山地光伏電站組件布置優(yōu)化及發(fā)電量仿真分析

文_裴強強 梁會森 李玉英

1 協(xié)合新能源集團 2 北京市北節(jié)能源設(shè)計研究所有限公司

光伏發(fā)電碳排放量是化石能源發(fā)電的1/10 到1/20，是真正的低碳能源，作為未來中國重要的可再生清潔能源之一，光伏發(fā)電無疑將為實現(xiàn)“碳達峰、碳中和”提供強勁引擎。光伏發(fā)電隨著近幾年的大型化和集中化發(fā)展，具備優(yōu)質(zhì)開發(fā)條件的平原區(qū)域已日漸匱乏，目前輻照度較好的復(fù)雜山地已逐漸成為光伏電站開發(fā)的主要選擇。由于山地光伏電站地形高低起伏、坡向差異大、山體陰影遮擋、前后排間距變化等各種復(fù)雜環(huán)境因素，給此類電站的組件布置以及發(fā)電量仿真分析帶來較大難度，且隨著光伏成本的逐年降低，山地電站的前期容量和發(fā)電量更需精細化評估。

本文采用Candela3D 三維建模軟件可根據(jù)山體坡度、坡向和冬至日太陽的方位角度、高度角度自動分析計算，既能輕易消除前后排組件造成的陰影遮擋，又能解決場區(qū)內(nèi)及周邊地形高差或其他物體對場內(nèi)組件造成的陰影遮擋問題，從而自動模擬出可利用區(qū)域，然后通過設(shè)置組件類型、排布方式、陣列間距，實現(xiàn)組件布置優(yōu)化，可有效解決山地光伏電站組件布置難的問題，并大幅降低由于山體遮擋、組件陣列遮擋帶來的發(fā)電量損失，依據(jù)優(yōu)化后得到的組件布置容量，導(dǎo)入PVsyst 軟件中可更準(zhǔn)確的進行發(fā)電量仿真分析，為山地光伏電站的前期開發(fā)和合理設(shè)計提供有價值的參考。

1 項目概況

1.1 項目基本情況

選取四川省涼山彝族自治州鹽源縣某山地光伏電站開展山地光伏電站組件布置優(yōu)化及發(fā)電量仿真分析。該項目中心點坐標(biāo)為東經(jīng)101.65424109°，北緯27.47657061°，規(guī)劃地塊面積約為1480 畝。項目區(qū)域總體地形北高南低，海拔在2550 ～27000m 之間；擬建場地局部地段地表石芽出露，石芽高度一般小于1.0m。地表植被較發(fā)育，主要為雜草和零星喬木。

1.2 光伏場區(qū)主要設(shè)備選型

1.2.1 光伏組件選型

光伏組件占整個光伏電站項目整體投資約50%，其各項指標(biāo)參數(shù)直接影響光伏電站的性能，目前光伏電站建設(shè)主要采用單晶和多晶光伏組件。由于單晶光伏組件在晶體品質(zhì)、電學(xué)性能、機械性能等方面明顯優(yōu)于多晶光伏組件，可有效地節(jié)約用地面積，支架數(shù)量、對地面擾動少，并考慮目前市場主流品牌型號，因此本項目采用隆基LR5-72HIBD535M 單晶雙面光伏組件。

1.2.2 光伏逆變器選型

在光伏系統(tǒng)中，逆變器承載著發(fā)電側(cè)和電網(wǎng)側(cè)的連接，并向監(jiān)控系統(tǒng)傳遞電站實時發(fā)電信息和故障告警。目前光伏行業(yè)廣泛采用的逆變器有3 種技術(shù)路線，分別為組串式逆變器、集中式逆變器、集散式逆變器。其中，集中式逆變器是將非常多個光伏組串經(jīng)過匯流后連接到逆變器直流輸入端，集中完成將直流電轉(zhuǎn)換為交流電的設(shè)備，但其質(zhì)量體積較大，施工存在一定難度，且 MPPT（最大功率點跟蹤）數(shù)量少。集散式逆變器是將 MPPT 和DC/DC 升壓功能集成到光伏控制器，然后集中將升壓后直流電轉(zhuǎn)換為交流電的設(shè)備。集散式逆變器多路MPPT 可減小了光伏組件各種失配帶來的發(fā)電量損失，但目前尚無成熟大規(guī)模應(yīng)用的經(jīng)驗，且成本較高。組串式逆變器是基于模塊化的概念，將光伏方陣中的每個光伏組串連接至指定逆變器的直流輸入端，各自完成將直流電轉(zhuǎn)換為交流電的設(shè)備。組串式逆變器體積小、質(zhì)量輕、防護性能好，具有較多的MPPT，目前市場應(yīng)用占比最大，且非常適用于復(fù)雜山地光伏電站環(huán)境。考慮目前市場主流品牌型號，本項目采用陽光電源SG225HX 型號組串式逆變器。

1.2.3 光伏組串?dāng)?shù)量

根據(jù)《光伏發(fā)電站設(shè)計規(guī)范》GB50797—2012 中光伏組件串聯(lián)數(shù)量計算公式(1)、(2)。

式中N-光伏組件的串聯(lián)數(shù)量（N 取整）； VDCmax-逆變器允許的最大直流輸入電壓（V）；Vpm-光伏組件的工作電壓（V）；Vmpptmax-逆變器MPPT 電壓最大值（V）；Vmpptmin-逆變器MPPT 電壓最小值（V）；Voc-光伏組件的開路電壓（V）；Tmax-光伏組件工作條件下極限高溫（℃）；Tmin-光伏組件工作條件下極限低溫（℃）；K-光伏組件的開路電壓溫度系數(shù)（%/℃）；K1-光伏組件的工作電壓溫度系數(shù)（%/℃）。

通過公式(1)、(2)進行計算得出光伏組件串聯(lián)數(shù)量為15 ≤N ≤27，為節(jié)省工程造價成本本項目光伏組件串聯(lián)數(shù)量選定為27。

2 基于Candela3D組件布置

2.1 山地電站組件傳統(tǒng)布置方式

本項目為山地復(fù)雜地形，考慮現(xiàn)場施工，故采用固定支架安裝形式。通過PVsyst 軟件對本項目固定支架安裝形式下進行最佳傾角計算，得出本光伏項目組件布置最佳傾角為32°。根據(jù)《光伏發(fā)電站設(shè)計規(guī)范》GB50797-2012 要求，光伏組件布置時，光伏陣列間距設(shè)置要保證在全年每天9：00 ～15：00（當(dāng)?shù)卣嫣枙r）時段內(nèi)前、后、左、右互不遮擋。在進行山地光伏電站陣列間距計算時，傳統(tǒng)的計算方式為依據(jù)GB50797-2012 中水平地面組件間距計算公式，同時考慮坡面自身的傾角，如圖1 所示，從而得出山地光伏電站陣列間距計算公式（3），但由于山地光伏電站地塊范圍大，且高低起伏不一，無法通過公式（3）對整個山地光伏電站不同的坡度角進行間距計算，通常會根據(jù)經(jīng)驗將陣列間距值縮小或放大，從而造成陰影遮擋或土地資源浪費。

圖1 山地斜坡地面示意圖

式中L—陣列傾斜面長度；D—兩排陣列之間距離；β—陣列傾角；φ—當(dāng)?shù)鼐暥龋沪谩降仄露冉牵?dāng)坡度為南高北低時式中“±”取“-”號，當(dāng)坡度為北高南低時地式中“±”取“+”號。

2.2 Candela3D與傳統(tǒng)布置方式區(qū)別

Canela3D 是一款由基于SketchUp(草圖大師)開發(fā)的新一代光伏電站三維設(shè)計軟件，適用于復(fù)雜地形光伏項目光伏組件布置，可直接從衛(wèi)星地圖抓取擬建設(shè)地塊范圍，將其轉(zhuǎn)換為三維地形，通過對光伏擬建設(shè)地塊范圍進行全場三維地形的日照、坡度、坡向及山體與山體之間陰影遮擋等因素進行綜合分析和計算，自動劃分光伏組件布置的可利用區(qū)域，然后通過相關(guān)邊界條件設(shè)置，自動完成光伏組件布置。與傳統(tǒng)布置方式相比，較大的減少了設(shè)計人員計算工作量，并降低了由經(jīng)驗取值而帶來的容量偏差和陰影遮擋。

2.3 基于Candela3D 實現(xiàn)光伏組件自動布置

2.3.1 可利用區(qū)域

通過衛(wèi)星地圖抓取本項目擬建設(shè)地塊范圍，然后導(dǎo)入Canela3D 軟件，生成三維地形圖。根據(jù)規(guī)范要求每天9：00 ～15：00（當(dāng)?shù)卣嫣枙r）時段內(nèi)前、后、左、右互不遮擋對三維地形圖進行日照分析，得出本項目地塊有效利用面積占比為74%。并依據(jù)光伏施工規(guī)范要求，將極限施工坡度限值設(shè)置為30°，最小允許南北坡度設(shè)置為-10°，最大允許東西坡度設(shè)置為20°，然后進行山體分析，擬建設(shè)地塊內(nèi)不存山體陰影遮擋。然后Canela3D 軟件通過對日照分析、山體分析及組件陣列間距綜合分析計算，得出本項目可利用區(qū)域。

2.3.2 光伏組件自動布置

本項目選用隆基LR5-72 HIBD 535 M單晶硅雙面光伏組件，傾角設(shè)置為32°正南朝向，27 塊組件為1 組串，單排支架橫向安裝光伏組件27 塊，豎向2 塊。基于可利用區(qū)域以及各邊界條件設(shè)置，Candela 軟件自動完成布置，得出本項目可安裝光伏組件數(shù)量為56106 塊，光伏組串?dāng)?shù)量為2078串，裝機容量為30.001671MWp。

3 發(fā)電量仿真分析

3.1 光資源評估

發(fā)電量仿真分析采用瑞士日內(nèi)瓦大學(xué)開發(fā)的PVsyst 軟件進行，PVsyst 是一款國際通用的光伏系統(tǒng)仿真軟件，可進行發(fā)電量、損耗等參數(shù)的仿真計算。

PVsyst 軟件仿真計算，首先需要進行光資源數(shù)據(jù)導(dǎo)入。目前收集到本項目附近光伏電站氣象站實測數(shù)據(jù)（2020 年）、項目所在地Solargis衛(wèi)星數(shù)據(jù)、Meteonorm8.0 衛(wèi)星數(shù)據(jù)，經(jīng)過各數(shù)據(jù)源每月水平面總輻射數(shù)據(jù)分析，Solargis 數(shù)據(jù)與實測數(shù)據(jù)偏差為0.48%，且與實測數(shù)據(jù)整體變化趨勢基本一致，如圖2 所示；而MN8.0 在4 月、6 月、7月、8月明顯數(shù)據(jù)偏大，且與實測數(shù)據(jù)偏差為6.43%，如表1 所示。

表1 各數(shù)據(jù)源水平面總輻射

圖2 各氣象數(shù)據(jù)逐月水平面總輻射折線圖

通過以上分析，本項目Solargis 數(shù)據(jù)較MN8.0 數(shù)據(jù)更接近于實測，故本項目選取Solargis 數(shù)據(jù)作為PVsyst 軟件太陽能源資源數(shù)據(jù)輸入。

3.2 光伏系統(tǒng)各影響因素

影響光伏發(fā)電系統(tǒng)效率的主要因素包括組件匹配損失、灰塵遮擋損失、早晚不可利用的低、弱太陽輻射損失、直流線路損失、溫度影響損失、交流輸電損失、最大功率點跟蹤精度、逆變器的轉(zhuǎn)換效率等方面。根據(jù)本項目區(qū)域氣象數(shù)據(jù)及系統(tǒng)設(shè)備參數(shù)等，完成PVsyst 軟件中各影響因素的參數(shù)設(shè)置，經(jīng)PVsyst 仿真計算，得出本項目發(fā)電量情況。

3.3 發(fā)電量仿真結(jié)果

通過PVsys 軟件仿真計算，得出本項目首年系統(tǒng)效率PR值為84.00%，首年發(fā)電小時數(shù)為1597.64h，首年發(fā)電量為4793.20 萬kWh；25 年平均發(fā)電小時數(shù)為1472.17，25 年平均發(fā)電量為4416.76 萬kWh。

4 結(jié)語

光伏發(fā)電隨著近幾年快速發(fā)展，具備優(yōu)質(zhì)開發(fā)條件的平原區(qū)域已日漸匱乏，復(fù)雜山地已逐漸成為光伏電站開發(fā)的主要選擇。由于山地光伏電站地形高低起伏、坡向差異大、山體陰影遮擋、前后排間距變化等各種復(fù)雜環(huán)境因素，采用傳統(tǒng)組件布置方式，工作量巨大，得出的組件布置容量往往與實際偏差較大，且反映效果不夠直觀。

采用Canela3D 三維建模設(shè)計，可直接從衛(wèi)星地圖抓取擬建設(shè)地塊范圍，將其轉(zhuǎn)換為三維地形，通過對光伏擬建設(shè)地塊范圍進行全場日照、坡度、坡向及山體與山體之間陰影遮擋等因素綜合分析和計算，自動完成光伏組件布置。與傳統(tǒng)布置方式相比，較大的減少了設(shè)計人員計算工作量，并降低了由經(jīng)驗取值而帶來的容量偏差和陰影遮擋。

基于Canela3D三維建模設(shè)計得出的組件布置容量，導(dǎo)入PVsyst 軟件進行發(fā)電量仿真分析，可更準(zhǔn)確的模擬出25 年發(fā)電量結(jié)果，為山地光伏電站的前期開發(fā)和合理設(shè)計提供有價值的參考。既能降低前期不必要的額外投入和后續(xù)運維成本，又可提高發(fā)電效率增加收益，進而提高電站的投資回報率。