国家能源局拟规定：光伏电站项目应当在并网后6个月内取得电力业务许可证,下面一起来看看本站小编界面快讯给大家精心整理的答案，希望对您有帮助
电网并网需要什么条件(电网与电网并网条件)1
国家能源局网站9月5日消息，国家能源局综合司就《光伏电站开发建设管理办法（二次征求意见稿）》公开征求意见，其中提出，光伏电站项目应当在并网后6个月内取得电力业务许可证，国家能源局派出机构按规定公开行政许可信息。电网企业不得允许并网后6个月内未取得电力业务许可证的光伏电站项目发电上网。
附：
光伏电站开发建设管理办法（二次征求意见稿）
第一章 总 则
第一条 【制定目的与依据】为规范光伏电站开发建设管理，保障光伏电站和电力系统清洁低碳、安全高效运行，促进光伏发电行业持续健康高质量发展，根据《中华人民共和国可再生能源法》《中华人民共和国电力法》《企业投资项目核准和备案管理条例》《电力监管条例》《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》《国务院办公厅转发国家发展改革委
国家能源局关于促进新时代新能源高质量发展实施方案的通知》等有关规定，制定本办法。
第二条 【适用对象与范围】本办法适用于集中式光伏电站的行业管理、年度开发建设方案、项目建设管理、电网接入管理、运行监测等。分布式光伏发电管理另行规定。
第三条
【职责分工】国家能源局负责全国光伏电站开发建设和运行的监督管理工作。省级能源主管部门在国家能源局指导下，负责本省（区、市）光伏电站开发建设和运行的监督管理工作。国家能源局派出机构负责所辖区域内光伏电站的规划与政策执行、资质许可、公平接网、电力消纳等方面的监管工作。电网企业承担光伏电站并网条件的落实或认定、电网接入、调度能力优化、电量收购等工作，配合各级能源主管部门分析测算电网消纳能力与接入送出条件。各有关部门按照国家法律法规和部门职责等规定做好光伏电站的安全生产监督管理工作。国家能源局委托国家可再生能源信息管理中心承担光伏电站开发建设及运行信息的管理和服务工作。
第二章 行业管理
第四条 【发展规划】国家能源局编制全国可再生能源发展规划，确定国家光伏电站开发建设的总体目标和重大布局，并结合发展实际与需要适时调整。
第五条 【消纳责任权重】国家能源局根据全国可再生能源发展规划提出的相关目标，按照责任共担原则，建立和强化可再生能源电力消纳责任权重引导机制，每年初滚动发布各省（区、市）权重，同时印发当年和次年消纳责任权重，当年权重为约束性指标，各省（区、市）按此进行考核评估，次年权重为预期性指标，各省（区、市）结合本地实际按此开展光伏电站项目储备。
第六条 【建档立卡】国家能源局依托国家可再生能源发电项目信息管理平台组织开展并网在运光伏电站项目的建档立卡工作。建档立卡的内容主要包括项目名称、建设地点、项目业主、装机容量、并网时间、项目运行状态等信息。每个建档立卡的光伏电站项目由系统自动生成项目编码，作为项目全生命周期的唯一身份识别代码。
第七条 【政策机制】国家能源局加强对光伏电站项目开发建设及运行的全过程监测，规范市场开发秩序，优化发展环境，根据光伏电站发展的实际情况及时完善行业政策、规范和标准等，并会同有关部门深化“放管服”改革，完善相关支持政策。
第三章 年度开发建设方案
第八条
【方案制定要求】省级能源主管部门负责做好本省（区、市）可再生能源发展规划与国家可再生能源、电力等发展规划和重大布局的衔接，根据本省（区、市）可再生能源发展规划、非水电可再生能源电力消纳责任权重以及电网接入与消纳条件等，合理确定光伏电站年度开发建设方案。涉及跨省跨区外送消纳的光伏电站，相关送受端省（区、市）能源主管部门在制定可再生能源发展规划、年度开发建设方案时应充分做好衔接。
第九条
【方案主要内容】省级能源主管部门制定的光伏电站年度开发建设方案可包括项目清单、开工建设与投产时间、建设要求、保障措施等内容，其中项目清单可视发展需要并结合本地实际分类确定为保障性并网项目和市场化并网项目。各地可结合实际，一次性或分批确定项目清单，并及时向社会公布相关情况。纳入光伏电站年度开发建设方案的项目，电网企业应及时办理电网接入手续。鼓励各级能源主管部门采用建立项目库的管理方式，做好光伏电站项目储备。
第十条 【项目确定原则】保障性并网项目原则上由省级能源主管部门通过竞争性配置方式确定。市场化并网项目按照国家和各省（区、市）有关规定确定，电网企业应配合省级能源主管部门对市场化并网项目通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实的并网条件予以认定。
第十一条 【优化建设环境】各省（区、市）光伏电站年度开发建设方案和竞争性配置项目办法应及时向国家能源局报备，并抄送当地国家能源局派出机构。各级能源主管部门要优化营商环境，规范开发建设秩序，不得将强制配套产业或投资、违规收取项目保证金等各类不合理要求或条件作为项目开发建设的门槛。
第四章 项目建设管理
第十二条 【前期准备】光伏电站项目建设前应做好规划选址、资源测评、建设条件论证、市场需求分析等各项准备工作，重点落实光伏电站项目的接网消纳条件，符合用地用海和河湖管理、生态环保等有关要求。
第十三条 【备案管理】按照国务院投资项目管理规定，光伏电站项目实行备案管理。各省（区、市）可制定本省（区、市）光伏电站项目备案管理办法，明确备案机关及其权限等，并向社会公布。备案机关及其工作人员应当依法对项目进行备案，不得擅自增减审查条件，不得超出办理时限。备案机关及有关部门应当加强对光伏电站的事中事后监管。
第十四条 【建设条件】光伏电站完成项目备案后，项目单位应抓紧落实各项建设条件。已经完成备案并纳入年度开发建设方案的项目，在办理完成相关法律法规要求的各项建设手续后应及时开工建设，并与电网企业做好配套电力送出工程的衔接。
第十五条
【建设要求】光伏电站项目备案容量原则上为交流侧容量。项目单位应按照备案信息进行建设，不得自行变更项目备案信息的重要事项。项目备案后，项目法人发生变化，项目建设地点、规模、内容发生重大变更，或者放弃项目建设的，项目单位应当及时告知备案机关并修改相关信息。各省级能源主管部门和备案机关可视需要组织核查备案后2年内未开工建设或者未办理任何其他手续的项目，及时废止确实不具备建设条件的项目。
第五章 电网接入管理
第十六条 【投资界面划分】光伏电站配套电力送出工程（含汇集站，以下同）建设应与光伏电站建设相协调。光伏电站项目单位负责投资建设项目场址内集电线路和升压站（开关站）工程，原则上电网企业负责投资建设项目场址外配套电力送出工程。各省级能源主管部门负责做好协调工作。
第十七条 【电网企业职责】电网企业应根据国家确定的光伏电站开发建设总体目标和重大布局、各地区光伏电站发展规划和年度开发建设方案，结合光伏电站发展需要，及时优化电网规划建设方案和投资计划安排，统筹开展光伏电站配套电网建设和改造，鼓励采用智能电网等先进技术，提高电力系统接纳光伏发电的能力。
第十八条
【接网服务】电网企业应按照积极服务、简捷高效的原则，建立和完善光伏电站项目接网审核和服务程序。项目单位提交接入系统设计报告评审申请后，电网企业应按照电网公平开放的有关要求在规定时间内出具书面回复意见，对于确实不具备接入条件的项目应书面说明原因。鼓励电网企业推广新能源云等信息平台，提供项目可用接入点、可接入容量、技术规范等信息，实现接网全流程线上办理，提高接网申请审核效率。
第十九条 【送出工程纳规】500千伏及以上的光伏电站配套电力送出工程，由项目所在地省（区、市）能源主管部门上报国家能源局，履行纳入规划程序；500千伏以下的光伏电站配套电力送出工程经项目所在地省（区、市）能源主管部门会同电网企业审核确认后自动纳入相应电力规划。
第二十条 【网源协调】电网企业应改进完善内部审批流程，合理安排建设时序，加强网源协调发展，建立网源沟通机制，提高光伏电站配套电力送出工程相关工作的效率，衔接好网源建设进度，做到配套电力送出工程与光伏电站项目同步建设、同步投运，确保项目在满足相应并网条件后“能并尽并”，不得附加额外不合理条件。光伏电站并网后，电网企业应及时掌握情况并按月报送相关信息。
第二十一条 【送出工程自建】电网企业建设确有困难或规划建设时序不匹配的光伏电站配套电力送出工程，允许光伏电站项目单位投资建设。光伏电站项目单位建设配套送出工程应充分进行论证，并完全自愿，可以多家企业联合建设，也可以一家企业建设，多家企业共享。光伏电站项目单位建设的新能源配套电力送出工程，经电网企业与光伏电站项目单位双方协商同意，可在适当时机由电网企业依法依规进行回购。
第二十二条 【接网技术要求】光伏电站项目应符合国家有关光伏电站接入电网的技术标准规范等有关要求，科学合理确定容配比，交流侧容量不得大于备案容量或年度开发建设方案确定的规模。涉网设备必须通过经国家认可的检测认证机构检测认证，经检测认证合格的设备，电网企业非必要不得要求重复检测。项目单位要认真做好涉网设备管理，不得擅自停运和调整参数，保障运行安全。
第二十三条
【并网管理】项目主体工程和配套电力送出工程完工后，项目单位应及时组织项目竣工验收。项目单位提交并网运行申请书后，电网企业应按国家有关技术标准规范和管理规定，在规定时间内配合开展光伏电站涉网设备和电力送出工程的并网调试、竣工验收，并参照《新能源场站并网调度协议示范文本》《购售电合同示范文本》与项目单位签订并网调度协议和购售电合同。对于符合条件且自愿参与市场化交易的光伏电站，项目单位按照相关电力市场规则要求执行。
第二十四条 【资质许可】光伏电站项目应当在并网后6个月内取得电力业务许可证，国家能源局派出机构按规定公开行政许可信息。电网企业不得允许并网后6个月内未取得电力业务许可证的光伏电站项目发电上网。
第二十五条 【优化调度】电网企业应采取系统性技术措施，合理安排电网运行方式，完善光伏电站并网运行的调度技术体系，按照有关规定保障光伏电站安全高效并网运行。光伏电站项目单位应加强运行维护管理，积极配合电网企业的并网运行调度管理。
第六章 运行监测
第二十六条 【安全生产责任主体】光伏电站项目单位负责电站建设和运营，是光伏电站的安全生产责任主体，必须贯彻执行国家及行业安全生产管理规定，依法加强光伏电站建设运营全过程的安全生产管理，并加大对安全生产的投入保障力度，改善安全生产条件，提高安全生产水平，确保安全生产。
第二十七条 【安全生产管理】各有关部门应按照法律法规和职责分工等要求，加强光伏电站工程施工安全监管、质量监督管理及运行监管。光伏电站建设、调试、运行和维护过程中发生电力事故、电力安全事件和信息安全事件时，项目单位和有关参建单位应按相关规定要求及时向有关部门报告。
第二十八条 【信息管理】国家能源局依托国家可再生能源发电项目信息管理平台和全国新能源电力消纳监测预警平台开展项目全过程信息监测。省级能源主管部门应督促项目单位按照有关要求，及时向国家可再生能源信息管理中心和全国新能源消纳监测预警中心报送相关信息，填写、更新项目建档立卡内容。
第二十九条 【消纳分析】电网企业要会同全国新能源消纳监测预警中心及时公布各省级区域并网消纳情况及预测分析，引导理性投资、有序建设。对项目单位反映的有关问题，省级能源主管部门要会同电网企业等有关单位及时协调、督导和纠正。
第三十条 【回收处理】光伏电站的拆除、设备回收与再利用，应符合国家资源回收利用和生态环境、安全生产等相关法律法规与政策要求，不得造成环境污染破坏与安全事故事件，鼓励项目单位为设备回收与再利用创造便利条件。
第三十一条 【配套规定】各省级能源主管部门可根据本办法，制定适应本省（区、市）实际的具体管理办法。
第七章 附 则
第三十二条 【解释部门】本办法由国家能源局负责解释。
第三十三条 【实施期限】本办法自发布之日起实施，有效期5年。
电网并网需要什么条件(电网与电网并网条件)2
1. 什么是分布式光伏发电?
答：指位于用户所在地附近，所生产的电能主要以用户自用 和就地利用为主，多余电力送入当地配电网的光伏发电项目。分布式发电基本不做电压等级和容量限制，但一般来说， 以 35 千伏及以上电压等级接入电网，所发电力主要向上一级电网输送的，可参照公司常规电源进行电网接入管理和并网服务。
2. 是否所有分布式光伏发电项目都享受国家财政补贴?
答：不是。
1) 光伏电站执行价格主管部门确定的光伏发电上网电价，不属于分布式光伏发电补贴范围。
2) 享受金太阳示范工程补贴资金、太阳能光电建筑应用财政补贴资金的项目不属于分布式光伏发电补贴范围。
3) 未纳入国家发电财政资金补贴目录的分布式光伏发电项目不属于分布式光伏发电补贴范围。
3. 分布式光伏发电项目申请国家财政发电补贴的首要条件?
答：一是按照国家能源局制定的项目管理暂行办法完成备 案;二是项目建成投产，完成并网验收、签订相关合同等工作。
4. 如何申请国家财政分布式光伏项目发电补贴?
答：主要分三个步骤。
1) 分布式光伏发电项目业主完成并网验收并取得地市级或县区能源主管部门备案审核意见后，向项目所在地供电 企业提出纳入分布式光伏发电补助项目申请;
2) 地市供电企业汇总供电区域内项目情况，报市级财政、价格、能源主管部门审核后上报省级电网公司。省级电 网公司汇总审核后报网公司，网公司审核汇总后报财政部、国家发展改革委、国家能源局;
3) 国家财政部、发展改革委和能源局对报送项目组织审核，将符合条件的项目列入补助目录予以公告。
4) 海南省可结合当地行政管理设置参照执行。
5. 国家分布式发电项目财政补贴是如何发放的?
答：主要有以下内容。
1) 中央财政根据电网公司年度预算，按季向电网公司拨付可再生能源发电补贴资金;
2) 省级电网公司收到总部拨付的可再生能源补贴资金后，将分布式光伏发电项目业主补贴资金划转至该项目所属 的地市供电企业，市供电企业将分布式光伏发电项目补贴资金划转至该项目所属的县区供电企业;
3) 地市及区县供电企业负责审核确认相关信息，与分布式光伏发电项目业主办理转付补贴资金手续。
4) 如分布式光伏发电项目确实无法提供增值税专用发票的，应根据财政部规定，针对可提供的发票类别，对原含税的补贴标准予以换算后相应支付补贴资金。
5) 分布式光伏发电项目，原则上在发票等付款手续完备且 收到上级单位拨付资金 5 个工作日内办理完补贴资金转 付手续。
6) 补贴资金应采用非现金方式进行支付。
6. 分布式光伏发电项目的补贴对象?
答：已备案、建成投产且符合并网条件，完成并网验收的分布式光伏项目，并列入国家补助目录分布式光伏发电项目。
7、分布式光伏系统并网需要考虑什么问题？
答：分布式光伏系统并网需考虑安全、光伏配置、计量和结算方面的问题，在安全方面并网点开关是否符合安全要求、设备在电网异常或故障时的安全性能否在电网停电时可靠断开以保证人身安全。
二、并网服务管理
8. 供电企业哪个部门受理分布式光伏并网接入服务?
答：县区和地市供电企业分布式光伏发电项目营业专窗统一 受理分布式光伏发电项目并网申请，各级营业窗口要在 2 个工作日内将资料送达地市级客户服务中心，再转给计划部 门。营业窗口对并网资料完整性、时效性和真实性进行审核，计划部门对并网资料技术性进行审核。
9. 各电压等级分布式光伏并网接入及并网服务的管理权限?
答：非分布式光伏项目和 35 千伏及以上的分布式光伏项目按公司常规电源相关办法执行;10(20)千伏分布式光伏发电项目由地市供电企业负责;380 伏及以下的分布式光伏发电项目由县区供电企业负责。如同一项目存在多个不同电压等级并网的，按最高电压等级管理模式统一提供并网接入和并网服务。
10. 光伏发电的并网模式有几种?
答：集中式和分布式光伏发电项目并网模式有所区别。
1) 集中式光伏电站发电电量全额上网，电网公司全额收购。
2) 分布式光伏发电电源与电力用户要在同一场所，并网模式可有三种方式"全部自用、自发自用余量上网、全部上网"。
3) 接入用户侧，且光伏电源与电力用户不在同一场所情况，宜接入公共电网。
11. 分布式光伏发电并网电压一般确定原则?
答：分布式电源并网电压等级可根据装机容量进行初步选择，参考标准如下。
1) 8 千瓦及以下可接入 220 伏。
2) 8 千瓦以上的可根据客户的需求和现场实际情况接入380 伏及以上电压等级。
3) 最终并网电压等级根据电网条件，通过技术经济比选论证确定。
4) 若高低两级电压具备接入条件，优先采用低电压等级接入。
12. 居民家庭分布式光伏并网申请的基本资料?
答：各省可根据项目实际情况，在确有必要情况下适当增加资料。
1) 申请人与房屋产权人原则上要保持一致：申请人身份证、光伏项目建设地点房产证或其他房屋产权证明文件、小区居民需提供业主委员会出具的项目同意书或所有相关居民家庭签字的项目同意书以及其他相关文件等;
2) 如需申请国家分布式光伏发电量补贴的项目，在装表前需再提供政府能源主管部门的备案资料。
13. 其他分布式光伏并网申请的基本资料?
答：各省可根据项目实际情况，在确有必要情况下适当增加资料。
1) 项目业主法人申请：申请报告、项目业主法人营业执照、法人代表身份证、政府能源主管部门备案资料、土地证等项目合法性支持性文件以及其他相关文件等。
2) 非项目业主法人申请：项目业主法人委托办理证明、申请报告、项目业主法人营业执照、法人代表身份证、政府能源主管部门备案资料、土地证等项目合法性支持性文件以及其他相关文件等。
14. 分布式光伏项目业主与用电客户不同时，应如何受理?
答：项目业主与用电客户主体不同，引起供电营业范围调整 的分布式光伏发电项目，除提供上述资料外，需再提供省能源主管部门出具的证明或意见、项目业主与提供光伏建设用地单位合作协议(包括合同能源、屋顶租赁、安全责任协议、运行维护协议等)。
15. 在“自发自用余量上网”的并网模式下，分布式光伏发电项目业主与用电客户合同能源管理模式有几种?
答：有可能会存在三种售电关系。
1) 项目业主与用电客户是同一主体，供电范围在分布式光伏项目建设用地(或用电客户建筑物)的红线内;
2) 项目业主与用电客户不是同一主体，供电范围在分布式光伏项目建设用地(或用电客户建筑物)的红线内;
3) 项目业主与用电客户不是同一主体，供电范围在分布式光伏项目建设用地(或用电客户建筑物)的红线外。
4) 前二种方式原则上属正常供电方式，第三种方式属引起供电营业范围调整的情况。
16. 分布式光伏发电项目接入系统方案审查时限和确认方式?
答：分 10(20)千伏和 380 伏及以下。
1) 10(20)千伏及以上项目，地市供电企业计划部门在7个工作日内完成接入系统方案评审，出具评审意见。营 业窗口在 1 个工作日内将《分布式光伏项目接入系统方 案确认单》告知项目业主;项目业主确认后，地市供电企业计划部门出具《10(20)千伏分布式光伏发电项目 接入电网意见的函》，组织拟定《并网协议》，由营业窗口将《并网协议》送达项目业主。
2) 380 伏及以下项目，各县区供电企业营销部门组织接入方案的评审，在 4 个工作日内向项目业主提供《接入系统方案确认单》。项目业主确认方案即生效。县区供电企业营销部门组织拟定《并网协议》，由营业窗口将《并网协议》送达项目业主。
17. 分布式光伏项目工程主要有哪几部分?由谁负责投资建设?
答：分布式光伏发电项目分接入系统和发电系统本体两部 分;接入系统部分又包括公共电网接入部分和用户侧接入部分。公共电网接入部分由供电企业负责投资建设，建设和管理责任单位为地市供电企业或县区供电企业;用户侧接入部分和发电系统本体由项目业主负责投资建设。
18. 分布式光伏项目接入系统设计、施工单位应具备的条件?
答：项目业主自行委托有资质的设计、施工单位开展项目实施。设计单位应具备国家、行业规定的设计资质要求(详见住房和城乡建设部出台的《工程设计资质标准》)。施工单位应具备承装(修、试)电力设施许可证、建筑业企业资质证书、安全生产许可证(详见国家电力监管委员会出台的《承装(修、试)电力设施许可证管理办法》)。
19. 分布式光伏项目相关电气设备进网条件?
答：高压电器设备应具有国家、行业规定的型式试验报告。低压电器设备应具有国家、行业规定的 3C 认证报告。并网逆变器还应具有国家、行业规定的检测认证报告。
20. 10(20)千伏及以上分布式光伏项目设计图纸审查的范围?
答：公共电网接入系统部分由供电企业负责委托设计并组织图纸审查，对施工过程进行管理。用户侧接入和发电系统本体工程由项目业主委托设计并组织图纸审查，各级供电企业营销和计划部门参与审查，审查通过后再进行施工。如项目发生变更的，供电企业应重新审查变更后的图纸，出具审查意见，项目通过可施工。
21. 10(20)千伏及以上分布式光伏项目设计图纸审查需什么内容?
答：设计资料应包括项目核准(或备案)复印件、设计资质复印件、接入工程初步设计报告、图纸及说明书、高压电器装置一、二次接线图及平面布置图，主要电气设备一览表、继电保护、通讯自动化、计量方式和项目进度计划等。
22. 分布式光伏发电项目主体安装工程的质量监督有何要求?
答：非居民家庭的分布式光伏发电项目，项目业主根据发电系统本体工程建设情况，在工程建设的前期、中期和后期委托有资质的电力质量质检部门监督和签证。
23. 分布式光伏项目申请并网验收的条件是什么?
答：一是分布式光伏发电项目分接入系统和发电系统本体两部分工程已具备竣工条件，相关施工单位已按程序完成自检工作;二是 10(20)千伏及以上分布式光伏项目已具备有资质电力质检部门出具的项目检验合格证。
24. 供电企业哪个部门受理分布式光伏并网验收服务?
答：各所属供电企业营业窗口受理分布式光伏发电项目的并网验收申请。
25. 居民家庭分布式光伏并网验收的基本资料?
答：申请并网竣工查验报告、建设单位竣工报告、安装单位和试验单位资质证明等。
26. 其他分布式光伏并网申请的基本资料?
答：申请并网竣工查验报告、建设单位竣工报告、安装单位和试验单位资质证明、质检管理部门出具的合格证、并网启动方案、项目运行人员名单等。
27. 并网验收的工作时限是多少?如何体现并网验收的结果?
答：受理项目业主并网竣工查验申请后，各级营销部门在 1个工作日内组织相关部门进行并网验收，在 3 个工作日向项目业主出具《分布式光伏项目并网验收意见单》，并注明验收是否通过。对验收不通过的，供电企业要出具整改意见，一次性将要整改的内容加以说明，整改完毕后，再组织验收。
28. 是否所有分布式光伏发电都要进行并网调试?并网调试的依据和方法主要是什么?
答： 10(20)千伏及以上电压等级分布式光伏发电项目需进行并网调试。
项目业主按供电企业《启动并网管理细则》要求编制启动方案，经业主审核签证后提交地市供电企业，地市供电企业审核后，与项目业主商定启动日期后按启动方案步骤进行并网调试。
29. 如何确定正式并网的时间?
答：一般来说 380 伏及以下的分布式光伏项目装表并网当日既正式并网;10(20)千伏及以上的分布式光伏发电项目经并网调试通过后，直接转入商业并网运行，供电企业发函与项目业主确认并网日期和时间。
三、计量装置安装方面
30. 分布式光伏计量装置安装位置和数量?
答：分布式光伏发电项目接入配电网时，需在并网接入处和发电侧同时设置计量点。并网计量点应设置在分布式电源接入配电网的产权分界处，分布式光伏电源发电侧应尽量集中，各个集中发电点设置一个计量点。
31. 分布式光伏发电项目计量装置安装时限和安装部门?
答：并网验收通过后，各级营销部门在 3 个工作日内安排安装计量装置，10(20)千伏分布式光伏发电项目由市级计量中心负责，380 伏及以下的分布式光伏项目由县(区)营业单位负责。
32. 分布式光伏发电项目电能计量装置配置要求?
答：电能计量装置配置应符合《电能计量装置技术管理规程》(DL/T 448-2000)的要求。
33. 分布式光伏发电项目电能计量表技术规范?
答：分布式光伏电能计量表应符合公司相关电能表技术规范，应具备双向计量、分时计量、电量冻结等功能、支持载波、RS485、无线多种通信方式、适应不同使用环境下数据采集需求。
四、相关合同和协议
34. 分布式光伏发电客户如何建立档案?
答：分布式光伏发电项目需按发电户独立建立纸质和电子化档案，开展相应的购售电和发电电量补贴管理。
35. 分布式光伏发电项目业主与供电企业须签订那些合同和协议?签订的时间有何要求?
答：10(20)千伏及以上的分布式光伏项目供电企业与项目业主须签订《并网协议》、《购售电合同》和《并网调度协议》。380 伏及以下的分布式光伏项目供电企业与项目业主须签订《并网协议》和《购售电合同》。《并网协议》在接入系统工程设计之前完成签订，《购售电合同》和《并网调度协议》在装表之前完成签订。
36. 分布式光伏《购售电合同》有效期是多长?到期后如何续期?
答：《购售电合同》的有效期一般为一年，也可根据具体情况在合同中约定有效期限。
37. 分布式光伏发电电量抄录周期?
答：供电企业按客户的正常抄表周期，抄录确认上、下网电量时，同时抄录确认发电电量。
38. 分布式光伏发电项目上、下网电量和发电电量抄核收的过程?
答：电网企业按抄表周期完成分布式光伏发电项目上、下网和发电侧电量抄录、并与客户进行确认。上、下网电量分别计量、分开结算，不直接抵扣，并出具相应的电量、电费结算单。上网电量按国家相关规定全额结算，下网电量按核定的售电电价收取电费。如用户是实行居民梯电价的，电网企业按下网电量核定客户的阶梯电价，自发自用电量部分不计入阶梯电价适用范围。
39. 分布式光伏发电电量哪部分计入客户节能电量?
答：自发自用量部分计入用户节能量。
五、相关费用方面
40. 供电企业提供哪些免费的并网服务内容?
答：供电企业免费为分布式光伏发电项目提供并网受理、接入系统方案核准、合同和协议签署、查验、安装电表等全过程服务。为居民家庭分布式光伏发电项目免费提供接入系统方案咨询。
41. 分布式光伏系统备用容量费是否免受?
答：是，分布式光伏发电项目免受系统备用费。
42. 接入系统引起的公共配网的改造由谁投资?
答：接入公共电网的分布式光伏发电项目，其接入系统工程以及接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设;接入用户侧的分布式光伏发电项目，其接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。
43. 分布式光伏发电项目并网接入点和发电侧计量装置由谁投资?
答：供电企业负责投资建设分布式光伏发电项目的并网接入点和发电侧计量装置。
六、其他注意事项
44. 分布式光伏发电项目在通信自动化有何要求?
答：10(20)千伏及以上的分布式光伏项目需与供电企业签订《并网调度协议》，供电企业会对项目的相关信息进行远程监控，此类分布式光伏项目采用通信设备型号必须与电网侧通信设备型号一致，通信自动化方案以及通信设备型号要在接入系统方案中进行明确，完整上传分布式发电系统并网运行信息。
45. 光伏发电电能质量要求有特殊要求吗?项目业主需采取什么措施?
答：10(20)千伏及以上的分布式光伏发电项目，项目业主应在光伏系统并网接入点或公共电网连接处装设电能质量监测装置，实时监测光伏系统电能质量参数。相关电压偏差、电压波动和闪变、谐波、三相电压不平衡、间谐波等电能质量指标应满足 GB/T12325、GB/T12326、GB/T14549、GB/T15543 、GB/T24337 等国标要求。
46. 分布式发电系统运维要求是什么?
答：除居民家庭建设的分布式光伏项目外，其他分布式光伏项目均需按要求在人员、运维管理上有固定的安排。运维人员资质要求：分布式发电系统的运行、维护人员应具备国家、行业规定的资质要求和能力要求(详见国家电力监管委员《电工进网作业许可证管理办法》(电监会 15
号令))。运行维护管理要求：与供电企业建立调度关系的分布式光伏项目，应严格执行调度命令，分布式光伏系统的启停应符合供配电系统的安全、稳定要求。项目业主应建立分布式光伏发电系统运行维护管理制度，制定运行规程、编制典型操作票、完善现场并网设备的命名、加强值班电工培训。供配电设备的倒闸操作和运维检修，应严格执行《电力安全工作规程》
等有关规定。并网设备应严格按照《电力设备预防性试验规程》规定，定期进行预防性试验，达不到要求的部件要及时维修或更换。
47. 分布式光伏发电项目应遵循什么供用电秩序管理要求?
答：供电企业、项目业主、电力用户应严格遵守《电力法》、《电力供应与使用条例》、《供电营业规则》等法律法规相关规定，未经供电企业同意，不得擅自引入(供出)电源或将 其他电源私自并网。
电网并网需要什么条件(电网与电网并网条件)3
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国家能源局综合司关于征求《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》的函
各省（自治区、直辖市）和新疆生产建设兵团能源局，有关省（直辖市）发展改革委、经信委（工信委、工信厅），各派出机构，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司，电规总院、水规总院，各有关企业：
为做好2021年风电、光伏发电开发建设有关工作，我们组织编制了《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》，请研提意见建议并于2021年3月8日下班前反馈。
附件：关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）
国家能源局综合司
2021年2月26日
附件
关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知
（征求意见稿）
2021年是“十四五”开局之年，风电、光伏发电进入新发展阶段。为持续推动风电、光伏发电高质量发展，现就2021年风电、光伏发电开发建设有关事项通知如下：
一、总体要求贯彻习近平总书记“四个革命、一个合作”能源安全新战略，落实2030年前碳达峰、2060年前碳中和，2030年非化石能源占一次能源消费比重达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上等目标任务，坚持目标导向，完善发展机制，释放消纳空间，优化发展环境，充分发挥地方主导作用，调动投资主体积极性，坚持存量增量并举、集中式分布式并举，持续加快推动风电、光伏发电项目开发建设。2021年，风电、光伏发电发电量占全社会用电量的比重达到11%左右。
二、强化可再生能源电力消纳责任权重引导机制
按照目标导向和责任共担原则，国家下达2021年度及“十四五”末各省级行政区域可再生能源电力消纳责任权重。各省级能源主管部门依据本区域非水电消纳责任权重，积极推动本地区风电、光伏发电项目建设和跨省区电力交易，合理确定本地区2021年风电、光伏发电项目年度新增并网规模和新增核准（备案）规模，认真组织做好项目开发建设和储备工作。
三、建立并网消纳多元保障机制
国家建立保障性并网、市场化并网等并网消纳多元保障机制。
保障性并网指各地落实非水电消纳责任权重所必需的新增装机由电网企业保障并网。市场化并网指超出保障性消纳规模仍有意愿并网的项目，通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式，在落实抽水蓄能、储热型光热发电、火电调峰、电化学储能、可调节负荷等新增并网消纳条件后，由电网企业保障并网。
纳入保障性并网规模的项目由各省级能源主管部门以项目上网电价或同一业主在运补贴项目减补金额等为标准开展竞争性配置。优先鼓励保障性并网规模与减补金额相挂钩，原则上各省应有不少于三分之一的保障性并网规模定向用于存在欠补的企业以减补获得保障性并网资格。
建立省际保障性并网规模置换机制，各地保障性并网规模当年使用、跨年作废，通过新增跨省跨区电力交易落实非水电消纳责任权重的，经送受省份协商并会同电网企业签订长期协议后，相应调减受端省份保障性并网规模并调增至送端省份。
四、积极推进存量项目建设
各省级能源主管部门要认真组织“十三五”期间核准（备案）的存量项目建设，促进项目尽早建成投产。
2018年底前核准但2020年仍未并网的在建陆上风电项目，列入2020年国家竞价补贴清单但2021年上半年仍未并网的在建光伏发电项目，以及2019年和2020年核准（备案）的竞价风电项目和平价风电、光伏发电示范项目等存量项目如在2021年底前并网的均直接纳入2021年保障性并网规模。
2018年底前核准但2020年底前尚未并网的在建陆上风电项目、列入2020年国家竞价补贴清单但2021年上半年仍未并网的在建光伏发电项目，如2021年底前仍不能并网的，不再纳入后续年度保障性并网规模。
五、稳步推进户用光伏发电
2021年户用光伏发电项目国家财政补贴预算额度为 亿元，度电补贴额度按照国务院价格主管部门发布的2021年相关政策执行，项目管理和申报程序按照《国家能源局关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》（国能发新能〔2019〕49号）有关要求执行。户用光伏发电项目不占用年度保障并网规模，直接并网消纳。
六、加快开展项目储备和建设
各省级能源主管部门要加快开发论证，落实建设条件，抓紧核准（备案）一批新增项目，并推动开工建设，确保后续年度并网规模，实现接续发展。
积极推进分布式光伏发电和分散式风电建设。结合乡村振兴战略，启动“千乡万村驭风计划”和“千乡万村沐光行动”。鼓励通过试点确定过网费标准，建立商业模式，实现分布式市场化交易。电网企业及时向社会公布配电网可接入容量信息。
有序推进基地项目建设。加快推进山西晋北、新疆准东、青海海南州、东北扎鲁特等存量新能源基地项目建设。结合“十四五”规划，加快推进青海海西州、云贵川水风光一体化基地、黄河几字湾等新增新能源基地规划论证，启动一批条件成熟的项目建设。
有序推动海上风电发展。结合“十四五”规划组织省级海上风电规划修编，会同自然资源部门出台深远海海上风电规划及管理办法，启动深远海海上风电示范。各地要积极出台海上风电投资补贴、度电补贴等激励政策，支撑产业持续健康发展。
启动老旧风电项目技改升级。遵循企业自愿原则，鼓励业主单位通过技改、置换等方式，重点开展单机容量小于1.5兆瓦的风电机组技改升级。鼓励地方开展试点，在试点基础上，国家出台政策，地方制定具体细则并组织实施，促进风电产业提质增效和循环发展。
创新推动示范项目建设。鼓励新能源企业创新发展模式，建设一批离网型新能源发电项目。推进“光伏+光热”、光伏治沙、新能源实验实证平台、“新能源+储能”、新能源与氢能融合利用等示范工程，进一步探索新模式新业态。
七、地方政府自主组织项目建设
各省级能源主管部门应按照国家明确的本地消纳责任权重，测算确定2021、2022年年度保障性并网规模；组织2021年拟并网的存量项目纳入2021年度保障性并网规模；根据2021年度保障存量项目并网后剩余保障性并网规模和2022年度保障性并网规模，按照前述原则编制竞争性配置方案，组织开展保障性并网竞争性配置，确定纳入2021、2022年度保障性并网规模的新增项目。同时，组织超出保障性并网规模且仍有并网意愿的新增项目通过市场化方式落实新增并网消纳条件。在此基础上，编制年度项目开发建设方案，有序组织项目开发建设，并协调电网企业保障项目并网接入。保障性并网竞争性配置及市场化并网工作应由省级能源主管部门组织，不得下放地方。
八、电网企业积极做好并网消纳工作
国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司要完善电网网架结构和调度交易机制，落实年度保障消纳能力。对保障消纳能力范围内以及超出保证消纳能力范围但已落实新增消纳能力的项目，要切实采取有效措施，做好项目接网，确保“能并尽并”。要充分利用现代信息技术会同全国新能源消纳监测预警中心落实按月监测、按季评估，滚动公布各省级区域并网消纳情况及预测分析，引导发电企业理性投资、有序建设。
九、发电企业积极推进项目建设
发电企业要综合考虑项目所在地区相关规划执行情况、风电光伏发电监测预警结果及保障消纳能力等，自主决策项目投资；按照核准（备案）文件要求，在落实各项建设条件的前提下，加快组织项目建设；积极创新模式，探索风电、光伏发电开发利用新模式、新业态；加强工程质量管控，确保建设安全和生产安全。
十、严格执行项目信息报送制度
健全落实风电、光伏发电开发建设信息月报制度，各省级能源主管部门按月报送新核准（备案）项目装机、并网项目装机、基地和示范项目建设进展等情况。国家可再生能源信息管理中心按月统计并报国务院能源主管部门，抄送各省级能源主管部门和相关派出机构。
十一、加强事中事后监管，保障政策落实
我局牵头组织清洁能源消纳综合监管，各派出机构要加强辖区内风电、光伏发电规划落实、消纳能力保障、项目竞争配置、电网送出工程、可再生能源电力消纳保障机制的组织和执行情况等事项的监管，有关情况及时报送我局。
十二、加强政策激励，营造良好发展环境支持地方结合本地实际，出台海上风电、分散式风电、户用光伏、自调节分布式系统、离网分布式发电项目等激励政策，调动社会资本参与风电、光伏发电建设积极性。各级地方能源主管部门要加大与本地区自然资源、林业草原、生态环境、住房建设等部门的协调，落实项目用地用海，进一步出台土地、财税和金融等优惠政策，推动降低非技术成本，为项目开发建设创造有利条件。来源：NE-SALON新能荟
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展开全部国家对分布式光伏发电的补贴政策，为0.42元/千瓦，执行期限原则上为20年。国家将根据光伏发电规模、成本等变化，逐步调减电价和补贴标准。各省市又根据政策制定了有不同的补贴标准，基本就是国家补贴+省补贴+市补贴+县级补贴=最终的光伏上网电价(具体以当地实际情况为准)。2022年，哪些地市、区县分布式光伏仍有补贴呢？1.浙江温州，光储补贴0.9元/千瓦时10月25日，浙江温州市人民政府办公室印发《温州市制造业千企节能改造行动方案（2021-2023》，推动光伏项目参与电力市场交易。对完成备案并接入市级分布式光伏数字化管理平台的“自发自用、余量上网”的分布式光伏项目，按照实际发电量，给予0.1元/千瓦时的补贴。鼓励储能项目市场化运行。对于实际投运的分布式储能项目，按照实际放电量给予储能运营主体0.8元/干瓦时的补贴，鼓励各地加大对集中式储能项目的支持。2.浙江温州泰顺县，补贴0.1元/瓦泰顺县发展和改革局发布《泰顺县关于扶持分布式光伏发电的若干意见（征求意见稿）》，建设模式及补贴标准如下：居民（家庭农场）屋顶统一规模化建设运营且不实施平改坡的，在光伏发电项目建成、并网和验收后给予居民发放一次性建设补贴。2021年、2022年、2023年建成、并网和验收的实行差异化补贴，补贴标准分别为0.1元/瓦、0.08元/瓦、0.05元/瓦；居民（家庭农场）屋顶统一规模化建设运营且按照政府“平改坡”美丽工程要求实施的，在光伏发电项目建成、并网和验收后给予居民发放一次性平改坡建设补贴。2021年、2022年、2023年建成、并网和验收的实行差异化补贴，补贴标准分别为0.5元/瓦、0.4元/瓦、0.3元/瓦。行政事业单位、国企单位屋顶分布式光伏按合同能源管理模式建设运营的，由政府部门或行政事业单位、国企单位委托能源企业建设光伏发电设施。实施平改坡建设的屋顶光伏发电项目在建成、并网和验收后给予实施单位一次性建设补贴。2021年、2022年、2023年建成、并网和验收的实行差异化补贴，补贴标准分别为0.5元/瓦、0.4元/瓦、0.3元/瓦。不实施平改坡的屋顶光伏发电项目不享受任何补贴。3.浙江绍兴柯桥区，补贴0.25元/千瓦时浙江绍兴柯桥区发改委发布《关于柯桥区整区屋顶分布式光伏开发试点实施方案的公示》。政策方面给予一定的地方补助，2021年1月1日--2025年12月31日期间：在柯桥区内投资建设符合分布式光伏3.0要求，根据实际发电量按每千瓦时0.25元对项目业主进行补助，补助周期为5年，在安装首年一年兑现一次，此后每半年兑现一次。在柯桥区建设非户用分布式光伏项目配套储能设施的，在项目通过柯桥供电分局验收后，对项目业主按每千瓦时储能能力100元发放一次性补助。4.浙江平湖，工商业屋顶光伏项目补贴0.1元/千瓦时浙江省平湖市人民政府发布关于公开征求《平湖市新一轮鼓励光伏发电项目建设的若干意见（征求意见稿）》。对工商业屋顶光伏发电项目，实行三年发电量补助，每年按实际发电量给予0.1元/千瓦时电价补助。对学校、医院、党政机关和村（社区）等公共建筑屋顶光伏发电项目，实行三年发电量补助，每年按实际发电量给予0.15元/千瓦时电价补助。对“农光互补”光伏发电项目，实行三年发电量补助，每年按实际发电量给予0.2元/千瓦时电价补助。对居民户用屋顶光伏发电项目实行一次性装机补助，按装机容量1元/瓦补助。5.浙江丽水，补贴0.6/瓦，补贴逐年递减丽水市发展和改革委员会发布《丽水市人民政府关于加快推进分布式光伏规模化开发的实施意见（征求意见稿）》。对市区（含莲都区和丽水开发区）2021年、2022年、2023年并网的户用分布式光伏项目给予一次性建设补贴，补贴标准分别为0.60元/瓦、0.50元/瓦、0.40元/瓦；补贴资金由市财政、莲都区或丽水开发区各承担50%。市级各有关部门和各县（市）政府要整合各类政策资源，研究出台支持屋顶分布式光伏发展的扶持政策。6.浙江宁波，补贴0.3元/千瓦时宁波市住房和城乡建设局印发《关于大力推进建筑屋顶分布式 光伏发电系统应用工作的若干意见》 （征求意见稿），提出：由市级财政对2021年至2025年期间并网的建筑屋顶光伏项目按0.3元/千瓦时标准给予补贴，补贴时限为并网发电之后第二个完整抄表月起12个月。到2025年底，全市推进屋顶分布式光伏发电建设工作，力争30%以上的建筑屋顶设置分布式光伏发电系统，90%以上新建建筑全面落实分布式光伏发电系统，建筑领域分布式光伏装机容量占全社会累计光伏并网容量超过3%。7.浙江乐清，补贴0.2元/度，逐年递减浙江省乐清市人民政府发布《关于调整全市居民分布式光伏发电项目市级财政补贴的通知》，提出：2022年1月1日之后并网的分布式光伏发电项目补贴调整至0.1元/度。对2022年1月1日之后并网的居民分布式光伏发电项目，符合相关规定要求的，乐清市级财政补贴调整至每千瓦时0.1元，有效期至2022年12月31日止。2023年1月1日起取消乐清市级财政补贴。8.江苏南京，光伏项目按不超过500元/kW补贴南京市城乡建设委员会与南京市财政局联合印发关于印发《南京市绿色建筑示范项目管理办法》的通知，就进一步推动南京市绿色建筑高质量发展出台相关政策。新建浅层地能（地源热泵、水源热泵、可再生能源区域能源站）示范项目按照示范面积不超过50元／_予以补助；太阳能光伏项目按照不超过500元／kW予以补助。原则上单个可再生能源建筑应用示范项目补助金额最高不超过200万元。法律依据：《中华人民共和国可再生能源法》第十九条可再生能源发电项目的上网电价，由国务院价格主管部门根据不同类型可再生能源发电的特点和不同地区的情况，按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定，并根据可再生能源开发利用技术的发展适时调整。上网电价应当公布。依照本法第十三条第三款规定实行招标的可再生能源发电项目的上网电价，按照中标确定的价格执行；但是，不得高于依照前款规定确定的同类可再生能源发电项目的上网电价水平。第二十条电网企业依照本法第十九条规定确定的上网电价收购可再生能源电量所发生的费用，高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，附加在销售电价中分摊。具体办法由国务院价格主管部门制定。第二十一条电网企业为收购可再生能源电量而支付的合理的接网费用以及其他合理的相关费用，可以计入电网企业输电成本，并从销售电价中回收。第二十二条国家投资或者补贴建设的公共可再生能源独立电力系统的销售电价，执行同一地区分类销售电价，其合理的运行和管理费用超出销售电价的部分，依照本法第二十条规定的办法分摊。已赞过你对这个回答的评价是？评论
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江苏天电新能源科技有限公司有经验丰富的设计人员和安装队伍，日常固定安装人员可达100多人，从项目的勘查设计，EPC安装工程，运营维护一条龙服务，始终秉承品质、专业、责任为理念，为客户提供安全、稳定、优质的分布式光伏发电系统安装。拥有分工明确的专业... 点击进入详情页本回答由江苏天电新能源科技有限公司_提供
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　　01　　系统设计类　　1、不同的功率板子能安装在同一台机器吗?　　答：不同的功率板子不能装在一串上，可以装在不同的MPPT上。　　2、不同功率串连一起，会有什么问题　　答：会拉低高功率组件的功率。如果接入的逆变器为同一个MPPT，则电压高的组串电压会被拉低；如果接入逆变器的两个MPPT，则没有影响。　　3、我的逆变器是8千瓦三项的，板子总功率是8280瓦，我想再加两块板子行吗？每片板子是345瓦的　　答：8280+345+345=8970，超配1.12倍，在逆变器设计的超配范围内，所以是可以的。但是项目如果已经并网，建议先通过供电相关部门的同意后再加装，否则会有风险。　　4、单台PLC通讯设备有效传输距离多远啊，最大可接多少台设备呢？　　答：最大通讯有效距离1KM，目前软件限制最大接入数量为30台设备。　　5、电压等级看光伏板哪个参数？　　答：一般看组件的电压等级，目前来说还是针对1500Vdc 的逆变器系统。目前市场上的组件针对1000Vdc 或者1100Vdc 的逆变器都是可以用的。如果是1500Vdc 的逆变器，不是所有组件都能串这个高的电压，需要看组件的最大系统电压。具体的可以咨询组件厂家。　　6、无功补偿调节　　答：可以使用智慧能源控制器SEC1000进行无功补偿调节。　　7、自发自用项目为啥要装防逆流，装后影响发电吗？　　答：自发自用，余电上网的项目，可能由于政策或者自身屋顶产权问题需要加装防逆流。之前我们的直播有介绍过，您可以去看一下哦。　　8、并网逆变器能加储能功能吗？　　答：可以的，加装SBP或BP。　　02　　电站监控类　　1、交费了为啥还是离线状态？　　答：您好，一般充值之后需要1小时后重新上线。如果还是离线，可以电话联系售后小姐姐：400 998 1212 （每天7:30~19:30） ，有专业的售后团队为您排查。　　2、逆变器需要网络吗？　　答：如果逆变器采用WIFI模块，需要网络；如果采用GPRS模块，不需要网络。　　3、逆变器显示的发电量低于电表上的电度数，有差别吗？　　答：电表读数与逆变器读数不符，是由于采样传感器精度或线损产生。请以电表为准，逆变器为参考。　　4、阴影功能　　答：我们的逆变器上有阴影扫描功能的，如有屏幕，可在屏幕上选择；如无屏幕，可通过小固云窗APP手机端选择。　　03　　常见故障类　　1、我的光伏板被打鸟的气枪打破了几块影响发电吗？　　答：组件有损坏，需要及时更换，不然不仅发电量减少，还可能会出事故。　　2、电压过高烧家用电器　　答：一般由电网不稳定引起，量一下电压可以到多少，看一下逆变器的安规，如是最高压，调成标准压或者较高压；若不是，光伏配电箱加一个过欠压保护器。　　3、待机中是什么意思？　　答：如果是逆变器屏幕显示待机中，排查步骤：万用表检测交直流输入电压是否正常，是否是电压过低导致机器无法启动，若电压正常，建议重启机器观察情况，重启后若机器屏幕还是显示待机，可以电话联系售后小姐姐：400 998 1212 （每天7:30~19:30）　　4、零线带电　　答：常用的零线带电的原因及处理措施。　　1）停电进行检修，找出漏电的设备进行修复，并查找保护装置末动作的原因。　　2）线路上有一相接地，电网中的总保护装置末保护，使零线带电。停电后，首先用摇表对线路进行测量，看线路是否有绝缘不好的地方，测量时要注意线路中的仪表要断开。　　3）零线断裂，在断裂处后面的电气设备中有漏电或有较大的单相负荷运行，使零线带电。停电后测试零线是否断裂，断裂的进行查找并修复。　　4）在接零电网中，有个别电气设备采取保护接地而且漏电，使零线带电。分清系统是接零系统还是接地系统，亦或是接零系统中进行了重复接地。然后进行正确的安装地线。　　5）在接零电网中，有单相电气设备采用“一火一地”即无工作零线，使零线带电。安装N线，不能把PE线当成N线用。　　6）在电网中有的电气设备绝缘电阻，已有所破坏而漏电，使零线带电。检查出绝缘电阻不符合规定的要求的设备，进行修理。　　7）在变压器低压侧工作接地连接处接触不良，有较大的电阻，在三相负荷不平衡电流超过允许范围时，使零线带电。接触不良不好查找，要每年或按规定的时间进行检修，不能偷懒，要按规程进行检修。　　8）高压窜入低压，使零线带电。不好查找，有时还会出大问题。最难对付的一种，对人有危险。一定要按操作规程去操作。　　9）高压采取二线一地运行方式，其接地体与低压工作接地或重复接地体相距太近时，高压工作接地上的电压降，影响低压侧工作接地，使零线带电。查出原因，按相应的规程进行敷设。　　10）磁场感应引起零线带电。　　11）静电感应引起零线带电。　　12）由于绝缘电阻和对地电容的分压作用，可能导致电气设备外壳带电。　　5、漏保跳闸　　经众多现场的实际分析，主要有以下几点原因：　　1）漏保本身质量问题　　2）选型错误（跳脱电流偏小，导致灵敏度较高）　　3）漏保上、下接线存在虚接　　4）光伏系统存在漏电或短路　　对于第4点，可能会比较复杂且工作量较大，但我们也是有相应的方法的　　例1：检测直流侧，我们依然采用依次插拔每一路组串来辨别，若其中任一组串插上后，漏保跳闸，则说明此串有可能线路破皮导致漏电　　例2：交流负载端漏电/短路检测，可让各支路依次连接上电来检查　　6、电网电压超限　　答：处理方法：　　1）用万用表检测实际电网电压的值，检测点：总电表下方　　2）若电网电压正常或略高，调整安规到中国标准最高压（110~280V）　　3）若1）2）均操作无问题，可用万用表测量临近逆变器的空开的上下端交流电压：　　情况一：若空开上下端有电压且电压相差较大，说明有虚接点，必须检查配电箱保护设备接线；　　情况二：若空开上下端有电压且电压基本一致，需测量逆变器交流接线口电压进行比较：　　若有电压但相差较大，说明逆变器交流侧有虚接；　　若电压基本一致，可能存在采样误差，联系售后400进行处理　　4） 若1）2）3）均无问题，可测量N线是否带电，也就是用万用表测量N、PE线之间的电压，通常小于6V算正常 。　　7、逆变器绿灯1分钟闪一下是什么原因？　　答：用户手册中对指示灯有说明的，以MT为例，灯的含义如下：　　8、市电丢失是什么意思？　　答：市电丢失是指电网和逆变器未连接，未并网。解决方案如下：　　1）初次安装　　①检查交流侧空开是否闭合，如果没有闭合，请闭合空开；　　②用万用表测量电网是否有电压，如果没有电压，那么确认电网是否断电；　　③检查交流接线是否正确，单相机零火地是否正确并一一对应，三相机 三火一零一地是否一一对应，如果发现异常，请立即纠正。　　2）逆变器运行一段时间后　　①检查电网是否断电，若有电进入下一步；　　②检查交流空开是否断开，若空开正常，请看下一步；　　③在逆变器显示屏上查看电网电压Vac或者VL1、VL2、VL3的数值是否正常；　　④在机器断开交直流电，并等待5分钟后，用万用表的电阻档测量逆变器交流输（零火线）分别对地的阻抗（机器正常情况下阻抗大于200KΩ），若小于200KΩ请联系售后400-998-1212（每天7:30-19:30）。　　04　　安装应用类　　1、板子为什么发黄？　　答：1）组件本身质量　　2）不规范施工：踩踏、碰撞、接线　　3）热斑引起变色　　2、是否可以用水冲洗组件？用水清洗组件后，发电量是否会减少？　　答：可以用水冲洗，冲洗过后发电量低排除天气因素外，可以查看光伏组件底部边缘是否有尘土积聚，或者是否在冲洗过程中有人员在组件上面踩踏造成隐裂。　　3、机器内部现在50多度，有影响吗？　　答：50多度没问题，我们逆变器内部有温度控制功能，如温度过高，会自动降载。不过还是建议换个凉快的地方装，或者给逆变器戴个帽子。　　4、请问逆变器是装在室内还是室外好？　　答：户用机型基本都是采用无风扇的设计，室内室外都是可以的；如果是有风扇的，相对还是室外好。注意周围不要有可燃物。　　5、电网停电，逆变器要不要关？电网停电怎么样关逆变器？　　答：建议关闭，避免突然来电对逆变器造成冲击。　　先断直流，再断交流。如果来电后没有及时打开，对太阳能组件只是会影响发电。　　6、关于分布式自发自用余电上网电表并网接接线问题，农户的负载不想使用发的电，电表有办法接线吗？　　答：您可以选择去当地电网公司将自发自用余电上网改成全额上网模式，根据《国家能源局关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》：已按自发自用、余电上网模式执行的项目，在用电负荷显著减少(含消失)或供用电关系无法履行的情况下，允许变更为全额上网模式，项目单位要向当地能源主管部门申请变更备案，与电网企业签订新的并网协议和购售电合同，电网企业负责向财政部和国家能源局申请补贴目录变更。　　7、光伏拆迁　　答：光伏发电系统拆迁应当依据《国有土地上房屋征收与补偿条例》进行补偿，补偿金包括：被征收房屋价值的补偿、因征收房屋造成的停产停业损失等三方面的补偿。所以，如果要拆迁，光伏用户可以得到两部分补偿：一个是光伏系统本身价值的补偿，另一个则是光伏未来几年发电总收入的补偿。　　重要的是，一定要保留好光伏安装的许可证明以及购销合同等可以证明光伏价值的资料。　　1、许可证明：光伏居民并网申请表，电力公司盖章文件（非居民大的项目需要发改委备案文件）　　2、购销合同：和安装商签订的合同盖章原件，付款凭证　　8、18年5月底前并网的补贴是补多少年，补贴价会不会慢慢变少？　　答：2013年《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》明确光伏发电项目自投入运营起执行标杆上网电价或电价补贴标准，期限原则上为20年。此外，一旦获得当年的补贴，这个补贴是固定不变的。}