屋顶分布式光伏建设指导规范（附下载）

  为服务和保障国家“碳达峰、碳中和”目标实现，加快能源绿色低碳转型，规范屋顶分布式光伏建设行为，促进河北省屋顶分布式光伏安全、有序、高水平质量的发展，保障人身、设备、电网安全，依据现行国家标准，制定本规范。

  本规范规定了屋顶分布式光伏项目工作流程、计划要求、项目立项、本体设计、接网设计、工程建设、并网调试、工程验收、调控与保护、运行维护、交易结算、用电监察、项目评价等应遵循的基础要求。本规范所提到的屋顶分布式光伏项目主要指利用工业园区、企业厂房、物流仓储基地、公共建筑、交通设施和居民住宅等建筑物屋顶建设的分布式光伏发电项目。本规范适用于接入 35 千伏及以下电压等级的屋顶分布式光伏建设。

  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 50173 电气装置安装工程66kV及以下架空电力线路施工及验收规范

  GB/T 16935.1 低压系统内设备的绝缘配合 第1部分:原理、要求和试验

  GB/T 37408 光伏发电并网逆变器技术方面的要求。完整版《 屋顶分布式光伏建设指导规范 》来源于公众号：百家全行业报告 研究报告内容节选如下

  利用光伏电池的光生伏特效应，将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统，并接入 35 千伏及以下电压等级电网、位于用户附近，在 35 千伏及以下电压等级就地消纳为主的发电系统。

  具有封装及内部联结的、能单独提供直流电流输出的、最小不可分割的太阳电池组合装置。

  与光伏组件组合在一起，维护更换光伏组件时不影响建筑功能的建筑构件，或直接作为建筑构件的光伏组件。

  在设备持续不过载和短路电流、电压偏差、谐波不超标条件下，电网接纳电源、负荷的最大容量。

  对于有升压站的光伏发电系统，指升压站高压侧母线或节点。对于无升压站的光伏发电系统，指光伏发电系统的输出汇总点。

  注:孤岛可分为非计划性孤岛和计划性孤岛。非计划性孤岛指的是非计划、不受控地发生孤岛。计划性孤岛指的是按预先配置的控制策略，有计划地发生孤岛。

  通过破坏光伏发电系统非计划性孤岛平衡运作时的状态，消除分布式发电系统孤岛运行的专用安全保护设备。

  一种计算机系统，包括提供基本支持服务的软硬件平台，以及保证区域内分布式光伏、储能、电气设施安全经济运行的应用软件。

  当电力系统事故或扰动引起逆变器交流出口侧电压跌落时，在一定的电压跌落范围和时间间隔内，逆变器能确保不脱网连续运行。

  当电力系统事故或扰动引起逆变器交流出口侧电压升高时，在一定的电压升高范围和时间间隔内，逆变器能确保不脱网连续运行。

  4.1 顶分布式光伏开发建设应符合城乡总体设计，并与周边建筑(景观)相协调，考虑环境气象条件、建筑条件、运输与施工条件等因素，满足安全可靠、经济适用、环保美观、施工方便、便于系统运行维护和检查等要求。

  4.1.1 统一规划、有序实施。符合本区域分布式光伏规划布局，并网后电能质量、有功功率、无功功率、频率、电压等应满足有关标准要求。

  4.1.2 资源节约，环境友好。采用可靠的新技术、新工艺、新设备、新材料。屋顶分布式光伏发电系统各设备的生产、设计、制造、安装、使用、检测、维修、改造和报废，应当符合国家标准和行业标准。

  4.1.3 就近消纳、就地平衡。避免远距离、跨区域送电，与开发区域内电网建设发展、用电负荷增长相协调。

  4.2 屋顶分布式光伏项目按照属地管理和行业监管相结合的原则开展安全管理工作。以光伏发电设施“产权归谁、责任归谁”为原则落实主体责任。各有关行业管理部门按照“管行业必须管安全、管业务必须管安全、管生产必须管安全”的要求，在各自职责范围内依法依规落实监管责任。

  4.3 政府有关部门应积极营造有利于屋顶分布式光伏推进的良好政策和营商环境，充分调动各方积极性，按职责分工对屋顶分布式光伏项目的建设、运行和安全进行业务指导和监督管理，确保项目建设高质量有序完成。

  4.4 供电企业、屋顶分布式光伏投资主体、设备厂商、第三方检验测试的机构、设计/安装/实施工程单位等各方应在政府能源电力主管部门统筹指导下，相互协调、相互配合、形成合力，科学合理整合资源，有效实现集约开发，并自觉接受政府安全质量监督，共同推进屋顶分布式光伏健康发展。

  4.5 屋顶分布式光伏项目逐步按照“光伏+储能”方式开发建设，以确保电网安全运作和用户供用电安全为原则，统筹考虑负荷特性和电能质量发展要求进行储能配置。

  4.7 屋顶分布式光伏配套储能，可选择自建、共建或租赁等方式灵活开展配套储能建设。

  4.8 屋顶分布式光伏项目建设应履行备案、设计、施工、调试和验收程序，并建立设计、建设、验收和运维等档案。

  4.9 屋顶分布式光伏逆变器保护定值应满足GB/T 14285和GB/T 37408的要求，任何人不得擅自更改。对于擅自更改逆变器保护定值的，供电企业有权中止该逆变器运行。

  5.1.1县(区)政府能源电力主管部门负责组织评估辖区内屋顶光伏技术开发总量，制定屋顶分布式光伏开发规划，每年进行滚动修编，统筹推进屋顶分布式光伏项目建设，开展屋顶分布式光伏建设全过程监督管理，省、市级政府能源电力主管部门做好监督落实。

  5.1.2县(区)供电企业应主动接受政府能源主管部门和监督管理的机构监督指导，加强屋顶分布式光伏发展形势分析研判，科学开展电网承载力评估，分区分层确定电网承载力等级。

  5.1.3 县(区)供电企业应在电网承载力评估的基础上，确定电网可开放容量，对于具备屋顶分布式光伏接入条件的区域，供电企业应提供接入系统方案及有关技术服务;对于暂不具备屋顶分布式光伏接入条件的区域，供电企业应结合电网规划、负荷发展、储能配置等情况，科学制定电网改造方案，最大限度满足屋顶分布式光伏接入需求。

  5.1.4 政府有关部门应加强屋顶分布式光伏项目有关政策研究，在项目建设、价格统筹、风险保障和市场管理等方面制定具体措施，在人员培训、生产指导、产品营销售卖、品牌建设和质量安全监管等方面给予政策保障。

  5.2.1县(区)政府能源电力主管部门应结合电力负荷预测、电网消纳能力、电网项目规划等条件，每年对辖区内屋顶分布式光伏技术开发总量进行公布。

  5.2.2 供电企业应加强电力系统消纳能力分析，按季度统计电网分布式光伏可开放容量，报县(区)能源主管部门备案后，在辖区供电营业厅对外公布，公布内容应包含公用变电站、线路、台区剩余可接入分布式光伏的容量。屋顶分布式光伏应优先在有可开放容量的区域内建设。

  5.2.3 县(区)供电企业应加强屋顶分布式光伏接网服务管理，精简工作流程，压减接网申请受理、方案审批等过程环节时间，提高屋顶分布式光伏接网服务效率。

  5.2.4 屋顶分布式光伏投资主体应做好融资工作，妥善制定屋顶分布式光伏项目、配套储能项目的年度投资与发展计划，保证项目建设资金链，确保不因资金问题影响项目进度。

  5.3.1 屋顶分布式光伏投资主体应积极履行社会责任，自觉服从屋顶分布式光伏开发整体布局，有序进行开发建设。

  5.3.2 屋顶分布式光伏投资主体应集中统一管理屋顶分布式光伏及配套储能工程建设项目档案，做好记录，保证项目档案的收集、整理、鉴定、保管、统计等工作平稳推进。鼓励各投资主体利用数字化手段，完善光伏工程数字化模型库，建立三维数字化项目档案。

  5.3.3设备厂商提供的设备应符合国家检验测试标准以及该设备的出厂标准。设备厂商应承诺所供设备与所列设备完全一致，不存在偏差，如出现不一致，设备厂商承担违约责任。

  5.3.5设备厂商应按标准生产的基本工艺流程生产设备，对设备质量负责，确保设备质量可追溯，设备性能应符合相应国家标准和行业标准要求。

  5.3.6 设计/安装/实施工程单位应积极做好政府和业主间的沟通，在项目设计、建设、运行等方面履行主体责任，推动屋顶分布式光伏建设有序实施。

  5.3.7设计/安装/工单位应具备国家规定的相应资质。屋顶分布式光伏及配套储能设施的设计/安装/施工应符合有关管理规定、设计标准、建筑工程规范和安全准则规范等要求。

  5.4.1 县(区)政府能源主管部门委托第三方检验测试的机构对屋顶分布式光伏工程验收。

  5.4.2 建筑设计企业或投资主体应主动接受政府能源主管部门和监督管理的机构监督指导。

  5.4.3 第三方检验测试的机构所具备的检验测试能力和相关资质应得到国家的认证认可，为逆变器入网检测、屋顶分布式光伏发电系统并网检测等提供有效技术支撑。

  5.4.4 第三方检验测试的机构应在资质认定部门批准范围内进行仔细的检测活动，并出具相关检测报告，报告应加盖印章。

  5.4.5 检测工作员需要掌握有关检验测试的内容的基础原理与专业方面技术，能正确熟练使用与本职工作有关的仪器设施，保证检测工作高质量完成。

  5.5.1供电企业应有序有力有效服务屋顶分布式光伏接网和调控运行管理工作，屋顶分布式光伏投资主体应自觉服从电网统一调度。

  5.5.2 屋顶分布式光伏投资主体在项目投产前应落实运维主体，遵循“谁投资、谁负责”原则，切实做好光伏及配套储能的日常运维、设备消缺等工作。

  5.5.3 设备厂商在所提供设备的保质期内，若非人的因素而出现的设备产品质量上的问题，负责相关设备保修、包换或者包退，并承担修理、调换或退货以及由此造成直接损失的实际费用。

  6.2 屋顶分布式光伏应考虑所在建筑以及周围工矿企业对系统的影响等条件，宜避开空气经常受到悬浮物、热量或腐蚀性气体影响的地区，抗震设防应符合该地区抗震设防烈度的要求。

  6.3 屋顶分布式光伏所依托的建筑物应该具有合法性，严禁依附违章建筑物建设;分布式光伏依托的住宅应具有不动产权证明或乡镇及以上政府出具的房屋证明。对于居民用户，若屋顶面积受限，也可利用户内闲置用地建设分布式光伏。

  6.5 屋顶分布式光伏应对其依托的建筑屋顶进行荷载分析和验算，应最大限度地考虑防台风、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。

  6.6 在既有建筑物上增设光伏发电系统，一定要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。

  6.7 屋顶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。屋顶分布式光伏以本地消纳为主，原则上不应向220 千伏及以上电网反送功率，如确有需要向 220 千伏及以上电网反送，应进行“N-1”校验。

  7.2 屋顶分布式光伏投资主体必须对提报的备案材料真实性负责，不得弄虚作假，一经发现撤销备案。

  7.3 屋顶分布式光伏投资主体向市、县级能源主管部门或行政审批部门提交固定资产投资备案表和分布式光伏发电项目备案申请表，应包含以下材料:

  (c)如果项目采用合同能源管理方式，则需要出示与用户签订的能源服务管理合同等材料;

  7.4 户用屋顶分布式光伏项目备案由属地供电企业按月向县级能源主管部门或行政审批部门代理集中报备，取得备案后才可以进行项目建设。

  7.5屋顶分布式光伏投资主体须到辖区供电企业办理接入系统方案，须提供以下材料，并对以下材料真实负责。

  (a)自然人申请需要出示资料:申请人身份证原件及复印件;房产证(或乡镇及以上级政府出具的房子使用证明)等项目合法性支持性文件。对居住小区居民使用公共区域建设分布式光伏，需要出示物业、业主委员会或居民委员会的同意建设证明;若委托别人办理业务，还需提供经办人的身份证原件及复印件和授权委托书。

  (b)法人申请需提供资料:申请人身份证原件及复印件;企业法人营业执照、土地证等项目合法性支持性文件;发电项目(多并网点380/220伏接入10千伏及以上接入)前期工作及接入系统模块设计所需资料;政府投资主管部门同意项目开展前期工作的批复(需核准项目);用户电网有关的资料(仅适用大工业客户)。合同能源管理项目、公共屋顶光伏项目，还需提供建筑物及设施使用或租用协议;若委托别人办理业务，还需提供经办人的身份证原件及复印件和授权委托书。

  7.6 屋顶分布式光伏项目可以由“全部自用”或“自发自用余电上网”变更为“全额上网”消纳模式，也可以由“全额上网”变更为“自发自用余电上网”或“全部自用”消纳模式，消纳模式变更需对所在地能源主管部门申请项目变更备案。获取项目变更备案意见后，由所在县(区)供电企业办理发电模式变更手续。原则上每个项目只能申请一次消纳模式变更。变更后的补贴标准按照项目并网当年的相关价格政策进行结算。

  7.7 屋顶分布式光伏项目变更地址应重新备案，备案完成后由所在县(区)供电企业按分布式光伏新装办理业务。

  7.9 屋顶分布式光伏业投资主体严禁私自增加并网容量，未经许可严禁私自供给其他用电户。

  8.1.1 在建筑物屋顶上安装分布式光伏发电系统，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。

  8.1.2 屋顶分布式光伏发电系统模块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对应的防冻、防冰雪、防过热、防雷、抗风、抗震、防火、防腐蚀等技术措施。

  8.1.3 屋顶分布式光伏发电系统应采取必要的安全保护措施，所选用的电气设备，在其外壳的显著位置应有防触电警示标识。

  8.1.4屋顶分布式光伏发电系统中各部分设计应结合性能要求、功能特性选用相应的设备和材料。

  8.1.5 屋顶分布式光伏发电系统电气设备布置，应符合带电设施安全防护距离要求，并应有必要的隔离保护措施和防止误操作措施。

  8.2.2 光伏组件的类型、规格、数量、安装的地方、安装方法和安装面积应依据建筑屋顶设计确定。

  8.2.3 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。

  8.2.4 光伏组件的选型和光伏方阵的设计应与建筑结合，不应造成周围环境光污染。

  8.2.5 光伏方阵应结合太阳能辐射度、风速、雨水、积雪等天气特征情况及建筑朝向、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。

  8.3.1 伏支架应结合工程实际选用材料、设计结构方案和构造措施，保证支架结构在运输、安装和使用的过程中满足强度、稳定性和刚度要求，并符合抗震、抗风和防腐等要求。

  8.3.2 光伏支架基础应按承载能力界限状态和正常使用界限状态进行设计，使用年数的限制不应小于屋顶分布式光伏设计使用年数的限制，且不应小于 25年。

  8.3.3 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。

  8.3.4 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。

  8.4.1 屋顶分布式光伏发电系统防雷设计应分为建筑部分防雷系统模块设计和电气部分防雷系统模块设计;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JGJ16和GB50057的有关要求。

  8.4.2 光伏方阵应设置接地网，并充分的利用支架基础金属构件等自然接地体，接地连续、可靠，工频接地电阻应满足相关接地要求。

  8.4.3 接地干线(网)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，连接应牢固可靠，不得采用铝导体做接地体或接地线 接地干线(网)连接、接地干线(网)与屋顶建筑防雷接地网连接应采用焊接，焊接质量应符合标准要求，不应出现错位、平行和扭曲等现象，焊接点应做好防腐处理，在直线段上，不应有高低起伏及弯曲等现象。

  8.4.5 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、电气设备外壳、基础槽钢和需接地的装置都应与接地干线(网)牢固连接，并对连接处做好防腐处理措施。

  8.5.1 分布式光伏户外明敷电缆应具有防水、防紫外线性能，室内电缆不低于本建筑物室内电缆选型要求。

  8.5.2 直流侧电缆耐压等级应达到光伏方阵最大输出电压的 1.25 倍及以上;额定载流量应高于短路保护电气整定值，线%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。

  8.5.4 交流侧电缆的电压等级应不低于系统最高电压;电缆载流量应根据GB50054、GB 50217 及DL/T5222等相关规定选取。

  8.6.1 配电箱应按使用环境、柜体型式、安装方法、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。

  8.6.2 屋顶分布式光伏使用的配电箱应为成套配电箱且一定要经过中国强制性产品认证，表箱材质要求使用不锈钢或 SMC 材质，箱内须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。

  8.6.3 配电箱的箱体结构设计、材质、箱体厚度、接地、涂喷工艺质量和电气元件安装质量应符合设备技术方面的要求和质量标准。

  8.7.1 汇流箱应依据型式、绝缘水平、电压、温升、防护等级、输入输出回路数、输入输出额定电流等技术条件进行选择。

  8.7.2 汇流箱的箱体和结构设计、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、防护等级等有关技术要求应符合现行国家标准GB/T 34936有关要求。

  8.8.1 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。

  8.8.2 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、组件安装方式、直流损耗等因素，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。

  8.8.3逆变器的配置容量应与光伏方阵的安装容量相匹配，数量应根据光伏装机容量及单台逆变器额定容量确定。

  8.8.4 逆变器的配置应满足下列要求:应具备自动运行和停止功能、最大功率跟踪控制功能和防孤岛功能;应具有并网保护装置，并与电网的保护相协调;应具备电压自动调整功能;应具备低电压穿越功能;应具备响应电网有功和无功调节指令的功能;通信协议规约应与电网设备相协调，具备单独接受电网统一调度的功能，并配置满足电网调度要求的本地控制终端;应满足环境对逆变器的噪声和电磁兼容要求。

  8.8.5变器应设置在通风良好的场所，其位置应便于维护和检修，应满足高效、节能、环保的要求。

  8.8.6 户外型逆变器的防护等级应不低于IP54要求，户内型逆变器的防护等级应不低于IP20要求。

  8.8.7 屋顶分布式光伏开发建设所用逆变器的检测应包括型式试验、出厂试验和现场试验，应按照GB/T37408、GB/T 37409和NB/T 32004中规定的检测项目和方法进行检测。逆变器应具备有功功率连续平滑调节能力，能够接受本地能量管理系统、配变台区智能融合终端等的控制指令调节有功功率输出值，调节范围为20~100%，控制误差应为逆变器额定有功功率侧的+1%，响应时间不应大于1秒。逆变器稳态无功功率输出范围应在-33%~33%内连续可调，具体参照GB/T37408，控制误差应为逆变器额定有功功率侧的±1%，响应时间不应大于1秒。

  8.9.1 配套储能原则上应在主要并网点集中建设，优先采用380伏并网，并网点应在分布式光伏并网点附近，以解决部分台区电压偏差、设备重过载、就地无法消纳等问题。

  8.9.2 配套储能以不出现长时间大规模反送、不增加系统调峰负担为原则，综合考虑整县屋顶分布式光伏开发规模、负荷特性等因素，确定储能配置容量，提升系统调节能力。

  8.9.3 配套储能装置应满足10年(5000次循环)以上工作寿命，系统容量10年衰减率不超过20%。

  8.9.5 电化学储能电池的初始充放电能量、循环性能、能量保持与恢复能力、安全性能、绝缘性能、耐压性能等技术方面的要求应符合现行国家标准GB/T 36558有关要求。

  8.9.6 储能装置应采用在线监测装置进行智能化实时检测，应具有在线识别电池组落后单体、判断储能电池整体性能、充放电管理等功能，且应具有人机交互界面和通讯接口，便于与监控系统的信息交互，通信协议规约应与电网设备相协调，具备单独接受电网统一调度的功能。

  8.9.7 储能电池容量和性能应可检测、可诊断，使控制管理系统可在预知电池容量和性能的情况下降低屋顶分布式光伏接入电网的冲击，提高电网的可靠性和效率。电池储能系统的监控系统及其子系统(包括电池管理系统、储能系统配套升压变及高低压配电装置监控单元等)所采用的通信协议应需符合国际通用标准及客户要求。

  8.9.8 储能消防设计应根据建设规模、各类储能不同特性采取对应的消防措施，从全局出发，统筹兼顾，做到安全使用、技术先进、经济合理，储能的耐火等级、灭火设施、消防报警设计应符合 GB51048 有关要求。

  8.9.9 储能的电池室、电气室等用房应设置火灾自动报警系统、自动灭火系统、排烟设施、应急照明和疏散指示系统。

  8.9.10 电池室之间、电池室与易燃易爆物品及重要设备设施之间、与其他生产生活区域之间应保持安全防火距离，防火距离不足时，应采取对应防火隔离措施。

  8.9.11 电池室配置的自动灭火系统，应与电池管理系统、火灾探测器或可燃气体探测装置、空调、排风系统联动，具备远程被动指令启动和应急机械启动功能，自动灭火系统的最小保护单元应为电池模块，每个电池模块宜单独配置探测器和灭火介质喷头，灭火介质应拥有非常良好的绝缘性和降温性能，能扑灭电池火灾和电气设备火灾，且防止复燃。

  9.1.1 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，具体可参考表 1。

  9.1.3 屋顶分布式光伏接入时，应进行有关线路热稳定、变压器承载力校核，避免线路/变压器反向重载。

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

  9.1.5 屋顶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，具体见表 2。

  9.2 主接线 屋顶分布式光伏升压站或输出汇总点的电气主接线方式，应根据屋顶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)伏:采用单元或单母线千伏:采用线变组或单母线千伏:采用线变组或单母线接线;

  (d)配有屋顶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 屋顶分布式光伏优先汇集接入，典型接入方案按照安全性、灵活性、经济性原则，依据屋顶分布式光伏装机容量、接入电压等级确定。

  9.3.2 屋顶分布式光伏装机容量在 400 千瓦及以下，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 220 伏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220伏接入。分布式光伏配套储能应宜分层级在用户侧、分布式光伏侧、台区主干线路及进行集中配置。

  (c)屋顶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10千伏电网，如图2所示。

  （本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

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