会泽县六合光伏电站的优化设计与分析

2023-10-07王恒贤龚加志曾章波董明名方火浪

太阳能 2023年9期

王恒贤，龚加志，曾章波，董明名，方火浪

(1.华电云南发电有限公司，昆明 650231；2.会泽华电道成清洁能源开发有限公司，曲靖 654299；3.中国电建集团华东勘测设计研究院有限公司，杭州 311122；4.浙江大学建筑工程学院，杭州 310058)

0 引言

随着国内光伏电站规模的不断扩大，日照充足、地势平坦等建设光伏电站条件较好的土地资源正在逐渐减少，山地逐渐成为建设光伏电站的土地资源。设计光伏电站是建设光伏电站的基础，设计方案的优劣关系到电站建设成本和运营的经济效益。因此，为了确保光伏电站能够获得良好的收益，有必要开展光伏电站的优化设计研究。

对于山地光伏电站的设备选型和光伏阵列设计，国内外研究人员开展了较为深入的研究，并取得了一定的研究成果。刘建全[1]对大型荒漠光伏电站进行了分析，得出了更加优良及经济的设计方案。景建龙等[2]提出了考虑山地坡度影响的光伏阵列阴影遮挡间距计算方法。潘霄等[3]通过已建光伏电站的实际运行数据与理论计算结果的比较，提出了个性化光伏组件布置方法。肖运启等[4]研究了山地阴影遮挡对光伏组件接收太阳辐射的影响规律，建立了计算光伏组件最佳安装倾角的方法。杨旭等[5]建立了最低环境温度与太阳辐照度之间的关系，并计算了光伏组件的开路组串电压和最大功率点电压。罗耿[6]提出了太阳光线、斜坡和光伏组件之间的几何模型，推导了任意斜坡坡度和方位角下光伏阵列间距的计算方法。姚丹[7]根据不同地区地形条件下实际光伏组件安装倾角和光伏方位角，比较了两种布局模式下光伏组件接收到的太阳辐射量和光伏阵列间距。裴强强等[8]采用 Candela-3D软件对山地光伏电站的组件进行了布置优化及发电量仿真分析。马庆虎等[9]提出了一种通过降低光伏组件的最佳安装倾角来提高光伏发电系统直流装机容量的方法。陈庆文等[10]基于太阳电池等效电路模型，推导了太阳辐照度与光伏组件开路电压关系的表达式，并提出了一种优化串联光伏组件数量的计算方法。林皓等[11]研究了不同阴影遮挡比例、遮挡位置和形状对大尺寸光伏组件输出特性的影响。

为了提高山地光伏电站的发电效率，降低成本，确保电站运行安全，本文以拟建的云南省会泽县六合光伏电站为研究背景，并在上述国内外现有山地光伏电站研究成果的基础上，对光伏电站的设备选型、光伏阵列排布、光伏场区布置等进行优化设计，并对电站的年发电量进行预测，以期为电站建设提供科学依据。

1 项目概况

六合光伏电站拟建于会泽县乐业镇六合村西侧和彭家村西侧的山坡之上，场地地面高程为1950.0～2200.0 m。项目大部份位于山梁和坡顶，地形平缓，坡度约5°～20°；少量位于斜坡之上，坡度约20°～30°；局部为陡坡，坡度约为35°。项目所在区域如图1中的黄线范围所示。

图1 六合光伏电站位置图Fig.1 Location map of Liuhe PV Power Station

本项目规划的交流侧总装机容量为148 MW，拟在并网光伏电站场址内配套建设1座220 kV六合村升压站；规划3台主变压器，每台容量为200 MVA；升压站采用1回220 kV双分裂架空线JL/G1A-400/35接入500 kV铜都变电站，采用单杆单回供电模式，距离约30 km。太阳组件发电量逆变升压至35 kV后接入新建的220 kV六合村升压站。

2 主要设备选型

2.1 光伏组件选型

光伏组件类型主要有：单晶硅光伏组件、多晶硅光伏组件、聚光光伏组件和薄膜光伏组件。单晶硅光伏组件主要由单晶硅太阳电池制造而成，开发早、技术成熟，光电转换效率在17%～20%之间。多晶硅光伏组件的技术也相对成熟，其光电转换效率在16%～18%之间。薄膜光伏组件的优点在于其良好的弱光效应和相对便宜的价格，最大的缺点是工作效率只能达到10%～13%之间，并且存在光敏性退化的问题。聚光太阳光伏组件具有面积小、功率大、光电转换效率高的特点。但是，聚光光伏组件必须采用跟踪系统才能发挥其优点。由于跟踪系统价格贵，故障率高，导致此类光伏组件目前尚未得到广泛应用。

综上，与常规多晶硅光伏组件、高效多晶硅光伏组件、常规单晶硅光伏组件、n型双面单晶硅光伏组件相比，高效单晶硅光伏组件具有明显的投资收益优势。考虑到市场供应和价格因素，建议使用高效PERC双面540 W单晶硅光伏组件。

2.2 逆变器选型

逆变器是光伏电站的核心设备。目前，大规模应用的有集中式逆变器、组串式逆变器和集散式逆变器。由于本项目地形条件复杂、坡向不一致、冲沟密集，因此选用具有多路MPPT功能的组串式逆变器方案。

通过调研，目前市场上主流的组串式逆变器主要有225 kW型和196 kW型两种。与196 kW逆变器相比，225 kW逆变器具有更高的功率和更多的MPPT数量，使其更适合于各种山地光伏发电项目。因此，本项目选择225 kW逆变器。该逆变器的MPPT数量为12路，每路MPPT接入2个光伏组串。当采用3.15 MWA箱变时，光伏组串数量为270，逆变器数量为14台，每个逆变器平均接入的光伏组串数量为20或19串。

3 光伏阵列设计

3.1 光伏支架选型

光伏支架主要包括固定式和跟踪式两大类。跟踪式光伏支架可以精确地转动，使太阳入射光线射到光伏阵列表面时的入射角最小但辐射强度最大。固定式支架与跟踪式支架各有优点，固定式光伏支架初始投资较低，且支架基本免维护；跟踪式光伏支架初始投资较高，需要一定的维护，但与保持固定安装倾角的固定式光伏支架相比，发电量有了较大提高。因此，如果能较好解决光伏阵列同步性并减少维护工作量，相比于固定式光伏支架，跟踪式光伏支架将更具竞争力。

然而，由于本项目所在地的沙尘暴较大，如果使用跟踪式光伏支架，传输部件可能会被灰尘颗粒侵入，从而增加故障率。另外，该项目是一个大型光伏电站，光伏支架的成本在工程成本中的占比相对较高。与固定式光伏支架相比，跟踪式光伏支架显著增加了项目建设投资和后期运营维护成本。因此，建议采用成本较低的固定式光伏支架。

3.2 光伏阵列设计

本项目为大型光伏电站，建议采用分区域发电、集中并网的方案。光伏方阵通常包含若干个光伏子阵，各光伏子阵由多个光伏阵列按照系统需求串联构成。每个光伏方阵包括光伏阵列、直流-交流逆变设备和升压并网设备。

本项目逆变器采用1500 V直流系统设计，光伏组件选用PERC双面540 W单晶硅光伏组件。在进行光伏阵列设计时，需要分析光伏组件的工作电压和直流输入电压范围，以及工作电压和开路电压的温度系数，以确定最佳串联数量，获得最大功率输出。本项目所在地的极限高温为32.7 ℃，极限低温为-17 ℃。根据GB50797—2019《光伏发电站设计规范》，光伏组件的串联数须同时满足：

式中：N为光伏组件的串联个数；VPM、VOC、K′V、KV分别为光伏组件的工作电压、开路电压、工作电压温度系数、开路电压温度系数；t′、t分别为工作状态下光伏组件的极限高、低温；VDC,max、VMPP,max、VMPP,min分别为逆变器的最大允许直流输入电压、最大MPPT电压、最小MPPT电压。

本文采用的光伏组件的工作电压为41.65 V，开路电压为49.50 V，工作电压温度系数为-0.350 %/℃，开路电压温度系数为-0.284 %/℃，利用式(1)和式(2)可求得光伏组件串联数为27或26。在1000 W/m2太阳辐照度和AM1.5空气质量条件下光伏组串的电性能参数，如表1所示。本项目每串光伏组件数为27时，光伏组串布置采用“3×9”横向布置；每串光伏组件数为26时，光伏组串布置采用“2×13”竖向布置。与横向布置相比，竖向布置的光伏组件离地高度降低约0.5 m，使光伏组件的安装和清洗更加方便。经过综合分析，确定每串光伏组串串26个光伏组件。根据上述最佳光伏组件串联数计算，每串光伏组串额定功率容量为26×540 W=14040 W。

表1 光伏组串电性能参数Table 1 Electrical performance parameters of PV modules

3.15 MW装机容量光伏子阵的2个配置方案如表2所示。本项目共采用328900块光伏组件，直流侧装机容量为177.6 MW。每3.15 MW装机容量的光伏组件组成1个光伏子阵，共47个子阵，容量为3.15 MVA的箱变47台；每26块光伏组件串联为1串光伏组串，每19串光伏组串汇入1台逆变器，每14台逆变器接1台入3.15 MVA箱变，升压至35 kV。

表2 光伏子阵配置方案Table 2 PV array configuration

3.3 光伏场区光资源计算

光伏组件的安装倾角和光伏阵列方位角是影响山地电站发电效率的重要因素，因此确定光伏组件的最佳安装倾角是光伏电站设计中的重要环节。根据Klein等[12]的方法，倾斜面上的太阳总辐射量可按式(3)求得：

式中：Qt、Q分别为倾斜面、水平面上的太阳总辐射量；Qs为水平面上的太阳直接辐射量；Qd为水平面上的太阳散射辐射量；β为倾斜面与水平面的夹角；K为地面反射系数；Rb为倾斜面与水平面上太阳直接辐射量的比值，可表示为：

式中：φ为项目所在地的地理纬度；δ为太阳赤纬角；ω0为倾斜面上日落时角；ωs为水平面上日落时角。

通过SloarGIS数据库获取电站所在区域的气象数据，并利用PVsyst软件计算出光伏组件在不同安装倾角下的年太阳总辐射量，结果如图2所示。从图2可以看出：当光伏组件安装倾角在26°～32°范围时，光伏组件上所接收到的年太阳总辐射量较大。

图2 不同倾角下光伏组件上的年总太阳辐射量Fig.2 Total annual solar radiation on PV modules at different angles

由于山地光伏电站的土地面积有限，在布置光伏阵列时，前后光伏阵列之间可能存在阴影遮挡。为了考虑阴影遮挡的影响，在满足冬至日真太阳时09:00～15:00时间段前后阵列间距不会产生阴影遮挡的条件下，固定阵列间距，按适当步长改变安装倾角，计算光伏组件不同安装倾角时对应的发电量，并确定与最大发电量对应的安装倾角，计算结果如图3所示。图中方位角为光伏阵列所面对的方向与正南方向之间的夹角，朝向正南时为0°，往西角度为正，往东角度为负；图中不同的颜色代表光伏组件的发电量，颜色越红表示发电量越大(方位角越小)，颜色越蓝表示发电量越小(方位角越大，安装倾角越大)；图中的小红点表示最大发电量(1948.0 MWh)对应的坐标点(安装倾角为28.5°、方位角为0°)。

图3 发电量最大时光伏组件的最佳安装倾角Fig.3 Optimal installation inclination angle of PV module at maximum power generation

从图3可以看出：当组件安装倾角为28°、方位角为0°时，可以实现光伏组件倾斜面接收的太阳辐照度与阴影损失之间的较好平衡，取得接近最佳的可利用小时数。因此，对位于南坡的光伏组件，采用安装倾角28°、方位角0°布置；对位于东西坡的光伏组件，为了最大限度地利用现场地块面积，采用安装倾角28°、方位角10°布置光伏组件。

根据不同坡向光伏组件数量的统计结果，山地南坡安装的光伏组件数量占比为80%，交流侧装机容量为118.4 MW；山地东西坡安装的光伏组件数量占比为20%，交流侧装机容量为29.6 MW。

3.4 光伏阵列间距计算

不同光伏阵列之间的阴影遮挡也是影响光伏电站发电效率的重要因素。若阵列间距太小，后排阵列会被遮挡，光伏组件发电效率将降低；若阵列间距过大，会增加光伏场区的占地面积，造成土地资源的浪费。因此，有必要优化阵列间距。

图4为太阳光线和光伏阵列间距之间的几何关系示意图。图中：α为入射光线与水平面的夹角；r为入射光线地面投影线；γ为入射光线地面投影线与两阵列垂线的夹角；H为光伏组件A顶端与被遮挡光伏组件B底端的高度差；d为前后阵列间的距离。

图4 太阳光线和光伏阵列间距之间的几何关系示意图Fig.4 Schematic diagram of geometric relationship between solar radiation and array spacing

图5为坡面、太阳光线和光伏组件之间的几何关系示意图。图中：θ为场区南北坡度；β为光伏组件倾斜角与水平面的夹角；D为前后两排光伏阵列最前端之间的距离；h为组件顶端与底端的高差；L为组件长度；当前后排之间的距离恰好使光伏组件A和B之间无遮挡时，则满足：

图5 坡面、太阳光线和光伏组件之间的几何关系示意图Fig.5 Schematic diagram of geometric relationship among slope，sunlight and PV modules

由几何关系，可得：

由式(5)和式(6)，可得：

根据项目所在地的地形图，利用Helios-3D软件分析光伏组件的阴影遮挡规律，并结合地形的实际坡度计算光伏阵列间距，使其满足每一个光伏阵列在冬至日真太阳时09:00～15:00时间段无阴影遮挡的要求，从而实现光伏阵列的无阴影遮挡布置。通过优化计算，光伏阵列间距主要在3.0～8.0 m之间，而对于阴影遮挡严重的区域，间距在10.0～15.0 m之间。

3.5 科学优化容配比

容配比是光伏组件功率与逆变器额定功率之比。由于光伏组件的功率衰减、灰尘侵入和线路损耗，在设计光伏组件功率配置时仅考虑逆变器的额定输入功率限制，会降低系统的经济性。不同的容配比将直接影响到项目的投资收益，通过对多种容配比下的发电量及项目投资成本进行项目收益率测算，寻求项目平准化度电成本(LCOE)最低时的容配比作为最优容配比。结果表明，本项目为固定支架安装模式，当容配比为1:1.2时，LCOE最低，资本金内部收益率最高。

4 光伏场区布置

4.1 光伏组件布置

通过对本项目地形的综合分析，布置光伏组件时应尽量规避以下几种地形：

1)坡度较大。当坡度超过30°时，建议不考虑布置光伏组件。这主要是因为施工工作量大，后期运维难度大。在施工过程中打桩机等大型机械设备很难到达施工现场，在后期运维过程中清洗车辆也很难到达光伏组件附近。

2)坡向较差(朝向正东或正西)。在本项目的覆盖区域内，存在大量完全朝向正东或正西且坡度较大的地形。如果在这种地形上布置光伏组件，电站发电过程中会出现严重的阴影遮挡情况，这将大幅降低发电效率。

3)山谷类地形。从安全角度出发，考虑到山谷类地形的泄洪要求，此类地形不宜布置光伏组件。

4.2 箱变布置

为了减少阴影遮挡的影响，箱变的布置应避免对其左、右侧和南侧光伏组件的遮挡。阴影长度可以根据冬至日真太阳时09:00～15:00时间段无阴影遮挡的要求计算。此外，各发电单元的箱变均布置在阵列中央，并留有检修道路，既能便于设备的安装与维护，又能节省电缆用量。

5 年发电量计算

本项目采用高效双面540 W单晶硅光伏组件。根据光伏组件的质量标准，首年输出功率衰减率不超过2.0%，之后每年衰减率不超过0.45%。电气元件及变压器的设计寿命均大于25年，不存在更换情况。按衰减率计算的光伏电站25年内各年的发电量情况如图6所示。本项目建成后预计25年总发电量为6253901.2 MWh，年平均发电量为250156.0 MWh，年平均等效利用小时数为1408.5 h。