ICS 27.160
CCS F 01 15
内
蒙 古 自 治 区 地 方 标 准
DB15/T 3842—2025
户用光伏并网服务规范
Specification for household photovoltaic grid connection services
2025-01-22 发布
2025-02-22 实施
内蒙古自治区市场监督管理局 发 布
DB15/T 3842—2025
前
言
本文件按照GB/T 1.1—2020《标准化工作导则 第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定
起草。
本文件由内蒙古自治区电力（集团）有限责任公司提出。
本文件由内蒙古自治区能源局归口。
本文件起草单位：内蒙古电力（集团）有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司鄂尔多斯
供电分公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司电力营销服务与运营管理分公司、内蒙古自治区能源技
术中心、内蒙古现代能源经济咨询有限公司、国网内蒙古东部电力有限公司、内蒙古电力（集团）有限
责任公司锡林郭勒供电分公司。
本文件主要起草人：尹卿、张嵘、张月圆、张涵、孟令强、杨鹏、窦婧、田锦华、冯香、王智勇、
郝育颖、王林融、王永利、贾正建、郑涛、马原原、张雨琴、赵海燕、段雅璠、包婉琪。
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户用光伏并网服务规范
1 范围
本文件规定了户用光伏并网工程的总体要求、关键设备与部件、安全运行要求、工程质量、并网服
务等要求。
本文件适用于户用光伏并网工程服务。
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/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程
NB/T 32004 光伏并网逆变器技术规范
NB/T 42073 光伏发电系统用电缆
NB/T 42142 光伏并网微型逆变器技术规范
3 术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
全部自发自用 spontaneous self-use
光伏发电产生的电能全部用于政策规定范围内用电主体消耗，不上送至电网。
自发自用余电上网 surplus power network
光伏发电产生的电能用于政策规定范围内用电主体消耗，未能消耗的电量上送至电网。
全额上网 full amount online
光伏发电产生的电能全部上送至电网。
4 总体要求
户用光伏电源接入公共电网应遵循国家和行业相关技术标准的规定。
户用光伏系统应采用符合国家现行有关标准的效率高、能耗低、性能先进的电气产品。
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户用光伏电源并网应确保人民群众生命和财产安全，以及光伏发电系统和公共电网的安全稳定运
行。
5 关键设备与部件
户用光伏发电系统所选用的关键设备、部件应满足以下要求：
a) 光伏电源采用的光伏组件、逆变器等关键设备产品应拥有国家认可的第三方认证机构所提供
的认证证书，成套计量箱及元器件应通过“3C”认证，具有产品性能检测报告，并具备查验、
追溯产品质量条件；
b) 逆变器应满足 NB/T 32004 的要求,微型逆变器应满足 NB/T 42142 或其他等效标准的要求,并
通过具有资质的第三方机构的认证；
c) 光伏并网箱防护等级应不低于 IP54；
d) 直流电缆应选择光伏专用电缆,应满足 NB/T 42073 或其他等效标准的要求,并通过具有资质的
第三方机构的认证；
e) 交流电缆应选择 C 类及以上阻燃电缆；
f) 接地极宜选用钢管、圆钢或其它导电性能良好的金属材料。
户用光伏相关设备不应安装在下列建筑物上：
a) 临时建筑；
b) 生产的火灾危险性分类为甲类、乙类的建筑；
c) 储存物品的火灾危险性分类为甲类、乙类的建筑；
d) 有大量粉尘、热量、腐浊气体、油烟等影响的建筑；
e) 25 年以上面临拆迁房屋、农村危房、高层楼宇等建筑屋顶；
f) 经营类建筑；
g) 新建、扩建户用光伏项目，一律不应占用永久基本农田、基本草原、I 级保护林地和东北内蒙
古重点国有林区。
建筑物上安装的户用光伏系统，不应降低相邻建筑物的日照标准。
在既有建筑物上增设户用光伏系统，应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，同时应考虑抗风能力、防水工艺、消防安全、规范施工等相关要求。
6 安全运行要求
户用光伏项目运行时应遵守但不限于以下安全规定：
a) 组件、逆变器、汇流箱上应配备“带电危险”警示标识；
b) 组件、逆变器、汇流箱上的灰尘和污物应及时清理；
c) 户用光伏组件、逆变器各个接线端子应牢固可靠，接线孔处应采取有效措施防止蛇、鼠等小动
物进入设备内部的措施；
d) 组件应根据项目情况制定清洗周期，所选用的清洗方法及工具不应对光伏组件造成损伤；
e) 户用光伏不应对人员或建筑物造成危害，运行与维护应保证系统自身安全，并应保持正常的发
电能力；
f) 逆变器、汇流箱在运行时，温度、声音、气味等不应出现异常情况，指示灯应工作正常；
g) 户用光伏项目并网点应安装易操作、可闭锁、具有明显开断点、带接地功能、可开断故障电流
的开断设备，以确保电力设施检修维护人员的人身安全；
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h) 户用光伏切除时间应与线路保护相配合，以避免非同期合闸。变流器类型的户用光伏应具备快
速监测孤岛且监测到孤岛后立即断开与电网连接的能力，其防孤岛保护应与电网侧线路保护
相配合。当系统失压后，户用光伏客户不应孤岛运行；
i) 户用光伏项目发电规模不应超过本户最大用电负荷的 2 倍；
j) 台区内户用光伏项目总发电规模不应超过本台区变压器额定容量，电网企业应对限制接入台
区进行公示；
k) 户用光伏的保护应符合可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求，其技术条件应满足 GB/T
14285 的要求。
7 工程质量
屋顶工程质量
7.1.1 支架基础安装质量
对于平屋顶,支架基础安装应满足以下要求：
a) 支架基础应外形方正、表面平滑、排列整齐、放置平稳；
b) 支架基础应无漏筋、蜂窝、孔洞、夹杂、疏松、裂缝、外形或表面缺陷的问题；
c) 外露的金属预埋件应无锈蚀现象，且有防腐防锈处理；
d) 对于防水层上没有保护层的屋面，配重基础下应有垫层；
e) 支架基础结构混凝土强度等级不应低于 C25；
f) 宜采用不锈钢螺栓螺母。
7.1.2 支架安装质量
7.1.2.1 对于平屋顶,支架安装还应满足以下要求：
a) 支架外观应无损坏和变形；
b) 支架安装不应出现明显错位、偏移和歪斜；
c) 支架与支架基础或连接件间应固定牢靠,紧固螺栓配套的平垫片、弹垫片应齐全，螺母端须
保证螺杆露出不少于 3～4 个丝牙。
7.1.2.2 对于斜屋顶,支架安装应满足以下要求：
a) 导轨应采用弯钩、夹具、抱箍等与屋顶结构基础可靠连接，有效连接点数应满足设计要求；
b) 弯钩固定时，应做好屋面防水，安装完成后,瓦片应恢复原位；
c) 宜采用不锈钢螺栓螺母。
组件安装质量
户用并网光伏发电系统的组件安装应满足以下要求：
a) 组件应牢固可靠安装。对于螺栓紧固安装方式,应有防松措施；对于专用压块安装方式,组件与
支架接触面应吻合；
b) 组件边框应无锈蚀和防腐保护层损坏现象；
c) 组件边框上应无自行的钻孔、扩孔；
d) 组件边缘距离导轨端头的距离宜不小于 70 mm；
e) 相邻组件间的组件边缘高度偏差应≤2 mm,同组组件间边缘高度偏差应≤5 mm；
f) 组件间的间隙宜不小于 20 mm；
g) 平屋顶上光伏方阵组件串的最低点距屋面不宜低于 300 mm；
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h) 斜屋顶不宜起倾角安装组件,斜屋顶光伏方阵后口不应超出屋脊,前口不宜冒出屋檐。
逆变器安装质量
逆变器安装应按照安装说明书执行并满足以下要求：
a) 逆变器的安装位置应清洁、通风、防雨、干燥、无直晒,安装位置附近应无高温发热、易燃易
爆品及腐蚀性化学物品；
b) 逆变器应直立牢固安装、不晃动；
c) 逆变器前方应留有足够间隙便于观察数据以及维修；
d) 逆变器的外观及主要零部件不应有损坏、锈蚀现象,元器件不应松动或丢失。
并网箱安装质量
户用并网光伏发电系统的并网箱安装应满足以下要求：
a) 安装位置应清洁、通风、干燥、无直晒,安装位置附近应无高温发热、易燃易爆物品及腐蚀性
化学物品；
b) 并网箱应直立牢固安装、不晃动,宜安装在防水屋檐或遮挡板下方；
c) 前方应留有足够间隙便于观察数据以及维修；
d) 并网箱的外观及主要零部件不应有损坏、变形和锈蚀现象,元器件不应松动或丢失；
e) 并网箱本体的预留孔洞及电缆管口应进行防火泥封堵；
f) 上网点要求加装逆功率装置。
注： 户用光伏电源接入系统方案应明确用户隔离闸刀、并网开关、并网点等位置，并对接入光伏电源的配电线路载
流量、配变容量进行校核。
光伏连接器安装及电缆敷设质量
户用并网光伏发电系统的光伏连接器安装与电缆敷设应满足以下要求：
a) 光伏连接器及电缆应外观完好，表面无破损,重要标识无模糊脱落现象；
b) 电缆和光伏连接器应排列整齐、固定牢固，无自然下垂现象，电缆与连接器连接处不应弯曲拉
扯过紧，应松紧适度；
c) 组件间的直流光伏电缆应固定在支架上，光伏连接器的固定区域应不易积水；
d) 组件外的其余电缆宜采用阻燃型 PVC 管、PE 管或钢管进行保护；
e) 交流电缆、直流电缆和未接地的通信电缆不宜在同一线管内敷设；
f) 光伏连接器的型号应与直流光伏电缆匹配；
g) 光伏连接器的公母头卡扣应接触到位；
h) 明配管线宜沿墙敷设，管卡固定间距宜不超过 1.2 m；
i) 电缆穿越隔墙的孔洞间隙处,应采用防火材料封堵。
8 并网服务
项目登记
8.1.1 户用光伏项目实行登记制度。
8.1.2 电网企业应在收到项目业主并网需求后，统一进行登记，委派专人为项目业主提供全流程并网
咨询服务。
8.1.3 电源项目登记内容完整性、规范性资料审查合格后，正式受理用户并网申请并收取报装资料：
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a) 项目业主身份证原件及复印件（自然人）；
b) 项目建设地物权证明（不动产权证、房产证、土地使用证等）；
c) 政府有权部门出具的核准文件或备案文件（户用光伏电网企业代办）；
d) 经办人办理需提供授权委托书和经办人身份证原件及复印件；
e) 与申请人一致的银行卡复印件。
注： 为满足偏远农牧区基本生活和基本生产需求，对通过实施新能源供电工程满足用电需求的项目业主，电网企业
应简化报装流程，优先办理。
并网模式确定
户用光伏项目可根据政策规定选择“全额上网”“自发自用余电上网”或“全部自发自用”并网消
纳方式。
现场勘查及备案
8.3.1 项目登记后，委派专人进行现场勘查，对并网点、公共连接点、公共电网现状、用户负荷情况
等进行勘查，核实用户报装需求及现场情况。
8.3.2 核实项目主体属性：户用光伏项目备案主体与现场实际（受益）主体是否一致。
8.3.3 核实项目建设地点：户用项目建设地点与备案地点和现场实际地址是否一致。
8.3.4 户用光伏项目备案按照国家、自治区备案管理规定开展。但需在户用光伏项目建设工程以及配
套电网工程开工前完成备案。备案成功后，电网企业正式受理户用光伏并网申请，并主动告知项目建设
主体开展后续相关工作。
注： 并网点的确定应满足户用光伏项目并入电网后能有效输送电力并且能确保电网的安全稳定运行。
接入系统方案
8.4.1 电网企业依据公共电网实际情况，为户用光伏项目建设主体制定接入系统方案。
8.4.2 接入系统方案内容包括：建设地址、建设规模、消纳方式、公共连接点位置、并网点位置、并
网电压、接入方式、计量方案、并网开关等主要设施或装置的技术要求。
8.4.3 若需变更接入系统方案，应履行相关审查程序，其中，对于客户需求变化造成接入系统方案变
更的，应书面告知客户重新办理并网申请手续；对于电网原因造成接入系统变更的，应与客户沟通协商，
重新确定接入系统方案后答复客户。
户用光伏项目电能计量装置配置
8.5.1 户用光伏发电项目所有并网关口计量点、发电单元汇集出口计量点均应安装具有电能量信息采
集功能的电能计量装置，以分别计量或计算户用光伏发电项目客户的发电量、上网电量、用网电量。
8.5.2 按照消纳模式，户用光伏电能计量装置安装参考位置：
a) 全部自发自用：在并网点安装计量装置，计量发电量；
b) 自发自用余电上网：在并网点安装计量装置，计量发电量。在产权分界点（公共连接点）安装
计量装置，计量上网电量、用网电量；
c) 全额上网：在产权分界点（公共连接点）安装计量装置，同步计量发电量和上网电量。
并网验收
8.6.1 户用光伏主体工程和接入系统工程竣工后，电网企业受理客户并网验收和并网的申请，接收相
关材料；如资料欠缺或不完整，应一次性告知客户补充完善后再进行审查，并留存相应记录和证明材料。
8.6.2 全部户用光伏均需与电网企业签订分布式光伏项目接网协议。对于“全额上网”“自发自用余
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电上网”消纳方式的户用光伏，电网企业应与户用光伏项目业主签署购售电合同。购售电合同中应明确
上网电量结算周期，内容包括但不限于户用光伏项目本期规模、开工时间、计划投产时间、产权分界点
等内容。分布式光伏项目接网协议内容包括但不限于:户用光伏项目本期规模、开工时间、计划投产时
间、产权分界点等内容。
8.6.3 未签订并网相关合同及协议的，不应并网接电。
8.6.4 并网验收分为资料查验和现场查验，资料查验合格后开展现场查验。
8.6.5 资料查验主要包括：
a) 户用光伏竣工检验和并网申请受理书；
b) 施工、试验单位资质证书复印件（包括承装（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）。
8.6.6 现场查验主要包括：
a) 项目并网规模：户用光伏项目并网容量与备案容量和现场并网容量是否一致。是否存在少量并
网代替全部并网投产、并网容量大于备案容量等情况；
b) 建设地址、消纳方式、公共连接点位置、并网点位置、并网电压、接入方式、计量方案、分界
点开关、光伏组件、逆变器及其他设备选型、功能配置是否与项目备案（核准）文件，是否符
合国家、行业相关标准；
c) 电气设备是否符合国家的政策法规，以及国家、行业等技术标准，是否存在使用国家明令禁止
的电气产品；
d) 试验项目是否齐全、结论是否合格；
e) 其他需要验收的内容。
8.6.7 并网验收需出具并网验收意见。对验收不合格的，一次性提出书面整改要求。
8.6.8 对验收合格，且合同、协议已签订的，方可并网运行。
计量与结算
8.7.1 应按照客户用电性质、用电分类、用电容量、所在线路及变台，确定客户抄表周期及抄表例日，
抄表周期和抄表例日一经确定，应保持相对固定，不应擅自变动。
8.7.2 电源并网发电时间涉及后续上网电费结算、享受国家财政补贴标准计算，项目业主应签字确认，
且应确保现场实际发电时间与业主签字确认的纸质证明发电时间以及营销信息系统记录的发电时间保
持一致，三者不一致时，以现有证明材料佐证的现场实际发电并网时间为准。
8.7.3 发电量、上网电量、自发自用电量和用网电量应按照结算周期、采集系统抄录电量分别结算，
不应互抵。
其他
8.8.1 消纳模式发生变化，需按照政策要求对备案文件进行变更，再到电网办理业务变更。
8.8.2 容量、安装地点若发生变更，需按照政策要求对备案文件进行变更，再到电网办理信息变更。
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