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并网光伏发电效率初探
作者单位：
上海太阳能科技有限公司
母体文献：
第八届中国太阳级硅及光伏发电研讨会论文集
会议名称：
第八届中国太阳级硅及光伏发电研讨会
会议时间：
会议地点：
主办单位：
中国可再生能源学会,上海市太阳能学会
在线出版日期：
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提高并网光伏发电效率分析与建议
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关注光伏五要素 实现收益最大化
　　编者按
　　国家近期出台了一系列支持中国光伏市场发展的政策措施，2014 年的装机目标也调整至14吉瓦。现行政策收益率偏低，如何在现有的政策框架下开发光伏项目并实现盈利，如何在低电价状态上开发分布式光伏并实现盈利，是对所有光伏开发商的挑战。
　　2014 年想必是中国光伏市场大发展之年，也是考验光伏开发商生存能力之年。笔者认为，只要牢牢把握住光伏项目5 要素：政策、质量、安全、成本和能效，就能够立于不败之地。享受和执行政策以及投融资方面的风险和对策已经广泛讨论过，本文重点从质量、安全、成本和能效四个方面来讨论如何有效控制光伏发电系统，使光伏发电系统收益最大化。据悉，相关培训也已展开，光伏企业应给予关注。
　　从 2014 年开始，国家对大型光伏电站将实行分资源区的不同上网标杆电价，将此前实行的全国统一上网标杆电价1 元/kWh 分别调整到0.9 元/kWh（Ⅰ类区）、0.95 元/kWh（Ⅱ类区）和1.0 元/kWh（Ⅲ类区），同时对于分布式光伏发电的激励政策从初投资补贴转为度电补贴（0.42 元/kWh），这就更加要求光伏系统不但要有低成本，还必须注重质量和发电效率，使光伏发电系统的效益最大化。为达此目的，以下5 点非常重要：1）研究并用好现行国家政策，规避建设、并网、运营等操作层面的风险；2）严格控制光伏系统部件和工程质量；3）重视光伏系统的安全，避免发生灾难性事故；4）在保证质量前提下降低光伏系统的建设成本、运营成本和发电成本；5）通过精细化设计，提高光伏系统性能指数（PR）。
　　严格控制光伏系统质量
　　光伏系统质量的好坏主要取决于部件质量和工程建设质量，判断部件质量和工程建设质量的依据则是看其是否符合或满足相关技术标准的要求。当前已经发布的与光伏系统和部件有关的技术标准包括光伏组件、平衡部件（逆变器、控制器、蓄电池等）、独立光伏系统、并网光伏系统、大型光伏电站、建筑光伏、太阳跟踪器、光伏水泵等40几个。有了技术标准或某产品已经通过了第三方检测，并不能代表所有产品都能够符合质量要求。为了保证所有该型号的产品都能达到标准要求的质量，则还需要对该产品的生产全过程以及制造商的生产管理进行认证。
　　光伏组件、逆变器以及蓄电池都不是一般消费型产品，使用寿命长达几年，甚至几十年，但从外观和即时检测都无法判断其长期的可靠性。开发商为了确保光伏产品和部件的质量和长期可靠性，可以通过如下几项措施：1） 最基本的是要求厂家提供具有权威性的检测和认证报告，以保证送检产品的技术性能符合技术标准且通过了第三方的检测，并且批量生产的产品与送检产品按照同一标准生产；2） 为了保证光伏部件的长期可靠性和质量的长期稳定性，可以要求厂家提供产品质量保险，这是一种降低开发商风险的趋势（目前一些保险公司，如英大泰和，已经推出了出口光伏组件25年功率担保的险种）；3） 如果产品不能提供质量保险，则可以聘请有经验的第三方实施产品监造，且在产品交货前，对该批次产品进行抽检；4） 鉴于光伏组件和逆变器都不是短期消费品，在现场运行一年后需要再次抽检，“婴儿期”失效率应在合同约定范围内。
　　除了产品和部件质量，光伏工程的设计和建设也非常重要。项目开发商为了确保工程质量也可以委托有资质、有经验的第三方对工程设计、施工安装、项目验收等进行全过程审查和监管。目前国内已经有这样的服务，且收取的服务费相当低廉，相信这样的服务能够对保证光伏系统的质量起到关键作用，对于开发商来讲堪称是一项增值服务。光伏工程的验收除了需要进行投运验收外，也需要在光伏系统运行一年后进行后评估，电站的评价指标应当以“性能指数”（PR）为准。
　　保证光伏系统的安全性
　　安全性是光伏系统质量最重要的组成部分。光伏系统的安全包括：建筑安全、电网安全、防电击、系统抗风、防雷击、防火和防电弧、防盗、防沙暴等。建筑安全包括建筑载荷、防渗漏、不破坏保温层和建筑消防，建筑安全性评估需要专业部门进行，与建筑结合的分布式光伏在建设前应当首先通过建筑安全性评估。极绝缘破损就会产生并联回路电弧，而对地绝缘的破坏则会产生对地电弧，因此如果电缆、连接器件、接触器、断路器的质量有问题或者工程安装不认真都有可能发生电弧并引起火灾。
　　目前还没有国际统一的电弧检测标准，也不能用常规电流和电压的检测来判断是否发生了电弧，电弧发生时会产生弧光和辐射，国内外正在根据这一特点研究检测办法。为了避免发生串联回路电弧，最重要的是安装质量，每个连结点必须牢固连结。
　　系统抗风需要根据当地30年内最大风速进行设计，但需要在方阵安装倾角、全年发电量、建筑载荷、占地、阴影遮挡等多种因素间进行优化和平衡，例如方阵倾角与风载荷直接相关，为了使全年发电量最大而设计的方阵倾角，有可能需要承受更大的风载荷，从而要求更大的配重，而这样的配重恰恰超过了建筑能够承受的最大载荷，这就需要改变方针倾角，以适应建筑载荷；再比如，高的倾角需要更大的占地，而占地增加了成本，有时屋面面积有限，不允许方阵间有更大的间距，因此方阵抗风设计需要因地制宜。
　　合理降低光伏发电成本
　　光伏系统的成本直接影响最终收益，成本包括建设成本，运行维护成本和最终的发电成本。目前光伏系统的合理建设成本大约为 9 元/Wp，大型光伏电站虽然具有规模效应，但土建工程和站内升压站的成本都相对较高；而分布式光伏的规模虽小，设备成本要相对高一些，但在土建施工和接网系统的费用相对较低，因此大型光伏电站和建筑光伏的初投资实际上相差无几。
　　目前光伏系统的合理建设成本大约为 9 元/Wp，大型光伏电站虽然具有规模效应，但土建工程和站内升压站的成本都相对较高；而分布式光伏的规模虽小，设备成本要相对高一些，但在土建施工和接网系统的费用相对较低，因此大型光伏电站和建筑光伏的初投资实际上相差无几。 10MW 大型光伏电站和1MW 分布式建筑光伏的典型概算如下：
　　从概算分项比例可以看出，光伏组件大约占总投资的 49%，逆变器及其它电气设备大约占10%，电缆和支架各占大约10%，这几个分项所占比例较高，还有一定降价空间，光伏建设投资有可能做到8 元/Wp。按照正常设计，目前光伏系统的建设投资几乎不可能降到8 元/Wp 以下，但对于一些特殊应用，则还有降价的空间。例如，对于3-5kW 户用并网光伏，一般需要10-20 块光伏组件，如果采用直接并网型的交流光伏组件（AC Module，或微型逆变器），则不再需要汇流箱、交直流配电和单独的逆变器，也不需要直流电缆，安装工程也变得非常简单，因此建设投资可以下降到7 元/Wp。
　　光伏发电属于固态发电，无论是光伏组件还是逆变器工作时都处于静态，没有转动部件，也不需要补充燃料，如果部件质量过关，维修非常简单，可以做到无人值守。对于大型光伏电站，年运行维护费用一般在1%左右，对于分布式建筑光伏，一般不超过2%。国外很多光伏系统都属于无人值守运行，光伏方阵的清洁主要靠风、雨自洁。中国的大气条件和环境不同于国外，无论是西部荒漠地带还是东部城市，都不能依靠风、雨自洁。有报道称尘土和污渍的遮挡损失依据严重程度大约在2%-10%，严重的甚至超过20%。清洁10MW 光伏电站，只要能够提高2%的发电量，即可多发约30 万kWh，净收益大约30 万元。
　　在资源条件相同的同一地点要想降低发电成本（元/kWh），最有效的办法是采用太阳跟踪器，从而在不显著提高建设成本的情况下大大提高发电量，达到降低发电成本的目的。根据美国亚利桑那州凤凰城23183 气象站（30年）的测试数据，太阳跟踪器所接收到的辐射量远大于固定平面的接收值：辐射资料是气象站根据 年的实测太阳辐射量得到的，包括了各种平板收集器不同运行方式下所收集到的太阳辐射量的对比。
　　从当地条件和实测辐射数据可得：同固定倾纬度角安装相比，水平轴东西向跟踪的辐射量增益提高23.1%，主轴倾纬度角的斜单轴跟踪可以增加到32.3%，双轴全跟踪系统与固定倾角相比，辐射量增益达到36.9%。太阳跟踪器能够有效提高发电量，降低发电成本，是一个不争的事实，但为什么不能更广泛的推广使用呢？自动跟踪所增加的成本不是问题，大多数的斜单轴跟踪器的售价都在1.5 元/Wp 左右，甚至更低，比固定支架大约高0.5-0.7元/Wp，这与每年提高20%以上的发电量相比，最多2 年即可回收增加的成本。主要问题是可靠性，只要解决了可靠性问题，太阳跟踪器无疑将会得到大规模推广。
　　提高光伏系统性能指数
　　国际上对于光伏系统的性能指数已经有过很多年的研究，从数据看出，早年光伏系统的PR 平均值只有65%，近年的PR平均值提升到了74%，但很少有系统达到80%以上。
　　目前还没有“中国效率”。北京鉴衡认证中心等单位正在根据中国的光照条件研究制定符合实际工作情况下逆变器的“中国效率”。
　　IEC61724（光伏系统性能监测 - 测量、数据交换和分析导则）中提出了评价光伏发电系统性能的参数-性能指数（Performance Ratio，简称PR）。需要说明的是：1）光伏系统性能指数（PR）已经排除了太阳能资源的差异，真正反映了光伏系统的质量和效率，比如在西藏的一个光伏电站，年等效利用小时数高达1600 小时，而方阵面峰值日照时数为2000 小时，该系统的PR 等于80%；北京一套光伏系统年满发1200 小时，方阵面辐射量1400kWh/m2，则PR=86%，北京的光伏系统虽然总的发电小时数不如西藏的系统，但质量和能效显然高于西藏的系统。2）自动太阳跟踪器虽然可以提高发电量，降低发电成本，但并不能提高PR，因为分母的辐射量也提高了。3）PR 值并没有排除温度差异，不同的使用地点或不同的安装方式都会影响到光伏电池的工作温度，在热带地区和在寒冷地区工作的光伏系统，即使质量一致，热带地区光伏系统的PR 值也会偏低，为了客观比较电站性能，还需要做温度校正。PR 的影响因素很多，包括：系统的电器效率（组件串并联损失、逆变器效率、变压器效率、其它设备效率、温升损失、线路损失等）、组件衰降、遮挡情况、光反射损失、MPPT 误差、故障情况和运行维护水平等，暂不考虑测量误差和电网弃光的影响。
　　加州效率（CEC 效率）：美国加州效率不但考虑了加州的光照条件，还考虑了光伏电池受温度的影响。光伏电池温度的影响主要表现在逆变器光伏阵列的输入电压，温度高时输入电压低，温度低时输入电压高。CEC 效率的测试条件如下：分別在“额定输入直流电压”、“最大输入直流电压”和“最小输入直流电压”三种条件下，个別记录其在额定最大输入功率的10%, 20%, 30%, 50%, 75%, 和100%六种条件下的18 个转换效率。其中转换效率= 输出功率/ 输入功率X100% 。加州效率有“最高效率”、“平均效率”和“加权效率”，加权效率不考虑温度影响，只考虑了光照条件，可以与“欧洲效率”对比；最高效率即是常规逆变器标注的最高效率；平均效率即考虑了光照条件，也考虑了环境温度的影响。
　　三种加州效率的定义如下：峰值效率 (Peak Efficiency): 指上述18 个转换效率中最高的效率；标称平均效率 (Nominal Average Efficiency): 指三种输入直流电在50%, 75%, 和100% 的输入功率下所记录下共9 个转换效率的平均值；
　　CEC 加权效率(Weighted Efficiency):考虑了一天当中光照条件的变化。依据直流输入最大功率的10%, 20%, 30%, 50%, 75% 和100%六种条件下，以权重值分別为4%, 5%, 12%, 21%, 53% 和5% 的分配所计算出的加权效率值。
　　如果光伏部件或工程的质量控制不力，则故障检修损失将会明显提高，甚至超过10%，因此严格质量控制是降低故障检修损失的重要前提。弃光（包括延迟接入和限发）现象目前已经在西部大型光伏电站出现，随着光伏与电网规划建设同步，这一问题将会得到解决。
　　为了得到光伏系统的性能指数（PR），从而准确评估光伏电站或分布式光伏的质量和能效，高质量的数据监测和数据采集系统是必要的。本文所采用的数据，包括太阳跟踪器的增益，光伏系统不同安装方式的温度损失，以及光伏电站PR值等，均采用国外数据。之所以如此也是迫于无奈，很难找到国内的完整数据。
　　因此，数据采集和监测对于电站评估和技术改进是非常重要的，也代表了光伏电站建设的成熟程度。光伏项目所安装的数据采集和监测系统所监测和采集的数据、采样精度、采样周期和监测时段均应符合GB/T20513（IEC61724）“光伏系统数据监测、测量、数据交换和分析导则”标准的要求。
　　（作者为国家发改委能源研究所研究员）
[责任编辑：解析光伏电站的系统效率影响因素有哪些？
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，只能从“系统效率”上下功夫了!
随着光伏电站整体设计、施工、运维技术水平的提高，光伏电站的效率也在不断提高。下表是国外机构的一个统计结果。
从这张表中可以看出，虽然不同国家的水平会有所差异，但随着技术的进步和经验的积累，在世界范围内，光伏电站的系统效率是不断提升的。我国的光伏电站基本都是2010s建成地，理论上，80%的系统效率应该是一个平均水平。
然而，大量的实际调研数据证明，我国建成的光伏电站的系统效率都处于一个非常低的水平。分布式电站由于之前大部分是以金太阳工程的形式建设的，装有防逆流装置，弃电情况较多，暂不讨论;据介绍，我国西部大型地面电站的平均系统效率仅能达到74%左右。
哪些因素影响了电站的系统效率，动了我们的发电量?我把这些因素分为三类：自然因素、设备因素、人为因素。
先看一下光伏电站的发电过程。
一、自然因素对系统效率的影响
1、温度折减
对系统效率影响最大的自然因素应该是温度。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～-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
我们获得的总辐射量值，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。
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%。
二、设备因素对系统效率的影响
设备因素应该是影响光伏系统效率的最主要原因。
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。另外，一个500kW的逆变器，要跟踪大约100路组串的MPPT，组串之间的差异会影响跟踪的精度。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。
多组数据表明，采用不同品牌、标称转化效率相同的逆变器，其发电量能相差5~10%!
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%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。下图统计了光伏电站故障原因，其中一半都是来自于设备。
三、人为因素对系统效率的影响
1、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，山地电站除了考虑前后遮挡以外，还要考量东西方向高差所带来的遮挡。在坡度比较大，而东西间距较小的电站，此项折减可达到2%。
除了间距以外，我还经常看到在光伏电站场区内，设计有较高的建(构)筑物，对周围的光伏阵列造成遮挡。
2、清洁不及时
在西北地区，一次沙尘暴可能会造成发电量直接降低5%以上;在东部，严重的雾霾天气时光伏电站几乎没有出力。下图是清洗前后光伏电站的出力对比。
可以看出，辐照度越大、阳光的穿透力越强，灰尘造成的损失越少。
除了灰尘，积雪如果不及时清除，也会对发电量造成较大的损失。
除了上述原因以外，光伏组件的衰减过快也是造成发电量达不到预期的重要原因。一般厂家承诺头两年衰减不超过2%，10年不超过10%，25年不超过20%。10年和20年的情况我不清楚，据了解，头两年衰减在2%的光伏组件比较少。
总结一下，光伏电站系统效率损失的原因可以归纳成以下几条：
自然原因：温度折减、不可利用太阳光;
设备原因：光伏组件的匹配度、光伏组件衰减速度超出预期、逆变器和箱变的效率、直流线损、交流线损、设备故障
人为原因：设计不当、清洁不及时。
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四种方法有效提高太阳能电池效率
作者：摇摇
关键词：提高,太阳能,电池,效率
影响太阳能电池效率主要有电学损失和光学损失。光学损失主要是表面反射、遮挡损失和电池材料本身的光谱效应特性。电量转换损失来源包括载流子损失和欧姆损失。太阳光之所以有很少的百分比转换为电能，原因归结于不管是哪一种材料的太阳能电池都不能将全部的太阳光转换为电流。晶体硅太阳电池的光谱敏感最大值没有与太阳辐射的强度最大值完全重合。在光能临界值之上一个光量子只产生一个电子&空穴对，余下的能量又被转换为未利用的热量。由于光的反射，阳光中的一部分不能进入电池中。随温度升高，在P-N结附近的厚度减少，从而电池的转换效率就会下降，所以电池的转换效率在冬季要高于炎热的夏天。金投能源小编为您介绍如何提高太阳能电池效率。更多资讯尽在。
1.寻找光电转换新材料
研究人员发现,像氮化铟这类半导体，它的禁带比原先认为的明显要小,低于0.7eV。这一发现表明,以含有铟、镓和氮的合金为基础的光电池将对所有太阳光谱的辐射&&从近红外到紫外都灵敏。利用这种合金可以研制比较廉价的太阳能电池板,而且新型太阳能电池板将比现有的更结实和更高效。有关人员指出,用氮化铟和氮化镓双层制成的多级太阳能电池可以达到理论极限最大效率的50%,为此,一层需要调整到1.7eV的禁带,而另一层需调整到1.1eV的禁带。如果能制成层数很多的太阳能电池,在每层中都具有自己的禁带,则太阳能电池的最大理论效率可达到70%以上。
2.太阳能电池加工工艺革新
一般工业晶体硅太阳能电池的光电转换效率为14%~16%,而采用新的激光加工技术能提高太阳能电池的光电转换效率。德国某研究所的研究人员已经研制出一种制造太阳能电池的加工工艺,即背交叉单次蒸发(RISE)工艺。辅以激光加工技术,用该工艺制造的背接触式硅太阳能电池的光电转换效率达到22%。激光加工技术是RISE加工程序中最关键的技术。
目前,很多厂家都利用激光加工技术生产硅太阳能电池。如采用激光刻槽埋栅极技术,也就是说利用激光技术在硅表面上刻槽,然后填入金属,以起到前表面电接触栅极的作用。与标准的前表面镀敷金属层相比,这种技术的优点能减少屏蔽损耗。另外一种被称之为发射区围壁导通(emitterwrapthrough)技术。用激光在硅晶片上钻通孔,高掺杂壁将发射区前表面的电流传导到背表面的金属接触层,因而能进一步降低屏蔽损耗,提高光电转换效率。
3.最大功率点跟踪
最大功率跟踪(maximupowerpointtracking，MPPT）是并网发电中的一项重要的关键技术，是指控制改变太阳电池阵列的输出电压或电流的方法使阵列始终工作在最大功率点上，根据太阳电池的特性，目前实现的跟踪方法主要有恒压法、功率匹配电路、曲线拟合技术、微扰观察法和增量电导法。
4.聚光技术
使用聚光光学元件形成聚光光伏电池，极大提高光电转换效率、减小电池使用面积，同时由于小尺寸电池可以利用现有集成电路制作工艺来加工，从而使太阳能光伏发电总体成本大幅度降低。聚光是降低光伏电池利用总成本的一种措施。通过聚光器使较大面积的阳光聚在一个较小的范围内形成&焦斑&或&焦带&，并将光伏电池置于&焦斑&或&焦带&上，以增加光强，克服太阳辐射能密度低的缺陷，获得更多的电能输出。未来的发电模式应该是&价廉物美的聚光光学元件+高转化效率光伏电池&。
来源：未知
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