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光伏電站的發(fā)電量由三個(gè)因素決定：裝機(jī)容量、峰值小時(shí)數(shù)、系統(tǒng)效率。當(dāng)電站的地點(diǎn)和規(guī)模確定以后，前兩個(gè)因素基本已經(jīng)定了，要想提高發(fā)電量，只能從“系統(tǒng)效率”上下功夫了！
那光伏電站的系統(tǒng)效率應(yīng)該是多少呢？引用王斯成老師ppt中的一個(gè)表格來(lái)說(shuō)明一下。


從這張表中可以看出，雖然不同國(guó)家的水平會(huì)有所差異，但隨著技術(shù)的進(jìn)步和經(jīng)驗(yàn)的積累，在世界范圍內(nèi)，光伏電站的系統(tǒng)效率是不斷提升的。我國(guó)的光伏電站基本都是2010s建成地，理論上，80%的系統(tǒng)效率應(yīng)該是一個(gè)平均水平。

然而，大量的實(shí)際調(diào)研數(shù)據(jù)證明，我國(guó)建成的光伏電站的系統(tǒng)效率都處于一個(gè)非常低的水平。分布式電站由于之前大部分是以金太陽(yáng)工程的形式建設(shè)的，裝有防逆流裝置，棄電情況較多，暫不討論；據(jù)介紹，我國(guó)西部大型地面電站的平均系統(tǒng)效率僅能達(dá)到74%左右。

哪些因素影響了電站的系統(tǒng)效率，動(dòng)了我們的發(fā)電量？我把這些因素分為三類：自然因素、設(shè)備因素、人為因素。

一、自然因素對(duì)系統(tǒng)效率的影響

1、溫度折減

我覺(jué)得，對(duì)系統(tǒng)效率影響最大的自然因素就是溫度。溫度系數(shù)是光伏組件非常重要的一個(gè)參數(shù)。一般情況下，晶硅電池的溫度系數(shù)一般是 -0.35～-0.45%/℃，非晶硅電池的溫度系數(shù)一般是-0.2%/℃左右。而光伏組件的溫度并不等于環(huán)境溫度。下圖就是光伏組件輸出功率隨組件溫度的變化情況。
在正午12點(diǎn)附近，圖中光伏組件的溫度達(dá)到60攝氏度左右，光伏組件的輸出功率大約僅有85%左右。

除了光伏組件，當(dāng)溫度升高時(shí)，逆變器等電氣設(shè)備的轉(zhuǎn)化效率也會(huì)隨溫度的升高而降低。

溫度造成的折減，可以根據(jù)光伏組件的溫度系數(shù)和當(dāng)?shù)氐臍鉁剡M(jìn)行估算。

2、不可利用太陽(yáng)光

我們獲得的總輻射量值，是各種輻射強(qiáng)度的直接輻射、散射輻射、反射輻射的總和，但并不是所有的輻射都能發(fā)電的。比如，逆變器需要再輻照度大于50W/m2時(shí)才能向電網(wǎng)供電，但輻照度在100W/m2以下時(shí)輸出功率極低。

即使在陽(yáng)光好的西部地區(qū)，這部分雖然算到總輻射量數(shù)據(jù)中、但無(wú)法利用的太陽(yáng)能輻射，也能達(dá)到2~3%。

二、設(shè)備因素對(duì)系統(tǒng)效率的影響

我覺(jué)得設(shè)備因素是影響光伏系統(tǒng)效率的最主要原因。

1、光伏組件的匹配度

標(biāo)稱偏差也是光伏組件一個(gè)重要參數(shù)，一般±3%內(nèi)是可以接受的。這說(shuō)明，雖然組件的標(biāo)稱參數(shù)是一樣的，但實(shí)際上輸出特性曲線是有差異的，這就造成多個(gè)組件串聯(lián)時(shí)因電流不一致產(chǎn)生的效率降低。目前，像天合、英利等組件廠家，一般采用正偏差來(lái)降低由于功率的不匹配性帶來(lái)的損失。

2、逆變器、箱變的效率

雖然逆變器技術(shù)規(guī)格書(shū)中的歐洲效率是考慮了不同負(fù)載率后的加權(quán)轉(zhuǎn)換效率，但實(shí)際使用中，很少有逆變器能達(dá)到現(xiàn)在普遍使用的98.5%。逆變器在DC變AC的過(guò)程中，加權(quán)效率能達(dá)到97.5%應(yīng)該就不錯(cuò)了。

不同逆變器的MPPT跟蹤效果也是不一樣的。當(dāng)最大功率點(diǎn)電壓隨著輻照度變化時(shí)，逆變器需要不斷改變電壓值以找到最大功率點(diǎn)電壓，由于跟蹤的滯后性也會(huì)造成能量損失。另外，一個(gè)500kW的逆變器，要跟蹤大約100路組串的MPPT，組串之間的差異會(huì)影響跟蹤的精度。目前，有的逆變器廠家采用多路MPPT的方式，來(lái)減少此項(xiàng)損失。

在最大直流輸入電壓范圍內(nèi)，盡量的多串聯(lián)組件提高電壓、降低電流，可以提高逆變器的轉(zhuǎn)化效率，同時(shí)降低線損。
箱變將在將升壓的過(guò)程中，必然會(huì)有能量損失，這項(xiàng)根據(jù)箱變的參數(shù)來(lái)確定，一般1.5%左右。

3、直流線損、交流線損

一個(gè)1MW單元的面積大約3.5~4公頃。要將這么大面積光伏組件發(fā)出的電送到一處地方，就需要很長(zhǎng)的直流線路。減少線損的辦法有兩個(gè)：選用好的電纜，提高電壓。一般情況下，直流線損可以按2~3%來(lái)估算。

交流線路短，線損相對(duì)較少，一般可以按1%來(lái)進(jìn)行估算。

4、設(shè)備故障

設(shè)備故障和檢修時(shí)造成系統(tǒng)效率低的一個(gè)重要原因。下圖統(tǒng)計(jì)了光伏電站故障原因，其中一半都是來(lái)自于設(shè)備。

三、人為因素對(duì)系統(tǒng)效率的影響

1、設(shè)計(jì)不當(dāng)

設(shè)計(jì)不當(dāng)造成發(fā)電量損失最嚴(yán)重的一項(xiàng)就是“間距設(shè)計(jì)不當(dāng)”。由于目前光伏電站大都采用豎向布置，下沿的少量遮擋往往會(huì)造成整個(gè)組串輸出功率極具下降。據(jù)統(tǒng)計(jì)，在一些前后間距偏小的電站，前后遮擋造成的發(fā)電量損失甚至能達(dá)到3%。另外，山地電站除了考慮前后遮擋以外，還要考量東西方向高差所帶來(lái)的遮擋。在坡度比較大，而東西間距較小的電站，此項(xiàng)折減可達(dá)到2%。

除了間距以外，我還經(jīng)?？吹皆诠夥娬緢?chǎng)區(qū)內(nèi)，設(shè)計(jì)有較高的建（構(gòu)）筑物，對(duì)周圍的光伏陣列造成遮擋。

2、清潔不及時(shí)

在西北地區(qū)，一次沙塵暴可能會(huì)造成發(fā)電量直接降低5%以上；在東部，嚴(yán)重的霧霾天氣時(shí)光伏電站幾乎沒(méi)有出力。下圖是清洗前后光伏電站的出力對(duì)比。


可以看出，輻照度越大、陽(yáng)光的穿透力越強(qiáng)，灰塵造成的損失越少。

除了灰塵，積雪如果不及時(shí)清除，也會(huì)對(duì)發(fā)電量造成較大的損失。

除了上述原因以外，光伏組件的衰減過(guò)快也是造成發(fā)電量達(dá)不到預(yù)期的重要原因。一般廠家承諾頭兩年衰減不超過(guò)2%，10年不超過(guò)10%，25年不超過(guò)20%。10年和20年的情況我不清楚，據(jù)了解，頭兩年衰減在2%的光伏組件比較少。

總結(jié)一下，光伏電站系統(tǒng)效率損失的原因可以歸納成以下幾條：

自然原因：溫度折減、不可利用太陽(yáng)光；

設(shè)備原因：光伏組件的匹配度、逆變器、箱變的效率、直流線損、交流線損、設(shè)備故障

人為原因：設(shè)計(jì)不當(dāng)、清潔不及時(shí)

光伏組件衰減速度超出預(yù)期

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