1.5 分布式光伏发电新技术应用

随着光伏产业的不断发展和技术创新，一些相关的新技术也逐步在分布式光伏发电方面得到了推广和应用，这些技术主要有光伏储能技术应用、分布式光伏发电与微电网技术应用、光伏建筑一体化发电系统应用、光伏电站的智能化应用、光伏发电1100V系统电压技术应用等。

1.5.1 储能技术在分布式光伏发电系统中的应用

光伏发电系统的并网运行，往往会随着日照条件和气象环境变化的影响造成对配电网的冲击，给配电网的稳定运行和供电质量带来一定的负面影响。特别是随着光伏发电系统规模的不断扩大以及光伏电源在能源结构中的占比越来越大，它对电网产生的冲击和影响就成为一个不可忽视的，必须采取有效技术措施去解决的问题，这个问题不解决，光伏发电在整个能源结构中的占比就极其有限，就会成为光伏发电产业发展和应用的瓶颈。

储能技术在光伏并网发电中的应用是解决上述问题的主要措施，储能的作用涉及发电、输电、配电以及终端电力用户（包括居民用电以及工业和商业用电），在发电侧，储能系统可以参与快速响应调频服务，提高电网备用容量，保证光伏发电能向用户提供持续供电，扬长避短地利用了光伏、风力等可再生能源清洁发电的优点，也有效地克服了其波动性、间歇性的缺点；在输电侧，储能系统可以有效地提高输电系统的可靠性；在配电侧，储能系统可以提高电能的质量；在终端用户侧，分布式储能系统在智能微电网能源管理系统的协调控制下可优化用电、降低用电费用，并且保持电能的高质量。总体来说，储能是建设智能电网和“互联网+智慧能源”，进一步提高可再生能源在能源系统占比的重要组成部分和关键支撑技术，是解决光伏电能消纳、增加电网稳定性、提高配电系统利用效率的最合理解决方案。

分布式光伏发电系统引入储能环节后，可以有效地实现需求侧管理，消除昼夜间峰谷差，平抑负荷，有效利用电力设备，降低用电成本，还可以提高系统运行稳定性、参与调频调压、补偿负荷波动。

在此就结合光伏发电系统的特点，分析一下光伏并网发电系统对电网带来的影响，并从电网角度和用户角度介绍储能技术在光伏并网发电，特别是分布式光伏发电系统中的应用，并对储能技术的发展需求进行展望。

1.光伏并网发电系统对电网的冲击与影响

光伏并网发电系统对电网的冲击与影响主要有以下几点：

（1）对线路潮流的影响

在电网未接入光伏发电系统时，电网支路潮流一般是单向流动的，并且对于配电网来说，随着距变电站的距离增加有功潮流单调减少。当光伏电源接入电网后，从根本上改变了系统潮流的模式且潮流变得无法预测。这种潮流的改变使得电压调整很难维持，甚至导致配电网的电压调整设备（如阶跃电压调整器、有载调压变压器、开关电容器组）出现异常响应，同时，也可能造成支路潮流越限、节点电压越限、变压器容量越限等从而影响系统的供电可靠性。

（2）对系统保护的影响

当光照良好，光伏发电系统输出功率较大时，电路短路电流将会增加，可能会导致过电流保护配合失误，而且过大的短路电流还会影响熔断器的正常工作。此外，对于配电网来说，未接入光伏发电系统之前支路潮流一般是单向的，其保护不具有方向性，而接入光伏发电系统之后，该配电网变成了多源网络，网络潮流的流向具有不确定性。因此，电网必须增加有方向性的保护装置。

（3）对电能质量的影响

受云层遮挡等因素影响，光伏发电系统的输出功率经常会在短时间内大幅度变化，这种变化往往会引起电网电压的波动或闪变以及频率的波动等。此外，光伏发电的逆变器系统也会产生谐波，对电网造成影响。

（4）对运行调度的影响

光伏电源的输出功率直接受天气变化影响而不可控制，使光伏电源的可调度性也受到了一定制约，当某个电网系统中光伏电源占到一定比例后，电网电力的安全可靠调度就成了必须解决的问题。

2.储能在光伏发电系统中的作用

解决光伏发电系统并网对电网的影响，提高光伏发电的并网容量的措施有两种：一是从光伏发电系统的角度，即用户角度，为光伏发电系统配置储能装置；二是从电网角度考虑，建设智能微电网系统，以提高调度的灵活性、稳定性、可调节性。分布式光伏发电储能技术的应用对系统能量管理、稳定运行以及提高系统的安全性和可靠性，解决具有间歇性、波动性和不可准确预测性的可再生能源接入电网，扩大新能源发电在整个能源结构中的占比都具有重要意义。

从电网角度来讲，储能在光伏发电系统中的作用有以下几种：

1）电力调峰，削峰填谷。储能可与电网调度系统相配合，根据系统负荷的峰谷特性，在负荷低谷期储存多余的发电量，在负荷高峰期释放出蓄电池中储存的能量，从而减少电网负荷的峰谷差，降低电网的供电负担，实现电网的削峰填谷。调峰的目的是为了尽量减少大功率负荷在峰电时段对电能的集中需求，以减少对电网的负荷压力，光伏储能系统可根据需要在负荷低谷时将光伏系统发出的电能储存起来，在负荷高峰时再释放这部分电能为负荷供电，提高电网的功率峰值输出能力和供电可靠性。通过电力调峰，还可以利用峰谷差价，提高电能利用的经济性。

2）控制电网电能质量、平抑波动。储能系统的加入，可以抑制光伏发电的短期波动和长期波动，大大改善光伏发电系统的供电输出的稳定性。通过合适的逆变控制调整，光伏储能系统还可以实现对电能质量的控制，包括稳定电压、调整相位以及有源滤波等。还可以根据电网出力计划，控制储能蓄电池的充放电功率，使得光伏电站的实际功率输出尽可能地接近出力计划，从而增加可再生能源输出的确定性。

3）构成微电网系统，实现不间断供电。微电网是未来输配电系统的一个重要发展方向，它可以显著提高供电可靠性。当微电网与系统分离时，微电网可以在孤岛模式下运行，微电网电源将独立承担所辖负荷的供电任务，特别是在以光伏电源为主构成的微电网中，储能系统作为微电网的组成部分，为微电网提供电压和频率的支撑，实现微电网模式切换过程的快速能量缓冲，保证微电网的平滑切换，保证为负荷提供安全稳定的供电。

从用户角度来讲，储能在光伏发电系统的作用有以下几种：

1）实现负荷转移。从技术角度讲，负荷转移与调峰类似，但它的实现应用是以光伏并网用户使用市电分时段计费为基础的。许多负荷高峰并不是发生在光伏系统发电充足的白天，而是发生在光伏发电高峰期以后，储能系统可在负荷低谷时将光伏系统发出的电能储存起来而不是完全送入电网，待到负荷高峰时再使用，这样，储能系统与光伏系统配合使用可以减少用户在高峰时的用电需求，使用户获得更大的经济利益。

2）实现负荷响应。为保证在负荷高峰时电网可以安全可靠的运行，电网会选定一些高功率的负荷进行控制，使它们在负荷高峰时段交替工作，当这些电力用户配置了光伏储能系统后，则可以避免负荷响应控制对上述高功率设备的正常运行带来的影响。实现负荷响应控制，负荷响应控制实施需要在光伏储能电站与电网之间有一条通信线路。

3）实现断电保护。光伏储能系统一个重要的好处就是可以为用户提供断电保护，即在用户无法得到正常的市电供应时，可以由光伏系统提供用户所需电能。这种有意实现的电力孤岛对用户和电网来说都是有好处的，它既可以允许电网在用电高峰时切掉部分电力负荷，又可以使电力用户在没有市电供应时还能有正常供电使用。

3.光伏储能系统的几种类型

根据不同的应用场合，光伏储能系统分为离网储能系统、并离网储能系统、并网储能系统和多种能源混合微电网系统等。

（1）离网储能系统

离网储能系统也就是有储能装置的离网光伏发电系统，是专门针对无电网地区或经常停电地区场所使用的。由于离网光伏发电系统无法依赖电网，所以只有靠储能系统完全自发自用，实现“边储边用”或者“先储后用”的工作模式。

（2）并离网储能系统

并离网型光伏发电系统广泛应用于经常停电，或者光伏并网系统自发自用不能余量上网、自用电价比上网电价贵很多、波峰电价比波谷电价贵很多等应用场所。

相对于并网光伏发电系统，并离网系统结合了离网系统和并网系统的优点，使应用范围更宽，用电更灵活。一是可以设定在电价峰值时以额定功率输出，减少电费开支；二是可以利用谷电为储能系统充电，在用电高峰时段使用，利用峰谷差价获得收益；三是当电网停电时，光伏发电及储能系统可做为备用电源切换为离网工作模式继续工作。

（3）并网储能系统

并网储能系统能够存储多余的光伏发电量，提高光伏发电自发自用的比例。当光伏发电系统的发电量小于负载用电量时，负载由光伏发电和电网一起供电，当光伏发电系统发电量大于负载用电量时，光伏发电量一部分给负载供电，另一部分电量储存在储能系统中。

在国外的一些光伏发电系统应用较早的国家和地区，之前安装的光伏发电系统取消光伏补贴后，一般都会再安装一套并网储能系统，让光伏发电完全自发自用。这种“外挂”的并网储能系统可以与原系统的逆变器很好地兼容，原来的系统可以不做任何改动。当储能系统检测到有多余电量流向电网时，储能系统自动启动工作，把多余的电能储存到储能电池中，当储能电池电量也充满后，储能系统还可以接通用户的电热水器，把多余的电能转换为热量存储起来。当傍晚光伏发电系统停止工作后，或用户用电量增加时，可以利用储能系统中存储的电能向负载供电。

（4）微电网储能系统

微电网及储能系统将在本章1.5.2节中专门进行介绍。微电网可充分发挥各种分布式清洁能源的应用潜力，减少各种分布式清洁能源容量小、发电功率不稳定、独立供电可靠性低等的不利因素，确保电网安全运行，是大电网的有益补充。微电网应用灵活，规模可以从数千瓦直至几十兆瓦，大到厂矿企业、医院学校，小到一座建筑或一个家庭用户都可以实现微电网运行。

4.光伏储能系统的主要应用模式

（1）配置在光伏系统直流侧的储能系统

配置在光伏系统直流侧的储能系统可在光伏发电系统直流侧进行配接调控，如图1-18所示。该系统中的光伏发电系统和蓄电池储能系统共享一个逆变器，但是由于蓄电池的充放电特性和光伏方阵的输出特性差异较大，原系统中的光伏并网逆变器中的最大功率点跟踪器（MPPT）是专门为了配合光伏输出特性设计的，无法同时满足储能蓄电池的输出特性曲线。因此，此类系统需要对原系统逆变器进行改造或重新设计制造，不仅需要使逆变器能满足光伏方阵的逆变要求，还需要增加对蓄电池组的充放电控制和能量管理等功能。这类储能系统一般都是单向输出的，也就是说该系统中的储能蓄电池完全依靠光伏发电来补充电量，电网的电力无法给蓄电池充电。

这种储能系统即便是电网出现停电，逆变器停止工作时，也不影响光伏方阵向蓄电池的充电，光伏系统发出的多余电力可直接储存在蓄电池内以等待需要的时候释放出来。这种配置的主要特点是系统效率高，设备投资少，可实现光伏发电与储能无缝连接输出电能，可大大提高光伏发电系统输出电能的平滑、稳定和可调控。这种方式的缺点是使用的逆变器需要特殊设计，不适用于对现有已经安装好的光伏发电系统进行升级改造。

（2）配置在光伏系统交流侧的储能系统

配置在光伏系统交流侧的储能系统如图1-19所示，它采用单独的充放电控制器和逆变器（双向逆变器或储能逆变器）来给蓄电池充电或者逆变，这种方案实际上就是给现有光伏发电系统外挂一个储能装置，可在目前任何一种光伏发电系统及风力发电系统或其他新能源发电系统进行升级改造，形成站内储能系统。

这种模式克服了直流侧储能系统无法进行多余电力统一调度的问题，该储能系统既可以建造在光伏或风力发电系统中，与光伏或风电协调输出，也可以根据电网需要建设成为独立运行的储能电站，其充电还是放电完全由智能化控制系统控制或受电网调度控制，它不仅可以集中全站内的多余电力给储能系统快速有效的充电，甚至可以调度站外电网的廉价低谷多余电力，使得系统运行更加方便和有效。

交流侧接入储能系统的另一个模式是将储能系统接入电网端，如图1-20所示。显然，这两种储能系统的不同点只是接入点不同，前者是将储能部分接入到交流低压侧，与原光伏电站共享一个变压器，而后者则是将储能系统形成独立的储能电站模式，直接接入高压电网。

交流侧接入的方案不仅适用于电网储能，还被广泛应用于诸如岛屿等相对孤立的地区，形成相对独立的微电网供电系统。交流侧接入的储能系统不仅可以在新建发电系统上实施，对于已经建成的发电系统也可以很容易地进行改造和附加建设，且电路结构清晰，发电系统和储能系统可分地建设，相互的直接关联性少，因此也便于运行控制和维修。其缺点是由于发电和储能相互独立，相互之间的协调和控制就需要外加一套专门的智能化的控制调度系统，因此造价相对较高。

5.光伏储能系统的供用电管理模式

带储能的光伏发电系统往往可以解决对负载的连续供电和提高光伏发电的自发自用量，同时也起到了调峰和减少对电网冲击的作用，其供用电管理模式一般有下列几种：

（1）光伏系统供电管理模式

1）光伏电能首先为蓄电池充电，其次用于供给负载，剩余电力反馈给电网；

2）光伏电能首先为负载供电，其次用于蓄电池充电，剩余电力反馈给电网；

3）光伏电能首先为负载供电，其次先向电网馈电，剩余电力用于为蓄电池充电。

（2）负载用电管理模式

1）当有光伏供电时，优先由光伏供电，光伏供电不足时由市电补充，市电不可用时，则由蓄电池供电；

2）当有光伏供电时，优先由光伏供电，光伏供电不足时由蓄电池供电，若蓄电池不可用时，则由市电供电；

3）当没有光伏供电时，优先由蓄电池供电，若蓄电池不可用时，则由市电供电；

4）当没有光伏供电时，优先由市电供电，当市电不可用时，则由蓄电池供电。

分布式光伏发电在设计和构建储能系统时，整个系统的能源管理模式是系统设计的核心，只有明确整个系统能源管理的使用环境要求及模式特点，才能最终确定系统的设计原则和基本方法。

6.光伏储能系统的两种架构

（1）MPPT控制器+双向逆变器架构

MPPT控制器+双向逆变器架构如图1-21所示。光伏组件产生的光伏直流电通过控制器送到储能电池和双向逆变器的直流端，在为蓄电池充电的同时，直流电通过双向逆变器为交流负载供电，多余的电通过双向逆变器馈回电网。

（2）并网逆变器+双向逆变器架构

并网逆变器+双向逆变器架构如图1-22所示。光伏组件产生的光伏直流电通过并网逆变器输出交流电为负载供电，为蓄电池充电，多余电力馈到电网。具体运行管理模式通过双向逆变器进行设置。

1）当光伏电力足够供负载需求时，多余的光伏电力用于对蓄电池充电，不能被蓄电池吸收的电力（电池充满或已用最大电流充电）则反馈回电网。

2）当光伏电力不够负载需求时，不足部分主要由蓄电池提供，电网电力做辅助补充。

3）当夜晚无光伏电力时，优先由蓄电池向负载供电，直到蓄电池电力不足或光伏电力再次启动。蓄电池电力不足时，由电网向负载供电，但不给蓄电池充电，直到光伏电力启动后，由光伏电力为蓄电池充电。

7.光伏储能系统的构建与技术要求

目前储能系统基本都采用模块化组件系统方案，构成示意如图1-23所示。为了兼顾分布式电源储能和规模并网储能的应用，储能系统最适宜采用的方式就是模块化组合搭建方式，主要包括电池组（模块）、电池管理系统（BMS）、双向储能逆变器/储能变流器（PCS）、监控管理保护系统（EMS）、温度控制系统和消防系统等几部分。储能系统主要用于平抑光伏、风力等有间歇性分布式发电的波动，改善电网对新能源电力的吸纳能力，同时具有对电网的削峰填谷和调峰调频的作用。

为了实现储能技术在光伏并网发电系统的广泛应用，对储能系统的技术要求主要有以下几个方面：

（1）储能电池

用于光伏并网发电的储能装置的工作环境往往比较恶劣，而且受光伏发电输出不稳定的影响，储能系统的充放电条件也比较差，有时甚至需要频繁地小循环充放电等。因此，储能电池必须满足以下要求：

1）容易实现多方式组合，满足较高的工作电压和较大的工作电流的要求；

2）电池容量和性能可检测、可诊断，使控制系统能在预知电池容量和性能的情况下实现对电站负荷的调度控制；

3）具备高安全性、高可靠性和电化学性能稳定性，在正常情况下，电池使用寿命不低于15年。在极限情况下，即使发生故障，电池也应在受控范围内，不应该发生爆炸、燃烧等危及电站安全运行的事故；

4）具有良好的快速响应和大倍率充放电能力，一般要求达到5～10倍的充放电能力；

5）要具有较高的充放电转换效率和良好的充放电循环性能，易于安装和维护，具有较好的环境适应性，较宽的工作温度范围；

6）符合绿色环保的要求，在电池生产、使用、回收过程中不对环境产生破坏和污染。

目前，电化学储能技术发展进步很大，以锂离子电池、铅炭电池、液硫电池为主导的电化学储能技术在安全性、能量转换效率和经济性等方面均取得了重大突破，并逐步得到推广应用。

（2）电池管理系统

为了使储能装置实现最长的使用寿命、最大的能量输出以及最优的使用效率，需要针对储能装置的特点设置适合应用于分布式光伏发电系统及电力储能系统的充放电和均衡保护管理装置。

电池管理系统一般由电池组管理单元（BMU）、电池组串管理系统（BCMS）、电池堆管理系统（BAMS）和高压控制系统（HVC）组成，其管理架构如图1-24所示，具有模拟信号高精度检测与上报、故障告警上传与存储、电池保护、参数设置、主动均衡、电池组荷电状态定标和与其他设备之间信息交互等功能。

以目前已经得到推广应用的锂电池储能装置为例，其储能电池模块往往由几十串甚至几百串以上的电池组构成。电池在生产和使用过程中，会造成电池内阻、电压、容量等参数的不一致，这种差异表现为电池组充满电或放完电时串联电芯之间的电压不相同，或能量不相同。这种情况使得部分电芯在充电的过程中会被过充，而在放电过程中电压过低的电芯有可能被过放，从而使电池组的离散性明显增加，使用时更容易发生局部电芯过充和过放的现象，使电池组整体容量急剧下降，整个电池组表现出来的容量为电池组中性能最差的电芯的容量，最终导致电池组提前失效。因此，若对于锂电池组而言，均衡保护电路是必需的。当然，电池管理系统不仅仅是电池的均衡保护，还有更多的要求以保证储能系统稳定可靠运行。

（3）采用大功率PCS拓扑技术的双向储能逆变器（储能变流器）

双向储能逆变器是连接电网或光伏发电系统与储能电池组之间的电力电子接口设备，通过控制可实现电压、电流的交直流双向变换。新型储能变流器采用大功率PCS（Pole Changing Switch，换极开关）拓扑技术，符合大容量电池组的电压等级和功率等级要求，具有结构简单，稳定可靠，功率损耗小，能够灵活进行整流、逆变的双向切换运行等特点。随着新型电池技术的应用以及功率器件和拓扑技术的发展，双向逆变器一般采用DC/DC+DC/AC两极变换结构，首先通过DC/DC直流转换电路将电池组输出电压进行升压，再通过DC/AC逆变电路输出交流电。逆变部分采用多重化、多电平、交错并联等大功率变流技术，以降低并网谐波，简化并网接口。针对经DC/DC转换后较高的电池组电压（5～6kV），换极开关PCS系统采用多电平技术，功率器件采用IGCT或IGBT串联，实现直流→交流和交流→直流的灵活切换运行。

（4）监控系统

储能装置的监控系统主要是针对电池管理系统的监控，主要以计算机为基础，以软件为平台构成的工作过程自动化控制管理平台，按照监控对象以及系统需要对整个储能系统的运行设备进行监视和控制，实现数据采集、显示、报警、设备控制以及参数调节等各项功能，并在计算机、手机等各类终端设备上进行展示，具有高性能、高可靠性、实时性的特点。此外，其还具有多种错误检测方式，可保证庞大数据量上传及指令下发的及时性和准确性，并能在电池组出现严重故障时及时停止系统运行。

（5）温控系统

在大型储能装置中，往往还要加入温度控制系统，温度控制系统一般由压缩机制冷系统、加热系统、通风系统以及控制系统组成。温控系统将根据储能装置工作现场室内外的环境温度、湿度等环境因素变化，通过远程通信和模糊智能控制，自动控制和协调制冷系统和加热系统的工作，为储能装置进行冷却、加热和除湿。温控系统具有掉电记忆、自动重新启动、发生故障远程识别与报警等功能，保证储能装置的稳定运行，减少电力消耗和安全隐患。

（6）消防系统

储能装置的消防系统一般采用七氟丙烷自动灭火装置。该装置具有自动检测、定时巡查、自动报警和自动启动灭火装置的功能，能自动释放灭火剂并实施警铃及声光报警。七氟丙烷（HFC-227ea、FM-200）是无色、无味、不导电、无二次污染的气体，具有清洁、低毒、电绝缘性能好、灭火效率高的特点，是一种比较环保的洁净气体灭火剂。

8.储能系统的智能化管理

普通的储能系统可以把白天光伏发电的剩余电力存储起来，供本地用户早晚时段使用，实现供电时段的转移和延长，这种功能在离网光伏系统中一直应用。储能系统智能化管理是要通过系统逻辑控制，对未来光伏发电能力和用电需求的预测，实现用电的最经济模式。

智能化系统会在晚上就综合考虑第二天光伏发电情况预测、用户用电模式以及为储能系统充电的优化来决定是否在低谷电价时段用市电储能以及储能的额度。例如，如果智能管理系统中的光伏发电预测模块给出明天发电功率将低于明天用电需求的提示，系统就会控制在夜间低电价时段对储能电池充满电量，然后第二天储能电池与光伏发电共同出力，以最经济的搭配满足用户的用电需求，这样就避免了第二天在用电价格高的时段对电网电力的需求，实现节约开支的目的。

储能技术的应用是促进微电网发展的重要课题。配置储能系统，将提升光伏发电的电能质量，为负荷及电网提供平稳电力；也可将白天的光伏发电存储起来供晚上使用，利用补助政策和不同时段用电价差，在发电产出不变的情况下获得更优化的投资收益。由于可解决发电时段和用电时段不一致的问题，再加上高低峰用电价格差别较大，储能系统可大幅提升投资回报率，在分布式光伏发电未来发展中将举足轻重，前景广阔。

电力安全是国家能源安全的重要组成，储能是保证电力安全、低碳、高效供给的重要技术，是支撑新能源电力大规模发展的重要技术，也是未来智能电网框架内的关键支撑技术。能源互联网作为未来全球能源的发展方向，将会从根本上改变现在的发电、输电、变电、配电、用电模式，实现智能储能、智能用电、智能交易、智能并网等，这就决定了未来电力的潮流控制、分布式电源及微电网模式将被广泛应用，储能技术将是协调这些应用的重要环节，也是构成能源互联网的最基础设施。储能技术在分布式光伏发电的应用将会进入快速发展的阶段。

1.5.2 分布式光伏发电与微电网技术应用

近年来，以可再生能源为主的分布式发电技术凭借其投资节省、发电方式灵活、与环境兼容等优点而得到了快速发展，主要包括太阳能光伏发电和风力发电，还包括燃料电池发电、微型燃气轮机发电、生物质能发电、小型水力发电等。分布式发电尽管优点突出，但其接入电网所引起的众多问题往往限制了分布式发电的广泛应用。为协调大电网和分布式电源的矛盾，充分挖掘分布式发电为电网和用户带来的价值与效益，微电网的概念应运而生。作为“网中网”，微电网既可以并网运行，也可以在主网发生故障或其他情况下与主网断开而孤岛独立运行。

微电网是指由分布式电源、用电负荷、配电设施、监控和保护装置等组成的小型发配用电系统（必要时含储能装置）。微电网分为并网型微电网和独立型微电网，可实现自我控制和自治管理。并网型微电网既可以与外部电网并网运行，也可以离网独立运行;独立型微电网不与外部电网连接，电力电量自我平衡。微电网已成为一些发达国家解决电力系统诸多问题的一个重要辅助手段，它以更具弹性的方式协调分布式电源，从而充分发挥分布式发电的作用。光伏发电系统在与微电网相结合后，将成为电力系统的可靠补充，为电网运行发挥更大的作用。

1.微电网技术及发展

超大规模电力系统限制了分布式能源的作用，也间接限制了对新能源的利用。在不改变现有配电网络结构的前提下，为了削弱分布式电源对其的冲击和负面影响，世界各国纷纷提出微电网的观点和概念，也就是将分布式发电、用电负载、储能装置及控制装置结合在一起，形成一个单一可控的独立供电系统，也可以看成是管理局部能量关系的基于分布式发电装置的小电网。微电网技术采用了新型电力电子技术，将微型发电系统和储能装置并在一起，直接接在用户侧。对于大电网来说，微电网可被看作是一个可控单元，可以在数秒内动作以满足外部输配电网络的需求；对用户来说，微电网可以满足特定的需求，如降低馈线损耗、增加本地可靠性、维持本地自用电，保持本地电压稳定。微电网和配电网之间可以通过公共连接点进行能量交换，双方互为备用，从而提高了供电可靠性。微电网或与配电网并网运行或孤岛运行，微电网的灵活运行方式使其不但可以避免分布式发电并网所带来的负面影响，还能对配电网起到支撑作用。另外，也使得微电网的结构、模拟、控制、保护、能量管理系统和能量存储技术等与常规分布式发电技术有较大不同。

微电网中一般都包含多个分布式发电单元和储能系统，联合向负载供电，整个微电网对外是一个整体，通过断路器与上级电网相连。微电网中的发电单元可以是多种能源形式（光伏发电、风力发电机、柴油发电机、微型燃气轮机等，见图1-25），还可以以热电联产或冷热电联产的形式存在，就地向用户提供热能，以进一步提高能源利用效率，如图1-26所示。

微电网的具体结构随负载等方面的需求而不同，但是其基本单元应包含微能源、蓄能装置、管理系统以及负载。其中大多数微电网与电网的接口都要求是基于电力电子的，以保证微电网以单个系统方式运行的柔性和可靠性。在智能电网的发展过程中，配电网需要从被动式的网络向主动式的网络转变，这种网络利于分布式发电的参与，能更有效地连接发电侧和用户侧，使得双方都能实时地参与电力系统的优化运行。微电网是一种新型的网络结构，是实现主动式配电网的一种有效方式。

2.包含光伏发电系统的微电网

根据国家电网公司对光伏发电系统接入电网技术规定，许多光伏项目大都采用用户侧低压并网的方式，这些也是目前分布式电源的主要形式。其接线形式如图1-27所示。

在正常工作时，电网中支路A所接的光伏发电系统除了为本路的负载提供电能外，若有多余的电能也可通过0.4kV低压母线送至其他3条支路中。为了减小光伏发电系统对系统电网的扰动和频率、电压等指标的影响，并考虑线路之间保护配置等问题，系统均安装有防逆流装置，即剩余的电能不允许倒送到电力10kV配电系统，同时对光伏发电的容量限制在上级变压器容量的25%以内。

这种形式的光伏系统发出的电能只占到系统日常总用电量的很小一部分，大部分的电能还需要从电网中购入，这样由于电网系统需要远距离送电和配置变压器，而造成线损和投资的增加，降低了能效，是一种不经济的运行方式。改进型并网光伏发电系统在上述形式基础上进行了改进，增加了光伏发电的容量，则系统结构形式如图1-28所示。

改进后的运行方式虽然增加了光伏发电系统的容量，但是仅靠提高光伏发电系统的容量远不能满足一天正常用电负载的需求，而且系统对电力网也有很大的依赖性。同时，白天光伏系统发出的一部分电能会由于用电负荷不足而白白浪费，而且这个浪费与光伏发电系统的容量成正比关系。

在运行过程中，由于光伏发电自身的特性，电网与该系统的公共连接点处的电流会在瞬间增大或减小，这会对电网系统的频率和电压造成很大的影响，为电网系统带来扰动，使得自身系统的稳定性和可靠性无法满足。因此，它也是一种不经济、不合理的运行方式。那么，系统想要稳定就需要增加其他发电形式和储能部分对它进行补充。这就形成新的以光伏发电系统为主的分布式电源系统，如图1-29所示。

图1-29所示的电网中除了光伏发电系统外，支路E可以是风力发电、沼气发电、生物发电和微型燃气轮机发电等各种发电形式中的一种或多种混合而成；支路F为系统储能装置，一般可以为蓄电池、燃料电池、飞轮、压缩空气储能等。

这种分布式电源电网系统在正常运行中满足了电网负载的大部分需求，也降低了对电网系统的影响。但是系统对电网的需求是随着负载的增加和减少实时变化的，这样就会增加调度运行中对潮流管理的难度，导致线路中损耗增加，造成系统的稳定性和可靠性降低，也增加了保护设备整定的难度。因此，它还不是最经济的运行方式。

通过对以上3种电网形式的分析和改进，提出了光伏发电系统的微电网系统，如图1-30所示。

正常情况下，整个系统由其中的分布式电源提供电能，并通过微电网的调度管理系统实现微电网内部负载与电源的动态平衡。同时，微电网系统在电网中作为一个稳定的配电单元存在，由10kV配电网经变压器为低压母线上的4条支路提供部分电源。

从图1-30中可以看出，微电网通过增加调度管理系统，利用以太网、广域或局域的无线网络、电力载波、光纤等通信方式，实现对下层微电网的调度管理，并根据负载需求对各发电系统的出力进行实时控制。通过经济调度和能量优化管理等手段，可以利用微电网内各种分布式电源的互补性，更加充分合理地利用能源，最终实现光伏发电系统及其他发电系统和电网共同为所有负载提供电能，并且与电网之间的功率交换维持恒定。当电网发生故障或受到暂态扰动时，断路器可以很方便地自动切换微电网到孤岛运行模式，各分布式电源及储能装置可以采用各种控制策略维持微电网的功率平衡。在灾难性事件发生导致大电网瓦解的情况下，还可以保证对重要负载的继续供电，维持微电网自身供需能量平衡，并协助电网快速恢复，降低损失，促进其更加安全高效运行。因此，光伏发电的微电网系统存在两种运行模式，即电网正常状况下的并网运行模式和电网故障状况下的孤岛运行模式。

3.光伏发电系统在微电网中的应用及特点

未来的电力系统将会是集中式与分布式发电系统有机结合的功能系统。其主要框架结构是由集中式发电和远距离输电骨干网、地区输配电网及以微型电网为核心的分布式发电系统相结合的统一体，能够节省投资，降低能耗，提高能效，提高电力系统可靠性、灵活性和供电质量。微电网的出现将从根本上改变传统电网应对负荷增长的方式，其在降低能耗、提高电力系统可靠性和灵活性等方面具有巨大潜力。

分布式发电可以将太阳能发电（包括热发电和光伏发电）电源组织起来，并配置一定的储能设备，通过有效的系统控制，提高分布式发电系统的稳定性和电能质量。

在我国青藏、新疆、西北、华北地区拥有丰富的太阳能资源，当地大部分地区人口密度低，非常适宜于发展分布式发电。分布式发电的规模化接入，只要对现有配电系统进行小改造，就可以实现在低压侧或配电侧并网，满足电力系统潮流分布、继电保护和运行控制等方面的要求。然后利用各种微电源的互补性及储能设备的作用，大大提高太阳能光伏发电的稳定性，促进分布式发电的规模化利用。

在一二线城市，建筑体量大，配电网发达，自动化水平高，电网结构合理，分布式光伏发电应结合国家产业政策和电网的规划实现集中并网或用户侧并网。大电网与光伏发电供能系统相结合，有助于防止大面积停电，提高电力系统的安全性和可靠性，并增强电网抵御自然灾害的能力，对于电网乃至国家安全都有重大现实意义。

分布式发电供能系统由于采用就地能源，可以实现分区、分片灵活供电。通过合理的规划设计，在灾难性事件发生导致大电网瓦解的情况下，还可以保证对重要用户的供电，并有助于大电网快速恢复供电，降低大电网停电造成的社会经济损失。分布式发电供能技术还可利用天然气、冷、热能易于在用户侧存储的优点，与大电网配合运行，实现电能在用户侧的分布式替代存储，从而间接解决电能无法大量存储这一世界性难题，促进电网更加安全高效运行。分布式发电供能系统与大电网并网运行，还有助于克服一些分布电源的间歇性问题，进而提高系统供电的电能质量。

以最低的发展成本，实现对太阳能、风电等可再生能源的开发和接纳，发展“智能电网”是一个行之有效的选择。

智能电网的核心思想是，在开放和互联的信息模式下，通过加载数字设备和升级电网网络管理系统，实现发电、输电、供电、用电、售电、电网分级调度、综合服务等电力产业全流程的智能化、信息化、分级化互动管理。同时，再造电网的信息回路，构建用户新型的反馈方式，推动电网整体转型为节能基础设施，提高能源效率，降低客户成本，减少温室气体排放，创造电网价值的最大化。

通过分析可以看到，光伏发电系统在微电网的应用中具备其他能源无法比拟的优点。首先，光伏利用的资源非常丰富，基本无枯竭危险，无需消耗燃料，白天可以提供基本稳定的输出功率；在大电网崩溃和意外灾害出现时，由于太阳能光伏系统的稳定输出，可以支撑微电网进行孤网独立运行，保证重要用户供电不间断，并为大电网崩溃后的快速恢复提供电源支持。其次，光伏发电系统安全可靠，无噪声，无污染排放，不受地域的限制，可利用建筑屋面的优势，建设周期短，获取能源花费的时间短。再者，目前逆变器具备调节功能，通过微电网的调度管理系统控制逆变器的功率输出，来维持微电网中各发电系统的输出功率和系统中用电负荷之间的功率平衡。还有，光伏发电系统本身采用就地能源，通过合理的规划设计，可以实现分区分片灵活供电，电源和负载距离近，输配电损耗很低，降低了输配电成本，并且在运行中实现了电能的削峰填谷、舒缓高峰电力需求，解决电网峰谷供需矛盾。最后，随着光伏发电技术越来越成熟，全球光伏市场价格的不断下跌，安装成本逐年下降，微电网加大对光伏的利用力度，可以获得更大的经济效益。作为一种清洁能源，光伏发电也非常容易使人接受，能够获得广泛的使用。

微电源与储能技术的结合可以大大提高微电网的稳定性、经济性和能源利用率。它们直接接在用户侧，具有低成本、低电压、低污染等特点。在接入问题上，微电网的入网标准只针对微电网和大电网的公共连接点，而不针对各个具体的微电源。这样不仅解决了分布式发电接入的问题，还能充分发挥了它们的优势。所以，分布式发电、微电网运行将成为未来大型电网的有力补充和有效支撑。

1.5.3 分布式光伏发电与光伏建筑一体化应用与设计原则

光伏建筑一体化是光伏发电在建筑上应用的一种形式，也是分布式光伏发电在城市应用的主要形式。简单地讲就是将光伏发电系统和建筑的围护结构外表面如建筑幕墙、屋顶等有机地结合成一个整体结构，不但可以同建筑物友好结合，具有围护结构的功能，同时又能实现光伏发电，产生电能供本建筑及周围用电负载使用。还可通过建筑物输电线路并网发电，向电网提供电能。由于光伏方阵与建筑的结合不占用额外的地面空间，是光伏发电系统在城市中广泛应用的最佳安装方式，因而备受关注。

1.光伏建筑一体化的分类及优点

光伏建筑一体化分为BIPV（Building Intergrated Photovoltaic,集成到建筑物上的光伏发电系统）和BAPV（Building Attached Photovoltaic,在现有建筑物上安装的光伏发电系统）两种类型。BIPV是指与建筑物同时设计、同时施工和安装并与建筑物形成完美结合的光伏发电系统，也称为“构件型”或“建材型”太阳能光伏建筑。它作为建筑物外部结构的一部分，与建筑物同时设计，同时施工和安装，既具有发电功能，又具有建筑构件和建筑材料的功能，甚至还可以提升建筑物的美感，与建筑物形成完美的统一体。其工程示例如图1-31所示。

BAPV是指附着在建筑物上的光伏发电系统，也称为“安装型”太阳能光伏建筑。它的主要功能是发电，与建筑物功能不发生冲突，不破坏或削弱原有建筑物的功能。其工程示例如图1-32所示。

光伏建筑一体化主要有下列一些优点:

1）建筑物能为光伏系统提供足够的面积，不需要额外占用土地面积。符合建设条件的建筑量大，可大规模推广应用;

2）光伏系统的支撑结构可以与建筑物结构部分结合，可降低光伏系统基础和部分基础结构的费用;

3）光伏组件安装方式较自由，系统效率较高，可实现较大规模装机;

4）就近并网的运行方式，省去了输电费用，分散发电，减少了电力传输和电力分配的损失，降低了电力传输和分配的投资及维修成本;

5）光伏方阵可部分代替常规建筑材料，节省材料费用;

6）安装与建筑施工结合，节省安装成本;

7）可以使建筑物的外观更具魅力。

光伏发电与建筑相结合，使房屋建筑发展成具有独立电源、自我循环式的新型建筑，是人类进步和社会、科技发展的必然。

2.光伏建筑一体化的安装结构类型

光伏建筑一体化的安装结构类型主要分为三大安装类型，共8种形式，见表1-6，即建材型安装类型、构件型安装类型和与屋顶、墙面结合安装类型。

（1）建材型安装类型

建材型安装是将太阳电池与瓦、砖、卷材、玻璃等建筑材料复合在一起，成为不可分割的建筑构件或建筑材料，如光伏瓦、光伏砖、光伏屋面卷材、光伏玻璃幕墙、光伏采光顶等。组件作为建筑物的屋面和墙面，与建筑结构浑然一体，结合程度非常高。

（2）构件型安装类型

构件型安装是与建筑构件组合在一起或独立成为建筑构件的光伏构件，如以标准光伏组件或根据建筑要求定制的光伏组件构成雨篷构件或遮阳构件等。

（3）与屋顶、墙面结合安装类型

与屋顶、墙面结合安装是在平屋顶上安装、坡屋面上顺坡架空安装以及与墙面平行安装等形式。电池组件安装在屋面上，安装方式包括屋面平行设置和固定倾斜角设置。

3.光伏建筑一体化系统设计需要考虑的因素和要求

（1）对光伏方阵或组件的朝向布局要求

对于某一个具体位置的建筑来说，与光伏方阵集成或结合的屋顶和墙面，所能接收的太阳辐射是一定的。为了获得更多的太阳能，光伏方阵的布置应尽可能地朝向太阳光入射的方向，如建筑的屋顶、正南、东南、西南等，若面积有限，正东和正西也可以考虑。另外，还要考察建筑物的周边环境，尽量避开或远离遮阴物。

（2）对光伏组件的质量要求

把光伏组件兼作建筑材料，就必须具备建筑材料所要求的几项条件：坚固耐用、隔热保温、防水防潮、适当的强度和刚度等性能。若是用于窗户、玻璃幕墙和采光屋顶等，还必须考虑透光量，也就是说组件既要发电，又可采光。此外，还要考虑光伏组件的颜色与质感要与建筑物协调，尺寸和形状要与建筑物的结构相吻合，还要考虑安全性能及施工简便等。

（3）组件数量及排列方式的要求

设计时要根据组件面积的大小，确定每一个屋面可以安装的组件总数量及排列方式。由于每个屋面的朝向不同，一般一个屋面要对应一个或几个逆变器，设计成组串式逆变器结构，以提高逆变器的工作效率。

4.光伏建筑一体化的设计原则与方法

（1）设计原则

光伏建筑一体化是光伏系统依赖或依附于建筑的一种新能源利用形式，其主体是建筑，客体是光伏系统。因此，光伏建筑一体化设计应以不损害和影响建筑的效果、结构安全、功能和使用寿命为基本原则，任何对建筑本身产生损坏和不良影响的设计都是不合格的设计。

（2）建筑设计

光伏建筑一体化的设计应从建筑设计入手，首先对建筑物所在地的地理气候条件及太阳能资源情况进行分析，这是决定是否选用光伏建筑一体化的先决条件；其次是考虑建筑物的周边环境条件，即选用建筑部分接受太阳能的具体条件，如被其他建筑物遮挡，则不必考虑选用光伏建筑一体化方式；再者是与建筑物外装饰的协调，光伏组件给建筑设计带来了新的挑战与机遇，画龙点睛的设计会使建筑更富生机，环保绿色的设计理念更能体现建筑与自然的结合；最后是考虑光伏组件的吸热对建筑热环境的改变。

（3）发电系统设计

光伏建筑一体化的发电系统设计与地面光伏电站的系统设计不同，地面光伏电站一般是根据负载或功率要求来设计光伏方阵大小并配套系统，光伏建筑一体化则是根据光伏方阵大小与建筑采光要求来确定发电的功率并配套系统。

光伏系统设计包含3个部分，分别为光伏方阵设计、光伏组件设计和光伏发电系统设计。

1）光伏方阵设计：在与建筑墙面结合或集成时，一方面要考虑建筑效果，如颜色与板块大小；另一方面要考虑其受光条件，如朝向与倾斜角。

2）光伏组件设计：涉及电池片的选型（综合考虑外观色彩与发电量）与布置（结合板块大小、功率要求、电池片大小进行）、组件的装配设计（组件的密封与安装形式）。

3）光伏发电系统设计：即确定系统类型为并网系统还是离网系统，控制器、逆变器、蓄电池等的选型，防雷、系统综合布线，监测与显示等环节设计。

（4）结构安全性与构造设计

光伏组件与建筑的结合，结构安全性涉及两方面：一是组件本身的结构安全，如高层建筑屋顶的风荷载较地面大很多，普通的光伏组件的强度能否承受，受风变形时是否会影响到电池片的正常工作等；二是固定组件的连接方式的安全性。组件的安装固定不是安装空调式的简单固定，而是需对连接件固定点进行相应的结构计算，并充分考虑在使用期内的多种最不利情况。建筑的使用寿命一般在50年以上，光伏组件的使用寿命一般在25年以上，所以结构安全性问题不可小视。

构造设计是关系到光伏组件工作状况与使用寿命的因素，普通组件的边框构造与固定方式相对单一。与建筑结合时，其工作环境与条件有变化，其构造也需要与建筑相结合，如隐框幕墙的无边框、采光顶的排水等普通组件边框已不适用。

5.光伏建筑一体化不同安装类型的应用

（1）建材型安装类型的应用

作为屋面和墙面使用，组件材料应具有良好的保温、防水、隔断、隔音等功能，使建筑物达到节能、美观等要求，一般需要根据项目特点定制组件。但是在夏季温度较高的情况下，组件散热难度很大。温度过高，光伏组件的输出电压将产生随温度变化的负效应，使系统输出功率降低，光伏组件的使用寿命也会受到很大的影响。

作为屋面材料，建材型组件的边框材料多为金属材料，我国北方地区年度温差很大，热胀冷缩非常严重，长时间运行将造成防水系统破坏，出现渗漏现象。另外，北方寒冷地区建筑屋面多为平屋面或坡度较小的屋面，在冬季有积雪的情况下，这种小坡度屋面将无法自动清除积雪。有些地区还经常出现沙尘天气，在这种情况下，灰尘容易在组件表面形成堆积，这样将对光伏组件的发电效率产生很大影响。

因此，建材型光伏组件结构形式不太适合在寒冷地区使用。

（2）构件型安装类型的应用

构件型安装类型适合不同地区，但是作为构件进行设计时，应充分考虑其安全性，因建筑结构的下方都是人们活动的区域，必须采取安全措施保证安全。建筑构件有特定的功能性和美观性要求，而光伏组件需要最大程度的吸收太阳能，因此光伏构件在建筑物上只能进行选择性安装，如设置在建筑物可以满足日照的立面，不适合其他立面，所以构件型安装类型应综合考虑建筑物的整体造型和功能性要求，选择合适的建筑构件，如果生搬硬套，必然会影响建筑物的整体效果。

（3）与屋顶、墙面结合安装类型的应用

与屋顶、墙面结合安装类型与建筑物的结合程度不高，可根据用户的需要灵活布置，采用常规光伏组件即可实现。对于地处寒冷地带、太阳能资源比较丰富的地域，在建筑物的结构选型方面，可结合建筑物特征优先选择与屋顶、墙面结合安装类型，其次是构件型安装类型，最后是建材型安装类型。

1.5.4 光伏电站的智能化应用

光伏电站智能化是以光伏逆变器的智能化为核心的技术创新和发展，是光伏发电技术和数字信息技术两大领域的跨界和创新，光伏电站智能化就是从电站建设到运行维护全流程进行优化和创新，将数字信息技术、互联网技术与光伏技术进行融合，实现合理优化初始投资、降低运维成本，提高系统发电量，增加投资回报率，且能够适应包括大型地面电站、山地丘陵、农光互补和渔光互补等各种场合。

1.智能化光伏电站的定义

智能化光伏电站是指在光伏电站的整个运行过程中，尽量减少人工的介入，实现全自动化无人运行，实现故障的自动发现、自动诊断和自动修复，从而提升电站发电量，减少维护成本，提高系统收益。

光伏电站智能化必须经历三个阶段：自动化、信息化、智能化。

自动化是指电站现场减少人工的工作，系统设计成无易损部件，免维护，无需专家现场进行问题诊断，无需人工现场修复；信息化是指对光伏组串的高精度智能检测，信息的高速、可靠、安全、低成本传输，后台数据的高可靠性存储及监视；智能化则是基于大数据的问题分析，实现主动发现问题并提出运维建议。

（1）自动化

光伏电站自动化的实现，首先是光伏逆变器在自动化方面的技术创新，这些技术创新包括无冷却风扇设计、无熔断器设计以及“硅进铜退”的设计理念等。

目前光伏逆变器散热主要有风冷散热和自然散热两种方式，采用风冷方式时，由于风扇必须与外部环境连通，造成逆变器的保护等级最大只能做到IP54/IP55，防护等级较低，噪声大、可靠性差。同时风扇常年暴露在沙尘、雨水、阳光、冷热交替等气候条件下，腐蚀、堵塞、停转等现象在电站运行期间屡见不鲜，不仅会大大提高维护成本，而且一旦风扇损坏失效，将极大地减弱逆变器的散热能力，严重时造成逆变器发生故障。无冷却风扇设计是在逆变器中采用先进的拓扑技术和软件控制算法，进一步提高逆变器的逆变效率和过载能力，同时采用热管、均温板等强化方式减小热阻，提升散热器的散热能力，使逆变器做到无风扇自然散热。

无熔断器设计是针对传统逆变器熔断器需要更换的改革，其一是针对一般组串式逆变器本身，在其两路MPPT控制器组串输入直流侧都设计有熔断器装置，在光伏电站整个运行期间不可避免地需要维护更换。采用无熔断器设计技术的组串逆变器，一般采用3路以上的MPPT控制器输入设计，每路输入最多只接两路组串，当组串发生故障、反接等情况时，短路电流不超过10A，完全可以采用电子熔断器电路实现对逆变器的保护，无需专门熔断器装置。其二是指当采用无熔断器设计的组串式逆变器方案建设分布式光伏电站时，比采用集中式逆变器方案减少了直流汇流箱的使用，因为直流汇流箱中需要大量使用熔断器对组串进行保护，必然带来大量的常规维护。熔断器的老化熔断随着熔断器工作时间的增加是会必然发生的，根据资料统计，直流熔断器失效率从电站运行第4年开始将显著升高。

“硅进铜退”是数字信息技术与电力电子技术进行跨领域融合的产品设计理念。硅是指以半导体芯片、软件为代表的数字信息部件，铜是指电容器、电感器等电力电子部件。“硅进铜退”就是增加功率半导体器件和控制芯片的用量，通过多电平等更精确的功率转换和先进的软件控制技术使逆变器的输出交流波形更平顺，同时减少电容、电感等部件的使用数量和容量，使逆变器的有更小的体积、重量，更高的转换效率，更优的电能质量，并易于通过技术创新和大规模制造降低成本。同时，通过芯片和软件的引入，每台逆变器都变成了一台“计算机”，促进了光伏电站的智能化，实现了对每路组串的输入进行智能检测、智能故障处理，将数据上报到“云端”的管理中心实现智能运维，并接受电网的智能调度。

（2）信息化

信息化主要是指对传统光伏电站在设备数据通信方面的技术改善和创新。

传统光伏电站具有数据监测颗粒度粗、精度低，做不到组串级监测。通信网络信号传输大都使用RS485总线连接，因为连接设备部件种类多且可能是不同的生产厂家（例如直流汇流箱、直流配电柜、逆变器、箱式变电站等设备都具有相应的通信接口），必然会有设计差异，不同的设备连接在一起后存在电位差，容易造成RS485端口电路损坏，使传输可靠性降低。

另外，传统光伏电站数据通信系统的环境适应性较差，RS485通信线路经常出现断线，与电力线缆一起铺设时，往往会受到干扰，而且在潮湿、冻土、耕地等环境中容易损坏，造成通信中断。在光伏电站内部传输一般都使用光纤环网，光纤网络发生问题后又很难定位到故障的确切位置，造成发生故障后极难迅速排查和修复。

智能化光伏电站数据信息监测传输能够做到更高精度的组串级监测，并采用更先进的PLC电力载波通信技术和4G乃至更新的无线通信技术进行数据通信传输。在组串监测方面，通过采用高精度霍尔传感器构成的监测模块，通过高频差分算法补偿、高精度仪器校准，对各组串电压、电流二维信息的精确监测，实现精度为0.5%的高精度监测，并且可以实时监控组串状态，发生异常自动告警，精确定位组串故障。

用PLC电力载波通信技术替代RS485通信模式，从传输速率上可由RS485模式的9.6bit/s～19.2kbit/s,大大提升到200kbit/s。在施工方面，PLC技术利用交流电源线路作为载体，不需要额外铺设线缆，不仅可靠性高，可维护性好，还可以节省通信线缆及施工费用0.01元/W。

在光伏电站内部采用（以4G为例的）无线通信先进技术，构建智能管理网络也有着多方面的优点。在功能方面，单站最大可覆盖面积达80km²，传输时延小于50ms,并可平滑扩容。在施工运维方面，无需光纤及挖沟铺设光缆，故障定位、检修维护简单。在管理方面，通过光伏电站内的移动互联网、智能光伏终端、无人机及远程专家等进行协同运营维护。

（3）智能化

智能化就是通过建立一套全球化自动运维系统，构建一体化云平台，构建面向“能源互联网”的应用基础，具体体现在以下几个方面。

1）大数据分析主动挖掘低效器件，实现预防性维护。首先是通过大数据对某电站方阵或某一段组件+线缆、逆变器、箱变、升压等的段落的线损进行优化分析，通过横向和纵向的数据综合分析，把效率低的电站和阶段找出来，进行优化。其次，通过大数据分析，对所有的组串和设备做离散性分析，把有异常但是没有发出问题告警的组串或设备识别出来，例如某块组件的热斑现象，系统可能没有告警，但是实际输出电能已经比其他组串落后，这时可以通过离散性方向找出来，进行预防性的维护，实现对电站的主动经营。

此外，还可以通过设备间的对比分析，以及设备长期以来的效率和故障统计，对设备进行评估，为以后的设备选型和方案设计提供参考数据。

2）远程运维，实现电站现场“无人值班、少人值守”。在电站现场无需配备值班人员，可由专家在总部集中实施监控、分析及处理。当电站出现问题时，系统主动将告警和修复建议推送至值守人员，值守人员可完全按照指示处理，快速提交闭环。遇到复杂问题时，可进行现场状况实时回传，包括视频、语音、数据等全方位信息，数据回传至云数据中心，由数据中心专家进行远程指导，实现保障现场人员安全、规范修复故障流程、处理结果迅速闭环。

3）精确定位故障，减少误诊断率，提高运维效率。很多集中式电站，组串发生问题时短时间内根本发现不了，发电量的损失也找不回来。提高智能光伏系统组串级的高精度监测，则可以及时发现故障，并通过数据分析，能够精确得显示是哪台设备发生故障，还能根据预先制定和运维经验得来的措施，提出处理建议。这样运维人员可以目标明确的去现场一次性解决问题，避免来回排查。

2.智能化光伏电站的构成

智能化光伏电站的构成可分为3个层次：底层——是设备硬件的智能化（包括光伏组件、逆变器、配电系统等）；中间层——光伏电站生产、监控、管理功能的智能化及发电量最优控制；顶层——大区域决策控制智能化。

（1）底层

光伏电站的硬件设备都应配备智能监测控制装置，通过监测控制，实现对每一路光伏组串进行独立的、精细的数据监测，为准确定位故障和提高运维效率奠定基础。采用更多的MPPT路数设计，能实现能量的精细化管理，采用高精度的传感器装置，保证更高的数据精度，提升光伏电站系统的发电量和维护便利性。

（2）中间层

光伏电站智能化管理系统，基本分为光伏智能化监控系统和光伏智能化生产管理系统两部分。两个系统之间的真正互联互通，实现了信息管理系统与各子站的信息互通。整个系统按照“一体化”的设计原则，在统一的通信平台上，配置一体化的计算机监控系统，实现对电站各类设备运行状态的监控。

（3）顶层

集团总部或区域集控运维中心实现对各电站进行集中管理，提高电站的管理和运维效率，提升发电量，降低管理成本；基于云计算平台，具备管理数十吉瓦、数百电站的数据接入能力，支持25年数百TB的数据存储，有完备的权限控制和鉴权机制，保证数据安全；支持多种电站接入，可以扩展接入新电站，可将位于全国不同位置的多个电站当成本地逻辑电站进行管理，分析各电站全年和各月发电计划完成情况、运维投入情况，汇总多个电站的生产数据、融合分析，评估电站的运行健康状态，快速找出短板，汇总优化建议。

3.智能化光伏电站的技术特点

相比传统电站，智能光伏电站具有更高的投资收益率和可用度等一系列优势，具体表现在以下几个方面:

1）智能光伏电站的内部收益率（IRR）相比传统电站能提升3%以上。由于采用多路MPPT、多峰跟踪等先进技术，有效降低了组件衰减、阴影遮挡、施工安装不一致、地形不一致、直流电压降等光伏方阵损失的影响，相比传统方案评价发电量提升5%以上，内部收益率提升3%以上。

2）25年的系统可靠运行免维护设计。智能光伏电站逆变器采用IP65的防护等级，实现设备内外部的环境隔离，使内部器件保持在稳定的运行环境中，降低了温度、风沙、盐雾等外部环境因素对器件寿命的影响。同时由于系统中无易损部件，无熔断器、风扇等需要定期更换的器件，实现了系统的免维护。从器件到系统实现了25年可靠性设计及寿命仿真试验，加上严格的验证测试，保证系统部件在整个寿命周期内无需维护，可靠经济运行。

3）光伏电站装机容量的实际利用率高。智能光伏电站年平均故障次数比传统电站少30%，系统故障对发电量的影响只有传统方案的1/10，质保期外的维护成本只有传统方案的1/5。传统的光伏电站本质上是一个串联系统，直流汇流箱、直流配电柜、逆变器、机房散热及辅助电源供电系统等任何一个设备或部件的故障都会造成部分或全部光伏方阵发电损失，由于需要专业人员维护，修复周期长、成本高。而智能光伏电站结构简单，本质上是一个分布式的并联系统，单台逆变器的故障不影响其他设备运行，而且由于体积小、重量轻、现场整机备件，易安装维护，大大提升了系统的可用度。

4）组串级的智能监控及多路MPPT技术，确保电站“可视、可信、可管、可控”。智能光伏逆变器对输入的每一路组串进行独立的电流电压检测，检测精度是传统智能汇流箱方案的10倍以上，为准确定位组串故障，提高运维效率奠定了基础。多路MPPT技术，降低了阴影遮挡、灰尘、组串失配、不同朝向的影响，平坦地形下发电量提升5%以上，在屋顶、山地电站中发电量提升8%～10%。

5）智能主动电网自适应技术实现与电网的友好衔接。利用智能逆变器的高速处理能力、高采样和控制频率、控制算法等优势，自动适应电网的变化，更好实现多机并联控制，更优的并网谐波质量，更好地满足电网接入要求，提高在恶劣电网环境下的适应能力。

6）主动安全。降低直流传输的距离，实现主动安全。光伏电站中直流线路的安全传输与防护是重点，也是难点。智能光伏电站采用无直流汇流设计，组串输出的直流电直接进入逆变器逆变为交流电进行远距离传输，主动规避直流传输带来的安全和防护问题，降低直流拉弧带来的安全隐患，使电站更加安全。

PID导致的光伏组件功率衰减会极大影响发电量和投资收益，通过智能逆变器自动检测组件电势，主动调整系统工作电压，使光伏组件负极在无需接地的情况下，实现对地正压，有效规避PID效应。

随着我国光伏产业发展日趋成熟，光伏电站运营场景逐渐多样化，提升光伏电站发电量，保障光伏电站安全稳定运行成为光伏电站建设运营的基本要求。光伏电站智能化，不仅为不同地区、不同场景的电站提供了最佳解决方案，在降低运维成本，提高光伏电站收益率方面更显优势，是我国智慧能源产业体系的重要组成部分，也是光伏产业发展的新趋势。

1.5.5 光伏发电1100V系统电压技术应用

光伏发电系统现有的技术方案都是按照系统电压不超过1000V进行设计的。根据最基本公式P（电功率）=U（电压）I（电流），当功率一定的情况下，电压提升N倍，电流将下降到1/N。在电力传输过程中所涉及的线缆功率损耗、功率部件成本和配电部件成本在电流下降后都会跟着下降，电压越高，损耗越小。

光伏电站采用1100V系统电压比1000V系统电压提高了1.1倍，直流侧输入电压提高后，光伏组件（以多晶60片电池组件计算）的单串数量由原来的22块扩充到了24块，子组串的数量减少了，汇流箱、逆变器以及直流线缆的用量也随之减少，且减少的线损还能充分提升输出电量。总之是用的设备少了，发电量还提升了，可以有效降低系统成本。

1100V系统是将光伏组件单串数量增加到24块，组串输入电压达到700～750V，逆变器效率提高0.3%～0.4%，而当组串输入电压达到720V时，逆变器效率最高。根据某光伏电站的实测数据，24块相对22块发电量提升了0.31%，晴天提升0.38%。

此外，相比1000V系统，1100V方案直流线缆用量减少，线损减小。平均每1MW可以减少线损0.08%。同时光伏支架、基础等成本都会相应减少。

在整个光伏发电系统中，主要有光伏组件、直流线缆和逆变器3个部分与直流系统电压有关。下面就分析一下这3个部分在1100V系统中应用的可行性。

1.光伏组件

系统电压对光伏组件的影响主要体现在电池片对组件边框之间的电压上，由于组件边框都需要接地，那就等于是组件电池片对地之间的电压。在正常运行的系统中，对于浮地系统，电池正负极对地电压只有系统电压的一半，对于接地系统，电池正负极对地电压等于系统电压。

单块光伏组件在标准条件下开路电压一般在38V（60片串）和46V（72片串）左右，随着串联数量的增加，组件本身开路电压不会变化，而组件对边框（大地）的电压会随着组件串联数量的增加而线性增加。所以系统电压对于组件的风险主要取决于电池片对边框的电压，也就是光伏组件正负极引线与边框组件的绝缘电阻和耐压。

在IEC标准中与光伏组件系统电压有关系的参数主要有以下要求：

1）IEC61215中，主要是一些测试参数上的改变，例如绝缘耐压测试、湿漏电测试，背板局部放电测试等；

2）IEC61730-1中，主要是针对更高等级系统电压对应的空气间隙和爬电距离提出了更高的要求等，对组件的结构设计提出了更高的安全要求；

3）IEC61370-2中，主要是一些安规测试参数上的改变，例如绝缘耐压测试、脉冲电压测试等。

这些电压参数的测试主要变更点为电气安全相关的测试，其他测试如老化、力学测试等没有变化。

在GB 50797—2012《光伏发电站设计规范》中规定，光伏发电系统直流侧的设计电压应高于光伏组件串在当地昼间极端气温下的最大开路电压，系统中所采用的设备和材料的最高允许电压应不低于该设计电压。为了提高光伏发电系统输出效率，计算光伏组件串中组件数量时，需考虑光伏组件的工作温度和工作电压温度系数，由环境温度变化等引起的光伏组件串工作电压的变化范围需在逆变器的最大功率跟踪电压范围之内。

因此组串接入组件的最大数量要根据光伏组件工作条件下的极限低温数据确定。当前根据历史最低极限温度，按照组件在1000W/m²标准光照条件下的开路电压计算，一般都不会超过1000V；按照国内西部地区最低-30℃和常用多晶硅电池板计算，理论上最多是22块串联，但在实际应用中还要考虑辐照度和环境温度对组件实际开路电压的影响。

在系统设计时，常规的开路电压确定方法是根据当地的最低极限温度，按照组件在1000W/m²辐照度下的开路电压进行计算，但是在光伏电站实际运行中，当组件（环境）温度最低时，往往辐照度都在100W/m²以下，当辐照度达到1000W/m²时，组件温度已经升高到30～40℃了，因此，组串全天开路电压最大的时候是辐照度低于1000W/m²，温度高于历史极限温度的时段，辐照度低和温度升高都会使开路电压降低，所以，修正了辐照度和温度参数后，组串开路电压比常规算法低80V以上。

从组件耐压性考虑，其可靠性和安全性因素包括电池结构（电气间隙）、背板、接线盒、连接器等耐压参数与IEC61215标准都有较大的裕量。

在浮地系统中，当组串的正负极有接地故障时，会导致电池组件对地电压等于系统电压，目前国内有技术领先的逆变器厂家会实时检测直流侧的对地绝缘情况，一旦发现绝缘问题，会将组串进行短路处理，让系统电压降到零，消除过电压和漏电风险。所以在浮地系统中使用1000V的组件，即使系统电压超过1000V（在1100V以内）也没有可靠性问题。

另外，目前无论是氟膜背板还是涂覆背板，其背板材料分为适用于1000V系统和1500V系统两类，国内大部分知名背板生产企业的1000V系统背板耐压实验数据都大于1200V，在1100V系统中，基本上不需要重新研发就可以使用，当然需要取得相应的认证。

2.光伏线缆

经过TUV认证和UL认证的光伏直流线缆都可以满足1100V系统使用的要求。其额定电压能达到交流U₀/U=0.6kV/1kV（相对地电压/相对相电压），直流1.8kV（导线与导线、非接地系统、非负载条件下电路）。

如果在直流系统中使用线缆，两个导体之间的额定电压应不得超过线缆额定电压的1.5倍。在单相接地直流系统中，此值应乘以系数0.5。

对于浮地系统来说，额定电压为0.6kV/1kV的线缆可支持直流系统电压在开路时达到1.8kV，在带载时达到1.2kV的要求，因此完全可以满足1100V系统的使用。

3.逆变器

对于逆变器厂商来说，将逆变器开路电压达到1100V耐压并不是难事。逆变器内部的器件均满足1100V系统的耐压要求。国内外逆变器主流厂商都已经推出了1100V逆变器，部分美国逆变器厂商还推出了1250V逆变器。

总之，1100V系统方案在降低成本的同时仍可以继续使用符合现行标准的设备，对应的组件、线缆、逆变器都能满足要求，不需要升级特定的设备。相比1000V方案，初始投资成本进一步降低。经过测算，1100V系统24块组件一串的设计方案，比1000V系统初始成本可降低约0.06元/W，同时提升发电量3%左右（比集中式），每年增值0.07分/W，100MW的系统25年可增值1.9亿元。光伏行业的竞争与发展取决于技术创新，1100V系统成本、发电量优于1000V系统，而在产业链配套、核心部件、技术成熟度以及标准规范上和1000V系统基本保持不变，是目前条件下最理想的应用技术方案之一。