光伏電站理論發(fā)電量計算及影響因素

1、光伏電站理論發(fā)電量計算及影響因素一、光伏電站理論發(fā)電量計算1、太陽電池效率 的計算在太陽電池受到光照時，輸出電功率和入射光功率之比就稱為太陽電池的效率，也稱為光電轉(zhuǎn)換效率。其中，At 為太陽電池總面積（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 （也稱為活性面積），即扣除了柵線圖形面積后的面積，同時計算得到的轉(zhuǎn)換效率要高一些。Pin 為單位面積的入射光功率。 實際測量時是在標準條件下得到的：Pin 取標準光強：AM 1.5 條件，即在 25下， Pin= 1000W / m 2 。2、光伏系統(tǒng)綜合效率（PR）總123光伏陣列效率1：是光伏陣列在 1000

2、W/m2 太陽輻射強度下實際的直流輸 出功率與標稱功率之比。光伏陣列在能量轉(zhuǎn)換過程中的損失包括：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、最大功率點跟蹤精度及直流線路損失等，目前取效率86%計算。逆變器轉(zhuǎn)換效率2:是逆變器輸出的交流電功率與直流輸入功率之比，取逆變器效率97%計算。交流并網(wǎng)效率3:是從逆變器輸出，至交流配電柜，再至用戶配電室變壓器10 KV 高壓端，主要是升壓變壓器和交流線纜損失，按96%計算。3、理論發(fā)電量計算太陽電池的名牌功率是在標準測試條件下測得的，也就是說在入射功率為1000W/m2 的光照條件下，1000Wp 太陽

3、電池 1 小時才能發(fā)一度電。而實際上， 同一天不同的時間光照條件不同，因此不能用系統(tǒng)的容量乘以日照時間來預(yù)測發(fā) 電量。計算日發(fā)電量時，近似計算：理論日發(fā)電量=系統(tǒng)峰值功率(kw)x等效日照小時數(shù)(h)x系統(tǒng)效率等效峰值日照小時數(shù)h/d=（日太陽輻照量kW.h/m2/d）/1kW/m2（日照時數(shù)：輻射強度120W/m2的時間長度）二、影響發(fā)電量的因素光伏電站的發(fā)電量由三個因素決定：裝機容量、峰值小時數(shù)、系統(tǒng)效率。當電站的地點和規(guī)模確定以后，前兩個因素基本已經(jīng)定了，要想提高發(fā)電量，只能提高系統(tǒng)效率。1、 溫度折減對系統(tǒng)效率影響最大的自然因素就是溫度。溫度系數(shù)是光伏組件非常重要的一個參數(shù)。一般情況下

4、，晶硅電池的溫度系數(shù)一般是-0.35-0.45%/，非晶硅電池的溫度系數(shù)一般是-0.2%/左右。而光伏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點附近，圖中光伏組件的溫度達到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，當溫度升高時，逆變器等電氣設(shè)備的轉(zhuǎn)化效率也會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?shù)氐臍鉁剡M行估算。2、 不可利用太陽光獲得的總輻射量值，是各種輻射強度的直接輻射、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時才能向電網(wǎng)供電，但輻照度在

5、100W/m2以下時輸出功率極低。即使在陽光好的西部地區(qū)，這部分雖然算到總輻射量數(shù)據(jù)中、但無法利用的太陽能輻射，也能達到23%。3、 光伏組件的匹配度標稱偏差也是光伏組件一個重要參數(shù)，一般3%內(nèi)是可以接受的。這說明，雖然組件的標稱參數(shù)是一樣的，但實際上輸出特性曲線是有差異的，這就造成多個組件串聯(lián)時因電流不一致產(chǎn)生的效率降低。目前，像天合、英利等組件廠家，一般采用正偏差來降低由于功率的不匹配性帶來的損失。4、 逆變器、箱變的效率雖然逆變器技術(shù)規(guī)格書中的歐洲效率是考慮了不同負載率后的加權(quán)轉(zhuǎn)換效率，但實際使用中，很少有逆變器能達到現(xiàn)在普遍使用的98.5%。逆變器在DC變AC的過程中，加權(quán)效率能達到9

6、7.5%應(yīng)該就不錯了。不同逆變器的MPPT跟蹤效果也是不一樣的。當最大功率點電壓隨著輻照度變化時，逆變器需要不斷改變電壓值以找到最大功率點電壓，由于跟蹤的滯后性也會造成能量損失。目前，有的逆變器廠家采用多路MPPT的方式，來減少此項損失。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，同時降低線損。箱變將在將升壓的過程中，必然會有能量損失，這項根據(jù)箱變的參數(shù)來確定，一般1.5%左右。5、 直流線損、交流線損一個1MW單元的面積大約3.54公頃。要將這么大面積光伏組件發(fā)出的電送到一處地方，就需要很長的直流線路。減少線損的辦法有兩個：選用好的電纜，提高電壓。

7、一般情況下，直流線損可以按23%來估算。交流線路短，線損相對較少，一般可以按1%來進行估算。6、 設(shè)備故障設(shè)備故障和檢修時造成系統(tǒng)效率低的一個重要原因。光伏電站故障原因，其中一半都是來自于設(shè)備。7、 設(shè)計不當設(shè)計不當造成發(fā)電量損失最嚴重的一項就是“間距設(shè)計不當”。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造成整個組串輸出功率極具下降。據(jù)統(tǒng)計，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的遮擋。在坡度比較大，而東西間距較小的電站，此項折減可達到2%。8、 清潔不及時在西北地區(qū)，一次沙塵暴可能會造成發(fā)電量直接降低5%以上；在東部，嚴重的霧霾天氣時光伏電站幾乎沒有出力。積雪如果不及時清除，也會對發(fā)電量造成較大的損失。除了上述原因以外，光伏組件的衰減過快也是造成發(fā)電量達不到預(yù)期的重要原因。一般廠家承諾頭兩年衰減不超過2%，10年不超過10%，25年不超過20%。10年和20年的情