浙江整县推进屋顶分布式光伏开发工作导则公开征求意见

来源:浙江发改委 编辑:jianping 屋顶分布式光伏
9月22日从浙江发改委获悉:为规范引导整县(市、区)推进屋顶分布式光伏开发试点工作安全、有序、高质量开展,浙江省发展改革委(省能源局)组织浙江省光伏产业技术创新战略联盟、杭州市太阳能光伏产业协会、省电力公司等单位结合我省行业实际,依据国家现行标准,编制了《浙江省整县(市、区)推进屋顶分布式光伏开发工作导则
5.2.2 分布式光伏接入电网应参照供电公司公布的分布式光伏并网服务流程。
5.2.3 分布式光伏发电项目接入电网申请的资料清单应包含但不限于下列信息:
1) 企业营业执照(复印件);
2) 企业开票信息(复印件);
3) 企业法人身份证及委托书(复印件);
4) 企业房产证明及土地证明(或不动产证明)(复印件);
5) 分布式电源并网申请表(原件);
6) 联系人资料表(原件)。

5.3 项目备案

5.3.1 工商业分布式光伏发电项目申请备案前应获得供电公司接入电网初步意见函。
5.3.2 工商业分布式光伏发电项目业主应在浙江政务服务网注册单位账号,登陆并通过地方发展改革局进行备案申请,应按照系统要求填写项目基本信息并上传项目资料。
5.3.3 工商业分布式光伏发电项目备案申请的资料清单应包含但不限于下列信息:
1) 项目实施方案(包括企业基本情况、建设规模、建设方案、投资效益等);
2) 企业营业执照、法人身份证复印件;
3) 项目备案证明复印件加盖企业公章;
4) 供电公司出具的接入电网初步意见函;
5) 光伏发电平价上网项目信息表;
6) 光伏发电项目平价上网和预期并网承诺书;
7) 房屋产权证明复印件加盖企业公章(房产证、土地证,若屋顶属于租赁性质还应提供租赁合同或协议)。
5.3.4 如工商业分布式光伏发电项目业主、装机容量、消纳方式等发生变更,应按照地方发展改革局的要求申请项目变更,并在供电公司办理相关变更业务。

6 系统设计指南

6.1 基本要求

6.1.1 分布式光伏发电项目的设计应符合现行国家标准GB/T 51368和现行地方标准DB/33 1106的有关要求。
6.1.2 分布式光伏发电项目的设计应综合考虑建筑屋顶的光照条件、建筑结构、使用功能、电网条件、负荷性质和系统运行维护等因素,以“宜建尽建”为原则,满足客户需求。
6.1.3 项目设计运行年限应不低于25年。
6.1.4 分布式光伏发电项目的设计应考虑光伏组件安装和逆变器的合理配比,以并网逆变器容量核定光伏电站装机容量。
6.1.5 光伏系统输配电和控制用缆线应与其他管线统筹安排,安全、隐蔽、集中布置。
6.1.6 在人员有可能接触或接近光伏系统的位置,应设置防触电警示标识。
6.1.7 并网光伏系统应具有相应的并网保护功能,并应安装必要的计量装置。
6.2 产品选型
6.2.1 光伏系统设备和材料应符合国家现行标准的有关规定和建筑安全规定,鼓励选用符合“品字标”浙江制造高质量要求的设备和材料。
6.2.2 在综合考虑发电效率、发电量、电气和结构安全、适用、美观的前提下,应根据建筑效果、设计理念、可利用面积、安装场地和周边环境等因素选择光伏组件的类型、尺寸、颜色和安装位置。
6.2.3 屋面一体化光伏发电系统采用的防水材料及配套材料除应符合各个构造层的要求外,尚应满足防火及环保的要求,原则上构成屋面的所有材料均为阻燃及其以上标准。
6.2.4 光伏系统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,并与主体结构有可靠的连接和锚固。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。
6.2.5 光伏支架、支撑金属件及其连接点,应具有承受系统自重、风荷载、雪荷载、检修荷载和抗震能力。
6.2.6 分布式光伏户外电缆应具有防水、防紫外线性能,室内电缆不低于本建筑物室内电缆选型要求。
6.2.7 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。
6.2.8 汇流箱应根据使用环境、绝缘水平、防护等级、额定电压、输入输出回路数、输入输出额定电流、使用温度、安装方式及工艺等技术参数进行选择。汇流箱输入回路应具有防反功能并设置防逆流措施。
6.2.9 交/直流配电柜(箱)应按使用环境、柜体形式、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选择。
6.2.10 光伏系统防雷装置使用材料应根据建筑防雷等级要求、现场土壤条件和气候条件进行选择。
6.2.11 自来水厂、污水处理厂等公共基础设施分布式光伏项目鼓励采用防腐蚀性较高的双玻光伏组件和支架。
6.2.12 商业建筑分布式光伏发电项目鼓励采用性能稳定的微型逆变器、组件优化器或快速关闭装置。
6.2.13 城市区域的屋顶分布式光伏发电项目鼓励采用导流板等轻型光伏支架系统。
6.2.14 户用分布式光伏发电项目鼓励采用光伏瓦。

6.3 系统设计

6.3.1 系统设计应符合如下安全性要求:
1) 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;
2) 应根据勘察评估数据进行房屋等级分类,验证项目可行性和结构安全性;
3) 新建工业厂房屋面一体化光伏发电系统荷载设计应不低于20kg/㎡;采用轻质组件安装方案的,以荷载计算为准;
4) 建筑为坡屋面结构时,光伏组件安装最高高度与屋面距离不应超过30cm;建筑为平屋面结构时,光伏组件安装最高高度与屋面距离不应超过1.5m;
5) 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;
6) 逆变器安装地点应通风条件良好,尽量避免雨淋及阳光直射。
6.3.2 项目设计应符合如下美观性要求:
1) 光伏组件应按集中优先、整齐对称、色调和谐、美观统一的原则进行布置;
2) 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。宜采用光伏组件满铺或瓦型光伏组件、黑灰色系光伏组件等;
3) 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,不得超出屋面外沿,光伏板最高点不得高过屋脊;
4) 平屋面安装光伏发电系统时,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;
5) 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。

7 建设安装指南

7.1 基本要求

7.1.1 工商业分布式光伏发电项目的安装应符合现行国家标准GB/T 51368和现行团体标准T/HZPVA 003的有关要求。
7.1.2 户用分布式光伏发电项目宜参照“品字标”浙江制造标准T/ZZB 0736进行安装。
7.1.3 分布式光伏发电项目的安装应充分考虑消防、结构安全、综合管线、维修、排水、防雷接地等方面的技术要求,不得与相关技术规范要求相违背,严格按照设计方案要求。
7.1.4 分布式光伏发电安装企业应为施工人员购买施工保险。
7.1.5 安装光伏系统的建筑主体结构应完成验收。
7.1.6 分布式光伏发电项目安装前应具备下列条件:
1) 建设单位应取得相关的施工许可文件;
2) 施工通道应符合材料、设备运输的要求;
3) 施工单位的资质、特种作业人员资格、施工机械、施工材料、计量器具等应报监理单位或建设单位审查完毕;
4) 施工图应通过会审、设计交底应完成,施工组织设计方案应已编审完毕;
5) 工程定位测量基准应确立。
7.1.7 光伏系统施工前应结合工程自身特点制定施工安全、职业健康管理方案和应急预案。

7.2 施工管理

7.2.1 应对施工中所使用的设备与原材料做好进场检验记录,确保与合同所附的设备材料清单一致。材料发生变更的,应由项目业主签字确认。
7.2.2 应严格按照合同约定的期限做好项目现场的施工组织和管理,主要内容包括现场施工的人员配置、材料准备及施工质量、成本、进度、安全与环境的管理。
7.2.3 应做好现场施工各阶段的安全防护措施,保持施工现场的清洁和道路畅通,确保消防措施落实,满足区域工程施工管理相关规定。
7.2.4 应在现场施工过程中保障屋顶业主和施工人员安全,项目施工过程中应符合如下要求:
1) 施工人员应佩戴保险绳、防滑鞋和安全帽;
2) 施工人员严禁在雨雪、大风天气进行施工作业;
3) 施工人员在酷暑天气施工应做好防暑措施;
4) 施工人员应携带安装图纸,并严格按照设计方案进行施工;
5) 施工区域应设立安全警戒,吊装区域应有专人警戒;
6) 施工人员应对光伏组件轻拿轻放,施工过程中严禁在组件上踩踏,严禁野蛮施工;
7) 施工人员应使用专业安装工具,其中对于光伏连接器应用专业工具进行安装;
8) 施工人员施工时应小心保护屋面,结束后,施工人员应检查瓦片是否有破损等情况,并对瓦片和挂片连接的稳固性进行检查;
9) 施工人员应文明施工,施工结束后应清理场地垃圾;
10) 项目应预留维修通道,确保光伏组件清洗、系统运维和检修的通畅。

7.3 土建工程

7.3.1 光伏系统支架连接部件的安装施工不应降低屋面的防水性能。施工损坏的屋面原有防水层应进行修复或重新进行防水处理。
7.3.2 支架安装应符合下列要求:
1)应在连接部件验收合格后安装支架。采用现浇混凝土基座时,应在混凝土的强度达到设计强度的70%以上后安装支架;
2)支架安装过程不应破坏防腐涂层;
3)支架安装过程不应气割扩孔,热镀锌钢构件,不宜现场切割、开孔。
7.3.3 现场宜采用机械连接的安装方式。当采用焊接工艺时,焊接工艺应符合下列要求:
1)现场焊接应对影响范围内的型材和光伏组件采取保护措施;
2)焊接完毕后应对焊缝质量进行检查;
3)焊接表面应按设计要求进行防腐处理。

7.4 电气安装

7.4.1 电气设备安装时,应对设备进行编号;电缆及线路接引完毕后,应对线路进行标识,各类预留孔洞及电缆洞口应进行防火封堵。
7.4.2 汇流箱的安装应符合下列要求:
1)汇流箱进线端和出线端与汇流箱接地端应进行绝缘测试;
2)汇流箱内元器件应完好,连接线应无松动;
3)汇流箱中的开关应处于分断状态,熔断器熔丝不应放入;
4)汇流箱内光伏组件串的电缆接引前,光伏组件侧和逆变器侧应有明显断开点;
5)汇流箱与光伏组件串进行电缆连接时,应先接汇流箱内的输入端子,后接光伏组件接插件。
7.4.3 逆变器的安装应符合下列要求:
1)应检查待安装逆变器的外观、型号、规格;
2)逆变器柜体应进行接地,单列柜与接地扁钢之间应至少选取两点进行连接;
3)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;
4)集中式逆变器直流侧电缆接线前应确认汇流箱侧有明显断开点。

7.4.4 防雷、接地施工应符合下列要求:
1)光伏系统的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与边框可靠接地,不带边框的光伏组件,固定结构的接地做法应符合设计要求;
3)盘柜、桥架、汇流箱、逆变器等电气设备的接地应牢固可靠、导电良好,金属盘门应采用裸铜软导线与金属构架或接地排进行接地。
7.5 系统调试
7.5.1 项目安装完成后,施工队应按合同约定的相关标准和规范进行系统自检。
7.5.2 项目自检结束后,应由施工队进行项目调试,调试应包括光伏组件串、汇流箱、逆变器、配电柜、二次系统、储能系统等设备调试及光伏发电系统的联合调试。
7.5.3 设备和系统调试前,应完成安装工作并验收合格;装有空调或通风装置等特殊设施的,应安装完毕并投入运行。受电后无法进行或影响运行安全的工程应施工完毕。
7.5.4 调试前应按设计图纸确认设备接线正确无误,牢固无松动;确认电气设备的参数符合设计值;确认设备及各回路电缆绝缘良好,符合接地要求;确认设备及线路标识清晰、准确。
7.5.5 光伏系统并网投运应符合国家现行标准的有关规定。

8 项目验收指南

8.1 基本要求

8.1.1 应对分布式光伏发电项目分别履行工程验收和并网验收程序。
8.1.2 分布式光伏发电项目的工程验收应符合现行团体标准T/HZPVA 001的有关要求,所有验收应做好记录,立卷归档。

8.2 验收组织程序

8.2.1 原则上由项目业主自行组织验收,项目总承包单位配合,验收小组负责执行。
8.2.2 项目单位的组成应符合下列要求:
1) 对于装机容量50kWp及以上的工商业项目,应有项目投资方、设计方、施工方、监理方、运维方和屋顶业主单位派代表或委托人参加;
2) 对于户用项目和装机容量50kWp以下的非户用项目,应有项目投资方、实施方和屋顶业主派代表或委托人参加。
8.2.3 验收专家组的组成应符合下列要求:
1) 应至少包含三名成员,原则上应邀请供电公司参加;
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,与验收项目有关联的专家(涉及设计、施工和监理等)应回避;
3) 验收组长应由专家组成员共同选出,负责主持项目验收。
8.2.4 验收专家组听取项目单位的项目汇报,检查项目是否符合前置要求,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和质询后,形成书面验收意见。装机容量50kWp以下的工商业项目参照户用项目验收。
8.2.5 实地检查和资料审查中,验收专家组应对所有必查项逐条检查,如不符合相应要求,则本次验收不合格,并应提出整改意见。
8.2.6 实地检查和资料审查中,验收专家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。
8.2.7 实地检查和资料审查中,验收专家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,并给出特色说明。
8.2.8 书面验收意见应由验收专家组全体成员签字(参考附录B)。
8.3 工商业项目验收
8.3.1 项目现场应有清晰的项目工程铭牌,应标明项目名称、投资单位、设计单位、施工单位、监理单位和并网时间。
8.3.2 验收专家组应对项目的土建与屋面部分、电气设备房与地面部分逐项进行外观检查和安装检查,检查项目表可参照附录C。
8.3.3 项目的资料审查项目参见表2。

表2 工商业分布式光伏项目资料审查表





8.5 并网验收

8.5.1 在分布式光伏发电项目通过工程验收后,项目业主应向属地供电公司提出并网验收和调试申请。
8.5.2 分布式光伏发电项目并网验收申请的资料清单应包含但不限于下列信息:
1) 施工单位资质(承装(修、试)电力设施许可证,建筑企业资质证书,安全生产许可证)(复印件);
2) 分布式电源并网调试和验收申请表(原件);
3) 授权委托书(原件);
4) 主要设备技术参数、型式认证报告或质检证书,包括发电、逆变、变电、断路器、刀闸等设备;
5) 并网前单位工程调试报告(记录);
6) 并网前单位工程验收报告(记录);
7) 并网前设备电气试验、继电保护整定、通信联调、电能量信息采集调试记录。
8.5.3 供电公司受理并网验收和调试申请后,安装关口电能计量装置、签订购售电合同与完成并网验收及调试。
8.5.4 对验收与调试合格且合同已签订的项目,可直接转入并网运行。

9 运行维护指南

9.1 基本要求

9.1.1 工商业分布式光伏发电项目的运行维护应符合现行团体标准T/HZPVA 002的有关要求。
9.1.2 户用分布式光伏发电项目宜参照“品字标”浙江制造标准T/ZZB 0736进行运行维护。
9.1.3 项目生产准备中,项目公司应完成相关资料的移交,物资管理、安健环管理、生产技术准备等工作符合相关要求。
9.1.4 分布式光伏发电项目运维企业应做好项目的档案管理、运行记录管理和巡检维护管理等台账管理工作。
9.1.5 项目运维人员在交接班过程中应规范交班准备、接班准备工作。
9.1.6 项目运维人员应符合上岗条件,定期接受培训,并在运行维护检查中应遵守相关的操作规定。
9.1.7 在开展项目的巡回检查工作时,运维人员应佩戴必备的安全防护装备,携带必要的工、器具,并保证巡检周期的最低要求,形成相应的巡检记录表。
9.1.8 在开展光伏组件清洗过程中,应规范清洗要求、符合验收标准。
9.1.9 鼓励采用集中式运行维护,鼓励应用互联网技术、机器人技术、无人机技术及视频监控技术等运维新技术。
9.2 工商业项目运维
9.2.1 对光伏组件、光伏支架的巡检周期应不低于每季度一次,对光伏方阵、防雷与接地系统、配电线路的巡检周期应不低于每半年一次,对汇流箱、配电柜、逆变器、变压器等电气设备的巡检周期应不低于每年一次。
9.2.2 开展项目的巡视检查工作时,运维人员应遵守有关规章制度,按照设定的巡检通道进行巡回检查。
9.2.3 巡检时,应根据设备具体情况、特点和安全的要求,认真仔细地检查设备,并带电笔、手电筒、测温仪等检查用具,以保证检查质量。
9.2.4 巡检中发现的设备缺陷,应采取必要的安全措施,并及时向上一级汇报。
9.2.5 巡检完成后应将开关柜、保护屏、端子箱、控制盘等的柜门关好。
9.2.6 后台监控系统发现明显缺陷或疑似异常情况时应立即安排人员就地巡检,消除设备隐患。
9.2.7 运行维护检查应涉及到光伏发电系统的光伏支架、光伏组件、直流汇流箱、直流配电柜、交流汇流箱、交流配电柜、集中式逆变器、组串式逆变器、变压器、电力电缆、继电保护及自动装置、无功补偿装置、开关站设备、通讯监控系统等设备。项目主要设备的巡检要求参见附录E。

9.3 户用项目运维

9.3.1 运维服务企业对家庭屋顶并网光伏系统的巡检周期应不低于每年一次。
9.3.2 运维服务企业应定期对业主进行运维知识的培训并保持记录。
9.3.3 如户用光伏系统出现重大故障或安全隐患,应及时停止系统运转并记录,应及时向上一级汇报。
9.3.4 户用分布式光伏发电项目的巡检记录表可参照附录F。
9.3.5 鼓励运维服务企业开展孤儿电站公益巡检活动,为无人管理的户用分布式光伏发电项目业主提供运维服务。

9.4 故障处理和响应速度

9.4.1 运维服务企业应配置相应专业技术人员,向并项目业主承诺响应速度。
9.4.2 运维期内需现场应急故障处理的项目,运维服务企业应为项目业主提供全天24小时的热线服务及紧急联络人信息服务。
9.4.3 运维服务企业的响应时间要求不应超过1小时,现场服务不应超过24小时,紧急现场服务不应超过8小时。
9.4.4 项目业主反馈设备损坏或故障等情况,运维服务企业经确认后应在2个工作日内安排运维人员上门对项目予以检测和维保工作。

9.5 电量监控和主动运维

9.5.1 运维服务企业应对分布式光伏发电项目实施远程监控,为项目业主开放远程运行监控权限。
9.5.2 监控系统应能实现在线发电量监测与动态分析。
9.5.3 除电量监控以外,应提供故障报警处理的主动运维服务。当建筑供电停电后,应及时告知项目业主停电对项目发电的影响,还应远程监控电量异常情况,及时主动告知其停电后发电量异常情况。
9.5.4 宜提供发电量主动提醒、故障排除主动提醒、补贴发放主动提醒以及贷款模式下对项目业主的还贷时间主动提醒。
9.5.5 宜根据发电量变动情况,在需要时安排必要的清洗。

9.6 质量保障

9.6.1 所有设备材料的质保期应从并网运行之日起算。
9.6.2 原则上光伏发电系统的质保期不应低于3年。
9.6.3 光伏组件质保不应低于10年,功率有限质保不应低于25年;并网逆变器质保不应低于10年;线缆、配电箱的质保不应低于3年。
9.7 投诉和争议处理
9.7.1 运维服务企业应按照服务合同约定设立服务热线,并公布接受投诉的渠道和方式。
9.7.2 运维服务企业应建立投诉管理制度,规范投诉处理流程。建立健全项目业主投诉处理规定,至少包括:投诉处理范围、处理责任部门及其职责、投诉处理流程、投诉处理期限和结果。
9.7.3 运维服务企业当发生项目业主投诉后,应在24小时内主动与项目业主取得联系,并在3个工作日内予以处理,与项目业主另行商定处理时除外。 

附 录 A
(资料性附录)既有建筑屋顶资源光伏利用排摸信息登记表



登记表参见表A.1。











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