光伏电站理论发电量计算及影响因素

光伏电站理论发电量计算及影响因素

一、光伏电站理论发电量计算

1、太阳电池效率η 的计算

在太阳电池受到光照时，输出电功率和入射光功率之比就称为太阳电池的效率，也称为光电转换效率。

其中，At 为太阳电池总面积（包括栅线图形面积）。考虑到栅线并不产生光电，所以可以把At 换成有效面积Aa （也称为活性面积），即扣除了栅线图形面积后的面积，同时计算得到的转换效率要高一些。Pin 为单位面积的入射光功率。实际测量时是在标准条件下得到的：Pin 取标准光强：AM 条件，即在25℃下，Pin= 1000W / m 2。

2、光伏系统综合效率（PR）

η

总＝η

1×η2×η3

光伏阵列效率η1：是光伏阵列在1000 W/m2 太阳辐射强度下实际的直流输出功率与标称功率之比。光伏阵列在能量转换过程中的损失包括：灰尘/污渍，组件功率衰减，组件串联失配损失、温升损失、方阵相互遮挡损失、反射损失、光谱偏离损失、最大功率点跟踪精度及直流线路损失等，目前取效率86%计算。

逆变器转换效率η2:是逆变器输出的交流电功率与直流输入功率之比，取逆变器效率97%计算。

交流并网效率η3:是从逆变器输出，至交流配电柜，再至用户配电室变压器10 KV 高压端，主要是升压变压器和交流线缆损失，按96%计算。

3、理论发电量计算

太阳电池的名牌功率是在标准测试条件下测得的，也就是说在入射功率为

1000W/m2的光照条件下，1000Wp 太阳电池1 小时才能发一度电。而实际上，同一天不同的时间光照条件不同，因此不能用系统的容量乘以日照时间来预测发电量。计算日发电量时，近似计算：

理论日发电量=系统峰值功率(kw)x等效日照小时数(h)x系统效率

等效峰值日照小时数h/d=（日太阳辐照量m2/d）/1kW/m2

（日照时数：辐射强度≥120W/m2的时间长度）

二、影响发电量的因素

的发电量由三个因素决定：装机容量、峰值小时数、系统效率。当电站的地点和规模确定以后，前两个因素基本已经定了，要想提高发电量，只能提高系统效率。

1、温度折减

对系统效率影响最大的自然因素就是温度。温度系数是非常重要的一个参数。一般情况下，晶硅电池的温度系数一般是～%/℃，非晶硅电池的温度系数一般是%/℃左右。而组件的温度并不等于环境温度。下图就是光伏组件输出功率随组件温度的变化情况。

在正午12点附近，图中光伏组件的温度达到60摄氏度左右，光伏组件的输出功率大约仅有85%左右。除了光伏组件，当温度升高时，等电气设备的转化效率也会随温度的升高而降低。温度造成的折减，可以根据光伏组件的温度系数和当地的气温进行估算。

2、不可利用太阳光

获得的总辐射量值，是各种辐射强度的直接辐射、散射辐射、反射辐射的总和，但并不是所有的辐射都能发电的。比如，逆变器需要再辐照度大于50W/m2时才能向电网供电，但辐照度在100W/m2以下时输出功率极低。即使在阳光好的西部地区，这部分虽然算到总辐射量数据中、但无法利用的辐射，也能达到2~3%。

3、光伏组件的匹配度

标称偏差也是光伏组件一个重要参数，一般±3%内是可以接受的。这说明，虽然组件的标称参数是一样的，但实际上输出特性曲线是有差异的，这就造成多个组件串联时因电流不一致产生的效率降低。目前，像天合、英利等组件厂家，一般采用正偏差来降低由于功率的不匹配性带来的损失。

4、逆变器、箱变的效率

虽然逆变器技术规格书中的欧洲效率是考虑了不同负载率后的加权，但实际使用中，很少有逆变器能达到现在普遍使用的%。逆变器在DC变AC的过程中，加权效率能达到%应该就不错了。

不同逆变器的MPPT跟踪效果也是不一样的。当最大功率点电压随着辐照度变化时，逆变器需要不断改变电压值以找到最大功率点电压，由于跟踪的滞后性也会造成能量损失。目前，有的逆变器厂家采用多路MPPT的方式，来减少此项损失。

在最大直流输入电压范围内，尽量的多串联组件提高电压、降低电流，可以提高逆变器的转化效率，同时降低线损。

箱变将在将升压的过程中，必然会有能量损失，这项根据箱变的参数来确定，一般%左右。

5、直流线损、交流线损

一个1MW单元的面积大约~4公顷。要将这么大面积光伏组件发出的电送到一处地方，就需要很长的直流线路。减少线损的办法有两个：选用好的电缆，提高电压。一般情况下，直流线损可以按2~3%来估算。

交流线路短，线损相对较少，一般可以按1%来进行估算。

6、设备故障

设备故障和检修时造成系统效率低的一个重要原因。光伏电站故障原因，其中一半都是来自于设备。

7、设计不当

设计不当造成发电量损失最严重的一项就是“间距设计不当”。由于目前光伏电站大都采用竖向布置，下沿的少量遮挡往往会造成整个组串输出功率极具下降。据统计，在一些前后间距偏小的电站，前后遮挡造成的发电量损失甚至能达到3%。另外，山地电站除了考虑前后遮挡以外，还要考量东西方向高差所带来的遮挡。在坡度比较大，而东西间距较小的电站，此项折减可达到2%。

8、清洁不及时

在西北地区，一次沙尘暴可能会造成发电量直接降低5%以上；在东部，严重的雾霾天气时光伏电站几乎没有出力。积雪如果不及时清除，也会对发电量造成较大的损失。

除了上述原因以外，光伏组件的衰减过快也是造成发电量达不到预期的重要原因。一般厂家承诺头两年衰减不超过2%，10年不超过10%，25年不超过20%。10年和20年的情况我不清楚，据了解，头两年衰减在2%的光伏组件比较少。

总结:

自然原因：温度折减、不可利用太阳光；

设备原因：光伏组件的匹配度、逆变器、箱变的效率、直流线损、交流线损、设备故障，光伏组件衰减速度超出预期；

人为原因：设计不当、清洁不及时。