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  • 如何量化光伏电站的质量?(略图)
  • 2017-11-13 17:13:56  发布:  来源:北极星 作者:王斯成
  • 摘要:光伏电站的质量如何进行量化?在近期举办的“第三届光伏电站质量高峰论坛”上国家发展和改革委员会能源研究所研究员王斯成以能效比(PR)、度电成本(LCOE)和内部收益率(IRR)等之间的关系进行了阐述。

     光伏电站的质量如何进行量化?在近期举办的“第三届光伏电站质量高峰论坛”上国家发展和改革委员会能源研究所研究员王斯成以能效比(PR)、度电成本(LCOE)和内部收益率(IRR)等之间的关系进行了阐述。光伏电站的质量好坏是有评价指标的,而且可以量化光伏电站的质量和效益水平。当然评价指标不是一个单一的指标,是一个综合的指标体系。

     
    当前国内外光伏系统的评价指标
     
    1、国际通用的PR(能量效率),实际的发电量PRD除以理论发电量PT,光伏电站的能量效率就代表了电站的质量,当然PR高不代表经济性好!什么是光伏电站质量?质量是寿命期内的高可靠度、寿命期内的高效率,质量的好坏是PR(能量效率)来代表的。
     
    2、年等效利用小时数,光伏电站在同一地区每千瓦发电量,是一个国际上通用非常重要的指标,代表光伏电站的资源利用率,同样一个地区,同样装机量情况下资源利用率不同,代表方案设计的优劣(容配比,太阳跟踪器等),但不能反映电站质量。
     
    3、GCR(土地利用率):光伏组件总面积/电站占地总面积。国内常用每kW占地,是一个辅助性的指标。
     
    4、Availability设备正常运行率:正常运行时间(发电量)/总运行时间 (总发电量),适用于逆变器和太阳跟踪器,不适合于光伏阵列。逆变器和跟踪系统正常运行,是一个非常重要的设备指标。设备正常运行率源自于从风力发电,设备正常运行率能够有效排查设备制造商的问题。
     
    5、经济性的指标(LOCE和IRR),是光伏电站最终追求的目标,电站配置再高、技术应用再先进、发表量再多,但是电站成本很高,度电成本并不具有优势,光伏电站系统的经济性就会变的很差。
     
    能量效率是跟资源条件差异没有关系的,在西藏光照资源好,光伏电站发电量自然就多,而在北京的光伏电站发电量少,是北京的光照资源的原因。发电量的多少和能量效率没有直接的关系,能量效率有效排除了资源的差异,在北京光伏电站的能量效率达到80%,虽然发电量少,照样比西藏70%的能量效率的光伏电站质量好。
     
    能量效率PR是难以计算精确的,因为PR值的获取需要三个量,一是装机功率;二是电网的发电量,而且精确度非常高;三是方阵面的辐射量,光伏电站一年的测试精度、维护程度等的影响,辐射量数据往往难以获取准确,所以能量效率指标虽然是国际通用指标,也最能够代表光伏电站的质量,实际效果并不理想,而且户用系统、分布式光伏很多没有气象站,这种情况下很难量化光伏电站的质量。光伏电站质量的量化能到什么程度呢?量化到你的整个效率链,一共14个,总体PR值是用所有的效率相乘得到的,因此不但可以定性的整个系统的质量,而且可以分段来说明哪一个段的存在问题,都可以定量化出来。
     
    影响整体PR值得14项影响因素和判定指标
     
    光伏组件光谱失配损失的量化
     
    光谱适配损失,非晶硅(a-Si) 和碲化镉(CdTe)组件对于光谱分布很敏感,需要进行光谱修正,对于晶体硅(C-Si)和铜铟镓硒(CIGS)组件不需要,光谱偏离的误差很小。
     
    光伏组件反射损失的量化
     
    1、阳光入射角在50度以内时反射损失很小,50度以上时 随着入射角增大,反射损失增 大; 2、角度因子(纵轴)代表了入射光的比例(阳光入射率) ,越高越好; 3、ar代表了减反射这条蓝线,和光伏组件的减反射功能好坏有关,即便入射角达到70%,最好的透过率100%,最差的透过率80%,这也是一个非常重要的指标,来定量化组件的反射损失,
     
    IEA给出的对于PR效率链损失的估计预测:遮挡损失:7.4%;积尘:1.9%;反射:2.4%;光谱:0.9%;辐射量:1.5%;温度:4.6%;失配:0.7%;DC线损:0.7%;逆变器:3.8%;AC线损:0.4%.
     
    光伏系统能效比(PR)的分级
     
    能效比PR代表了光伏系统的质量好坏:是否具备长期运行的可靠性;是否具有光伏系统各个环节长期运行的高效率;排除了当地资源差异的影响;下表判定指标基于晶硅组件,温升损失8.4%(NOCT电池结温45度左右)。
     
    最优秀的系统或者集中逆变器一定要大于80%才能算优秀,如果小于75%一定是出了大的问题。
     
    采用系统“功率比”来代替PR(能效比)
     
    并网点某一时刻,只要光强大于一定值,测量并网点或者逆变器的逆变单元功率,同时测量你的光照面的辐射程度,测出来后把并网点的功率进行温度和光强修正,修正到你的STC条件,实际并网的功率除以你的初装功率,就是功率转换率,可以代替PR值,因为PR值跟时间轴相关,功率转换率是某一个点,包括了效益链上所有的因素在里面,很多因素是不跟时间相关的,如逆变器效率、直流线损、屋子遮挡等。
     
    测试条件:在没有限功率运行,朝向一致,光强≥700W/m2。
     
    1)在交流并网点或逆变器输出测试光伏电站输出功率 - Pmeas (kW);
     
    2)同时测试当时的辐照度Gmeas和光伏电池温度TC;
     
    3)将实测交流功率修正到STC条件,得到修正功率:Pcorr-STC
     
    Responsivity(功率转换率)=Pcorr-STC/Prat-STC(Prat-STC是光伏组件额定功率之和)
     
    Pcorr-STC=Pmeas/((Gmeas/GTRC)[1+δ(TC-TTRC)]) IEC61724-4
     
    4)准确统计组件额定功率之和(电站的或逆变单元的)-Prat-STC(kW);
     
    5)电站(逆变单元)的功率比: Pcorr-STC/Prat-STC(应当不低于85%)
     
    功率比的特点:
     
    1)可以准确测试,避免了辐射量测试不准的问题;
     
    2)适用于不同朝向和不同运行方式的系统,只要被测单元内的光伏方阵具有相同朝向或相同运行方式即可;
     
    3)功率比中包括了:光伏组件功率衰降,积尘损失,光谱损失,反射损失,失配损失,交直流线损,逆变器效率,变压器效率,即时的故障损失。不包括:温升损失,逆变器死区损失,早晚遮挡,弃光,停机等与时间相关的损失;
     
    4)适用于所有光伏电站的质量对比,也包括不同气候区光伏电站的质量比较;
     
    5)可以分解到9个效率项进行测试,找出原因。
     
     
     
    因为功率比是进行了温度修正,所以没有温度损失,因此功率比的指标要相对较高。现场就能知道你的系统质量到底怎么样,包括户用系统。如果低于82%,系统一定存在问题。对于任何系统,如果没有PR值、没有准确的辐射量的数据,就可以用功率比,利用修正过的光照剂现场5分钟就知道结果,对于问题分析可以通过测9个效率项找出问题。
     
    电站测试项目和判定指标
     
    上述都是电器质量,另外安全性测试、电网接入的测试等也非常重要,整个加起来,需要测量23个测试项(如下图),才能够定量化整个电站的质量水平。
     
    1、IR:只分析,不判定;
     
    2、积尘:依据电站设定值;
     
    3、温升:只测试,不判定;
     
    4、组件衰减:国能综新能(2015)51号文;
     
    5、EL:只分析,不判定;
     
    6、故障分析,统计比例;
     
    7、2段失配损失不大于3.0%;
     
    8、直流线损:建筑光伏技术规范(JGJ203-2010)2%,Sandia光伏设计手册3%;组件间线损可忽略。
     
    9、遮挡损失:依据GB/T50797-2012;
     
    10、交流线损:依照直流线损;
     
    11、逆变器中国效率:国能综新能(2015)51号文;
     
    12、绝缘电阻:IEC62446-1(2016);
     
    13、接地电阻依据GB/T32512-2016;接地连续性:依据IEC61730-2(2004);
     
    14、电能质量(可选):GB/T29319-2012;
     
    光伏电站验收不仅仅测试电气效率链,还要有缺陷测试(IR,EL,二极管抽测),安全性测试(接地电阻、连续性、孤岛、电气间隙等),电网接入特性(电能质量、高低电压穿越、有功/无功等)。
     
    度电成本LCOE和财务内部收益率IRR
     
    LCOE是寿命期成本/寿命期发电量 (元/kWh),它跟IRR是有差别的,对于具体的项目来说,一定是用IRR,因为IRR包括了电价因素、利息、贷款、贷款比例和整个项目的投资回收收益率,而LCOELCOE是国际上通用的用于横向比较的成本指标(不是电价),不具备这样的功能,LCOE是互相比较的,早期提出用于不同的发电比较,水力发电、火力发电、光伏发电等,是最客观的经济性的比较,对于光伏发电实际上是一个简化的公式,光伏发电没有燃料成本,全寿命期的发电量除以整个全寿命期的成本加全投资,不包含上网电价、补贴、贷款利息、税收、收益等因素,就是你的全投资除以你的寿命期的发电量。当电站经过一年后做验收,就需要做这个比较,系统的PR值、首年发电量、占地面积、土地租金、运行维护成本、初始投资。
     
    以大同为例,初投资比较高,能量比较低,首年组件衰降率比较高,推算整个20年发电量,电价高于投资低的电站,如果加上跟踪系统,虽然初投资增加了约16.5%,但是发电量增加了20%,最终的度电成本降低,所以不能只看PR值,如拉萨,虽然投资、运行维护一样,但是发电量高,成本就会降到3毛。另外,不能只看发电量,拉萨的固定式发电量最高,大同的跟踪式发电量同样非常高,但是大同的跟踪式的成本增加了15%,度电成本超过了4毛,所以度电成本跟收益、投入也有关系。因此评价一个光伏电站,不但要评价它的质量、安全性、并网特性,还要考虑LCOE度电成本,这样才能客观的评价,光伏电站最终的追求目标是LCOE度电成本低,所以PR值高并不能代表度电成本低,PR值一样的电站,度电成本可能完全不一样。因此光是PR值是不够的,光是资源利用率也是不够的,一定要考虑度电成本。
     
    对于光伏系统验收和性能评估的个人观点
     
    1、对于监控系统完备的大型光伏电站,建议采用“PR”值来定量评估系统的质量,并认真完成14个效率测试项;
     
    2、对于没有辐射量数据的分布式建筑光伏,如户用系统,可以用“功率比”代替PR :修正AC功率与光伏组件额定总功率对比得到“功率比”。最大优点是避免了辐射量测试不准的问题。也必须对各环节的效率和损失进行测试(9个效率测试项);
     
    3、同一资源区,用“等效利用小时数-Yield”( kWh/kW )评判项目的优劣(并网点的发电量/并网点的交流额定功率)。简单易行;
     
    4、用“正常运行率-Availability”来评判太阳跟踪器和逆变器的可靠性;
     
    5、GCR(土地利用率)或者kW占地:只能作为辅助判定参数;
     
    6、对于光伏电站经济性的评估和对比,应采用“LCOE”,比较不同电站的度电成本 。 要求提供 :1)运行期发电量;2)项目全投资额;3)第一年的运行维护费用。
     
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