前面各位的发言已从设备、产品等方面做了介绍。我们公司专注于光伏电站投资、建设和运维，从项目开发、系统设计、电站EPC建设、电站运维等一系列配套业务。我本人从2009年开始到现在为止，一直负责光伏电站项目的设计、建造和运营，对电站情况比较了解。因此更关注电站的整体系统效率。下面就"如何提高发电量"的一点认识谈一下看法。

 

　　光伏发电站的建设及运营是一个系统工程，设计、施工、运维三个主要阶段密不可分。由于电站设计至少是25年，实际运营期限更长，因此如何设计、施工质量、运营管理的水平都直接影响电站的发电量，并直接影响业主的投资回报。

 

　　1.项目建设设计是龙头

 

　　设计是龙头。设计工作对整个电站的运行和管理起着决定性的作用。在与很多非行业人士交谈的时候，总能听到：其实光伏系统很简单的说法。这一说法让我无法认同。光伏资深人士都了解，在光伏电站的设计中，是蕴含了丰富经验的设计，是在标准化设计中又包含了很多精细化设计与优化。而发电量的提升，也就出自于这种行业经验，出自于这种优化设计。

 

　　如果光伏电站在设计环节没有考虑充分（如无信息化平台、运维管理手段不先进），则很难在未来的建造及运维过程中得到发电量的大幅提升。同样规模的电站，在同一区域，可能存在发电量差距达5%-10%之多。目前项目的内部收益率IRR一般在10%至12%的前提下，损失5%-10%的发电量是难以想象的，可能导致整个项目投资的失败。

 

　　一般方案设计包括：项目选址、光资源评估、光伏组件方阵设计、设备选型、光伏电站总体设计、并网接入点设计、发电量估算、技术经济分析等。

 

　　首先是项目选址及光资源评估

 

　　地面光伏发电项目一般是对未利用地或荒地加以利用。而分布式发电项目主要是对已建或新建建筑物屋面加以利用。以地面发电项目为例，选址工作主要是对具体的选址区域进行基本评估，确定是否存在地质灾害、明显的阳光遮挡、不可克服的工程障碍、土地使用价格超概算等导致选址不适合建设光伏电站的重大影响因素；针对选址的初步勘测结果规划装机容量、提出方案设想；对所提方案进行实施估算和经济性评价。因此，预可行性研究阶段需要对选址场地进行地形测绘和岩土初勘；可行性研究阶段的选址工作，是对于可行性研究时的选址工作的论证，包括项目对环境的影响评价、水土保持方案、地质灾害论证、压覆矿产和文物情况的论证等选址咨询工作，该阶段需要对选址进行土地详勘，并对方案设想进行设计计算、提供相应图纸，为项目实施方案做出投资概算和经济性评价。

 

　　另外就选址当地的光资源进行评估，根据规划的装机容量测算系统年发电量。从而对项目的技术经济进行测算评估。

 

　　2.系统设计优化

 

　　一个项目完成选址、立项后，就开始了设计阶段。目前光伏设计的"一致性"比较好，不同的项目采用几乎类似图纸在进行施工。根据我们的经验，不同的项目，设计上还是有很大的差异性，优化设计、精细化的设计是十分必要的。

 

　　如光伏支架，同一地区，支架倾角不同，获得的光照强度不同，所获得的发电量就有所不同；而同一种支架，在不同的地区，沿海台风、新疆冬季大风、内陆地区，抗风能力的适应性就不同；支架的材料不同，安装方式不同，其一系列技术性能就不一样。为什么现在很多组件功率出现了大幅度的衰减，其中不乏有组件自身品质的问题，还有就是由于支架设计及品质的问题，导致支架在风荷载的影响下长期震动致使光伏组件长期震动，或由于安装问题导致光伏组件扭曲，使组件产生变形、开裂、隐裂等现象，再受到汽、水等侵蚀，就产生了部分失效，导致衰减。

 

　　另外提出可探讨的优化设计、精细化设计点，如分布式项目并网接入点的设计。不同的接入点对电网的稳定性影响、对谐波影响、负荷对所发电量的消纳以及太阳能所发电能的损耗影响等，都是可以研究的。

 

　　就我们自身的体会，一套严格的技术规范在项目的设备及建安合同的采购中起到了很大的作用。比如主要设备，光伏组件、逆变器，甚至于每一个部件的关键元器件都进行了严格的技术规定。拿逆变器来说，不同的逆变器厂商，同一规格的逆变器，同一型号的元器件价格差异也是比较大的，因此在招标的环节，我们要求厂家提供主要元器件报价，所以采购环节的技术规范是非常重要的。这就需要设计环节提出要求，采购环节严把执行，充分体现了设计的龙头作用。

 

　　另外一个我们所关心的指标就是整体的系统效率。系统整体效率的高低直接反应了发电效率。

 

　　怎么才能满足所要求的系统效率呢？影响系统效率因素有建设场址、太阳辐射强度、温度、支架形式、组件间距布置、组件效率、逆变器效率以及电缆损耗、设备故障率等等，在每一项设计中，都要做到精细化的优化设计。一旦设计完成，图纸交付施工，现场更改需要特别谨慎。

 

　　举一个简单的例子，组件在支架上的横向排布还是纵向排布，在某种条件下就影响了系统效率。2009年开始建电站的时候没有意识到这是一个问题，随着电站建设的增多，以及分布式电站的建设，逐步发现了问题。特别是在有阴影遮挡的地方，横向排布只影响这一组（如图，约损失三分之一功率）

 

　　横向排布

 

　　如左图所示，当纵向排布时，

 

　　阴影遮挡影响了全部（组件输出几乎为零）

 

　　这个问题在不规则的楼顶表现的更加突出。

 

　　大规模地面电站则以加大组件排与排间距

 

　　来解决这个问题。

 

　　这就直观的看到遮挡是如何影响系统发电量

 

　　并进一步影响整个电站投资回报率了。

 

　　纵向排布
 

 

　　再举一个例子，组串与逆变器选择的匹配。以250Wp组件为例，目前电站大多为20光块组件一串，但对于不同的地区，应根据实际情况，根据组件数据和所选逆变器参数，阵列的输入电压不能大于逆变器工作电压范围（考虑温度），阵列的输入功率不要大于逆变器的最大输入功率，阵列的电压工作范围最好配置在逆变器效率较高的点，阵列的输入电流不要超过逆变器的直流输入限制电流阀值。最后确定逆变器和光伏组件的类型是否匹配；我们的经验，如在青海地区，可以选择在22块，这样提高了逆变器的输入直流电压，可以使逆变器早晚多工作一段时间，通过经验对比，至少可以比20块的每天多工作20分钟；一个电站投资上亿，设计应该做一些精细化的优化设计，这样项目的回报率会提高很多。

 

　　以逆变器选择为例，采用组串式逆变器预计发电量提升2%-8%，特别是分布式项目，有遮挡的地方，地形不规则的山地使用组串式逆变器确实有它的优势，提高组件最佳工作点与逆变器的匹配，最大程度增加了发电量、系统搭建灵活、管理更精细、无需专用逆变室、故障停机影响发电面积小、更换维护方便等优势。影响发电量小。集中式逆变器我们也用的很多，设备台数少便于管理、技术成熟、集成度高、可靠性高等优势；但发生故障停机影响发电面积大，影响发电量大。不同的项目要具体分析，选用的逆变器不能一概而论，要进行一些性价比分析，并核算投资回报率。

 

　　光伏电站效率中，组件自身的损失约3%，污秽损失约2%，太阳能敷设不均匀性约2%，还有温度的影响，直流的线损，一般组件之间都用4平方的线缆，但当组串距离远的时候，则考虑加大电缆截面。还有MPPT跟踪损失约1%，这一点也是在设计阶段需要充分考虑的。逆变器的转换损失约3%，组件MPP不一致约2%，交流侧损失3%。所有上述的损失因素，就构成了光伏电站效率。

 

　　有的系统效率考虑78%，有的考虑73%，有的考虑80%，没有建立一个标准。如果是自建项目，可以很好的控制这个系统效率。如果是代建项目，如何达到效率要求？测量方法不同，差异可达10%以上。

 

　　目前有的项目，10MW采用70mm2的电缆，到了100MW的项目，依然采用70mm2的电缆，这样的设计是否合适值得商榷。目前我们有三种选择，50mm2的线缆、70mm2的线缆、95mm2的线缆。所以设计还是应该在每个环节多进行精细化的优化设计。从2009年开始，建设的电站越多，就觉得设计环节中还有很多需要解决提高的问题。

 

　　我们曾经做过一个课题--效率测试的原则和方法，在青海进行的课题，效果还是不错的。效率测试说的容易，实际做起来是很难的。关键问题是如何保证测试的基准板。基准板要准确，不然如何保证以它为基准的测试结果，80%系统效率如何能信，因此，这需要专业的队伍来做这个测试。

 

　　图中A、B、C、D、E为测试点

 

 

　　选用能量效率作为评估标准。系统效率η具体计算公式如下：

 

　　oEout：上网电量，单位：kWh；以每月及一年为计量周期；Eout数据从A、B、C、D各计量点处读取。

 

　　oET：理论发电量，单位：kWh；以每月及一年为统计周期；

 

　　oEPL：限电损失电量，单位：kWh；以每月及一年为统计周期；

 

　　oEλ：故障损失电量，单位：kWh；以每月及一年为统计周期；

 

　　理论发电量ET计算方式如下：

 

　　oHT：光伏方阵倾斜面辐射量，单位：kWh/m2；以每月及一年为统计周期；

 

　　oGSTC：标准辐射强度1kW/m2；

 

　　oP0：电站装机容量（峰瓦功率），单位：kWp

 

　　光伏方阵倾斜面总辐射量HT的测量方法：由E设备气象仪获得；气象仪需满足我公司设备采购标准。

 

　　刚开始试验的时候，每个测试点都进行测试，后期试验，为了节约费用，在每个电站抽测10%的回路加测量点。

 

　　以上所介绍的设计环节均由优化设计的空间，因此设计是提升发电量的龙头，是值得大家重视环节。

 

　　3.加强工程管理，严把施工质量

 

　　加强工程管理，严把施工质量是电站正常运行的保障。

 

　　为了加强对工程质量管理，监督施工单位严格按照图纸规范施工，减少工程质量通病，杜绝工程质量隐患，我们通常采用多种措施并举，切实抓好工程质量。

 

　　组织成立了由设计单位、施工单位、监理单位等参与的工程质量领导小组，具体负责工程的质量监督管理工作。

 

　　采取多种形式，完善监管手段。采取综合检查、专项检查、巡视检查等方式，对发现的问题及时采取措施，责令整改，并跟踪督查整改情况。

 

　　细化工作方案，责任落实到人。精心编制施工组织设计，根据工程特点、难点，详细制定各阶段的技术方案和质量保证措施。同时，细化各专业质量职责，完善工程项目质保体系。

 

　　实行全程监督，确保质量与进度。每项工程都要求进行技术交流、技术交底，制定详细的周计划、月计划，保障工程进度。

 

　　4.运维管理是关键

 

　　电站运维管理是关键，对提升发电量至关重要。疏于管理则很容易使前期工作成果付之东流。我们是有经验的，高水平的运维管理可提升3%到5%。

 

　　管理手段：建立信息化平台--集中监控中心。我们已建和即将建设的分布式光伏电站，数量将达到几百个，如果没有集控中心作为一个信息化管理平台是无法管理的。2011年、2012年我们就开始搭建信息化平台，平台费用并不高，二百多万左右，但使用价值非常高。平台不仅仅解决了电站的巡视问题，还提供了电站运行维护和维修的指导。而这些均与电站系统效率相挂钩，即与发电量息息相关。电站的运行状况应做到随时监控。我了解的有的电站没有这套系统，设备坏了很多天都没有人知道，更没有及时维修，明显的发电量受到影响。因此建立信息化平台--集中监控中心是十分必要的。

 

　　我去美国参观光伏电站了解到，他们一个人管理几个电站。这个管理人员的手机可以随时查看所管理的电站信息。

 

　　这是一个值得关注的问题。包括运营机制的分析、高可靠性、诊断配置，采集关键的电站数据，快速检测出运营中的异常情况等。电站的效益怎么提高，一块板坏就是影响一串；一兆瓦坏一个星期无人知晓，发电量就这么损失了。所以信息化平台--远程集中监控中心是十分必要的，是运维阶段管理的有力的手段。

 

　　备品备件中心：

 

　　由公司管理中心技术部在设备采购时，根据设备的特点，确定设备的备品、备件和专用工具的具体要求和计划，并在设备供货的技术协议中予以明确，公司合同商务部门在设备采购时将备品、备件和专用工具与设备一起采购订货。

 

　　区域性维护中心：

 

　　我们设立了一个区域性的运维中心。在某一区域内建立独立、专业的检修队伍（或委托有资质的专业检修公司）。该检修队伍直接对口各项目公司电站，专一负责电站的抢修及"春、秋检"（暨预防性维护）。如100个场址就建立100个运维中心的做法是不可取的。区域性的运维中心最好建在距离周边多个电站不超过400-500公里的地方，使得维修人员能在8小时内及时赶到现场。

 

　　利用各电站维护工作不均衡的特点，使专业检修队伍可承接跨区域的检修任务，专业化管理不仅可以避免任务的不均衡，还能提高检修质量和安全可靠性。

 

　　同时利用检修队伍的专业化，在不影响检修质量的同时，合理控制检修时间，提高设备利用小时；减轻现场运维人员的劳动强度，增加设备检修质量，缩短站内设备紧急抢修时间。

 

　　实行运检分离，可解决新建及质保期到达后电站技术力量不足和检修维护人员少的问题，节约大量人力和物力。同时，解决了制造厂家技术封锁等问题。

 

　　成立专业化、社会化检修队伍，可以逐步做到备品配件和专用工器具的集中管理。网络化信息化平台管理更可以减少资金积压，库存压力，人员开支和检测费用。

 

　　组件清洗方案：

 

　　比如100MW清洗一次需要多少钱，我们是有一组数据。因组件清洗提高发电量收益是否高出清洗费用，应该进行计算。

 

　　Sm为月遮蔽率，即一个月的时间灰尘沉积对太阳辐照强度的影响比率，Pr为理论预测发电量，每月清洗次数X，C为每次清洗费用。

 

　　一个电站一个月清洗一次、两次、还是三次，哪种算法是合理的，目前没有一定之说。所以希望大家在这方面多做相关的研究工作。

 

　　综上所述，光伏电站是一个系统工程，并不简单。其中有很多方面直接影响电站的发电量，直接影响业主的投资收益。是个不容忽视的问题，应该引起业内人士的关注。根据我们多年的经验，设计和运维水平的提升，对提高发电量至关重要。