当前常规开路电压评估方法根据当地的最低极限温度，按照组件在1000W/m2光照下的开路电压计算。实际运行中最低温度时辐照在100W/m2以下，辐照达到1000W/m2时组件温升30~40℃，实际组串全天最大开路电压时，辐照低于1000W/m2、温度高于历史极限低温，而辐照降低，温度升高都将导致组串开压降低。所以，修正辐照和温升后，组件开路电压较当前主流算法低80V以上。
从组件耐压性考虑，其可靠性和安全性因素包括电池结构(电气间隙)、背板、接线盒、连接器等。其中组件、接线盒、连接器的电气间隙和爬电距离相对IEC61215标准有较大富裕。
在浮地系统中，当组串的正负极有接地故障，会导致电池组件对地电压等于系统电压，目前国内有技术领先的逆变器厂家会实时检测直流侧的对地绝缘情况，一旦发现绝缘问题，会将组串进行短路处理，让系统电压降到0，消除过电压和漏电风险。
所以系统电压即使超过1000V(1100V以内)在浮地系统中使用当前的1000V组件并没有可靠性问题。
另外，目前阶段无论是含氟背板还是氟碳涂料背板(包括PVF/PET/PVF/PVDF/PET/PVDF PTFE/PET/ PTFE等)，其背板材料分为1000V系统和1500系统，而基本上包括中来、眀冠、台宏、福斯特等背板耐压实验数据均大于1200V。在1100V系统上，基本上不需要重新研发就可以使用，但是需要取得对应的认证。
目前，国内包括英利、爱康、晶科、中利科技、比亚迪等组件厂商已经推出了1100V的系统方案，也推出相对应的1100V组件，后面有更多的组件厂家正在做1100V认证和准备认证中。
2，直流线缆
光伏直流线缆耐压参考标准《2Pfg 1169/08.2007 Requrements for cables for use in photovoltaic-system》，可满足1100V电压的需求。
在标准中有如下的标注：系统的工作电压可能会永久超过额定电压的20%。电缆可在电压值高于额定电压20%的情况下操作，只要该额定电压不小于系统的额定电压。
而对于额定电压，在1000V的定义中如下：
交流U0/U 0,6/1 kV (相对地电压/相对相)
1.8千伏直流(导线-导线，非接地系统，非负载条件下电路)。
如果在直流系统中使用电缆，两个导体之间的额定电压应不得超过电缆额定电压U 的1.5倍值。在单相接地直流系统中，此值应乘以因数0.5。
对于浮地系统来说，额定电压为0.6/1kV的线缆可支持直流系统电压在开路时达到1.8kV，在带载时1.2KV要求，因此，可满足1100V系统中使用。
3, 逆变器
在逆变器方面，相比1500V系统，1100V系统只是把电压提升了1.1倍，而且仅在极端低温下存在这种情况，这对逆变器厂商来说，将开路电压达到1100V的耐压，并不是难事。逆变器内部的器件均满足1100V系统的耐压要求。考虑到直流单相接地故障也不能损坏组件，要求使用1000V组件的系统中，逆变器能够检测到绝缘故障并能消除高电压风险。在欧洲和美国的一些主流厂家中，包括SMA、POWERONE、KAKO、GE，国内厂家如华为、阳光等，均已经推出了1100V逆变器,而部分美国逆变器厂商推出了1250V系统。
可以说1100V方案在降低成本的同时仍可继续使用符合现行标准的设备，对应的组件、线缆、逆变器均能够满足要求。
基于此，1100V方案不需要升级特定的设备，相比1000V方案，初始投资成本进一步降低。经过测算，1100V系统24块一串设计方案，相比1000V系统，初始成本可降低约0.06元/W，同时发电量提升3%左右(比集中式)，每年增值0.07元/W，100MW 25年增值1.9亿。
远有2020实现用户侧平价上网的目标要求，近有成本收益的现实核算，面对降本的现实压力，光伏行业的竞赛结果终将取决于新技术。从目前来看，1100V系统成本、发电量优于1000V系统，而在产业链配套、核心部件、技术成熟度以及标准规范上和1000V系统基本保持不变，是现有情况下最佳的理想方案，这也是目前一些大型光伏电站开发商青睐于1100V系统的原因，也使得1100V系统现阶段最有可能取得突破，成为平价上网吹响的第一声号角。
FR: 索比光伏网
>
>
