分布式光伏电站22个业主常问问题汇总

第一篇：分布式光伏电站22个业主常问问题汇总

分布式光伏电站22个业主常问问题汇总

1、打雷了接触电池板会不会触电？（光伏系统都有防雷措施。）

2、电池板反光，影响邻居。

（目前光伏组件基本采用镀膜玻璃，反光的影响很小。）

3、电池板有辐射吗？

（光伏发电系统是根据光产生伏打效应原理将太阳能转换为电能，无污染、无辐射，逆变器、配电柜等电子器件都通过EMC（电磁兼容性）测试，所以对人体没有危害。）

4、如果电网断电，光伏还能用吗？

（有太阳，光伏系统就能发电。并网逆变器有孤岛保护，市电断电自动停止输出。可以理解为系统在发电，但是没有接通。）

5、冬天天冷时会不会电力不足？

（直接影响发电量的因素是辐照强度，日照时长以及太阳电池组件的工作温度，冬天辐照强度会弱，日照时长会短，发电量较夏天会少。分布式光伏发电接入电网，只要电网有电，家庭负载就不会出现电力不足和断电的情况。）

6、如何清洁光伏组件？

（雨水可以清洁，不需要特别的维护，如果遇到附着性污物，进行简单擦拭即可。）

7、用水擦拭的时候会不会有触电的危险？

（为了避免在高温和强烈光照下擦拭组件对人身的电击伤害以及可能对组件的破坏，建议在早晨或者下午较晚的时候进行组件清洁工作。）

8、可以踩在组件上面进行清理工作吗？

（组件是有一定承重的，但是不能踩在组件上面清扫，会造成组件隐蔽损坏，影响组件寿命。）

9、光伏组件上的房屋阴影、树叶甚至鸟粪会对发电系统造成影响吗？

（可能产生热斑效应，会影响发电量。如果发现树叶和鸟粪，需要及时清理。）

10、能抗台风、抗冰雹吗？

（系统是根据当地情况来设计的，风压、堆积、屋顶样式都会考虑。）

11、烈日当空，易损器件坏了需立即更换吗？

12、雷雨天气需要断开光伏发电系统吗？（分布式光伏发电系统都装有防雷装置，所以不用断开。为了安全保险建议可以选择断开汇流箱的断路器开关，切断与光伏组件的电路连接，避免防雷模块无法去除的直击雷产生危害，运维人员应及时检测防雷模块的性能，以避免防雷模块失效产生的危害。）

13、阴雨天气发电效果怎么样？

（也会发电，只是效果不太好。如果是阴天，发电量大约只有晴天的20%左右。）

14、一个月家用180度左右怎么配？

（一个月180度，平均每天6度，安装一套2KW的系统足够（日照时间按4小时计算）。）

15、我家里用的商电，每度1块钱，这种商住两用楼可以光伏并网发电并领取补贴么？（完全可以，这种电价比民用电安装太阳能发电更划算。）

16、如何估算家庭分布式光伏发电系统的投资？一般需要多长时间才可以收回成本？（一般的家庭分布式光伏发电系统安装容量约3-10千瓦左右，按每瓦成本10-12元来计算，系统投资约3.6万-12万元左右。根据光照条件、用户侧电价、补贴及系统成本的不同，6-8年即可以回收成本，光伏系统的寿命可以达到和超过25年，也就是说余下的将近20年间所产生的电量收入及省下的电费会成为直接的利润。）

17、如果考虑各种费用，分布式电站发一度电成本价是多少？

（0.6元-1元/kWh，根据地区日照情况不同差别较大，还有系统容量，越是大系统，成本越低。）

18、如果加个太阳跟踪器（自动调节电池板的角度跟方向），会不会多发电呢？（可以多发电，但成本和多发电量不成正比，还要增加收回年限。另外，跟踪器属于机械设备，可靠性不高，会增加成本。）

19、装太阳能发电设备有没有什么条件限制？

（家庭安装一般没有条件限制，需要到电网营业厅填表申请）20、自己安装难度大吗？

（需要有专业知识。建议找专业厂商安装，电网有设备资质要求，个人可能拿不到。）

21、可以保证发电量吗？

（可以保证，建议找正规专业的屋顶光伏安装商。）

22、太阳能发电为什么普及不了，瓶颈何在？

（政策、流程、前期投资的问题，分布式在国内时间尚短，但我们确定的是万事具备，2015年必定大幅增长。）

第二篇：分布式光伏项目建议书

莒南财金新材料产业园20MW分布式光伏项目建议书

（技术方案及经评匡算）

建设单位：大唐临清热电有限公司

二○二一年三月

目 录

1.项目概况

1.1.项目建设单位

大唐临清热电有限公司，成立于2011年6月23日，是大唐山东发电有限公司的全资子公司，是特大型中央企业中国大唐集团有限公司的三级企业，注册资本金为5亿元整。目前，公司总装机容量70万千瓦，2台35万千瓦超临界热电联产燃煤机组，总投资27.8亿元，具备700吨/小时工业抽汽能力和500万平方米供暖能力。两台机组分别于2016年12月、2017年1月相继投产发电，属山东电网直调公用机组。可实现年发电量35亿千瓦时，供热量1094.45万吉焦，截至目前，向临清15家市重点企业提供高品质工业蒸汽，有力助推了地方经济社会发展。曾荣获国家优质工程奖，中国电力优质工程奖，山东省文明单位。

大唐临清热电有限公司自成立以来，始终坚持高质量发展理念，主动对接省、市、县发展规划，在全力确保安全稳定、提质增效的基础上，积极开发风、光新能源项目，优化地方产业布局，拓展企业全方位发展空间，为地方经济发展做出应有的贡献。

1.2.项目场址概述

本项目位于山东省临沂市莒南县经济开发区，拟建设在莒南财金新材料产业园厂房屋顶，场址区附近对外交通运输条件便利，厂区内无其他高大遮挡物，阳光资源接收条件相对较好，具备修建光伏电站的厂区条件。土地已经划转完成，手续完备。厂房为彩钢瓦屋顶，全部建设完成后，可利用开发厂房屋顶面积约20万平方米，目前已建设标准化厂房3.6万平方米，其余厂房计划于2021年6月建设完工。屋顶向阳倾角为5度和6度角，屋面恒荷载为0.65kN/m2，屋面活荷载：0.50kN/m2，能够满足光伏项目承重要求（光伏板及配件自重0.35kN/m2）。

2020年12月底，山东永安合力特种装备有限公司入驻莒南财金新材料产业园一期厂房，该公司是中外合资企业，专业生产钢制无缝气瓶和焊接气瓶，用电负荷每天约1.5万千瓦时；在建二期厂房也由该公司承租，二期设计用电负荷每年1000万千瓦时，消纳条件较好。

根据项目厂区建设情况及特征，结合风光资源分布情况以及厂区消纳条件，规划建设分布式光伏项目装机容量20MW，其中，一期3.6MW、二期5.9MW*2、三期4.6MW，预计年发电量约1872万千瓦时，投资总额约7800万元。

2.太阳能资源评估

2.1.山东省太阳能资源描述

山东的气候属暖温带季风气候类型，年平均气温11℃～14℃，年平均降水量一般在550mm～950mm之间。山东省光照资源充足，光照时数年均2290h～2890h，热量条件可满足农作物一年两作的需要，由东南向西北递减。降水季节分布很不均衡，全年降水量有60%～70%集中于夏季，易形成涝灾，冬、春及晚秋易发生旱象，对农业生产影响最大。

山东省各地年太阳能总辐射量在4542.61MJ/m2～5527.32MJ/m2，各地太阳能资源地区差异较大，其中胶东半岛南部太阳能总辐射量较小，北部蓬莱、龙口一带较大，呈现出南少北多的特点，鲁北垦利、河口一带太阳总辐射量较大，鲁西南、鲁西一带较小。

图2.1-1 山东省太阳能资源区划

2.2.临沂市太阳能资源介绍

临沂市气候属温带季风区大陆性气候，具有显著的季节变化和季风气候特征，气温适宜，四季分明，光照充足，雨量充沛，雨热同季，无霜期长。春季干旱多风，回暖迅速，光照充足，辐射强；夏季湿热多雨，雨热同步；秋季天高气爽，气温下降快，辐射减弱；冬季寒冷干燥，雨雪稀少，常有寒流侵袭。四季的基本气候特点可概括为“春旱多风，夏热多雨，晚秋易旱，冬季干寒”。市年平均日照时数为2300h，最多年2700h，最少年1900h。

2.3.场区太阳能资源概况

本工程现处于项目前期阶段，场址区域内未设立测光塔，无实测光照辐射数据，本阶段采用Meteonorm及Solar GIS太阳能辐射数据综合分析计算项目资源特性。经分析：

（1）根据《太阳能资源等级总辐射》（GB/T 31155－2014）给出的等级划分方法，项目场址年太阳总辐射曝辐量为5000MJ/（m2·a），其太阳能资源等级为丰富（中国太阳辐射资源区划标准见表2.3-1），项目具备工程开发价值。根据我国太阳能资源稳定度的等级划分，工程所在地的太阳能资源稳定度为稳定。

表2.3-1 太阳能总辐射年辐照量等级

（2）场址区域太阳能资源呈现“冬春小，夏秋大”的时间分布规律，资源稳定度为稳定，年内月太阳总辐射值变化较平稳，有利于电能稳定输出。

（3）场址空气质量好，透明度高，太阳辐射在大气中的损耗较少。

（4）场址所在地不存在极端气温，风速、降水、沙尘、降雪、低温等特殊天气对光伏电站的影响有限，气候条件对太阳能资源开发无较大影响。

（5）场址有雷暴发生概率，本项目应根据光伏组件布置的区域面积及运行要求，合理设计防雷接地系统，并达到对全部光伏阵列进行全覆盖的防雷接地设计，同时施工时，严禁在雷暴天进行光伏组件连线工作，并做好防雷暴工作。

3.技术方案

3.1.装机容量

本项目规划标称装机规模20MW。考虑目前市场主流设备情况、技术先进性及其场址地形特点，光伏场区拟采用495Wp单晶双玻双面组件，暂按将系统分成5个标称容量为3.15MW并网发电单元、2个2.5MW并网发电单元，光伏方阵采用1500V系统的组串式逆变方案+屋顶固定支架安装方式。

3.2.光伏组件和逆变器选型

3.2.1.组件选型

根据市场生产规模、使用主流等因素特选取多晶及单晶组件进行对比，单晶硅组件生产工艺成熟，效率较好，虽然单晶单位成本相对多晶高，通过测算单晶提高发电效率优势明显，能够增加光伏电站单位面积发电量，发电量的收益高于单位成本差价。

根据2020年组件产能情况，单晶495Wp组件是主流。综合项目收益率和项目所在地的地貌特点，本项目暂时推荐选用495Wp单晶双玻双面组件，最终的组件选型以招标结果为准。

3.2.2.逆变器选型

3.2.2.1.逆变器选型

由于现阶段光伏组件仅能将太阳能转化为直流电，所以在光伏组件后需要逆变器将直流电逆变成为交流电进行输送。综合考虑造价、发电量及项目投资收益等因素，本项目选择1500V、196kW组串式逆变器，最终逆变器选型以招标结果为准。

3.2.2.2.逆变器概述

组串式逆变器与传统的集中式逆变器的思路不同，即以小规模的光伏发电单元先逆变，通过不同的组串式逆变器并联接至箱变低压侧升压，并非集中式的把光伏组件所发直流电能集中后再做电能逆变的思路。

组串式逆变器具有多路MPPT功能，能极大的降低光伏电站复杂地形对发电量的影响；并且组串式逆变器方案大大减少了直流传输环节，即减少了直流损耗。总的来说，组串式逆变器方案是分散MPPT，分散逆变和监控。从理论上讲，组串式逆变器在系统效率以及发电量上有一定的优势。组串式逆变方案拓扑如下图：

图 3.2‑1 组串式光伏逆变方案拓扑图

组串式逆变器采用模块化设计，每几个光伏组串对应一台逆变器，直流端具有最大功率跟踪功能，交流端并联并网，其优点是减少光伏电池组件最佳工作点与逆变器不匹配的情况，最大限度的增加发电量；组串式逆变器减少了系统的直流传输环节，减小了短路直流拉弧的风险；组串式逆变器的体积小、重量轻，搬运和安装方便，自身耗电低，故障影响小，更换维护方便等优势。主要缺点是电子元器件多，功率和信号电路在一块板上，容易故障；功率器件电气间隙小，不适宜高海拔地区；户外安装，风吹日晒容易导致外壳和散热片老化等（注：本项目中因组串式逆变器容量较大，不采用交流汇流箱，在箱变低压侧装设交流汇流配电柜）。

3.3.光伏方阵和发电单元设计

3.3.1.光伏方阵设计

本项目由7个光伏方阵组成。3.15MW方阵配置16台196kW组串式逆变器、245个组串，每个组串串接26块组件。2.5MW方阵配置13台196kW组串式逆变器、195个组串，每个组串串接26块组件。

3.3.2.变电中心升压方式

根据光伏电站装机规模及接入系统电压等级，光伏电站输变电系统通常采用一级升压方式。本项目光伏电池组件拟选用495Wp单晶双玻双面组件，开路电压48.7V，最佳工作电压41.3V，拟采用的196kW组串式逆变器出口交流电压为800V，每个光伏发电子阵配置一台10kV箱变，升压变压器将逆变器输出的800V电压直接升压至到10kV，通过箱变内的环网柜与其他光伏发电子阵形成合理的10kV馈线回路，连接到10kV配电室的10kV开关柜。

3.3.3.组件布置

光伏发电系统的发电量主要取决于电池板接收到的太阳总辐射量，而光伏组件接收到的太阳辐射量受安装倾角的影响较大。

本项目拟推荐采用固定支架，支架倾角按照屋顶向阳倾角5°或6°进行平铺，增强抵抗风力雪荷载，最终待下一阶段对屋顶实地勘测后，进一步复核支架倾角。光伏支架阵列布置样例如图3.3-1所示：

图 3.3‑1 光伏支架阵列布置样例图

3.3.4.光伏方阵接线方案设计

本项目18个组串接入1台196kW组串式逆变器，3.15MW方阵配置196kW组串式逆变器16台，2.5MW方阵配置196kW组串式逆变器13台。方阵内所有逆变器接至箱变低压侧，每个方阵配置1台3150/2500kVA双绕组变压器。组串至逆变器采用PFG1169-DC1800V-1×4型电缆，逆变器至箱变采用ZC-YJHLV82-0.6/1kV-3×120型电缆。

3.4.输配电设计

本项目拟配置5台3150kVA箱式变压器、2台2500kVA的10kV箱式变压器。输配电线路暂按接入企业10kV配电室10kV开关柜考虑。最终接入方案根据接入系统批复意见为准。

3.5.年上网电量估算

本工程的发电量计算根据太阳辐射量、系统组件总功率、系统总效率等数据，系统首年发电量折减2.5％，光伏组件每年功率衰减0.5%。经计算得电站20年发电量见表3.6-1。

表3.6-1 20年发电量和年利用小时数

20年总发电量374290.58MW·h，20年年平均发电量18714.53MW·h，20年年平均利用小时数为935.73h，首年利用小时数1000h。

3.6.无功补偿

本项目交流侧装机规模为20MW，暂按配置1套4MVar无功补偿装置。最终容量和补偿方式以接入系统批复意见为准。

3.7.监控和保护系统设计

本项目采用“无人值班、少人值守、智能运维、远方集控”方式运行。主要配置系统有：开关站计算机监控系统、光伏场区计算机监控系统、继电保护及安全自动装置、电能质量在线监测装置、防误操作系统、电能量计量系统、火灾自动报警系统、视频安防监控系统、环境监测系统、光功率预测系统、有功和无功功率调节、调度通信系统、远程集控系统等。

计算机监控范围包括：电池组件、逆变器、10kV箱式变压器、10kV母线、10kV线路断路器及隔离开关、10kV母线PT、站用电及直流系统等。

每个光伏方阵设子监控系统一套，共配置7套就地光伏通信柜，分别安装在箱变内。采集箱变、逆变器信息，并通过网络交换机与10kV开关站计算机监控系统相连。

3.8.光伏阵列基础及布置

3.8.1.支架系统

3.8.1.1.支架型式及布置要求

本项目光伏支架形式拟采用固定支架，由防水胶皮、铝合金夹具、铝合金立柱、铝合金横梁、铝合金导轨、铝合金压块等组成，由螺丝固定于屋顶彩钢板梯形凸起。光伏支架阵列布置样例如图所示：

3.8-1 铝合金支架样例图 3.8-2 铝合金横梁样例图

光伏组件布置采用2×13布置方式，每个支架单元布置26块光伏组件，光伏组件南北向按屋顶向阳倾角5°或6°考虑。光伏组件排布图如3.8-3所示：

图3.8‑3 光伏组件排布图

3.8.2.箱、逆变布置

每个方阵对应一个箱变，箱变拟布置在企业配电室预留位置。

组串式逆变器体积小、重量轻，通过螺栓将逆变器固定在光伏支架或安全步道上，不新建逆变器基础。

3.8.3.集电线路

组件与逆变器，光伏方阵与箱变之间，拟采用屋顶电缆槽盒或镀锌管、厂房内电缆槽盒及电缆沟方式进行敷设。在输配电线路槽盒及开关柜等部位，做好防火涂料、防火隔板、防火包、防火泥等防火措施。

3.8.4.屋顶行走步道工程

根据屋顶结构，初步设计屋顶安全行走步道，必要的地方设计安全护栏。行走步道宽度设计为50cm，格栅型式，使用镀锌不锈钢材料，由螺丝固定于屋顶彩钢板梯形凸起。

行走步道是屋顶光伏电站重要组成部分，行走步道应能到达每个方阵系统，减少材料的二次搬运。因此在方阵布置时，考虑行走步道规划，做到满足运输及日常巡查和检修的要求的条件下，使屋顶步道行走安全可靠、线形整齐美观，与周围环境相协调。

4.工程匡算及财务分析

4.1.编制原则及依据

（1）《光伏发电工程设计概算编制规定及费用标准》（NB/T32027-2016）；

（2）《光伏发电工程概算定额》（NB/T32035-2016）；

（3）设计图纸、工程量、设备材料清单等；

（4）编制水平年：2020年第三季度。

4.2.财务分析

本项目财务评价依据《建设项目经济评价方法与参数（第三版）》，以及有关现行法律、法规、财税制度进行计算。

4.3.计算基础数据

（1）资金来源

本工程考虑项目注册资本金为30%，融资70%。

（2）主要计算参数：

计算期建设期3个月，运行期20年。

折旧年限： 15年

残值率： 5%

其他资产摊销年限： 5年

修理费： 0.1%～0.2%

电厂定员： 3人

年人均工资： 85000元/人

福利费及其他： 55.7%

平均材料费： 3元/(kW·年)

其他费用： 12元/(kW·年)

首年有效利用小时数： 1363.75hr

企业所得税： 25%（三免三减半）

保险费率： 0.25%

城市维护建设税： 5%

教育费附加： 3%

地方教育附加： 2%

应付利润比例： 8%

公积金及公益金： 10%

（3）贷款利率及偿还

银行长期贷款名义利率按4.65%，短期贷款名义利率按3.85%计算，银行融资贷款偿还期为投产后15年，采用等额还本利息照付方式。

（4）增值税

4.3.1.电力产品增值税税率为13%。增值税为价外税，为计算销售税金附加的基础。

4.4.工程匡算

本项目资金来源按资本金占总投资的30%先期投入，其余资金从银行贷款进行计算。

本工程的单位千瓦动态投资3900元/kW，不配套储能，工程动态总投资7800万元，单位千瓦工程总投资为4158.22元/kW。

按双方协议电价0.52元/ kW·h且全额消纳计算，结果表明项目投资内部收益率（所得税前）为8.16%，资本金内部收益率为11.90%，投资回收期（所得税后）为8.77年。

按双方协议电价0.55元/ kW·h且全额消纳计算，结果表明项目投资内部收益率（所得税前）为9.01%，资本金内部收益率为14.29%，投资回收期（所得税后）为7.05年。

按双方协议电价0.60元/ kW·h且全额消纳计算，结果表明项目投资内部收益率（所得税前）为10.39%，资本金内部收益率为18.36%，投资回收期（所得税后）为5.70年。

4.5.财务评价表

表4.5-1 财务指标汇总表（电价0.52元/ kW·h）

表4.5-2 财务指标汇总表（电价0.55元/ kW·h）

表4.5-3 财务指标汇总表（电价0.60元/ kW·h）

5.运维管理

5.1.运维总体原则

本光伏电站按智能光伏电站设计，光伏电站的运行参数、现场情况等重要信息可通过以太网络上传至用户指定的远方监控计算机实现远方监控及管理，实现电站“无人值班，少人值守”。

在开关站主控室装设智能光伏电站监控和生产管理系统、计算机监控系统、智能视频监控系统、微机保护自动化装置、就地检测仪表和智能无人机巡检系统等设备来实现全站机电设备的数据采集与监视、控制、保护、测量、远动等全部功能，并可将光伏电站的运行参数、现场情况等重要信息可通过以太网络上传至用户指定的远方监控计算机实现远方监控及管理。

5.2.运维机构设置

5.2.1.管理方式

本项目管理机构的设置根据生产需要，本着精干、统一、高效的原则，体现智能化光伏电站的运行特点。本电站按“无人值班、少人值守、智能运维、远程集控”原则进行设计，并按此方式管理。本光伏电站生产管理集中在主控室，负责管理整个电站的光伏发电子单元和开关站的生产设备。针对本项目暂按配置3名运维和管理人员考虑。

建设期结束后光伏电站工程项目公司职能转变为项目运营。运营公司做好光伏电站工程运行和日常维护及定期维护工作，光伏电站工程的大修、电池组件的清洗、钢支架紧固的维护、屋顶行走步道的定期养护等工作人员主要外包为主。

5.2.2.运营期管理设计

光伏电站采用运行及检修一体化的生产模式，尽量精简人员，节省开支。所有人员均应具备合格资质，有一专多能的专业技能，主要运行岗位值班员应具备全能值班员水平，设备运行实行集中控制管理。

5.2.3.检修管理设计

定期对设备进行较全面的检查、清理、试验、测量、检验及更换需定期更换的部件等工作，以消除设备和系统缺陷。设备检修实行点检定修制管理。

光伏电站每月在月报中将本月的缺陷发生情况、消缺完成情况及消缺率上报公司主管部门。并对设备缺陷、故障的数据进行统计分析，从中分析出设备运行规律，为备品备件定额提供可靠依据，预防设备缺陷、故障的发生，降低设备缺陷及故障发生率，提高设备健康水平，将设备管理从事后管理变为事前管理。

6.结论

（1）本项目采用Solar GIS多年辐射数据成果进行测算，项目地年太阳总辐射曝辐量为5000MJ/（m2·a）。根据中国太阳辐射资源区划标准，该区域资源等级为丰富，工程具备开发价值。项目场区场区内空气质量较好，无沙尘、大风天气，年内气温变化小，太阳辐射在大气中的损耗相对较少，气候条件有利于太阳能资源开发。

（2）本项目位于山东省临沂市莒南县经济开发区，拟建设在莒南财金新材料产业园厂房屋顶，场址区附近对外交通运输条件便利，厂区内无其他高大遮挡物，阳光资源接收条件相对较好，具备修建光伏电站的厂区条件。土地已经划转完成，手续完备。厂房为彩钢瓦屋顶，全部建设完成后，可利用开发厂房屋顶面积约20万平方米，目前已建设标准化厂房3.6万平方米，其余厂房计划于2021年6月建设完工。屋顶向阳倾角为5度和6度角，屋面恒荷载为0.65kN/m2，屋面活荷载：0.50kN/m2，能够满足光伏项目承重要求（光伏板及配件自重0.35kN/m2）。

（3）根据项目厂区建设情况及特征，结合风光资源分布情况以及厂区消纳条件，规划建设分布式光伏项目装机容量20MW，其中，一期3.6MW、二期5.9MW*2、三期4.6MW，预计20年总发电量374290.58MW·h，20年年平均发电量18714.53MW·h，20年年平均利用小时数为935.73h，首年利用小时数1000h。光伏场区拟采用495Wp单晶双玻双面组件，196kW组串式逆变器。

（4）本工程的单位千瓦动态投资3900元/kW，不配套储能，工程动态总投资7800万元，单位千瓦工程总投资为4158.22元/kW。针对本项目暂按配置3名运维和管理人员考虑。

按双方协议电价0.52元/ kW·h且全额消纳计算，结果表明项目投资内部收益率（所得税前）为8.16%，资本金内部收益率为11.90%，投资回收期（所得税后）为8.77年。

按双方协议电价0.55元/ kW·h且全额消纳计算，结果表明项目投资内部收益率（所得税前）为9.01%，资本金内部收益率为14.29%，投资回收期（所得税后）为7.05年。

按双方协议电价0.60元/ kW·h且全额消纳计算，结果表明项目投资内部收益率（所得税前）为10.39%，资本金内部收益率为18.36%，投资回收期（所得税后）为5.70年。

第三篇：湖南分布式光伏政策

2016年湖南省太阳能发电国家补贴标准新政策解读(一览表)湖南省政府办公厅近日下发《关于推进分布式光伏发电发展的实施意见》，明确到2017年末，力争全省新增分布式光伏发电装机规模超过100万千瓦，累计达到145万千瓦以上。实施意见明确，对使用省内生产的太阳能电池板、逆变器等光伏组件、未享受中央财政补助且通过验收的分布式光伏发电项目，实行电价补贴;居民利用自有屋顶自检分布式光伏发电项目的，自发自用电量不纳入阶梯电价适用范围。

2015年投产项目的发电量(含自发自用电量和上网电量)，省内补贴0.2元/千瓦时，补贴期限10年。2015-2017年投产项目补贴标准根据成本变化适时调整。依据标杆电价，湖南省属于Ⅲ类资源区，对应的光伏标杆电价为0.98元/kWh。

②：地方补贴

依据地方政策

政策：湖南省2015年底下发了《湖南省关于推进分布式光伏发电发展的实施意见》，内容：对使用省内生产的太阳能电池板、逆变器等光伏组件、未享受中央财政补助且通过验收的分布式光伏发电项目，实行电价补贴，2015年建成投产项目补贴为0.2元/kWh，2015-2017年补贴标准根据成本变化适时调整。

分布式光伏发电项目实行备案管理，备案有效期为一年。

在长沙注册企业投资新建并于2015年至2020年期间建成并网发电的分布式光伏发电项目，根据项目建成后的实际发电量，除按政策享受国家和省度电补贴外，自并网发电之日起按其实际发电量由市财政再给予0.1元/度的补贴，补贴期为5年。

知识延伸

分布式光伏项目可选择三种模式(国家补贴为20年)：

1：如果选择“全额上网”方式，对应的光伏标杆电价为0.95元/kWh;

2：如果选择“自发自用，余电上网”，国家给予0.42元/kWh的电价补贴，上网部分按照当地燃煤标杆电价收购;

3：全部“自发自用”，则电价为售电价格、国家电价补贴价格与省级补贴之和。根据湖南省电网销售电价表，当项目电价采用一般工商业电价(0.83395元/kWh)时，项目整体收益最高。各市州、县市区人民政府，省政府各厅委、各直属机构：根据国务院《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》(国发【2013】24号，以下简称《意见》)精神，结合我省实际，经省人民政府同意，现就推进我省分布式光伏发电发展提出以下实施意见：

一、基本原则(一)产业带动。以推进分布式光伏发电发展为契机，带动和扶持省内光伏发电逆变器、电池组件及封装、设计咨询、系统集成服务、施工安装等光伏产业发展。(二)就地消纳。分布式光伏发电项目以自发自用为主，余量上网，优先布局工业园区、商业集聚区和公共设施区等用电负荷集中、用电量大、用电价格高的区域，就近接入35千伏及以下电压等级电网，避免升压长距离输送，减少电能损耗，提高项目收益。(三)市场为主。以企业为投资主体，分布式光伏发电项目由市场主体投资建设，政府提供政策支持，做好协调服务。

二、主要目标到2017年末，力争全省新增分布式光伏发电装机规模超过100万千瓦，累计达到145万千瓦以上。

三、政策措施

(一)创新发展模式，推进项目建设。加强政策宣传，创新发展模式，鼓励大型建筑物所有者自行投资、合同能源管理公司与分散的建筑物所有者集中协商租赁屋顶连片开发分布式光伏发电项目。工业园区新建标准厂房应符合分布式光伏发电设备安装要求，并优先推广分布式光伏发电项目。

(二)制定补贴标准，提升价格竞争力。对使用省内生产的太阳能电池板、逆变器等光伏组件、未享受中央财政补助且通过验收的分布式光伏发电项目，实行电价补贴;居民利用自有屋顶自建分布式光伏发电项目的，自发自用电量不纳入阶梯电价适用范围。2015年投产项目的发电量(含自发自用电量和上网电量)，省内补贴0.2元/千瓦时，补贴期限10年，补贴资金先由省级可再生能源电价附加加价基金安排，不足部分由省财政安排预算补足。由省财政厅牵头，会同省发改委参照国家现行制度制定项目确认、资金拨付和管理等具体细则。2015-2017年投产项目补贴标准根据成本变化适时调整。

(三)加强并网服务，提高运行效率。省电力公司要出台专门的并网服务指南，对6兆瓦以下的分布式光伏发电项目，实行免费提供关口计量和发电计量用电能表，承担因分布式光伏发电项目接入引起的公共电网改造任务，出具接入电网意见，限时办结，并全额收购上网电量;对6兆瓦以上项目要简化程序、提高效率。要准确计量和审核分布式光伏发电项目的电量与上网电量，做好申请电价补贴的基础工作。

(四)落实价税政策，降低发电成本。省国税局、省地税局等单位要按照《意见》和省政府办公厅《转发省财政厅省国税局省地税局<关于支持新能源产业发展若干意见>的通知》(湘政办发【2010】61号)要求，对分布式光伏发电自发自用电量免收可再生能源电价附加等针对电量征收的政府性基金，按规定落实已明确的所得税、增值税、税前扣除等税收优惠政策，实现电价补贴效益的最大化，提高项目盈利能力。

(五)加强人才培养，强化科技支撑。省人力资源社会保障厅要优先引进领域高新技术人才，省教育厅要加强省内高校新能源(光伏)类专业设置和师资配置，省科技厅要将国家级和省级重大科研专项向光伏领域倾斜，集中突破一批关键技术和设备研发，推动全省光伏产业健康发展。

(六)积极开展宣传，营造良好氛围。各地各有关部门要通过网络、电视、电台、报刊等多种媒体全方位宣传分布式太阳能发电具有良好的经济社会效益，宣传其在调整能源结构、促进节能减排、美化居住环境等方面的重要意义，引导消费者树立使用清洁能源意识，引导社会资本积极投资、大型建筑物屋顶所有者积极支持分布式太阳能发电建设，在全社会形成支持分布式光伏发电发展的良好氛围。

第四篇：关于分布式光伏发电常见问题解答

随着人们对光伏发电的认识的加深，国内投资分布式光伏发电的人群也是越来越多，今天广东太阳库的小编就大家普遍关心的问题做一个解答。

1、家庭分布式光伏发电系统的投资，一般需要多长时间收回成本?

一般的家庭光伏发电系统安装容量约3-10千瓦左右，按每瓦成本10-12元来计算，系统投资约3.6万-12万元左右。根据光照条件、用户侧电价、补贴及系统成本的不同，5年左右可以回收成本，光伏系统的寿命可以达到和超过25年，也就是说余下的将近20年间所产生的电量收入及省下的电费会成为直接的利润。比如你家一个月用180度电，平均每天6度，安装一套2KW的系统足够(日照时间按4小时计算)。

根据国家政策，国家电网统一收购多余电量结算补贴，不用担心电卖不掉领不到补贴的问题。

2、如果电网断电，光伏还能用吗?

白天有太阳，光伏系统就能发电，电网断电也没关系。

3、冬天冷时会不会电力不足?

直接影响发电量是辐照强度、日照时长以及太阳电池组件的工作温度。冬天辐照强度会弱，日照时长会短，发电量较夏天会少。家庭分布式光伏系统一般都接入电网，只要电网有电，就不会出现电力不足和断电的情况。

4、如何清洁光伏组件?

雨水可以清洁，不需要特别的维护，如果遇到附着性污物，进行简单擦拭即可。为了避免在高温和强烈光照下擦拭组件对人身的电击伤害以及可能对组件的破坏，建议在早晨或者下午较晚的时候进行组件清洁工作。组件是有一定承重的，但是不能踩在组件上面清扫，会造成组件隐蔽损坏，影响组件寿命。

5、房屋阴影、树叶、灰尘会对发电系统造成影响吗?

会影响发电量。如果发现树叶鸟粪，需要及时清理。

6、能抗台风、抗冰雹吗?

系统是根据当地情况来设计的，风压、堆积、屋顶样式都会考虑，能达到一定的抗风、抗冰雹等级。

7、烈日当空，部件坏了需立即更换吗?

不能够立即更换，如要更换建议在早晨或者下午较晚的时候进行，应及时联系电站运维人员，由专业人员前往更换。

8、雷雨天气需要断开分布式光伏发电系统吗?

家庭分布式光伏发电系统都装有防雷装置，所以不用断开。为了安全保险建议可以选择断开汇流箱的断路器开关，切断与光伏组件的电路连接，避免防雷模块无法去除的直击雷产生危害，运维人员应及时检测防雷模块的性能，以避免防雷模块失效产生的危害。

9、电池板有辐射吗?

分布式光伏发电系统是将太阳能转换为电能，无污染、无辐射，对人体没有危害。

10、阴雨天气发电效果怎么样?

阴雨天也可以发电，只要有光就可以发电，只是效果没有晴天显著。

11、如果考虑各种费用，发一度电成本价是多少?

1度电成本0.6元-1元，根据地区日照情况不同差别较大，还有系统容量，越是大系统，成本越低。

12、如果加个太阳跟踪器(自动调节电池板的角度跟方向)，会不会多发电呢?

可以多发电，但成本和多发电量不成正比，还要增加成本收回年限。另外，跟踪器属于机械设备，可靠性不高，会增加成本。

13、有没有什么条件限制?自己安装难度大吗?

家庭安装一般没有条件限制，需要到电网营业厅填表申请。安装需要有专业知识，建议找专业厂商安装，电网有设备资质要求，个人可能拿不到。

14、家庭分布式光伏发电为什么还没普及?

大型集中式电站一直都在建设，因为需要大规模地面，多在地广人稀的西部地区。像家庭光伏这样的分布式电站，目前正在民用推广，未来也会获得更大的政策支持力度。近年来民众接受度越来越高，未来发展空间巨大。

第五篇：光伏电站验收规范(分布式)

光伏电站验收规范标准（分布式）

1、范围

为更好地指导和规范屋顶分布式光伏发电的项目验收，特制定本规范。本规范适用于安装于建（构）筑物屋顶的分布式光伏发电项目，在工程竣工验收和电网公司并网接入验收均完成后，对项目进行整体的验收。本规范适用于提供家庭生活起居用的居住建筑屋顶之上建设的户用分布式光伏应用项目，以及除户用光伏应用以外，包括工业建筑、办公建筑、商业建筑、旅游建筑、科教文卫建筑、交通运输类建筑等屋顶之上建设的非户用分布式光伏应用项目。

2、规范性引用文件

下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是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 GB50794《光伏发电站施工规范》 GB50797《光伏电站设计规范》 GB50026《工程测量规范》

GB50303《建筑电气工程施工质量验收规范》

GB50202《建筑地基基础工程施工及质量验收规范》 GB50203《砌体工程施工及质量验收规范》 GB50205《钢结构工程施工及质量验收规范》 GB50207《屋面工程质量验收规范》 GB50217《电力工程电缆设计规范》

GB50601《建筑物防雷工程施工与质量验收规范》 GB50057《建筑物防雷与设计规范》

GB/T9535《地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型》 GB/T18911《地面用薄膜光伏组件设计鉴定和定型》 GB/T19964《光伏发电站接入电力系统技术规定》 GB/T50796《光伏发电工程验收规范》 GB/T50319《建设工程监理规范》

DB33/T2004《既有建筑屋顶分布式光伏利用评估导则》 DL/T5434《电力建设工程监理规范》

CECS31:2006《钢制电缆桥架工程设计规范》

3、术语和定义

下列术语和定义适用于本规范。3.1屋顶分布式光伏发电项目

接入电网电压等级35千伏及以下，且单个并网点总装机容量不超过6兆瓦，在建（构）筑物的屋顶上建设，且在本台区内配电系统平衡调节为特征的光伏发电项目。3.2光伏连接器

用在光伏发电系统直流侧，提供连接和分离功能的连接装置。

4、验收组织及流程

4.1项目验收由业主方组织安排，项目总承包单位配合，验收小组负责执行。4.1.1项目单位的组成应符合下列要求：

1)对于非户用项目，项目投资方、设计方、施工方、监理方、运维方和屋顶业主单位应派代表共同参加。

2)对于户用项目，项目投资方、实施方、运维方和屋顶业主应派代表共同参加。4.1.2验收小组的组成应符合下列要求： 1)应至少包含三名成员

2)成员宜涵盖光伏系统、电气及接入、土建安装和运维等领域。

4.2验收小组首先听取总承包单位的项目汇报，并检查项目是否符合前置要求，此后对项目进行实地检查及资料审查，针对验收中存在的问题与项目单位逐一确认后，形成书面验收意见。

4.2.1实地检查和资料审查中，验收小组应对所有必查项逐条检查，如不符合相应要求，则验收结论为不合格。

1)本规范中列出的检查项，除非特别标注，均为必查项。

2)不合格的必查项应在验收意见中明确列出，并提出整改意见，对于无法整改的给予事实披露。

4.2.2实地检查和资料审查中，验收小组如发现不符合相应要求的备查项，应在验收结论中明确列出，并提出整改意见，对于无法整改的给予事实披露。

4.2.3实地检查和资料审查中，验收小组如发现实施到位符合要求的加分项，应在验收结论中明确列出，并给出特点说明。

4.2.4书面验收意见应有验收小组全体成员签字（参见表A.1）。

5、非户用项目验收 5.1前置要求

小组若发现项目存在以下情况，则不予验收： 1)临时建筑。

2)生产的火灾危险性分类为甲类、乙类的建筑（详见表B.1）。3)储存物品的火灾危险性分类为甲类、乙类的建筑（详见表B.2）。4)有大量粉尘、热量、腐蚀气体、油烟等影响的建筑。5)屋面整体朝阴或屋面大部受到遮挡影响的建筑。6)与屋顶业主因项目质量存在纠纷。7)其它根据相关标准规定不能安装屋顶分布式光伏发电项目的建筑。

5.2土建及屋面部分

5.2.1混凝土基础、屋顶混凝土结构块或承压块（异形块）及砌体应符合下列要求： 1)外表应无严重的裂缝、蜂窝麻面、孔洞、露筋情况。2)所用混凝土的强度符合设计规范要求。

3)砌筑整齐平整，无明显歪斜、前后错位和高底错位。

4)与原建（构）筑物连接应连接牢固可靠，连接处做好防腐和防水处理，屋顶防水结构未见明显受损。

5)配电箱、逆变器等设备壁挂安装于墙体时，墙体结构荷载需满足要求。6)如采用结构胶粘结地脚螺栓，连接处应牢固无松动。7)预埋地脚螺栓和预埋件螺母、垫圈三者匹配配套，预埋地脚螺栓的螺纹和螺母完好无损，安装平整、牢固、无松动，防腐处理规范。（该项为备查项）

8)屋面保持清洁完整，无积水、油污、杂物，有通道、楼梯的平台处无杂物阻塞。（该项为加分项）

5.2.2光伏组件与组件方阵

5.2.2.1现场检查应符合下列要求： 1)组件标签同认证证书保持一致。

2)组件安装按设计图纸进行，组件方阵与方阵位置、连接数量和路径应符合设计要求。3)组件方阵平整美观，平面和边缘无波浪形。

5.2.2.2光伏组件不得出现破碎、开裂、弯曲或外表面脱附，包括上层、下层、边框和接线盒。

5.2.2.3光伏连接器应符合下列要求：

1)外观完好，表面不得出现严重破损裂纹。

2)接头压接牢固，固定牢固，不得出现自然垂地的现象。3)不得放置于积水区域。

4)不得出现两种不同厂家的光伏连接器连接使用的情况。5.2.3光伏支架应符合下列要求：

1)外观及防腐涂镀层完好，不得出现明显受损情况。

2)采用紧固件的支架，紧固应牢固，不得出现抱箍松动和弹垫未压平现象。3)支架安装整齐，不得出现明显错位、偏移和歪斜。4)支架及紧固件材料防腐处理符合规范要求。5.2.4电缆

5.2.4.1电缆外观与标识应符合下列要求：

1)外观完好，表面无破损，重要标识无模糊脱落现象。2)电缆两端应设置规格统一的标识牌，字迹清晰、不褪色。5.2.4.2电缆敷设应符合下列要求：

1)电缆应排列整齐和固定牢固，采取保护措施，不得出现自然下垂现象；电缆原则上不应直接暴露在阳光下，应采取桥架、管线等防护措施或使用辐照型电缆。

2)单芯交流电缆的敷设应严格符合相关规范要求，以避免涡流现象的产生，严禁单独敷设在金属管或桥架内。

3)双拼和多拼电缆的敷设应严格保证路径同程、电气参数一致。

4)电缆穿越隔墙的孔洞间隙处，均应采用防火材料封堵。各类配电设备进出口处均应密封性好。

5.2.4.3电缆连接应符合下列要求：

1)应采用专用的电缆中间连接器，或设置专用的电缆连接盒（箱）。2)当采用铝或铝合金电缆时，在铜铝连接时，应采用铜铝过渡接头。3)直流侧的连接电缆，采用光伏专用电缆。5.2.5桥架与管线

桥架与管线应符合下列要求：

1)布置整齐美观，转弯半径应符合规范要求。

2)桥架、管线与支撑架连接牢固无松动，支撑件排列均匀、连接牢固稳定。3)屋顶和引下桥架盖板应采取加固措施。

4)桥架与管线及连接固定位置防腐处理符合规范要求，不得出现明显锈蚀情况。5)屋顶管线不得采用普通PVC管。5.2.6汇流箱

汇流箱应符合下列要求：

1)应在显要位置设置铭牌、编号、高压警告标识，不得出现脱落和褪色。

2)箱体外观完好，无形变、破损迹象。箱门表面标志清晰，无明显划痕、掉漆等现象。3)箱体门内侧应有接线示意图，接线处应有明显的规格统一的标识牌，字迹清晰、不褪色。4)箱体安装应牢固可靠，且不得遮挡组件，不得安装在易积水处或易燃易爆环境中。5)箱内接线牢固可靠，压接导线不得出现裸露铜丝，箱外电缆箱外电缆不应直接暴露在外。6)箱门及电缆孔洞密封严密，雨水不得进入箱体内；未使用的穿线孔洞应用防火泥封堵。7)箱体宜有防晒措施。（该项为加分项）5.2.7光伏并网逆变器 5.2.7.1标识与外观检查应符合下列要求：

1)应在显要位置设置铭牌，型号与设计一致，清晰标明负载的连接点和直流侧极性；应有安全警示标志。

2)外观完好，不得出现损坏和变形，无明显划痕、掉漆等现象。

3)有独立风道的逆变器，进风口与出风口不得有物体堵塞，散热风扇工作应正常。4)所接线缆应有规格统一的标识牌，字迹清晰、不褪色。5.2.7.2安装检查应符合下列要求：

1)应安装在通风处，附近无发热源，且不得安装在易积水处和易燃易爆环境中。2)现场安装牢固可靠，安装固定处无裂痕。

3)壁挂式逆变器与安装支架的连接应牢固可靠，不得出现明显歪斜，不得影响墙体自身结构和功能。

5.2.7.3接线检查应符合下列要求： 1)接线应牢固可靠。

2)接头端子应完好无破损，未接的端子应安装密封盖。5.2.7.4鼓励采用性能稳定的微型逆变器或者组件优化器、快速关闭装置。（该项为加分项）5.2.8防雷与接地

防雷与接地应符合下列要求：

1)接地干线应在不同的两点及以上与接地网连接或与原有建筑屋顶防雷接地网连接。2)接地干线（网）连接、接地干线（网）与屋顶建筑防雷接地网的连接应牢固可靠。铝型材连接需刺破外层氧化膜；当采用焊接连接时，焊接质量符合要求，不应出现错位、平行和扭曲等现象，焊接点应做好防腐处理。

3)带边框的组件、所有支架、电缆的金属外皮、金属保护管线、桥架、电气设备外露壳导电部分应与接地干线（网）牢固连接，并对连接处做好防腐处理措施。4)接地线不应做其他用途。5.2.9巡检通道

巡检通道设置应符合下列要求：

1)屋顶应设置安全便利的上下屋面检修通道。

2)光伏阵列区应有设置合理的日常巡检通道，便于组件更换和冲洗。

3)巡检通道设置屋面保护措施，以防止巡检人员由于频繁踩踏而破坏屋面。（该项为加分项）

5.2.10监控装置

监控装置设置应符合下列要求：

1)环境监控仪安装无遮挡并可靠接地，牢固无松动。2)敷设线缆整齐美观，外皮无损伤，线扣间距均匀。

3)终端数据与逆变器、汇流箱数据一致，参数显示清晰，数据不得出现明显异常。4)数据采集装置和电参数监测设备宜有防护装置。（该项为加分项）5.2.11水清洁系统（该条为加分项）水清洁系统应符合下列要求：

1)如清洁用水接自市政自来水管网，应采取防倒流污染隔断措施。

2)管道安装牢固，标示明显，无漏水、渗水等现象发生；水压符合要求。3)保温层安装正确，外层清洁整齐，无破损。

4)出水阀门安装牢固，启闭灵活，无漏水渗水现象发生。5.3电气设备房及地面部分

5.3.1土建部分的检查项参见5.2.1中相关要求。5.3.2电气设备房

5.3.2.1室内布置应符合下列要求：

1)室内应整洁干净并有通风或空调设施，室内环境应满足设备正常运行和运检要求。2)室内应挂设值班制度、运维制度和光伏系统一次模拟图。3)室内应在明显位置设置灭火器等消防用具且标识正确、清晰。4)柜、台、箱、盘应合理布置，并设有安全间距。

5)室内安装的逆变器应保持干燥，通风散热良好，并做好防鼠措施。

6)有独立风道的逆变器，风道应具有防雨防虫措施，风道不得有物体遮挡封堵。5.3.2.2安装与接线应符合下列要求：

1)柜、台、箱、盘的电缆进出口应采用防火封堵措施。

2)设置接地干线，电气设备外壳、基础槽钢和需接地的装置应与接地干线可靠连接。3)装有电器的可开启门和金属框架的接地端子间，应选用截面积不小于4㎡的黄绿色绝缘铜芯软导线连接，导线应有标识。

4)电缆沟盖板应安装平整，并网开关柜应设双电源标识。5.3.2.3预装式设备房应符合下列要求：

1)预装式设备房原则上应安装在地面室外，其防护等级满足室外运行要求，并满足当地环境要求。

2)预装式设备房基础应高于室外地坪，周围排水通畅。

3)预装式设备房表面设置统一的标识牌，字迹清晰、不褪色，外观完好，无形变破损。4)预装式设备房内部带有高压的设施和设备，均应有高压警告标识。

5)预装式设备房或箱体的井门盖、窗和通风口需有完善的防尘、防虫、通风设施，以及防小动物进入和防渗漏雨水设施。

6)预装式设备房和门应可完全打开，灭火器应放置在门附近，并方便拿取。7)设备房室内设备应安装完好，检测报警系统完善，内门上附电气接线图和出厂试验报告。8)设备房外壳及内部的设施和电气设备中的屏蔽线应可靠接地。5.4集中监控室部分

5.4.1数据终端应符合下列要求：

1)

电站运行状态及发电数据应具备远程可视，可通过网页或手机远程查看电站运行状态及发电数据。

2)应显示电站当日发电量、累计发电量和发电功率，并支持历史数据查询和报表生成功能。3)显示信息宜包含汇流箱直流电流、直流电压、逆变器直流侧、交流侧电压电流，配电柜交流电流、交流电压和电气一次图。

4)显示信息宜包含太阳辐射、环境温度、组件温度、风速、风向等，并支持历史数据查询报和报表生成等功能。

5.4.2运行和维护应符合下列要求：

1)室内设备通风良好，并挂设运维制度和光伏系统一次模拟图。2)室内设备运行正常，并有日常巡检记录。

3)设有专职运维作业人员，熟悉项目每日发电情况，并佩戴上岗证。5.5资料审查

各检查项目参见表1。

表1 非户用屋顶分布式光伏发电项目资料审查表

6.3光伏组件与光伏方阵

光伏组件与方阵应符合下列要求：

1)安装方式应与竣工图纸一致。坡屋顶应用项目，原则上应选用光照条件良好的屋面，并采用坡面安装。如采用其它安装形式，应提供设计说明以及安全性计算书。2)现场查验组件标签，应同认证证书保持一致。3)组件表面不得出现严重色差，不得出现黄变。

4)光伏连接器应接头压接牢固，固定牢固。应采用耐候扎带绑扎在金属轨道上，不得出现自然重地或直接放在屋面上的情况。

5)不得出现两种不同厂家的光伏连接器连接使用的情况。6)接线盒粘胶牢固。（该项为备查项）7)抽查开路电压和电路电流，判断其功率和一致性，如所提供的第三方组件测试是在普通户外测试，允许小范围的偏差。（该项为备查项）6.4光伏支架

光伏支架应符合下列要求：

1)支架与建筑主体结构固定牢固。

2)采用紧固件的支架，紧固点应牢固，不应有抱箍松动和弹垫未压平等现象。3)支架安装不得出现明显错位、偏移和歪斜。

4)支架及紧固件材料经防腐处理，外观及防腐涂镀层完好，不得出现明显受损情况。6.5电缆

电缆应符合下列要求： 1)应采用防火阻燃电缆。

2)排列整齐，接线牢固且极性正确。

3)不得出现雨水进入室内或电表箱内的情况。4)电缆穿越隔墙的孔洞间隙处，均应采用防火材料封堵。

5)光伏组串的引出电缆等宜有套管保护，管卡宜采用耐候性材料。（该项为加分项）6.6光伏并网逆变器

光伏并网逆变器应符合下列要求：

1)

应与建筑主体结构固定牢固，安装固定处无裂痕。2)应安装在通风处，附近无发热源或易燃易爆物品。

3)应在显要位置设置铭牌，型号与设计清单一致，清晰标明负载的连接点和直流侧极性；应有安全警示标志。

4)外观完好，不得出现损坏和变形。

5)应有采集功能和数据远程监控功能，监控模块安装牢固，外观无破损，信号正常。6)直流线缆应采用光伏专用线缆。

7)交直流连接头应连接牢固，避免松动，交直流进出线应套软管。8)如有超过一个逆变器，确保逆变器之间应有30cm以上间距。

9)鼓励采用性能稳定的微型逆变器或组件优化器、快速关闭装置。（该项为加分项）6.7计量设备

计量设备应符合下列要求：

1)由电网公司安装，不得出现私装情况。2)外观不应出现明显损坏和变形。

3)应安装在通风处，附近无发热源或易燃易爆物品。4)箱内应标明光伏侧进线和并网侧出线。5)安装高度大于1.2米，便于查看。

6)箱内须配备符合安全需求的闸刀、断路器、浪涌保护器、过欠压保护器、漏电保护器五大件。

6.8防雷与接地

带边框组件、支架、逆变器外壳、电表箱外壳、电缆外皮、金属电缆保护管或线槽均应可靠接地。

6.9运行和维护

运行和维护应符合下列要求：

1）业主可以通过手机客户端查询到项目日发电量。2）业主具备项目基本运维知识。（该项为加分项）

3）由专业运维服务机构提供运维，并有日常巡检记录。（该项为加分项）4）验收前必须满足无故障连续运行168小时。