1.光伏領跑者和后平價時代（王斯成）

王斯成國家發(fā)改委能源研究所2017年11月11日西安

光伏領跑者、技術創(chuàng)新、質量保證和判定標準2017中國光伏+跨界發(fā)展論壇基本判斷1、2020年實現(xiàn)用電側平價上網(wǎng)，即對于“自發(fā)自用”的項目自2021年起實現(xiàn)零補貼；（發(fā)改價格[2017]1491號）2、2025年實現(xiàn)發(fā)電側“平價上網(wǎng)”，對于“全額上網(wǎng)”項目自2026年起實現(xiàn)零補貼。3、光伏分區(qū)電價很有可能是分階段逐步取消補貼，2022年率先在一類區(qū)實現(xiàn)無補貼，二類和三類區(qū)會晚一些。分布式光伏發(fā)電將是中國能源轉型的主要驅動力國家能源局“完善太陽能發(fā)電規(guī)模管理和實施競爭方式配置項目指導意見”中給出了光伏電站和分布式發(fā)電的概念：

1）不限規(guī)模的光伏發(fā)電項目：屋頂分布式光伏和地面完全自發(fā)自用的分布式光伏電站，均享受“分布式光伏”的補貼政策，可以是全額上網(wǎng)，享受標桿電價；也可以“自發(fā)自用，余電上網(wǎng)”享受自發(fā)自用補貼政策。

2）以35kV（東北地區(qū)66kV）及以下電壓等級接入電網(wǎng)，單個項目容量不超過20MW，且全額上網(wǎng)的地面光伏電站定義為“分布式光伏電站”，與集中大型光伏電站政策一致，需要“配額”和電站指標，享受標桿電價，需要排隊上目錄等補貼；大部分“光伏+”項目屬于“分布式光伏電站”。分布式光伏的定義三大優(yōu)勢：1）不受配額限制，不限規(guī)模；2）補貼及時到位；

3）具有“天然優(yōu)先”的特點，沒有“棄光”問題。光伏+農(nóng)業(yè)光伏：光伏+水稻農(nóng)業(yè)光伏：光伏+油牡丹光伏大棚：蔬菜/藥材/茶葉水上光伏：水面/魚塘林業(yè)光伏：山地/宜林地公路鐵路沿線絕大部分的光伏+項目屬于“分布式光伏電站”，受配額限制，補貼需要排隊。說明：2020年以前按照20平方米安裝1kW，2030和2050按照大約15平方米安裝1kW。資料來源：國家住宅與居住環(huán)境工程技術研究中心分布式光伏的發(fā)展?jié)摿?）僅建筑光伏的潛力就有15億kW，屋頂資源不是分布式光伏規(guī)?；l(fā)展的障礙；2）上述潛力還不包括光伏+項目，也不包括光伏“移動電源”，這2類應用潛力也有5億kW以上；3）分布式光伏具有“天然優(yōu)先”的特點，可以倒逼能源革命！年20122015202020302050建筑總面積（億平方米）500600700750800可利用面積（億平方米）230260300320380光伏可利用面積（億平方米）100130150160190光伏可裝機功率（億kW）5.06.57.510.015.0

中國光伏發(fā)展路線圖（2013年12月）表3-3、中國建筑可利用屋面面積預測（2012-2050）1）“異地扶貧電站”5項優(yōu)惠政策落空：土地、融資、電網(wǎng)接入、補貼不拖欠、標桿電價；戶用和村級電站：政府資金不到位。2）一些地方不批“自發(fā)自用”項目（尤其項目較大時），因為直接影響到電力公司的銷售業(yè)績；3）很多地方“全額上網(wǎng)”項目拿不到補貼；4）2017年是“戶用光伏”元年，但魚龍混雜，質量堪憂，沒有技術標準。分布式光伏目前存在的問題中國光伏的技術創(chuàng)新為了加速產(chǎn)業(yè)升級，國家能源局/工信部/認監(jiān)委于2015年6月啟動了“領跑者計劃”。TypeSizeofCells

(mm)CellNumberinoneModule15.5%Efficiency（Wp）16%Efficiency（Wp）16.5%Efficiency（Wp）17%Efficiency（Wp）Multi-Si156*15660255/270/156*15672305/325/Mono-Si156*15660/260/275156*15672/315/330國家能源局工業(yè)和信息化部國家認監(jiān)委關于促進先進光伏技術產(chǎn)品應用和產(chǎn)業(yè)升級的意見國能新能【2015】194號

進入市場的基本要求領跑者先進技術要求“實際功率與標稱功率的偏差不得高于2%”新的領跑者技術指標2017多晶硅組件效率的市場準入門檻為16%：60片，156

x

156，相當于組件功率265W；單晶硅組件效率的市場準入門檻為16.8%：60片，156

x

156，相當于組件功率275W；多晶硅組件效率17%：60片，156

x

156，相當于組件功率280W；單晶硅組件效率17.8%：60片，156

x

156，相當于每塊組件功率

295W；組件的功率偏差不得高于2%；衰降率指標不變：單晶硅組件首年衰降率不超過3%，多晶硅組件首年不超過2.5%；所有組件以后每年平均不超過7%；系統(tǒng)能力先進性：≥81%

（PR）三部委2017年7月18日發(fā)布新的光伏“領跑者”技術指標（2017年32號文）：能源局2017年5月16日發(fā)布的領跑者47號文曾經(jīng)提出“前沿技術應用基地”（超級領跑者）：單晶硅310瓦，多晶硅295W。P-TypeMono-PERC

Module.PERC技術是真正高效、低成本的電池技術：1）PERC電池效率≥21%；2）目前國內主流廠家PERC組件的成本均已降至大約$0.4USD；3）領跑者計劃的推動，現(xiàn)在國內PERC組件的總產(chǎn)能已經(jīng)達到20GW!一線眾多廠家都采用了PERC技術層出不窮的技術創(chuàng)新順風-尚德N多柵305W疊片組件300W日托單晶315W晶澳單晶300W晶澳半片350W

GCL單晶300W騰輝疊瓦370W（72片）天合12柵280W多晶半片280W

PERC雙面300W中來股份-技術搶眼：N-PERT雙面組件！N-IBC黑電池組件！性價比？TopCon高效組件！隆基樂葉60片325.6W，72片365W，P-PERC-雙面>

300Wp協(xié)鑫集成多晶PERC電池1GW產(chǎn)業(yè)化量產(chǎn)效率達到20.5%；天合、晶科、英利、尚德、晶澳、海潤、林洋等也都紛紛推出雙面、雙玻PERC組件。曠日持久的單晶、多晶之爭似乎已經(jīng)有了定論？一線廠家紛紛轉向單晶，協(xié)鑫怎么辦？南京日托公司MWT建成1GW規(guī)?；a(chǎn)線南京日托公司已經(jīng)攻克了MWT高效電池和組件技術：1）常規(guī)多晶硅片P-60-156組件功率高達285瓦，比常規(guī)多晶硅組件高出20瓦！2）該MWT組件成本甚至低于常規(guī)多晶硅組件！3）厚度僅有150微米，可以采用銅電極，與單多晶硅、PERC、HIT、甚至雙面電池技術通通兼容！稱之為MWT+！目前唯一一款能夠與隆基PV3.0叫板的產(chǎn)品！多晶硅-60片-300W！一定要重視系統(tǒng)技術創(chuàng)新光伏系統(tǒng)技術創(chuàng)新，降低度電成本（LCOE）1、光伏-逆變器容量比PVIR（投入產(chǎn)出比1：2，凈收益提高至少10%）；2、帶有“反向跟蹤”技術的、高可靠、低成本的太陽跟蹤器（投入產(chǎn)出比1：3，凈收益提高20-30%）；3、分布式MPPT或組串逆變器（成本不變，提高3%）；4、智能化運維：降低運行維護成本，減少故障發(fā)電損失（成本不變，提高3%-5%）；5、光伏電站“能效比”（PR）從現(xiàn)在75%提高到80%。結論：通過技術創(chuàng)新可以將光伏度電成本直降40%，即使在當前成本下，光伏電價通過系統(tǒng)技術創(chuàng)新就可以下降到0.4-0.5元/kWh。財務及運維等其它邊界條件電價測算邊界條件：初投資6元/Wp條件下財務內部收益率(IRR)10%年土地租賃費用（元/m2）1.0元/m2建設期0.5年年流動資金100元/kW運營期

25年折舊期

15年電價補貼20年固定資產(chǎn)殘值5.0%后5年電價

0.3元/kWh初投資中64.6%的設備增值稅17.0%貸款比例

70%初投資中25.4%的增值稅11.0%貸款年限

15年銷項增值稅8.5%貸款利息

6%所得稅率

25.0%年運行費用（含工資）2.0%附加稅率

10.0%注：購項增值稅可以抵扣銷項增值稅，“營改增”后安裝和土建工程的11%增值稅也可以抵扣銷項增值稅。青海格爾木4種情景下2018年合理電價1）提高容配比20%，發(fā)電量提高20%，系統(tǒng)投資增加10%，占地增加20%，占地和運維費用提高0.3%；2）平單軸太陽跟蹤器提高發(fā)電量20%，系統(tǒng)投資和施工提高5.83%，占地增加10%，占地費用提高0.03%；3）青海省脫硫燃煤標桿電價：0.35元/kWh。系統(tǒng)配置單位利用小時數(shù)（h）合理電價（元/kWh）固定，容配比1.0:1.0元/KWh17000.466固定，容配比1.2:1.0元/KWh20400.428平單軸，容配比1.0:1.0元/KWh20400.416平單軸，容配比1.2:1.0元/KWh24480.380各種各樣的太陽跟蹤器：可以提高發(fā)電量10%-35%平單軸跟蹤帶傾角平單軸跟蹤太陽方位角跟蹤極軸（斜單軸）跟蹤雙軸跟蹤手動跟蹤如何設計不同太陽跟蹤器的方陣間距和占地？

GB

50797-2012光伏發(fā)電站設計規(guī)范給出了朝南固定方陣南北向方陣間距的計算公式：D=（L’×cosZ）+（L’×sinZ）×（0.707tanφ+0.4338）/（0.707-0.4338tanφ）1）上面公式的適用范圍？公式中的常數(shù)是怎么來的？2）上面的公式是否也可以計算東西向方陣間距？3）對于帶有太陽跟蹤器的方陣，上面的公式是否還能用？國標的約束條件：1、固定安裝，不適用于太陽跟蹤器；

2、冬至日；

3、上午9：00；4、方陣朝南；5、前后方陣無高度差；

6、僅用于計算南北向方陣間距，不能用于東西向方陣間距計算。不合理的設計導致前后排方陣嚴重遮擋不合理的設計導致前后排方陣嚴重遮擋光伏方陣占地計算的數(shù)學模型和計算實例（王斯成）29平單軸E-W跟蹤帶傾角E-W跟蹤雙軸跟蹤極軸跟蹤固定安裝雙軸跟蹤方位角跟蹤手動跟蹤IEC技術報告涵蓋了如下全部8種光伏方陣占地的計算方法：低平坐標系4種方陣：固定平地朝南/平地其它朝向/坡地朝南，手動調節(jié)系統(tǒng)，方位角跟蹤和雙軸跟蹤系統(tǒng)；赤道坐標系4種方陣：平單軸E-W跟蹤、帶傾角E-W跟蹤、極軸跟蹤、雙軸跟蹤系統(tǒng)。如何優(yōu)化設計光伏-逆變器的容配比？光伏系統(tǒng)設計新概念光伏-逆變器容量比：過去：1.0：1.0，現(xiàn)在：1.2-1.4：1.0；光伏系統(tǒng)的容量定義：過去：光伏直流功率，現(xiàn)在：并網(wǎng)交流功率。100kW增加投資45萬元，考慮1.24%棄光率，年增收12.79萬元。新增投資回收期：3.52年；新增投資IRR：＞28%！青海9月13日限功率運行仿真1.2：1.0PV/逆變器容量比與LCOE的關系（100MW）最優(yōu)PVIR方案的發(fā)電量提高了21.4%，LCOE降低了7.6%。100MW初投資（萬元）800008元/Wp100MW擴裝25%增加投資（萬元）100004元/Wp100MW擴裝前年發(fā)電量（kWh）150000000年1500小時100MW擴裝后年發(fā)電量（kWh）187500000提高25%發(fā)電量擴裝25%后凈增發(fā)電量（kWh）37500000

擴裝25%后凈增收益（萬元）3375資金回收期2.96年PV：逆變器壽命期總投資限光率壽命期發(fā)電量LCOE（萬元）（%）（億kWh）（元/kWh）1.0080000.00.0037.50.21331.1084500.00.0041.30.20481.2088000.01.2444.40.19801.2589750.02.8545.50.19711.3091500.04.8346.40.19721.4095000.08.7447.90.1983技術創(chuàng)新無處不在一點點結構性創(chuàng)新就能開拓一片新天地34水槽安裝于檁條之上水槽檁條電池組件電池組件安裝于水槽之上價廉物美的BIPV光伏一體化屋面技術特點：1）不用打孔，不用膠粘，100%不漏水，模塊化安裝；2）適合于任何屋頂：包括老舊民居，老舊彩鋼瓦屋面，城市平改坡屋面等；3）造價低廉，施工簡便。價廉物美的BIPV光伏一體化屋面適合于各種規(guī)格的光伏組件：1）任意厚度：對于邊框無特殊要求2）任意結構：有邊框、無邊框；3）任意尺寸：任意長寬比。今年號稱是“戶用光伏系統(tǒng)的元年”遍地開花，沒有標準，質量堪憂關于戶用光伏系統(tǒng)–

應盡快出臺項目準入和技術標準1、常規(guī)的安裝質量和系統(tǒng)缺陷的檢查（18項，只觀察不測試）；2、常規(guī)的電氣安全要求；3、電網(wǎng)接入要求：光伏滲透率（安裝功率比)，逆功率流（逆變器需要有調節(jié)功能），防孤島（逆變器），開關/線纜的載流量，漏電保安器的安裝，三相平衡，電網(wǎng)適應性等等；4、結構安全要求：屋面情況復雜多樣，如瓦屋頂。應注意：承重，防滲漏，絕緣特性等；5、防雷接地：防直擊雷，線路防雷等?？煽拷拥厥顷P鍵！6、防火防電?。菏┕そ泳€，電氣間隙/爬電距離，阻燃材料（組件/電纜/開關/端子），快速關斷開關，防火通道等；7、數(shù)據(jù)采集和數(shù)據(jù)傳輸：不同于大型光伏電站，也不同于工商業(yè)建筑；8、抗風設計：目前引用建筑結構抗風設計，是否適用？9、項目驗收：不同于大型光伏電站，根本就沒有氣象和輻射數(shù)據(jù)。10、運行維護？11、外觀要求？高低、距離、尺寸、美觀等。違規(guī)建筑光伏系統(tǒng)引發(fā)火災的情況并不少見目前國內外還沒有光伏防火、防電弧的技術標準，制定當中。光伏系統(tǒng)引發(fā)火災的主要原因是直流拉弧，直流拉弧占火災起因的52%！光伏系統(tǒng)發(fā)生火災的原因

光伏系統(tǒng)被風吹毀的現(xiàn)象亦不少見特殊設計

-

遮擋和方陣間距

特殊設計

-

抗風設計

太陽電池方陣抗風能力設計

（依據(jù)：GB50009-2006建筑結構荷載規(guī)范、GB50017-2003《鋼結構設計規(guī)范》）

1、需要計算受風梁在受風條件下的彎曲應力和彎曲度；2、需要計算支撐臂在順風條件下的壓曲強度和逆風條件下的拉伸強度；3、需要計算在受風條件下螺栓的剪切力（折斷力）的耐受強度。

Q：設計用風壓（N/m2）

Aw：受風面積（m2）

設計用風壓Q：

Q=QoHIQo：基準風壓

H：高度修正系數(shù)

I：

環(huán)境系數(shù)

I環(huán)境系數(shù)：

對風無遮擋的空曠地帶：1.15

對風有少量遮擋：

0.9

對風有較大遮擋：

0.7H高度修正系數(shù)：太陽電池支架抗風能力的設計風壓荷載

太陽電池方陣支架結構的設計要考慮風壓荷載，防止因強風導致普破壞。

作用于太陽電池陣列的風壓荷載由下式計算：

W=CwQAwW：風壓荷載（N）

Cw：風荷載體型系數(shù)

風荷載體型系數(shù)順風方陣傾角逆風0.79150.940.87301.181.06451.43風壓高度修正系數(shù)距離地面高度地面粗糙度類別（m）ABCD51.171.000.740.62101.381.000.740.62151.521.140.740.62201.631.250.840.62301.801.421.000.62401.921.561.130.73502.031.671.250.84

Qo基準風壓：基準高度為10米

Qo=1/2

Vo2：空氣密度（NS2/m4）

冬季空氣密度?。?.274（NS2/m4）Vo：地面10米處50年最大風速（m/S）

取：42（m/S）BAPV的安裝方式生根不生根BAPV的安裝方式G:GravityofPVArrayG=mg(N)m=水泥墩+光伏組件+光伏支架g=9.8m/s2

方陣面積：Aw=2.63

6=15.78預制混凝土敦：0.37×0.37×

0.6×2.5=0.205噸=205kgG=(205×8+12×16+300)×9.8=20894N太陽電池支架抗風能力的設計最大風速：30米/s(12級風）體型系數(shù)Cw：逆風25度?。?.1環(huán)境系數(shù)I：無遮擋取：1.15高度系數(shù)：20米，粗糙度B，取：1.25：空氣密度（冬季）1.27

（NS2/m4）

Qo=1/2

Vo2=572N/m2方陣面積：Aw=2.636=15.78m2Q=QoHI=5721.251.15=821.5N/m2W=CwQAw=1.1821.515.78=14260NG=(205×8+12×16+300)×9.8=20894N不生根方陣水泥墩重量計算支點W=CwQAw=1.1821.515.78=14260NG=(205×8+12×16+300)×9.8=20894N力矩平衡：W×動力臂=14260×1.75=24955NmG×阻力臂=20894×1.4=29251.6Nm風力矩：1.75米（三分之二處）阻力矩：1.2米方陣中心點特殊設計

系統(tǒng)的防雷接地

防火防電弧

50與建筑結合的光伏系統(tǒng)的防雷和接地依據(jù)：《建筑物防雷設計規(guī)范GB50057-94》建筑物的防雷和接地已經(jīng)有標準，也已經(jīng)很完善。因此，在建筑物上安裝的光伏系統(tǒng)一般不單獨安裝避雷裝置。GB50057-94中規(guī)定：突出屋面的金屬物體可不裝接閃器，但應和屋面防雷裝置相連；需要保護的突出屋面的非金屬物體則需要裝接閃器。建筑物等級：一類建筑：儲存爆炸物、易燃物和其它受雷擊易造成巨大損失或傷亡的建筑；二類建筑：重要的政府機構、博物館、檔案館、計算中心、通信中心等；三類建筑：一般公共建筑、辦公建筑、民居等。主要技術要求：1）光伏方陣支架和組件邊框硬進行等電位連接；2）光伏方陣支架至少應在2端接地，接地電阻小于等于10歐姆；3）鍍鋅鋼引下線最小截面積：50mm2;4）屋面安裝的光伏方陣的金屬支架應就近與屋面接閃帶連接。戶用光伏系統(tǒng)沒有現(xiàn)成的接閃器和接地網(wǎng)，需要重新設計和安裝。IEC63027光伏系統(tǒng)的直流電弧檢測和斷開IEC

TC82最新公布了“建筑光伏的安全管理”技術報告，詳細介紹了建筑光伏的火災原因，防火防電弧的設計要點，組件、組串、系統(tǒng)的快速斷開，防火管理以及發(fā)生火災后的救護措施等。領跑者計劃不應“重招標，輕驗收”光伏電站的質量和好壞是可以量化的！王斯成國家發(fā)改委能源研究所2012年1月6日北京評估光伏電站的好壞需要綜合指標1、質量指標：有準確方陣面輻射數(shù)據(jù)的，采用PR。沒有準確方陣面輻射數(shù)據(jù)的，采用“功率比”。但PR和功率比只能說明系統(tǒng)可靠性和系統(tǒng)的效率水平，不代表有很好的經(jīng)濟性；2、等效利用小時數(shù)（kW發(fā)電量）：對于不同地域的項目，代表了資源條件的好壞；對于同一地域的項目，則代表了“資源利用率”，越高越好；3、設備正常運行率（Availability）：代表了設備的質量和服務質量，僅適合于逆變器、太陽跟蹤器等電子設備，不適合于光伏組件；4、土地利用率（kW占地）：越少越好。輔助性指標，在PR或等效利用小時數(shù)相同條件下，占地越少越好；5、度電成本（LCOE）：是最終追求的目標，也是最重要的經(jīng)濟性指標，越低越好。能效比（PerformanceRatio-PR）或綜合能量效率是國際上統(tǒng)一評價光伏系統(tǒng)質量參數(shù)（IEC61724-1）PR=

(Eac/P0)/(H/G)=光伏等效利用小時數(shù)/峰值日照時數(shù)

=

Eac/(P0H/G)=輸出能量/輸入能量

Eac:光伏系統(tǒng)的交流輸出電量（kWh）

P0：光伏方陣額定功率（kW）

H：方陣面實際收集到的太陽輻射量（kWh/m2）

G：標準輻照度（kW/m2）PR的特點：1）PR是最終追求的質量目標，排除了不同使用地點的太陽能輻射資源的差異；2）對于不同朝向和不同運行方式的光伏系統(tǒng)也有可比性，只要被測單元內的光伏方陣具有相同朝向或相同運行方式；3）PR只是表明質量好壞，不代表度電成本低；4）PR值基于運行數(shù)據(jù)，不需要進行進行光強和溫度測試；5）P0要求準確統(tǒng)計；6）輻射量不容易測量準確，尤其是不同朝向，不同運行方式和限功率運行時。光伏系統(tǒng)性能指數(shù)（PR）的影響因素和判定指標（PR=14個效率項的乘積）

影響PR的參數(shù)描述和影響因素判定指標計算值入射光能的損失遮擋損失光伏方陣之間和周邊物體的遮擋2.00%0.98反射衰減由于入射角不同造成的0.10%0.999灰塵和污漬當?shù)貤l件和維護水平2.00%0.98逆變器死區(qū)損失早晚非有效光能0.10%0.999光譜偏差偏離AM1.5光譜的功率偏差0.00%1.00直流側損失光伏組件溫升損失(NOCT)晶體硅0.42%/?C，

薄膜電池0.22%/?C（溫升20?C）8.40%0.916光伏組件性能衰降晶體硅第1年：2.5-3.0%，薄膜電池第1年：5%2.00%0.98直流電路損失<3%（包括直流設備和電纜）3.00%0.97串并聯(lián)失配損失組件電性能不一致（木桶效應）4.00%0.96MPPT跟蹤誤差跟蹤方法，電網(wǎng)/天氣條件0.50%0.995交流側損失逆變器效率逆變器的設計、器件和制造98%0.98變壓器效率變壓器的材料、設計和制造99%0.99交流線損包括其它交流設備和電纜0.50%0.995其它因素故障檢修/棄光取決于電站質量和電網(wǎng)3.0%0.97對于不同地區(qū)的項目，需要將溫度統(tǒng)一修正到NOCT或STC

0.746

光伏系統(tǒng)能效比（PR）的分級能效比PR代表了光伏系統(tǒng)的質量好壞：是否具備長期運行的可靠性；是否具有光伏系統(tǒng)各個環(huán)節(jié)長期運行的高效率；排除了當?shù)刭Y源差異的影響；下表判定指標基于晶硅組件，溫升損失8.4%（NOCT

電池結溫45度左右）。分類電站質量分級光伏系統(tǒng)能效比

PR逆變單元能效比

PR集中逆變器優(yōu)秀≥80%≥82%一般75%-79%77%-81%不合格<75%<77%組串逆變器優(yōu)秀≥82%≥85%一般77%-81%80%-84%不合格<77%<80%本人認為采用系統(tǒng)“功率比”來代替PR（能效比），是實測功率與初始功率的比值（kW/kW）。王斯成國家發(fā)改委能源研究所2012年1月6日北京光伏電站（逆變單元）自投運以來到某一節(jié)點的功率比或功率轉換率：

測試條件：在沒有限功率運行，朝向一致，光強≥700W/m2。

1）在交流并網(wǎng)點或逆變器輸出測試光伏電站輸出功率-Pmeas（kW）；

2）同時測試當時的輻照度Gmeas和光伏電池溫度TC；

3）將實測交流功率修正到STC條件，得到修正功率：Pcorr-STC

Responsivity（功率轉換率）=Pcorr-STC/Prat-STC(Prat-STC是光伏組件額定功率之和）

4）準確統(tǒng)計組件額定功率之和（電站的或逆變單元的）-Prat-STC(kW)；

5）電站（逆變單元）的功率比：

Pcorr-STC

/Prat-STC

（應當不低于85%）

功率比的特點：1）可以準確測試，避免了輻射量測試不準的問題；2）適用于不同朝向和不同運行方式的系統(tǒng)，只要被測單元內的光伏方陣具有相同朝向獲相同運行方式即可；3）功率比中包括了：光伏組件功率衰降，積塵損失，光譜損失，反射損失，失配損失，交直流線損，逆變器效率，變壓器效率，即時的故障損失。不包括：溫升損失，逆變器死區(qū)損失，早晚遮擋，棄光，停機等與時間相關的損失。4）適用于所有光伏電站的質量對比，也包括不同氣候區(qū)光伏電站的質量比較。5）可以分解到9個效率項進行測試，找出原因。

Pcorr-STC=Pmeas/((Gmeas/GTRC)[1+δ(TC-TTRC)])IEC61724-4光伏系統(tǒng)“功率比”的9個測試項目和判定指標

影響“功率比”的參數(shù)描述和影響因素最優(yōu)指標計算值入射光能的損失灰塵和污漬與清洗周期相關，離得越近，損失越少2.00%0.98直流側損失光伏組件溫升損失修正到STC條件（25C），不考慮0.00%1.00光伏組件性能衰降晶體硅第1年：2.5-3.0%，薄膜電池第1年：5%2.00%0.98直流電路損失<3%（包括直流設備和電纜）與測試光強有關3.00%0.97串并聯(lián)失配損失組件電性能不一致（木桶效應）與測試光強有關4.00%0.96MPPT跟蹤誤差跟蹤方法，電網(wǎng)/天氣條件0.50%0.995交流側損失逆變器效率逆變器的設計、器件和制造與測試光強有關98%0.98變壓器效率變壓器的材料、設計和制造與測試光強有關99%0.99交流線損包括其它交流設備和電纜與測試光強有關1.00%0.99其它因素故障損失取決于電站質量和電網(wǎng)1.0%0.99合理“功率比”（要求測試在相同光強下進行）

0.846

光伏系統(tǒng)性能：“功率比”的分級光伏系統(tǒng)“功率比”基本可以替代PR。需要現(xiàn)場進行光強和溫度測量和修正；可以快速準確測量；排除了當?shù)刭Y源和溫度差異的影響；由于沒有溫升損失，因此應該比NOCT（電池結溫45度左右）條件下的PR高出大約8%-10%；分類電站質量分級光伏系統(tǒng)“功率比”逆變單元“功率比”集中逆變器優(yōu)秀≥88%≥90%一般82%-87%85%-89%不合格<82%<85%組串逆變器優(yōu)秀≥90%≥93%一般85%-89%87%-92%不合格<85%<87%平均故障間隔時間MTBF和正常運行率Availability平均故障時間間隔（MTBF），即平均正常運行時段：用于評估設備的可靠性（統(tǒng)計平均）MTBF=（T1+T2+…Tn）/

rn

（h）式中：MTBF——整機的平均故障間隔時間，h；

Ti——第i臺被試整機的累計工作時間，h；

rn——被試整機在試驗期間內出現(xiàn)的故障總數(shù)。按照時間的正常運行率（Time

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