不同安裝方式時雙面光伏組件發(fā)電系統(tǒng)的理論建模分析

蘇州中康電力開發(fā)有限公司 ■ 陳建國 張國民

0 引言

近年來，我國光伏產(chǎn)業(yè)迅速發(fā)展，應(yīng)用規(guī)模逐漸擴(kuò)大，裝機(jī)容量自2015年起已穩(wěn)居世界第一，在我國能源轉(zhuǎn)型中發(fā)揮著越來越重要的作用。截至2018年，光伏累計裝機(jī)容量已達(dá)到了1.74億kW。但光伏規(guī)?；l(fā)展的背后也存在一些問題，如光伏電站建設(shè)成本高、市場競爭力不強(qiáng)、補(bǔ)貼需求不斷擴(kuò)大等。因此，早在2015年，國家能源局聯(lián)合相關(guān)部門就提出了實(shí)施光伏發(fā)電“領(lǐng)跑者”計劃和建設(shè)“領(lǐng)跑者”基地，并在每年實(shí)行光伏專項扶持計劃。“領(lǐng)跑者”計劃主要是通過建設(shè)先進(jìn)技術(shù)光伏發(fā)電示范基地、新技術(shù)應(yīng)用示范工程等方式，通過市場支持和試驗示范，以點(diǎn)帶面，加快促進(jìn)光伏發(fā)電技術(shù)進(jìn)步和產(chǎn)業(yè)升級，推進(jìn)光伏發(fā)電成本下降、電價降低、補(bǔ)貼減少，最終實(shí)現(xiàn)平價上網(wǎng)[1]。

傳統(tǒng)的光伏組件是單面發(fā)電，稱為常規(guī)光伏組件；而隨著技術(shù)的進(jìn)步，雙面光伏組件的發(fā)展前景被行業(yè)廣泛看好。雙面光伏組件的正面和背面都能發(fā)電，當(dāng)太陽光照射雙面光伏組件時，會有部分光線被周圍的環(huán)境反射到組件背面，被組件背面吸收，從而對電池的光電流和效率產(chǎn)生一定的貢獻(xiàn)[2]。

相關(guān)文獻(xiàn)對常規(guī)光伏組件在不同安裝方式時的輻射量進(jìn)行了研究分析[3-4]，但卻缺乏對于雙面光伏組件正面和背面輻射量情況的研究。為了推動雙面光伏組件的市場應(yīng)用，國外一些知名研究機(jī)構(gòu)，如瑞士的PVsyst光伏軟件實(shí)驗室、美國桑迪亞實(shí)驗室、法國電力集團(tuán)EDF、康斯坦茨國際太陽能研究中心、荷蘭能源研究中心ECN，都研發(fā)了針對雙面光伏組件背面輻射量計算和發(fā)電量預(yù)測的數(shù)學(xué)模型。其中，瑞士的PVsyst光伏軟件實(shí)驗室研發(fā)的PVsyst仿真軟件在光伏領(lǐng)域較為領(lǐng)先，其雙面光伏發(fā)電仿真模型在行業(yè)內(nèi)的應(yīng)用較為廣泛[5-7]。

本文以青海格爾木市的太陽能資源為基礎(chǔ)，使用PVsyst仿真軟件進(jìn)行建模，對“固定傾角+常規(guī)光伏組件”“固定傾角+雙面光伏組件”“平單軸跟蹤+常規(guī)光伏組件”“平單軸跟蹤+雙面光伏組件”4種類型的光伏發(fā)電系統(tǒng)進(jìn)行了組件輻射接收量、不同場景反射率的輻射增益、發(fā)電量及度電成本的分析，并對固定傾角和平單軸跟蹤安裝方式下采用雙面光伏組件的發(fā)電增益比例進(jìn)行了比較，同時分析了可能存在的限光損失。

1 光伏組件的安裝方式

隨著“領(lǐng)跑者”基地示范項目的大規(guī)模建設(shè)，度電成本成為各投資商關(guān)注的焦點(diǎn)，目前光伏組件的安裝方式主要有固定傾角式、季節(jié)可調(diào)式和自動跟蹤式3種。其中，固定傾角式在地面光伏電站和工商業(yè)屋頂?shù)膽?yīng)用最為普遍；季節(jié)可調(diào)式的運(yùn)行維護(hù)成本相對較高，市場占有率較?。蛔詣痈櫴诫m然成本相對較高，但隨著技術(shù)的不斷突破，其可靠性得到大幅提高，成本逐漸下降，光伏發(fā)電系統(tǒng)效率逐漸提升，使此種方式在部分地區(qū)已得到大面積推廣。

“領(lǐng)跑者”基地示范項目對技術(shù)先進(jìn)性和系統(tǒng)效率的要求較高。采用自動跟蹤式的光伏組件可有效提高發(fā)電量，降低度電成本，增加光伏電站收益；隨著電池效率的不斷提高，若將自動跟蹤式與雙面光伏組件相結(jié)合，必會在“領(lǐng)跑者”基地示范項目中得到重視和應(yīng)用。

2 采用平單軸跟蹤時的光伏單元間距計算模型

自動跟蹤式主要分為平單軸跟蹤、斜單軸跟蹤和雙軸跟蹤。平單軸跟蹤是通過調(diào)節(jié)光伏組件的角度，使組件時刻與太陽入射角保持垂直，從而實(shí)現(xiàn)組件發(fā)電量最大。假設(shè)平單軸跟蹤的跟蹤范圍為常規(guī)的 -45°～45°，按照 GB 50797-2012《光伏發(fā)電站設(shè)計規(guī)范》，以冬至日太陽時09:00～15:00光伏組件無陰影遮擋為最小間距。經(jīng)查詢，格爾木冬至日太陽時09:00的太陽光線方位角β為-42.6042°、高度角α為16.603°，若此時想讓光伏組件與太陽入射角垂直，光伏組件的傾角需要達(dá)到73.4°，但該角度已超過了平單軸跟蹤的跟蹤范圍。因此，冬至日09:00時，格爾木的最大跟蹤角度停留在45°，也就是說，此時光伏組件的最大傾角為45°。

以采用南北軸向平單軸跟蹤的光伏支架為例，計算支架單元的東西間距。圖1為光伏方陣內(nèi)的任意4個支架單元(俯視圖)，若光伏支架上的組件采用縱向雙排安裝，常規(guī)光伏組件的長度一般為1.64 m、縱向安裝的組件的間距為0.04 m，那么光伏支架單元的寬度為3.32 m。據(jù)此條件，相鄰2個支架單元的東西間距可根據(jù)圖1中的模型進(jìn)行計算。

圖1 平單軸跟蹤光伏支架的間距計算模型(軸向南北向，太陽光線的方位角為β）

根據(jù)上述數(shù)據(jù)，冬至日09:00時光伏組件的最大傾角為45°，此時每個支架單元的單塊光伏組件最高點(diǎn)與最低點(diǎn)的垂直距離H=3.32cos45°= 2.34 m；太陽入射光線在水平面的投影距離L=H/tanα=7.873 m；L的東西向分量=7.873 cos(90°-β)=5.32 m；相鄰支架單元的東西間距=5.32+3.32cos45°=7.677 m。因此，實(shí)際建設(shè)時可采取8 m間距。

通過PVsyst仿真軟件對上述間距的平單軸跟蹤光伏支架模型進(jìn)行光伏方陣陰影驗證，如圖2所示。當(dāng)間距為8 m時，冬至日09:00～15:00時不存在陰影遮擋，因此，該間距是合理的。如果實(shí)際土地面積有限，可適當(dāng)減小間距，并采用逆跟蹤技術(shù)，可減少陰影損失。

圖2 PVsyst模型陰影分析

3 案例分析

3.1 參數(shù)配置

將固定傾角式、平單軸跟蹤2種安裝方式與常規(guī)光伏組件、雙面光伏組件進(jìn)行搭配，組成4種不同的光伏發(fā)電系統(tǒng)配置，并通過PVsyst仿真軟件進(jìn)行了仿真對比。

根據(jù)軟件計算的最佳傾角，固定傾角以37°安裝；平單軸跟蹤支架的跟蹤范圍設(shè)置為-45°～45°。為了便于分析，在仿真時將4種光伏發(fā)電系統(tǒng)的容量均設(shè)置為528 kW，均采用500 kW的集中式逆變器；96個組串，組件數(shù)量為1920塊，每20塊組件為1個組串；1個固定式光伏支架上雙排安裝2個組串，1個平單軸跟蹤支架安裝1個組串。

采用“固定傾角+常規(guī)光伏組件”時，相鄰光伏支架的南北間距取冬至日09:00～15:00無陰影遮擋的最小間距7.6 m。采用“固定傾角+雙面光伏組件”時，組件尺寸比常規(guī)組件略大，相鄰光伏支架的南北間距取7.63 m。采用平單軸跟蹤支架時，東西向間距取8 m，并采用逆跟蹤技術(shù)。具體參數(shù)如表1所示。

為了便于進(jìn)行比較和分析，對于固定傾角和平單軸跟蹤安裝方式下采用雙面光伏組件的光伏發(fā)電系統(tǒng)，在PVsyst仿真軟件中，將地面的場景反射率分別設(shè)置為30%、40%、50%和60%這 4種情況，對應(yīng)表2中的情況1～情況4；其余參數(shù)均設(shè)置為常量，比如雙面發(fā)電系數(shù)為0.85、組件最低點(diǎn)的離地高度為1.5 m、組件背面的遮擋率為5%(主要為草木、直流線纜、拉桿連接件等遮擋)、背面不均勻光線帶來的電流失配損失率假設(shè)為軟件默認(rèn)值的10%，組件透光率為零。雙面光伏組件的透光率是指電池片空隙的透光率，其與玻璃和EVA封裝膠膜材料的透光率有關(guān)，目前這個數(shù)據(jù)很難得到準(zhǔn)確值，因此在不影響橫向比較的情況下，都假設(shè)為零。

表1 項目配置信息

表2 固定傾角或平單軸跟蹤安裝下采用雙面光伏組件的光伏發(fā)電系統(tǒng)的參數(shù)設(shè)置

3.2 格爾木市太陽輻射資源分析

青海省格爾木市的地理坐標(biāo)為36.42°N、94.9°E，海拔2809 m，年太陽輻射量為6969.96 MJ/m2，年日照時數(shù)達(dá)3059 h，全年水平面的直接輻射量達(dá)1319.8 kWh/m2，直接輻射比為0.68，具體參數(shù)如表3所示。根據(jù)QX/T 89-2008《太陽能資源評估方法》，按照太陽能資源豐富程度等級劃分，該市屬于資源最豐富帶。

3.3 平單軸跟蹤與固定傾角安裝時光伏組件正面接收的輻射量對比

光伏組件正面接收的輻射量與組件的安裝方式有很大關(guān)系。PVsyst仿真軟件的結(jié)果表明，格爾木市采用平單軸跟蹤安裝時光伏組件正面接收的全年輻射量達(dá)2569.07 kWh/m2，比固定傾角安裝時的全年輻射量2288 kWh/m2提升了12.26%。

表3 格爾木市的氣象資源數(shù)據(jù)分析

圖3為2種安裝方式下光伏組件正面各月接收的輻射量對比。1～2月與10～12月屬于冬季，平單軸跟蹤安裝時光伏組件正面接收的輻射量小于固定傾角安裝時的輻射量；但在其他月份卻正好相反，尤其是在夏初的5月和6月，平單軸跟蹤安裝時光伏組件正面接收的輻射量增益超過40%。

3.4 平單軸跟蹤和固定傾角安裝時雙面光伏組件背面接收的輻射量對比

雙面光伏組件背面接收的輻射主要是來自太陽直接輻射到達(dá)地面后的反射輻射，以及大氣中的散射輻射和直接輻射等，并受到光伏方陣前后距離、組件最低點(diǎn)離地高度、場景反射率等影響。由于入射到地面的直接輻射的占比較大，因此當(dāng)光伏支架固定后，在不同的地面場景反射率時，組件背面接收的輻射量不同。

圖4為采用固定傾角與平單軸跟蹤安裝時，場景反射率分別為30%、40%、50%、60%時組件背面接收的輻射量情況，此輻射量已考慮了組件背面的遮擋影響。

圖3 平單軸跟蹤與固定傾角安裝時光伏組件正面接收的輻射量對比

圖4 2種安裝方式下，不同場景反射率時組件背面輻射增益對比

在固定傾角安裝方式下，當(dāng)場景反射率為30%時，組件背面接收的輻射量為236.37 kWh/m2；當(dāng)場景反射率提高到40%時，組件背面接收的輻射量增加了28.24%，達(dá)到303.14 kWh/m2；當(dāng)場景反射率繼續(xù)增加到50%時，組件背面接收的輻射量在場景反射率為40%時的基礎(chǔ)上增加了22%，達(dá)到369.91 kWh/m2；當(dāng)場景反射率增至60%時，組件背面接收的輻射量比50%時又增加了約18%。由此可見，場景反射率對于雙面光伏組件的輻射量增益是非常明顯的。

在平單軸跟蹤方式下，當(dāng)場景反射率為30%時，組件背面接收的輻射量為163.17 kWh/m2；當(dāng)場景反射率提高到40%時，組件背面接收的輻射增加了28.22%，達(dá)到209.29 kWh/m2；當(dāng)場景反射率繼續(xù)增加到50%時，組件背面接收的輻射量比場景反射率為40%時增加了22%，達(dá)到255.42 kWh/m2；當(dāng)場景反射率增加至60%后，增益約為18%。

圖5為采用固定傾角與平單軸跟蹤兩種安裝方式時地面接收的輻射量情況。對于固定傾角式，全年到達(dá)地面的輻射量為993 kWh/m2；而平單軸跟蹤式為929.14 kWh/m2，比固定傾角式下降約6.9%。夏季，采用固定傾角式時地面接收輻射量的優(yōu)勢較為明顯，而冬季采用平單軸跟蹤方式的優(yōu)勢較為明顯。主要原因可能是因為夏季太陽高度角較高，為了保證與太陽光線垂直，組件的跟蹤傾角相對較小，如此會造成相鄰平單軸跟蹤支架之間的距離減小，來自于大氣中的太陽輻射無法有效到達(dá)地面，致使到達(dá)地面的輻射量下降；而到了冬季，太陽高度角較低，采用平單軸跟蹤方式的組件傾角較大，如此地面接收輻射量的可能性就大幅增加。因此綜合來說，采用平單軸跟蹤方式時地面接收的輻射量較低，會影響組件背面的有效輻射接收，從而間接影響了雙面光伏組件的發(fā)電增益。

圖5 2種安裝方式時地面接收的輻射量對比

3.5 常規(guī)光伏組件采用平單軸跟蹤和固定傾角2種安裝方式時的發(fā)電情況對比

在分析不同安裝方式下雙面光伏組件的發(fā)電增益之前，需要先進(jìn)行常規(guī)光伏組件的發(fā)電增益模擬。根據(jù)PVsyst仿真軟件的模擬結(jié)果，常規(guī)光伏組件采用固定傾角安裝時全年發(fā)電量約為979 MWh，而使用平單軸跟蹤安裝方式時全年發(fā)電量約為1118 MWh，比固定傾角安裝時提升了14%；而二者的系統(tǒng)效率PR基本上差異很小，分別為81%和82%，具體數(shù)據(jù)如表4所示。這說明采用平單軸跟蹤方式后，全年發(fā)電量會增加，但是系統(tǒng)效率PR不一定會提升。

表4 平單軸跟蹤和固定傾角安裝時常規(guī)光伏組件的發(fā)電情況對比

3.6 雙面光伏組件采用平單軸跟蹤和固定傾角2種安裝方式時的發(fā)電情況對比

雙面光伏組件背面輻射量的增加與具體的場景、安裝方式密切相關(guān)，通過上文的分析可知，雙面光伏組件在固定傾角和平單軸跟蹤安裝方式下，其背面輻射量增益存在一定差異?？傮w而言，采用平單軸跟蹤方式時，60%的場景反射率與30%的場景反射率的輻射量差異比約為45%。若采用常規(guī)光伏組件，平單軸跟蹤方式比固定傾角時的發(fā)電量可提升14%；但采用雙面光伏組件后，由于平單軸跟蹤安裝時組件背面輻射量增益低于固定傾角時，其正面、背面總的提升比例下降為9%～11%左右。因此，“平單軸跟蹤+雙面光伏組件”與“固定傾角+雙面光伏組件”相比，前者的主要優(yōu)勢是來自于組件正面的發(fā)電量。圖6為不同安裝方式下，場景反射率不同時雙面光伏組件全年的發(fā)電量情況。

圖6 固定傾角與平單軸跟蹤安裝方式下雙面光伏組件全年的發(fā)電量情況

3.7 采用平單軸跟蹤方式時雙面光伏組件和常規(guī)光伏組件的發(fā)電量對比

當(dāng)場景反射率為30%時，“平單軸跟蹤+雙面光伏組件”的全年發(fā)電量為1174 MWh，相對于“平單軸跟蹤+常規(guī)光伏組件”的發(fā)電量提升了5%。其中1～8月的月均提升比例約為5.7%，而冬季的提升幅度不太明顯。具體如圖7所示。

圖7 場景反射率為30%、采用平單軸跟蹤方式時，雙面光伏組件和常規(guī)光伏組件的發(fā)電量對比

綜上所述，采用固定傾角式時到達(dá)地面的輻射量比采用平單軸跟蹤方式時有一定的提升?！肮潭▋A角+雙面光伏組件”與“固定傾角＋常規(guī)光伏組件”的發(fā)電量提升比例(定義為“A”)，隨著場景反射率的增加而增加，當(dāng)場景反射率為30%時，提升比例為8%；場景反射率為60%時，提升比例為15%。而“平單軸跟蹤+雙面光伏組件”與“平單軸跟蹤+常規(guī)光伏組件”的發(fā)電量提升比例(定義為“B”)相對較低，當(dāng)場景反射率30%，提升比例僅為5%；場景反射率為60%時，提升比例為9%。具體如圖8所示。

圖8 不同場景反射率下，不同安裝方式時2種光伏組件的發(fā)電量提升比例

3.8 逆變器直流側(cè)限光損失

逆變器的運(yùn)行工況和其工作溫度息息相關(guān)，表5為SG-500集中式逆變器在不同溫度范圍時的運(yùn)行情況。當(dāng)環(huán)境溫度低于50 ℃，逆變器可長期運(yùn)行于1.1倍過載工況；當(dāng)環(huán)境溫度達(dá)到55℃，逆變器可保證額定功率輸出；當(dāng)環(huán)境溫度高于65 ℃，逆變器進(jìn)入保護(hù)模式。

表5 不同溫度范圍下的逆變器運(yùn)行工況說明

由于采用雙面光伏組件比常規(guī)光伏組件有較大的發(fā)電量提升，因此在設(shè)計時需要選擇適合雙面光伏組件的逆變器。如果直流側(cè)的光伏出力超過了逆變器允許的最大輸入功率，就會產(chǎn)生限光損失。

在PVsyst仿真軟件的設(shè)置界面可輸入上述逆變器的運(yùn)行條件，經(jīng)過仿真后可得到不同場景反射率下采用固定傾角及平單軸跟蹤時雙面光伏組件發(fā)電系統(tǒng)的限光損失，如表6和表7所示。對于固定傾角，當(dāng)場景反射率為30%時，光伏發(fā)電系統(tǒng)全年的限光損失為597.9 kWh，僅占全年發(fā)電量的0.06%；當(dāng)場景反射率增加至60%時，限光損失為0.29%。從仿真數(shù)據(jù)可知，限光損失僅發(fā)生在個別月份。

表6 不同場景反射率下，采用固定傾角時雙面光伏組件發(fā)電系統(tǒng)的限光損失

表7 不同場景反射率下，采用平單軸跟蹤時雙面光伏組件發(fā)電系統(tǒng)的限光損失

從表7的數(shù)據(jù)可以看出，由于平單軸跟蹤方式時組件背面接收的輻射量增益比固定傾角時小，因此，光伏發(fā)電系統(tǒng)限光損失的占比特別小。

3.9 光伏發(fā)電系統(tǒng)性能對比

對上述4種類型的光伏發(fā)電系統(tǒng)進(jìn)行總結(jié)：常規(guī)光伏組件采用固定傾角安裝時傾角為37°，采用平單軸跟蹤時的跟蹤安裝方式范圍為-45°～45°；雙面光伏組件采用固定傾角或平單軸跟蹤安裝方式時的場景反射率為30%～60%。不同安裝方式下光伏發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電量和系統(tǒng)效率如表8所示。

表8 4種類型的光伏發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電量和系統(tǒng)效率對比

由表8可知，在固定傾角或平單軸跟蹤方式下，采用雙面光伏組件比常規(guī)光伏組件平均提升發(fā)電量10%以上。其中，“平單軸跟蹤+雙面光伏組件”的光伏發(fā)電系統(tǒng)比“固定傾角+常規(guī)光伏組件”的光伏發(fā)電系統(tǒng)發(fā)電量提升了約23%。該數(shù)據(jù)是基于格爾木市的太陽能資源進(jìn)行的軟件仿真結(jié)果，可能與實(shí)際的發(fā)電數(shù)據(jù)有些偏差，產(chǎn)生偏差的原因主要是現(xiàn)場輻射數(shù)據(jù)和歷史統(tǒng)計輻射數(shù)據(jù)的差異，以及軟件對于雙面光伏組件發(fā)電仿真模型有局限等原因。

4 度電成本(LCOE)分析

國內(nèi)外學(xué)者針對盡早實(shí)現(xiàn)光伏平價上網(wǎng)的目標(biāo)，對多個光伏電站的LCOE開展了研究[8-11]，其中，文獻(xiàn)[11]給出了常規(guī)光伏電站中LCOE的計算方法。本文對于不同安裝方式下的光伏發(fā)電系統(tǒng)的LCOE按式(1)進(jìn)行計算：

式中，n為光伏電站壽命期25年內(nèi)的某一年；I0為項目的初始投資；VR為固定資產(chǎn)的殘值；An為第n年的運(yùn)營成本；Dn為第n年的折舊；Pn為第n年的利息；Yn為第n年的發(fā)電量；i為折現(xiàn)率，銀行貸款利率取6.5%，貸款比例取50%，貸款年限為5年。

雙面光伏組件的成本一般比常規(guī)光伏組件高0.1～0.15元/Wp，平單軸跟蹤支架的成本比固定傾角支架高0.4～0.6元/Wp。

光伏發(fā)電系統(tǒng)的投資費(fèi)用和LCOE的計算結(jié)果如表9所示?！肮潭▋A角+雙面光伏組件”與“平單軸跟蹤+雙面光伏組件”，場景反射率為60%時，二者的LCOE均比“固定傾角+常規(guī)光伏組件”有所降低，即“固定傾角+雙面光伏組件”可降低16.7%，“平單軸跟蹤+雙面光伏組件”可降低14%。

表9 投資費(fèi)用和LCOE計算值

5 結(jié)論

本文對格爾木市的太陽能資源進(jìn)行了初步分析，在此基礎(chǔ)上使用PVsyst仿真軟件對光伏場址區(qū)域的輻射量進(jìn)行了模擬計算，對比分析了固定傾角、平單軸跟蹤2種安裝方式對光伏組件實(shí)際接收的輻射量和發(fā)電量的影響，并重點(diǎn)對常規(guī)光伏組件、雙面光伏組件采用固定傾角和平單軸跟蹤安裝方式時的發(fā)電增益進(jìn)行了比較。仿真結(jié)果表明，固定傾角或平單軸跟蹤方式下采用雙面光伏組件的光伏發(fā)電系統(tǒng)，比采用常規(guī)光伏組件的系統(tǒng)平均提升發(fā)電量10%以上，其中，“平單軸跟蹤+雙面光伏組件”比“固定傾角+常規(guī)光伏組件”發(fā)電量約提升了23%；且當(dāng)場景反射率為60%時，其度電成本可降低14%，在降本增效方面具有較大的技術(shù)價值。