光伏電站理論發(fā)電量計算及影響因素

1、光伏電站理論發(fā)電量計算及影響因素一、光伏電站理論發(fā)電量計算一、光伏電站理論發(fā)電量計算1、太陽電池效率η的計算在太陽電池受到光照時，輸出電功率和入射光功率之比就稱為太陽電池的效率，也稱為光電轉換效率。其中，At為太陽電池總面積（包括柵線圖形面積）?？紤]到柵線并不產(chǎn)生光電，所以可以把At換成有效面積Aa（也稱為活性面積），即扣除了柵線圖形面積后的面積，同時計算得到的轉換效率要高一些。Pin為單位面積的入射光功率。實際測量時是在標準條件下得到

2、的：Pin取標準光強：AM1.5條件，即在25℃下，Pin=1000Wm2。2、光伏系統(tǒng)綜合效率（PR）η總＝η1η2η3光伏陣列效率η1：是光伏陣列在1000Wm2太陽輻射強度下實際的直流輸出功率與標稱功率之比。光伏陣列在能量轉換過程中的損失包括：灰塵污漬，組件功率衰減，組件串聯(lián)失配損失、溫升損失、方陣相互遮擋損失、反射損失、光譜偏離損失、最大功率點跟蹤精度及直流線路損失等，目前取效率86%計算。逆變器轉換效率η2:是逆變器輸出的交流

3、電功率與直流輸入功率之比，取逆變器效率97%計算。交流并網(wǎng)效率η3:是從逆變器輸出，至交流配電柜，再至用戶配電室變壓器10KV高壓端，主要是升壓變壓器和交流線纜損失，按96%計算。3、理論發(fā)電量計算太陽電池的名牌功率是在標準測試條件下測得的，也就是說在入射功率為1000Wm2的光照條件下，1000Wp太陽電池1小時才能發(fā)一度電。而實際上，同一天不同的時間光照條件不同，因此不能用系統(tǒng)的容量乘以日照時間來預測發(fā)電量。計算日發(fā)電量時，近似計算

4、：理論日發(fā)電量=系統(tǒng)峰值功率(kw)x等效日照小時數(shù)(h)x系統(tǒng)效率等效峰值日照小時數(shù)hd=（日太陽輻照量kW.hm2d）1kWm2（日照時數(shù)：輻射強度≥120Wm2的時間長度）3、光伏組件的匹配度標稱偏差也是光伏組件一個重要參數(shù)，一般3%內是可以接受的。這說明，雖然組件的標稱參數(shù)是一樣的，但實際上輸出特性曲線是有差異的，這就造成多個組件串聯(lián)時因電流不一致產(chǎn)生的效率降低。目前，像天合、英利等組件廠家，一般采用正偏差來降低由于功率的不匹配

5、性帶來的損失。4、逆變器、箱變的效率雖然逆變器技術規(guī)格書中的歐洲效率是考慮了不同負載率后的加權轉換效率，但實際使用中，很少有逆變器能達到現(xiàn)在普遍使用的98.5%。逆變器在DC變AC的過程中，加權效率能達到97.5%應該就不錯了。不同逆變器的MPPT跟蹤效果也是不一樣的。當最大功率點電壓隨著輻照度變化時，逆變器需要不斷改變電壓值以找到最大功率點電壓，由于跟蹤的滯后性也會造成能量損失。目前，有的逆變器廠家采用多路MPPT的方式，來減少此項損

6、失。在最大直流輸入電壓范圍內，盡量的多串聯(lián)組件提高電壓、降低電流，可以提高逆變器的轉化效率，同時降低線損。箱變將在將升壓的過程中，必然會有能量損失，這項根據(jù)箱變的參數(shù)來確定，一般1.5%左右。5、直流線損、交流線損一個1MW單元的面積大約3.5~4公頃。要將這么大面積光伏組件發(fā)出的電送到一處地方，就需要很長的直流線路。減少線損的辦法有兩個：選用好的電纜，提高電壓。一般情況下，直流線損可以按2~3%來估算。交流線路短，線損相對較少，一般可

7、以按1%來進行估算。6、設備故障設備故障和檢修時造成系統(tǒng)效率低的一個重要原因。光伏電站故障原因，其中一半都是來自于設備。7、設計不當設計不當造成發(fā)電量損失最嚴重的一項就是“間距設計不當”。由于目前光伏電站大都采用豎向布置，下沿的少量遮擋往往會造成整個組串輸出功率極具下降。據(jù)統(tǒng)計，在一些前后間距偏小的電站，前后遮擋造成的發(fā)電量損失甚至能達到3%。另外，山地電站除了考慮前后遮擋以外，還要考量東西方向高差所帶來的遮擋。在坡度比較大，而東西間距