光伏發電系統綜合量化評價體系探討

國家發展和改革委員會能源研究所 ■ 王斯成

1 評價體系綜述

光伏發電系統的特點是初始投資高、運行周期長，因此，科學評價光伏發電系統的產品質量、設計質量、技術先進性和經濟性十分重要。

目前，國內外還沒有業內普遍認同的和完整的光伏發電系統評價體系。我國自2015年開始實施的光伏“領跑者計劃”提出了4項評價指標，如表1所示。

表1 光伏“領跑者計劃”的評價指標

毫無疑問，上述4項評價指標非常重要，但還不夠全面，有些指標在驗收測試時還存在參考基準缺失和準確數據不易獲得的困難。

本文基于“領跑者計劃”和國際上流行的評價指標提出基于現場測試的光伏發電系統綜合量化評價體系，供大家討論。

2 本文推薦的評價指標和評價體系

2.1 評價周期

建議自光伏發電系統建成1年后，對系統進行評價。這是因為1年是沙塵、雨季、高低溫等氣候變化和太陽運行軌跡的完整周期，也有利于客觀判斷光伏組件、逆變器和太陽跟蹤器等部件的質量和運行特性。若評價周期過短，比如系統建成后1～3個月，則會在組件效率衰降、遮擋損失、溫度損失、太陽跟蹤器的跟蹤效果、逆變器的負荷條件等多個技術指標的測試上出現較大偏差。

2.2 光伏部件的評價指標

2.2.1 光伏組件額定功率和組件效率

光伏組件的額定功率和組件效率是“領跑者計劃”中對光伏組件最重要的考核指標，這一指標必須在光伏發電系統建成后立即抽查，以評價開發商選用的光伏組件是否達到了投標時承諾的效率水平。抽查要求生產廠家提供至少3塊同型號組件的出廠測試技術參數，以提高可信度和冗余度，并將抽查組件的技術參數備案，作為1年后測試和評價光伏組件衰降率時的參考基準。

為了保證參考基準組件參數的準確性，應當對基準組件進行現場測試，測試結果與出廠技術參數的差異不應超過2%。若偏差大于2%，則應查找原因，排除問題，務必使基準組件參數可信，從而才能保證1年后組件衰降率的測試結果可信。

現場抽檢可以在組件檢測車中的標準條件(STC)下進行，依據標準為GB/T 6495.1-1996《光伏器件 第1部分：光伏電流-電壓特性的測量》；也可以在現場室外進行，依據標準為IEC 61829-1995《晶體硅光伏方陣I-V特性現場測量》。

2.2.2 光伏組件功率衰降率

功率衰降率是“領跑者計劃”對于光伏組件的重要考核指標。

1)在系統建成1年后進行項目評價時測試，應當找出系統建成時現場測試并有備案的基準組件進行復測，以得到準確的衰降率指標。

2)判定標準：多晶硅組件1年內衰降率不高于2.5%；單晶硅組件1年內衰降率不高于3.0%；薄膜組件1年內衰降率不高于5.0%。

3)光伏組件的功率衰降率可用式(1)求得：光伏組件衰降率=

2.2.3 逆變器中國效率

逆變器中國效率按照《光伏制造行業規范條件-2015》的要求，沒有新的變化。

1)在系統建成1年后進行項目評價測試時，宜選擇晴朗天氣。

2)從早上到中午，在不同輻照度條件(即不同負荷條件)下對抽樣逆變器進行測試，可為人工測試，也可采用電功率自動測試設備完成；至少完成2～3天的完整測試，將各個功率點效率的測試結果加權計算得到“中國效率”指標。

3)依據標準：CGC/GF 035-2013《光伏并網逆變器中國效率技術條件》。

4)判定標準：含變壓器型的光伏逆變器中國加權效率不得低于96%，不含變壓器型的光伏逆變器中國加權效率不得低于98%(微型逆變器相關指標分別不低于94%和95%)。

現場測試逆變器中國效率很有必要，原因在于現場測試條件與實驗室的條件大不相同。現場逆變器長時間工作，溫升高，內有積塵，直接影響到逆變器功率模塊的散熱；而且現場光伏組件工作在高溫下，電壓遠低于標稱工作電壓，同等功率下，逆變器的工作電流變大，效率降低。開發商更加關心逆變器現場工作的效率，而非實驗室條件下的效率。

2.2.4 逆變器的正常運行率

設備正常運行率(Availability)是國際通用的評價設備可靠性的指標。設備正常運行率代表了設備的可靠性和服務質量，適用于逆變器和太陽跟蹤器等電子設備的評價，不適用于光伏組件。

IEC TS 63019《光伏發電系統正常運行率的信息模型》對設備正常運行率給出了定義，即：

式中，Uptime為設備正常工作時間，常描述為“全部工作時間–非正常工作時間”，h；Downtime為設備故障或非正常工作時間，h。

按照IEC標準的解釋，設備的正常工作時間僅適用于白天的晴天，因為夜晚和陰雨天逆變器不工作，所以這些時段既不包括在正常工作時間內，也不包括在故障時間內。而且，低于啟動光強的時段也不應包括在正常工作時間內，只有當光強足夠使逆變器工作時，計時時鐘才啟動計時。

對于設備停機或非正常工作狀態，需要區分是由外部原因導致還是由設備本身原因導致。由外部原因導致的停機時間不應算作故障時間，一般包括：1)因某種原因人為停機；2)低于逆變器啟動輻照度之外的不工作時間，包括夜晚和陰雨天；3)電網質量原因(斷電、電壓/頻率超限等)；4)天氣原因，雨、雪、自然災害等；5)按照外部指令停機。

式(2)中的故障時間僅包括：設備故障停機直到設備修復并恢復工作之前的所有時間。

為了準確提供設備正常運行率，必須配備具有如下能力的數據采集系統：1)依據逆變器啟動輻照度，準確記錄設備正常工作時間段；2)準確記錄設備故障停機時間段，并準確記錄停機原因。

舉例：某臺逆變器，1年中平均每天工作10 h，全年共計3650 h。一共出現過8次停機，其中，2次是由電網強制棄光導致，每次停機10 h，合計20 h；3次是由逆變器故障導致，停機時間(包括維修時間和等待時間)分別為24 h、30 h和6 h，合計60 h；3次是因為下雨，無日照導致自然停機，3天共30 h。

全年正常工作時間 =3650–20–60–30=3540 h

設備故障停機時間= 24+30+6=60 h

逆變器正常運行率=3540/(3540+60)=98.33%

在計算正常運行率時需要注意：

1)正常運行率原則上僅適用于光伏發電系統的逆變器、太陽跟蹤器、變壓器等電氣設備，而不適用于光伏組件。因為非正常運行狀態是以停機或偏離設計精度(針對太陽跟蹤器)為準，而光伏組件沒有或很少有停機狀態，功率偏離也沒有參照標準。而且，既然光伏組件已經有功率衰降率的測試和評價，就沒有必要再用正常運行率對光伏組件進行評價。

2)正常運行率可以是基于“時間(h)”的，也可以是基于“發電量(kWh)”的(參照IEC 61724-3)。若采用基于“發電量(kWh)”的正常運行率，不但需要記錄正常運行時間，還需要實時記錄發電功率的變化，較為復雜。所以，建議采用基于“時間(h)”的正常運行率，完全可以反映設備的可靠性；沒必要計算能量利用率，能量評價用PR即可。

3)當前，風力發電的正常運行率的公式采用“正常工作小時除以全年小時數(即8760 h)”。由于光伏發電系統和設備夜晚不工作，所以不建議沿用風電的計算公式，建議采用IEC標準給出的計算公式。當然，這對于數據采集系統提出了更高的要求。

2.2.5 太陽跟蹤器的正常運行率

太陽跟蹤器正常運行率的定義和計算公式與逆變器的正常運行率一致，差別在于太陽跟蹤器有跟蹤精度的要求。因此，對于太陽跟蹤器的非正常工作時間除了故障停機以外，還應包括跟蹤軸的跟蹤偏差超過設計值的時間段；同時也要求數據采集系統能夠準確判斷這一故障現象，并準確記錄故障時間。

2.3 光伏發電系統的評價指標

光伏發電系統的評價指標應至少包括系統的電氣質量、系統設計的先進性、系統占地和系統的經濟性。

2.3.1 光伏發電系統能效比

能效比(Performance Ratio，PR)是國際通用的光伏發電系統質量評價指標，其代表了光伏發電系統評價時段內的可靠性和綜合效率的高低，但不代表項目的經濟性，也不代表設計的先進性。 IEC 61724-1給出了能效比PR的定義：

式中，Eac為光伏發電系統的交流輸出電量，kWh；P0為光伏方陣額定直流功率，即光伏組件功率的代數和，kW；H為方陣面實際收集到的太陽輻射量，kWh/m2；G為標準輻照度，kW/m2。

PR評價指標排除了地區之間的太陽能資源差異和同一地點年度太陽能資源的差異，客觀評價了光伏發電系統的質量。比如，太陽能資源好的地方，發電量多，分子大，但當地輻射量也高，分母也大，所以PR結果并不一定就高。此外，很多項目業主要求建設單位擔保發電量，由于太陽能資源的年際差異，這一要求并不科學，科學的擔保指標應當是PR值。PR值是系統的能量效率指標，代表了系統和部件的可靠性和效率水平的高低，可以分解成表2中的14個效率分項，PR值是這14個效率項的乘積。

表2 PR的14個影響因素和判定指標

關于PR值，需要注意以下幾點：

1)PR值可以是整個光伏發電系統的，也可以是特定逆變單元的；

2)具體分析PR值高或低的原因時，需要分別檢測表2中的14個效率項；

3)表2給出的PR值是在滿足14個效率項的基本合格指標條件下的結果，實際情況應該可以做得更好。

圖1為IEA PVPS依據TüV的測試數據給出的世界各國大約400個光伏項目的PR統計數據。可看出，1991～1994年，最多的處于0.65～0.70之間(圖中藍色)；而1998～2004年，絕大部分項目的PR值在0.7～0.8之間(圖中紅色)。雖然有所進步，但是做到PR值80%以上的項目還是鳳毛麟角。對于光伏發電系統PR的分級標準建議指標如表3所示。

圖1 IEA PVPS 給出的PR統計值

表3 光伏發電系統PR的分級標準

PR雖然排除了不同地區之間太陽能資源條件的差異，但并沒有排除不同地區間環境溫度的差異，而不同地區間環境溫度的差異會直接影響到PR值。對于晶體硅光伏組件而言，如果環境溫度相差20 ℃，由溫度損失造成的PR值差異會高達8%以上。因此，在比較不同地區光伏發電系統的質量時，應對PR值進行溫度修正。

IEC 61724-1《光伏系統性能 第一部分：監測系統》中提出了標準PR的概念，并給出了修正公式，見式(4)、式(5)，式中參數意義詳見IEC 61724-1-2017。標準PR即將實測發電量修正到標準溫度(25 ℃)下的發電量，然后再計算出可以公平比較的PRSTC。

其中，

PRSTC不但排除了不同地區太陽能資源的差異，而且還排除了環境溫度的差異，對不同地區的光伏發電系統更加公平。而對于同一地區的光伏發電系統，沒有必要一定要修正到PRSTC，普通PR即可比較不同項目間質量的高低。

2.3.2 光伏系統功率比

PR雖然普遍用于評價光伏發電系統的質量，但很多情況下PR值并不容易獲取。例如，對于戶用光伏發電系統和屋頂光伏發電系統而言，沒有安裝輻照度測試儀，沒有光伏方陣面的輻射量數據，這樣就無法計算PR值；再者，很多光伏電站雖然安裝了小型氣象站，但是只有水平面輻射量的測量，而PR值的計算需要光伏方陣面的輻射量數據；另外，還有一些光伏電站，雖然安裝了光伏方陣面的輻射量測試儀器，但由于準確度不高或維護不當，得到的數據不準確，也無法準確得到PR值。在這些情況下，我們可以采用“功率比”代替PR，也能夠基本判定光伏發電系統質量好壞，而采用功率比最大的優點是在現場可以準確測量。

IEC 61724-4《光伏系統性能 第四部分：衰降率評價方法》給出了功率比的計算公式和修正公式。功率比，即功率轉換率(Responsivity，簡寫為R)，為安裝的光伏組件總功率轉換成交流并網點的交流功率的比例。

功率比的計算公式為：

式中，R為功率比，%；Prat-STC為光伏組件標準測試條件(STC)下標稱功率之和，kW；Pcorr-STC為并網點修正到STC下的交流功率，kW，可用式(7)求得：

式中，Pmeas為實測并網點功率，kW；Gmeas為實測方陣面上的輻照度，kW/m2；GSTC為標準測試條件輻照度，取1000 kW/m2；δ為組件相對功率溫度系數，%/℃；TC為實測溫度，℃；TSTC為標準測試條件溫度，取25 ℃。

在實際測試中，到現場只需要帶1個修正過的輻照度儀、1個測試背板溫度的溫度傳感器即可。如果不測背板溫度，知道環境溫度也行，晶體硅光伏組件結溫可簡單估算為“背板溫度+2℃”或“環境溫度+25 ℃”。同時，讀取并網點的交流功率和方陣面上的太陽輻照度，確定所有對應組件的額定功率之和，即可通過式(6)、式(7)計算出準確的功率比R。

測試過程10 min之內即可完成，尤其便于快速判斷沒有輻射量數據的戶用光伏發電系統和屋頂光伏發電系統的質量。

功率比R比較的是瞬時功率，因此不包含受時間影響的遮擋損失、反射損失(陽光入射角小于45°)，以及逆變器的早晚“死區”損失等，積塵損失也只是隨機值；由于進行了溫度修正，所以也不包括溫升損失。但功率比R包含了絕大部分PR的效率項，具體如表4所示。

表4 功率比R的9個影響因素和判定指標

關于功率比，需要注意以下幾點：

1)功率比的指標可以針對整個光伏發電系統，也可以針對特定的逆變單元。

2)由于需要進行輻照度修正，因此測試必須在輻照度≥700 W/m2時進行，只有在這樣的輻照度條件下，才允許進行線性修正。

3)當要具體分析功率比的指標高或低的原因時，需要分別檢測表4中的9個效率項。

4)功率比對于光伏系統的輸出功率進行了輻照度和溫度修正，其結果不受資源條件和環境溫度差異的影響，比沒有排除溫度影響的普通PR更加公平；由于排除了溫度的影響，功率比的判定指標比PR相對提高很多。

5)表5列出的判定指標是基本要求，實際情況應該可以做得更好。

表5 光伏發電系統功率比R的分級標準

2.3.3 年等效利用小時數

年等效利用小時數是國內比較不同發電方式時的參照條件，如燃煤火電典型的年等效利用小時數為5000 h，風電的典型值是2000 h，光伏發電的典型值是1500 h等；而國際上采用年kW發電量(Yield)作為比較不同發電方式時的參照條件。二者數值相同，意義相同，但單位不同，Yield的單位是kWh/kW，而年等效利用小時數的單位是h(其實是將分子和分母的kW約分了)。

年等效利用小時數(年kW發電量)對于不同地域的項目，代表了資源條件的好壞；對于同一地域的項目，則代表了資源利用率和設計方案的先進性，值越高越好，因為在同樣的資源條件下，年kW發電量越高，說明對于資源的利用率也越高。提高年等效利用小時數的有效方法通常有提高PR(減少遮擋、減少組件衰降、提高各個環節效率、減少積塵損失等)、增加光伏-逆變器的容配比、采用太陽跟蹤器等。

年等效利用小時數的計算公式為：

式中，Y為年等效利用小時數，h，或kW發電量，kWh/kW；EAC為并網點的年發電量，kWh；PAC為光伏電站額定交流功率，即逆變器額定功率之和，kW。

關于年等效利用小時數，需要注意的是：

1)一定要用并網點的交流額定功率，而不能用直流側的光伏組件功率，否則就體現不出增加容配比的優勢；

2)增加容配比和采用太陽跟蹤器可大幅提高kW發電量，改善項目收益，但未能改善PR值。

2.3.4 土地利用率

國際上常用土地占用率(Ground Cover Rate，GCR)，而國內常用kW占地作為土地利用率的指標。無論是GCR還是kW占地，都是輔助性指標，在PR或等效利用小時數相同的條件下，占地越少越好。

式中，LR為土地利用率，m2/kW；A為光伏電站總占地面積，m2。

關于土地利用率，需要注意的是：

1)計算土地利用率應該用額定交流功率計算，便于比較不同光伏-逆變器容配比條件下的占地差異；

2)土地利用率雖然僅是一個輔助性指標，但必須有，因為計算度電成本時還會用到。

2.3.5 光伏項目的度電成本

度電成本(LCOE)是國際上通用的比較不同發電方式度電成本的指標，是客觀評價光伏項目經濟性的重要指標，能夠間接評價項目的收益水平，更能直接判斷項目是虧損還是盈利。但LCOE并不是具體項目經濟性評價指標，并不包含電價、收益、貸款利息、貸款周期、貸款比例等因素。低的LCOE是光伏項目最終追求的目標，越低越好。

LCOE的計算公式為：

LCOE=壽命期成本/壽命期發電量

式中，n為電站運行期，年，一般為20年；It為第t年的投資(包括初投資)，元，需要實際全投資額；Mt為第t年的運行/維護費用，元，需要第1年的實際數據進行推算；r為貼現率，將今后第t年的投入折算成現值，體現了資金的時間價值；Et為第t年的發電量，kWh，需要第1年的實際發電量數據進行推算；dt為第t年的性能平均衰降率，如d1=實測數據、d2=1.0%、d3=0.5%……以此類推。

LCOE雖然包含貼現率一項，但貼現率不同于貸款利息，這二者最大不同在于貸款利息每個項目都不相同，而貼現率對于同一種貨幣是一樣的。如果比較國內的項目，由于(1+r)t對于所有的項目都一樣，在比較時就相互約分約掉了，因此，對于國內同期建設的項目，可以不必考慮貼現率(實際上，我們在比較不同期建設的電站投資時，都是以實際投資為比較基準，也從未折算貼現率后再進行比較)。

因此，公式(11)可簡化為：

對不同條件下的光伏發電系統LCOE進行比較，如表6所示。

表6 不同條件下光伏發電系統LCOE比較

關于表6中的數據，需要說明的是：

1)雖然在同一地點，項目2的初投資低，但PR值也低，初始衰降率又高，造成LCOE偏高。

2)西藏資源非常好，因此雖然初投資高，但LCOE仍然是最低的。

3)采用太陽跟蹤器，雖然初投資、占地和運維費用都相應增高，但由于提升了20%的發電量，因此LCOE依然低于固定式安裝。

4)為了準確計算LCOE，根據首年的PR值、首年的組件衰降率、首年的運行維護成本及首年的發電量，合理推算20年的發電量和成本很重要。

5)再次強調，LCOE是用于比較不同發電項目之間度電成本的一個指標，并不是具體項目的經濟性指標。對于具體項目的經濟性評價通常采用IRR(資金內部收益率)，IRR中不但包括了初投資、運行維護費用、發電量，還包括貸款利息、貸款比例、貸款年限、電價、收益水平、稅收、折舊等諸多因素。

2.3.6 系統(交流)效率

IEC 61724-1《光伏系統性能 第1部分：監測系統》中，提出了系統(交流)效率，即System (AC) ef fi ciency的概念：

式中，ηf為系統(交流)效率，%；Eout為光伏發電系統交流輸出發電量，kWh；Hi為方陣面在評價期內所接收到的輻射量，kWh/m2；Aa為方陣總面積，m2。

系統(交流)效率還可以表達為方陣效率ηA,0和PR的乘積：

其中，

式中，P0為光伏方陣標稱功率。將相同的項約分，即可得到式(13)。

如果把方陣效率看成光伏組件效率，那么這里系統(交流)效率就等于光伏組件效率與光伏發電系統PR的乘積，其物理意義是方陣面輻射量轉換成并網發電量的比值。例如：假設方陣(組件)效率=18%，PR=80%，則系統(交流)效率=14.4%。由于組件效率是光伏部件的評價指標，而PR是光伏發電系統的評價指標，二者乘積的意義相互干擾，因此建議僅作為輔助性評價指標。由于本文的評價指標已經包含了光伏組件效率和PR的測試，如果需要，將這2個指標相乘即可得到系統(交流)效率。

2.4 光伏發電系統綜合測試項目和判定指標

在2.2和2.3節，本文分別介紹了5項光伏部件評價指標和6項光伏發電系統評價指標，其中一些指標，如PR和功率比，還可以分解成多個子項進行測試，從而能夠定量化地評價光伏發電系統的電氣性能和質量。

除了系統自身的電氣性能和質量，光伏發電系統的并網特性和安全性也非常重要，而且也能夠通過測試進行量化評價。表7給出了20個光伏發電系統電氣性能、安全性和并網特性的測試項目及其判定的依據，表8給出了10個光伏發電系統評價指標，供大家參考和討論。

表7 光伏電站驗收測試項目和判定標準

(續表)

表8 光伏系統評價指標

3 評價體系總結

將本文推薦的對于光伏發電系統現場測試的量化評價指標進行總結，如表9所示。

表9 光伏發電系統量化評價指標列表

期望本文所提出的這一基于現場測試的光伏發電系統綜合量化評價體系，可為科學評價光伏發電系統提供助力，從而促進光伏產業有序發展。