王韶纖，賀廣零，胡海羅，張德晶，趙前波，趙文超

(湖南三一智慧新能源設計有限公司，長沙 410100)

0 引言

光伏組件是光伏電站的重要組成部分，其性能優(yōu)劣會直接影響光伏電站的發(fā)電量，因此選擇一款高性能光伏組件尤為重要。但由于當前市場上的光伏組件類型繁多、技術路線多樣，高性能光伏組件的選型思路不清晰，比選流程較長，需要計算出采用各款光伏組件時光伏電站的平準化度電成本(LCOE)，才能直觀地對各款光伏組件的性價比進行比較[1-13]。此類選型思路不利于快捷、高效地比選出一款高性能光伏組件，因此亟需對當前光伏組件的市場情況、技術路線進行系統(tǒng)梳理，歸納出高性能光伏組件的比選流程。本文以光伏組件市場情況、太陽電池類型、光伏組件生產(chǎn)工藝作為光伏組件選型中的重點參考因素，針對各因素對光伏組件選型的影響進行了詳細的分析；然后在此基礎上引入新的指標——效率性價比對光伏組件的性價比進行評估，以其作為光伏組件選型的指標，并對高性能光伏組件的比選流程進行了系統(tǒng)梳理。以地面光伏電站和屋面光伏電站的光伏組件選型過程為例，對所述高性能光伏組件的選型過程進行了展示，并對效率性價比作為光伏組件選型參考指標的有效性進行了驗證。

需要說明的是，本文研究的光伏組件均為單晶硅光伏組件。

1 光伏組件選型的參考因素

1.1 光伏組件市場情況

1.1.1 出貨量調(diào)研

光伏組件出貨量可以作為評價光伏組件技術路線成熟度、售后服務完善度的重要綜合性指標。本文調(diào)研了近年中國各光伏組件生產(chǎn)企業(yè)的光伏組件出貨量情況，并按照出貨量情況對各光伏組件生產(chǎn)企業(yè)進行了排序，前10位如表1所示。

1.1.2 頭部企業(yè)主流產(chǎn)品調(diào)研

根據(jù)表1中各企業(yè)的光伏組件出貨量排名情況，對排名前5位的頭部企業(yè)的主流光伏組件產(chǎn)品的技術特點進行調(diào)研及統(tǒng)計，調(diào)研時間從2020年1月開始，截止至2021年12月。各頭部企業(yè)的主流光伏組件產(chǎn)品的信息統(tǒng)計表如表2所示。

表1 中國光伏組件生產(chǎn)企業(yè)出貨量排名Table 1 Shipment ranking of PV module manufacturers in China

從表2可以看出：經(jīng)市場調(diào)研，對于地面光伏電站而言，J、K、A、S這4家生產(chǎn)企業(yè)的主推光伏組件的推薦額定功率集中在540～545 W；而H的主推光伏組件的推薦額定功率集中在650～655 W。

表2 各頭部企業(yè)的主流光伏組件產(chǎn)品的信息統(tǒng)計表Table 2 Information statistics table of mainstream PV module products of each leading manufacturers

對于屋面光伏電站而言，J、A、S這3家生產(chǎn)企業(yè)的主推光伏組件的推薦額定功率集中在450～455 W，K的主推光伏組件的推薦額定功率集中在470～475 W，H的主推光伏組件的推薦額定功率為500～505 W；各生產(chǎn)企業(yè)均宣稱額定功率在545 W左右的單面光伏組件也適用于屋面光伏電站。

(續(xù)表)

各企業(yè)生產(chǎn)的光伏組件額定功率不盡相同，主推產(chǎn)品也不同。主要原因在于：

1)各生產(chǎn)企業(yè)針對不同應用場景開發(fā)了不同額定功率范圍的光伏組件產(chǎn)品。地面光伏電站受光伏組件尺寸的約束較小，因此該應用場景下的主推光伏組件的推薦額定功率較大。屋面光伏電站由于受搬運、安裝、障礙物分布的影響，其采用的光伏組件尺寸、重量受更多約束，因此該應用場景下的主推光伏組件的推薦額定功率相對較小。

2)不同額定功率光伏組件的良品率服從正態(tài)分布。各生產(chǎn)企業(yè)的品控差異造成了不同額定功率光伏組件的良品率存在差異，各生產(chǎn)企業(yè)必會結合自身情況主推良品率最高的光伏組件。

3)生產(chǎn)技術優(yōu)化帶來光伏組件光電轉換效率與額定功率的提升。在高額定功率光伏組件良品率未超過生產(chǎn)企業(yè)當前主推光伏組件的良品率時，生產(chǎn)企業(yè)仍會主推較低額定功率的光伏組件，而新推出的高額定功率光伏組件的良品率會隨著品控能力的提升而得到提升。

綜上所述，光伏組件選型宜選擇生產(chǎn)企業(yè)主推的產(chǎn)品，可以保證產(chǎn)品的質(zhì)量。

1.2 太陽電池類型

單晶硅太陽電池是當前光伏組件市場上主流的太陽電池產(chǎn)品類型。目前，市場上單晶硅太陽電池的主流技術路線包括：PERC、HJT、TOPCon。

目前，PERC單晶硅太陽電池的實驗室光電轉換效率為24.03%，量產(chǎn)光電轉換效率為22.5%～23.5%，是當前主流太陽電池技術路線；HJT單晶硅太陽電池的實驗室光電轉換效率可達26.3%，量產(chǎn)光電轉換效率為23.50%～24.00%；TOPCon單晶硅太陽電池的實驗室光電轉換效率可達25.53%，量產(chǎn)光電轉換效率為23.5%～24.5%。

但HJT單晶硅太陽電池與TOPCon單晶硅太陽電池的產(chǎn)量較低，價格較高，因此，在選型時應首選PERC單晶硅太陽電池。

1.3 光伏組件生產(chǎn)工藝

業(yè)內(nèi)現(xiàn)行高效光伏組件的生產(chǎn)工藝包括：半片技術、MBB技術、疊瓦技術、雙面技術、雙玻技術。每一項生產(chǎn)工藝都可以提高光伏組件的光電轉換效率或延長其工作壽命。

1)半片技術的原理是利用電流減半來降低光伏組件的工作溫度，采用特殊串并聯(lián)結構減少光伏組件陰影遮擋損失。該技術降低了光伏組件產(chǎn)生熱斑的幾率及由于升溫帶來的功率損耗。

2) MBB技術是指光伏組件上單塊太陽電池所連接柵線根數(shù)大于等于6根的技術。該技術有效降低了光伏組件的工作溫度，提高了光伏組件的長期發(fā)電性能，并增強了太陽電池的機械性能。

3)疊瓦技術是采用無主柵設計，太陽電池交疊互聯(lián)，無焊帶。采用該技術的光伏組件具有良好的抗熱斑、抗裂性能，但產(chǎn)量較低，成本較高。

4)雙面技術是在光伏組件背面采用金屬漿料印刷細柵格，光伏組件背面由全金屬層覆蓋改為局部金屬層覆蓋，可以實現(xiàn)雙面光電轉換，增加光伏組件的發(fā)電量。

5)采用雙玻技術制備的雙玻光伏組件是由2塊鋼化玻璃、EVA膠膜和太陽電池經(jīng)過高溫層壓組成的復合層。雙玻技術降低了光伏組件的衰減率，增強了其機械性能、抗PID性能和抗熱斑性能。

2 效率性價比指標

光伏組件的光電轉換效率是表征光伏組件性能的重要指標，但在光伏組件選型時，不應僅參考光伏組件的光電轉換效率，還應考慮光伏組件的單瓦價格。為更直觀、快速地對光伏組件進行選型，本文在第1節(jié)內(nèi)容所考慮因素的基礎上，另外引入新的指標——效率性價比γ。

效率性價比的定義為：

式中：τ為光伏組件的光電轉換效率，%；C為光伏組件的每瓦價格，元/W。

效率性價比的值越大，代表光伏組件的效率性價比越高。根據(jù)式(1)的定義，計算整理了表2中列出的各型號光伏組件的效率性價比，具體如表3所示，可參考表中給出的效率性價比的值進行光伏組件選型。

表3 各型號光伏組件的效率性價比統(tǒng)計Table 3Statistics of efficiency cost performanceratio of various models of PV modules

3 光伏組件選型流程

1)選擇企業(yè)梯隊。光伏電站的光伏組件選型需要考慮市場上不同類型光伏組件的市場占有率、產(chǎn)能、技術路線等因素的影響，從而確定光伏組件生產(chǎn)企業(yè)。

2)選擇產(chǎn)品技術路線。在確定企業(yè)梯隊后，進一步分析技術路線，選擇太陽電池類型。根據(jù)前文論述，應首選PERC太陽電池。

3)分析項目類型及場址環(huán)境，進行光伏組件類型初篩。在初步選定太陽電池類型之后，再綜合考慮光伏電站所在地的太陽輻照度、氣象條件、陰影遮擋等情況，結合項目類型進一步對比各光伏組件的生產(chǎn)工藝，選擇該項目較適宜的光伏組件類型。

4)效率性價比比選。在結合上述太陽電池類型及光伏組件生產(chǎn)工藝的基礎上，參照表3中計算所得的效率性價比進行光伏組件選型，選擇效率性價比最高的光伏組件。

針對屋面光伏電站的光伏組件選型，還應考慮屋面的障礙物、周邊建筑、樹木等在屋面上的陰影分布情況，優(yōu)先保證屋面光伏電站的裝機容量最大化。針對水面光伏電站的光伏組件選型，還應考慮光伏組件的抗PID性能。

光伏組件選型流程圖如圖1所示。

圖1 光伏組件選型流程圖Fig.1 Flow chart of PV module selection

4 地面光伏電站的高性能光伏組件選型案例分析

4.1 項目概況

以某擬建的交流側裝機容量為100 MW地面光伏電站的高性能光伏組件選型為例進行分析，該項目位于青海省海西蒙古族藏族自治州格爾木市附近，地理位置為 36°24′ 27.55′′ N、95°12′46.18′′ E。擬建地面光伏電站場址的地形地貌如圖2所示。

圖2 擬建地面光伏電站場址的地形地貌圖Fig.2 Topographic map of site of proposed ground PV power station

本項目選用Meteonorm數(shù)據(jù)作為太陽輻照度數(shù)據(jù)源，項目所在地光伏組件最佳安裝傾角下的各月太陽輻射量情況如表4所示。

表4 項目所在地光伏組件最佳安裝傾角下各月太陽輻射量情況Table 4 Monthly solar radiation at the optimal installation inclination angle of PV modules at project site

從表4可以看出：該項目所在地太陽能資源條件較好，屬于I類太陽能資源區(qū)。

4.2 光伏組件初選

4.2.1 確定企業(yè)梯隊

根據(jù)前文對當前光伏組件市場的分析，本案例選擇表1中出貨量前5名的光伏組件生產(chǎn)企業(yè)——J、K、H、A、S作為首選企業(yè)。

4.2.2 確定產(chǎn)品技術路線

根據(jù)前文對當前主流太陽電池技術路線的分析，應首選PERC太陽電池，即光伏組件類型選擇PERC光伏組件。為對比PERC光伏組件在成本上的優(yōu)勢，同時選取TOPCon光伏組件和HJT光伏組件作為對照組。其中：TOPCon光伏組件選擇K生產(chǎn)的一款；由于前5家企業(yè)暫無在售的HJT光伏組件，因此HJT光伏組件選擇R生產(chǎn)的一款。

4.2.3 確定光伏組件生產(chǎn)工藝

本項目所在地的光照資源條件較好，地勢開闊平坦，且位于戈壁灘上，地面反射條件較好，故光伏組件生產(chǎn)工藝選用雙面技術，以增大光伏電站發(fā)電量；由于項目所在地的風沙較大，故選用雙玻技術，以增強光伏組件的機械防護性能；由于沙漠地區(qū)午間溫度較高，故選用半片技術。綜上所述，最終選擇了雙面雙玻半片PERC光伏組件。

4.2.4 光伏組件型號初選結果

通過前文分析，確定的光伏組件型號初選結果如表5所示。其中：M6與M7為對照組，分別為TOPCon光伏組件與HJT光伏組件。

表5 備選光伏組件重點技術參數(shù)表Table 5 Table of key technical parameters of alternative PV modules

4.3 采用PVsyst仿真計算進行驗證

4.3.1 逆變器型號

本項目的裝機容量較大，而且地形平坦，因此選擇了陽光電源股份有限公司(下文簡稱為“陽光電源”)生產(chǎn)的箱逆變一體機SG-3125-HV-20。

4.3.2 光伏陣列運行方式

本項目場址地形平坦，故采用固定傾角式光伏支架，光伏方陣方位角為0°。采用PVsyst軟件對光伏電站發(fā)電情況進行模擬仿真，根據(jù)仿真結果，本項目所在地光伏方陣安裝傾角為33°時的發(fā)電量最高，因此，選擇33°作為最佳安裝傾角。

4.3.3 地面光伏電站布置方案參數(shù)

對上述7種型號光伏組件按照交流側100 MW典型地面光伏電站的設置進行布置，容配比約為1.2。整個地面光伏電站的布置方案參數(shù)如表6所示。

表6 整個地面光伏電站的布置方案參數(shù)表Table 6 Parameters table of layout scheme of whole ground PV power station

4.3.4 發(fā)電量計算

根據(jù)各光伏組件生產(chǎn)企業(yè)提供的M1～M7光伏組件的盤文件，利用PVsyst軟件計算該地面光伏電站分別采用7種型號光伏組件時的發(fā)電量情況(以首年發(fā)電小時數(shù)表征發(fā)電量情況)，計算結果如表7所示。

表7 采用不同型號光伏組件時地面光伏電站的發(fā)電量情況Table 7 Power generation of ground PV power station when different model of PV modules are used

從表7可知：7種型號光伏組件中，M6光伏組件的首年發(fā)電小時數(shù)最高，為1953 h，但該型號光伏組件的效率性價比并非最高，這是因為該型號光伏組件為TOPCon光伏組件，價格較高。對比同樣是PERC光伏組件的M1～M5光伏組件，M3光伏組件的首年發(fā)電小時數(shù)最高，為1950 h；但M5光伏組件的效率性價比最高，為11.367，這是因為M5光伏組件的價格較低。

4.4 各型號光伏組件的經(jīng)濟性評價

根據(jù)2021年第3季度的光伏電站建設成本水平，對該地面光伏電站采用各型號光伏組件時的投資水平及財務評價進行分析，得到的經(jīng)濟性評價如表8所示。

從表8可知：該地面光伏電站分別采用不同型號的光伏組件時，采用M5光伏組件時的LCOE最低，且其效率性價比最高。因此，應選擇M5光伏組件。

表8 采用各型號光伏組件時地面光伏電站的經(jīng)濟性評價Table 8 Economic evaluation of ground PV power station when various models of PV modules are used

4.5 效率性價比指標的有效性評價

針對該地面光伏電站，分別按照效率性價比和LCOE這2種排序原則對各型號光伏組件進行優(yōu)選排序，結果如表9所示。

表9 不同排序原則下光伏組件的優(yōu)選排序Table 9 Preferred order of PV modules under different ranking principles

從表9可以看出：根據(jù)不同排序原則得到的光伏組件優(yōu)選順序基本一致，區(qū)別主要在于M1、M3、M4光伏組件的順序。該地面光伏電站采用M3與M4光伏組件時的LCOE低于其采用M1光伏組件時的，這是因為采用M3與M4光伏組件時光伏電站的發(fā)電量高于采用M1光伏組件時的。結合文獻[14]中的其他選型案例分析，說明效率性價比具有一定的普適性，可以作為地面光伏電站進行光伏組件選型的評價指標。

5 屋面光伏電站的高性能光伏組件選型案例分析

5.1 項目概況

以某擬建的屋面光伏電站的高性能光伏組件選型為例進行分析。該項目位于湖南省常德市三一重工園區(qū)5#廠房，地理位置為28.91°N、111.7°E，屋面面積約為27000 m2，屋面類型為彩鋼瓦。擬建屋面光伏電站的場址環(huán)境和屋面陰影分布情況分別如圖3、圖4所示。

圖3 擬建屋面光伏電站的場址環(huán)境Fig.3 Site environment of proposed roof PV power station

圖4 擬建屋面光伏電站的屋面陰影分布情況Fig.4 Distribution of roof shadow of proposed roof PV power station

本項目選用Meteonorm數(shù)據(jù)作為太陽輻照度數(shù)據(jù)源，項目所在地各月太陽輻射量情況如表10所示。從表10可以看出：該項目所在地的太陽能資源條件一般，屬于IV類太陽能資源區(qū)。

表10 項目所在地各月太陽輻射量情況Table 10 Monthly solar radiation of project site

5.2 光伏組件初選

5.2.1 確定企業(yè)梯隊

根據(jù)前文對當前光伏組件市場的分析，本案例選擇表1中出貨量前5名的光伏組件生產(chǎn)企業(yè)——J、K、H、A、S作為首選企業(yè)。

5.2.2 確定產(chǎn)品技術路線

根據(jù)前文對當前主流太陽電池技術路線的分析，應首選PERC太陽電池。

5.2.3 確定光伏組件生產(chǎn)工藝

本項目位于市郊，屋面材料為彩鋼瓦，地面反射率較低，因此光伏組件生產(chǎn)工藝選擇單面技術；本項目環(huán)境條件較好，因此選擇單玻技術；由于屋面存在部分障礙物遮擋，易給光伏組件造成熱斑效應，故選用半片技術。另外，屋面光伏電站的關鍵在于實現(xiàn)裝機容量最大化，因此應根據(jù)屋面陰影的分布情況，對不同額定功率范圍的光伏組件進行試布置并預估裝機容量，選擇大容量光伏組件。綜上所述，最終選擇了大容量單面單玻半片PERC光伏組件。

5.2.4 光伏組件類型初選結果

根據(jù)前文分析，初選了10種型號的光伏組件進行試布置，并預估對應的裝機容量，具體如表11所示。

表11 光伏組件初選結果Table 11 Preliminary selection results of PV modules

由表11可知：10種型號光伏組件預估的裝機容量相近。由于屋面光伏電站需受光伏組件搬運便利性、安裝可靠性的影響，再結合屋面陰影的分布情況，進而篩選出尺寸更為合適的3種型號光伏組件，分別為N1、N4、N5光伏組件。

5.3 采用PVsyst仿真計算進行驗證

5.3.1 逆變器型號

本項目宜采用組串式逆變器，因此選擇陽光電源的SG-110-CX型號逆變器。

5.3.2 光伏陣列運行方式

本屋面為彩鋼瓦屋面，因此屋面光伏支架選擇固定卡扣；光伏方陣方位角、光伏組件安裝傾角與建筑物朝向保持一致，選擇0°。

5.3.3 屋面光伏電站布置方案參數(shù)

對備選的3種型號的光伏組件按照屋面光伏電站的設置進行布置。整個屋面光伏電站的布置方案參數(shù)如表12所示。

表12 整個屋面光伏電站的布置方案參數(shù)表Table 12 Table of layout scheme parameters of whole roof PV power station

5.3.4 發(fā)電量計算

利用PVsyst軟件計算該屋面光伏電站分別采用3個型號光伏組件時的發(fā)電量情況(以首年發(fā)電小時數(shù)表征發(fā)電量情況)，計算結果如表13所示。

表13 采用不同型號光伏組件時屋面光伏電站的發(fā)電量情況Table 13 Power generation of roof PV power station when different models of PV modules are used

5.4 各型號光伏組件的經(jīng)濟性評價

根據(jù)2021年第3季度的光伏電站建設成本水平，對該屋面光伏電站采用各型號光伏組件時的投資水平及財務評價進行分析，得到的經(jīng)濟性評價如表14所示。

表14 采用各型號光伏組件時屋面光伏電站的經(jīng)濟性評價Table 14 Economic evaluation of roof PV power station when various models of PV modules are used

綜合表13、表14可以看出：該屋面光伏電站分別采用不同型號的光伏組件時，N5光伏組件的首年發(fā)電小時數(shù)最高，為864 h，但預估裝機容量最低；N1光伏組件的首年發(fā)電小時數(shù)次之，為858 h，且預估裝機容量最大。綜上所述，該屋面光伏電站應選擇N1光伏組件。

5.5 效率性價比指標的有效性評價

屋面光伏電站宜以裝機容量最大為光伏組件選型評價指標，在裝機容量相同的情況下，效率性價比的值越大，光伏組件的性價比越高，因此效率性價比在屋面電站光伏組件選型中同樣具有參考價值。

6 結論

本文從光伏組件市場情況、太陽電池類型、光伏組件生產(chǎn)工藝3個方面，針對不同因素對光伏組件選型的影響進行了詳細分析，在此基礎上引入效率性價比指標對光伏組件的性價比進行評估，并對高性能光伏組件的比選流程進行了系統(tǒng)梳理。研究結果表明：

1)本文歸納出的高性能光伏組件選型流程可以提高光伏組件比選的效率，按此流程比選得到的最優(yōu)光伏組件可以被認為是高性能光伏組件，這對實際光伏發(fā)電工程中的光伏組件選型具有重要指導價值。

2)本文提出的新指標——效率性價比可以作為地面光伏電站與屋面光伏電站中光伏組件選型的參考指標，其可以更直觀、具體地比較不同型號光伏組件的性價比。