基于運(yùn)行數(shù)據(jù)的光伏電站狀態(tài)評(píng)估方法研究

徐恒輝，姚 杰，周 萍，杜 夢(mèng)，于錦濤，朱昊天

（國(guó)電環(huán)境保護(hù)研究院有限公司，江蘇 南京 210031）

1 引言

“十四五”期間，國(guó)家光伏電力產(chǎn)業(yè)建設(shè)將進(jìn)入高速發(fā)展期。在此背景下，光伏電站對(duì)于高效管理、優(yōu)化產(chǎn)出、提升效率的需求愈發(fā)迫切［1～5］。由于光伏電站的運(yùn)行狀態(tài)受到多種因素的影響如天氣變化、設(shè)備老化等，需要及時(shí)準(zhǔn)確地評(píng)估其狀態(tài)以保證高效運(yùn)行［6～12］。目前光伏電站的狀態(tài)研究方法主要基于人工抽檢的方式進(jìn)行評(píng)估［13～15］，但該方法的誤差較大，且無(wú)法真實(shí)反映電站實(shí)際運(yùn)行情況，尤其是在復(fù)雜多變的環(huán)境下評(píng)估準(zhǔn)確性難以保證，當(dāng)前急需研究出一套電站狀態(tài)評(píng)估方法予以解決光伏行業(yè)實(shí)際需求。

甘肅地區(qū)作為中國(guó)西北地區(qū)的代表，具備豐富的太陽(yáng)輻射資源和光伏電站建設(shè)基礎(chǔ)條件。甘肅地區(qū)的氣候多變，地理?xiàng)l件相對(duì)復(fù)雜，光伏電站在該地區(qū)的運(yùn)行狀態(tài)評(píng)估具備較為全面的研究條件。每年6 月至9 月該地區(qū)光照及氣候條件變化幅度范圍較大，對(duì)全年的實(shí)驗(yàn)條件最具代表性［16］。該區(qū)域光伏電站支架類型通常為固定式支架［17］，根據(jù)地理位置及日照時(shí)間的不同選擇合適的支架傾角可以達(dá)到最大發(fā)電效率，同時(shí)發(fā)電效率也與輻照度及溫度成正相關(guān)［18～21］。通過(guò)對(duì)甘肅地區(qū)的實(shí)際光伏電站運(yùn)行數(shù)據(jù)進(jìn)行分析和計(jì)算，形成電站運(yùn)行狀態(tài)評(píng)估方法，在運(yùn)維人員進(jìn)入現(xiàn)場(chǎng)檢測(cè)前全面了解電站各區(qū)域的運(yùn)行狀態(tài)，幫助運(yùn)維人員有針對(duì)性的開(kāi)展檢測(cè)工作，提升光伏電站現(xiàn)場(chǎng)檢測(cè)效率。同時(shí)為高效、系統(tǒng)的評(píng)估電站運(yùn)行狀態(tài)提供指導(dǎo)，拓展了電站運(yùn)維管理的新模式，對(duì)于提高電站運(yùn)維效率和發(fā)電性能具有重要意義。未來(lái)可進(jìn)一步拓展評(píng)估方法的應(yīng)用范圍，以適用于更多地區(qū)和光伏電站，從而實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電的可持續(xù)發(fā)展。

2 研究方法

采集光伏電站一段時(shí)間范圍內(nèi)各逆變器的運(yùn)行數(shù)據(jù)及環(huán)境監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)，對(duì)各項(xiàng)數(shù)據(jù)的關(guān)聯(lián)性進(jìn)行研究分析，分析逆變器直流側(cè)的電流數(shù)據(jù)、電壓數(shù)據(jù)、功率數(shù)據(jù)，得出它們與環(huán)境因素之間的關(guān)系，通過(guò)對(duì)比各區(qū)域的發(fā)電狀態(tài)、衰減率，判斷各子陣列的運(yùn)行狀態(tài)，進(jìn)而評(píng)估電站整體運(yùn)行狀態(tài)情況。整體技術(shù)路線如圖1所示。

圖1 整體技術(shù)路線Fig.1 Overall technical route

選擇甘肅地區(qū)某集中式光伏電站作為評(píng)估對(duì)象。該電站于2012 年并網(wǎng)投運(yùn)，交流側(cè)總?cè)萘繛?.052 kW（直流側(cè)裝機(jī)容量為10.058 kWp），共包含235 W 多晶硅光伏組件38 520 塊。電站共分為9 個(gè)光伏陣列，采用直流匯流方式，每個(gè)陣列配置2 臺(tái)500 kW 集中式逆變器與1 臺(tái)35 kV 箱式變壓器，各陣列又可分為18 個(gè)區(qū)域子陣，每個(gè)區(qū)域子陣包含2 140塊組件。9臺(tái)箱式變壓器高壓側(cè)并聯(lián)為1回集電線路，接入110 kV 升壓站。電站電氣結(jié)構(gòu)示意如圖2所示。

圖2 電站電氣結(jié)構(gòu)示意圖Fig.2 Schematic of power plant electrical structure

3 結(jié)果與討論

3.1 運(yùn)行數(shù)據(jù)分析

采集目標(biāo)光伏電站2022 年6 月至9 月的整體運(yùn)行數(shù)據(jù)，以逆變器為單元將電站整體劃分為18個(gè)區(qū)域，并篩選出各區(qū)子陣輸入側(cè)的電流、電壓、功率等電能數(shù)據(jù)進(jìn)行分析，得出各電能數(shù)據(jù)和環(huán)境數(shù)據(jù)間的關(guān)系，進(jìn)一步判斷各區(qū)子陣的實(shí)際運(yùn)行狀態(tài)表現(xiàn)，進(jìn)而得出電站的整體運(yùn)行狀態(tài)表現(xiàn)。對(duì)電站逆變器直流側(cè)的運(yùn)行數(shù)據(jù)分析情況選取代表日進(jìn)行說(shuō)明。

3.1.1 逆變器直流側(cè)輸入電流分析

光伏組件運(yùn)行過(guò)程中，輸入電流與受照光強(qiáng)呈現(xiàn)明顯的正相關(guān)性。逆變器直流側(cè)輸入電流大小與一日內(nèi)的日照光強(qiáng)變化基本保持一致。選取某代表日電站各區(qū)域逆變器直流側(cè)輸入電流變化和輻照度變化分別如圖3和圖4所示。

圖3 某代表日電站各區(qū)域逆變器直流側(cè)輸入電流變化Fig.3 Variation of DC-side input current for each area's inverter in a representative day at the power plant

圖4 某代表日電站范圍內(nèi)輻照度變化Fig.4 Variation of irradiance within the power plant area on a representative day

影響逆變器直流側(cè)輸入電流的因素包括日照位置、天氣變化（云層遮擋）、非正常遮擋（植被、建筑物、自遮擋）、MPPT 跟蹤特性、組件狀態(tài)（受損）等。不同逆變器之間存在的輸入電流差異顯示了不同區(qū)域的光伏組件運(yùn)行狀態(tài)的差異，以20天為間隔提取5個(gè)代表日的最大與最小直流側(cè)輸入電流如表1所示。

表1 代表日的各區(qū)域逆變器直流側(cè)最大與最小輸入電流情況Tab.1 Maximum and minimum DC-side input current of inverters in each area on a representative day

數(shù)據(jù)結(jié)果顯示，電站各區(qū)域內(nèi)5 個(gè)代表日在同一輻照度條件下，代表日中7 區(qū)#1 逆變器的輸入電流均處于所有子陣中的最大值，表明該區(qū)域組件整體運(yùn)行狀態(tài)相對(duì)較好，故障發(fā)生比率較低。代表日中2區(qū)#2逆變器的輸入電流基本處于所有子陣中的最小值，表明該區(qū)域組件整體運(yùn)行狀態(tài)相對(duì)較差，存在異常組件或非正常遮擋情況較多。監(jiān)測(cè)分析逆變器輸入電流和輻照的關(guān)聯(lián)性，了解光伏子陣的運(yùn)行特性，可分析故障的區(qū)域，提高運(yùn)維管理的可靠性。

3.1.2 逆變器直流側(cè)輸入電壓分析

光伏組件運(yùn)行過(guò)程中，當(dāng)受照光強(qiáng)超過(guò)閾值時(shí)，組件輸出電壓迅速上升并維持穩(wěn)定。但隨電流的增加，組件自發(fā)熱疊加環(huán)境溫度的上升，致使組件溫度增高，自身電阻增加，導(dǎo)致對(duì)外輸出電壓的降低。某代表日電站各區(qū)域逆變器直流側(cè)輸入電壓的變化和溫度變化分別如圖5和圖6所示，其中組件背板溫度為區(qū)域子陣背板溫度的平均值。所選代表日內(nèi)，各逆變器輸入電壓基本在早上8：00前迅速上升，并達(dá)到穩(wěn)定值，晚上20：00 日落后迅速降低。在午間隨著組件背板溫度的增加，各逆變器輸入電壓均表現(xiàn)出一定程度的下降。逆變器直流側(cè)輸入電壓與組件背板溫度和環(huán)境溫度存在明顯關(guān)聯(lián)。

圖5 某代表日電站各區(qū)域逆變器直流側(cè)輸入電壓變化Fig.5 Variation of DC-side input voltage for each area's inverter in a representative day at the power plant

圖6 某代表日電站范圍內(nèi)溫度變化Fig.6 Variation of temperature within the power plant area on a representative day

影響光伏組件輸入電壓的因素包括日照位置、組件背板溫度、MPPT 跟蹤特性、組件狀態(tài)（受損）等。以20 天為間隔提取5 個(gè)代表日的最大與最小直流側(cè)輸入電壓如表2所示。

表2 代表日的各區(qū)域逆變器直流側(cè)最大與最小輸入電壓情況Tab.2 Maximum and minimum DC-side input voltage of inverters in each area on a representative day

數(shù)據(jù)結(jié)果顯示，溫度為影響電壓變化的主要因素。電站各區(qū)域內(nèi)5個(gè)代表日在同一溫度條件下，2區(qū)#1 逆變器具有最大的輸入電壓均值，而1 區(qū)#1 和1 區(qū)#2 逆變器具有最小的輸入電壓均值，這意味著不同逆變器或區(qū)域子陣中的光伏組件特性和工作狀態(tài)存在差異。在最佳輸入電壓范圍內(nèi)（逆變器的額定輸入電壓600 V），輸入電壓均值越接近額定值，意味著逆變器與光伏組件的匹配更好［22～23］。如果逆變器具有的輸入電壓均值越接近額定值，可以更好地適應(yīng)光伏組件的輸出變化，以實(shí)現(xiàn)更好的匹配特性和最大功率提取，區(qū)域子陣也能處于更好的運(yùn)行狀態(tài)。由此可得2區(qū)#1子陣的運(yùn)行狀態(tài)相對(duì)較好，而1區(qū)#1和1區(qū)#2子陣運(yùn)行狀態(tài)則相對(duì)較差。

3.1.3 逆變器直流側(cè)輸入功率分析

逆變器直流側(cè)輸入功率情況反映出輸入電流與輸入電壓的綜合情況，總體反映出逆變器所對(duì)應(yīng)光伏子陣區(qū)域的運(yùn)行特征。影響光伏組件輸入功率的因素包括日照位置、天氣變化（云層遮擋）、非正常遮擋（植被、建筑物、自遮擋）、組件背板溫度、MPPT 跟蹤特性、組件狀態(tài)（受損）等。某代表日的電站各區(qū)域逆變器直流側(cè)輸入功率變化如圖7 所示，排除系統(tǒng)性因素，不同逆變器之間存在的輸入功率差異顯示了不同區(qū)域的光伏組件運(yùn)行狀態(tài)的差異，以20 天為間隔提取5 個(gè)代表日的最大與最小直流側(cè)輸入功率如表3所示。

表3 代表日的各區(qū)域逆變器直流側(cè)最大與最小輸入功率情況Tab.3 Maximum and Minimum DC-Side Input Power of Inverters in Each Area on a Representative Day

圖7 某代表日電站各區(qū)域逆變器直流側(cè)輸入功率變化Fig.7 Variation of DC-side input power for each area's inverter in a representative day at the power plant

依據(jù)電站逆變器采集的直流側(cè)功率數(shù)據(jù)結(jié)果分析，各逆變器對(duì)應(yīng)光伏區(qū)域子陣的運(yùn)行狀態(tài)存在顯著差異。在逆變器直流側(cè)輸入功率上，不同區(qū)域的偏差比率最大超過(guò)20%。反映出對(duì)應(yīng)的各光伏區(qū)域子陣在健康度和衰減程度上存在差異。

3.1.4 各光伏區(qū)域子陣功率衰減情況分析

從光伏電站收集必要的數(shù)據(jù)，并以此計(jì)算各區(qū)域子陣功率衰減率情況。為排除溫度差異對(duì)衰減率造成的影響，采用溫度修正將組件背板溫度修正到25℃，溫度修正系數(shù)C計(jì)算公式如下：

其中，δ為光伏組件的功率相對(duì)溫度系數(shù)（-0.34 ℃-1），Tcell為區(qū)域子陣組件背板溫度（℃）。

綜合考慮逆變器直流側(cè)輸入功率、環(huán)境輻射量、組件背板溫度與直流側(cè)線損等情況，光伏子陣的功率衰減率L計(jì)算公式如下：

其中，E為各子陣評(píng)估周期內(nèi)的發(fā)電量（k·Wh），P0為各子陣的額定功率（kW），H 為陣列面接收到的輻射量（k·Wh/m2），G 為標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試條件輻照度（1000 W/m2）。

光伏組件在正常使用過(guò)程中，實(shí)際功率會(huì)隨時(shí)間的運(yùn)行而逐漸下降，組件的衰減率是其最直接的指標(biāo)。參照工信部2021 年《光伏制造行業(yè)規(guī)范條件》（工信部2013 年第41 號(hào)公告），通常多晶硅組件在生產(chǎn)后理論上其功率首年預(yù)計(jì)衰減2.5%［24］，此后以0.6%的比例逐年衰減［25］。按照目標(biāo)電站投運(yùn)11年計(jì)算，可推算出正常情況下組件的理論衰減總比例應(yīng)為8.5%。以8.5%的衰減率作為光伏子陣健康狀態(tài)和維護(hù)緊急程度的評(píng)判條件，小于該值代表該區(qū)域光伏子陣直流側(cè)的狀態(tài)為正常，反之則判定為可能存在異常，當(dāng)實(shí)際衰減率超過(guò)理論正常衰減率1.5%以上則判定存在明顯異常。通過(guò)計(jì)算各區(qū)域子陣功率衰減率，將子陣健康狀態(tài)分為優(yōu)、良、差三種等級(jí)，維護(hù)緊急程度對(duì)應(yīng)為低、中、高。功率衰減率、健康狀態(tài)與維護(hù)緊急程度的對(duì)應(yīng)關(guān)系如表4所示。

表4 光伏子陣狀態(tài)評(píng)估分類Tab.4 Photovoltaic Subarray State Assessment Classification

通過(guò)計(jì)算，電站區(qū)域內(nèi)光伏子陣的功率衰減率及健康狀態(tài)評(píng)估結(jié)果如表5所示。

表5 區(qū)域內(nèi)各光伏子陣功率衰減率結(jié)果Tab.5 Results of Power Attenuation Rates for Each Photovoltaic Subarray within the Area

通過(guò)衰減率結(jié)果分析發(fā)現(xiàn)，健康度表現(xiàn)為“差”的光伏子陣數(shù)量為7個(gè)，占比38.89%；健康度表現(xiàn)為“良”的光伏子陣數(shù)量為6個(gè)，占比33.33%；健康度表現(xiàn)為“優(yōu)”的光伏子陣數(shù)量為5 個(gè)，占比27.78%。經(jīng)過(guò)11a 的運(yùn)行，所研究的電站總平均衰減率高于正常衰減率1.67%以上，電站各區(qū)域子陣運(yùn)行狀態(tài)綜合表現(xiàn)較差，部分陣列急需進(jìn)行消缺處理。

3.2 光伏電站運(yùn)行管理改進(jìn)建議

導(dǎo)致電站運(yùn)行狀態(tài)下降的因素有很多，如浮沙、揚(yáng)塵可能導(dǎo)致光伏組件面板產(chǎn)生積塵現(xiàn)象。光伏組件和逆變器的老化、山脈和地形起伏產(chǎn)生的陰影遮擋等，均可導(dǎo)致電站的發(fā)電功率有所衰減。此外，缺乏有效的運(yùn)行和管理模式，可能導(dǎo)致電站運(yùn)行故障問(wèn)題未能及時(shí)發(fā)現(xiàn)和解決，無(wú)法對(duì)電站的運(yùn)行狀態(tài)進(jìn)行有效把控。

對(duì)于運(yùn)行狀態(tài)較差的光伏電站，建議對(duì)光伏板進(jìn)行定期清理，合理規(guī)劃空間布局以減少陰影損失。定期檢查設(shè)備性能，及時(shí)更換老化部件，減少設(shè)備運(yùn)行故障率。建立健全完善的運(yùn)行管理體系，充分利用運(yùn)行數(shù)據(jù)進(jìn)行故障診斷，以評(píng)估電站的運(yùn)行狀態(tài)，快速響應(yīng)和修復(fù)故障問(wèn)題，確保電站運(yùn)行狀態(tài)可控在控。

4 結(jié)論

通過(guò)對(duì)甘肅地區(qū)某光伏電站一段時(shí)間范圍內(nèi)的運(yùn)行數(shù)據(jù)進(jìn)行研究分析，旨在尋找各發(fā)電數(shù)據(jù)與環(huán)境因素之間的相關(guān)性。通過(guò)計(jì)算電站各區(qū)域子陣功率衰減率，研究出一套利用發(fā)電數(shù)據(jù)評(píng)估光伏電站運(yùn)行狀態(tài)的方法。該方法相較于電站傳統(tǒng)的人工盲目檢測(cè)，能夠全面、快速了解站內(nèi)各區(qū)域光伏陣列的健康狀態(tài)，及時(shí)發(fā)現(xiàn)潛在問(wèn)題區(qū)域，指導(dǎo)運(yùn)維人員有針對(duì)性的開(kāi)展現(xiàn)場(chǎng)故障檢測(cè)和消缺工作，為電站運(yùn)維和管理工作提供了可靠的指導(dǎo)作用。