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    基于輻照強(qiáng)度估算光伏最佳容配比的一種方法

    2023-10-18 12:44:08程相奧周劉俊
    科學(xué)技術(shù)創(chuàng)新 2023年24期
    關(guān)鍵詞:發(fā)電量輸出功率增量

    程相奧,王 霆,王 琨,周劉俊

    (平高集團(tuán)有限公司,河南 平頂山)

    引言

    基于我國提出的“雙碳”政策,高碳排放的化石能源被逐漸限制,而新能源行業(yè)由此迅速發(fā)展起來。在政府部門的規(guī)劃下,近年風(fēng)電、光伏等新能源行業(yè)裝機(jī)容量連創(chuàng)新高并且增量穩(wěn)居全球第一,這種趨勢短期內(nèi)并不會改變,新能源行業(yè)將會在未來持續(xù)發(fā)展很長一段時間,前景十分廣闊。根據(jù)國家能源局制定的“2023 年能源工作路線圖”,2023 年要實(shí)現(xiàn)風(fēng)電裝機(jī)規(guī)模4.3 億千瓦,太陽能發(fā)電裝機(jī)規(guī)模達(dá)到4.9 億千瓦時。這其中,光伏裝機(jī)規(guī)模從2022 年的388 GW 增加到490 GW,增長約102 GW,這也意味著2023 年我國光伏裝機(jī)規(guī)模將首次突破百GW 的大關(guān)。這對光伏電站的建設(shè)方來說無疑是重大機(jī)會。而作為光伏電站的建設(shè)方,建設(shè)光伏電站時往往首先考慮如何降低度電成本,而光伏容配比是目前影響光伏項(xiàng)目度電成本的重要因素之一。

    在2020 年之前,由于沒有相應(yīng)的容配比規(guī)范,我國的光伏電站的容配比一般按照1:1 進(jìn)行設(shè)計。直到2020 年《光伏發(fā)電系統(tǒng)效能規(guī)范(NB/T10394-2020)》發(fā)布,這是我國首個正式下發(fā)的、全面放開容配比的規(guī)范,該規(guī)范將容配比限制提高到最高1.8:1,以交流側(cè)計算“額定容量”[1]。容配比的提高不僅可以提高廠家的出貨量,推動整個產(chǎn)業(yè)的發(fā)展,也能降低建設(shè)方的度電成本,還能產(chǎn)生更多零碳電力,一舉三得。目前,歐洲的光伏電站普遍按照1.2:1~1.4:1 的容配比進(jìn)行超配,美國、印度的光伏電站的容配比設(shè)計可達(dá)1.4 倍以上,而日本的甚至可以達(dá)到2 倍,這也意味著中國光伏電站的容配比仍有較大的提升空間[2]。

    隨著容配比的開放,如何確定最佳容配比問題也隨之而來,容配比較低則發(fā)電量不足,發(fā)電收益有所降低,容配比較高則會造成棄光棄電甚至設(shè)備的損壞。因此確定最佳容配比對于建設(shè)方而言至關(guān)重要。目前主流確定容配比的方法是綜合考慮度電成本的方法,本文提出一種基于輻照強(qiáng)度估算光伏容配比的一種方法,并用PVsyst 軟件對案例驗(yàn)證該方法的準(zhǔn)確性。

    1 基于輻照強(qiáng)度估算最佳容配比的方法

    1.1 影響容配比的主要因素

    目前對于光伏項(xiàng)目而言,并網(wǎng)容量是指交流側(cè)配置容量,即固定交流測配置不變,而改變直流測容量,這就導(dǎo)致了光伏容配比的不同。影響光伏容配比的主要因素有兩個,第一是年輻照量,第二是直流側(cè)系統(tǒng)損耗。

    根據(jù)GB/T 31155-2014《太陽能資源等級總輻射》[3]的劃分標(biāo)準(zhǔn),中國太陽能資源區(qū)共分為4 類。年水平面太陽總輻照量等級的劃分如表1 所示。我國幅員遼闊,不同的地區(qū)光資源差異巨大,水平面年輻照量直接影響光伏組件發(fā)電量的高低,例如內(nèi)蒙古某縣的年水平面輻照量可達(dá)1 767 kWh/m2,而洛陽市某縣的年水平面輻照量只有1 441 kWh/m2,這就意味著若在這兩地建設(shè)的光伏電站在交流側(cè)容量固定的情況下產(chǎn)生同樣的發(fā)電量,后者的容配比須達(dá)到前者的1.23 倍。根據(jù)GB/T 50797-2012《光伏發(fā)電站設(shè)計規(guī)范》[4]6.6.2 條光伏并網(wǎng)的發(fā)電量可按式(1)計算。

    表1 年水平面總輻照量等級

    式中:HA——水平面太陽能總輻照量(kWh/m2);

    EP——上網(wǎng)發(fā)電量(kW·h);

    ES——標(biāo)準(zhǔn)條件下的輻照度(1kW·h/m);

    PAZ——組件安裝容量(kWp);

    K——綜合效率系數(shù)。

    綜合效率系數(shù)主要取決于兩方面的乘積,一方面是組件安裝最佳傾角的增量系數(shù),另一方面是直流側(cè)系統(tǒng)損耗減量系數(shù)。直流側(cè)系統(tǒng)損耗減量系數(shù)包括的方面更多,如高溫導(dǎo)致的太陽能電池輸出效率降低、灰塵或陰影遮擋導(dǎo)致光伏組件輻照量降低、光伏組件因串聯(lián)電流不一致的失配導(dǎo)致效率降低、直流線損、逆變器MPPT 追蹤效率降低及逆變器自身損耗等[5]。當(dāng)采用不同廠家的組件、線纜以及光伏電站位于不同地區(qū)時,光伏電站整體的效率也不盡相同,當(dāng)光伏電站所在資源情況差異不大但系統(tǒng)效率不同時,若達(dá)到相同的發(fā)電量,系統(tǒng)效率低的則需提高容配比。

    1.2 采用度電成本分析最佳容配比的方法

    目前主流確定最佳容配比的方法是采用度電成本分析的方法,即按制容配比的不同,通過數(shù)據(jù)分析得出度電成本與容配比間的關(guān)系,最后找出度電成本的最低點(diǎn)所對應(yīng)的容配比值。雖然這種方法較為準(zhǔn)確,但其統(tǒng)計的數(shù)據(jù)十分巨大,不僅包括各容配比下的各項(xiàng)成本,如土地成本、光伏本體(組件、支架、線纜)成本以及運(yùn)維成本等[6-7],還包括各容配比下的發(fā)電量數(shù)據(jù),每取一個容配比值均要進(jìn)行發(fā)電量測算,若容配比取間隔過大,則無法準(zhǔn)確測算出最佳容配比值,若容配比取間隔過小,則提高了整體的工作量,降低了項(xiàng)目前期運(yùn)行效率。因此筆者認(rèn)為應(yīng)先估算出一個容配比的范圍,而后再根據(jù)度電成本進(jìn)行準(zhǔn)確的最佳容配比分析。

    1.3 基于輻照強(qiáng)度估算最佳容配比的一種方法

    前文提到影響光伏容配比的兩方面因素,即年輻照量與系統(tǒng)效率。輻照量與系統(tǒng)效率是決定光伏電站發(fā)電量的關(guān)鍵因素,最佳安裝傾角輻照量在遮擋或其他損失后在光伏電池的轉(zhuǎn)化下產(chǎn)生電量,又經(jīng)過光伏方陣的系統(tǒng)損失后進(jìn)入逆變器,在經(jīng)過交流側(cè)輸出電能。輻照量取決于輻照強(qiáng)度與日照時長,是日照時長下輻照強(qiáng)度的積分。輻照強(qiáng)度經(jīng)過單位面積光伏組件轉(zhuǎn)化為光伏組件的輸出功率,全部光伏組件的輸出功率除去溫度損失、失配損失及直流線損、逆變器損耗等直流側(cè)損失即為逆變器的實(shí)際輸出功率。在不考慮交流側(cè)損失的情況下,發(fā)電量也是在日照時長下逆變器實(shí)際輸出功率的積分。因此逆變器的實(shí)際輸出功率取決于輻照強(qiáng)度與直流側(cè)系統(tǒng)效率,有以下關(guān)系如式(2)所示。

    式中:WP——逆變器實(shí)際輸出功率(kW);

    IE——輻照強(qiáng)度(kW/m2);

    S——光伏組件受光面積(m2);

    K1——光伏組件轉(zhuǎn)化效率(%);

    K2——直流側(cè)系統(tǒng)效率(%)。

    由于交流側(cè)容量固定,當(dāng)選定逆變器、光伏組件型號以及項(xiàng)目地點(diǎn)后,輻照強(qiáng)度、光伏組件轉(zhuǎn)化效率、單個光伏板面積以及直流側(cè)系統(tǒng)效率都能確定,因此只需確定逆變器的實(shí)際輸出功率便可計算出此時光伏組件數(shù)量,進(jìn)而求得容配比。

    逆變器的輸出功率是有上限的,往往是標(biāo)稱功率的1.1 倍。這就意味著當(dāng)輻照強(qiáng)度大于一定值時,逆變器輸出的功率不再增加,在相同日照時長下發(fā)電量不再增加。因此應(yīng)保持光伏方陣輸出功率不大于逆變器最大輸出功率。輻照強(qiáng)度在每月、每日中不斷變化、時高時低,若采用平均輻照強(qiáng)度代入上式進(jìn)行計算則當(dāng)實(shí)際輻照強(qiáng)度高于平均值時整個光伏方陣容量超配,不僅不能提高發(fā)電量,反而長時間過載還會損壞設(shè)備,因此筆者認(rèn)為輻照強(qiáng)度應(yīng)取最佳傾角下輻照量最高月份的平均最高輻照度。類似的,直流側(cè)系統(tǒng)效率也相應(yīng)取高,這樣不會造成光伏方陣的實(shí)際輸出功率高于逆變器的最大輸出功率,造成發(fā)電量損失。按上述思路整理后式(2)得式(3)。

    基于上述論證,隨著容配比的增加,相應(yīng)的投資成本也成比例增加,但是發(fā)電量的增量卻不是成比例增加,而是呈現(xiàn)先穩(wěn)定后降低的趨勢。隨著容配比的增加,發(fā)電量增量開始降低的點(diǎn)所對應(yīng)的容配比即為最佳容配比的點(diǎn)。

    2 PVsyst 軟件模擬驗(yàn)證

    基于上述理論分析,下面對針對某個光伏電站進(jìn)行模擬驗(yàn)證,首先采用文本提出的公式計算光伏最佳容配比,其次利用PVsyst 軟件對項(xiàng)目采用不同容配比進(jìn)行模擬分析,按制容配比為自變量,發(fā)電量增量為因變量,得出發(fā)電量增量隨容配比變化曲線,進(jìn)而確定最佳容配比值,最后對兩組容配比值進(jìn)行誤差分析。

    以內(nèi)蒙古某縣某項(xiàng)目為案例,交流側(cè)容量配置10 MW,采用某廠175 KW 逆變器,光伏組件采用某廠550 Wp 組件,單塊組件面積2.58 m2。該地區(qū)年太陽輻射總量6 361.83 MJ/m2,合1 767 kWh/m2,全縣全年日照時數(shù)在3 300 h 以上,屬于A類資源區(qū)。

    首先采用文本提出的公式計算光伏最佳容配比,根據(jù)式(3),逆變器最大輸出功率為取額定功率的1.1倍,該地各月份輻照量如圖1 所示,由圖1 可知輻照量最大的月份為五月,取每天標(biāo)準(zhǔn)日照時長6 h,可計算的月平均最大輻照強(qiáng)度為1.02 KW/m2,光伏組件轉(zhuǎn)化效率根據(jù)組件實(shí)際情況確定,本案例中取21.6%。參照我國多個光伏電站的測量數(shù)據(jù),電站直流側(cè)損耗之和在10.6%~12.8%之間[8],本案例直流側(cè)損耗取溫度損失3%、組件失配損失1%、組件污穢損失3%、直流線損1.5%,逆變器轉(zhuǎn)換損失1.5%,直流側(cè)損耗共計10%。代入數(shù)據(jù)可得光伏組件最大數(shù)量377 塊,合每個逆變器接入組串14.5 串,此時容配比為1.185。而逆變器接入組串一般為整數(shù),因此取逆變器并聯(lián)組串?dāng)?shù)量為14,計算得容配比1.144。

    圖1 月平均輻照量

    其次利用PVsyst7.2 軟件對該項(xiàng)目進(jìn)行模擬分析,取交流測容量10.15 MW,總系統(tǒng)效率80.51%,取容配比從1.14~1.30,間隔為0.02,容配比為1.18 時軟件模擬的結(jié)果如圖2 所示,將不同容配比下軟件模擬結(jié)果整理后如表2 所示,不同容配比下發(fā)電量環(huán)比增量如圖3 所示。由表2 及圖3 可知,在交流側(cè)容量及系統(tǒng)效率固定的情況下,隨著容配比的增加,年發(fā)電量逐漸增大,但發(fā)電量環(huán)比增量呈先升高后降低的趨勢,當(dāng)容配比為1.2 時發(fā)電量環(huán)比增量最大為308 MWh,當(dāng)容配比超過1.2 時發(fā)電量環(huán)比增量逐漸降低。因此根據(jù)軟件模擬分析該項(xiàng)目最佳容配比為1.2。此時逆變器接入組串?dāng)?shù)14.7,由于逆變器接入組串?dāng)?shù)為整數(shù),并且增加容配比發(fā)電量環(huán)比增量下降,環(huán)比收益降低,因此向下取整為14,容配比為1.14。

    圖2 容配比為1.18 時模擬結(jié)果

    圖3 發(fā)電量環(huán)比增量

    表2 PVsyst 軟件模擬結(jié)果

    3 結(jié)論

    通過案例分析可知,本文提出計算方法計算出的最佳容配比與PVsyst 軟件模擬結(jié)果偏差較小,約1.2%,驗(yàn)證了該方法的準(zhǔn)確性與可行性。但由于該方法未全面考慮成本分析,使得該方法有一定的片面性,因此筆者建議用該方法作為光伏電站容配比的前期技術(shù)性估算,通過計算結(jié)果縮小容配比取值范圍后,繼而基于平準(zhǔn)化度電成本(LCOE)研究光伏電站的最佳容配比。

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