馬競(jìng)濤

(隆基樂(lè)葉光伏科技有限公司，西安 710049)

0 引言

隨著雙面光伏組件與單面光伏組件制造成本差距的快速縮小，根據(jù)《中國(guó)光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展路線圖(2020年版)》，雙面光伏組件的市場(chǎng)占有率在2020年已攀升至30%以上。第1～3批“光伏領(lǐng)跑者”項(xiàng)目大量采用了雙面雙玻光伏組件技術(shù)，由此拉開(kāi)了雙面光伏組件時(shí)代的序幕[1]。大部分應(yīng)用場(chǎng)景中，雙面光伏組件的背面發(fā)電量增益可達(dá)到3%～10%[2]，基于目前市場(chǎng)上單面、雙面光伏組件的市場(chǎng)價(jià)差，光伏發(fā)電項(xiàng)目采用雙面光伏組件時(shí)的內(nèi)部收益率明顯高于其采用單面光伏組件時(shí)的，越來(lái)越多的光伏發(fā)電項(xiàng)目通過(guò)采用雙面光伏組件來(lái)降低光伏發(fā)電系統(tǒng)的度電成本[3]。

當(dāng)光伏發(fā)電系統(tǒng)的支架運(yùn)行方式選擇固定支架時(shí)，光伏組件的最佳安裝傾角一般是根據(jù)光伏發(fā)電系統(tǒng)所在地的氣象數(shù)據(jù)及光伏組件布置方式等邊界條件來(lái)計(jì)算可使光伏發(fā)電系統(tǒng)達(dá)到最大發(fā)電量的傾角[4]，其最佳安裝傾角設(shè)計(jì)的本質(zhì)目的是為達(dá)到發(fā)電量產(chǎn)出和系統(tǒng)建設(shè)投資的綜合效益最大化，即達(dá)到最低度電成本。由于雙面光伏組件具有背面發(fā)電量增益的特性[5]，在采用固定支架時(shí)，單面光伏組件和雙面光伏組件的安裝傾角設(shè)計(jì)存在一定差異。

為了使研究結(jié)果具有典型性，本文選取中國(guó)境內(nèi)寧夏回族自治區(qū)中衛(wèi)市中寧縣、山東省濱州市沾化區(qū)、江西省新余市3個(gè)地區(qū)分別作為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類太陽(yáng)能資源區(qū)及不同地面反射率的項(xiàng)目代表地，通過(guò)PVsyst軟件建模，對(duì)不同項(xiàng)目地光伏發(fā)電系統(tǒng)分別采用單面光伏組件和雙面光伏組件時(shí)達(dá)到最大發(fā)電量的安裝傾角進(jìn)行分析設(shè)計(jì)，以期為今后采用固定支架形式的光伏發(fā)電系統(tǒng)的最佳安裝傾角設(shè)計(jì)提供模型參考。

1 項(xiàng)目的邊界條件

引入氣象軟件Meteonorm 7.2中3個(gè)典型項(xiàng)目地的典型年氣象數(shù)據(jù)[6]。地面反射率為光照經(jīng)過(guò)地面反射后的反射輻照值與入射輻照值的比值[7]，本文基于3個(gè)項(xiàng)目地的實(shí)際情況，寧夏回族自治區(qū)中衛(wèi)市中寧縣光伏發(fā)電項(xiàng)目(下文簡(jiǎn)稱為“寧夏中寧項(xiàng)目”)的地表為典型戈壁灘，則地面反射率取25%；山東省濱州市沾化區(qū)光伏發(fā)電項(xiàng)目(下文簡(jiǎn)稱為“山東沾化項(xiàng)目”)的地表為淺色土壤與綠色植被，則地面反射率取20%；江西省新余市光伏發(fā)電項(xiàng)目(下文簡(jiǎn)稱為“江西新余項(xiàng)目”)的地表為暗色土壤與深綠色植被，其地面反射率取15%。

3個(gè)項(xiàng)目地的地理位置、太陽(yáng)輻照量及地面反射率信息如表1所示。

表1 3個(gè)項(xiàng)目地的基本信息Table 1 Basic information of three project sites

常用于模擬光伏發(fā)電系統(tǒng)發(fā)電量的仿真軟件有RETScreen、PV*SOL、PVsyst等，目前由于PVsyst軟件的發(fā)電量模擬結(jié)果具有很高的準(zhǔn)確性，其被投資人和承包商廣泛認(rèn)可[8]。因此本文采用PVsyst軟件進(jìn)行仿真研究。

本文選擇的3個(gè)地點(diǎn)的光伏發(fā)電項(xiàng)目設(shè)計(jì)方案均依據(jù)實(shí)際已建或在建項(xiàng)目背景設(shè)計(jì)。光伏發(fā)電項(xiàng)目模型的電氣設(shè)計(jì)：采用72片版型(太陽(yáng)電池尺寸為166 mm×166 mm)的450 W單面和雙面PERC單晶硅光伏組件(下文分別簡(jiǎn)稱為“單面光伏組件”及“雙面光伏組件”)，各為468塊，總?cè)萘烤鶠?10.6 kW；光伏組件安裝方式為雙排豎裝布置，采用固定支架，光伏組件最低點(diǎn)離地高度均采用大部分省份的農(nóng)光互補(bǔ)項(xiàng)目要求的2.5 m；光伏發(fā)電系統(tǒng)配置1臺(tái)9路MPPT設(shè)備，采用18路輸入的196 kW組串式逆變器。為了排除不同模型可能存在的由于逆變器容量不足而限電的影響，每串光伏組串由24塊光伏組件組成，18串光伏組串接入1臺(tái)組串式逆變器。

基于以上光伏發(fā)電項(xiàng)目模型，采用Meternorm7.2中各項(xiàng)目地的氣象數(shù)據(jù)，通過(guò)PVsyst軟件V6.8.5版本進(jìn)行相關(guān)數(shù)據(jù)仿真分析。

2 不同項(xiàng)目地不同光伏組件安裝傾角的發(fā)電量對(duì)比研究

2.1 寧夏中寧項(xiàng)目不同光伏組件安裝傾角時(shí)的發(fā)電量對(duì)比

基于前文所述光伏發(fā)電項(xiàng)目的邊界條件，建立寧夏中寧項(xiàng)目單面光伏組件及雙面光伏組件安裝傾角仿真模型，采用固定支架，光伏陣列前后排間距采用中寧地區(qū)冬至日09:00～15:00時(shí)間段光伏陣列前后排不遮擋且光伏組件正面累計(jì)接收太陽(yáng)輻照量最大時(shí)的標(biāo)準(zhǔn)間距12 m。對(duì)寧夏中寧項(xiàng)目采用不同光伏組件安裝傾角時(shí)，單面光伏組件和雙面光伏組件的首年發(fā)電小時(shí)數(shù)進(jìn)行模擬，結(jié)果如表2所示。

從表2可以看出：寧夏中寧項(xiàng)目采用單面光伏組件時(shí)，安裝傾角在31°時(shí)光伏發(fā)電系統(tǒng)的首年發(fā)電小時(shí)數(shù)達(dá)到最高，說(shuō)明發(fā)電量達(dá)到最大值；此后隨著光伏組件安裝傾角進(jìn)一步變大，光伏發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電量逐漸減??；即31°為單面光伏組件的最佳安裝傾角。當(dāng)采用雙面光伏組件進(jìn)行仿真時(shí)，安裝傾角為36°時(shí)光伏發(fā)電系統(tǒng)的首年發(fā)電小時(shí)數(shù)達(dá)到最高，說(shuō)明發(fā)電量達(dá)到最大值，即36°為雙面光伏組件的最佳安裝傾角。雙面與單面光伏組件的最佳安裝傾角相差5°，基于該項(xiàng)目地25%的地面反射率，可計(jì)算得出此項(xiàng)目采用單面光伏組件時(shí)和采用雙面光伏組件時(shí)的發(fā)電量差異在5.95%～7.07%之間；且隨著光伏組件安裝傾角增大，雙面光伏組件的背面發(fā)電量增益逐漸增大。

表2 寧夏中寧項(xiàng)目在不同光伏組件安裝傾角時(shí)的模擬結(jié)果Table 2 Simulation results of Ningxia Zhongning project at different installation inclination angles of PV modules

2.2 山東沾化項(xiàng)目不同光伏組件安裝傾角時(shí)的發(fā)電量對(duì)比

與寧夏中寧項(xiàng)目原則相同，建立山東沾化項(xiàng)目單面光伏組件及雙面光伏組件安裝傾角仿真模型，采用固定支架，光伏陣列前后排間距采用沾化地區(qū)冬至日09:00～15:00時(shí)間段光伏陣列前后排不遮擋且光伏組件正面累計(jì)接收太陽(yáng)輻照量最大時(shí)的標(biāo)準(zhǔn)間距10 m。對(duì)山東沾化項(xiàng)目采用不同光伏組件安裝傾角時(shí)，單面光伏組件和雙面光伏組件的首年發(fā)電小時(shí)數(shù)進(jìn)行模擬，結(jié)果如表3所示。

表3 山東沾化項(xiàng)目在不同光伏組件安裝傾角時(shí)的模擬結(jié)果Table 3 Simulation results of Shandong Zhanhua project at different installation inclination angles of PV modules

從表3可以看出：山東沾化項(xiàng)目采用單面光伏組件時(shí)，安裝傾角在27°時(shí)光伏發(fā)電系統(tǒng)的首年發(fā)電小時(shí)數(shù)達(dá)到最高，說(shuō)明發(fā)電量達(dá)到最大值；此后隨著光伏組件安裝傾角進(jìn)一步變大，光伏發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電量隨之減??；即27°為單面光伏組件的最佳安裝傾角。當(dāng)采用雙面光伏組件進(jìn)行仿真時(shí)，安裝傾角為31°時(shí)光伏發(fā)電系統(tǒng)的首年發(fā)電小時(shí)數(shù)達(dá)到最高，發(fā)電量達(dá)到最大值，即31°為雙面光伏組件的最佳安裝傾角。雙面與單面光伏組件的最佳安裝傾角相差4°，基于該項(xiàng)目地20%的地面反射率，可計(jì)算得出此項(xiàng)目采用單面光伏組件時(shí)和采用雙面光伏組件時(shí)的發(fā)電量差異在5.04%～6.23%之間，且隨著光伏組件安裝傾角增大，雙面光伏組件的背面發(fā)電量增益逐漸增大。

2.3 江西新余項(xiàng)目不同光伏組件安裝傾角時(shí)的發(fā)電量對(duì)比

與另外2個(gè)項(xiàng)目原則相同，建立江西新余項(xiàng)目單面光伏組件及雙面光伏組件安裝傾角仿真模型，采用固定支架，光伏陣列前后排間距采用新余地區(qū)冬至日09:00～15:00時(shí)間段光伏陣列前后排不遮擋且光伏組件正面累計(jì)接收太陽(yáng)輻照量最大時(shí)的標(biāo)準(zhǔn)間距8 m。對(duì)江西新余項(xiàng)目采用不同光伏組件安裝傾角時(shí)，單面光伏組件和雙面光伏組件的首年發(fā)電小時(shí)數(shù)進(jìn)行模擬，結(jié)果如表4所示。

表4 江西新余項(xiàng)目在不同光伏組件安裝傾角時(shí)的模擬結(jié)果Table 4 Simulation results of Jiangxi Xinyu project at different installation inclination angles of PV modules

從表4可以看出：江西新余項(xiàng)目采用單面光伏組件時(shí)，安裝傾角為15°時(shí)光伏發(fā)電系統(tǒng)的首年發(fā)電小時(shí)數(shù)達(dá)到最高，說(shuō)明發(fā)電量達(dá)到最大值；此后隨著光伏組件安裝傾角進(jìn)一步變大，光伏發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電量隨之減??；即15°為單面光伏組件的最佳安裝傾角。當(dāng)采用雙面光伏組件進(jìn)行仿真時(shí)，安裝傾角為17°時(shí)光伏發(fā)電系統(tǒng)的首年發(fā)電小時(shí)數(shù)達(dá)到最高，說(shuō)明發(fā)電量達(dá)到最大值，即17°為單面光伏組件的最佳安裝傾角。單面與雙面光伏組件之間的最佳安裝傾角相差2°，基于該項(xiàng)目地15%的地面反射率，可計(jì)算得出此項(xiàng)目采用單面光伏組件時(shí)和采用雙面光伏組件時(shí)的發(fā)電量差異在3.33%～4.13%之間，且隨著光伏組件安裝傾角增大，雙面光伏組件的背面發(fā)電量增益逐漸增大。

2.4 小結(jié)

通過(guò)對(duì)3個(gè)項(xiàng)目地光伏發(fā)電項(xiàng)目分別采用單面和雙面光伏組件時(shí)年發(fā)電小時(shí)數(shù)最大情況下的安裝傾角，即最佳安裝傾角的對(duì)比分析可以發(fā)現(xiàn)，由于雙面光伏組件具有背面可接收一定光照并發(fā)電的特性，其最佳安裝傾角一般比單面光伏組件的最佳安裝傾角略高，單面光伏組件和雙面光伏組件最佳安裝傾角差值的絕對(duì)值與雙面光伏組件背面發(fā)電量增益值呈正相關(guān)。

但需要注意的是，實(shí)際光伏發(fā)電項(xiàng)目進(jìn)行系統(tǒng)設(shè)計(jì)時(shí)，雖然光伏組件安裝傾角的設(shè)計(jì)一般遵循系統(tǒng)發(fā)電量最大的原則，但仍需結(jié)合不同安裝傾角導(dǎo)致的不同支架成本進(jìn)行綜合考慮。

3 結(jié)論

本文以國(guó)內(nèi)3個(gè)典型太陽(yáng)能資源項(xiàng)目地作為代表，對(duì)這3個(gè)項(xiàng)目地光伏發(fā)電系統(tǒng)分別采用單面光伏組件和雙面光伏組件時(shí)發(fā)電量最大的安裝傾角，即最佳安裝傾角進(jìn)行了仿真模擬分析。研究結(jié)果表明：雙面光伏組件的最佳安裝傾角往往高于單面光伏組件的，因此，當(dāng)一般光伏電站的光伏組件產(chǎn)品選型從單面光伏組件更換為雙面光伏組件時(shí)，可考慮調(diào)高光伏組件安裝傾角，以達(dá)到更高的發(fā)電量收益；而且隨著雙面光伏組件的最佳安裝傾角與單面光伏組件的最佳安裝傾角之間的差值增大，雙面光伏組件背面發(fā)電量增益越大。期望本研究結(jié)果能為光伏發(fā)電系統(tǒng)設(shè)計(jì)及光伏組件產(chǎn)品選型提供參考。