沟敷设，当无法避免时，应

各置一侧，宜采用防火隔板分隔。

5.1.7配电柜/并网柜设计应符合下列规定：

9

1柜体结构应按使用环境、柜体型式、安装方式、电压等级、绝缘等

级、防护等级、输入输出回路数和输入输出额定电流等参数选择；

2柜体设计、材质、箱体厚度、接地、涂喷工艺质量和电气元件安装

质量应符合产品要求。

3并网柜内应设置明显开断点，开关设备应采用易操作、具有明显开

断指示、可开断故障电流能力的开关。断路器应具备短路瞬时、长延时保

护功能和分励脱扣、欠压脱扣功能，并应配置剩余电流保护装置；

5.1.8汇流箱设计应符合下列规定：

1汇流箱的箱体和结构设计、采集和告警、通讯功能、显示功能、机

械要求、防雷、接地、低温工作、高温工作、保护功能和防护等级等相关

技术要求应符合现行国家标准《光伏发电站汇流箱技术要求》GB/T34936

的规定；

2汇流箱应依据型式、绝缘水平、电压、温升、防护等级、输入输出

回路数和输入输出额定电流等技术条件进行选择。

5.1.9逆变器设计应符合下列规定：

1选用的并网逆变器技术要求应符合现行国家标准《光伏发电并网逆

变器技术要求》GB/T37408的规定，其中，微型逆变器应符合现行行业标

准《光伏并网微型逆变器技术规范》NB/T42142的规定；

2并网逆变器应按照型式、容量、相数、频率、冷却方式、功率因数、

过载能力、温升、效率、输入输出电压、最大功率点跟踪、保护和监测功

能、通讯接口和防护等级等技术要求进行选择；

3光伏组件与并网逆变器之间的容配比，应综合考虑当地太阳能资源、

使用环境条件、组件安装方式和直流损耗等因素，经技术经济比较后确定；

光伏方阵的最大功率工作电压变化范围应在逆变器的最大功率跟踪范围内；

4并网逆变器的配置容量应与光伏方阵的安装容量相匹配，数量应根

据光伏装机容量及单台逆变器额定容量确定；

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5并网逆变器的配置要求：应具备自动运行和停止功能、最大功率跟

踪控制功能和防孤岛功能；应具有并网保护装置，并与电网的保护相协调；

应具备电压自动调整功能；应具备低电压穿越功能；应具备响应电网有功

和无功调节指令的功能；通信协议规约应与电网设备相协调，具备单独接

受电网统一调度的功能，并配置满足电网调度要求的本地控制终端；应满

足环境对逆变器的噪声和电磁兼容要求。

5.1.10储能设计应符合下列规定：

1储能技术要求应符合现行国家标准《电力系统电化学储能系统通用

技术条件》GB/T36558的规定；

2储能容量应根据负载功率、额定电压、工作电流、日平均用电时数、

储能电池类型及其电气特性等参数确定；

3储能电池的寿命宜根据储能效率、循环寿命、能量密度、功率密度、

响应时间、环境适应能力等技术要求选择。

5.1.11变压器设计应符合下列规定：

1升压主变压器的选择应符合现行国家标准《电力变压器能效限定值

及能效等级》GB20052的规定；

2当无励磁调压电力变压器不能满足电力系统调压要求时，应采用有

载调压电力变压器；

3主变压器容量可按分布式光伏发电系统的最大连续输出容量进行选

取，宜选用标准容量。

5.1.12无功补偿装置设计应符合下列规定：

1无功补偿装置应按电力系统无功补偿就地平衡和便于调整电压的原

则配置，分布式光伏发电系统无功补偿应符合现行国家标准《光伏发电站

无功补偿技术规范》GB/T29321的规定；

2并联电容器装置的设计应符合现行国家标准《并联电容器装置设计

规范》GB50227的规定；

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3无功补偿装置配置应充分利用并网逆变器的无功容量及其调节能力。

5.1.13过电压保护和接地应符合下列规定：

1升压站区就地逆变升压室的过电压保护和接地应符合现行国家标准

《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》GB/T50064和《交流

电气装置的接地设计规范》GB/T50065的规定；

2光伏方阵场地内应设置接地网，接地网除应采用人工接地极外，还

应充分利用支架基础的金属构件；

3光伏方阵接地应连续、可靠，接地电阻应满足现行国家标准《光伏

发电站设计规范》GB50797的规定；

4光伏组件金属边框应与金属支架进行可靠的电气连接，且单个金属

支架应至少在两端接地，当采用非金属支架时，光伏组件金属边框应使用

引下线与接地网直接连接；

5对于室外布置的箱式逆变器和变压器等设备，宜利用其箱体金属外

壳对设备进行雷电防护；当采用非金属箱体时，应设置接闪器对设备进行

防护。

5.1.14继电保护应符合下列规定：

1应符合现行国家标准《光伏发电站继电保护技术规范》GB/T32900

的规定，且应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求；

2分布式光伏发电系统应具备快速检测孤岛且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；

3在并网线路同时T接有其他用电负荷情况下，分布式光伏发电系统

防孤岛效应保护动作时间应小于电网侧线路保护重合闸时间。

5.2接网设计

5.2.1接入电压及并网点选择应符合下列规定：

1对于单个并网点，接入的电压等级应按照安全性、灵活性和经济性

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原则，根据装机容量、导线载流量、上级变压器及线路可接纳能力、所在

地区配电网情况和周边分布式电源规划情况，经综合比选后确定；

2单点接入容量不大于8kWh时，经三相不平衡校验可接入220V电网；

单点接入容量在8kW至400kWh时，宜汇集接入380V母线，路径困难时，

可通过专线汇集接入至380V电网主干线路；单点接入容量400kW至

6000kWh时，宜通过用户专变接入至10kV电网；单点接入容量大于6000kW

时，宜通过升压站接入至35kV电网；

3接入时应进行相关线路热稳定、变压器承载力校核，避免线路/变压

器反向重载；

4线路及变压器承载力校核未通过时，应采取降低屋面分布式光伏接

入容量或升高并网电压等级等措施；

5并网点选择应根据并网电压等级及周边电网情况确定。

5.2.2主接线选择应符合下列规定：

1应根据分布式光伏系统规划容量确定升压站或输出汇总点的电气主

接线方式；

2应根据分期建设情况、供电范围、当地负荷情况、接入电压等级和

出线回路数等条件，确定主接线方式，典型主接线方式有：

1）0.4（0.22）kV并网时，宜采用单元或单母线接线；

2）10kV并网时，宜采用线变组或单母线接线；

3）35kV并网时，宜采用线变组或单母线接线；

4）配有分布式光伏的配电台区，不得与其他台区建立低压联络（配电

室、箱式变低压母线间联络除外）。

5.2.3典型接入方案应符合下列规定：

1分布式光伏宜汇集接入，典型接入方案应按照安全性、灵活性、经

济性原则，依据屋面分布式光伏装机容量、接入电压等级确定；

2分布式光伏装机容量在400kW及以下，应根据用电负荷特性、规模

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等因素确定接入方案及运行模式；未经供电企业三相不平衡校核不应采用

220V接入；分布式光伏配套储能宜分层级在用户侧、分布式光伏侧、台区

主干线路及进行集中配置。

5.2.4计量方式应符合下列规定：

1分布式光伏接入系统前，应明确上网和用电电量计量点；

2屋面分布式光伏电能计量点应设在屋面分布式光伏与电网的产权分

界处，产权分界处应按国家有关规定确定；

3产权分界处不适宜安装电能计量装置的，关口计量点应由屋面分布

式光伏业主与供电企业协商确定；

4自发自用/余电上网的屋面分布式光伏除在产权分界点设置计量点

外，还应在发电侧并网点和用电点分别设置计量点；

5配套储能应单独安装计量装置。

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6施工

6.1一般规定

6.1.1分布式光伏发电系统安装时应采取防触电措施，施工人员应穿绝缘

鞋、戴低压绝缘手套、使用绝缘工具，不应在雨、雪、大风天作业。

6.1.2光伏发电接地系统的施工应满足设计要求及现行国家标准《电气装

置安装工程接地装置施工及验收规范》GB50169的有关规定。

6.1.3开工前应具备下列条件：

1用于建设光伏电站的建筑物已办理征用或租用手续；

2光伏项目已办理备案手续；

3设计文件已审批合格；

4施工组织设计、施工方案已经审批合格；

5建筑物已竣工验收，相关预留孔洞、预埋管等设施满足设计要求并

经验收合格；

6对于并网型光伏发电系统，并网接入方案已经电网企业审批合格；

7试验与检验设备应经过相关机构检定，且在有效期内；

8完成图纸会审及设计交底工作；

9屋面应设置安全防护设置并经验收合格；

10材料设备已进场，经验收合格。

6.2基座

6.2.1预制混凝土基座制作时，应符合下列规定：

1应按现行国家标准《混凝土结构工程施工质量验收规范》GB50204的

有关规定进行混凝土试块留置及送检，保证混凝土强度；

2预制混凝土基座强度达到设计强度的70%后，方能安装；

3预制混凝土基座的预埋件，在支架安装前应涂防腐涂料，并应妥善

保护；

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4预制混凝土基座安装时应平稳、整齐，不得破坏屋面的防水层。

6.2.2采用现浇混凝土基座时，应在新建建筑屋面结构混凝土浇筑前埋入

预埋件，预埋件的形状、位置、尺寸、平整度、标高应满足设计要求。

6.2.3采用夹具基座时，夹具应与彩钢瓦屋面垂直，纵横整齐，并与建筑

主体结构连接牢固。

6.2.4采用混凝土结构后加锚栓连接基座时，应符合现行行业标准《混凝

土结构后锚固技术规程》JGJ145的规定，且应对后加锚栓周边区域设置防

水设施，与空气直接接触的锚栓应涂防腐涂料。

6.2.5基座施工后，应按设计要求做好屋面防水和附加防水，并应符合现

行国家标准《屋面工程质量验收规范》GB50207的规定。

6.3支架

6.3.1支架应由工厂预制而成，不应进行现场切割、焊接等二次加工。

6.3.2热浸镀锌支架安装前，镀锌层厚度应满足设计要求，热浸镀锌层制

件外观表面应平滑，无滴瘤、锌刺、锌瘤、锌灰，无起皮，无漏镀，无残

留的溶剂渣。

6.3.3当采用现浇混凝土支架基础时，在混凝土强度达到设计强度的70%后

方可进行支架安装。

6.3.4支架安装时，所有紧固螺栓的朝向应一致，螺栓的型号、等级应满

足设计要求。安装过程中不应破坏支架材料的防腐层，紧固时应牢固、可

靠。

6.3.5支架的安装时施工荷载严禁超过支架承载力，支架安装后应无松动、

破损、变形，表面无杂物。

6.3.6支架安装完成后，应对构件涂层受损伤部位进行涂层修补，修补前

应清除已失效和损伤的涂层材料，根据损伤程度进行涂层缺陷的修补，修

补后涂层质量应满足设计要求。

6.3.7支架安装的允许偏差应符合表6.3.7的规定。

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表6.3.7支架安装的允许偏差

项目允许偏差

中心线偏差≤2mm

梁标高偏差（同组）≤3mm

立柱面偏差（同组）≤3mm

倾斜度角度偏差±1°

6.4光伏组件

6.4.1在既有建筑上安装光伏组件时，应根据建筑物的建设年代、结构状

况，选择可靠的安装方法。

6.4.2光伏组件安装前，组件外观及各部件应完好无损，宜进行EL测试及

功率测试。

6.4.3光伏组件安装前宜按照组件的电压、电流参数进行分类和组串。

6.4.4光伏组件固定螺栓应拧紧，力矩值应满足产品和设计文件的要求。

6.4.5光伏组件连接数量和路径应满足设计要求，光伏组件间接插件应连

接牢固，外接电缆同插接件连接处应搪锡。

6.4.6同一光伏组件或光伏组件串的正负极不应短接。

6.4.7光伏组件间连接线可利用支架进行固定，并应整齐、美观。

6.4.8光伏组件进行组串连接后应对光伏组件串的开路电压和短路电流进

行测试。

6.4.9光伏组件与建筑面层之间应留有安装空间和散热空间，并不得被施

工杂物等填塞。

6.4.10光伏组件安装的允许偏差应符合表6.4.10规定。

表6.4.10光伏组件安装的允许偏差

项目允许偏差

倾斜角度偏差≤1°

组件边缘高差相邻组件间≤1mm

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东西向全长（相同标高）≤10mm

相邻组件间≤1mm

组件平整度

东西向全长（相同轴线及标高）≤5mm

6.5电气系统安装

6.5.1汇流箱安装应符合下列规定：

1汇流箱的防护等级、设备配置、安规及散热应满足产品和设计要求；

2汇流箱安装前，应用兆欧表对其内部各元件做绝缘测试；

3汇流箱安装时，箱内所有开关和熔断器应断开，户外安装的汇流箱，

在雨雪天时不得进行开箱操作；

4汇流箱进线端及出线端严禁接反，且与汇流箱接地端绝缘电阻不应

小于20MΩ；

5箱体进出线孔应进行防火封堵；

6汇流箱安装的垂直度允许偏差应小于1.5mm。

6.5.2逆变器安装应符合下列规定：

1逆变器外观检查应完好无损，逆变器的安装方向应满足设计要求，

逆变器与基础型钢之间固定应牢固可靠；

2采用基础型钢固定的逆变器，逆变器基础型钢安装的允许偏差应符

合表6.5.2的规定；

表6.5.2逆变器基础型钢安装允许偏差

允许偏差

项目

mm/mmm/全长

不直度<1<3

水平度<1<3

位置误差及不平行度-<3

3基础型钢安装后，其顶部宜高出抹平地面10mm，基础型钢应有明显

的可靠接地；

18

4逆变器交流侧和直流侧电缆接线前应检查电缆绝缘，校对电缆相序

和极性；

5电缆接引完毕后，逆变器本体的预留孔洞及电缆管口应进行防火封

堵。

6.5.3箱式变压器安装应符合下列规定：

1箱式变压器安装前，设备基础应验收合格；

2箱式变压器的安装应符合设计文件和现行国家标准《电气装置安装

工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》GB50171的规定；

3箱内的线缆敷设应排列整齐、绑扎牢靠，并按现行国家标准《电气

装置安装工程电缆线路施工及验收标准》GB50168设置电缆牌，箱内孔洞

防火应封堵严密。

6.5.4其他电气设备安装应符合下列规定：

1高压电器设备的安装应符合现行国家标准《电气装置安装工程高

压电器施工及验收规范》GB50147的有关规定；

2低压电器的安装应符合现行国家标准《电气装置安装工程低压电

器施工及验收规范》GB50254的有关规定；

3环境监测仪等其他电气设备的安装应满足产品和设计要求。

6.5.5桥架及电缆敷设应符合下列规定：

1桥架安装时，桥架连接处应用连接板和专用固定螺栓连接固定，采

用铝合金桥架时跨接处应用六角防松螺栓固定跨接金属编织带进行接地；

2电缆敷设前应按设计文件，结合实际路径计算每根电缆的长度，合

理安排每盘电缆，减少电缆接头；中间接头位置应避免设置在倾斜处、转

弯处、交叉路口、建筑物门口、与其他管线交叉处或通道狭窄处；

3电力电缆在终端头与接头附近宜留有备用长度；

4电缆敷设时各支点距离、电缆最小弯曲半径、电缆最大牵引强度、

电缆允许敷设最低温度、电缆接头、标识牌装设、电缆固定及防火封堵等

19

应符合现行国家标准《电气装置安装工程电缆线路施工及验收标准》

GB50168的有关规定；

5在桥架上敷设电缆时，控制电缆不宜超过三层，交流三芯电力电缆

不宜超过两层；

6电缆敷设时，应做好防护措施，避免电缆外皮划伤，应排列整齐、

不宜交叉，应绑扎牢固，并及时装设标识牌；

7电缆敷设完毕后，应及时清除杂物、盖好桥架盖板；

8电缆与厂区道路交叉时，应敷设于坚固的保护管内，电缆管埋深不

应小于1m，电缆管两端宜伸出道路两边0.5m以上，伸出排水沟0.5m，电

缆管口应封堵严密。

6.5.6电气二次系统应符合下列规定：

1二次设备、盘柜安装及接线应满足设计要求并符合现行国家标准《电

气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》GB50171的有

关规定；

2通信、远动、综合自动化、计量等装置的安装应满足产品和设计要

求；

3安防监控设备的安装应符合现行国家标准《安全防范工程技术规范》

GB50348的有关规定；

4直流系统的安装应符合现行国家标准《电气装置安装工程蓄电池

施工及验收规范》GB50172的有关规定。

6.5.7防雷与接地应符合下列规定：

1分布式光伏发电系统的金属锚固系统、金属支架应与建筑物接地系

统可靠连接或单独设置接地；

2带边框的光伏组件应将边框可靠接地，不带边框的光伏组件接地做

法应满足设计要求；

3盘柜、汇流箱及逆变器等电气设备的接地应牢固可靠、导通良好，

20

金属盘门应用裸铜软导线与金属构架或接地排可靠接地；

4光伏发电站的接地电阻阻值应满足设计要求；

5分布式光伏发电系统的所有钢结构和金属管道等应与建筑物屋面防

雷装置和接地系统可靠连接。

6.6调试与试运行

6.6.1设备和系统调试前，安装工作应完成且验收，调试方案应完成审批。

6.6.2光伏组件串检测前应具备下列条件：

1所有光伏组件应按照设计文件要求的数量和型号组串，并接引向完

毕；

2汇流箱内各回路电缆应接引完毕，且标示应清晰、准确；

3汇流箱内的熔断器或开关应在断开位置；

4汇流箱及内部防雷模块接地应牢固、可靠，且导通良好；

5辐照度宜在不小于700W/㎡的条件下测试。

6.6.3光伏组件串的检测应符合下列规定：

1汇流箱内测试光伏组件串的极性应正确；

2相同测试条件下的相同光伏组件串之间的开路电压偏差不应大于2%，

且不应超过5V；

3在发电情况下应使用钳形万用表对汇流箱内光伏组件串的电流进行

检测。

6.6.4箱式变压器交接试验应符合下列规定：

1箱式变压器交接试验应符合《电气装置安装工程电气设备交接试

验标准》GB50150的有关规定；

2高压试验应由当地供电部门许可的试验单位进行；

3所有试验应做好记录，并报监理单位及建设单位审查。

6.6.5启动试运行准备应符合下列规定：

1参与启动调试的设备的安装、调试工作应全部完成，并经建设单位

21

审查验收合格；

2应完成启动试运行程序的编制并经启动验收委员会审核批准；

3试运行组织机构已建立，各测试仪器及仪表应准备齐全；

4应完成光伏电站设备启动调试前的全面检查。

6.6.6启动试运行应符合下列规定：

1应检查汇流箱、逆变器室内系统、10kV配电部分、太阳能光伏组件

和计算机监控系统等电气设备，以及电气设备和计算机监控系统站控层与

现地层、与保护系统设备之间的通信；

2投运设备与未投运部分设备连接部位必须进行可靠隔离，并做好相

应的防护措施；

3应对高压设备进行全电压空载冲击试验3次，高压设备应充电正常；

4正充电至逆变器直流侧时，汇流箱、逆变器应工作正常，计算机监

控应能够正确采集各设备的数据量；

5送电空载24h合格后，对光伏发电单元进行负载试运行，试运行采用

自动控制方式进行，时长应为240h；试运行过程中，如有故障导致试运行

中断，故障处理后须重新进行试运行；

6试运行结束后，应对设备进行全面检查，消除并处理240h试运行中

所发现的所有缺陷；

7分布式光伏发电系统试运行标准详见本规程附录B。

22

7验收

7.1一般规定

7.1.1分布式光伏发电系统工程的质量验收应符合现行国家标准《光伏发

电站施工规范》GB50794和《光伏发电工程验收规范》GB/T50796的有关

规定。

7.1.2分布式光伏发电系统竣工验收应具备以下条件：

1设计文件和合同约定的各项施工内容已经施工完毕；

2工程现场已清理干净；

3系统调试合格；

4分部工程验收合格；

5工程资料完整且符合验收规定。

7.1.3分布式光伏发电系统工程竣工验收应符合下列规定：

1质量控制资料应完整；

2工程有关安全和功能性检测资料应完整；

3使用功能的抽查结果应符合相关专业验收规范的规定；

4观感质量应满足要求。

7.2土建及安装工程验收

7.2.1基座验收应包括以下内容：

1混凝土基座外观尺寸和地脚螺栓规格应满足设计要求；

2基座轴线、顶标高、垂直度及截面尺寸偏差及地脚螺栓安装尺寸偏

差应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB50794的规定；

3基座的施工不应损害建筑物的主体结构，不应破坏屋面的防水构造，

且应与主体结构连接牢固、可靠。

7.2.2光伏支架验收应符合下列规定：

1支架镀锌层厚度应满足设计要求；

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2支架漆层外观应完好无损；

3支架中心线、立柱侧向平齐度、立柱垂直度、支架顶面标高及支架

倾斜角偏差应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB50794的规定。

7.2.3光伏组件验收应包括以下内容：

1光伏组件安装形式、连接数量和路径应满足产品和设计要求；

2光伏组件倾斜角度、平整度偏差及边缘高差应符合现行国家标准《光

伏电站施工规范》GB50794的规定；

3光伏组件外观及接线盒、连接器不应有损坏现象；

4光伏组件间接插件连接应牢固，连接线应绑扎固定牢靠，整齐美观；

5光伏组件串、并联方式及组件串标识应满足设计要求；

6光伏组件串开路电压和短路电流符合现行国家标准《光伏电站施工

规范》GB50794的规定。

7.2.4光伏汇流箱验收应包括以下内容：

1汇流箱安装位置、高度及水平度应满足设计要求；

2汇流箱进线端与接地端绝缘电阻不应小于20MΩ；

3汇流箱箱体和支架连接应牢固，箱体标识应正确齐全、清晰，且接

地可靠。

7.2.5逆变器验收应包括以下内容：

1逆变器安装位置、方向应满足设计要求；

2所有绝缘和开关装置功能应正常；

3散热风扇工作应正常，通风处理应满足设计要求；

4逆变器箱体和支架连接应牢固，箱体标识应正确齐全、清晰，可靠

接地；

5交流侧电缆接线前电缆绝缘电阻不应小于20MΩ；

6直流侧电缆接线前电缆绝缘电阻不应小于20MΩ。

7.2.6箱式变压器验收应包括以下内容：

24

1箱式变压器本体安装应牢固、可靠；

2铁芯绝缘良好、铁芯接地应可靠；

3绕组接线牢固正确；

4绕组绝缘电阻不应低于产品出厂实验值的70%或不低于10000MΩ

（20℃）；

5引出线裸露导体外观应无毛刺尖角；

6引出线裸露导体相间及对地距离应符合现行国家标准《电气装置安

装工程母线装置施工及验收规范》GB50149的规定；

7引出线防松件应齐全、完好；

8温控装置应动作可靠、指示正确；

9箱式变压器接地应牢固，导通良好。

7.2.7高低压柜验收应包括以下内容：

1屏柜位置应满足设计要求；

2屏柜垂直度偏差应小于1.5mm/m；

3屏柜底座与基础间的连接应牢固、导通良好；

4屏柜标识应正确齐全、清晰。

7.2.8电缆桥架验收应包括以下内容：

1电缆桥架布置及间距应满足设计要求；

2电缆桥架应无扭曲，切口无卷边、毛刺等现象；

3电缆桥架固定应牢固，满足设计要求；

4水平布置桥架高低偏差不应大于5mm；

5电缆桥架应连接牢固、全长导通良好、两端接地、每隔20m～30m增

加与接地干线的连接点。

7.2.9电缆线路验收应包括以下内容：

1电缆绝缘测试结果应合格；

2电缆外观应无机械损伤；

25

3电缆弯曲半径应符合现行国家标准《电气装置安装工程电缆线路施

工及验收标准》GB50168的规定；

4电缆之间，电缆与管道、道路、建筑物之间平行和交叉时的最小净

距应满足设计要求；当设计无要求时，应符合现行国家标准《电气装置安

装工程电缆线路施工及验收标准》GB50168的规定：

5电缆固定点应在电缆首末端、转弯处及接头两端设置；

6电缆标识牌的标识内容应正确齐全、清晰，并在电缆终端、电缆中

间接头处装设；

7直埋电缆埋深不应小于0.7m，电缆与管道、道路、建筑物之间平行

和交叉距离应符合现行国家标准《电气装置安装工程电缆线路施工及验收

标准》GB50168的规定；

8直埋电缆应在电缆两端、电缆直线段50m～100m处、电缆接头及电缆

改变方向的弯角处设置方位标志，方向正确。

7.2.10电缆防火阻燃验收应包括以下内容：

1盘柜孔洞封堵应密实、无缝隙；

2穿墙孔洞封堵应密实、不透光亮；

3阻火隔墙设置应满足设计要求；

4电缆桥架封堵应密实、无缝隙；

5电缆管管口应封堵严密，堵料应凸起2mm～5mm。

7.2.11防雷与接地系统验收应包括以下内容：

1接地材料材质、规格应满足设计要求；

2接地体入地下最高点与地面距离不应小于0.8m；

3水平敷设时接地体间距离应不小于5m，垂直敷设时不小于2倍接地

极长度；

4接地装置的焊接搭接长度应符合下列规定：扁钢与扁钢（槽钢）搭

接不小于2倍宽度，且焊接面不小于3面；圆钢与圆钢或圆钢与扁钢（槽

26

钢）双面焊接时不小于6倍圆钢直径；扁钢与钢管（角钢）直接焊接，或

在接触部位两侧焊接，并焊接加固卡子；

5接地电阻测试应合格。

7.3并网验收

7.3.1并网验收前应按照提交下列验收材料；

1分布式电源并网调试和验收申请表；

2施工单位资质复印件；

3主要设备的技术参数、型式试验报告或质量合格证；

4并网前单位工程调试报告（记录）；

5并网前设备电气试验、继电保护、通信联调、电能量信息采集调试

记录；

6计量互感器校验报告；

7并网验收单位要求的其它材料。

7.3.210kV自发自用/余电上网模式的保护及计量配置的验收应包括以下

内容：

1隔离柜内的隔离装置、电压互感器应安装牢固、接地可靠，三相电

压指示仪应指示正确；

2光伏并网柜的功能配置应满足设计要求，设备安装应牢固可靠，继

电保护装置具备的过频率、低频率、过压、失压（欠压）、速断、过流保

护等保护功能应准确、可靠；

3计量柜内电压互感器、电流互感器等设备应安装牢固、接地可靠，

电表、三相电压指示仪应指示正确；

4光伏进线柜的功能配置应满足设计要求，设备安装应牢固可靠，变

压器温度保护和瓦斯保护等保护跳闸功能及继电保护装置具备的速断、过

流保护等保护功能应准确、可靠；

5变压器室内的变压器出线柜的设置应满足设计要求。

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7.3.310kV全额上网模式的系统保护及计量配置的验收应包括以下内容：

1提升柜的应满足设计要求；

2隔离柜内的隔离装置、电压互感器应安装牢固、接地可靠，三相电

压指示仪应指示正确；

3光伏并网柜的功能配置应满足设计要求，设备安装应牢固可靠，继

电保护装置具备的过频率、低频率、过压、失压（欠压）、速断、过流保

护等保护功能应准确、可靠；

4计量柜内电压互感器、电流互感器等设备应安装牢固、接地可靠，

电表、三相电压指示仪应指示正确；

5光伏进线柜的功能配置应满足设计要求，设备安装应牢固可靠，变

压器温度保护和瓦斯保护等保护跳闸功能及继电保护装置具备的速断、过

流保护等保护功能应准确、可靠；

6变压器室内的变压器出线柜的设置应满足设计要求。

7.3.4380（220）V分布式光伏发电系统的验收应包括以下内容：

1并网柜内保护装置、接线及导体截面积应满足设计要求，剩余电流

保护装置（家用）、过欠压保护器、电涌保护器等设备动作准确、可靠；

2电能表进线侧和出线侧安装的隔离开关等保护装置操作灵活、接触

可靠；

3采集器等通信装置应按设计要求设置；

4计量装置包括：自发自用/余电上网模式分布式光伏发电系统用户的

上网关口电能表（双向计量）、发电关口电能表（单向计量）安装位置和

接线、全额上网模式分布式光伏发电系统用户的发电关口电能表安装位置

和接线应满足设计要求；

5逆变器的测试认证报告应齐全，产品说明书所列的电能质量、防孤

岛保护等性能应符合现行国家标准《并网逆变器发电专用逆变器技术要求

和试验方法》GB/T30427的规定；

28

6电能表应指示正确。

7.4工程档案验收

7.4.1分布式光伏发电系统工程档案表格样式在使用前应经建设单位或监

理单位核查。

7.4.2分布式光伏发电系统工程竣工验收应对下列资料进行核查，并纳入

竣工技术档案：

1设计文件、图纸会审记录、设计变更、洽商记录和竣工图；

2主要材料、设备、成品、半成品、仪表等的出厂合格证、性能检验

报告；

3隐蔽工程验收记录和相关图像资料；

4工程施工安装记录、工程质量验收记录；

5防水检漏记录、后置螺栓（锚栓）锚固力现场拉拔试验报告及防雷、

接地电阻测试记录；

6分布式光伏发电系统调试和运行记录，应包括电线电缆绝缘测试记

录、接地电阻测试记录等；

7分布式光伏发电系统运行、监控、显示、计量等功能的检验记录；

8分布式光伏发电系统及主要部件的使用、运行管理及维护说明书等；

9进口材料应提供入境商品检验报告；

10柔性组件采用粘接安装方式还应提供组件背胶与基座或支架接触部

位的粘接强度测试报告。

29

8运行及维护

8.0.1运行维护前应符合下列规定：

1应具有完善的管理体系，建立健全管理制度，定期对系统管理人员

和用户进行培训；

2应保证系统本身安全以及人员安全，确保分布式光伏发电系统发电

效率；

3作业现场和作业人员的基本条件应符合现行国家标准《电力安全工

作规程》GB26860的规定；

4运维人员应熟悉分布式光伏发电系统设备状况及接入电网技术要求，

并具备相应的作业资格；

5分布式光伏发电系统业主应确保分布式光伏发电安全可靠运行，落

实安全生产主体责任；

8.0.2运行维护作业应符合下列规定：

1优先选择清晨或傍晚光线弱系统未运行时,对系统进行维护，维护前

应做好防护措施，佩戴绝缘手套，使用绝缘工具。

2基本工作内容应包括系统监控、设备维护、设备操作、事故处理、

设备台账管理、运行记录、应急处理等；

3系统管理巡查内容：支架有无松动；组件有无污物及遮挡、有无杂

物，组件有无明显吹翻情况、组件有无明显电流异常情况；逆变器有无电

气异常、汇流箱内部电气接线、端子紧固、电缆头等情况；电气设备房间

通风、照明、温度、湿度；电气设备有无故障；高压设备电缆头；盘柜内

部的按钮、把手、指示灯、空气开关、熔丝以及端子有无电气故障情况；

巡检记录宜参照本规程附录C执行；

4每年对屋面电气连接状况排查应不少于2次，应对组件MC接头、背

板进行抽查，抽查数应不低于每兆瓦组件数量的2%；

30

5每年对屋面支架的紧固情况排查不少于2次，抽查数应不低于每兆

瓦组件数量的5%，特殊天气下（如台风，暴雨，冰雹等）应增加检查维护

次数；

6每年应对电力设备进行预防性试验1次；

7每年应做1次设备性能检测，包括光伏电站能效比PR检测、组件红

外（IR）扫描检测、组件电致发光（EL）检测、逆变器效率检测、光伏区

接地连续性检测、电能质量测试、光伏组件测试、线损测试、设备能耗测

试。

8.0.3应急处置应符合下列规定：

1集中监视人员应对异常信息做出初步分析，通知现场运维人员进行

检查处理；

2集中运维主站与运维子站通信通道中断时，应转为现场运行模式；

3分布式光伏发电系统发生故障时，影响到建筑物安全的，应及时报

告屋面业主；影响到电网安全的，应及时报告当地电网企业；

4事故发生后应查明事故发生的时间、经过、原因、影响范围、人员

伤亡情况及直接经济损失等，并根据有关证据、资料，分析事故的直接、

间接原因和事故责任，制定防范措施，编制事故调查报告。

8.0.4运行及维护过程应做好记录，并对所有记录进行归档编号及妥善保

管，包括以下内容：

1生产运行日报；

2运行日志；

3设备定期试验轮换记录；

4调度指令记录、调度限负荷记录；

5防误闭锁装置解锁钥匙使用记录；

6检修交代记录；

7安全监督检查记录；

31

8绝缘测试记录；

9断路器故障跳闸记录；

10设备异动记录；

11其他文件。

32

附录A广西主要城市气象参数及发电量速查表

峰值日照

推荐安装倾每瓦首年发电年有效利极端低温（℃）

序号主要城市时数

角（°）量（kWh/W）用小时（h）（2011-2022年）

（h/d）

1南宁143.621.0441043.831

2柳州163.460.998997.690

3桂林173.350.967965.97-2

4梧州163.631.0461046.71-1

5北海143.761.0851084.25

6防城港143.671.0591058.244

7钦州143.671.0591058.243

8贵港153.611.0421040.941

9玉林163.741.0791078.431

10百色153.791.0941092.852

11贺州173.541.021020.76-1

12河池143.460.998997.690

13来宾143.551.0241023.64-1

14崇左143.741.0781078.433

备注：数据来自天气网等相关网站，仅供参考。

33

附录B分布式光伏发电系统试运行标准

序号设备属性运行标准

控母电压正常波动范围在225V～235V之间

交直流电源系合母电压正常波动范围在240V～250V之间

统（包括交流直流控制装置、整流模块、UPS装置运行情况正常，无异常报警

1电源屏、直流各电源、负荷空开运行情况正常，无异常跳闸

/UPS屏、蓄电各盘柜指示仪表、指示灯等设备显示正常

池屏）蓄电池表面应保持清洁，如出现腐蚀漏液、凹瘪或鼓胀现象，蓄电池单体间

连接螺丝应保持紧固

指示灯指示正常、亮度正常

指示仪表指示正确

控制开关、压板位置正确

计算机监控系无异常报警

统（主机监控空气开关位置正确，熔断器无熔断

2

柜、公用测控继电器无抖动、发热现象

柜）端子排无损坏、发热，二次线无脱落

标识完好，字体清晰

电缆有无破损、发热，电缆孔封堵完好

电源指示正常

电能量计量系电能表显示正常，无报警

3

统电量报表，电量数据正确，误差在规定范围之内

无异常报警

4测控装置GPS时钟显示正确

电源指示正常

5远动设备远动机运行正常，通信正常

操控装置上开关位置指示与开关实际状态一致，储能机构状态正确

开关在运行位时高压带电显示三相指示灯亮

610kV配电系统

电流电压表显示数据正常

保护装置运行正常，无异常报警

变压器本体声音无异常，正常运行的变压器，发出的是均匀的“嗡嗡”声

7升压变系统

指示灯指示正常、亮度正常

直流汇流箱不存在变形、锈蚀、漏水、积灰现象

箱体外表面的安全警示标识完整无破损

8汇流箱

汇流箱内各个接线端子不应出现松动、锈蚀现象

汇流箱内的高压直流熔丝完好、无熔断

逆变器无损坏或变形

9逆变器

运行无异常声音