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华电电科院：挖掘光伏大数据价值详解光伏电站运营要点及技术监督指标

光伏发电系统具有系统结构相对简单，但设备数量庞大，易发故障点多，问题设备定位困难的特点，建成的光伏电站中，存在着设备故障频发、电站及设备发电性能不达标、运营评价指标不明确等问题。光伏电站设备设施、系统结构、管理方式等与传统电源在技术监督上存在诸多不同，从专业设置、监督标准、工作重点等均不能完全参考传统电源技术监督的工作模式。华电集团研究院新能源中心主任工程师魏超在“第三届光伏发电运营及后服务研讨会”对光伏电站运营及技术监督指标进行了详细的解析。

地面光伏电站不论是低压部分，还是高压部分，数据信息都值得高度重视。魏超表示，在逆变器、气象站、升压站、数据采集仪、隔离、数据库、服务器的数据在现场工作、技术监督工作与指标分析是华电在实际工作中的重点。

光伏电站运营的要点

光伏电站的运营要点根据《光伏发电评价规范》，分为五个方面：太阳能资源分析、发电性能分析、发电收益分析、发电安全稳定性、设备性能与运维管理。

1、太阳能资源分析：太阳能资源也涵盖电站运行的环境资源情况，包括日照时数、太阳辐射量、气温、湿度、风力等多个方面。

2、发电性能分析：发电性能主要以有效利用小时数、弃光率、上网电量、能耗情况等进行评估。

3、发电收益：除了发电利润方面，也包括电站运营期的度电成本及内部或全部投资收益率评估。

4、发电安全稳定性：以安全指数进行评价，不仅包括电气电力设备的安全稳定运行，也包括地质和气象灾害的调查和评估工作、水土保持和排水设计评估、组件阵列抗风设计评估、运维检修安全工作等多个方面。

5、设备性能与运维管理：光伏组件、逆变器、汇流箱等核心设备的性能管理与运维，包括设备性能的检测评估、设备质量管理、设备运维水平评估与运维工作管理评估等多个方面，是光伏电站运营中的重要环节。

光伏电站运行的关键指标包括发电量、等效利用小时数、弃光率，逆变器转换效率、光伏方阵转换效率、电气系统效率，设备故障停机小时数，运维技术水平评估，组件功率衰减、组串间失配，电站损耗。

在关键指标中，等效利用小时数与电站系统效率(PR值)是两个核心评价指标。魏超表示这项指标非常重要，但随着电站地形复杂程度不同，或北坡光伏电站装机较多指数会出现偏差，从电站运营的角度，保证等效利用小时数是核心任务之一。另一个重要参考数值，电站系统效率(PR值)与电站的气象数据、发电量和光伏背板温度都会有很大关系。提出电站系统效率后一段时间成为了电站考核的重要依据，但同时会面临另外的问题，例如说某电站上半年的PR值为74%，而到下半年PR值突然提升至90%以上，甚至部分月份超过100%，主要原因是现场的气象站做了相应调整。

分析等效利用小时数

光伏电站的等效利用小时数是评估电站发电能力的重要指标。电站管理者可通过对比等效利用小时数了解电站的发电能力。如果电站的等效利用小时数指标低于其它光伏电站，可能是因为电站所在位置的太阳能资源条件不同，也可能是电站发电能力较低，设备运维情况较差。需要进一步深入分析，评估该电站的运行水平。

分析系统效率(也称为能效比，PR)

光伏电站的综合效率指标是评估电站运行水平的关键指标，如电站的综合效率指标低于其他光伏电站，说明该电站运行水平还有提升空间，需加强电站的运维和管理，提高电站的发电量，进一步提高电站收益。可进一步分析电站太阳辐射资源、发电损耗、设备故障等方面，找出电站系统效率指标偏低的主要原因。

在实际对标工作中，一般针对同资源区的电站进行对标分析。因此，当某一光伏电站的等效利用小时数和系统效率指标小于其他光伏电站时，需要优先分析逆变器停机小时数，排除限电、检修维护等因素，分辨出逆变器故障进行及时消缺。

分析电站损耗

经过两个重要指标计算后，发现系统普遍出现损耗，在进行损耗分析时，利用传统的五点四线损耗图示，可以较清晰反应电站的损耗。光伏电站损耗因素包括：光伏组件的匹配损失、组件功率衰减、组件温升损失、设备部件效率、灰尘遮挡综合影响等方面，按照光伏发电系统中的主要设备来分，光伏电站的损耗主要可分为光伏方阵损耗、逆变器损耗、集电线路及箱变损耗和主变损耗共四类。

组串式系统损耗示意图

集中式系统损耗示意图

电站的损耗指标以设备为核心，以指标评价为办法，综合分析电站和设备的发电性能、安全性能、可靠性和耐候性：

1、集电线路及箱变损耗和主变损耗通常与设备自身性能关系密切，电量损耗也相对稳定，一般集电线路及箱变损耗约为1.5%，主变损耗约为0.6%。需要注意的是，如果集电线路、箱变或主变设备发生故障，将会引起很大的电量损失，因此一定要保证其正常、稳定运行;

2、逆变器损耗是逆变器在交、直流转换过程中，其内部的逆变电路以及相关器件的损耗，光伏电站运行分析得出的逆变器损耗一般为3%左右，如果大于3%，则需要检验逆变器转换效率是否达到设备性能要求;

3、各光伏方阵是光伏电站电量损耗的易发节点，主要包含了电池组件失配、功率衰减、温升损失、MPPT跟踪损失、灰尘污渍遮挡损失、直流电缆线损、故障导致的发电异常等原因。

分析核心设备性能

1、分析光伏组件性能和光伏方阵转换效率：如电站电量损失、损耗主要由组件性能、转换效率或衰减引起，则组件转换效率、最大功率值分析结果会相对偏低。原因可能包括组件损坏、阴影遮挡、PID现象或功率异常衰减。

2、分析逆变器输出功率离散率和汇流箱组串电流离散率：若排除逆变器设备故障问题，则需要引入逆变器输出功率离散率和汇流箱组串电流离散率指标进一步分析逆变器所带电池组串是否正常运行。

如果电站同一型号逆变器输出功率离散率偏大，则说明电站存在输出功率较低的逆变器。针对输出功率较低的逆变器查看汇流箱组串电流离散率指标，如果汇流箱组串电流离散率偏高，其原因可能有两种：一种是汇流箱通讯异常，而电池组串、汇流箱和逆变器实际正常运行;另一种是故障导致的组串电流异常，如组串内组件损坏、植被遮挡、MC插头断开或损坏、汇流箱保险烧坏等。

3、分析逆变器故障停机：逆变器故障停机小时数包括故障停机时间、正常检修维护停机时间和限电停机时间。逆变器停机小时数偏大，可能由于逆变器故障停机、逆变器检修维护停机、限电停机引起

在实际分析逆变器停机小时数指标时，需要结合同一时间的逆变器运行状态、逆变器交流功率和逆变器发电量三个参数联合判断出是否是逆变器故障停机，进而评估逆变器故障停机损失电量;而限电和检修维护造成的逆变器停机小时数则需要结合电站运行记录进行区分。

光伏电站的技术监督专业特点

光伏电站的技术监督包括传统五项技术监督：绝缘、金属、电能质量、电气一二次与继电保护、测量与通讯。

以光伏发电单元专业为核心的技术监督

光伏电站技术监督以“光伏发电单元专业”为核心，主要考评电站光伏发电主设备的性能、质量与管理状态。涵盖光伏现场发电系统的多项设备或部件，以及相关试验报告、管理运行资料等。

魏超表示技术监督的工作介入的越早越好，及早发现并解决问题，不论在设备选型阶段、工程建设期、工程转生产过程和生产运维期都有相应的技术监督的工作重点。

目前，技术监督工作手段包括：资料检查、现场巡查、指标分析与检测诊断。另外还有事故发生后分析、现场应急支撑的工作。

关键监督节点的设备检测及诊断需要从设备质量、性能参数、电站指标着手，结合在线与离线诊断方法、实验室与现场综合检查、检测及分析，构建具备两个管控阶段、5个关键节点的指标分析体系，确保在各监督关键节点及时、准确的发现问题，提出处理方法和优化整改措施。

技术监督指标体系按照专业分为金属专业、绝缘专业、电能质量专业、光伏发电单元专业、继电保护专业与测量、监控自动化、化学专业。

金属监督

金属监督主要监督金属部件的性能、材料组织、焊接材料和工艺质量等的监督。主要工作范围包括：

1、输变电重要金属部件;

2、光伏组件支架、卡扣及对应的连接紧固件;

3、油、气、水系统金属部件，管路、阀和泵;

4、压力容器和起重设备等特种设备;

5、上述监督范围内钢材、备品、配件、焊接材料、焊接接头。

绝缘专业

绝缘监督主要监督电气设备的内外绝缘、过电压保护以及设备通流能力等。监督范围包括：太阳能电池组件、变压器、逆变器、断路器、互感器、耦合电容器、避雷器、电缆、母线、绝缘子等设备的绝缘强度，过电压保护及接地系统等。监督的工作重点是光伏组件、逆变器、电缆和设备防雷。

光伏组件监督重点：

电池织件封装而完好无损，清洁受光均匀，无突出影响光强的污块，确保绝缘良好，无接地现象。

组件背而引出线无损伤，引出部位封装良好，在绝缘检测仪无上报接地状况。

检查引接汇流箱正负各路连接母排紧固，无松动，绝缘良好。

投运的电池组件接入光伏阵列，并检杳组件与组件连接头插接紧固:确保无漏电接地情况。

逆变器监督重点：

检查逆变器及外部各部件完好，螺丝齐全紧固，无缺损，绝缘良好。

检查逆变器送电后，各路汇流箱电压正常，确保各支路没有无压，低压异常现象。

检查逆变器出线变压器电压正常，绝缘良好。

运行温度长期趋势监督。

电缆监督重点：

定期巡检，电缆头1-3年停电检查，电缆线路巡检(路面、外观、位置、温度、电缆沟等)，多根并列敷设的电缆，应检查电流分配和电缆外皮的温度，防止因接触不良而引起电缆烧坏连接点。

高压电缆在运行中放电、接地要有一个过程，在此过程中要有接地信号发出，运行维护人员要及时查找故障点，采取隔离措施，防止故障扩大殃及其他设备和电缆故障烧坏。

新安装的电缆终端接头要做电气试验，电气试验要按电气高压试验规程标准执行。如电气绝缘试验、电气交流耐压(直流)耐压试验等。试验不合格的电缆不允许投入运行。否则，会造成电缆故障。

防雷监督重点：

以往均参考标准《建筑物防雷设计规范》GB50057-2010)、《交流电气装置的接地设计规范》 GB/ T 50065-2011、 IEC60364-7-712-2002、IEC 61557-4-2007等。现可参考最新标准：《光伏发电站防雷技术规程》DL/T1364-2014。

直击雷、传导雷、地电位反击;避雷器——检查泄漏电流和放电计数器指示;接地网——按照GB50057要求，接地电阻不宜大于10欧，保护接地、工作接地、过压保护接地使用一个接地装置，不大于4Ω，应定期测量。

接地引下线导通检测每年一次，根据历次测量结果进行分析，以确定是否需要开挖检查

电能质量专业

电能质量专业，主要是监督频率偏差、频率合格率、电压偏差、波动和闪变，三相电压不平衡度和正弦波形畸变率等。在《光伏发电运营监管暂行办法》国家能源局国能监管2013【459】规定光伏发电并网点电能质量应符合：

1、电压质量指标—电压偏差±7%或﹢7%~﹣10%;

2、频率监督—允许偏差±0.5Hz;

3、谐波监督—总谐波电流小于逆变器额定输出的5%。

4、电压不平衡度—允许值为2%，短时不超4%;

5、供电电流直流分量指标—不超交流额定值的1%;

6、无功电压监督—0.98。

光伏发电单元专业

光伏发电单元是技术监督的核心，主要监督太阳能发电设备的效率、变电设备损耗及提高效率的措施等

目前，光伏发电单元在光伏组件、光伏组串、光伏阵列(汇流箱)上存在共识的标准包括：

继电保护专业

继电保护专业有四个监督重点：变压器、光伏进线线路、母线、输电线路等设备的继电保护、并网保护。

其他监督包括了测量、监控子、化学。化学相对来说监督内容较少，主要是在升压站内;测量监督内容相较多，测量对组串、逆变器等方面的检测数据较为关注。

远程在线技术监督技术及其要点

传统意义上的技术监督，是在现场开展文件资料检查、设备状态检查、实验报告复核等相关监督工作，侧重对电站自检、自查、日常生产运行管理等技术方面已有资料、记录或报告的检查，判断其是否符合相关技术规范、细则要求，但对设备实时状态、电站发电指标无法做到全面了解与掌握，未反映在资料记录上的设备问题无法做到有效监督。

光伏电站自动化运行水平较高，设备运行信息、电站发电统计等通过数据采集、后台集控均可直观检查，可利用远程系统实现部分技术监督指标的在线分析。

引入光伏远程诊断平台，通过大数据采集与分析，为技术监督工作提供有力支持。