光伏发电系统技术对保证电网的安全、稳定，电能的合理、高效利用，光伏发电系统的经济效益等方面都具有重要的意义。
太阳能光伏并网是指将太阳能电池组件产生的直流电经过逆变器转换成符合市电电网要求的交流电后接入公共电网或接入用户端高压、低压母排上。
按照光伏发电系统规模和安装形式的不同，分为集中式光伏并网和分布式光伏并网。
集中式光伏并网:一般指在大面积的沙漠、荒原或水面集中建立的大型光伏发电站。电能被直接并到高压输电系统，由高压输电系统统一调配向用户供电，集中式光伏并网与高压输电系统之间的电力交换是单向的。
通常大型光伏发电站位置偏远，需要长距离输电线路送电入网，会产生一定的线路损耗。
分布式光伏并网:一般在用户场地附近建设，运行方式以用户侧自发自用、余电上网，且以配电系统平衡调节为特征的光伏发电设施。
应用最为广泛的分布式光伏发电系统，指利用屋顶或建筑立面设置太阳能光伏板，所产生的电能直接并接到用户配电箱进线开关处向用户负载供电，或者直接并网到变电所低压母排上，通常电压等级为380V。
当光伏发电容量与变压器负载端负荷总容量不对等时，可通过电网调节，光伏发电系统与国家电网之间的电能交换可以是双向的。但用户设置的分布式光伏产生的电能要实现余电上网，则要相关部门审批方可实施。
无逆流并网光伏发电系统即用户自发自用模式:用户端太阳能光伏发电完全用于用户负载，当光伏发电总容量不能满足用户使用需求时，从公共电网购电;当光伏发电总容量超过用户端使用需求时，剩余部分也不会返送至公共电网。
这种并网系统电流方向是固定的，所以需要安装防逆流装置，防止电源返送至上一级电网。
一般情况下变压器实际运行时负载率都不是很高，为避免造成浪费，每台变压器接入光伏发电总容量不宜超过变压器容量的25%。无逆流并网光伏发电系统如图1。
有逆流并网光伏发电系统即用户自发自用、余电上网模式:这种是最理想的并网形式，当太阳能光伏系统发出的电能超出用户使用需求时，可将剩余电能接入公共电网，向电网供电;当太阳能光伏系统电能总量不满足用户使用需求时，超出的部分由电网供电。这种向电网供电与从电网取电时电流的方向是相反的，所以称为有逆流并网发电系统，如图2。
切换型并网指的是负载供电电源在市政电网系统与光伏发电系统之间的切换。
当光伏发电系统因自然环境因素或故障无法向负载提供足够电能时，供电电源通过切换器切换到电网供电侧，同时当电网停电时，切换器能自动切换到光伏发电系统供电，使光伏发电系统与市政电网分离。
并且在有需要时切断对负载端非重要负荷的供电，通常切换型并网光伏发电系统带有蓄电池组，如图3。
这种系统就是在无逆流并网光伏发电系统中根据用户需求配置蓄电池。带有蓄电池的光伏发电系统灵活性较强。
白天太阳能较充足时，智能控制器会把多出来的电能存储到蓄电池中，当夜晚、阴天、电网停电时，智能控制器会将蓄电池中存贮的电能送往用户负载。
这种并网形式更能够充分地收集和利用太阳能，但笔者认为蓄电池在整个光伏系统中单瓦成本较高且质保年限太短，同时废弃蓄电池组对环境危害较大。
并网电压等级通常情况下取决于光伏发电装机容量，具体可参照表1。
表1 光伏发电接入电压等级建议
居民自用光伏发电一般装机容量都在8kW以内，可采用220V电源直接并网，由于居民自用光伏发电容量比较小不建议采用余电上网模式，通过安装防逆流保护装置，避免电能倒送至电网。
光伏发电装机容量8～400kW时，可选用380V电压接入电网。对于光伏电站分布位置分散多点式时，同时所建项目有多个变电所，或者同一个变电所有两台以上变压器的情况下，光伏发电可以接入多台变压器，这种情况下，光伏发电接入380V电压时的安装容量可大于400kW，设计时可根据项目实际情况选择。
光伏发电装机容量大于400kW时，通常选用10kV电压接入电网。10kV并网系统由于电压高，需要设置升压变压器，升压变压器容量可根据实际情况选取400kVA、500kVA、630kVA、800kVA、1000kVA、1250kVA单台或多台组合。变压器电压等级为10/0.4kV。
分布式光伏系统并网接入配电系统时，向原系统注入有功功率，而方向却与负载有功功率方向相反。以线路首端为基准电压，粗算线路任意两点间(图7中m与m－1间为例)电压降ΔUp。
式中，Pr为光伏并网有功功率;Pi为接入配电干线某一节点负载有功功率;Qr为光伏并网无功功率;Qi为接入配电干线某一节点负载无功功率;Un为系统标称电压;Ｒ、X分别表示为线路两点间电阻、电抗。
从理论分析或仿真软件试验不难发现，注入点的电压由于系统有功的减少及线路压降损失的减小，使得电压明显升高。且距注入点越近，容量越大，电压升高，波动越明显。
光伏系统逆变器、汇集电路及升压变压器等设备的使用，无疑导致谐波电流的产生进而引发一系列的危害，因此谐波抑制措施必不可少，使其满足《电能质量公用电网谐波》GB/T14549—1993中规定。
另外，由于光伏发电系统由太阳能电池板方阵、逆变器、汇集线路、变压器和输出线路组成，在光伏发电系统出力比较大时，汇集线路、变压器和送出线路都有一定的无功损耗;在光伏发电系统出力比较小时，汇集线路和送出线路会有一定的充电功率。
充分利用并网逆变器无功容量及其调节能力的同时，根据实际需要设置无功补偿装置，使得光伏发电系统功率因数应能在超前0.95至滞后0.95范围内连续可调。
综上，当采用10kV(6kV)电压等级并网，具有统一升压变压器的光伏发电系统时，可在升压变压器低压侧配置无功补偿装置。
当采用380V电压等级并网时，可在并网点集中配置无功补偿装置。结合谐波抑制和电压波动的影响，建议采用性能更优、功能更全的静止无功发生器(SVG)综合治理。
光伏发电并网接入电网后，发生短路时，并网点的短路电流与并网前发生明显变化(如图8)，由市电提供的ik1"与由光伏发电系统提供的ik2"两部分组成。
这样就改变了原有配电系统的结构，对于系统的三段式电流保护，尤其是10kV及以上系统的继电保护的准确性、灵敏性都将产生影响。
同时，瞬时短路电流的增加，对保护开关、线缆等设备的短路水平均需要重新校核，以避免安全事故的发生。
显然，低压并网光伏系统提供的短路电流小于高压并网，且低压光伏并网系统提供短路电流受逆变器电流允许值限制，一般情况下逆变器的短路电流输出值为其额定电流的1.2～1.5倍。
因此，低压小容量光伏发电并网系统提供短路电流相对影响较小。但也可能因未达到逆变器的限值电流而长期存在，在选择电缆截面时，应按该短路电流与额定电流较大者选择。
光伏并网系统运行过程中应避免非计划“孤岛效应”带来的危害，主要集中表现为:增加维护检修人员的安全风险;孤岛的电压和频率，幅值的变化对用电设备带来破坏等。
因此，规范明确要求光伏发电系统应具备快速监测孤岛且立即断开与电网连接的能力。
防孤岛保护动作时间不大于2s，防孤岛保护还应与电网侧线路保护相配合。通常光伏并网逆变器具有防孤岛保护功能，也可结合工程实际情况和需求，加装防孤岛保护装置，确保系统安全可靠。
实际工程设计过程中，应满足光伏发电系统的额定电流低于并网点的三相短路电流的10%;同时，光伏发电系统总容量不超过上一级变压器额定容量的25%。
此外，还应优先采用380V电压等级，分散末端并网、无逆流的系统形式，就地消纳，减少对电网的冲击。也正因如此，若无余电上网需求，推荐负载终端并网的系统形式而非10/0.4kV变电所低压母线处并网。
近年来，智能光伏控制器技术快速推进，兼具多种保护功能于一体，性能指标优越，也使得光伏系统更加简单、安全、高效。
光伏并网运行无疑是节能减排的重要举措，然而，减少光伏系统的接入对原配电系统的干扰也不可忽视。
应从光伏并网电压等级与规模、系统的短路保护设置、改善电能质量措施、经济成本投资、远期规划以及新设备、新材料的使用等各方面比选后综合考虑。
原文始发于微信公众号（光伏产业通）：光伏并网的技术要点及应用
