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一、 光伏電站理論發(fā)電量計(jì)算1,太陽電池效率Y的計(jì)算在太陽電池受到光照時(shí)，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(shí)計(jì)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(shí)際測量時(shí)是在標(biāo)準(zhǔn)條件下得到的：Pin取標(biāo)準(zhǔn)光強(qiáng)：AM1.5條件，即在25c下， Pin=1000W/m2。2光伏系統(tǒng)綜合效率（PR）刀 總=刀1><刀 2X t 3光伏陣列效率刀1:是光伏

2、陣列在1000W/m次陽輻射強(qiáng)度下實(shí)際的直流輸出功率與標(biāo)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(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T 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(jì)算。交流并網(wǎng)效率 刀3:是從逆變器輸出，至交流配電柜，再至用戶配電室變壓器10KV高壓端，主要是升壓變壓器和交流線纜損失，按96%T算。3理論發(fā)電量計(jì)算太陽電池的名牌功率是在標(biāo)準(zhǔn)測試條件下測得的，也就是說在入射功率為i0oow/m的光照條件下，1000W

3、成陽電池i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)間來預(yù)測 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=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=（日太陽輻照量kW.h/m2/d ） /1kW/m2（日照時(shí)數(shù)：輻射強(qiáng)度n 120W/m的時(shí)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(gè)因素決定：裝機(jī)容量、峰值小時(shí)數(shù)、系統(tǒng)效率當(dāng)電站的地點(diǎn)和規(guī)模確定以后，前兩個(gè)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。鹿二解曲.加件動(dòng)隼量用.tt停事 文以發(fā)夬，工升發(fā)丸，方罪至*村 41頁*反鐘鋪上無錯(cuò)也用勒犬C

4、cvnbnw Rm匯同拓*K戈此M史史比慶樽自然原因：溫度折減、不可利用太陽光；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)是光伏組件非常重要的一個(gè)參數(shù)。一般情況下，晶硅電池的溫度系數(shù)一般是-0.35-0.45%/C,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(diǎn)附近，圖中光伏組件的溫度達(dá)到60 攝氏度左右，光伏組件

5、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)，逆變器等電氣設(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(dá)到23%。3光伏組件的匹配度標(biāo)稱偏差也是光伏組件一個(gè)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(biāo)稱參數(shù)

6、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(fù)載率后的加權(quán)轉(zhuǎn)換效率，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98.5%。逆變器在DC變AC的過程中，力口權(quán)效率能達(dá)到97.5%應(yīng)該就不錯(cuò)了。不同逆變器的MPPT艮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，有的逆變器廠家采用多路MPPT勺方式，來減少此

7、項(xiàng)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(shí)降低線損。箱變將在將升壓的過程中，必然會(huì)有能量損失，這項(xiàng)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(gè)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(gè)：選用好的電纜，提高電壓。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(duì)較少，一般可以按1%來進(jìn)行估算。6設(shè)備故障設(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

8、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)該注意光伏電站場區(qū)內(nèi)較高的建（構(gòu)）筑物，對(duì)周圍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%Z上；在東部，嚴(yán)重的霧霾天氣時(shí)光伏電站幾乎沒有出力，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。光伏電站清洗前后效率比除了上述原因以外，光伏組件的衰減過快也是造成發(fā)電量達(dá)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%，舉“哈.0仙