鍍膜光伏組件的發(fā)電量增益及經(jīng)濟(jì)性分析

摘 要：近幾年中國光伏行業(yè)發(fā)展迅猛，光伏發(fā)電裝機(jī)容量逐年攀升。與此同時(shí)，該行業(yè)關(guān)于提升光伏電站發(fā)電效率的研究也層出不窮，而將防污涂劑涂覆于光伏組件表面，從而提升光伏組件發(fā)電量的研究正是其中之一。以四川省某采用鍍膜光伏組件的光伏電站為例，依據(jù)該電站的相關(guān)數(shù)據(jù)，分析了鍍膜光伏組件和未鍍膜光伏組件的發(fā)電性能差異；并考慮到政府補(bǔ)貼及市場交易電價(jià)等因素，對(duì)鍍膜光伏組件的發(fā)電增益及經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行了研究。研究結(jié)果表明：1）若本光伏電站全部采用鍍膜光伏組件，則其發(fā)電量增益至少為1.30%；2）若鍍膜光伏組件增發(fā)電量收益按照市場交易電價(jià)進(jìn)行計(jì)算，當(dāng)電價(jià)分別為0.24、0.20元/kWh時(shí)，鍍膜施工成本的投資回收期均為6年；3）在電價(jià)分別為0.24、0.20元/kWh的情況下，投資回收期為5年時(shí)，鍍膜施工成本需分別降至160.23萬、146.06萬元。以期研究結(jié)果可為業(yè)內(nèi)相關(guān)人員提供參考借鑒。

關(guān)鍵詞：光伏發(fā)電；光伏電站；光伏組件；鍍膜；自清潔；發(fā)電量增益

中圖分類號(hào)：TM615 文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

0" 引言

光伏電站長時(shí)間運(yùn)行后，光伏組件表面會(huì)積累灰塵、泥土、鳥糞、枯葉等污物，而污物的存在會(huì)影響光伏組件的發(fā)電性能，且嚴(yán)重的污物遮擋還會(huì)對(duì)光伏組件造成熱斑效應(yīng)，損害光伏電站的發(fā)電效益。自清潔納米防污涂劑具有抗靜電、超親水、自清潔、防污物、抗老化的功能，將其涂刷于光伏組件玻璃表面相當(dāng)于給玻璃表面鍍了1層膜[1]，形成鍍膜光伏組件，這樣可降低灰塵、鳥糞等在光伏組件玻璃表面的附著[2]，從而提高光伏電站的發(fā)電量，提升發(fā)電效益。

本文以協(xié)合新能源集團(tuán)有限公司持有并運(yùn)行的四川省某采用鍍膜光伏組件的光伏電站為例，依據(jù)該電站的相關(guān)數(shù)據(jù)，分析鍍膜光伏組件和未鍍膜光伏組件的發(fā)電性能差異；并考慮到政府補(bǔ)貼及市場交易電價(jià)等因素，對(duì)鍍膜光伏組件的發(fā)電量增益及經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行研究。

1" 光伏電站概況

本光伏電站屬于山地光伏電站，建設(shè)于2015年，并在2021年3月對(duì)該電站26區(qū)中編號(hào)分別為4#、11#、16#的3臺(tái)逆變器下的所有光伏組件（共648塊標(biāo)稱功率為310 W的SYP310S型多晶硅光伏組件，總裝機(jī)容量為200.88 kW）完成鍍膜工作，將這些光伏組件作為鍍膜組，編號(hào)分別為鍍膜組1#～鍍膜組3#；并以未鍍膜的26區(qū)中編號(hào)分別為2#、10#、15#的3臺(tái)逆變器下的所有光伏組件作為對(duì)照組，編號(hào)分別為對(duì)照組1#～對(duì)照組3#。鍍膜組與對(duì)照組光伏組件的位置分布如圖1所示。

2021年4月15日完成鍍膜組與對(duì)照組光伏組件的清洗工作，并于當(dāng)日開始每天收集逆變器發(fā)電量數(shù)據(jù)。數(shù)據(jù)收集時(shí)間段為2021年4月15日—2022年3月9日，共329天。

2" 異常數(shù)據(jù)判斷原則及數(shù)據(jù)篩選結(jié)果

根據(jù)運(yùn)維人員標(biāo)注的光伏電站運(yùn)行情況和當(dāng)時(shí)的天氣情況，329天中共有9天涉及停電檢修、光伏組件清洗等此類影響發(fā)電量等數(shù)據(jù)計(jì)算結(jié)果的因素，對(duì)這9天的相關(guān)數(shù)據(jù)予以剔除。在此基礎(chǔ)上，下文以地形造成的偏差、逆變器控制誤差、光伏組件功率不均勻衰減為判斷原則，對(duì)剩下的數(shù)據(jù)進(jìn)行篩選與剔除。

2.1" 異常數(shù)據(jù)判斷原則

2.1.1" 地形造成的偏差

根據(jù)GB 50794—2012《光伏發(fā)電站施工規(guī)范》[3]第5.3章節(jié)的規(guī)定，光伏組件安裝傾角的允許偏差為±1°。本光伏電站設(shè)計(jì)的光伏組件安裝傾角為28°，由于其為山地光伏電站，設(shè)定東西向坡度為±5°。結(jié)合隨坡就勢進(jìn)行施工的情況，在光伏組件安裝傾角允許偏差范圍內(nèi)，利用PVsyst軟件對(duì)光伏組件安裝傾角為27°～29°時(shí)試驗(yàn)區(qū)域的首年發(fā)電小時(shí)數(shù)進(jìn)行模擬，并計(jì)算得到相對(duì)于設(shè)計(jì)安裝傾角，其他安裝傾角下光伏組件的首年發(fā)電小時(shí)數(shù)與設(shè)計(jì)安裝傾角下光伏組件首年發(fā)電小時(shí)數(shù)之間的偏差，以分析試驗(yàn)區(qū)域內(nèi)不同地形情況對(duì)光伏組件首年發(fā)電小時(shí)數(shù)的影響。試驗(yàn)區(qū)域內(nèi)不同地形情況下光伏組件的首年發(fā)電小時(shí)數(shù)及偏差如表1所示。

由表1可知：試驗(yàn)區(qū)域內(nèi)光伏組件的首年發(fā)電小時(shí)數(shù)最大偏差為1.45%。

2.1.2" "逆變器控制誤差

根據(jù)GB/T 37408—2019《光伏發(fā)電并網(wǎng)逆變器技術(shù)要求》[4]第7.1.2.1章節(jié)的要求，逆變器控制誤差應(yīng)為逆變器額定有功功率的±1%。這意味著由逆變器控制誤差引起的發(fā)電量最大偏差為1%。

2.1.3" 光伏組件功率不均勻衰減

截至2020年5月，本光伏電站分別在2017年5月、2019年4月、2020年5月各選擇9塊型號(hào)均為SYP310S的多晶硅光伏組件送至第三方檢測機(jī)構(gòu)進(jìn)行實(shí)驗(yàn)室最大功率測試，測試結(jié)果如表2所示。

從表2可以看出：隨著測試時(shí)間的推移，9塊光伏組件最大功率測試值的最大值與平均值的偏差逐漸增大，說明光伏組件功率衰減的不均勻程度逐漸加劇；截至2020年5月，最大值與平均值的偏差已達(dá)1.30%，之后還有進(jìn)一步加劇的可能。

2.2" 數(shù)據(jù)篩選結(jié)果

對(duì)于3臺(tái)鍍膜組逆變器或3臺(tái)對(duì)照度逆變器

之間，綜合考慮地形條件引起的光伏組件首年發(fā)電小時(shí)數(shù)偏差最大值（1.45%）、逆變器控制誤差引起的發(fā)電量最大偏差（1%）、光伏組件功率不均勻衰減引起的最大偏差（1.30%），由此可知，可估算的總發(fā)電量差異最大值約為3.75%。

另外，考慮到光伏組件隱裂失效程度不同、前后排遮擋因素不同、直流線損不同、多云天氣造成的不均勻太陽輻射等難以估算的偏差，根據(jù)經(jīng)驗(yàn)，將由這些因素造成的總發(fā)電量差異最大值設(shè)為2%。

綜上，對(duì)于3臺(tái)鍍膜組逆變器或3臺(tái)對(duì)照組逆變器之間，各臺(tái)逆變器每天發(fā)電量與組內(nèi)3臺(tái)逆變器總發(fā)電量平均值的差異不應(yīng)超過5.75%。

計(jì)算各臺(tái)逆變器日發(fā)電量與組內(nèi)3臺(tái)逆變器總?cè)瞻l(fā)電量平均值的差異，若差異在5.75%以上，則剔除這臺(tái)逆變器該天的數(shù)據(jù)。依據(jù)此原則，根據(jù)鍍膜組與對(duì)照組相關(guān)數(shù)據(jù)，剔除了33天的數(shù)據(jù)；再加上前文因涉及停電檢修、光伏組件清洗等因素剔除的9天數(shù)據(jù)，共剔除42天的數(shù)據(jù)。因此，本文僅對(duì)287天的有效數(shù)據(jù)進(jìn)行研究分析。

3" 發(fā)電量增益分析

鍍膜組光伏組件相對(duì)于對(duì)照組光伏組件的發(fā)電量偏差D的計(jì)算式可表示為：

式中：Q1為試驗(yàn)期間鍍膜組光伏組件的發(fā)電量總和；Q0為試驗(yàn)期間對(duì)照組光伏組件的發(fā)電量總和。

利用有效數(shù)據(jù)計(jì)算2021年4月15日—2022年3月9日試驗(yàn)期間鍍膜組光伏組件相對(duì)于對(duì)照組光伏組件的發(fā)電量偏差，計(jì)算結(jié)果顯示，相對(duì)于對(duì)照組光伏組件，試驗(yàn)期間鍍膜組光伏組件存在1.22%的發(fā)電量偏差。

為判斷鍍膜組光伏組件在鍍膜前是否與對(duì)照組光伏組件之間存在發(fā)電性能差異，從智慧運(yùn)維系統(tǒng)中提取光伏組件鍍膜前1年（2020年3月—2021年2月）試驗(yàn)所選6臺(tái)逆變器的發(fā)電量數(shù)據(jù)，采用上文方法進(jìn)行數(shù)據(jù)篩選后，共剩余277天有效數(shù)據(jù)。利用這些有效數(shù)據(jù)對(duì)2020年3月—2021年2月期間鍍膜組光伏組件與對(duì)照組光伏組件的發(fā)電量差值及偏差進(jìn)行計(jì)算，計(jì)算結(jié)果如表3所示。

通過求表3中各月偏差值的加權(quán)平均值可以發(fā)現(xiàn)：鍍膜組光伏組件在鍍膜前的年發(fā)電量比對(duì)照組光伏組件的少0.08%。

綜合考慮鍍膜組光伏組件在鍍膜前與對(duì)照組光伏組件存在的發(fā)電性能差異后，試驗(yàn)期間鍍膜組光伏組件的發(fā)電量增益約為1.30%。

根據(jù)相關(guān)檢測報(bào)告關(guān)于光伏發(fā)電系統(tǒng)效率損失中光伏組件污漬和灰塵遮擋的損失比例測試結(jié)果，場區(qū)中間和道路旁的污漬和灰塵遮擋的損失比例分別為1.18%和1.97%，且道路旁光伏組件的積灰速度更快。由于鍍膜光伏組件提升發(fā)電量的主要原因是降低了玻璃表面的積灰速度，且本次試驗(yàn)區(qū)域主要為場區(qū)中間，其積灰速度低于道路旁的光伏組件，而鍍膜的清潔效果在道路旁光伏組件上將更顯著。因此，對(duì)于整個(gè)光伏場區(qū)來說，全部鍍膜后光伏組件的發(fā)電量增益應(yīng)高于1.30%。本文暫用鍍膜光伏組件發(fā)電量增益為1.30%進(jìn)行后續(xù)分析。

4" 收益及經(jīng)濟(jì)性分析

4.1" 發(fā)電量測算

收集到本光伏電站2017—2021年的年發(fā)電量數(shù)據(jù)，如表4所示。

根據(jù)本光伏電站2017—2021年共5年的實(shí)際年發(fā)電量，取其平均值（約5442.86萬kWh）作為本光伏電站2019年的理論年發(fā)電量，用于推算后續(xù)年份的理論年發(fā)電量。

假設(shè)2023年1月1日前完成本光伏電站所有光伏組件的鍍膜工作。為了研究鍍膜壽命期（8年，即2023—2030年）內(nèi)鍍膜光伏組件的經(jīng)濟(jì)性，綜合考慮多晶硅光伏組件逐年衰減率（0.7%）后，利用運(yùn)行數(shù)據(jù)推算得到2023—2030年期間，本光伏電站所有光伏組件未鍍膜狀態(tài)下的年發(fā)電量，如表5所示。

通過表5可知：2023—2030年內(nèi)，利用運(yùn)行數(shù)據(jù)推算得到的光伏電站所有光伏組件未鍍膜狀態(tài)下的總發(fā)電量為41155.41萬kWh。

4.2" 上網(wǎng)電價(jià)及收益測算

根據(jù)2020年1月財(cái)政部、國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)的《關(guān)于促進(jìn)非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見》（財(cái)建[2020]4號(hào)）[5]中提到的光伏發(fā)電Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類太陽能資源區(qū)項(xiàng)目全生命周期合理利用小時(shí)數(shù)標(biāo)準(zhǔn)，本光伏電站屬于Ⅱ類太陽能資源區(qū)，全生命周期合理利用小時(shí)數(shù)為26000 h，全生命周期按20年計(jì)，平均每年合理利用小時(shí)數(shù)為1300 h。

根據(jù)光伏電站運(yùn)行數(shù)據(jù)，截至2022年1月1日，本光伏電站領(lǐng)取補(bǔ)貼的情況為：按實(shí)際上網(wǎng)電量領(lǐng)取補(bǔ)貼至2018年12月，之后每年仍按照實(shí)際上網(wǎng)電量進(jìn)行補(bǔ)貼，直至總發(fā)電小時(shí)數(shù)達(dá)到26000 h后不再補(bǔ)貼。利用本光伏電站2017—2021年5年的實(shí)際發(fā)電情況推算，發(fā)現(xiàn)該光伏電站約在運(yùn)行至第14年或第15年時(shí)其總發(fā)電小時(shí)數(shù)會(huì)達(dá)到26000 h；若以每年合理利用小時(shí)數(shù)為1300 h計(jì)，則第20年時(shí)總發(fā)電小時(shí)數(shù)才會(huì)達(dá)到26000 h。這代表鍍膜光伏組件帶來的發(fā)電量增益能夠提高補(bǔ)貼獲取速度，但不能增加補(bǔ)貼總量。

據(jù)四川省經(jīng)濟(jì)和信息化廳《關(guān)于印發(fā)lt;2022年全省電力電量平衡方案及節(jié)能調(diào)度優(yōu)先電量計(jì)劃gt;的通知》（川經(jīng)信電力[2021]279號(hào)），本光伏電站每年上網(wǎng)電量超出1300 h的部分統(tǒng)一按照市場交易電價(jià)結(jié)算[6]。2022年的市場交易電價(jià)為0.24元/kWh，據(jù)市場化交易管理單位預(yù)測，未來市場交易電價(jià)最低約為0.20元/kWh。

根據(jù)本光伏電站2017—2021年的實(shí)際發(fā)電量數(shù)據(jù)，其每年發(fā)電量遠(yuǎn)高于合理利用小時(shí)數(shù)對(duì)應(yīng)的年發(fā)電量（3900 萬kWh），所以鍍膜光伏組件增益的發(fā)電量的電價(jià)應(yīng)按市場交易電價(jià)進(jìn)行計(jì)算。

電價(jià)為0.24元/kWh的情況下，相較于光伏電站未鍍膜時(shí)，利用運(yùn)行數(shù)據(jù)推算得到的鍍膜壽命期內(nèi)的光伏電站鍍膜后的年增發(fā)電量和增發(fā)電量收益如表6所示。

電價(jià)為0.20元/kWh的情況下，相較于光伏電站未鍍膜時(shí)，利用運(yùn)行數(shù)據(jù)推算得到的鍍膜壽命期內(nèi)光伏電站鍍膜后的年增發(fā)電量和增發(fā)電量收益如表7所示。

結(jié)合表6、表7可知：鍍膜壽命期內(nèi)光伏電站總增發(fā)電量為551.58萬kWh，而當(dāng)電價(jià)分別為0.24、0.20元/kWh時(shí)，對(duì)應(yīng)的增發(fā)電量總收益分別為435.08萬、413.01萬元。

4.3" 經(jīng)濟(jì)性分析

經(jīng)詢價(jià)，對(duì)本光伏電站所有光伏組件進(jìn)行鍍膜的施工費(fèi)用為168.95萬元（含稅價(jià)，稅率為9%），將電價(jià)分別為0.24、0.20元/kWh時(shí)得到的光伏電站逐年增發(fā)電量收益代入提效技改投資收益模型，進(jìn)行鍍膜的投資回收期測算，補(bǔ)貼按延遲3年發(fā)放計(jì)算，結(jié)果如表8所示。

由表8可知：電價(jià)分別為0.24、0.20元/kWh時(shí)，鍍膜的投資回收期均為6年。

若要求投資回收期為5年，則反算得到的不同電價(jià)時(shí)該光伏電站鍍膜施工成本結(jié)果如表9所示。

由表9可知：在電價(jià)分別為0.24、0.20元/kWh的情況下，當(dāng)投資回收期為5年時(shí)，鍍膜的施工成本需分別降至160.23萬、146.06萬元。

5" 結(jié)論

本文以四川省某采用鍍膜光伏組件的光伏電站為例，依據(jù)該電站的相關(guān)數(shù)據(jù)，分析了鍍膜光伏組件和未鍍膜光伏組件的發(fā)電性能差異；并根據(jù)光伏發(fā)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)等因素，對(duì)鍍膜光伏組件的發(fā)電增益及經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行了研究。得到以下結(jié)論：

1）若本光伏電站全部采用鍍膜光伏組件，則其發(fā)電量增益至少為1.30%。

2）若鍍膜光伏組件增發(fā)電量收益按照市場交易電價(jià)進(jìn)行計(jì)算，當(dāng)電價(jià)分別為0.24、0.20元/kWh時(shí)，鍍膜施工成本的投資回收期均為6年。

3）在電價(jià)分別為0.24、0.20元/kWh的情況下，投資回收期為5年時(shí)，鍍膜施工成本需分別降至160.23萬、146.06萬元。

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Power generation gain and economic analysis of coated PV modules

Dong Yixiong，Liu Zhenghao，Liang Huisen，Li Rui，Pei Qiangqiang

（Concord New Energy Group Limited，Beijing 100048，China）

Abstract：In recent years，the PV industry in China has developed rapidly，and the installed capacity of PV power generation has been increasing year by year. At the same time，research in the industry on improving the efficiency of PV power generation is also emerging，and the study of coating anti fouling agents on the surface of PV modules to increase their power generation capacity is one of them. This paper takes a PV power station in Sichuan Province that uses coated PV modules as an example. Based on the relevant data of the power station，the power generation performance differences between coated PV modules and uncoated PV modules are analyzed，and factors such as the benchmark grid electricity price of PV power generation are used to study the power generation gain and economy of coated PV modules. The research results show that：1） If all PV modules in this PV power station are coated PV modules，the power generation capacity gain will be at least 1.30%. 2） If the increase in electricity generation capacity of coated PV modules is calculated based on market transaction electricity prices，and the investment payback period for coating construction costs is 6 years when the electricity prices are 0.24 and 0.20 yuan/kWh respectively. 3） When the electricity prices are 0.24 and 0.20 yuan/kWh respectively，and the investment payback period is 5 years，the coating construction cost needs to be reduced to 1.6023 million yuan and 1.4606 million yuan，respectively. The research results are expected to provide reference and inspiration for relevant personnel in the industry.

Keywords：PV power generation；PV power stations；PV modules；coating；self cleaning