光伏電站影響因素及發電量分析驗證方法的探討

廣州市寧大新能源科技有限公司 柯學進

大力開發太陽能、風能、生物質能、地熱能和海洋能等多種新能源及可再生能源利用技術將成為減少環境污染的重要措施之一。特別是隨著光伏“5.31”新政策的出現而造成的影響，在國家取消光伏發電的“度電補貼”前提下，如何準確測算一個光伏電站投資內部收益率、評估一個項目是否具有投資的可行性，最重要的方法是準確、快速、高效去預測光伏項目投產后1～25年的最終發電量。

1 影響光伏發電的各種因素

1.1 光伏電站地理位置及輻射度

對于光伏發電而言，目前最新的定義是根據太陽年曝輻射量的大小，可將中國劃分為4個太陽能資源帶：Ⅰ類資源豐富帶＞1700kWh/m2、Ⅱ類資源較富帶1500～1700kWh/m2、Ⅲ類資源一般帶1200～1500kWh/m2、Ⅳ類資源貧乏帶＜1200kWh/m2。通過圖1可看出，在相同情況下選址在總輻射量較優的Ⅰ、Ⅱ類資源豐富帶，光伏電站整體發電量更高。

1.2 光伏設備的選型

光伏設備主要包括光伏組件和逆變器：光伏組件又分為多晶硅組件和較為高效的單晶硅組件，而逆變器又分為組串式逆變器和集中式逆變器，像中國西北部地區由于可利用的荒漠地面較多，土地租金便宜，同時安裝光伏陣列較為集中，更優先采用單瓦價格便宜的多晶硅組件和集中式逆變器；與之相反的是沿海經濟較為發達的珠三角、長三角地區，由于屋頂租金成本高、安裝區域較為分散，更傾向于采用高效的單晶硅組件和組串式逆變器。

1.3 系統整體效率

影響光伏系統效率相對前面的影響因素而言較為綜合、復雜，其貫穿到電站從設計、施工、維護全過程，綜合歸納這以下幾點[1]：

組件溫度特性。隨著組件電池片內部溫度的增加，開路電壓下降，在20～100℃范圍內大約每升高1℃每塊電池的電壓片減少2mV，而電流隨溫度的增加略有上升。總的來說，典型功率溫度系數一般為－0.35%/℃，即電池溫度每升高1℃則輸出功率下降0.35%；功率衰減。指隨著運行時間的增加組件輸出功率逐年下降。組件衰減與組件自身特性有關，其衰減現象可大致分為三類：破壞性因素導致的組件功率驟然衰減、組件初始的光致衰減、組件的老化衰減；組件安裝方式。同一地區組件不同安裝傾角和朝向的輻射量也不一樣，傾角面輻射量可通過調整組件傾角（采用固定可調式支架）或加裝跟蹤設備（架采用跟蹤式系統支架）來增加；組串并聯匹配。組串串聯失配是由于組件的電流差異造成電流損失，組串并聯失配是由于組串的電壓差異造成電壓損失。根據要求組件串聯失配損失最高不應超過2%。

圖1 國內太陽太陽年均輻射量區域圖

組件表面遮擋程度。組件表面遮擋包括灰塵、積雪、雜草、樹木及其他建筑物陰影等的遮擋，遮擋會降低組件接收到的輻射量，組件電池片形成電阻吸收功率，從而引起輸出功率下降，嚴重時會導致熱斑；逆變器容量配比。指逆變器的輸出額定功率與組件的裝機容量的比例。由于光伏組件的發電量輸送到逆變器會有很多損耗，且逆變器、變壓器等設備大部分時間是不能達到滿負荷運轉的，因此光伏組件容量應略大于逆變器額定容量；設備系統運行穩定性。光伏電站的設備故障停機會直接影響電站的發電量，如組件、逆變器、變壓器等設備若發生長期故障停機，將造成的損失電量是巨大的。另外設備不在最佳性能狀態運行也會造成電量損失的出現；電網消納率。設計上應考慮電網消納率的制約因素，避免因電網限發而導致調度要求光伏電站限功率運行；定期維護。定期維護檢修是電站必須運維的主要工作，電站的良好運行可減少不必要的電量損失。結合自身情況合理制定定檢計劃、合理提升巡檢的工作效率，可減少電站因正常維護檢修而損失的發電量。

2 發電量預測及模擬分析

2.1 發電量預測

2.1.1 光伏發電站發電量

根據《GB 50797光伏發電站設計規范》，光伏發電站發電量為Ep=HA×PAZ/ES×K，式中HA為當地水平面太陽能總輻照量（kWh/m2，峰值小時數）；ES為發電量（kWh）；PAZ為組件裝機容量（kWp）；K為綜合效率。綜合效率系數K包括光伏組件類型修正系數、方陣的傾角、朝向修正系數、光伏發電系統可用率、光照利用率、逆變器效率、集電線纜損耗、升壓變壓器損耗、光伏組件表面污染修正系數、光伏組件轉換效率修正系數[2]。

綜上所述，系統綜合效率系數K等于上述各部分效率的乘積，即K=η1×η2×……×η8。其中η1為光伏組件類型修正系數，一般晶體硅電池取0.98；η2為光伏方陣的傾角、方位角修正系數，取值范圍50%～100%，見表1所示；η3為光伏發電系統可用率，根據經驗一般取96.4%；η4為光照利用率，光伏系統設計符合相關設計標準，滿足在項目地點太陽時上午9時至下午15時內無陰影遮擋，因此取0.98～1.0，一般取0.99；η5為逆變器整體系統效率，一般選取的組串式逆變器效率為98%，集中式逆變器為97.6%；η6為集電線纜效率修正系數，按設計要求線路損耗小于3%，即集電線纜效率約為97%；η7為光伏組件表面臟污程度修正系數，參考以往經驗，一般取95%；η8為光伏組件運行效率修正系數，綜合考慮所選用組件的溫度系數、組件失配損失等因素，此處選取光伏組件轉換效率修正系數93%。

2.1.2 系統發電量的衰減

光伏組件的輸出功率在光照及常規大氣環境中使用會有衰減，根據晶硅太陽電池組件性能測試數據可知，其衰減率最大極限按系統25年輸出功率衰減共20.0%計算，其中多晶硅綜合年均衰減率ɑ1=2.5%，ɑ(2-25)=0.8%；單晶硅綜合年均衰減率ɑ1=1.5%，ɑ(2-25)=0.7%。故 有Ep=HA×PAZ/ES×K×(1-(N-1)×ɑ)，式中N為光伏電站投產運行第N年。

2.2 發電量模擬分析

2.2.1 不同傾角與朝向利用系數的分析

不同傾角與朝向的光伏方陣主要集中體現在分布式發電項目，特別在我國珠三角、長三角等用電量較大城市，受制于屋頂可安裝面積有限、區域分散、單塊容量小、設計人員水平參差不齊、周圍情況較復雜等制約因素，故本文主要是以珠三角地區為模擬、分析對象。

采用Klien和Theilacker提出的計算傾斜面上月平均太陽輻照量的方法：傾斜面上的太陽輻射總量由直射太陽輻射量、天空散射輻射量和地面反射輻射量三部分組成，并認為天空散射輻射量是均勻分布的[3]。（kWh/m2/day），其中H為水平面的總輻射量，Hd為水平面的散射量；θ為光電板傾角；ρ為地物表面的反射率，在工程計算中一般取0.2，有雪覆蓋的地面取0.7，Rb為傾斜面與水平面的直射量之比。計算機仿真模擬分析結果如圖2。

圖2 不同朝向與傾角利用系數分析圖

表1 珠三角地區綜合不同傾角與朝向利用系數表

表2 255.4kWhp光伏系統發電系統分析表

2.2.2 案例電站整體發電效率模擬與分析

本文選取廣東省韶關市乳源市255.4kWp分布式光伏發電項目進行發電效率的模擬與分析，該項目選用型號YL270-29的多晶硅塊組件共946塊，50kW組串式逆變器共5臺，低壓側380V并網，正向朝南安裝，安裝角度為18°。依據公式計算PR=76.5%。現采用美國版PVSYS V6.87專用軟件對綜合發電效率模擬結果見表2，其中GlobHor為水平面總體照射量、GlobEff為有效的陰影和立面遮擋量、DiffHor為水平面漫射照射量、EArray為陣列輸出的有效能量、T Amb為環境溫度影響量、E_Grid為注入電網的電量、GlobInc為電池板總體故障、PR為系統效率。通過分析結果與分析可知，總體的發電效率PR=76.8%，與發電量測算公式計算結果基本吻合。

表3 255.4kWhp光伏發電量對比統計表

3 案例發電量預測與實際發電的驗證分析

發電量的統計數據。本文選取的光伏電站地點位于廣東省韶關市乳源市，總裝機容量為255.4kWp，選用正向朝南最佳傾角18度安裝方式。選取該電站主要原因為空氣質量較優，周邊無工廠污染源，四周無高大建筑、高山、電桿等障礙物，有效地排除人力因素的干擾，從而提高驗算的可靠度。本次收集該電站三年的實際運行發電量數據，通過與測算發電量數據對比如表3。

實際發電與測算發電量分析。通過以上數據可看出，電站3年內從1～12月份實際發電量明顯存在一定的線性關系，可通過線性回歸方式進行綜合分析，以驗證預測發電量與實際發電量存在一定的修正比例（圖3）。通過分析結果可知，針對廣東省地區，根據《GB 50797光伏發電站設計規范》里基本公式測算的發電量，在線性回歸曲線圖中R值越接近1，其線性相關越強、組合度就越高，但仍與實際發電量存在一定差異，需考慮性線修正系數，從圖3中可看出3年的實際發電趨勢曲線相似，故修正系數基本接近；該系數定義為實際發量修正系數，用符號R表示；通過選取第2、3年發電量為最有價值數據進行分析計算得出R∈[0.97，0.99]。

圖3 255.4kWhp光伏發電量線性回歸分析圖

綜上，相同裝機容量的并網分布式光伏電站即使安裝在相鄰位置，由于受到傾角、朝向等不同因素的影響其發電量也會不同。故對相同裝機容量的并網光伏電站的發電量進行預測，需仔細對每一個影響到光伏電站發電的因素進行分析、找出其差異性，才能準確預測光伏電站實際的發電量，為項目進行投資收益評估提供可靠的依據。