基于LCOE的光伏支架選型研究

張德晶，賀廣零，趙前波，王韶纖，胡海羅

(湖南三一智慧新能源設計有限公司，長沙 410100)

0 引言

隨著中國“3060雙碳”目標集結號的吹響，光伏行業(yè)迎來了新一波發(fā)展機遇。光伏發(fā)電技術不斷更新、設備成本持續(xù)降低，將成為中國能源結構改革的重要方向之一。在傳統(tǒng)的地面光伏發(fā)電項目的設計中，通常會采用固定式光伏支架(下文簡稱為“固定支架”)作為光伏方陣的支撐結構，從而可減少用鋼量，達到降低項目建設成本的目的。近年來，有不少研究及實際應用發(fā)現(xiàn)，采用光伏跟蹤支架可以提升光伏發(fā)電系統(tǒng)接收的總太陽輻射量，從而提升其發(fā)電量。

平準化度電成本(LCOE)可以平衡光伏發(fā)電系統(tǒng)的土地資源利用情況及發(fā)電量之間的關系。因此，以LCOE作為評價指標指導光伏發(fā)電系統(tǒng)選擇合理的光伏支架類型作為其支撐結構，以實現(xiàn)收益最大化[1]。

本文以不同類型的光伏支架作為研究對象，采用PVsyst軟件，根據(jù)不同類型光伏支架的特點，通過數(shù)值模擬方法建立不同緯度地區(qū)、不同光照資源條件下的光伏方陣模型，并對采用不同類型光伏支架時光伏方陣的發(fā)電量及LCOE差異進行分析研究，以LCOE作為評價指標指導光伏支架的選型。

1 光伏支架的類型

光伏支架是光伏方陣的支撐結構，按照能否自動跟隨太陽轉動，光伏支架可分為固定支架、固定可調式光伏支架(下文簡稱為“固定可調支架”)和光伏跟蹤支架。

1)固定支架的結構形式簡單、技術門檻較低，對地基精度的要求較低；采用固定支架時，光伏方陣的相對占地面積較少、初始投資低，且除了日常巡檢外無需特殊維護，運營維護成本低。

2)固定可調支架可進行一年兩次或一年多次的光伏組件安裝傾角調節(jié)，以提高光伏方陣接收的總太陽輻射量，從而增加其發(fā)電量；但采用固定可調支架會增加光伏方陣的占地面積，從而增加用地成本。

3)光伏跟蹤支架的結構形式比較復雜，技術門檻較高，對地基精度的要求高；采用光伏跟蹤支架時，光伏方陣的占地面積較大且初始投資與運營維護成本均較高。根據(jù)旋轉軸個數(shù)及旋轉軸角度不同，光伏跟蹤支架可分為平面單軸光伏跟蹤支架(下文簡稱為“平單軸支架”)、斜面單軸光伏跟蹤支架、平面斜單軸光伏跟蹤支架(下文簡稱為“斜單軸支架”)和雙軸光伏跟蹤支架。

2 光伏方陣模型的項目參數(shù)模擬設置

2.1 項目設置

中國幅員遼闊，南北跨越的緯度近50°。本文對中國不同緯度、不同光照資源條件(折算為“理論年平均發(fā)電小時數(shù)”體現(xiàn))下光伏方陣采用不同類型光伏支架時的占地面積、發(fā)電量及LCOE的差異進行研究。

在中國陸地緯度范圍內，以緯度間隔10°作為1個區(qū)段，共分為5個區(qū)段；然后從這5個區(qū)段中選取7個典型地區(qū)，利用PVsyst軟件建立這7個典型地區(qū)的光伏方陣模型，并對光伏方陣分別采用固定支架、固定可調支架、平單軸支架、斜單軸支架時的情況進行模擬仿真。由于斜面平單軸光伏跟蹤支架及雙軸光伏跟蹤支架在實際工程中的應用較少，因此本文不做研究。7個典型地區(qū)的年均發(fā)電小時數(shù)情況如表1所示。

表1 7個典型地區(qū)的年均發(fā)電小時數(shù)情況Table 1 Average annual power generation hours in seven typical regions

2.2 光伏方陣設置

為減少光伏方陣參數(shù)差異對研究結果的影響，光伏方陣模型均采用540 Wp雙面雙玻光伏組件；4臺225 kW逆變器，交流側總裝機容量為0.9 MW；公用系統(tǒng)部分均采用相同配置；相同緯度區(qū)段的光伏方陣容配比一致；工程建設中與場址相關的內容均無需考慮差異問題[2-4]。

2.2.1 光伏組件的技術參數(shù)

光伏組件均選用隆基樂葉光伏科技有限公司生產(chǎn)的LR5-72 HBD 540M 型雙面雙玻光伏組件，尺寸為2256 mm×1133 mm×35 mm，面積為2.556 m2；單塊光伏組件由72片太陽電池組成，最大輸出功率為540 Wp，工作電流為13.13 A，工作電壓為41.2 V，短路電流為13.85 A，光電轉換效率為21.15%。以上光伏組件技術參數(shù)來源于PVsyst軟件內置PAN文件。

2.2.2 逆變器的技術參數(shù)

逆變器選用陽光電源股份有限公司(下文簡稱為“陽光電源”)生產(chǎn)的SG225HX型逆變器，額定功率為225 kW，工作電壓為1080 V，最大輸入電壓為1500 V；該逆變器一共有12路MPPT，共可接入24串光伏組串，最大轉換效率為99.01%。以上逆變器技術參數(shù)來源于陽光電源提供的OND文件。

2.3 光伏方陣建模

由于光伏方陣受陰影遮擋、線損和環(huán)境溫度等因素的影響，太陽輻射量與光伏方陣發(fā)電量的增益比例不完全一致。利用PVsyst軟件對采用不同光伏支架時光伏方陣的發(fā)電量進行模擬仿真，具體流程如圖1所示。

2.3.1 建立站點文件

以格爾木市(36.40°N)為例(緯度屬于區(qū)段3)。通過PVsyst軟件的數(shù)據(jù)庫合成當?shù)卣军c文件，并選用內置的數(shù)據(jù)庫Meteonorm 8生成光伏方陣所在地的水平面總太陽輻射量、水平面太陽散射輻射量、環(huán)境溫度、風速、大氣渾濁因子、相對濕度等數(shù)據(jù)。站點文件中的氣象情況如圖2所示。

圖2 站點文件中的氣象情況Fig. 2 Meteorological conditions in the site file

2.3.2 新建項目

1)選擇光伏支架類型。建立光伏方陣模型時，光伏支架的配置方案分別選擇“固定朝向的采光面”“朝向季節(jié)性可調”“跟蹤系統(tǒng)，水平N-S軸”“跟蹤系統(tǒng)，斜單軸”這4種朝向參數(shù)。PVsyst軟件中光伏支架配置方案的選擇界面如圖3所示。

圖3 PVsyst軟件中光伏支架配置方案的選擇界面Fig. 3 Selection interface of PV brackets configuration scheme in PVsyst software

2)確定光伏組件最佳安裝傾角。利用PVsyst軟件分析并計算不同地區(qū)的光伏方陣采用不同類型光伏支架時的光伏組件最佳安裝傾角，并設置相關參數(shù)。

光伏方陣采用固定支架時，光伏組件最佳安裝傾角的選取原則為：采光面接收的年總太陽輻射量中“相較最優(yōu)的損失”為0.0%，且采光面接收的總太陽輻射量值最大。經(jīng)試算，格爾木市光伏方陣采用固定支架時的光伏組件最佳安裝傾角為39°[5]，其計算界面如圖4所示。

圖4 采用固定支架時光伏組件最佳安裝傾角的計算界面Fig. 4 Calculation interface of optimal installation angle of PV modules with fixed brackets

光伏方陣采用固定可調支架時光伏組件最佳安裝傾角的選取原則為：夏季及冬季采光面接收的總太陽輻射量中“相較最優(yōu)的損失”為0.0%，且采光面接收的總太陽輻射量值最大。經(jīng)試算，格爾木市光伏方陣采用固定可調支架時，在夏季，光伏組件最佳安裝傾角為20°；在冬季，光伏組件最佳安裝傾角為50°。

平單軸支架的旋轉軸沿南北向布置，根據(jù)廠家提供的產(chǎn)品參數(shù)，南北軸與水平面傾斜角為0°，跟蹤角度范圍為±45°。

斜單軸支架的旋轉軸沿南北向布置，根據(jù)廠家提供的產(chǎn)品參數(shù)，南北軸與水平面傾斜角為15°，跟蹤角度范圍為±45°。

3)光伏方陣的系統(tǒng)配置。以“540 Wp雙面雙玻光伏組件，4臺225 kW逆變器，交流側總裝機容量為0.9 MW”作為光伏方陣模型的典型設置參數(shù)，且同一地區(qū)光伏方陣中的光伏組件總數(shù)設為定值，不同光伏支架類型時光伏組件的串聯(lián)數(shù)與光伏組串的并聯(lián)數(shù)均相同，公用系統(tǒng)部分均為統(tǒng)一配置。軟件中光伏方陣的系統(tǒng)配置界面如圖5所示。

圖5 軟件中光伏方陣的系統(tǒng)配置界面Fig. 5 System configuration interface of PV array in the software

4)光伏方陣的損失設置。PVsyst軟件中，光伏方陣模型的損失設置包括熱損、線損、光伏組件品質損失、污穢損失、入射角(IAM)損失、輔助設備損失、老化損失、失效度和光譜校正等。光伏方陣采用不同類型光伏支架時的損失基礎數(shù)據(jù)設置值一致。

5)光伏陣列間距(即光伏陣列的南北間距)設置。根據(jù) GB 50797—2012《光伏發(fā)電站設計規(guī)范》，光伏組件相互不產(chǎn)生陰影遮擋的要求為：光伏方陣內各排、列及光伏方陣之間的布置間距應保證每天09:00～15:00(當?shù)卣嫣枙r)時段內光伏組件前、后、左、右都互不遮擋。本文的光伏陣列間距設置采用PVsyst軟件內置的日照模型，可以滿足規(guī)范要求。

2.3.3 建立光伏方陣模型

根據(jù)光伏方陣系統(tǒng)設置中光伏組串的數(shù)量，針對不同類型光伏支架各自的特點，結合其產(chǎn)品參數(shù)，分別建立光伏方陣模型。采用不同類型光伏支架的光伏方陣模型分別如圖6～圖9所示。

圖6 采用固定支架的光伏方陣模型Fig. 6 Model of PV array with fixed brackets

圖7 采用固定可調支架的光伏方陣模型Fig. 7 Model of PV array with fixed adjustable brackets

圖8 采用平單軸支架的光伏方陣模型Fig. 8 Model of PV array with horizontal single axis brackets

圖9 采用斜單軸支架的光伏方陣模型Fig. 9 Model of PV array with inclined single axis brackets

2.3.4 不同地區(qū)的光伏方陣建模

上文以格爾木市為例，介紹了采用不同類型光伏支架時光伏方陣的建模過程。根據(jù)上文所述建模方法，采用PVsyst軟件對其余6個典型地區(qū)光伏方陣進行建模，并進行光伏方陣的仿真運算。建模合理性驗證參見《高性能光伏電站設計技術研究報告》[6]。

3 仿真結果分析

3.1 光伏方陣的占地面積及發(fā)電量比較

通過PVsyst軟件的優(yōu)化功能，針對不同地區(qū)采用不同類型光伏支架的光伏方陣，分別選取合適的光伏組件最佳安裝傾角及光伏陣列間距，計算得出各光伏方陣的占地面積及發(fā)電量情況，并對同一光伏方陣采用不同類型光伏支架時的占地面積及發(fā)電量情況進行對比分析，具體結果如表2所示。

表2 不同地區(qū)的光伏方陣采用不同類型光伏支架時的占地面積、發(fā)電量Table 2 Occupy area，power generation capacity of PV arrays with different types of PV brackets in different regions

3.1.1 光伏方陣占地面積的對比

在中國，同一地點夏季時的光伏組件最佳安裝傾角小于年最佳安裝傾角，冬季時的光伏組件最佳安裝傾角大于年最佳安裝傾角。光伏組件最佳安裝傾角越大，光伏陣列的南北間距就會越大，因此，若要安裝相同數(shù)量的光伏組件，所需要的土地面積就越大。

由表2可知，采用不同類型光伏支架時光伏方陣的占地面積從大到小的排序為：斜單軸支架＞平單軸支架 ≥ 固定可調支架＞固定支架。

在低緯度地區(qū)(如三亞市、長沙市)，由于太陽高度角較小，光伏組件最佳安裝傾角較小，光伏方陣采用固定支架時的占地面積較小，因此以該占地面積數(shù)據(jù)作為對照組時，采用固定可調支架及光伏跟蹤支架時的占地面積增幅較大。在中緯度地區(qū)(如格爾木市、蘭州市、二連浩特市、哈密市)和高緯度地區(qū)(如漠河市)，光伏組件最佳安裝傾角較大，光伏方陣采用固定支架時的占地面積也較大，因此以該占地面積數(shù)據(jù)作為對照組時，采用固定可調支架與光伏跟蹤支架時的占地面積增幅較小。

不同地區(qū)光伏方陣采用不同類型光伏支架時的占地面積對比情況如圖10所示。

圖10 不同地區(qū)的光伏方陣采用不同類型光伏支架時的占地面積對比情況Fig. 10 Comparison of occupy areas of PV array with different types of PV brackets in different regions

從圖10可以看出，除高緯度地區(qū)外，與光伏方陣采用固定支架時的占地面積相比，采用固定可調支架時的占地面積增幅為4%～28%，采用平單軸支架時的占地面積增幅為6%～31%，采用斜單軸支架時的占地面積增幅為24%～80%。

從圖10還可以看出，隨著緯度由低到高，對于同種支架類型而言，光伏方陣占地面積的增幅逐漸減小。在高緯度地區(qū)，由于南北向陰影較長，需要較大光伏陣列南北間距，對占地面積的影響較大；東西向陰影較短，對占地面積的影響較小。所以光伏方陣采用繞南北軸轉動的平單軸支架時的占地面積小于其采用固定支架時的占地面積。以漠河市(52.97°N)為例，光伏方陣采用平單軸支架時的占地面積比其采用固定支架時的占地面積減小了49%。

3.1.2 光伏方陣發(fā)電量的對比

由表2可知：與光伏方陣采用固定支架時的發(fā)電量相比，其采用固定可調支架時的發(fā)電量提升比例為2%～5%，采用平單軸支架時的發(fā)電量提升比例為6%～18%，采用斜單軸支架時的發(fā)電量提升比例為10%～23%。

不同地區(qū)的光伏方陣采用不同類型光伏支架時的發(fā)電量對比情況如圖11所示。

圖11 不同地區(qū)的光伏方陣采用不同類型光伏支架時的 發(fā)電量對比情況Fig. 11 Comparison of power generation capacity of PV arrays with different types of PV brackets in different regions

在高、低緯度地區(qū)，固定可調支架的調節(jié)范圍與光伏組件最佳安裝傾角相差較??；而在中緯度、光照資源條件好的地區(qū)，固定可調支架的調節(jié)范圍會更加靈活，發(fā)電量提升更明顯，所以采用固定可調支架的光伏方陣在中緯度地區(qū)的發(fā)電量提升比例大于其在高、低緯度地區(qū)的發(fā)電量提升比例。

由于平單軸支架可使光伏方陣在早、晚弱光照條件下的發(fā)電量增益明顯，且在逆跟蹤條件下可減少因光伏組件自身遮擋而造成的發(fā)電量損失，所以采用平單軸支架的光伏方陣在中、低緯度地區(qū)的發(fā)電量提升比例較大，在高緯度地區(qū)的發(fā)電量提升比例較小。

采用斜單軸支架的光伏方陣在中、高緯度地區(qū)的發(fā)電量提升比例明顯大于其在低緯度地區(qū)的發(fā)電量提升比例。這主要是因為斜單軸支架布置靈活，高緯度地區(qū)的太陽入射角大于低緯度地區(qū)的太陽入射角，因此在高緯度地區(qū)采用斜單軸支架可以更好地接收太陽輻射。

對區(qū)段3和區(qū)段4分別進行對比后發(fā)現(xiàn)：在相同緯度地區(qū)，由于太陽高度角相同，光照資源較好地區(qū)的總太陽輻射量較高，因此光伏方陣的發(fā)電量較高；對于光伏方陣采用不同光伏支架時的發(fā)電量提升量，光照資源較好地區(qū)的高于光照資源較差地區(qū)的，但相同緯度地區(qū)的發(fā)電量提升比例相近。

3.2 光伏方陣的LCOE分析

LCOE是指光伏發(fā)電項目在全生命周期內產(chǎn)生的所有成本與全部可上網(wǎng)電量的折現(xiàn)比值，即全生命周期內的成本現(xiàn)值與全生命周期內全部可上網(wǎng)電量現(xiàn)值的比例。

LCOE的表達式為：

式中：I0為光伏發(fā)電項目的靜態(tài)初始投資；N為光伏發(fā)電項目的評價周期；n為光伏發(fā)電系統(tǒng)的運行年數(shù)；It為光伏發(fā)電項目的增值稅抵扣；i為光伏發(fā)電項目的折現(xiàn)率；VR為光伏發(fā)電系統(tǒng)殘值；Mn為光伏發(fā)電系統(tǒng)第n年時的運營維護成本(包含維修、保險、材料、人工工資、輔助服務費等，不含利息)；Yn為光伏發(fā)電系統(tǒng)第n年的上網(wǎng)電量。

光伏發(fā)電項目的LCOE主要包括建設投資成本和運營維護成本等[7-8]。為了簡化對比因素，不同光伏支架的投資成本差異主要為光伏支架用鋼量、基礎工程量、光伏場區(qū)直流電纜工程量、接地工程量及土地成本。

根據(jù)以往的項目經(jīng)驗可知，光伏方陣采用不同類型光伏支架時的建設投資成本從大到小的順序為：斜單軸支架＞平單軸支架＞固定可調支架＞固定支架。

光伏方陣采用不同類型光伏支架時的運營維護成本從大到小的順序為：斜單軸支架 ≥ 平單軸支架＞固定可調支架＞固定支架。

對不同地區(qū)光伏方陣采用不同類型光伏支架時的LCOE進行計算，并對同一地區(qū)光伏方陣采用不同類型光伏支架時的LCOE進行排序，具體結果如表3所示。

表3 不同地區(qū)的光伏方陣采用不同類型光伏支架時的LCOE及排序Table 3 LCOE and sequencing of PV arrays with different types of PV brackets in different regions

綜上分析可知，在低緯度地區(qū)，光伏方陣采用固定支架時的LCOE最低；雖然采用固定可調支架與采用平單軸支架時的占地面積較接近，但由于采用平單軸支架時的發(fā)電量增益較高，所以采用固定可調支架時的LCOE高于采用平單軸支架時的LCOE；而采用斜單軸支架時的占地面積增加較多，發(fā)電量提升相對較少，所以其LCOE最高。

在中、高緯度地區(qū)，由于太陽高度角較大，光伏陣列間距較大，因此光伏方陣采用固定支架時的占地面積較大，建設投資成本相對較高；采用固定可調支架時會略微增加建設投資成本及運營維護成本，但發(fā)電量增益不大；采用平單軸支架或斜單軸支架時的占地面積提升幅度相對較小且發(fā)電量提升較大，因此LCOE較低。經(jīng)計算，在中緯度地區(qū)，光伏方陣采用平單軸支架時的LCOE最低；在高緯度地區(qū)，采用斜單軸支架時的LCOE最低。

4 結論

本文研究了以LCOE作為評價指標指導光伏支架選型的方法，首先采用PVsyst軟件進行光伏方陣建模，然后對比了在不同緯度和光照資

源條件下光伏方陣采用不同類型光伏支架時的LCOE差異。研究結果表明：

1)與光伏方陣采用固定支架時的發(fā)電量相比，其采用固定可調支架時的發(fā)電量提升比例為2%～5%，采用平單軸支架時的發(fā)電量提升比例為6%～18%，采用斜單軸支架時的發(fā)電量提升比例為10%～23%。光伏方陣采用平單軸支架時的發(fā)電量提升比例在中、低緯度地區(qū)高于其在高緯度地區(qū)時的發(fā)電量提升比例；光伏方陣采用斜單軸支架時的發(fā)電量提升比例在中、高緯度地區(qū)高于其在低緯度地區(qū)時的發(fā)電量提升比例。

2)在低緯度地區(qū)，光伏方陣采用固定支架時的LCOE最優(yōu)；在中緯度地區(qū)，光伏方陣采用平單軸支架時的LCOE最優(yōu)；在高緯度地區(qū)，采用斜單軸支架時的LCOE最優(yōu)。