并網(wǎng)光伏電站的發(fā)電性能測(cè)試研究＊

曾 飛，林志鴻，林榮超，董雙麗，劉書(shū)強(qiáng)，胡振球，劉仲義

（廣東產(chǎn)品質(zhì)量監(jiān)督檢驗(yàn)研究院，廣東 佛山 528300）

1 引言

目前，我國(guó)已成為全球光伏發(fā)電裝機(jī)容量的第一大國(guó)，其中，絕大部分光伏電站都以并網(wǎng)形式運(yùn)行。由于光伏行業(yè)受到政府補(bǔ)貼政策的影響，為了獲得更多的電費(fèi)補(bǔ)貼，幾乎每年在特定的時(shí)間節(jié)點(diǎn)前都會(huì)出現(xiàn)“搶裝潮”，但電站的建設(shè)質(zhì)量良莠不齊，隨之而來(lái)的質(zhì)量問(wèn)題頻發(fā)，部分電站出現(xiàn)了設(shè)計(jì)不合理、施工不規(guī)范、組件衰減嚴(yán)重、設(shè)備故障率較高等多種問(wèn)題，部分項(xiàng)目還長(zhǎng)期存在運(yùn)維缺失的情況，這些都直接導(dǎo)致電站的發(fā)電量低于預(yù)期，甚至存在安全隱患，因此，光伏電站的性能測(cè)試[1]和評(píng)價(jià)[2-3]越來(lái)越受到業(yè)內(nèi)的關(guān)注?？疾祀娬景l(fā)電性能的重要指標(biāo)主要有組件功率衰減[4]、逆變器轉(zhuǎn)換效率[5]、串并聯(lián)失配[6]、交直流線損[7]、能效比（PR）[8]、污漬遮擋損失[9]，等等，此外，還有紅外熱成像、電致發(fā)光（EL）[9]等測(cè)試手段，主要的參考標(biāo)準(zhǔn)有GB/T 20513—2006《光伏系統(tǒng)性能檢測(cè) 測(cè)量、數(shù)據(jù)交換和分析導(dǎo)則》（等同采用 IEC 61724：1998）、CNCA/CTS 0016—2015《并網(wǎng)光伏電站性能檢測(cè)與質(zhì)量評(píng)估技術(shù)規(guī)范》、CNCA/CTS 0004—2010《并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)工程驗(yàn)收基本要求》等。本文對(duì)一個(gè)典型的并網(wǎng)光伏電站進(jìn)行系統(tǒng)的發(fā)電性能測(cè)試，結(jié)合測(cè)試結(jié)果分析電站能效比的影響因素。

2 電站項(xiàng)目概況

本次選定的并網(wǎng)光伏電站為10 kV并網(wǎng)彩鋼瓦屋頂光伏系統(tǒng)，總裝機(jī)容量5 420.00 kWp，位于廣東省佛山市，共安裝額定功率為250 Wp的多晶硅組件21 680塊，500 kW集中式逆變器10臺(tái)，直流匯流箱72臺(tái)，直流配電柜10臺(tái)，10 kV升壓變壓器5臺(tái)，分成4個(gè)屋頂，每個(gè)組串均為每20塊組件串聯(lián)，組串并聯(lián)后接入?yún)R流箱，匯流箱并聯(lián)接入逆變器，逆變器輸出經(jīng)過(guò)變壓器升壓至10 kV并入一個(gè)并網(wǎng)點(diǎn)。該項(xiàng)目于2015-06建成，截至測(cè)試時(shí)已正常發(fā)電運(yùn)行2年6個(gè)月。光伏電站整體外觀如圖1所示。

圖1 光伏電站整體外觀照片

表1 測(cè)試項(xiàng)目具體條款及其測(cè)試日期

3 測(cè)試項(xiàng)目和測(cè)試方法

對(duì)并網(wǎng)光伏電站的現(xiàn)場(chǎng)檢測(cè)一般包括紅外熱成像、污漬遮擋損失、光伏組件性能衰降、光伏組串溫升損失、光伏組件/組串的串并聯(lián)失配損失、EL測(cè)試、光伏方陣相互遮擋損失、直流線損、逆變器效率、逆變器MPPT效率、變壓器效率、交流線損、光伏方陣絕緣測(cè)試、接地連續(xù)性測(cè)試、并網(wǎng)性能測(cè)試（并網(wǎng)點(diǎn)電能質(zhì)量、孤島保護(hù)、有功/無(wú)功功率控制能力、低電壓穿越以及電壓/頻率適應(yīng)能力驗(yàn)證）等內(nèi)容[11]。本文依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)CNCA/CTS 0016—2015規(guī)定的方法進(jìn)行測(cè)試，根據(jù)選定的光伏電站的實(shí)際情況，本次挑選其中的9個(gè)項(xiàng)目，具體條款和測(cè)試日期如表1所示。

測(cè)試組在2017-12-08完成了上述序號(hào)1-7的7個(gè)項(xiàng)目的測(cè)試，2017-12-09完成PR和PRSTC的測(cè)試；在2018-03，運(yùn)維人員清洗電站的所有組件，測(cè)試組對(duì)PR和PRSTC進(jìn)行了復(fù)測(cè)，具體測(cè)試方法如下。

3.1 組件功率衰降率

選定外觀無(wú)異常的組件，在清洗后進(jìn)行I-V測(cè)試。組件功率衰降率＝（光伏組件初始STC標(biāo)稱功率－實(shí)測(cè)修正STC標(biāo)稱功率）/光伏組件初始STC標(biāo)稱功率的比值×100%.

3.2 組件污漬和灰塵遮擋損失

選定組件，在清洗前后分別進(jìn)行I-V測(cè)試。污漬遮擋損失＝（組件清潔后修正功率值－組件清潔前修正功率值）/組件清潔后修正功率值×100%.

3.3 串并聯(lián)失配損失

采用集中式逆變器的光伏電站失配損失主要包括組件到組串的串聯(lián)失配，組串到匯流箱的并聯(lián)失配和匯流箱到逆變器的并聯(lián)失配損失。

3.3.1 組串內(nèi)光伏組件的串聯(lián)失配損失

斷開(kāi)選定組串，對(duì)其中每一塊組件測(cè)試I-V曲線，記錄光強(qiáng)和組件溫度；恢復(fù)組串到工作狀態(tài)，檢測(cè)組串實(shí)際工作電壓和工作電流，記錄光強(qiáng)和組件溫度；分別修正到統(tǒng)一光強(qiáng)和統(tǒng)一溫度。計(jì)算公式是：串聯(lián)失配損失＝（各組件修正最大功率之和－組串修正工作功率值）/各組件修正最大功率值之和×100%.

3.3.2 多個(gè)組串并聯(lián)的失配損失

斷開(kāi)選定匯流箱，對(duì)其中每一個(gè)組串測(cè)試I-V曲線，記錄光強(qiáng)和組件溫度；接通匯流箱，使其處于工作狀態(tài)，記錄工作電壓和工作電流，同時(shí)記錄光強(qiáng)和組件溫度；分別修正到統(tǒng)一光強(qiáng)和統(tǒng)一溫度條件。計(jì)算公式是：并聯(lián)失配損失＝（各組串修正最大功率之和－匯流箱修正工作功率值）/各組串修正功率值之和×100%.

匯流箱到逆變器的并聯(lián)失配本次不進(jìn)行測(cè)試。

3.4 直流線損

采用集中逆變器的光伏電站的直流線損主要包括組串到匯流箱的直流線損和匯流箱到逆變器的直流線損。

3.4.1 光伏組串到匯流箱的直流線損

從選定匯流箱所對(duì)應(yīng)的組串中抽取近、中、遠(yuǎn)3個(gè)組串檢測(cè)，同時(shí)，檢測(cè)組串出口直流電壓、匯流箱入口直流電壓。該組串在匯流箱入口的直流電流按照CNCA/CTS 0016—2015規(guī)定的方法計(jì)算線損，并修正到STC條件下。

3.4.2 匯流箱到逆變器的直流線損

從選定逆變器所對(duì)應(yīng)匯流箱中抽取近、中、遠(yuǎn)3臺(tái)進(jìn)行直流線損檢測(cè)，同時(shí)，檢測(cè)匯流箱出口直流電壓、逆變器入口直流電壓、逆變器入口直流電流，按照CNCA/CTS 0016—2015規(guī)定的方法計(jì)算線損，并修正到STC條件下。

3.5 逆變器加權(quán)效率

逆變器效率是逆變器輸出功率與輸入功率的比值，從早到晚，在不同負(fù)載率時(shí)測(cè)試逆變器的輸入/輸出功率。效率的測(cè)試結(jié)果參考青海經(jīng)驗(yàn)公式計(jì)算加權(quán)效率，即ηqh＝0.01η5%＋0.02η10%＋0.04η20%＋0.09η30%＋0.18η50%＋0.14η65%＋0.17η75%＋0.35η100%.

3.6 能效比（PR）和標(biāo)準(zhǔn)能效比（PRSTC）

用總輻射計(jì)記錄每天的輻照強(qiáng)度，記錄間隔為5 s，總輻射表的安裝方向和角度與電站組件一致，同時(shí)，在上網(wǎng)關(guān)口表處記錄當(dāng)天的發(fā)電量。用總輻射表計(jì)算輸入能量，發(fā)電量與輸入能量之比即為能效比。

由于不同環(huán)境溫度影響PR的測(cè)試結(jié)果，而環(huán)境溫度的影響不屬于電站建設(shè)的質(zhì)量問(wèn)題，因此，將PR值修正到25℃下的結(jié)果（即PRSTC）再作對(duì)比，按照CNCA/CTS 0016—2015規(guī)定的方法修正。

4 測(cè)試結(jié)果和分析

4.1 組件污漬和灰塵遮擋損失

在現(xiàn)場(chǎng)抽取5塊組件，在清洗前后進(jìn)行I-V測(cè)試，結(jié)果如表2所示。

表2 組件清洗前后I-V測(cè)試結(jié)果

由結(jié)果可知，組件清洗后功率相比清洗前提高了7.28%，可見(jiàn)組件受到的污漬遮擋比較嚴(yán)重，現(xiàn)場(chǎng)外觀如圖2所示。

4.2 組件功率衰降率

在現(xiàn)場(chǎng)抽取5塊組件，在清洗后進(jìn)行I-V測(cè)試，結(jié)果如表3所示。由結(jié)果可知，組件平均衰降比例為4.69%.目前，業(yè)內(nèi)一般多晶硅組件廠家承諾首年平均衰降率不超過(guò)2.5%，之后每年衰降比例不超過(guò)0.7%，則運(yùn)行2年6個(gè)月后組件的衰降比例應(yīng)不超過(guò)3.55%.本項(xiàng)目的組件衰降比例明顯高于業(yè)內(nèi)一般水平，可見(jiàn)組件的質(zhì)量比較差。

圖2 清洗前后組件外觀照片

表3 組件功率衰降率測(cè)試結(jié)果

4.3 組串內(nèi)光伏組件的串聯(lián)失配損失

選取一個(gè)組串，分別對(duì)所有組件以及組串進(jìn)行測(cè)試，計(jì)算串聯(lián)失配損失，結(jié)果統(tǒng)計(jì)如表4所示。

表4 組串內(nèi)光伏組件的串聯(lián)失配損失測(cè)試結(jié)果

由表4可知，組件STC最大功率之和為4 458.1 W，組串修正工作功率為4 391.0 W，由此計(jì)算串聯(lián)失配損失為1.51%.

4.4 多個(gè)組串并聯(lián)的失配損失

選取一個(gè)代表普遍情況的匯流箱（接入10路組串），分別對(duì)所有組串和匯流箱進(jìn)行測(cè)試，計(jì)算匯流箱的失配損失，結(jié)果統(tǒng)計(jì)如表5所示。

由表5可知，10個(gè)組串STC最大功率之和為42 094.5 W，匯流箱修正工作功率為41 464.4 W，由此計(jì)算并聯(lián)失配損失為1.50%.

表5 多個(gè)組串并聯(lián)的失配損失測(cè)試結(jié)果

4.5 光伏組串到匯流箱的直流線損

從選定匯流箱所對(duì)應(yīng)的組串中抽取近、中、遠(yuǎn)3個(gè)組串進(jìn)行檢測(cè)，計(jì)算直流線損的平均值，統(tǒng)計(jì)結(jié)果如表6所示。

表6 光伏組串到匯流箱的直流線損

由表6所示的計(jì)算結(jié)果可知，光伏組串到匯流箱的直流線損最近處為0.43%，最遠(yuǎn)處為0.79%，平均值為0.58%.

表7 匯流箱到逆變器的直流線損

表8 逆變器加權(quán)效率計(jì)算表

4.6 匯流箱到逆變器的直流線損

從選定逆變器所對(duì)應(yīng)的匯流箱中抽取近、中、遠(yuǎn)3個(gè)匯流箱進(jìn)行檢測(cè)，計(jì)算近、中、遠(yuǎn)直流線損的平均值，結(jié)果統(tǒng)計(jì)如表7所示。

由表7所示的計(jì)算結(jié)果可知，匯流箱到逆變器的直流線損最近處為0.36%，最遠(yuǎn)處為0.71%，平均值為0.48%.

4.7 逆變器加權(quán)效率

現(xiàn)場(chǎng)選取一臺(tái)500 kW集中式逆變器進(jìn)行全天的轉(zhuǎn)換效率測(cè)試，測(cè)試結(jié)果參考青海經(jīng)驗(yàn)公式計(jì)算加權(quán)效率，計(jì)算結(jié)果如表8所示。

經(jīng)計(jì)算，逆變器的加權(quán)效率為97.1%.

4.8 能效比（PR）和標(biāo)準(zhǔn)能效比（PRSTC）

本項(xiàng)目先在2017-12-09測(cè)試了1 d的PR和PRSTC，由于當(dāng)時(shí)組件污漬遮擋比較嚴(yán)重，在2018-03由運(yùn)維人員對(duì)電站的所有組件進(jìn)行清洗后，測(cè)試組于2018-03-13進(jìn)行復(fù)測(cè)，結(jié)果如表9所示。

表9 PR和PRSTC測(cè)試結(jié)果

4.9 測(cè)試結(jié)果匯總分析

對(duì)以上9個(gè)測(cè)試項(xiàng)目的結(jié)果進(jìn)行匯總，如表10所示。

表10 測(cè)試結(jié)果匯總表

4.9.1 污漬遮擋的影響

2017-12-09第一次PR測(cè)試值僅為67.48%，在2018-03清洗組件后，PR值提高為74.64%.考慮到2017-12和2018-03組件背板溫度的不同對(duì)PR值的影響比較大，因此，進(jìn)一步對(duì)比分析參考PRSTC值。在組件清洗前，PRSTC值為67.54%，清洗后為78.22%，由4.1所示的測(cè)試結(jié)果可知，清洗后的組件最大功率增長(zhǎng)幅度為7.28%，而PRSTC增長(zhǎng)幅度達(dá)到10.68%，大大高于組件功率的增長(zhǎng)幅度，原因是嚴(yán)重的污漬遮擋不僅降低表面透過(guò)率，還會(huì)使組件溫度升高（如圖3所示，積灰的邊緣部位溫度高于其他部位），且組串的一致性變差，造成失配損失較高。本次在清洗前測(cè)得的串聯(lián)失配、并聯(lián)失配損失均為1.5%左右，高于其他類(lèi)似項(xiàng)目的結(jié)果[6]。

4.9.2 組件功率衰降的影響

本項(xiàng)目的組件在運(yùn)行2年6個(gè)月后功率衰降率達(dá)到4.69%，明顯高于業(yè)內(nèi)3.55%的一般水平，由此推測(cè)組件存在一定的質(zhì)量問(wèn)題，因此，在現(xiàn)場(chǎng)抽檢了166塊組件的EL圖像。對(duì)EL結(jié)果的統(tǒng)計(jì)表明，62.5%均存在明暗片，5.6%存在碎片，典型的EL圖像如圖4所示。從圖4中可以看出，明暗片是造成組件功率衰降的最重要原因。明暗片還導(dǎo)致不同組件的一致性變差，這也進(jìn)一步增加了失配的損失。

圖3 組件紅外熱成像照片

圖4 組件EL圖像

5 結(jié)束語(yǔ)

本文對(duì)一個(gè)廣東佛山地區(qū)的彩鋼瓦屋頂并網(wǎng)光伏電站進(jìn)行系統(tǒng)的發(fā)電性能測(cè)試，分別測(cè)試了組件污漬和灰塵遮擋損失、組件功率衰降率、組串內(nèi)光伏組件的串聯(lián)失配損失、多個(gè)組串的并聯(lián)失配損失、光伏組串到匯流箱的直流線損、匯流箱到逆變器的直流線損、逆變器加權(quán)效率、光伏電站能效比（PR）、光伏電站標(biāo)準(zhǔn)能效比（PRSTC）共9個(gè)項(xiàng)目。測(cè)試結(jié)果顯示，污漬遮擋損失比例為7.28%，其對(duì)電站能效比的影響最大；清洗組件后，PRSTC的增長(zhǎng)幅度達(dá)到10.68%；組件的功率衰降率高于業(yè)內(nèi)一般水平，其中，明暗片是造成功率衰降的最重要原因。

［1］李建華，王延軍.光伏電站系統(tǒng)性能測(cè)試原理及方法［J］.水電與新能源，2016（11）：73-75.

［2］梁健鋒，胡振球，黃浩鋒.并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)的可靠性評(píng)價(jià)［J］.科技傳播，2016，8（17）：192-194.

［3］宋玉萍，孟忠.太陽(yáng)能光伏電站項(xiàng)目的評(píng)價(jià)方法及實(shí)證研究［J］.華北電力技術(shù)，2011（1）：30-34，44.

［4］楊威，楊洋.基于光伏組件衰減的多年發(fā)電量計(jì)算常見(jiàn)問(wèn)題及探討［J］.太陽(yáng)能，2016（8）：76-78.

［5］劉書(shū)強(qiáng)，董雙麗，林榮超.并網(wǎng)光伏逆變器效率現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)技術(shù)分析［J］.科技與創(chuàng)新，2016（14）：13-14.

［6］董雙麗，劉書(shū)強(qiáng)，林榮超，等.光伏方陣串并聯(lián)失配損失的測(cè)試與分析［J］.電子測(cè)試，2016（13）：129-130.

［7］林榮超，曾飛，曾嬋娟.光伏電站直流線損測(cè)試方法探討［J］.廣東科技，2015，24（18）：36-37.

［8］劉宏.基于能效比PR值增加光伏電站發(fā)電量的研究［J］.青海科技，2017，24（2）：18-24.

［9］白愷，李智，宗瑾，等.積灰對(duì)光伏組件發(fā)電性能影響的研究［J］.電網(wǎng)與清潔能源，2014，30（1）：102-108.

［10］胡振球，曾飛，戴穗，等.光伏電站現(xiàn)場(chǎng)組件紅外和電致發(fā)光測(cè)試的統(tǒng)計(jì)分析［J］.順德職業(yè)技術(shù)學(xué)院學(xué)報(bào)，2017，15（3）：5-8.

［11］中國(guó)質(zhì)量認(rèn)證中心，中國(guó)科學(xué)院電工研究所.CNCA/CTS 0016—2015并網(wǎng)光伏電站性能檢測(cè)與質(zhì)量評(píng)估技術(shù)規(guī)范［S］.［出版地不詳］：［出版者不詳］，2015.