光伏并网发电系统

由于并网发电系统没有蓄电池及太阳能充放电控制器及交直流配电系统，因此，如果条件允许的话可以将并网发电系统逆变器放在并网点的低压配电室内，否则只要单独建一座4~6m2的低压配电室就可以了。

为了保证系统在雷雨等恶劣天气下能够安全运行，要对这套系统采取防雷措施。主要有以下几个方面:

(1)地线是避雷、防雷的关键，在进行配电室基础建设和太阳电池方阵基础建设的同时，选择光电厂附近土层较厚、潮湿的地点，挖一2m深地线坑，采用40扁钢，添加降阻剂并引出地线，引出线采用35mm2铜芯电缆，接地电阻应小于4Ω。

(2)在配电室附近建一避雷针，高15m，并单独做一地线，方法同上。

(3)太阳电池方阵电缆进入配电室的电压为DC220V，采用PVC管地埋，加防雷器保护。此外电池板方阵的支架应保证良好的接地。

(4)并网逆变器交流输出线采用防雷箱一级保护(并网逆变器内有交流输出防雷器)。

避雷控制系统负责检测每次直接雷击避雷装置动作后入地脉冲电流的强度、雷击电压的极性、雷击次数的计数以及各个防非直接雷避雷装置的动作损坏情况。它根据上位机的指令，将各种数据传给上位机进行相应处理;也可以根据用户的按键命令，进行复位、显示和打印简单报表等操作。下位机中智能监测仪的前端处理分为两个部分:一部分用于检测多路防直接雷避雷装置动作后各个参数的变化情况;另一部分用于检测多路防非直接雷避雷装置的动作损坏情况。

前端处理(1)中用于检测直接雷击的探头，采用罗哥夫斯基(以下简称为罗氏)线圈。罗氏线圈安装在防直接雷避雷装置的接地引下线上，将大电流强电信号转变为小电流弱电信号进行隔离。信号进入前端处理(1)后，因此时的信号电压高达几十伏甚至上百伏，需要进行两级变换后才能送入智能监测仪处理:第一是进行分压变换，通过阻抗匹配将信号电压降至±0.1v~10v;第二是进行非线性变换，将±0.1v~10v的信号变换为±0.3v~5v的信号。进行非线性变换的目的是便于a/d采样和去掉噪声电平的干扰。前端处理(1)的输出信号分成两路，一路经过4051八路选择电路和a/d转换电路测量雷电波形的峰值电压以及极性;另一路通过触发电路和保持电路给单片机提供中断信号和直接雷击避雷装置动作路数的信号。一旦某一路遭受直接雷击，单片机就被触发信号中断，中断服务程序中先判断遭受直接雷击的避雷装置的路数，然后通过4051选择读入该路信号，经a/d转换后存入相应内存单元，以备主程序进行处理，相应路数的雷击次数进行累加，如果加满，则再增加时又从1开始循环计数。这样处理完后退出中断程序，由主程序将信息显示出来。只要不掉电或按复位按钮，则最新一次雷击的信息将始终显示在面板上。

前端处理(2)的输入来自防非直接雷避雷装置(如电源避雷箱)的防雷接口信号。该信号通过同轴电缆或光缆接入前端处理(2)中，经过过压保护电路和光电隔离电路后送入智能监测仪的8255接口电路进行处理，如果避雷装置雷击后工作正常，则监测仪将检测到高电平信号，如检测为低电平信号，则表明此避雷装置已被雷击损坏，应立即予以更换。智能监测仪检测直接雷击电流强度的电路部分采用ad1674器件构成采样电路，ad1674的最小采样时间为7.5μs，而一个雷电波形的上升沿一般在l0μs以上，整个雷电的放电波形一般在几十微秒到上百微秒之间，故ad1674理论上完全可以将雷击后的整个放电过程波形采样进来。因每个采样过程都是通过单片机的中断服务程序进行的，这样，cpu就有足够的时间进行其它的数据处理、报警、显示和打印控制等任务。下位机的打印控制部分主要是应用户的要求打印各种实时数据信息和避雷装置的损坏情况的简单报表，该电路部分采用一片8255控制电路来进行打印控制。下位机与上位机的数据通信是通过mc1488、mc1489组成的串行通信电路实现的。

系统的上位机采用pc机作为整个监测系统的数据库管理中心，该部分主要负责统计系统辖区内的各个智能监测仪所检测的避雷装置的各种雷击信息(如雷击电流强度、雷击次数、雷击电压的极性以及避雷装置的损坏、更换情况等等)。它可以模拟显示辖区内防雷系统中各个避雷装置的位置、动作情况及工作状态，也可以按用户要求打印防雷系统中的各个智能监测仪的历史数据报表以及每次雷击后的具体情况的实时报表。它还可以通过向预先设定的电话报警来满足某些需要无人值守的场合。

光伏并网发电系统(太阳能并网发电系统)通过把光能转化为电能，不经过蓄电池储能，直接通过并网逆变 器，把电能送上电网。

太阳能电池发电系统是利用光生伏打效应原理制成的，它是将太阳辐射能量直接转换成电能的发电系统。它主要由太阳能电池方阵和逆变器两部分组成。如下图所示:白天有日照时，太阳能电池方阵发出的电经过并网逆变器将电能直接输送到交流电网上，或将太阳能所发出的电经过并网逆变器直接为交流负载供电。

太阳能光伏发电是依靠太阳能电池组件，利用半导体材料的电子学特性，当太阳光照 射在半导体PN结上，由于P-N结势垒区产生了较强的内建静电场，因而产生在势垒区中的非平衡电子和空穴或产生在势垒区外但扩散进势垒区的非平衡电子和空穴，在内建静电场的作用下，各自向相反方向运动，离开势垒区，结果使P区电势升高，N区电势降低，从而在外电路中产生电压和电流，将光能转化成电能。

太阳能光伏发电系统大体上可以分为两类，一类是并网发电系统，即和公用电网通过标准接口相连接，像一个小型的发电厂;另一类是独立式发电系统，即在自己的闭路系统内部形成电路。并网发电系统通过光伏数组将接收来的太阳辐射能量经过高频直流转换后变成高压直流电，经过逆变器逆变后向电网输出与电网电压同频、同相的正弦交流电流。而独立式发电系统光伏数组首先会将接收来的太阳辐射能量直接转换成电能供给负载，并将多余能量经过充电控制器后以化学能的形式储存在蓄电池中。

(1)太阳能电池组件。

一个太阳能电池只能产生大约0.5V的电压，远低于实际使用所需电压。为了满足实际应用的需要，需要把太阳 能电池连接成组件。太阳能电池组件包含一定数量的太阳能电池，这些太阳能电池通过导线连接。如一个组件上，太阳能电池的数量是36片，这意味着一个太阳能组件大约能产生17V的电压。

通过导线连接的太阳能电池被密封成的物理单元被称为太阳能电池组件，具有一定的防腐、防风、防雹、防雨的能力，广泛应用于各个领域和系统。当应用领域需要较高的电压和电流而单个组件不能满足要求时，可把多个组件组成太阳能电池方阵，以获得所需要的电压和电流。

(2)直流/交流逆变器

将直流电变换成交流电的设备。由于太阳能电池发出的是直流电，而一般的负载是交流负载，所以逆变器是不可缺少的。逆变器按运行方式，可分为独立运行逆变器和并网逆变器。独立运行逆变器用于独立运行的太阳能电池发电系统，为独立负载供电。并网逆变器用于并网运行的太阳能电池发电系统将发出的电能馈入电网。逆变器按输出波形又可分为方波逆变器和正弦波逆变器。

1、有逆流并网光伏发电系统

有逆流并网光伏发电系统:当太阳能光伏系统发出的电能充裕时，可将剩余电能馈入公共电网，向电网供电(卖电);当太阳能光伏系统提供的电力不足时，由电能向负载供电(买电)。由于向电网供电时与电网供电的方向相反，所以称为有逆流光伏发电系统。

2、无逆流并网光伏发电系统

无逆流并网光伏发电系统:太阳能光伏发电系统即使发电充裕也不向公共电网供电，但当太阳能光伏系统供电不足时，则由公共电网向负载供电。

3、切换型并网光伏发电系统

所谓切换型并网光伏发电系统，实际上是具有自动运行双向切换的功能。一是当光伏发电系统因多云、阴雨天及自身故障等导致发电量不足时，切换器能自动切换到电网供电一侧，由电网向负载供电;二是当电网因为某种原因实然停电时，光伏系统可以自动切换使电网与光伏系统分离，成为独立光伏发电系统工作状态。有些切换型光伏发电系统，还可以在需要时断开为一般负载的供电，接通对应急负载的供电。一般切换型并网发电系统都带有储能装置。

4、有储能装置的并网光伏发电系统

有储能装置的并网光伏发电系统:就是在上述几类光伏发电系统中根据需要配置储能装置。带有储能装置的光伏系统主动性较强，当电网出现停电、限电及故障时，可独立运行，正常向负载供电。因此带有储能装置的并网光伏发电系统可以作为紧急通信电源、医疗设备、加油站、避难场所指示及照明等重要或应急负载的供电系统。

国家能源局于2013年11月26日发布有效期为3年的《光伏发电运营监管暂行办法》，规定电网企业应当全额收购其电网覆盖范围内并网光伏电站项目和分布式光伏发电项目的上网电量，明确了能源主管部门及其派出机构对于光伏发电并网运营的各项监管责任，光伏发电项目运营主体和电网企业应当承担的责任，从而推进光伏发电并网有序进行。正文如下:

《光伏发电运营监管暂行办法》

第一章 总则

第一条 为加强监管，切实保障光伏发电系统有效运行，优化能源供应方式，促进节能减排，根据《中华人民共和国可再生能源法》、《电力监管条例》等法律法规和国家有关规定，制定本办法。

第二条 本办法适用于并网光伏电站项目和分布式光伏发电项目。

第三条 国务院能源主管部门及其派出机构依照本办法对光伏发电项目的并网、运行、交易、信息披露等进行监管。

任何单位和个人发现违反本办法和国家有关规定的行为,可以向国务院能源主管部门及其派出机构投诉和举报，国务院能源主管部门及其派出机构应依法处理。

第四条 光伏发电项目运营主体和电网企业应当遵守电力业务许可制度，依法开展光伏发电相关业务，并接受国务院能源主管部门及其派出机构的监管。

第二章 监管内容

第五条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电项目运营主体和电网企业电力许可制度执行情况实施监管。

除按规定实施电力业务许可豁免的光伏发电项目外，其他并网光伏发电项目运营主体应当申领电力业务许可证。持证经营主体应当保持许可条件，许可事项或登记事项发生变化的，应当按规定办理变更手续。

第六条 国务院能源主管部门及其派出机构按照有关规定对光伏发电电能质量情况实施监管。

光伏发电并网点的电能质量应符合国家标准，确保电网可靠运行。

第七条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电配套电网建设情况实施监管。

接入公共电网的光伏发电项目，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。接入用户侧的光伏发电项目，接入系统工程由项目运营主体投资建设，接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。

第八条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电并网服务情况实施监管。

电网企业应当按照积极服务、简洁高效的原则，建立和完善光伏电站项目接网服务流程，并提供并网办理流程说明、相关政策解释、并网工作进度查询以及配合并网调试和验收等服务。

电网企业应当为分布式光伏发电接入提供便利条件，在并网申请受理、接入系统方案制订、合同和协议签署、并网验收和并网调试全过程服务中，按照"一口对外"的原则，简化办理程序。

电网企业对分布式光伏发电项目免收系统备用容量费和相关服务费用。

第九条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电并网环节的时限情况实施监管。

光伏电站项目并网环节时限按照国家能源局有关规定执行。

分布式光伏发电项目，电网企业自受理并网申请之日起25个工作日内向项目业主提供接入系统方案;自项目业主确认接入系统方案起5个工作日内，提供接入电网意见函，项目业主据此开展项目备案和工程设计等后续工作;自受理并网验收及并网调试申请起10个工作日内完成关口电能计量装置安装服务，并与项目业主按照要求签署购售电合同和并网协议;自关口电能计量装置安装完成后10个工作日内组织并网验收及并网调试，向项目业主提供验收意见，调试通过后直接转入并网运行，验收标准按国家有关规定执行。若验收不合格，电网企业应向项目业主提出解决方案。

第十条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电项目购售电合同和并网协议签订、执行和备案情况实施监管。

电网企业应与光伏电站项目运营主体签订购售电合同和并网调度协议，合同和协议签订应当符合国家有关规定，并在合同和协议签订10个工作日内向国务院能源主管部门派出机构备案。光伏电站购售电合同和并网调度协议范本，国务院能源主管部门将会同国家工商行政管理部门另行制定。

电网企业应按照有关规定及时与分布式光伏发电项目运营主体签订并网协议和购售电合同。

第十一条 国务院能源主管部门及其派出机构对电力调度机构优先调度光伏发电的情况实施监管。

电力调度机构应当按照国家有关可再生能源发电上网规定，编制发电调度计划并组织实施。电力调度机构除因不可抗力或者有危及电网安全稳定的情形外，不得限制光伏发电出力。

本办法所称危及电网安全稳定的情形，应由国务院能源主管部门及其派出机构组织认定。

光伏发电项目运营主体应当遵守发电厂并网运行管理有关规定，服从调度指挥、执行调度命令。

第十二条 国务院能源主管部门及其派出机构对电网企业收购光伏发电电量的情况实施监管。

电网企业应当全额收购其电网覆盖范围内光伏发电项目的上网电量。因不可抗力或者有危及电网安全稳定的情形，未能全额收购的，电网企业应当及时将未能全额上网的时间、原因等信息书面告知光伏发电项目运营主体，并报国务院能源主管部门派出机构备案。

第十三条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电并网运行维护情况实施监管。

并网光伏电站项目运营主体负责光伏电站场址内集电线路和升压站的运行、维护和管理，电网企业负责光伏电站配套电力送出工程和公共电网的运行、维护和管理。电网企业安排电网设备检修应尽量不影响并网光伏电站送出能力，并提前三个月书面通知并网光伏电站项目运营主体。

分布式光伏发电项目运营主体可以在电网企业的指导下，负责光伏发电设备的运行、维护和项目管理。

第十四条 国务院能源主管部门及其派出机构按照有关规定对光伏发电电量和上网电量计量情况实施监管。

光伏电站项目上网电量计量点原则上设置在产权分界点处，对项目上网电量进行计量。电网企业负责定期进行检测校表，装置配置和检测应满足国家和行业有关电量计量技术标准和规定。

电网企业对分布式光伏发电项目应安装两套计量装置，对全部发电量、上网电量分别计量。

第十五条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电电费结算情况实施监管。

光伏发电项目电费结算按照有关规定执行。以自然人为运营主体的，电网企业应尽量简化程序，提供便捷的结算服务。

第十六条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电补贴发放情况实施监管。

电网企业应按照国家核定的补贴标准，及时、足额转付补贴资金。

第三章 监管措施

第十七条 国务院能源主管部门派出机构与省级能源主管部门应当加强光伏发电项目管理和监管信息共享，形成有机协作、分工负责的工作机制。

第十八条 电网企业应向所在地区的国务院能源主管部门派出机构按季度报送以下信息:

1.光伏发电项目并网接入情况，包括接入电压等级、接入容量、并网接入时间等。

2.光伏发电项目并网交易情况，包括发电量、自用电量、上网电量、网购电量等。

3.光伏电站项目并网运行过程中遇到的重要问题等。

并网光伏电站运营主体应根据产业监测和质量监督等相关规定，定期将运行信息上报，并对发生的事故及重要问题及时向所在省(市)的国务院能源主管部门派出机构报告。

国务院能源主管部门及其派出机构根据履行监管职责的需要，可以要求光伏发电运营主体和电网企业报送与监管事项相关的其他文件、资料。

第十九条 国务院能源主管部门及其派出机构可采取下列措施进行现场检查:

1.进入并网光伏电站和电网企业进行检查;

2.询问光伏发电项目和调度机构工作人员，要求其对有关检查事项作出说明;

3.查阅、复制与检查事项有关的文件、资料，对可能被转移、隐匿、损毁的文件、资料予以封存;

4.对检查中发现的违法行为，有权当场予以纠正或者要求限期改正。

第二十条 光伏发电项目运营主体与电网企业就并网无法达成协议，影响电力交易正常进行的，国务院能源主管部门及其派出机构应当进行协调;经协调仍不能达成协议的，由国务院能源主管部门及其派出机构按照有关规定予以裁决。

电网企业和光伏发电项目运营主体因履行合同等发生争议，可以向国务院能源主管部门及其派出机构申请调解。

第二十一条 国务院能源主管部门及其派出机构可以向社会公开全国光伏发电运营情况、电力企业对国家有关可再生能源政策、规定的执行情况等。

第二十二条 电网企业和光伏发电项目运营主体违反本办法规定，国务院能源主管部门及其派出机构可依照《中华人民共和国可再生能源法》和《电力监管条例》等追究其相关责任。

电网企业未按照规定完成收购可再生能源电量，造成光伏发电项目运营主体经济损失的，应当按照《中华人民共和国可再生能源法》的规定承担赔偿责任。

第四章 附则

第二十三条 本办法由国家能源局负责解释，各派出机构可根据本地实际情况拟定监管实施细则。

第二十四条 本办法自发布之日起施行，有效期为3年。