賀 坤，龔 震

(國家電投集團科學技術研究院有限公司，北京 102209)

0 引言

2020年9 月，中國提出“二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現(xiàn)碳中和”的目標。2021年3月通過的《中華人民共和國國民經濟和社會發(fā)展第十四個五年規(guī)劃和2035年遠景目標綱要》，進一步強調要大力發(fā)展清潔能源。光伏發(fā)電作為主要的清潔能源應用形式，其發(fā)展具有重要意義。

光伏發(fā)電系統(tǒng)中的光伏支架種類主要包括固定傾角光伏支架、固定可調光伏支架、平單軸光伏支架及斜單軸光伏支架。其中，平單軸光伏支架具有廣泛的應用前景，不少研究學者對采用平單軸光伏支架的光伏發(fā)電項目(下文簡稱為“平單軸光伏發(fā)電項目”)進行了研究。其中，謝磊等[1]研究了不同地域的平單軸光伏發(fā)電項目的容配比對其發(fā)電量及收益率的影響；袁煒東[2]以陜西省某光伏電站為例，研究了峰值功率為380 W的光伏組件采用平單軸光伏支架時東西向間距的優(yōu)化設計；馬競濤[3]以峰值功率為370 W的雙面光伏組件為例，研究了平單軸光伏支架高度對雙面光伏組件發(fā)電量的影響。隨著光伏組件技術的發(fā)展，目前峰值功率為500+W、600+W的光伏組件已成為市場主流產品，平單軸光伏支架技術也得到了迅速發(fā)展，反向跟蹤和太陽入射光優(yōu)化的控制技術方案已基本成熟，但目前針對以上技術方案的研究相對欠缺。

平準化度電成本(LCOE)是國內外常用的分析發(fā)電技術成本的指標，該指標是對項目生命周期內的成本和上網電量先進行平準化，再計算得到的發(fā)電成本，用于項目技術方案之間的橫向對比時，可評判單位電量的成本高低。Aldersey-Williams等[4]對國外關于LCOE建模的研究進行了綜述。國內學者[5-7]結合新能源產業(yè)特點及國內財稅政策，對LCOE的計算模型進行了優(yōu)化。吳江等[8]基于國外大型光伏發(fā)電項目，提出了基于LCOE對項目裝機規(guī)模設計進行優(yōu)化的一般思路。陳琦等[9]以LCOE為指標，對采用固定傾角光伏支架的單面、雙面雙玻光伏組件的經濟性進行了比較研究，但該研究未涉及平單軸光伏支架方案。張德晶等[10]以LCOE為評價指標，對國內不同緯度地區(qū)的光伏發(fā)電項目采用固定傾角光伏支架、平單軸光伏支架等形式時的經濟性進行了比較研究，但未涉及平單軸光伏支架方案的具體技術參數(shù)的經濟性比選?？梢钥闯?，以LCOE為指標，基于目前先進的光伏組件技術及平單軸光伏支架控制技術的經濟性研究相對欠缺。

綜上所述，本文以江西省新余市某水面集中式光伏發(fā)電項目和寧夏回族自治區(qū)中衛(wèi)市某地面集中式光伏發(fā)電項目為例，采用PVsyst軟件建模，對平單軸光伏發(fā)電項目的設計參數(shù)進行深入的仿真模擬研究，并結合LCOE評價指標開展技術經濟性比較，為平單軸光伏發(fā)電項目的工程實踐提供設計優(yōu)化思路。

1 光伏方陣模型的參數(shù)設置

1.1 項目設置

為保證本研究的代表性和工程實踐性，選取位于不同緯度地區(qū)的兩個典型大型集中式光伏發(fā)電項目為研究對象，采用數(shù)值模擬的方式開展研究。這兩個典型項目的基本信息情況如表1所示。

表1 典型項目的基本信息情況Table 1 Basic information of typical projects

1.2 光伏方陣設備基本參數(shù)

1.2.1 光伏組件選型

2019年，部分主流光伏組件生產廠家推出了峰值功率為600+W的光伏組件；2022年，已有多家光伏組件生產廠家的600+W光伏組件實現(xiàn)量產。文獻[11]的研究表明：大尺寸化、高功率光伏組件可以有效提升其光電轉換效率，同時降低其制造成本及LCOE。

考慮到技術先進性，本研究選擇某廠家生產的標稱功率為665 W的雙面雙玻光伏組件用于模擬計算，其主要技術參數(shù)如表2所示。

表2 雙面雙玻光伏組件的主要技術參數(shù)Table 2 Main technical parameters of bifacial double glass PV modules

1.2.2 逆變器選型

考慮到逆變器參數(shù)與光伏組件參數(shù)匹配，本研究選用某廠家生產的額定功率為320 kW的逆變器。該逆變器的工作電壓為1080 V，最大輸入電壓為1500 V；最大可接入16路最大功率點跟蹤(MPPT)，最大轉換效率為99.01%。

1.3 光伏方陣建模參數(shù)設置

目前，光伏仿真軟件主要有加拿大政府資助研發(fā)的RETScreen軟件、德國宇航中心研發(fā)的Greenius軟件、瑞士日內瓦大學研發(fā)的PVsyst軟件等，其中，PVsyst軟件的參數(shù)設置豐富、算法靈活，廣泛應用于光伏發(fā)電工程實踐中。本研究采用PVsyst7.2軟件進行仿真研究。

當前常用的光資源數(shù)據(jù)庫包括美國國家航空航天局研發(fā)的NASA-SEE資源庫、瑞士的Meteonorm研究所研發(fā)的Meteonrom 8.0資源庫，以及Solargis公司研發(fā)的Solargis資源庫。其中，Solargis數(shù)據(jù)庫的空間分辨率最高，數(shù)據(jù)年代最近，因此本研究采用Solargis數(shù)據(jù)庫的數(shù)據(jù)。

本研究采用的基本方案為：選用300臺額定功率為320 kW的逆變器；光伏支架選擇平單軸光伏支架，平單軸南北向布置，跟蹤范圍為-45°～+45°；光伏組件每兩塊為1排，豎向布置；光伏支架東西向間距設置應保證冬至日09:00～15:00(當?shù)卣嫣枙r)前后排光伏組件無陰影遮擋；光伏組件最低處距地高度為1.5 m；容配比約為1.0:1。

由于兩個光伏發(fā)電項目所在地的緯度、最低環(huán)境溫度、太陽輻照度等數(shù)據(jù)不同，因此兩個光伏發(fā)電項目的仿真參數(shù)設置有所不同，具體如表3所示。項目A為水面集中式光伏發(fā)電項目，全年地表反射率按0.15考慮；項目B為地面集中式光伏發(fā)電項目，需要考慮冬季積雪情況，12月～次年2月的地表反射率按0.30考慮，其他各月按0.20考慮。

鑒于本研究兩個光伏發(fā)電項目均采用同一型號的雙面雙玻光伏組件，光伏組件的首年和逐年衰減率一致。為便于討論，以發(fā)電小時數(shù)表征發(fā)電量情況，發(fā)電小時數(shù)統(tǒng)一以首年無衰減的發(fā)電小時數(shù)考慮。

2 平單軸光伏發(fā)電項目的發(fā)電量模擬及仿真結果分析

2.1 支架優(yōu)化控制策略對項目發(fā)電量的影響

傳統(tǒng)平單軸光伏支架的控制策略采用天文控制策略，實時跟蹤太陽方位，通過平單軸轉動實現(xiàn)太陽光線入射角最小，以達到單個光伏組件接收的太陽輻射量最多的目的。但該控制策略存在兩方面問題；一方面，在陰雨天，太陽輻射以漫反射為主，此時跟蹤太陽方位不能保證光伏組件接收的太陽輻射量最多；另一方面，實時跟蹤太陽方位，在光伏支架東西向間距一定的情況下，會不同程度的出現(xiàn)前后排光伏組件陰影遮擋情況，從而影響光伏發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電量。

Fernández-Ahumada等[12]研究了一種入射光優(yōu)化的平單軸光伏支架控制策略，研究結果表明：在漫反射為主的太陽輻射條件下，相對于傳統(tǒng)跟蹤太陽方位的方式，平單軸光伏支架采用水平角度能夠提高光伏組件接收的太陽輻射量，從而提高光伏發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電量。

王士濤[13]對基于反向跟蹤技術的太陽能跟蹤系統(tǒng)及應用進行了研究，研究結果表明：反向跟蹤技術可以在光伏支架東西向間距一定的條件下，減少前后排光伏組件的陰影遮擋，從而提高光伏發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電量。

PVsyst7.2軟件版本在平單軸光伏支架的控制策略中加入了以上兩種支架優(yōu)化控制策略。本文以同型號的單面光伏組件作為仿真模擬的對比組進行分析。

對采用支架優(yōu)化控制策略前、后，項目A和項目B分別采用單面光伏組件和雙面光伏組件時的發(fā)電小時數(shù)情況進行仿真模擬。支架優(yōu)化控制策略對光伏發(fā)電項目發(fā)電小時數(shù)的影響如圖1所示。

圖1 支架優(yōu)化控制策略對光伏發(fā)電項目發(fā)電小時數(shù)的影響Fig.1 Influence of optimal control strategy for brackets on power generation hours of PV power generation projects

從圖1可以看出：采用支架優(yōu)化控制策略后，無論采用單面光伏組件，還是采用雙面光伏組件，兩個光伏發(fā)電項目的發(fā)電小時數(shù)增長量均超過30 h。其中，項目A在采用單面光伏組件的情況下，采用支架優(yōu)化控制策略后的發(fā)電小時數(shù)提高39 h；采用雙面光伏組件的情況下，采用支架優(yōu)化控制策略后的發(fā)電小時數(shù)提高31 h。項目B在采用單面光伏組件的情況下，采用支架優(yōu)化控制策略后的發(fā)電小時數(shù)提高45 h；采用雙面光伏組件的情況下，采用支架優(yōu)化控制策略后的發(fā)電小時數(shù)提高37 h。

考慮到在成本基本不變的條件下，采用支架優(yōu)化控制策略后光伏發(fā)電項目發(fā)電量的提升較為明顯，因此下文模擬中均采用支架優(yōu)化控制策略。

2.2 光伏支架東西向間距對項目發(fā)電量的影響

不同的光伏支架東西向間距會對光伏發(fā)電項目的發(fā)電量產生影響。在采用反向跟蹤技術控制策略的情況下，當光伏支架東西向間距較小時，光伏組件為避免來自東西向的陰影遮擋，平單軸光伏支架會選擇放棄追蹤太陽方位，選擇不產生陰影遮擋的角度，從而導致光伏發(fā)電項目的發(fā)電量減少；但是，光伏支架東西向間距過大時，又會造成土地的浪費，并導致工程造價提高。

根據(jù)GB 50797—2012《光伏發(fā)電站設計規(guī)范》的要求，本研究以不采用反向跟蹤技術控制策略情況下，冬至日09:00～15:00(當?shù)卣嫣枙r)前后排光伏組件無陰影遮擋為條件計算出基本光伏支架東西向間距。經過計算可以得到：項目A的基本光伏支架東西向間距為9.44 m，項目B的基本光伏支架東西向間距為13.27 m。在此基礎上以0.5 m為步長左右各遞進4次，共得到9組光伏支架東西向間距數(shù)值，其中，項目A的光伏支架東西向間距為7.44～11.44 m，項目B的光伏支架東西向間距為11.27～15.27 m。

在項目A、項目B分別采用單面光伏組件和雙面光伏組件的情況下，對光伏支架東西向間距變化時不同光伏發(fā)電項目的發(fā)電小時數(shù)進行仿真模擬，結果如圖2所示。

圖2 光伏支架東西向間距的變化對光伏發(fā)電項目發(fā)電小時數(shù)的影響Fig.2 Impact of change in the east-west spacing of PV brackets on power generation hours of PV power generation projects

從圖2可以看出：在項目A中，當光伏支架東西向間距由7.44 m提高到7.94 m時，采用單面光伏組件和雙面光伏組件時的發(fā)電小時數(shù)分別提高了13.14 h和15.33 h；而隨著光伏支架東西向間距持續(xù)提高，項目的發(fā)電小時數(shù)增長趨勢變緩；當光伏支架東西向間距由10.94 m提高到11.44 m時，采用單面光伏組件和雙面光伏組件時的發(fā)電小時數(shù)分別提高了4.38 h和5.48 h。項目B的發(fā)電小時數(shù)隨著光伏支架東西向間距變化的趨勢與項目A發(fā)電小時數(shù)的變化趨勢相同。

綜合分析可以得出：隨著光伏支架東西向間距增大，無論采用單面光伏組件還是采用雙面光伏組件，光伏發(fā)電項目的發(fā)電量都會增加；但是隨著光伏支架東西向間距持續(xù)增大，發(fā)電量的增加量會逐漸減小。另外，當光伏支架東西向間距增加一定量時，光伏發(fā)電項目采用雙面光伏組件時的發(fā)電量提升量略高于其采用單面光伏組件時的發(fā)電量提升量。

2.3 光伏組件最低處距地高度對項目發(fā)電量的影響

光伏組件最低處距地高度是通過影響雙面光伏組件背面發(fā)電量增益的方式來影響光伏發(fā)電項目的發(fā)電量，因此在研究光伏組件最低處距地高度對光伏發(fā)電項目發(fā)電量的影響時，不考慮采用單面光伏組件的情況。

在光伏組件最低處距地高度由0.5 m提高到4.0 m的情況下，采用雙面光伏組件時項目A、項目B發(fā)電量的變化情況如圖3所示。

圖3 光伏組件最低處距地高度的變化對光伏發(fā)電項目發(fā)電量的影響Fig.3 Impact of change in height from ground at the lowest point of PV modules on power generation capacity of PV power generation projects

從圖3可以看出：在光伏組件最低處距地高度由0.5 m提高到4.0 m的情況下，項目A、項目B的發(fā)電小時數(shù)和發(fā)電量增長率呈現(xiàn)同樣的變化趨勢；隨著光伏組件最低處距地高度的提高，光伏發(fā)電項目的發(fā)電量逐漸增大，當光伏組件最低處距地高度超過3.0 m后，光伏發(fā)電項目發(fā)電量的提升效果顯著降低。

2.4 容配比對項目發(fā)電量的影響

在光伏發(fā)電項目中，容配比通常指光伏組件與逆變器的容量配置比例。本次仿真模擬采用光伏組件安裝容量不變，逐漸減少逆變器臺數(shù)的方式來表現(xiàn)容配比的變化。

項目A、項目B分別采用單面光伏組件和雙面光伏組件的情況下，當容配比逐漸提高時，光伏發(fā)電項目發(fā)電小時數(shù)的變化情況如圖4所示。

圖4 容配比的變化對光伏發(fā)電項目發(fā)電小時數(shù)的影響Fig.4 Impact of changes in PV power to inverter power ratio on power generation hours of PV power generation projects

從圖4可以看出：當逆變器減少為220臺，即項目A的容配比提高到1.424:1時，該項目的發(fā)電小時數(shù)明顯降低；且隨著容配比的進一步提高，該項目的發(fā)電小時數(shù)降低的更明顯。當逆變器臺數(shù)減少為230臺，即項目B的容配比提高到1.316:1時，該項目的發(fā)電小時數(shù)明顯降低；且隨著容配比的進一步提高，該項目的發(fā)電小時數(shù)降低的更明顯。

與項目A相比，由于項目B所在地的太陽輻射量更大，隨著容配比的提高，項目B發(fā)電量的減少趨勢更為顯著，這與謝磊等[1]的研究結果呈現(xiàn)出同樣的規(guī)律。

3 LCOE建模及分析

3.1 LCOE建模

LCOE是國內外常用的分析發(fā)電技術成本的指標。結合國內學者的研究成果[5]，計算不同設計方案下光伏發(fā)電項目的LCOE，其計算式為：

式中：CE為項目的LCOE；I0為項目初始投資；i為折現(xiàn)率；n為光伏發(fā)電系統(tǒng)運行的第n年；N為光伏發(fā)電系統(tǒng)的總運行周期，本文按25年考慮；An為第n年的運營成本；Tn為第n年除運營成本外的其他費用；VR為25年計算期滿后的固定資產殘值；Yn為第n年光伏發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電量。

LCOE計算過程考慮了國內光伏行業(yè)“三免三減半”和“增值稅抵扣”的財政政策。結合國內光伏市場情況，本研究的運營成本選擇60元/kW，項目A的租地費用選擇250元/畝(1畝約為666.67 m2)，項目B的租地費用選擇200元/畝；單面光伏組件的成本選擇1.93元/kW，雙面光伏組件的成本選擇1.95元/kW。

3.2 光伏支架東西向間距對LCOE的影響

保持其他條件不變，當光伏支架東西向間距增大時，根據(jù)上文PVsyst仿真模擬結果，光伏發(fā)電項目的發(fā)電小時數(shù)增加，但增加量會逐漸減?。煌瑫r由于光伏支架東西向間距增大，電纜和用地面積增大，導致項目初始投資和運營期租地成本提高。

經測算，在項目A、項目B分別采用單面光伏組件和雙面光伏組件的情況下，光伏支架東西向間距的變化對光伏發(fā)電項目LCOE的影響如圖5所示。

圖5 光伏支架東西向間距的變化對光伏發(fā)電項目LCOE的影響Fig.5 Impact of changes in the east-west spacing of PV brackets on LCOE of PV power generation projects

從圖5可以看出：隨著光伏支架東西向間距的增大，兩個光伏發(fā)電項目的LCOE均呈現(xiàn)先減小后增大的趨勢。項目A中，采用單面光伏組件時，當光伏支架東西向間距為10.44 m時LCOE最小，為0.2859元/kWh；采用雙面光伏組件時，當光伏支架東西向間距為10.94 m時LCOE最小，為0.2807元/kWh。項目B中，采用單面光伏組件時，當光伏支架東西向間距為12.77 m時LCOE最小，為0.1934元/kWh；采用雙面光伏組件時，當光伏支架東西向間距為13.27 m時LCOE最小，為0.1893元/kWh。

綜合分析可以得出：無論光伏發(fā)電項目采用雙面光伏組件還是采用單面光伏組件，光伏支架東西向間距對LCOE的影響均表現(xiàn)為：LCOE隨著光伏支架東西向間距的增大呈現(xiàn)出先減小后增大的變化趨勢。

3.3 光伏組件最低處距地高度對LCOE的影響

根據(jù)上文PVsyst仿真模擬結果，在采用雙面光伏組件的條件下，隨著光伏組件最低處距地高度的提高，光伏發(fā)電項目的發(fā)電小時數(shù)增加，但增加量會逐漸減??；同時由于光伏組件最低處距地高度提高，光伏支架的用樁量增加，導致項目初始投資增加。

經測算，當采用雙面光伏組件時，光伏組件最低處距地高度的變化對光伏發(fā)電項目LCOE的影響如圖6所示。從圖6可以看出：在光伏組件最低處距地高度由0.5 m提高到4.0 m的過程中，兩個光伏發(fā)電項目的LCOE均呈現(xiàn)先降低后提高的趨勢。其中，項目A在光伏組件最低處距地高度為1.5 m時的LCOE最低，為0.2805元/kWh；項目B在光伏組件最低處距地高度為3.0 m時的LCOE最低，為0.1879元/kWh。

圖6 光伏組件最低處距地高度對光伏發(fā)電項目LCOE的影響Fig.6 Impact of height from ground at the lowest point of PV modules on LCOE of PV power generation projects

3.4 容配比對LCOE的影響

隨著容配比的提高，逆變器臺數(shù)減少，項目初始投資減少；當逆變器減少到一定數(shù)量后，光伏組件與逆變器的失配損失增加，導致光伏發(fā)電項目的發(fā)電量減少。

經測算，在項目A、項目B分別采用單面光伏組件和雙面光伏組件的情況下，容配比的變化對光伏發(fā)電項目LCOE的影響如圖7所示。

從圖7可以看出：隨著容配比的提高，兩個光伏發(fā)電項目的LCOE均呈現(xiàn)先降低再升高的趨勢。其中，項目A中，若采用單面光伏組件，當容配比為1.3630:1時LCOE最低，為0.2846元/kWh；若采用雙面光伏組件，當容配比為1.3060:1時LCOE最低，為0.2800元/kWh。項目B中，若采用單面光伏組件，當容配比為1.2607:1時LCOE最低，為0.1926元/kWh；若采用雙面光伏組件，當容配比為1.2103:1時LCOE最低，為0.1885元/kWh。分析可得，同一個光伏發(fā)電項目中，采用雙面光伏組件時的最優(yōu)容配比低于采用單面光伏組件時的最優(yōu)容配比。由于光伏發(fā)電項目所在地不同，太陽輻射量存在差異，因此針對不同項目給出的優(yōu)化方案也存在差異性。

3.5 最優(yōu)設計方案的LCOE分析

綜合以上最優(yōu)參數(shù)的選取，重新設定項目A、項目B的設計方案參數(shù)，再次采用PVsyst軟件分別模擬兩個光伏發(fā)電項目的發(fā)電量，并計算得出其LCOE。

1)項目A的最優(yōu)設計方案：采用雙面光伏組件，光伏支架東西向間距為10.94 m，并光伏組件最低處距地高度為1.5 m，容配比為1.3060:1，此時該項目的LCOE為0.2794元/kWh；該值比基本設計方案的LCOE降低了0.0067元/kWh，降低幅度為2.34%。

2)項目B的最優(yōu)設計方案：采用雙面光伏組件，光伏支架東西向間距為13.27 m，光伏組件最低處距地高度為3.0 m，容配比為1.2103:1，此時該項目的LCOE為0.1869元/kWh；該值比基本設計方案的LCOE降低了0.0065元/kWh，降低幅度為3.38%。

4 結論

本文以江西省新余市某水面集中式光伏發(fā)電項目(項目A)和寧夏回族自治區(qū)中衛(wèi)市某地面集中式光伏發(fā)電項目(項目B)為例，在光伏發(fā)電項目采用平單軸光伏支架的情況下，利用PVsyst軟件對支架優(yōu)化控制策略、光伏支架東西向間距、光伏組件最低處距地高度、容配比等因素對光伏發(fā)電項目發(fā)電量的影響進行了仿真模擬研究，并以LCOE為評價指標研究了以上參數(shù)的最優(yōu)取值，得到的主要結論如下：

1)采用支架優(yōu)化控制策略可以顯著提高光伏發(fā)電項目的發(fā)電量，分別采用單面、雙面光伏組件時，項目A和項目B的發(fā)電小時數(shù)提升均超過30 h。

2)光伏發(fā)電項目的發(fā)電量會隨著光伏支架東西向間距的增大或光伏組件最低處距地高度的增大而提高，但隨著光伏支架東西向間距持續(xù)增大或光伏組件最低處距地高度持續(xù)增大，發(fā)電量的提高趨勢均會逐漸減?。欢l(fā)電量會隨著容配比的增大而降低，且降低趨勢會逐漸增大。

3)由于光伏發(fā)電項目的LCOE受發(fā)電小時數(shù)、項目初始投資、運營期成本等多重因素的影響，LCOE隨著光伏支架東西向間距、光伏組件最低處距地高度、容配比的增大均呈現(xiàn)出先減小后增大的趨勢，因此光伏支架東西向間距、光伏組件最低處距地高度、容配比均存在最優(yōu)參數(shù)設置。在最優(yōu)設計方案下，項目A、項目B的LCOE分別降低了0.0067、0.0065元/kWh，降低幅度分別為2.34%、3.38%。

本研究可對光伏發(fā)電項目采用平單軸光伏支架時設計參數(shù)的選擇提供一定參考價值。