提高光伏發(fā)電系統(tǒng)效率技術(shù)實(shí)踐

劉從領(lǐng) 薛建平 彭宏亮 席曉軍 任瑩

（1.江蘇油田工程院；2.江蘇油田工程管理部）

油田既是生產(chǎn)能源大戶也是能源消耗大戶，油田企業(yè)發(fā)展光伏業(yè)務(wù)，就近消納新能源電力替代外購電能，可整體降低油氣田化石燃料消耗，實(shí)現(xiàn)新能源業(yè)務(wù)發(fā)展與油氣產(chǎn)業(yè)鏈高度融合。但由于眾多因素影響，光伏電站系統(tǒng)效率通常在75%～85%，而設(shè)計(jì)施工不合理、維護(hù)清潔不及時(shí)等，也會(huì)在一定程度上降低光伏發(fā)電效率，因此研究分析影響光伏發(fā)電的關(guān)鍵因素、探索最佳清潔周期、有針對(duì)性的開展優(yōu)化設(shè)計(jì)，對(duì)油田企業(yè)提效降碳、綠色發(fā)展的意義重大。

1 影響因素分析

光伏發(fā)電系統(tǒng)效率（Performance Ratio，PR），等于實(shí)際發(fā)電量與理論發(fā)電量之比，是判斷光伏發(fā)電系統(tǒng)的建設(shè)和運(yùn)營水平的有效指標(biāo)。并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)通常由太陽能電池、匯流箱、逆變器、變壓器以及交-直線路等構(gòu)成。光伏發(fā)電系統(tǒng)平均效率的計(jì)算公式為：

式中：CPR為時(shí)間段內(nèi)光伏發(fā)電的平均系統(tǒng)效率，%；Et為時(shí)間段內(nèi)輸入電網(wǎng)的能量，kWh；Pe為光伏發(fā)電組件裝機(jī)的額定容量，kW；ht為時(shí)間段內(nèi)組件方陣處的峰值日照時(shí)數(shù)，h。

PR 的數(shù)值直接關(guān)系到光伏電站的年發(fā)電量，所以要提高光伏發(fā)電量，需要了解并掌握影響PR值的因素。從組件側(cè)、逆變器側(cè)、變壓器側(cè)、匯流箱側(cè)、線路、組串設(shè)計(jì)等六個(gè)方面展開分析。

1.1 組件損耗分析

1.1.1 積灰遮擋損失

光伏組件的積塵量與發(fā)電損失關(guān)系曲線見圖1。若光伏組件未能夠及時(shí)清洗維護(hù)，因積灰導(dǎo)致的發(fā)電損失可達(dá)20%以上[1]。

圖1 光伏組件的積塵量與發(fā)電損失關(guān)系曲線Fig.1 Relationship curve of photovoltaic modules between power generation efficiency and power generation loss

2022 年，油區(qū)對(duì)11 個(gè)光伏站點(diǎn)實(shí)施了清洗工作，實(shí)施后站點(diǎn)發(fā)電量平均提高了14.6%，其中L46-3 日發(fā)電由162 kWh 提高到192 kWh，發(fā)電量提高18.5%，減少發(fā)電損失572 kWh/d。

1.1.2 組件串并聯(lián)失配及陰影

太陽能電池在串、并聯(lián)使用時(shí)，由于每片太陽能電池電性能不一致，使得輸出總功率往往小于各個(gè)單體太陽能電池輸出功率之和，稱為太陽能電池的失配。電站光伏組件通常因?yàn)橹苓吔ㄖ?、樹木的陰影遮擋?dǎo)致失配，組串及方陣的串并聯(lián)失配損失效率約3%[2]。通過優(yōu)化組件布置和組串連接、減小傾角、增大間距，可以減少適配及陰影對(duì)發(fā)電效率的影響。

1.1.3 組件功率衰減

光伏組件衰減常見的原因有兩種：

1）光致衰減。光伏組件的輸出功率在剛開始使用的最初階段內(nèi)發(fā)生1%～2.5%的下降，但隨后趨于穩(wěn)定[3-4]。在光伏組件制造前對(duì)硅片進(jìn)行光致，可以把光致衰減控制在一定誤差范圍內(nèi)，大幅提高組件輸出功率的穩(wěn)定性。

2）老化衰減。電池組件在長期使用中出現(xiàn)的極緩慢的功率下降。組件材料老化衰減主要原因是紫外線照射及濕熱老化環(huán)境，同時(shí)開裂、風(fēng)沙磨損、熱斑、封裝材料的性能退化都可以加速組件功率衰減。緩解這個(gè)問題主要從光伏組件的工藝、材料及常見質(zhì)量問題入手，比如使用抗?jié)駸?、抗老化功能較強(qiáng)的玻璃等材料，使用耐紫外線的背板和EVA 材料等。

一般要求，晶體硅組件首年衰減不超過3%，之后逐年衰減不超過0.7%。通過改進(jìn)生產(chǎn)工藝，控制生產(chǎn)質(zhì)量，能夠減少組件衰減的影響。

1.1.4 光伏組件的溫度系數(shù)損耗

組件溫度主要與環(huán)境溫度、輻照度有關(guān)，同時(shí)受熱傳導(dǎo)系數(shù)、風(fēng)速及相關(guān)系數(shù)等影響公式為：

式中：Tc為組件溫度，℃；Ta為環(huán)境溫度，℃；BPOA為組件斜面輻照度，W/m2；α為組件吸收系數(shù)；Detam為組件效率，%；Uc為熱傳導(dǎo)系數(shù)；Uv為熱對(duì)流系數(shù)；Ws為風(fēng)速，m/s。

光伏組件的說明書載明，其理想工作溫度為25 ℃。在組件自身溫度大于25 ℃以后，光伏板溫度每升高1 ℃，發(fā)電效率降低約0.35%。在冬夏溫差較大的地方，溫度系數(shù)的作用越明顯。在溫度較高的地區(qū)選擇低溫度系數(shù)組件，在溫度較低的地區(qū)選擇高溫度系數(shù)組件。光伏組件發(fā)電效率與組件溫度的關(guān)系見圖2。

圖2 光伏組件發(fā)電效率與組件溫度的關(guān)系Fig.2 Relationship curve of photovoltaic modules between dust accumulation and module temperature

1.2 逆變器損耗分析

逆變器內(nèi)部電器元件通常包含：線路電感、濾波器、斷路器和電容器等，其電氣元件損耗來源為：二極管、IGBT 功率元件、斷路器以及保險(xiǎn)絲等[5-6]。雖然逆變器的損耗來源相對(duì)復(fù)雜，但目前國內(nèi)外的逆變器技術(shù)已經(jīng)相當(dāng)成熟，市面上很多廠家的逆變器的轉(zhuǎn)換效率幾乎都高于98%，即逆變器側(cè)的損失約2%左右。選擇高效率逆變器、優(yōu)化組串與逆變器的匹配，可以較少逆變器對(duì)發(fā)電效率的影響。

1.3 變壓器損耗分析

變壓器的損耗主要來源于變壓器中的磁性元件的鐵耗及銅耗。

1）鐵耗。磁性材料的鐵耗根據(jù)Steinmetz 方程[7]進(jìn)行計(jì)算，磁芯損耗的功率密度的計(jì)算公式為：

式中：Pv為每立方米的損耗，mW；Cm、α、β為新坦梅茨系數(shù)；f為頻率，kHz；Bm為峰值感應(yīng)強(qiáng)度，T。

2）銅耗。電感的電阻引起了變壓器的銅耗。以導(dǎo)線為例，當(dāng)高頻電流通過時(shí)，導(dǎo)線表面到導(dǎo)線中心的電流密度呈指數(shù)規(guī)律下降，使其有效面積減小、電阻增大。當(dāng)導(dǎo)線的直徑為d時(shí)，高頻電阻與直流電阻的比值為：

式中：Δ 為穿透深度，m；Rac為高頻電阻，Ω；Rdc為直流電阻，Ω。使變壓器處于最佳經(jīng)濟(jì)運(yùn)行區(qū)，平衡變壓器三相負(fù)荷，合理配置電網(wǎng)補(bǔ)償裝置，可以減少變壓器對(duì)發(fā)電效率的影響。

1.4 匯流箱的損耗分析

匯流箱一般由避雷器、防反二極管、斷路器等電子元器件組成，其損耗體主要在防反二極管。匯流箱損耗的計(jì)算公式為：

式中：PD為匯流箱損耗，%；Nb為二極管數(shù)量；Ic為通過二極管的電流，A；Vf為二極管通態(tài)時(shí)的壓降，一般為0.6 V。

1.5 直流、交流線路損耗分析

電能傳輸過程中，電纜消耗的熱能，實(shí)際上就是交直流電纜的損耗[8]。交直流電纜的電阻參數(shù)一般由廠家提供，交直流電纜的等效電阻計(jì)算公式為：

式中：ρx為交直流電纜的電阻率，Ωmm2/m；Sx為橫截面面積，mm2；Lx為長度，m。

交直流電纜的電壓降計(jì)算公式：

式中：ΔU為電壓降，V；X為線路的電抗，Ω；R為線路電阻，Ω；I為線電流，A；?為負(fù)荷功率因數(shù)。

直流線損和交流線損對(duì)系統(tǒng)效率的影響一般都在2%左右。通過增加電纜界面、優(yōu)化電纜鋪設(shè)路徑，可以減少逆變器的損耗。

1.6 組串設(shè)計(jì)的影響

依據(jù)GB 50797—2012《光伏發(fā)電站設(shè)計(jì)規(guī)范》中第6.4.2 條款：光伏方陣中，同一光伏組件串中各光伏組件的電性能參數(shù)宜保持一致，光伏組件串的串聯(lián)數(shù)應(yīng)同時(shí)滿足公式（8）、（9）：

光伏組件串聯(lián)后的最大開路電壓低于逆變器的最大接入電壓[9]：

光伏組件串聯(lián)后的MPPT 電壓在逆變器的MPPT 電壓范圍之內(nèi)[10]：

式中：N為光伏組件串聯(lián)個(gè)數(shù)（N取整數(shù)）；Kv為光伏組件的開路電壓溫度系數(shù)；K′v為光伏組件的工作電壓溫度系數(shù)；t為光伏組件工作條件下的極限低溫，℃；t′為光伏組件工作條件下的極限高溫，℃；Voc為光伏組件的開路電壓，V；Vpm為光伏組件的工作電壓，V；Vdcmax為逆變器允許的最大直流輸入電壓，V；Vmpptmax為逆變器mppt 電壓最大值，V；Vmpptmin為逆變器mppt 電壓最小值，V。

在光伏方陣的設(shè)計(jì)實(shí)踐中，發(fā)現(xiàn)部分計(jì)算參數(shù)的取值存在問題：

1）t與t′的取值問題。傳統(tǒng)設(shè)計(jì)一般取項(xiàng)目所在地的極端氣象溫度。對(duì)于t，一般氣象極限低溫均出現(xiàn)在夜間，實(shí)際上t應(yīng)該取工作條件下組件的極端低溫，即白天有光照時(shí)組件的最低溫度?，F(xiàn)實(shí)中，在組件工作條件下，當(dāng)陽光照到光伏組件上時(shí)，結(jié)溫會(huì)立刻升高，并隨著輻照度的增加而增加。因此，計(jì)算中取全天的環(huán)境極端低溫直接計(jì)算，顯然t值會(huì)偏低。對(duì)于t′，取全天的環(huán)境極端高溫，也是偏低的，光伏組件工作時(shí)，其內(nèi)部溫度肯定比環(huán)境溫度高。

2）光伏組件的開路電壓Voc的取值問題。關(guān)于組件開路電壓Voc，組件廠家給的數(shù)值是在STC 條件（輻照度1 000 W/m2，組件溫度25 ℃，空氣質(zhì)量AM1.5）下的取值。而實(shí)際運(yùn)行條件下，在環(huán)境溫度最低時(shí)的輻照度肯定達(dá)不到STC 條件下的1 000 W/m2。一般一天中的最低溫出現(xiàn)在凌晨日出前后，即在最低溫時(shí)并不是輻照量最高的時(shí)刻，最低溫與最高輻照值不會(huì)同時(shí)出現(xiàn)。即此刻極限低溫時(shí)，輻照度小得多，達(dá)不到1 000 W/m2。此時(shí)組件Voc的取值也不是STC 條件下的值，應(yīng)以實(shí)際的輻照度進(jìn)行修正，即傳統(tǒng)設(shè)計(jì)中的組件開路電壓Voc取值也是偏大了[11]。

以上因素造成在利用常規(guī)算法進(jìn)行組串計(jì)算和設(shè)計(jì)時(shí)，存在極端溫度取值偏小、開路電壓偏高、組件串聯(lián)數(shù)取值偏少等問題。

通過上述原因分析得出，積灰遮擋是影響已投運(yùn)光伏電站的關(guān)鍵可控因素，同時(shí)通過優(yōu)化組串設(shè)計(jì)也可實(shí)現(xiàn)提效降本。

2 優(yōu)化措施

2.1 油區(qū)光伏方陣清洗周期的優(yōu)化

2.1.1 油區(qū)積灰周期對(duì)發(fā)電效率的影響

揚(yáng)州月均輻照量氣象數(shù)據(jù)見圖3、揚(yáng)州日照時(shí)長數(shù)據(jù)見表1，5 月與8 月太陽輻射數(shù)據(jù)相差4.3%，日照時(shí)長一致，氣溫差異32.2%。根據(jù)溫度系數(shù)與發(fā)電效率的關(guān)系，計(jì)算溫度變化對(duì)發(fā)電效率的影響值，因?yàn)樘栞椛?、日照時(shí)長數(shù)據(jù)接近，扣除掉溫度對(duì)發(fā)電效率的影響，便得到3 個(gè)月時(shí)，積灰對(duì)發(fā)電效率的影響值。油區(qū)18 個(gè)電站氣象及發(fā)電數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)見表2。

表1 揚(yáng)州日照時(shí)長數(shù)據(jù)Tab.1 Sunshine hours data in Yangzhou

表2 油區(qū)18 個(gè)電站氣象及發(fā)電數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)Tab.2 Statistics of meteorological and power generation data for 18 power stations in oil region

圖3 揚(yáng)州月均輻照量氣象數(shù)據(jù)Fig.3 Meteorological data of monthly average irradiance in Yangzhou

基于積灰分析的光伏清洗頻率與效益數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)見表3，明確溫度影響2.48%，結(jié)合組件衰減0.63%，得到積塵遮擋的影響為9.49%，基于此，得到不同階段積灰對(duì)發(fā)電效益的影響。

表3 基于積灰分析的光伏清洗頻率與效益數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)Tab.3 Statistics of photovoltaic cleaning frequency and benefit data based on ash accumulation analysis

2.1.2 清洗成本的計(jì)算

電價(jià)按0.45 元/kWh 計(jì)；用工成本按20 萬元/a計(jì)，折548 元/d；清潔環(huán)節(jié)成本2 500 元/MW，折0.53 元/m2；按每天清洗900 m2/人計(jì)，清洗一次成本475 元；若考慮人工，則清洗成本為1 023 元。清洗周期與發(fā)電效益關(guān)系曲線見圖4?？梢缘玫角逑词找媾c清洗成本的平衡點(diǎn)。若不考慮人工成本，清洗周期8.3 周，即58 d；若考慮人工成本，清洗周期11.9 周，即84 d。

圖4 清洗周期與發(fā)電效益關(guān)系曲線Fig.4 Relationship curve between cleaning cycle and power generation efficiency

2.2 油區(qū)光伏組串設(shè)計(jì)中部分變量取值的優(yōu)化

對(duì)于t，一般氣象極限低溫出現(xiàn)在夜間，第二天白天在組件工作條件下，氣溫有所回升，再加上組件工作自身發(fā)熱，建議光伏組件工作條件下的極限低溫取-7～-8 ℃。

對(duì)于t′，光伏組件在最高氣溫下工作時(shí)，其內(nèi)部溫度比環(huán)境溫度高17～22 ℃，建議光伏組件工作條件下的極限高溫取60～65 ℃。

在較大光伏項(xiàng)目中，一個(gè)支路的光伏組件串的越多，并聯(lián)支路數(shù)量越少，可以減少優(yōu)化逆變器的用量、組件-逆變器光伏專用電纜的用量，從而降低一定的建設(shè)成本，而且設(shè)計(jì)的裝機(jī)容量還有所提升，相應(yīng)的度電成本進(jìn)一步降低。

以設(shè)計(jì)1 MW 光伏方陣為例，采用545 W 光伏組件計(jì)算：原設(shè)計(jì)26 塊光伏板串聯(lián)，則1 MW 光伏方陣共需1 846 塊光伏組件，即需要71 串光伏組串，裝機(jī)容量1.006 07 MW；按修正后28 塊串聯(lián)，則1 MW 光伏方陣共需1 848 塊光伏組件，即需要66 串光伏組串，裝機(jī)容量1.007 16 MW。對(duì)比可知，1 MW 光伏陣列可減少5 串光伏組串支路。

優(yōu)化后單串組件數(shù)量增加10%。一個(gè)支路的光伏組件串的越多，并聯(lián)支路數(shù)量越少，可以減少逆變器的用量、電纜的用量，從而降低建設(shè)成本。采用優(yōu)化后的串聯(lián)方式可以使損耗減少23.5%和15.9%，系統(tǒng)發(fā)電效率提升約0.48%和0.33%。優(yōu)化前后成本及發(fā)電效率對(duì)比見表4。

表4 優(yōu)化前后成本及發(fā)電效率對(duì)比Tab.4 Comparison of cost and power generation efficiency before and after optimization

3 結(jié)論

統(tǒng)計(jì)分析江蘇油區(qū)的發(fā)電數(shù)據(jù)顯示，光伏組件3 個(gè)月不實(shí)施清潔工作，發(fā)電效率降幅達(dá)9.5%，結(jié)合光伏發(fā)電影響因素分析不難發(fā)現(xiàn)，積灰影響是光伏電站效率提升的最關(guān)鍵可控因素。進(jìn)一步研究得出，清洗成本與清洗效益之間存在平衡點(diǎn)，若計(jì)入用工成本，清洗周期應(yīng)不低于84 d；若不計(jì)用工成本，則清洗周期應(yīng)不低于58 d。另外，通過極限溫度、開路電壓等變量的合理取值，優(yōu)化光伏電站組串設(shè)計(jì)，能夠減少逆變器、電纜等用量，也能實(shí)現(xiàn)建設(shè)成本降低、光伏發(fā)電系統(tǒng)效率的提高。