光伏发电系统综合量化评价体系探讨

国家发展和改革委员会能源研究所 ■ 王斯成

1 评价体系综述

光伏发电系统的特点是初始投资高、运行周期长，因此，科学评价光伏发电系统的产品质量、设计质量、技术先进性和经济性十分重要。

目前，国内外还没有业内普遍认同的和完整的光伏发电系统评价体系。我国自2015年开始实施的光伏“领跑者计划”提出了4项评价指标，如表1所示。

表1 光伏“领跑者计划”的评价指标

毫无疑问，上述4项评价指标非常重要，但还不够全面，有些指标在验收测试时还存在参考基准缺失和准确数据不易获得的困难。

本文基于“领跑者计划”和国际上流行的评价指标提出基于现场测试的光伏发电系统综合量化评价体系，供大家讨论。

2 本文推荐的评价指标和评价体系

2.1 评价周期

建议自光伏发电系统建成1年后，对系统进行评价。这是因为1年是沙尘、雨季、高低温等气候变化和太阳运行轨迹的完整周期，也有利于客观判断光伏组件、逆变器和太阳跟踪器等部件的质量和运行特性。若评价周期过短，比如系统建成后1～3个月，则会在组件效率衰降、遮挡损失、温度损失、太阳跟踪器的跟踪效果、逆变器的负荷条件等多个技术指标的测试上出现较大偏差。

2.2 光伏部件的评价指标

2.2.1 光伏组件额定功率和组件效率

光伏组件的额定功率和组件效率是“领跑者计划”中对光伏组件最重要的考核指标，这一指标必须在光伏发电系统建成后立即抽查，以评价开发商选用的光伏组件是否达到了投标时承诺的效率水平。抽查要求生产厂家提供至少3块同型号组件的出厂测试技术参数，以提高可信度和冗余度，并将抽查组件的技术参数备案，作为1年后测试和评价光伏组件衰降率时的参考基准。

为了保证参考基准组件参数的准确性，应当对基准组件进行现场测试，测试结果与出厂技术参数的差异不应超过2%。若偏差大于2%，则应查找原因，排除问题，务必使基准组件参数可信，从而才能保证1年后组件衰降率的测试结果可信。

现场抽检可以在组件检测车中的标准条件(STC)下进行，依据标准为GB/T 6495.1-1996《光伏器件 第1部分：光伏电流-电压特性的测量》；也可以在现场室外进行，依据标准为IEC 61829-1995《晶体硅光伏方阵I-V特性现场测量》。

2.2.2 光伏组件功率衰降率

功率衰降率是“领跑者计划”对于光伏组件的重要考核指标。

1)在系统建成1年后进行项目评价时测试，应当找出系统建成时现场测试并有备案的基准组件进行复测，以得到准确的衰降率指标。

2)判定标准：多晶硅组件1年内衰降率不高于2.5%；单晶硅组件1年内衰降率不高于3.0%；薄膜组件1年内衰降率不高于5.0%。

3)光伏组件的功率衰降率可用式(1)求得：光伏组件衰降率=

2.2.3 逆变器中国效率

逆变器中国效率按照《光伏制造行业规范条件-2015》的要求，没有新的变化。

1)在系统建成1年后进行项目评价测试时，宜选择晴朗天气。

2)从早上到中午，在不同辐照度条件(即不同负荷条件)下对抽样逆变器进行测试，可为人工测试，也可采用电功率自动测试设备完成；至少完成2～3天的完整测试，将各个功率点效率的测试结果加权计算得到“中国效率”指标。

3)依据标准：CGC/GF 035-2013《光伏并网逆变器中国效率技术条件》。

4)判定标准：含变压器型的光伏逆变器中国加权效率不得低于96%，不含变压器型的光伏逆变器中国加权效率不得低于98%(微型逆变器相关指标分别不低于94%和95%)。

现场测试逆变器中国效率很有必要，原因在于现场测试条件与实验室的条件大不相同。现场逆变器长时间工作，温升高，内有积尘，直接影响到逆变器功率模块的散热；而且现场光伏组件工作在高温下，电压远低于标称工作电压，同等功率下，逆变器的工作电流变大，效率降低。开发商更加关心逆变器现场工作的效率，而非实验室条件下的效率。

2.2.4 逆变器的正常运行率

设备正常运行率(Availability)是国际通用的评价设备可靠性的指标。设备正常运行率代表了设备的可靠性和服务质量，适用于逆变器和太阳跟踪器等电子设备的评价，不适用于光伏组件。

IEC TS 63019《光伏发电系统正常运行率的信息模型》对设备正常运行率给出了定义，即：

式中，Uptime为设备正常工作时间，常描述为“全部工作时间–非正常工作时间”，h；Downtime为设备故障或非正常工作时间，h。

按照IEC标准的解释，设备的正常工作时间仅适用于白天的晴天，因为夜晚和阴雨天逆变器不工作，所以这些时段既不包括在正常工作时间内，也不包括在故障时间内。而且，低于启动光强的时段也不应包括在正常工作时间内，只有当光强足够使逆变器工作时，计时时钟才启动计时。

对于设备停机或非正常工作状态，需要区分是由外部原因导致还是由设备本身原因导致。由外部原因导致的停机时间不应算作故障时间，一般包括：1)因某种原因人为停机；2)低于逆变器启动辐照度之外的不工作时间，包括夜晚和阴雨天；3)电网质量原因(断电、电压/频率超限等)；4)天气原因，雨、雪、自然灾害等；5)按照外部指令停机。

式(2)中的故障时间仅包括：设备故障停机直到设备修复并恢复工作之前的所有时间。

为了准确提供设备正常运行率，必须配备具有如下能力的数据采集系统：1)依据逆变器启动辐照度，准确记录设备正常工作时间段；2)准确记录设备故障停机时间段，并准确记录停机原因。

举例：某台逆变器，1年中平均每天工作10 h，全年共计3650 h。一共出现过8次停机，其中，2次是由电网强制弃光导致，每次停机10 h，合计20 h；3次是由逆变器故障导致，停机时间(包括维修时间和等待时间)分别为24 h、30 h和6 h，合计60 h；3次是因为下雨，无日照导致自然停机，3天共30 h。

全年正常工作时间 =3650–20–60–30=3540 h

设备故障停机时间= 24+30+6=60 h

逆变器正常运行率=3540/(3540+60)=98.33%

在计算正常运行率时需要注意：

1)正常运行率原则上仅适用于光伏发电系统的逆变器、太阳跟踪器、变压器等电气设备，而不适用于光伏组件。因为非正常运行状态是以停机或偏离设计精度(针对太阳跟踪器)为准，而光伏组件没有或很少有停机状态，功率偏离也没有参照标准。而且，既然光伏组件已经有功率衰降率的测试和评价，就没有必要再用正常运行率对光伏组件进行评价。

2)正常运行率可以是基于“时间(h)”的，也可以是基于“发电量(kWh)”的(参照IEC 61724-3)。若采用基于“发电量(kWh)”的正常运行率，不但需要记录正常运行时间，还需要实时记录发电功率的变化，较为复杂。所以，建议采用基于“时间(h)”的正常运行率，完全可以反映设备的可靠性；没必要计算能量利用率，能量评价用PR即可。

3)当前，风力发电的正常运行率的公式采用“正常工作小时除以全年小时数(即8760 h)”。由于光伏发电系统和设备夜晚不工作，所以不建议沿用风电的计算公式，建议采用IEC标准给出的计算公式。当然，这对于数据采集系统提出了更高的要求。

2.2.5 太阳跟踪器的正常运行率

太阳跟踪器正常运行率的定义和计算公式与逆变器的正常运行率一致，差别在于太阳跟踪器有跟踪精度的要求。因此，对于太阳跟踪器的非正常工作时间除了故障停机以外，还应包括跟踪轴的跟踪偏差超过设计值的时间段；同时也要求数据采集系统能够准确判断这一故障现象，并准确记录故障时间。

2.3 光伏发电系统的评价指标

光伏发电系统的评价指标应至少包括系统的电气质量、系统设计的先进性、系统占地和系统的经济性。

2.3.1 光伏发电系统能效比

能效比(Performance Ratio，PR)是国际通用的光伏发电系统质量评价指标，其代表了光伏发电系统评价时段内的可靠性和综合效率的高低，但不代表项目的经济性，也不代表设计的先进性。 IEC 61724-1给出了能效比PR的定义：

式中，Eac为光伏发电系统的交流输出电量，kWh；P0为光伏方阵额定直流功率，即光伏组件功率的代数和，kW；H为方阵面实际收集到的太阳辐射量，kWh/m2；G为标准辐照度，kW/m2。

PR评价指标排除了地区之间的太阳能资源差异和同一地点年度太阳能资源的差异，客观评价了光伏发电系统的质量。比如，太阳能资源好的地方，发电量多，分子大，但当地辐射量也高，分母也大，所以PR结果并不一定就高。此外，很多项目业主要求建设单位担保发电量，由于太阳能资源的年际差异，这一要求并不科学，科学的担保指标应当是PR值。PR值是系统的能量效率指标，代表了系统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个效率分项，PR值是这14个效率项的乘积。

表2 PR的14个影响因素和判定指标

关于PR值，需要注意以下几点：

1)PR值可以是整个光伏发电系统的，也可以是特定逆变单元的；

2)具体分析PR值高或低的原因时，需要分别检测表2中的14个效率项；

3)表2给出的PR值是在满足14个效率项的基本合格指标条件下的结果，实际情况应该可以做得更好。

图1为IEA PVPS依据TÜV的测试数据给出的世界各国大约400个光伏项目的PR统计数据。可看出，1991～1994年，最多的处于0.65～0.70之间(图中蓝色)；而1998～2004年，绝大部分项目的PR值在0.7～0.8之间(图中红色)。虽然有所进步，但是做到PR值80%以上的项目还是凤毛麟角。对于光伏发电系统PR的分级标准建议指标如表3所示。

图1 IEA PVPS 给出的PR统计值

表3 光伏发电系统PR的分级标准

PR虽然排除了不同地区之间太阳能资源条件的差异，但并没有排除不同地区间环境温度的差异，而不同地区间环境温度的差异会直接影响到PR值。对于晶体硅光伏组件而言，如果环境温度相差20 ℃，由温度损失造成的PR值差异会高达8%以上。因此，在比较不同地区光伏发电系统的质量时，应对PR值进行温度修正。

IEC 61724-1《光伏系统性能 第一部分：监测系统》中提出了标准PR的概念，并给出了修正公式，见式(4)、式(5)，式中参数意义详见IEC 61724-1-2017。标准PR即将实测发电量修正到标准温度(25 ℃)下的发电量，然后再计算出可以公平比较的PRSTC。

其中，

PRSTC不但排除了不同地区太阳能资源的差异，而且还排除了环境温度的差异，对不同地区的光伏发电系统更加公平。而对于同一地区的光伏发电系统，没有必要一定要修正到PRSTC，普通PR即可比较不同项目间质量的高低。

2.3.2 光伏系统功率比

PR虽然普遍用于评价光伏发电系统的质量，但很多情况下PR值并不容易获取。例如，对于户用光伏发电系统和屋顶光伏发电系统而言，没有安装辐照度测试仪，没有光伏方阵面的辐射量数据，这样就无法计算PR值；再者，很多光伏电站虽然安装了小型气象站，但是只有水平面辐射量的测量，而PR值的计算需要光伏方阵面的辐射量数据；另外，还有一些光伏电站，虽然安装了光伏方阵面的辐射量测试仪器，但由于准确度不高或维护不当，得到的数据不准确，也无法准确得到PR值。在这些情况下，我们可以采用“功率比”代替PR，也能够基本判定光伏发电系统质量好坏，而采用功率比最大的优点是在现场可以准确测量。

IEC 61724-4《光伏系统性能 第四部分：衰降率评价方法》给出了功率比的计算公式和修正公式。功率比，即功率转换率(Responsivity，简写为R)，为安装的光伏组件总功率转换成交流并网点的交流功率的比例。

功率比的计算公式为：

式中，R为功率比，%；Prat-STC为光伏组件标准测试条件(STC)下标称功率之和，kW；Pcorr-STC为并网点修正到STC下的交流功率，kW，可用式(7)求得：

式中，Pmeas为实测并网点功率，kW；Gmeas为实测方阵面上的辐照度，kW/m2；GSTC为标准测试条件辐照度，取1000 kW/m2；δ为组件相对功率温度系数，%/℃；TC为实测温度，℃；TSTC为标准测试条件温度，取25 ℃。

在实际测试中，到现场只需要带1个修正过的辐照度仪、1个测试背板温度的温度传感器即可。如果不测背板温度，知道环境温度也行，晶体硅光伏组件结温可简单估算为“背板温度+2℃”或“环境温度+25 ℃”。同时，读取并网点的交流功率和方阵面上的太阳辐照度，确定所有对应组件的额定功率之和，即可通过式(6)、式(7)计算出准确的功率比R。

测试过程10 min之内即可完成，尤其便于快速判断没有辐射量数据的户用光伏发电系统和屋顶光伏发电系统的质量。

功率比R比较的是瞬时功率，因此不包含受时间影响的遮挡损失、反射损失(阳光入射角小于45°)，以及逆变器的早晚“死区”损失等，积尘损失也只是随机值；由于进行了温度修正，所以也不包括温升损失。但功率比R包含了绝大部分PR的效率项，具体如表4所示。

表4 功率比R的9个影响因素和判定指标

关于功率比，需要注意以下几点：

1)功率比的指标可以针对整个光伏发电系统，也可以针对特定的逆变单元。

2)由于需要进行辐照度修正，因此测试必须在辐照度≥700 W/m2时进行，只有在这样的辐照度条件下，才允许进行线性修正。

3)当要具体分析功率比的指标高或低的原因时，需要分别检测表4中的9个效率项。

4)功率比对于光伏系统的输出功率进行了辐照度和温度修正，其结果不受资源条件和环境温度差异的影响，比没有排除温度影响的普通PR更加公平；由于排除了温度的影响，功率比的判定指标比PR相对提高很多。

5)表5列出的判定指标是基本要求，实际情况应该可以做得更好。

表5 光伏发电系统功率比R的分级标准

2.3.3 年等效利用小时数

年等效利用小时数是国内比较不同发电方式时的参照条件，如燃煤火电典型的年等效利用小时数为5000 h，风电的典型值是2000 h，光伏发电的典型值是1500 h等；而国际上采用年kW发电量(Yield)作为比较不同发电方式时的参照条件。二者数值相同，意义相同，但单位不同，Yield的单位是kWh/kW，而年等效利用小时数的单位是h(其实是将分子和分母的kW约分了)。

年等效利用小时数(年kW发电量)对于不同地域的项目，代表了资源条件的好坏；对于同一地域的项目，则代表了资源利用率和设计方案的先进性，值越高越好，因为在同样的资源条件下，年kW发电量越高，说明对于资源的利用率也越高。提高年等效利用小时数的有效方法通常有提高PR(减少遮挡、减少组件衰降、提高各个环节效率、减少积尘损失等)、增加光伏-逆变器的容配比、采用太阳跟踪器等。

年等效利用小时数的计算公式为：

式中，Y为年等效利用小时数，h，或kW发电量，kWh/kW；EAC为并网点的年发电量，kWh；PAC为光伏电站额定交流功率，即逆变器额定功率之和，kW。

关于年等效利用小时数，需要注意的是：

1)一定要用并网点的交流额定功率，而不能用直流侧的光伏组件功率，否则就体现不出增加容配比的优势；

2)增加容配比和采用太阳跟踪器可大幅提高kW发电量，改善项目收益，但未能改善PR值。

2.3.4 土地利用率

国际上常用土地占用率(Ground Cover Rate，GCR)，而国内常用kW占地作为土地利用率的指标。无论是GCR还是kW占地，都是辅助性指标，在PR或等效利用小时数相同的条件下，占地越少越好。

式中，LR为土地利用率，m2/kW；A为光伏电站总占地面积，m2。

关于土地利用率，需要注意的是：

1)计算土地利用率应该用额定交流功率计算，便于比较不同光伏-逆变器容配比条件下的占地差异；

2)土地利用率虽然仅是一个辅助性指标，但必须有，因为计算度电成本时还会用到。

2.3.5 光伏项目的度电成本

度电成本(LCOE)是国际上通用的比较不同发电方式度电成本的指标，是客观评价光伏项目经济性的重要指标，能够间接评价项目的收益水平，更能直接判断项目是亏损还是盈利。但LCOE并不是具体项目经济性评价指标，并不包含电价、收益、贷款利息、贷款周期、贷款比例等因素。低的LCOE是光伏项目最终追求的目标，越低越好。

LCOE的计算公式为：

LCOE=寿命期成本/寿命期发电量

式中，n为电站运行期，年，一般为20年；It为第t年的投资(包括初投资)，元，需要实际全投资额；Mt为第t年的运行/维护费用，元，需要第1年的实际数据进行推算；r为贴现率，将今后第t年的投入折算成现值，体现了资金的时间价值；Et为第t年的发电量，kWh，需要第1年的实际发电量数据进行推算；dt为第t年的性能平均衰降率，如d1=实测数据、d2=1.0%、d3=0.5%……以此类推。

LCOE虽然包含贴现率一项，但贴现率不同于贷款利息，这二者最大不同在于贷款利息每个项目都不相同，而贴现率对于同一种货币是一样的。如果比较国内的项目，由于(1+r)t对于所有的项目都一样，在比较时就相互约分约掉了，因此，对于国内同期建设的项目，可以不必考虑贴现率(实际上，我们在比较不同期建设的电站投资时，都是以实际投资为比较基准，也从未折算贴现率后再进行比较)。

因此，公式(11)可简化为：

对不同条件下的光伏发电系统LCOE进行比较，如表6所示。

表6 不同条件下光伏发电系统LCOE比较

关于表6中的数据，需要说明的是：

1)虽然在同一地点，项目2的初投资低，但PR值也低，初始衰降率又高，造成LCOE偏高。

2)西藏资源非常好，因此虽然初投资高，但LCOE仍然是最低的。

3)采用太阳跟踪器，虽然初投资、占地和运维费用都相应增高，但由于提升了20%的发电量，因此LCOE依然低于固定式安装。

4)为了准确计算LCOE，根据首年的PR值、首年的组件衰降率、首年的运行维护成本及首年的发电量，合理推算20年的发电量和成本很重要。

5)再次强调，LCOE是用于比较不同发电项目之间度电成本的一个指标，并不是具体项目的经济性指标。对于具体项目的经济性评价通常采用IRR(资金内部收益率)，IRR中不但包括了初投资、运行维护费用、发电量，还包括贷款利息、贷款比例、贷款年限、电价、收益水平、税收、折旧等诸多因素。

2.3.6 系统(交流)效率

IEC 61724-1《光伏系统性能 第1部分：监测系统》中，提出了系统(交流)效率，即System (AC) ef fi ciency的概念：

式中，ηf为系统(交流)效率，%；Eout为光伏发电系统交流输出发电量，kWh；Hi为方阵面在评价期内所接收到的辐射量，kWh/m2；Aa为方阵总面积，m2。

系统(交流)效率还可以表达为方阵效率ηA,0和PR的乘积：

其中，

式中，P0为光伏方阵标称功率。将相同的项约分，即可得到式(13)。

如果把方阵效率看成光伏组件效率，那么这里系统(交流)效率就等于光伏组件效率与光伏发电系统PR的乘积，其物理意义是方阵面辐射量转换成并网发电量的比值。例如：假设方阵(组件)效率=18%，PR=80%，则系统(交流)效率=14.4%。由于组件效率是光伏部件的评价指标，而PR是光伏发电系统的评价指标，二者乘积的意义相互干扰，因此建议仅作为辅助性评价指标。由于本文的评价指标已经包含了光伏组件效率和PR的测试，如果需要，将这2个指标相乘即可得到系统(交流)效率。

2.4 光伏发电系统综合测试项目和判定指标

在2.2和2.3节，本文分别介绍了5项光伏部件评价指标和6项光伏发电系统评价指标，其中一些指标，如PR和功率比，还可以分解成多个子项进行测试，从而能够定量化地评价光伏发电系统的电气性能和质量。

除了系统自身的电气性能和质量，光伏发电系统的并网特性和安全性也非常重要，而且也能够通过测试进行量化评价。表7给出了20个光伏发电系统电气性能、安全性和并网特性的测试项目及其判定的依据，表8给出了10个光伏发电系统评价指标，供大家参考和讨论。

表7 光伏电站验收测试项目和判定标准

(续表)

表8 光伏系统评价指标

3 评价体系总结

将本文推荐的对于光伏发电系统现场测试的量化评价指标进行总结，如表9所示。

表9 光伏发电系统量化评价指标列表

期望本文所提出的这一基于现场测试的光伏发电系统综合量化评价体系，可为科学评价光伏发电系统提供助力，从而促进光伏产业有序发展。