如何提高光伏电站的收益 王斯成

王斯成2015年4月11日北京高收益要靠技术创新，好质量有赖精细设计2015农光互补、渔光互补新型分布式光伏电站建设与光伏农业投资战略（北京）研讨会光伏应用系统的技术创新将成为主流过去7年中：组件价格下降了86.4%;系统价格下降了86.7%；逆变器价格下降了90.5%；光伏电价下降了76.2%；部件和系统的降价空间已经很有限。归一化的发电成本（LCOE）的定义LCOE

=寿命期成本/寿命期发电量（元/kWh）公式中设计到的参数：初投资、运行维护费用、固定资产残值、初始年发电量、性能衰降率、折旧、贴现率、税率、LCOE是光伏电站经济性的考核指标降低LCOE是我们提高效益所追求的目标？光伏电站度电成本（LCOE）降低的影响因素1、电站初投资+运行维护费用+设备更新费用；2、寿命期内的发电量：太阳能资源；系统配置（光伏与逆变器的容量比）；运行方式：固定、跟踪；能效比（PR）：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、直流线损、交流线损、组件衰降、遮挡损失、污渍损失、光反射损失、MPPT偏差、测量误差、故障情况和运行维护水平；3、其它条件(贷款利率、税收…)。1、降低成本2、提高发电量能效比PR仅仅是评估光伏系统质量好坏的参数1、PR

=

(Eac/P0)/(H/G)=光伏等效利用小时数/峰值日照时数

=Eac/(P0

H/G)=输出能量/输入能量

Eac:光伏系统的交流输出电量（kWh）

P0：光伏额定功率（kW）

H：方阵面实际收集到的太阳辐射量（kWh/m2）

G：标准辐照度（kW/m2）2、光伏-逆变器容量比=

1.2：1.0

（Eac1.2）/（P01.2）

H/G不变，太阳能资源无变化，PR不变，但收益提高了；3、太阳跟踪器：

Eac和H都提高了20%-30%，P0和G不变，PR不变，但收益也提高了。光伏容量扩装和采用太阳跟踪器都具有很好的投入产出比，但并不影响PR值。降低电站度电成本（LCOE）的最新技术动态1、光伏-逆变器容量比PVIR（正在发展）；2、高可靠、低成本的太阳跟踪器（国内的比例很低）；3、组串逆变器或分布式MPPT（组串逆变器正在发展，分布式MPPT还不多见）；4、智能化运维：准确判断故障和实时的效率/损失分析，及时排除故障和改进（目前做得还很差）。光伏系统设计新概念光伏-逆变器容量比：过去：1.0：1.0，现在：1.2：1.0；光伏系统的容量定义：过去：光伏直流功率，现在：并网交流功率。500kW光伏电站，综合效率80%，年等效利用小时1800，年发电量720MWh。光伏容量增加20%，600kW光伏，500kW逆变器，综合效率80%，年等效利用小时1800，年发电量864MWh，0.9元/kWh

。年增收：12.96万元。100kW增加投资45万元，考虑1.24%弃光率，年增收12.79万元。新增投资回收期：3.52年；新增投资IRR：＞28%！青海9月13日PV/逆变器容量比与产出/投入比的关系基于最大产出/投入比的PV/逆变器容量比优化程序上面的计算是针对黄河水电一台500kW爱默生逆变器的实际测试数据，我只是对每一个测试点的输入光伏功率乘以1.2而已。真正要开发一套追求最大产出/投入比的PV/逆变器容量比的优化软件，就不那么简单，必须完成如下工作：1、不同地点一年四季典型日逆变器日输入/输出曲线（最难，与当地太阳资源、运行方式、日分布模型、系统效率都有关）；2、确定逆变器全负荷曲线的效率；3、输入不同容量比，计算逆变器的输出，高于逆变器额定功率的，取额定功率；4、计算不同容量比条件下逆变器的典型日输出和弃光率；5、推算全年不同容量比条件下逆变器的年输出和年弃光率；5、明确光伏电价FIT；6、明确光伏电站系统投资和增量投资，测算不同容量比的系统投资；7、明确光伏电站运行维护费用；8、根据运营期（例如：20年）总费用（含出投资、贷款利息、运行维护费等等）和总发电量，测算产出/投入比。（比较难）9、根据产出/投入比最大原则确定PV/逆变器最佳容量比。IEC62738

TS光伏电站设计导则设置了专门章节对光伏-逆变器容量比（PVIR）提出了技术要求。不同跟踪方式全年太阳能收益对比固定纬度角：比水平面提高14%；单轴水平跟踪：提高40%；单轴跟踪倾纬度角：提高51%；双轴高精度跟踪：提高56%。纬度：33.43ºN，经度：112.02ºE，海拔：339米。美国Arizona州PhenixWBANNo.：23183气象站1961-1990的测试数据：纬度：33.43ºN，经度：112.02ºW，海拔：339米，气压：974毫巴高效电池的应用将进一步提升跟踪式光伏系统的效益光伏方阵的安装运行方式水平地面固定安装光伏方阵晶体硅光伏方阵薄膜组件光伏方阵坡地安装光伏方阵云南石林20MW山地光伏电站徐州保利协鑫20MW山地光伏电站地平坐标方位角跟踪光伏方阵倾角固定在大圆盘上转动-方位角跟踪倾角固定，方阵左右转动-方位角跟踪

地平坐标高度角跟踪方阵-遮阳板

地平坐标聚光光伏双轴跟踪方阵

17地平坐标平板电池双轴跟踪方阵18平单轴跟踪光伏方阵保定科诺伟业平单轴光伏方阵美国Prasscort平单轴光伏方阵19斜单轴跟踪光伏方阵几种形式的斜单轴跟踪方阵，平单轴上方阵加倾角，相当于将地平面升高而已，跟踪原理一致。20赤道座标聚光光伏双轴跟踪方阵21赤道座标平板电池双轴跟踪方阵22RETScreen软件中涉及到的跟踪方式水平轴和斜单轴跟踪系统地平坐标方位角跟踪系统双轴跟踪系统1、没有区分赤道座标双轴跟踪和地平坐标双轴跟踪；2、没有考虑机械设计极限倾角的问题；3、没有占地计算，只有光伏方阵自身面积计算。23PVSYST软件中涉及到的跟踪方式地平坐标跟踪方阵：1、固定向南方阵，固定向东方阵，固定向西方阵；2、太阳方位角跟踪；3、太阳高度角跟踪；4、双轴跟踪。赤道坐标跟踪方阵：1、平单轴跟踪；2、斜单轴跟踪；3、双轴跟踪。24太阳跟踪系统的分类1、地平坐标跟踪系统：2、赤道坐标跟踪系统：地平坐标系在天球上的定位三角形地平坐标系光伏跟踪系统式中，Z’为方阵任意时刻的倾角，为太阳电池方阵任一时刻方位角；为太阳方位角。固定安装：Z’=Z，=0；东西跟踪：Z’=Z，＝；全跟踪：Z’=90-，=。分别代入太阳入射角的通式即可求得相应的结果。赤道坐标跟踪系统以赤道平面为参照系，跟踪的是2个参数：太阳赤纬角（太阳射线与赤道平面的夹角）和太阳时角（地球自转的角度，正午为零，上午为正，下午为负）。赤道坐标跟踪分为极轴跟踪、全跟踪和水平轴跟踪。赤道坐标系在天球上的定位三角形Ω29极轴坐标跟踪系统原理图全跟踪极轴跟踪极轴跟踪的最大跟踪误差为：±23.5度；COS23.5=0.917,仅有8.3%，全年平均误差：4%。赤道坐标系不同跟踪方式的边界条件

总有：Z=φ，γ=0，跟踪时有：Ω=ω固定安装：Z’=Z-z=φ-z

Ω=0γ=0

；极轴跟踪：Ω=ω

Z=φz

=0

；全跟踪：z

=δΩ=ω

Z=φ这个数学模型要求必须至少有多年平均水平面月总辐射量和月散射辐射量的测量数据。31不同安装运行方式的数学模型和占地计算光伏方阵占地计算的说明光伏方阵不能前后遮挡，但是绝对不遮挡是不可能的，关于光伏方阵占地计算的说明：1、不遮挡时段：根据GB50797-2012（光伏发电站设计规范）中的规定，要求冬至日上午9：00到下午3：00不相互遮挡，但是不同纬度日出时间不同，即使对于固定方阵，统一要求上午9：00不遮挡显然不合理，对于太阳跟踪方阵，这个约束条件就更不适用了。因此，更为合理的设计应当是以最大不遮挡时段或者合理的方阵面辐射量损失为约束条件；2、方阵倾角：纬度35度及以下地区，光伏方阵可以固定纬度倾角，但纬度35度以上地区冬夏日长和冬夏辐射量的差距很大，为了保证全年发电量最大（并网发电系统），需要采用太阳跟踪器或者将倾角调低，主要照顾夏季发电量，对于极端的极昼地带，固定方阵甚至只能够平放。3、倾角多次调整：对于需要即照顾冬季发电量，也照顾夏季发电量，则可以一年当中调整多次倾角，此时占地计算以最大倾角为准。4、平单轴的适用范围：赤道坐标平单轴跟踪仅适合于纬度35度及以下地区。但更高纬度可以忽略太阳在南半球时的辐射量时则另当别论；5、东西向间距：对于需要考虑东西向间距的系统，如果在春夏季需要延长不遮挡时段，常常并不是冬至日的占地最大，而主要取决于不受遮挡的时段。6、南北向间距和东西向间距需要分别计算，不同的日期（赤纬角）和不同的时间（时角）；7、发电量和占地是一对矛盾，发电量越大则占地越多，需要根据项目的土地资源和成本，兼顾占地、发电量和成本因素，确定最佳方案。光伏方阵占地的影响因素1、影响日地关系的因素：太阳赤纬角（决定一年当中的日期）太阳时角（决定一天当中的时间）地理纬度太阳高度角和太阳方位角是间接因素2、光伏方阵自身因素：方阵方位角方阵倾角方