蘇秋菊

（遼寧太陽(yáng)能研究應(yīng)用有限公司設(shè)計(jì)部，遼寧 沈陽(yáng) 110136）

1 電站建設(shè)條件分析

該設(shè)計(jì)所選地址位于遼寧省葫蘆島市建昌縣下屬的楊樹(shù)灣子鄉(xiāng)顧家屯村、黑山科鄉(xiāng)姜杖子村、雷家店鄉(xiāng)彭杖子村和頭道營(yíng)子鄉(xiāng)陳家店村。經(jīng)實(shí)測(cè)，各處最大裝機(jī)容量相差不大，基本容量在750 kW左右，可統(tǒng)一按照750 kW級(jí)光伏電站模式進(jìn)行設(shè)計(jì)。

建設(shè)光伏電站一般有兩種模式：一是在每戶農(nóng)戶家屋頂加裝太陽(yáng)能電池板；二是由各村組織提供一定面積的土地，用來(lái)集中放置太陽(yáng)能電池方陣，將方陣產(chǎn)生的直流電能經(jīng)逆變器轉(zhuǎn)換為交流電能，再經(jīng)變壓器升壓，最后匯入電網(wǎng)。

2 太陽(yáng)能資源評(píng)估

據(jù)資料統(tǒng)計(jì)，建昌地區(qū)的全年日照百分率平均為62%，總輻射量在5 080 MJ/m2以上，高于整個(gè)遼寧省的年平均太陽(yáng)總輻射量（遼寧省的年平均太陽(yáng)總輻射量為4 889 MJ/m2），日均峰值日照時(shí)間為5 h，年有效利用小時(shí)數(shù)經(jīng)折算后可達(dá)1 460 h，該地區(qū)的太陽(yáng)總輻射量在我國(guó)北方地區(qū)中名列前茅，建昌縣近22年的日平均輻照量如表1所示。

表1 建昌縣近22年日平均輻照量 kW·h/m2

3 太陽(yáng)能電池方陣設(shè)計(jì)

該地區(qū)將建設(shè)750 kW光伏電站，系統(tǒng)沒(méi)有儲(chǔ)能裝置。其中，由太陽(yáng)能電池組件組成的光伏陣列是光伏發(fā)電系統(tǒng)中的核心部分，也是系統(tǒng)中價(jià)值最高的部分。當(dāng)發(fā)電容量很大時(shí)，就需要多塊電池組件串、并聯(lián)來(lái)構(gòu)成太陽(yáng)能電池方陣。這些組件串接起來(lái)，將吸收到的太陽(yáng)輻射能通過(guò)光電效應(yīng)變?yōu)橹绷麟?，再?jīng)過(guò)逆變器變?yōu)?80 V交流電，最后升壓匯入電網(wǎng)。

3.1 組件選型

在某一固定位置且同等測(cè)試條件下，以315 W單晶硅組件和315 W多晶硅組件為例，所測(cè)得各月份統(tǒng)計(jì)發(fā)電量如表2所示。

表2 同等條件下的單晶硅組件與多晶硅組件發(fā)電量

經(jīng)查，單晶硅組件成本大致為3.10元/W，多晶硅組件的成本則為2.89元/W。若電價(jià)按照市價(jià)規(guī)定計(jì)算，單晶硅的年增發(fā)電量為7.7×104kW·h，可增收7.7萬(wàn)元的電費(fèi)，成本卻高出8.25萬(wàn)元。當(dāng)使用單晶硅組件的系統(tǒng)想在第二年補(bǔ)回多出的費(fèi)用時(shí)，使用多晶硅組件的光伏電站已經(jīng)開(kāi)始獲得穩(wěn)定的收益了。因此，該設(shè)計(jì)方案所選組件的材料為多晶硅。

在確定了組件的類(lèi)型為多晶硅材料以后，進(jìn)一步對(duì)組件的功率進(jìn)行技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析，以同一品牌多晶硅的260 W組件和315 W組件為例進(jìn)行比較，如表3所示。

表3 260 W組件和315 W組件技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較

在同等裝機(jī)容量下，二者的成本相差0.07元，315 W組件整體投入時(shí)成本會(huì)高出2.4%。但是在發(fā)電效率部分，260 W的組件要低2.6個(gè)百分點(diǎn)，對(duì)于大型光伏電站來(lái)說(shuō)，相差2.6%的發(fā)電效率意味著一年的發(fā)電量會(huì)相差近3×104kW·h。在總?cè)萘肯嗤那闆r下，由于兩種組件面積相同，功率大的組件可以使用更少的組件數(shù)達(dá)到系統(tǒng)對(duì)功率的要求，這樣就節(jié)省了光伏陣列總體的占地面積。

第一年，組件的實(shí)際輸出可以保證97%以上的標(biāo)準(zhǔn)輸出功率。之后每年的功率衰減保持在0.7%。組件的實(shí)際輸出功率在第二十五年時(shí)仍可以維持在80%及以上，具體參數(shù)如表4所示。

表4 光伏組件參數(shù)

3.2 最佳傾角的確定

確定太陽(yáng)能電池方陣的最佳安裝傾角，可以使光伏陣列獲得較大的太陽(yáng)輻照度，有利于太陽(yáng)能電池板接收更多的太陽(yáng)能以便轉(zhuǎn)化為電能。由于所在地緯度的不同，太陽(yáng)光對(duì)地的輻照方向角也是不一樣的。對(duì)于并網(wǎng)的系統(tǒng)和極少數(shù)的應(yīng)用領(lǐng)域（類(lèi)似于光電水泵），希望方陣可實(shí)現(xiàn)全年接收到的輻射量達(dá)到最大值，因而取方陣傾角近似于當(dāng)?shù)氐木暥取?/p>

在確定最佳傾角時(shí)，結(jié)果取位在1°就可以滿足要求。在PVSYST軟件界面中存入項(xiàng)目所在安裝地點(diǎn)的經(jīng)緯度和當(dāng)?shù)氐奶?yáng)輻射資料，就可以在任意傾角條件下，快速的算出平均日輻射量。以1°為間隔，直接算出冬半年和夏半年的平均日輻射量，在設(shè)置范圍的下行20°到上行30°直接顯示，用戶就可以通過(guò)橫向和縱向的綜合比對(duì)，找出項(xiàng)目所在地的最佳傾角，建昌地區(qū)的最佳傾角為42°。

3.3 組件支架的選擇

3.3.1 理論分析

太陽(yáng)能光伏電池板一般是放置在支架結(jié)構(gòu)上。然而太陽(yáng)的位置卻不是固定不變的，在這種情況下，會(huì)影響每個(gè)支架上的光伏組件的轉(zhuǎn)換效率。假定某一時(shí)刻，太陽(yáng)光線入射的角度與光伏組件接受陽(yáng)光的傾斜面存在著25°的偏差，這時(shí)就會(huì)損失一部分垂直照射在光伏組件傾斜面的輻射能，會(huì)使光伏陣列的直流電能的輸出功率下降10個(gè)百分點(diǎn)左右。只有盡可能使光伏組件傾斜面與太陽(yáng)光線垂直，才能使太陽(yáng)能光伏方陣接收到的太陽(yáng)輻射量達(dá)到最大。

現(xiàn)在市面上存在的可供選擇而且應(yīng)用較多的有兩大類(lèi)光伏自動(dòng)跟蹤支架：?jiǎn)屋S跟蹤和雙軸跟蹤。其中，單軸跟蹤支架根據(jù)轉(zhuǎn)軸所在的位置又分為水平單軸、傾斜單軸和豎直單軸跟蹤。這3種常用的跟蹤支架特點(diǎn)如表5所示。

表5 跟蹤支架技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較

采用斜單軸跟蹤支架可以組成多個(gè)陣列模塊去跟蹤太陽(yáng)的軌跡。斜單軸跟蹤支架擁有雙軸跟蹤支架沒(méi)有的聯(lián)動(dòng)式結(jié)構(gòu)，還具有免除維護(hù)的回轉(zhuǎn)軸承，不僅可以降低建設(shè)成本，更可以大幅度節(jié)約方陣布置空間。通過(guò)理論計(jì)算可知，與固定式支架相比，采用斜單軸跟蹤支架的發(fā)電量可以提高20%～25%。理論上，在中緯度地區(qū)，在對(duì)這3種跟蹤系統(tǒng)進(jìn)行選擇時(shí)，更適宜采用斜單軸跟蹤支架。

3.3.2 實(shí)際案例分析

以1 MW方陣并網(wǎng)光伏電站實(shí)際運(yùn)行方式為例，對(duì)斜單軸跟蹤支架和固定式支架進(jìn)行比較，如表6所示。

1）就組件裝機(jī)容量而言，斜單軸支架的方陣和固定式的方陣基本相同。

2）就主要的配置設(shè)備而言，兩者使用的逆變器各項(xiàng)目均差別不大，可以根據(jù)兩者之間的發(fā)電量進(jìn)行對(duì)比，然后分析二者的安裝方式。

表6 斜單軸方陣與固定式方陣裝機(jī)信息表

該光伏電站于2014年8月份開(kāi)始并網(wǎng)運(yùn)行，取2014年9月至2017年7月內(nèi)各個(gè)月份等價(jià)發(fā)電時(shí)的平均值，如表7所示。

由表7可以看出，在夏季，斜單軸方陣比固定式方陣高出至少18%；在冬季，斜單軸方陣比固定式方陣高出最多僅8%。這說(shuō)明，季節(jié)因素的變化會(huì)對(duì)斜單軸發(fā)電量的提升產(chǎn)生很大的影響。

表7 各月發(fā)電等價(jià)時(shí)對(duì)比

設(shè)備的故障也會(huì)影響方陣發(fā)出電量的多少，不同的故障對(duì)方陣損失發(fā)電量的影響也不一樣。所以，就要對(duì)整個(gè)統(tǒng)計(jì)周期里，兩種方陣設(shè)備的故障頻次進(jìn)行全面的分析。

圖1 斜單軸方陣故障頻次

圖2 固定式方陣故障頻次

圖1 和圖2統(tǒng)計(jì)了2014年9月至2017年7月兩方陣發(fā)生的具體故障頻次。

斜單軸支架故障發(fā)生的頻率非常高，其中作為重要部分的支架跟蹤技術(shù)發(fā)生故障的占比也很大，這便是造成斜單軸方陣實(shí)際提升的發(fā)電量低于理論值的主要原因之一。

3.3.3 支架的選擇

根據(jù)以上的理論對(duì)比和實(shí)際案例分析，可得出以下結(jié)論：

1）在發(fā)電量方面，斜單軸方陣提高了12.63%，遠(yuǎn)低于理論上的可提高20%～25%的發(fā)電量這一數(shù)據(jù)。

2）在夏季，斜單軸方陣比固定式方陣的等價(jià)發(fā)電時(shí)均值高出至少18%；而在冬季，斜單軸的提升發(fā)電量比例不會(huì)超過(guò)8%。

3）斜單軸支架發(fā)生故障的頻率明顯比固定式的要高出很多，其中發(fā)生支架不跟蹤的故障占比為72.5%。

分析該電站長(zhǎng)期運(yùn)行的數(shù)據(jù)，與固定式安裝方式的方陣比較，斜單軸支架在整體的發(fā)電量方面可提高10%左右，但也低于理論上的分析值，并且故障的發(fā)生次數(shù)也高于固定式支架。為了減少項(xiàng)目初期建設(shè)和后期故障維護(hù)的成本，故采用固定式支架的安裝方式。

3.4 方陣前、后安裝距離的設(shè)計(jì)

求太陽(yáng)能電池方陣間距的公式如下：

式中，D為相鄰兩電池方陣距離間隔；L為陽(yáng)光照射在方陣后的陰影長(zhǎng)度；H為電池板離地面的垂直高度；h為太陽(yáng)高度角；?為當(dāng)?shù)鼐暥?；δ為?dāng)?shù)爻嗑暯?；τ為時(shí)角；β為太陽(yáng)方位角。

計(jì)算冬至日上午9：00太陽(yáng)高度角和太陽(yáng)方位角，冬至?xí)r的赤緯角 δ=-23.45°，上午9∶00的時(shí)角τ=45°，于是有：

將公式（5）代入（2），就可以求出陽(yáng)光照射產(chǎn)生在方陣后面的陰影長(zhǎng)度L，再將L的數(shù)值折算到方陣前后兩排之間的垂直距離間隔D。

H為1 500 mm，φ為40°，代入計(jì)算，得出恰好使光伏方陣前后不遮擋的距離為4 518 mm。

4 結(jié) 論

通過(guò)水平單軸跟蹤、傾斜單軸跟蹤、雙軸跟蹤之間的對(duì)比，選取了最佳經(jīng)濟(jì)效益的傾斜單軸支架方案，并以1 MW方陣并網(wǎng)光伏電站實(shí)際運(yùn)行時(shí)的數(shù)據(jù)，來(lái)進(jìn)一步對(duì)斜單軸跟蹤支架和固定式支架進(jìn)行比較，從而得出最佳方陣設(shè)計(jì)方案。

通過(guò)資料的收集并對(duì)全國(guó)排名前十的太陽(yáng)能電池廠家進(jìn)行技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析，選出了符合要求的太陽(yáng)能光伏組件，再確定太陽(yáng)能電池方陣的布置情況。對(duì)太陽(yáng)能電池方陣前后間距的計(jì)算，要滿足前后不遮擋的要求，以免影響整個(gè)電站的發(fā)電效率。經(jīng)過(guò)計(jì)算和查找數(shù)據(jù)資料，得出方陣的最佳傾角，選出安裝支架方式。