長(zhǎng)治地區(qū)某5 kWp并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)的性能及故障原因分析

李志浩

(山西機(jī)電職業(yè)技術(shù)學(xué)院材料工程系，長(zhǎng)治 046011)

0 引言

能效比(PR)的值是評(píng)價(jià)光伏發(fā)電系統(tǒng)性能的重要指標(biāo)之一，PR值越高，說(shuō)明該光伏發(fā)電系統(tǒng)的性能越好[1]。文獻(xiàn)[2]針對(duì)印度某190 kWp光伏電站的性能進(jìn)行了分析，分析結(jié)果表明：在該光伏電站運(yùn)行的9年時(shí)間中，其光伏發(fā)電系統(tǒng)的PR值達(dá)到了74%，高于德國(guó)、希臘等地區(qū)建設(shè)的光伏電站的光伏發(fā)電系統(tǒng)的PR值，這說(shuō)明該電站中光伏發(fā)電系統(tǒng)的性能較好。而當(dāng)光伏發(fā)電系統(tǒng)的PR值突然出現(xiàn)異常時(shí)，則說(shuō)明系統(tǒng)可能存在故障。因此，對(duì)光伏發(fā)電系統(tǒng)進(jìn)行性能分析有助于了解其在運(yùn)行過(guò)程中可能存在的問(wèn)題。比如印度某3 MWp光伏電站中的光伏發(fā)電系統(tǒng)的PR值降至60%以下[3]，經(jīng)過(guò)研究分析后發(fā)現(xiàn)：運(yùn)行2年的逆變器發(fā)生故障是導(dǎo)致該情況的主要原因。

PVsyst軟件是一款適合模擬光伏發(fā)電量及進(jìn)行光伏電站經(jīng)濟(jì)性分析的軟件，通過(guò)PVsyst軟件的氣象數(shù)據(jù)庫(kù)得到的模擬結(jié)果與實(shí)際結(jié)果之間會(huì)存在差異，而選擇的氣象數(shù)據(jù)庫(kù)不同，產(chǎn)生的差異也會(huì)不同[4]。雖然進(jìn)行光伏發(fā)電系統(tǒng)發(fā)電量的模擬時(shí)通?？芍苯硬捎肕eteonorm 7.1氣象數(shù)據(jù)庫(kù)中的數(shù)據(jù)[5-8]，但利用現(xiàn)場(chǎng)測(cè)量的太陽(yáng)輻射數(shù)據(jù)能更好地提高模擬精度[9]。

在實(shí)際運(yùn)行過(guò)程中，光伏發(fā)電系統(tǒng)會(huì)出現(xiàn)各種故障，比如：光伏組件熱斑現(xiàn)象[10-11]、旁路二極管故障、連接點(diǎn)故障、線纜匯流箱退化、逆變器故障[12-13]等，這些故障會(huì)導(dǎo)致光伏發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電量顯著下降。本文以長(zhǎng)治地區(qū)2018年底新建的某5 kWp并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)為例，對(duì)該系統(tǒng)在2019年的運(yùn)行情況進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)，然后利用PVsyst軟件模擬了該系統(tǒng)的發(fā)電量，并對(duì)比了統(tǒng)計(jì)得到的實(shí)際發(fā)電量與模擬得到的模擬發(fā)電量之間的差異；最后對(duì)該系統(tǒng)在運(yùn)行過(guò)程中存在的故障及故障原因進(jìn)行了分析。

1 光伏發(fā)電系統(tǒng)的基本信息

本案例的光伏發(fā)電系統(tǒng)安裝于山西省長(zhǎng)治地區(qū)某學(xué)校圖書(shū)館的樓頂，總裝機(jī)容量約為5 kWp；采用天合光能股份有限公司生產(chǎn)的TSM-255PD05型多晶硅光伏組件，共20塊；每10塊光伏組件串聯(lián)成1個(gè)光伏組串，布設(shè)在1個(gè)光伏支架上，形成1個(gè)光伏陣列；然后2個(gè)光伏組串并聯(lián)，構(gòu)成1個(gè)光伏方陣。光伏方陣的方位角為正南偏西17°。該光伏發(fā)電系統(tǒng)中光伏組件的性能參數(shù)如表1所示。

表1 光伏組件的性能參數(shù)Table 1 Performance parameters of PV modules

采用PVsyst軟件進(jìn)行模擬，根據(jù)模擬結(jié)果，長(zhǎng)治地區(qū)光伏組件的最佳安裝傾角為35°，但考慮到本光伏發(fā)電系統(tǒng)采用的光伏支架的特點(diǎn)，光伏組件的安裝傾角最終選擇了42°。

為防止前排光伏支架上的光伏組件對(duì)后排光伏支架上的光伏組件產(chǎn)生遮擋，從而影響光伏組件的輸出功率，需要計(jì)算前后排光伏支架之間的最小間距d，其計(jì)算式為：

式中：H為前排光伏支架上光伏組件的最高點(diǎn)與后排光伏支架上光伏組件的最低點(diǎn)之間的垂直距離的差值；φ為長(zhǎng)治地區(qū)的緯度，取35°52′。

通過(guò)式(1)可計(jì)算得到d=1.96 m，但由于受安裝光伏發(fā)電系統(tǒng)的屋頂面積的限制，d的實(shí)際取值為1.00 m。

該光伏發(fā)電系統(tǒng)的逆變器選用由江蘇納通能源技術(shù)有限公司生產(chǎn)的 NAC5K-DS 型逆變器，其技術(shù)參數(shù)如表2所示。

表2 逆變器的技術(shù)參數(shù)Table 2 Technical parameters of inverter

由表2可知，光伏陣列的最大輸出電壓在逆變器的MPPT電壓范圍內(nèi)，光伏方陣的最大輸出功率與逆變器的最大直流輸入功率相匹配。

該光伏發(fā)電系統(tǒng)中光伏線纜統(tǒng)一選用截面面積為4 mm2的標(biāo)準(zhǔn)光伏專用線纜，電表選用安科瑞電氣股份有限公司生產(chǎn)的型號(hào)為DDSD1352的220V/10(60)A電表。

本光伏發(fā)電系統(tǒng)的并網(wǎng)方式為220 V低壓并網(wǎng)。光伏陣列輸出的直流電經(jīng)過(guò)匯流箱匯流，通過(guò)光伏線纜輸送到逆變器及電表，最終并入電網(wǎng)。氣象站可采集室外的太陽(yáng)輻射量數(shù)據(jù)，通過(guò)RS485標(biāo)準(zhǔn)通信接口傳輸數(shù)據(jù)到電腦端。本光伏發(fā)電系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)示意圖如圖1所示。

圖1 本光伏發(fā)電系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)示意圖Fig. 1 Schematic diagram of structure of PV power generation system in this paper

2 PVsyst軟件的發(fā)電量模擬值與實(shí)際值的對(duì)比

2.1 建模

利用PVsyst軟件對(duì)本光伏發(fā)電系統(tǒng)進(jìn)行建模，步驟如下：

1)輸入長(zhǎng)治地區(qū)的緯度、經(jīng)度、平均海拔、時(shí)區(qū)等數(shù)據(jù)，建立長(zhǎng)治地區(qū)的氣象信息，軟件自動(dòng)生成長(zhǎng)治地區(qū)的太陽(yáng)輻射量數(shù)據(jù)，作為PVsyst軟件模擬時(shí)的太陽(yáng)輻射量參考值。

2) 進(jìn)入光伏發(fā)電系統(tǒng)界面，在該界面設(shè)置光伏組件安裝傾角、光伏方陣的方位角、光伏組件型號(hào)及逆變器型號(hào)等信息，建立光伏發(fā)電系統(tǒng)的基本信息。

3)光伏發(fā)電系統(tǒng)的系統(tǒng)損耗設(shè)置。根據(jù)相應(yīng)公式計(jì)算得到溫度損失因子、光伏線纜的歐姆損失、光伏組件的失配損失，并將相應(yīng)數(shù)據(jù)輸入PVsyst軟件；而其他損失，比如：灰塵損失、入射角損失則選擇軟件默認(rèn)值，從而完成設(shè)置。

4)進(jìn)入近處陰影分析界面，進(jìn)行陰影遮擋建模。根據(jù)百度地圖中顯示的圖書(shū)館屋頂與主教學(xué)樓屋頂之間的實(shí)際距離，對(duì)主教學(xué)樓及圖書(shū)館屋頂進(jìn)行模型參數(shù)設(shè)置，確定附近遮擋物對(duì)光伏發(fā)電系統(tǒng)發(fā)電量的影響。PVsyst軟件中建立的位于圖書(shū)館屋頂?shù)墓夥l(fā)電系統(tǒng)的陰影遮擋模型如圖2所示。

圖2 PVsyst軟件中建立的位于圖書(shū)館屋頂?shù)墓夥l(fā)電系統(tǒng)的陰影遮擋模型Fig. 2 Shadow occlusion model of PV power generation system on the roof of library established in the PVsyst software

通過(guò)PVsyst軟件建立了光伏發(fā)電系統(tǒng)模型，將模擬得到的光伏發(fā)電系統(tǒng)發(fā)電量結(jié)果與實(shí)際發(fā)電量數(shù)據(jù)進(jìn)行對(duì)比。

2.2 模擬結(jié)果分析

本光伏發(fā)電系統(tǒng)于2019年1月開(kāi)始運(yùn)行，但由于初步運(yùn)行時(shí)系統(tǒng)出現(xiàn)了多次故障，導(dǎo)致數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)無(wú)法完整統(tǒng)計(jì)出該光伏發(fā)電系統(tǒng)在當(dāng)年1-5月時(shí)的發(fā)電量數(shù)據(jù)，因此以該光伏發(fā)電系統(tǒng)平穩(wěn)運(yùn)行的6-9月的發(fā)電量數(shù)據(jù)與PVsyst軟件的模擬結(jié)果進(jìn)行了比較。6-9月時(shí)光伏發(fā)電系統(tǒng)的月均發(fā)電量及日均太陽(yáng)輻射量的實(shí)測(cè)值及模擬值的對(duì)比如圖3所示。

圖3 6-9月時(shí)光伏發(fā)電系統(tǒng)的月均發(fā)電量及日均太陽(yáng)輻射量的實(shí)際值及模擬值的對(duì)比Fig. 3 Comparison of actual and simulated values of monthly average power generation capacity of PV power generation system and daily average solar radiation from June to September

從圖3中可以看出，當(dāng)PVsyst軟件采用Meteonorm 7.1氣象數(shù)據(jù)庫(kù)中的數(shù)據(jù)對(duì)長(zhǎng)治地區(qū)的氣象數(shù)據(jù)進(jìn)行模擬時(shí)，得到的月均發(fā)電量模擬值均高于月均發(fā)電量實(shí)際值，且模擬得到的月均發(fā)電量平均值比實(shí)際的月均發(fā)電量平均值高43.0%。

PVsyst軟件模擬得到的本光伏發(fā)電系統(tǒng)的PR值為74.1%，因溫度損失、光伏組件失配損失、陰影遮擋等因素造成的光伏發(fā)電系統(tǒng)發(fā)電量損失的占比為13%。其中，由陰影遮擋造成的光伏發(fā)電系統(tǒng)發(fā)電量損失的占比為4.9%，陰影遮擋的原因主要在于前后排光伏支架的間距小于最小允許值1.96 m造成的；除此之外，附近的建筑也造成了陰影遮擋。

PR的計(jì)算式可表示為[7]：

式中：YF為總產(chǎn)能，即每千瓦光伏組件輸入電網(wǎng)的電量，kWh；YR為參考產(chǎn)能，即在標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試條件(STC)下每千瓦光伏組件的發(fā)電量，kWh。

其中，YF可表示為：

式中：EAC為每月光伏發(fā)電系統(tǒng)交流側(cè)輸出的電量，kWh；PPV為光伏方陣的標(biāo)準(zhǔn)功率，kW。

YR可表示為：

式中：Ht為光伏組件傾斜面接收的太陽(yáng)輻射量，kWh/m2；G0為STC下的太陽(yáng)輻射強(qiáng)度，kW/m2，取值為1。

通過(guò)式(2)～式(4)可計(jì)算得到本光伏發(fā)電系統(tǒng)實(shí)際的PR值為56.5%，該值較低的原因可能是因?yàn)?-9月時(shí)長(zhǎng)治地區(qū)的陰雨天氣較多，影響了光伏發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電量?？梢钥闯?，該實(shí)際PR值與模擬PR值74.1%之間的差別較大。

2.3 PVsyst軟件中太陽(yáng)輻射量的修正及結(jié)果對(duì)比

由于上述計(jì)算得到的模擬值與實(shí)際值之間的差距較大，因此對(duì)氣象數(shù)據(jù)庫(kù)中水平方向的全局太陽(yáng)輻射量進(jìn)行修正，修正后的數(shù)值是基于6-9月時(shí)實(shí)際測(cè)得的全天候太陽(yáng)輻射量數(shù)據(jù)。

圖4為2019年6月1日時(shí)本光伏發(fā)電系統(tǒng)的輸出功率曲線，根據(jù)圖4可確定6-9月時(shí)逆變器的工作時(shí)段為06:00-19:00。實(shí)際上，9月時(shí)逆變器的工作時(shí)段有所減少，但此處進(jìn)行忽略。

圖4 2019年6月1日時(shí)光伏發(fā)電系統(tǒng)的輸出功率Fig. 4 Output power of PV power generation system in June 1th, 2019

通過(guò)統(tǒng)計(jì)逆變器工作時(shí)段的太陽(yáng)輻射量，并利用PVsyst軟件中太陽(yáng)輻射量數(shù)據(jù)的合成方法，得到基于逆變器工作時(shí)段的日均太陽(yáng)輻射量數(shù)據(jù)，以該數(shù)據(jù)作為PVsyst軟件的輸入數(shù)據(jù)，忽略夜間不發(fā)電時(shí)的太陽(yáng)輻射情況?；谀孀兤鞴ぷ鲿r(shí)段的日均太陽(yáng)輻射量計(jì)算方法的具體步驟如下：

1)通過(guò)測(cè)試6月1日-9月30日期間每天06:00-19:00時(shí)段內(nèi)每間隔1 h的整點(diǎn)時(shí)的氣象數(shù)據(jù)，獲得每天的小時(shí)太陽(yáng)輻射強(qiáng)度，單位為W/m2；

2)計(jì)算每天06:00-19:00時(shí)段內(nèi)的小時(shí)太陽(yáng)輻射強(qiáng)度平均值，單位為W/m2；

3)將獲得的小時(shí)太陽(yáng)輻射強(qiáng)度平均值乘以06:00-19:00這一時(shí)段的時(shí)間間隔13 h，可得到日均太陽(yáng)輻射量，單位為Wh/m2；

4)根據(jù)上一步中得到的日均太陽(yáng)輻射量數(shù)據(jù)，可計(jì)算得到整個(gè)月的日均太陽(yáng)輻射量數(shù)據(jù)，并將數(shù)據(jù)導(dǎo)入到Meteonorm 7.1氣象數(shù)據(jù)庫(kù)中。

利用上述方法對(duì)氣象數(shù)據(jù)進(jìn)行了修正，并利用修正后的數(shù)據(jù)再次進(jìn)行了光伏發(fā)電系統(tǒng)發(fā)電量模擬。將模擬得到的光伏發(fā)電系統(tǒng)月均發(fā)電量與實(shí)際月均發(fā)電量進(jìn)行了對(duì)比，結(jié)果如圖5所示。

圖5 光伏發(fā)電系統(tǒng)的月均發(fā)電量的實(shí)際值及模擬值的對(duì)比Fig. 5 Comparison between actual values and simulated values of monthly average power generation of PV power generation system

PVsyst軟件中日均太陽(yáng)輻射量數(shù)據(jù)修正前、后的光伏發(fā)電系統(tǒng)月均發(fā)電量模擬值與實(shí)際值的對(duì)比如圖6所示。

圖6 日均太陽(yáng)輻射量數(shù)據(jù)修正前、后光伏發(fā)電系統(tǒng)的月均發(fā)電量模擬值與實(shí)際值的對(duì)比Fig. 6 Comparison of simulated values and actual values of monthly average power generation capacity of PV power generation system before and after daily average solar radiation data correction

通過(guò)分析圖5和圖6可以發(fā)現(xiàn)，當(dāng)采用修正后的日均太陽(yáng)輻射量數(shù)據(jù)時(shí)， PVsyst軟件得到的修正后的月均發(fā)電量模擬值與實(shí)際值較為接近，此時(shí)模擬得到的光伏發(fā)電系統(tǒng)PR值為67.1%，與實(shí)際PR值56.5%較為接近。因此，通過(guò)統(tǒng)計(jì)基于逆變器工作時(shí)段內(nèi)的太陽(yáng)輻射量并進(jìn)行換算后用于PVsyst軟件的模擬，可以使模擬結(jié)果更加接近實(shí)際值。

利用統(tǒng)計(jì)得到的2019年4-5月該光伏發(fā)電系統(tǒng)發(fā)電量數(shù)據(jù)，結(jié)合式(5)[14]可計(jì)算出該系統(tǒng)4、5月時(shí)的日均發(fā)電量。

式中：EAC,est為考慮了丟失的數(shù)據(jù)后估算的光伏發(fā)電系統(tǒng)交流側(cè)的日發(fā)電量，kWh；EAC,mea為實(shí)際測(cè)得的光伏發(fā)電系統(tǒng)的日發(fā)電量，kWh；Tmax為一天內(nèi)逆變器的總工作時(shí)間，h；Tmis為一天內(nèi)逆變器缺失的工作時(shí)間占其總工作時(shí)間的比例。

根據(jù)式(5)可計(jì)算得到該光伏發(fā)電系統(tǒng)在4、5月時(shí)的日均發(fā)電量分別為11 kWh和13 kWh。

結(jié)合長(zhǎng)治地區(qū)其他光伏電站的發(fā)電量數(shù)據(jù)及PVsyst軟件模擬得到的月均發(fā)電量數(shù)據(jù)可以判斷得出：本光伏發(fā)電系統(tǒng)2019年中4、5月的月均發(fā)電量會(huì)相對(duì)較高，1-3月與8-9月的月均發(fā)電量相似，而10-12月的月均發(fā)電量比8-9月的略低。對(duì)該光伏發(fā)電系統(tǒng)全年的日均發(fā)電量進(jìn)行估算，結(jié)果為11.3 kWh。

為了比較不同地區(qū)、不同裝機(jī)容量下各個(gè)光伏電站的性能，將該光伏發(fā)電系統(tǒng)的日均發(fā)電量進(jìn)行歸一化處理 (即除以標(biāo)準(zhǔn)功率)，得到的歸一化日發(fā)電量值為2.26 kWh/kW。根據(jù)文獻(xiàn)[9]可知：印度、南非、意大利等地區(qū)的歸一化日發(fā)電量在2.23～4.90 kWh/kW之間，通過(guò)與該數(shù)值對(duì)比可以發(fā)現(xiàn)，本光伏發(fā)電系統(tǒng)的歸一化日發(fā)電量低于世界其他大部分地區(qū)的值。

3 光伏發(fā)電系統(tǒng)故障及原因分析

本光伏發(fā)電系統(tǒng)在2019年3月時(shí)出現(xiàn)了故障，下文對(duì)故障原因進(jìn)行分析。

2019年3月6日09:00-14:00時(shí)段實(shí)測(cè)的太陽(yáng)輻射強(qiáng)度數(shù)據(jù)及光伏發(fā)電系統(tǒng)輸出功率情況如圖7所示。

圖7 2019年3月6日實(shí)測(cè)的太陽(yáng)輻射強(qiáng)度及光伏發(fā)電系統(tǒng)輸出功率Fig. 7 Measured solar radiation intensity and output power of PV power generation system in March 6th, 2019

圖7中實(shí)測(cè)的太陽(yáng)輻射強(qiáng)度偏低是由于當(dāng)天為霧霾天氣，11:20時(shí)出現(xiàn)了光伏發(fā)電系統(tǒng)的輸出功率極值，達(dá)到了3334 W，該值明顯高于臨近時(shí)刻的光伏發(fā)電系統(tǒng)輸出功率。

由于本光伏發(fā)電系統(tǒng)的實(shí)際PR值為56.5%，再結(jié)合11:20時(shí)的太陽(yáng)輻射強(qiáng)度極值及光伏發(fā)電系統(tǒng)全年的輸出功率曲線，該系統(tǒng)的輸出功率極值很難超過(guò)3 kW。因此，3334 W的光伏發(fā)電系統(tǒng)輸出功率意味著該系統(tǒng)可能出現(xiàn)了故障。

3月6日時(shí)，當(dāng)光伏發(fā)電系統(tǒng)運(yùn)行到12:35時(shí)，系統(tǒng)電壓突然下降，從正常的310 V左右驟降至10 V左右，這說(shuō)明該系統(tǒng)出現(xiàn)了明顯的故障。通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)排查發(fā)現(xiàn)，光伏發(fā)電系統(tǒng)有一處的MC4連接器端子已經(jīng)被燒毀，如圖8所示。

圖8 被燒毀的MC4連接器端子Fig. 8 Burned MC4 connector terminal

分析故障原因，可能是因?yàn)樵贛C4連接器安裝過(guò)程中，某處的MC4連接器端子接觸不良，導(dǎo)致端子公母頭連接位置處的電阻異常增大，甚至可能發(fā)生了電弧現(xiàn)象。

電弧是強(qiáng)功率的放電現(xiàn)象，伴隨著電弧，大量的電能會(huì)轉(zhuǎn)化為熱能，使電弧處的溫度極高。電弧也是一種自持放電現(xiàn)象，不用很高的電壓和很大的電流就能維持相當(dāng)長(zhǎng)時(shí)間的電弧穩(wěn)定燃燒而不會(huì)熄滅，造成在電弧斷層附近點(diǎn)燃易燃材料的情況[15]，導(dǎo)致端子外殼最終燒毀變形。MC4連接器端子故障在其他光伏電站的故障調(diào)查中也頻繁出現(xiàn)[16]。故障發(fā)生的原因經(jīng)常是因?yàn)樵诎惭b階段工人出現(xiàn)疲勞或疏忽所致。

本光伏發(fā)電系統(tǒng)在2019年10月時(shí)同樣發(fā)生了一次嚴(yán)重的故障。使用萬(wàn)用表對(duì)光伏發(fā)電系統(tǒng)直流側(cè)的電壓進(jìn)行測(cè)量，顯示電壓約為300 V，說(shuō)明光伏方陣并未發(fā)生故障。光伏發(fā)電系統(tǒng)的并網(wǎng)點(diǎn)連接有一個(gè)顯示平臺(tái)，用來(lái)顯示太陽(yáng)輻射數(shù)據(jù)及發(fā)電量數(shù)據(jù)，由電源開(kāi)關(guān)控制其關(guān)斷。經(jīng)過(guò)進(jìn)一步調(diào)查發(fā)現(xiàn)，該顯示平臺(tái)的一組保險(xiǎn)絲被燒毀，導(dǎo)致了此次故障。光伏發(fā)電系統(tǒng)發(fā)生故障時(shí)的原理圖如圖9所示。

圖9 光伏發(fā)電系統(tǒng)發(fā)生故障時(shí)的原理圖Fig. 9 Schematic diagram of PV power generation system in case of failure

由于光伏發(fā)電系統(tǒng)的并網(wǎng)點(diǎn)接在圖書(shū)館的一個(gè)交流側(cè)開(kāi)關(guān)處，圖書(shū)館經(jīng)常因用電負(fù)荷過(guò)大而導(dǎo)致跳閘，故障發(fā)生當(dāng)天也是如此。跳閘后，逆變器產(chǎn)生的電量不能通過(guò)并網(wǎng)點(diǎn)流入電網(wǎng)，而此時(shí)電源開(kāi)關(guān)是閉合的，導(dǎo)致逆變器產(chǎn)生孤島效應(yīng)，逆變器產(chǎn)生的電量只能通過(guò)保險(xiǎn)絲向顯示平臺(tái)供電。然而，由于在顯示平臺(tái)處使用了錯(cuò)誤的截面面積為1.5 mm2的光伏線纜，導(dǎo)致電量傳輸過(guò)程中將產(chǎn)生一個(gè)經(jīng)過(guò)線纜及20 A保險(xiǎn)絲的瞬時(shí)大電流，該電流已超過(guò)了保險(xiǎn)絲的承載范圍，導(dǎo)致保險(xiǎn)絲被燒毀，附近的線纜也出現(xiàn)了燒焦變黑的情況。

通過(guò)對(duì)上述2次故障進(jìn)行分析可以發(fā)現(xiàn)，由于安裝階段的不嚴(yán)謹(jǐn)及后期維護(hù)的不及時(shí)，會(huì)導(dǎo)致光伏發(fā)電系統(tǒng)處于停機(jī)狀態(tài)，造成很大的發(fā)電量損失及經(jīng)濟(jì)損失。因此，對(duì)于需要安裝光伏發(fā)電系統(tǒng)的用戶而言，成立專業(yè)化的第三方工程驗(yàn)收?qǐng)F(tuán)隊(duì)對(duì)安裝的光伏發(fā)電系統(tǒng)進(jìn)行全面檢查和驗(yàn)收非常必要，這些檢查有利于在光伏發(fā)電系統(tǒng)投入使用前排除潛在的故障，以確保系統(tǒng)的平穩(wěn)運(yùn)行，避免不必要的損失。

4 結(jié)論

本文利用PVsyst軟件并結(jié)合Meteonorm 7.1氣象數(shù)據(jù)庫(kù)提供的氣象數(shù)據(jù)，對(duì)位于山西省長(zhǎng)治地區(qū)的某5 kWp并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)在2019年的運(yùn)行情況進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)分析，結(jié)論如下：

1) 6-9月時(shí)，PVsyst軟件模擬得到的月均發(fā)電量模擬值均高于月均發(fā)電量實(shí)際值，且模擬得到的月均發(fā)電量平均值比實(shí)際的月均發(fā)電量平均值高43.0%。在太陽(yáng)輻射數(shù)據(jù)修正前，通過(guò)模擬得到的光伏發(fā)電系統(tǒng)PR值為74.1%，而通過(guò)計(jì)算得到的光伏發(fā)電系統(tǒng)實(shí)際PR值僅為56.5%。

2)由于溫度損失、光伏組件失配損失、陰影遮擋等因素造成的光伏發(fā)電系統(tǒng)發(fā)電量損失的占比為13.0%，其中由于陰影遮擋造成的發(fā)電量損失占比為4.9%。

3)通過(guò)修正太陽(yáng)輻射量數(shù)據(jù)，PVsyst軟件重新模擬得到的月均發(fā)電量模擬值與實(shí)際值較為接近，模擬得到的光伏發(fā)電系統(tǒng)PR值為67.1%，與實(shí)際值56.5%更加接近。

4)根據(jù)長(zhǎng)治地區(qū)其他光伏電站的經(jīng)驗(yàn)，通過(guò)對(duì)比實(shí)際測(cè)得的其他月份的發(fā)電量數(shù)據(jù)及PVsyst軟件模擬獲得的不同月份的發(fā)電量數(shù)據(jù)，估算得到歸一化日發(fā)電量為2.26 kWh/kW，與文獻(xiàn)報(bào)道的世界其他地區(qū)的歸一化日發(fā)電量相比處于較低的水平。

5)針對(duì)光伏發(fā)電系統(tǒng)出現(xiàn)的2次故障進(jìn)行分析后，建議計(jì)劃安裝光伏發(fā)電系統(tǒng)的用戶成立專業(yè)化的第三方工程驗(yàn)收?qǐng)F(tuán)隊(duì)，在光伏發(fā)電系統(tǒng)投入使用前將故障排除，能夠確保系統(tǒng)的平穩(wěn)運(yùn)行。