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    750 kW 建昌光伏扶貧電站方陣設(shè)計

    2018-11-14 02:54:14蘇秋菊
    關(guān)鍵詞:輻射量方陣單軸

    蘇秋菊

    (遼寧太陽能研究應(yīng)用有限公司設(shè)計部,遼寧 沈陽 110136)

    1 電站建設(shè)條件分析

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

    建設(shè)光伏電站一般有兩種模式:一是在每戶農(nóng)戶家屋頂加裝太陽能電池板;二是由各村組織提供一定面積的土地,用來集中放置太陽能電池方陣,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 太陽能資源評估

    據(jù)資料統(tǒng)計,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,高于整個遼寧省的年平均太陽總輻射量(遼寧省的年平均太陽總輻射量為4 889 MJ/m2),日均峰值日照時間為5 h,年有效利用小時數(shù)經(jīng)折算后可達1 460 h,該地區(qū)的太陽總輻射量在我國北方地區(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 太陽能電池方陣設(shè)計

    該地區(qū)將建設(shè)750 kW光伏電站,系統(tǒng)沒有儲能裝置。其中,由太陽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)中價值最高的部分。當發(fā)電容量很大時,就需要多塊電池組件串、并聯(lián)來構(gòu)成太陽能電池方陣。這些組件串接起來,將吸收到的太陽輻射能通過光電效應(yīng)變?yōu)橹绷麟姡俳?jīng)過逆變器變?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試條件下,以315 W單晶硅組件和315 W多晶硅組件為例,所測得各月份統(tǒng)計發(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。若電價按照市價規(guī)定計算,單晶硅的年增發(fā)電量為7.7×104kW·h,可增收7.7萬元的電費,成本卻高出8.25萬元。當使用單晶硅組件的系統(tǒng)想在第二年補回多出的費用時,使用多晶硅組件的光伏電站已經(jīng)開始獲得穩(wěn)定的收益了。因此,該設(shè)計方案所選組件的材料為多晶硅。

    在確定了組件的類型為多晶硅材料以后,進一步對組件的功率進行技術(shù)經(jīng)濟分析,以同一品牌多晶硅的260 W組件和315 W組件為例進行比較,如表3所示。

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

    在同等裝機容量下,二者的成本相差0.07元,315 W組件整體投入時成本會高出2.4%。但是在發(fā)電效率部分,260 W的組件要低2.6個百分點,對于大型光伏電站來說,相差2.6%的發(fā)電效率意味著一年的發(fā)電量會相差近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)達到系統(tǒng)對功率的要求,這樣就節(jié)省了光伏陣列總體的占地面積。

    第一年,組件的實際輸出可以保證97%以上的標準輸出功率。之后每年的功率衰減保持在0.7%。組件的實際輸出功率在第二十五年時仍可以維持在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輻照度,有利于太陽能電池板接收更多的太陽能以便轉(zhuǎn)化為電能。由于所在地緯度的不同,太陽光對地的輻照方向角也是不一樣的。對于并網(wǎng)的系統(tǒng)和極少數(shù)的應(yīng)用領(lǐng)域(類似于光電水泵),希望方陣可實現(xiàn)全年接收到的輻射量達到最大值,因而取方陣傾角近似于當?shù)氐木暥取?/p>

    在確定最佳傾角時,結(jié)果取位在1°就可以滿足要求。在PVSYST軟件界面中存入項目所在安裝地點的經(jīng)緯度和當?shù)氐奶栞椛滟Y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,用戶就可以通過橫向和縱向的綜合比對,找出項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

    太陽能光伏電池板一般是放置在支架結(jié)構(gòu)上。然而太陽的位置卻不是固定不變的,在這種情況下,會影響每個支架上的光伏組件的轉(zhuǎn)換效率。假定某一時刻,太陽光線入射的角度與光伏組件接受陽光的傾斜面存在著25°的偏差,這時就會損失一部分垂直照射在光伏組件傾斜面的輻射能,會使光伏陣列的直流電能的輸出功率下降10個百分點左右。只有盡可能使光伏組件傾斜面與太陽光線垂直,才能使太陽能光伏方陣接收到的太陽輻射量達到最大。

    現(xiàn)在市面上存在的可供選擇而且應(yīng)用較多的有兩大類光伏自動跟蹤支架:單軸跟蹤和雙軸跟蹤。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如表5所示。

    表5 跟蹤支架技術(shù)經(jīng)濟比較

    采用斜單軸跟蹤支架可以組成多個陣列模塊去跟蹤太陽的軌跡。斜單軸跟蹤支架擁有雙軸跟蹤支架沒有的聯(lián)動式結(jié)構(gòu),還具有免除維護的回轉(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。通過理論計算可知,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),在對這3種跟蹤系統(tǒng)進行選擇時,更適宜采用斜單軸跟蹤支架。

    3.3.2 實際案例分析

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

    1)就組件裝機容量而言,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目均差別不大,可以根據(jù)兩者之間的發(fā)電量進行對比,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信息表

    該光伏電站于2014年8月份開始并網(wǎng)運行,取2014年9月至2017年7月內(nèi)各個月份等價發(fā)電時的平均值,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%。這說明,季節(jié)因素的變化會對斜單軸發(fā)電量的提升產(chǎn)生很大的影響。

    表7 各月發(fā)電等價時對比

    設(shè)備的故障也會影響方陣發(fā)出電量的多少,不同的故障對方陣損失發(fā)電量的影響也不一樣。所以,就要對整個統(tǒng)計周期里,兩種方陣設(shè)備的故障頻次進行全面的分析。

    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)以上的理論對比和實際案例分析,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發(fā)電時均值高出至少18%;而在冬季,斜單軸的提升發(fā)電量比例不會超過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%。

    分析該電站長期運行的數(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。為了減少項目初期建設(shè)和后期故障維護的成本,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

    求太陽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為陽光照射在方陣后的陰影長度;H為電池板離地面的垂直高度;h為太陽高度角;?為當?shù)鼐暥?;δ為當?shù)爻嗑暯牵沪訛闀r角;β為太陽方位角。

    計算冬至日上午9:00太陽高度角和太陽方位角,冬至時的赤緯角 δ=-23.45°,上午9∶00的時角τ=45°,于是有:

    將公式(5)代入(2),就可以求出陽光照射產(chǎn)生在方陣后面的陰影長度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

    通過水平單軸跟蹤、傾斜單軸跟蹤、雙軸跟蹤之間的對比,選取了最佳經(jīng)濟效益的傾斜單軸支架方案,并以1 MW方陣并網(wǎng)光伏電站實際運行時的數(shù)據(jù),來進一步對斜單軸跟蹤支架和固定式支架進行比較,從而得出最佳方陣設(shè)計方案。

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

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