光伏發(fā)電量計(jì)算及綜合效率影響因素

1、光伏發(fā)電量計(jì)算及綜合 效率影響因素 Hessen was revised in January 2021 光伏發(fā)電量計(jì)算及綜合效率影響因素 一、光伏電站理論發(fā)電量計(jì)算 1. 太陽(yáng)電池效率n的計(jì)算 在太陽(yáng)電池受到光照時(shí)，輸出電功率和入射光功率之比就稱(chēng)為太陽(yáng)電池的 效率，也稱(chēng)為光電轉(zhuǎn)換效率。 廠巴一 AX仏匕 a幾 a幾a幾 其中，At為太陽(yáng)電池總而積（包括柵線圖形面積）?？紤]到柵線并不產(chǎn) 生光電，所以可以把At換成有效面積Aa （也稱(chēng)為活性面積），即扣除了柵 線圖形面積后的而積，同時(shí)計(jì)算得到的轉(zhuǎn)換效率要高一些。Pin為單位而積的 入射光功率。實(shí)際測(cè)量時(shí)是在標(biāo)準(zhǔn)條件下得到的：Pin取標(biāo)準(zhǔn)光強(qiáng)：AM

2、 條 件，即在 25C下，Pin二 1000W / nA 2. 光伏系統(tǒng)綜合效率（PR） n 總=hix n 2X n 3 光伏陣列效率Hl：是光伏陣列在1000 W/m2太陽(yáng)輻射強(qiáng)度下實(shí)際的直流 輸出功率與標(biāo)稱(chēng)功率之比。光伏陣列在能量轉(zhuǎn)換過(guò)程中的損失包括：灰塵/污 漬，組件功率衰減，組件串聯(lián)失配損失、溫升損失、方陣相互遮擋損失、反射 損失、光譜偏離損失、最大功率點(diǎn)跟蹤精度及直流線路損失等，目前取效率 86%計(jì)算。 逆變器轉(zhuǎn)換效率112:是逆變器輸岀的交流電功率與直流輸入功率之比，取 逆變器效率97%計(jì)算。 交流并網(wǎng)效率A3:是從逆變器輸出，至交流配電柜，再至用戶(hù)配電室變壓 器10 KV高壓端

3、，主要是升壓變壓器和交流線纜損失，按96%計(jì)算。 3. 理論發(fā)電量計(jì)算 太陽(yáng)電池的名牌功率是在標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試條件下測(cè)得的，也就是說(shuō)在入射功率為 1000W/m:的光照條件下，lOOOWp太陽(yáng)電池1小時(shí)才能發(fā)一度電。而實(shí)際 上，同一天不同的時(shí)間光照條件不同，因此不能用系統(tǒng)的容量乘以日照時(shí)間來(lái) 預(yù)測(cè)發(fā)電量。計(jì)算日發(fā)電量時(shí)，近似計(jì)算： 理論日發(fā)電量二系統(tǒng)峰值功率(kw) x等效日照小時(shí)數(shù)(h) x系統(tǒng)效率 等效峰值日照小時(shí)數(shù)h/d二(日太陽(yáng)輻照量m7d) /lkW/m: (H照時(shí)數(shù)：輻射強(qiáng)度120W/m2的時(shí)間長(zhǎng)度) 二、影響發(fā)電量的因素 的發(fā)電量由三個(gè)因素決定：裝機(jī)容量、峰值小時(shí)數(shù)、系統(tǒng)效率。當(dāng)電站的

4、地點(diǎn)和規(guī)模確定以后，前兩個(gè)因素基木己經(jīng)定了，要想提高發(fā)電量，只能提高 此圖：來(lái)源于王斯成老師的ppi燦觀 系統(tǒng)效率。 自然原因：溫度折減、不可利用太陽(yáng)光； 設(shè)備原因：光伏組件的匹配度、逆變器、箱變的效率、直流線損、交流 線損、設(shè)備故障，光伏組件衰減速度超出預(yù)期； 人為原因：設(shè)計(jì)不當(dāng)、清潔不及時(shí)。 三、影響光伏發(fā)電效率的具體情況如下： 1.溫度折減 對(duì)系統(tǒng)效率影響最大的自然因素就是溫度。溫度系數(shù)是非常重要的一個(gè)參 數(shù)。一般情況下，晶硅電池的溫度系數(shù)一般是%/c,非晶硅電池的溫度系數(shù) 一般是%/c左右。而組件的溫度并不等于環(huán)境溫度。下圖就是光伏組件輸出功 率隨組件溫度的變化情況。 在正午12點(diǎn)附近

5、，圖中光伏組件的溫度達(dá)到60攝氏度左右，光伏組件的 輸出功率大約僅有85%左右。除了光伏組件，當(dāng)溫度升高時(shí)，等電氣設(shè)備的轉(zhuǎn) 化效率也會(huì)隨溫度的升高而降低。溫度造成的折減，可以根據(jù)光伏組件的溫度 系數(shù)和當(dāng)?shù)氐臍鉁剡M(jìn)行估算。 2. 不可利用太陽(yáng)光 獲得的總輻射量值，是各種輻射強(qiáng)度的直接輻射、散射輻射、反射輻射的 總和，但并不是所有的輻射都能發(fā)電的。比如，逆變器需要再輻照度大于 50W/m2時(shí)才能向電網(wǎng)供電，但輻照度在100W/m=以下時(shí)輸出功率極低。即使在 陽(yáng)光好的西部地區(qū)，這部分雖然算到總輻射量數(shù)據(jù)中、但無(wú)法利用的輻射，也 能達(dá)到23%。 3. 光伏組件的匹配度 標(biāo)稱(chēng)偏差也是光伏組件一個(gè)重要參數(shù)

6、，一般3%內(nèi)是可以接受的。這說(shuō) 明，雖然組件的標(biāo)稱(chēng)參數(shù)是一樣的，但實(shí)際上輸出特性曲線是有差異的，這就 造成多個(gè)組件串聯(lián)時(shí)因電流不一致產(chǎn)生的效率降低。目前，像天合、英利等組 件廠家，一般采用正偏差來(lái)降低由于功率的不匹配性帶來(lái)的損失。 4. 逆變器、箱變的效率 雖然逆變器技術(shù)規(guī)格書(shū)中的歐洲效率是考慮了不同負(fù)載率后的加權(quán)，但實(shí) 際使用中，很少有逆變器能達(dá)到現(xiàn)在普遍使用的。逆變器在DC變AC的過(guò)程 中，加權(quán)效率能達(dá)到%應(yīng)該就不錯(cuò)了。 不同逆變器的MPPT跟蹤效果也是不一樣的。當(dāng)最大功率點(diǎn)電壓隨著輻照 度變化時(shí)，逆變器需要不斷改變電壓值以找到最大功率點(diǎn)電壓，由于跟蹤的滯 后性也會(huì)造成能量損失。目前，有的

7、逆變器廠家采用多路MPPT的方式，來(lái)減 少此項(xiàng)損失。 26% 11 53 在最大直流輸入電壓范圍內(nèi)，盡量的多串聯(lián)組件提高電壓、降低電流，可 以提高逆變器的轉(zhuǎn)化效率，同時(shí)降低線損。 閃電 操作 安裝 圖紙 設(shè)備和部件質(zhì)量 技術(shù)方案 箱變將在將升壓的過(guò)程中，必然會(huì)有能量損失，這項(xiàng)根據(jù)箱變的參數(shù)來(lái)確 定，一般%左右。 5. 直流線損、交流線損 一個(gè)1MW單元的而積大約4公頃。要將這么大面積光伏組件發(fā)出的電送到 一處地方，就需要很長(zhǎng)的直流線路。減少線損的辦法有兩個(gè)：選用好的電纜， 提高電壓。一般情況下，直流線損可以按廠3%來(lái)估算。 交流線路短，線損相對(duì)較少，一般可以按1%來(lái)進(jìn)行估算。 6. 設(shè)備故障

8、設(shè)備故障和檢修時(shí)造成系統(tǒng)效率低的一個(gè)重要原因。光伏電站故障原因， 其中一半都是來(lái)自于設(shè)備。 7. 設(shè)計(jì)不當(dāng) 設(shè)計(jì)不當(dāng)造成發(fā)電量損失最嚴(yán)重的一項(xiàng)就是“間距設(shè)計(jì)不當(dāng)”。由于目前 光伏電站大都采用豎向布置，下沿的少量遮擋往往會(huì)造成整個(gè)組串輸出功率極 具下降。據(jù)統(tǒng)計(jì)，在一些前后間距偏小的電站，前后遮擋造成的發(fā)電量損失甚 至能達(dá)到3%。另外，山地電站除了考慮前后遮擋以外，還要考量東西方向高差 所帶來(lái)的遮擋。在坡度比較大，而東西間距較小的電站，此項(xiàng)折減可達(dá)到2%。 除了間距以外，還應(yīng)該注意光伏電站場(chǎng)區(qū)內(nèi)較高的建（構(gòu)）筑物，對(duì)周?chē)?的光伏陣列造成遮擋。 8. 清潔不及時(shí) 在西北地區(qū)，一次沙塵暴可能會(huì)造成發(fā)電量直接降低5%以上；在東部，嚴(yán) 重的霧霾天氣時(shí)光伏電站幾乎沒(méi)有出力，積雪如果不及時(shí)清除，也會(huì)對(duì)發(fā)電量 造成較大的損失。 光