光伏并网项目的效率及损耗

1、精选文档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突然衰减，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、电池片严峻裂开等现象;2，组件初始的光致衰减，即光伏组件的输出功率在刚开头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，即在长期使用中消灭的极缓慢的功

2、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明。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接受西德进口。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、直流沟通部分线缆功率损耗、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

3、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状况下，接受衰减数值：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，发电量削减，因此，温度引起的效率降低是必需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，并依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肯定差异，对系统效率影响存在肯定差异，因此考虑温度引起系统效率降低取值为3%。3)组件串

4、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肯定偏差，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肯定的影响。组件串联由于电流不全都产生的效率降低，选择该效率为2%的降低。4)直流部分线缆功率损耗依据设计阅历，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

5、到97.5%的系统效率，并网逆变器接受无变压器型，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)沟通线缆的功率损耗由于光伏并网电站一般接受就地升压方式进行并网，沟通线缆通常为高压电缆，该部分损耗较小，计算沟通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、沟通线路损失等，可以计算得出光伏电站系统效率：系统效率：=(1-8%)

6、*(1-3%)*(1-2%)*(1-3%)*(1-2.5%)*(1-1%)*(1-2%)=80.24%。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小组活动的开放，小组拓宽了解决问题的方法，加强了团队分散力，进一步坚决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：依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消灭同比上升，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

7、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，为光伏并网项目供应指导性建议，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进展和成熟，国家对于分布式电源的鼓舞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进展起来，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）依据数据统计对

8、比，受光伏并网影响，2015年13个光伏并网台区中有7个台区线损率同比上升，6个台区线损率同比降低，具体状况如下：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)依据现状调查结果，光伏发电对台区线损率既有乐观影响，也可导致线损率上升，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争辩，确定小组活动目标为：将后续光伏项目接入台区线损率把握在10%以内，且保持

9、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上升的主要因素如下：（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，削减了变压器损耗，此时间伏并网对台区线损率产生乐观影响。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

10、为接入点处四周负荷较大，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，特殊是末端没有消纳力量的，照旧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乐观影响。相对应的是，假如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，这与国家提倡的分布式电源“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、实现经济可持续进展的意义。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

11、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，依据相关规程规定，光伏并网容量不应当大于台区容量的25%，又由于目前光伏主要集中在消纳力量较小的农网台区，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，依据理论与实际计算得出，光伏并网点应尽量靠近电源侧，或接入点四周节点负荷占台区总负荷比重超过15以上，此时间伏并网电量就近消纳的比例较高，才能使配网

12、损耗降低。因此需要综合分析台区负荷分布状况以及台区消纳力量状况，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，依据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，削减损失电量1420千瓦时。5 结束语通过本次QC小组活动的开放，小组拓宽了解决问题的方法，加强了团队分散力，进一步坚决了活动的信念和思路。经过实践发觉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