謝毅， 高林朝， 賈兵， 郝慶英， 賀立三， 胡國華

(河南省科學(xué)院能源研究所有限公司，河南 鄭州 450008)

隨著太陽能電池轉(zhuǎn)化效率的提高和光伏組件成本的降低，光伏發(fā)電得到了快速發(fā)展。據(jù)統(tǒng)計，2019年全國新增光伏發(fā)電裝機3 011萬kW，截止到2019年底，全國光伏發(fā)電累計并網(wǎng)裝機容量2.04億kW，全年光伏發(fā)電量2 242.6億kW·h[1-2]。近年來，光伏扶貧電站建設(shè)進入規(guī)模化推廣應(yīng)用階段，在替代常規(guī)電能和實現(xiàn)精準脫貧方面，具有明顯的經(jīng)濟社會和生態(tài)環(huán)境意義[3-5]。在實際工程應(yīng)用中，影響光伏發(fā)電效率的因素有很多，其中光伏組件功率的衰減是影響光伏電站發(fā)電效率和年發(fā)電量的主要因素之一[6]。光伏組件的功率衰減一方面是組件初始的光致衰減，即光伏組件的輸出功率在剛開始使用的最初幾天內(nèi)發(fā)生較大幅度的下降，但隨后趨于穩(wěn)定；另一方面是外界環(huán)境比如天空中的云層、附近的樹木、相鄰的建筑物、電池面板的灰塵或積雪等物體的遮擋，會造成組件上光照不均，即產(chǎn)生局部陰影[7-9]。在局部陰影條件下，由于輻照強度的降低導(dǎo)致光伏發(fā)電系統(tǒng)的輸出功率大大降低，從而對光伏組件功率衰減具有一定的影響[10-12]。光伏扶貧電站大多建設(shè)在荒坡丘陵等氣候環(huán)境比較惡劣的地區(qū)，長時間的風沙導(dǎo)致塵土等污濁物遮擋光伏組件，影響光線的透射率，進而影響組件表面接收到的輻射量，并在光伏組件具備形成熱斑效應(yīng)而造成損毀。如果長時間不及時對光伏組件進行清潔，將會大幅度降低光伏電站發(fā)電量，不僅不能滿足電網(wǎng)的要求，而且還降低了光伏發(fā)電系統(tǒng)的利用率[13-17]。

目前,針對灰塵沉積對光伏組件性能的影響研究，大多是通過在室內(nèi)模擬自然灰塵，研究灰塵沉積對不同封裝材料光伏組件性能的影響及受積灰影響發(fā)電功率的衰減情況，而對實際的積灰和局部陰影對光伏電站進行現(xiàn)場測試數(shù)據(jù)分析較少[18-21]。本研究以河南舞陽地區(qū)光伏電站項目為例，隨機選取了4個不同電站，對同一種型號組件，在環(huán)境溫度和背板溫度及輻照度都相近的情況下，分別研究了光伏電站中積灰、遮擋對光伏組件衰減率的影響，并結(jié)合實際電站對組件衰減率的測試具體分析了積灰、遮擋對光伏組件衰減率的影響，為光伏電站后期的運營維護提供依據(jù)。

1 光伏電站組件功率衰減率測試

1.1 光伏電站概況與結(jié)構(gòu)參數(shù)

本研究以舞陽縣2017年12月—2018年3月建設(shè)投運的光伏扶貧電站為對象，分別選取舞陽縣辛安鎮(zhèn)2個光伏電站和北舞渡鎮(zhèn)2個光伏電站進行性能測試，地理范圍東經(jīng)113°26′15″～113°31′54″，北緯33°27’19″～33°38′48″。每個電站建設(shè)規(guī)模均為211.2 kW。并網(wǎng)時間2018年4月，目前運行狀態(tài)正常，已累計并網(wǎng)發(fā)電量分別為辛安鎮(zhèn)1號電站384 616 kW·h、2號電站366 859 kW·h，北舞渡鎮(zhèn)3號電站373 260 kW·h、4號電站358 896 kW·h。當?shù)靥柲苣昕傒椛錇? 800 MJ(m2·a)-1，年平均氣溫為14.6 ℃，最冷的1月份平均氣溫0.7 ℃，最熱的7月份平均氣溫27.4 ℃。年平均降水量836.6 mm，平均日照2 198 h，無霜期220 d。單個電站具體配置參數(shù)如下：太陽能電池板選用HR-320P-24/Ba多晶硅光伏組件，共計660組，總裝機211.2 kW。光伏方陣朝向正南，安裝傾角28°；并網(wǎng)逆變器規(guī)格型號為KSG-60K3臺；KSG-33K-TL1臺；4臺逆變器分散布置在組件方陣下方，9組或6組光伏方陣串聯(lián)接入并網(wǎng)逆變器；2臺交流匯流箱規(guī)格型為三進一出和兩進一出2種型號。采用的太陽能電池組件和并網(wǎng)逆變器技術(shù)參數(shù)分別如表1、表2所示。

表1 太陽能電池組件技術(shù)參數(shù)Table 1 Technical parameters of solar cell module

表2 并網(wǎng)逆變器技術(shù)參數(shù)Table 2 Technical parameters of grid connected inverter

1.2 測試儀器

錦州陽光生產(chǎn)的太陽輻射測量TMR-ZS1A氣象生態(tài)環(huán)境監(jiān)測儀，太陽輻射值測試精度±5%，分辨率1 W·m-2，測溫精度±0.1 ℃，顯示分度0.1 ℃；蘇州諾威特測控科技有限公司生產(chǎn)的光伏組件功率衰減采用PV900便攜式太陽能I-V測試儀，最大功率測試范圍50 W～10 kW，最大功率測試重復(fù)性±1%，轉(zhuǎn)換到STC下最大功率準確性±5%，電壓測試精度0.1 V，電流測試精度0.001 A，溫度測試精度±1 ℃，輻照度測試范圍0～1 800 W·m-2，測試精度>±3%；廣州市宏城集業(yè)電子科技有限公司生產(chǎn)的HT304手持式激光測距儀；深圳市勝利高電子科技有限公司生產(chǎn)的UT243鉗形諧波功率計、UT204數(shù)字鉗形萬用表；蘇州諾威特測控科技有限公司生產(chǎn)的紅外相機溫度掃描儀。

1.3 測試方法

光伏組件的功率衰減，一方面是組件初始的光致衰減，即由于光伏組件的材料工藝結(jié)構(gòu)導(dǎo)致的輸出功率在剛開始使用的最初幾天內(nèi)發(fā)生較大幅度的下降；另一方面是由于外界環(huán)境造成的積灰或局部陰影造成組件上光照不均，導(dǎo)致光伏發(fā)電系統(tǒng)的輸出功率降低并容易因熱斑效應(yīng)而損毀[22-24]。待測試現(xiàn)場光強度超過700 W·m-2時檢測組件的I-V曲線，并與基準組件初始值比較，得到準確的光伏組件功率衰減率。光伏組件功率衰減率是光伏組件初始STC標稱功率與評估時實測修正STC標稱功率之差與光伏組件初始STC標稱功率的比值，用百分比表示[25]。初始功率一般采用光伏組件的標稱功率。計算公式為

(1)

式中：P初始STC為光伏組件的標稱功率，W；P修正STC為現(xiàn)場實際測試功率修正到標準工況下的功率，W。

為了全面考察其功率衰減及發(fā)電量情況，2019年10月，分別選定4個光伏電站作為4種工況條件進行測試，每種工況下隨機抽檢多晶硅太陽能電池組件(功率為320 W)各1組，每組20塊組件，共計80塊光伏組件。測試當天其氣象條件保持相近，環(huán)境溫度為18～28 ℃，組件背板溫度為30～45 ℃，輻照度為700～900 W·m-2。并分別對并網(wǎng)逆變器和光伏組件狀態(tài)參數(shù)進行監(jiān)測，記錄了發(fā)電功率、日發(fā)電量及直流輸入與交流輸出電壓、電流、頻率等。系統(tǒng)啟閉每日采用人工調(diào)節(jié)方法。所有現(xiàn)場太陽輻射值、環(huán)境溫度、風速值等瞬時自動記錄存儲數(shù)據(jù)；光伏組件表面和背板溫度采用遠紅外相機配合PV900測試儀自動記錄存儲數(shù)據(jù)；逆變器和匯流箱的功率、電壓、電流、頻率等運行參數(shù)對應(yīng)瞬時值人工讀取記錄；測試方法參照(晶體硅光伏方陣I-V特性的現(xiàn)場測量)GB/T 18210—2000和(并網(wǎng)光伏電站性能檢測與質(zhì)量評估技術(shù)規(guī)范)CNCA/CTS0016—2015，以及(Grid connected photovoltaic systems-Minimum requirements for system documentation, commissioning tests and inspection) IEC 62446-2009.

在測試過程中選定4個電站，分別研究了4種工況下對光伏組件功率衰減及電站發(fā)電量的影響。具體測試工況見表3所示。

表3 測試工況Table 3 Several different testing cases

2 測試結(jié)果與分析

2.1 無積灰無遮擋光伏組件功率衰減分析

從工況1的電站中抽取1組(20塊)光伏組件，測試時間為2019年10月23日10:30—10:50，太陽輻射強度為720～750 W·m-2，環(huán)境溫度為19.2～20.1 ℃，組件背板溫度為30.4～34.2 ℃。測試選定20塊HR-320P-24/Ba多晶硅光伏組件I-V曲線，同時記錄光強和組件溫度，實測功率修正到STC條件，同標稱功率比較，得到組件功率衰減率。實測數(shù)據(jù)計算結(jié)果如圖1所示。

圖1 無積灰無遮擋陰影光伏組件功率衰減測試曲線

由圖1可以看出，工況1條件下，光伏組件最大功率衰減率為2.7%，最小功率衰減率為0.4%， 20塊組件平均衰減率分別為1.8%。電站運行時間為2年，基本符合《光伏制造行業(yè)規(guī)范條件(2015年)》對多晶(單晶)組件首年功率衰減≤2.5%(3.0%)，后續(xù)每年衰減在前一年的基礎(chǔ)上增加0.7%的規(guī)范要求。滿足光伏電站正常運行狀態(tài)。

2.2 無積灰有遮擋光伏組件功率衰減分析

從工況2的電站中抽取1組(20塊)光伏組件，測試時間為2019年10月23日10:50—11:10，太陽輻射強度為750～785 W·m-2，環(huán)境溫度為20.3～22.3 ℃，組件背板溫度為34.6～38.1 ℃。測試選定20塊HR-320P-24/Ba多晶硅光伏組件I-V曲線，同時記錄光強和組件溫度，實測功率修正到STC條件，同標稱功率比較，得到組件功率衰減率。實測結(jié)果如圖2所示。

圖2 無積灰有遮擋陰影光伏組件功率衰減測試曲線

由圖2可以看出，工況2條件下，光伏組件最大功率衰減率為14.3%，最小功率衰減率為7.2%，平均衰減率為10.5%。電站運行時間為2年，遠大于《光伏制造行業(yè)規(guī)范條件(2015年)》對多晶(單晶)組件首年功率衰減≤2.5%(3.0%)，后續(xù)每年衰減在前一年的基礎(chǔ)上增加0.7%的規(guī)范要求。比規(guī)范要求的第二年衰減率不大于3.2%的技術(shù)要求高出2.28倍。說明遮陰對組件功率衰減有明顯影響。這是因為局部遮陰造成組件出現(xiàn)熱斑效應(yīng)，嚴重情況會使光伏組件出現(xiàn)損毀，故電站在選址建設(shè)時應(yīng)盡量避開樹木或建筑物。

2.3 有積灰無遮擋光伏組件功率衰減分析

從工況3電站中抽取1組(20塊)光伏組件，測試時間為2019年10月23日11:10—11:30，太陽輻射強度為788～832 W·m-2，環(huán)境溫度為22.5～24.7 ℃，組件背板溫度為38.3～40.8 ℃。測試選定20塊HR-320P-24/Ba多晶硅光伏組件I-V曲線，同時記錄光強和組件溫度，實測功率修正到STC條件，同標稱功率比較，得到組件功率衰減率。實測結(jié)果如圖3所示。

圖3 有積灰無遮擋陰影光伏組件功率衰減測試曲線

由圖3可以看出，工況3條件下，光伏組件最大衰減率為5.2%，最小衰減率為3.1%，組件平均衰減率為4.0%。電站運行時間為2年，超出符合《光伏制造行業(yè)規(guī)范條件(2015年)》對多晶(單晶)組件首年功率衰減≤2.5%(3.0%)，后續(xù)每年衰減在前一年的基礎(chǔ)上增加0.7%的規(guī)范要求。比規(guī)范要求的第二年衰減率不大于3.2%的技術(shù)要求超出0.25倍。說明組件表面積灰對組件功率衰減有一定影響。因此，在電站運營期間應(yīng)盡量保持組件表面清潔，及時清洗浮塵。

2.4 有積灰有遮擋光伏組件功率衰減分析

從工況4電站中抽取一組(20塊)光伏組件，測試時間為2019年10月23日11:30—11:50，太陽輻射強度為828～853 W·m-2，環(huán)境溫度為24.6～27.7 ℃，組件背板溫度為41.1～43.7 ℃。測試選定20塊HR-320P-24/Ba多晶硅光伏組件I-V曲線，同時記錄光強和組件溫度，實測功率修正到STC條件，同標稱功率比較，得到組件功率衰減率。實測結(jié)果如圖4所示。

圖4 有積灰有遮擋陰影光伏組件功率衰減測試曲線Fig.4 Power attenuation test curve of PV module with dust deposition and shadow

由圖4可以看出，工況4條件下，光伏組件最大衰減率為12.7%，最小衰減率為10.0%，組件平均衰減率為10.8%。電站運行時間為2年，遠遠超出符合《光伏制造行業(yè)規(guī)范條件(2015年)》對多晶(單晶)組件首年功率衰減≤2.5%(3.0%)，后續(xù)每年衰減在前一年的基礎(chǔ)上增加0.7%的規(guī)范要求。比規(guī)范要求的第二年衰減率不大于3.2%的技術(shù)要求高出2.38。說明遮擋和表面積灰對組件功率衰減有很大影響。由此可知，局部遮陰造成組件出現(xiàn)熱斑效應(yīng)，嚴重情況會使光伏組件出現(xiàn)損毀。因此，電站建設(shè)不僅要避免有樹木或建筑物遮擋，而且還要定期清洗組件表面積灰。

2.5 4種工況下組件功率衰減率和電站發(fā)電量比較

4種工況下組件功率衰減率和電站發(fā)電量測試結(jié)果如表4所示。

由從表4可知，與工況1比較，工況2和工況4下組件平均衰減率分別遠高于483%和500%，當日發(fā)電量相應(yīng)減少125 kW·h和156 kW·h；工況3下組件平均衰減率大于122%，當日發(fā)電量相應(yīng)減少51 kW·h。表明有積灰有遮擋、有積灰無遮擋和無積灰有遮擋的組件的平均衰減率明顯高于無積灰無遮擋時組件的平均衰減率。對功率衰減影響程度從大到小依次為有積灰有遮擋、無積灰有遮擋、有積灰無遮擋；對日發(fā)電量降低影響從高到低依次為有積灰有遮擋、無積灰有遮擋、有積灰無遮擋。也即表明局部陰影遮擋造成的組件功率衰減率最大，日發(fā)電量影響也是最大，積灰影響功率衰減和發(fā)電量也有一定影響，但相對不明顯。

表4 4種工況下組件功率衰減率和電站發(fā)電量比較

3 結(jié)論

1)光伏組件有積灰或是遮擋陰影時，會影響其組件衰減率從而降低其發(fā)電量。因此在光伏扶貧電站的選址和建設(shè)過程中，要保持電站周圍的環(huán)境不能對發(fā)電站有遮擋現(xiàn)象，若出現(xiàn)局部遮光應(yīng)及時處理。

2)電站組件在4種工況條件下的平均衰減率分別為1.8%、10.5%、4.0%、10.8% 。表明局部遮擋陰影造成的組件功率衰減率最大，對發(fā)電量影響也最大，其次是積灰影響功率衰減也有一定影響，但相對不明顯。

3)建議在后期建立完整有效的運維管理體系，應(yīng)有專業(yè)的運維技術(shù)團隊對整個光伏電站進行實時監(jiān)控與管理，光伏組件定期清洗，保持組件表面干凈無外界遮擋，以提高光伏電站整體收益。