2018-03：综合评价体系-solarbe文库

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SOLAR ENERGY 03/2018 12 1 评价体系综述光伏发电系统的特点是初始投资高、运行周期长，因此，科学评价光伏发电系统的产品质量、设计质量、技术先进性和经济性十分重要。目前，国内外还没有业内普遍认同的和完整的光伏发电系统评价体系。我国自 2015 年开始实施的光伏 null领跑者计划 null提出了 4 项评价指标，如表 1 所示。光伏发电系统综合量化评价体系探讨国家发展和改革委员会能源研究所 ■ 王斯成收稿日期 2018-02-12 通信作者王斯成，男，研究员、硕士，自 1982 年起从事光伏发电系统及平衡部件方面的研究开发。jikewsch163.com 表 1 光伏“领跑者计划”的评价指标评价指标指标内容 1 组件功率和效率要求准入要求应用领跑者基地技术领跑者基地转换效率 / 组件功率 /W 转换效率 / 组件功率 /W 转换效率 / 组件功率 /W 多晶硅组件 16.0 265 17.0 280 18.0 295 单晶硅组件 16.8 280 17.8 295 18.9 310 2 组件衰降率要求多晶硅组件 1 年内衰降率≤2.5；单晶硅组件 1 年内衰降率≤3.0；薄膜组件 1 年内衰降率≤5.0 3 逆变器效率指标含变压器型光伏逆变器的中国加权效率≥96，微型逆变器的中国加权效率≥94；不含变压器型光伏逆变器的中国加权效率≥98，微型逆变器的中国加权效率≥95 4 系统能力先进性系统效率能效比 PR ＜ 81 为 0 分；满分为 6 分。注后 3 项为基本准入要求；第 3 项指标来自工信部光伏制造行业规范条件 -2015 毫无疑问，上述 4 项评价指标非常重要，但还不够全面，有些指标在验收测试时还存在参考基准缺失和准确数据不易获得的困难。本文基于 null领跑者计划 null和国际上流行的评价指标提出基于现场测试的光伏发电系统综合量化评价体系，供大家讨论。 2 本文推荐的评价指标和评价体系 2.1 评价周期建议自光伏发电系统建成 1 年后，对系统进行评价。这是因为 1 年是沙尘、雨季、高低温等气候变化和太阳运行轨迹的完整周期，也有利于客观判断光伏组件、逆变器和太阳跟踪器等部件产业论坛 2018.03印刷.indd 12 2018-3-23 163247 SOLAR ENERGY 03/2018 13 的质量和运行特性。若评价周期过短，比如系统建成后 1～ 3个月，则会在组件效率衰降、遮挡损失、温度损失、太阳跟踪器的跟踪效果、逆变器的负荷条件等多个技术指标的测试上出现较大偏差。 2.2 光伏部件的评价指标 2.2.1 光伏组件额定功率和组件效率光伏组件的额定功率和组件效率是 null领跑者计划 null中对光伏组件最重要的考核指标，这一指标必须在光伏发电系统建成后立即抽查，以评价开发商选用的光伏组件是否达到了投标时承诺的效率水平。抽查要求生产厂家提供至少 3 块同型号组件的出厂测试技术参数，以提高可信度和冗余度，并将抽查组件的技术参数备案，作为 1 年后测试和评价光伏组件衰降率时的参考基准。为了保证参考基准组件参数的准确性，应当对基准组件进行现场测试，测试结果与出厂技术参数的差异不应超过 2。若偏差大于 2，则应查找原因，排除问题，务必使基准组件参数可信，从而才能保证 1 年后组件衰降率的测试结果可信。现场抽检可以在组件检测车中的标准条件 STC 下进行，依据标准为 GB/T 6495.1-1996 光伏器件第 1 部分光伏电流 - 电压特性的测量；也可以在现场室外进行，依据标准为 IEC 61829-1995晶体硅光伏方阵 I-V 特性现场测量。 2.2.2 光伏组件功率衰降率功率衰降率是 null领跑者计划 null对于光伏组件的重要考核指标。 1 在系统建成 1 年后进行项目评价时测试，应当找出系统建成时现场测试并有备案的基准组件进行复测，以得到准确的衰降率指标。 2 判定标准多晶硅组件 1 年内衰降率不高于 2.5；单晶硅组件 1 年内衰降率不高于 3.0；薄膜组件 1 年内衰降率不高于 5.0。 3 光伏组件的功率衰降率可用式 1 求得光伏组件衰降率 P max 投产运行初始 –P max 运行一段时间 100 P max 投产运行初始 1 2.2.3 逆变器中国效率逆变器中国效率按照光伏制造行业规范条件 -2015的要求，没有新的变化。 1 在系统建成 1 年后进行项目评价测试时，宜选择晴朗天气。 2 从早上到中午，在不同辐照度条件即不同负荷条件下对抽样逆变器进行测试，可为人工测试，也可采用电功率自动测试设备完成；至少完成 2～ 3 天的完整测试，将各个功率点效率的测试结果加权计算得到 null中国效率 null指标。 3 依据标准 CGC/GF 035-2013光伏并网逆变器中国效率技术条件。 4 判定标准含变压器型的光伏逆变器中国加权效率不得低于 96，不含变压器型的光伏逆变器中国加权效率不得低于 98 微型逆变器相关指标分别不低于 94 和 95。现场测试逆变器中国效率很有必要，原因在于现场测试条件与实验室的条件大不相同。现场逆变器长时间工作，温升高，内有积尘，直接影响到逆变器功率模块的散热；而且现场光伏组件工作在高温下，电压远低于标称工作电压，同等功率下，逆变器的工作电流变大，效率降低。开发商更加关心逆变器现场工作的效率，而非实验室条件下的效率。 2.2.4 逆变器的正常运行率设备正常运行率 Availability 是国际通用的评价设备可靠性的指标。设备正常运行率代表了设备的可靠性和服务质量，适用于逆变器和太阳跟踪器等电子设备的评价，不适用于光伏组件。 IEC TS 63019光伏发电系统正常运行率的信息模型对设备正常运行率给出了定义，即 Availability Uptime Uptime Downtime 100 2 产业论坛 2018.03印刷.indd 13 2018-3-23 163247 SOLAR ENERGY 03/2018 14 式中， Uptime 为设备正常工作时间，常描述为“全部工作时间 – 非正常工作时间”， h； Downtime 为设备故障或非正常工作时间， h。按照 IEC 标准的解释，设备的正常工作时间仅适用于白天的晴天，因为夜晚和阴雨天逆变器不工作，所以这些时段既不包括在正常工作时间内，也不包括在故障时间内。而且，低于启动光强的时段也不应包括在正常工作时间内，只有当光强足够使逆变器工作时，计时时钟才启动计时。对于设备停机或非正常工作状态，需要区分是由外部原因导致还是由设备本身原因导致。由外部原因导致的停机时间不应算作故障时间，一般包括 1 因某种原因人为停机； 2 低于逆变器启动辐照度之外的不工作时间，包括夜晚和阴雨天； 3 电网质量原因断电、电压 / 频率超限等； 4 天气原因，雨、雪、自然灾害等； 5 按照外部指令停机。式 2 中的故障时间仅包括设备故障停机直到设备修复并恢复工作之前的所有时间。为了准确提供设备正常运行率，必须配备具有如下能力的数据采集系统 1 依据逆变器启动辐照度，准确记录设备正常工作时间段； 2 准确记录设备故障停机时间段，并准确记录停机原因。举例某台逆变器， 1 年中平均每天工作 10 h，全年共计 3650 h。一共出现过 8 次停机，其中， 2 次是由电网强制弃光导致，每次停机 10 h，合计 20 h； 3 次是由逆变器故障导致，停机时间包括维修时间和等待时间分别为 24 h、 30 h 和 6 h，合计 60 h； 3 次是因为下雨，无日照导致自然停机， 3 天共 30 h。全年正常工作时间 3650–20–60–303540 h 设备故障停机时间 2430660 h 逆变器正常运行率 3540/35406098.33 在计算正常运行率时需要注意 1 正常运行率原则上仅适用于光伏发电系统的逆变器、太阳跟踪器、变压器等电气设备，而不适用于光伏组件。因为非正常运行状态是以停机或偏离设计精度针对太阳跟踪器为准，而光伏组件没有或很少有停机状态，功率偏离也没有参照标准。而且，既然光伏组件已经有功率衰降率的测试和评价，就没有必要再用正常运行率对光伏组件进行评价。 2 正常运行率可以是基于“时间 h”的，也可以是基于“发电量 kWh”的参照 IEC 61724-3。若采用基于“发电量 kWh”的正常运行率，不但需要记录正常运行时间，还需要实时记录发电功率的变化，较为复杂。所以，建议采用基于“时间 hnull的正常运行率，完全可以反映设备的可靠性；没必要计算能量利用率，能量评价用 PR 即可。 3 当前，风力发电的正常运行率的公式采用 “正常工作小时除以全年小时数即 8760 hnull。由于光伏发电系统和设备夜晚不工作，所以不建议沿用风电的计算公式，建议采用 IEC 标准给出的计算公式。当然，这对于数据采集系统提出了更高的要求。 2.2.5 太阳跟踪器的正常运行率太阳跟踪器正常运行率的定义和计算公式与逆变器的正常运行率一致，差别在于太阳跟踪器有跟踪精度的要求。因此，对于太阳跟踪器的非正常工作时间除了故障停机以外，还应包括跟踪轴的跟踪偏差超过设计值的时间段；同时也要求数据采集系统能够准确判断这一故障现象，并准确记录故障时间。 2.3 光伏发电系统的评价指标光伏发电系统的评价指标应至少包括系统的电气质量、系统设计的先进性、系统占地和系统的经济性。 2.3.1 光伏发电系统能效比能效比 Performance Ratio， PR 是国际通用的光伏发电系统质量评价指标，其代表了光伏发电系统评价时段内的可靠性和综合效率的高低，产业论坛 2018.03印刷.indd 14 2018-3-23 163247 SOLAR ENERGY 03/2018 15 但不代表项目的经济性，也不代表设计的先进性。 IEC 61724-1 给出了能效比 PR 的定义表 2 PR 的 14 个影响因素和判定指标影响 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 0.980 反射衰减由于入射角不同造成 0.10 0.999 灰尘和污渍当地条件和维护水平 2.00 0.980 逆变器死区损失早晚非有效光能 0.10 0.999 光谱偏差偏离 AM 1.5 光谱的功率偏差 0.00 1.000 直流侧损失光伏组件温升损失 NOCT 晶体硅 0.42/ ℃，薄膜电池 0.22/℃ 温升 20 ℃ 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 0.980 直流电路损失＜ 3 包括直流设备和电缆 3.00 0.970 串、并联失配损失组件电性能不一致木桶效应 4.00 0.960 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 0.980 变压器效率变压器的材料、设计和制造 99 0.990 交流线损包括其他交流设备和电缆 0.50 0.995 其他因素故障检修 / 弃光取决于电站质量和电网 3.00 0.970 满足 14 个效率项判定标准的 PR 0.746 关于 PR 值，需要注意以下几点 1 PR 值可以是整个光伏发电系统的，也可以是特定逆变单元的； 2 具体分析 PR 值高或低的原因时，需要分别检测表 2 中的 14 个效率项； 3 表 2 给出的 PR 值是在满足 14 个效率项的基本合格指标条件下的结果，实际情况应该可以做得更好。图 1 为 IEA PVPS 依据 TÜV 的测试数据给出的世界各国大约 400 个光伏项目的 PR 统计数据。可看出， 1991～ 1994 年，最多的处于 0.65～ 0.70 之间图中蓝色；而 1998～ 2004 年，绝大部分项目的 PR 值在 0.7～ 0.8 之间图中红色。虽然有所进步，但是做到 PR 值 80 以上的项目式中， E ac 为光伏发电系统的交流输出电量， kWh； P 0 为光伏方阵额定直流功率，即光伏组件功率的代数和， kW； H 为方阵面实际收集到的太阳辐射量， kWh/m 2 ； G 为标准辐照度， kW/m 2 。 PR 评价指标排除了地区之间的太阳能资源差异和同一地点年度太阳能资源的差异，客观评价了光伏发电系统的质量。比如，太阳能资源好 PRE ac /P 0 /H/G100光伏等效利用小时数 /峰值日照时数 100 3 E ac /P 0 H/G100 实际输出能量 / 理想输入能量 100 的地方，发电量多，分子大，但当地辐射量也高，分母也大，所以 PR 结果并不一定就高。此外，很多项目业主要求建设单位担保发电量，由于太阳能资源的年际差异，这一要求并不科学，科学的担保指标应当是 PR 值。 PR 值是系统的能量效率指标，代表了系统和部件的可靠性和效率水平的高低，可以分解成表 2 中的 14 个效率分项， PR 值是这 14 个效率项的乘积。产业论坛 2018.03印刷.indd 15 2018-3-23 163248 SOLAR ENERGY 03/2018 16 还是凤毛麟角。对于光伏发电系统 PR 的分级标准建议指标如表 3 所示。表 3 光伏发电系统 PR 的分级标准分类电站质量分级光伏发电系统 PR/ 逆变单元 PR/ 集中式逆变器优秀≥80≥82 一般 75～ 79 77～ 81 不合格＜ 75 ＜ 77 组串式逆变器优秀≥82≥85 一般 77～ 81 80～ 84 不合格＜ 77 ＜ 80 PR 虽然排除了不同地区之间太阳能资源条件的差异，但并没有排除不同地区间环境温度的差异，而不同地区间环境温度的差异会直接影响到 PR 值。对于晶体硅光伏组件而言，如果环境温度相差 20 ℃ ，由温度损失造成的 PR值差异会高达 8 以上。因此，在比较不同地区光伏发电系统的质量时，应对 PR 值进行温度修正。 IEC 61724-1光伏系统性能第一部分监测系统中提出了标准 PR 的概念，并给出了修正公式，见式 4、式 5，式中参数意义详见 IEC 61724-1-2017。标准 PR 即将实测发电量修正到标准温度 25 ℃ 下的发电量，然后再计算出可以公平比较的 PR STC 。 4 其中， C k 1γT mod,k - 25 ℃ 5 PR STC 不但排除了不同地区太阳能资源的差异，而且还排除了环境温度的差异，对不同地区的光伏发电系统更加公平。而对于同一地区的光伏发电系统，没有必要一定要修正到 PR STC ，普通 PR 即可比较不同项目间质量的高低。 2.3.2 光伏系统功率比 PR虽然普遍用于评价光伏发电系统的质量，但很多情况下 PR 值并不容易获取。例如，对于户用光伏发电系统和屋顶光伏发电系统而言，没有安装辐照度测试仪，没有光伏方阵面的辐射量数据，这样就无法计算 PR 值；再者，很多光伏电站虽然安装了小型气象站，但是只有水平面辐射量的测量，而 PR 值的计算需要光伏方阵面的辐射量数据；另外，还有一些光伏电站，虽然安装了光伏方阵面的辐射量测试仪器，但由于准确度不高或维护不当，得到的数据不准确，也无法准确得到 PR值。在这些情况下，我们可以采用“功率比”代替 PR，也能够基本判定光伏发电系统质量好坏，而采用功率比最大的优点是在现场可以准确测量。 IEC 61724-4光伏系统性能第四部分衰降率评价方法给出了功率比的计算公式和修正公式。功率比，即功率转换率 Responsivity，简写为 R，为安装的光伏组件总功率转换成交流图 1 IEA PVPS 给出的 PR 统计值结果总分数 / 35 30 25 20 15 10 5 0 177安装 1991～ 1994 67 安装 1998～ 2004 0.85 Before 1995 PR0.65； after 1995 PR0.74 PR STC ∑ k P out,k nullτ k ∑ k C k P 0 G i,k τ k G i,ref SOLAR ENERGY 04/2016 太阳能 SOLAR ENERGY 产业论坛 2018.03印刷.indd 16 2018-3-23 163248 SOLAR ENERGY 03/2018 17 并网点的交流功率的比例。功率比的计算公式为 R P corr-STC P rat-STC 100 6 式中， R 为功率比，； P rat-STC 为光伏组件标准测试条件 STC 下标称功率之和， kW； P corr-STC 为并网点修正到 STC 下的交流功率， kW，可用式 7 求得 P corr-STC P meas G meas /G STC [1δT C –T STC ] 7 式中， P meas 为实测并网点功率， kW； G meas 为实测方阵面上的辐照度， kW/m 2 ； G STC 为标准测试条件辐照度，取 1000 kW/m 2 ； δ 为组件相对功率温度系数， /℃ ； T C 为实测温度， ℃ ； T STC 为标准测试条件温度，取 25 ℃ 。在实际测试中，到现场只需要带 1 个修正过的辐照度仪、 1 个测试背板温度的温度传感器即可。如果不测背板温度，知道环境温度也行，晶体硅光伏组件结温可简单估算为“背板温度 2 ℃”或“ 环境温度 25 ℃” 。同时，读取并网点的交流功率和方阵面上的太阳辐照度，确定所有对应组件的额定功率之和，即可通过式 6、式 7 计算出准确的功率比 R。测试过程 10 min 之内即可完成，尤其便于快速判断没有辐射量数据的户用光伏发电系统和屋顶光伏发电系统的质量。功率比 R 比较的是瞬时功率，因此不包含受时间影响的遮挡损失、反射损失阳光入射角小于 45° ，以及逆变器的早晚“死区”损失等，积尘损失也只是随机值；由于进行了温度修正，所以也不包括温升损失。但功率比 R 包含了绝大部分 PR 的效率项，具体如表 4 所示。表 4 功率比 R 的 9 个影响因素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灰尘和污渍与清洗周期相关，离得越近，损失越少 2.00 0.98 直流侧损失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 交流线损包括其他交流设备和电缆，与测试光强有关 1.00 0.99 其他因素即时故障损失取决于即时状态 1.00 0.99 合理功率比 R 要求测试在相同光强下进行 0.846 关于功率比，需要注意以下几点 1 功率比的指标可以针对整个光伏发电系统，也可以针对特定的逆变单元。 2 由于需要进行辐照度修正，因此测试必须在辐照度≥700 W/m 2 时进行，只有在这样的辐照度条件下，才允许进行线性修正。 3 当要具体分析功率比的指标高或低的原因时，需要分别检测表 4 中的 9 个效率项。 4 功率比对于光伏系统的输出功率进行了辐照度和温度修正，其结果不受资源条件和环境温度差异的影响，比没有排除温度影响的普通 PR 更加公平；由于排除了温度的影响，功率比的判定指标比 PR 相对提高很多。 5 表 5 列出的判定指标是基本要求，实际情况应该可以做得更好。产业论坛 2018.03印刷.indd 17 2018-3-23 163249 SOLAR ENERGY 03/2018 18 表 5 光伏发电系统功率比 R 的分级标准分类电站质量分级光伏发电系统功率比 / 逆变单元功率比 / 集中式逆变器优秀≥88≥90 一般 82～ 87 85～ 89 不合格＜ 82 ＜ 85 组串式逆变器优秀≥90≥93 一般 85～ 89 87～ 92 不合格＜ 85 ＜ 87 2.3.3 年等效利用小时数年等效利用小时数是国内比较不同发电方式时的参照条件，如燃煤火电典型的年等效利用小时数为 5000 h，风电的典型值是 2000 h，光伏发电的典型值是 1500 h 等；而国际上采用年 kW 发电量 Yield 作为比较不同发电方式时的参照条件。二者数值相同，意义相同，但单位不同， Yield 的单位是 kWh/kW，而年等效利用小时数的单位是 h 其实是将分子和分母的 kW 约分了。年等效利用小时数年 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和设计方案的先进性，值越高越好，因为在同样的资源条件下，年 kW 发电量越高，说明对于资源的利用率也越高。提高年等效利用小时数的有效方法通常有提高 PR 减少遮挡、减少组件衰降、提高各个环节效率、减少积尘损失等、增加光伏 - 逆变器的容配比、采用太阳跟踪器等。年等效利用小时数的计算公式为 YE AC /P AC 8 式中， Y 为年等效利用小时数， h，或 kW 发电量， kWh/kW； E AC 为并网点的年发电量， kWh； P AC 为光伏电站额定交流功率，即逆变器额定功率之和， kW。关于年等效利用小时数，需要注意的是 1 一定要用并网点的交流额定功率，而不能用直流侧的光伏组件功率，否则就体现不出增加容配比的优势； 2 增加容配比和采用太阳跟踪器可大幅提高 kW 发电量，改善项目收益，但未能改善 PR 值。 2.3.4 土地利用率国际上常用土地占用率 Ground Cover Rate， GCR，而国内常用 kW 占地作为土地利用率的指标。无论是 GCR 还是 kW 占地，都是辅助性指标，在 PR 或等效利用小时数相同的条件下，占地越少越好。 GCR 光伏组件总面积 / 电站占地总面积 9 LRA/P AC 10 式中， LR 为土地利用率， m 2 /kW； A 为光伏电站总占地面积， m 2 。关于土地利用率，需要注意的是 1 计算土地利用率应该用额定交流功率计算，便于比较不同光伏 - 逆变器容配比条件下的占地差异； 2 土地利用率虽然仅是一个辅助性指标，但必须有，因为计算度电成本时还会用到。 2.3.5 光伏项目的度电成本度电成本 LCOE 是国际上通用的比较不同发电方式度电成本的指标，是客观评价光伏项目经济性的重要指标，能够间接评价项目的收益水平，更能直接判断项目是亏损还是盈利。但 LCOE 并不是具体项目经济性评价指标，并不包含电价、收益、贷款利息、贷款周期、贷款比例等因素。低的 LCOE 是光伏项目最终追求的目标，越低越好。 LCOE 的计算公式为 LCOE 寿命期成本 / 寿命期发电量 I t M t /1r t [E t 1– d t ] 式中， n 为电站运行期，年，一般为 20 年； I t 为第 t 年的投资包括初投资，元，需要实际全投资额； M t 为第 t 年的运行 / 维护费用，元，需要第 1 年的实际数据进行推算； r 为贴现率，将今后第 t 年的投入折算成现值，体现了资金的 t1 n ∑ t1 n ∑ 1 n ∑ 11 产业论坛 2018.03印刷.indd 18 2018-3-23 163249 SOLAR ENERGY 03/2018 19 时间价值； E t 为第 t 年的发电量， kWh，需要第 1 年的实际发电量数据进行推算； d t 为第 t 年的性能平均衰降率，如 d 1 实测数据、 d 2 1.0、 d 3 0.5以此类推。 LCOE 虽然包含贴现率一项，但贴现率不同于贷款利息，这二者最大不同在于贷款利息每个项目都不相同，而贴现率对于同一种货币是一样的。如果比较国内的项目，由于 1r t 对于所有的项目都一样，在比较时就相互约分约掉了，因此，对于国内同期建设的项目，可以不必考虑贴现率实际上，我们在比较不同期建设的电站投资时，都是以实际投资为比较基准，也从未折算贴现率后再进行比较。因此，公式 11 可简化为 LCOE I t M t [E t 1 –d t ] 12 对不同条件下的光伏发电系统 LCOE 进行比较，如表 6 所示。表 6 不同条件下光伏发电系统 LCOE 比较项目 1 项目 2 项目 3 项目 4 LCOE 边界条件大同 / 固定大同 / 固定拉萨 / 固定与项目 1 比较大同 / 跟踪与项目 1 比较电站容量 /kW 10000 10000 10000 - 10000 - 初投资 / 万元 7000 6500 7500 增加 7.2 7910 支架增加 80，系统增加 13 水平面年辐射量 /kWhm -2 1480 1480 2060 增加 39 1480 一致方阵面年辐射量 /kWhm -2 1690 1690 2300 增加 36 2028 增加 20 系统首年 PR/ 81 76 81 一致 81 一致首年末组件衰降率 / 2 3 2 一致 2 一致首年发电量 /MWh 13689 12844 18630 增加 36 16426.8 增加 20 20 年发电量 /MWh 264869.77 24449.34 360473.65 增加 36 317843.72 增加 20 电站占地 /m 2 200000 200000 200000 一致 220000 增加 10 年土地租赁 / 万元 40 40 40 一致 44 增加 10 首年运行维护 / 万元 140 140 140 一致 175 增加 25.0 20 年运行维护费用 / 万元 3600 3600 3600 一致 4380 增加 22.8 20 年全投资合计 / 万元 10600 10100 11100 一致 12290 增加 16.5 20 年 LCOE/ 元 kWh -1 0.4 0.413 0.308 - 0.387 - 关于表 6 中的数据，需要说明的是 1 虽然在同一地点，项目 2 的初投资低，但 PR 值也低，初始衰降率又高，造成 LCOE 偏高。 2 西藏资源非常好，因此虽然初投资高，但 LCOE 仍然是最低的。 3 采用太阳跟踪器，虽然初投资、占地和运维费用都相应增高，但由于提升了 20的发电量，因此 LCOE 依然低于固定式安装。 4 为了准确计算 LCOE，根据首年的 PR 值、首年的组件衰降率、首年的运行维护成本及首年的发电量，合理推算 20 年的发电量和成本很重要。 5 再次强调， LCOE 是用于比较不同发电项目之间度电成本的一个指标，并不是具体项目的经济性指标。对于具体项目的经济性评价通常采用 IRR 资金内部收益率， IRR 中不但包括了初投资、运行维护费用、发电量，还包括贷款利息、贷款比例、贷款年限、电价、收益水平、税收、折旧等诸多因素。 2.3.6 系统交流效率 IEC 61724-1光伏系统性能第 1 部分 t1 n ∑ t1 n ∑ 1 n ∑ 产业论坛 2018.03印刷.indd 19 2018-3-23 163249 SOLAR ENERGY 03/2018 20 监测系统中，提出了系统交流效率，即 System AC efficiency 的概念 η f E out H i A a 13 式中， η f 为系统交流效率，； E out 为光伏发电系统交流输出发电量， kWh； H i 为方阵面在评价期内所接收到的辐射量， kWh/m 2 ； A a 为方阵总面积， m 2 。系统交流效率还可以表达为方阵效率 η A,0 和 PR 的乘积 η f η A,0 PR 14 其中， η A,0 P 0 GA a 15 PR E out P 0 H i /G 16 式中， P 0 为光伏方阵标称功率。将相同的项约分，即可得到式 13。如果把方阵效率看成光伏组件效率，那么这里系统交流效率就等于光伏组件效率与光伏发电系统 PR 的乘积，其物理意义是方阵面辐射表 7 光伏电站验收测试项目和判定标准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 按照合同约定，或参考工信部规范条件 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 扫描对于功率衰降或热斑严重的组件才进行测试以检测结果为准，分析隐裂与功率衰降或热斑之间的相关性 6 组件旁路二极管检测抽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 集中式逆变器串、并联平均失配损失组件 -组串 3 段失配损失≤5组串 -汇流箱汇流箱 -逆变器组串式逆变器串、并联平均失配损失组件 -组串 2 段失配损失≤3 组串 -逆变器量转换成并网发电量的比值。例如假设方阵组件效率 18， PR80，则系统交流效率 14.4。由于组件效率是光伏部件的评价指标，而 PR 是光伏发电系统的评价指标，二者乘积的意义相互干扰，因此建议仅作为辅助性评价指标。由于本文的评价指标已经包含了光伏组件效率和 PR 的测试，如果需要，将这 2 个指标相乘即可得到系统交流效率。 2.4 光伏发电系统综合测试项目和判定指标在 2.2 和 2.3 节，本文分别介绍了 5 项光伏部件评价指标和 6 项光伏发电系统评价指标，其中一些指标，如 PR 和功率比，还可以分解成多个子项进行测试，从而能够定量化地评价光伏发电系统的电气性能和质量。除了系统自身的电气性能和质量，光伏发电系统的并网特性和安全性也非常重要，而且也能够通过测试进行量化评价。表 7 给出了 20 个光伏发电系统电气性能、安全性和并网特性的测试项目及其判定的依据，表 8 给出了 10 个光伏发电系统评价指标，供大家参考和讨论。产业论坛 2018.03印刷.indd 20 2018-3-23 163250 SOLAR ENERGY 03/2018 21 编号测试项目分项和说明合格判定标准 8 集中式逆变器光伏发电系统直流线损组串近、中、远平均 2 段直流线损≤3 汇流箱近、中、远平均组串式逆变器光伏发电系统直流线损组串近、中、远平均≤1.5 9 光伏方阵间遮挡损失测量方阵倾角和间距以 GB/T 50797-2012 的设计原则为准 10 集中式逆变器交流平均线损逆变器 -变压器近、中、远平均 2 段交流线损≤3 变压器 -并网点近、中、远平均组串式逆变器交流平均线损逆变器 -交流汇流箱近、中、远平均 2 段交流线损≤3 交流汇流箱 -变压器近、中、远平均变压器 -并网点近、中、远平均交流线损≤1.5 11 逆变器加权效率带变压器不带变压器加权效率含变压器型的光伏逆变器中国加权效率不得低于 96，不含变压器型的光伏逆变器中国加权效率不得低于 98 微型逆变器相关指标分别不低于 94 和 95 12 逆变器 MPPT跟踪精度可选 -≥98 13 变压器加权效率加权效率≥98 14 光伏方阵绝缘阻值测试系统电压≥ 500 V 正极对地 1000 V≥1 MΩ 负极对地 1000 V≥1 MΩ 正负极短路对地 1000 V≥1 MΩ 15 接地电阻和接地连续性测试阵列之间最大电阻值 ≤100 mΩ 阵列与汇流箱之间最大电阻值阵列与控制室接地端之间最大电阻值汇流箱接地点接地电阻≤10 Ω 引下线截面积≥100 mm 2 16 并网点电能质量平均电压偏差 ≤20 kV 时 ± 7 ≥35 kV 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 17 有功 / 无功功率控制能力 - 应符合 GB/T 19964-2012 要求 18 孤岛保护接入电压等级应符合 GB/T 29319-2012 要求 19 低电压穿越接入电压等级应符合 GB/T 19964-2012 要求 20 电压 / 频率适应能力验证 - 应符合 GB/T 19964-2013 要求续表产业论坛 2018.03印刷.indd 21 2018-3-23 163250 SOLAR ENERGY 03/2018 22 表 8 光伏系统评价指标编号测试项目合格判定标准说明 1 光伏发电系统 PR≥75 合格，≥80 优秀必测项目 2 抽样逆变单元 PR≥77 合格，≥82 优秀必测项目 3 光伏发电系统功率比 /≥82 合