［摘 要］針對(duì)已建成的綜合能源低碳示范區(qū)光伏系統(tǒng)運(yùn)行1 a 多的發(fā)電量數(shù)據(jù)，進(jìn)行了理論和實(shí)測(cè)的研究分析，理論分析包括組件衰減、逆變器適配損失、陰影遮擋、直流線損以及污穢損失等，實(shí)測(cè)分析包括組件紅外及EL 測(cè)試、組串I-V 曲線、逆變器效率、直流線損和電能質(zhì)量測(cè)試，并提出設(shè)計(jì)、安裝及運(yùn)維的指導(dǎo)建議。

［關(guān)鍵詞］系統(tǒng)效率；發(fā)電量；陰影遮擋；直流線損

［中圖分類號(hào)］TM615 ；TM315 ［文獻(xiàn)標(biāo)志碼］A ［文章編號(hào)］2095–6487（2024）09–0114–03

1 理論研究

1.1 項(xiàng)目概述

南京電力設(shè)計(jì)院建設(shè)綜合應(yīng)用風(fēng)、光、儲(chǔ)等分布式綜合能源發(fā)電系統(tǒng)，示范區(qū)項(xiàng)目主要包括12.8 kWp光伏發(fā)電系統(tǒng)、1 kW 風(fēng)力發(fā)電系統(tǒng)、5 kW/15 kW · h直流儲(chǔ)能及5 kW/15 kW · h 交流儲(chǔ)能系統(tǒng)等。

1.2 光伏系統(tǒng)

光伏系統(tǒng)建在設(shè)計(jì)院4 樓南側(cè)屋面，組件按照10°固定水平傾角朝南方向排布，采用500 Wp 的單晶硅組件28 塊，兩路組串接入的15 kW 逆變器1 臺(tái)。28 塊光伏組件的實(shí)際總裝機(jī)容量為14 kWp，每14 塊組件接成1個(gè)組串，并聯(lián)接入1臺(tái)帶切換功能的匯流箱，分別接入微網(wǎng)系統(tǒng)交流柜和直流柜：①屋面光伏組件所發(fā)電量一路經(jīng)光伏切換箱，通過2 個(gè)直流輸入端接入1臺(tái)雙路MPPT 逆變器，接入交流柜AC400 V 母線；②另一路經(jīng)光伏切換箱送至光伏直流變換器接入直流柜DC220 V 母線。該系統(tǒng)原理圖如圖1 所示。

1.3 陰影及污染情況

本項(xiàng)目光伏系統(tǒng)近處遮擋情況為：4樓露臺(tái)東西兩側(cè)柵欄，東側(cè)、南側(cè)居民樓，西北側(cè)設(shè)計(jì)院主樓，西南方向?qū)汖執(zhí)斓卮髽恰勺诮ù髽羌按髽撬酢?/p>

光伏面板的輸出性能受沉積在表面灰塵的影響，面板表面的灰塵具有反射、散射和吸收太陽輻射的作用，可降低太陽的透過率，使面板接收到的太陽輻射減少，輸出功率也隨之減小，電池的效率降低。

觀察到光伏面板沒有得到及時(shí)的清潔養(yǎng)護(hù)，面板除有積塵外還有鳥屎污染，對(duì)整個(gè)系統(tǒng)的發(fā)電量造成影響。利用光伏設(shè)計(jì)軟件PVsyst 進(jìn)行系統(tǒng)損失參數(shù)設(shè)定，默認(rèn)年度污穢損失系數(shù)為3%。

1.4 光伏發(fā)電量仿真分析

PVsyst 軟件是一套著名的光伏系統(tǒng)仿真模擬軟件，分析影響發(fā)電量的各種因素，并最終計(jì)算得出光伏發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電量。

對(duì)項(xiàng)目進(jìn)行建模仿真分析。由于項(xiàng)目附近存在陰影遮擋，應(yīng)將光伏系統(tǒng)中的光伏方陣及其周邊地區(qū)物體作為一整個(gè)3D 場(chǎng)景進(jìn)行構(gòu)建。

經(jīng)過PVsyst 軟件仿真，計(jì)算出該光伏系統(tǒng)年均發(fā)電量為11 337 kW · h，系統(tǒng)效率為64.39%。

利用PVsyst 軟件對(duì)本項(xiàng)目光伏系統(tǒng)進(jìn)行仿真分析，發(fā)電量具體損失流向如圖2 所示。

根據(jù)組件廠家的數(shù)據(jù)，光伏組件首年衰減為2%，從第2 年開始逐漸衰減為0.45%。即首年光伏組件衰減修正系數(shù)為98%，之后逐年遞減0.45%。首年光伏系統(tǒng)發(fā)電量為：11 340 kW · h×98%=11 113.2 kW · h。

而綜合能源低碳示范平臺(tái)對(duì)光伏系統(tǒng)進(jìn)行實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)， 獲取到2022 年光伏系統(tǒng)實(shí)際發(fā)電量為5 959.17 kW · h。光伏系統(tǒng)實(shí)際發(fā)電量只達(dá)到理論發(fā)電量的52.6%，為進(jìn)一步確定具體原因，必須對(duì)光伏系統(tǒng)進(jìn)行實(shí)際檢測(cè)，逐一分析影響發(fā)電量的相關(guān)因素，定位問題根源并提出針對(duì)性建議。

2 實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)分析

2.1 分項(xiàng)測(cè)試結(jié)果

2.1.1 組件I-V曲線

現(xiàn)場(chǎng)隨機(jī)抽取14 塊單晶光伏組件進(jìn)行組件I-V 曲線測(cè)試，測(cè)試結(jié)果修正到標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試條件下的最大功率，相對(duì)于銘牌標(biāo)稱功率的衰減率平均值為9.62%。

2.1.2 灰塵影響測(cè)試

現(xiàn)場(chǎng)隨機(jī)抽取1 塊單晶光伏組件進(jìn)行組件I-V 曲線測(cè)試，清洗后再進(jìn)行光伏組件I-V 曲線測(cè)試，取序列號(hào)為77551521179213901168 的光伏組件為例，兩次測(cè)試結(jié)果修正到STC 條件下的最大功率進(jìn)行對(duì)比，清洗前組件功率為453.20 W，清洗后為468.49 W，清洗后比清洗前最大功率增加3.06%。

2.1.3 組串I-V曲線

對(duì)全站兩串光伏組串進(jìn)行光伏組串I-V曲線測(cè)試，測(cè)試結(jié)果修正到STC 條件下的最大功率相對(duì)于銘牌標(biāo)稱功率的衰減率平均值為9.13%?，F(xiàn)場(chǎng)隨機(jī)抽取14塊光伏組件測(cè)得的的組件衰減率平均值為9.62%，差距不大，可知光伏組串實(shí)際失配損失情況并非系統(tǒng)主要問題。

2.1.4 光伏組件紅外（IR）掃描

對(duì)現(xiàn)場(chǎng)全站28 塊組件進(jìn)行光伏組件紅外（IR）掃描，結(jié)果如下：①無明顯溫度異常組件27 塊（最大溫差0～5℃），占抽樣總數(shù)的96.4% ；②存在嚴(yán)重溫度異常組件1 塊（最大溫差＞ 10℃），占抽樣總數(shù)的3.6%。結(jié)合光伏組件的具體位置，觀察組件熱斑極大可能由系統(tǒng)西北側(cè)設(shè)計(jì)院主樓高層玻璃的反光導(dǎo)致。

2.1.5 逆變器轉(zhuǎn)換效率測(cè)試

對(duì)現(xiàn)場(chǎng)全站1個(gè)逆變器進(jìn)行逆變器轉(zhuǎn)換效率測(cè)試，測(cè)試結(jié)果如下：①逆變器轉(zhuǎn)換效率最小值為94.3% ；②逆變器轉(zhuǎn)換效率最大值為97.3%。逆變器效率為交流輸出功率PAC 和直流輸入功率PDC 的百分比值，是體現(xiàn)逆變器設(shè)備性能的參數(shù)。

2.1.6 光伏組件的電致發(fā)光（EL）

現(xiàn)場(chǎng)隨機(jī)抽取7 塊組件進(jìn)行光伏組件的電致發(fā)光（EL） 測(cè)試， 結(jié)果如下：① 無明顯缺陷組件4 塊， 占抽樣總數(shù)的57.13% ；② 存在輕微缺陷組件2 塊， 占抽樣總數(shù)的28.58%， 序列號(hào)分別為77551521179213900819、77551521179213901175 ；③存在嚴(yán)重缺陷組件1 塊，占抽樣總數(shù)的14.29%，序列號(hào)為77551521179213901174。

2.1.7 光伏系統(tǒng)效率測(cè)試

在原有模式，即2 組光伏組串正常接入、2 路直流側(cè)輸入端正常接入逆變器的測(cè)試條件下，測(cè)得2023年10 月23—24 日的光伏系統(tǒng)效率為61.30%，測(cè)試結(jié)果不滿足標(biāo)準(zhǔn)要求。

2.1.8 直流線損測(cè)試

現(xiàn)場(chǎng)同時(shí)測(cè)試光伏組串輸出端到逆變器直流輸入端的電壓壓降及工作電流，直流線損為1.701%，測(cè)試結(jié)果滿足標(biāo)準(zhǔn)要求。

2.1.9 電能質(zhì)量測(cè)試

現(xiàn)場(chǎng)全站1 個(gè)逆變器進(jìn)行交流輸出端電能質(zhì)量測(cè)試，測(cè)試結(jié)果滿足標(biāo)準(zhǔn)要求。

2.2 系統(tǒng)“卡脖子”環(huán)節(jié)

2.2.1 逆變器“卡脖子”環(huán)節(jié)

分析光伏系統(tǒng)效率測(cè)試數(shù)據(jù)，可看出光伏組件所發(fā)電量經(jīng)光伏切換箱后分為2 路送至并網(wǎng)逆變器的過程存在嚴(yán)重問題，系統(tǒng)電氣效率損耗達(dá)27.3%。

造成在逆變器出口側(cè)監(jiān)測(cè)到的光伏系統(tǒng)發(fā)電量數(shù)據(jù)低于理論發(fā)電量的主要原因在于，從光伏切換箱分入逆變器2 路直流輸入端的電流并不穩(wěn)定，測(cè)量出單路電流大小頻率切換極快，導(dǎo)致逆變器內(nèi)MPPT（最大功率點(diǎn)跟蹤）無法自適應(yīng)自調(diào)節(jié)電壓，最終無法追蹤并調(diào)節(jié)到光伏陣列的實(shí)際輸出功率。

2.2.2 逆變器技術(shù)分析

光伏組件的輸出曲線非線性，當(dāng)光伏組件在某一個(gè)特定的工作點(diǎn)時(shí)，其電壓Ump 與光伏組件輸出的電流Imp 的乘積即功率P 達(dá)到的最大值，這個(gè)工作點(diǎn)就是光伏組件的最大功率點(diǎn)Pmax。光伏逆變器通過內(nèi)部電路的變換，使得光伏組件工作在最大功率點(diǎn)的這個(gè)過程便是MPPT 最大功率點(diǎn)追蹤。

2.3 現(xiàn)有接線模式下系統(tǒng)整體效率分析

（1）卡脖子狀態(tài)一。系統(tǒng)效率間歇性從80% 衰減至40% 左右。測(cè)試時(shí)間2023 年10 月24 日上午9 ：44—10 ：11，光伏系統(tǒng)效率測(cè)試數(shù)據(jù)變化趨勢(shì)為，光伏系統(tǒng)的輸出功率與電氣效率隨時(shí)間逐漸降低，系統(tǒng)效率穩(wěn)定在30%～40%。

（2） 卡脖子狀態(tài)二。啟動(dòng)后系統(tǒng)效率只能維持在45% 左右。測(cè)試時(shí)間2023 年10 月24 日上午11 ：16—11 ：32，光伏系統(tǒng)效率測(cè)試數(shù)據(jù)變化趨勢(shì)為，逆變器啟動(dòng)后，光伏系統(tǒng)的輸出功率與電氣效率隨時(shí)間開始上升，最終系統(tǒng)效率穩(wěn)定在40%～50%。

2.4 改進(jìn)接線模式下系統(tǒng)整體效率分析

針對(duì)系統(tǒng)“卡脖子”環(huán)節(jié)對(duì)系統(tǒng)接線模式進(jìn)行改造，將光伏系統(tǒng)一次電氣結(jié)構(gòu)由2 組光伏組串接入2路逆變器直流輸入端，改為2 組光伏組串接入1 路逆變器直流輸入端。

測(cè)試時(shí)間2023 年10 月24 日下午1 ：22—1 ：50，光伏系統(tǒng)效率測(cè)試數(shù)據(jù)變化趨勢(shì)為，光伏系統(tǒng)輸出功率與電氣效率隨時(shí)間開始上升，最終穩(wěn)定在80%～90%，說明光伏系統(tǒng)發(fā)電量恢復(fù)正常。

3 總結(jié)與建議

3.1 設(shè)備性能

（1）光伏組件。單個(gè)組件影響整個(gè)光伏系統(tǒng)的發(fā)電量，在使用過程中，出現(xiàn)隱裂、內(nèi)部連接失效或遮光導(dǎo)致熱斑等情況均可能造成一個(gè)或一組電池不匹配，導(dǎo)致其特性與整體不諧調(diào)，影響到整個(gè)光伏系統(tǒng)的出力。

同時(shí)組件在整個(gè)項(xiàng)目的成本占比近50%，故光伏組件成為影響分布式光伏電站發(fā)電量的關(guān)鍵因素。根據(jù)第2 章節(jié)對(duì)光伏組件設(shè)備技術(shù)參數(shù)的研究，結(jié)合光伏電站的實(shí)際建設(shè)情況，把關(guān)組件設(shè)備的綜合電氣性能，選擇合適的組件，能夠有效提高發(fā)電量和收益率、降低度電成本。

（2）逆變器。逆變器選型對(duì)于發(fā)電系統(tǒng)的轉(zhuǎn)換效率和可靠性具有重要的作用。根據(jù)對(duì)各類型光伏逆變器技術(shù)特性的研究，結(jié)合實(shí)際建設(shè)情況，選擇最匹配的逆變器型號(hào)，減少損耗，提高光伏發(fā)電量。

其余，如直流電纜損失、直流電纜阻抗匹配損失、交流損失（電纜、配電柜）均為可控因素，通過直流電纜選型和敷設(shè)長(zhǎng)度，交流設(shè)備選型等可降低損耗，進(jìn)而提高光伏電站收益率。

3.2 系統(tǒng)設(shè)計(jì)

（1）逆變器容量配比。光伏組件和逆變器選型的匹配度是影響光伏電站發(fā)電量的關(guān)鍵因素，可通過控制逆變器容配比，盡可能提升系統(tǒng)效率。

（2）安裝方式（傾角）。光伏方陣的安裝方式（傾角）可影響分布式光伏電站接收的太陽輻照強(qiáng)度，從而影響光伏系統(tǒng)發(fā)電量的大小，南京地區(qū)最優(yōu)光伏傾角為23°。

（3）串并聯(lián)設(shè)計(jì)。光伏組件的串并聯(lián)設(shè)計(jì)可決定組件串聯(lián)失配損失的大小。

（4）光伏方陣選址。光伏方陣的安裝環(huán)境也會(huì)對(duì)光伏組件出力造成影響，盡可能選擇開闊的場(chǎng)地布置組件，以降低陰影遮擋損失；觀察并規(guī)避周圍環(huán)境可能對(duì)設(shè)備造成的損害，如大樓高層玻璃等反射物的反光可能造成組件異常發(fā)熱等。

（5）一次電氣結(jié)構(gòu)。系統(tǒng)設(shè)計(jì)的一次電氣結(jié)構(gòu)對(duì)光伏系統(tǒng)發(fā)電量存在一定的影響，滿足標(biāo)準(zhǔn)設(shè)計(jì)要求的前提下，還應(yīng)在項(xiàng)目初期進(jìn)行試運(yùn)行，結(jié)合實(shí)際調(diào)整接線方式，規(guī)避可能的設(shè)計(jì)問題。

3.3 運(yùn)維管理

（1）前期檢測(cè)工作。光伏組件安裝前對(duì)組件進(jìn)行抽樣測(cè)試，在光伏組件安裝固定后對(duì)光伏系統(tǒng)進(jìn)行全面測(cè)試。項(xiàng)目初期對(duì)光伏系統(tǒng)進(jìn)行實(shí)測(cè)也很有必要性，可排查出一切不利因素，確保設(shè)備電氣性能及系統(tǒng)各項(xiàng)設(shè)計(jì)均滿足標(biāo)準(zhǔn)運(yùn)行條件。

（2）定時(shí)清潔光伏組件。灰塵、雜草的遮擋以及設(shè)備故障停機(jī)等均為可控因素，通過定期的清洗和除草解決灰塵遮擋和障礙物遮擋造成的損失，降低設(shè)備故障停機(jī)次數(shù)，從而提升電站發(fā)電量。

（3）迅速響應(yīng)故障。電站運(yùn)維管理應(yīng)做到規(guī)范化和精細(xì)化，在設(shè)備出現(xiàn)故障后運(yùn)維人員立即進(jìn)行故障響應(yīng)，現(xiàn)場(chǎng)快速排查與消缺故障，有效降低設(shè)備故障損失，保障運(yùn)行效率。

4 結(jié)束語

文章對(duì)南京棲霞基地綜合能源低碳示范區(qū)光伏系統(tǒng)發(fā)電量進(jìn)行了分析，結(jié)果表明，光伏電站的發(fā)電量需從設(shè)計(jì)、安裝及運(yùn)維等方面進(jìn)行優(yōu)化和改進(jìn)，從而降低損耗，提高電站效率及壽命。

參考文獻(xiàn)

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