太阳能光伏发电站建设的必要性及必要条件是什么

普通家庭建立个人光伏太阳能发电系统。想要安装一个能发电的系统非常简单，主要需要五样东西：

1.太阳能电池板（solarpanels)

2.太阳能支架（mountingsystem)

3.电缆线(cables)

4.光伏逆变器（solarinverter)

5.电网公司负责安装的计量电表（Meter）

在这里解释一下光伏逆变器：通过太阳能电板发的电是直流电，家用电器无法直接使用，必须通过逆变器转化为交流电才可以家用。

接下来需要考虑系统的设计，由于家用系统的装机容量(MaximumInput)一般在1-5千瓦左右，系统设计和安装都很简单，逆变器则根据装机容量相应地选择1-5千瓦规格的机器就可以。

根据规定，市民或单位建设分布式发电项目，需先向电业部门申请并网，供电公司出具接入方案确认单、接入意见函，项目业主确认后，再据此选择设计施工单位，然后进行施工。工程竣工后，供电公司验收合格，安装电能计量装置，与项目业主或电力用户签署购售电合同和并网调度协议，通过调试后，直接并网运行。已经安装有光伏等发电设备的，由电力部门直接安装相关并网设备。

据了解，并网并不复杂，也是免费安装和入网的。只需在原有入户电缆上接上并网控制器和双向电表，并不需要安装另外一套输电线路。控制器和双向电表有关口电力计量和发电量计量功能，向电网送了多少电，用了电网多少电，一点也差不了。而此前已安装分布式电源的用户只要符合并网条件，也可随时向供电公司提出申请，将富余电量售给电网。

光伏发电的优势主要是他的优点非常明显，多方面优于其他发电方式，具体如下：

太阳能光伏发电发电过程简单，没有机械转动部件，不消耗燃料，不排放包括温室气体在内的任何物质，无噪声、无污染；太阳能资源分布广泛且取之不尽、用之不竭。因此，与风力发电、生物质能发电和核电等新型发电技术相比，光伏发电是一种最具可持续发展理想特征(最丰富的资源和最洁净的发电过程)的可再生能源发电技术，其次他的有点是：

①太阳能资源取之不尽，用之不竭，照射到地球上的太阳能要比人类目前消耗的能量大6000倍。而且太阳能在地球上分布广泛，只要有光照的地方就可以使用光伏发电系统，不受地域、海拔等因素的限制。

②太阳能资源随处可得，可就近供电，不必长距离输送，避免了长距离输电线路所造成的电能损失。

③光伏发电的能量转换过程简单，是直接从光能到电能的转换，没有中间过程(如热能转换为机械能、机械能转换为电磁能等)和机械运动，不存在机械磨损。根据热力学分析，光伏发电具有很高的理论发电效率，可达80％以上，技术开发潜力巨大。

④光伏发电本身不使用燃料，不排放包括温室气体和其它废气在内的任何物质，不污染空气，不产生噪声，对环境友好，不会遭受能源危机或燃料市场不稳定而造成的冲击，是真正绿色环保的新型可再生能源。

⑤光伏发电过程不需要冷却水，可以安装在没有水的荒漠戈壁上。光伏发电还可以很方便地与建筑物结合，构成光伏建筑一体化发电系统，不需要单独占地，可节省宝贵的土地资源。

⑥光伏发电无机械传动部件，操作、维护简单，运行稳定可靠。一套光伏发电系统只要有太阳能电池组件就能发电，加之自动控制技术的广泛采用，基本上可实现无人值守，维护成本低。

⑦光伏发电系统工作性能稳定可靠，使用寿命长(30年以上)，如1983年建设的10KW民用光伏电站，原址是在距离兰州市40公里左右的村庄，当时国内的光伏行业发展并不完善，在这个偏远地区建设光伏电站是因为该地区国家电网基础设施不完善，榆中地区很多偏远的乡村虽然用电量不大，但是还是没有通电，这个光伏电站为附近的村庄带去了光明。晶体硅太阳能电池寿命可长达20～35年。在光伏发电系统中，只要设计合理、选型适当，蓄电池的寿命也可长达10～15年。

⑧太阳能电池组件结构简单，体积小、重量轻，便于运输和安装。光伏发电系统建设周期短，而且根据用电负荷容量可大可小，方便灵活，极易组合、扩容。

光伏发电资讯《3大信号表明光伏行业正在回暖》

1、火灾危险性分析

光伏电站火灾危险性较大的设备有汇流箱、逆变器、蓄电池、连接器、配电柜及变压器，易发生电气火灾。光伏电站内的主要建筑为综合控制室、变配电站，对于电压为35kV以上，单台变压器容量为5000kV˙A及以上的变电站，变压器规模属于GB50229－2006《火力发电厂与变电站设计防火规范》［1］（以下简称《火力发电规范》）的适用范围，其消防设计可参照该规范执行，其他变电站的消防设计应当执行GB50016－2006《建筑设计防火规范》［2］（以下简称《建规》）。

结合光伏发电站内建筑物的特性，参照《火力发电规范》，光伏电站的建（构）筑物火灾危险性分类及耐火等级如表1［1］。当电缆夹层电缆采用A类阻燃电缆时，其火灾危险性可为丁类；当综合控制室未采取防止电缆着火后延伸的措施时，火灾危险性应为丙类；配电装置楼和屋外配电装置根据设备含油量确定火灾危险性。

2、防火措施

根据《火力发电规范》，结合光伏电站的电气设备特性，光伏电站应采取以下防火措施：

2.1总平面布置

光伏发电站的站址选择应根据国家可再生能源中长期发展规划、太阳能资源、接入电网、环境保护等因素考虑，电站内的建（构）筑物与电站外的建（构）筑物、堆场、储罐之间的防火间距应符合《建规》的规定。大、中型光伏发电站内的消防车道宜布置成环形，当为尽端式车道时，应设回车场地或回车道。

2.2变压器及其他带油电气设备防火措施

（1）由于带油电气设备在使用过程中容易引发火灾，为了防止火势蔓延到贴邻建（构）筑物，在与其他建（构）筑物贴邻侧应设置防火墙［1］。

（2）屋内单台总油量为100kg以上的电气设备，屋外单台油量为1000kg以上的电气设备，应设置贮油或挡油设施，贮油设施内应铺设卵石层［1］。

2.3电缆防火措施

由于光伏电站占地面积大，电缆分布广，无法针对电缆设置固定的灭火装置，在电缆沟道内应采用防火分隔和阻燃电缆作为应对电缆火灾的主要措施，集中敷设于沟道、槽盒中的电缆宜选用C类或C类以上的阻燃电缆。

2.4光伏电站运行和维护

（1）运行和维护人员应具备相应的专业技能。维护前须做好准备，断开所有应断开开关，确保电容、电感放电完全，必要时应穿绝缘鞋，带低压绝缘手套，使用绝缘工具，工作完毕后应排除系统可能存在的事故隐患。

（2）由于组件的特殊性，在接收辐射时，就会产生电压。光伏阵列串联后形成高压直流电，如不慎与人体形成环路，将会造成重大事故。一般在将光伏阵列接入系统前应保持组串处于断路状态，接入系统后在汇流箱（盒）开关关断的情况下进行连接。在施工过程中，应用遮挡物将光伏组件进行遮挡，遮挡有困难时，施工人员应配备好安全防护用品。

（3）为防止设备过热、短路等事故，光伏电站主要部件周围不得堆积易燃易爆物品。

2.5消防设施

2.5.1消防给水电站的规划和设计，应同时设计消防给水系统，消防水源应有可靠的保证，消防给水量应按火灾时一次大消防用水量的室内和室外消防用水量之和计算。以下情况可不设置：

（1）光伏方阵区（含逆变器升压室）宜不设置消防水系统。光伏阵列区主要由电气设备构成，白天直流侧始终带电，不适合用水灭火。

（2）参照《火力发电规范》，变电站户外配电装置区域（采用水喷雾的主变压器消火栓除外）可不设消火栓［1］。

（3）根据《建规》的规定，电站内建筑物满足耐火等级不低于二级，体积不超过3000m3，且火灾危险性为戊类时，可不设室内外消防结水［2］。

地面光伏电站的单体建筑物体积一般都小于3000m3，监控系统功能完备，值班人员少，建筑物分散。大型地面光伏电站一般多建于西北荒漠地区，干旱缺水，生活用水多采用汽车运输方式，水的使用成本髙，难以设置水消防系统。

2.5.2自动灭火设施

参照《火力发电规范》，单台容量为125MV˙A及以上的主变压器应设置水喷雾灭火系统、合成型泡沫喷雾系统或其他固定式灭火装置。其他带油电气设备，宜采用于粉灭火器。

油浸变压器的油具有良好的绝缘性和导热性，变压器油的闪点一般为130℃，是可燃液体，当变压器内部故障发生电弧闪络，油受热分解产生蒸气形成火灾，需设置水喷雾等自动灭火系统，在缺水、寒冷、风沙大、运行条件恶劣的地区，可以选用排油注氮灭火装置和合成泡沫喷淋灭火系统，对于户内封闭空间内的变压器也可采用气体灭火系统。对于中、小型变电站，自动灭火系统费用相对较高，可选用灭火器。

2.5.3火灾自动报警系统

光伏发电站火灾危险源主要是电缆及电气类设备，因光伏电站发电量由太阳辐射大小决定，其电气设备负荷及电缆载流量也随太阳辐射量的变化而变化，早晚为零，中午接近设计值，因此光伏发电站火灾发生概率较常规火电厂小许多。参照《火力发电规范》，结合光伏发电站特性，可在大型光伏发电站或无人值守电站设置火灾报警系统。主控室、继电器设备室、无功补偿室、配电装置室可选用感烟火灾探测器，主变压器（室内）、电缆层和电缆竖井可选用线型感温火灾探测器。

2.5.4消防供电、应急照明及灭火器

为保证消防供电的性和消防系统的正常运行，消防水泵、火灾报警、火灾应急照明应按Ⅱ类负荷供电，电站主控室、配电装置室应设置火灾应急照明和疏散标志，电站应按GB50140－2005《建筑灭火器配置设计规范》的要求设置灭火器。

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光伏发电是近年来发展的新兴产业，是解决未来能源需求的重要途径。由于目前尚没有制定专门的光伏发电站防火设计规范，本文结合《建规》和《火力发电规范》的有关规定对电站从分类、组成、火灾危险性、总平面布置、措施和消防设施等方面进行了阐述，为设计人员和消防审核人员提供了参考。

优点：无枯竭危险；安全可靠，无噪声，无污染排放外，绝对干净；不受资源分布地域的限制，可利用建筑屋面的优势；例如，无电地区，以及地形复杂地区；无需消耗燃料和架设输电线路即可就地发电供电；能源质量高；使用者从感情上容易接受；建设周期短，获取能源花费的时间短。

缺点：太阳能电池板的生产却具有高污染、高能耗的特点，照射的能量分布密度小，即要占用巨大面积；获得的能源同四季、昼夜及阴晴等气象条件有关；目前相对于火力发电，发电机会成本高；光伏板制造过程中不环保。

扩展资料

系统分类：独立光伏发电，主要由太阳能电池组件、控制器、蓄电池组成，若要为交流负载供电，还需要配置交流逆变器；分布式光伏发电系统，是在用户现场或靠近用电现场配置较小的光伏发电供电系统，以满足特定用户的需求，支持现存配电网的经济运行。

并网光伏发电，集中式大型并网光伏电站一般都是国家级电站，主要特点是将所发电能直接输送到电网，由电网统一调配向用户供电。这种电站投资大、占地面积大，没有太大发展。分散式小型并网光伏，由于投资小、建设快、占地面积小、政策支持力度大等优点，是并网光伏发电的主流。

参考资料来源：百度百科——光伏发电

题一:分布式光伏发电是什么? 分布式发电通常是指利用分散式资源，装机规模较小的、布置在用户附近的发电系统，它一般接入低于35千伏或更低电压等级的电网。分布式光伏发电特指采用光伏组件，将太阳能直接转换为电能的分布式发电系统。 目前应用最为广泛的分布式光伏发电系统，是建在城市建筑物屋顶的光伏发电项目。该类项目必须接入公共电网，与公共电网一起为附近的用户供电。如果没有公共电网支撑，分布式系统就无法保证用户的用电可靠性和用电质量。分布式光伏发电有以下特点:一是输出功率相对较小。传统的集中式电站动辄几十万千瓦，甚至几百万千瓦，规模化的应用提高了其经济性。光伏发电的模块化设计，决定了其规模可大可小，可根据场地的要求调整光伏系统的容量。一般而言，一个分布式光伏发电项目的容量在数千千瓦以内。与集中式电站不同，光伏电站的大小对发电效率的影响很小，因此对其经济性的影响也很小，小型光伏系统的投资收益率并不会比大型的低。二是污染小，环保效益突出。分布式光伏发电项目在发电过程中，没有噪声，也不会对空气和水产生污染。但是，需要重视分布式光伏与周边城市环境的协调发展，在利用清洁能源的时候，考虑民众对城市环境美感的关切。三是能够在一定程度上缓解局地的用电紧张状况。分布式光伏发电在白天出力最高，正好在这个时段人们对电力的需求最大。但是，分布式光伏发电的能量密度相对较低，每平方米分布式光伏发电系统的功率仅约100瓦，再加上适合安装光伏组件的建筑屋顶面积的限制，因此分布式光伏发电不能从根本上解决用电紧张问题。问题二:我国分布式光伏发电发展现状是怎样的?光伏产业产能过剩的矛盾由来已久。我国光伏组件产量自2007年以来，连续5年位居世界第一。2011年，我国光伏组件产量是当年新增安装容量的10倍，90%的光伏组件需要销往国外。 我国光伏产业严重依赖国外市场的风险在欧美“双反”时暴露无遗。为挽救我国光伏产业，国家今年连续出台政策支持分布式光伏发电发展。为了响应国家政策，国家电网公司发布分布式光伏发电相关管理办法，为促进分布式发电的快速发展奠定了坚实的基础。分布式光伏发电近3年呈现爆发式增长。我国从2009年开始实施特许权招标，推动地面大型光伏电站建设。同年，开始了“金太阳”工程和光电建筑示范项目，给予分布式光伏发电系统补贴，并按照投资规模的大小，确定补贴额度。截至2011年年底，国家已公布的光电建筑示范项目规模约为30万千瓦“金太阳”工程已公布的规模约为117万千瓦。分布式光伏发电爆发式增长，但与之相关的规划、设计、施工、管理和运行的标准、规范不健全，导致问题集中显现。 国家公布的相关规划提出，2015年分布式光伏发电要达到1000万千瓦。同时，明确提出鼓励在中东部地区建设与建筑结合的分布式光伏发电系统。因此，分布式光伏发电是未来的重要发展方向。问题三:分布式光伏发电对电网产生哪些影响? 不论是集中式发电还是分布式发电，都需要供电稳定、可靠。分布式光伏发电利用太阳能，是人们利用清洁能源的重要手段。但是，日夜更替，天气无常，分布式光伏发电的出力不具备规律性，在接入公共电网后，需要公共电网作为备用。分布式电源接入后对电网的影响包括几个方面: 一是对电网规划产生影响。负荷预测是电网规划设计的基础，能否准确地预测负荷是电网规划的前提条件。分布式光伏的并网，加大了其所在区域的负荷预测难度，改变了既有的负荷增长模式。大量的分布式电源的接入，使配电网的改造和管理变得更为复杂。 二是不同的并网方式影响各不相同。离网运行的分布式光伏对电网没有影响并网但不向电网输送功率的分布式光伏发电会造成电压波动并网并且向电网输送功率的并网方式，会造成电压波动并且影响继电保护的配置。 三是对电能质量产生影响。分布式光伏接入的重要影响是造成馈线上的电压分布改变，其影响的大小与接入容量、接入位置密切相关。光伏发电一般通过逆变器接入电网，这类电力电子器件的频繁开通和关断，容易产生谐波污染。 四是对继电保护的影响。我国的配电网大多为单电源放射状结构，多采用速断、限时速断保护形式，不具备方向性。这种保护方式在现有的辐射型配电网上，能够有效地保护全部线路。但是，在配电网中接入分布式电源后，其注入功率会使继电保护范围缩小，不能可靠地保护整体线路，甚至在其他并联分支故障时，引起安装分布式光伏的继电保护误动作。问题四:国外发展分布式光伏发电，有哪些经验可供借鉴? 从国外的发展经历看，有几点经验可供借鉴:采取经济杠杆保证光伏发电装机容量持续稳定增长。德国可再生能源法规定了光伏发电的补贴办法，对于屋顶光伏和地面光伏等各类光伏发电的应用模式，其规模不同，补贴力度不同。该国2012年最新修改的法律规定，光伏发电的上网电价从17.94欧分每千瓦时到24.43欧分每千瓦时。该国还规定，未来12个月内如果安装容量超过350万千瓦，上网电价下降3%如果超过750万千瓦，上网电价下降15%。我国目前急于挽救国内的光伏企业，准备迅速启动光伏市场，但也应考虑未来如何采取合理的策略保证其稳步发展。制定合理的分布式光伏发电管理方式，保证电网的安全运行。西班牙要求某一区域安装的分布式电源的容量为该区域的峰值负荷的50%以下，尽量避免分布式电源反送电。德国要求100千瓦以上的分布式电源必须安装远程通信和控制装置，以便调度实时了解其出力，并且可以进行调度。 目前，西班牙的电网调度尚不具备远程监控和控制大规模光伏发电的能力，原因是输电运营商仅要求1万千瓦以上的光伏发电项目安装遥测装置，而西班牙还没有如此大规模的光伏项目。随着兆瓦级项目的增多，这些项目缺乏遥测设备将对电网运行产生显著影响。分布式电源的大规模发展，需要投入大量资金升级电网。目前，德国已经开始采取一些间接措施来满足分布式电源接入配电网的要求，如升级改造接入点的上级变压器，重新配置馈线的电压条件和控制设备等。德国的研究机构认为，要满足德国的光伏发展目标，需要额外新建19.5万至38万千米高压和中压配网线路，相应的投资为130亿欧元~270亿欧元。全社会分摊分布式光伏发电接入引起的电网改造成本。国外政府通过征收电价附加，来支持必要的电网改造和分布式电源的接入。

安装屋顶光伏发电还是好的。如果在屋顶安装太阳能电池板，可以有效利用太阳能资源从而发电，可以节约用电。现在国家对安装电源板有一些补贴。通过太阳能发电，我们通常用更少的电，为你的家庭节省电力。在屋顶安装光伏发电相对简单，一般来说几个工人半天就能安装好。

1.屋顶光伏发电是一项成熟的技术，即在建筑物顶部安装太阳能电池板，将现有建筑物与光伏系统相结合。在不占用额外土地资源的情况下，有效利用现有建筑。它可以就地发电，就近用电，减少输电损耗。光伏发电恰好是白天用电高峰期，可以有效缓解用电高峰需求。如果安装了太阳能电池板，国家积极推广可以发电。对于用不完的电，也可以卖给国家电网，并获得相关补贴。可以接入电网，也就是说家里需要安装两个电表，一个是供电公司提供的电，一个是太阳能电池板产生的电。

2.光伏发电站建设需要一个载体，需要建在屋顶或空地上。城市建筑物屋顶的产权属于全体业主。如果有人想在楼顶建光伏电站，不仅要征得全体业主的同意，还要涉及到物业公司、城管局等单位。城里很多人都想装，但是装起来不容易。安装时专业安装人员会根据当地气候合理设计安装，光伏电站抵御8-10级大风没有问题。

3.由于光伏发电系统在安装时需要在屋顶打孔，如果安装不当或处理不当，很容易损坏屋顶，导致漏水事故、模具等，后期维护成本较高。在自家屋顶安装太阳能光伏发电最明显的缺点之一就是光伏发电破坏了房屋的防水层。以上就是对安装屋顶光伏发电好还是不好，为什么这个问题的解答。

（1） 安装方案

1  新建建筑光伏系统的安装施工方案应纳入建筑设备安装施工组织设计与质量控制程序，并制定相应的安装施工方案与安全技术措施。

2  既有建筑光伏系统的安装施工应编制施工组织设计与质量控制程序，并制定相应的安装施工方案与安全技术措施，必要时应进行可行性论证。

（2） 光伏系统安装前应具备以下条件：

1  设计文件齐备，且已通过论证、审批，并网接入系统已获有关部门批准并备案；

2  施工组织设计与施工方案已经批准；

3  建筑、场地、电源、道路等条件能满足正常施工需要；

4  预留基座、预留孔洞、预埋件、预埋管和相关设施符合设计图样的要求，并已验收合格。

（3）光伏系统安装施工流程与操作方案应选择易于施工、维护的作业方式。

（4）  安装光伏系统时，应对建筑物成品采取保护措施，且安装施工完毕不破坏建筑物成品。

（5） 施工安装人员应采取以下防触电措施：

1  应穿绝缘鞋，带低压绝缘手套，使用绝缘工具；

2  施工场所应有醒目、清晰、易懂的电气安全标识；

3  在雨、雪、大风天气情况下不得进行室外施工作业；

4  在建筑工地安装光伏系统时，安装场所上空的架空电线应有隔离措施；

5  使用手持式电动工具应符合《手持式电动工具的管理、使用、检查和维修安全技术规程》GB3787的要求。

(6)安装施工光伏系统时还应采取以下安全措施：

1  光伏系统各部件在存放、搬运、吊装等过程中不得碰撞受损。光伏组件吊装时，其底部要衬垫木，背面不得受到任何碰撞和重压；

2  光伏组件在安装时表面应铺有效遮光物，防止电击危险；

3  光伏组件的输出电缆不得发生短路；

4  连接无断弧功能的开关时，不得在有负荷或能够形成低阻回路的情况下接通正、负极或断开；

5  连接完成或部分完成的光伏系统，遇有光伏组件破裂的情况应及时设置限制接近的措施，并由专业人员处置；

6  接通光伏组件电路后应注意热斑效应的影响，不得局部遮挡光伏组件；

7  在坡度大于10°的坡屋面上安装施工，应设置专用踏脚板；

8  施工人员进行高空作业时，应佩带安全防护用品，并设置醒目、清晰、易懂的安全标识。

二、基座工程安装

1、 安装光伏组件的支架应设置基座。

2、 既有建筑基座应与建筑主体结构连接牢固，并由光伏系统专业安装人员施工。

3、在屋面结构层上现场砌（浇）筑的基座应进行防水处理，并应符合《屋面工程质量验收规范》 GB50207的要求。

4、 预制基座应放置平稳、整齐，不得破坏屋面的防水层。

5、 钢基座及混凝土基座顶面的预埋件，在支架安装前应涂防腐涂料，并妥善保护。

6、 连接件与基座之间的空隙，应采用细石混凝土填捣密实。

三、支架工程安装

1、 安装光伏组件的支架应按设计要求制作。钢结构支架的安装和焊接应符合《钢结构工程施工质量验收规范》GB50205的要求。

2、支架应按设计位置要求准确安装在主体结构上，并与主体结构可靠固定。

3、 钢结构支架焊接完毕，应按设计要求做防腐处理。防腐施工应符合《建筑防腐蚀工程施工及验收规范》GB50212和《建筑防腐蚀工程质量检验评定标准》GB50224的要求。

4、钢结构支架应与建筑物接地系统可靠连接。

四、光伏组件工程安装

1、光伏组件强度应满足设计强度要求。

2、 光伏组件上应标有带电警告标识。安装于可上人屋面的光伏系统的场所必须要有人员出入管理制度，并加围栏。

3、 光伏组件应按设计间距整排列齐并可靠地固定在支架或连接件上。光伏组件之间的连接件应便于拆卸和更换。

4、  光伏组件与建筑面层之间应留有安装空间和散热间隙，该间隙不得被施工等杂物填塞。

5、 在屋面上安装光伏组件时，其周边的防水连接构造必须严格按设计要求施工，不得渗漏。

6、 光伏幕墙的安装应符合以下要求：

（1）光伏幕墙应满足《玻璃幕墙工程质量检验标准》JGJ/T139的相关规定；安装允许偏差应满足《建筑幕墙》 GB/T21086的相关规定；

（2）光伏幕墙应排列整齐、表面平整、缝宽均匀；

（3）光伏幕墙应与普通幕墙同时施工，共同接受幕墙相关的物理性能检测。

7、 在盐雾、大风、积雪等地区安装光伏组件时，应与产品生产厂家协商制定合理的安装施工方案。

8、 在既有建筑上安装光伏组件，应根据建筑物的建设年代、结构状况，选择可靠的安装方法。

9、光伏组件或方阵安装时还必须严格遵守生产厂家指定的其他条件。

五、 电气系统工程安装

1、电气装置安装应符合《建筑电气工程施工质量验收规范》GB50303的相关要求。

2、电缆线路施工应符合《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GB50168的相关要求。

3、电气系统接地应符合《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB50169的相关要求。

4、光伏系统直流侧施工时，应标识正、负极性，并宜分别布线。

5、独立光伏系统的蓄电池上方及四周不得堆放杂物。

6、  逆变器、控制器等设备的安装位置周围不宜设置其它无关电气设备或堆放杂物。

7、 穿过屋面或外墙的电线应设防水套管，并有防水密封措施，并布置整齐。

六、 数据监测系统工程安装

1、环境温度传感器应采用防辐射罩或者通风百叶箱。太阳总辐射传感器应与光伏组件的平面平行，偏差不得超过±2°。

2、计量设备安装：

（1）、光伏系统环境温度传感器应安装在光伏组件中心点相同高度的遮阳通风处，距离光伏组件1.5m~10m 范围内。

（2）、组件表面温度传感器应安装在光伏组件背面的中心位置。

（3）、太阳总辐射传感器应牢固安装在专用的台柱上。要保证台柱受到严重冲击振动(如大风等)时，也不改变传感器的状态。

3、数据采集装置安装：

（1） 数据采集装置施工安装应符合《自动化仪表工程施工及验收规范》GB50093 中的规定。

（2） 信号线导体采用屏蔽线；尽量避免与强信号电缆平行走线，必要时使用钢管屏蔽。

（3）信号的标识应保持清楚。

（4）一个模块的多路模拟量输入信号之间的压差不得大于24V。

4、 数据监测系统安装调试详见《可再生能源建筑应用示范项目数据监测系统技术导则》的相关光伏系统的要求。

七、系统工程检测、调试和试运行

1、 光伏组件的布线工程完成后，应确认各组件极性、电压、短路电流等，并确认两极是否都没有接地。

2、光伏系统安装工程检测

（1）独立光伏系统工程检测，依据IEC62124-2004独立光伏系统-设计验证及产品说明书。（2）并网光伏系统的工程检测，依据《光伏系统并网技术要求》GB/T19939和《浙江省电力公司光伏电站接入电网技术应用细则（试行）》的相关规定执行。

3、光伏系统工程安装调试

（1）光伏系统工程安装调试必须按单体调试、分系统调试和整套光伏系统启动调试这三个步骤进行。

（2）调试和检测应符合《光伏系统并网技术要求》GB/T19939、《家用太阳能光伏电源系统技术条件和试验方法》GB/T19064的要求。

4、光伏系统工程安装试运行

在完成了以上分部试运以后，应对逆变器、充电控制器及低压电器分别送电试运行。送电时应核对所送电压等级、相序，特别是低压试运行时应注意空载运行时电压、起动电流及空载电流。在空载不低于1小时以后，检查各部位无不良现象，然后逐步投入各光伏方阵支路实现光伏系统的满负荷试运行，并作好负载试运行电压值、电流值的记录。

5、 在光照充足的情况下，光伏系统经过一个月的试运行，无故障后方可移交管理方正式接入电网运行。

电网新政为光伏行业注入活力

国家电网公司规定，从2012年11月1日起，对适用范围内的分布式光伏发电项目提供系统接入方案制订、并网检测、调试等全过程服务，不收取费用。同时，对分布式光伏发电项目所发的富余电量，国家电网公司将按照有关政策全额收购。

全国工商联新能源商会秘书长曾少军表示，国家电网在此时出台促进分布式光伏发电并网的政策，表明了政府支持光伏产业发展的态度，给困境中的我国光伏企业带来了信心。各地电网公司已正式受理分布式光伏发电并网申请。

业界忧虑光伏并网政策执行力

国家电网公司承诺全部并网流程办理周期约为45个工作日。“在这一政策出台后，相关企业就会采取行动找电网企业申请并网，在这一过程中，政策是不是贯彻下来了，并网是否依然碰壁，这些都还需要继续盯下去。”南昌大学太阳能光伏学院院长周浪说。

同时，国家电网公司还规定，电网企业在关口电能计量装置安装完成后，10个工作日内组织并网验收及并网调试，验收标准按国家有关规定执行。

对此，业内人士表示：“目前，国家针对光伏发电项目已出台了设计标准和施工标准，但对并网验收却没有明确的标准。国家电网公司声称根据国家相关标准验收，但是到底什么标准，现在还说不清楚。”

国家电网在政策中提出要变以往的装机补贴为度电补贴。曾少军表示，这一调整有利于分布式光伏发电发展，但在具体结算方法上还不尽合理。“按照政策，我们上、下网电量将分开结算，光伏发电业主给电网卖电的电价和从电网买电的电价不同，这显然是不合理的。”

应尽快出台配套政策完善运作模式

针对上述问题，业内人士认为，国家应该尽快出台相关配套政策，确保国家电网公司关于促进分布式光伏发电并网的政策能够执行到位，并建立起完善的商业化运作模式。

国家能源局于2013年11月26日发布有效期为3年的《光伏发电运营监管暂行办法》，规定电网企业应当全额收购其电网覆盖范围内并网光伏电站项目和分布式光伏发电项目的上网电量，明确了能源主管部门及其派出机构对于光伏发电并网运营的各项监管责任，光伏发电项目运营主体和电网企业应当承担的责任，从而推进光伏发电并网有序进行。正文如下：

《光伏发电运营监管暂行办法》

第一章 总则

第一条 为加强监管，切实保障光伏发电系统有效运行，优化能源供应方式，促进节能减排，根据《中华人民共和国可再生能源法》、《电力监管条例》等法律法规和国家有关规定，制定本办法。

第二条 本办法适用于并网光伏电站项目和分布式光伏发电项目。

第三条 国务院能源主管部门及其派出机构依照本办法对光伏发电项目的并网、运行、交易、信息披露等进行监管。

任何单位和个人发现违反本办法和国家有关规定的行为,可以向国务院能源主管部门及其派出机构投诉和举报，国务院能源主管部门及其派出机构应依法处理。

第四条 光伏发电项目运营主体和电网企业应当遵守电力业务许可制度，依法开展光伏发电相关业务，并接受国务院能源主管部门及其派出机构的监管。

第二章 监管内容

第五条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电项目运营主体和电网企业电力许可制度执行情况实施监管。

除按规定实施电力业务许可豁免的光伏发电项目外，其他并网光伏发电项目运营主体应当申领电力业务许可证。持证经营主体应当保持许可条件，许可事项或登记事项发生变化的，应当按规定办理变更手续。

第六条 国务院能源主管部门及其派出机构按照有关规定对光伏发电电能质量情况实施监管。

光伏发电并网点的电能质量应符合国家标准，确保电网可靠运行。

第七条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电配套电网建设情况实施监管。

接入公共电网的光伏发电项目，接入系统工程以及接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。接入用户侧的光伏发电项目，接入系统工程由项目运营主体投资建设，接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。

第八条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电并网服务情况实施监管。

电网企业应当按照积极服务、简洁高效的原则，建立和完善光伏电站项目接网服务流程，并提供并网办理流程说明、相关政策解释、并网工作进度查询以及配合并网调试和验收等服务。

电网企业应当为分布式光伏发电接入提供便利条件，在并网申请受理、接入系统方案制订、合同和协议签署、并网验收和并网调试全过程服务中，按照“一口对外”的原则，简化办理程序。

电网企业对分布式光伏发电项目免收系统备用容量费和相关服务费用。

第九条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电并网环节的时限情况实施监管。

光伏电站项目并网环节时限按照国家能源局有关规定执行。

分布式光伏发电项目，电网企业自受理并网申请之日起25个工作日内向项目业主提供接入系统方案；自项目业主确认接入系统方案起5个工作日内，提供接入电网意见函，项目业主据此开展项目备案和工程设计等后续工作；自受理并网验收及并网调试申请起10个工作日内完成关口电能计量装置安装服务，并与项目业主按照要求签署购售电合同和并网协议；自关口电能计量装置安装完成后10个工作日内组织并网验收及并网调试，向项目业主提供验收意见，调试通过后直接转入并网运行，验收标准按国家有关规定执行。若验收不合格，电网企业应向项目业主提出解决方案。

第十条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电项目购售电合同和并网协议签订、执行和备案情况实施监管。

电网企业应与光伏电站项目运营主体签订购售电合同和并网调度协议，合同和协议签订应当符合国家有关规定，并在合同和协议签订10个工作日内向国务院能源主管部门派出机构备案。光伏电站购售电合同和并网调度协议范本，国务院能源主管部门将会同国家工商行政管理部门另行制定。

电网企业应按照有关规定及时与分布式光伏发电项目运营主体签订并网协议和购售电合同。

第十一条 国务院能源主管部门及其派出机构对电力调度机构优先调度光伏发电的情况实施监管。

电力调度机构应当按照国家有关可再生能源发电上网规定，编制发电调度计划并组织实施。电力调度机构除因不可抗力或者有危及电网安全稳定的情形外，不得限制光伏发电出力。

本办法所称危及电网安全稳定的情形，应由国务院能源主管部门及其派出机构组织认定。

光伏发电项目运营主体应当遵守发电厂并网运行管理有关规定，服从调度指挥、执行调度命令。

第十二条 国务院能源主管部门及其派出机构对电网企业收购光伏发电电量的情况实施监管。

电网企业应当全额收购其电网覆盖范围内光伏发电项目的上网电量。因不可抗力或者有危及电网安全稳定的情形，未能全额收购的，电网企业应当及时将未能全额上网的时间、原因等信息书面告知光伏发电项目运营主体，并报国务院能源主管部门派出机构备案。

第十三条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电并网运行维护情况实施监管。

并网光伏电站项目运营主体负责光伏电站场址内集电线路和升压站的运行、维护和管理，电网企业负责光伏电站配套电力送出工程和公共电网的运行、维护和管理。电网企业安排电网设备检修应尽量不影响并网光伏电站送出能力，并提前三个月书面通知并网光伏电站项目运营主体。

分布式光伏发电项目运营主体可以在电网企业的指导下，负责光伏发电设备的运行、维护和项目管理。

第十四条 国务院能源主管部门及其派出机构按照有关规定对光伏发电电量和上网电量计量情况实施监管。

光伏电站项目上网电量计量点原则上设置在产权分界点处，对项目上网电量进行计量。电网企业负责定期进行检测校表，装置配置和检测应满足国家和行业有关电量计量技术标准和规定。

电网企业对分布式光伏发电项目应安装两套计量装置，对全部发电量、上网电量分别计量。

第十五条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电电费结算情况实施监管。

光伏发电项目电费结算按照有关规定执行。以自然人为运营主体的，电网企业应尽量简化程序，提供便捷的结算服务。

第十六条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电补贴发放情况实施监管。

电网企业应按照国家核定的补贴标准，及时、足额转付补贴资金。

第三章 监管措施

第十七条 国务院能源主管部门派出机构与省级能源主管部门应当加强光伏发电项目管理和监管信息共享，形成有机协作、分工负责的工作机制。

第十八条 电网企业应向所在地区的国务院能源主管部门派出机构按季度报送以下信息：

1．光伏发电项目并网接入情况，包括接入电压等级、接入容量、并网接入时间等。

2．光伏发电项目并网交易情况，包括发电量、自用电量、上网电量、网购电量等。

3．光伏电站项目并网运行过程中遇到的重要问题等。

并网光伏电站运营主体应根据产业监测和质量监督等相关规定，定期将运行信息上报，并对发生的事故及重要问题及时向所在省（市）的国务院能源主管部门派出机构报告。

国务院能源主管部门及其派出机构根据履行监管职责的需要，可以要求光伏发电运营主体和电网企业报送与监管事项相关的其他文件、资料。

第十九条 国务院能源主管部门及其派出机构可采取下列措施进行现场检查：

1．进入并网光伏电站和电网企业进行检查；

2．询问光伏发电项目和调度机构工作人员，要求其对有关检查事项作出说明；

3．查阅、复制与检查事项有关的文件、资料，对可能被转移、隐匿、损毁的文件、资料予以封存；

4．对检查中发现的违法行为，有权当场予以纠正或者要求限期改正。

第二十条 光伏发电项目运营主体与电网企业就并网无法达成协议，影响电力交易正常进行的，国务院能源主管部门及其派出机构应当进行协调；经协调仍不能达成协议的，由国务院能源主管部门及其派出机构按照有关规定予以裁决。

电网企业和光伏发电项目运营主体因履行合同等发生争议，可以向国务院能源主管部门及其派出机构申请调解。

第二十一条 国务院能源主管部门及其派出机构可以向社会公开全国光伏发电运营情况、电力企业对国家有关可再生能源政策、规定的执行情况等。

第二十二条 电网企业和光伏发电项目运营主体违反本办法规定，国务院能源主管部门及其派出机构可依照《中华人民共和国可再生能源法》和《电力监管条例》等追究其相关责任。

电网企业未按照规定完成收购可再生能源电量，造成光伏发电项目运营主体经济损失的，应当按照《中华人民共和国可再生能源法》的规定承担赔偿责任。

第四章 附则

第二十三条 本办法由国家能源局负责解释，各派出机构可根据本地实际情况拟定监管实施细则。

第二十四条 本办法自发布之日起施行，有效期为3年。