前 言：隨著人類工業的發展，化石能源的利用不斷給環境帶來各方面的壓力，世界各國加快了對清潔新能源的開發利用，太陽能因具有清潔無害、分布廣泛等特點，越來越受到人們的青睞。太陽能光伏也成為當今分布式新能源發電的熱點，然而由于當今工業化發展不斷誕生的工業園一次又一次拉起電力缺口的警報，于是，將分布式光伏電站嫁接在負荷中心的工業園上成為高效利用分布式能源發電的新形式。

　　1. 研究意義與目標

　　目前，光伏發電在我國主要有兩種并網應用形式：大型地面（荒漠）電站和光伏建筑一體化。前者存在并網接入難、配套電網建設成本高的缺點，后者往往發電規模小、節能效益不突出；而隨著我國工業的快速發展，建設在以工業園等負荷中心的大規模屋頂光伏電站成為高效利用光伏發電的新型方式。

　　眾所周知，中國是一個制造業的大國，2011 年工業用電占全國全部電力的75%，而這些大的用電企業往往集中在以生產制造為主的工業園區。據統計，到目前為止，全國大型國家級工業園區有131 個，省級工業園區1500 多個，而如何為工業園提供穩定可靠的電力供應，做到不拉閘不限電，一直是電力公司難以解決的突出問題。而光伏屋頂電站的引入為它帶來新的機遇。

　　積極推進工業園光伏屋頂電站的建設，還因其具有以下顯著優點：

　　1） 延緩了電網投資建設、降低電能線路損耗，具有良好的節能減排效益。用電側與發電側在同一區域，不僅節省線路投資，也大大省去了電能在輸配電網上的損耗。

　　2）對電網具有一定的調峰作用。光伏發電在白天，而工業園區用電高峰變在白天，這對供電區域錯峰用電，調節峰谷值起到一定作用。

　　3）利用園區廠房建光伏電站，無需另外占地，節約了土地資源。

　　因此，研究如何建設工業園區大型光伏屋頂電站是非常具有時代意義的。

　　2. 光伏政策

　　為促進太陽能光伏應用在國內的發展，國家相繼推出一系列支持政策。從最早1997 年的針對偏遠無電區太陽能獨立發電系統的“光明工程”，到2009 年針對并網光伏發電系統應用的“金太陽示范工程”，以及2011 年1 月出臺的“太陽能光電建筑應用一體化示范項目”，都在光伏發電項目上給予一定的財政補貼，國家也通過像“甘肅敦煌10MW 光伏電站”等特許權招標項目，摸底光伏行業成本，繼而在2011 年7 月出臺歷史性的上網標桿電價政策。不僅在國家層面，各省級如江蘇、山東等也紛紛出臺各自的光伏應用政策，極大地推動了光伏產業的發展。各扶持政策見下表：

表1 國家支持光伏的政策

　　由表可見，國家在對光伏項目的支持力度是很大的，但同時我們也不難發現，金太陽工程實施的三年，其導向重點已從鼓勵一般型用戶側和大型地面（荒漠）并網電站慢慢轉向用電負荷集中的經濟技術開發區、工業園區的光伏發電形式，以及智能電網和微電網項目。這也是本篇文章編寫的意義所在。

　　此外，光伏發電項目還可通過合同能源管理方式，以節能減排指標獲取國家補助政策，使得節能服務公司和用能單位均獲得利益。

　　3. 大型光伏屋頂電站的設計難點

　　3.1 大型光伏屋頂電站的特點

　　大型光伏屋頂電站不同于前兩種光伏系統，它既具有裝機規模大（往往MW 級以上），同時具有帶負載特點，這使得它不能像普通的光伏建筑一體化直接接入低壓配電系統（因光伏容量一般遠小于負荷，不用考慮負荷大小問題）；

　　也不同于大型荒漠電站，沒有自身負荷只需升壓接入大電網。大型屋頂電站既要考慮并網運行安全性（接入位置與容量），又要考慮運行的經濟性（自發自用還是上網賣電，以及如何分配），同時還需要考慮不同負荷用電特性時段的運行模式（如節假日停產或具有間隔休息的廠區等），所以大型屋頂電站的并網設計成為整個電站的設計難點。

　　3.2 大型屋頂電站并網設計難點

　　大型屋頂電站并網與諸多因素有關，設計非常復雜，必須考慮的以下幾方面：

　　3.2.1 并網發電利用形式

　　一般來說，光伏電站主要有如下四種并網發電利用形式：

　　1）完全自發自用型+ 逆功率控制。即純粹的用戶側并網，并配置逆功率保護系統保證不向上一級電網供電區域逆流。

　　2）自發自用+ 剩余電力型。用戶側并網，但允許有多余光伏電力存在，并且采取相應措施解決和利用這部分電力，確保電網安全基礎上得到最大經濟效益。

　　3）全上網型。需要升壓接入配電網，由電力公司對其電力進行全收購。

　　4）自發自用+ 上網型。整個電站系統中部分自發自用，部分升壓上網賣電。

　　不同的并網方式有不同的回報效益，項目投資初期應根據政策支持方式，如申請報金太陽或光電建筑示范項目還是上網電價賣電。前者一般為用戶側并網，若有富余電力則將以本地脫硫燃煤電價由電網收購（前提是要保證電網全），后者則是全部上網并入10KV 及以上配電網，由電網以1 元/KWh 的價格（2011 年7 月后）收購。結合工業園區自身用電大戶考慮，以用戶側并網為主導且申報金太陽補貼為最經濟方法，即第二種和第四種。但第二種如何保證安全基礎上利用剩余電力是設計的一個難點，第四種方法亦在合理分配自用與賣電比例，以及如何實施是它難點。

　　3.2.2 低壓和高壓并網方式

　　光伏電站并網有兩種常見方式，即低壓并網和升壓并網。對于大規模屋頂電站其各自的優劣如下表：

表2 大規模屋頂電站其各自的優劣

　　若是用戶側并網，大型屋頂電站還必須對本地區域進行負荷預測與分析。

　　負荷分析可按變壓器為單位，應包含以下幾方面內容：設備總容量、變壓器負載率、負載類型（感性、阻性或容性）、用電特性（1：連續工作制的設備或生產線；2：短時或周期制的用電設備；3：季節性的用電設備）以及空調負荷統計等。

　　根據負荷預測與原配電系統結構確定光伏子系統的接入位置與接入容量，保證在不逆流情況下最大化利用光伏發電。

　　3.2.3 接入位置與容量設計

　　光伏屋頂電站作為一個分布式電源接入原配電系統，其接入位置與容量將對原系統產生一定的影響。

　　首先分布式發電的接人必然會引起饋線中傳輸有功、無功數量和方向發生變化， 進而影響穩態電壓分布，電壓支撐由分布式電源的總出力決定，總出力越多， 與負荷的比值越高， 電壓支撐就越大， 整體電壓水平就越高。

　　通過模擬仿真可知，光伏屋頂電站如果接入配電系統母線（如變壓器二次側）出線，對線路電壓分布的影響越小；如果較大容量接入在饋線中部， 局部極大電壓也就出現在線路中部，同時，散布在饋線上的接入比集中在同一個位置對電壓的支撐作用要大。

　　圖3-1 分布式發電接入位置變化引起電壓分布變化曲線

　　由此可知，如果屋頂電站以集中式單點方式并網，不能隨意接入配電系統位置，應該接入母線上，但如果以分散多點并網接入，就電壓水平而言，接入線路中后端（如二級和三級電柜）更好一些。但實際過程中，原配電系統的線路分布與光伏發電系統的地理間隔往往成為接入的阻礙，主要影響線路投資、甚至配電線路改造，以及傳輸帶來的電能耗。

　　所以光伏系統以多大容量、分散還是集中形式接入原配電系統的節點位置，是大型屋頂電站的設計難點之一。

　　3.3 光伏并網帶來的問題

　　此外，上一定規模的光伏系統還面臨以下并網問題：

　　1、接入點電能質量的問題

　　1） 諧波問題。光伏電站一般都是通過電子逆變器接入電網，采用脈寬調制、斬波等技術的逆變器必然給電網造成諧波污染。

　　2）功率輸出不穩定引起的電壓波動問題。光伏電站的電能輸出受太陽光強度變化而形成間歇性、周期性、隨機性的特點，容易造成接入點電壓的脈動以及輸電線路潮流的波動，帶來地區電網電壓穩定性以及線路的逆潮流問題。

　　3） 直流分量。光伏電站有可能向電網注入直流，使變壓器和電磁元件出現磁飽和現象，并使附近機械負荷發生轉矩脈動。

　　2、光伏接入對配電網保護系統的挑戰

　　分布式光伏電源及儲能裝置的接入，改變了配電系統故障的特征，使故障后電氣量的變化變得十分復雜，使保護的工作原理和動作邏輯均變得異常復雜，傳統的保護原理和故障檢測方法將受到巨大影響，從而無法正常工作，這已經成為限制分布式發電供能技術進一步發展和應用的重要技術屏障。

　　3、改變了傳統電網的運行管理習慣

　　分布式光伏電源的接入改變了傳統配網電能計量計費方式以及與配網自動化系統的信息交互技術。特別是當光伏發電裝機比例增加到一定規模時，因其出力的隨機性間歇性等特點對電網的營運調度、調頻策略等一個提出新的挑戰。

　　3.4 用戶側并網剩余光伏電力問題

　　大型屋頂電站因其裝機容量大，負荷具有時段性和間隔性（如長期節假日或車間停產等情況下），將會產生大量的剩余光伏電力，針對如何解決因負荷不匹配出現的剩余電力，有如下四種方式：

　　① 任其逆流。負荷區域消耗不完的電力將通過原配電變壓器逆流至高壓側，原降壓變壓器變成升壓變，其負面影響主要有二方面：一方面將影響高壓側電力系統故障特性，可能致使繼電保護等裝置誤動或拒動；另一方面逆流將抬高原低壓側的電壓水平，原400V 將升至440V 左右，將對低壓側所帶負載產生一定的過電壓影響甚至毀壞某些低壓設備。

　　② 切除全部或部分光伏發電。采用逆功率控制系統，當一旦檢測光伏發電將大于負載用電時，監控系統停止光伏發電或切除部分光伏子系統，這是當今最常用的一種方式，此方法不足之處是白白浪費了光伏發電資源。

　　③ 切換至升壓系統送出。整個系統設計為低壓并網和升壓送電的綜合系統，當用戶側產生剩余電力時，監控系統立即將系統（或部分子系統）切換至升壓回路，將剩余電力通過升壓站送上電網，最大化利用光伏發電資源。

　　圖3-1 分布式發電接入位置變化引起電壓分布變化曲線

　　④ 智能微電網接入方式；采用智能微電網的能量管理系統，將（白天）剩余光伏電力充入蓄電池系統，（晚上）通過逆變系統將電能放出供給負載。

　　上述四種方式中，第一種因其安全性和可靠性不高，一般不建設采用；第二種方式應用廣泛但經濟性不高，第三種和第四種有較高的經濟回報效益，具有一定的創新性，只要運用得當，是值得推廣的方式。

　　4. 湖南九華示范區20MW 光伏屋頂電站的設計特點

　　4.1 工程概述

　　湖南湘潭九華示范區20MW 光伏屋頂電站屬于中國大型金太陽工程，是2010 年國家13 個太陽能光伏發電集中應用示范區中最大的屋頂電站工程，項目位于湖南省湘潭區九華示范區，由珠海興業綠色建筑科技有限公司建設，項目2010年8 月完成可研性報告，次年7 月完成總體規劃設計報告，8 月開始大規模施工建設，預計12 月中旬完成調試并網運行。

　　4.2 設計思路與方法

　　本工項目主要包含中國興業（湖南）產業園區一期和二期、九華創業園區及其它園區部分建筑屋頂，現以典型的興業園一期為代表，分析大型電站的設計特點。

　　4.2.1 基本情況

　　興業園一期含五個大型廠房，總面積約8.68 萬平方米，主要由電池片生產車間、電池組件車間、幕墻門窗加工車間、玻璃深加工車間及熱能車間組成，主要負荷設備有燒結爐、擴散爐、層壓機、玻璃鋼化爐等。興業園平面布局圖如下：

　　圖4-1 興業園平面布局圖

　　興業園有高壓總配電室一座，位于5# 廠房東北角，由高壓配電室分四個回路，分別給1，3# 廠房配電室、2，4#配電室、5# 配電室及生活倒班樓箱變供電。

　　為加強示范作用，共選用單晶硅、多晶硅和非晶硅三種組件，屋頂安裝情況如下：

　　表4-1 興業產業園一期布板基本情況表

　　而興業園一期各廠房的負荷與變壓器布置情況如下：

　　表4-2 興業園區廠房負荷與變壓器分布

　　4.2.2 并網設計

　　此處略去常規的陰影分析、組串與逆變器設計、直流匯流與保護設計等部分。

　　① 并網結構形式

　　作為已獲得國家財政補貼的金太陽項目，其上網電價只能與當地脫硫燃煤電價相同（湘潭地區0.44 元/KWh），而園區的工業用電綜合電價是0.8 元/KWh。顯而易見要實現經濟效益最大化則需盡量自發自用，采取用戶側低壓并網的方案。且低壓并網是一種成本低、損耗小、效率高、建造簡單的并網形式，通過負荷分析可知1#，3#，4# 和5# 廠房均可采用這種并網方式接入自身區域變壓器。

　　再來分析2# 廠房，2# 廠房面積大負荷小，光伏容量達2.2MW， 區間負載只有0.98MW， 且變壓器容量只有1250KVA，無法滿足光伏接入條件。如將其接入其它廠房變壓器，如1，3# 配電廠房，則必須遠距離電纜敷設，需增加投資約150 多萬元，且低壓遠距離送電電能損耗大、電壓壓降大，有違電力設計的經濟性原則。同時考慮全廠區的預測負荷功率為6490KW，而總的光伏裝機容量為7151KW，天氣良好情況下交流輸出可達6793KW，光伏發電將可能超過所有負載，園區配電系統將向上級電網產生逆功率，這不僅對電網，對廠區內設備都可能造成損害。故綜合考慮，設計興業園有高壓總配電室一座，位于5# 廠房東北角，由高壓配電室分四個回路，分別給1，3# 廠房配電室、2，4#配電室、5# 配電室及生活倒班樓箱變供電。

　　為加強示范作用，共選用單晶硅、多晶硅和非晶硅三種組件，屋頂安裝情況如下：

　　將2# 廠房光伏系統升至10KV 上網，接入九華大園區10KV電網，興業園形成以低壓并網自發自用為主，高壓并網賣電為輔的混合并網方式。

　　② 分散OR 單點并網

　　確定低壓并網方案后，其接入位置、分散還是集中接入是緊接著要考慮的問題。為加強管理與維護、保證廠房內部配電安全性，不宜將大量的分布式（雙）電源分散置入車間，從而確定集中并網的優越性，根據第三章的分析可知，大容量單點并網宜接入變壓器低壓母線，故在每個廠房單獨設立光伏配電間的，將逆變器、光伏并網柜等設備集中匯流將光伏電力送出。光伏配電間位置設計靠近原配電室，通過銅母排與原配電母線連接，以減少交流線路投資和電能損耗。整個并網系統結構如下圖：

　　圖4-2 興業園并網設計結構圖

　　4.2.3 接入容量與負荷匹配分析

　　確立了基本的并網系統方案后，需要對用戶并網側進行接入容量和負荷匹配分析，以驗算并網方式的安全性和可靠性，根據統計負荷、地域分配和發電量綜合分析，得下表：

　　表4-2 光伏系統并網接入容量與負荷匹配

　　說明：根據系統效率和運行經驗值，實際的光伏交流輸出按光伏額定容量的90% 計算。

　　由上可見用戶側低壓接入的光伏容量都不會超過預測負荷，其交流輸出按所占原變壓器容量不超過62%，正常工作下光伏所發電能將全部被負載消耗掉，這保證了整個配電系統的安全運行。而且能做到確保負載率較低時，盡量不出現逆流現象。

　　4.3 解決方案與創新特點

　　4.3.1 電能質量

　　為解決光伏電站并網的諧波問題，在2# 廠房升壓站設置一套動態有源濾波裝置，采用西班牙進口動態有源濾波器，對大小和頻率都變化的諧波進行補償，降低諧波率。

　　針對光伏電站出力瞬時變化性大而引起電壓波動問題，本項目創造性地引用削峰填谷的智能微電網系統，通過控制蓄電池儲能系統的充放電調整節點能量變化波動，從而穩定其向外輸出特性。詳情請見第五章。

　　4.3.2 可調度性

　　對于10KV 并網電力上網的光伏系統，建立強大的監控系統和綜合自動化系統，不僅配置常規的光伏電站監測信息量，發電量信息均通過光纖傳送至電網上一級變電站。為更好地響應上級變電站的調度指令，本系統通過先進的監控技術控制每臺逆變器的功率輸出，調節其有功大小，從而實現自動控制有功輸出功能，而光伏電站常規的控制方式是在每個逆變器回路設置接觸器，通過二次系統控制其開斷，這種方式的啟停往往對逆變器損害較大，且不能實現單臺逆變器的平滑調節，因此新型監控方式的應用才真正實現光伏電站的可調度性，繼而解決電站對電網運營的不良影響。

　　4.3.3 逆功率控制系統

　　對于用戶側低壓并網系統，保證系統安全是非常重要的，因此本工程設置了逆功率保護系統。本工程1，3，4，5# 廠房均為低壓并網，在每個并網點均設置萬能框架式斷路器，斷路器可通過監控系統控制其關斷，另在變壓器二次側低壓出線關口設置逆功率檢測裝置，當一旦檢測到光伏發電大于負載用電時，監控系統立即切斷并網回路停止發電（或將低壓并網部分切換至升壓系統），以保證電網和變壓器的安全運行。

　　4.3.4 兩種運行模式

　　對于工業園區不同生產時段實現不同的運行模式，以達到最大的經濟效益。

　　由上章分析可知本工程采取用戶側低壓并網和升壓賣電的綜合并網方式，且低壓部分設置逆功率保護裝置，為充分利用太陽能資源，當用戶側并網部分出現剩余電力時，我們設計自動切換的模式將其轉至升壓模式。

　　對于2# 廠房升壓并網系統，當園區用電量小時，應盡可能多的將電力送上網；當園區用電量大時，上網賣電價格比自身用電貴，應盡可能多地將電力并網低壓網絡，在綜合考慮線路和設備投資成本情況下，本工程在2# 廠房升壓站設計250KW 光伏子系統雙電源自動切換柜，當廠區用電量大時，子系統在并在低壓電網，供2，4# 廠房設備供電（自用電比賣電貴）；當廠區用電量小時，監控系統將雙電源切換至升壓系統，子系統并在10KV 電網上賣電產生收益（比停止發電效益好）。

　　不同模式的切換使得電站系統能運行在最經濟狀態，實現收益最大化。

　　4.3.5 無線監控系統

　　集中連片式光伏電站一般采取分散布置集中監控的方式，即電站分若干子系統和發電區域，每個區域由若干逆變器及開關柜組成，傳統的監控系統是將所有逆變器、環境監測儀、逆功率檢測裝置等通過485 通訊電纜連接起來送一至監控中心，這種方式一方面增加大量電纜成本和施工工程量，另一方面傳輸距離有限（485 有線傳輸一般為1200m），為解決上述兩大問題，本工程設置珠海興業自主研發的無線通訊監控系統。在每個發電區域配置一個光伏無線發射器，通過485 通訊搜集逆變器和各類傳感器數據，空中發送至監控中心的接收器，同時接受監控中心指令，執行相應的動作，實現光伏系統的無線監控。

　　5. 智能微電網的必然選擇

　　通過第三章3.3 條可知，光伏電站等分布式新能源發電并網存在并網電能質量低、可調度性差以及安全性能低等重大缺陷。

　　為解決上述問題，由中國興業太陽能技術控股有限公司研發了智能微電網系統。它以交流母線為基礎，由光伏發電子系統、儲能子系統、能量管理系統、光纖通信、各類智能開關儀表及負荷組成，智能微電網與大電網通過可控開關連接，每個光伏子系統并網點設置相應容量的蓄電池儲能系統，通過雙向逆變器與母線聯接，各類儀表傳感器檢測電網、發電單元和負載運行數據，將其輸送至監控中心，由EMS 能量管理系統控制蓄電池的充放電，監控中心控制整個微電網的運行狀態。由其原理圖如下：

　　圖5-1 智能微電網系統原理圖

　　智能微電網的應用，能成功解決光伏電站并網的如下問題：

　　① 解決了光伏發電不穩定性。微電網自帶的儲能系統能緩沖光伏發電因天氣原因引起的出力變化，當光伏發電功率快速上升時，蓄電池系統拼命“吸入”能量，當光伏發電功率快速下降時，蓄電池系統立即“釋放”能量，以阻止光伏發電功率變化過快，解決光伏發電輸出的不穩定性。

　　② 改善了光伏電站并網的電能質量。微電網能控制蓄電池和雙向逆變器單元，調節其向負載及網絡提供的無功及有功功率，通過快速吸收和釋放大功率電能解決系統中如電壓聚升、電壓聚降等暫態問題，從而達到穩定電壓水平，提高電能質量目的。

　　③ 提高系統帶負載能力，減輕大電網的壓力。微電網系統還能根據負載需要調節儲能單元充放電，吸收尖峰負荷、減少電力驅動系統對電網的負面影響。同時，智能微電網系統設置智能繼電保護裝置，系統內的各類保護裝置參數可由監控中心調整與修改，從而減小分布電源接入對電網的故障特性的負面影響，并可通過光纖與上級電網通信，調節有功與無功輸出，實現光伏電站的可調度性。

　　由上可以預見，最終，智能微電網是大型光伏屋頂電站并網接入的必然選擇。

　　6. 結語

　　大型光伏屋頂電站是光伏發電應用成功的典范，它對中國工業園和光伏業的發展都具有積極的推動作用，具有良好的節能減排示范效益。本文就如題內容結合光伏政策分析了大型光伏屋頂電站的研究意義，剖析了大型屋頂電站的設計難點，特別是并網設計及對電網帶來的影響問題，再以湖南九華示范區20MW 光伏屋頂及智能微電網項目工程為例，展述其設計思想與過程，總結方案的創新特點，最后介紹新型智能微電網與大型電站結合應用的優勢希望能給今后中國大規模光伏屋頂電站的應用給予一定的指導與參考作用，體現國家金太陽項目良好的示范意義。