基于PVsyst 的“跟蹤支架+雙面組件”光伏發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電量評估方法研究

潘巧波，何梓瑜，李 昂

(華電電力科學研究院有限公司，杭州 310030)

0 引言

為應對全球氣候變化，中國政府提出碳達峰、碳中和目標的重大戰(zhàn)略部署，進一步要求加快構建以清潔的可再生能源為主體的新型電力系統(tǒng)[1-2]。光伏發(fā)電作為可再生能源的重要利用方式，占有舉足輕重的地位，因此，增加光伏發(fā)電裝機容量在所有能源裝機容量中的占比尤為重要和迫切。光伏電站所有權的并購是提升各發(fā)電集團公司光伏發(fā)電裝機容量比例的一種有效手段，在項目收購過程中，對現(xiàn)有光伏電站的設備運行情況、整體發(fā)電水平、企業(yè)效益進行準確有效評估極為重要。

目前，光伏市場上關于發(fā)電量評估測算的主流軟件包括RETScreen、PVsyst、Meteonorm、PV*SOL 等，通過對比大量實驗數(shù)據(jù)和分析文獻報道后發(fā)現(xiàn)，PVsyst 是一款能夠快速建立仿真模型，且具有較高評估準確性的仿真計算軟件。眾多專家學者基于PVsyst 開展了光伏發(fā)電項目選型設計和發(fā)電量分析的研究。文獻[3]利用PVsyst 對3 個太陽輻射量差異較大的典型地區(qū)等差設置地面反射率和平單軸跟蹤支架高度，分析了這兩個因素對雙面光伏組件發(fā)電量的影響。文獻[4]基于PVsyst 建立了一種雙面光伏組件發(fā)電量增益非線性評估模型，利用通徑分析全面解釋了安裝因素對雙面光伏組件發(fā)電量增益影響的機理。文獻[5]利用PVsyst 進行仿真分析，完成了對某山地光伏發(fā)電項目的設備選型和光伏組件排布。文獻[6]通過PVsyst 對采用傾角可調的斜單軸跟蹤支架的光伏發(fā)電項目的發(fā)電量進行了計算分析。

本文以內蒙古自治區(qū)鄂爾多斯地區(qū)某個擬轉移所有權的新建光伏領跑者項目為例，對雙面光伏組件分別與平單軸和斜單軸跟蹤支架結合時光伏發(fā)電系統(tǒng)第0 年的理論上網電量進行分析，進而得到該項目壽命期內各年的理論上網電量、等效滿負荷利用小時數(shù)，以及25 年的理論年平均上網發(fā)電量和年平均等效滿負荷利用小時數(shù)。

1 項目概況

該光伏發(fā)電項目位于內蒙古自治區(qū)鄂爾多斯地區(qū)達拉特旗庫布齊沙漠光伏發(fā)電基地，地理坐標為40°15′53′N、109°38′39′E，不屬于高緯度地區(qū)。項目規(guī)劃裝機容量為100 MW，實際裝機容量為114.27 MW，于2021 年6 月初步并網發(fā)電。

該項目選用405 W 高效雙面單晶硅光伏組件，數(shù)量共計282152 塊，每26 塊光伏組件為1串光伏組串。光伏組件安裝實際采用斜單軸與平單軸跟蹤支架兩種支架方式，采用斜單軸跟蹤支架時，每24 串光伏組串接入1 臺逆變器；采用平單軸跟蹤支架時，每26 串光伏組串接入1 臺逆變器。項目采用組串式逆變器直接接入箱變，實現(xiàn)并網發(fā)電。

該項目的可研報告顯示，項目運行首年的上網電量為28052 萬kWh，壽命期25 年內合計上網電量為642390.40 萬kWh，年平均上網電量為25695.61 萬kWh，年平均等效利用小時數(shù)為2563.27 h。另外，項目所在地太陽總輻射量最小月與最大月的比值為0.359，根據(jù)QX/T 89—2018《太陽能資源評估方法》判斷，該區(qū)域太陽能資源穩(wěn)定度屬于一般級別。

2 場址光資源評估

該項目所在場址的海拔為1006 m，除部分沙塵日外，其余日的大氣粒子濃度較低。光資源評估采用太陽輻射資源分析軟件SolarGIS 中的太陽輻射數(shù)據(jù)，較為可靠。基于SolarGIS 得到的項目場址月太陽輻射量統(tǒng)計如圖1 所示。

由圖1 可知：項目場址的月太陽輻射量變化較大，其值在267.84～746.28 MJ/m2之間；4—8 月的太陽輻射量較高，其中，5 月的最高，為746.28 MJ/m2；11—次年2 月的太陽輻射量較低，其中，12 月達到最低值，為267.84 MJ/m2。

圖1 項目場址的月太陽輻射量統(tǒng)計圖Fig. 1 Monthly solar radiation statistics of project site

3 設備選型

該項目采用的405 W 高效雙面單晶硅光伏組件的性能參數(shù)如表1 所示，采用的組串式逆變器的性能參數(shù)如表2 所示。

表2 本項目組串式逆變器的性能參數(shù)Table 2 Performance parameters of string inverter for this project

該項目采用的平單軸跟蹤支架與斜單軸跟蹤支架的主要技術參數(shù)如表3 所示。

表3 本項目中平單軸跟蹤支架與斜單軸跟蹤支架的主要技術參數(shù)Table 3 Main technical parameters of flat single axis tracking bracket and inclined single axis tracking bracket in this project

4 仿真分析

4.1 系統(tǒng)效率分析

根據(jù)設備參數(shù)和項目場址的月太陽輻射量，基于PVsyst 仿真計算得出采用不同跟蹤支架類型時，光伏陣列最佳安裝傾角下傾斜面(下文簡稱為“最佳傾斜面”)接收的太陽總輻射量，如表4 所示。

表4 采用不同跟蹤支架類型時，光伏陣列最佳傾斜面接收的太陽總輻射量Table 4 Total solar radiation received by PV array optimal inclined plane when using different types of tracking bracket

由于PVsyst 無法實現(xiàn)雙面光伏組件與斜單軸跟蹤支架聯(lián)合建模，因此，考慮陰影遮擋、灰塵遮擋、光伏組件的匹配損失、直流線損、逆變器效率等影響后，預先建立斜單軸跟蹤支架與單面光伏組件結合的光伏發(fā)電系統(tǒng)模型，得到該模型的系統(tǒng)效率為88%；進而由PVsyst 仿真計算得到雙面光伏組件相對于單面光伏組件的背面發(fā)電量增益約為3.91%；在此基礎上，考慮雙面光伏組件與跟蹤支架結合應用后的發(fā)電量增益程度，得到“斜單軸跟蹤支架+雙面組件”光伏發(fā)電系統(tǒng)模型的系統(tǒng)效率為91.4%。由于PVsyst 可以實現(xiàn)雙面光伏組件與平單軸跟蹤支架的聯(lián)合建模，因此可仿真計算得到“平單軸跟蹤支架+雙面組件”光伏發(fā)電系統(tǒng)模型的系統(tǒng)效率為91.3%。

4.2 項目上網電量計算

根據(jù)所確定的光伏發(fā)電項目所在地的光伏陣列最佳傾斜面各月接收的平均太陽總輻射量，結合項目選用的光伏組件類型和施工布置情況，對項目年上網電量進行估算。根據(jù)項目光伏陣列最佳傾斜面各月接收的平均太陽總輻射量可得到該項目的月峰值日照小時數(shù)及年峰值日照小時數(shù)。將光伏組件所在安裝平面上某一時間段內所能接收到的太陽輻射量轉換成1000 W/m2太陽輻射強度工況下的等效利用小時數(shù)(也稱為“峰值日照小時數(shù)”)[7]。

假設某安裝傾角下光伏組件在1 h 內接收到的太陽輻射量為1 MJ/m2，根據(jù)上述等效利用小時數(shù)的定義，可以得到：

因此，若光伏組件在1 h 內所接收到的太陽輻射量為1 MJ/m2，則其在1000 W/m2工況下的等效利用小時數(shù)為1/3.6 h。由于市場上光伏組件的銘牌標稱功率均在1000 W/m2工況下標定，因此可以采用年等效利用小時數(shù)與該項目裝機容量的乘積計算得到項目的理論年發(fā)電量

光伏發(fā)電項目建成后壽命期內每年的理論上網電量Qa可采用式(2)計算，即：

式中：η為當年的光伏發(fā)電系統(tǒng)發(fā)電效率。該項目中采用平單軸跟蹤支架的光伏組件裝機總容量為11.44 MW，光伏陣列最佳傾斜面上的年太陽總輻射量為2300.70 kWh/m2，光伏發(fā)電系統(tǒng)效率為91.3%，第0 年等效滿負荷利用小時數(shù)(即等效利用小時數(shù)與系統(tǒng)效率的乘積)為2100.50 h，則第0 年的理論上網電量為2402.97萬kWh。該項目中采用斜單軸跟蹤支架的光伏組件裝機總容量為102.83 MW，光伏陣列最佳傾斜面上的年太陽總輻射量為2528.00 kWh/m2，光伏發(fā)電系統(tǒng)效率為91.4%，第0 年等效滿負荷利用小時數(shù)為2310.50 h，則第0 年理論上網電量為23758.87 萬kWh。

4.3 項目壽命期上網電量預測

根據(jù)該項目中采用不同類型光伏支架時光伏組件的理論年上網電量計算結果，其第0 年理論上網電量為26161.84 萬kWh，考慮雙面單晶硅光伏組件第1 年理論衰減率為2%，之后每年理論衰減率為0.5%，可計算得到該項目25 年壽命期內各年的理論上網電量及年等效滿負荷利用小時數(shù)，具體如表5 所示。

從表5 中可以看出：該項目在25 年壽命期的理論年平均上網電量為24068.89 萬kWh，理論年平均等效滿負荷利用小時數(shù)為2106.32 h。

表5 項目壽命期內的理論年上網電量及年等效滿負荷利用小時數(shù)Table 5 Theoretical annual on-grid power generation capacity and annual equivalent full load utilization hours within the project life cycle

5 對比分析

5.1 理論上網電量分析

該項目的可研報告顯示：分別采用平單軸和斜單軸跟蹤支架時，光伏陣列最佳傾斜面上的年太陽總輻射量分別為2266 及2448 kWh/m2，與本文的計算結果接近；在光伏支架下方鋪設高反射率材料后，雙面光伏組件的背面發(fā)電量增益約為28%。在此情況下，測算得到該項目首年上網電量為28052 萬kWh，壽命期25 年內理論年平均上網電量為25695.61 萬kWh，理論年平均等效滿負荷利用小時數(shù)為2563.27 h。

5.2 實際上網發(fā)電量統(tǒng)計分析

該項目于2021 年6 月初步并網，跟蹤支架未投入運行，集電線路未全部建設完成，采取限電輸送措施(限電率約為50%)，2021 年6—10 月實際上網電量為6298.40 萬kWh。為分析該年中其他月份的上網電量情況，采用Solargis軟件模擬得到項目場址光伏陣列最佳傾斜面上其他月份的理論太陽輻照量數(shù)據(jù)，進而計算得到該項目2021 年全年的理論上網電量為15829.24萬kWh。由此測算得到25 年的年平均等效滿負荷利用小時數(shù)為1678.79 h，低于可研設計值(2563.27 h)。

5.3 小結

本文測算得到的項目年平均等效滿負荷利用小時數(shù)為2106.32 h，低于可研設計值，高于根據(jù)實際上網電量測算得到的值。由于該項目現(xiàn)場光伏支架下未鋪設高反射率材料，雙面光伏組件背面發(fā)電量增益采用可研設計值28%后，導致可研報告的理論年上網電量估算過高。由于項目未全面建成，受送出線路容量限制，實際的年上網電量統(tǒng)計數(shù)據(jù)無法體現(xiàn)該項目的實際發(fā)電能力，且缺乏準確的限電率數(shù)據(jù)。綜上所述，在該項目收購評估過程中，采用由本文所述方法得到的上網電量結果進行經濟性分析較為合理。

6 結論

本文以內蒙古自治區(qū)鄂爾多斯地區(qū)某個擬轉移所有權的新建光伏領跑者項目為例，對雙面光伏組件分別與平單軸和斜單軸跟蹤支架結合時光伏發(fā)電系統(tǒng)的第0 年理論上網發(fā)電量進行分析，進而得到該項目壽命期內各年的理論上網電量、等效滿負荷利用小時數(shù)，以及25 年的理論年平均上網電量和年平均等效滿負荷利用小時數(shù)。結果顯示：本文所述計算方法得到的項目年平均等效滿負荷利用小時數(shù)為2106.32 h，低于可研設計值，高于根據(jù)實際上網電量測算得到的值。以期本研究可為項目收購決策和經濟性分析提供科學參考及依據(jù)。