2017年我国光伏技术发展报告(7)

■ 中国可再生能源学会光伏专业委员会

华中科技大学唐江课题组研究了Na掺杂Sb2Se3对Sb2Se3薄膜电池的影响。器件结构为顶衬CdS/Sb2Se3，电池效率测试显示Na掺杂完全未影响器件性能，掺杂与不掺杂组的器件效率几乎一致；进一步的变温电导测试显示Na+掺杂未在Sb2Se3薄膜中引入任何可以观测到的缺陷，据此可认为Na很容易进入Sb2Se3的链间，但是电学惰性对器件性能无影响[163]。课题组还研究了Fe 和Mg掺杂，得出的结论是Mg和之前研究的Na一样，对硒化锑无明显害处；而Fe以Fe2+形式存在于硒化锑中并引入两个深的施主能级，必须极力避免[164]。通过在快速热蒸发(RTE)过程中引入硫粉，实现锑硫硒(Sb2SxSe3-x)合金薄膜的制备和器件优化。研究发现，相对于H2S气体，S 粉与硒化锑反应(Sb2Se3+3S=Sb2S3+3Se)具有更多的吉布斯自由能变，因此能更好地实现锑硫硒薄膜的合金化。通过调节工艺，成功制备了x在0～1.29、体系禁带宽度在1.17～1.42 eV 的单相、大晶粒锑硫硒薄膜，该器件最佳光电转换效率达到5.79%，平均器件效率为5.50%(Voc=0.48 V，Jsc=21.8 mA/cm2，FF=52.7%)，为进一步通过V字形能带的构建实现高效器件奠定了基础[165]。

中国科技大学朱长飞课题组使用磁控溅射金属Sb后硒化的方法制备Sb2Se3薄膜，使用Mo玻璃作为基底，对沉积好的Sb膜在真空管式炉使用石英坩埚进行硒化，硒化时间为20 min。以Sb2Se3工艺为基础制备太阳电池器件，结构为SLG/Mo/Sb2Se3/CdS/ZnO/AZO，360 ℃ Se化条件下实现的最高效率为0.72%[166]；并进一步借鉴CIGS快速热处理(RTP)工艺，通过磁控溅射单质锑利用硒蒸汽快速硒化得到纯相的硒化锑薄膜，硒化时间缩短至5 min，器件结构为Mo/Sb2Se3/CdS/ZnO/Al：ZnO/Al，最高效率为3.47%[167]。河北大学李志强、麦耀华课题组通过双源共蒸Se 和Sb2Se3的方法补硒，器件结构为顶衬FTO/CdS/ Sb2Se3/Au。比较无硒、低通量硒、高通量硒3 组条件下的器件性能，低硒组最高效率为3.47%，高通量硒组最高效率为3.32%，而未补硒的对照组最高效率只有2.04%[168]。课题组采用磁控溅射Mo 预硒化形成MoSe2层，再进行Sb2Se3和Se共蒸的做法，器件结构为Ag/ITO/ZnO/CdS/Sb2Se3/Mo/SLG。Mo上硒化后的器件效率明显要高于未硒化过Mo的器件，从2.2%～3.1% 增长到了3.5%～4.2%，开路电压、短路电流、填充因子都有所提高[169]。磁控溅射合成Sb2Se3纳米结构，使用纳米棒形貌Sb2Se3作为光吸收层，器件结构为SLG/Mo/Sb2Se3/CdS/ZnO/AZO，最高效率为2.11%[170]。

中国科学院化学所胡劲松研究员和万立骏院士基于GeSe极易升华的特性，设计了具有自调节功能的快速升华薄膜制备方法(Rapid Thermal Sublimation，RTS)，成功获得了高质量的GeSe薄膜；并将该薄膜作为吸收层构筑了顶衬结构的GeSe薄膜太阳电池，取得了1.48%的光电转换效率，成为该材料光伏性能的首次报道。同时，其所制备的GeSe薄膜电池器件在未封装的条件下，于空气中放置将近2 个月，性能基本无任何衰减，表现出良好的器件稳定性[171]。

上海交通大学物理与天文系/ 太阳能研究所沈文忠研究组提出在纳米结构电池中抑制载流子复合通道的4种方法，主要是表面形貌的优化、纳米结构高度的控制、发射区掺杂浓度的调控和绝缘钝化层的应用；进一步基于原子层沉积氧化铝钝化的单晶硅纳微米结构，同时实现了最佳的光学减反(1.38%)和最低的表面复合速率(44.72 cm/s)[172-173]。沈文忠研究组设计并制备了一种大面积(156 mm×156 mm)新型高效太阳电池——硅纳微米复合结构太阳电池，在电池的正面引入硅纳微米陷光结构，在电池背面引入背钝化结构，并对正、背面同时实施PECVD-SiO2/SiNx叠层钝化。经第三方测试认证(TÜV 莱茵)，最优的电池结果为转换效率20.0%，开路电压为0.653 V，短路电流达到9.484 A( 短路电流密度为39.0 mA/cm2)。这种硅纳微米结构的高效太阳电池所采用的制备工艺可完全同现有产线工艺兼容，制备步骤相对简单且成本较低，所以具备大规模商业化应用的条件[174]。研究组还提出了一种全溶液过程制备纳米金字塔绒面的方法，无需掩膜或离子束刻蚀，工艺简单且成本低；通过在超薄硅表面采用这种硅纳米金字塔绒面，光吸收效果远胜于平面型硅表面，甚至在400～1100 nm的宽波段范围内都可接近理想光学吸收Lambertian极限，证明了其优越的陷光效果。对太阳电池应用来说，这一光学特性保证了短路电流密度不会因硅材料的巨大减薄而受损[175]。

4.4 新型太阳电池发展趋势展望

钙钛矿太阳电池的发展现状距离商业化仍有一定距离，未来一段时间，钙钛矿太阳电池领域的研究仍将集中在效率提高、大面积制备及提高器件稳定性几个方面。目前，钙钛矿太阳电池的转换效率已经达到了一个非常高的水平，提升空间不大，但是在器件的稳定性、环境友好程度、大面积组件方面仍具有非常大的提升空间。国内外在这几方面的产业化研究也如火如荼，非常有潜力解决各种技术困难，预计在不久的将来，钙钛矿太阳电池能够实现真正的产业化。

在染料敏化太阳电池中，若能将染料的吸收波长拓宽至940 nm，电池的理论效率将达到20.25%。为了减少高能光子的浪费，迫切需要深入开展多激子吸收、热载流子效应等新型光电转换机理的理论和实验研究。当然，这些新机理的实现也常常需要诸如多结叠层、量子点、超晶格等电池新结构的建立。另外，对现有电池电荷输运动力学机理的进一步研究也将更加加深对太阳电池物理的认识，为从器件结构上降低输运损失提供了指导。最后，为了最终提供新能源解决方案，开展低成本组件的研究显然是必不可少的。

对于聚合物太阳电池，预计未来15年左右，通过发展新型光活性材料( 聚合物或有机共轭小分子给体材料及富勒烯或非富勒烯受体材料) 和高稳定性的界面材料、优化器件制备和封装工艺，实现转换效率达15%以上、尺寸与单晶硅太阳电池板的标准尺寸(1956 mm×992 mm×50 mm)相当、长寿命(5年以上) 的大面积柔性有机太阳电池的产业化，生产成本低于目前已产业化的碲化镉(CdTe)和铜铟镓硒(CIGS)无机半导体化合物薄膜太阳电池。

5 光伏系统与应用技术进展

5.1 光伏系统与应用技术发展概况

1)光伏市场应用方面。截至2016年底，我国光伏发电新增装机容量为3454万kW，累计装机容量为7742万kW，新增和累计装机容量均为全球第一。其中，光伏电站累计装机容量为6710万kW，分布式光伏发电累计装机容量为1032万kW。2016年全年光伏发电量为662亿kWh，占我国全年总发电量的1%。光伏发电向中东部转移。在全国新增光伏发电装机中，西北地区为974万kW，占全国的28%；西北以外地区为2480万kW，占全国的72%。分布式光伏发电装机容量发展提速，2016年新增装机容量为424万kW，比2015年新增装机容量增长200%，中东部地区分布式光伏有较大增长。

2)光伏系统与应用政策方面。国家发展和改革委员会、国家能源局、财政部等相关主管部门制定出台了一系列的管理办法、政策和措施，包括下调光伏上网电价、健全项目建设规模管理、全额保障性收购、光伏扶贫、光伏领跑者基地建设等，以应对光伏市场快速发展的态势及相关的新问题，为光伏产业的健康、可持续发展保驾护航。

3)光伏创新方面。多项光伏关键技术取得了突破性进展，出现了多种光伏创新应用模式。在大型并网光伏电站方面，针对大型光伏电站电力汇集和接入问题，提出了一种光伏电站分散式直流串联升压汇集接入系统结构；突破了基于逆变器的光伏电站无功电压快速响应和协调控制技术，提出了涵盖光伏电站、就地控制器、光伏逆变器的大型光伏电站无功电压分层控制解决方案；推进虚拟同步机技术实用化，攻克了虚拟励磁调压、惯性控制和协调控制等关键技术；建成了我国第一个寒温(高原)气候的国家级光伏系统及平衡部件实证性研究基地和我国第一个MW级光伏系统和平衡部件野外公共测试平台。

在分布式并网光伏系统方面，开展了反孤岛保护技术研究，提出了一种适合低压配电网的新型的孤岛检测方法；并研发了现场分布式光伏发电测控系统。

在多能互补系统方面，提出了一种基于低通滤波与短时功率预测技术相结合的储能控制方法，既可减小甚至消除低通滤波造成的延时，又可降低功率预测准确度对最终控制效果的影响；针对大容量光伏/储能电站与孤立运行的小水电系统并联运行，提出了一种基于分层控制的光/储系统与孤立运行的小水电系统并联控制策略。

在光伏系统关键部件方面，设计完成了±10 kV/200kW光伏直流并网发电技术测试平台用于变换器的直流并网测试，提出了一种基于谐振软开关的新型GaNHEMT动态电阻效应检测电路。

在光伏创新应用模式方面，出现了光伏储能全直流电动汽车充电桩、薄膜光伏水上发电、柔性薄膜光伏道路发电等多种创新应用模式。

5.2 大型并网光伏电站技术进展

5.2.1 大型光伏高压直流并网技术

并网光伏电站正在向大型化、集群化方向发展，国内外一批百万kW级光伏发电基地相继涌现。然而，边远电网比较薄弱，接入交流电网后的无功支撑、谐波谐振、低频振荡等问题非常突出。光伏阵列直流汇集、直流升压和直流接入电网的成本更低、效率更高，大型光伏发电基地和高压直流技术的结合是必然发展趋势。光伏电站直流汇集、升压和接入技术的研究才刚刚起步，开展不同技术路线的可行性和经济性分析论证，对我国加快该技术方向上的技术突破具有重要意义。有文献对大型光伏电站接入中压、高压直流电网的关键设备DC/DC变换器拓扑及控制策略进行了讨论及仿真[176]，但是缺乏对系统整体可行性和经济性的论述。国内，中国电力科学研究院提出了建立串联型光伏电站经VSC-HVDC并网拓扑及其控制策略，针对该拓扑结构中串联光伏发电单元效率易受不均匀辐照度影响的问题，提出了改进的电压源换流器直流侧电压斜率控制策略[177]，但缺乏对串联型变换器与集中型变换器区别的分析，也未指出串联型变换器的关键问题。日本电信电话株式会社(NTT)针对供电领域的HVDC提出了一系列标准，并将光伏接入HVDC[178]。2015年，NTT公司与美国德克萨斯大学签订了关于“高压直流(HVDC)供电系统”验证业务的实施计划意向书，开展了光伏发电系统与HVDC并网测试[179]，但是这种示范系统仍然为中低压系统，未涉及接入高压系统关键设备的研究。

国际上关于光伏直流接入系统的研究不断深入。英国就海上风电与光伏混合电站的直流接入进行了方案讨论；印度对于光伏接入直流系统的方案及经济性也进行了讨论。

中国科学院电工研究所针对大型光伏电站电力汇集和接入问题，提出了一种光伏电站分散式直流串联升压汇集接入系统结构，在光伏阵列单元就地配置串联型光伏直流升压变换器，通过多台变换器的高压侧串联再次升压；同时，多台变换器互为冗余，减少了变换环节，提高了系统效率[180]。

图16 光伏电站分散式直流串联升压汇集接入系统结构

2016年，国家科技部“十三五”重点研发计划智能电网技术与装备专项中，设立了项目“大型光伏电站直流升压汇集接入关键技术及设备研制”，由中国科学院电工研究所承担，重点开展大型电站直流接入汇集技术研究，围绕大型光伏电站及直流升压汇集接入系统设计集成技术、大功率高变比光伏直流升压变流技术及装备研制、光伏直流升压汇集接入系统控制保护技术3个关键技术问题，探索大型光伏电站直流升压汇集技术[181]。

在百万kW及以上光伏发电基地电力汇集接入方面，采用直流替代交流是破解交流汇集和交流接入技术瓶颈的重要方案，直流汇集接入是未来大势所趋。实现我国在该技术方向上的国际引领，影响国际相关技术走势，对我国光伏系统及并网装备制造业具有重要保障作用，并具有广阔的应用前景。

5.2.2 光伏电站无功电压控制技术

光伏电站的大容量接入给电网的无功控制和电压调节带来了挑战，通过改善光伏电站的无功电压控制特性，可减轻光伏电站对电网无功电压的影响。目前国内光伏电站普遍安装动态无功补偿装置(SVG)，SVG容量占光伏电站装机容量的20%～30%。这种技术方案未利用光伏逆变器的无功调节能力，额外配置的SVG增加了大量的建设成本和后期运维成本。1套20 MVar的SVG初始投资约为200万元，1年消耗电量约为80万kWh。

针对光伏电站电压控制的研究多集中在分布式光伏发电领域。分布式光伏发电的调压方式主要有利用储能装置、利用无功补偿装置及利用逆变器无功功率控制。储能装置可平抑有功波动，但会增加系统成本，且控制复杂；无功补偿装置调压忽略了逆变器的无功输出能力；逆变器无功功率控制主要是针对本地负载的无功补偿。

中国电力科学研究院依托国家“863计划”课题“大型光伏电站并网关键技术研究”、国家电网公司科技项目“规模化光伏发电运行控制关键技术研究与示范”等，突破了基于逆变器的光伏电站无功电压快速响应和协调控制等技术，提出了涵盖光伏电站、就地控制器、光伏逆变器的大型光伏电站无功电压分层控制解决方案，开发了光伏电站无功电压控制系统；搭建了百MW级光伏电站无功电压控制硬件在环仿真实验平台，具备200台变流器电磁暂态实时仿真能力，实验平台中的AVC上位机、就地控制器、电站拓扑结构等与实际工程完全相同，可对AVC系统及就地控制器的控制策略和参数进行仿真实验。无功电压技术在中广核青海锡铁山100MW光伏电站和安徽肥东金阳100MW光伏电站等电站开展了示范应用。

基于逆变器的大型光伏电站无功电压控制系统可响应光伏电站稳态无功需求、抑制暂态电压波动，已具备替代光伏电站动态无功补偿装置的能力，通过继续优化无功电压控制系统，可使其更为快速、灵敏、稳定。该系统的推广应用，将为光伏电站投资者节约大量建设投资和后期运维成本。

5.2.3 光伏虚拟同步技术

虚拟同步发电机控制的基本思想和概念最早是在欧洲的VSYNC工程中提出的。在其所提出的方案中，分布式电源的输出电流通过同步发电机的模型方程来控制，整个分布式电源可等效为一个功率源，奠定了同步发电机控制思想的基础。钟庆昌教授团队在文献[182]中提出了同步逆变器电磁模型，模拟同步发电机动态方程，充分考虑了同步发电机的电磁和机械暂态过程，可实现VSG无锁相环的自同步运行。克劳斯塔尔工业大学的学者提出了VISMA模型，更充分体现了同步发电机的运行特性，在忽略开关高频动作的影响下，其静态和动态特性都可达到同样参数下的机电设备的性能要求。随着VSG示范工程的不断建设，国外已经初步开展了VSG实际运行性能指标及测试方法的研究。文献[183]提出为了在不同的VSG算法之间得到可比较的结果，在实际运行中建立起一系列性能指标。通过实际20kV/0.4kV变电站中运行的VSG原型，介绍了测量层中用于监控能量交换和算法性能的设备，以及孤岛/并网模式下的频率波动结果。

随着理论研究的深入，2016年，研究人员在改善VSG暂态性能、提供电网辅助服务方面开展了研究。文献[184]验证了微电网中采用虚拟同步技术后，在负载变化的暂态过程期间，提高了微电网的频率稳定性。文献[185]提出了一种阻尼抑制控制策略，可改善多台VSG间的无功均分控制效果。

中国电力科学研究院是国家电网公司最早研究和开发虚拟同步机技术的团队，承担虚拟同步机技术的多项科技项目，以及张北风光储输基地和天津、山西、安徽、浙江、重庆等多地虚拟同步机示范工程。2016年，其牵头制定了国家电网公司企业标准《虚拟同步发电机技术导则》和《单元式光伏虚拟同步发电机技术要求和试验方法》，且标准已报批。其还建成了光伏虚拟同步机试验检测平台，并已完成南瑞和许继集团500 kW光伏虚拟同步发电机的实验室型式试验，测试项目包括惯量特性测试、一次调频、无功功率控制、电网适应性等，具备了光伏虚拟同步发电机的全项测试能力。

南瑞集团提出了具有频率/电压自调整、有功/无功自均衡、并列运行自整步特性的“自同步虚拟同步机”概念，并建立了包含虚拟励磁调节器/虚拟调速器，以及虚拟惯量等同步发电机特性的完整控制模型；研制完成了光伏、储能及风电虚拟同步机等系列化产品(20～5000 kW)及其完整解决方案，功率等级覆盖大型并网风电/光伏/储能电站、分布式光伏及微电网等各种应用场景；在国内率先将虚拟同步机技术应用于青海祁连3MW离网光储联合发电项目中，实现了4台光伏虚拟同步机自同步并列运行；2016年11月23日，其研制的500 kW光伏虚拟同步机在河北的张北风光储输基地并网成功，实现了世界首套大功率光伏虚拟同步机并网。

我国光伏虚拟同步发电机已开展了样机研制和示范工作，但还需要在以下方面进行深入研究和探讨：

1)实际的光伏虚拟同步发电机控制通常是建立在储能装置的基础上，因此，应用时必须考虑储能装置的响应特性和经济性。如何依据光伏波动特性和电网要求，设计光伏虚拟同步发电机主要技术参数和储能装置，是光伏虚拟同步发电技术能否大规模推广的关键影响因素之一。

2)大量光伏虚拟同步发电机并联接入电网系统中时，需要考虑多种电源之间的协调控制问题，包括不同容量的具有虚拟惯性特性的光伏虚拟同步发电机之间的协调控制、光伏虚拟同步发电机集群与传统同步发电机之间的协调控制等。根据相关的协调控制原则及要求，设计光伏电站协调控制器，最大程度地保证具备光伏虚拟同步发电机的光伏电站安全稳定运行将是未来研究的重点内容。

5.2.4 光伏系统及平衡部件实证性研究与现场测试平台

美国桑迪亚国家实验室(SNL)、美国可再生能源实验室(NREL)、美国能源局光伏区域测试中心(RTCs)等科研机构先后在不同的典型地区建立了各种室外实证示范系统，研究观测光伏组件、逆变器、储能电池等各类部件与屋顶光伏系统、荒漠光伏系统、并/离/微网发电系统等各类系统的实际运行状况。日本电信电话株式会社(NTT)先后在山梨县和北海道建设了总容量为2MW和4MW的实证性研究基地，运行考验各类光伏产品的性能及光伏电站与周边环境的关系。

我国在光伏系统及平衡部件实证性研究及平台建设方面起步较晚。中国科学院电工研究所在“十二五”国家“863计划”课题的支持下，率先开展了光伏系统及平衡部件现场测试与实证性示范研究工作。国家能源太阳能发电研发(实验)中心、中国质量认证中心、国家风能太阳能仿真与检测认证技术重点实验室等科研机构认证及中心在山西大同、海南琼海、内蒙古等不同气候区域也相继展开了光伏实证基地的建设工作。

美国可再生能源实验室(NREL)基于光伏区域测试中心(RTCs)高精度公共数据及更新的方法开展了光伏寿命项目，主要研究光伏组件的衰减特性，并得出以下结论：由于光伏项目融资的杠杆性质，较低的初始衰减比在项目生命周期内的持续衰减更有利。

图17 组件衰减特性

在“十二五”国家“863计划”课题的支持下，中国科学院电工研究所牵头在青海省建成了我国第一个寒温(高原)气候的国家级光伏系统及平衡部件实证性研究基地，总装机容量达5.167MW，包括11种光伏组件和9种系统运行方式，是目前国际上光伏组件种类及系统运行方式最全、容量最大的实证性研究基地；此外，还建成了我国第一个MW级光伏系统和平衡部件野外公共测试平台，最大测试容量为1MW，包括500 kW固定式综合测试区、500 kW多种跟踪光伏系统测试区、BIPV组件测试区，以及新型光伏组件测试区等。

图18 百MW级并网光伏示范电站全景图

在光伏系统实证性测试技术方面，提出了模块化分布式测试系统方案，针对不同的被测对象设计不同的模块化测试单元，各个模块化测试单元可组网构建大规模、大容量的分布式测试系统，可根据实证性测试任务灵活配置测试模块的位置和数量，便于现场安装、调试和拓展。

图19 5MW实证平台现场数据采集设备

在野外测试平台方面，首次研制了MW级光伏组件、部件及系统的野外公共测试平台，具有测试项目全、测试功能强、现场环境适应性强、准确性高、可靠性高等特点。

图20 1MW野外公共测试平台现场

在新型光伏组件测试方面，研制出光伏组件的多通道I-V特性测试模块，具有安装方便、配置灵活的特点，可同时对上百种光伏组件的发电性能、衰减趋势、能效比、温度效应进行综合评估。

图21 光伏组件室外多通道I-V测试装置与新型光伏组件测试支架测试平台

结合“十三五”规划，我国将逐步建立完善多个典型气候条件下的光伏系统及平衡部件实证性研究测试基地，深入研究真实环境条件下不同材料、不同结构、不同技术的材料及设备，以及不同应用场景下发电系统的发电能力、性能衰减、耐候性及可靠性响应等特性，可为我国政府主管部门战略决策、行业公共技术研究、制造端优化设计、建设方电站选址和设备选型、运营方系统故障诊断、金融机构投融资服务提供全方位的技术支持。

5.2.5 光伏电站I-V曲线智能检测技术

国内外检测组串性能及状态的主要方式是测试组串/组件的电流-电压(I-V)曲线。传统的组件I-V测试是采用专业设备在电站现场进行，该种检测方式存在的缺点包括：1)需离线检测，测试条件受辐照度、温度影响大，测试结果横向比较困难；2)检测时需要断开直流侧，造成较大电量损失；3)光伏组件数量多、分布广，检测耗时长，检测费用高；4)测试结果需要专业的技术人员进行判断，测试误差导致故障可识别类型率低。

针对光伏电站组件故障检测，国际上开展了一系列研究。Syafaruddin等[186]将光照强度、组件工作温度、最大功率点电压和电流作为边界条件，输入神经网络进行训练，并进行短路故障诊断。Chouder等[187]通过建立与实际光伏系统输出特征相符合的仿真模型，通过输入实际的光照强度和组件工作温度，根据仿真模型获得的系统正常输出功率来判断是否发生故障，若存在故障，则再利用输出电压与电流来判断故障类型。然而，目前所有的组件故障判断都存在测试参数多、故障检测种类单一、环境变化对测试结果影响巨大、故障检出率低等问题。

当前，国外产业界仍采用专用I-V扫描仪器在现场对组件进行现场测试；或将组件送到专门测试机构，以获得组件I-V扫描的曲线，再通过I-V曲线进行组件故障判断。普遍采用比较输出功率、开路电压、短路电流、工作电压、工作电流大小的方法识别组件故障。

在国内，华为技术有限公司(以下简称“华为”)与黄河上游水电开发有限责任公司(以下简称“黄河水电”)于2016年研制了组串在线智能检测技术，借助电站已有的逆变器设备，在成本增加较少的情况下，依托逆变器为载体，实现了组件故障在线、快速、精确地定位，对实现电站高效运维意义巨大。

组串逆变器I-V在线检测技术以逆变器输出I-V曲线为基础，通过在管理系统上部署算法，同步进行数据分析、模式识别，实现电站级的组串全扫描，并识别组串中存在的组件故障“隐患”。该项技术通过智能光伏管理系统和智能光伏控制器，可以在线、全量高精度检测每个组串，检测精度达到0.5%，高于业界水平6倍以上；无需专业人员和设备上站，一键式远程操作，大量节省了检测强度，降低了电站对测试人员的需求及测试成本；组串内部的组件故障可通过组串智能诊断实现预警，同时可进行电站健康状况的综合评估，实现问题的主动发现和预防性维护。该技术已经在黄河水电的电站中成功应用，诊断精度和诊断效果也已经得到了TÜV的认证。

组串逆变器I-V在线检测方案融合了华为“云、管、端”平台，通过“逆变器-数据采集器-FusionSolar管理系统”构成了逆变器组串I-V测试-组串故障检测方案。该测试方案已经在华为SUN2000-50kTL及以上平台上实现商业化部署，并在大量电站中实现成功应用，运行稳定良好。

图22 组串逆变器I-V在线检测方案

随着太阳能行业的高速发展，电站运维也在向“数字化、自动化、智能化”方向发展，我国作为全球太阳能行业制造、消费的领袖，未来必然向技术的纵深拓展。随着“云、管、端”战略的深化，结合大数据及人工智能技术的成熟应用，未来的电站运维必然会快速进入智能化、无人化时代。

5.2.6 2016年相关标准规范

中国电力科学研究院2016年牵头制定了国家电网公司企业标准《虚拟同步发电机技术导则》和《单元式光伏虚拟同步发电机技术要求和试验方法》，且标准已报批。《虚拟同步发电机技术导则》提出了单元式光伏虚拟同步发电机应满足的基本要求，主要包括单元式光伏虚拟同步发电机在虚拟惯量、一次调频、故障穿越等方面的技术要求；借鉴传统同步发电机组的技术参数取值范围，规定了虚拟同步发电机惯性时间常数、有功调频系数技术参数的取值范围。

为提高电力系统的运行安全性，国外的许多电网运营商根据电网的自身设计特点、安全稳定运行及控制要求，已经或正在制定新的新能源并网技术规定或电网导则。中国电力科学研究院对国家电网公司企业标准Q/GDW 1617-2015《光伏发电站接入电网技术规定》进行了修订，在原有低电压穿越内容基础上增加了高电压穿越能力要求，并在最新编制的《单元式光伏虚拟同步发电机技术要求和试验方法》中对光伏虚拟同步机也增加了高电压穿越的相关要求。

鉴于对光伏电站接入电网技术要求逐步提升，国家电网公司修订了其企业标准Q/GDW 1617-2015《光伏发电站接入电网技术规定》[188]，相比于国标GB/T 19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》，新修订的企业标准在光伏电站有功功率紧急控制、光伏电站动态无功电流支撑、无功装置适应性方面提升了技术要求。

此外，国家能源局发布了新标准NB/T 32031-2016《光伏发电功率预测系统功能规范》，并于2016年6月1日开始实施。

5.3 分布式并网光伏系统研究进展

5.3.1 区域性分布式光伏系统反孤岛保护技术

为降低孤岛所造成的危害，安全可靠的分布式发电系统必须能及时检测出孤岛。孤岛检测技术分为远程法、被动法和主动法3大类。其中，远程技术基于电网和分布式电源之间的通信，多数采用电力线载波通信被动法，主要包括：过/欠压和过/欠频率检测法、电压谐波检测法、电压相位突变检测法。主动式孤岛检测方法主要包括：主动移频法、滑模频率漂移法、Sandia频移法等。目前的孤岛检测方法主要基于单台逆变器模型提出，而对于大量分布式光伏逆变器接入配电网的情景，试验表明，这些孤岛方法之间可能存在稀释效应，因此，系统是否能实现反孤岛保护值得深入研究。

国际上针对区域性分布式光伏系统的反孤岛保护技术研究取得了一定进展。文献[189]针对基于微网中的多逆变器光伏系统提出了一种新的自适应主动孤岛保护方案，根据运行时的光伏渗透率水平以自适应方式估计孤岛检测参数。对于光伏电压源变换器的孤岛检测，通过分段3次Hermite插值来计算动态阈值。扰动的注入由公共耦合点的电压谐波放大因子确定，并且通过并联检测回路所配置的不稳定闭环极点实现电压源变换器的不稳定性运行，从而实现孤岛检测。

为了能够使分布式发电系统逆变器集群更好地实现反孤岛保护，中国科学院电工研究所提出了一种适合低压配电网的新型孤岛检测方法，即基于电力线载波通信的Sandia频率偏移法[190]。电力线载波通信方案的主要工具是连接在变电站次级母线侧的信号发生器，发生器连续不断地向所有逆变器发送信号，每台逆变器都装配有信号监测器，如果监测器在一定的时间内未接收到信号，就判断为孤岛运行状态，并向逆变器发送一个高电平信号；逆变器检测到此信号，并不立即停止运行，而是及时启动本地SFS孤岛检测方法，并时刻监视并网点的频率；若频率一旦超过49.5～50.5 Hz的范围，逆变器立即停止运行，表明检测出孤岛。该方法整合了远程法不影响并网电流电能质量的优点和主动法无误动作区的优点，且避免了远程法通信不可靠造成的反孤岛保护误动作，也避免了主动法长时间对电网电能质量的影响。

图23a是只采用电力线载波的远程孤岛检测方法的试验波形。从图中可以看出，逆变器并网运行时，其输出功率与负载功率匹配，但并网开关未断开，系统未发生孤岛；但是由于载波发射器电源供电中断，无法发送载波信号，在一段时间后信号监测器向逆变器发送高电平信号，逆变器检测到该信号后立即停机，输出电流变为零，此时负载功率全部由电网提供，所以系统并网电流由匹配时的约为零突然增大。图23b是采用基于电力线载波通信的Sandia频率偏移法。从图中可以看出，系统在并网运行时，即使电力线载波的远程孤岛检测方法有误动作，逆变器接收到信号监测器的高电平信号后未立即停机，而是启动SFS孤岛保护方法，并时刻监视并网点的频率；由于频率并未超限，所以逆变器继续运行，2台逆变器并网电流未变为零。由此可见，基于电力线载波通信的Sandia频率偏移法避免了只采用远程法时逆变器有误动作的特点。

图23 电力线载波的远程孤岛检测方法和基于电力线载波通信的Sandia频率偏移法的试验结果对比

图24a是在2台逆变器SFS孤岛保护方法按Qf=3.15设置正反馈增益，即k=0.08时，系统处于孤岛状态时，所提到的新型孤岛检测方法能真正实现反孤岛保护，保护时间为135 ms，符合标准要求。图24b是在2台逆变器SFS孤岛保护方法按Qf=2.5设置正反馈增益，即k=0.0637。系统能实现反孤岛保护，但反孤岛保护时间超过2 s。实验表明，基于电力线载波通讯的Sandia频率偏移法孤岛检测时间短，可靠性高。

图24 不同正反馈增益时的基于电力线载波通信的Sandia频率偏移法

对于适合中压配电网的反孤岛保护技术，尚未见有关报道；面向分布式光伏系统逆变器集群的孤岛检测，缺少相关的行业规范。未来的反孤保护技术势必朝着减小对逆变器电能质量影响的方向发展，并会朝着可靠性越来越高的方向发展，这对于提高系统运行的安全性具有重要意义。

5.3.2 区域性分布式光伏系统分散测控技术

随着分布式光伏系统的安装数量和安装规模不断增大，无论是光伏业主、能源管理部门，还是光伏用户，都需要对光伏系统的运行状况进行监测，且需求不同。光伏业主通常希望实时了解光伏的发电量，掌握光伏系统的健康状况；能源管理部门需要掌握光伏发电数据，以便对后期的规划和评估提供数据支撑；光伏用户通过了解光伏发电功率和运行情况可以增进对光伏系统的认识，合理安排用电计划。目前，国内外对分布式光伏发电测控技术的研究高度重视，国内的研究热度总体要高于国外。

国际上，针对分布式光伏系统测控技术已有部分产品。REFUsol公司推出了针对单台逆变器、多台逆变器和大型光伏电站3种组网形式下的测控产品；Danfoss公司推出了针对2种不同组网形式的测控产品，这2种测控产品的不同之处在于接入逆变器数量的多少，数据从逆变器数据总线(RS485)传入到2种不同的独立可编程的检测和数据存储单元。

随着国家能源规划和精准扶贫政策的不断推出，越来越多的乡镇开始安装分布式光伏电站。为了更好地服务分布式光伏发电系统的建设与后期运行维护，中国科学院电工研究所开发了现场分布式光伏发电测控系统，可实现对分散安装的光伏扶贫电站的监测，并将采集数据传到远程监控中心。该测控系统以分散式测控装置为核心，在村级替代电网调度机构，考虑村级电网总体电压分布，优化协调各台逆变器的功率输出，并且兼有通信协议转换、4G远程通信等通信功能。分散式测控装置具有本地电压控制、多点电能质量准同步测量的特点。

图25 分布式光伏发电测控系统现场架构图

图26 分散测控装置样机

分散测控装置采用闭环的无功功率-电压幅值控制法，解决配电网电压升高的问题。安装在不同测量点的分布式光伏发电并网测控装置，几乎可以同步实时采集配电系统线路的三相电压、电流、有功功率、无功功率等参数，并且具有电能质量事件记录和波形记录的功能。特别是由多台分布式光伏发电并网测控装置构成的分布式电能质量测量系统，可以在线实时监测分布式光伏发电和配电网关键节点的电能质量数据，通过互联网络实现数据汇总和在线处理，分析引起分布式光伏发电电能质量问题的原因和影响范围，为用户提出电能质量治理措施提供依据。

图27 电能质量多点准同步测量技术方案

分布式光伏发电测控技术仍处于发展阶段。在国务院发布的《关于积极推进“互联网+”行动指导意见》中，多次提到了分布式能源。随着分布式光伏的发展，对分布式光伏发电测控技术的需求将会越来越多。研究即插即用分布式集散测控装置，采用积木式框架结构，通过一个平台进行个性化模块选择及配置，具有多种自适应通信协议模式及良好的环境适应性，可满足于大规模商业化应用。

5.3.3 2016年相关标准规范

由中国电力科学研究院负责起草的工程建设国标《分布式电源并网工程调试与验收标准》完成了征求意见稿。该标准共分5章和3个附录，主要技术内容包括：总则、术语、基本规定、并网工程调试、并网工程验收等。本标准旨在为规范分布式电源并网工程的调试和验收，保障人员、设备和电网的安全，适用于接入35 kV及以下电压等级电网的新建、改扩建分布式电源并网工程的调试和验收。标准内容规定了分布式电源并网工程的通用技术条件调查、分系统调试、系统联调的内容与要求，规定了并网工程验收的组织、主要工作、验收结论与报告等应提供的资料。

(待续)