陸 煒，田介花

(江蘇林洋新能源科技有限公司，南京 210004)

0 引言

近年來，隨著我國光伏組件和逆變器技術的發(fā)展和產業(yè)規(guī)模的擴大，光伏電站核心設備的成本不斷降低，我國光伏發(fā)電進入了平價時代。為了使光伏電站獲得更好的投資收益，可通過采用高效的雙面光伏組件、提高光伏電站的容配比等措施，減少光伏電站的初始投資或提升其發(fā)電量。

在光伏電站中，容配比是指逆變器所連接的光伏組件容量與逆變器額定功率的比值，也就是直流側容量與交流側容量的比值。當直流側容量與交流側容量相同時，容配比等于1∶1；當直流側容量大于交流側容量時，容配比大于1∶1；當直流側容量小于交流側容量時，容配比小于1∶1。

受光照情況的影響，大部分時間光伏組件的輸出功率都達不到逆變器的額定功率，即在容配比小于等于1∶1時，逆變器通常會處于非滿負荷的運行狀態(tài)，因此，為了提高逆變器的利用率，減少設備的資金投入，在光伏電站設計時，容配比通常要大于1∶1。但一般情況下，逆變器只有超過其額定功率1.1倍的過載能力，若再超過該過載能力，逆變器就會限額運行，由此造成的光伏組件輸出功率損失就是逆變器過載損失。因此，在光伏電站設計時，需對容配比進行優(yōu)化，這樣不僅可以減少逆變器、箱變等交流設備的使用量，而且還可以將高容配比造成的光伏電站發(fā)電量損失降至最低。

目前，在光伏電站設計時，優(yōu)化容配比的方法一般是采用軟件對不同容配比下光伏電站的發(fā)電量進行模擬，再對不同發(fā)電量時的光伏電站收益率進行對比，光伏電站收益率最好時所對應的容配比即為該光伏電站的最優(yōu)容配比[1-2]。然而，在利用軟件對光伏電站的發(fā)電量進行模擬時，由于通過軟件模擬得到的逆變器過載損失與實際的逆變器過載損失存在一定差距，導致根據該模擬得到的光伏電站發(fā)電量確定的最佳容配比不一定是該光伏電站真正的最佳容配比。

本文以位于江蘇省宿遷市泗洪縣的某個采用雙面光伏組件的光伏電站(下文簡稱為“雙面組件光伏電站”)為例，首先對比研究了不同容配比下該雙面組件光伏電站中逆變器的實際過載損失和模擬過載損失之間的關系；然后采用最小二乘法多項式曲線擬合和數據映射法，利用不同容配比下雙面組件光伏電站的實際發(fā)電量損失數據校正模擬得到的發(fā)電量損失數據，并由此得到更符合實際情況的光伏電站發(fā)電量推算值；最后通過校正后的發(fā)電量推算值獲得與實際情況相符的雙面組件光伏電站的最優(yōu)容配比。

1 逆變器過載損失的實證分析和模擬

分別利用PVsyst仿真軟件[3]模擬得到的數據和光伏電站的實際數據，對雙面組件光伏電站在不同容配比下的逆變器過載損失和光伏電站發(fā)電量之間的關系進行分析。該雙面組件光伏電站采用2.5 MW集中式逆變器；采用295 W的n型雙面單晶硅光伏組件，每32塊光伏組件串聯成1個光伏組串；光伏組件的安裝傾角為27°。

1.1 逆變器過載損失的實證分析

以本雙面組件光伏電站中的2個裝機容量分別為2.625、2.875 MWp的光伏方陣為例進行分析，這2個光伏方陣所對應的容配比分別為1.05∶1和1.15∶1。對不同容配比光伏方陣的輸出功率數據進行采集，數據采集周期為2019年4月1日-2020年3月31日。2020年3月18日，不同容配比光伏方陣的輸出功率曲線如圖1所示。

從圖1可以看出，當容配比為1.05∶1時，光伏方陣的最大輸出功率約為2.5 MW；而當容配比為1.15∶1時，在11:30-13:00期間，光伏方陣的最大輸出功率被限制在2.75 MW左右。這是因為逆變器的最大輸出功率一般為其額定功率的1.1倍，當光伏方陣的最大輸出功率超過逆變器的最大輸出功率時，逆變器將出現過載現象，即將光伏方陣的最大輸出功率限制在逆變器最大輸出功率之內，這時光伏方陣的最大輸出功率曲線會出現一段直線，一般稱為削峰現象，如圖1中容配比為1.15∶1時光伏方陣的輸出功率曲線。因削峰現象導致光伏方陣應發(fā)的電量沒有發(fā)出，由此造成的發(fā)電量損失稱為逆變器過載損失。

圖1 不同容配比光伏方陣的輸出功率曲線Fig 1 Output power curves of PV array with different PV/inverter ratios

通過分析為期1年的采集數據后發(fā)現，容配比為1.05∶1時，光伏方陣輸出功率曲線未出現削峰現象；而容配比為1.15∶1時，光伏方陣輸出功率曲線出現了削峰現象。不同容配比的2個光伏方陣每千瓦發(fā)電量情況如表1所示。

表1 不同容配比的2個光伏方陣每千瓦發(fā)電量情況Table 1 Power generation per kW of two PV arrays with different PV/inverter ratios

由表1可知，相較于容配比為1.05:1的光伏方陣，容配比為1.15∶1的光伏方陣每千瓦年發(fā)電量損失比例為0.86%。

1.2 逆變器過載損失的模擬分析

為了研究逆變器過載損失和容配比之間的關系，利用PVsyst軟件對光伏方陣裝機容量為2.500～3.750 MWp、對應的容配比為1.00∶1～1.50∶1時逆變器的過載損失情況進行了模擬，具體模擬結果如表2所示。

表2 不同光伏方陣裝機容量、不同容配比時逆變器過載損失的模擬結果Table 2 Simulation results of inverter overload loss under different installed capacity of PV arrays and different PV/inverter ratios

從表2中可以看出，當容配比從1.00∶1增加至1.20∶1時，光伏方陣每千瓦年發(fā)電量均為1225.00 kWh，且逆變器過載損失比例均為0%。這說明容配比小于等于1.20∶1時未發(fā)生逆變器過載損失，光伏方陣每千瓦年發(fā)電量保持一致。當容配比增加到1.25∶1時，開始出現逆變器過載損失，此時光伏方陣每千瓦年發(fā)電量也從之前的1225.00 kWh降至1224.78 kWh，相比未發(fā)生逆變器過載損失時，光伏方陣每千瓦年發(fā)電量減少了0.02%。隨著容配比的繼續(xù)提高，逆變器過載損失也繼續(xù)增大，光伏方陣每千瓦年發(fā)電量也隨之繼續(xù)減少，這說明光伏方陣每千瓦年發(fā)電量值的大小與容配比及逆變器過載損失均相關。

2 逆變器過載造成的發(fā)電量損失校正方法

結合上文中表1的實測結果和表2中的模擬結果進行分析可以發(fā)現：在實際測試中，當容配比為1.15∶1時，逆變器發(fā)生了過載損失，相較于容配比為1.05∶1時，光伏方陣每千瓦年發(fā)電量損失為0.86%；而根據模擬結果，當容配比為1.15∶1時，未發(fā)生逆變器過載情況。這說明，根據模擬結果得到的因逆變器過載而損失的光伏方陣每千瓦發(fā)電量比實際的因逆變器過載而損失的光伏方陣每千瓦發(fā)電量小。因此，本文利用最小二乘法多項式曲線擬合的方法，以光伏方陣的實際發(fā)電量損失數據去校正模擬得到的光伏方陣發(fā)電量損失數據，以便于最終得到更貼近實際情況的光伏方陣最優(yōu)容配比。

將表2中不同容配比時對應的光伏方陣每千瓦年發(fā)電量損失比例繪制成曲線，如圖2所示，以方便后續(xù)利用最小二乘法多項式曲線擬合的方法進行相應分析。

圖2 不同容配比下光伏方陣每千瓦年發(fā)電量損失比例曲線Fig. 2 Curve of annual power generation loss ratio of PV array per kW under different PV/inverter ratios

從圖2中可以看出，當容配比小于等于1.2∶1時，光伏方陣無發(fā)電量損失；但當容配比大于1.2∶1后，隨著容配比的提高，光伏方陣每千瓦年發(fā)電量損失比例快速增加，呈現非線性關系。

利用最小二乘法多項式曲線擬合的方法可以得到圖2中曲線的方程，即：

式中：x為光伏方陣的容配比；y為光伏方陣每千瓦年發(fā)電量損失比例。

由表1中的實測數據可知，在實際情況下，當容配比為1.15∶1時，光伏方陣每千瓦年發(fā)電量損失比例為0.86%；而通過式(1)可以發(fā)現，在模擬情況下，當容配比為1.427∶1時，光伏方陣每千瓦年發(fā)電量損失比例才達到0.86%。這表明：在相同的年發(fā)電量損失比例的情況下，模擬得到的容配比遠高于實際情況下的容配比。根據表1中的實測數據，當容配比為1.05∶1時，光伏方陣未因為逆變器過載而產生發(fā)電量損失；而當容配比為1.15∶1時，由于發(fā)生了逆變器過載損失，光伏方陣每千瓦產生了0.86%的年發(fā)電量損失。

將表1中未發(fā)生發(fā)電量損失時的容配比1.05∶1與表2中模擬時將發(fā)生發(fā)電量損失的臨界容配比1.20∶1相對應，同時將年發(fā)電量損失同為0.86%的實際容配比1.150∶1與模擬得到的容配比1.427∶1相對應，采用數據映射法可以推算得到實際情況下容配比為1.05∶1～1.15∶1時的光伏方陣每千瓦年發(fā)電量損失推算曲線，如圖3所示。

圖3 不同容配比時的光伏方陣每千瓦年發(fā)電量損失推算曲線Fig. 3 Calculated curve of annual power generation loss of PV array per kW at different PV/inverter ratios

利用最小二乘法多項式曲線擬合的方法可以得到圖3中光伏方陣每千瓦年發(fā)電量損失推算曲線的方程，即：

式中：y′為推算得到的光伏方陣每千瓦年發(fā)電量損失比例。

利用未發(fā)生逆變器過載損失時的光伏方陣每千瓦年發(fā)電量，再結合式(2)推算得到的光伏方陣每千瓦年發(fā)電量損失比例，就可以得到容配比為1.05∶1～1.15∶1時的光伏方陣每千瓦年發(fā)電量，如圖4所示。

圖4 不同容配比時的光伏方陣每千瓦年發(fā)電量曲線Fig. 4 Curve of annual power generation of PV array per kW at different PV/inverter ratios

3 雙面組件光伏電站的容配比優(yōu)化

優(yōu)化光伏電站的容配比時，需要對不同容配比情況下光伏電站的發(fā)電量和建設成本進行測算，并計算投資收益率(IRR)，然后以IRR最高時對應的容配比作為光伏電站的最佳容配比。

容配比提高后，逆變器的過載損失也會相應提高，這會對光伏電站的發(fā)電量產生影響。由于雙面光伏組件的背面也可以發(fā)電，在相同太陽輻照度的情況下，雙面光伏組件的輸出功率要比單面光伏組件的高，因此，在高容配比的情況下，雙面組件光伏電站的發(fā)電量損失會更高。

根據表2中的數據，可以得到整個雙面組件光伏電站在不同容配比情況下的年發(fā)電量模擬值，然后測算不同容配比時雙面組件光伏電站的建設成本，最后可計算得到在不同容配比情況下該電站的IRR。模擬得到的不同容配比情況下雙面組件光伏電站的IRR曲線如圖5所示。

圖5 模擬得到的不同容配比下雙面組件光伏電站的IRR情況Fig. 5 IRR of bifacial modules PV power station under different PV/inverter ratios obtained by simulation

從圖5可以看出，該雙面組件光伏電站在容配比為1.3∶1時的IRR最高。則根據模擬數據，得到該雙面組件光伏電站的最優(yōu)容配比為1.3∶1。

根據表1中的實測數據，采用發(fā)電量損失校正方法獲得不同容配比情況下該雙面組件光伏電站的實際發(fā)電量數據，再進行IRR的測算。利用實測數據修正后的不同容配比下雙面組件光伏電站的IRR曲線如圖6所示。

圖6 實測數據修正后的不同容配比下雙面組件光伏電站的IRR情況Fig. 6 IRR of bifacial modules PV power station under different PV/inverter ratios after correction of measured data

從圖6可以看出，在容配比為1.09∶1時，該雙面組件光伏電站的IRR最高。因此該雙面組件光伏電站的實際最優(yōu)容配比為1.09∶1。

對比通過模擬發(fā)電量獲得的該雙面組件光伏電站的最優(yōu)容配比和通過實測數據校正發(fā)電量損失后獲得的該雙面組件光伏電站的最優(yōu)容配比可以看到，實際的最優(yōu)容配比要低于模擬得到的最優(yōu)容配比。因此，在對雙面組件光伏電站進行容配比優(yōu)化時，根據實際的逆變器過載損失情況進行推算，可以得到較為準確的最優(yōu)容配比值。

4 結論

本文以某雙面組件光伏電站中的2個光伏方陣為例，對在不同容配比下的逆變器過載損失和光伏方陣發(fā)電量情況進行了軟件模擬和實際驗證，得到如下結論：

1)通過軟件模擬得到的逆變器過載損失發(fā)生在容配比大于1.2∶1以后；而通過分析光伏方陣的實測數據發(fā)現，容配比為1.15∶1時，逆變器就已經出現了過載損失，光伏方陣每千瓦年發(fā)電量損失為0.86%。

2)通過采用最小二乘法多項式曲線擬合法和數據映射法，從光伏電站的實際發(fā)電量損失數據出發(fā)，對模擬得到的光伏電站發(fā)電量損失進行校正，獲得了符合實際情況的光伏電站發(fā)電量推算值，并由此得到了該雙面組件光伏電站的實際最優(yōu)容配比為1.09∶1；而采用模擬數據得到的該雙面組件光伏電站的最優(yōu)容配比為1.3∶1，實際的最優(yōu)容配比要小于模擬得到的最優(yōu)容配比。