光伏并网项目的效率及损耗.docx-solarbe文库

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将各种损耗都算进来后光伏并网电站系统效率通常为多少呢光伏组件虽然使用寿命可达 25-30 年，但随着使用年限增长，组件功率会衰减，会影响发电量。另外，系统效率对发电量的影响更为重要。1 组件的衰减1，由于破坏性因素导致的组件功率骤然衰减，破坏性因素主要指组件在焊接过程中焊接不良、封装工艺存在缺胶现象，或者由于组件在搬运、安装过程中操作不当，甚至组件在使用过程中受到冰雹的猛烈撞击而导致组件内部隐裂、电池片严重破碎等现象;2，组件初始的光致衰减，即光伏组件的输出功率在刚开始使用的最初几天内发生较大幅度的下降，但随后趋于稳定，一般来说在 2以下;3，组件的老化衰减，即在长期使用中出现的极缓慢的功率下降现象，每年的衰减在0.8,25 年的衰减不超过 20;25 年的效率质保已经在日本和德国两家光伏公司的组件上得到证实。2012 年以后国内光伏组件已经基本能够达到要求，生产光伏组件的设备及材料基本采用西德进口。2 系统效率个人认为系统效率衰减可以不必考虑，系统效率的降低，我们可以通过设备的局部更新或者维护达到要求，就如火电站，水电站来说，不提衰减这一说法。影响发电量的关键因素是系统效率，系统效率主要考虑的因素有灰尘、雨水遮挡引起的效率降低、温度引起的效率降低、组件串联不匹配产生的效率降低、逆变器的功率损耗、直流交流部分线缆功率损耗、变压器功率损耗、跟踪系统的精度等等。1灰尘、雨水遮挡引起的效率降低大型光伏电站一般都是地处戈壁地区，风沙较大，降水很少，考虑有管理人员人工清理方阵组件频繁度一般的情况下，采用衰减数值8;2温度引起的效率降低太阳能电池组件会因温度变化而输出电压降低、电流增大，组件实际效率降低，发电量减少，因此，温度引起的效率降低是必须要考虑的一个重要因素，在设计时考虑温度变化引起的电压变化，并根据该变化选择组件串联数量，保证组件能在绝大部分时间内工作在最大跟踪功率范围内，考虑 0.45/K 的功率变化、考虑各月辐照量计算加权平均值，可以计算得到加权平均值，因不同地域环境温度存在一定差异，对系统效率影响存在一定差异，因此考虑温度引起系统效率降低取值为 3。3组件串联不匹配产生的效率降低由于生产工艺问题，导致不同组件之间功率及电流存在一定偏差，单块电池组件对系统影响不大，但光伏并网电站是由很多电池组件串并联以后组成，因组件之间功率及电流的偏差，对光伏电站的发电效率就会存在一定的影响。组件串联因为电流不一致产生的效率降低，选择该效率为 2的降低。4直流部分线缆功率损耗根据设计经验，常规 20MWP 光伏并网发电项目使用光伏专用电缆用量约为 350km，汇流箱至直流配电柜的电力电缆一般使用规格型号为 ZR-YJV22-1kV-2*70mm2用量约为35km，经计算得直流部分的线缆损耗 3。5逆变器的功率损耗目前国内生产的大功率逆变器500kW 效率基本均达到 97.5的系统效率，并网逆变器采用无变压器型，通过双分裂变压器隔离 2 个并联的逆变器，逆变器内部不考虑变压器效率，即逆变器功率损耗可为 97.5，取 97.5。6交流线缆的功率损耗由于光伏并网电站一般采用就地升压方式进行并网，交流线缆通常为高压电缆，该部分损耗较小，计算交流部分的线缆损耗约为 1。7变压器功率损耗变压器为成熟产品，选用高效率变压器，变压器效率为 98，即功率损耗计约为2。综合以上各部分功率损耗，测算系统各项效率组件灰尘损失、组件温度效率损失、组件不匹配损失、线路压降损失、逆变器效率、升压变压器效率、交流线路损失等，可以计算得出光伏电站系统效率系统效率η1-8*1-3*1-2*1-3*1-2.5*1-1*1-280.24。经过以上分析，可以得出光伏并网电站系统效率通常为 80。浅谈降低光伏并网项目所在配网损耗发表时间 2016/11/8 来源电力设备2016 年第 16 期作者李钦 1 延东洙 1 韩相武 1[导读] 通过本次 QC 小组活动的展开，小组拓宽了解决问题的方法，加强了团队凝聚力，进一步坚定了活动的信念和思路。国网吉林省电力有限公司延边供电公司吉林延吉 133000摘要根据各单位线损管理相关数据反映，部分光伏项目所在台区线损率出现同比升高，随着光伏项目的不断增加，光伏发电项目对于其所在配网线损率的影响也更加突出。因此，国网延边供电公司成立 QC 小组，以用电信息采集系统和营销应用系统为依托，通过实地调查取样，进一步明确光伏并网项目对台区线损率的影响因素，为光伏并网项目提供指导性建议，降低光伏并网项目所在配网损耗，达到最优经济效益和社会效益。关键词光伏；配网损耗；线损率随着分布式电源的不断发展和成熟，国家对于分布式电源的鼓励和补贴政策进一步明确，分布式电源项目如雨后春笋一般在延边地区发展起来，截止到 2016 年 8 月末，延边地区分布式电源已并网项目达到了 322 个，总容量超过 11.2 兆瓦。1 现状调查分析国网延边供电公司成立 QC 小组，对 13 个光伏并网台区线损率进行调查分析，得出以下结果1）根据数据统计对比，受光伏并网影响，2015 年 13 个光伏并网台区中有 7 个台区线损率同比升高，6 个台区线损率同比降低，具体情况如下表 1 2015 年 1-12 月光伏项目所在台区平均线损率表单位千瓦时、2）小组成员对 13 个台区中光伏项目的并网容量、接入位置、接入节点负荷等数据进行了统计归纳，得出光伏并网容量占台区容量的比重不同、所接节点负荷的比重不同，均可对台区线损造成较大影响。3根据现状调查结果，光伏发电对台区线损率既有积极影响，也可导致线损率升高，其中接入容量占台区比重，以及所接入几点负荷比重对线损率影响较大。最终经全体小组成员讨论，确定小组活动目标为将后续光伏项目接入台区线损率控制在 10以内，且保持同比降低，降低光伏所在台区配网损耗。2 影响光伏并网项目所在配网损耗的因素通过 13 个并网台区的归纳分析结果，总结出影响线损率同比升高的主要因素如下（1）影响因素一光伏接入容量占台区负荷比重过大。光伏并网容量占台区容量的比重影响台区损耗，通常当负荷占比小于 30时，说明光伏并网电量基本上可以就近消纳，减少了变压器损耗，此时光伏并网对台区线损率产生积极影响。反之，当光伏并网容量占台区负荷比重较大时，将有大部分电量通过变压器反送到上一级线路，使配网损耗增加。（2）影响因素二光伏接入位置为线路末端或节点负荷低。当光伏并网容量与台区容量比重相同时，光伏并网所接节点负荷比重越大，对降损作用越大。总结为接入点处附近负荷较大，能够就近消纳时，可以使线损率降低。反之，当光伏接入线路末端，特别是末端没有消纳能力的，依然会增加线路逆向电量损耗，增加配网损耗。通过以上分析得出，当分光伏电源渗透率较低、且主要分布在用户侧时，会对改善配网线损产生积极影响。相对应的是，如果光伏接入比例很高或者接入点远离用户，这时的逆电流增加会提高配网损耗。多余电量逐级上送、在升压及长途运输中带来大量损耗，这与国家倡导的分布式电源“就近转换、就近使用 ”原则不符，失去了优化能源结构、推动节能减排、实现经济可持续发展的意义。3 降低光伏并网项目所在配网损耗对策分析3.1 要因“光伏接入容量占台区负荷比重过大”对策方案及评价为了解决这个要因，小组经过查阅相关文献及规定后确定可行性方案评估分析，根据相关规程规定，光伏并网容量不应该大于台区容量的 25，又因为目前光伏主要集中在消纳能力较小的农网台区，光伏项目在白天用电量低谷发电，很难保证其就近消纳，因此进一步确定限制接入容量占台区平均负荷的 40以内。3.2 要因“光伏接入位置为线路末端或节点负荷低”对策方案及评价为解决这个要因，小组成员分成三组，对 13 个光伏并网现场测试，将并网接入节点负荷进行归类整理后确定可行性方案分析，根据理论与实际计算得出，光伏并网点应尽量靠近电源侧，或接入点附近节点负荷占台区总负荷比重超过 15 以上，此时光伏并网电量就近消纳的比例较高，才能使配网损耗降低。因此需要综合分析台区负荷分布情况以及台区消纳能力情况，必要时可以限制接入位置，对于增加配网损耗的并网项目决绝接入。4 实施成效及总结从 2015 年 12 月份起，对新增光伏并网受理申请严格把关，按实施对策方案进行接入，即光伏并网需优先选择电压等级较高的节点，接入节点尽可能靠近上一级电压等级变压器侧，且所接节点负荷的比重尽可能大，光伏电源的最优容量大致占台区负荷总量的 20-40。实施效果对比如下表 3 所示。表 3 2016 年 2 月新增 0.4kv 光伏项目线损率同比分析表由此可见，按照规定并网的光伏项目所在台区线损率同比都有不同程度降低，6 个台区线损率平均降低 1.62 个百分点，减少损失电量 1420 千瓦时。5 结束语通过本次 QC 小组活动的展开，小组拓宽了解决问题的方法，加强了团队凝聚力，进一步坚定了活动的信念和思路。经过实践发现光伏发电并网最优线损的选择为优先选择电压等级最高的节点，应尽可能靠近上一级电压等级变压器侧，且所接节点负荷的比重尽可能大，光伏电源的最优容量大致占该地区负荷总量的 20-40。由此可见，随着光伏发电项目的不断增加，只要光伏电源容量不是很大（远远高于地区负荷），对节能降损便有着较大的促进作用，创造了一定的经济和社会效益。参考文献[1] 胡波,野中佑斗,横山隆一.大规模光伏系统并网对配电网的影响英文[J]. 电力系统自动化.201203 .[2] 王琬,曾博,刘宗歧,张建华. 光伏发电并网规划综合评价模型及其应用 [J].现代电力.201106.