余茂全， 張 磊

(安徽水利水電職業(yè)技術(shù)學(xué)院,安徽 合肥 231603)

與傳統(tǒng)的火力、水力發(fā)電系統(tǒng)相比,光伏發(fā)電的優(yōu)點主要體現(xiàn)于:無枯竭危險、安全可靠,不受資源分布地域的限制、無需消耗燃料和架設(shè)輸電線路即可就地發(fā)電供電、能源質(zhì)量高、建設(shè)周期短,獲取能源花費的時間短[1-3]。目前,在光伏電站開發(fā)前期,選址和收益估算非常重要,而直接影響投資收益估算的最重要因素之一為發(fā)電量預(yù)測[4-7]。市場上有許多光伏電站發(fā)電量計算軟件,其中最常用的主要是PVSYST軟件,本文基于PVSYST軟件在合肥地區(qū)建立30kW屋頂光伏項目仿真模型,對光伏屋頂并網(wǎng)系統(tǒng)進行研究,分析了合肥地區(qū)的氣象數(shù)據(jù)、光伏組件的參數(shù)設(shè)置,并得出實際全年30kW屋頂光伏項目的發(fā)電量及經(jīng)濟效益。

1 系統(tǒng)設(shè)計參數(shù)

1.1 合肥地區(qū)的氣象數(shù)據(jù)

合肥地區(qū)位于東經(jīng) 117.23°,北緯 31.86°,海拔32 m。表1列出的氣象數(shù)據(jù)來源于瑞士的Meteonorm軟件,相對于美國國家航空航天局(NASA)數(shù)據(jù)庫,通過與氣象站同期觀測數(shù)據(jù)相比,Meteonorm數(shù)據(jù)更接近于實際值。光伏電站的發(fā)電量預(yù)測采用Meteonorm數(shù)據(jù),其發(fā)電量預(yù)測值更接近于實際電站發(fā)電量,從而提高了投資收益測算的準確性,降低了投資風(fēng)險。

表1 合肥地區(qū)月均氣象數(shù)據(jù)

1.2 系統(tǒng)工程參數(shù)設(shè)計

本仿真系統(tǒng)選擇功率為290W的組件,30kW的逆變器。假設(shè)項目位于屋頂空曠地帶,無遮擋,建立起合肥地區(qū)的30kW 屋面光伏發(fā)電系統(tǒng)的仿真模型。屋頂混凝土的反射率選擇為0.3,系統(tǒng)發(fā)電按照全額上網(wǎng)的形式分析。

2 30kW光伏發(fā)電系統(tǒng)組成

2.1 30kW光伏發(fā)電系統(tǒng)結(jié)構(gòu)圖

本仿真系統(tǒng)采用并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)。并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)就是太陽能組件產(chǎn)生的直流電經(jīng)過并網(wǎng)逆變器轉(zhuǎn)換成符合市電電網(wǎng)要求的交流電之后直接接入公共電網(wǎng)。是由太陽能電池方陣，逆變器，交流配電柜等設(shè)備組成。系統(tǒng)結(jié)構(gòu)圖如圖1所示。

圖1 30kW并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)結(jié)構(gòu)圖

2.2 設(shè)備選型

(1)逆變器。逆變器選用Sungrow的SG30KTL-M型逆變器,具備孤島保護、低電壓穿越、交流短路保護、漏電流保護、電網(wǎng)監(jiān)控、組串檢測、PID修復(fù)及浪涌保護等保護功能。采用無變壓器隔離方式,額定電網(wǎng)頻率50Hz/60Hz,逆變器具體參數(shù)如表2所列。

表2 逆變器參數(shù)表

轉(zhuǎn)換效率是指在規(guī)定的測試周期TM內(nèi),光伏逆變器在交流端口輸出的電能與在直流端口輸入的電能的比值,計算公式如式(1)。

(1)

其中Pac(t)為逆變器在交流端口輸出功率的瞬時值,Pdc(t)為逆變器在直流端口輸入功率的瞬時值,η為轉(zhuǎn)換效率。

逆變器的效率特性曲線如圖2所示,橫軸為逆變器的直流輸入功率,縱軸為逆變器的轉(zhuǎn)換效率,由圖2可見逆變器在直流輸入功率大于9kW至額定30kW功率之間時,轉(zhuǎn)換效率約為98.5%。但當(dāng)逆變器直流輸入功率小于4kW時,逆變器的轉(zhuǎn)換效率下降非常明顯。

圖2 逆變器的效率特性曲線

(2) 光伏組件。光伏組件選用Trina Solar的TSM-295DD05A型組件,外形尺寸為1650mm×992mm×35mm, 組件面積1.637m2,每塊組件包含太能能電池片數(shù)量為60個,組件最大功率 295W, 工作電流9.08A,工作電壓 27V,短路電流9.55A,具體參數(shù)如表3所示:

表3 光伏組件參數(shù)表

光伏組件按照每13塊組件串聯(lián)后接入逆變器,分8路組串輸入,陣列共計接入104塊組件,陣列最大功率31kW。隨著太陽能電池片溫度的增加,光伏組件的轉(zhuǎn)換效率隨之下降,組件在標準25oc溫度下的最大轉(zhuǎn)換效率在18.03%。

圖3 光伏組件的伏安特性曲線

由于太陽能電池的電壓與電流并不是線性的關(guān)系,且在不同的大氣條件下,因日照量與溫度不同,每個工作曲線都不一樣,每個工作曲線均有1個不同的最大功率點,在太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)中,通常要求太陽能電池的輸出功率始終最大,即系統(tǒng)要能跟蹤太陽能電池輸出的最大功率點。圖3所示為光伏組件的伏安特性曲線,由圖3可見3個圓圈點分別為光伏組件的短路電流點電流為9.55A,最大功率點,開路電壓點電壓為39.7V。

(3)組件方位平面。光伏系統(tǒng)設(shè)計中通常有3大類光伏支架:固定傾角支架、單軸跟蹤支架、雙軸跟蹤支架。跟蹤支架可以根據(jù)季節(jié)和每日的太陽角度來調(diào)整方位角或傾角進而獲得一定的的發(fā)電量提升,但也有相對更高的造價和故障率。考慮光伏系統(tǒng)跟蹤型支架和固定傾角支架的發(fā)電性能與經(jīng)濟性、可靠性,一般中小規(guī)模電站選擇固定傾角支架。本設(shè)計光伏組件采用固定傾斜平面安裝形式,經(jīng)過調(diào)節(jié)可以看到,在合肥地區(qū)為獲得最大功率輸出,方位角應(yīng)選擇0°,傾斜角選擇26°。此時的轉(zhuǎn)換因子為1.06,相對與最佳狀態(tài)的的損失量為0.0%。

圖4 傾斜角和方位角發(fā)電量的影響

3 系統(tǒng)建模與仿真結(jié)果

3.1 建模與仿真流程

圖5 建模及仿真流程圖

系統(tǒng)仿真是以合肥地區(qū)全年的氣象資料為依據(jù),利用PVSYST軟件對30kW光伏屋頂并網(wǎng)系統(tǒng)進行的仿真設(shè)計,首先確定項目工程的系統(tǒng)參數(shù),比如安裝屋頂?shù)恼凵渎省⒚娣e等,再選擇好光伏組件和逆變器的型號參數(shù),然后分析1整年不同季節(jié)太陽不同輻射量的情況,再進行損失分析,發(fā)電量統(tǒng)計,最終得出整套系統(tǒng)的全年發(fā)電量。

3.2 仿真結(jié)果

(1)系統(tǒng)發(fā)電效率分析。圖6為不同月份的系統(tǒng)發(fā)電效率。影響光伏電站發(fā)電量因素主要是太陽輻射量、太陽能電池組件的傾斜角度、太陽能電池組件轉(zhuǎn)化效率以及系統(tǒng)損失等。光伏發(fā)電系統(tǒng)在實際應(yīng)用中,其發(fā)電性能受自然環(huán)境的影響很大,其中太陽能電池組件的工作溫度是影響光伏發(fā)電系統(tǒng)性能的主要因素之一。由圖6可見,在7月和8月,由于溫度的升高引起了電壓損失和功率損失,進而造成系統(tǒng)效率較低,可通過合理設(shè)計和安裝太陽能電池組件來降低溫度的影響,也可通過設(shè)計合理的太陽能光伏發(fā)電充放電控制器來實現(xiàn)太陽能電池方陣最大功率跟蹤來精確跟蹤工作電壓和功率波動,發(fā)揮太陽能電池最大效能,并增加溫度補償功能。

圖5建模及仿真流程圖 圖6不同月份的系統(tǒng)發(fā)電效率

(3) 并網(wǎng)功率分析。表4為系統(tǒng)每月的分時發(fā)電量,縱軸為月份,橫軸為每天的小時。

表4 系統(tǒng)分時發(fā)電量 kWh

經(jīng)使用PVSYST仿真分析,可得到每kW組件日發(fā)電量為3.18kWh/kW/day,組件電能損失量為0.40kWh/kW/day,系統(tǒng)電能損失量為0.07kWh/kW/day,系統(tǒng)效率為87.2%,每kW組件年發(fā)電量為1162kWh/kW/year,系統(tǒng)年總發(fā)電量為35.6MWh/year。如按照光伏上網(wǎng)電價0.75元/kWh計算,得出合肥地區(qū)30kW屋頂光伏系統(tǒng)1年的總收入為26700元。

4 結(jié) 論

本文基于PVSYST軟件,計算仿真得出合肥地區(qū)30kW屋頂光伏系統(tǒng)的年發(fā)電量,通過對屋頂系統(tǒng)的仿真計算,得出光伏組件最優(yōu)排列,從而獲得最大的年發(fā)電量,降低損失。對于實際的屋頂光伏電站的設(shè)計施工具有一定的參考意義。