光伏發電系統中影響發電量因素分析

劉 洋

(四川鹽源甲米河水電開發有限公司，四川 鹽源 615700))

1 概 述

光伏發電是可再生和清潔的能源，是國家大力提倡和扶持的電力產業，具有廣闊的發展前景。面對激烈的新能源市場競爭，光伏電站的穩定運行和高效發電，將影響企業的持續發展。

鹽源縣位于四川省涼山州西南部，青藏高原東南緣，雅礱江中下游西岸，川、滇兩省交界處。渾水塘光伏電站位于鹽源縣衛城鎮半山村平緩的山坡上，場址中心經緯度坐標：北緯27°29′02″，東經101°37′35″，平均海拔高度約2 540 m。電站總裝機容量為30 MWp，設計多年平均年發電量4 156.7萬kWh，年利用小時數1 385.6 h。在渾水塘光伏電站項目現場，光伏組件朝正南方向方位角為0°，光伏板的傾斜角為29°，組件離地面最小距離35 cm[1]。

光伏電站從太陽能獲得電力，需通過太陽電池進行光電變換來實現。光伏電站中影響發電量的因素有：太陽輻射量、電站所在的經緯度、大氣層的透明度、太陽的日照時間、溫度特性、光伏板表面灰層影響等[2]。依據統計期內鹽源縣及渾水塘的輻照量、日照時數、環境溫度、組件的溫度及灰塵等因素分析對發電量的影響，對當前渾水塘光伏電站日常運維有所幫助，對建設新光伏電站，改善發電影響因素、提高發電量有較大作用。

2 輻射量變化分析

光伏組件發電的全部能量來自于太陽，也就是說太陽光伏組件方陣面上所獲得的輻射量是影響發電量最直接的原因。鹽源縣屬西南季風氣候，縣內冬春干旱，夏秋雨量集中，雨熱統計，日照充足，年平均氣溫12.5 ℃，年平均日照時數2 577 h，渾水塘光伏電站光伏組件傾角采用29°，經統計鹽源縣日照時數與29°傾斜面輻照量見表1和圖1。

自渾水塘光伏電站投運以來，光功率預測系統依據采集的太陽福照度、輻照量等氣象數據，為電站發電情況進行實時監測。采用2017年至2020年太陽輻射量變化情況進行分析，根據測光法計算理論發電量的公式為：

理論發電量=太陽輻射量×光伏組件面積×光伏組件的轉換效率×修正系數(K)[3]

故在一定條件下，理論發電量與輻射量成正比，分析輻照量變化情況對提高電站發電量有很大幫助。

渾水塘2017年至2019年29°輻照量變化趨勢見圖2，渾水塘2017年至2019年發電量變化趨勢見圖3。

表1 鹽源縣日照時數與29°傾斜面輻照量

圖1 鹽源縣日照時數與29°傾斜面輻照量

圖2 渾水塘2017年至2019年29°輻照量變化趨勢

根據圖2、3相關數據，與渾水塘實際情況對比。渾水塘位于鹽源縣衛城鎮半山村平緩的山坡上，周圍無遮擋，海拔較縣城高、山坡上空氣中揚塵較少，輻照量較鹽源縣城大。且因氣候原因，鹽源縣及渾水塘6～10月的夏秋季雨量較多，光伏板上方有較多云層遮擋，輻照量及發電量較少。而11～12月,1～3月的春冬季節，天氣干燥，空中無云層遮擋，輻照量及發電量較多，與發電量及輻照量變化趨勢圖相符。

由此可見，當地氣象是固定式光伏電站的輻射量、發電量影響主要因素。

圖3 渾水塘2017年至2019年發電量變化趨勢

3 太陽公轉對電站輻射量的影響分析

地球繞太陽公轉，由于地軸的傾斜，地軸與軌道平面始終保持著大概66°34′的夾角，引起太陽直射點在南北緯23°26′之間往返移動，并決定了太陽可能直射的范圍：春，秋分日，太陽直射赤道，即直射點的緯度為0°；冬至日，太陽直射南回歸線，即直射點的緯度為 23°26′S；夏至日，太陽直射北回歸線，即直射點的緯度為23°26′N。

太陽高度角計算公式：

H=90°-│α(+/-)β│

式中α是代表當地地理緯度；β是代表太陽直射點地理緯度。

渾水塘光伏電站地理位置在北緯27°29′，東經 101° 37′。因光伏板正南安裝，方位角為0°。

經過計算，太陽夏至時太陽高度角最大為：

Hmax=90°-│α(+/-)β│

=90°-│27°29′-23°26′│

=85°97′

太陽冬至時太陽高度角最小為：

Hmin=90°-│α(+/-)β│

=90°-│27°29′+23°26′│

=39°45′

太陽夏至時太陽最大高度角85°97′，冬至時太陽最小高度角為39°45′。

光伏板安裝角H應滿足：Hmin

當傾角為29°時，太陽輻射量最大，故選擇光伏板安裝最佳傾斜角為29°。可以看出，太陽公轉引起的輻射量變化決定了電站固定式光伏組件的安裝傾角[4]。

表2 不同傾角下的輻照量

4 溫度對發電量的影響

光伏組件一般有3個溫度系數：開路電壓、峰值功率、短路電流。當溫度升高時，光伏組件的輸出功率會下降。以峰值功率為例，英利綠色能源給出一組由第三方權威檢測機構德國TUV萊茵實驗室標定的光伏組件的峰值功率溫度系數約為-0.4%/℃。

渾水塘光伏電站所在區域常年平均溫度為 12.2 ℃，溫度最高的月份為 5～8 月，極端最高氣溫為32.5 ℃；溫度最低的月份為 12～2月，極端最低氣溫為-11.3 ℃，光伏電站多年平均環境溫度見表3。

渾水塘光伏電站采用海南英利新能源有限公司的光伏組件，其表面溫度升高，短路電流溫度系數為+0.047%/K，開路電壓溫度系數為-0.32%/K。由P=UI可知，U下降的幅度大于I上升的幅度，所以溫度的升高，輸出功率下降，渾水塘實際光伏組件產品峰值功率溫度系數為-0.43%/K。當電站晴天時，光伏組件的工作溫度比環境溫度高20 ℃左右，其效率影響很大。且溫度對光伏板的接線盒有影響。接線盒不僅能將太陽能電池產生的電傳輸到外部電路，同時也是太陽電池組件的“保鏢”。接線盒是集電氣設計、機械設計與材料科學相結合的跨領域的綜合性設計:利用二極管自身的性能使太陽電池組件在遮光、電流失配等其他不利因素發生時，還能保證工作，適當降低損失。隨著溫度的升高，接線盒密封空間內空氣體積膨脹，氣壓增大，且使盒體、盒蓋機械強度變小，接線盒盒體或盒蓋發生變形，盒內外氣壓一致，大大降低了接線盒的密封性，水汽及灰塵的進入會破壞盒內金屬器件，造成接線盒報廢[5]。

表3 光伏電站多年平均環境溫度 /℃

因此在環境溫度升高的情況下，應提前采取預備措施。在電站設計安裝時，應充分考慮高溫的影響，適當加大光伏組件間隔，增加光伏陣列間距且適當提高支架的高度以增強散熱，降低高溫對光伏電池效率的影響。

5 灰塵對發電量的影響

在一些光伏電站運行過程中，運維人員忽視了光伏組件表面的積灰，使透光率降低，結果光電轉換效率降低，這大大影響了光伏組件的輸出性能。因此，研究積灰對光伏組件輸出性能的影響與確定實際光伏組件清潔周期存在重大的意義。

根據渾水塘光伏電站2019年1月突發降雨前后三天平均電量數據，選取全天天氣為晴天，雨前雨后輻照量均在24.2 MJ/m2及其他因素基本相同，僅雨前雨后的光伏組件表面積灰程度不同的情況下比較：降雨前光伏板表面積灰較厚，三天平均發電量16.68萬kWh；降雨后光伏板表面幾乎無積灰，三天平均發電量17.29萬kWh。

由以上數據可以對比得出，每日平均發電量相差0.61 kWh，降雨前發電量較降雨后發電量多3.657%。

結合光伏發電項目的實際運行與維護情況，定期對光伏組件進行清洗，可提高發電量。光伏組件的清洗工作選擇在清晨、傍晚、夜間或者陰雨天進行，防止人為陰影造成電量的損失。一般用清水即可，如組件表面有粘附著的硬物，則可以適當使用刮板。運行維護人員在清洗過程中應注意，清除灰塵與異物即可，切忌損傷光伏組件，且在清洗過程中注意個人安全。

6 結 語

采用固定式組件的光伏電站，氣象因素是影響輻照量及發電量的主要外部因素。太陽公轉引起的輻射量變化決定了固定式光伏組件安裝傾角。在電站設計安裝時，應充分考慮光伏組件溫升的影響，適當加大光伏組件間隔、增加光伏陣列間距、適當提高支架的高度以增強散熱等措施，減小溫升對光伏電池效率降低的影響。灰塵影響光伏板表面透光度使效率降低，建設光伏電站時應硬化周邊道路，避免揚塵，運維中應定期清理光伏組件表面。分析光伏發電系統中影響發電量的因素及制定相關防范措施，對光伏電站的高效運維提供了方向。隨著光伏發電行業逐步發展及新能源規劃逐步推進，光伏發電系統中影響發電量因素分析將受到更多研究與關注，并對大力積極推進發展清潔電力能源提供幫助。