光伏电站理论发电量计算及影响因素

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1、光伏电站理论发电量计算及影响因素一、光伏电站理论发电量计算1、太阳电池效率η的计算在太阳电池受到光照时，输出电功率和入射光功率之比就称为太阳电池的效率，也称为光电转换效率。其中，At为太阳电池总面积（包括栅线图形面积）。考虑到栅线并不产生光电，所以可以把At换成有效面积Aa（也称为活性面积），即扣除了栅线图形面积后的面积，同时计算得到的转换效率要高一些。Pin为单位面积的入射光功率。实际测量时是在标准条件下得到的：Pin取标准光强：AM1.5条件，即在25℃下，Pin=1000W/m2。2、光伏系统综合效率（PR）η总＝η1×η2×η3光伏阵列效率η1：是光伏阵列在1000W/m2太阳辐射强度

2、下实际的直流输出功率与标称功率之比。光伏阵列在能量转换过程中的损失包括：灰尘/污渍，组件功率衰减，组件串联失配损失、温升损失、方阵相互遮挡损失、反射损失、光谱偏离损失、最大功率点跟踪精度及直流线路损失等，目前取效率86%计算。逆变器转换效率η2:是逆变器输出的交流电功率与直流输入功率之比，取逆变器效率97%计算。交流并网效率η3:是从逆变器输出，至交流配电柜，再至用户配电室变压器10KV高压端，主要是升压变压器和交流线缆损失，按96%计算。3、理论发电量计算太阳电池的名牌功率是在标准测试条件下测得的，也就是说在入射功率为1000W/m2的光照条件下，1000Wp太阳电池1小时才能发一度电。而实

3、际上，同一天不同的时间光照条件不同，因此不能用系统的容量乘以日照时间来预测发电量。计算日发电量时，近似计算：理论日发电量=系统峰值功率(kw)x等效日照小时数(h)x系统效率等效峰值日照小时数h/d=（日太阳辐照量kW.h/m2/d）/1kW/m2（日照时数：辐射强度≥120W/m2的时间长度）二、影响发电量的因素光伏电站的发电量由三个因素决定：装机容量、峰值小时数、系统效率。当电站的地点和规模确定以后，前两个因素基本已经定了，要想提高发电量，只能提高系统效率。1、温度折减对系统效率影响最大的自然因素就是温度。温度系数是光伏组件非常重要的一个参数。一般情况下，晶硅电池的温度系数一般是-0.35

4、～-0.45%/℃，非晶硅电池的温度系数一般是-0.2%/℃左右。而光伏组件的温度并不等于环境温度。下图就是光伏组件输出功率随组件温度的变化情况。在正午12点附近，图中光伏组件的温度达到60摄氏度左右，光伏组件的输出功率大约仅有85%左右。除了光伏组件，当温度升高时，逆变器等电气设备的转化效率也会随温度的升高而降低。温度造成的折减，可以根据光伏组件的温度系数和当地的气温进行估算。2、不可利用太阳光获得的总辐射量值，是各种辐射强度的直接辐射、散射辐射、反射辐射的总和，但并不是所有的辐射都能发电的。比如，逆变器需要再辐照度大于50W/m2时才能向电网供电，但辐照度在100W/m2以下时输出功率极低

5、。即使在阳光好的西部地区，这部分虽然算到总辐射量数据中、但无法利用的太阳能辐射，也能达到2~3%。1、光伏组件的匹配度标称偏差也是光伏组件一个重要参数，一般±3%内是可以接受的。这说明，虽然组件的标称参数是一样的，但实际上输出特性曲线是有差异的，这就造成多个组件串联时因电流不一致产生的效率降低。目前，像天合、英利等组件厂家，一般采用正偏差来降低由于功率的不匹配性带来的损失。2、逆变器、箱变的效率虽然逆变器技术规格书中的欧洲效率是考虑了不同负载率后的加权转换效率，但实际使用中，很少有逆变器能达到现在普遍使用的98.5%。逆变器在DC变AC的过程中，加权效率能达到97.5%应该就不错了。不同逆变器

6、的MPPT跟踪效果也是不一样的。当最大功率点电压随着辐照度变化时，逆变器需要不断改变电压值以找到最大功率点电压，由于跟踪的滞后性也会造成能量损失。目前，有的逆变器厂家采用多路MPPT的方式，来减少此项损失。在最大直流输入电压范围内，尽量的多串联组件提高电压、降低电流，可以提高逆变器的转化效率，同时降低线损。箱变将在将升压的过程中，必然会有能量损失，这项根据箱变的参数来确定，一般1.5%左右。3、直流线损、交流线损一个1MW单元的面积大约3.5~4公顷。要将这么大面积光伏组件发出的电送到一处地方，就需要很长的直流线路。减少线损的办法有两个：选用好的电缆，提高电压。一般情况下，直流线损可以按2~3

7、%来估算。交流线路短，线损相对较少，一般可以按1%来进行估算。4、设备故障设备故障和检修时造成系统效率低的一个重要原因。光伏电站故障原因，其中一半都是来自于设备。5、设计不当设计不当造成发电量损失最严重的一项就是“间距设计不当”。由于目前光伏电站大都采用竖向布置，下沿的少量遮挡往往会造成整个组串输出功率极具下降。据统计，在一些前后间距偏小的电站，前后遮挡造成的发电量损失甚至能达到3%。另外，山地电