雙面光伏組件在德令哈應用的實證研究

吳月儀

(協(xié)鑫集團設計研究總院，蘇州 215000)

0 引言

近幾年來，隨著光伏行業(yè)迅猛發(fā)展，土地資源緊缺、棄光限電、補貼不到位等問題已成為制約該行業(yè)持續(xù)發(fā)展的重要問題；同時，“531”光伏新政、中美貿(mào)易摩擦等重大事件也對光伏行業(yè)造成了巨大影響。因此，盡快提質(zhì)增效、推動光伏發(fā)電平價上網(wǎng)勢在必行?！邦I(lǐng)跑者”基地中規(guī)?；褂昧穗p面光伏組件，其發(fā)電量受到反射率、組件最低點離地高度、組件傾角和組件前后排中心間距等因素的影響，需尋找最佳方案，從而降低項目度電成本。本文針對建設于德令哈地區(qū)的采用雙面光伏組件的光伏發(fā)電系統(tǒng)項目，從組件最低點離地高度、組件前后排中心間距2方面對雙面光伏組件發(fā)電量的影響進行了研究。

1 實證項目介紹

本實證項目位于青海省德令哈地區(qū)，坐標為37.22°N，97.23°E，項目所在地的地面是平整無坡度的戈壁灘。項目選用了2種72片版型的光伏組件，分別為雙面雙玻多晶硅光伏組件(下文簡稱“雙面光伏組件”)，正面峰值功率為335 Wp，192塊；單面雙玻多晶硅光伏組件(下文簡稱“單面光伏組件”)，峰值功率為335 Wp，32塊；項目總裝機容量為75.04 kW。實證項目采用多支路低壓并網(wǎng)的技術(shù)方案，接入開關(guān)站400 V低壓柜，于2018年6月1日實現(xiàn)并網(wǎng)發(fā)電，截至2019年5月31日，該項目已并網(wǎng)發(fā)電1年。

2 實證方案

本實證項目的光伏組件傾角采用當?shù)刈罴褍A角37°，組件前后排中心間距的理論最佳值為9.5 m。按表1所示方式布置組件，以測試組件最低點離地高度、組件前后排中心間距對雙面光伏組件發(fā)電量的影響。表中，組串ZC05和ZC14為單面光伏組件，每個組串為16塊組件，共32塊組件；其他12個組串均為雙面光伏組件，每個組串為16塊組件，共192塊組件。

表1 組串編號及說明表Table 1 Serial numbers and description

為了便于計量組串的發(fā)電量，選用華為36KTL逆變器，每路MPPT只接入1路組串，共4臺36KTL逆變器。實證項目衛(wèi)星圖及布置圖分別如圖1、圖2所示。

圖1 實證項目衛(wèi)星圖Fig.1 Satellite map of the project

圖2 實證項目布置圖(單位：m)Fig.2 The project layout (unit：m)

3 實證數(shù)據(jù)

通過對項目2018年6月1日～2019年5月31日的數(shù)據(jù)進行統(tǒng)計歸納發(fā)現(xiàn)，組件最低點離地高度為1.0 m的雙面光伏組件的年發(fā)電量比同樣離地高度時的單面光伏組件的高7.31%。使用PVsyst軟件對該地區(qū)的單面、雙面光伏組件最低點離地高度為1.0 m時的發(fā)電情況進行模擬，得到的背面發(fā)電量增益為6.01%。由于檢測到的測試組串的發(fā)電量是經(jīng)過逆變器之后的，未計算交流電纜、升壓變等損耗，因此模擬結(jié)果與實證得到的7.31%的增益基本相符。下文分別從組件最低點離地高度、組件前后排中心間距2方面對發(fā)電量的影響進行分析。

3.1 組件最低點離地高度的影響

3.1.1 不同最低點離地高度的雙面光伏組件與單面光伏組件的發(fā)電量比較

實證項目中每一組串均為16塊335 Wp組件，即5.36 kW。雙面光伏組件最低點離地高度為1.0 m和1.5 m的組串各有4個，以單面光伏組件組串ZC05作為基準，排除其他因素，將4組同一最低點離地高度的雙面光伏組串的發(fā)電量累加后的平均值同組串ZC05的發(fā)電量進行比較，得到雙面光伏組件發(fā)電量損益值A1、A2。即：

通過式(1)、式(2)可以得出，A1和A2全年合計值分別為7.31%和7.79%。1年中，每月發(fā)電量損益情況如圖3所示。

由圖3可以看出，在夏季6～8月時，最低點離地高度為1.0 m的雙面光伏組件發(fā)電量優(yōu)于最低點離地高度為1.5 m的雙面光伏組件；在4月、5月和9月時，2種最低點離地高度的雙面光伏組件的發(fā)電量接近；在10月～次年3月期間，最低點離地高度為1.0 m的雙面光伏組件發(fā)電量少于最低點離地高度為1.5 m的雙面光伏組件的發(fā)電量。從全年合計的發(fā)電損益值來看，在該地區(qū)，最低點離地高度為1.5 m的雙面光伏組件年發(fā)電量比最低點離地高度為1.0 m的雙面光伏組件增加了0.48%。

圖3 以最低點離地高度1.0 m的單面光伏組件為基準，不同最低點離地高度時雙面光伏組件的發(fā)電量損益對比Fig.3 When the minimum ground clearance of single-sided PV module is 1.0 m，power generation profit and loss of bifacial PV modules is compared at different minimum ground clearances

3.1.2 不同最低點離地高度的雙面光伏組件的發(fā)電量比較

將最低點離地高度同為0.5 m、1.0 m和1.5 m的各4組雙面光伏組串的發(fā)電量分別合計，以最低點離地高度為0.5 m雙面光伏組件的發(fā)電量為基準進行比較，可得到不同最低點離地高度的雙面光伏組件發(fā)電量損益值B1、B2，即：

通過式(3)、式(4)可以得出，B1、B2全年合計值分別為0.36 %和0.81 %。1年中，各月發(fā)電量損益情況如圖4所示。

圖4 不同最低點離地高度的雙面光伏組件發(fā)電量損益對比Fig.4 Comparison of power generation profit and loss of bifacial PV modules at different minimum ground clearances

由圖4可以看出，最低點離地高度為1.5 m時雙面光伏組件發(fā)電量增益明顯的月份是11月、1月、2月和3月，在此4個月中出現(xiàn)了雪天和地面積雪，是造成最低點離地高度高的雙面光伏組件比最低點離地高度低的雙面光伏組件發(fā)電量增益高的主要原因，本文后續(xù)將分析天氣因素對雙面光伏組件發(fā)電量損益的影響。除此以外，離地高度對雙面光伏組件的發(fā)電量增益有幫助，但增益較??；且在6、7、8月時，最低點離地高度高的雙面光伏組件的發(fā)電量低。

3.2 組件前后排中心間距的影響

實證項目中，雙面光伏組件在3種最低點離地高度時，分別有4種前后排中心間距。為了便于比較，排除其他因素，將前后排中心間距相同的3個組串的發(fā)電量數(shù)據(jù)累加，然后進行比較。即：

以雙面光伏組件前后排中心間距9.5 m時的發(fā)電量為基準，將其他3種間距的發(fā)電量分別與之對比，具體比較情況如圖5所示。

圖5 不同間距的雙面光伏組件發(fā)電量比較情況Fig.5 Comparison of power generation of bifacial PV modules with different spacing

從圖5可看出，在德令哈地區(qū)，雙面光伏組件前后排中心間距越大，發(fā)電量越多；但從全年合計來說，每增加0.5 m，其增量值在0.12%～0.69%之間。但考慮到間距越大占用土地面積越多，電纜用量越大，因此在實際項目應用時，對于是否要增加組件前后排中心間距來提高發(fā)電量，需具體分析。

3.3 天氣因素

3.3.1 典型天氣因素

選取3、6、9、12月中出現(xiàn)晴、多云、陰和雨這些典型天氣時的發(fā)電量，對比分析典型天氣情況對雙面光伏組件發(fā)電量的影響，具體如圖6所示。由于德令哈地區(qū)雨水較少，故3月和12月未取得雨天的樣本數(shù)據(jù)。

對圖6進行分析可得，4種典型天氣情況時，不同最低點離地高度下，雙面光伏組件發(fā)電量相對于單面光伏組件發(fā)電量的增益值均為：陰＞雨＞多云＞晴。此外組件最低點離地高度方面：最低點離地高度為1.0 m的雙面光伏組件發(fā)電量在6月和9月接近或略高于同時期的最低點離地高度為1.5 m的雙面光伏組件；在12月和3月時則略低。

在典型天氣情況下，對4種前后排中心間距的雙面光伏組件發(fā)電量進行對比，具體比較情況如圖7、圖8所示。

圖6 4種典型天氣情況下雙面光伏組件相對于單面光伏組件的發(fā)電量損益Fig.6 Power generation profit and loss of bifacial PV modules compared with single-sided PV modules in four typical weather conditions

圖7 雨天和陰天時不同間距雙面光伏組件發(fā)電量損益Fig.7 Power generation profit and loss of bifacial PV modules with different spacing in rainy and cloudy days

圖8 多云和晴天時不同間距雙面光伏組件發(fā)電量損益Fig.8 Power generation profit and loss of bifacial PV modules with different spacing in cloudy and sunny days

由圖7、圖8分析可得，在4種典型天氣情況下，在6月，前后排中心間距9.5 m的雙面光伏組件發(fā)電量基本高于其他3種前后排中心間距的雙面光伏組件，在3月和9月基本持平或略低；而在12月，陰天時其他3種前后排中心間距的雙面光伏組件發(fā)電量低于前后排中心間距9.5 m的雙面光伏組件，多云和晴天時則相反。

圖9 雪天時雙面光伏組件相對于單面光伏組件發(fā)電量損益Fig.9 Power generation profit and loss of bifacial PV modules compared with single-sided PV modules in snowy days

3.3.2 雪天因素

對典型天氣中的雪天進行單獨分析，具體如圖9所示。

從圖9可以看出，最低點離地高度為1.0 m的雙面光伏組件在雪天的發(fā)電量比同高度單面光伏組件發(fā)電量高出15%～29%；若雙面光伏組件最低點離地高度增加到1.5 m，則其發(fā)電量比最低點離地高度為1.0 m的單面光伏組件高出16%～51%。

雪天時，隨著組件前后排中心間距增大，發(fā)電量損益值具有一定的隨機性，如圖10所示。

圖10 雪天時不同間距雙面光伏組件發(fā)電量損益Fig.10 Power generation profit and loss of bifacial PV modules with different spacing in snowy days

4 結(jié)論

本文通過對雙面雙玻多晶硅光伏組件在青海德令哈項目上累計12個月的實證數(shù)據(jù)進行研究，得出以下結(jié)論：在德令哈平整無坡度的戈壁灘情況下，組件最低點離地高度、天氣情況對雙面光伏組件發(fā)電量的影響較明顯，而組件前后排中心間距的大小對雙面光伏組件發(fā)電量的影響較小。

對于采用雙面光伏組件的光伏發(fā)電系統(tǒng)的設計，由于影響因素較多，需根據(jù)場地情況具體分析論證，以上實證項目數(shù)據(jù)積累時間較短，僅供設計參考。