2017年我國光伏技術發展報告(7)

■ 中國可再生能源學會光伏專業委員會

華中科技大學唐江課題組研究了Na摻雜Sb2Se3對Sb2Se3薄膜電池的影響。器件結構為頂襯CdS/Sb2Se3，電池效率測試顯示Na摻雜完全未影響器件性能，摻雜與不摻雜組的器件效率幾乎一致；進一步的變溫電導測試顯示Na+摻雜未在Sb2Se3薄膜中引入任何可以觀測到的缺陷，據此可認為Na很容易進入Sb2Se3的鏈間，但是電學惰性對器件性能無影響[163]。課題組還研究了Fe 和Mg摻雜，得出的結論是Mg和之前研究的Na一樣，對硒化銻無明顯害處；而Fe以Fe2+形式存在于硒化銻中并引入兩個深的施主能級，必須極力避免[164]。通過在快速熱蒸發(RTE)過程中引入硫粉，實現銻硫硒(Sb2SxSe3-x)合金薄膜的制備和器件優化。研究發現，相對于H2S氣體，S 粉與硒化銻反應(Sb2Se3+3S=Sb2S3+3Se)具有更多的吉布斯自由能變，因此能更好地實現銻硫硒薄膜的合金化。通過調節工藝，成功制備了x在0～1.29、體系禁帶寬度在1.17～1.42 eV 的單相、大晶粒銻硫硒薄膜，該器件最佳光電轉換效率達到5.79%，平均器件效率為5.50%(Voc=0.48 V，Jsc=21.8 mA/cm2，FF=52.7%)，為進一步通過V字形能帶的構建實現高效器件奠定了基礎[165]。

中國科技大學朱長飛課題組使用磁控濺射金屬Sb后硒化的方法制備Sb2Se3薄膜，使用Mo玻璃作為基底，對沉積好的Sb膜在真空管式爐使用石英坩堝進行硒化，硒化時間為20 min。以Sb2Se3工藝為基礎制備太陽電池器件，結構為SLG/Mo/Sb2Se3/CdS/ZnO/AZO，360 ℃ Se化條件下實現的最高效率為0.72%[166]；并進一步借鑒CIGS快速熱處理(RTP)工藝，通過磁控濺射單質銻利用硒蒸汽快速硒化得到純相的硒化銻薄膜，硒化時間縮短至5 min，器件結構為Mo/Sb2Se3/CdS/ZnO/Al：ZnO/Al，最高效率為3.47%[167]。河北大學李志強、麥耀華課題組通過雙源共蒸Se 和Sb2Se3的方法補硒，器件結構為頂襯FTO/CdS/ Sb2Se3/Au。比較無硒、低通量硒、高通量硒3 組條件下的器件性能，低硒組最高效率為3.47%，高通量硒組最高效率為3.32%，而未補硒的對照組最高效率只有2.04%[168]。課題組采用磁控濺射Mo 預硒化形成MoSe2層，再進行Sb2Se3和Se共蒸的做法，器件結構為Ag/ITO/ZnO/CdS/Sb2Se3/Mo/SLG。Mo上硒化后的器件效率明顯要高于未硒化過Mo的器件，從2.2%～3.1% 增長到了3.5%～4.2%，開路電壓、短路電流、填充因子都有所提高[169]。磁控濺射合成Sb2Se3納米結構，使用納米棒形貌Sb2Se3作為光吸收層，器件結構為SLG/Mo/Sb2Se3/CdS/ZnO/AZO，最高效率為2.11%[170]。

中國科學院化學所胡勁松研究員和萬立駿院士基于GeSe極易升華的特性，設計了具有自調節功能的快速升華薄膜制備方法(Rapid Thermal Sublimation，RTS)，成功獲得了高質量的GeSe薄膜；并將該薄膜作為吸收層構筑了頂襯結構的GeSe薄膜太陽電池，取得了1.48%的光電轉換效率，成為該材料光伏性能的首次報道。同時，其所制備的GeSe薄膜電池器件在未封裝的條件下，于空氣中放置將近2 個月，性能基本無任何衰減，表現出良好的器件穩定性[171]。

上海交通大學物理與天文系/ 太陽能研究所沈文忠研究組提出在納米結構電池中抑制載流子復合通道的4種方法，主要是表面形貌的優化、納米結構高度的控制、發射區摻雜濃度的調控和絕緣鈍化層的應用；進一步基于原子層沉積氧化鋁鈍化的單晶硅納微米結構，同時實現了最佳的光學減反(1.38%)和最低的表面復合速率(44.72 cm/s)[172-173]。沈文忠研究組設計并制備了一種大面積(156 mm×156 mm)新型高效太陽電池——硅納微米復合結構太陽電池，在電池的正面引入硅納微米陷光結構，在電池背面引入背鈍化結構，并對正、背面同時實施PECVD-SiO2/SiNx疊層鈍化。經第三方測試認證(TüV 萊茵)，最優的電池結果為轉換效率20.0%，開路電壓為0.653 V，短路電流達到9.484 A( 短路電流密度為39.0 mA/cm2)。這種硅納微米結構的高效太陽電池所采用的制備工藝可完全同現有產線工藝兼容，制備步驟相對簡單且成本較低，所以具備大規模商業化應用的條件[174]。研究組還提出了一種全溶液過程制備納米金字塔絨面的方法，無需掩膜或離子束刻蝕，工藝簡單且成本低；通過在超薄硅表面采用這種硅納米金字塔絨面，光吸收效果遠勝于平面型硅表面，甚至在400～1100 nm的寬波段范圍內都可接近理想光學吸收Lambertian極限，證明了其優越的陷光效果。對太陽電池應用來說，這一光學特性保證了短路電流密度不會因硅材料的巨大減薄而受損[175]。

4.4 新型太陽電池發展趨勢展望

鈣鈦礦太陽電池的發展現狀距離商業化仍有一定距離，未來一段時間，鈣鈦礦太陽電池領域的研究仍將集中在效率提高、大面積制備及提高器件穩定性幾個方面。目前，鈣鈦礦太陽電池的轉換效率已經達到了一個非常高的水平，提升空間不大，但是在器件的穩定性、環境友好程度、大面積組件方面仍具有非常大的提升空間。國內外在這幾方面的產業化研究也如火如荼，非常有潛力解決各種技術困難，預計在不久的將來，鈣鈦礦太陽電池能夠實現真正的產業化。

在染料敏化太陽電池中，若能將染料的吸收波長拓寬至940 nm，電池的理論效率將達到20.25%。為了減少高能光子的浪費，迫切需要深入開展多激子吸收、熱載流子效應等新型光電轉換機理的理論和實驗研究。當然，這些新機理的實現也常常需要諸如多結疊層、量子點、超晶格等電池新結構的建立。另外，對現有電池電荷輸運動力學機理的進一步研究也將更加加深對太陽電池物理的認識，為從器件結構上降低輸運損失提供了指導。最后，為了最終提供新能源解決方案，開展低成本組件的研究顯然是必不可少的。

對于聚合物太陽電池，預計未來15年左右，通過發展新型光活性材料( 聚合物或有機共軛小分子給體材料及富勒烯或非富勒烯受體材料) 和高穩定性的界面材料、優化器件制備和封裝工藝，實現轉換效率達15%以上、尺寸與單晶硅太陽電池板的標準尺寸(1956 mm×992 mm×50 mm)相當、長壽命(5年以上) 的大面積柔性有機太陽電池的產業化，生產成本低于目前已產業化的碲化鎘(CdTe)和銅銦鎵硒(CIGS)無機半導體化合物薄膜太陽電池。

5 光伏系統與應用技術進展

5.1 光伏系統與應用技術發展概況

1)光伏市場應用方面。截至2016年底，我國光伏發電新增裝機容量為3454萬kW，累計裝機容量為7742萬kW，新增和累計裝機容量均為全球第一。其中，光伏電站累計裝機容量為6710萬kW，分布式光伏發電累計裝機容量為1032萬kW。2016年全年光伏發電量為662億kWh，占我國全年總發電量的1%。光伏發電向中東部轉移。在全國新增光伏發電裝機中，西北地區為974萬kW，占全國的28%；西北以外地區為2480萬kW，占全國的72%。分布式光伏發電裝機容量發展提速，2016年新增裝機容量為424萬kW，比2015年新增裝機容量增長200%，中東部地區分布式光伏有較大增長。

2)光伏系統與應用政策方面。國家發展和改革委員會、國家能源局、財政部等相關主管部門制定出臺了一系列的管理辦法、政策和措施，包括下調光伏上網電價、健全項目建設規模管理、全額保障性收購、光伏扶貧、光伏領跑者基地建設等，以應對光伏市場快速發展的態勢及相關的新問題，為光伏產業的健康、可持續發展保駕護航。

3)光伏創新方面。多項光伏關鍵技術取得了突破性進展，出現了多種光伏創新應用模式。在大型并網光伏電站方面，針對大型光伏電站電力匯集和接入問題，提出了一種光伏電站分散式直流串聯升壓匯集接入系統結構；突破了基于逆變器的光伏電站無功電壓快速響應和協調控制技術，提出了涵蓋光伏電站、就地控制器、光伏逆變器的大型光伏電站無功電壓分層控制解決方案；推進虛擬同步機技術實用化，攻克了虛擬勵磁調壓、慣性控制和協調控制等關鍵技術；建成了我國第一個寒溫(高原)氣候的國家級光伏系統及平衡部件實證性研究基地和我國第一個MW級光伏系統和平衡部件野外公共測試平臺。

在分布式并網光伏系統方面，開展了反孤島保護技術研究，提出了一種適合低壓配電網的新型的孤島檢測方法；并研發了現場分布式光伏發電測控系統。

在多能互補系統方面，提出了一種基于低通濾波與短時功率預測技術相結合的儲能控制方法，既可減小甚至消除低通濾波造成的延時，又可降低功率預測準確度對最終控制效果的影響；針對大容量光伏/儲能電站與孤立運行的小水電系統并聯運行，提出了一種基于分層控制的光/儲系統與孤立運行的小水電系統并聯控制策略。

在光伏系統關鍵部件方面，設計完成了±10 kV/200kW光伏直流并網發電技術測試平臺用于變換器的直流并網測試，提出了一種基于諧振軟開關的新型GaNHEMT動態電阻效應檢測電路。

在光伏創新應用模式方面，出現了光伏儲能全直流電動汽車充電樁、薄膜光伏水上發電、柔性薄膜光伏道路發電等多種創新應用模式。

5.2 大型并網光伏電站技術進展

5.2.1 大型光伏高壓直流并網技術

并網光伏電站正在向大型化、集群化方向發展，國內外一批百萬kW級光伏發電基地相繼涌現。然而，邊遠電網比較薄弱，接入交流電網后的無功支撐、諧波諧振、低頻振蕩等問題非常突出。光伏陣列直流匯集、直流升壓和直流接入電網的成本更低、效率更高，大型光伏發電基地和高壓直流技術的結合是必然發展趨勢。光伏電站直流匯集、升壓和接入技術的研究才剛剛起步，開展不同技術路線的可行性和經濟性分析論證，對我國加快該技術方向上的技術突破具有重要意義。有文獻對大型光伏電站接入中壓、高壓直流電網的關鍵設備DC/DC變換器拓撲及控制策略進行了討論及仿真[176]，但是缺乏對系統整體可行性和經濟性的論述。國內，中國電力科學研究院提出了建立串聯型光伏電站經VSC-HVDC并網拓撲及其控制策略，針對該拓撲結構中串聯光伏發電單元效率易受不均勻輻照度影響的問題，提出了改進的電壓源換流器直流側電壓斜率控制策略[177]，但缺乏對串聯型變換器與集中型變換器區別的分析，也未指出串聯型變換器的關鍵問題。日本電信電話株式會社(NTT)針對供電領域的HVDC提出了一系列標準，并將光伏接入HVDC[178]。2015年，NTT公司與美國德克薩斯大學簽訂了關于“高壓直流(HVDC)供電系統”驗證業務的實施計劃意向書，開展了光伏發電系統與HVDC并網測試[179]，但是這種示范系統仍然為中低壓系統，未涉及接入高壓系統關鍵設備的研究。

國際上關于光伏直流接入系統的研究不斷深入。英國就海上風電與光伏混合電站的直流接入進行了方案討論；印度對于光伏接入直流系統的方案及經濟性也進行了討論。

中國科學院電工研究所針對大型光伏電站電力匯集和接入問題，提出了一種光伏電站分散式直流串聯升壓匯集接入系統結構，在光伏陣列單元就地配置串聯型光伏直流升壓變換器，通過多臺變換器的高壓側串聯再次升壓；同時，多臺變換器互為冗余，減少了變換環節，提高了系統效率[180]。

圖16 光伏電站分散式直流串聯升壓匯集接入系統結構

2016年，國家科技部“十三五”重點研發計劃智能電網技術與裝備專項中，設立了項目“大型光伏電站直流升壓匯集接入關鍵技術及設備研制”，由中國科學院電工研究所承擔，重點開展大型電站直流接入匯集技術研究，圍繞大型光伏電站及直流升壓匯集接入系統設計集成技術、大功率高變比光伏直流升壓變流技術及裝備研制、光伏直流升壓匯集接入系統控制保護技術3個關鍵技術問題，探索大型光伏電站直流升壓匯集技術[181]。

在百萬kW及以上光伏發電基地電力匯集接入方面，采用直流替代交流是破解交流匯集和交流接入技術瓶頸的重要方案，直流匯集接入是未來大勢所趨。實現我國在該技術方向上的國際引領，影響國際相關技術走勢，對我國光伏系統及并網裝備制造業具有重要保障作用，并具有廣闊的應用前景。

5.2.2 光伏電站無功電壓控制技術

光伏電站的大容量接入給電網的無功控制和電壓調節帶來了挑戰，通過改善光伏電站的無功電壓控制特性，可減輕光伏電站對電網無功電壓的影響。目前國內光伏電站普遍安裝動態無功補償裝置(SVG)，SVG容量占光伏電站裝機容量的20%～30%。這種技術方案未利用光伏逆變器的無功調節能力，額外配置的SVG增加了大量的建設成本和后期運維成本。1套20 MVar的SVG初始投資約為200萬元，1年消耗電量約為80萬kWh。

針對光伏電站電壓控制的研究多集中在分布式光伏發電領域。分布式光伏發電的調壓方式主要有利用儲能裝置、利用無功補償裝置及利用逆變器無功功率控制。儲能裝置可平抑有功波動，但會增加系統成本，且控制復雜；無功補償裝置調壓忽略了逆變器的無功輸出能力；逆變器無功功率控制主要是針對本地負載的無功補償。

中國電力科學研究院依托國家“863計劃”課題“大型光伏電站并網關鍵技術研究”、國家電網公司科技項目“規模化光伏發電運行控制關鍵技術研究與示范”等，突破了基于逆變器的光伏電站無功電壓快速響應和協調控制等技術，提出了涵蓋光伏電站、就地控制器、光伏逆變器的大型光伏電站無功電壓分層控制解決方案，開發了光伏電站無功電壓控制系統；搭建了百MW級光伏電站無功電壓控制硬件在環仿真實驗平臺，具備200臺變流器電磁暫態實時仿真能力，實驗平臺中的AVC上位機、就地控制器、電站拓撲結構等與實際工程完全相同，可對AVC系統及就地控制器的控制策略和參數進行仿真實驗。無功電壓技術在中廣核青海錫鐵山100MW光伏電站和安徽肥東金陽100MW光伏電站等電站開展了示范應用。

基于逆變器的大型光伏電站無功電壓控制系統可響應光伏電站穩態無功需求、抑制暫態電壓波動，已具備替代光伏電站動態無功補償裝置的能力，通過繼續優化無功電壓控制系統，可使其更為快速、靈敏、穩定。該系統的推廣應用，將為光伏電站投資者節約大量建設投資和后期運維成本。

5.2.3 光伏虛擬同步技術

虛擬同步發電機控制的基本思想和概念最早是在歐洲的VSYNC工程中提出的。在其所提出的方案中，分布式電源的輸出電流通過同步發電機的模型方程來控制，整個分布式電源可等效為一個功率源，奠定了同步發電機控制思想的基礎。鐘慶昌教授團隊在文獻[182]中提出了同步逆變器電磁模型，模擬同步發電機動態方程，充分考慮了同步發電機的電磁和機械暫態過程，可實現VSG無鎖相環的自同步運行。克勞斯塔爾工業大學的學者提出了VISMA模型，更充分體現了同步發電機的運行特性，在忽略開關高頻動作的影響下，其靜態和動態特性都可達到同樣參數下的機電設備的性能要求。隨著VSG示范工程的不斷建設，國外已經初步開展了VSG實際運行性能指標及測試方法的研究。文獻[183]提出為了在不同的VSG算法之間得到可比較的結果，在實際運行中建立起一系列性能指標。通過實際20kV/0.4kV變電站中運行的VSG原型，介紹了測量層中用于監控能量交換和算法性能的設備，以及孤島/并網模式下的頻率波動結果。

隨著理論研究的深入，2016年，研究人員在改善VSG暫態性能、提供電網輔助服務方面開展了研究。文獻[184]驗證了微電網中采用虛擬同步技術后，在負載變化的暫態過程期間，提高了微電網的頻率穩定性。文獻[185]提出了一種阻尼抑制控制策略，可改善多臺VSG間的無功均分控制效果。

中國電力科學研究院是國家電網公司最早研究和開發虛擬同步機技術的團隊，承擔虛擬同步機技術的多項科技項目，以及張北風光儲輸基地和天津、山西、安徽、浙江、重慶等多地虛擬同步機示范工程。2016年，其牽頭制定了國家電網公司企業標準《虛擬同步發電機技術導則》和《單元式光伏虛擬同步發電機技術要求和試驗方法》，且標準已報批。其還建成了光伏虛擬同步機試驗檢測平臺，并已完成南瑞和許繼集團500 kW光伏虛擬同步發電機的實驗室型式試驗，測試項目包括慣量特性測試、一次調頻、無功功率控制、電網適應性等，具備了光伏虛擬同步發電機的全項測試能力。

南瑞集團提出了具有頻率/電壓自調整、有功/無功自均衡、并列運行自整步特性的“自同步虛擬同步機”概念，并建立了包含虛擬勵磁調節器/虛擬調速器，以及虛擬慣量等同步發電機特性的完整控制模型；研制完成了光伏、儲能及風電虛擬同步機等系列化產品(20～5000 kW)及其完整解決方案，功率等級覆蓋大型并網風電/光伏/儲能電站、分布式光伏及微電網等各種應用場景；在國內率先將虛擬同步機技術應用于青海祁連3MW離網光儲聯合發電項目中，實現了4臺光伏虛擬同步機自同步并列運行；2016年11月23日，其研制的500 kW光伏虛擬同步機在河北的張北風光儲輸基地并網成功，實現了世界首套大功率光伏虛擬同步機并網。

我國光伏虛擬同步發電機已開展了樣機研制和示范工作，但還需要在以下方面進行深入研究和探討：

1)實際的光伏虛擬同步發電機控制通常是建立在儲能裝置的基礎上，因此，應用時必須考慮儲能裝置的響應特性和經濟性。如何依據光伏波動特性和電網要求，設計光伏虛擬同步發電機主要技術參數和儲能裝置，是光伏虛擬同步發電技術能否大規模推廣的關鍵影響因素之一。

2)大量光伏虛擬同步發電機并聯接入電網系統中時，需要考慮多種電源之間的協調控制問題，包括不同容量的具有虛擬慣性特性的光伏虛擬同步發電機之間的協調控制、光伏虛擬同步發電機集群與傳統同步發電機之間的協調控制等。根據相關的協調控制原則及要求，設計光伏電站協調控制器，最大程度地保證具備光伏虛擬同步發電機的光伏電站安全穩定運行將是未來研究的重點內容。

5.2.4 光伏系統及平衡部件實證性研究與現場測試平臺

美國桑迪亞國家實驗室(SNL)、美國可再生能源實驗室(NREL)、美國能源局光伏區域測試中心(RTCs)等科研機構先后在不同的典型地區建立了各種室外實證示范系統，研究觀測光伏組件、逆變器、儲能電池等各類部件與屋頂光伏系統、荒漠光伏系統、并/離/微網發電系統等各類系統的實際運行狀況。日本電信電話株式會社(NTT)先后在山梨縣和北海道建設了總容量為2MW和4MW的實證性研究基地，運行考驗各類光伏產品的性能及光伏電站與周邊環境的關系。

我國在光伏系統及平衡部件實證性研究及平臺建設方面起步較晚。中國科學院電工研究所在“十二五”國家“863計劃”課題的支持下，率先開展了光伏系統及平衡部件現場測試與實證性示范研究工作。國家能源太陽能發電研發(實驗)中心、中國質量認證中心、國家風能太陽能仿真與檢測認證技術重點實驗室等科研機構認證及中心在山西大同、海南瓊海、內蒙古等不同氣候區域也相繼展開了光伏實證基地的建設工作。

美國可再生能源實驗室(NREL)基于光伏區域測試中心(RTCs)高精度公共數據及更新的方法開展了光伏壽命項目，主要研究光伏組件的衰減特性，并得出以下結論：由于光伏項目融資的杠桿性質，較低的初始衰減比在項目生命周期內的持續衰減更有利。

圖17 組件衰減特性

在“十二五”國家“863計劃”課題的支持下，中國科學院電工研究所牽頭在青海省建成了我國第一個寒溫(高原)氣候的國家級光伏系統及平衡部件實證性研究基地，總裝機容量達5.167MW，包括11種光伏組件和9種系統運行方式，是目前國際上光伏組件種類及系統運行方式最全、容量最大的實證性研究基地；此外，還建成了我國第一個MW級光伏系統和平衡部件野外公共測試平臺，最大測試容量為1MW，包括500 kW固定式綜合測試區、500 kW多種跟蹤光伏系統測試區、BIPV組件測試區，以及新型光伏組件測試區等。

圖18 百MW級并網光伏示范電站全景圖

在光伏系統實證性測試技術方面，提出了模塊化分布式測試系統方案，針對不同的被測對象設計不同的模塊化測試單元，各個模塊化測試單元可組網構建大規模、大容量的分布式測試系統，可根據實證性測試任務靈活配置測試模塊的位置和數量，便于現場安裝、調試和拓展。

圖19 5MW實證平臺現場數據采集設備

在野外測試平臺方面，首次研制了MW級光伏組件、部件及系統的野外公共測試平臺，具有測試項目全、測試功能強、現場環境適應性強、準確性高、可靠性高等特點。

圖20 1MW野外公共測試平臺現場

在新型光伏組件測試方面，研制出光伏組件的多通道I-V特性測試模塊，具有安裝方便、配置靈活的特點，可同時對上百種光伏組件的發電性能、衰減趨勢、能效比、溫度效應進行綜合評估。

圖21 光伏組件室外多通道I-V測試裝置與新型光伏組件測試支架測試平臺

結合“十三五”規劃，我國將逐步建立完善多個典型氣候條件下的光伏系統及平衡部件實證性研究測試基地，深入研究真實環境條件下不同材料、不同結構、不同技術的材料及設備，以及不同應用場景下發電系統的發電能力、性能衰減、耐候性及可靠性響應等特性，可為我國政府主管部門戰略決策、行業公共技術研究、制造端優化設計、建設方電站選址和設備選型、運營方系統故障診斷、金融機構投融資服務提供全方位的技術支持。

5.2.5 光伏電站I-V曲線智能檢測技術

國內外檢測組串性能及狀態的主要方式是測試組串/組件的電流-電壓(I-V)曲線。傳統的組件I-V測試是采用專業設備在電站現場進行，該種檢測方式存在的缺點包括：1)需離線檢測，測試條件受輻照度、溫度影響大，測試結果橫向比較困難；2)檢測時需要斷開直流側，造成較大電量損失；3)光伏組件數量多、分布廣，檢測耗時長，檢測費用高；4)測試結果需要專業的技術人員進行判斷，測試誤差導致故障可識別類型率低。

針對光伏電站組件故障檢測，國際上開展了一系列研究。Syafaruddin等[186]將光照強度、組件工作溫度、最大功率點電壓和電流作為邊界條件，輸入神經網絡進行訓練，并進行短路故障診斷。Chouder等[187]通過建立與實際光伏系統輸出特征相符合的仿真模型，通過輸入實際的光照強度和組件工作溫度，根據仿真模型獲得的系統正常輸出功率來判斷是否發生故障，若存在故障，則再利用輸出電壓與電流來判斷故障類型。然而，目前所有的組件故障判斷都存在測試參數多、故障檢測種類單一、環境變化對測試結果影響巨大、故障檢出率低等問題。

當前，國外產業界仍采用專用I-V掃描儀器在現場對組件進行現場測試；或將組件送到專門測試機構，以獲得組件I-V掃描的曲線，再通過I-V曲線進行組件故障判斷。普遍采用比較輸出功率、開路電壓、短路電流、工作電壓、工作電流大小的方法識別組件故障。

在國內，華為技術有限公司(以下簡稱“華為”)與黃河上游水電開發有限責任公司(以下簡稱“黃河水電”)于2016年研制了組串在線智能檢測技術，借助電站已有的逆變器設備，在成本增加較少的情況下，依托逆變器為載體，實現了組件故障在線、快速、精確地定位，對實現電站高效運維意義巨大。

組串逆變器I-V在線檢測技術以逆變器輸出I-V曲線為基礎，通過在管理系統上部署算法，同步進行數據分析、模式識別，實現電站級的組串全掃描，并識別組串中存在的組件故障“隱患”。該項技術通過智能光伏管理系統和智能光伏控制器，可以在線、全量高精度檢測每個組串，檢測精度達到0.5%，高于業界水平6倍以上；無需專業人員和設備上站，一鍵式遠程操作，大量節省了檢測強度，降低了電站對測試人員的需求及測試成本；組串內部的組件故障可通過組串智能診斷實現預警，同時可進行電站健康狀況的綜合評估，實現問題的主動發現和預防性維護。該技術已經在黃河水電的電站中成功應用，診斷精度和診斷效果也已經得到了TüV的認證。

組串逆變器I-V在線檢測方案融合了華為“云、管、端”平臺，通過“逆變器-數據采集器-FusionSolar管理系統”構成了逆變器組串I-V測試-組串故障檢測方案。該測試方案已經在華為SUN2000-50kTL及以上平臺上實現商業化部署，并在大量電站中實現成功應用，運行穩定良好。

圖22 組串逆變器I-V在線檢測方案

隨著太陽能行業的高速發展，電站運維也在向“數字化、自動化、智能化”方向發展，我國作為全球太陽能行業制造、消費的領袖，未來必然向技術的縱深拓展。隨著“云、管、端”戰略的深化，結合大數據及人工智能技術的成熟應用，未來的電站運維必然會快速進入智能化、無人化時代。

5.2.6 2016年相關標準規范

中國電力科學研究院2016年牽頭制定了國家電網公司企業標準《虛擬同步發電機技術導則》和《單元式光伏虛擬同步發電機技術要求和試驗方法》，且標準已報批。《虛擬同步發電機技術導則》提出了單元式光伏虛擬同步發電機應滿足的基本要求，主要包括單元式光伏虛擬同步發電機在虛擬慣量、一次調頻、故障穿越等方面的技術要求；借鑒傳統同步發電機組的技術參數取值范圍，規定了虛擬同步發電機慣性時間常數、有功調頻系數技術參數的取值范圍。

為提高電力系統的運行安全性，國外的許多電網運營商根據電網的自身設計特點、安全穩定運行及控制要求，已經或正在制定新的新能源并網技術規定或電網導則。中國電力科學研究院對國家電網公司企業標準Q/GDW 1617-2015《光伏發電站接入電網技術規定》進行了修訂，在原有低電壓穿越內容基礎上增加了高電壓穿越能力要求，并在最新編制的《單元式光伏虛擬同步發電機技術要求和試驗方法》中對光伏虛擬同步機也增加了高電壓穿越的相關要求。

鑒于對光伏電站接入電網技術要求逐步提升，國家電網公司修訂了其企業標準Q/GDW 1617-2015《光伏發電站接入電網技術規定》[188]，相比于國標GB/T 19964-2012《光伏發電站接入電力系統技術規定》，新修訂的企業標準在光伏電站有功功率緊急控制、光伏電站動態無功電流支撐、無功裝置適應性方面提升了技術要求。

此外，國家能源局發布了新標準NB/T 32031-2016《光伏發電功率預測系統功能規范》，并于2016年6月1日開始實施。

5.3 分布式并網光伏系統研究進展

5.3.1 區域性分布式光伏系統反孤島保護技術

為降低孤島所造成的危害，安全可靠的分布式發電系統必須能及時檢測出孤島。孤島檢測技術分為遠程法、被動法和主動法3大類。其中，遠程技術基于電網和分布式電源之間的通信，多數采用電力線載波通信被動法，主要包括：過/欠壓和過/欠頻率檢測法、電壓諧波檢測法、電壓相位突變檢測法。主動式孤島檢測方法主要包括：主動移頻法、滑模頻率漂移法、Sandia頻移法等。目前的孤島檢測方法主要基于單臺逆變器模型提出，而對于大量分布式光伏逆變器接入配電網的情景，試驗表明，這些孤島方法之間可能存在稀釋效應，因此，系統是否能實現反孤島保護值得深入研究。

國際上針對區域性分布式光伏系統的反孤島保護技術研究取得了一定進展。文獻[189]針對基于微網中的多逆變器光伏系統提出了一種新的自適應主動孤島保護方案，根據運行時的光伏滲透率水平以自適應方式估計孤島檢測參數。對于光伏電壓源變換器的孤島檢測，通過分段3次Hermite插值來計算動態閾值。擾動的注入由公共耦合點的電壓諧波放大因子確定，并且通過并聯檢測回路所配置的不穩定閉環極點實現電壓源變換器的不穩定性運行，從而實現孤島檢測。

為了能夠使分布式發電系統逆變器集群更好地實現反孤島保護，中國科學院電工研究所提出了一種適合低壓配電網的新型孤島檢測方法，即基于電力線載波通信的Sandia頻率偏移法[190]。電力線載波通信方案的主要工具是連接在變電站次級母線側的信號發生器，發生器連續不斷地向所有逆變器發送信號，每臺逆變器都裝配有信號監測器，如果監測器在一定的時間內未接收到信號，就判斷為孤島運行狀態，并向逆變器發送一個高電平信號；逆變器檢測到此信號，并不立即停止運行，而是及時啟動本地SFS孤島檢測方法，并時刻監視并網點的頻率；若頻率一旦超過49.5～50.5 Hz的范圍，逆變器立即停止運行，表明檢測出孤島。該方法整合了遠程法不影響并網電流電能質量的優點和主動法無誤動作區的優點，且避免了遠程法通信不可靠造成的反孤島保護誤動作，也避免了主動法長時間對電網電能質量的影響。

圖23a是只采用電力線載波的遠程孤島檢測方法的試驗波形。從圖中可以看出，逆變器并網運行時，其輸出功率與負載功率匹配，但并網開關未斷開，系統未發生孤島；但是由于載波發射器電源供電中斷，無法發送載波信號，在一段時間后信號監測器向逆變器發送高電平信號，逆變器檢測到該信號后立即停機，輸出電流變為零，此時負載功率全部由電網提供，所以系統并網電流由匹配時的約為零突然增大。圖23b是采用基于電力線載波通信的Sandia頻率偏移法。從圖中可以看出，系統在并網運行時，即使電力線載波的遠程孤島檢測方法有誤動作，逆變器接收到信號監測器的高電平信號后未立即停機，而是啟動SFS孤島保護方法，并時刻監視并網點的頻率；由于頻率并未超限，所以逆變器繼續運行，2臺逆變器并網電流未變為零。由此可見，基于電力線載波通信的Sandia頻率偏移法避免了只采用遠程法時逆變器有誤動作的特點。

圖23 電力線載波的遠程孤島檢測方法和基于電力線載波通信的Sandia頻率偏移法的試驗結果對比

圖24a是在2臺逆變器SFS孤島保護方法按Qf=3.15設置正反饋增益，即k=0.08時，系統處于孤島狀態時，所提到的新型孤島檢測方法能真正實現反孤島保護，保護時間為135 ms，符合標準要求。圖24b是在2臺逆變器SFS孤島保護方法按Qf=2.5設置正反饋增益，即k=0.0637。系統能實現反孤島保護，但反孤島保護時間超過2 s。實驗表明，基于電力線載波通訊的Sandia頻率偏移法孤島檢測時間短，可靠性高。

圖24 不同正反饋增益時的基于電力線載波通信的Sandia頻率偏移法

對于適合中壓配電網的反孤島保護技術，尚未見有關報道；面向分布式光伏系統逆變器集群的孤島檢測，缺少相關的行業規范。未來的反孤保護技術勢必朝著減小對逆變器電能質量影響的方向發展，并會朝著可靠性越來越高的方向發展，這對于提高系統運行的安全性具有重要意義。

5.3.2 區域性分布式光伏系統分散測控技術

隨著分布式光伏系統的安裝數量和安裝規模不斷增大，無論是光伏業主、能源管理部門，還是光伏用戶，都需要對光伏系統的運行狀況進行監測，且需求不同。光伏業主通常希望實時了解光伏的發電量，掌握光伏系統的健康狀況；能源管理部門需要掌握光伏發電數據，以便對后期的規劃和評估提供數據支撐；光伏用戶通過了解光伏發電功率和運行情況可以增進對光伏系統的認識，合理安排用電計劃。目前，國內外對分布式光伏發電測控技術的研究高度重視，國內的研究熱度總體要高于國外。

國際上，針對分布式光伏系統測控技術已有部分產品。REFUsol公司推出了針對單臺逆變器、多臺逆變器和大型光伏電站3種組網形式下的測控產品；Danfoss公司推出了針對2種不同組網形式的測控產品，這2種測控產品的不同之處在于接入逆變器數量的多少，數據從逆變器數據總線(RS485)傳入到2種不同的獨立可編程的檢測和數據存儲單元。

隨著國家能源規劃和精準扶貧政策的不斷推出，越來越多的鄉鎮開始安裝分布式光伏電站。為了更好地服務分布式光伏發電系統的建設與后期運行維護，中國科學院電工研究所開發了現場分布式光伏發電測控系統，可實現對分散安裝的光伏扶貧電站的監測，并將采集數據傳到遠程監控中心。該測控系統以分散式測控裝置為核心，在村級替代電網調度機構，考慮村級電網總體電壓分布，優化協調各臺逆變器的功率輸出，并且兼有通信協議轉換、4G遠程通信等通信功能。分散式測控裝置具有本地電壓控制、多點電能質量準同步測量的特點。

圖25 分布式光伏發電測控系統現場架構圖

圖26 分散測控裝置樣機

分散測控裝置采用閉環的無功功率-電壓幅值控制法，解決配電網電壓升高的問題。安裝在不同測量點的分布式光伏發電并網測控裝置，幾乎可以同步實時采集配電系統線路的三相電壓、電流、有功功率、無功功率等參數，并且具有電能質量事件記錄和波形記錄的功能。特別是由多臺分布式光伏發電并網測控裝置構成的分布式電能質量測量系統，可以在線實時監測分布式光伏發電和配電網關鍵節點的電能質量數據，通過互聯網絡實現數據匯總和在線處理，分析引起分布式光伏發電電能質量問題的原因和影響范圍，為用戶提出電能質量治理措施提供依據。

圖27 電能質量多點準同步測量技術方案

分布式光伏發電測控技術仍處于發展階段。在國務院發布的《關于積極推進“互聯網+”行動指導意見》中，多次提到了分布式能源。隨著分布式光伏的發展，對分布式光伏發電測控技術的需求將會越來越多。研究即插即用分布式集散測控裝置，采用積木式框架結構，通過一個平臺進行個性化模塊選擇及配置，具有多種自適應通信協議模式及良好的環境適應性，可滿足于大規模商業化應用。

5.3.3 2016年相關標準規范

由中國電力科學研究院負責起草的工程建設國標《分布式電源并網工程調試與驗收標準》完成了征求意見稿。該標準共分5章和3個附錄，主要技術內容包括：總則、術語、基本規定、并網工程調試、并網工程驗收等。本標準旨在為規范分布式電源并網工程的調試和驗收，保障人員、設備和電網的安全，適用于接入35 kV及以下電壓等級電網的新建、改擴建分布式電源并網工程的調試和驗收。標準內容規定了分布式電源并網工程的通用技術條件調查、分系統調試、系統聯調的內容與要求，規定了并網工程驗收的組織、主要工作、驗收結論與報告等應提供的資料。

(待續)