李辉（中国石油天然气集团公司节能技术监测评价中心）

据相关政策，到2030年，中国单位国内生产总值CO2排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12×108kW以上[1-2]。随着国家对清洁能源的利用越来越重视，各油田企业均在大力开发清洁能源利用，油田主要开发的清洁能源利用为太阳能发电、风能发电等。目前油田利用废弃井场、荒地建立分布式太阳能发电系统，采用就地消纳的方式[3-4]，随着太阳能发电系统的建立，对于太阳能系统发电效率，也逐渐受到人们的重视。通过结合目前常用的太阳能发电装置以及现有的能耗测试技术，研发了太阳能发电系统测试装置，以便分析太阳能发电系统的效率和系统运行状态，为后续太阳能发电装置的建设提供现场数据。

太阳能发电是根据光生伏特效应原理，利用太阳电池将太阳光能直接转化为电能。油田用常见的太阳能发电系统主要组成为：光伏组件、汇流箱、储能单元（蓄电池组）、逆变器、变压器等，太阳能发电系统组成结构[5-7]见图1。

图1 太阳能发电系统组成结构Fig.1 The structure of solar power system

系统各组成部分的功能如下：

1）光伏组件。具有封装及内部联结的、能单独提供直流电输出的、最小不可分割的太阳能电池组合装置，也称太阳电池组件[8]。光伏组件是太阳能发电系统的核心部分，也是太阳能发电系统中价值最高的部分。其作用是将太阳的辐射能力转换为电能，或送往储能单元的蓄电池中存储起来，或（并网）推动负载工作。

2）汇流箱。是多个光伏组串所发出直流电的汇集结点装置，汇流箱应设置防雷保护装置，其输入回路宜具有防逆流及过流保护；
对于多级汇流太阳能发电系统，如果前级已有防逆流保护，则后级可不做防逆流保护；
应具有隔离保护措施，宜设备监测装置。室外汇流箱应有防腐、防锈、防暴晒等措施。

3）储能装置。独立太阳能发电站应配置恰当容量的储能装置，以满足向负载提供持续、稳定电力的要求[9]。并网太阳能发电站可根据需要配置合适容量的储有装置。常用的储能装置一般为铅酸电池，小微型系统中，也可用镍氢电池、镍镉电池或锂电池。其作用是在有光照时根据需要将太阳能电池板所发出的电能储存起来，到需要的时候再释放出来。

4）逆变器。太阳能的直接输出一般为12 VDC、24 VDC、48 VDC[10-11]。为了能够向220 VAC的用电设备提供电能，需要将太阳能发电系统所发出的直流电能转换成交流电能，因此，需要使用DC-AC逆变器。

5）变压器。输出用户所需的电压等级。

目前，太阳能发电系统的发电量（电能）主要存在独立使用（就地消纳）及并网发电两种方式，对于油气田企业而言，一般采用就地消纳方式。

根据太阳能发电系统的结构组成以及结合目前的油田能耗测试评价标准，确定太阳能发电系统的能效评价指标主要包括9项：系统效率、太阳能发电单元效率、光伏组件效率、逆变器效率、变压器效率、线损率、光伏组件串联失配率、光伏组串并联失配率、光伏组串一致性。

2.1 太阳能发电系统效率

太阳能发电站或系统某时段τ内等效利用小时数与光伏组件倾斜面峰值日照小时数的比值，用百分数表示，计算公式为：

式中：PR为系统效率（也称系统能效），%；
EOUT,τ为时段太阳能发电站输出的总发电量，kWh；
CI为太阳能发电站安装容量，kW；
G为时段光伏方阵倾斜面单位面积总辐照量，kWh/m2；
G0为标准条件下的辐照度，取值为1，kW/m2；
ETUN,τ为时段太阳能发电站发出的出口侧关口表发电量，kWh；
ECON,τ为时段太阳能发电站发出的除站内用电外就地消纳的电量，kWh；
EL,τ为时段太阳能发电站为维持运行消耗的取自电网的电量，kWh。

2.2 太阳能发电单元效率

一定数量的光伏组串通过汇流箱汇集，与逆变器或站内变压器连接形成的子系统可称为一个发电单元。太阳能发电系统的发电单元效率计算公式为：

式中：PRSYS为太阳能发电单元效率（能效），%；
ESYS,τ为时段太阳能发电单元输出的总发电量，kWh；
CISYS为太阳能发电单元安装容量，kW；
GSYS为时段太阳能发电单元光伏方阵倾斜面单位面积总辐照量，kWh/m2。

2.3 光伏组件效率

光伏组件（转换）效率是指光伏组件最大功率与被测光伏组件标称总面积上标准条件下总辐照量的比值，计算公式为：

式中：ηout为光伏组件转换效率，%；
PMPP_STC为光伏组件最大功率，W；
Aout为被测光伏组件标称总面积，m2。

2.4 逆变器效率

太阳能发电系统的逆变器效率是逆变器交流输出侧实际输出功率与直流输入侧实际输入功率的比值，计算公式为：

式中：ηconv为光伏逆变器转换效率，%；
UAC,i为逆变器交流侧电压采样瞬间值，i=1，2，3…N1，V；
IAC,i为逆变器交流侧电流采样瞬间值，A；
Δti为逆变器交流侧连续两个采样点之间时间间隔，s；
UDC,j为逆变器直流侧电压采样瞬间值，j=1，2，3…M1，V；
IDC,j为逆变器直流侧电流采样瞬间值，A；
Δtj为逆变器直流侧连续两个采样点之间的时间间隔；
N1为逆变器交流侧数据采样点总数，采样时间取1 min，个；
M1逆为变器直流侧数据采 样 点 总 数，Δti×N1=Δtj×M1，采 样 时间取1 min，个。

2.5 变压器效率

太阳能发电系统的站内变压器效率计算公式为：

式中：ηT为站内变压器效率，%；
UAC1,i为站内变压器高压侧电压采样瞬时值，i=1，2，3…N2，V；
IAC1,i为站内变压器高压侧电流采样瞬时值，A；
ΔTi为站内变压器高压侧连续两个采样点之间的时间间隔，s；
UAC2,j为站内变压器低压侧电压采样瞬时值，j=1，2，3…M2，V；
IAC2,j为站内变压器低压侧电流采样瞬间值，A；
ΔTj为站内变压器低压侧连续两个采样值之间的时间间隔；
N2为站内变压器高压侧数据采样点总数，采样时间取1 min，个；
M2为站内变压器低压侧数据采样点总数，采样时间取1 min，个。

2.6 线损率

1）光伏组串到汇流箱直流线损。按式（7）分别计算光伏组串到汇流箱（近、中、远）之间的直流线损率；
取近、中、远三个测试结果的平均值，即得到光伏组串到汇流箱之间平均直流线损率：

式中：Ldc1,loss为光伏组串到汇流箱线损率，%；
Vzc为光伏组串输出口直流电压，V；
Vhr为汇流箱输入口直流电压。

2）汇流箱到逆变器直流线损。按式（8）分别计算汇流箱到逆变器（近、中、远）之间的直流线损率；
取近、中、远三个测试结果的平均值，即得到汇流箱到逆变器之间平均直流线损率：

式中：Ldc2,loss为汇流箱到逆变器线损率，%；
Vhc为汇流箱输出口直流电压，V；
Vnr为逆变器输入口直流电压，V。

3）光伏组串到组串式逆变器直流线损。按式（9）分别计算光伏组串到组串式逆变器（近、中、远）之间的直流线损率；
取近、中、远三个测试结果的平均值，即得到光伏组串到组串式逆变器之间平均直流线损：

式中：Ldc3,loss为光伏组串到组串式逆变器线损率，%；
Vnb为组串式逆变器输入口直流电压，V。

2.7 光伏组件串联失配率

光伏组件串联失配率是指被测光伏组串最大功率与被测光伏组串中所有光伏组件最大功率之和的比值，计算公式为：

式中：ηS为被测光伏组串串联失配率，%；
PS为被测光伏组串最大功率，W；
n1为被测光伏组串中被测光伏组件总数，个；
Pi为被测光伏组串中第i个被测光伏组件最大功率，i=1，2，3…n1，kW。

2.8 光伏组串并联失配率

光伏组串并联失配率是指被测汇流箱的最大功率与被测汇流箱中所有光伏组串最大功率之和的比值，计算公式为：

式中：ηc为光伏组串并联失配率，%；
Pc为被测汇流箱最大功率，W；
n2为被测汇流箱中被测光伏组串总数，个；
Psj为被测汇流箱中第j个被测光伏组串最大功率，j=1，2，3…n2，kW。

2.9 光伏组串一致性

1）电流偏差率。电流偏差率是指某光伏组串支路电流与汇流箱中全部光伏组串平均电流的差值与汇流箱中全部光伏组串平均电流的比值。

该项指标的计算方法见式（12）、（13）：

式中：IAvg汇流箱中光伏组串平均电流，A；
Ij第j个光伏组串支路电流，j=1，2，3…n2，A；
Idj第j串光伏组串电流偏差率，%。

2）电压偏差率。电压偏差率是指光伏组串支路开路电压与汇流箱中光伏组件平均开路电压的差值与汇流箱中光伏组件平均开路电压的比值。该项指标的计算方法见式（14）、（15）：

式中：UAvg为汇流箱中光伏组串平均开路电压，V；
Uj为第j串光伏组串支路开路电压，j=1，2，3…n2，V；
Udj为第j个光伏组串电压偏差率，%。

测点布置：太阳能发电单元测点布置见图2，太阳能发电装置测试模块见图3。

图2 发电单元测点布置Fig.2 Layout of measuring points of power generation unit

图3 太阳能发电装置测试模块Fig.3 The test module of solar power device

3.1 测试装置组成

太阳能发电测试系统由被测系统和一体化测试装置两大部分构成。其中，一体化测试装置主要包括3个组成单元：数据采集、数据处理、数据传输，太阳能发电系统一体化测试装置组成结构见图4。

3.2 数据采集单元

3.2.1 数据采集方式

测试装置所需测试的基础参数主要分为三大类：气象数据、电能数据、几何数据，各项基础参数主要通过相应的测试仪器（传感器等）实现信息的采集，同时利用仪表自身的存储功能或实时无线传输至服务器实现对所采集的基础数据进行实时读取、存储、计算等功能。

3.2.2 测试仪器选型

1）气象数据测试仪器。太阳能发电系统气象数据测试（采集）仪器应符合GB/T 30153的要求，各装置彼此之间应保持时间同步，时间偏差应小于10 μs，所需测试的气象基础数据测试仪器选择标准见表1。

表1 气象基础数据测试仪器选择标准Tab.1 Selection criteria of meteorological basic data testing instruments

2）电能数据测试仪器。太阳能发电系统所需测试的电能基础数据测试仪器选择标准见表2。

表2 电能基础数据测试仪器选择标准Tab.2 Selection standard of electric energy basic data testing instrument

3.3 数据传输单元

数据传输单元主要实现被测系统前端测试数据与终端设备（计算机）最终接收到的测试数据之间的传输过程和功能。测试仪器采集到的数据可直接保存在仪器中，也可采用LoRa方式通过无线方式传输送至服务器，或通过Rs485有线方式传输至服务器。正常工作时，测试仪根据设置好的存储频率保存数据，同时通过无线方式将数据传送至服务器。若由于安装位置限制，数据无法通过无线方式传输时，可在服务器靠近测试仪时，通过仪器上的按键无线传出保存在仪器上的数据，也通过Rs485接口传出数据。远程数据接收器与终端设备（计算机）有线连接，进行数据的汇总、显示与处理，如图4所示。由于采样率过高，所有数据传送完侯再计算会有延迟，也增加了传输负担，建议指标直接在单片机中计算完后，只传输计算结果。

图4 太阳能发电系统一体化测试装置组成结构Fig.4 The structure of integrated testing device for solar power system

3.4 数据处理单元

数据处理单元主要是对采集传输至终端设备（计算机）的测试数据进行分析处理，完成系统能效评价指标的分析计算过程，该过程主要通过计算机（工控机）与相应的分析软件相结合，实现系统各项能效评价指标的分析计算、数据及计算结果的存储和查询等相关操作。

4.1 测试准备

太阳能发电系统的测试准备工作主要包括：测试负责人应由有测试经验的专业人员担任，测试过程中测试人员不宜变动。应根据被测系统及测试现场的实际情况制定具体的测试方案，测试方案应包括且不限于以下资料：测试任务和要求；
测试项目；
测点布置与测试仪器；
人员组织与分工；
测试进度安排。测试前后应检查所用仪器，测量仪器仪表应定期检定或校准且应具备法定计量部门出具的检定合格证。应按测试方案安装测试仪器。应全面检查机组、系统各部件的运行状况是否正常，是否具备测试条件。正式测试前宜进行预备性测试，以全面检查仪器是否正常工作。

4.2 测试基本要求

太阳能发电系统的测试基本要求包括：在进行太阳能发电站效率的测试工作前，应搜集太阳能发电站基本信息；
测试现场的人员安全要求应符合GB 26860电业安全工作规程中发电厂和变电站电气部分的规定；
测试应选择晴天少云的天气；
测试周期应至少覆盖一个日历天；
测试所用的仪器、仪表型式及准确度应符合相关要求。

4.3 测试方法

4.3.1 系统效率测试

系统效率的测试装置应包括气象数据采集和太阳能发电站发电量采集两部分。各装置彼此之间应保持时间同步，时间偏差应小于10 μs；
在光伏方阵中安装气象数据采集装置，测量光伏组件表面接收辐照度；
在太阳能发电站交流输出侧测量太阳能发电站出口侧关口表发电量、除站内用电外就地消纳的电量及为维持电站运行消耗的取自电网的电量。

4.3.2 太阳能发电单元效率测试

系统综合效率的测试装置应包括气象数据采集和太阳能发电站发电量采集两部分。各装置彼此之间应保持时间同步，时间偏差应小于10 μs。在太阳能发电单元光伏方阵中安装气象数据采集装置，照度计应与被测光伏组件所在光伏方阵同倾角位置摆放，测量光伏组件表面接收辐照度；
在太阳能发电单元交流输出侧测量太阳能发电单元发电量。

4.3.3 伏组件转换效率测试

温度测量装置测量精度达到±0.5℃，时间响应不超过1 s。光伏组件效率测试包括光伏组件转换效率、积尘损失率两项测试，步骤如下：断开被测光伏组件所在组串的主回路；
记录被选光伏组件的基本参数与生产批号并清洁处理；
将被测光伏组件的温度预处理到25±1℃；
利用光伏组件最大功率测试装置测试光伏组件I-V数据，晶硅组件测试按GB/T 9535进行，薄膜组件测试应按GB/T 18911进行。

4.3.4 逆变器效率测试

对组串式逆变器效率测试，应具备多路MPPT同步测试全部支路的功能；
对集散式光伏逆变器效率测试，应具备DC-DC和DC-AC转换效率测试功能；
分别在光伏逆变器的交流侧和直流侧接入数据采集装置；
测量并记录光伏逆变器的直流输入电压、直流输入电流、交流输出电压和交流输出电流；
给出实际输出功率与交流额定功率之比为5%、10%、20%、25%、30%、50%、75%、100%（可选）时的转换效率值，每个功率点记录时间不应小于10 min。

4.3.5 变压器效率测试

太阳能发电站主变压器的测试可采用站内安装的电压、电流互感器在主变压器二次侧进行数据采集；
断开被测站内变压器断路器，测试前检查变压器是否带电，确保设备完全断电；
分别在站内变压器低压侧和高压侧接入数据采集装置；
测量并记录站内变压器低压侧和高压侧的交流输出电压和交流输出电流；
给出实际输出功率与交流额定功率之比为5%、10%、20%、25%、30%、50%、75%、100%（可选）时的转换效率值，每个功率点记录时间不应小于10 min。

4.3.6 线损率测试

1）光伏组串到汇流箱线损测试步骤如下：从选定汇流箱所对应的光伏组串中抽取近、中、远三个组串进行测试；
采用线损测试装置同时测试光伏组串输出口直流电压和汇流箱输入口直流电压。

2）汇流箱到逆变器线损的测试步骤如下：从选定的光伏逆变器所对应的汇流箱中抽取近、中、远三个光伏组串进行测试；
采用线损测试装置同时测试汇流箱输出口直流电压和逆变器输入口直流电压。

3）光伏组串到组串式逆变器线损的测试步骤如下：从抽样组串式逆变器所对应的光伏组串中抽取近、中、远三个光伏组串进行测试；
采用线损测试装置同时测试光伏组串输出口直流电压和组串式逆变器输入口直流电压。

4.3.7 光伏组件串联失配率测试

测试应选择晴天少云的天气，辐照度宜不低于600 W/m2；
断开被测光伏组串的主回；
将同步在线测试装置分别连接到被测光伏组串中全部光伏组件及光伏组串输出测；
恢复光伏组串的主回路，测试并记录被测光伏组件和光伏组串最大功率。

4.3.8 光伏组串并联失配率测试

测试应选择晴天少云的天气，辐照度宜不低于600 W/m2；
断开被测光伏汇流箱的主回路；
将同步在线测试装置分别连接到被测光伏汇流箱的输入、输出侧，输入测应连接汇流箱中全部光伏组串；
恢复光伏汇流箱的主回路，测试并记录被测光伏组串和光伏汇流箱的最大功率。

4.3.9 光伏组串一致性测试

断开被测光伏汇流箱的主回路；
将同步在线测试装置分别连接到被测光伏汇流箱的输入、输出侧，输入测应连接汇流箱中全部光伏组串；
恢复光伏汇流箱的主回路，测试并记录被测光伏组串工作电流值及开路电压值。

通过对太阳能发电系统装置的研究，分析了太阳能发电系统的组件构成，结合目前油田能耗系统的测试和评价技术，给出了太阳能发电系统装置各组件的运行效率和计算方法。根据测试参数研制一套太阳能测试评价装置，以便分析太阳能发电系统的效率和系统运行状态，为后续太阳能发电装置的建设提供现场数据。

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