會澤縣六合光伏電站的優(yōu)化設計與分析

王恒賢，龔加志，曾章波，董明名，方火浪

(1.華電云南發(fā)電有限公司，昆明 650231；2.會澤華電道成清潔能源開發(fā)有限公司，曲靖 654299；3.中國電建集團華東勘測設計研究院有限公司，杭州 311122；4.浙江大學建筑工程學院，杭州 310058)

0 引言

隨著國內(nèi)光伏電站規(guī)模的不斷擴大，日照充足、地勢平坦等建設光伏電站條件較好的土地資源正在逐漸減少，山地逐漸成為建設光伏電站的土地資源。設計光伏電站是建設光伏電站的基礎，設計方案的優(yōu)劣關系到電站建設成本和運營的經(jīng)濟效益。因此，為了確保光伏電站能夠獲得良好的收益，有必要開展光伏電站的優(yōu)化設計研究。

對于山地光伏電站的設備選型和光伏陣列設計，國內(nèi)外研究人員開展了較為深入的研究，并取得了一定的研究成果。劉建全[1]對大型荒漠光伏電站進行了分析，得出了更加優(yōu)良及經(jīng)濟的設計方案。景建龍等[2]提出了考慮山地坡度影響的光伏陣列陰影遮擋間距計算方法。潘霄等[3]通過已建光伏電站的實際運行數(shù)據(jù)與理論計算結(jié)果的比較，提出了個性化光伏組件布置方法。肖運啟等[4]研究了山地陰影遮擋對光伏組件接收太陽輻射的影響規(guī)律，建立了計算光伏組件最佳安裝傾角的方法。楊旭等[5]建立了最低環(huán)境溫度與太陽輻照度之間的關系，并計算了光伏組件的開路組串電壓和最大功率點電壓。羅耿[6]提出了太陽光線、斜坡和光伏組件之間的幾何模型，推導了任意斜坡坡度和方位角下光伏陣列間距的計算方法。姚丹[7]根據(jù)不同地區(qū)地形條件下實際光伏組件安裝傾角和光伏方位角，比較了兩種布局模式下光伏組件接收到的太陽輻射量和光伏陣列間距。裴強強等[8]采用 Candela-3D軟件對山地光伏電站的組件進行了布置優(yōu)化及發(fā)電量仿真分析。馬慶虎等[9]提出了一種通過降低光伏組件的最佳安裝傾角來提高光伏發(fā)電系統(tǒng)直流裝機容量的方法。陳慶文等[10]基于太陽電池等效電路模型，推導了太陽輻照度與光伏組件開路電壓關系的表達式，并提出了一種優(yōu)化串聯(lián)光伏組件數(shù)量的計算方法。林皓等[11]研究了不同陰影遮擋比例、遮擋位置和形狀對大尺寸光伏組件輸出特性的影響。

為了提高山地光伏電站的發(fā)電效率，降低成本，確保電站運行安全，本文以擬建的云南省會澤縣六合光伏電站為研究背景，并在上述國內(nèi)外現(xiàn)有山地光伏電站研究成果的基礎上，對光伏電站的設備選型、光伏陣列排布、光伏場區(qū)布置等進行優(yōu)化設計，并對電站的年發(fā)電量進行預測，以期為電站建設提供科學依據(jù)。

1 項目概況

六合光伏電站擬建于會澤縣樂業(yè)鎮(zhèn)六合村西側(cè)和彭家村西側(cè)的山坡之上，場地地面高程為1950.0～2200.0 m。項目大部份位于山梁和坡頂，地形平緩，坡度約5°～20°；少量位于斜坡之上，坡度約20°～30°；局部為陡坡，坡度約為35°。項目所在區(qū)域如圖1中的黃線范圍所示。

圖1 六合光伏電站位置圖Fig.1 Location map of Liuhe PV Power Station

本項目規(guī)劃的交流側(cè)總裝機容量為148 MW，擬在并網(wǎng)光伏電站場址內(nèi)配套建設1座220 kV六合村升壓站；規(guī)劃3臺主變壓器，每臺容量為200 MVA；升壓站采用1回220 kV雙分裂架空線JL/G1A-400/35接入500 kV銅都變電站，采用單桿單回供電模式，距離約30 km。太陽組件發(fā)電量逆變升壓至35 kV后接入新建的220 kV六合村升壓站。

2 主要設備選型

2.1 光伏組件選型

光伏組件類型主要有：單晶硅光伏組件、多晶硅光伏組件、聚光光伏組件和薄膜光伏組件。單晶硅光伏組件主要由單晶硅太陽電池制造而成，開發(fā)早、技術(shù)成熟，光電轉(zhuǎn)換效率在17%～20%之間。多晶硅光伏組件的技術(shù)也相對成熟，其光電轉(zhuǎn)換效率在16%～18%之間。薄膜光伏組件的優(yōu)點在于其良好的弱光效應和相對便宜的價格，最大的缺點是工作效率只能達到10%～13%之間，并且存在光敏性退化的問題。聚光太陽光伏組件具有面積小、功率大、光電轉(zhuǎn)換效率高的特點。但是，聚光光伏組件必須采用跟蹤系統(tǒng)才能發(fā)揮其優(yōu)點。由于跟蹤系統(tǒng)價格貴，故障率高，導致此類光伏組件目前尚未得到廣泛應用。

綜上，與常規(guī)多晶硅光伏組件、高效多晶硅光伏組件、常規(guī)單晶硅光伏組件、n型雙面單晶硅光伏組件相比，高效單晶硅光伏組件具有明顯的投資收益優(yōu)勢?？紤]到市場供應和價格因素，建議使用高效PERC雙面540 W單晶硅光伏組件。

2.2 逆變器選型

逆變器是光伏電站的核心設備。目前，大規(guī)模應用的有集中式逆變器、組串式逆變器和集散式逆變器。由于本項目地形條件復雜、坡向不一致、沖溝密集，因此選用具有多路MPPT功能的組串式逆變器方案。

通過調(diào)研，目前市場上主流的組串式逆變器主要有225 kW型和196 kW型兩種。與196 kW逆變器相比，225 kW逆變器具有更高的功率和更多的MPPT數(shù)量，使其更適合于各種山地光伏發(fā)電項目。因此，本項目選擇225 kW逆變器。該逆變器的MPPT數(shù)量為12路，每路MPPT接入2個光伏組串。當采用3.15 MWA箱變時，光伏組串數(shù)量為270，逆變器數(shù)量為14臺，每個逆變器平均接入的光伏組串數(shù)量為20或19串。

3 光伏陣列設計

3.1 光伏支架選型

光伏支架主要包括固定式和跟蹤式兩大類。跟蹤式光伏支架可以精確地轉(zhuǎn)動，使太陽入射光線射到光伏陣列表面時的入射角最小但輻射強度最大。固定式支架與跟蹤式支架各有優(yōu)點，固定式光伏支架初始投資較低，且支架基本免維護；跟蹤式光伏支架初始投資較高，需要一定的維護，但與保持固定安裝傾角的固定式光伏支架相比，發(fā)電量有了較大提高。因此，如果能較好解決光伏陣列同步性并減少維護工作量，相比于固定式光伏支架，跟蹤式光伏支架將更具競爭力。

然而，由于本項目所在地的沙塵暴較大，如果使用跟蹤式光伏支架，傳輸部件可能會被灰塵顆粒侵入，從而增加故障率。另外，該項目是一個大型光伏電站，光伏支架的成本在工程成本中的占比相對較高。與固定式光伏支架相比，跟蹤式光伏支架顯著增加了項目建設投資和后期運營維護成本。因此，建議采用成本較低的固定式光伏支架。

3.2 光伏陣列設計

本項目為大型光伏電站，建議采用分區(qū)域發(fā)電、集中并網(wǎng)的方案。光伏方陣通常包含若干個光伏子陣，各光伏子陣由多個光伏陣列按照系統(tǒng)需求串聯(lián)構(gòu)成。每個光伏方陣包括光伏陣列、直流-交流逆變設備和升壓并網(wǎng)設備。

本項目逆變器采用1500 V直流系統(tǒng)設計，光伏組件選用PERC雙面540 W單晶硅光伏組件。在進行光伏陣列設計時，需要分析光伏組件的工作電壓和直流輸入電壓范圍，以及工作電壓和開路電壓的溫度系數(shù)，以確定最佳串聯(lián)數(shù)量，獲得最大功率輸出。本項目所在地的極限高溫為32.7 ℃，極限低溫為-17 ℃。根據(jù)GB50797—2019《光伏發(fā)電站設計規(guī)范》，光伏組件的串聯(lián)數(shù)須同時滿足：

式中：N為光伏組件的串聯(lián)個數(shù)；VPM、VOC、K′V、KV分別為光伏組件的工作電壓、開路電壓、工作電壓溫度系數(shù)、開路電壓溫度系數(shù)；t′、t分別為工作狀態(tài)下光伏組件的極限高、低溫；VDC,max、VMPP,max、VMPP,min分別為逆變器的最大允許直流輸入電壓、最大MPPT電壓、最小MPPT電壓。

本文采用的光伏組件的工作電壓為41.65 V，開路電壓為49.50 V，工作電壓溫度系數(shù)為-0.350 %/℃，開路電壓溫度系數(shù)為-0.284 %/℃，利用式(1)和式(2)可求得光伏組件串聯(lián)數(shù)為27或26。在1000 W/m2太陽輻照度和AM1.5空氣質(zhì)量條件下光伏組串的電性能參數(shù)，如表1所示。本項目每串光伏組件數(shù)為27時，光伏組串布置采用“3×9”橫向布置；每串光伏組件數(shù)為26時，光伏組串布置采用“2×13”豎向布置。與橫向布置相比，豎向布置的光伏組件離地高度降低約0.5 m，使光伏組件的安裝和清洗更加方便。經(jīng)過綜合分析，確定每串光伏組串串26個光伏組件。根據(jù)上述最佳光伏組件串聯(lián)數(shù)計算，每串光伏組串額定功率容量為26×540 W=14040 W。

表1 光伏組串電性能參數(shù)Table 1 Electrical performance parameters of PV modules

3.15 MW裝機容量光伏子陣的2個配置方案如表2所示。本項目共采用328900塊光伏組件，直流側(cè)裝機容量為177.6 MW。每3.15 MW裝機容量的光伏組件組成1個光伏子陣，共47個子陣，容量為3.15 MVA的箱變47臺；每26塊光伏組件串聯(lián)為1串光伏組串，每19串光伏組串匯入1臺逆變器，每14臺逆變器接1臺入3.15 MVA箱變，升壓至35 kV。

表2 光伏子陣配置方案Table 2 PV array configuration

3.3 光伏場區(qū)光資源計算

光伏組件的安裝傾角和光伏陣列方位角是影響山地電站發(fā)電效率的重要因素，因此確定光伏組件的最佳安裝傾角是光伏電站設計中的重要環(huán)節(jié)。根據(jù)Klein等[12]的方法，傾斜面上的太陽總輻射量可按式(3)求得：

式中：Qt、Q分別為傾斜面、水平面上的太陽總輻射量；Qs為水平面上的太陽直接輻射量；Qd為水平面上的太陽散射輻射量；β為傾斜面與水平面的夾角；K為地面反射系數(shù)；Rb為傾斜面與水平面上太陽直接輻射量的比值，可表示為：

式中：φ為項目所在地的地理緯度；δ為太陽赤緯角；ω0為傾斜面上日落時角；ωs為水平面上日落時角。

通過SloarGIS數(shù)據(jù)庫獲取電站所在區(qū)域的氣象數(shù)據(jù)，并利用PVsyst軟件計算出光伏組件在不同安裝傾角下的年太陽總輻射量，結(jié)果如圖2所示。從圖2可以看出：當光伏組件安裝傾角在26°～32°范圍時，光伏組件上所接收到的年太陽總輻射量較大。

圖2 不同傾角下光伏組件上的年總太陽輻射量Fig.2 Total annual solar radiation on PV modules at different angles

由于山地光伏電站的土地面積有限，在布置光伏陣列時，前后光伏陣列之間可能存在陰影遮擋。為了考慮陰影遮擋的影響，在滿足冬至日真太陽時09:00～15:00時間段前后陣列間距不會產(chǎn)生陰影遮擋的條件下，固定陣列間距，按適當步長改變安裝傾角，計算光伏組件不同安裝傾角時對應的發(fā)電量，并確定與最大發(fā)電量對應的安裝傾角，計算結(jié)果如圖3所示。圖中方位角為光伏陣列所面對的方向與正南方向之間的夾角，朝向正南時為0°，往西角度為正，往東角度為負；圖中不同的顏色代表光伏組件的發(fā)電量，顏色越紅表示發(fā)電量越大(方位角越小)，顏色越藍表示發(fā)電量越小(方位角越大，安裝傾角越大)；圖中的小紅點表示最大發(fā)電量(1948.0 MWh)對應的坐標點(安裝傾角為28.5°、方位角為0°)。

圖3 發(fā)電量最大時光伏組件的最佳安裝傾角Fig.3 Optimal installation inclination angle of PV module at maximum power generation

從圖3可以看出：當組件安裝傾角為28°、方位角為0°時，可以實現(xiàn)光伏組件傾斜面接收的太陽輻照度與陰影損失之間的較好平衡，取得接近最佳的可利用小時數(shù)。因此，對位于南坡的光伏組件，采用安裝傾角28°、方位角0°布置；對位于東西坡的光伏組件，為了最大限度地利用現(xiàn)場地塊面積，采用安裝傾角28°、方位角10°布置光伏組件。

根據(jù)不同坡向光伏組件數(shù)量的統(tǒng)計結(jié)果，山地南坡安裝的光伏組件數(shù)量占比為80%，交流側(cè)裝機容量為118.4 MW；山地東西坡安裝的光伏組件數(shù)量占比為20%，交流側(cè)裝機容量為29.6 MW。

3.4 光伏陣列間距計算

不同光伏陣列之間的陰影遮擋也是影響光伏電站發(fā)電效率的重要因素。若陣列間距太小，后排陣列會被遮擋，光伏組件發(fā)電效率將降低；若陣列間距過大，會增加光伏場區(qū)的占地面積，造成土地資源的浪費。因此，有必要優(yōu)化陣列間距。

圖4為太陽光線和光伏陣列間距之間的幾何關系示意圖。圖中：α為入射光線與水平面的夾角；r為入射光線地面投影線；γ為入射光線地面投影線與兩陣列垂線的夾角；H為光伏組件A頂端與被遮擋光伏組件B底端的高度差；d為前后陣列間的距離。

圖4 太陽光線和光伏陣列間距之間的幾何關系示意圖Fig.4 Schematic diagram of geometric relationship between solar radiation and array spacing

圖5為坡面、太陽光線和光伏組件之間的幾何關系示意圖。圖中：θ為場區(qū)南北坡度；β為光伏組件傾斜角與水平面的夾角；D為前后兩排光伏陣列最前端之間的距離；h為組件頂端與底端的高差；L為組件長度；當前后排之間的距離恰好使光伏組件A和B之間無遮擋時，則滿足：

圖5 坡面、太陽光線和光伏組件之間的幾何關系示意圖Fig.5 Schematic diagram of geometric relationship among slope，sunlight and PV modules

由幾何關系，可得：

由式(5)和式(6)，可得：

根據(jù)項目所在地的地形圖，利用Helios-3D軟件分析光伏組件的陰影遮擋規(guī)律，并結(jié)合地形的實際坡度計算光伏陣列間距，使其滿足每一個光伏陣列在冬至日真太陽時09:00～15:00時間段無陰影遮擋的要求，從而實現(xiàn)光伏陣列的無陰影遮擋布置。通過優(yōu)化計算，光伏陣列間距主要在3.0～8.0 m之間，而對于陰影遮擋嚴重的區(qū)域，間距在10.0～15.0 m之間。

3.5 科學優(yōu)化容配比

容配比是光伏組件功率與逆變器額定功率之比。由于光伏組件的功率衰減、灰塵侵入和線路損耗，在設計光伏組件功率配置時僅考慮逆變器的額定輸入功率限制，會降低系統(tǒng)的經(jīng)濟性。不同的容配比將直接影響到項目的投資收益，通過對多種容配比下的發(fā)電量及項目投資成本進行項目收益率測算，尋求項目平準化度電成本(LCOE)最低時的容配比作為最優(yōu)容配比。結(jié)果表明，本項目為固定支架安裝模式，當容配比為1:1.2時，LCOE最低，資本金內(nèi)部收益率最高。

4 光伏場區(qū)布置

4.1 光伏組件布置

通過對本項目地形的綜合分析，布置光伏組件時應盡量規(guī)避以下幾種地形：

1)坡度較大。當坡度超過30°時，建議不考慮布置光伏組件。這主要是因為施工工作量大，后期運維難度大。在施工過程中打樁機等大型機械設備很難到達施工現(xiàn)場，在后期運維過程中清洗車輛也很難到達光伏組件附近。

2)坡向較差(朝向正東或正西)。在本項目的覆蓋區(qū)域內(nèi)，存在大量完全朝向正東或正西且坡度較大的地形。如果在這種地形上布置光伏組件，電站發(fā)電過程中會出現(xiàn)嚴重的陰影遮擋情況，這將大幅降低發(fā)電效率。

3)山谷類地形。從安全角度出發(fā)，考慮到山谷類地形的泄洪要求，此類地形不宜布置光伏組件。

4.2 箱變布置

為了減少陰影遮擋的影響，箱變的布置應避免對其左、右側(cè)和南側(cè)光伏組件的遮擋。陰影長度可以根據(jù)冬至日真太陽時09:00～15:00時間段無陰影遮擋的要求計算。此外，各發(fā)電單元的箱變均布置在陣列中央，并留有檢修道路，既能便于設備的安裝與維護，又能節(jié)省電纜用量。

5 年發(fā)電量計算

本項目采用高效雙面540 W單晶硅光伏組件。根據(jù)光伏組件的質(zhì)量標準，首年輸出功率衰減率不超過2.0%，之后每年衰減率不超過0.45%。電氣元件及變壓器的設計壽命均大于25年，不存在更換情況。按衰減率計算的光伏電站25年內(nèi)各年的發(fā)電量情況如圖6所示。本項目建成后預計25年總發(fā)電量為6253901.2 MWh，年平均發(fā)電量為250156.0 MWh，年平均等效利用小時數(shù)為1408.5 h。

圖6 光伏電站25年內(nèi)各年的預計發(fā)電量Fig.6 Estimated annual power generation of PV power station within twenty-five years

6 結(jié)論

本文從設備選型和光伏陣列設計等方面對六合光伏電站進行了優(yōu)化設計與分析，得出如下結(jié)論：

1)考慮到市場供應和價格因素，建議使用高效PERC雙面540 W單晶硅光伏組件和225 kW組串式逆變器。

2)光伏陣列采用固定式光伏支架運行方式，每串光伏組串串接26塊光伏組件。

3)南坡光伏組件采用安裝傾角28°、方位角0°布置，東西坡光伏組件采用傾角28°、方位角10°布置。

4)陣列間距主要為3.0～8.0 m，陰影遮擋嚴重區(qū)域間距為10.0～15.0 m。

5)光伏電站的光伏組件裝機容量為177.6 MW，建成后預計年平均發(fā)電量為250156.0 MWh，年平均等效利用小時數(shù)為1408.5 h。