單面和雙面光伏組件最佳安裝傾角的設計對比研究

馬競濤

(隆基樂葉光伏科技有限公司，西安 710049)

0 引言

隨著雙面光伏組件與單面光伏組件制造成本差距的快速縮小，根據《中國光伏產業發展路線圖(2020年版)》，雙面光伏組件的市場占有率在2020年已攀升至30%以上。第1～3批“光伏領跑者”項目大量采用了雙面雙玻光伏組件技術，由此拉開了雙面光伏組件時代的序幕[1]。大部分應用場景中，雙面光伏組件的背面發電量增益可達到3%～10%[2]，基于目前市場上單面、雙面光伏組件的市場價差，光伏發電項目采用雙面光伏組件時的內部收益率明顯高于其采用單面光伏組件時的，越來越多的光伏發電項目通過采用雙面光伏組件來降低光伏發電系統的度電成本[3]。

當光伏發電系統的支架運行方式選擇固定支架時，光伏組件的最佳安裝傾角一般是根據光伏發電系統所在地的氣象數據及光伏組件布置方式等邊界條件來計算可使光伏發電系統達到最大發電量的傾角[4]，其最佳安裝傾角設計的本質目的是為達到發電量產出和系統建設投資的綜合效益最大化，即達到最低度電成本。由于雙面光伏組件具有背面發電量增益的特性[5]，在采用固定支架時，單面光伏組件和雙面光伏組件的安裝傾角設計存在一定差異。

為了使研究結果具有典型性，本文選取中國境內寧夏回族自治區中衛市中寧縣、山東省濱州市沾化區、江西省新余市3個地區分別作為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類太陽能資源區及不同地面反射率的項目代表地，通過PVsyst軟件建模，對不同項目地光伏發電系統分別采用單面光伏組件和雙面光伏組件時達到最大發電量的安裝傾角進行分析設計，以期為今后采用固定支架形式的光伏發電系統的最佳安裝傾角設計提供模型參考。

1 項目的邊界條件

引入氣象軟件Meteonorm 7.2中3個典型項目地的典型年氣象數據[6]。地面反射率為光照經過地面反射后的反射輻照值與入射輻照值的比值[7]，本文基于3個項目地的實際情況，寧夏回族自治區中衛市中寧縣光伏發電項目(下文簡稱為“寧夏中寧項目”)的地表為典型戈壁灘，則地面反射率取25%；山東省濱州市沾化區光伏發電項目(下文簡稱為“山東沾化項目”)的地表為淺色土壤與綠色植被，則地面反射率取20%；江西省新余市光伏發電項目(下文簡稱為“江西新余項目”)的地表為暗色土壤與深綠色植被，其地面反射率取15%。

3個項目地的地理位置、太陽輻照量及地面反射率信息如表1所示。

表1 3個項目地的基本信息Table 1 Basic information of three project sites

常用于模擬光伏發電系統發電量的仿真軟件有RETScreen、PV*SOL、PVsyst等，目前由于PVsyst軟件的發電量模擬結果具有很高的準確性，其被投資人和承包商廣泛認可[8]。因此本文采用PVsyst軟件進行仿真研究。

本文選擇的3個地點的光伏發電項目設計方案均依據實際已建或在建項目背景設計。光伏發電項目模型的電氣設計：采用72片版型(太陽電池尺寸為166 mm×166 mm)的450 W單面和雙面PERC單晶硅光伏組件(下文分別簡稱為“單面光伏組件”及“雙面光伏組件”)，各為468塊，總容量均為210.6 kW；光伏組件安裝方式為雙排豎裝布置，采用固定支架，光伏組件最低點離地高度均采用大部分省份的農光互補項目要求的2.5 m；光伏發電系統配置1臺9路MPPT設備，采用18路輸入的196 kW組串式逆變器。為了排除不同模型可能存在的由于逆變器容量不足而限電的影響，每串光伏組串由24塊光伏組件組成，18串光伏組串接入1臺組串式逆變器。

基于以上光伏發電項目模型，采用Meternorm7.2中各項目地的氣象數據，通過PVsyst軟件V6.8.5版本進行相關數據仿真分析。

2 不同項目地不同光伏組件安裝傾角的發電量對比研究

2.1 寧夏中寧項目不同光伏組件安裝傾角時的發電量對比

基于前文所述光伏發電項目的邊界條件，建立寧夏中寧項目單面光伏組件及雙面光伏組件安裝傾角仿真模型，采用固定支架，光伏陣列前后排間距采用中寧地區冬至日09:00～15:00時間段光伏陣列前后排不遮擋且光伏組件正面累計接收太陽輻照量最大時的標準間距12 m。對寧夏中寧項目采用不同光伏組件安裝傾角時，單面光伏組件和雙面光伏組件的首年發電小時數進行模擬，結果如表2所示。

從表2可以看出：寧夏中寧項目采用單面光伏組件時，安裝傾角在31°時光伏發電系統的首年發電小時數達到最高，說明發電量達到最大值；此后隨著光伏組件安裝傾角進一步變大，光伏發電系統的發電量逐漸減小；即31°為單面光伏組件的最佳安裝傾角。當采用雙面光伏組件進行仿真時，安裝傾角為36°時光伏發電系統的首年發電小時數達到最高，說明發電量達到最大值，即36°為雙面光伏組件的最佳安裝傾角。雙面與單面光伏組件的最佳安裝傾角相差5°，基于該項目地25%的地面反射率，可計算得出此項目采用單面光伏組件時和采用雙面光伏組件時的發電量差異在5.95%～7.07%之間；且隨著光伏組件安裝傾角增大，雙面光伏組件的背面發電量增益逐漸增大。

表2 寧夏中寧項目在不同光伏組件安裝傾角時的模擬結果Table 2 Simulation results of Ningxia Zhongning project at different installation inclination angles of PV modules

2.2 山東沾化項目不同光伏組件安裝傾角時的發電量對比

與寧夏中寧項目原則相同，建立山東沾化項目單面光伏組件及雙面光伏組件安裝傾角仿真模型，采用固定支架，光伏陣列前后排間距采用沾化地區冬至日09:00～15:00時間段光伏陣列前后排不遮擋且光伏組件正面累計接收太陽輻照量最大時的標準間距10 m。對山東沾化項目采用不同光伏組件安裝傾角時，單面光伏組件和雙面光伏組件的首年發電小時數進行模擬，結果如表3所示。

表3 山東沾化項目在不同光伏組件安裝傾角時的模擬結果Table 3 Simulation results of Shandong Zhanhua project at different installation inclination angles of PV modules

從表3可以看出：山東沾化項目采用單面光伏組件時，安裝傾角在27°時光伏發電系統的首年發電小時數達到最高，說明發電量達到最大值；此后隨著光伏組件安裝傾角進一步變大，光伏發電系統的發電量隨之減小；即27°為單面光伏組件的最佳安裝傾角。當采用雙面光伏組件進行仿真時，安裝傾角為31°時光伏發電系統的首年發電小時數達到最高，發電量達到最大值，即31°為雙面光伏組件的最佳安裝傾角。雙面與單面光伏組件的最佳安裝傾角相差4°，基于該項目地20%的地面反射率，可計算得出此項目采用單面光伏組件時和采用雙面光伏組件時的發電量差異在5.04%～6.23%之間，且隨著光伏組件安裝傾角增大，雙面光伏組件的背面發電量增益逐漸增大。

2.3 江西新余項目不同光伏組件安裝傾角時的發電量對比

與另外2個項目原則相同，建立江西新余項目單面光伏組件及雙面光伏組件安裝傾角仿真模型，采用固定支架，光伏陣列前后排間距采用新余地區冬至日09:00～15:00時間段光伏陣列前后排不遮擋且光伏組件正面累計接收太陽輻照量最大時的標準間距8 m。對江西新余項目采用不同光伏組件安裝傾角時，單面光伏組件和雙面光伏組件的首年發電小時數進行模擬，結果如表4所示。

表4 江西新余項目在不同光伏組件安裝傾角時的模擬結果Table 4 Simulation results of Jiangxi Xinyu project at different installation inclination angles of PV modules

從表4可以看出：江西新余項目采用單面光伏組件時，安裝傾角為15°時光伏發電系統的首年發電小時數達到最高，說明發電量達到最大值；此后隨著光伏組件安裝傾角進一步變大，光伏發電系統的發電量隨之減小；即15°為單面光伏組件的最佳安裝傾角。當采用雙面光伏組件進行仿真時，安裝傾角為17°時光伏發電系統的首年發電小時數達到最高，說明發電量達到最大值，即17°為單面光伏組件的最佳安裝傾角。單面與雙面光伏組件之間的最佳安裝傾角相差2°，基于該項目地15%的地面反射率，可計算得出此項目采用單面光伏組件時和采用雙面光伏組件時的發電量差異在3.33%～4.13%之間，且隨著光伏組件安裝傾角增大，雙面光伏組件的背面發電量增益逐漸增大。

2.4 小結

通過對3個項目地光伏發電項目分別采用單面和雙面光伏組件時年發電小時數最大情況下的安裝傾角，即最佳安裝傾角的對比分析可以發現，由于雙面光伏組件具有背面可接收一定光照并發電的特性，其最佳安裝傾角一般比單面光伏組件的最佳安裝傾角略高，單面光伏組件和雙面光伏組件最佳安裝傾角差值的絕對值與雙面光伏組件背面發電量增益值呈正相關。

但需要注意的是，實際光伏發電項目進行系統設計時，雖然光伏組件安裝傾角的設計一般遵循系統發電量最大的原則，但仍需結合不同安裝傾角導致的不同支架成本進行綜合考慮。

3 結論

本文以國內3個典型太陽能資源項目地作為代表，對這3個項目地光伏發電系統分別采用單面光伏組件和雙面光伏組件時發電量最大的安裝傾角，即最佳安裝傾角進行了仿真模擬分析。研究結果表明：雙面光伏組件的最佳安裝傾角往往高于單面光伏組件的，因此，當一般光伏電站的光伏組件產品選型從單面光伏組件更換為雙面光伏組件時，可考慮調高光伏組件安裝傾角，以達到更高的發電量收益；而且隨著雙面光伏組件的最佳安裝傾角與單面光伏組件的最佳安裝傾角之間的差值增大，雙面光伏組件背面發電量增益越大。期望本研究結果能為光伏發電系統設計及光伏組件產品選型提供參考。