集浪涌防雷智能管理、逆變器數據采集開關調控和逆變器智能管理（固件升級、遠程配置）、電表采集、雙向計量電能表采集、氣象站數據采集、AVC /AGC功率調節、防孤島反孤島裝置、故障解列控制管理于一身的杭州領祺新能源電站綜合管控平臺。

為實現對分布式能源的綜合管控和安全監控，滿足電力接入電網的要求，需對分布式能源的合理調配、集中監控、電網分析、配網自動化及日常維護等進行統一管理。然而，當前的分布式光伏發電監控系統主要采用硬連線的組網方式進行監控，而硬連線的組網方式存在著需挖溝走槽、布線復雜、通信不可靠、時鐘不同步等問題。杭州領祺科技基于大量光伏電站并網項目、光伏電站監控項目、安防測控項目基礎上年，提煉研發出一套完整的分布式光伏綜合管理系統，該系統包括集中監控中心（SCADA）、通訊管理機（Protocol Converter /IIOT Gateway）、匯流箱及逆變器等設備。

本系統網絡結構由中心節點子網和分布式子網組成

1.交流220V并網-8kW及以下戶用

交流220V并網的光伏發電系統多用于居民屋頂光伏發電，裝機功率在8kW左右。

部分小型光伏電站為自發自用，余電不上網模式，這種類型的光伏電站需要安裝防逆流保護裝置，避免往電網輸送電能。光伏電站規模較小，而且比較分散，對于光伏電站的管理者來說，通過云平臺來管理此類光伏電站非常有必要。

2.交流380V并網 8kw-400kW

根據國家電網Q/GDW1480-2015《分布式電源接入電網技術規定》，8kW~400kW可380V并網，這類分布式光伏多為工商業企業屋頂光伏，自發自用，余電上網。分布式光伏接入配電網前，應明確計量點，計量點設置除應考慮產權分界點外，還應考慮分布式電源出口與用戶自用電線路處。每個計量點均應裝設雙向電能計量裝置，其設備配置和技術要求符合DL/T 448的相關規定，以及相關標準、規程要求。電能表采用智能電能表，技術性能應滿足國家電網公司關于智能電能表的相關標準。用于結算和考核的分布式電源計量裝置，應安裝采集設備，接入用電信息采集系統，實現用電信息的遠程自動采集。

光伏陣列接入組串式光伏逆變器，或者通過匯流箱接入逆變器，然后接入企業380V電網，實現自發自用，余電上網。在380V并網點前需要安裝計量電表用于計量光伏發電量，同時在企業電網和公共電網連接處也需要安裝雙向計量電表，用于計量企業上網電量，數據均應上傳供電部門用電信息采集系統，用于光伏發電補貼和上網電量結算。

部分光伏電站并網點需要監測并網點電能質量，包括電源頻率、電源電壓的大小、電壓不平衡、電壓驟升/驟降/中斷、快速電壓變化、諧波/間諧波THD、閃變等，需要安裝單獨的電能質量監測裝置。部分光伏電站為自發自用，余電不上網模式，這種類型的光伏電站需要安裝防逆流保護裝置，避免往電網輸送電能。

3. 10kV或35kV并網 400KW-6MW

根據《國家能源局關于2019年風電、光伏發電項目建設有關事項通知》（國發新能〔2019〕49號），對于需要國家補貼的新建工商業分布式光伏發電項目，需要滿足單點并網裝機容量小于6兆瓦且為非戶用的要求，支持在符合電網運行安全技術要求的前提下，通過內部多點接入配電系統。

此類分布式光伏裝機容量一般比較大，需要通過升壓變壓器【后附：升壓變壓器選型參考】升壓后接入電網。由于裝機容量較大，可能對公共電網造成比較大的干擾，因此供電部門對于此規模的分布式光伏電站穩控系統、電能質量以及和調度的通信要求都比較高。

光伏電站并網點需要監測并網點電能質量，包括電源頻率、電源電壓的大小、電壓不平衡、電壓驟升/驟降/中斷、快速電壓變化、諧波/間諧波THD、閃變等，需要安裝單獨的電能質量監測裝置。

4.光伏電站中高壓并網的升壓站變壓器選型

光伏發電站升壓站主變壓器應按下列原則選擇：

應優先選用自冷式、低損耗電力變壓器。

無勵磁調壓電力變壓器不能滿足電力系統調壓要求時，應采用有載調壓電力變壓器。

主變壓器容量可按光伏發電站的最大連續輸出容量進行選取，且宜選用標準容量。

光伏方陣內就地升壓變壓器應按下列原則選擇：

應優先選用自冷式、低損耗電力變壓器。

升壓變壓器容量可按光伏方陣單元模塊最大輸出功率選取。

可選用高壓/低壓預裝式箱式變電站或由變壓器與高低壓電氣元件等組成的敞開式設備。

對于在沿海或風沙大的光伏發電站，當采用戶外布置時，沿海防護等級應達到IP65，風沙大的光伏發電站防護等級應達到IP54。

就地升壓變壓器可采用雙繞組變壓器或分裂變壓器。

就地升壓變壓器宜選用無勵磁調壓變壓器

光伏發電站及其升壓站的過電壓保護和接地應符合《交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合》DL/620和《交流電氣裝置的接地》DL/T621的規定。

光伏方陣場地內應設置接地網，接地網除采用人工接地極外，還應充分利用光伏組件的支架和基礎。

光伏方陣接地應連續、可靠，接地電阻應小于4Ω。

5.光伏并網數據調度網

光伏電站中高壓并網根據項目所在地電力局要求需要接入本地電力調度網

電力系統調度控制執行的是電力系統的生產指揮，具有電力企業內部的生產管理和行政管理雙重特性。其中行政管理是代替政府對于入網發電企業進行管理。有的人覺得可能不公平，但是在我國，調度放在電網企業是有歷史的合理性的，電力市場中的現貨市場，也是調度中心來完成的。電力市場的中長期市場，目前已經獨立出來成立專門的交易中心。

調度控制中心基本上與行政區劃是一一對應的。例如，每一個地市都有地市級的調度中心，每一個省在省會有省級的調度中心。省級以上有網調、國調。例如，國網范圍有華東、華北、華中、西北、西南各個網調。

結束語

分布式光伏統一管控系統有助于統一監控系統中各個組成設備，實現統一對時，解決時鐘不同步的問題，已經應用于屋頂分布式光伏發電、漁光互補發電、農光互補發電等多種場景，運行穩定，通信可靠，大大節省了項目的投資成本，用戶反應良好。

附：分布式光伏逆變器等自動對時系統的設計

由于中心節點子網與分布式子網之前是無線傳輸的，所以監控中心和通信管理機之間信息傳輸會存在延遲，并且串口線之間進行信息傳輸也需要傳輸時間。例如，在某一時刻，監控中心獲取當地時間為T，監控中心進行信息打包處理時間為ΔT1，監控中心將打包處理后的信息傳輸給通信管理機的時間為ΔTc，通信管理機接收到打包處理后的信息后進行解包處理，解包處理時間為ΔT2，通信管理機如果將T作為當前時間修正本地時鐘，則這次修正是不正確的，因為通信管理機修改本地時鐘的那一時刻，標準時間應該是T+ΔT1+ΔTc+ΔT2，因此，若監控中心在T時刻，將T+ΔT1+ΔTc+ΔT2作為標準時間發送至通信管理機，時鐘修正才是準確的。

其中，ΔT1+ΔTc+ΔT2的確定方法是通過測延遲報文來實現，測延遲報文通常是在初始化時和通信鏈接中斷后又恢復時進行的，測延遲報文的具體流程為：在T+ΔT1+ΔTc+ΔT2時刻，通信管理機收到時鐘同步命令后，通信管理機同時發送確認命令，確認命令的長度與收到的時鐘同步命令的長度相同，彎曲部位易受到管壁的摩擦和機械損傷從而導致110 kV高壓電纜產生扭曲，管壁和電纜線之間發生摩擦損傷。如果在設計階段沒有充分考慮施工時對電纜的影響，尤其是當電纜路徑的轉彎半徑不足或轉彎處的側壓力過大時，管道中的殘渣將對電纜的外護套造成致命損傷，并且可能會導致金屬護套變形、主絕緣變形，這將給后面的電纜附件制作造成難題，也給后期的運行維護埋下安全隱患。