大型光伏电站系统效率计算方法优化分析
大型光伏电站系统效率计算方法优化分析
曹晓宁康巍连乾钧
光伏产业近年来继风力发电后发展最快的行业，据不完全统计，目前全世界范围内光伏发电系统的装机容量已超过40GWp，而且在持续高速增长。近几年我国光伏产业发展速度迅猛，2010年国内光伏发电新增装机容量达到520MWp，大大的超过了2009年的228MWp，而2011年国内光伏发电新增装机容量预计达到2GWp。对于大批进入运营阶段的光伏电站，电站运行状况的检测和运行维护工作将成为研究重点。
系统效率是表征光伏电站运行性能的最终指标，对于一个投入运行的光伏电站，在电站容量和光辐照量一致的情况下，系统效率越高就代表发电量越大。因此系统效率的准确性重要，本文就系统效率的计算方法的优化进行讨论。
一、系统效率的定义
一个发电系统的年发电量衡量这个系统优劣的最直接的标准，在进行一个发电系统的设计时，都要对发电系统的年发电量进行估算，作为后期运行维护的参考标准。进行发电量的估算首先要算出并网光伏发电系统的总效率，并网光伏发电系统的总效率由太阳电池阵列的效率、逆变器的效率、交流并网效率三部分组成。
太阳电池阵列效率η1，太阳电池阵列在太阳辐射强度下，实际的直流输出功率与理论功率之比。太阳电池阵列在能量转换与传输过程中的损失包括：组件匹配损失、表面尘埃遮挡损失、光谱失配损失、温度的影响以及直流线路损失等。
逆变器转换效率η2，逆变器输出的交流电功率与直流输入功率之比。包括逆变器转换的损失、最大功率点跟踪（MPPT）精度损失等。
并网效率η3，即从逆变器输出汇流并入南区10kV变电站400V低压母线段的传输效率，其中最主要的是升压变压器的效率和交流电气连接的线路损耗。
综上，光伏电站系统的总效率为η=η1*η2*η3，在进行光伏电站的设计和设备选型时，可针对性的进行优化设计，提高光伏电站的系统效率。
二、系统效率的算法
对于一个光伏电站，进行系统效率的测算时，通常是用实际计量的发电量与理论发电量相比得到，具体如下所示。
)
.().(Kwh Kwh PT
PDR PR 理论发电量实际发电量=
=
（1-1）
实际发电量是通过光伏电站的计量表测量获得：∑=
i
PDRi
Kwh PDR )(
理论发电量是目前都是通过实时辐照数据和光伏电站的安装容量计算得到：
O
p i
i
I W dt I
PT **∑=
（1-2）
其中Ii 是每个dt 时间内平均辐照强度（W/m 2），dt 是测量时间。 Ii 的计算方法如下：
∑
==
n j ij i I n I 1
*1 （1-3）
其中I ij （W/s ）是每个时间间隔内（例如每隔15秒）采集得到的瞬时辐照强度，n 是采集次数（例如60次），W p 是光伏电站的峰值功率；I o 是标准光辐照强度，1000W/m 2。
三、理论发电量的算法优化
前面所述的理论发电量的计算方法，有一个假设的前提，即太阳电池组件在不同的辐照强度的转换效率是相等的，但是太阳电池组件的理论效率与太阳光辐照强度有很大的关系。组件的效率通常可以用下式计算得到：
in
t oc
sc P A V I F F ).(=
η （1-4）
其中F.F 是填充因子，I sc 是组件的短路电流，V oc 是组件的开路电压，A t 是组件的面积，P in 是光辐照强度。
图1 不同辐照强度下组件的I-V 曲线
不同辐照强度下组件的辐照强度如图1所示，从图中可以看到，I sc与辐照强度成线性关系，V oc随着辐照强度变小有明显的变小趋势，组件的填充因子F.F 基本不变，由此可推断在低辐照度下组件的效率会降低。
表1 不同辐照强度下组件的效率
表1列出了国内三个主流组件厂家在第三方实验室进行不同辐照强度下的效率测试结果，可以看到在辐照强度小于400W/m2时，组件的效率明显的变小，测试结果与理论分析一致。
通过以上分析，对光伏电站进行系统效率测试时，应考虑不同辐照强度下组件效率变化的影响，尤其是在光辐照强度较弱的情况下。光伏电站理论发电量计算公式修正如下：
)
(
*
) (
*
*
*
o
O i
p i
i
I
I I
W
dt
I
PT
ηη
∑
=（1-5）
其中η(I i)是辐照强度为I i时组件的效率，参考表1，可以将I i分为四个区间，I i<300,300900；组件η(I o)是辐照强度为I o时组件的效率。
四、系统效率计算举例
本章节使用西北地区一个运营光伏电站的某天发电数据和实测辐照数据利用上述两个公式计算电站系统效率，进行分析比较，电站的容量为10MWp，某天累计发电量为5.6kWh，电站发电时间内累计辐照量为约为7kWh，不同辐照强度区间对应的累计辐照量如表2所示。
以厂家一的组件为例，将表2中的辐照数据代入式1-2，计算得到理论发电量PT1等于7万kWh，将表2的辐照数据代入式1-5，参考表1中厂家一的组件效率，计算得到理论发电量PT2等于6.9611kWh，利用式1-1可以得到对应的系统效率
分别为：PR1=80%，PR2=80.5%，由此可见组件在不同辐照强度下的效率差异会对系统效率的计算造成一定影响，这种影响的大小与光辐照强度的分布有很大关系，在光辐照强度较小的时间影响会更大。可以推断系统效率相同，累计光辐照量相同，实际发电量可能会有差别，因为理论发电量可能存在差异。
表2 光伏电站辐照强度和发电量
五、结论
由于器件的物理特性，太阳电池组件在不同的辐照强度下的转换效率不同，根据计算分析，这个因素会对理论发电和系统效率产生不可忽略的影响，尤其在平均辐照强度较小的天气，在计算光伏电站的理论发电量时需要详细考虑，以便对光伏电站的系统效率和运行状况进行更加准确的监控，才能及时的发现问题和解决问题，保证光伏电站高效率的运行。
电厂效率计算相关
电厂效率计算相关标准化管理处编码[BBX968T-XBB8968-NNJ668-MM9N]
火力发电厂技术经济指标计算方法（摘自《中华人民共和国电力行业标准（DL/T904-2004）》） 1 汽轮机技术经济指标 汽轮机主蒸汽流量汽轮机主蒸汽流量是指进入汽轮机的主蒸汽流量值(kg/h) 汽轮机主蒸汽压力汽轮机主蒸汽压力是指汽轮机进口的蒸汽压力值(MPa)，应取靠近汽轮机自动主汽门前的蒸汽压力。如果有两路主蒸汽管道，取算术平均值。 汽轮机主蒸汽温度汽轮机主蒸汽温度是指汽轮机进口的蒸汽温度值(℃)，应取靠近汽轮机自动主汽门前的蒸汽温度。如果有两路主蒸汽管道，取算术平均值。 最终给水温度最终给水温度是指汽轮机高压给水加热系统大旁路后的给水温度值(℃)。最终给水流量最终给水流量是指汽轮机高压给水加热系统大旁路后主给水管道内的流量(kg/h)。如有两路给水管道，应取两路流量之和。 凝汽器真空度凝汽器真空度是指汽轮机低压缸排汽端真空占当地大气压的百分数，即(72) 式中 : ηzk - 凝汽器真空度，%; Pby —汽轮机背压(绝对压力)，kPa; Pdq —当地大气压，kPa。 排汽温度排汽温度是指通过凝汽器喉部的蒸汽温度值(℃)，条件允许时取多点平均值。真空系统严密性真空系统严密性是指机组真空系统的严密程度，以真空下降速度表示，即真空系统下降速度=真空下降值(Pa)/试验时间 (min) (73) 试验时，负荷稳定在额度负荷的80%以上，关闭连接抽气器的空气阀(最好停真空泵)，30s后开始每记录机组真空值一次，共记录8min，取其中后5min的真空下降值，平均每分钟应不大于400Pa。参见 DL/T50110 机组的汽耗率、热耗率、热效率 机组平均负荷机组平均负荷是指统计期间汽轮发电机组的发电量与运行小时的比值，即(74) 式中: Ppj —机组平均负荷，kW; Wf —统计期内机组发电量，; h —统计期内机组运行小时，h。
光伏发电系统的效率最优化研究
光伏发电系统的效率最优化研究 在能源枯竭与环境污染问题日益严重的当今世界,光伏发电成为可再生能源领域中最清洁、最现实、最有大规模开发利用前景的发电方式之一。然而,光伏电池的输出特性具有强烈的非线性,且受外界环境因素影响大,所以如何有效的利用太阳能,提高太阳能利用效率,成为太阳能利用中一个迫切需要解决的问题。本文以光伏发电系统为研究对象,以最大限度利用太阳能为主要目标,展开了光伏发电系统效率最优化的理论和实验研究。 具体说来,本文的主要研究内容可归纳如下: 一、概述了光伏发电系统的组成,根据不同场合的需要,对光伏发电系统进行了分类,并介绍了目前我国光伏发电技术的应用。在此基础上,详细分析了光伏电池板的工作原理,采用MATLAB对同一光照强度下的光伏电池模型进行仿真,并将具有强寻优能力的仿真软件1st0pt率先用在光伏电池模型的仿真上,得出光照强度不断变化条件下的电流—电压,功率—电压的二维曲线,并且得出电流—电压—光照和功率—电压—光照的三维曲线。仿真曲线很直观地表示出电池的输出电流和电压的对应关系,同时也表明:光伏电池既非恒压源,也非恒流源,它不可能为负载提供任意大的功率;光伏电池特性具有强烈的非线性,并且其输出功率受到日照等周围环
境因素的影响。 二、在实验室现有的110W。光伏电池的基础上,分别对光照不变和光照变化条件下的光伏电池进行实验测试,并将实验数据拟合成曲线,从而得到110W。光伏电池的实际输出特性曲线,实际输出曲线不仅很好地表明了光伏电池输出特性强烈的非线性,而且对以后的仿真研究有很大的实际价值,为实验验证打下了基础。 三、分析比较了几种传统光伏发电系统效率优化方法的优缺点。定电压跟踪法实现比较简单、稳定,然而其控制精度差,必须人工干预才能良好运行;电导增量法可以使输出端电压比较平稳,然而整个系统比较复杂,费用较高;功率回授法实现比较方便,但是稳定性及可靠性不理想,实际使用中不常用;扰动观察法控制简单,容易实现,但可能会发生振荡和误判现象。在实验室110W_p光伏电池参数的基础上,采用扰动观察法,对光伏发电系统进行仿真研究,仿真结果表明采用扰动观察法会导致在最大功率点附近产生功率损失。 四、提出了一种基于遗传算法的光伏发电系统的效率优化算法,尝试将遗传算法用在光伏发电系统优化问题中。遗传算法将问题的求解表示成“染色体”,将其置于问题的“环境”中,根据适者生存的原则,从中选择出适应环境的“染色体”进行复制,即再生,通过交叉、变异两种基因操作产生出新一代更适合环境的“染色体”群,这样一代代不断改进,最后收敛到
电厂经济指标计算公式
电厂经济指标计算公式 1.正平衡供电煤耗： 供电煤耗=标煤量/供电量 =标煤量/（发电量-厂用电量） 标煤量=原煤量×（入炉低位热值/标煤热值） 反平衡供电煤耗 供电煤耗=热耗率/（×锅炉效率×管道效率）/（1-厂用电率） 2、生产厂用电率 生产厂用电率是指发电厂为发电所耗用的厂用电量与发电量的比率。 3、综合厂用电率 综合厂用电量与发电量的比率： 4.锅炉效率 % 锅炉总有效利用热量占单位时间内所消耗燃料的输入热量的百分比。分正反平衡两种计算方法,一般火电厂采用反平衡计算法,我厂#9、10机组设计锅炉效率%，实际运行在91%左右，锅炉效率1个百分点影响机组煤耗约3.5 g/ 5.排烟温度℃ 一般情况下排烟温度升高约5℃影响煤耗1g/ 6.空气预热器漏风率 % α分别为空气预热器出口、进口处烟气过量空气系数 过量空气系数计算方法：21/（21－该处的氧量） 空预器漏风对锅炉效率影响较小，它主要影响吸、送风机电耗 7.飞灰可燃物 % 飞灰1个百分点影响煤耗1.3 g/
8.制粉单耗（kWh/吨原煤） 指制粉系统（磨煤机、排粉机、一次风机、给煤机、给粉机等）每磨制1吨原煤所 消耗的电量。 制粉单耗=制粉系统耗电量/入炉原煤量 9.制粉耗电率 % 指统计期内制粉系统消耗的电量占机组发电量的百分比 10、送、引风机单耗（kWh/吨汽） 指锅炉产生每吨蒸汽送、引风机消耗的电量。 送、引风机单耗=送、引风机耗电量/∑锅炉增发量 送、引风机耗电率=送、引风机耗电量/∑发电量×100 11、一次风机单耗（kWh/吨煤） 一次风机单耗=一次风机耗电量/∑入炉煤量 12、汽轮发电机组热耗率 kj/kWh 是指汽轮发电机组每发一千瓦时电量耗用的热量。它反映汽轮发电机组热力循环的完善程度，是考核其性能的重要指标。一次中间再热汽轮机的热耗率计算公式： 13、真空度 % 真空度降低1个百分点大约影响热耗率的1%，约3 g/ 14、凝汽器端差℃ 端差增大1℃约影响真空，煤耗1 g/。 15.凝结水过冷度℃ 凝结水过冷使循环水带走过多的热量，反而使机组的经济性降低。正常运行时过冷度 一般为-1 ℃ 过冷度=排汽温度-凝结水温 16、循环水温升℃
光伏系统设计计算公式
光伏发电系统设计计算公式 1、转换效率： η= Pm（电池片的峰值功率）/A（电池片面积）×Pin（单位面积的入射光功率） 其中：Pin=1KW/㎡=100mW/cm2。 2、充电电压： Vmax=V额×1.43倍 3.电池组件串并联 3.1电池组件并联数=负载日平均用电量（Ah）/组件日平均发电量（Ah） 3.2电池组件串联数=系统工作电压（V）×系数1.43/组件峰值工作电压（V） 4.蓄电池容量 蓄电池容量=负载日平均用电量（Ah）×连续阴雨天数/最大放电深度 5平均放电率 平均放电率（h）=连续阴雨天数×负载工作时间/最大放电深度 6.负载工作时间 负载工作时间（h）=∑负载功率×负载工作时间/∑负载功率 7.蓄电池： 7.1蓄电池容量=负载平均用电量（Ah）×连续阴雨天数×放电修正系数/最大放电深度×低温修正系数 7.2蓄电池串联数=系统工作电压/蓄电池标称电压 7.3蓄电池并联数=蓄电池总容量/蓄电池标称容量 8.以峰值日照时数为依据的简易计算 8.1组件功率=（用电器功率×用电时间/当地峰值日照时数）×损耗系数 损耗系数：取1.6～2.0，根据当地污染程度、线路长短、安装角度等； 8.2蓄电池容量=（用电器功率×用电时间/系统电压）×连续阴雨天数×系统安全系数 系统安全系数：取1.6～2.0，根据蓄电池放电深度、冬季温度、逆变器转换效率等； 9.以年辐射总量为依据的计算方式 组件（方阵）=K×（用电器工作电压×用电器工作电流×用电时间）/当地年辐射总量 有人维护+一般使用时，K取230；无人维护+可靠使用时，K取251；无人维护+环境恶劣+要求非常可靠时，K取276； 10.以年辐射总量和斜面修正系数为依据的计算 10.1方阵功率=系数5618×安全系数×负载总用电量/斜面修正系数×水平面年平均辐射量 系数5618：根据充放电效率系数、组件衰减系数等；安全系数：根据使用环境、有无备用电源、是否有人值守等，取1.1～1.3； 10.2蓄电池容量=10×负载总用电量/系统工作电压；10：无日照系数（对于连续阴雨不超过5天的均适用） 11.以峰值日照时数为依据的多路负载计算 11.1电流： 组件电流=负载日耗电量（Wh）/系统直流电压（V）×峰值日照时数（h）×系统效率系数 系统效率系数：含蓄电池充电效率0.9，逆变器转换效率0.85，组件功率衰减+线路损耗+尘埃等0.9.具体根据实际情况进行调整。 11.2功率：
分布式光伏电站发电效率提升策略研究 刘大玮
分布式光伏电站发电效率提升策略研究刘大玮 发表时间：2019-05-17T17:04:58.690Z 来源：《电力设备》2018年第32期作者：刘大玮 [导读] 摘要：随着我国现代经济的快速发展，我国电力企业的建设日趋完善。 (中国恩菲工程技术有限公司北京 100038) 摘要：随着我国现代经济的快速发展，我国电力企业的建设日趋完善。在电力企业的建设和发展中，分布式光伏发电厂的建设也在不断增加。由于分布式光伏发电厂运行过程中影响其运行效率的因素很多，在这种情况下，有必要加强提高其运行效率的策略研究。为此，本文研究了提高分布式光伏发电厂效率的策略。首先，分析了影响分布式光伏发电厂效率的因素。其次，总结了提高分布式光伏发电厂效率的方法和策略。希望在本研究的帮助下，为提高分布式发电厂的效率提供参考建议。 关键词：分布式；光伏电站；发电效率；提升策略 引言 分布式光伏发电厂是现代电力企业建设和发展中经常采用的一种输电建设模式。在这种模式的应用下，可以有效地将光能转化为电能。然而，在实际生产和供电中，影响分布式光伏发电厂效率的原因很多。在这种情况下，电力的传输和生产受到阻碍。有必要对提高供电效率进行研究。本文重点研究了提高分布式光伏发电厂发电效率的策略，对提高电力企业整体供电能力具有重要意义。 1、影响分布式光伏电站效率的因素 1.1自然因素 分布式光伏电站在运行过程中主要是利用太阳光照，因此，只有太阳光照的强度足够，才能保证分布式光伏电站具有良好的发电能力。但是在实际运行的过程中，分布式光伏电站的电力生产总是受到各种自然因素的影响，使得其无法有效地接收太阳光，比如，灰尘覆盖、雨雪天气、阴天等，这些因素的存在会阻挡太阳光，降低了分布式光伏电站的发电效率。电力企业的管理人员应该采取相应的措施，降低这些因素对分布式光伏电站发电效率的影响。 1.2设备因素 分布式光伏电站主要是由各种设备组合而成的，因此，在电力生产过程中，如果有一个设备发生了故障，就会使整个电力生产体系受到影响，并且导致电力供应不足。影响分布式光伏电站生产输送效率的一个重要因素是设备自身。很多电力设备会受电力转换系统以及光伏电池板的影响，比如，单晶硅大规模生产转化率为19.8%~21%，而实际工程中大多在17.5%；多晶硅大规模生产转化率为18%~18.5%，而实际工程中大多在16%；砷化镓太阳能电池组的转化率比较高，约23%。分布式光伏电站建设过程中，需要合理的选择电力设备，使其能够满足光伏电站发电的基本要求。 2、提升分布式光伏电站发电效率的策略 2.1加大科研力度 从光伏发电站规划、设计及并网全过程来说，主要存在的问题包括无序建设和并网困难等。为顺利推动光伏发电并网，提升电网运行水平，必须加大科研力度。以安徽省金寨县为例，其为最早推行光伏扶贫的地区，光伏电站数量较多，总装机量很大。据相关统计，截止到2020年，其光伏电站总容量将会达到320万千瓦。当地电力公司将其作为研发项目试点，主要研究课题包括分布式发电集群规划软件；分布式电源灵活并网与即插即用关键技术；分布式发电群控群调系统以及分布式发电集群实时仿真测试平台。从实际应用效果来说，此科研项目能有效解决光伏脱网问题，使用户光伏发电量增加，平均提升30%；村集体光伏发电量也有所增加，平均提升10%；修通网损降低3%，进而达到预期效果。借鉴于此，若想着力解决光伏发电并网大电网所面临的各类问题，必须要不断加大科研项目的研究。 2.2加强电能以及电能质量的控制 从光伏发电系统运行实际来说，发电具有不确定性，使实际功率输出时，极易产生波动，影响用户用电。以逆变器为例，其实际应用时，极易产生谐波，使配电系统谐波持续增加。因此，必须不断提升对配电系统电能的把控力度。除此，还需做好电能质量把控，进而提升光伏发电并网运行质量。不确定性是光伏发电的主要特点，且功率输出极易产生波动，给接入电网系统中的用电用户，造成很大程度上的影响，引发电能质量问题。逆变器谐波的出现，使配电系统谐波系统运行水平不断提高。光伏发电通过单相电源并网，使配电系统受到影响，三相不平衡问题更明显。必须加大关于配电系统电能质量相关问题的研究，提升电能质量监控水平。 2.3光伏电站设计标准化 要想提升分布式光伏电站的发电效率，设计电站时就应该做到标准化。只有通过标准化的电力设计，才能整体提升分布式光伏电站的发电效率。进行光伏电站标准化设计时，首先应该对电站的电力生产过程进行优化，从而提升光伏电站的发电效率。比如，根据太阳光在不同时节的强度进行分析，将光伏电站的运行和太阳光的变化相匹配，并且在进行光伏电站的设计过程中，应该对电力系统的电压进行合理的设计，这样能够保证光伏电站在生产电力的过程中具有较高的效率。 2.4选择正确的电力设备 分布式光伏电站运行过程中提高发电效率的一项重要措施就是选择正确的设备型号，电力设备的型号关系到分布式光伏电站中的电力输送以及发电能力转换。因此，在分布式光伏电站的建设过程中，需要合理地选择电力设备型号。目前，分布式光伏电站中的电力设备型号主要有1MW方阵、MPPT逆变器等，不同型号的设备在光伏电站中都有不一样的发电效率。因此，分布式光伏电站应该重视设备型号的选择，保证设备型号能够符合光伏电站的发电要求，从而提升分布式光伏电站的发电效率。 2.5分布式光伏电站的施工规范化 分布式光伏电站在建设施工过程中，需要进行规范化的施工，通过合理的施工技术保证光伏电站能够达到设计方案的要求。分布式光伏电站建设过程中涉及的建设项目比较多，因此，在施工过程需要对不同的施工项目进行不同的管理措施，这样能够最大程度保证光伏电站建成之后，电力系统的运行效率得到提高。特别是分布式光伏电站的运行中心，需要进行规划化的施工，保证光伏电站建成之后，控制中心能够充分发挥控制调度的作用，从而提升分布式光伏发电系统的运行效率。 2.6进行定期维护 分布式光伏电站运行过程中，需要进行定期的维护。分布式光伏电站的运行接收太阳光主要靠太阳能电池接收板，但是随着时间的不断推移，电池板上方就会被灰尘或者积雪等覆盖，影响分布式光伏电站系统的运行。除此之外，影响光伏电站发电效率的因素还有很多，
发电效率PR计算公式
光伏电站发电效率的计算与监测 1、影响光伏电站发电量的主要因素 光伏发电系统的总效率主要由光伏阵列的效率、逆变器的效率、交流并网效率三部分组成。 1.1光伏阵列效率： 光伏阵列的直流输出功率与标称功率之比。光伏阵列在能量转换与传输过程中影响光伏阵列效率的损失主要包括：组件匹配损失、表面尘埃遮挡损失、不可利用的太阳辐射损失、温度的影响以及直流线路损失等。 1.2逆变器的转换效率: 逆变器输出的交流电功率与直流输入功率之比。影响逆变器转换效率的损失主要包括：逆变器交直流转换造成的能量损失、最大功率点跟踪（MPPT）精度损失等。 1.3交流配电设备效率： 即从逆变器输出至高压电网的传输效率，其中影响交流配电设备效率的损失最主要是：升压变压器的损耗和交流电气连接的线路损耗。 1.4系统发电量的衰减： 晶硅光伏组件在光照及常规大气环境中使用造成的输出功率衰减。 在光伏电站各系统设备正常运行的情况下，影响光伏电站发电量的主要因素为光伏组件表面尘埃遮挡所造成太阳辐射损失。 2、光伏电站发电效率测试原理 2.1光伏电站整体发电效率测试原理 整体发电效率E PR公式为： E PDR PR PT = —PDR为测试时间间隔(t?)内的实际发电量；—PT为测试时间间隔(t?)内的理论发电量；
理论发电量PT 公式中： i o I T I =，为光伏电站测试时间间隔(t ?)内对应STC 条件下的实际有效发电时间； －P 为光伏电站STC 条件下组件容量标称值； －I 0为STC 条件下太阳辐射总量值，Io =1000 w/m 2； －Ii 为测试时间内的总太阳辐射值。 2.2光伏电站整体效率测试（小时、日、月、年） 气象仪能够记录每小时的辐射总量，将数据传至监控中心。 2.2.1光伏电站小时效率测试 根据2.1公式，光伏电站1小时的发电效率PR H i H i PDR PR PT = 0I I i i T = —PDRi ，光伏电站1小时实际发电量，关口计量表通讯至监控系统获得； —P ，光伏电站STC 条件下光伏电站总容量标称值； —Ti ，光伏电站1小时内发电有效时间； —Ii ，1小时内最佳角度总辐射总量，气象设备采集通讯至监控系统获得； —I 0=1000w/m 2 。 2.2.2光伏电站日效率测试 根据气象设备计算的每日的辐射总量，计算每日的电站整体发电效率PR D D PDR PR PT = 0I I T = —PDR ，每日N 小时的实际发电量，关口计量表通讯至监控系统获得； —P ，光伏电站STC 条件下光伏电站总容量标称值； —T ，光伏电站每日发电有效小时数
电厂效率计算相关
火力发电厂技术经济指标计算方法（摘自《中华人民共和国电力行业标准（DL/T904-2004）》）1 汽轮机技术经济指标 1.1 汽轮机主蒸汽流量汽轮机主蒸汽流量是指进入汽轮机的主蒸汽流量值(kg/h) 1.2 汽轮机主蒸汽压力汽轮机主蒸汽压力是指汽轮机进口的蒸汽压力值(MPa)，应取靠近汽轮机自动主汽门前的蒸汽压力。如果有两路主蒸汽管道，取算术平均值。 1.3 汽轮机主蒸汽温度汽轮机主蒸汽温度是指汽轮机进口的蒸汽温度值(℃)，应取靠近汽轮机自动主汽门前的蒸汽温度。如果有两路主蒸汽管道，取算术平均值。 1.4 最终给水温度最终给水温度是指汽轮机高压给水加热系统大旁路后的给水温度值(℃)。 1.5 最终给水流量最终给水流量是指汽轮机高压给水加热系统大旁路后主给水管道内的流量(kg/h)。如有两路给水管道，应取两路流量之和。 1.6 凝汽器真空度凝汽器真空度是指汽轮机低压缸排汽端真空占当地大气压的百分数，即(72) 式中: ηzk - 凝汽器真空度，%; Pby —汽轮机背压(绝对压力)，kPa; Pdq —当地大气压，kPa。 1.7 排汽温度排汽温度是指通过凝汽器喉部的蒸汽温度值(℃)，条件允许时取多点平均值。 1.8 真空系统严密性真空系统严密性是指机组真空系统的严密程度，以真空下降速度表示，即真空系统下降速度=真空下降值(Pa)/试验时间(min) (73) 试验时，负荷稳定在额度负荷的80%以上，关闭连接抽气器的空气阀(最好停真空泵)，30s后开始每0.5min记录机组真空值一次，共记录8min，取其中后5min的真空下降值，平均每分钟应不大于400Pa。参见DL/T50110 1.9 机组的汽耗率、热耗率、热效率 1.9.1 机组平均负荷机组平均负荷是指统计期间汽轮发电机组的发电量与运行小时的比值，即(74) 式中: Ppj —机组平均负荷，kW; Wf —统计期内机组发电量，kW.h; h —统计期内机组运行小时，h。 1.9.2 汽耗率汽耗率是指汽轮机组统计期内主蒸汽流量累计值与机组发电量的比值，即（75）式中: d一汽耗率，kg/(kW.h); DL 一统计期内主蒸汽流量累计值，t。 1.9.3 热耗量热耗量是指汽轮发电机组从外部热源所取得的热量。一般来说，“原因不明”的泄漏量不应超过额定负荷下主蒸汽流量0.5%。a)非再热机组热耗量的计算公式为（77）汽轮机主蒸汽流量计算公式为（78）式中: Dbl—炉侧不明泄漏量(如经不严的阀门漏至热力系统外)，kg/h; Dml—锅炉明漏量(如排污等)，kg/h; Dsl—汽包水位的变化当量，kg/h。 1.9.4 热耗率热耗率是指汽轮发电机组热耗量与其出线端电功率的比值，即(80) 式中: q—热耗率，kJ/(kW?h); Qgr —机组供热量，参见本标准的有关供热指标计算部分，kJ/h; Pqj —出线端电功率，kW。 1.9.5 汽轮发电机组热效率汽轮发电机组热效率是指汽轮发电机组每千瓦时发电量相当的热量占发电热耗量的百分比，即(81) 式中: ηq —汽轮发电机组热效率，%。
光伏并网项目的效率及损耗
将各种损耗都算进来后光伏并网电站系统效率通常为多少呢? 光伏组件虽然使用寿命可达25-30年，但随着使用年限增长，组件功率会衰减，会影响发电量。另外，系统效率对发电量的影响更为重要。 1组件的衰减 1，由于破坏性因素导致的组件功率骤然衰减，破坏性因素主要指组件在焊接过程中焊接不良、封装工艺存在缺胶现象，或者由于组件在搬运、安装过程中操作不当，甚至组件在使用过程中受到冰雹的猛烈撞击而导致组件内部隐裂、电池片严重破碎等现象; 2，组件初始的光致衰减，即光伏组件的输出功率在刚开始使用的最初几天内发生较大幅度的下降，但随后趋于稳定，一般来说在2%以下; 3，组件的老化衰减，即在长期使用中出现的极缓慢的功率下降现象，每年的衰减在0.8%,25年的衰减不超过20%;25年的效率质保已经在日本和德国两家光伏公司的组件上得到证实。2012年以后国内光伏组件已经基本能够达到要求，生产光伏组件的设备及材料基本采用西德进口。 2系统效率 个人认为系统效率衰减可以不必考虑，系统效率的降低，我们可以通过设备的局部更新或者维护达到要求，就如火电站，水电站来说，不提衰减这一说法。 影响发电量的关键因素是系统效率，系统效率主要考虑的因素有：灰尘、雨水遮挡引起的效率降低、温度引起的效率降低、组件串联不匹配产生的效率降低、逆变器的功率损耗、直流交流部分线缆功率损耗、变压器功率损耗、跟踪系统的精度等等。 1)灰尘、雨水遮挡引起的效率降低 大型光伏电站一般都是地处戈壁地区，风沙较大，降水很少，考虑有管理人员人工清理方阵组件频繁度一般的情况下，采用衰减数值：8%; 2)温度引起的效率降低 太阳能电池组件会因温度变化而输出电压降低、电流增大，组件实际效率降低，发电量减少，因此，温度引起的效率降低是必须要考虑的一个重要因素，在设计时考虑温度变化引起的电压变化，并根据该变化选择组件串联数量，保证组件能在绝大部分时间内工作在最大跟踪功率范围内，考虑0.45%/K的功率变化、考虑各月辐照量计算加权平均值，可以计算得到加权平均值，因不同地域环境温度存在一定差异，对系统效率影响存在一定差异，因此考虑温度引起系统效率降低取值为3%。 3)组件串联不匹配产生的效率降低 由于生产工艺问题，导致不同组件之间功率及电流存在一定偏差，单块电池组件对系统影响不大，但光伏并网电站是由很多电池组件串并联以后组成，因组件之间功率及电流的偏差，对光伏电站的发电效率就会存在一定的影响。组件串联因为电流不一致产生的效率降低，选择该效率为2%的降低。 4)直流部分线缆功率损耗 根据设计经验，常规20MWP光伏并网发电项目使用光伏专用电缆用量约为350km，汇流箱至直流配电柜的电力电缆(一般使用规格型号为ZR-YJV22-1kV-2*70mm2)用量约为35km，经计算得直流部分的线缆损耗3%。 5)逆变器的功率损耗 目前国内生产的大功率逆变器(500kW)效率基本均达到97.5%的系统效率，并网逆变器采用无变压器型，通过双分裂变压器隔离2个并联的逆变器，逆变器内部不考虑变压器效率，即逆变器功率损耗可为97.5%，取97.5%。 6)交流线缆的功率损耗 由于光伏并网电站一般采用就地升压方式进行并网，交流线缆通常为高压电缆，该部分
光伏电站发电量计算方法
一般而言，每个有经验的光伏人心里都有一个简便的估算方法，可以得出和计算值相差不多的数据，那么本次总结列举光伏电站的平均发电量计算/估算的方法，通过案例分析各方法的差异，方便读者选择最合适的计算方法。 光伏电站在做前期可行性研究的过程中，需要对拟建光伏电站的发电量做理论上的预测，以此来计算投资收益率，进而决定项目是否值得建设。一般而言，每个有经验的光伏人心里都有一个简便的估算方法，可以得出和计算值相差不多的数据，那么本次总结列举光伏电站的平均发电量计算/估算的方法，通过案例分析各方法的差异，方便读者选择最合适的计算方法。 一、计算方法 1)国家规范规定的计算方法。 根据最新的《光伏发电站设计规范 GB50797-2012》第条：发电量计算中规定：1、光伏发电站发电量预测应根据站址所在地的太阳能资源情况，并考虑光伏发电站系统设计、光伏方阵布置和环境条件等各种因素后计算确定。 2 、光伏发电站年平均发电量Ep计算如下： Ep=HA×PAZ×K 式中： HA——为水平面太阳能年总辐照量(kW·h/m2); Ep——为上网发电量(kW·h);
PAZ ——系统安装容量(kW); K ——为综合效率系数。 综合效率系数K是考虑了各种因素影响后的修正系数，其中包括： 1)光伏组件类型修正系数; 2)光伏方阵的倾角、方位角修正系数;
3)光伏发电系统可用率; 4)光照利用率; 5)逆变器效率; 6)集电线路、升压变压器损耗; 7)光伏组件表面污染修正系数; 8)光伏组件转换效率修正系数。 这种计算方法是最全面一种，但是对于综合效率系数的把握，对非资深光伏从业人员来讲，是一个考验，总的来讲，K2的取值在75%-85%之间，视情况而定。 2)组件面积——辐射量计算方法 光伏发电站上网电量Ep计算如下： Ep=HA×S×K1×K2 式中： HA——为倾斜面太阳能总辐照量(kW·h/m2); S——为组件面积总和(m2) K1 ——组件转换效率; K2 ——为系统综合效率。
分布式光伏发电项目系统效率测试方法
附件十一 光伏电站系统效率保证协议 (发包方)与(承包方)经友好协商，一致同意将以下内容作为光伏发电项目总承包合同技术协议的补充协议。 一、光伏电站系统效率要求 发包方要求光伏电站的系统效率（Performance Ratio，即PR值）≥80％。 二、光伏电站系统效率测试方法 1. 目的 光伏电站系统效率测试（PR性能测试）用于证明光伏电站的整体转换效率能够满足电站设计转换效率的要求。 本测试方法是参照《Functional test,Seven day performance test criteria and procedure》，如有不明确的地方，以《Functional test,Seven day performance test criteria and procedure》为准。 2. 最小辐照度要求 测试期间的最小辐照度要求：每15分钟记录一个数据，至少获得40个光伏阵列倾斜面的太阳辐照度采样值数据，并且所测数据不小于600瓦每平方米。如果在测试初期最小辐照度要求不能达到上述要求，应该延长测试周期直至满足最小辐照度要求，或者由合同双方来确定测试周期。 简言之，在测试周期内，至少获得40个数据，每个数据持续15分钟，并且每个数据均满足辐照度大于600瓦每平方米的要求。 3. 性能测试方 合同双方应指定一个经双方认可的性能测试方（独立第三方）来负责测试事宜。性能测试方应起草一份详细的测试方案，并至少在测试开始前30天将方案提交给业主，经业主审核同意后才能实施。性能测试方应保证测试的权威性、公正性。 4. 一般测试条件 测试应该从测试周期第一天的零点开始，到测试周期最后一天的零点结束，
【精品】热电厂经济指标释义与计算
热电经济指标释义与计算 热电厂输出的热能和电能与其消耗的能量（燃料总消耗量×燃料单位热值)之比，表示热电厂所耗燃料的有效利用程度(也可称为热电厂总热效率)。对于凝汽火电厂，汽轮机排出的已作过功的蒸汽热量完全变成了废热,虽然整个动力装置的发电量很大，便无供热的成份，故热电比为零.对背压式供热机组，其排汽热量全部被利用，可以得到很高的热电比。对于抽汽式供热机组，因抽汽量是可调节的，可随外界热负荷的变化而变化.当抽汽量最大时，凝汽流量很小，只用来维持低压缸的温度不过分升高,并不能使低压缸发出有效功来，此时机组有很高的热效率，其热电比接近于背压机。当外界无热负荷、抽汽量为零，相当于一台凝汽机组,其热电比也为零.因而用热电比和热电厂总效率来考核热电厂的是合理的、全面的、科学的. 5．1热电比 热电厂要实现热电联产，不供热就不能叫热电厂,根据我国的具体情况供多少热才能叫热电厂应有个界限，文件应提出不同容量供热机组应达到的热电比。 热电比=有效热能产出/有效电能产出 =Q/E=（各供热机组年供汽量×供汽的热焓×1000）/（各供热机组年供电量×3600) =（G×I×1000）/（N×3600） 上式中；G——供热机组年抽汽（排汽）量扣除厂用汽量的对外商业供汽量。 当热电厂有一台背压机,一台双抽机时 G＝G1十C2十C3—g
G1、G2、C3为各机组不同参数的抽汽（排汽）量t/a g为热电厂的自用汽量t/a I．为供热机组年平均的抽汽(排汽)热焓千焦／公斤I1、I2、I3为各机组不同参数抽汽(排汽)热焓 i为对外商业供汽的热焓KJ／kg 有效热能产出Q＝（G1I2十G2I2十G3I3—gi）1000KJ/a
光伏电站发电量的计算方法(20201111091945)
光伏电站发电量计算方法 ①理论发电量 1）1MW屋顶光伏电站所需电池板面积一块235MW的多晶电池板面积 1.65*0.992=1.6368 m2, 1MW 需要1000000/235=4255.32 块电池，电池板总面积 1.6368*4255.32=6965 m 2）年平均太阳辐射总量计算 由于太阳能电池组件铺设斜度正好与当地纬度相同，所以在计算辐照量时可以直接采 用表中所列数据（2月份以2 8天记）。 年平均太阳辐射总量=工（平均日辐照量X当月天数） 结算结果为 5 5 5 5. 3 3 9 MJ/ （m 2 a）。 3）理论年发电量=年平均太阳辐射总量*电池总面积*光电转换效率=5555.339*6965*17.5% =6771263.8MJ=6771263.8*0.28KWH=1895953.86KWH =189.6 万度 ②系统预估实际年发电量 太阳电池板输出的直流功率是太阳电池板的标称功率。在现场运行的太阳电池板往往达不到标准测试条件，输出的允许偏差是5%，因此，在分析太阳电池板输出功率时 要考虑到0 . 9 5的影响系数。 随着光伏组件温度的升高，组f: I二输出的功率就会下降。对于晶体硅组件，当光伏组件内部的温度达到5 0-7 5 C时，它的输出功率降为额定时的8 9%，在分析太阳 电池板输出功率时要考虑到0. 8 9的影响系数。 光伏组件表面灰尘的累积，会影响辐射到电池板表面的太阳辐射强度，同样会影响太阳电池板的输出功率。据相关文献报道，此因素会对光伏组件的输出产生7%的影响, 在分析太阳电池板输出功率时要考虑到0. 9 3的影响系数。 由于太阳辐射的不均匀性，光伏组件的输出几乎不可能同时达到最大功率输出, 此光伏阵列的
光伏电站系统效率分析
光伏电站系统效率分析 Company Document number：WTUT-WT88Y-W8BBGB-BWYTT-19998
系统效率分析 运行期光伏电站的生产工艺流程为：通过太阳辐照，经直流发电单元（将太阳能转化成直流电能，再经逆变产生交流电），出口电压为，再经35kV升压箱变，将电压升至35kV后，由35kV集电线路汇集至电站35kV汇集站，再经110kV 汇集站，电压升至110kV后，然后输送至220kV升压站，经220kV主变压器二次升压后，通过220kV架空线路送入系统电网。其发电工艺流程如下： 图运行期光伏电站的生产工艺流程图 结合光伏电站的运行特点其系统损耗主要为以下几方面组成： （1）入射角造成的不可利用的太阳辐射损耗； （2）灰尘、植被等遮挡损耗 （3）温度影响损耗 （4）光伏组件不匹配造成的损耗 （5）直流线路损耗 （6）逆变器损耗 （7）交流线路损耗 （8）变压器损耗 （9）系统故障及维护损耗 结合XX项目实施的实际情况，参考《XX光伏发电项目招商文件》中评分标准的要求，技术方案中系统能力先进性（5分），81%得1分，系统效率最高值得5分；因此系统效率即使是重要的招商得分项，同时该参数又直接影响发电量和效益测评即投标申报电价，为科学合理的控制和了解本项目地的系统效率水平，使其尽可能向可操作、可实现的最高效率努力，系统效率基本取值分析如下： （1）不可利用的太阳辐射损耗 根据项目地的地理位置、气候气象和太阳辐射数据当地的气象和太阳辐射特点，结合项目地太阳入射角的分析计算，并兼顾山地的地形条件在冬至日真太阳时9:00～15:00的阵列布置原则而确定的日照利用边界，经分析，本次由于
火力发电厂热效率计算
火力发电厂 火力发电厂简称火电厂，是利用煤、石油、天然气作为燃料生产电能的工厂，它的基本生产过程是：燃料在锅炉中燃烧加热水使成蒸汽，将燃料的化学能转变成热能，蒸汽压力推动汽轮机旋转，热能转换成机械能，然后汽轮机带动发电机旋转，将机械能转变成电能。 热电厂经济指标释义与计算 1.发电量:电能生产数量的指针。即发电机组产出的有功电能数量。计算单位：万千瓦时（1×104kwh） 2．供电量:发电厂实际向外供出电量的总和。即出线有功电量总和。计算单位：万千瓦时（1×104kwh） 3．厂用电量:厂用电量＝发电量－供电量单位：万千瓦时（1×104kwh） 4．供热量:热电厂发电同时，对外供出的蒸汽或热水的热量。计量单位：GJ 5.平均负荷:计算期内瞬间负荷的平均值。计量单位：MW 6．燃料的发热量:单位量的燃料完全燃烧后所放出的热量成为燃料的发热量，亦称热值。计算单位：KJ/Kg。 7.燃料的低位发热量:单位量燃料的最大可能发热量（包括燃烧生成的水蒸气凝结成水所放出的汽化热）扣除水蒸汽的汽化热后的发热量。计量单位：KJ/Kg。 8.原煤与标准煤的折算总和能耗计算通则（GB2589-81）中规定：低位发热量等于29271kj （7000大卡）的固体燃料，称为1kg标准煤。标准煤是指低位发热量为29271kj/kg的煤。不同发热量下的耗煤量（原煤耗）均可以折算为标准耗煤量，计算公式如下：标准煤耗量（T）＝原煤耗量x原煤平均低位发热量/标准煤低位发热量＝原煤耗量x原煤平均低位发热量/29271 9．燃油与标准煤、原煤的换算低位发热量等于41816kj（10000大卡）的液体燃料，称为
提高火力发电厂热效率的几种方法
提高火力发电厂热效率的几种方法 2011级动力工程赵健 201120202507 [摘要]节能减排是我国的基本国策，火力发电厂是一次能源的使用大户，火力发电厂的节能对全国能源的节约具有重要的意义。提高火力发电厂的热效率意味着提高能源的使用效率。本文试对提高火力发电厂的热效率需要考虑的若干问题作一研讨，为火力发电厂的节能减排提供参考。 [关键词]火力发电厂热效率 汽轮机发电机组的常用热经济性指标为热耗率，其含义是汽轮发电机组单位发电量的耗热量。现代大容量汽轮发电机组的热耗率为7900千焦/千瓦时左右。提高汽轮机发电机组的热效率，目前主要有以下5个方法： 一、提高蒸汽初参数。 上图为火力发电厂的蒸汽朗肯循环T-S图和循环效率的公式。从图中和公式中可以看出，热源与冷源的温度决定在此温差范围内的任何热机所能具有的最高热效率。因此,尽可能提高汽轮机动力装置的新蒸汽参数,降低排汽温度，可显著提高该装置的热效率。现代制造的汽轮机动力装置采用的初蒸汽温度基本上已达到了当前冶金工业技术经济水平所能达到的最高极限值(565℃左右)。再提高汽温则需要大量使用价格昂贵、加工工艺复杂的奥氏体钢，综合经济效果并非有利。提高进汽压力也能提高该装置的热效率。但在一定的进汽温度下，过高的进
汽压力会导致排汽湿度增大，不但会加大湿汽损失，而且会加剧低压部分叶片的冲刷腐蚀。所以现代汽轮机动力装置参数的提高，主要体现在中间再热循环的采用上。 1.蒸汽初压对朗肯循环热效率的影响； 从以上T-S图中可以看出：在极限初压力内，提高蒸汽初压，循环效率提高。 2.蒸汽初温对朗肯循环热效率的影响； 从上图可以看出：蒸汽初压力和终压力不变，蒸汽初温度上升，高温段吸热量增加，平均吸热温度增加，循环效率增加。 二、降低蒸汽终参数；
大型光伏电站系统效率计算方法优化分析
大型光伏电站系统效率计算方法优化分析 曹晓宁康巍连乾钧 光伏产业近年来继风力发电后发展最快的行业，据不完全统计，目前全世界范围内光伏发电系统的装机容量已超过40GWp，而且在持续高速增长。近几年我国光伏产业发展速度迅猛，2010年国内光伏发电新增装机容量达到520MWp，大大的超过了2009年的228MWp，而2011年国内光伏发电新增装机容量预计达到2GWp。对于大批进入运营阶段的光伏电站，电站运行状况的检测和运行维护工作将成为研究重点。 系统效率是表征光伏电站运行性能的最终指标，对于一个投入运行的光伏电站，在电站容量和光辐照量一致的情况下，系统效率越高就代表发电量越大。因此系统效率的准确性重要，本文就系统效率的计算方法的优化进行讨论。 一、系统效率的定义 一个发电系统的年发电量衡量这个系统优劣的最直接的标准，在进行一个发电系统的设计时，都要对发电系统的年发电量进行估算，作为后期运行维护的参考标准。进行发电量的估算首先要算出并网光伏发电系统的总效率，并网光伏发电系统的总效率由太阳电池阵列的效率、逆变器的效率、交流并网效率三部分组成。 太阳电池阵列效率η1，太阳电池阵列在太阳辐射强度下，实际的直流输出功率与理论功率之比。太阳电池阵列在能量转换与传输过程中的损失包括：组件匹配损失、表面尘埃遮挡损失、光谱失配损失、温度的影响以及直流线路损失等。 逆变器转换效率η2，逆变器输出的交流电功率与直流输入功率之比。包括逆变器转换的损失、最大功率点跟踪（MPPT）精度损失等。 并网效率η3，即从逆变器输出汇流并入南区10kV变电站400V低压母线段的传输效率，其中最主要的是升压变压器的效率和交流电气连接的线路损耗。 综上，光伏电站系统的总效率为η=η1*η2*η3，在进行光伏电站的设计和设备选型时，可针对性的进行优化设计，提高光伏电站的系统效率。 二、系统效率的算法 对于一个光伏电站，进行系统效率的测算时，通常是用实际计量的发电量与理论发电量相比得到，具体如下所示。
电厂主要指标计算公式
主要指标统计计算 1、发电量：日、月累计发电量。 2、供电煤耗： 日供电标准煤耗（克/千瓦时）＝ 计算期内入炉煤平均热值（兆焦/千克）＝ 月供电标准煤耗（克/千瓦时）＝ 累计供电标准煤耗（克/千瓦时）＝ 3、供热标准煤耗率（千克/百万千焦）＝ 月供热标准煤耗率（千克/百万千焦）＝ 累计供热标准煤耗率（千克/百万千焦）＝ 4、发电厂用电率（％） 日发电厂用电率（％）＝ 月发电厂用电率（％）＝ 累计发电厂用电率（％）＝ 5、供热厂用电率（％） 日供热厂用电率（千瓦时/百万千焦）＝ 月供热厂用电率（千瓦时/百万千焦）＝ 累计供热厂用电率（千瓦时/百万千焦）＝ 7、补水率 日补水率（％）＝ 月补水率（％）＝ 累计补水率（％）＝ 8、耗油量 按日、按月进行累计。 9、发电水耗 日发电水耗（吨/千瓦时）＝ 月发电水耗（吨/千瓦时）＝ 累计发电水耗（吨/千瓦时）＝ 10、入厂、入炉煤热值差 日入厂煤平均热值（兆焦/千克）＝ 月入厂煤平均热值（兆焦/千克）＝ 累计入厂煤平均热值＝ 日入炉煤平均热值（兆焦/千克）＝ 月入炉煤平均热值（兆焦/千克）＝ 累计入炉煤平均热值＝ 月入厂、入炉煤热值差＝月入厂煤平均热值－月入炉煤平均热值
累计入厂、入炉煤热值差＝累计入厂煤平均热值－累计入炉煤平均热值 11、主汽压力（Mpa） 日主汽压力平均值＝ 月主汽压力平均值＝ 累计主汽压力平均值＝ 12、主汽温度(℃) 日主汽温度平均值＝ 月主汽温度平均值＝ 累计主汽温度平均值＝ 13、再热汽温度（℃） 日再热蒸汽温度平均值＝ 月再热蒸汽温度平均值＝ 累计再热汽温平均值＝ 14、排烟温度（℃） 日排烟温度平均值＝ 月排烟温度平均值＝ 累计排烟温度平均值＝ 15、给水温度（℃） 日给水温度平均值＝ 月给水温度平均值＝ 累计给水温度平均值＝ 16、真空度（％） 日真空度平均值＝ 月真空度平均值＝ 累计真空度平均值＝ 17、凝汽器端差（℃） 日凝汽器端差平均值＝（日24小时现场抄表所得每小时汽轮机排汽温度实际值累加起来－日24小时现场抄表所得每小时循环水出口温度实际值累加起来）÷24 月凝汽器端差平均值＝
提高光伏电站发电效率的措施
提高光伏电站发电效率的措施 发表时间：2017-12-11T16:42:24.317Z 来源：《防护工程》2017年第19期作者：张树宏 [导读] 随着我国经济高速发展, 能耗大幅增加, 能源和环境对可持续发展的约束越来越严重。 大唐山西新能源有限公司山西太原 030032 摘要：随着我国经济高速发展, 能耗大幅增加, 能源和环境对可持续发展的约束越来越严重, 发展可再生能源发电、特别是太阳能光伏发电将成为减少环境污染的重要措施, 同时也是保证我国能源供应安全和可持续发展的必然选择。本文以某能源股份有限公司已投产运行的20 MW 光伏地面电站为例，运用理论分析和实证分析相结合的方法，找出影响光伏电站发电效率的因素，并与电站的实际发电数据相结合，提出提升光伏地面电站的途径。 关键词：光伏；电站；发电效率 引言 光伏发电是将太阳能直接转化为电能的过程，生产过程不产生任何有害物质及噪声，工程建设对当地大气环境、声环境、电磁环境无影响，对环境影响很小。光伏发电是环境效益最好的电源之一，是我国鼓励和支持开发的可持续发展的新能源。光伏发电站的建设代替燃煤电站的建设，将减少对周围环境的污染，并起到利用清洁可再生资源、节约不可再生的化石能源、减少污染及保护生态环境的作用，具有明显的社会效益和环境效益。 1光伏发电项目发电效率的影响因素分析 影响光伏发电项目发电效益的因素众多，主要可以分为自然因素、设备因素及政策因素等。 1.1自然因素。1）太阳辐射量的影响。太阳电池组件的光电转换效率在一定的情况下，太阳的辐射强度决定了光伏系统的发电量。光伏系统对太阳辐射能量的利用效率仅有10%左右，光伏电站的发电量取决于太阳辐射强度，太阳的辐射强度及光谱特性是随着气象条件的变化而改变的。2）太阳的方向角因素影响。从倾斜面上的太阳辐射总量和太阳辐射的直散分离原理可推断出：倾斜面上的太阳辐射总量是由天空散射量、直接太阳辐射量和地面反射辐射量三部分组成。每天，太阳光照与太阳能光伏电池板之间的角度随时间的变化在不断变化，这也将直接影响组件的功率输出。在黎明时，“组件”的输出功率为零值，随时间推移逐渐上升，并随着太阳入射角的变化，相同纬度的条件下，阵列朝向东方的组件产生的功率将会是朝正南方向的84%。3）温度因素影响。光伏组件的输出功率随着组件温度的升高而相应减小。温度每上升1 ℃，晶体硅太阳电池的最大输出功率将下降 0.04%，开路电压也随之下降 0.04%。而短路电流将上升。夏季当太阳光直射光伏组件时，组件内部温度将会达到50 一70 ℃。对多晶硅组件而言，温度的升高将导致组件功率下降至实际功率的90%。4）冬季及降雪的影响。冬季漫长且降雪较多，堆积在电池组件上的厚雪无法自行融化，将使项目发电量大幅降低，甚至直接降为0。因此，降雪成为影响冬季光伏电站收益的重要因素。 1.2设备因素。1）组件匹配及线路因素影响。光伏系统的直流、交流回路的线损要控制在5%以内。为此，设计上要求采用导电性能好的导线，且导线需要有足够的直径。施工绝不允许有偷工减料。并且系统维护时要特别注意接插件以及接线端子是否牢固。凡是并连就会由于组件的电压差异造成电压损失；凡是串连就会由于组件的电流差异造成电流损失。2）直流转换为交流因素的影响。太阳能光伏电池组件产生的直流电必须经过光伏逆变器才能转换成一定标准的交流电输入电网。在这个转换过程当中也将损失部分能量，同时直流电从组件传到逆变器的线路时，也将损失部分能量。目前，太阳能光伏发电系统中使用的逆变器的峰值效率一般都在98%左右，这是光伏逆变器生产厂商给出的峰值效率，一般是在工厂相当良好的环境控制条件下测得的。然而控制器的充电回路、放电回路压降均不得超过系统电压。目前主流逆变器标称效率在80％～ 95％之间。 2提升光伏电站发电效率的途径 根据理论计算及实际运行经验，通过以下途径可提升光伏电站发电效率。 2.1设计标准化。设计标准化对光伏电站的主要损耗进行了针对性的优化设计，提高了系统效率，比如将各个月份的太阳辐射量与系统效率分布的匹配优化，或者组件与逆变器容量和工作电压的匹配优化等，如此标准化设计也便于运维制度的统一运行，同时，运维经验可以进行复制推广，有利于运维方案的改善和提高。 2.2做好关键设备选型。关键设备奉行质量第一的原则，同时兼顾成本控制。特别要注意光伏组件的性能与安全，建议使用一流品牌；支架关注其可靠性，需要耐得住环境的腐蚀；汇流箱则关注断路器选型和过载能力；而逆变器则重点看它的逆变效率和电能质量，一般来说，一个电站尽量不要超过2 种品牌。组串式逆变器是多路MPPT 的技术方案，不仅可以提高发电量，而且不需要建设逆变器房，对于设计、施工都是比较大的简化。相对集中式逆变器，智能光伏电站解决方案每台逆变器（28 kW）有3 路MPPT 跟踪，1 MW 方阵36台逆变器共108 路MPPT，管理更加精细，能有效应对组串失配，而传统集中式方案1 MW 方阵2 台逆变器共2 路MPPT，组串失配对发电量影响非常大。通过大量项目案例分析总结，多路MPPT 减少组串失配损失4%以上。减少系统自耗电，也是提升系统发电量的一个方面。智能光伏电站系统构成简单，自耗电少，相比复杂的传统方案，能减少逆变系统损失1%以上。 2.3规范化的施工和运维管理。项目建设过程施行三位一体的管理制度，由业主、施工单位与监理单位协同合作，保证项目的进度和质量。通过远程监控中心检测光伏电站的太阳辐射量、发电量、系统效率、关键设备的性能指标等，可以总结系统效率的规律和影响因子。有必要建立区域性维护中心，由一支独立、专业的检修队伍直接对口各项目公司电站，并专一负责电站的抢修及春、秋检。 2.4及时清扫灰尘及降雪。灰尘及降雪是影响发电效率较大且运营维护中可控的自然因素。电站运行中及时组织运行人员清扫灰尘和积雪。在光伏电站裸露地面种植苜蓿等植被，不可种植植被区域洒水碾压使地表结皮，防止扬尘。及时清扫组件表面灰尘，组件表面灰尘可见时即组织人工清扫。购置扫雪除尘车辆1 台，可洒水及扫雪。冬季雪停立即组织清扫，提升发电利用小时数，提电站高运行效率。 3结语 环翠山光伏电站结合运行实际，提出设计标准化、施工规范化、做好关键设备选型和运维管理以及及时清扫灰尘等提升发电效率的对策和措施，为大同地区光伏电站建设和运营提供借鉴和参考。