某光伏电站发电量波动与偏离特性研究

刘彦鹏 张鹏 詹爽 梁国柱 刘志英 洪春雪

（1 大唐海南能源开发有限公司 海南海口 570100 2 大唐海南文昌新能源有限公司 海南文昌 571353 3 华北电力大学 北京 102206）

0 引言

2022 年全球能源碳排放量再创新高。在“双碳”目标的引领下，作为清洁能源主力军的光伏行业在我国获得了飞速发展。自2005 年第1 座100 kWp 光伏电站成功并网至今，我国光伏累计装机容量已超392.61 GW。光伏电站的设计和运行优化有利于提高光伏系统效率，保障光伏出力。

光伏发电效率受到多种因素制衡，如倾角、纬度、季节、天气情况、辐照量、环境温度、空气湿度、风速等。宋启军等［1］采用灰色关联分析方法筛选光伏发电功率影响因子，最终得出的主要影响因素是总辐射量、日照时数、风速以及小时平均温度。尤海侠［2］提出光伏电站地理位置、太阳辐射、组件间距、阴影遮挡、设备选型5 个因素均对光伏发电系统效率存在影响。魏晨晨等［3］以光伏组件为研究对象，结合光伏实验台进行研究，结果表明光伏组件的发电效率与辐照度成正比，与组件电池板温度成反比，环境温度的升高也会使得发电效率下降。其中，组件安装倾角对光伏出力的影响达到3%～5%，众多学者就倾角优化做出了研究。陈艳等［4］采用太阳辐射量及天空散射的各向异性模型，针对固定式光伏方阵计算最佳倾角，发现总辐射中水平面散射辐射的占比对最佳倾角存在影响，若采用固定式支架，北方地区最佳倾角较南方地区高。王建民等［5］在传统计算方法的基础上，综合项目占地、基础和支架的投资等因素，改进了光伏阵列最佳倾角计算方法。以上均为理论研究，实际运行过程中，设计值和实际发电量存在较大偏差。因此本文将理论与实践相结合，探讨实际发电量与理论值的偏差，能够为此后同类地区的光伏电站优化调整提供理论支持。

1 研究方法

1.1 光伏电站简介

某光伏电站位于北纬19.90°，东经110.82°。光伏规划容量130 MWp，实际安装240 772 块光伏组件，共布置8 576～8 640 路光伏组串。1 路组串由28 块组件串联而成，经过电量表后接入1 台逆变器，每台逆变器接入17 路组串，组串间距为5 m。光伏组件为隆基LR5-72HBD540Wp 单晶硅双面光伏组件，光电转换效率为20.89%，阵列采用固定式支架。逆变器采用华为SUN2000-196KTL-H0 组串式逆变器，9 路MPPT 输入。三维场景模拟见图1。

1.2 软件模拟

本项目模拟采用光伏系统设计辅助软件PVsyst 进行。该软件的计算原理是基于太阳辐射的变化规律以及太阳能电池板的物理特性，采用多种数学模型和算法来模拟光伏组件的发电效率和具体发电量。其中，入射采光面总的辐射量计算采用斜面辐射量理论模型（K-T 方法）［6］。该方法具体模型见式（1）～（3）。

式中：ρg为地面反射率；β 为阵列固定倾角为水平面月均散射辐射量为水平面月均总辐射量［6］；D 按式（3）计算。

式中：ωss为斜面日落时角；ωsr为斜面日出时角；ωs为水平面日落时角［6］。

除入射采光面总的辐射量计算方法外，该软件还利用多种太阳能电池板模型、电池板阵列模型、电池板性能模型等计算光伏阵列发电效率和发电量。

在软件中创建站点并导入软件内置的气象数据，而后按照下文2.1 设置系统模拟工程实际。光伏阵列方位角取0°，朝向正南，固定倾角取8 个不同角度进行对照，分别为10°、11°、13°、14°、17°、18°、19°、20°。

1.3 现场记录实际发电量

记录1 路光伏组串每日发电量，同时设置日射强度计记录当地辐照量。得到不同倾角光伏阵列实际运行数据后，将其折算成日利用小时数，与设计值进行对比分析。按照组件参数及阵列布置，折算公式见式（4）。

式中：T 为光伏阵列日利用小时数；W 为阵列日发电量。

为了反映实际值相对设计值的偏离情况，本文将现场数据与模拟数据的差值占模拟数据的比重定义为偏离度。偏离度定义见式（5）。

式中：σ 为偏离度；Wm为模拟数据；Ws为实际数据。

2 结果分析

2.1 发电模拟结果

不同固定倾角下17 路光伏组串的发电年利用小时数模拟值如图2 所示，随着倾角增大，发电年利用小时数先增后减。海南文昌固定倾角首年利用小时数参考值为1 255 h，软件模拟结果与参考值接近。当光伏阵列倾角为10°时，年利用小时数为1 221.76 h；倾角增至14°时，年利用小时数增至1 232.01 h，较倾角10°工况增加0.84%；而倾角为18°时，年利用小时数最大，为1 243.80 h，较倾角10°工况增加1.80%。资料显示，海南省三亚市最佳倾角参考值为17°，海口市最佳倾角参考值为14°［7］。这是因为根据经验，最佳倾角受到纬度限制，一般在纬度±10°范围内。但具体角度受当地具体气象条件及地面条件影响，即使同一纬度地区，最佳倾角也可能存在差异。

图2 不同倾角下光伏发电年利用小时数模拟值

18°倾角工况光伏发电逐月月利用小时数如图3 所示。该工况下全年月利用小时数均值为103.65 h，各月月利用小时数差异较大。其中，1 月月利用小时数波动最大，较均值波动24.16%；3 月利用小时数波动最小，较均值波动4.36%。

图3 18°倾角工况光伏发电月利用小时数模拟值

18°倾角工况下，光伏阵列总入射采光面辐射量如图4 所示。该工况下月总入射采光面辐射量均值为436.60 MJ/m2，各月总入射采光面辐射量存在差异。其中，1 月总入射采光面辐射量波动最大，较均值波动25.81%；9 月总入射采光面辐射量波动最小，较均值波动4.97%。

图4 18°倾角工况光伏月总入射采光面辐射量

对比图3 和图4，可见18°倾角工况下，光伏阵列逐月月利用小时数变化趋势与月总入射采光面辐射量变化趋势相同，且波动范围近似。由此可知，光伏阵列逐月月利用小时数的波动主要是由于每日入射采光面辐射量的不同导致的，而二者不完全成正比是因为光伏出力在一定程度还受到组件运行温度、空气相对湿度、当日风速等因素影响。

2.2 实测数据分析

不同固定倾角下1 路光伏组串总利用小时数实测值如图5 所示，当阵列倾角在10°～20°，总利用小时数实测平均值为978.96 h。阵列倾角为10°时，阵列年利用小时数最低，为951.12 h；当阵列倾角增大到18°时，阵列年利用小时数为998.70 h，较10°倾角工况增加4.76%。王辉等［8］认为理论上光伏组件的倾角越大，光伏出力越大，但应根据项目地理位置和现场情况综合确定。史巨峰等［9］认为光伏阵列倾角变化，太阳入射角也会随之变化，进而影响组件表面的辐射接收量。不同倾角下，光伏发电系统接收的太阳能辐射量不同，发电量不同。实际数据与以上研究结论吻合。

图5 不同倾角下光伏发电年利用小时数

18°倾角工况下，每日对应日利用小时数如图6 所示，日利用小时数波动率如图7 所示。该工况下，年日利用小时数均值为2.77 h，每日日利用小时数存在不同程度波动，位于0.03%～86.64%之间，均值为20.68%。该工况每日日利用小时数模拟值的波动率介于0.01%～92.23%之间，引起此波动的主要原因是辐照条件的每日变化。

图6 18°倾角工况光伏发电日利用小时数

图7 18°倾角工况光伏发电日利用小时数波动率

2.3 偏离度分析

不同倾角月利用小时数模拟值与实际值对比及偏离度见图8，不同倾角下各月模拟数据均大于实际数据，各倾角工况每月偏离度接近。不同倾角工况下，月利用小时数相差平均值为25.71 h，偏离度均值为23.11%。10°倾角工况下，3 月模拟值与实际值差值最小，相差15.92 h；4 月模拟值与实际值差值最大，相差53.68 h。18°倾角工况下，统计期内月利用小时数偏离度均值为20.56%，其中，除4 月外月利用小时数偏离度介于8.68%～23.83%，均＜30%，在正常范围内；4 月月利用小时数偏离度最大，为41.12%。据查，2023 年4 月，项目所在地多云20 d，降雨9 d，光照条件低于历年平均水平，这可能是4 月光伏阵列月利用小时数较模拟数据偏差大的主要原因。其次，光伏组件表面积灰、设备运行稳定性、组件功率衰减等情况也可能对光伏出力产生一定程度影响。

图8 不同倾角下光伏发电月利用小时偏离特性

3 结论

（1）随着倾角增大，不同倾角发电年利用小时数模拟值先增后减。18°倾角工况下各月月利用小时数模拟值较均值有4.36%～41.34%的波动，主要与日辐照量的分布有关。

（2）当倾角分布在10°～20°，光伏组串实际利用小时数平均值为978.96 h。18°倾角工况下，发电日利用小时数实际值波动率介于0.03%～86.64%，均值为20.68%。

（3）光伏系统实际发电量与模拟发电量存在较大偏差。统计期内平均偏离度为23.11%。18°倾角工况下，除4 月外各月利用小时数偏离度介于8.68%～23.83%；4 月偏离度为41.12%，偏离度大的主要原因是光照条件低于历年平均水平。