會(huì)澤縣六合光伏電站的優(yōu)化設(shè)計(jì)與分析

王恒賢，龔加志，曾章波，董明名，方火浪

(1.華電云南發(fā)電有限公司，昆明 650231；2.會(huì)澤華電道成清潔能源開(kāi)發(fā)有限公司，曲靖 654299；3.中國(guó)電建集團(tuán)華東勘測(cè)設(shè)計(jì)研究院有限公司，杭州 311122；4.浙江大學(xué)建筑工程學(xué)院，杭州 310058)

0 引言

隨著國(guó)內(nèi)光伏電站規(guī)模的不斷擴(kuò)大，日照充足、地勢(shì)平坦等建設(shè)光伏電站條件較好的土地資源正在逐漸減少，山地逐漸成為建設(shè)光伏電站的土地資源。設(shè)計(jì)光伏電站是建設(shè)光伏電站的基礎(chǔ)，設(shè)計(jì)方案的優(yōu)劣關(guān)系到電站建設(shè)成本和運(yùn)營(yíng)的經(jīng)濟(jì)效益。因此，為了確保光伏電站能夠獲得良好的收益，有必要開(kāi)展光伏電站的優(yōu)化設(shè)計(jì)研究。

對(duì)于山地光伏電站的設(shè)備選型和光伏陣列設(shè)計(jì)，國(guó)內(nèi)外研究人員開(kāi)展了較為深入的研究，并取得了一定的研究成果。劉建全[1]對(duì)大型荒漠光伏電站進(jìn)行了分析，得出了更加優(yōu)良及經(jīng)濟(jì)的設(shè)計(jì)方案。景建龍等[2]提出了考慮山地坡度影響的光伏陣列陰影遮擋間距計(jì)算方法。潘霄等[3]通過(guò)已建光伏電站的實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)與理論計(jì)算結(jié)果的比較，提出了個(gè)性化光伏組件布置方法。肖運(yùn)啟等[4]研究了山地陰影遮擋對(duì)光伏組件接收太陽(yáng)輻射的影響規(guī)律，建立了計(jì)算光伏組件最佳安裝傾角的方法。楊旭等[5]建立了最低環(huán)境溫度與太陽(yáng)輻照度之間的關(guān)系，并計(jì)算了光伏組件的開(kāi)路組串電壓和最大功率點(diǎn)電壓。羅耿[6]提出了太陽(yáng)光線(xiàn)、斜坡和光伏組件之間的幾何模型，推導(dǎo)了任意斜坡坡度和方位角下光伏陣列間距的計(jì)算方法。姚丹[7]根據(jù)不同地區(qū)地形條件下實(shí)際光伏組件安裝傾角和光伏方位角，比較了兩種布局模式下光伏組件接收到的太陽(yáng)輻射量和光伏陣列間距。裴強(qiáng)強(qiáng)等[8]采用 Candela-3D軟件對(duì)山地光伏電站的組件進(jìn)行了布置優(yōu)化及發(fā)電量仿真分析。馬慶虎等[9]提出了一種通過(guò)降低光伏組件的最佳安裝傾角來(lái)提高光伏發(fā)電系統(tǒng)直流裝機(jī)容量的方法。陳慶文等[10]基于太陽(yáng)電池等效電路模型，推導(dǎo)了太陽(yáng)輻照度與光伏組件開(kāi)路電壓關(guān)系的表達(dá)式，并提出了一種優(yōu)化串聯(lián)光伏組件數(shù)量的計(jì)算方法。林皓等[11]研究了不同陰影遮擋比例、遮擋位置和形狀對(duì)大尺寸光伏組件輸出特性的影響。

為了提高山地光伏電站的發(fā)電效率，降低成本，確保電站運(yùn)行安全，本文以擬建的云南省會(huì)澤縣六合光伏電站為研究背景，并在上述國(guó)內(nèi)外現(xiàn)有山地光伏電站研究成果的基礎(chǔ)上，對(duì)光伏電站的設(shè)備選型、光伏陣列排布、光伏場(chǎng)區(qū)布置等進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)，并對(duì)電站的年發(fā)電量進(jìn)行預(yù)測(cè)，以期為電站建設(shè)提供科學(xué)依據(jù)。

1 項(xiàng)目概況

六合光伏電站擬建于會(huì)澤縣樂(lè)業(yè)鎮(zhèn)六合村西側(cè)和彭家村西側(cè)的山坡之上，場(chǎng)地地面高程為1950.0～2200.0 m。項(xiàng)目大部份位于山梁和坡頂，地形平緩，坡度約5°～20°；少量位于斜坡之上，坡度約20°～30°；局部為陡坡，坡度約為35°。項(xiàng)目所在區(qū)域如圖1中的黃線(xiàn)范圍所示。

圖1 六合光伏電站位置圖Fig.1 Location map of Liuhe PV Power Station

本項(xiàng)目規(guī)劃的交流側(cè)總裝機(jī)容量為148 MW，擬在并網(wǎng)光伏電站場(chǎng)址內(nèi)配套建設(shè)1座220 kV六合村升壓站；規(guī)劃3臺(tái)主變壓器，每臺(tái)容量為200 MVA；升壓站采用1回220 kV雙分裂架空線(xiàn)JL/G1A-400/35接入500 kV銅都變電站，采用單桿單回供電模式，距離約30 km。太陽(yáng)組件發(fā)電量逆變升壓至35 kV后接入新建的220 kV六合村升壓站。

2 主要設(shè)備選型

2.1 光伏組件選型

光伏組件類(lèi)型主要有：?jiǎn)尉Ч韫夥M件、多晶硅光伏組件、聚光光伏組件和薄膜光伏組件。單晶硅光伏組件主要由單晶硅太陽(yáng)電池制造而成，開(kāi)發(fā)早、技術(shù)成熟，光電轉(zhuǎn)換效率在17%～20%之間。多晶硅光伏組件的技術(shù)也相對(duì)成熟，其光電轉(zhuǎn)換效率在16%～18%之間。薄膜光伏組件的優(yōu)點(diǎn)在于其良好的弱光效應(yīng)和相對(duì)便宜的價(jià)格，最大的缺點(diǎn)是工作效率只能達(dá)到10%～13%之間，并且存在光敏性退化的問(wèn)題。聚光太陽(yáng)光伏組件具有面積小、功率大、光電轉(zhuǎn)換效率高的特點(diǎn)。但是，聚光光伏組件必須采用跟蹤系統(tǒng)才能發(fā)揮其優(yōu)點(diǎn)。由于跟蹤系統(tǒng)價(jià)格貴，故障率高，導(dǎo)致此類(lèi)光伏組件目前尚未得到廣泛應(yīng)用。

綜上，與常規(guī)多晶硅光伏組件、高效多晶硅光伏組件、常規(guī)單晶硅光伏組件、n型雙面單晶硅光伏組件相比，高效單晶硅光伏組件具有明顯的投資收益優(yōu)勢(shì)?？紤]到市場(chǎng)供應(yīng)和價(jià)格因素，建議使用高效PERC雙面540 W單晶硅光伏組件。

2.2 逆變器選型

逆變器是光伏電站的核心設(shè)備。目前，大規(guī)模應(yīng)用的有集中式逆變器、組串式逆變器和集散式逆變器。由于本項(xiàng)目地形條件復(fù)雜、坡向不一致、沖溝密集，因此選用具有多路MPPT功能的組串式逆變器方案。

通過(guò)調(diào)研，目前市場(chǎng)上主流的組串式逆變器主要有225 kW型和196 kW型兩種。與196 kW逆變器相比，225 kW逆變器具有更高的功率和更多的MPPT數(shù)量，使其更適合于各種山地光伏發(fā)電項(xiàng)目。因此，本項(xiàng)目選擇225 kW逆變器。該逆變器的MPPT數(shù)量為12路，每路MPPT接入2個(gè)光伏組串。當(dāng)采用3.15 MWA箱變時(shí)，光伏組串?dāng)?shù)量為270，逆變器數(shù)量為14臺(tái)，每個(gè)逆變器平均接入的光伏組串?dāng)?shù)量為20或19串。

3 光伏陣列設(shè)計(jì)

3.1 光伏支架選型

光伏支架主要包括固定式和跟蹤式兩大類(lèi)。跟蹤式光伏支架可以精確地轉(zhuǎn)動(dòng)，使太陽(yáng)入射光線(xiàn)射到光伏陣列表面時(shí)的入射角最小但輻射強(qiáng)度最大。固定式支架與跟蹤式支架各有優(yōu)點(diǎn)，固定式光伏支架初始投資較低，且支架基本免維護(hù)；跟蹤式光伏支架初始投資較高，需要一定的維護(hù)，但與保持固定安裝傾角的固定式光伏支架相比，發(fā)電量有了較大提高。因此，如果能較好解決光伏陣列同步性并減少維護(hù)工作量，相比于固定式光伏支架，跟蹤式光伏支架將更具競(jìng)爭(zhēng)力。

然而，由于本項(xiàng)目所在地的沙塵暴較大，如果使用跟蹤式光伏支架，傳輸部件可能會(huì)被灰塵顆粒侵入，從而增加故障率。另外，該項(xiàng)目是一個(gè)大型光伏電站，光伏支架的成本在工程成本中的占比相對(duì)較高。與固定式光伏支架相比，跟蹤式光伏支架顯著增加了項(xiàng)目建設(shè)投資和后期運(yùn)營(yíng)維護(hù)成本。因此，建議采用成本較低的固定式光伏支架。

3.2 光伏陣列設(shè)計(jì)

本項(xiàng)目為大型光伏電站，建議采用分區(qū)域發(fā)電、集中并網(wǎng)的方案。光伏方陣通常包含若干個(gè)光伏子陣，各光伏子陣由多個(gè)光伏陣列按照系統(tǒng)需求串聯(lián)構(gòu)成。每個(gè)光伏方陣包括光伏陣列、直流-交流逆變?cè)O(shè)備和升壓并網(wǎng)設(shè)備。

本項(xiàng)目逆變器采用1500 V直流系統(tǒng)設(shè)計(jì)，光伏組件選用PERC雙面540 W單晶硅光伏組件。在進(jìn)行光伏陣列設(shè)計(jì)時(shí)，需要分析光伏組件的工作電壓和直流輸入電壓范圍，以及工作電壓和開(kāi)路電壓的溫度系數(shù)，以確定最佳串聯(lián)數(shù)量，獲得最大功率輸出。本項(xiàng)目所在地的極限高溫為32.7 ℃，極限低溫為-17 ℃。根據(jù)GB50797—2019《光伏發(fā)電站設(shè)計(jì)規(guī)范》，光伏組件的串聯(lián)數(shù)須同時(shí)滿(mǎn)足：

式中：N為光伏組件的串聯(lián)個(gè)數(shù)；VPM、VOC、K′V、KV分別為光伏組件的工作電壓、開(kāi)路電壓、工作電壓溫度系數(shù)、開(kāi)路電壓溫度系數(shù)；t′、t分別為工作狀態(tài)下光伏組件的極限高、低溫；VDC,max、VMPP,max、VMPP,min分別為逆變器的最大允許直流輸入電壓、最大MPPT電壓、最小MPPT電壓。

本文采用的光伏組件的工作電壓為41.65 V，開(kāi)路電壓為49.50 V，工作電壓溫度系數(shù)為-0.350 %/℃，開(kāi)路電壓溫度系數(shù)為-0.284 %/℃，利用式(1)和式(2)可求得光伏組件串聯(lián)數(shù)為27或26。在1000 W/m2太陽(yáng)輻照度和AM1.5空氣質(zhì)量條件下光伏組串的電性能參數(shù)，如表1所示。本項(xiàng)目每串光伏組件數(shù)為27時(shí)，光伏組串布置采用“3×9”橫向布置；每串光伏組件數(shù)為26時(shí)，光伏組串布置采用“2×13”豎向布置。與橫向布置相比，豎向布置的光伏組件離地高度降低約0.5 m，使光伏組件的安裝和清洗更加方便。經(jīng)過(guò)綜合分析，確定每串光伏組串串26個(gè)光伏組件。根據(jù)上述最佳光伏組件串聯(lián)數(shù)計(jì)算，每串光伏組串額定功率容量為26×540 W=14040 W。

表1 光伏組串電性能參數(shù)Table 1 Electrical performance parameters of PV modules

3.15 MW裝機(jī)容量光伏子陣的2個(gè)配置方案如表2所示。本項(xiàng)目共采用328900塊光伏組件，直流側(cè)裝機(jī)容量為177.6 MW。每3.15 MW裝機(jī)容量的光伏組件組成1個(gè)光伏子陣，共47個(gè)子陣，容量為3.15 MVA的箱變47臺(tái)；每26塊光伏組件串聯(lián)為1串光伏組串，每19串光伏組串匯入1臺(tái)逆變器，每14臺(tái)逆變器接1臺(tái)入3.15 MVA箱變，升壓至35 kV。

表2 光伏子陣配置方案Table 2 PV array configuration

3.3 光伏場(chǎng)區(qū)光資源計(jì)算

光伏組件的安裝傾角和光伏陣列方位角是影響山地電站發(fā)電效率的重要因素，因此確定光伏組件的最佳安裝傾角是光伏電站設(shè)計(jì)中的重要環(huán)節(jié)。根據(jù)Klein等[12]的方法，傾斜面上的太陽(yáng)總輻射量可按式(3)求得：

式中：Qt、Q分別為傾斜面、水平面上的太陽(yáng)總輻射量；Qs為水平面上的太陽(yáng)直接輻射量；Qd為水平面上的太陽(yáng)散射輻射量；β為傾斜面與水平面的夾角；K為地面反射系數(shù)；Rb為傾斜面與水平面上太陽(yáng)直接輻射量的比值，可表示為：

式中：φ為項(xiàng)目所在地的地理緯度；δ為太陽(yáng)赤緯角；ω0為傾斜面上日落時(shí)角；ωs為水平面上日落時(shí)角。

通過(guò)SloarGIS數(shù)據(jù)庫(kù)獲取電站所在區(qū)域的氣象數(shù)據(jù)，并利用PVsyst軟件計(jì)算出光伏組件在不同安裝傾角下的年太陽(yáng)總輻射量，結(jié)果如圖2所示。從圖2可以看出：當(dāng)光伏組件安裝傾角在26°～32°范圍時(shí)，光伏組件上所接收到的年太陽(yáng)總輻射量較大。

圖2 不同傾角下光伏組件上的年總太陽(yáng)輻射量Fig.2 Total annual solar radiation on PV modules at different angles

由于山地光伏電站的土地面積有限，在布置光伏陣列時(shí)，前后光伏陣列之間可能存在陰影遮擋。為了考慮陰影遮擋的影響，在滿(mǎn)足冬至日真太陽(yáng)時(shí)09:00～15:00時(shí)間段前后陣列間距不會(huì)產(chǎn)生陰影遮擋的條件下，固定陣列間距，按適當(dāng)步長(zhǎng)改變安裝傾角，計(jì)算光伏組件不同安裝傾角時(shí)對(duì)應(yīng)的發(fā)電量，并確定與最大發(fā)電量對(duì)應(yīng)的安裝傾角，計(jì)算結(jié)果如圖3所示。圖中方位角為光伏陣列所面對(duì)的方向與正南方向之間的夾角，朝向正南時(shí)為0°，往西角度為正，往東角度為負(fù)；圖中不同的顏色代表光伏組件的發(fā)電量，顏色越紅表示發(fā)電量越大(方位角越小)，顏色越藍(lán)表示發(fā)電量越小(方位角越大，安裝傾角越大)；圖中的小紅點(diǎn)表示最大發(fā)電量(1948.0 MWh)對(duì)應(yīng)的坐標(biāo)點(diǎn)(安裝傾角為28.5°、方位角為0°)。

圖3 發(fā)電量最大時(shí)光伏組件的最佳安裝傾角Fig.3 Optimal installation inclination angle of PV module at maximum power generation

從圖3可以看出：當(dāng)組件安裝傾角為28°、方位角為0°時(shí)，可以實(shí)現(xiàn)光伏組件傾斜面接收的太陽(yáng)輻照度與陰影損失之間的較好平衡，取得接近最佳的可利用小時(shí)數(shù)。因此，對(duì)位于南坡的光伏組件，采用安裝傾角28°、方位角0°布置；對(duì)位于東西坡的光伏組件，為了最大限度地利用現(xiàn)場(chǎng)地塊面積，采用安裝傾角28°、方位角10°布置光伏組件。

根據(jù)不同坡向光伏組件數(shù)量的統(tǒng)計(jì)結(jié)果，山地南坡安裝的光伏組件數(shù)量占比為80%，交流側(cè)裝機(jī)容量為118.4 MW；山地東西坡安裝的光伏組件數(shù)量占比為20%，交流側(cè)裝機(jī)容量為29.6 MW。

3.4 光伏陣列間距計(jì)算

不同光伏陣列之間的陰影遮擋也是影響光伏電站發(fā)電效率的重要因素。若陣列間距太小，后排陣列會(huì)被遮擋，光伏組件發(fā)電效率將降低；若陣列間距過(guò)大，會(huì)增加光伏場(chǎng)區(qū)的占地面積，造成土地資源的浪費(fèi)。因此，有必要優(yōu)化陣列間距。

圖4為太陽(yáng)光線(xiàn)和光伏陣列間距之間的幾何關(guān)系示意圖。圖中：α為入射光線(xiàn)與水平面的夾角；r為入射光線(xiàn)地面投影線(xiàn)；γ為入射光線(xiàn)地面投影線(xiàn)與兩陣列垂線(xiàn)的夾角；H為光伏組件A頂端與被遮擋光伏組件B底端的高度差；d為前后陣列間的距離。

圖4 太陽(yáng)光線(xiàn)和光伏陣列間距之間的幾何關(guān)系示意圖Fig.4 Schematic diagram of geometric relationship between solar radiation and array spacing

圖5為坡面、太陽(yáng)光線(xiàn)和光伏組件之間的幾何關(guān)系示意圖。圖中：θ為場(chǎng)區(qū)南北坡度；β為光伏組件傾斜角與水平面的夾角；D為前后兩排光伏陣列最前端之間的距離；h為組件頂端與底端的高差；L為組件長(zhǎng)度；當(dāng)前后排之間的距離恰好使光伏組件A和B之間無(wú)遮擋時(shí)，則滿(mǎn)足：

圖5 坡面、太陽(yáng)光線(xiàn)和光伏組件之間的幾何關(guān)系示意圖Fig.5 Schematic diagram of geometric relationship among slope，sunlight and PV modules

由幾何關(guān)系，可得：

由式(5)和式(6)，可得：

根據(jù)項(xiàng)目所在地的地形圖，利用Helios-3D軟件分析光伏組件的陰影遮擋規(guī)律，并結(jié)合地形的實(shí)際坡度計(jì)算光伏陣列間距，使其滿(mǎn)足每一個(gè)光伏陣列在冬至日真太陽(yáng)時(shí)09:00～15:00時(shí)間段無(wú)陰影遮擋的要求，從而實(shí)現(xiàn)光伏陣列的無(wú)陰影遮擋布置。通過(guò)優(yōu)化計(jì)算，光伏陣列間距主要在3.0～8.0 m之間，而對(duì)于陰影遮擋嚴(yán)重的區(qū)域，間距在10.0～15.0 m之間。

3.5 科學(xué)優(yōu)化容配比

容配比是光伏組件功率與逆變器額定功率之比。由于光伏組件的功率衰減、灰塵侵入和線(xiàn)路損耗，在設(shè)計(jì)光伏組件功率配置時(shí)僅考慮逆變器的額定輸入功率限制，會(huì)降低系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性。不同的容配比將直接影響到項(xiàng)目的投資收益，通過(guò)對(duì)多種容配比下的發(fā)電量及項(xiàng)目投資成本進(jìn)行項(xiàng)目收益率測(cè)算，尋求項(xiàng)目平準(zhǔn)化度電成本(LCOE)最低時(shí)的容配比作為最優(yōu)容配比。結(jié)果表明，本項(xiàng)目為固定支架安裝模式，當(dāng)容配比為1:1.2時(shí)，LCOE最低，資本金內(nèi)部收益率最高。

4 光伏場(chǎng)區(qū)布置

4.1 光伏組件布置

通過(guò)對(duì)本項(xiàng)目地形的綜合分析，布置光伏組件時(shí)應(yīng)盡量規(guī)避以下幾種地形：

1)坡度較大。當(dāng)坡度超過(guò)30°時(shí)，建議不考慮布置光伏組件。這主要是因?yàn)槭┕すぷ髁看?，后期運(yùn)維難度大。在施工過(guò)程中打樁機(jī)等大型機(jī)械設(shè)備很難到達(dá)施工現(xiàn)場(chǎng)，在后期運(yùn)維過(guò)程中清洗車(chē)輛也很難到達(dá)光伏組件附近。

2)坡向較差(朝向正東或正西)。在本項(xiàng)目的覆蓋區(qū)域內(nèi)，存在大量完全朝向正東或正西且坡度較大的地形。如果在這種地形上布置光伏組件，電站發(fā)電過(guò)程中會(huì)出現(xiàn)嚴(yán)重的陰影遮擋情況，這將大幅降低發(fā)電效率。

3)山谷類(lèi)地形。從安全角度出發(fā)，考慮到山谷類(lèi)地形的泄洪要求，此類(lèi)地形不宜布置光伏組件。

4.2 箱變布置

為了減少陰影遮擋的影響，箱變的布置應(yīng)避免對(duì)其左、右側(cè)和南側(cè)光伏組件的遮擋。陰影長(zhǎng)度可以根據(jù)冬至日真太陽(yáng)時(shí)09:00～15:00時(shí)間段無(wú)陰影遮擋的要求計(jì)算。此外，各發(fā)電單元的箱變均布置在陣列中央，并留有檢修道路，既能便于設(shè)備的安裝與維護(hù)，又能節(jié)省電纜用量。

5 年發(fā)電量計(jì)算

本項(xiàng)目采用高效雙面540 W單晶硅光伏組件。根據(jù)光伏組件的質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)，首年輸出功率衰減率不超過(guò)2.0%，之后每年衰減率不超過(guò)0.45%。電氣元件及變壓器的設(shè)計(jì)壽命均大于25年，不存在更換情況。按衰減率計(jì)算的光伏電站25年內(nèi)各年的發(fā)電量情況如圖6所示。本項(xiàng)目建成后預(yù)計(jì)25年總發(fā)電量為6253901.2 MWh，年平均發(fā)電量為250156.0 MWh，年平均等效利用小時(shí)數(shù)為1408.5 h。

圖6 光伏電站25年內(nèi)各年的預(yù)計(jì)發(fā)電量Fig.6 Estimated annual power generation of PV power station within twenty-five years

6 結(jié)論

本文從設(shè)備選型和光伏陣列設(shè)計(jì)等方面對(duì)六合光伏電站進(jìn)行了優(yōu)化設(shè)計(jì)與分析，得出如下結(jié)論：

1)考慮到市場(chǎng)供應(yīng)和價(jià)格因素，建議使用高效PERC雙面540 W單晶硅光伏組件和225 kW組串式逆變器。

2)光伏陣列采用固定式光伏支架運(yùn)行方式，每串光伏組串串接26塊光伏組件。

3)南坡光伏組件采用安裝傾角28°、方位角0°布置，東西坡光伏組件采用傾角28°、方位角10°布置。

4)陣列間距主要為3.0～8.0 m，陰影遮擋嚴(yán)重區(qū)域間距為10.0～15.0 m。

5)光伏電站的光伏組件裝機(jī)容量為177.6 MW，建成后預(yù)計(jì)年平均發(fā)電量為250156.0 MWh，年平均等效利用小時(shí)數(shù)為1408.5 h。