李輝（中國石油天然氣集團公司節(jié)能技術監(jiān)測評價中心）

據相關政策，到2030年，中國單位國內生產總值CO2排放將比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消費比重將達到25%左右，風電、太陽能發(fā)電總裝機容量將達到12×108kW以上[1-2]。隨著國家對清潔能源的利用越來越重視，各油田企業(yè)均在大力開發(fā)清潔能源利用，油田主要開發(fā)的清潔能源利用為太陽能發(fā)電、風能發(fā)電等。目前油田利用廢棄井場、荒地建立分布式太陽能發(fā)電系統(tǒng)，采用就地消納的方式[3-4]，隨著太陽能發(fā)電系統(tǒng)的建立，對于太陽能系統(tǒng)發(fā)電效率，也逐漸受到人們的重視。通過結合目前常用的太陽能發(fā)電裝置以及現(xiàn)有的能耗測試技術，研發(fā)了太陽能發(fā)電系統(tǒng)測試裝置，以便分析太陽能發(fā)電系統(tǒng)的效率和系統(tǒng)運行狀態(tài)，為后續(xù)太陽能發(fā)電裝置的建設提供現(xiàn)場數據。

1 組成及工作原理

太陽能發(fā)電是根據光生伏特效應原理，利用太陽電池將太陽光能直接轉化為電能。油田用常見的太陽能發(fā)電系統(tǒng)主要組成為：光伏組件、匯流箱、儲能單元（蓄電池組）、逆變器、變壓器等，太陽能發(fā)電系統(tǒng)組成結構[5-7]見圖1。

圖1 太陽能發(fā)電系統(tǒng)組成結構Fig.1 The structure of solar power system

系統(tǒng)各組成部分的功能如下：

1）光伏組件。具有封裝及內部聯(lián)結的、能單獨提供直流電輸出的、最小不可分割的太陽能電池組合裝置，也稱太陽電池組件[8]。光伏組件是太陽能發(fā)電系統(tǒng)的核心部分，也是太陽能發(fā)電系統(tǒng)中價值最高的部分。其作用是將太陽的輻射能力轉換為電能，或送往儲能單元的蓄電池中存儲起來，或（并網）推動負載工作。

2）匯流箱。是多個光伏組串所發(fā)出直流電的匯集結點裝置，匯流箱應設置防雷保護裝置，其輸入回路宜具有防逆流及過流保護；對于多級匯流太陽能發(fā)電系統(tǒng)，如果前級已有防逆流保護，則后級可不做防逆流保護；應具有隔離保護措施，宜設備監(jiān)測裝置。室外匯流箱應有防腐、防銹、防暴曬等措施。

3）儲能裝置。獨立太陽能發(fā)電站應配置恰當容量的儲能裝置，以滿足向負載提供持續(xù)、穩(wěn)定電力的要求[9]。并網太陽能發(fā)電站可根據需要配置合適容量的儲有裝置。常用的儲能裝置一般為鉛酸電池，小微型系統(tǒng)中，也可用鎳氫電池、鎳鎘電池或鋰電池。其作用是在有光照時根據需要將太陽能電池板所發(fā)出的電能儲存起來，到需要的時候再釋放出來。

4）逆變器。太陽能的直接輸出一般為12 VDC、24 VDC、48 VDC[10-11]。為了能夠向220 VAC的用電設備提供電能，需要將太陽能發(fā)電系統(tǒng)所發(fā)出的直流電能轉換成交流電能，因此，需要使用DC-AC逆變器。

5）變壓器。輸出用戶所需的電壓等級。

目前，太陽能發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電量（電能）主要存在獨立使用（就地消納）及并網發(fā)電兩種方式，對于油氣田企業(yè)而言，一般采用就地消納方式。

2 評價方法與評價指標

根據太陽能發(fā)電系統(tǒng)的結構組成以及結合目前的油田能耗測試評價標準，確定太陽能發(fā)電系統(tǒng)的能效評價指標主要包括9項：系統(tǒng)效率、太陽能發(fā)電單元效率、光伏組件效率、逆變器效率、變壓器效率、線損率、光伏組件串聯(lián)失配率、光伏組串并聯(lián)失配率、光伏組串一致性。

2.1 太陽能發(fā)電系統(tǒng)效率

太陽能發(fā)電站或系統(tǒng)某時段τ內等效利用小時數與光伏組件傾斜面峰值日照小時數的比值，用百分數表示，計算公式為：

式中：PR為系統(tǒng)效率（也稱系統(tǒng)能效），%；EOUT,τ為時段太陽能發(fā)電站輸出的總發(fā)電量，kWh；CI為太陽能發(fā)電站安裝容量，kW；G為時段光伏方陣傾斜面單位面積總輻照量，kWh/m2；G0為標準條件下的輻照度，取值為1，kW/m2；ETUN,τ為時段太陽能發(fā)電站發(fā)出的出口側關口表發(fā)電量，kWh；ECON,τ為時段太陽能發(fā)電站發(fā)出的除站內用電外就地消納的電量，kWh；EL,τ為時段太陽能發(fā)電站為維持運行消耗的取自電網的電量，kWh。

2.2 太陽能發(fā)電單元效率

一定數量的光伏組串通過匯流箱匯集，與逆變器或站內變壓器連接形成的子系統(tǒng)可稱為一個發(fā)電單元。太陽能發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電單元效率計算公式為：

式中：PRSYS為太陽能發(fā)電單元效率（能效），%；ESYS,τ為時段太陽能發(fā)電單元輸出的總發(fā)電量，kWh；CISYS為太陽能發(fā)電單元安裝容量，kW；GSYS為時段太陽能發(fā)電單元光伏方陣傾斜面單位面積總輻照量，kWh/m2。

2.3 光伏組件效率

光伏組件（轉換）效率是指光伏組件最大功率與被測光伏組件標稱總面積上標準條件下總輻照量的比值，計算公式為：

式中：ηout為光伏組件轉換效率，%；PMPP_STC為光伏組件最大功率，W；Aout為被測光伏組件標稱總面積，m2。

2.4 逆變器效率

太陽能發(fā)電系統(tǒng)的逆變器效率是逆變器交流輸出側實際輸出功率與直流輸入側實際輸入功率的比值，計算公式為：

式中：ηconv為光伏逆變器轉換效率，%；UAC,i為逆變器交流側電壓采樣瞬間值，i=1，2，3…N1，V；IAC,i為逆變器交流側電流采樣瞬間值，A；Δti為逆變器交流側連續(xù)兩個采樣點之間時間間隔，s；UDC,j為逆變器直流側電壓采樣瞬間值，j=1，2，3…M1，V；IDC,j為逆變器直流側電流采樣瞬間值，A；Δtj為逆變器直流側連續(xù)兩個采樣點之間的時間間隔；N1為逆變器交流側數據采樣點總數，采樣時間取1 min，個；M1逆為變器直流側數據采 樣 點 總 數，Δti×N1=Δtj×M1，采 樣 時間取1 min，個。

2.5 變壓器效率

太陽能發(fā)電系統(tǒng)的站內變壓器效率計算公式為：

式中：ηT為站內變壓器效率，%；UAC1,i為站內變壓器高壓側電壓采樣瞬時值，i=1，2，3…N2，V；IAC1,i為站內變壓器高壓側電流采樣瞬時值，A；ΔTi為站內變壓器高壓側連續(xù)兩個采樣點之間的時間間隔，s；UAC2,j為站內變壓器低壓側電壓采樣瞬時值，j=1，2，3…M2，V；IAC2,j為站內變壓器低壓側電流采樣瞬間值，A；ΔTj為站內變壓器低壓側連續(xù)兩個采樣值之間的時間間隔；N2為站內變壓器高壓側數據采樣點總數，采樣時間取1 min，個；M2為站內變壓器低壓側數據采樣點總數，采樣時間取1 min，個。

2.6 線損率

1）光伏組串到匯流箱直流線損。按式（7）分別計算光伏組串到匯流箱（近、中、遠）之間的直流線損率；取近、中、遠三個測試結果的平均值，即得到光伏組串到匯流箱之間平均直流線損率：

式中：Ldc1,loss為光伏組串到匯流箱線損率，%；Vzc為光伏組串輸出口直流電壓，V；Vhr為匯流箱輸入口直流電壓。

2）匯流箱到逆變器直流線損。按式（8）分別計算匯流箱到逆變器（近、中、遠）之間的直流線損率；取近、中、遠三個測試結果的平均值，即得到匯流箱到逆變器之間平均直流線損率：

式中：Ldc2,loss為匯流箱到逆變器線損率，%；Vhc為匯流箱輸出口直流電壓，V；Vnr為逆變器輸入口直流電壓，V。

3）光伏組串到組串式逆變器直流線損。按式（9）分別計算光伏組串到組串式逆變器（近、中、遠）之間的直流線損率；取近、中、遠三個測試結果的平均值，即得到光伏組串到組串式逆變器之間平均直流線損：

式中：Ldc3,loss為光伏組串到組串式逆變器線損率，%；Vnb為組串式逆變器輸入口直流電壓，V。

2.7 光伏組件串聯(lián)失配率

光伏組件串聯(lián)失配率是指被測光伏組串最大功率與被測光伏組串中所有光伏組件最大功率之和的比值，計算公式為：

式中：ηS為被測光伏組串串聯(lián)失配率，%；PS為被測光伏組串最大功率，W；n1為被測光伏組串中被測光伏組件總數，個；Pi為被測光伏組串中第i個被測光伏組件最大功率，i=1，2，3…n1，kW。

2.8 光伏組串并聯(lián)失配率

光伏組串并聯(lián)失配率是指被測匯流箱的最大功率與被測匯流箱中所有光伏組串最大功率之和的比值，計算公式為：

式中：ηc為光伏組串并聯(lián)失配率，%；Pc為被測匯流箱最大功率，W；n2為被測匯流箱中被測光伏組串總數，個；Psj為被測匯流箱中第j個被測光伏組串最大功率，j=1，2，3…n2，kW。

2.9 光伏組串一致性

1）電流偏差率。電流偏差率是指某光伏組串支路電流與匯流箱中全部光伏組串平均電流的差值與匯流箱中全部光伏組串平均電流的比值。

該項指標的計算方法見式（12）、（13）：

式中：IAvg匯流箱中光伏組串平均電流，A；Ij第j個光伏組串支路電流，j=1，2，3…n2，A；Idj第j串光伏組串電流偏差率，%。

2）電壓偏差率。電壓偏差率是指光伏組串支路開路電壓與匯流箱中光伏組件平均開路電壓的差值與匯流箱中光伏組件平均開路電壓的比值。該項指標的計算方法見式（14）、（15）：

式中：UAvg為匯流箱中光伏組串平均開路電壓，V；Uj為第j串光伏組串支路開路電壓，j=1，2，3…n2，V；Udj為第j個光伏組串電壓偏差率，%。

3 測試裝置方案

測點布置：太陽能發(fā)電單元測點布置見圖2，太陽能發(fā)電裝置測試模塊見圖3。

圖2 發(fā)電單元測點布置Fig.2 Layout of measuring points of power generation unit

圖3 太陽能發(fā)電裝置測試模塊Fig.3 The test module of solar power device

3.1 測試裝置組成

太陽能發(fā)電測試系統(tǒng)由被測系統(tǒng)和一體化測試裝置兩大部分構成。其中，一體化測試裝置主要包括3個組成單元：數據采集、數據處理、數據傳輸，太陽能發(fā)電系統(tǒng)一體化測試裝置組成結構見圖4。

3.2 數據采集單元

3.2.1 數據采集方式

測試裝置所需測試的基礎參數主要分為三大類：氣象數據、電能數據、幾何數據，各項基礎參數主要通過相應的測試儀器（傳感器等）實現(xiàn)信息的采集，同時利用儀表自身的存儲功能或實時無線傳輸至服務器實現(xiàn)對所采集的基礎數據進行實時讀取、存儲、計算等功能。

3.2.2 測試儀器選型

1）氣象數據測試儀器。太陽能發(fā)電系統(tǒng)氣象數據測試（采集）儀器應符合GB/T 30153的要求，各裝置彼此之間應保持時間同步，時間偏差應小于10 μs，所需測試的氣象基礎數據測試儀器選擇標準見表1。

表1 氣象基礎數據測試儀器選擇標準Tab.1 Selection criteria of meteorological basic data testing instruments

2）電能數據測試儀器。太陽能發(fā)電系統(tǒng)所需測試的電能基礎數據測試儀器選擇標準見表2。

表2 電能基礎數據測試儀器選擇標準Tab.2 Selection standard of electric energy basic data testing instrument

3.3 數據傳輸單元

數據傳輸單元主要實現(xiàn)被測系統(tǒng)前端測試數據與終端設備（計算機）最終接收到的測試數據之間的傳輸過程和功能。測試儀器采集到的數據可直接保存在儀器中，也可采用LoRa方式通過無線方式傳輸送至服務器，或通過Rs485有線方式傳輸至服務器。正常工作時，測試儀根據設置好的存儲頻率保存數據，同時通過無線方式將數據傳送至服務器。若由于安裝位置限制，數據無法通過無線方式傳輸時，可在服務器靠近測試儀時，通過儀器上的按鍵無線傳出保存在儀器上的數據，也通過Rs485接口傳出數據。遠程數據接收器與終端設備（計算機）有線連接，進行數據的匯總、顯示與處理，如圖4所示。由于采樣率過高，所有數據傳送完侯再計算會有延遲，也增加了傳輸負擔，建議指標直接在單片機中計算完后，只傳輸計算結果。

圖4 太陽能發(fā)電系統(tǒng)一體化測試裝置組成結構Fig.4 The structure of integrated testing device for solar power system

3.4 數據處理單元

數據處理單元主要是對采集傳輸至終端設備（計算機）的測試數據進行分析處理，完成系統(tǒng)能效評價指標的分析計算過程，該過程主要通過計算機（工控機）與相應的分析軟件相結合，實現(xiàn)系統(tǒng)各項能效評價指標的分析計算、數據及計算結果的存儲和查詢等相關操作。

4 現(xiàn)場測試及應用

4.1 測試準備

太陽能發(fā)電系統(tǒng)的測試準備工作主要包括：測試負責人應由有測試經驗的專業(yè)人員擔任，測試過程中測試人員不宜變動。應根據被測系統(tǒng)及測試現(xiàn)場的實際情況制定具體的測試方案，測試方案應包括且不限于以下資料：測試任務和要求；測試項目；測點布置與測試儀器；人員組織與分工；測試進度安排。測試前后應檢查所用儀器，測量儀器儀表應定期檢定或校準且應具備法定計量部門出具的檢定合格證。應按測試方案安裝測試儀器。應全面檢查機組、系統(tǒng)各部件的運行狀況是否正常，是否具備測試條件。正式測試前宜進行預備性測試，以全面檢查儀器是否正常工作。

4.2 測試基本要求

太陽能發(fā)電系統(tǒng)的測試基本要求包括：在進行太陽能發(fā)電站效率的測試工作前，應搜集太陽能發(fā)電站基本信息；測試現(xiàn)場的人員安全要求應符合GB 26860電業(yè)安全工作規(guī)程中發(fā)電廠和變電站電氣部分的規(guī)定；測試應選擇晴天少云的天氣；測試周期應至少覆蓋一個日歷天；測試所用的儀器、儀表型式及準確度應符合相關要求。

4.3 測試方法

4.3.1 系統(tǒng)效率測試

系統(tǒng)效率的測試裝置應包括氣象數據采集和太陽能發(fā)電站發(fā)電量采集兩部分。各裝置彼此之間應保持時間同步，時間偏差應小于10 μs；在光伏方陣中安裝氣象數據采集裝置，測量光伏組件表面接收輻照度；在太陽能發(fā)電站交流輸出側測量太陽能發(fā)電站出口側關口表發(fā)電量、除站內用電外就地消納的電量及為維持電站運行消耗的取自電網的電量。

4.3.2 太陽能發(fā)電單元效率測試

系統(tǒng)綜合效率的測試裝置應包括氣象數據采集和太陽能發(fā)電站發(fā)電量采集兩部分。各裝置彼此之間應保持時間同步，時間偏差應小于10 μs。在太陽能發(fā)電單元光伏方陣中安裝氣象數據采集裝置，照度計應與被測光伏組件所在光伏方陣同傾角位置擺放，測量光伏組件表面接收輻照度；在太陽能發(fā)電單元交流輸出側測量太陽能發(fā)電單元發(fā)電量。

4.3.3 伏組件轉換效率測試

溫度測量裝置測量精度達到±0.5℃，時間響應不超過1 s。光伏組件效率測試包括光伏組件轉換效率、積塵損失率兩項測試，步驟如下：斷開被測光伏組件所在組串的主回路；記錄被選光伏組件的基本參數與生產批號并清潔處理；將被測光伏組件的溫度預處理到25±1℃；利用光伏組件最大功率測試裝置測試光伏組件I-V數據，晶硅組件測試按GB/T 9535進行，薄膜組件測試應按GB/T 18911進行。

4.3.4 逆變器效率測試

對組串式逆變器效率測試，應具備多路MPPT同步測試全部支路的功能；對集散式光伏逆變器效率測試，應具備DC-DC和DC-AC轉換效率測試功能；分別在光伏逆變器的交流側和直流側接入數據采集裝置；測量并記錄光伏逆變器的直流輸入電壓、直流輸入電流、交流輸出電壓和交流輸出電流；給出實際輸出功率與交流額定功率之比為5%、10%、20%、25%、30%、50%、75%、100%（可選）時的轉換效率值，每個功率點記錄時間不應小于10 min。

4.3.5 變壓器效率測試

太陽能發(fā)電站主變壓器的測試可采用站內安裝的電壓、電流互感器在主變壓器二次側進行數據采集；斷開被測站內變壓器斷路器，測試前檢查變壓器是否帶電，確保設備完全斷電；分別在站內變壓器低壓側和高壓側接入數據采集裝置；測量并記錄站內變壓器低壓側和高壓側的交流輸出電壓和交流輸出電流；給出實際輸出功率與交流額定功率之比為5%、10%、20%、25%、30%、50%、75%、100%（可選）時的轉換效率值，每個功率點記錄時間不應小于10 min。

4.3.6 線損率測試

1）光伏組串到匯流箱線損測試步驟如下：從選定匯流箱所對應的光伏組串中抽取近、中、遠三個組串進行測試；采用線損測試裝置同時測試光伏組串輸出口直流電壓和匯流箱輸入口直流電壓。

2）匯流箱到逆變器線損的測試步驟如下：從選定的光伏逆變器所對應的匯流箱中抽取近、中、遠三個光伏組串進行測試；采用線損測試裝置同時測試匯流箱輸出口直流電壓和逆變器輸入口直流電壓。

3）光伏組串到組串式逆變器線損的測試步驟如下：從抽樣組串式逆變器所對應的光伏組串中抽取近、中、遠三個光伏組串進行測試；采用線損測試裝置同時測試光伏組串輸出口直流電壓和組串式逆變器輸入口直流電壓。

4.3.7 光伏組件串聯(lián)失配率測試

測試應選擇晴天少云的天氣，輻照度宜不低于600 W/m2；斷開被測光伏組串的主回；將同步在線測試裝置分別連接到被測光伏組串中全部光伏組件及光伏組串輸出測；恢復光伏組串的主回路，測試并記錄被測光伏組件和光伏組串最大功率。

4.3.8 光伏組串并聯(lián)失配率測試

測試應選擇晴天少云的天氣，輻照度宜不低于600 W/m2；斷開被測光伏匯流箱的主回路；將同步在線測試裝置分別連接到被測光伏匯流箱的輸入、輸出側，輸入測應連接匯流箱中全部光伏組串；恢復光伏匯流箱的主回路，測試并記錄被測光伏組串和光伏匯流箱的最大功率。

4.3.9 光伏組串一致性測試

斷開被測光伏匯流箱的主回路；將同步在線測試裝置分別連接到被測光伏匯流箱的輸入、輸出側，輸入測應連接匯流箱中全部光伏組串；恢復光伏匯流箱的主回路，測試并記錄被測光伏組串工作電流值及開路電壓值。

5 結束語

通過對太陽能發(fā)電系統(tǒng)裝置的研究，分析了太陽能發(fā)電系統(tǒng)的組件構成，結合目前油田能耗系統(tǒng)的測試和評價技術，給出了太陽能發(fā)電系統(tǒng)裝置各組件的運行效率和計算方法。根據測試參數研制一套太陽能測試評價裝置，以便分析太陽能發(fā)電系統(tǒng)的效率和系統(tǒng)運行狀態(tài)，為后續(xù)太陽能發(fā)電裝置的建設提供現(xiàn)場數據。