一、分布式光伏接入电网技术指导意见？
针对分布式光伏发电并网问题，制定出的技术规范和指导方案，旨在保障分布式光伏接入电网的安全、可靠、高效运行。
其中，一些重要的技术指导和规范内容包括：
1. 智能配电网建设：通过建设智能配电网，实现供需侧平衡和多能互补。
2. 逆变器技术：逆变器是将直流转换为交流的主要装置，应具有高流动性、低损耗、高稳定性等优点。
3. 防逆流保护技术：在光伏系统中，由于天气等原因可能会出现光伏系统发的电力超过负荷消耗，这时候需要采用电力公司提供的防逆流保护装置来避免发生逆向输送。
4. 附属设施设计：例如辅助保护措施、检测仪器及操作手册等。
5. 规范操作管理：遵循操作手册执行相关操作，并进行必要的监测和维护。
总之，制定好的分布式光伏接入电网技术指导意见可以使得光伏系统在并网过程中更加安全稳定，同时提高光伏发电的效率和可靠性，保障市场化交易的可行性。
二、光伏发电接入系统方案：如何设计一个高效可靠的接入系统？
引言
随着清洁能源的发展，光伏发电在能源领域扮演着越来越重要的角色。如何设计一个高效可靠的光伏发电接入系统，成为各界关注的焦点。本文将介绍光伏发电接入系统的方案设计以及相关技术要点，帮助您更好地理解和实施光伏发电接入系统。
光伏发电接入系统概述
光伏发电接入系统是指将光伏发电设备与电力系统相连接的系统，包括光伏发电装置、逆变器、变压器、配电设备和接口保护设备等。其主要功能是将光伏发电装置产生的直流电转换为交流电，并将其接入电力系统供电。
光伏发电接入系统方案设计
设计一个高效可靠的光伏发电接入系统需要考虑多个方面的因素，包括但不限于以下几点：
- 光伏组件选型： 根据场地条件、发电需求和预算等因素选择合适的光伏组件，包括光伏板、支架和联箱等。
- 逆变器选择： 选择适合系统的逆变器，考虑其功率、效率、稳定性以及对电网的兼容性。
- 变压器和配电系统设计： 根据接入电力系统的电压等级和功率需求，设计合适的变压器和配电系统。
- 接口保护设计： 设计合理的接口保护方案，确保光伏发电系统与电力系统的安全稳定运行。
- 并网调试与运行维护： 对接入系统进行必要的调试与检测，建立完善的运行维护机制。
光伏发电接入系统技术要点
在光伏发电接入系统的设计与实施过程中，需要特别关注以下技术要点：
- 并网保护与控制： 光伏发电系统接入电力系统后，需要具备良好的并网保护与控制能力，确保系统安全并满足电力系统的要求。
- 功率调节与最大功率点跟踪： 光伏发电系统应具备有效的功率调节和最大功率点跟踪技术，以提高发电效率。
- 电网同步与无功补偿： 光伏发电系统需要与电力系统保持同步，并具备一定的无功补偿能力，以维持电力系统的稳定运行。
- 智能监控与运维： 采用智能监控系统，实时监测光伏发电系统的运行状态，及时发现并解决问题，提升系统的可靠性。
结语
设计一个高效可靠的光伏发电接入系统需要综合考虑设备选型、系统设计和技术要点等因素，并遵循相关的标准与规范。希望本文的介绍能帮助您更好地理解和应用光伏发电接入系统，推动清洁能源的发展。
感谢您阅读本文，我们相信通过本文的了解，您将能够更好地设计和实施光伏发电接入系统，为清洁能源发展贡献自己的力量。
三、本人刚从事分布式光伏电站监控系统这块，想请教各位前辈，如何根据项目接入系统的意见，配置监控系统清单表？
一、光伏电站计算机监控系统架构
光伏电站计算机监控系统采用开放式分层分布式网络结构，由计算机监控子系统和光伏发电监测子系统组成，其中计算机监控子系统由站控层、间隔层及网络设备构成，其结构如图2-17所示。站控层设备含主机兼操作员工作站、“五防”工作站、公用接口装置、远动装置。网络打印机等。间隔层由发电设备、配电与计量设备、监测与控制装置、保护与自动装置等构成，实现全站发电运行和就地独立监控功能。间隔层设备包含变电站内保护、测控、网络接口以及光伏厂区的小型就地信息采集系统。网络设备包含网络交换机、光/电转换器接口设备和网络连接线、光缆等。
光伏电站计算机监控系统的主要任务是对电站的运行状态进行监视和控制，向调度机构传送有关数据，并接受、执行其下达的命令。站控层设备按电站远景规模配置，间隔层设备按工程实际建设规模配置。
各部分设备组成如下：
1.站控层设备
由主机兼操作员站、远动通信设备、公用接口装置、网络设备、打印机等组成，其中主机兼操作员站、远动通信设备按双套冗余配置，远动通信设备优先采用无硬盘专用装置。
2.间隔层设备
包括光伏逆变器、汇流箱、太阳跟踪系统、气象监测系统及辅助系统的通信控制单元，光伏发电单元规约转换器，保护和测控装置等设备。
3.网络层设备
包括网络交换机、光/电转换器、接口设备和网络连接线、电缆、光缆及网络安全设备等。站控层与间隔层通常采用以太网连接，110kV及以上电站采用双重化网络，35kV电站采用单网结构。站控层、间隔层网络交换机采用具备网络管理能力的交换机，站控层交换机的容量根据电站远景建设规模配置，间隔层交换机的容量根据远景出线规模配置，网络媒介在室内采用五类以上屏蔽双绞线，室外的通信媒介采用光缆。
二、光伏电站计算机监控系统站控层
站控层由数据采集通信子系统、数据处理及人机联系子系统、远动通信子系统和时间同步子系统等组成，实现对光伏电站运行信息的实时监控功能。
（一）数据采集通信子系统
数据采集通信子系统一般由两套前置机及其通信接口装置、网络设备等组成。其中。前置机负责与各间隔层设备进行数据通信，完成数据采集与通信功能;通信接口装置负责与直流系统、UPS、电能量采集装置等其他智能设备进行数据通信。前置机通过站控层网络与主机、工作站。远动工作站等站控层设备连接，实现站控层内部通信功能。间隔层设备直接接入站控层网络，站控层网络一般采用快速交换式以太网，以实现站控层与间隔层之间数据的快速交换。
数据采集和通信功能由主机、人机工作站、远动工作站等站控层设备的通信软件模块完成，一般要求站控层和远动工作站直接读取间隔层设备的信息，即信息采集遵循"直采直送"的原则。
光伏发电单元典型通信结构如图2-18所示。
（二）数据处理及人机联系子系统
数据处理及人机联系子系统一般由主机、人机工作站及其打印机、操作员站（兼做工程师站）等组成，完成站内数据处理和人机联系功能。
光伏电站计算机监控系统一般采用双主机兼操作员站模式，主机是站控层数据收集、处理、存储及发送中心。主机承担了光伏电站计算机监控系统大量计算和数据处理工作，具有实时数据库、历史数据库、无功电压自动控制系统（AVQC）等应用软件，管理、存储电站的全部运行参数、实时数据、历史数据，协调各种功能部件的运行，满足设备的数据请求。
站控层主机配置满足系统的功能需求及性能指标要求，主机具有主处理器及服务器的功能，是数据收集、处理、存储及发送的中心，管理和显示有关的运行信息，供运行人员对电站的运行情况进行监视和控制，实现各种工况下的操作团锁逻辑等。主机采用一台或两台主机配置，当选用两台主机配置时，两台主机互为热备用工作方式，一台主机故瞭时，另一台主机可执行全部功能、实现无扰动切换。在规模较小的电站监控系统中主机可兼做操作员站。
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程师站、保护工作站等。操作员站用于图形及报表显示，事件记录及报警状态显示和查询，设备状态和参数的查询，操作指导、操作控制命令的解释和下达等，实现运行值班人员对全站设备的运行监视和操作控制。操作员站要求配置双显示设备，一般情况下，一台显示器作为全站运行状态监视，另一台显示器作为告警监视。工程师站供管理人员进行系统维护，可完成数据库定义、修改，系统参数配置、报表制作，以及网络维护和系统诊断等工作，工程师站可同时兼做操作员站。保护工作站在电网正常运行或故障时，采集、处理保护相关信息，并充分利用这些信息，为继电保护设备的运行和管理服务，为分析、处理电网故院提供技术支持。
（三）远方通信子系统
远方通信子系统由远动工作站。调度数据网。数据传输通道等组成，负责与远方调度进行数据通信。
远动工作站收集全站测控装置、保护装置等设备的数据，以远方调度要求的远动通信规约，通过调度数据网络等方式上传至调控中心，并将调控中心下发的远方遥控、遥调命令向间隔层设备转发。
远动工作站满足信息直采直送的要求，即远动工作站与站内自动化设备相对独立。电站工作站的任何操作和设备故障等对远动通信无任何影响，反之亦然;远动工作站的上传数据不需从这些系统的数据库中获取，而直接从间隔层I/O处理的子系统中获取;数据的处理方式也应尽量符合远动通信的要求。不再做中间处理，只需转换为调度通信规约即可送出。
远动工作站采用嵌入式系统，非PC结构，且无硬盘、风扇等转动部件，其功能为将I/O测控单元上传的信息归类集中和处理，经软件组态后按各级调控中心的要求传送信息，并能同时接收上级调度下发的遥控、遥调命令。远动工作站配置液晶显示面板，用户可查询显示基本运行情况和远动信息，前面板安装有设置按钮、状态显示灯、复位按钮等，后面板主要有电源插件、各类接口等。其面板外形如图2-19所示。
远动工作站采用分布式多CPU结构，每个CPU并行处理不同任务，CPU板采用高速低功耗网络处理器。远动工作站一般采用双机配置，并支持多种工作方式，如主备方式、双主方式等。主备双机运行时。每台远动工作站都能独立执行各项功能，一台远动工作站故障时，系统实现双机无缝自动切换，由另一台远动工作站执行全部功能。
远动工作站的技术要求如下∶
（1）具备为调控中心提供SOE（事件顺序记录）数据的功能，SOE中的事件时标应是I/O单元采集到该数据时的时间。
（2）远动工作站在故障及切换的过程中不应引起误操作和误发数据。
（3）远动工作站应能够接受调控中心和当地时钟对时。
（4）具备足够的通信接口，使之具有一发多收的功能，且能够满足当地调试功能。
（四）时钟同步子系统
为确保站内时钟统一，光伏电站需部署一套时钟同步子系统，时钟同步子系统由主时钟、扩展时钟等组成，一一般要求主时钟为双时钟源，即同时可接受北斗卫星对时和GPS卫星对时。
主时钟包括时钟信号输入单元、主CPUJ。时钟信号输出单元等，主时纯接收卫星同步系统发来的标准时钟，并通过各种接口与站控层和间隔层设备进行对时。当间隔层设备距离较远时，可通过配置扩展时钟对间隔层设备进行对时。时钟同步子系统结构如图2-20所示。
在光伏电站中，各类自动化及继电保护装置的时间同步是进行事故分析的基准，计算机监控系统、故障录波器和微机保护装置都需要由统一的时钟源向它们提供标准时间。目前通用的对时方式有三种，即软对时（即由通信报文来对时，常用的对时接口为RS-232、RS-485/RS-422）、硬接点对时（分对时或秒对时）和编码对时（应用广泛的IRIG-B对时）。
1.软对时
软对时是以通信报文的方式实现的，这个时间是包括年、月、日、时、分、秒、毫秒在内的完整时间。在光伏电站计算机监控系统中，总控或远动工作站与时间同步装置通信，以获得时间同步系统的时间，再以广播报文的方式发送到其他装置。报文对时会受距离限制，如RS-232接口传输距离为30m。由于对时报文存在固有传播延时误差，所以在精度要求高的场合不能满足要求。
2.硬触点对时
硬触点对时一般用分脉冲对时或秒脉冲对时，分脉冲对时将秒清零，秒脉冲对时将毫秒清零。理论上讲，秒脉冲对时精度要高于分脉冲对时，但在实际应用中分脉冲对时方式较为常用。
硬触点对时按接线方式又可分成差分对时与空触点对时两种。
（1）差分对时。差分是类似干RS-485的电平信号，以总线方式将所有装置排在上面，时间同步装置定时（一般是整秒时）通过两根信号线中A（十）与B（—）的电平变化脉油
回装置发出对时信号。这种对时方式可以节省时间同步装置输出口数、时间同步装置与各保护测控装置之间的对时线，还能保证对时的总线同步。
（2）空触点对时。空触点对时是类似于继电器的角点信号，时间同步装置对时触点输出与每台保护测控装置对时输入一一一对应连接。注意我们说时间同步装置以容触占方式输出，其实其内部是一个晶体管，有方向性，而且不能承受高电压，一般要求是24V开人。
3.编码对时
目前常用的IRIGB对时，分调制和非调制两种。IRIGB码实际上也可以看作是一种综合对时方案，因为在其报文中包含了秒、分、时、日期等时间信息。同时每一帧报文的第一个跳变又对应于整秒，相当于秒脉冲同步信号。
为提高精度，光伏电站中一般采用硬触点对时和软对时相结合的方式，即装置通过通信报文获取年月日时分秒信息，同时通过脉冲信号精确到毫秒、微秒，对于有编码对时口（如IRIG-B）的装置优先用编码对时。
三、光伏电站计算机监控系统间隔层
间隔层设备是按电站内电气间隔配置实现对相应电气间隔的测量、监视、控制等功能。间隔层装置除具备传统的输入输出功能外，还继承了同期合闸、防误联锁等功能，保护测控综合装置更是把监控功能和微机保护功能合二为一。
（一）保护测控装置
保护测控装置负责采集各种实时运行数据，接收并输出控制命令，主要由主CPU模块（含通信接口模块）、模拟量输入/输出模块、开关量输入/输出模块、人机接口模块、电源模块等组成。其硬件结构如图2-21所示。
1.模拟量输入/输出系统
模拟量输入/输出系统包括电流、电压二次回路，具有模拟量输人变换、滤波器、采样保持器、多路转换以及模数转换（A/D）等功能。其中采样保持电路的作用是在一个极短的时间内，测量模拟量在该时刻的瞬时值，并在A/D转换器进行转换期间内保持其输出不变。利用采样保持电路，可以方便地对多个模拟量实现同时采样。采样保持电路工作原理如图2-22所示，它由一个电子模拟开关S、一个保持电容器Ch以及两个阻抗变换器组成。模拟开关S受逻辑输入端的电平控制，该逻辑输入就是采样脉冲信号。
在逻辑输入为高电平时S闭合，此时电路处于采样状态。Ch迅速充电或放电到在采样时刻的电压值Usr的闭合时间应满足使Ch有足够的充电或放电时间，即采样时间，显然采样时间越短越好。
S打开时，电容器Ch上保持S闭合时刻的电压。电路处于保持状态。为了提高保持能力，电路中应用了另-个阴抗意换婴I。它在Ch侧早现高阳抗。使Ch对应充放由同感的日t间常数很大，而输出阻抗很低，以增强带负载能力。阻抗变换器工和Ⅱ可由运算放大器构成。
A/D转换器完成一次完整的转换需要一段时间，在这段时间内，模拟量不能变化，否则就不准确了。必须引入采样保持电路，将瞬间采集的模拟量保持—段时间不变，以保证A/D转换的精度。采样保持过程如图2-23所示。Tc称为采样脉冲宽度，Tc称为采样间隔（或称采样周期）。由微型机控制内部的定时器产生一个等间隔的采样脉冲，用于对模找量进行定时采样，从而得到反映输入信号在采样时刻的信息，随后在一定时间内保持采样信号处干不变的状态，这样在保持阶段，无论何时进行模数转换，其转换的结果都反映了米样时亥的信息。
模数转换器的基本原理如图2-24所示。以12位A/D转换为例，并行接口PR15～PRO用作输出，由微机通过该口往12位D/A转换器送数，每送一次数，微型机通过读取并行接口的PAO的状态（"1"或"0"）来观察送的12位数相对于模拟输入量是偏大还是偏小。如果偏大，则比较器输出"0"，否则为"1"。通过软件，如此不断地修正送往D/A转换器的12位二进制数，直到找到最相近的二进制数，这个二进制数就是A/D转换器的转换结果。
2.遥测量的处理
通过保护测控装置采集的数据为原始数据，这些数据要提供给电站监控人员和调度运行人员使用，还需要做一系列的处理。
（1）滤波。
由于变压器等非线性负荷的作用，电力系统中除了基波之外，还存在着各次谐波，这给准确地测量交流系统的各个运行参数带来了困难。针对谐波与各种干扰的存在，在交流被测量进入测量装置时设置了模拟式滤波器，以滤除较高次的谐波。在交流被测量经交流一周期N次采样并通过A/D转换后，得到N个二进制数序列，通过一定的计算滤除不需要的谐波量，最终计算出希望得到的交流量幅值和有效值。
（2）标度变换。
A/D转换结果的数字量只代表A/D转换器输入模拟量的电压大小，而不能代表遥测量的实际值，要想求得实际值就必须进行标度变换。电压互感器二次侧输出为0～100V，电流互感器二次侧输出电流为0～5A，这些信号经过一系列变换转换为A/D转换器能够接收的信号范围，如0～5V，经A/D转换成数字量，然后再由计算机进行数据处理和运算。经A/D变换成的数字量已成为一种标幺值形态，无法表明该遥测量的大小。为了在监控后台显示以及向调度传送，又必须把这些数字量转换成具有不同量纲的数值，以便于运行人员的监视与管理，这就是标度变换。
以12位A/D转换为例，转换结果为12位，其中最高位为符号位，其余11位为数值。这是一个定点数，若约定将小数点定在最低位的后面，则数值部分为整数。当被测量与满量程相等时，转换结果为全1码，11111111111B=2047，即12位A/D转换器的满码值为2047。
例如被测电流的满量程为1500A，经变换后的满量程为2047。当电流在0～1500A范围内变化时，A/D转换的输出在0～2047之间变动，两者呈线性比例关系，比例系数为K，称为标度变换系数，也叫遥测转换系数。设遥测量的实际值为S，A/D转换后的值为D，则K=S/D，因为S和D呈线性比例关系，所以可以满量程的对应关系来求出标度变换系数K。对于12位A/D转换器，D=2047，则K=S/2047。
例如，幅值为1500A的电流，则
K=0.732779677=0.101110111001011B
在经过A/D转换得到某个遥测量的11位二进制数后，需乘上系数得到有量纲的实际值。考虑到应保证在乘法运算时的精度，标度变换系数K应具有11位有效位数。但在某此场合，根据K=S/D所得到K系数并不是11位有效位数，因此需要预先对K进行处理。
例如，某电流的幅值满量程为150A，则K=0.0732779677=0.00010010110B
这一系数的有效位数仅有8位，当A/D转换的结果与之相乘后，有效位数减少了。为了保证有效位数，可以将被测量预放大，例如，上例放大10倍，在十进制数显示时相应将小数点向左移1位，即可显示原值。
（3）二—十进制转换。
标度变换后的数据已经代表了遥测量的实际值，但此数据是以二讲制表示的。在某此场合，还希望再转换为十进制数，这就需要进行二—十进制转换。
这里的十进制实际上还是采用二进制数来表示，一个十进制数用4位二进制数的前10个状态表示十进制的0～9，后6个状态无效，这些二—十进制代码称为BCD码。标度变换后的数框可|能有整数利小数两部分，在进行一——讲制车换时对数和小数的处理方法不同，应分别对待。
对于整数的二十进制转换采用连续减法，应先确定二进制数可能对应的十进制数的最高位数，例如，12位二进制数若转换为十进制数，最高位只能是千位。用待转换的一进制数减去1000，并对减的次数计数，至不够减时，则计数值为千位数，余数再不断地减去100，并对减的次数计数，至不够减时，计数值为百位数，如此类推可得十位数和个位数。
对小数的二—十进制转换则采用"乘10取整"的方法。将二进制小数乘以10，得到的整数部分为十进制小数点后的第一位，再将余下的小数乘以10，得到的整数部分为小数点后的第二位，以此类推，可得到第三、第四位等。
（4）死区计算。
遥测量的采集工作不间断循环进行着，并需要将这些时刻变换的遥测量上送至调控中心。这些遥测量并不是随时随刻都在大幅度变化，而大多数遥测量在某一时间内变化是缓慢的，如果将这些微小的变换数据不停地送往调控中心，会增加各个环节的数根处理负担在遥测量处理中加入死区计算，则可有效地解决上述问题。
死区计等是对连续变化的模拟量规定一个较小的变化范围，当模拟量在这个规定的范围内变化时，认为该模拟量没有变化，此期间模拟量的值用原值表示，这个规定的范围称为死区。当模拟量连续变化超出死区时。创l以刻的题拟量代春IH值。并以此值为中心、再设研究区。口有当摇油量感化大死区时，才允许摇测量上送。
3.开关量输入
开关量输入/输出系统由微型机的并行接口、光电隔离器件及有触点的中间继电器等组成，以完成开关量输入信号接入、控制命令输出及与外部通信等功能。
断路器和隔离开关等的位置信号，通常由它们的辅助触点通过控制电缆接入保护测控装置开入触点获得。为了防止外部回路异常造成保护测控装置故障，通常在开入端子与保护测控装置开入触点之间加装光电耦合器。光电耦合器又称光电隔离器，它是由发光器件（发光二极管）和受光器件（光敏三极管）组合在一起的器件，以光为媒介传输信号。遥信采集电路如图2-25所示，在断路器跳阐或停止运行时，站端继由器或轴辅助能点中动断触占断开时，
发光二极管不导通，光敏一极管则截止，将"1"信号送入摇信编码申路;当断路器合闸或运行时，斩断继电器或辅助触点中动断触点闭合，发光二极管导通，光敏三极管则导通，将"0"信号送入遥信编码电路。
遥信从信号采集、处理到通道传输，再到调度自动化系统主站端处理，其中某一环节出现问题都会造成遥信误动，遥信误动大致原因如下;
（1）电磁干扰。在继电器触点闭合时，由于有一个正的电压加在光耦的输入端，一般较少产生遥信误动。当继电器触点断开时，由于此时光耦输入端悬空，遥信采集电缆较长，一般在几十米左右，且分布在电站的各个角落，在外界电磁场的于扰下，使得光耦输入端加上了杂乱无章的小信号干扰波，由于这些干扰波的影响，造成遥信频繁变位信息。
（2）继电器触点抖动。当继电器动作时，继电器的触点触头不能一次性地闭合/打开或打开/闭合，这是由于节点间电弧作用、继电器触点氧化接触不良及继电器的机械特性所造成的。在继电器动作时，由于触头间存在一个"抖动"的暂态过程，于是通过光电隔离后的波形就产生了一个反映触头抖动暂态过程的方波，造成了遥信抖动。
（3）保护测控装置工作电源不稳定。保护测控装置工作电源不稳定，油压过高或过低都会造成保护测控装置工作异常或导致损坏，造成遥信信号异常。
（4）接地效果不好。接地效果不好，各设备间电平不一致。从而造成对保护测控装置及其设备干扰，并引起遥信误动。
遥信误动一般采取提高控制回路电压（如直流220V）、设置遥信抖动时间等方式进行抑制。遥信输入是带时限的，即某一位状态变位后，在一定时限内该状态不应变化，如果变位，则该变化将不应变位，如果变位，则变位将不被确认，这是防止遥信抖动的有效措施。
遥信软件时序如图2-26所示，该时限通常设置为20～40ms左右，此防抖时限通常是可以在保护测控装置中进行整定的。
4.事件顺序记录
事件顺序记录的功能就是在设备发生事故时，能够自动记录断路器或继电保护的动作信息并附带时间标志。事件顺序记录的主要技术指标是厂站内的分辨率，一般要求站内分辨率不大于2ms。为了分析事故，要求电站内时间统一，时间的准确度为毫秒级。
事件顺序记录的时间就是发现遥信变位的时间。以扫查方式采集变位遥信时，对遥信断路器状态按组逐一进行扫查，当扫查到基一组发现有断路器变位时，除记下断路器的序号外。还同时记下当时的实所时间作为变位的时间标，即事件隐序记录时间。然后继续扫查下一组。
5.遥控命令执行
遥控由调度端发出命令，也可由站端监控后台发出（或间隔层保护测控装置发出），遥控命令中包含了指定操作性质（"合闸"或"分闸"）、厂站号和被操作的断路器或隔离开关序号等。遥控命令从格式上包含地址、性质和对象等内容，为防止信息在传输过程中传输错误，还包括监督码。在遥控过程中，为保证工作可靠，一般采用选择—返校—执行三步进行。第一步，控制端向被控制端发出选择命令，选择命令包含遥控对象、遥控性质等信息;第二步，被控端向控制端返送遥控返校信息，返校信息是被控端对收到的遥控选择命令进行执行条件的核查，遥控对象若满足执行条件，则返校肯定确认信息，否则返送否定信息;第三步，控制端根据返校的信息，向被控端发送遥控执行命令或遥控撤销命令，最后，被控端根据收到的遥控执行或撤销命令进入具体执行环节。遥控出口电路如图2-27所示。
6.微机型主系统
微机型主系统包括微处理器、只读存储器或闪存单元、随机存取存储器、定时器、并行接口及串行接口等。目前，随着集成电路技术的不断发展，已有许多单一芯片将微处理器、只读存储器、随机存取存储器、定时器、模数转换器、并行接口、闪存单元、数字信号处理单元、通信接口等多种功能集成于一个芯片中，构成了功能齐全的单片微型机系统。
7.人机接口
人机接口用于人机交互及状态信息显示，通常安装在I/O保护测控装置正面面板上，主要包括液晶显示屏、LED状态显示灯、操作键盘和RS-232串行调试接口等。对于保护测控合一装置，还带有打印机接口。其中，RS-232串口主要用于本装置调试过程中的参数配置文件下装、历史/实时信息数据读取及故障在线诊断等操作。液晶显示屏显示内容和LED指示灯定义通常是可编程的，可通过参数组态软件灵活设置，并经RS-232串口调试端口下装重启后生效。人机接口模件一般基于单片机开发，除了与装置主CPU进行数据交换的串行通信接口电路外，还包括键盘响应电路、液晶显示电路和打印机驱动电路等。
8.通信接口
通信接口模件用于将保护测控装置采集和运算得出的各类信息上送至站控层，并且接收站控层下达的查询和控制命令。大多数保护测控装置不设单独的通信接口模件，而是将通信功能集成到主CPU模件中。保护测控装置的通信接口类型通常根据保护测控装置与站控层之间的拓扑关系而定。对于星型耦合连接方式，一般采用串口点对点通信方式，这种通信方式的优点是各保护测控装置之间的界面清晰，不存在物理联系，彼此之间几乎没有干扰和相互影响，有利于现场调试时故障分析和查找，缺点是传输介质数量和长度要求很大。对于总线型连接方式，主要采用Lonworks、Modbus等现场总线，采用RS-485/RS-422的连接方式，这种通信方式在光伏电站较为常用。监控系统与前端采集设备之间的通信介质主要为光纤，两边加以电光转换和光电转换模块，由于太阳能电池板分布较广，电站控制中心与逆变器所处位置可能距离较远，又由于现场电磁环境较为恶劣，所以采用光纤作为传输介质，通过协议转换器将串口通信方式转换为网络通信方式。
9.保护功能
保护模块用于为各个电气间隔提供保护功能，根据采集到的电压、电流等电量信号和非电量信号，提供电气间隔所必需的保护功能，如差动保护、过电流保护、零序过电流保护。过电压保护、低压保护、低频保护、高频保护、非电量保护等。
（二）规约转换器（通信管理机）
通信管理机是光伏电站重要设备之一，它是将现场汇流箱采集单元。治变器控制单元等各类智能终端的通信数据转换为计算机监控系统间隔层标准通信规约，如将MODBUS规约转化为网络103规约，实现计算机监控系统对全站光伏阵列、逆变器等设备的监测。
（三）环网交换机
环网交换机将提供光纤环网通道，将规约转换器（通信管理机）采集的各类智能终端的通信信息传递到计算机监控系统中。采用光纤环网相比较于各光伏子阵直接连接到升压站方式，在保证经济性的情况下，具备安全冗余性。主要优点为∶需要的光纤数量少，节省投资;光纤布置简单，减少维护的工作量∶允许环网在出现一个断点的情况下，所用通信仍然可靠。
（四）发电单元一体化装置
为了满足光伏电站光伏区发电系统监控的需求，每个光伏子阵通常要安装箱式变压器保护测控装置、规约转换器以及环网交换机，这三个装置安装在不同位置，需要配套屏柜或者是就地柜，安装成本突出;而且装置间二次回路复杂，设计、施工与维护工作量均较大。目前采用发电单元一体化装置，将箱式变压器保护测控装置、规约转换器（通信管理机）、环网交换机功能进行一体化融合，集成到一台装置中。该装置可直接安装在箱式变压器中，与传统方式比，具有节约安装成本、施工成本、总投资的特点。光伏发电单元一体化装置典型应用如图2-28所示。
四、关于光伏分布式并网接入系统方案确认单是必须的吗？
一般要签接入方案确认单，县电力局没权利不给你并网，一般是市级电网经研院出电网接入方案，如不受理及不给并网可以拨打当地电网公司客服电网95598进行投诉。
五、分布式光伏监控系统：解析新型太阳能发电监控技术
引言
随着能源需求的不断增长和对可再生能源的追求，光伏发电作为一种清洁、可再生的能源形式，受到了广泛关注。然而，由于太阳能发电站分散在不同地点，光伏电站的监控和维护变得困难。为了达到高效管理和优化运营，分布式光伏监控系统应运而生。本文将对分布式光伏监控系统进行分析和探讨，以帮助读者更好地理解这一新兴技术。
什么是分布式光伏监控系统？
分布式光伏监控系统是一种通过网络连接多个光伏发电站，实现集中监控和远程管理的系统。它能够监测光伏发电站的实时数据、运行状态和故障信息，提供数据分析和预警功能，以实现光伏发电站的高效管理和优化运营。
分布式光伏监控系统的组成部分
分布式光伏监控系统由多个子系统组成，包括数据采集系统、数据传输系统、数据管理系统和数据分析系统。
- 数据采集系统：负责采集光伏发电站的实时数据，包括发电量、光照强度、温度等。
- 数据传输系统：将采集到的数据通过网络传输到数据管理系统。
- 数据管理系统：负责存储、管理和处理光伏发电站的数据，包括数据存储、报表生成和故障诊断等功能。
- 数据分析系统：通过对光伏发电站数据的分析，提供运行状态评估、性能优化和故障预警等功能。
分布式光伏监控系统的优势
分布式光伏监控系统相比传统的人工巡检和监控方式，具有以下优势：
- 实时监控：可实时监测光伏发电站的运行状态和异常情况，及时发现和处理故障。
- 远程管理：通过网络连接，可以远程管理多个光伏发电站，减少人力成本和时间成本。
- 数据分析：通过对光伏发电站数据的分析，可以评估运行状态、优化性能和提前预警故障。
- 智能化决策：通过数据分析和预警功能，支持智能化决策，提高光伏发电站的利用率和经济效益。
应用案例：分布式光伏监控系统在实际项目中的应用
分布式光伏监控系统已经在各个光伏发电项目中得到广泛应用。以某光伏发电项目为例，在该项目中，分布式光伏监控系统实现了对多个光伏发电站的统一监控和综合管理，提高了光伏发电站的运行效率和可靠性，减少了运维成本和故障停机时间。
结论
分布式光伏监控系统作为一种新型的太阳能发电监控技术，通过集中监控和远程管理多个光伏发电站，实现了对光伏发电站的高效管理和优化运营。它具有实时监控、远程管理、数据分析和智能化决策等优势，在实际应用中取得了显著的效果。相信随着技术的不断进步和应用的推广，分布式光伏监控系统将在光伏发电领域发挥越来越重要的作用。
感谢您阅读本文，希望通过本文的介绍，您对分布式光伏监控系统有了更深入的了解，对于光伏发电技术的发展和应用有了更多的认识。
六、如何设计分布式光伏屋顶发电系统，实现可持续发展
引言
随着能源需求的增长和环境保护意识的提高，分布式光伏屋顶发电系统正逐渐成为人们关注的焦点。本文将介绍分布式光伏屋顶发电系统的设计原则和实施步骤，旨在实现可持续发展的目标。
1. 光伏屋顶发电系统简介
分布式光伏屋顶发电系统是指将光伏发电设备安装在建筑物或其他场所的屋顶上，通过光能转换电能并并网供电。相比集中式光伏发电系统，分布式光伏屋顶发电系统具有接近负荷、环保、节能等特点，被广泛应用于城市建筑。
2. 设计原则
分布式光伏屋顶发电系统的设计应考虑以下原则：
- 充分利用屋顶空间，确保光伏板安装面积最大化；
- 考虑建筑物结构和承重情况，确保光伏板的安全安装；
- 与建筑外观融合，避免影响建筑美观性；
- 考虑光伏板与电池、逆变器等设备的布局和连接；
- 合理布局电缆，减小线路损耗；
- 考虑日照情况，选择最佳安装角度和方向。
3. 实施步骤
搭建分布式光伏屋顶发电系统的具体步骤如下：
- 步骤一：进行屋顶结构评估，确保能够支撑光伏板的安装；
- 步骤二：设计光伏板布局和安装方案，考虑线路布置；
- 步骤三：进行光伏板安装和固定，做好防水和接地工作；
- 步骤四：安装逆变器和组串箱，并与光伏板连接；
- 步骤五：布置电缆并与配电箱连接；
- 步骤六：进行并网调试和系统投运。
结论
设计和实施分布式光伏屋顶发电系统是一个复杂的工程，需要充分考虑技术、安全、经济等多方面因素。但是，一旦成功实施，分布式光伏屋顶发电系统将为建筑提供清洁、可再生的能源，推动城市可持续发展。
感谢您阅读本文，希望通过本文能够帮助您更好地了解分布式光伏屋顶发电系统的设计和实施过程，以及其在可持续发展中的重要作用。