如何量化光伏电站的质量？ 王斯成

如何量化光伏系统的 质量 ？ 王斯成 国家发改委能源研究所 2012年 1月 6日 北京 王斯成 国家发改委能源所 2017年 11月 26日 北京西国贸饭店 第三届光伏电站质量高峰 论坛 光伏电站设计、设备选型、工程建设交流会 当前国内外光伏系统的评价指标 王斯成 国家发改委能源研究所 2012年 1月 6日 北京 光伏系统质量和性能指标 PR（能量效率 ）：运行时段内并网点交流发电量 /同时段方阵面峰值日照时 数 x组件标称功率之和。 kWh/kWh; 国际通用的光伏电站 质量评价指标 。 不是经济性评价指标， PR高不代表经济性好！（ 寿命期内的高可靠和高效 率 ）； Annual Yield（ 年等效利用小时数，国内常用 ）： 年发电量 /并网点 交流额 定功率 （ kWh/kW）； 不同资源区 结果不同， 同一资源区 则代表 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。 GCR（土地利用率）： 光伏组件总面积 /电站占地 总面积 。 国内常用 kW占 地； 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 。 光伏 系统经济性指标 LCOE（度电成本）：寿命期成本 /寿命期发电量（ 元 /kWh);可比较的经济 性指标，哪个项目 LCOE低，哪个项目就好 ； √ IRR（财务内部收益率）：具体项目的财务收益指标； 高就好 ,但不可比 。 平均故障间隔时间 MTBF和正常运行率 Availability  平均故障 时间间隔 （ MTBF） ， 即平均正常运行时段 ： 用于评估设备的可靠性 （ 统计平均 ） MTBF=（ T1+T2+… Tn） / rn （ h） 式中： MTBF——整机的平均故障间隔时间 ， h； Ti——第 i台被试整机的累计工作时间 ， h； rn——被试整机在试验期间内出现的故障总数 。  按照 时间 的正常运行率 （ Time Availability） ： MTTR-平均维修时间 MWT-平均等待 时间 时间 正常运行率 Availability = MTBF/（ MTBF+MTTR+MWT） （ %）  按照 能量 的 正常运行率 （ Energy Availability） ： 能量正常运行率 = 正常运行时段的发电量 /全部时段内应有的发电量 由于正常工作时段是以 不停机 定义的 ， 所以只能适用于 逆变器和太阳跟踪器 ， 不适 用于光伏组件和整个电站系统； 土地占用比 GCR和 kW占地 土地 占用比 （ GCR） ： GCR = 光伏组件总面积 /电站占地总面积 越高越好 ， 用于 比较 同类组件 ， 不同运行方式 的占地 情况 。 缺点： 1） 没有考虑组件效率 ， 薄膜电池和晶硅电池可能 GCR一样 ， 但功率差异 很大 ， GCR没有体现差异； 2） 不能作为约束性指标 ， 平铺土地利用率最高 ， 但收益很差 。 所以只能 在约束性指标 ， 如 LCOE或者 等效利用小时数 ， 确定之后再比较土地 占用比或者土地利用率 。 “ 单位 kW占地 ” ： kW占地 = 电站占地总面积 /光伏电站额度 功率 （ m2/kW） kW占 地 考虑了 组件 效率 ， 单位占地 越小越好 ， 用于比较 不同类型组件 但 同一种运行方 式 的占地情况 。 缺点： 也不能作为 约束性指标 ， 因为平铺安装单位 kW占地最小 ， 但系统效益很差 。 因此 只能在约束性指标 ， 如 LCOE或者 等效利用小时数 ， 确定之后再 比较项目的 kW占地 。 能效比（ Performance Ratio-PR）或 综合能量效率是国 际上统一评价 光伏 系统 质量参数 （ IEC61724-1） PR= (Eac/P0)/(H/G)=光 伏等效利用小时数 /峰值日照时数 = Eac/(P0H/G) = 输出能量 /输入能量 Eac:光伏系统的交流输出电量（ kWh） P0：光伏方阵额定功率（ kW） H：方阵面实际收集到的太阳辐射量（ kWh/m2） G：标准辐照度（ kW/m2） PR的特点： 1） PR是最终追求的 质量目标 ， 排除了不同使用地点的太阳能辐 射 资源的差异 ； 2）对于 不同朝向 和 不同运行方式 的光伏系统也有 可比性 ，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； 3） PR只是 表明质量 好坏，不代表 度 电 成本 低； 4） PR值基于 运行数据 ，不需要进行进行光强和温 度测试； 5） P0要求准确统计； 6） 辐射量 不容易测量准确，尤其是 不同朝向， 不同运行方式 和 限功率运行 时。 光伏系统性能指数（ PR） 的影响因素和判定指标 （ PR=14个效率项的乘积 ） 影响 PR的参数 描述和影响因素 判定指标 计算值 入射光能的损失 遮挡损失 光伏方阵之间和周边物体的遮挡 2.00% 0.98 反射衰减 由于入射角不同造成的 0.10% 0.999 灰尘和污渍 当地条件和维护水平 2.00% 0.98 逆变器死区损失 早晚非有效光能 0.10% 0.999 光谱偏差 偏离 AM1.5光谱的功率偏差 0.00% 1.00 直流侧损失 光伏组件温升损失 (NOCT) 晶体硅 0.42%/՞C， 薄膜电池 0.22%/՞C （温升 20՞C） 8.40% 0.916 光伏组件性能衰降 晶体硅第 1年：  2.5 -3.0%，薄膜电池第 1年：  5% 2.00% 0.98 直流电路损失 3%（包括直流设备和电缆） 3.00% 0.97 串并联失配损失 组件电性能不一致（木桶效应） 4.00% 0.96 MPPT跟踪误差 跟踪方法，电网 /天气条件 0.50% 0.995 交流侧损失 逆变器效率 逆变器的设计、器件和制造 98% 0.98 变压器效率 变压器的材料、设计和制造 99% 0.99 交流线损 包括其它交流设备和电缆 0.50% 0.995 其它因素 故障检修 /弃光 取决于电站质量和电网 3.0% 0.97 对于不同地区的项目，需要将温度统一修正到 NOCT或 STC 0.746 光伏组件光谱失配损失的量化 PV Performance Modeling Methods and Practices Report IEA-PVPS T13-06:2017 PV modules with c-Si or CIGS cells did not show a significant dependency on spectral effects. By contrast, PV modules with CdTe cell technology are more sensitive to shifts in the spectral irradiance and gains in the photocurrent of up to +5.3% were observed at the location Chennai. 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。 注意：从完整的一年的数据看，光谱偏差的影响通常是 相互抵消的。 光伏组件反射损失的量化 The amount of light that is reflected by the front of the PV modules varies with the angle of incidence of the light on the surface. Angles from 0˚ to about 50˚ generally result in very little reflection, but for angles greater than 50˚, reflections increase as the angle increases. PV Performance Modeling Methods and Practices Report IEA-PVPS T13-06:2017 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代表了减反射膜的作用 ，越小越好。好的减反射膜 ar=0.12时，即使阳光入射角 达到 70度，仍然会有接近 100%的光线入射率。 最好透过率 100% 最差透过率 80% 2012年对于 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） 。 分类 电站质量分级 光 伏系统能效比 PR 逆变单元能效 比PR 集中逆变器 优秀 ≥ 80% ≥ 82% 一般 75% - 79% 77% - 81% 不合格 75% 77% 组串逆变器 优秀 ≥ 82% ≥ 85% 一般 77% - 81% 80% - 84% 不合格 77% 80% 本人认为采用系统“ 功率比 ”来代替 PR（ 能效比 ），是实测功率 与初始功率的比值（ kW/kW） 。 王斯成 国家发改委能源研究所 2012年 1月 6日 北京 光伏电站（逆变单元）自投运以来到某一节点的 功率比 或 功率转换率 ： 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） 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获 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。 Pcorr-STC = Pmeas/((Gmeas/GTRC)[1+δ(TC-TTRC)]) IEC61724-4 光 伏系统“功率比”的 9个测试项目和判定指标 影响“功率比” 的参数 描述和影响因素 最优指标 计算值 入射光能的损失 遮挡损失 仅仅在 早晚 发生，不考虑 0.00% 1.00 反射衰减 由于入射角不同造成的， 早晚 会有损失，入射角 50度之内不考虑 0.00% 1.00 灰尘和污渍 与清洗周期相关 ，离得越近，损失越少 2.00% 0.98 逆变器死区损失 仅仅在 早晚 逆变器启动之前 /关机之后有损失，可以不考虑 0.00% 1.00 光谱偏差 偏离 AM1.5光谱的功率偏差，暂不考虑 0.00% 1.00 直流侧损失 光伏组件温升损失 修正到 STC条件（ 25C），不考虑 0.00% 1.00 光伏组件性能衰降 晶体硅第 1年：  2.5 -3.0%，薄膜电池第 1年：  5% 2.00% 0.98 直流电路损失 3%（包括直流设备和电缆） 与测试光强有关 3.00% 0.97 串并联失配损失 组件电性能不一致（木桶效应） 与测试光强有关 4.00% 0.96 MPPT跟踪误差 跟踪方法，电网 /天气条件 0.50% 0.995 交流侧损失 逆变器效率 逆变器的设计、器件和制造 与测试光强有关 98% 0.98 变压器效率 变压器的材料、设计和制造 与测试光强有关 99% 0.99 交流线损 包括其它交流设备和电缆 与测试光强有关 1.00% 0.99 其它因素 故障损失 取决于电站质量和电网 1.0% 0.99 合理“ 功率比 ” （ 要求测试在相同光强下进行 ） 0.846 光伏 系统性能：“功率比”的分级 光伏系统“功率比”基本可以替代 PR。 - 需要现场进行 光强 和 温度 测量和修正； - 可以 快速准确 测量； - 排除了当地 资源和温度差异 的影响； - 由于没有温升损失，因此应该比 NOCT（电池结温 45度左右） 条件下的 PR高 出 大约 8%-10%； 分类 电站质量分级 光伏 系统“功率比” 逆变 单元“功率比” 集中逆变器 优秀 ≥ 88% ≥ 90% 一般 82% - 87% 85% - 89% 不合格 82% 85% 组串逆变器 优秀 ≥ 90% ≥ 93% 一般 85% - 89% 87% - 92% 不合格 85% 87% 电站测试项目和判定指标（ 23项） 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。 判定依据 编号 测试项目 分项和说明 合格判定标准 1 红外（ IR）扫描 发现热斑组件 以检测结果为准，分析热斑原因。 2 光伏组串平均积尘损失 所有被测组串积尘损失平均值 按照电站设定值或 ≤5% 3 光伏组串温升损失 所有被测组串温升损失平均值 以测试结果为准，评估散热条件。 4 光伏组件平均功率衰减 组件类型 1 1年内单晶硅组件 ≤3.0%， 多晶硅组 件 ≤2.5%， 薄膜组 件 ≤5.0% 组件类型 2 组件类型 3 5 电致发光（ EL）扫描 发现隐裂组件 以检测结果为准，分析隐裂原因。 6 组件旁路二极管检测 发现故障二极管 以检测结果为准， 分析故障现象和故 障比例（ ≤ 1%） 7 组串逆变器串并联平均失配损失 组件 -组串 2段失配损失 ≤3% 组串 -逆变器 8 组串逆变器光伏系统直流线损 组串近、中、远平均 ≤1.5% 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）。 电站测试项目和判定指标 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； 判定依据编号 测试项目 分项和说明 合格判定标准9 光伏方阵间遮挡损 失 测量方阵倾角和间距 以 GB/T50797-2012的设计原则为 准。 10 组串逆变器交流平均线损 逆变器 -交流汇流箱 2段交流线损 近、中、远平均 ≤ 3% 交流汇流箱 -变压器 近、中、远平均 变压器 -并网点 交流线损 ≤ 1.5% 近、中、远平均 11 逆变器加权效率 中国加权效率 ≥ 96% 12 光伏方阵绝缘阻值 测试 正极对地 (1000V) ≥ 1MΩ （系统电压 ≥ 500V） 负极对地 (1000V) ≥ 1MΩ 13 接地电阻和接地连续性测试 阵列之间最大电阻值 ≤ 300mΩ阵列与接地端之间最大 电阻值 接地点接地电阻 ≤ 10 Ω 引下线截面积 ≥ 50 mm2 14 并网点电能质量 平均电压偏差 ≤ 20kV时： ± 7%≥ 35kV时： ± 10% 平均频率偏差 ± 0.5 Hz 总谐波电流畸变 总谐波电流畸变应小于逆变器额定输出电流的 5% 三相不平衡度 公共连接点的负序电压不平衡度应不超过 2%，短时不超过 4%。 直流分量 ≤ 0.5 % 电站测试项目和判定指标 编号 测试项目 合格判定标准 说明 15 有功 /无功功率控制能力 应符合 GB/T19964-2012要求 可选 16 孤岛 保护（仅对分布式） 应符合 GB/T29319-2012 要求 可选 17 光伏系统能效比（ PR） ≥ 75% 合格 ， ≥ 80%优秀 必测项目 18 抽样逆变 单元能效比（ PR） ≥ 77% 合格 ， ≥ 82%优秀 必测项目 19 光伏系统功率比（ %） ≥ 82% 合格 ， ≥ 88%优秀 必测项目 20 抽样逆变单元功率 比（ %） ≥ 85% 合格 ， ≥ 90%优秀 必测项目 21 年等效利用小时 数（ kWh/kW） 一类地区： ≥1500 二 类地区： ≥1200三类地区： ≥1000 越高越好 22 光伏系统 kW占地（ m2/kW） 交流并网额定功率 /光伏系统占地总面积 越少越好 23 度电成本 LCOE 寿命期成本 /寿命期发电量 越低越好 度电成本 LCOE和财务内部收益率 IRR  LCOE = 寿命期成本 /寿命期发电量 （ 元 /kWh） = （ 𝑡=1𝑛 𝐼𝑡 + 1𝑛𝑀𝑡 + 1𝑛𝐹 𝑡 ） /（ 1+ r)t 𝑡=1𝑛 𝐸𝑡 × 1−𝑑𝑛 It:第 n年的 投资 （ 元 ） Mt:第 n年的运行 /维护费用 （ 元 ） Ft：第 n年的燃料 成本 （ 光伏 =0） r： 贴 现率 （ Discount Rate) ：将今后多年的投入折算成现值 ， 体现了资金的时间价值 （ 是绝对正值 ） ， 是金融机构调解货币市场的手段 ， 与利息相关 ， 但决不是具体项目的贷款利息 。 Et：第 n年的发电量 （ kWh） dn:第 n年的性能衰降率 ， d1=0, d1=2.5%, d2=1.0%, d3=0.5%. LCOE是国际上通用的 用于横向比较的 成本指标 (不是电价 )， 没有上网电价 、 补贴 、 贷款利息 、 税 收 、 收益等因素 ， 无论投资的钱是 高利贷 还是 零利息 ， 也无论投标电价是 0.45元 /kWh还是 0.61元 /kWh， 都不影响 LCOE的测算 ， 可以 客观比较不同发电方式或不同电站的度电成本 ,同 一国家 的项 目比较 ， 也可以不考虑贴现率 （ 2个项目如果具有相同的 r值则相互抵消 ） 。  IRR（ 财务内部收益率 ） ： 是具体项目 内部控制的财务收益指标 ， 对应 LCOE的是在保证一定 IRR前提下测算的 合理上网电价 ， IRR测算条件包括： 投资 、 运维 、 电价 、 贷款比例 、 利息 、 设备折旧 、 发电量 、 税收 等 几十种 因 素 ， 这些条件在项目之间不可能完全相同 ， 因此项目之间的 IRR不可比 。 LCOE的表达式有很多，各有不 同，这里引用 维基 百科 的定义。 度电成本 LCOE的计算实例 LCOE = 寿命期成本 /寿命期发电量 （ 元 /kWh） = （ 𝑡=1𝑛 𝐼𝑡 + 1𝑛𝑀𝑡 + 1𝑛𝐹 𝑡 ） /（ 1+ r)t = 𝑡=1𝑛 𝐼𝑡 + 1𝑛𝑀𝑡 𝑡=1𝑛 𝐸𝑡 × 1−𝑑𝑛 𝑡=1𝑛 𝐸𝑡 × 1−𝑑𝑛 注：对于光伏发电不考虑燃料费用 ， 同一个国家不考虑贴现率 ， 寿命期全投资 /寿命期发电量 。 LCOE边界条件 大同固定 -1 大同固定 -2 拉萨 固定 -3 大同 跟踪 跟踪 说明 拉萨 说明 电站容量（ kW） 10000 10000 10000 10000 初投资（万元） 7000 6500 7000 7910支架增加 80%系统增加 13% 不增加 水平面年辐射量（ kWh/m2） 1480 1480 2060 1480一致 增加 39% 方阵面年辐射量（ kWh/m2） 1690 1690 2300 2028增加 20% 增加 36% 系统 PR（ %） 81 76 81 81一致 一致 首年末组件衰降率（ %） 2.0 3.0 2.0 2.0一致 一致 首年发电量（ MWh） 13689.00 12844.00 18630.00 16426.80增加 20% 增加 36% 20年发电量（ MWh） 264869.77 24449.34 360473.65 317843.72增加 20% 增加 36% 电站占地（ m2） 200000 200000 200000 230000增加 15% 一致 年土地租赁（万元 ) 40.0 40.0 40.0 46.0增加 15% 一致 首年运行维护（万元） 140.0 140.0 140.0 175.0增加 25.0% 一致 20年运行维护费用（万元） 3600.0 3600.0 3600.0 4420.0增加 22.8% 一致 20年全投资合计（万元） 10600.0 10100.0 10600.0 12330.0增加 16.5% 一致 20年 LCOE（ 元 /kWh） 0.400 4.131 0.294 0.388 评估光伏电站的好坏需要综合指标 1、 质量指标 ：有准确方阵面辐射数据的，采用 PR。没有 准 确方阵面辐射数据的， 采用“ 功率比 ”。但 PR和功率比只 能说明系统可靠性和系统的效率水平，不代表有很好的经济 性 ； 2、等效 利用小时数 （ kW发电量 ）：对于不同地域的项目， 代表了资源条件的好坏；对于同一地域的项目，则代表了“ 资源利用率”，越高越好； 3、设备正常运行率（ Availability）：代表了设备的质量和 服务质量，仅适合于逆变器、太阳跟踪器等电子设备，不适 合于光伏组件； 4、土地利用率（ kW占地 ）：越少越好。辅助性指标，在 PR或等效利用小时数相同条件下，占地越少越好； 5、度电成本（ LCOE）：是最终追求的目标，也是最重要 的经济性指标，越低越好。 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。 领跑者指标：系统能力先进性 81%？领跑者计划的指标要求和系统验收需要更准确、更科学、更全面！ 谢谢 ！ jikewsch@163.com