12月14日，由浙江省海宁市发改局印发的《海宁市分布式光伏发电项目建设管理办法》正式发布，并对分布式光伏项目的备案、建设、运维管理等方面提出了要求。

其中在“项目建设管理”章节中指出：直流侧电压大于120V的光伏项目建设使用的逆变器须具备防直流拉弧保护及防孤岛保护功能，需符合《光伏发电系统直流电弧保护技术要求》(GB/T39750-2021)，且具备组件级快速关断及管理能力，确保人员及财产安全。鼓励商业建筑屋顶空间、新建建筑一体化光伏屋顶或光伏幕墙采用微型逆变器、组件优化器等装置。

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本管理办法在全海宁市范围内生效，也就是说今后海宁市所有的直流侧电压大于120V的光伏项目建设使用的逆变器，须具备防直流拉弧保护功能且具备组件级快速关断及管理能力，且该要求是强制执行的!

为什么要求对直流侧大于120V的项目

有此要求?

根据《GB/T 37655-2019光伏与建筑一体化发电系统验收规范》相关规定，在光伏建筑中，将直流电压小于120V时，定义为安全区;将直流电压大于120V且小于600V时，定义为风险区;将直流电压大于600V时，定义为高风险区。

根据《DB33/T 2189-2019家庭屋顶光伏电源接入电网技术规范》，要求光伏电源系统应采取技术措施把直流电压控制在120V安全限制范围内。

由以上相关安规可知，120V是光伏直流侧安全电压的临界值。当直流侧电压大于120V时，我们就要采取相应的措施，来保障系统的安全。

光伏系统中的两大风险

文件强制要求直流侧电压大于120V的光伏项目建设使用的逆变器须具备防直流拉弧保护功能，且具备组件级快速关断及管理能力，并鼓励商业建筑屋顶空间、新建建筑一体化光伏屋顶或光伏幕墙采用微型逆变器、组件优化器等装置。为什么如此要求呢?在明白这个问题之前，我们需要先了解一下光伏系统中存在的两大风险。

众所周知，在传统光伏系统中，由于组件叠加，一串组件电路往往具有600V~1000V左右的直流电压。当直流电路中出现线缆连接老化、连接器故障、型号不匹配、虚接或当极性相反的两个导体靠得很近，而两根电线之间的绝缘失效时，在高电压的作用下，就很有可能产生直流电弧，产生明火，造成火灾，这就是光伏系统直流端存在的“直流高压拉弧火灾风险”。

根据经验，我们发现光伏电站起火时，整个施救过程往往都会比较长，这是因为光伏电站中还存在着“施救风险”。对电站直流侧而言，只要有光照就会有电压，尤其当直流侧达到600V~1000V以上的高压时，危险不言而喻，救火工作十分危险，消防队员无法施救，否则将有触电的风险。一般消防队员只能等到太阳下山后或者光伏电站完全烧毁之后，才能开展施救，这就是光伏系统中的“施救风险”。

那么对于光伏系统直流端存在的两大风险，文件中所提到的“防直流拉弧保护”、“组件级快速关断”、“微型逆变器”都是如何应对的呢?

防直流拉弧保护功能：

引起火灾

AFCI作为一种电路保护装置，能够有效检测直流电路中因螺丝松动、接触不良等原因造成的高压直流电弧，其主要作用是防止故障电弧引起火灾。AFCI直流拉弧检测通过电弧噪声来识别直流电弧故障特征信号，在电弧故障发展成为火灾或电路出现短路之前，可实现断开电源电路，从而消灭被检测到的电弧。

但是，当防直流拉弧保护功能触发，逆变器关机，电路断开的仅仅是直流末端与交流端的连接，整个组件阵列以及直流线缆仍然是高压带电状态。

组件级快速关断：解决“施救风险”

优化器和组件级关断器都是具备组件级关断功能的装置。在危急情况下，通过带组件级关断功能的装置，可以远程或者手动快速关断每一块光伏组件之间的连接，从而消除光伏系统阵列中存在的直流高压，降低触电风险，解决施救风险，为光伏系统的安全“保驾护航”。

微型逆变器方案

彻底解决

及“施救风险”

文件对于直流侧电压大于120V的光伏项目提出了强制要求，需要具备防直流拉弧保护、组件级快速关断及管理能力，那么有没有小于120V的光伏系统呢?

有，那就是采用微型逆变器的光伏系统!与传统系统不同的是，微型逆变器系统为全并联电路设计，组件之间不再有电压叠加，从根本上解决了由直流高压拉弧引起的火灾风险。同时，当光伏系统因其他外因起火时，也不会因为光伏系统存在高压，而阻碍施救。

微型逆变器因其天然无直流高压的特性，保障了光伏系统直流端的极致安全，成为户用、工厂、加油站等分布式光伏项目的“最佳选项”。

相信随着安规的不断推进，分布式光伏安全将会得到更多的关注与重视，更多安全可靠的光伏技术与产品也将得到更为广泛的应用，电站的安全也会得到更有效的保障。未来，昱能科技将持续深耕MLPE组件级电力电子技术领域，提供更多安全、高效、智能的技术解决方案，为分布式光伏的安全“保驾护航”。