分布式光伏开发建设导则

ICS27.160

CCSF12

JSQA

江苏省质量协会团体标准

T/JSQAXXXX—2025

分布式光伏开发建设导则

Guidelinesfordevelopmentandconstructionofdistributedphotovoltaic

projects

（征求意见稿）

XXXX-XX-XX发布XXXX-XX-XX实施

江苏省质量协会  发布

T/JSQAXXXX—2025

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1范围

本文件规定了分布式光伏电站建设的基本要求，从开发要求、选址要求、设计要求、设备选型、接

网设计、工程建设、运营维护等方面提出全过程实施导则。

本文件适用于接入35kV及以下电压等级的新建分布式光伏电站。

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/T14285继电保护和安全自动装置技术规程

GB/T19939光伏系统并网技术要求

GB/T19964光伏发电站接入电力系统技术规定

GB/T33342户用分布式光伏发电并网接口技术规范

GB/T33592分布式电源并网运行控制规范

GB/T33593分布式电源并网技术要求

GB/T34932分布式光伏发电系统远程监控技术规范

GB/T34936光伏发电站汇流箱技术要求

GB/T37408光伏发电并网逆变器技术要求

GB/T37409光伏发电并网逆变器检测技术要求

GB/T37655光伏与建筑一体化发电系统验收规范

GB/T38946分布式光伏发电系统集中运维技术规范

GB50054低压配电设计规范

GB50057建筑物防雷设计规范

GB50205钢结构工程施工质量验收标准

GB50207屋面工程质量验收规范

GB50217电力工程电缆设计标准

GB50292民用建筑可靠性鉴定标准

GB50794光伏发电站施工规范

GB/T50795光伏发电工程施工组织设计规范

GB/T50796光伏发电工程验收规范

GB50797光伏发电站设计规范

GB/T51368建筑光伏系统应用技术标准

NB/T32004光伏并网逆变器技术规范

NB/T32015分布式电源接入配电网技术规定

NB/T32037光伏发电建设项目文件归档与档案整理规范

3术语和定义

GB/T19939、GB/T19964、GB50794、GB50797界定的术语和定义适用于本文件。

4开发要求

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4.1分布式光伏开发应符合城乡总体规划，以清洁高效、分散布局、就近消纳、就地平衡为原则，统

筹规划，与区域内电网建设发展、用电负荷增长相协调，充分利用当地可再生能源和综合利用资源，替

代和减少化石能源消费。

4.2分布式光伏发电项目评估、并网申请、设计、安装、验收、运维除符合本导则要求外，还应符合

国家、省及行业相关管理规定、设备标准、建筑工程规范和安全规范等要求。

4.3分布式光伏建设应符合城乡总体规划，并与周边建筑物、景观等相协调，安全美观、有序发展。

4.4鼓励分布式光伏建设结合绿色生活创建行动，围绕绿色建筑、生态小区、低碳/零碳园区等重点领

域，并充分利用城市配套设施，开展“光伏+”多元化场景应用；鼓励分布式光伏建设采用绿色、低碳

建材产品认证的新技术、新工艺、新设备、新材料。

5选址要求

5.1分布式光伏电站开发单位应对既有建筑物的已使用年限、屋顶类型、结构设计、结构材料和结构

耐久性、安装部位的构造及强度等进行检查和鉴定。

5.2分布式光伏电站开发单位应对建筑屋顶进行荷载分析和复核，考虑防风、防台、抗震和安全承载

等因素，并据此评估房屋结构及承重后的安全性和可靠性。

5.3不应在以下建筑屋顶安装分布式光伏电站：

a)所依托的建筑物剩余使用寿命小于25年的建筑；

b)违章、临时及废旧建筑；

c)屋面(包括瓦片、承重结构、屋面平台)已经年久失修，存在结构等安全风险的建筑；

d)政府下发拆迁计划的区域；

e)生产及储存物品的火灾危险性分类为甲类、乙类的建筑；

f)其他经评估不宜安装的场景。

5.4分布式光伏应对其依托的建筑屋顶进行荷载分析和验算，应充分考虑防台风、防冰雪和安全承载

等因素，满足屋顶结构的安全性和可靠性。

5.5在既有建筑物上增设光伏发电系统，必须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，并不得降低相邻建筑物的日照标准。

5.6分布式光伏电站开发单位应对建筑屋顶可利用面积、用电量、用电负荷和变压器容量进行分析测

算，充分考虑光伏发电能力与建筑用电需求的匹配值，以评估用户单位对光伏电力的消纳能力。

5.7分布式光伏接入不应超出电网承载能力要求，保障电网安全稳定运行。

6设计要求

6.1基本要求

6.1.1分布式光伏发电项目的设计应符合GB/T51368《建筑光伏系统应用技术标准》的有关要求，项

目设计运行年限应不低于25年。

6.1.2分布式光伏发电系统加装高度应符合当地法律法规、标准等相关要求，避免出现屋顶体量过大，

与建筑风貌不协调的现象。

6.1.3在建筑物安装分布式光伏电站，不应影响建筑的采光、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。

6.1.4分布式光伏电站设计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。

6.1.5分布式光伏电站应采取必要的安全防护措施，所选用的电气设备，应符合带电设备安全防护距

离要求，在其外壳的显著位置应有防触电警示标识。

6.1.6分布式光伏电站的主要设备选型符合GB50797的相关要求，优先选择符合《光伏制造行业规范

条件（2024年本）》（工业和信息化部公告﹝2024﹞33号）规定企业生产的产品。

6.1.7新建分布式光伏发电系统宜具备“可观、可测、可调、可控”的四可功能。

6.2光伏方阵设计

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6.2.1光伏方阵设计应符合如下安全性要求：

a)应综合考虑防雷接地措施及接地电阻要求，接地电阻应符合防雷设计标准；

b)新建建筑屋顶荷载设计应不低于20kg/m'，采用轻质组件安装方案的以荷载计算为准；

c)建筑为坡屋面结构时，光伏组件安装最高高度与屋面垂直高度不应超过30cm，露台或屋顶上

加装光伏阳光棚，应进行结构复核，并考虑当地极端天气出具计算书。棚顶最高点距离铺设

平面的高度不应高于2.8米，四周不宜封堵，不可作为功能性使用；

d)光伏支架风雪压应参照江苏地区25年一遇取值，部分沿海台风区按50年一遇取值，详见附

表A和附表B；

e)光伏方阵应结合太阳辐照度、风速、雨水、积雪等气候条件及建筑朝向、屋顶结构等因素进

行设计，经技术经济比较后确定方位角、倾角和方阵行距。

6.2.2光伏方阵设计应符合如下美观性要求：

a)光伏组件应按整齐对称、色调和谐、美观统一的原则进行布置；

b)主入口、重要集散广场及景观节点等区域的建筑屋顶加装光伏发电系统时，应严控安装的形

式与色调，并做加装后效果视线影响分析；

c)建筑屋顶为坡屋面的，光伏板应与建筑屋面平行且有机结合；

d)平屋面安装光伏电站时，应利用女儿墙等建筑构件对光伏组件进行适当围挡，保证建筑主体

美观；

e)应根据建筑屋面现状与安装光伏组件的数量进行屋面布置的深化设计:应在施工图上组件排

布要体现尺寸，同时体现组件与建筑边沿，组件之间，组件与障碍物之间的尺寸，应进行电

气线路图及电气原理图的设计，保证建筑主体美观。

6.3防雷与接地设计

6.3.1分布式光伏电站防雷设计应分为建筑部分防雷系统设计和电气部分防雷系统设计；建筑和光伏

系统的防雷等级分类及防雷措施应符合现行标准GB50057的有关要求。

6.3.2光伏组件和构件的金属外框应可靠接地，金属构件应与建筑物防雷接地系统联结，联结点不得

少于两处；光伏系统接地电阻应符合设计要求，逆变器及电气箱柜的保护电气接地电阻不大于4Ω，

若防雷接地与电气接地共用接地极，接地电阻不大于4Ω，组件方阵金属部件间等电位连接的接触电阻

应小于0.1Ω。光伏发电工程过电压保护、防雷接地的设计，应符合GB50057《建筑物防雷设计规范》、

GB/T50064《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》和GB/T50065《交流电气装置的接地设

计规范》的规定。

6.4设备选型

6.4.1组件

6.4.1.1光伏组件的选型和光伏方阵的设计应与建筑结合，综合考虑光伏组件的安装位置、角度和朝

向等因素，以减少对周围环境的光反射和眩光影响，避免光伏组件的反射光直接照射到居民住宅、道路

和公共场所等区域。

6.4.1.2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，选用同一规格、同

一品牌的产品。

6.4.2支架

6.4.2.1光伏电站的支架及其支撑件应具有足够的强度和刚度及抗腐蚀能力，江苏沿海地区盐碱度较

高，当选用Q235B热镀锌浸锌材质及以上钢材时；镀锌层平均厚度宜≥65m，沿海1-15公里范围内镀

锌层平均厚度宜≥85μm。当采用连续热镀锌铝镁合金镀层时，镀锌层厚度不宜小于275g/m2。斜屋顶

支架宜采用铝合金材料，平屋顶支架构件宜采用钢材，碳素结构钢和低合金高强度结构钢应采取有效的

防腐措施。压块螺栓需采用304不锈钢(不低于A2-50)。

6.4.2.2光伏支架基础应按承载能力极限状态和正常使用极限状态进行设计，使用年限不应小于屋顶

分布式光伏设计使用年限，且不应小于25年.

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6.4.2.3光伏支架、支撑金属件及其连接点，应具有承受自重、风荷载、雪荷载、检修荷载和抗震能

力。高风压地区压块长度不小于70mm，540W系列以上组件压块长度不小于80mm长度公差±0.3；与压

块配套的螺栓采用不锈钢材质，且须配有弹垫。边压块外边缘距檩条端部不小于100mm。

6.4.2.4光伏支架的安全等级为三级，结构重要性系数不应小于0.95。支架基础的安全等级不应小于

上部支架结构设计安全的等级，结构重要性系数对于光伏支架基础不应小于0.95，光伏支架结构设计

要求建议符合NB/T10115。

6.4.3电缆

6.4.3.1分布式光伏户外明敷电缆应具有防水、防紫外线性能，室内电缆应不低于本建筑物室内电缆

选型要求。

6.4.3.2动力电缆与控制电缆应分层/分区敷设，多层布置电缆桥架内的电缆应均匀敷设，固定应符合

规范规定，绑扎固定间距均匀、方向一致。

6.4.3.3直流侧电缆耐压等级应大于光伏方阵最大输出电压的；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；短路保护电气分断能力应达到光伏方阵的标称短路电流的1.25倍及

以上。

6.4.4配电箱和汇流箱

6.4.4.1配电箱和汇流箱应按使用环境、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、输入输出额定电流等参数进行选择。

6.4.4.2配电箱应配备符合安全需求的刀闸、断路器、浪涌保护器、自复式过欠压保护器等。

6.4.4.3汇流箱箱体和结构设计、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、防护等级等相关技术要求应符合GB/T34936的要求。

6.4.5逆变器和变压器

6.4.5.1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、防护等级等技术条件进行选择。

6.4.5.2光伏组件与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。

6.4.5.3逆变器、汇流箱、变压器和配电箱应设置在通风良好、避免阳光直射的场所，其位置应便于

维护和检修，应满足高效、节能、环保的要求。应避开燃气管道安装，若环境因素不允许，则逆变器、

配电箱优先选择安装在燃气管道下方，且顶部至少离管道300mm。同时燃气管道需使用绝缘PVC管进行

防护;逆变器、配电箱设计时下端离地至少1500mm。

6.4.5.4户外型逆变器的防护等级应不低于IP65要求，户内型逆变器的防护等级应不低于IP20要

求。

6.4.5.5应按照GB/T37408、GB/T37409和NB/T32004中规定的检测项目和方法进行检测。逆变

器稳态无功功率输出范围应符合GB/T37408的要求。

6.4.5.6逆变器宜具备直流拉弧监测功能或快速关断装置。

7接网设计

7.1接入电压及并网点选择

7.1.1对于单个并网点，分布式光伏接入的电压等级应按照安全性、灵活性、经济性原则，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、周边分布式电源规划情况，

经综合比选后确定，具体可参附表D。

7.1.2分布式光伏接入时，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。

7.1.3线路及变压器承载力校核未通过时，应采取降低分布式光伏接入容量或升高并网电压等级等措

施。

7.1.4分布式光伏并网点选择应根据并网电压等级及周边电网情况确定。

7.1.5光伏发电系统并网点电压偏差应符合GB/T12325的要求，电压波动和闪变应符合GB/T12326

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的要求，谐波应符合GB/T14549的要求，间谐波应符合GB/T24337的要求，三相电压不平衡应符合

GB/T15543的要求，电网频率偏差应符合GB/T15945的要求。

7.2主接线选择

分布式光伏升压站或输出汇总点的电气主接线方式，应根据分布式光伏规划容量、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，通过技术经济分析比较后确定，可采

用如下典型主接线方式：

a)380V（220V）：采用单元或单母线接线；

b)10kV：采用线变组或单母线接线；

c)35kV：采用线变组或单母线接线；

d)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）。

7.3接入方案

7.3.1接入方案按照安全性、灵活性、经济性原则，依据分布式光伏装机容量、接入电压等级确定。

7.3.2分布式光伏装机容量在400kW及以下，应根据用电负荷特性、规模等因素合理确定接入方案

及运行模式。考虑220V无序接入将引起三相不平衡等问题，未经供电企业三相不平衡校核不应采用

220V接入。接入方案分为以下三种：

a)对于规模较小的党政机关、学校、医院、厂区、居民等接入用户，宜选择直接接入用户内部

电网；

b)分布式光伏装机容量未超过低压网用电负荷或未引起用户过电压时，宜汇集接入380V母线、

低压接线柜等，路径困难时，可通过专线汇集接入至380V电网主干线路；

c)分布式光伏装机容量超过低压网用电负荷，引起配变反向过载或用户过电压时，应采用专变

升压后接入10kV电网。

7.3.3分布式光伏装机容量在400kW～6MW，应根据用电负荷、规模等因素合理确定接入方案及运行模

式。接入方案分为以下两种：

a)对于学校、医院、工业园区等接入用户，宜选择直接接入用户内部电网或接入公共电网，接

入内部电网时，应满足内部电网用电设备电能质量要求，避免损坏用电设备；

b)对于整村开发的分布式光伏，直接接入10kV公用电网。

7.3.4分布式光伏装机容量在6MW以上，根据技术经济论证结果，应将接入方案分为以下两种：

a)对于村庄规模较大或多个村连片开发、仓储物流园区等，采用35kV线路接入公用变电站母

线或T接至35kV公用线路；

b)当35kV线路间隔不够时，应考虑多条10kV线路接入公用变电站母线；

c)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）。

7.4计量

7.4.1分布式光伏接入系统前，应明确上网电量和用电电量计量点。

7.4.2分布式光伏电能计量点应设在分布式光伏与电网的产权分界处，产权分界处按国家有关规定确

定。产权分界处不适宜安装电能计量装置的，关口计量点应由分布式光伏业主与供电企业协商确定。

自发自用/余电上网的分布式光伏除在产权分界点设置计量点外，应在发电侧并网点和用电点分别设置

计量点。

8工程建设

8.1施工准备

8.1.1分布式光伏施工准备期应对屋顶建设条件进行核查，应由建筑物设计单位或有资质的第三方完

成对屋顶建筑结构载荷和建筑电气安全的验算，并出具相关证明文件，如果需要加固的，应出具加固方

案，加固后应重新进行荷载鉴定。

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8.1.2分布式光伏建设前，设计单位应根据屋顶现状进行设计图的编制，并向监理单位、建设单位、

施工单位、屋顶业主方进行设计交底。建设单位应制定组织措施、技术措施、安全措施和施工方案、应

急预案以及专项施工方案，技术方案。

8.2工程施工

8.2.1光伏组件与光伏方阵

8.2.1.1光伏组件的接线应符合下列要求：

a)组织安装和移动的过程中，不应拉扯连接线；

b)施工时，各类设备、装置的正负极不应短接；

c)组件之间连接线不应承受外力，且应进行绑扎，整齐、美观；

d)进行组件连线施工时，施工人员应配备安全防护用品，不应触摸金属带电部位；

e)对组串完成但不具备接引条件的部位，应用绝缘胶布包扎好并做好警示；

f)安装位置上空有架空线路时，应采取保护和隔离措施；

g)MC4插头禁止无保护措施放置地面，应架空固定。

8.2.1.2光伏组件接地应符合下列要求：

a)组件间安装跨接线或穿刺垫片，接地扁铁搭接长度宜不小于3倍宽度，3面焊接；圆钢搭接

长度宜不小于6倍直径，2面焊接；

b)带边框的光伏组件应将边框用截面不小于4mm2的导线可靠接地；

c)不带边框的组件，其接地做法应符合设计要求。

8.2.1.3光伏方阵的接线应符合以下要求：

a)组串连接后应检测组串的开路电压；

b)方阵间的跨接线缆应穿管进行保护。

8.2.1.4光伏组件安装应符合以下要求

a)组件到货应确认数量、规格型号，检查组件外包装有无变形、碰撞、损坏、划痕等，收集产

品合格证、出厂检验报告，并做好开箱记表；

b)组件应摆放在平坦、坚实的地面，不应倾斜、防止倾倒；

c)组件吊装时应整托盘吊装，不应吊装散装且未作紧固的组件，吊装上升及下降过程应平稳缓

慢，不应产生较大晃动，防止造成组件破损，吊装至屋面后，应采取固定和防坠落保护措施。

不应踩踏组件，不应划伤正面玻璃、背板；

d)不应单人搬运光伏组件，应由两人抬运，且要轻拿轻放，以免造成组件隐裂；

e)组件在运输安装过程中，不应被踩踏、坐卧、撞击或置放物品，不应造成玻璃和背板的划伤

或破损，；

f)对于平铺式光伏组件安装工程，安装前应考虑光伏组件接线的可操作性，受接线操作空间限

制时，宜采用先接线后安装光伏组件的方式进行，组件安装后相邻组件间边缘高差不超过2mm，

同组串组件边缘高度差不超过5mm；

g)应避免在雷雨、大风、冰雹、沙暴等恶劣气候条件进行施工；

h)在施工中，汇流箱直流断路器应处于断开状态，每个组串应留一块光伏组件暂不接入组串，

待组串全部接入汇流箱后再将其接入。

8.2.1.5每块组件最低处的边框应均匀安装导尘夹具，宜配备水清洁系统或光伏清扫机器人等光伏清

扫设备对光伏阵列进行定期清除灰尘和污垢。

8.2.1.6压块边缘至导轨末端预留不应小于10cm，紧固螺栓、螺帽必须采用不锈钢材质。

8.2.1.7含逆变器室、就地升压变压器的光伏方阵区应设置消防沙箱和二氧化碳灭火器。

8.2.2光伏支架

8.2.2.1应根据不同的屋面形式选用合适的夹具，夹具安装前应先定点放线。彩钢屋面夹具安装如需

破坏原有彩钢瓦的，应使用防水垫片、补胶等进行防水处理。夹具安装完成后，应进行拉拔试验，拉力

大于1000N，持续时间超过15s，拉拔试验测试点宜选取彩钢瓦檩条处、边缘处、中间处、顶端处等不

同位置。

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8.2.2.2光伏支架应按设计要求采用从钢筋混凝土基座中伸出的钢制热镀锌等防腐连接件或不锈钢地

脚螺栓等方法固定在基座上，位置准确，与基座固定牢靠，安装时应加装一平一弹两种垫片。

8.2.2.3光伏方阵的支架连接件与主体机构的锚固承载力应大于连接件本身的承载力。当光伏方阵的

支架不能与主体结构锚固时，应设置支架基座。光伏支架基座应进行抗滑移和抗倾覆验算。

8.2.2.4支架与基础之间的预埋件应在支架基础施工时按要求设计埋设。平板型预埋件和后置锚固连

接件锚板在安装时，标高允许偏差不应大于±8mm，平面位置允许偏差不应大于±20mm；槽型预埋件在

安装时，标高允许偏差不应大于±5mm，平面位置允许偏差不应大于±10mm。设计无要求时，按照上述

要求；设计有更高要求时，应根据设计要求。

8.2.2.5光伏支架的桩基础施工完成后，需进行混凝土强度、桩身完整性抽样检测并应进行承载力静

载荷试验检验。光伏支架的桩基础应以受力点开展竖向抗压、抗拔抽检，抽检数量不应少于总桩数的1‰，

且不应少于6根。

8.2.2.6光伏支架堆存、转运、安装过程中不应破坏支架防腐层。

8.2.3电缆沟预埋管

电缆沟内的预埋管施工，应符合下列要求：

a)电缆埋地应使用预埋管，不宜采用直接埋地的方式；

b)两根预埋管之间须使用连接头；

c)预埋管和连接头的管口须打磨光滑，防止损伤电缆外皮；

d)承重路面的预埋管应使用热镀锌钢管或内置钢圈的PVE管，非承重路面预埋管可使用普通

PVE管；

e)预埋管使用热镀锌钢管或内置钢圈的PVE管时，内壁、外壁均应做防腐处理，采用热镀锌钢

管时，锌层剥落处应涂防腐漆，当设计有特殊要求时，应按设计规定进行防腐处理；

f)预埋管的埋设深度不应小于0.7m，在人行道下面敷设时不应小于0.5m。

8.2.4电缆沟转接井

电缆沟内的转接井施工，应符合下列要求：

a)电缆沟拐弯转角较小或下墙电缆穿入地面电缆沟时，必须加设电缆转接井；

b)电缆转接井内壁和底部须砌砖后涂抹混凝土、或者制模后浇筑混凝土；

c)电缆转接井上须加装永久性盖板；

d)下墙电缆入井处须留有缺口，禁止电缆硬弯入井。

8.2.5电缆

8.2.5.1电缆敷设前应满足以下要求：

a)电缆通道畅通，排水良好。金属部分的防腐层完整。隧道内照明、通风符合要求；

b)电缆型号、电压、规格应符合设计；

c)电缆外观应无损伤、绝缘良好，当对电缆的密封有怀疑时，应进行潮湿判断，直埋电缆与水

底电缆应经试验合格；

d)电缆放线架应放置稳妥，钢轴的强度和长度应与电缆盘重量和宽度相配合；

e)敷设前应按设计和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；

f)在带电区域内敷设电缆，应有可靠的安全措施；

g)采用机械敷设电缆时，牵引机和导向机构应调试完好。

8.2.5.2电缆敷设应采用电缆桥架或穿管保护。电缆桥架的直线段、弯通、桥架桥架内外应光滑平整，

无棱刺。电缆应铺设于电缆桥架内，电缆排列整齐、绑扎均匀牢固。

8.2.5.3电缆敷设宜采用穿线管或金属槽盒，不少于两点可靠接地，且不应损坏建（构）筑物的防水

层。

8.2.5.4电缆在终端头与接头附近宜留有备用长度，并联使用的电缆其长度、型号、规格宜相同。

8.2.5.5水泥和瓦屋面MC4接头及4mm2线缆在导轨外面用扎丝固定挂起并理顺。每个组串编号应在

显眼的位置进行明确标记，便于运维查找。

8.2.5.6架空线路的施工应符合GB50173的相关规定。

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8.2.6并网柜、箱变基础

8.2.6.1并网柜、箱变基础制作宜采用钢筋混凝土结构。

8.2.6.2基础底部须设有集水坑，基础四壁须设有对流通风孔，通风孔上须加装网套防止小动物进入。

8.2.6.38基础内部须加设接地扁铁并与周边接地环网连接。

8.2.7配变箱

8.2.7.1配变箱的布置必须遵循安全、可靠、适用和经济等原则，并应便于安装、操作、搬运、检修、

试验和检测。

8.2.7.2配电箱外露可导电部分，必须与接地装置有可靠的电气连接。成排的配电装置两端均应与接

地线相连。

8.2.8汇流箱

8.2.8.1汇流箱安装前应检测汇流箱进线端及出线端与汇流箱接地端绝缘电阻，该值不应小于2MΩ。

8.2.8.2汇流箱组串电缆接引前应确认光伏组件侧和逆变器侧均有明显断开点。

8.2.8.3汇流箱安装应符合下列要求：

a)汇流箱不应遮挡光伏组件；

b)汇流箱安装前，应对汇流箱内各元件进行绝缘测试；

c)在雨雪天时不得对汇流箱进行开箱操作；

d)对于倾角式支架，汇流箱宜采用挂墙式和抱柱式安装；

e)对于平铺式支架，汇流箱宜采用卧式安装，且不应破坏屋面的防水层；

f)采用自然冷却方式的汇流箱不宜安装在阳光直射区域，且安装环境温度应符合设备手册或设

计规定；

g)对外接线时，螺丝应紧固、防水端子应拧紧。

8.2.9逆变器

8.2.9.1逆变器安装时室内环境应满足下列要求：

a)室内应通风良好，环境温度适宜；

b)相对湿度应符合设计要求，且无凝露；

c)应无水蒸气及腐蚀性气体；

d)附近应无易燃易爆品；

e)应具有符合安全规定的电源。

8.2.9.2逆变器的安装应满足下列要求：

a)逆变器安装位置应符合设计规定，其偏差应不大于8mm；

b)逆变器安装牢固可靠、排布集中、间距均匀，电缆接线绑扎整齐，走线清晰，并应配有防护

罩。安装在室外的逆变器，应牢靠固定在机架或平台上；

c)逆变器安装在震动场所时，应按设计要求采取防震措施；

d)逆变器背部及侧面离墙壁或其它物件距离应符合设计要求，顶部不可放置任何重型物件，正

前方必须有足够的操作空间。

8.2.9.3逆变器连接导线前，应确保整个光伏方阵总短路电流不能超过逆变器最大允许电流。

8.2.9.4逆变器直流侧电缆接线前应确认汇流箱侧有明显断点；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。

8.2.9.5连接导线时应确保所有开关处于关闭状态，正确连接主机直流输入连接线的正负极、交流输

出连接线、主机接地线，做到接线紧固可靠，接地良好。

8.2.9.6逆变器与系统的直流侧和交流侧应有绝缘隔离的装置。直流侧应有必要的触电警示和防止触

电安全措施，交流侧输出电缆和负荷设备应接有自动切断保护装置。

8.2.9.7分布式光伏逆变器保护定值应满足GB/T14285和GB/T37408的要求，任何人不得擅自更改。

9并网调试

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9.1并网调试

9.1.1分布式光伏发电系统应进行调试、检测、验收合格后试运行。

9.1.2分布式光伏发电系统调试运行前，应编制调试运行大纲。

9.1.3分布式光伏发电系统调试前应事先对光伏组件做好清洁工作，在适宜的气象条件下进行。分布

式光伏发电系统调试过程中如发生不合格项，在对系统进行局部调整后，需对电气设备和系统逐项重新

调试并记表，调试记表应齐全、准确。

9.1.4分布式光伏发电系统调试时应提供所有相关的设备及线路的安装记表，安装记表应包括但不限

于安装时间，测试记表及设备更换记表。

9.1.5分布式光伏发电系统各电气设备和控制设备都应进行功能调试，以确保系统正常运行。

9.2并网检测

9.2.1通过220/V/380V电压等级并网的分布式光伏，宜在并网前向供电企业提供由具备相应资质的

单位或部门出具的设备检测报告。

9.2.2通过35kV/10kV电压等级并网分布式光伏，应在并网运行后6个月内向供电企业提供有关分布

式光伏运行特性的并网检测报告。

9.2.3检测应按照国家或有关行业对分布式光伏并网运行制定的相关标准或规定运行，应包括但不仅

限于以下内容：功率控制和电压调节、电能质量、安全与保护功能、并网运行适应性、建模试验。

9.2.4检测结果应做专门记表，作为工程竣工验收的提交资料之一。

10远程监管及运维

10.1分布式光伏的运行数据宜采取集中管理，鼓励应用物联网技术、机器人技术、无人机技术及视

频监控技术等数字化管理新技术，将采集到的数据上传至分布式光伏运维管理平台。

10.2采集的数据宜包括光伏组件、汇流箱、逆变器、箱变、输电线路、升压站设备的各项参数状态情

况，以及光伏环境监测仪采集到的辐照度、环境温度、相对湿度、风速、风向、大气压力、降雨量等环

境参数。

10.3分布式光伏运维管理平台宜包括远程监控、智能生产管理、智能运维管理、安全防护管理等功能，

实际功能可根据用户需求定制。

10.4分布式光伏运维管理平台应根据电站类型、容量灵活设置接入方案。

10.5分布式光伏运维管理平台的架构及配置、通信、主站性能、子站性能和主站环境要求应符合GB/T

34932的相关规定。

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附表A江苏省各地级市风压和雪压等级

风压（KN/㎡）雪压（KN/㎡）雪荷载准

海拔高度永久值系

地市

n=25mn=50mn=25mn=50m

（km）数分区

南京8.90.250.400.400.65Ⅱ

无锡6.70.300.450.300.40Ⅲ

徐州41.00.250.350.250.35Ⅱ

常州4.90.250.400.200.35Ⅲ

苏州17.50.300.450.250.40Ⅲ

南通5.30.300.450.150.25Ⅲ

连云港3.70.350.550.250.40Ⅱ

淮安34.50.250.350.200.30Ⅱ

盐城3.60.250.450.200.35Ⅲ

扬州5.40.250.400.200.35Ⅲ

镇江26.50.300.400.250.35Ⅲ

泰州6.60.250.400.250.35Ⅲ

宿迁34.50.250.350.200.30Ⅱ

附表B江苏省各地级市抗震设防烈度

等级地市设计基本地震加速度值

南京、无锡、南通、淮安、

抗震设防烈度60.05g

盐城、苏州

抗震设防烈度7徐州、常州、扬州、镇江、泰州、连云港0.15g

抗震设防烈度8宿迁0.30g

附表C不同规模接入电压等级参考表

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电源总容量范围并网电压等级

8kw及以下220V

8kw~400kW380V

400kW~6MW10kV

6MW~50MW20kV、35kV、66ky、110kV

附表D导线截面及分布式光伏接入容量对应参考表

电压等级

导线截面（mm2）

35kV10kV380V

502.6MW98kW

-

7014MW3.3MW125kW

9516MW4.0MW150kW

12018MW4.6MW170kW

15021MW5.4MW200kW

18525MW6.2MW235kW

24029MW7.4MW280kW

3009.5MW360kW

-

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附表E不同电压等级分布式光伏并网点选择

电压等级并网点

35kV变电站或开关站35kV母线；35kV线路

变电站、开关站、配电室、箱变、环网箱（室）的10kV母线；

10kV

10kV线路（架空线路）

380（220）V配电室、箱变或柱上变压器低压母线；低压主干线路/配变箱

《分布式光伏开发建设导则》团体标准编制

说明

1项目背景

国家和江苏省出台了一系列政策，推动分布式光伏发展，如《可再生能

源法》和《江苏省“十四五”能源发展规划》。近十年间，江苏光伏发电和应

用市场得到了长足的发展，光伏发电装机量有了巨大提升。尽管经历过行业

震荡，经历了光伏补贴退坡，全省光伏发电累计装机量依然稳步提高。

2023年，江苏省光伏应用市场与制造业呈齐头并进之势，装机规模持续

扩大；累计光伏装机3928万千瓦，占全国累计装机容量的6.45%，位居全国

第三位。其中，分布式光伏累计装机2772.2万千瓦，集中式光伏累计装机1155.8

万千瓦；分布式光伏在总量和增量上已成为我省光伏发电的主力。从累计光

伏装机规模看，总量排在前五的分别是南通市、盐城市、苏州市、徐州市和

宿迁市。

江苏省分布式光伏特别是户用光伏发展迅速，但在推广过程中仍面临如

下一些问题。

1、设备质量参差不齐，系统设计不规范，影响发电效率和安全性。

2、部分地区电网容量不足，并网审批流程复杂，影响项目推进。

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3、分布式光伏特别是户用光伏缺乏专业运维团队，系统故障处理不及时，

缺乏专业的运维管理标准和责任要求。

未来规范我省分布式光伏的健康发展，起草编制了《分布式光伏开发建

设导则》，本导则规定了分布式光伏电站建设的基本要求，从开发要求、选址

要求、设计要求、设备选型、接网设计、工程建设、运营维护等方面提出全

过程实施导则。

2项目来源

2025年2月14日，江苏省质量协会发布了关于《关于〈分布式光伏开发

建设导则〉团体标准立项的公告》（江苏省质量协会[2025]6号文件）,《分布

式光伏开发建设导则》立项文件经过江苏省质量协会的评审，符合团体标准

的立项条件，纳入立项，按照计划进度及时标准发布。由江苏省光伏产业协

会组织省内外头部分布式光伏投资、建设和开发企业组织标准《分布式光伏

开发建设导则》。明确分布式光伏项目的技术要求，确保设计、施工和验收的

规范性，通过标准化，提升系统效率和安全性，延长设备寿命，推动分布式

光伏的规模化应用，助力能源结构转型和“双碳”目标实现。

3标准制定工作概况

3.1标准制定相关单位及人员

编审

序号单位名称作用

人员

1编制人员范国远

2编制人员吉雷

江苏省光伏产业协会

3编制人员段翠翠

4编制人员刘爽

5编制人员肖小龙

江苏省电力公司

6编制人员吴宁

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7江苏华电句容发电有限公司编制人员冯军

8公诚管理咨询有限公司编制人员杨海滨

9编制人员刘征

TCL光伏科技

10编制人员于婕媛

正泰安能数字能源（浙江）

11编制人员高雨

股份有限公司

12天合富家能源股份有限公司编制人员张明达

阿特斯阳光电力集团股份有限

13编制人员罗锋

公司

14江苏宁美新能源有限公司编制人员李剑

15固德威技术股份有限公司编制人员张清

16中能建江苏省电力设计院编制人员陆冉

17中能建江苏省电力设计院编制人员曹炜

18中国建筑第四工程局有限公司编制人员管聪聪

3.2主要工作过程

2024年12月由江苏省光伏产业协会牵头成立了《分布式光伏开发建设导

则》团标起草小组。起草小组广泛调研，收集了省内外各方面、各企业有关

分布式光伏相关标准的信息，分别征求具有丰富经验的标准化工作人员、企

业技术人员及检验人员、用户、质量监督检验部门的意见，实地走访了参与

分布式光伏设计开发建设的相关的企业，同时深入了解江苏省分布式光伏项

目实操过程及实施情况。

2025年1月-2月，起草小组对收集的资料进行整理研讨开始起草《分布

式光伏开发建设导则》团体标准的草案。并组织了省内外相关企业和专家召

开了《分布式光伏开发建设导则》团体立项审稿会，形成了初稿。

2025年3月，组织企业专家和有关用户单位等对标准的草案进行线上和

线下讨论，多次研讨后形成征求意见稿。