分布式光伏開發建設導則

ICS27.160

CCSF12

JSQA

江蘇省質量協會團體標準

T/JSQAXXXX—2025

分布式光伏開發建設導則

Guidelinesfordevelopmentandconstructionofdistributedphotovoltaic

projects

（征求意見稿）

XXXX-XX-XX發布XXXX-XX-XX實施

江蘇省質量協會??發布

T/JSQAXXXX—2025

單擊或點擊此處輸入文字。

1范圍

本文件規定了分布式光伏電站建設的基本要求，從開發要求、選址要求、設計要求、設備選型、接

網設計、工程建設、運營維護等方面提出全過程實施導則。

本文件適用于接入35kV及以下電壓等級的新建分布式光伏電站。

2規范性引用文件

下列文件中的內容通過文中的規范性引用而構成本文件必不可少的條款。其中，注日期的引用文件，

僅該日期對應的版本適用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適用于本

文件。

GB/T14285繼電保護和安全自動裝置技術規程

GB/T19939光伏系統并網技術要求

GB/T19964光伏發電站接入電力系統技術規定

GB/T33342戶用分布式光伏發電并網接口技術規范

GB/T33592分布式電源并網運行控制規范

GB/T33593分布式電源并網技術要求

GB/T34932分布式光伏發電系統遠程監控技術規范

GB/T34936光伏發電站匯流箱技術要求

GB/T37408光伏發電并網逆變器技術要求

GB/T37409光伏發電并網逆變器檢測技術要求

GB/T37655光伏與建筑一體化發電系統驗收規范

GB/T38946分布式光伏發電系統集中運維技術規范

GB50054低壓配電設計規范

GB50057建筑物防雷設計規范

GB50205鋼結構工程施工質量驗收標準

GB50207屋面工程質量驗收規范

GB50217電力工程電纜設計標準

GB50292民用建筑可靠性鑒定標準

GB50794光伏發電站施工規范

GB/T50795光伏發電工程施工組織設計規范

GB/T50796光伏發電工程驗收規范

GB50797光伏發電站設計規范

GB/T51368建筑光伏系統應用技術標準

NB/T32004光伏并網逆變器技術規范

NB/T32015分布式電源接入配電網技術規定

NB/T32037光伏發電建設項目文件歸檔與檔案整理規范

3術語和定義

GB/T19939、GB/T19964、GB50794、GB50797界定的術語和定義適用于本文件。

4開發要求

1

T/JSQAXXXX—2025

4.1分布式光伏開發應符合城鄉總體規劃，以清潔高效、分散布局、就近消納、就地平衡為原則，統

籌規劃，與區域內電網建設發展、用電負荷增長相協調，充分利用當地可再生能源和綜合利用資源，替

代和減少化石能源消費。

4.2分布式光伏發電項目評估、并網申請、設計、安裝、驗收、運維除符合本導則要求外，還應符合

國家、省及行業相關管理規定、設備標準、建筑工程規范和安全規范等要求。

4.3分布式光伏建設應符合城鄉總體規劃，并與周邊建筑物、景觀等相協調，安全美觀、有序發展。

4.4鼓勵分布式光伏建設結合綠色生活創建行動，圍繞綠色建筑、生態小區、低碳/零碳園區等重點領

域，并充分利用城市配套設施，開展“光伏+”多元化場景應用；鼓勵分布式光伏建設采用綠色、低碳

建材產品認證的新技術、新工藝、新設備、新材料。

5選址要求

5.1分布式光伏電站開發單位應對既有建筑物的已使用年限、屋頂類型、結構設計、結構材料和結構

耐久性、安裝部位的構造及強度等進行檢查和鑒定。

5.2分布式光伏電站開發單位應對建筑屋頂進行荷載分析和復核，考慮防風、防臺、抗震和安全承載

等因素，并據此評估房屋結構及承重后的安全性和可靠性。

5.3不應在以下建筑屋頂安裝分布式光伏電站：

a)所依托的建筑物剩余使用壽命小于25年的建筑；

b)違章、臨時及廢舊建筑；

c)屋面(包括瓦片、承重結構、屋面平臺)已經年久失修，存在結構等安全風險的建筑；

d)政府下發拆遷計劃的區域；

e)生產及儲存物品的火災危險性分類為甲類、乙類的建筑；

f)其他經評估不宜安裝的場景。

5.4分布式光伏應對其依托的建筑屋頂進行荷載分析和驗算，應充分考慮防臺風、防冰雪和安全承載

等因素，滿足屋頂結構的安全性和可靠性。

5.5在既有建筑物上增設光伏發電系統，必須進行建筑物結構和電氣的安全復核，并應滿足建筑結構

及電氣的安全性要求，并不得降低相鄰建筑物的日照標準。

5.6分布式光伏電站開發單位應對建筑屋頂可利用面積、用電量、用電負荷和變壓器容量進行分析測

算，充分考慮光伏發電能力與建筑用電需求的匹配值，以評估用戶單位對光伏電力的消納能力。

5.7分布式光伏接入不應超出電網承載能力要求，保障電網安全穩定運行。

6設計要求

6.1基本要求

6.1.1分布式光伏發電項目的設計應符合GB/T51368《建筑光伏系統應用技術標準》的有關要求，項

目設計運行年限應不低于25年。

6.1.2分布式光伏發電系統加裝高度應符合當地法律法規、標準等相關要求，避免出現屋頂體量過大，

與建筑風貌不協調的現象。

6.1.3在建筑物安裝分布式光伏電站，不應影響建筑的采光、通風以及原有排水系統的正常運行，不

應引起建筑物能耗的增加。

6.1.4分布式光伏電站設計應符合構件的各項物理性能要求，根據當地的特點，作為建筑構件的光伏

發電組件應采取相應的防凍、防冰雪、防過熱、防雷、抗風、抗震、防火、防腐蝕等技術措施。

6.1.5分布式光伏電站應采取必要的安全防護措施，所選用的電氣設備，應符合帶電設備安全防護距

離要求，在其外殼的顯著位置應有防觸電警示標識。

6.1.6分布式光伏電站的主要設備選型符合GB50797的相關要求，優先選擇符合《光伏制造行業規范

條件（2024年本）》（工業和信息化部公告﹝2024﹞33號）規定企業生產的產品。

6.1.7新建分布式光伏發電系統宜具備“可觀、可測、可調、可控”的四可功能。

6.2光伏方陣設計

2

T/JSQAXXXX—2025

6.2.1光伏方陣設計應符合如下安全性要求：

a)應綜合考慮防雷接地措施及接地電阻要求，接地電阻應符合防雷設計標準；

b)新建建筑屋頂荷載設計應不低于20kg/m'，采用輕質組件安裝方案的以荷載計算為準；

c)建筑為坡屋面結構時，光伏組件安裝最高高度與屋面垂直高度不應超過30cm，露臺或屋頂上

加裝光伏陽光棚，應進行結構復核，并考慮當地極端天氣出具計算書。棚頂最高點距離鋪設

平面的高度不應高于2.8米，四周不宜封堵，不可作為功能性使用；

d)光伏支架風雪壓應參照江蘇地區25年一遇取值，部分沿海臺風區按50年一遇取值，詳見附

表A和附表B；

e)光伏方陣應結合太陽輻照度、風速、雨水、積雪等氣候條件及建筑朝向、屋頂結構等因素進

行設計，經技術經濟比較后確定方位角、傾角和方陣行距。

6.2.2光伏方陣設計應符合如下美觀性要求：

a)光伏組件應按整齊對稱、色調和諧、美觀統一的原則進行布置；

b)主入口、重要集散廣場及景觀節點等區域的建筑屋頂加裝光伏發電系統時，應嚴控安裝的形

式與色調，并做加裝后效果視線影響分析；

c)建筑屋頂為坡屋面的，光伏板應與建筑屋面平行且有機結合；

d)平屋面安裝光伏電站時，應利用女兒墻等建筑構件對光伏組件進行適當圍擋，保證建筑主體

美觀；

e)應根據建筑屋面現狀與安裝光伏組件的數量進行屋面布置的深化設計:應在施工圖上組件排

布要體現尺寸，同時體現組件與建筑邊沿，組件之間，組件與障礙物之間的尺寸，應進行電

氣線路圖及電氣原理圖的設計，保證建筑主體美觀。

6.3防雷與接地設計

6.3.1分布式光伏電站防雷設計應分為建筑部分防雷系統設計和電氣部分防雷系統設計；建筑和光伏

系統的防雷等級分類及防雷措施應符合現行標準GB50057的有關要求。

6.3.2光伏組件和構件的金屬外框應可靠接地，金屬構件應與建筑物防雷接地系統聯結，聯結點不得

少于兩處；光伏系統接地電阻應符合設計要求，逆變器及電氣箱柜的保護電氣接地電阻不大于4Ω，

若防雷接地與電氣接地共用接地極，接地電阻不大于4Ω，組件方陣金屬部件間等電位連接的接觸電阻

應小于0.1Ω。光伏發電工程過電壓保護、防雷接地的設計，應符合GB50057《建筑物防雷設計規范》、

GB/T50064《交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合設計規范》和GB/T50065《交流電氣裝置的接地設

計規范》的規定。

6.4設備選型

6.4.1組件

6.4.1.1光伏組件的選型和光伏方陣的設計應與建筑結合，綜合考慮光伏組件的安裝位置、角度和朝

向等因素，以減少對周圍環境的光反射和眩光影響，避免光伏組件的反射光直接照射到居民住宅、道路

和公共場所等區域。

6.4.1.2光伏方陣中，同一光伏組件串中各光伏組件的電氣性能參數應保持一致，選用同一規格、同

一品牌的產品。

6.4.2支架

6.4.2.1光伏電站的支架及其支撐件應具有足夠的強度和剛度及抗腐蝕能力，江蘇沿海地區鹽堿度較

高，當選用Q235B熱鍍鋅浸鋅材質及以上鋼材時；鍍鋅層平均厚度宜≥65m，沿海1-15公里范圍內鍍

鋅層平均厚度宜≥85μm。當采用連續熱鍍鋅鋁鎂合金鍍層時，鍍鋅層厚度不宜小于275g/m2。斜屋頂

支架宜采用鋁合金材料，平屋頂支架構件宜采用鋼材，碳素結構鋼和低合金高強度結構鋼應采取有效的

防腐措施。壓塊螺栓需采用304不銹鋼(不低于A2-50)。

6.4.2.2光伏支架基礎應按承載能力極限狀態和正常使用極限狀態進行設計，使用年限不應小于屋頂

分布式光伏設計使用年限，且不應小于25年.

3

T/JSQAXXXX—2025

6.4.2.3光伏支架、支撐金屬件及其連接點，應具有承受自重、風荷載、雪荷載、檢修荷載和抗震能

力。高風壓地區壓塊長度不小于70mm，540W系列以上組件壓塊長度不小于80mm長度公差±0.3；與壓

塊配套的螺栓采用不銹鋼材質，且須配有彈墊。邊壓塊外邊緣距檁條端部不小于100mm。

6.4.2.4光伏支架的安全等級為三級，結構重要性系數不應小于0.95。支架基礎的安全等級不應小于

上部支架結構設計安全的等級，結構重要性系數對于光伏支架基礎不應小于0.95，光伏支架結構設計

要求建議符合NB/T10115。

6.4.3電纜

6.4.3.1分布式光伏戶外明敷電纜應具有防水、防紫外線性能，室內電纜應不低于本建筑物室內電纜

選型要求。

6.4.3.2動力電纜與控制電纜應分層/分區敷設，多層布置電纜橋架內的電纜應均勻敷設，固定應符合

規范規定，綁扎固定間距均勻、方向一致。

6.4.3.3直流側電纜耐壓等級應大于光伏方陣最大輸出電壓的；額定載流量應高于短路保護電氣整定

值，線路損耗應控制在2%以內；短路保護電氣分斷能力應達到光伏方陣的標稱短路電流的1.25倍及

以上。

6.4.4配電箱和匯流箱

6.4.4.1配電箱和匯流箱應按使用環境、柜體型式、安裝方式、電壓等級、絕緣等級、防護等級、輸

入輸出回路數、輸入輸出額定電流等參數進行選擇。

6.4.4.2配電箱應配備符合安全需求的刀閘、斷路器、浪涌保護器、自復式過欠壓保護器等。

6.4.4.3匯流箱箱體和結構設計、采集和告警、通訊功能、顯示功能、機械要求、防雷、接地、低溫

工作、高溫工作、保護功能、防護等級等相關技術要求應符合GB/T34936的要求。

6.4.5逆變器和變壓器

6.4.5.1逆變器應按照型式、容量、相數、頻率、冷卻方式、功率因數、過載能力、溫升、效率、輸

入輸出電壓、最大功率點跟蹤、保護和監測功能、通訊接口、防護等級等技術條件進行選擇。

6.4.5.2光伏組件與逆變器之間的容配比，應綜合考慮當地太陽能資源、使用環境條件等因素，經技

術經濟比較后確定。光伏方陣的最大功率工作電壓變化范圍應在逆變器的最大功率跟蹤范圍內。

6.4.5.3逆變器、匯流箱、變壓器和配電箱應設置在通風良好、避免陽光直射的場所，其位置應便于

維護和檢修，應滿足高效、節能、環保的要求。應避開燃氣管道安裝，若環境因素不允許，則逆變器、

配電箱優先選擇安裝在燃氣管道下方，且頂部至少離管道300mm。同時燃氣管道需使用絕緣PVC管進行

防護;逆變器、配電箱設計時下端離地至少1500mm。

6.4.5.4戶外型逆變器的防護等級應不低于IP65要求，戶內型逆變器的防護等級應不低于IP20要

求。

6.4.5.5應按照GB/T37408、GB/T37409和NB/T32004中規定的檢測項目和方法進行檢測。逆變

器穩態無功功率輸出范圍應符合GB/T37408的要求。

6.4.5.6逆變器宜具備直流拉弧監測功能或快速關斷裝置。

7接網設計

7.1接入電壓及并網點選擇

7.1.1對于單個并網點，分布式光伏接入的電壓等級應按照安全性、靈活性、經濟性原則，根據裝機

容量、導線載流量、上級變壓器及線路可接納能力、所在地區配電網情況、周邊分布式電源規劃情況，

經綜合比選后確定，具體可參附表D。

7.1.2分布式光伏接入時，應進行相關線路熱穩定、變壓器承載力校核，避免線路、變壓器反向重載。

7.1.3線路及變壓器承載力校核未通過時，應采取降低分布式光伏接入容量或升高并網電壓等級等措

施。

7.1.4分布式光伏并網點選擇應根據并網電壓等級及周邊電網情況確定。

7.1.5光伏發電系統并網點電壓偏差應符合GB/T12325的要求，電壓波動和閃變應符合GB/T12326

4

T/JSQAXXXX—2025

的要求，諧波應符合GB/T14549的要求，間諧波應符合GB/T24337的要求，三相電壓不平衡應符合

GB/T15543的要求，電網頻率偏差應符合GB/T15945的要求。

7.2主接線選擇

分布式光伏升壓站或輸出匯總點的電氣主接線方式，應根據分布式光伏規劃容量、分期建設情況、

供電范圍、當地負荷情況、接入電壓等級和出線回路數等條件，通過技術經濟分析比較后確定，可采

用如下典型主接線方式：

a)380V（220V）：采用單元或單母線接線；

b)10kV：采用線變組或單母線接線；

c)35kV：采用線變組或單母線接線；

d)配有分布式光伏的配電臺區，不得與其他臺區建立低壓聯絡（配電室、箱式變低壓母線間聯

絡除外）。

7.3接入方案

7.3.1接入方案按照安全性、靈活性、經濟性原則，依據分布式光伏裝機容量、接入電壓等級確定。

7.3.2分布式光伏裝機容量在400kW及以下，應根據用電負荷特性、規模等因素合理確定接入方案

及運行模式。考慮220V無序接入將引起三相不平衡等問題，未經供電企業三相不平衡校核不應采用

220V接入。接入方案分為以下三種：

a)對于規模較小的黨政機關、學校、醫院、廠區、居民等接入用戶，宜選擇直接接入用戶內部

電網；

b)分布式光伏裝機容量未超過低壓網用電負荷或未引起用戶過電壓時，宜匯集接入380V母線、

低壓接線柜等，路徑困難時，可通過專線匯集接入至380V電網主干線路；

c)分布式光伏裝機容量超過低壓網用電負荷，引起配變反向過載或用戶過電壓時，應采用專變

升壓后接入10kV電網。

7.3.3分布式光伏裝機容量在400kW～6MW，應根據用電負荷、規模等因素合理確定接入方案及運行模

式。接入方案分為以下兩種：

a)對于學校、醫院、工業園區等接入用戶，宜選擇直接接入用戶內部電網或接入公共電網，接

入內部電網時，應滿足內部電網用電設備電能質量要求，避免損壞用電設備；

b)對于整村開發的分布式光伏，直接接入10kV公用電網。

7.3.4分布式光伏裝機容量在6MW以上，根據技術經濟論證結果，應將接入方案分為以下兩種：

a)對于村莊規模較大或多個村連片開發、倉儲物流園區等，采用35kV線路接入公用變電站母

線或T接至35kV公用線路；

b)當35kV線路間隔不夠時，應考慮多條10kV線路接入公用變電站母線；

c)配有分布式光伏的配電臺區，不得與其他臺區建立低壓聯絡（配電室、箱式變低壓母線間聯

絡除外）。

7.4計量

7.4.1分布式光伏接入系統前，應明確上網電量和用電電量計量點。

7.4.2分布式光伏電能計量點應設在分布式光伏與電網的產權分界處，產權分界處按國家有關規定確

定。產權分界處不適宜安裝電能計量裝置的，關口計量點應由分布式光伏業主與供電企業協商確定。

自發自用/余電上網的分布式光伏除在產權分界點設置計量點外，應在發電側并網點和用電點分別設置

計量點。

8工程建設

8.1施工準備

8.1.1分布式光伏施工準備期應對屋頂建設條件進行核查，應由建筑物設計單位或有資質的第三方完

成對屋頂建筑結構載荷和建筑電氣安全的驗算，并出具相關證明文件，如果需要加固的，應出具加固方

案，加固后應重新進行荷載鑒定。

5

T/JSQAXXXX—2025

8.1.2分布式光伏建設前，設計單位應根據屋頂現狀進行設計圖的編制，并向監理單位、建設單位、

施工單位、屋頂業主方進行設計交底。建設單位應制定組織措施、技術措施、安全措施和施工方案、應

急預案以及專項施工方案，技術方案。

8.2工程施工

8.2.1光伏組件與光伏方陣

8.2.1.1光伏組件的接線應符合下列要求：

a)組織安裝和移動的過程中，不應拉扯連接線；

b)施工時，各類設備、裝置的正負極不應短接；

c)組件之間連接線不應承受外力，且應進行綁扎，整齊、美觀；

d)進行組件連線施工時，施工人員應配備安全防護用品，不應觸摸金屬帶電部位；

e)對組串完成但不具備接引條件的部位，應用絕緣膠布包扎好并做好警示；

f)安裝位置上空有架空線路時，應采取保護和隔離措施；

g)MC4插頭禁止無保護措施放置地面，應架空固定。

8.2.1.2光伏組件接地應符合下列要求：

a)組件間安裝跨接線或穿刺墊片，接地扁鐵搭接長度宜不小于3倍寬度，3面焊接；圓鋼搭接

長度宜不小于6倍直徑，2面焊接；

b)帶邊框的光伏組件應將邊框用截面不小于4mm2的導線可靠接地；

c)不帶邊框的組件，其接地做法應符合設計要求。

8.2.1.3光伏方陣的接線應符合以下要求：

a)組串連接后應檢測組串的開路電壓；

b)方陣間的跨接線纜應穿管進行保護。

8.2.1.4光伏組件安裝應符合以下要求

a)組件到貨應確認數量、規格型號，檢查組件外包裝有無變形、碰撞、損壞、劃痕等，收集產

品合格證、出廠檢驗報告，并做好開箱記表；

b)組件應擺放在平坦、堅實的地面，不應傾斜、防止傾倒；

c)組件吊裝時應整托盤吊裝，不應吊裝散裝且未作緊固的組件，吊裝上升及下降過程應平穩緩

慢，不應產生較大晃動，防止造成組件破損，吊裝至屋面后，應采取固定和防墜落保護措施。

不應踩踏組件，不應劃傷正面玻璃、背板；

d)不應單人搬運光伏組件，應由兩人抬運，且要輕拿輕放，以免造成組件隱裂；

e)組件在運輸安裝過程中，不應被踩踏、坐臥、撞擊或置放物品，不應造成玻璃和背板的劃傷

或破損，；

f)對于平鋪式光伏組件安裝工程，安裝前應考慮光伏組件接線的可操作性，受接線操作空間限

制時，宜采用先接線后安裝光伏組件的方式進行，組件安裝后相鄰組件間邊緣高差不超過2mm，

同組串組件邊緣高度差不超過5mm；

g)應避免在雷雨、大風、冰雹、沙暴等惡劣氣候條件進行施工；

h)在施工中，匯流箱直流斷路器應處于斷開狀態，每個組串應留一塊光伏組件暫不接入組串，

待組串全部接入匯流箱后再將其接入。

8.2.1.5每塊組件最低處的邊框應均勻安裝導塵夾具，宜配備水清潔系統或光伏清掃機器人等光伏清

掃設備對光伏陣列進行定期清除灰塵和污垢。

8.2.1.6壓塊邊緣至導軌末端預留不應小于10cm，緊固螺栓、螺帽必須采用不銹鋼材質。

8.2.1.7含逆變器室、就地升壓變壓器的光伏方陣區應設置消防沙箱和二氧化碳滅火器。

8.2.2光伏支架

8.2.2.1應根據不同的屋面形式選用合適的夾具，夾具安裝前應先定點放線。彩鋼屋面夾具安裝如需

破壞原有彩鋼瓦的，應使用防水墊片、補膠等進行防水處理。夾具安裝完成后，應進行拉拔試驗，拉力

大于1000N，持續時間超過15s，拉拔試驗測試點宜選取彩鋼瓦檁條處、邊緣處、中間處、頂端處等不

同位置。

6

T/JSQAXXXX—2025

8.2.2.2光伏支架應按設計要求采用從鋼筋混凝土基座中伸出的鋼制熱鍍鋅等防腐連接件或不銹鋼地

腳螺栓等方法固定在基座上，位置準確，與基座固定牢靠，安裝時應加裝一平一彈兩種墊片。

8.2.2.3光伏方陣的支架連接件與主體機構的錨固承載力應大于連接件本身的承載力。當光伏方陣的

支架不能與主體結構錨固時，應設置支架基座。光伏支架基座應進行抗滑移和抗傾覆驗算。

8.2.2.4支架與基礎之間的預埋件應在支架基礎施工時按要求設計埋設。平板型預埋件和后置錨固連

接件錨板在安裝時，標高允許偏差不應大于±8mm，平面位置允許偏差不應大于±20mm；槽型預埋件在

安裝時，標高允許偏差不應大于±5mm，平面位置允許偏差不應大于±10mm。設計無要求時，按照上述

要求；設計有更高要求時，應根據設計要求。

8.2.2.5光伏支架的樁基礎施工完成后，需進行混凝土強度、樁身完整性抽樣檢測并應進行承載力靜

載荷試驗檢驗。光伏支架的樁基礎應以受力點開展豎向抗壓、抗拔抽檢，抽檢數量不應少于總樁數的1‰，

且不應少于6根。

8.2.2.6光伏支架堆存、轉運、安裝過程中不應破壞支架防腐層。

8.2.3電纜溝預埋管

電纜溝內的預埋管施工，應符合下列要求：

a)電纜埋地應使用預埋管，不宜采用直接埋地的方式；

b)兩根預埋管之間須使用連接頭；

c)預埋管和連接頭的管口須打磨光滑，防止損傷電纜外皮；

d)承重路面的預埋管應使用熱鍍鋅鋼管或內置鋼圈的PVE管，非承重路面預埋管可使用普通

PVE管；

e)預埋管使用熱鍍鋅鋼管或內置鋼圈的PVE管時，內壁、外壁均應做防腐處理，采用熱鍍鋅鋼

管時，鋅層剝落處應涂防腐漆，當設計有特殊要求時，應按設計規定進行防腐處理；

f)預埋管的埋設深度不應小于0.7m，在人行道下面敷設時不應小于0.5m。

8.2.4電纜溝轉接井

電纜溝內的轉接井施工，應符合下列要求：

a)電纜溝拐彎轉角較小或下墻電纜穿入地面電纜溝時，必須加設電纜轉接井；

b)電纜轉接井內壁和底部須砌磚后涂抹混凝土、或者制模后澆筑混凝土；

c)電纜轉接井上須加裝永久性蓋板；

d)下墻電纜入井處須留有缺口，禁止電纜硬彎入井。

8.2.5電纜

8.2.5.1電纜敷設前應滿足以下要求：

a)電纜通道暢通，排水良好。金屬部分的防腐層完整。隧道內照明、通風符合要求；

b)電纜型號、電壓、規格應符合設計；

c)電纜外觀應無損傷、絕緣良好，當對電纜的密封有懷疑時，應進行潮濕判斷，直埋電纜與水

底電纜應經試驗合格；

d)電纜放線架應放置穩妥，鋼軸的強度和長度應與電纜盤重量和寬度相配合；

e)敷設前應按設計和實際路徑計算每根電纜的長度，合理安排每盤電纜，減少電纜接頭；

f)在帶電區域內敷設電纜，應有可靠的安全措施；

g)采用機械敷設電纜時，牽引機和導向機構應調試完好。

8.2.5.2電纜敷設應采用電纜橋架或穿管保護。電纜橋架的直線段、彎通、橋架橋架內外應光滑平整，

無棱刺。電纜應鋪設于電纜橋架內，電纜排列整齊、綁扎均勻牢固。

8.2.5.3電纜敷設宜采用穿線管或金屬槽盒，不少于兩點可靠接地，且不應損壞建（構）筑物的防水

層。

8.2.5.4電纜在終端頭與接頭附近宜留有備用長度，并聯使用的電纜其長度、型號、規格宜相同。

8.2.5.5水泥和瓦屋面MC4接頭及4mm2線纜在導軌外面用扎絲固定掛起并理順。每個組串編號應在

顯眼的位置進行明確標記，便于運維查找。

8.2.5.6架空線路的施工應符合GB50173的相關規定。

7

T/JSQAXXXX—2025

8.2.6并網柜、箱變基礎

8.2.6.1并網柜、箱變基礎制作宜采用鋼筋混凝土結構。

8.2.6.2基礎底部須設有集水坑，基礎四壁須設有對流通風孔，通風孔上須加裝網套防止小動物進入。

8.2.6.38基礎內部須加設接地扁鐵并與周邊接地環網連接。

8.2.7配變箱

8.2.7.1配變箱的布置必須遵循安全、可靠、適用和經濟等原則，并應便于安裝、操作、搬運、檢修、

試驗和檢測。

8.2.7.2配電箱外露可導電部分，必須與接地裝置有可靠的電氣連接。成排的配電裝置兩端均應與接

地線相連。

8.2.8匯流箱

8.2.8.1匯流箱安裝前應檢測匯流箱進線端及出線端與匯流箱接地端絕緣電阻，該值不應小于2MΩ。

8.2.8.2匯流箱組串電纜接引前應確認光伏組件側和逆變器側均有明顯斷開點。

8.2.8.3匯流箱安裝應符合下列要求：

a)匯流箱不應遮擋光伏組件；

b)匯流箱安裝前，應對匯流箱內各元件進行絕緣測試；

c)在雨雪天時不得對匯流箱進行開箱操作；

d)對于傾角式支架，匯流箱宜采用掛墻式和抱柱式安裝；

e)對于平鋪式支架，匯流箱宜采用臥式安裝，且不應破壞屋面的防水層；

f)采用自然冷卻方式的匯流箱不宜安裝在陽光直射區域，且安裝環境溫度應符合設備手冊或設

計規定；

g)對外接線時，螺絲應緊固、防水端子應擰緊。

8.2.9逆變器

8.2.9.1逆變器安裝時室內環境應滿足下列要求：

a)室內應通風良好，環境溫度適宜；

b)相對濕度應符合設計要求，且無凝露；

c)應無水蒸氣及腐蝕性氣體；

d)附近應無易燃易爆品；

e)應具有符合安全規定的電源。

8.2.9.2逆變器的安裝應滿足下列要求：

a)逆變器安裝位置應符合設計規定，其偏差應不大于8mm；

b)逆變器安裝牢固可靠、排布集中、間距均勻，電纜接線綁扎整齊，走線清晰，并應配有防護

罩。安裝在室外的逆變器，應牢靠固定在機架或平臺上；

c)逆變器安裝在震動場所時，應按設計要求采取防震措施；

d)逆變器背部及側面離墻壁或其它物件距離應符合設計要求，頂部不可放置任何重型物件，正

前方必須有足夠的操作空間。

8.2.9.3逆變器連接導線前，應確保整個光伏方陣總短路電流不能超過逆變器最大允許電流。

8.2.9.4逆變器直流側電纜接線前應確認匯流箱側有明顯斷點；逆變器交流側和直流側電纜接線前應

檢查電纜絕緣，校對電纜相序和極性。

8.2.9.5連接導線時應確保所有開關處于關閉狀態，正確連接主機直流輸入連接線的正負極、交流輸

出連接線、主機接地線，做到接線緊固可靠，接地良好。

8.2.9.6逆變器與系統的直流側和交流側應有絕緣隔離的裝置。直流側應有必要的觸電警示和防止觸

電安全措施，交流側輸出電纜和負荷設備應接有自動切斷保護裝置。

8.2.9.7分布式光伏逆變器保護定值應滿足GB/T14285和GB/T37408的要求，任何人不得擅自更改。

9并網調試

8

T/JSQAXXXX—2025

9.1并網調試

9.1.1分布式光伏發電系統應進行調試、檢測、驗收合格后試運行。

9.1.2分布式光伏發電系統調試運行前，應編制調試運行大綱。

9.1.3分布式光伏發電系統調試前應事先對光伏組件做好清潔工作，在適宜的氣象條件下進行。分布

式光伏發電系統調試過程中如發生不合格項，在對系統進行局部調整后，需對電氣設備和系統逐項重新

調試并記表，調試記表應齊全、準確。

9.1.4分布式光伏發電系統調試時應提供所有相關的設備及線路的安裝記表，安裝記表應包括但不限

于安裝時間，測試記表及設備更換記表。

9.1.5分布式光伏發電系統各電氣設備和控制設備都應進行功能調試，以確保系統正常運行。

9.2并網檢測

9.2.1通過220/V/380V電壓等級并網的分布式光伏，宜在并網前向供電企業提供由具備相應資質的

單位或部門出具的設備檢測報告。

9.2.2通過35kV/10kV電壓等級并網分布式光伏，應在并網運行后6個月內向供電企業提供有關分布

式光伏運行特性的并網檢測報告。

9.2.3檢測應按照國家或有關行業對分布式光伏并網運行制定的相關標準或規定運行，應包括但不僅

限于以下內容：功率控制和電壓調節、電能質量、安全與保護功能、并網運行適應性、建模試驗。

9.2.4檢測結果應做專門記表，作為工程竣工驗收的提交資料之一。

10遠程監管及運維

10.1分布式光伏的運行數據宜采取集中管理，鼓勵應用物聯網技術、機器人技術、無人機技術及視

頻監控技術等數字化管理新技術，將采集到的數據上傳至分布式光伏運維管理平臺。

10.2采集的數據宜包括光伏組件、匯流箱、逆變器、箱變、輸電線路、升壓站設備的各項參數狀態情

況，以及光伏環境監測儀采集到的輻照度、環境溫度、相對濕度、風速、風向、大氣壓力、降雨量等環

境參數。

10.3分布式光伏運維管理平臺宜包括遠程監控、智能生產管理、智能運維管理、安全防護管理等功能，

實際功能可根據用戶需求定制。

10.4分布式光伏運維管理平臺應根據電站類型、容量靈活設置接入方案。

10.5分布式光伏運維管理平臺的架構及配置、通信、主站性能、子站性能和主站環境要求應符合GB/T

34932的相關規定。

9

T/JSQAXXXX—2025

附表A江蘇省各地級市風壓和雪壓等級

風壓（KN/㎡）雪壓（KN/㎡）雪荷載準

海拔高度永久值系

地市

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

（km）數分區

南京8.90.250.400.400.65Ⅱ

無錫6.70.300.450.300.40Ⅲ

徐州41.00.250.350.250.35Ⅱ

常州4.90.250.400.200.35Ⅲ

蘇州17.50.300.450.250.40Ⅲ

南通5.30.300.450.150.25Ⅲ

連云港3.70.350.550.250.40Ⅱ

淮安34.50.250.350.200.30Ⅱ

鹽城3.60.250.450.200.35Ⅲ

揚州5.40.250.400.200.35Ⅲ

鎮江26.50.300.400.250.35Ⅲ

泰州6.60.250.400.250.35Ⅲ

宿遷34.50.250.350.200.30Ⅱ

附表B江蘇省各地級市抗震設防烈度

等級地市設計基本地震加速度值

南京、無錫、南通、淮安、

抗震設防烈度60.05g

鹽城、蘇州

抗震設防烈度7徐州、常州、揚州、鎮江、泰州、連云港0.15g

抗震設防烈度8宿遷0.30g

附表C不同規模接入電壓等級參考表

10

T/JSQAXXXX—2025

電源總容量范圍并網電壓等級

8kw及以下220V

8kw~400kW380V

400kW~6MW10kV

6MW~50MW20kV、35kV、66ky、110kV

附表D導線截面及分布式光伏接入容量對應參考表

電壓等級

導線截面（mm2）

35kV10kV380V

502.6MW98kW

-

7014MW3.3MW125kW

9516MW4.0MW150kW

12018MW4.6MW170kW

15021MW5.4MW200kW

18525MW6.2MW235kW

24029MW7.4MW280kW

3009.5MW360kW

-

11

T/JSQAXXXX—2025

附表E不同電壓等級分布式光伏并網點選擇

電壓等級并網點

35kV變電站或開關站35kV母線；35kV線路

變電站、開關站、配電室、箱變、環網箱（室）的10kV母線；

10kV

10kV線路（架空線路）

380（220）V配電室、箱變或柱上變壓器低壓母線；低壓主干線路/配變箱

《分布式光伏開發建設導則》團體標準編制

說明

1項目背景

國家和江蘇省出臺了一系列政策，推動分布式光伏發展，如《可再生能

源法》和《江蘇省“十四五”能源發展規劃》。近十年間，江蘇光伏發電和應

用市場得到了長足的發展，光伏發電裝機量有了巨大提升。盡管經歷過行業

震蕩，經歷了光伏補貼退坡，全省光伏發電累計裝機量依然穩步提高。

2023年，江蘇省光伏應用市場與制造業呈齊頭并進之勢，裝機規模持續

擴大；累計光伏裝機3928萬千瓦，占全國累計裝機容量的6.45%，位居全國

第三位。其中，分布式光伏累計裝機2772.2萬千瓦，集中式光伏累計裝機1155.8

萬千瓦；分布式光伏在總量和增量上已成為我省光伏發電的主力。從累計光

伏裝機規模看，總量排在前五的分別是南通市、鹽城市、蘇州市、徐州市和

宿遷市。

江蘇省分布式光伏特別是戶用光伏發展迅速，但在推廣過程中仍面臨如

下一些問題。

1、設備質量參差不齊，系統設計不規范，影響發電效率和安全性。

2、部分地區電網容量不足，并網審批流程復雜，影響項目推進。

12

T/JSQAXXXX—2025

3、分布式光伏特別是戶用光伏缺乏專業運維團隊，系統故障處理不及時，

缺乏專業的運維管理標準和責任要求。

未來規范我省分布式光伏的健康發展，起草編制了《分布式光伏開發建

設導則》，本導則規定了分布式光伏電站建設的基本要求，從開發要求、選址

要求、設計要求、設備選型、接網設計、工程建設、運營維護等方面提出全

過程實施導則。

2項目來源

2025年2月14日，江蘇省質量協會發布了關于《關于〈分布式光伏開發

建設導則〉團體標準立項的公告》（江蘇省質量協會[2025]6號文件）,《分布

式光伏開發建設導則》立項文件經過江蘇省質量協會的評審，符合團體標準

的立項條件，納入立項，按照計劃進度及時標準發布。由江蘇省光伏產業協

會組織省內外頭部分布式光伏投資、建設和開發企業組織標準《分布式光伏

開發建設導則》。明確分布式光伏項目的技術要求，確保設計、施工和驗收的

規范性，通過標準化，提升系統效率和安全性，延長設備壽命，推動分布式

光伏的規模化應用，助力能源結構轉型和“雙碳”目標實現。

3標準制定工作概況

3.1標準制定相關單位及人員

編審

序號單位名稱作用

人員

1編制人員范國遠

2編制人員吉雷

江蘇省光伏產業協會

3編制人員段翠翠

4編制人員劉爽

5編制人員肖小龍

江蘇省電力公司

6編制人員吳寧

13

T/JSQAXXXX—2025

7江蘇華電句容發電有限公司編制人員馮軍

8公誠管理咨詢有限公司編制人員楊海濱

9編制人員劉征

TCL光伏科技

10編制人員于婕媛

正泰安能數字能源（浙江）

11編制人員高雨

股份有限公司

12天合富家能源股份有限公司編制人員張明達

阿特斯陽光電力集團股份有限

13編制人員羅鋒

公司

14江蘇寧美新能源有限公司編制人員李劍

15固德威技術股份有限公司編制人員張清

16中能建江蘇省電力設計院編制人員陸冉

17中能建江蘇省電力設計院編制人員曹煒

18中國建筑第四工程局有限公司編制人員管聰聰

3.2主要工作過程

2024年12月由江蘇省光伏產業協會牽頭成立了《分布式光伏開發建設導

則》團標起草小組。起草小組廣泛調研，收集了省內外各方面、各企業有關

分布式光伏相關標準的信息，分別征求具有豐富經驗的標準化工作人員、企

業技術人員及檢驗人員、用戶、質量監督檢驗部門的意見，實地走訪了參與

分布式光伏設計開發建設的相關的企業，同時深入了解江蘇省分布式光伏項

目實操過程及實施情況。

2025年1月-2月，起草小組對收集的資料進行整理研討開始起草《分布

式光伏開發建設導則》團體標準的草案。并組織了省內外相關企業和專家召

開了《分布式光伏開發建設導則》團體立項審稿會，形成了初稿。

2025年3月，組織企業專家和有關用戶單位等對標準的草案進行線上和

線下討論，多次研討后形成征求意見稿。