太阳能光伏电站建设注意事项-中国分布式能源网

第一篇：太阳能光伏电站建设注意事项-中国分布式能源网

太阳能光伏电站建设注意事项

2012-4-20

建设太阳能光伏电站是一件非常费时耗力的工程，少有不慎可能会对后续电站运行产生影响。那么，本文特别介绍了太阳能光伏电站，建设过程中的一些问题，例如对建筑物、环境、电网的影响，以及建设太阳能光伏电站的意义等方面做了阐述。

一、对建筑物承重的影响

1.太阳能光伏电站的建设不影响建筑物的原有结构，建筑原有的使用功能、围护结构特性、建筑体形和立面的不改变。

2.光伏电站安装在混凝土结构的屋顶上，建筑的设计承载能力为200Kg/㎡左右，而光伏电站的荷载为30Kg/㎡²左右，使用太阳能应用安全、可靠又不影响建筑物美观。

3.光伏电站是利用基础的自重来固定方阵的，不破坏屋面的防水层，隔热层和保温层等。

二、对环境影响

1.太阳能光伏发电不产生任何的废气、废水、废渣等废弃物； 2.在运行的过程中没有任何转动部件，不会产生噪声污染；

3.光伏发电的原理是光生伏打效应，太阳电池组件在光照的条件下产生直流电，经过一定的串并联汇总后接入到并网逆变器，转换成50HzAC230V/400V电源，在整个电源的产生和转换过程中没有任何高频交流电，无电磁辐射，不会对人体产生危害。

4.太阳能电站的电缆敷设采用原有的管道和桥接，一般不额外敷设线路，即使涉及线路的敷设，也是采用隐蔽的结构，不破坏原有的建筑和环境。

5.太阳能电站是免维护或者少维护的，电站的运行是无人值守的。

三、太阳能电站对电网的影响

1、太阳能并网相关标准GB/T19939-2005光伏系统并网技术要求 GB/T20046-2006GB/Z19964-2005 光伏系统电网接口特性光伏发电站接入电力系统技术规定 民用建筑太阳能光伏系统应用技术规范（送审稿）

2、光伏并网电站的安全性

1）孤岛现象“孤岛效应”指在电网失电情况下，发电设备仍作为孤立电源对负载供电这一现象。“孤岛效应”对设备和人员的安全存在重大隐患，体现在以下两方面：一方面是当检修人员停止电网的供电，并对电力线路和电力设备进行检修时，若并网太阳能电站的逆变器仍继续供电，会造成检修人员伤亡事故；另一方面，当因电网故障造成停电时，若并网逆变器仍继续供电，一旦电网恢复供电，电网电压和并网逆变器的输出电压在相位上可能存在较大差异，会在这一瞬间产生很大的冲击电流，从而损坏设备。

2）防孤岛保护光伏并网逆变器一般均采用了两种“孤岛效应”检测方法，包括被动式和主动式两种检测方法。被动式检测方法指实时检测电网电压的幅值、频率和相位，当电网失电时，会在电网电压的幅值、频率和相位等参数上产生跳变信号，通过检测跳变信号来判断电网是否失电；主动式检测方法指对电网参数产生小干扰信号，通过检测反馈信号来判断电网是否失电，其中一种方法就是通过测量逆变器输出的谐波电流在并网点所产生的谐波电压值，从而得到电网阻抗来进行判断，当电网失电时，会在电网阻抗参数上发生较大变化，从而判断是否出现了电网失电情况。

3、光伏并网电站的电能质量光伏并网的相关国家标准和国际标准对并网电站输出的电能质量有明确的规定。对电压、波形、频率、相位、谐波等都有明确的要求。

1）电压偏差应符合GB/T12325的规定，三相电压允许的偏差为额定电压的±7%。2）频率偏差应符合GB/T15945的规定，频率的偏差值为±0.5Hz。3)谐波和波形畸变总谐波电流应小于逆变器额定输出的5%，偶次谐波应小于低的奇次谐波限值的25%。

4）功率因数当光伏系统逆变器输出功率大于额定功率的50%，功率因数应不小于0.9。5）电压不平衡度应符合GB/T15543的规定的数值，允许值为2%，短时不得超过4%。6）直流分量电站运行时，逆变器向电网馈送的直流电量分量不超过交流额定值的1%。

四、建设太阳能光伏电站的意义

太阳能光伏发电的广泛应用体现了可持续发展能源和循环经济的理念，将调整能源结构，保障能源安全在改善和保护地球环境和确保人类社会的可持续发展中占据日益重要的地位。与火力、水力、柴油发电相比较，太阳电池发电具有安全可靠、无噪声、无排放、无污染、无能源消耗等独特的环保优势，对保护地球生态环境意义重大。

光伏发电本身没有废气排放，与火力发电相比，每KWh消耗0.39Kg标准煤，每吨标准煤折合原煤2.05吨，光伏发电本身不需要消耗水资源，也没有污水排放。光伏发电的应用，将大大减轻二氧化碳等各类污染气体，能带来巨大的社会效益和环境效益。建设光伏发电站可以减少大气污染，有利于环境和资源保护。预计到2020年，全球光伏发电装机容量将达到195GWp，其中并网发电系统占50%，那么，光伏发电的减排效果将非常惊人！

光伏建筑一体化的优点: ①与建筑本身结合成为一个整体，不额外占用土地资源。

②可原地发电、原地用电，在一定距离范围内可以节省电站送电网的投资。有光伏阵列和公共电网共同给负载供应电力，增加了供电的可靠性。③BIPV系统大部分发的是用电高峰时的黄金电，可以大大缓解供电压力，经济和环境效益显著。

④光伏阵列安装在屋顶和墙壁等外围护结构上，吸收太阳能转化为电能，减少了墙体得热和室内空调冷负荷，保证室内的空气品质。

⑤避免使用一般化石燃料发电的空气污染和废渣污染。⑥光伏阵列安装简便，可任意选择发电容量。

⑦促进ＰＶ部件的大规模生产，进一步降低ＰＶ部件的市场价格，对ＢＩＰＶ系统的广泛应用有着极大的推动作用。

五、案例分析 1．同济大学光伏电站

同济大学研究生公寓的太阳能光伏电站图片

此电站的装机容量为25kWp,采用并网方式运行，负载内耗型方式。

2.国内其它大型并网电站1）2004年建成的深圳园博园1MWp光伏并网电站；2）上海崇明岛前卫村1MWp光伏并网电站；3）上海临港新城1MWp光伏并网电站；4）北京奥运会鸟巢安检门130kWp光伏并网电站；5）上海世博园6.5MWp光伏并网电站；（作者 互联网）

来源：北极星太阳能光伏网

第二篇：分布式光伏电站建设流程

（屋面）分布式光伏电站投资建设流程

一、项目前期工作

1、目标用户数据调查（1）用户的屋面面积、结构

（2）用户电量消耗量、电压等级、送出线路长度（3）用电价格

2、与用户沟通谈判，签署电站合作意向书和合同能源管理协议。

3、编制项目可行性分析报告。

二、项目备案报批（分级备案制）

1、项目备案部门为当地政府如秦都区发改局。（见附件1《陕西省发展和改革委员会关于加快推进光伏发电项目建设工作的通知》）

2、备案所需资料（1）项目备案请示报告（2）项目可行性分析报告（3）陕西省企业投资项目备案表（4）固定资产投资项目节能登记表

3、当地政府发改局出具同意备案批复文件。（15天左右）

4、必要时以上资料报送咸阳市、陕西省发改委。

三、电网并网流程办理

（见附件2《国家电网公司关于简化业扩手续提高办电效率深化为民服务的工作意见》）

1、办理部门为咸阳市供电局。

2、流程所需资料

（1）分布式电源项目申请表

（2）经办人身份证及复印件、法人委托书原件（3）企业法人营业执照（或组织机构代码证）

（4）发电项目前期工作资料（可研报告、合同能源管理协议）（5）政府投资主管部门同意备案批复文件（6）用户电网相关资料

3、供电局受理并网申请，免费制定接入方案，出具接网意见函（单点并网项目20个工作日，多点并网项目30个工作日）。

四、集团内部备案

1、办理部门为彩虹电子投资发展部。

2、备案所需资料（1）项目备案请示报告（2）项目可行性分析报告

（3）当地政府发改局出具同意备案批复文件（4）供电局同意接网意见函（5）合同能源管理协议

3、彩虹电子同意项目建设后报请集团投资发展部同意后，出具集团内部项目备案文件。

五、项目建设

1、项目EPC网上招标

2、施工方案设计

3、施工前15天报送发改局项目开工备案申请书

4、项目施工

5、向供电局申请安装电能计量装置（免费）

六、项目验收

1、建设单位对项目施工进行验收

2、提请供电局并网验收和调试

3、供电局并网验收及调试；如有余电上供电局大网，需要和供电局签订购售电合同及并网调度协议；项目并网运行

4、集团内部验收

5、项目当地备案部门验收

6、项目验收资料上报市、省发改委、咸阳市供电局。

七、项目后期运营

1、电费依照合同能源管理协议约定收取。

2、度电补贴（0.42元/KWH）由供电局每季度下发建设单位。

发电管理部

2014年10月28日

附件1 陕西省发展和改革委员会关于加快推进光伏发电项目建设工作的通知

陕发改新能源〔2013〕1348号

2013-10-15 9:58:00 省发改委

各设区市发展改革委、韩城市经济发展局、杨凌示范区发展改革局、西咸新区经济建设局、各有关单位：

为促进我省光伏发电项目加快建设，进一步简化和规范光伏发电项目管理，充分利用好国家支持光伏发电项目的政策措施，现就有关工作通知如下：

一、加快推进已核准项目建设进度

项目所在地发展改革部门，要督促项目单位抓紧落实项目各项建设条件，积极协调有关部门和方面，切实解决项目建设中存在的困难和问题，认真按照全省有关加快新能源发展的一系列通知要求，分解任务，落实责任，为企业排忧解难，促进项目尽快达产达效。项目单位要按照年内项目建成投运的目标，统筹资金安排，倒排工期，合理组织施工，加快施工进度，确保2013年底前项目建成。电网公司要加快配套电网建设，保持与光伏电站同步投运，并采用智能电网等先进技术，提高电网接纳光伏发电的能力。

二、科学编制光伏发电项目计划

光伏发电项目包括光伏电站项目和分布式光伏发电项目。光伏电站项目是指作为公共电源建设及运行管理的光伏发电项目；分布式光伏发电项目是指在用户所在场地或附近建设、运行方式以用户侧自发自用为主、多余电量上网且在配电网系统平衡调节为特征的光伏发电项目。

对光伏电站项目，省发展改革委按照国家下达我省指导性规模指标和开发布局意见，结合各地市光伏电站建设投运情况和实施方案，编制全省光伏电站建设实施方案，申请国家下达我省指导性规模指标。对发生严重弃光限电的地区，停止下达该地区新增指导性规模指标。对项目建设进度缓慢的地区，相应核减下规模指标。

对分布式光伏发电项目，省发展改革委根据各地市上一情况，申请国家下达我省指导性规模指标，并结合各地市建设条件和发展需求等情况，分解下达各地市规模。项目指导规模有效期1年，在有效期内未使用的规模指标自动失效。当年规模指标与实际需求差距较大的，应适时提出调整意见。不需要国家资金补贴的项目，不在规模管理范围内。

三、简化光伏发电项目管理程序

光伏电站项目由省发展改革委，依据国务院投资项目管理规定和我省有关规定备案。分布式光伏发电项目，按照属地原则，实行分级备案制。单个项目不大于10千瓦的个人（家庭）分布式光伏发电项目，采用登记制管理，仅需填报备案登记表。

企业向发展改革部门提出项目备案申请时，除符合我省备案管理的有关规定外，还应符合我省光伏发电项目布局、国家下达我省以及我省下达各地市的规模指标和实施方案，并落实接入条件。其中，光伏电站项目备案申请报告应达到可行性研究深度；分布式光伏发电项目需提供用地或屋顶等场址证明、项目备案登记表，采用合同能源管理方式的项目，须提供与电力用户签订的能源服务管理合同等材料。

四、切实做好光伏发电并网服务工作

省电力公司和省地方电力公司，要进一步简化项目受理、咨询、调试、验收程序，并于10月底之前，通过网络、媒体、文件等形式予以公布。电网企业在收到项目单位并网申请后，应出具书面受理函，凡申请材料不全或不符合要求的，应一次性书面告知，对不具备接入条件的项目，应及时书面说明理由。对分布式光伏发电项目，应提供一站式服务，无障碍接入。

五、齐心协力推动光伏发电项目加快建设

各地市发展改革部门，对符合条件的分布式光伏发电项目，根据国家和我省有关规定，暂按《陕西省企业投资项目备案暂行管理办法》备案，及时将备案文件抄送我委，并在网站上公布。每月5日前，通过电子邮件向我委报送备案汇总信息和建设进度。每年11月末，报送当年光伏发电情况、下一光伏电站实施方案和需国家资金补贴的分布式光伏发电项目规模。

项目单位在取得项目备案文件后，应抓紧落实各项建设条件，及时开工建设，每月5日前向所在地发展改革部门报送项目建设进度和下月施工计划。不得自行变更项目投资主体、项目场址、建设规模等内容。

省电力公司和地方电力公司，要加强本级电网覆盖范围光伏发电的计量、信息监测与统计，每季度5日前，向我委报送上季度发电量、上网电量、电费和补贴发放与结算等情况。

各有关单位要抢抓有利时机，强化责任意识，创新管理模式，改进工作方法，千方百计促进光伏发电项目加快建设，开创我省光伏发电产业快速发展的新局面。

联系人: 王 壬

电 话:（029）87292433 邮 箱: wangren110@126.com

陕西省发展和改革委员会 2013年9月24日

国家电网公司关于简化业扩手续提高办电效率

深化为民服务的工作意见

国家电网营销〔2014〕1049号

各省（自治区、直辖市）电力公司，国家电网公司客户服务中心：为深入贯彻党的群众路线教育实践活动精神，践行“你用电我用心”的服务理念，进一步简化业扩手续，优化办电流程，完善服务机制，最大限度地实现供电服务便民、为民、利民，现提出如下工作意见。

一、基本原则和主要目标

（一）基本原则

手续最简、流程最优。实行一次性告知，最大限度减少客户申报资料；精简优化流程，串行改并行。协同运作、一口对外。国 家电网公司文件健全跨部门协同机制，实行分级管理和“一口对外”服务，加快方案编审及电网配套工程建设。全环节量化、全过程管控。统一所有流程环节完成时限和质量要求，并纳入系统进行管控。

（二）主要目标

坚持以客户为导向，全面构建公司统一的“一口对外、流程精简、协同高效、全程管控、智能互动”的供电服务模式，进一步提高办电效率、工作质量和服务水平。

二、主要内容 洁优太阳能电力

（一）业务受理阶段

统一业务办理告知书，履行一次性告知义务，维护客户对业务办理以及设计、施工、设备采购的知情权和自主选择权。拓展办电服务渠道，精简申请资料，优化审验时序，推广应用档案电子化、现场申请免填单，杜绝业务系统外流转，减少客户临柜次数，最大程度便捷客户办电申请。1.拓展服务渠道 开通95598网站、电话、手机客户端等业务办理渠道，推广应用自助服务终端，推行客户资料电子化管理，逐步取消纸质业务单的流转；开展低压居民客户申请免填单服务，实现同一地区

可跨营业厅受理办电申请，为客户提供选择多样、方便快捷、智能互动的服务。对于有特殊需求的客户群体，提供办电预约上门服务。2.精简申请资料 1）普通用电客户

低压居民客户提交的申请资料：①客户有效身份证明（包括身份证、军人证、护照、户口簿或公安机关户籍证明，下同）；②房屋产权证明（复印件）或其它证明文书（包括房管部门、村委会等有权部门出具的房屋所有权证明，下同）。

低压非居民客户提交的申请资料：①报装申请单；②客户有效身份证明（包括营业执照或组织机构代码证）；③房屋产权证明（复印件）或其它证明文书。

高压客户提交的申请资料：①报装申请单；②客户用电主体证明（包括营业执照或组织机构代码证）；③项目批复（核准、备案）文件；

④房屋产权证明或土地权属证明文件。对于重要、“两高”及其他特殊客户，按照国家要求，加验环评报告等证照资料。2）分布式电源客户

自然人客户提交的申请资料：①报装申请单；②客户有效身份证明；③房屋产权证明（复印件）或其它证明文书；④物业出具同意建设分布式电源的证明材料。

法人客户提交的申请资料：①报装申请单；②客户有效身份证明（包括营业执照、组织机构代码证和税务登记证）；③土地合法性支持性文件；④发电项目前期工作及接入系统设计所需资料；⑤政府主管部门同意项目开展前期工作的批复（需核准项目）。

3）充换电设施报装客户

低压客户提交的申请资料：①客户有效身份证明；②固定车位产权证明或产权单位许可证明；③物业出具同意使用充换电设施的证明材料。

高压客户提交的申请资料：①报装申请单；②客户有效身份证明（包括营业执照或组织机构代码证）；③固定车位产权证明或产权单位许可证明。3.优化审验时序

对于在申请阶段暂不能提供全部报装资料的客户，可在后续环节（合同或协议签订前）补充完善，其中对于需政府核准、暂不能提供批复文件的项目，可先行答复施工用电供电方案，提供项目正式用电前期咨询服务。若前期已提交资料或资质证件尚在有效期内，则无需客户再次提供。4.时限要求

所有客户申请均实行当日受理，当日录入营销业务应用系统；在受理申请后，低压客户1个工作日，高压客户2个工作日内完成现场勘查。

（二）方案编审阶段

加快推进营配贯通实用化应用，提高一次性容量开放权限，提供供电方案标准化模板，优化方案编审流程，实施营销“一口对外”答复方案。1.合理确定可开放容量

对于具备营配贯通条件的单位，通过系统集成实时共享可开放容量信息；对于暂时不具备营配贯通条件的，由发展部、运检部定期提供配电网规划方案，以及设备、线路可开放容量信息。0.4千伏业扩项目，直接开放容量。各单位可根据实际情况，确定各级电网的免审批容量标准，原则上不低于315千伏安。2.推行供电方案标准化制订

按照电压等级、容量审批权限，编制供电方案标准化模板；加快推进营配贯通，深化营销业务应用、营销GIS、生产PMS等

系统集成应用，依托信息技术手段，实现供电方案辅助制定；实行供电方案统一编码（二维码）管理和网上审核会签，通过营销业务应用系统打印方案并答复客户，统一编码和时间戳由系统自动生成，提高供电方案制定效率。3.优化供电方案审批流程

（1）对于免审批容量范围内的业扩项目，由营销部（客户服务中心）直接编制方案、答复客户，并报发展、运检、调控部门备案。

（2）对于10（6）千伏（超出免审批容量范围的）、35千伏业扩项目，若在规划和可开放容量范围内，由营销部（客户服务中心）编制供电方案（含接入系统方案）并组织发展、运检、调控部门网上会签；若超出规划或可开放容量范围，由营销部（客户服务中心）委托经研院（所）编制供电方案（含接入系统方案），以周例会形式进行集中审查。

（3）对于110（66）千伏及以上业扩项目，合并接入系统方案和供电方案编审环节。其中，由客户委托具备相应资质的单位编制接入系统可研设计，由发展部委托经研院（所）编制供电方案（含接入系统方案），发展部组织相关部门对供电方案（含接入系统方案）进行集中审查。4.费用收取原则

（1）对于分布式电源，其接入系统工程由项目业主负责投资建设；因分布式电源接入引起的公共电网建设和改造，由公司负责投资。

（2）对于电动汽车充换电设施，从产权分界点至公共电网的配套接网工程，由公司负责建设和运行维护，公司不收取接网费用。产权分界点的划分见附件。（3）其他业扩项目电网配套工程的收费标准，严格按照政府出台文件的规定执行。5.时限要求

（1）低压居民客户，受理申请后，次日（法定节假日顺延）完成现场勘查并答复供电方案；对于具备营配贯通条件的，在受理申请时同步答复供电方案。（2）低压非居民客户，受理申请后，次日（法定节假日顺延）完成现场勘查并答复供电方案。

（3）高压客户，受理申请后，2个工作日完成现场勘查，15个工作日内答复供电方案（双电源30个工作日）。

（4）分布式电源客户，受理申请后，2个工作日内完成现场勘查；第一类项目40个工作日（其中分布式光伏发电单点并网项目20个工作日，多点并网项目30个工作日）、第二类项目60个工作日内答复接入系统方案。

（5）充换电设施客户，受理申请后，低压客户次日（法定节假日顺延）完成现场勘查并答复供电方案；高压客户2个工作日内完成现场勘查，15个工作日内答复供电方案。

（三）工程建设阶段 优化项目计划和物资供应流程，并行实施业扩项目引起的电网配套工程建设。对由公司统一收费的客户工程建设，应按照业扩项目电网配套工程管理要求纳入统一管理。

1.同步建设业扩项目电网配套工程按照项目性质，业扩项目电网配套工程分为技改项目和基建项目，在方案确定后，分别由运检部、发展部组织编制项目可研，并履行可研评审、批复手续；运检部、基建部根据职责分工，与客户工程同步建设电网配套工程。2.强化物资供应保障

（1）对于10千伏及以下业扩项目，由各省设立“业扩配套电网技改项目”和“业扩配套电网基建项目”两个项目包，纳入各省生产技改和电网基建计划，实行打捆管理。年初由省公司编入招标采购计划，所需物资纳入协议库存管理。在具体项目实施时，由各市、县公司在业扩配套电网项目包资金范围内，按照“分级审批，随报随批”的原则，通过ERP系统由市、县公司直接审批，通过省公司集中组织的协议库存供应物资。年底由各单位提出综合计划及预算调整建议并逐级上报。

（2）对于35千伏及以上业扩项目，电网配套工程建设按照公司工程管理要求实施。

3.优化停电计划安排

完善业扩项目停（送）电计划制订、发布机制，分电压等级确定停（送）电计划报送周期，结合客户工程进度和意向接电时间，合理确定停（送）电时间，其中，35千伏及以上业扩项目实行月度计划，10千伏及以下业扩项目推广试行周计划管理，强化计划刚性管理。具备条件的单位，推行不停电作业。4.时限要求

（1）低压居民客户，在方案答复后，3个工作日内完成电网配套工程建设。（2）低压非居民客户，在方案答复后，5个工作日内完成电网配套工程建设。（3）高压客户，在方案答复后，对于10千伏业扩项目，在60个工作日内完成电网配套工程建设；对于35千伏及以上业扩项目，其电网配套工程按照合理工期实施。

（四）启动送电阶段 并行推进业务流程，提前做好启动送电准备工作，按照验收、装表、送电“三位一体”原则，同步协助客户办结合同签订、费用结算等送电前置手续，客户工程竣工检验合格当日启动送电。1.实施业扩流程“串改并”

并行处理营业收费、配表装表、工程检查、合同签订（含调度协议和电费结算协议签订）等环节。客户工程竣工检验同步完成计量表计安装工作。2.时限要求

（1）低压居民客户，受理用电申请后，对于具备直接装表条件的，2个工作日完成送电工作；有电网配套工程的，在工程完工当日送电。

（2）低压非居民客户，受理用电申请后，无电网配套工程的，3个工作日内送电；有电网配套工程的，在工程完工当日送电。

（3）高压客户，竣工检验合格并办结相关手续后，5个工作日内送电。（4）分布式电源客户，受理并网验收及并网调试申请后，以0.4千伏及以下电压等级接入的分布式电源10个工作日内完成并网验收与调试；10千伏及以上分布式电源20个工作日完成并网验收与调试，验收调试合格直接并网。（5）充换电设施客户，在竣工检验合格并办结相关手续后，低压客户在工程完工当日送电；高压客户在5个工作日内完成送电工作。对于客户有特殊要求的，按照与客户约定时间装表接电。

三、特别说明

本意见是在《国家电网公司关于进一步简化业扩报装手续优化流程的意见》（国家电网营销〔2014〕168号）、《国家电网公司关于印发分布式电源并网服务管理规则的通知》（国家电网营销〔2014〕174号）和《国家电网公司关于做好电动汽车充换电设施报装服务的通知》（国家电网营销〔2014〕526号）基础上制定的，执行过程中，如有问题，请及时向国网营销部反映。

国家电网公司 2014年8月21日

（此件发至收文单位所属各级单位）

第三篇：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。

第四篇：分布式光伏电站申报流程

2014如果需要投身分布式光伏发电，你必须要知道的流程： 1.到电业局营业厅申请，填写申请并网表格。（家庭申请时需要携带户主身份证及复印件、户口本、房产证等相关证件。）

2.供电部门上门查勘，并在10个工作日内出具个性化的并网方案。3.家庭确认并网方案。

4.家庭根据并网方案，进行光伏发电站的详细设计。

5.按照相关技术要求购买设备，一般家庭5千瓦到6千瓦的容量已经够用。联系专业人员上门安装。

6.家庭提出并网调试申请，供电企业安装计量表计，组织验收，并签订相关协议。7.经过测试，正式完成并网。

需要注意的是：家庭光伏电站申请并网是免费的。对于380伏及以下的并网项目，供电部门承诺在35个工作日内完成电网企业的并网流程，10千伏等级的并网项目则是45个工作日。

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第五篇：光伏分布式电站运行维护

运行维护

1.分布式光伏发电系统的常见故障有哪些？系统各部件可能出现哪些典型问题？

由于电压未达到启动设定值造成逆变器无法工作、无法启动，由于组件或逆变器原因造成发电量低等，系统部件可能出现的典型问题有接线盒烧毁、组件局部烧毁。

2.PID现象是什么？会发生于什么环境下的分布式光伏发电系统？如何诊断和避免影响？

PID（Potential Induced Degradation）,又称“电势诱导衰减”，是指光伏组件受到外在因素诱导而产生的功率衰减现象。针对PID现象产生的机理，组件制造商研发出一系列预防PID现象发生的生产工艺，其中包括：使用抗PID电池，增加组件复合材料的体积电阻率、降低材料的水气透过率、光伏系统负极接地、双玻无边框组件等，经过试验和实际系统运行数据验证，光伏发电系统即便建立在高温高湿的环境场所中也能很好的规避PID的产生。

3.分布式光伏发电系统的寿命有多长？

核心部件光伏组件寿命为25年以上，光伏逆变器一般5年以上，具体使用寿命详见质保单。

4.导致光伏发电系统效率下降和损失的主要因素有哪些？

光伏发电系统效率受外界影响有所损失，包括遮挡、灰层、组件衰减、温度影响、组件匹配、MPPT精度、逆变器效率、变压器效率、直流和交流线路损失等。

每个因素对效率的影响也不同，在项目前期要注意系统的最优化设计，项目运行过程采取一定的措施减少灰尘等遮挡对系统的影响。

5.在屋面资源一定的情况下，如何提高分布式光伏发电系统发电量？

分布式光伏发电系统发电量主要受组件、逆变器、电缆、方阵设计倾角、组件清洁程度等因素影响，在屋面资源一定的情况下提高系统发电量主要可以从以下四个方面考虑：（1）优质产品

选择行业知名品牌、售后质保佳、获得监测认证证书的产品；（2）降低系统损耗

a，优化系统设计：优化方阵设计，减少或避免阴影遮挡；优化光伏组件与逆变器之间电压、电流匹配，提升MPPT效率；

b，减少各种电缆及开关器件传输损耗；

c，注重减少组件失配：组件电流分档，减少“木桶效应”引起的输出电缆影响。

（3）最佳方阵朝向和倾角设计

在条件允许的情况下，尽可能做到方阵最佳朝向和倾角设计，要考虑屋顶面积资源、装机容量、维护方便，投资等各种因素，给予综合优化分析和设计。在彩钢屋面承载力满足的前提下，适当提升方阵倾角，将有利于提升发电量，且便于后期维护。（4）维护与清洁

定期喷淋清洗组件，可明显提高发电量。有条件的单位，可增加对组件喷淋系统。

6.如何降低光伏发电系统的维护成本？

建议选择的系统各部件和材料市面上口碑好的，售后服务好的产品，合格的产品能降低故障的发生率，用户应严格遵守系统产品的使用手册，定期对系统进行检测和清洁维护。

7.系统后期维护怎么处理，多久维护一次？怎样维护？

根据产品供应商的使用说明书对需要定期检查的部件进行维护，系统主要的维护工作是擦拭组件，而水较大的地区一般不需要人工擦拭，非雨季节大概 1 个月清洁一次，降尘量较大的地区可以增加清洁的次数，降雪量大的地区及将厚重积雪去除，避免影响发电量和雪融后产生的不均匀，及时清理遮挡的树木或杂物。

8.清洁光伏组件时用清水冲洗和简单的擦拭就行么？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，建议清洁光伏组件玻璃表面时用柔软的刷子，干净温和的水，清洁时使用的力度要小，以避免损坏玻璃表面，有镀膜玻璃的组件要注意避免损坏玻璃层。

9.如何正确利用停机维护时间？

优先选择清晨或傍晚光线弱系统未运行的时候对系统进行维护，维护前做好防护措施载绝缘手套使用绝缘工具。

10.如何发现光伏阵列中某一块光伏组件是否出现故陣？

当用户发现在相同时间系统的发电量有所降低或与邻近安装相同的发电系统相比有所降低，则系统可能存在异常，用户可通过汇流箱中监测数据的异常波动及时发现光伏阵列中某一组件是否出现故障，然后联系专业人员用钳型表、热像仪等专业化设备对系统进行诊断，最终确定系统中出现问题的组件。

11.光伏组件上的房屋阴影、树叶甚至鸟粪的遮挡会对发电系统造成影响吗？

光伏组件上的房屋阴影、树叶甚至鸟粪的遮挡会对发电系统造成比较大的影响，每个组件所用太阳电池的电特性基本一致，否则将在电性能不好或被遮挡的电池上产生所谓热斑效应，一串联中被遮挡的太阳电池组件将被当做负载消耗其它有光照的太阳电池组件所产生的能量，被遮挡的太阳电池组件此时会发热，这就是热效应现象，这种现象严重的情况下会损坏太阳能组件，为了避免串联支路的热斑需要在光伏组件上加装旁路二极管，为了防止串联回路的热斑则需要在每一路光伏组串上安装直流保险。

12.为防止光伏组件遭重物撞击，能不能给光伏阵列加装铁丝防护网？

不建议安装铁丝防护网，因为沿光伏阵列加装铁丝防护网可能会给组件局部造成阴影，形成热斑效应，对整个光伏电站的发电效率造成影响。另外，由于合格的光伏组件均已通过冰球撞击实验，一般情况下的撞击不会影响组件的性能。

13.烈日当空，易损器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。

14.雷雨防雷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。

15.雪后需要清理光伏发电系统吗？光伏组件冬天积雪消融结冰后如何处理？可以踩在组件上面进行清理工作吗？

雪后组件上如果堆积有厚重积雪是需要清洁的，可以利用柔软物品将雪推下，注意不要划伤玻璃，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，一般建议不要等积雪过厚在清洗，以免组件过度结冰。

16.分布式光伏发电系统能抵抗冰雹的危害吗？

光伏并网系统中的合格组件必须通过正面最大静载荷（风载荷、雪载荷）5400PA，背面最大静载荷 2400PA 和直径 25MM 的冰雹以 23M/S 秒的速度撞击等严格的测试，因此不会对光伏发电系统带来危害。

17.如何处理太阳电池的温升和通风问题？

光伏电池的输出功率会随着温度上升而降低，通风散热可以提高发电效率，最常用的办法为自然风进行通风。

18.光伏发电系统对用户有电磁福射危害吗？

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。

19.光伏发电系统有噪音危害吗？

光伏发电系统是将太阳能转换为电能，不会产生燥音影响，逆变器的噪音指标不高于 65 分贝，也不会有噪音危害。

20.户用分布式光伏发电系统的防火和消防应注意什么问题？

分布式发电系统附近禁止堆放易燃易爆物品，一旦发生火灾所造成的人员及财产损失不可估量，除了基本的消防安全措施外，还特别提醒光伏系统具有自我检测、和防火功能，降低火灾发生可能性，此外还需要每隔最长 40 米就必须预留防火和维修通道，而且必须有方便操作的紧急直流系统断路开关。

21.分布式光伏系统的消防安全应对措施有哪些？

分布式光伏电站主要建设在建筑屋顶，安全性是考虑的首要因素，主要包括人身安全和项目资产安全，消防措施主要以预防为主，一方面注意产品质量，选用通过安全认证和防火认证的光伏组件，另一方面可采取人防与技防相结合的现场实时监控方案：（1）选用具备电缆感温实现火灾预警的智能汇流箱；

（2）选用具备可监测组串回路拉弧、虚接特征谐波分析并进行告警的智能汇流箱；（3）专用消防系统；

（4）当火灾发生时采用适当措施快速遮蔽组件，切断供电，并断开与其他设备的连接。