并網(wǎng)光伏電站的生產(chǎn)運行數(shù)據(jù)分析

陳建國，劉 暢，朱同鑫

(蘇州中康電力運營有限公司，張家港 215600)

0 引言

截至2018年12月，我國光伏電站的裝機容量已達到174 GW，且裝機規(guī)模仍在不斷增加。對于存量光伏電站而言，日常運維的重要性已經(jīng)成為業(yè)內(nèi)共識，從光伏電站的結(jié)構(gòu)和組成來看，其在生產(chǎn)運行過程中，光伏直流組串、直流匯流箱、逆變器、箱變等關(guān)鍵設(shè)備的生產(chǎn)運行數(shù)據(jù)都可通過現(xiàn)場的采集設(shè)備進行采集，并通過網(wǎng)絡(luò)傳輸?shù)诫娬镜谋O(jiān)控平臺和遠程集控平臺。如何通過海量的數(shù)據(jù)并結(jié)合電站現(xiàn)場實際情況，從不同維度對電站的綜合性能進行評價，一直是行業(yè)內(nèi)較為關(guān)心的話題[1-3]。太陽輻照度，直流側(cè)和交流側(cè)的電壓、電流，以及發(fā)電量等數(shù)據(jù)與電站運營相關(guān)，在光伏電站運維平臺可以通過電站的輸出功率特性、組串的電流離散率、有效發(fā)電小時數(shù)、系統(tǒng)效率(PR)等常用指標來評估電站的運行狀況。

一般情況下，通過逆變器單元的發(fā)電小時數(shù)、組串式逆變器或直流匯流箱的組串電流離散率就可以判斷組串之間的運行狀況[4]；但由于組串還受到組件本身、外界遮擋、太陽輻射量、環(huán)境溫度等因素的影響，如果能夠通過現(xiàn)場肉眼觀察、儀器檢測或后臺數(shù)據(jù)分析來辨別出組串發(fā)電差異的原因，并從數(shù)據(jù)層級或圖表角度反映這種差異，對于運維而言將更加直觀。因此，本文結(jié)合并網(wǎng)光伏電站的運行特點和實際運行數(shù)據(jù)，從不同角度分析了導致組串發(fā)電差異的各種場景，以期為落后組串的原因診斷、發(fā)電量損失分析，以及尋找解決方案提供一定的參考。

1 陰影遮擋造成的發(fā)電量損失分析

對于山地光伏電站而言，由于存在地勢復雜、坡向不一致的情況，導致光伏陣列的朝向也不盡相同；且由于地勢高低不同，在施工過程中，相鄰陣列之間易存在垂直高差，造成陰影遮擋。此外，山地光伏電站所在地的植被一般不允許被破壞，因此靠近樹木的陣列也會產(chǎn)生陰影遮擋。圖1為云南某山地光伏電站的光伏陣列被遮擋的圖片。

在該山地光伏電站中某組串存在被西南方向的樹木遮擋的情況。在冬季晴天的下午太陽處于西南方向時，由于受到遮擋的影響，該組串的組件表面接收到的輻射不均勻，存在電流失配現(xiàn)象，導致該組串的工作電流呈一定的下降趨勢。將被遮擋組串(組串1)及其他正常發(fā)電組串(組串2～組串6)的工作電流情況繪制成曲線，如圖2所示。

越臨近傍晚，太陽的高度角越低，遮擋也就越嚴重。由圖2可知，在16:10時，正常發(fā)電組串的平均工作電流約為6.2 A，被遮擋組串的工作電流約為2.6 A，二者的差值約為3.6 A。但在上午時段，由于無遮擋，所有組串的工作電流的離散率均低于2%，各組串的工作電流的一致性均很好。

將13:30～16:25時段內(nèi)正常發(fā)電組串的平均工作電流與被遮擋組串的工作電流的差值繪制成曲線，如圖3所示。由圖可知，在13:30～14:40時段內(nèi)，二者基本上無差異，這說明樹木還未對組串產(chǎn)生遮擋；而在14:45左右樹木對組串產(chǎn)生了遮擋，二者之間出現(xiàn)了一個較大的差值，隨后出現(xiàn)回落，但隨著時間的推移，該差值呈現(xiàn)逐漸被拉大的趨勢。

通過對各個組串一定時段內(nèi)的功率值進行時間積分，可以得到每個組串的日發(fā)電量，具體如圖4所示。由圖可知，被遮擋組串(組串1)的日發(fā)電量為27.45 kWh，其他正常發(fā)電組串的日發(fā)電量約為31～32 kWh。組串1的發(fā)電量比其他正常發(fā)電組串發(fā)電量的平均值約低12.5%，這主要是由于被遮擋后組件表面接收到的輻射量降低，而且由于輻射存在不均勻性，導致產(chǎn)生電流失配損失。經(jīng)計算，組串1的日發(fā)電量損失約為4 kWh。

該山地光伏電站所使用的組件的額定功率為250 Wp，每個組串由22塊組件串聯(lián)。假設(shè)被遮擋組串在1年中的日均發(fā)電量損失為2～6 kWh，現(xiàn)將該損失折算成每塊組件的日均和年均發(fā)電量損失，具體如表1所示。

由表1可知，當被遮擋組串的日均發(fā)電量損失為4 kWh時，相當于每塊組件的日均發(fā)電量損失為0.182kWh，年均發(fā)電量損失為66.364 kWh；遮擋越嚴重，組件的年均發(fā)電量損失就越大。

表1 被遮擋組串的日均發(fā)電量損失及每塊組件的日均和年均發(fā)電量損失情況Table 1 Daily average power generation loss of the shadowed string and daily average and annual average power generation loss of each PV module

2 朝向不一致造成的發(fā)電量損失分析

除了樹木遮擋外，山地光伏電站還存在組串朝向不一致的現(xiàn)象，這主要是由山地坡向不同造成的。冬天晴天時，該山地光伏電站中某逆變器連接的6個組串在不同時段的工作電流情況如圖5所示。其中，組串a(chǎn)的朝向為正南偏西，組串b的朝向為正南偏東，其余組串朝南。上午時，太陽位于東南方向，必然會導致組串a(chǎn)接收到的輻射量較少，因此該組串的工作電流相對較低；而下午時，太陽位于西南方向，該組串正好迎著太陽，所以接收到的輻射量會比上午略高，工作電流也相對較高。

通過對各個組串一定時段內(nèi)的功率值進行時間積分計算可以得到每個組串的日發(fā)電量，具體如圖6所示。從圖中可以看出，當天組串a(chǎn)的日發(fā)電量為33.76 kWh，比其他組串的日均發(fā)電量35.59 kWh 低 1.83 kWh。

3 損耗分析

逆變器交流出口至電站關(guān)口表的電量損耗是評價損耗較為重要的指標，可通過調(diào)取如逆變器出口電量和關(guān)口表電量等原始數(shù)據(jù)進行計算后得到。本文計算了2019年01月26日～02月10日期間，青海共和10 MW光伏電站的損耗率情況，具體如表2所示。

由表2可知，在這段時間內(nèi)，該光伏電站有5天的損耗率在6%及以上，最大時甚至達到了9.6%。存在如此大的損耗，一方面需要站內(nèi)運維人員確認是否存在原始數(shù)據(jù)輸入錯誤的情況，若數(shù)據(jù)無誤，則需要排查站內(nèi)的設(shè)備損耗及站用電量是否過高。經(jīng)過分析后發(fā)現(xiàn)，電站損耗過大是由于冬季白天使用了空調(diào)等取暖設(shè)備，導致站用電量增加，而白天的站用電量主要是來自光伏發(fā)電，所以這部分電量算在了損耗當中。對于運營系統(tǒng)平臺而言，可以設(shè)置一個損耗率閾值，如果持續(xù)若干天超過該閾值，則由平臺自動發(fā)出提醒指令或進行相關(guān)流程，但相關(guān)人員需及時關(guān)注數(shù)據(jù)異常的原因。

表2 2019年01月26日～02月10日青海共和10 MW光伏電站的損耗率情況Table 2 Loss rate of Qinghai Gonghe 10 MW PV power station from January 26 to February 10, 2019

4 光伏輸出功率曲線的削峰現(xiàn)象

光伏輸出功率曲線的削峰現(xiàn)象主要表現(xiàn)在棄光和限光兩方面。從并網(wǎng)光伏電站的運行角度來看，棄光原因主要為光伏發(fā)電的發(fā)展與電網(wǎng)建設(shè)的不協(xié)調(diào)、不匹配，個別地區(qū)消納能力不足，光伏裝機富集地區(qū)的外送通道受限，電網(wǎng)調(diào)峰能力不足等。限光原因主要是逆變器直流側(cè)超配過載、逆變器交流輸出受限等，逆變器為了保護設(shè)備的安全而采取自動降額，由此造成的損失則為限光損失。

我國某些偏遠地區(qū)的送出線路為農(nóng)村電網(wǎng)10 kV系統(tǒng)，若光伏電站距離該并網(wǎng)點較遠，且并網(wǎng)點處于該線路的末端時，再加上外界因素的影響，電能質(zhì)量會較差，并網(wǎng)點處會出現(xiàn)電網(wǎng)頻率和電壓波動大且波動頻繁的情況，這會對光伏電站產(chǎn)生一定影響。尤其是在中午光伏發(fā)電高峰期時，若電網(wǎng)的頻率超過了逆變器自身設(shè)置的保護值(一級過頻保護頻率為50.2 Hz，二級過頻保護頻率為50.5 Hz，一級欠頻保護頻率為49.5 Hz，二級欠頻保護頻率為48 Hz)時，逆變器會啟用自我保護機制，導致逆變器限負荷運行，功率波形出現(xiàn)削峰現(xiàn)象，同時也將直接影響逆變器的最大功率點跟蹤計算，導致逆變器的最大功率點頻繁調(diào)整。

以遼寧某10 MW山地光伏電站為例進行分析，該電站2017年2月23日的太陽輻照度與逆變器的輸出功率曲線，以及當天電網(wǎng)的頻率波動曲線分別如圖7、圖8所示。當天為晴天，個別時刻由于烏云遮擋導致太陽輻照度忽然降低，其余時刻的輻照度曲線較為平滑；中午時段的輻照度較高，超過了900 W/m2，但由于電網(wǎng)頻率出現(xiàn)波動，導致逆變器的輸出功率出現(xiàn)了一定程度的降低，從圖7中可以看出，功率曲線有明顯的凹陷。根據(jù)當天的輻照條件，理論上在10:30～13:00期間，光伏輸出功率應(yīng)該可以達到9 MW以上，但實際上該時段內(nèi)光伏輸出功率均低于此值，平均輸出功率約為7.3 MW，最小輸出功率僅為7.241 MW，而在13:05以后，光伏輸出功率恢復了正常，達到了8.95 MW。

分別選取2017年2月22-23日這兩天所有逆變器存在削峰現(xiàn)象時該電站的實際日累計發(fā)電量數(shù)據(jù)，將其與正常工況下的理論發(fā)電量進行比較，具體如表3所示。

表3 逆變器削峰引起的電量損失Table 3 Power loss caused by inverter peak clipping

由表3可知，這兩天的理論發(fā)電量與實際發(fā)電量之間存在差距，該損失是由逆變器削峰所導致的，損失比例分別為8%和7%。

5 PR分析

PR一般用于對光伏電站的發(fā)電性能進行評價，隨著光伏發(fā)電技術(shù)的不斷發(fā)展，PR可以達到80%以上。PR的大小取決于電站的發(fā)電量和裝機容量，以及太陽輻射量，并且呈現(xiàn)季節(jié)性差異，如夏季偏低、冬季偏高，這主要是因為PR受環(huán)境溫度的影響較大[5]。

圖9為某山地光伏電站月發(fā)電性能對比，該光伏電站夏季的PR值大于70%，冬季環(huán)境溫度降低，PR值達到90%以上。對于運維人員而言，需認識到溫度對PR的影響，避免做出錯誤的判斷。

隨著電站運行年限的增加，光伏組件的額定功率不斷衰減，逆變器的電子元器件可靠性逐漸降低，容易造成逆變器的轉(zhuǎn)換效率降低。從理論上來說，在整個25年的生命周期內(nèi)，PR會呈下降趨勢；而且組件表面積灰的增加也會造成PR降低，但通過清洗組件可使這部分降低的PR得以恢復，因此，PR還可以用來衡量組件的最佳清洗時間。

某分布式光伏電站由于組件是順著彩鋼瓦屋面平鋪的，而屋面的角度僅為5°，導致組件下端受積灰影響，PR值不斷降低，從最初的65%降至30%，如圖10所示。

圖11為某分布式光伏電站在某天對積灰的組件進行了清洗，清洗后其PR值從平均40%提升到70%以上，提升幅度達30%。

此外，還可以通過尋找異常偏低的日PR值來輔助光伏電站的運維分析。圖12為2019年1月1日～4月1日某山地光伏電站的日PR值情況。

由圖12可知，2019年1月9日、2月13和15日的PR值在60%以下。運維人員可通過線上調(diào)取當天的逆變器發(fā)電數(shù)據(jù)，同時線下查看設(shè)備的運行狀況來分析PR值偏低的原因。

6 逆變器日發(fā)電量分析

在光伏電站中，由于各支路單元的發(fā)電特性不一致，即使逆變器的容量相同，其所發(fā)電量也會不同。光伏電站的運維分析主要是從發(fā)電量少的逆變器單元著手，進而分析出存在異常的組串，并進一步判斷組串發(fā)電量降低的原因是由于組件自身，還是受外界環(huán)境的影響。

遼寧某10 MW光伏電站有291臺組串式逆變器，其容量基本一致。圖13為2016年11月15日該光伏電站所有逆變器的日發(fā)電量情況。

由圖13可知，291臺逆變器的日發(fā)電量有高有低，最高的約為180 kWh，最低的約為70 kWh。經(jīng)過進一步分析發(fā)現(xiàn)，日發(fā)電量少的逆變器主要是受到了陰影遮擋、組串故障等因素的影響。

運維人員可通過對站內(nèi)所有逆變器或組串單元進行統(tǒng)計分析來找到存在異常的組串。

以新疆區(qū)域某A、B、C 3個集中式光伏電站為例，對電站中從直流匯流箱到組串單元的故障和異常情況進行了統(tǒng)計分析，具體如表4所示。其中，故障支路和低效支路統(tǒng)稱為支路異常。由表4可知，C電站的支路異常數(shù)量占比為1.23%，B電站的占比為0.54%，A電站的占比為0.15%。

表4 不同光伏電站的支路異常數(shù)量占比情況Table 4 Bad devices proportion in different PV power stations

對于使用組串式逆變器的光伏電站而言，需要充分考慮組串的分配優(yōu)化，以發(fā)揮多路MPPT的優(yōu)勢。組串優(yōu)化的目的是為了將落后的組串盡量放在同一個MPPT，從而盡量不影響正常發(fā)電的組串。比如，某電站一共有4019個光伏直流組串，逆變器應(yīng)接入6個組串支路，但運維人員在進行現(xiàn)場排查時發(fā)現(xiàn)，只接了4個或3個組串支路的逆變器很多，造成逆變器空缺支路達238個，占比為5.9%。后期可以通過組串接線優(yōu)化，將整體低效的組串放入同一個MPPT，減少并聯(lián)失配，以達到提效增發(fā)的目的。

7 電網(wǎng)調(diào)度限電

目前，西部光伏電站的棄光限電問題得到了一定改善，但是新疆南部地區(qū)的限電率還是居高不下。按照各個電網(wǎng)調(diào)度中心的要求，光伏電站一般需要設(shè)置樣板逆變器，其代表全站的綜合發(fā)電水平，且不受調(diào)度控制，可以最大功率滿負荷發(fā)電。根據(jù)樣板逆變器的發(fā)電數(shù)據(jù)可以計算得到受限逆變器的棄光損失，以此可計算得到該電站的棄光率(或稱為“限電損失率”)，電站運維人員應(yīng)定期對棄光率的走勢進行跟蹤和預判。

以新疆某裝機容量為40 MW的光伏電站為例進行分析。2017年6月某日，該電站的全天實際輸出功率基本被控制在20 MW左右，受限逆變器與樣板逆變器的輸出功率曲線如圖14所示。中午時段，受限逆變器的輸出功率不到250 kW，而樣板逆變器則達到了450 kW左右，這說明該電站當天的限電非常嚴重。根據(jù)光伏輸出功率曲線可計算得到該電站當天的限電損失率為40%。

8 電站產(chǎn)能表征

理論發(fā)電量是指在統(tǒng)計周期內(nèi)(一般以天或月為單位)入射到光伏組件表面的太陽輻射量經(jīng)光伏組件轉(zhuǎn)換為電能后，電站關(guān)口表側(cè)理論上輸出的交流電量。理論發(fā)電量可通過氣象數(shù)據(jù)、PR等計算得到，該值與實際發(fā)電量之間會存在一定偏差。實際發(fā)電量和理論發(fā)電量的比值反映了二者之間的接近程度，一般認為二者的比值不低于97%是較為精確的預測。為了保證氣象數(shù)據(jù)的準確，需要在現(xiàn)場安裝高精度的輻照儀器，并做到日常維護、定期清潔和校準。若基礎(chǔ)數(shù)據(jù)不準確，計算的理論發(fā)電量就無參考意義。

在評價電站生產(chǎn)運行狀況時，會根據(jù)往年的歷史發(fā)電量、太陽輻射量資源情況對未來進行預測，以制定下一年的發(fā)電計劃。實際發(fā)電量與計劃發(fā)電量的比值稱為發(fā)電完成率(或目標完成率)，其是衡量電站生產(chǎn)經(jīng)營狀況的核心指標之一。

天氣狀況、太陽輻射量是影響發(fā)電量的重要因素，但這2個因素很難預測準確，因此計劃發(fā)電量并非一成不變，還需要根據(jù)實際情況進行調(diào)整。若計劃發(fā)電量較低，可能會出現(xiàn)當月實際發(fā)電量超過計劃值，完成率達100%以上，但又和理論發(fā)電量存在一定差距的情況。若出現(xiàn)此情況，說明計劃發(fā)電量定的較低，應(yīng)根據(jù)實際情況進行調(diào)整。對于發(fā)電量完成率較低的電站，也可以參考當月的輻射量情況及理論發(fā)電量，得到調(diào)整后的計劃發(fā)電量；若當月實際發(fā)電量未完成計劃，但該值接近于理論發(fā)電量，則說明這并不是電站本身運維原因造成的。由此可知，對光伏電站的計劃發(fā)電量、實際發(fā)電量和理論發(fā)電量進行分析，可較為客觀地判斷光伏電站的運行情況。

以內(nèi)蒙古某20 MW光伏電站為例進行分析。圖15為該光伏電站的實際發(fā)電量、理論發(fā)電量和日均計劃發(fā)電量的情況。該電站2018年1月的計劃發(fā)電量為300萬kWh，理論發(fā)電量為271萬kWh，而實際發(fā)電量為268萬kWh。但從圖中可以看出，該月大部分情況下的實際發(fā)電量是接近于理論發(fā)電量的，有的實際發(fā)電量已超過理論發(fā)電量。經(jīng)過分析發(fā)現(xiàn)，未完成計劃指標的原因是當月的限電損失電量約為4.8萬kWh。

9 總結(jié)

本文從陰影遮擋、方陣朝向差異、逆變器功率降額、系統(tǒng)效率、系統(tǒng)損耗、低效發(fā)電單元、電站產(chǎn)能、棄光限電等方面對并網(wǎng)光伏電站的生產(chǎn)運行數(shù)據(jù)進行了簡要分析，并給出了相應(yīng)的實例進行說明。并網(wǎng)光伏電站在運行中會產(chǎn)生大量的數(shù)據(jù)，從數(shù)據(jù)層面可以掌握電站的實際運行情況，建立數(shù)據(jù)統(tǒng)計和分析的方法，且可以通過數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)問題、解決問題，并提升電站的品質(zhì)和發(fā)電量。