1、溫度折減
溫度系數(shù)是光伏組件非常重要的一個參數(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。圖1就是光伏組件輸出功率隨組件溫度的變化情況。
表1組件電性能參數(shù)對系統(tǒng)效率的影響
在正午12點附近，圖中光伏組件的溫度達到60攝氏度左右，光伏組件的輸出功率大約僅有85%左右。溫度造成的折減，可以根據(jù)光伏組件的溫度系數(shù)和當?shù)氐臍鉁剡M行估算。
2、光伏組件的匹配度
雖然組件的標稱參數(shù)是一樣的，但實際上輸出特性曲線是有差異的，這就造成多個組件串聯(lián)時因電流不一致產(chǎn)生的效率降低。
圖1 光伏組件輸出功率隨組件溫度的變化
3、直流線損
一個1MW單元的面積大約14000 m2。要將這么大面積光伏組件發(fā)出的電送到一處地方，就需要很長的直流線路。一般情況下，直流線損可以按2~3%來估算。
4、光伏組件灰塵損失
在西北地區(qū)，一次沙塵暴可能會造成發(fā)電量直接降低5%以上;在東部，嚴重的霧霾天氣時光伏電站幾乎沒有出力。下圖是清洗前后光伏電站的出力對比。
圖2 光伏組件清洗前后出力對比
5、光伏組件功率衰減損失
光伏組件的衰減過快也是造成發(fā)電量達不到預期的重要原因。一般廠家承諾頭兩年衰減不超過2%，10年不超過10%，25年不超過20%。10年和20年的情況暫時還沒有準確的數(shù)據(jù)，據(jù)了解，前2年衰減在2%的光伏組件比較少。隨著時間的推移，組件的發(fā)電功率在降低，逆變器的輸入功率將逐年減小。
6、MPPT偏離損失
大型電站通過匯流箱將光伏組件的直流電匯集至集中逆變器，而大型逆變器依賴于一路MPPT來跟蹤。山地項目中，由于地區(qū)地形復雜，平地很少，無法做土地平整，電池板朝向各異;不同組件到匯流箱距離差異很大，匯流箱至逆變器的距離也有很大差異，這都將影響逆變器的輸入功率。
7、系統(tǒng)的PR值
通過上述各環(huán)節(jié)的衰減，總結出光伏電站的PR損失示意圖如圖3所示：
圖3 光伏電站PR損失示意圖
從這張圖中我們可以看到，從光伏組件到逆變器、箱變之間，有很多環(huán)節(jié)的出力損失。從箱變出來以后，只有一項交流線損。假設整個電站的PR為84%(已經(jīng)算比較高了，一般電站很難達到)。
二、光伏組件容量與逆變器最佳匹配
下圖是甘肅武威(我國資源最好的地區(qū)之一)5月19日(全年發(fā)電量較高的月份)一個1MW發(fā)電單元的出力曲線(引用自王斯成老師的PPT)。圖中的單位為KW。
甘肅武威2012年5月19日當天的出力曲線—王斯成PPT提供
圖4 甘肅武威不同運行方式1MW光伏發(fā)電單元出力
可以看出，固定式項目，1MW出力最高的時候也就0.82MW，而且能達到0.8MW出力的時間大概只有2個小時。
就固定式而言，即使在太陽能資源最好的地區(qū)，光伏組件真正能接收到1000W/m2以上的輻照度，時間大概也就中午1點前后的1~2個小時(而且是在春秋通風效果好，組件溫度不是很高的情況下)。此時，光伏組件可以實現(xiàn)滿發(fā)，而其他大部分時候，由于輻照度低，光伏組件的輸出功率都比裝機容量低很多(如圖中的黃線)。這也就解釋了，為什么圖1中1MW固定式的最高出力只有0.82MW。
假定電站的PR為84%，那么光伏組件輸出功率的0.84(PR值)/0.97(逆變器效率)/0.98(交流效率)≈88%才能到達逆變器，因此，即使在太陽能資源條件好，光伏組件滿發(fā)的情況下，直流側損失也會達到12% 。以100KW逆變器為例，逆變器允許輸入的最大功率為110KW，反推光伏組件110/0.88=125KW。以上情況未考慮組件衰減情況，若按照5年5%衰減，10年10%衰減，那么組件輸入逆變器的功率也在逐年遞減。因此，如果光伏組件：逆變器=1：1時，逆變器容量基本都是大幅浪費的。
三、組件容量：逆變器=1.2:1是否合適?
下圖是青海地區(qū)(除西藏外，資源最好的地區(qū))9月13日光伏組件輸入和逆變器輸出功率圖(圖片來自王斯成老師的PPT)。
圖5 光伏組件輸入和逆變器輸出功率圖
由上圖可知光伏組件PV輸入為500KW時，逆變器的輸入功率為460KW，那么逆變器的最大輸入功率為其額定容量的1.1倍，即550KW，那么反推光伏組件的最大值為550*500/460=598KW約等于1.2倍的逆變器的額定功率。因此可以得出組件容量：逆變器=1.2:1。該地區(qū)屬于太陽能資源一類地區(qū)。
另外附表北票10MW大型并網(wǎng)電站數(shù)據(jù)表近三個月的數(shù)據(jù)顯示，即時輸出最大功率超過8MW的情況只有8天，那么逆變器的輸入基本上沒有幾天能達到8MW(逆變器輸入功率×逆變器效率=逆變器輸出功率)，而且是在中午的一兩個小時，9月份是一年中發(fā)電量較高的月份，而且北票也屬太陽能資源一類地區(qū)。
綜上所述，大部分太陽能資源一類地區(qū)可以采用組件容量：逆變器=1.2:1比例選配，二類以下地區(qū)均采用此配比。
當然1.2倍于逆變器的光伏組件輸入很多情況下可能是個臨界狀態(tài)，這需要根據(jù)不同地區(qū)太陽能資源程度及組件傾角擺放，環(huán)境等因素綜合考慮。當出現(xiàn)逆變器的輸入功率大于標稱功率的情況時，可以對逆變器的MPPT跟蹤進行設置，當輸入功率大于標稱功率時，不采用MPPT跟蹤，逆變器完全不會燒毀(通過咨詢逆變器方面的專家)。
四、經(jīng)濟分析
為了算清楚，先來以一個50MWp光伏電站(建110kV升壓站)為例，看一下光伏電站投資的構成。
我把光伏電站的投資大概歸納成10項。當光伏組件：逆變器=1.2：1時，那前5項的費用會增加，后5項基本不變。
表2光伏電站投資構成
從上表可以看出，比例增大后，總造價增加了50萬元。
另一方面：500KW光伏電站，綜合效率80%，首年等效利用小時數(shù)1800，年發(fā)電量72萬KWh。
如果單將光伏組件增加20%，則600KW光伏電站，綜合效率80%，首年等效利用小時1800，年發(fā)電量86.4萬KWh。理論年增收：(86.4-72)*0.9=12.96萬元(按0.9元/kWh考慮)。
如果光伏組件按10年衰減10%，25年衰減20%考慮，則該光伏電站25年平均的滿發(fā)小時數(shù)為1598。新增100KW光伏組件年均發(fā)電量為12.784萬KWh。在此基礎上計算：新增50萬元的投資回收期僅為500000/(127840*0.9)=4.3年，大大低于常規(guī)光伏電站8年的投資回收期。
五、結論
1、光伏組件：逆變器=1.2：1在絕大多數(shù)光資源一類地區(qū)及二類以下地區(qū)是一個最佳比例。
2、當逆變器的輸入功率大于其標稱容量時，逆變器將不再進行MPPT跟蹤，不會被燒毀。
3、光伏組件：逆變器>1.2:1時，當春秋日照輻射強度高，通風好的情況下，逆變器一天中的某個時段輸入功率會超出其標稱值，此時逆變器不會進行MPPT跟蹤，會有棄光現(xiàn)象。應綜合分析棄光率及投入產(chǎn)出比來確定光伏組件與逆變器的比例關系。
原標題:組件容量與逆變器配比優(yōu)化分析
