沈有國，王士濤，李彩霞，俞正明

(1. 青海黃河新能源工程建設(shè)分公司，西寧 810003；2. 哈爾濱工業(yè)大學(xué)控制科學(xué)與工程系，哈爾濱 150001；3. 江蘇中信博新能源科技股份有限公司，昆山 215331)

0 引言

雙面光伏組件是一種能降低光伏發(fā)電系統(tǒng)成本、提升光伏發(fā)電系統(tǒng)發(fā)電效率的高效產(chǎn)品，已經(jīng)越來越廣泛地被應(yīng)用于全球大型光伏發(fā)電項(xiàng)目中。光伏跟蹤器是一種采用智能化控制技術(shù)的設(shè)備，能驅(qū)動(dòng)光伏組件一直朝向太陽方向，以獲得最佳的發(fā)電角度，從而極大地提升光伏發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電量。全球大型光伏發(fā)電項(xiàng)目中，光伏跟蹤器的使用比重也在逐年增加。

多數(shù)情況下，對于雙面光伏組件的發(fā)電性能的研究通常針對的是固定式安裝，而對雙面光伏組件與光伏跟蹤系統(tǒng)相結(jié)合的應(yīng)用研究、對動(dòng)態(tài)運(yùn)轉(zhuǎn)的光伏跟蹤系統(tǒng)上雙面光伏組件背面特性的研究較為缺乏，而當(dāng)前雙面光伏組件和光伏跟蹤系統(tǒng)的結(jié)合已逐漸成為大型光伏電站的標(biāo)配組合，因此對雙面光伏組件與光伏跟蹤系統(tǒng)相結(jié)合的應(yīng)用研究是極其有意義的[1]。本文在哈爾濱工業(yè)大學(xué)威海實(shí)證基地(下文簡稱“哈工大實(shí)證基地”)和常州實(shí)證基地，針對雙面光伏組件和光伏跟蹤系統(tǒng)進(jìn)行了多種類的實(shí)證測試，分析了在不同安裝形式、不同安裝位置、不同地面類型等條件下雙面光伏組件的發(fā)電特性。

1 應(yīng)用跟蹤技術(shù)的雙面光伏組件

與傳統(tǒng)的采用固定式安裝技術(shù)的光伏電站相比，通常采用平單軸跟蹤技術(shù)可為光伏電站帶來15%～20%的發(fā)電量提升，在一些太陽能資源豐富的低緯度地區(qū)，采用平單軸跟蹤技術(shù)的光伏電站發(fā)電量甚至能比采用固定式安裝技術(shù)的光伏電站的發(fā)電量多22%。因此，從光伏發(fā)電項(xiàng)目整體來看，雖然跟蹤技術(shù)會增加項(xiàng)目的初期投入成本，但也將縮短項(xiàng)目的資金回收期，帶來更高的投資回報(bào)率[2]。若將平單軸跟蹤技術(shù)與雙面光伏組件相結(jié)合，考慮到環(huán)境因素的影響，通常可在此前15%～20%的發(fā)電量提升的基礎(chǔ)上，進(jìn)一步給光伏電站帶來約5%～10%的發(fā)電量提升。

2 哈工大實(shí)證基地的實(shí)證研究

在位于山東威海的哈工大實(shí)證基地對雙面光伏組件與光伏跟蹤系統(tǒng)相結(jié)合的應(yīng)用進(jìn)行了發(fā)電數(shù)據(jù)的研究，包括雙面光伏組件發(fā)電量相對于單面光伏組件發(fā)電量的提升比例研究，以及雙面光伏組件在不同高度、不同地面類型時(shí)的發(fā)電數(shù)據(jù)研究，同時(shí)也重點(diǎn)對人工智能光伏跟蹤系統(tǒng)的控制器進(jìn)行了功能驗(yàn)證。實(shí)證基地的實(shí)驗(yàn)研究測試環(huán)境如圖1 所示。

圖1 實(shí)證基地的實(shí)驗(yàn)研究測試環(huán)境Fig. 1 Experimental research test environment of demonstration base

本文測試嚴(yán)格控制發(fā)電端的組件和設(shè)備性能的一致性，將對比測試條件進(jìn)行較大的差異化設(shè)計(jì)。例如地面鋪白膜以提高背景反射率、設(shè)計(jì)高達(dá)15%(指垂直高度差比水平距離)的大坡度使發(fā)電量差異更明顯，從而可以獲得存在顯著差異的采用人工智能和非人工智能光伏跟蹤系統(tǒng)的光伏組件的發(fā)電量數(shù)據(jù)[3]。

2.1 采用人工智能和非人工智能光伏跟蹤系統(tǒng)的光伏組件發(fā)電量對比

通常光伏跟蹤系統(tǒng)是跟隨太陽運(yùn)行軌跡進(jìn)行運(yùn)轉(zhuǎn)，而由于早、晚的太陽高度角低，會對光伏陣列中東、西向光伏組件產(chǎn)生陰影遮擋。對此加入傳統(tǒng)的逆跟蹤算法，使光伏跟蹤系統(tǒng)朝太陽運(yùn)行軌跡相反的方向運(yùn)行，以減小陰影遮擋，從而降低發(fā)電量損失，如圖2 所示。

圖2 傳統(tǒng)的逆跟蹤算法Fig. 2 Common tracking algorithm

平坦地形情況下，光伏跟蹤系統(tǒng)可以通過逆跟蹤算法規(guī)避陰影。而對于復(fù)雜的起伏地形，傳統(tǒng)的逆跟蹤算法既不能充分利用太陽輻照資源，又會使光伏陣列內(nèi)部形成陰影，從而導(dǎo)致每天的早、晚都會存在部分發(fā)電量損失；且地形坡度越大，遮擋越嚴(yán)重，發(fā)電量損失越多。因此，對傳統(tǒng)的逆跟蹤算法進(jìn)行優(yōu)化是非常必要的。

人工智能跟蹤算法采用人工智能全地形跟蹤策略，基于整個(gè)光伏電站發(fā)電量最大的原則，對傳統(tǒng)的逆跟蹤算法進(jìn)行優(yōu)化，通過對全地形所布局的光伏跟蹤器進(jìn)行建模，使光伏陣列內(nèi)的光伏跟蹤器運(yùn)行至不同角度，且在相應(yīng)角度時(shí)既能減小陰影遮擋的影響，同時(shí)又能充分利用太陽輻照資源，達(dá)到提升采用傳統(tǒng)的逆跟蹤算法時(shí)光伏組件發(fā)電量的目的。

人工智能跟蹤算法是通過分析地形起伏及跟蹤系統(tǒng)排布對傳統(tǒng)的逆跟蹤算法進(jìn)行優(yōu)化，規(guī)避光伏陣列間的陰影，以最大化利用太陽輻照資源，如圖3 所示。

分別將單面和雙面光伏組件采用人工智能光伏跟蹤系統(tǒng)時(shí)比其采用非人工智能光伏跟蹤系統(tǒng)時(shí)的發(fā)電量提升情況進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，結(jié)果如圖4 所示。由于5 月26 日為陰天下雨天氣，系統(tǒng)未發(fā)電，所以圖中無數(shù)據(jù)。

圖4 2019 年5 月，2 種光伏組件采用人工智能光伏跟蹤系統(tǒng)比采用非人工智能光伏跟蹤系統(tǒng)的發(fā)電量提升情況對比Fig. 4 Comparison of power generation enhancement of two PV modules adopting artificial intelligence and non-artificial intelligence PV tracking system in May，2019

2019 年5 月的天氣大多晴好，從圖4 的數(shù)據(jù)可以看出，采用人工智能光伏跟蹤系統(tǒng)時(shí)與采用非人工智能光伏跟蹤系統(tǒng)時(shí)相比：1)雙面光伏組件的發(fā)電量提升范圍為0～5.5%，5 月全月發(fā)電量平均提升4.1%；2)單面光伏組件的發(fā)電量提升范圍為0～5.0%，5 月全月的發(fā)電量平均提升3.4%。

選取5 月20 日作為典型晴天數(shù)據(jù)，繪制雙面光伏組件和單面光伏組件分別采用2 種光伏跟蹤系統(tǒng)時(shí)的發(fā)電功率曲線，如圖5 所示。

圖5 晴天時(shí)，雙面光伏組件與單面光伏組件分別采用2 種光伏跟蹤系統(tǒng)時(shí)的發(fā)電功率對比Fig. 5 Comparison of generated power of bifacial PV modules and single-sided PV modules with two PV tracking system respectively on sunny days

從圖5 可以看出，對于15%的坡度起伏地形，在晴天的早、晚部分時(shí)間段，非人工智能光伏跟蹤系統(tǒng)由于陰影遮擋，導(dǎo)致組件發(fā)電功率損失較明顯；而人工智能光伏跟蹤系統(tǒng)由于調(diào)整了每排組件的角度，規(guī)避了更多陰影遮擋。人工智能光伏跟蹤系統(tǒng)使光伏組件保持了較優(yōu)的發(fā)電狀態(tài)，早、晚的組件發(fā)電功率曲線與非人工智能光伏跟蹤系統(tǒng)相比也出現(xiàn)了明顯的差異[4]。

2.2 不同背景反射率下雙面光伏組件和單面光伏組件的發(fā)電量對比

在地面覆白膜的情況下，背景反射率通常為50%～60%，對比采用光伏跟蹤系統(tǒng)的雙面光伏組件、單面光伏組件的發(fā)電量，結(jié)果如圖6 所示。

從圖6 中可以看出，相對于單面光伏組件，多數(shù)時(shí)間下，雙面光伏組件的發(fā)電量提升比例達(dá)到12%～18%，雙面光伏組件的月均發(fā)電量提升比例為14%。

圖6 地面覆白膜時(shí)，雙面光伏組件和單面光伏組件的發(fā)電量對比Fig. 6 Power generation comparison of bifacial PV modules and single-sided PV modules on the white ground

在地面為土地的情況下，背景反射率大約為25%～30%，對比采用光伏跟蹤系統(tǒng)的雙面光伏組件、單面光伏組件的發(fā)電量，結(jié)果如圖7 所示。

圖7 地面為土地時(shí)，雙面光伏組件和單面光伏組件的發(fā)電量對比Fig. 7 Power generation comparison of bifacial PV modules and single-sided PV modules on the land

從圖7 中可以看出，相對于單面光伏組件，大多數(shù)時(shí)間下，雙面光伏組件的發(fā)電量提升比例為8%～12%，雙面光伏組件的月均發(fā)電量提升比例為9.8%。

本實(shí)證基地測試場地的地面覆蓋率GCR=47.6%，略微偏高，而實(shí)際采用光伏跟蹤系統(tǒng)的光伏電站的GCR約為33%～45%。因此，實(shí)際光伏電站的發(fā)電量提升值也會比圖4 所顯示的再高一些，推斷雙面光伏組件的背面輻射增益情況如圖8 所示。

從圖8 可以看出，大型地面光伏電站的地面通常是土地、草地、沙漠、戈壁、雪地，且地面顏色越淺，背景反射率越高，則光伏組件的背面發(fā)電量也越高；光伏組件背面的發(fā)電量增益和背景反射率通常成線性比例關(guān)系。

圖8 雙面光伏組件的背面輻射增益Fig. 8 Irradiation gain on the back of bifacial PV module

2.3 不同安裝高度下雙面光伏組件背面接收的輻射量對比

5 月時(shí)，在地面覆白膜的情況下，不同安裝高度下雙面光伏組件背面接收的輻射量對比情況如圖9 所示。

圖9 地面覆白膜時(shí)，不同安裝高度下雙面光伏組件背面接收的輻射量對比Fig. 9 Comparison of radiation received by back of bifacial PV module at different installation heights on the white ground

從圖9 的測試數(shù)據(jù)可以看出，5 月期間，在地面覆白膜的情況下，安裝高度為2.15 m 的雙面光伏組件背面接收的輻射量比安裝高度為1.5 m 的雙面光伏組件背面接收的輻射量平均高出7.4%。

7 月時(shí)，地面恢復(fù)為常規(guī)土地，不同安裝高度時(shí)的雙面光伏組件背面接收的輻射量對比情況如圖10 所示。

圖10 地面為土地時(shí)，不同安裝高度下雙面光伏組件背面接收的輻射量對比Fig. 10 Comparison of radiation received by back of bifacial PV module at different installation heights on land

從圖10 的測試數(shù)據(jù)可以看出，7 月時(shí)，地面為常規(guī)土地的情況下，安裝高度為2.15 m 的雙面光伏組件背面接收的輻射量比安裝高度為1.5 m 的雙面光伏組件背面接收的輻射量平均高出2.3%。

綜上所述，在相同的輻照度下，雙面光伏組件背面的反射背景顏色越淺，背景反射率越高，組件背面的發(fā)電效率越高；雙面光伏組件的安裝高度越高，即其最低點(diǎn)離地越高，組件背面的發(fā)電效率越高。合理的安裝方式可以使雙面光伏組件發(fā)揮最大的發(fā)電優(yōu)勢，提高單位面積的發(fā)電量。

3 常州實(shí)證基地的實(shí)證研究

在江蘇常州的常州實(shí)證基地，對雙面光伏組件或單面光伏組件分別與固定式、每2 塊組件垂直放在平單軸支架上的形式（下文簡稱“平單2P”)、每1 塊組件垂直放在平單軸支架上的形式（下文簡稱“平單1P”)的不同組合形式的發(fā)電數(shù)據(jù)進(jìn)行了對比研究，并對2 種光伏組件的安裝形式、雙面光伏組件的安裝位置進(jìn)行了數(shù)據(jù)分析。

“雙面光伏組件+平單2P”和“單面光伏組件+平單2P”的形式如圖11 所示，“雙面光伏組件+平單1P”的形式如圖12 所示，“雙面光伏組件+固定式”和“單面光伏組件+固定式”的形式如圖13 所示。

圖11 “雙面光伏組件+平單2P”和“單面光伏組件+平單2P”的形式Fig.11 Form of “bifacial PV module+ horizontal single axis tracker with 2P”and“single-sided PV module + horizontal single axis tracker with 2P”

圖12 “雙面光伏組件+平單1P”的形式Fig. 12 Form of “bifacial PV module + horizontal single axis tracker with 1P”

圖13 “雙面光伏組件+固定式”和“單面光伏組件+固定式”的形式Fig. 13 Form of“bifacial PV module + fixed mounted”and“single-sided PV module + fixed mounted”

以下測試對比數(shù)據(jù)來源于2020 年5～6 月近1 個(gè)月時(shí)間的測試。常州實(shí)證基地采用的組件廠家與哈工大實(shí)證基地的不同，且兩地的太陽輻射資源也不同，因此相同類型測試得到的測試數(shù)據(jù)對比結(jié)果會存在一定差異。

3.1 不同安裝形式的雙面光伏組件和單面光伏組件的發(fā)電量對比

采用不同安裝形式時(shí)的雙面光伏組件和單面光伏組件的發(fā)電量情況如圖14 所示。

圖14 在不同安裝形式下，雙面光伏組件和單面光伏組件的發(fā)電量情況Fig. 14 Power generation of bifacial PV modules and singlesided PV modules under different installation forms

從圖14 可以看出：

1)都采用平單2P 形式時(shí)，雙面光伏組件的發(fā)電量比單面光伏組件的發(fā)電量提升了5.6%；都采用固定式時(shí)，雙面光伏組件的發(fā)電量比單面光伏組件的發(fā)電量多1.3%。

2)“雙面光伏組件+平單2P”形式的發(fā)電量比“雙面光伏組件+固定式”形式的發(fā)電量多17%，“單面光伏組件+平單2P”形式的發(fā)電量比“單面光伏組件+固定式”形式的發(fā)電量多12.2%。

3)“雙面光伏組件+平單1P”形式的發(fā)電量比“雙面光伏組件+固定式”形式的發(fā)電量多16.0%。

4)“雙面光伏組件+平單2P”形式的發(fā)電量比“雙面光伏組件+平單1P”形式的發(fā)電量多0.8%。

“雙面光伏組件+平單2P”形式的發(fā)電功率比“雙面光伏組件+平單1P”形式提升的比例，結(jié)果如圖15 所示，20 天共計(jì)1077 組發(fā)電功率的對比數(shù)據(jù)。

從圖15 可以看出，多數(shù)情況下，平單2P 上的雙面光伏組件的發(fā)電功率高于平單1P 上的，整體發(fā)電量測試結(jié)果也是平單2P 上的雙面光伏組件發(fā)電量比平單1P 上的高0.8%。

圖15 “雙面光伏組件+平單2P”的發(fā)電功率比“雙面光伏組件+平單1P”的發(fā)電功率的提升情況Fig. 15 Power increase of “bifacial PV module+ horizontal single axis tracker with 2P”compared with“bifacial PV module + horizontal single axis tracker with 1P”

3.2 不同安裝位置的雙面光伏組件的發(fā)電量對比

由于雙面光伏組件位于外側(cè)、安裝位置較高時(shí)能獲得更好的背面輻射量，因此，同一種安裝形式時(shí)，采用不同安裝位置的雙面光伏組件發(fā)電量會有所差異，結(jié)果如圖16 所示。

圖16 同一種安裝形式下，雙面光伏組件采用不同安裝位置時(shí)的發(fā)電量差異Fig. 16 Under same installation mode，difference of power generation of bifacial PV modules with different installation positions

同一種安裝形式下，雙面光伏組件采用不同安裝位置時(shí)的發(fā)電功率也不同，對20 天共計(jì)1077 組的發(fā)電功率數(shù)據(jù)進(jìn)行對比，對比數(shù)據(jù)如圖17 所示。

從圖17 可以看出，采用“雙面光伏組件+平單1P”形式下，外側(cè)組件與內(nèi)側(cè)組件的發(fā)電功率差異約在1.5%以內(nèi)；而采用“雙面光伏組件+平單2P”形式下，西側(cè)組件與東側(cè)組件的發(fā)電功率差異約在5%以內(nèi)。

圖17 同一種安裝形式下，雙面光伏組件采用不同安裝位置時(shí)的發(fā)電功率對比Fig. 17 Under same installation mode，difference of power of bifacial PV modules with different installation positions

從數(shù)據(jù)來看，采用“雙面光伏組件+平單2P”形式時(shí)，在全天的運(yùn)行過程中，由于東側(cè)和西側(cè)的雙面光伏組件在多數(shù)時(shí)間存在位置高度差異，導(dǎo)致功率差異較大；若將東側(cè)和西側(cè)的雙面光伏組件進(jìn)行串聯(lián)發(fā)電，必然會導(dǎo)致較嚴(yán)重的電性能匹配損失，所以在“雙面光伏組件+平單2P”形式下，東側(cè)和西側(cè)的組件建議不進(jìn)行串聯(lián)。

4 總結(jié)

本文通過在山東威海和江蘇常州的實(shí)證基地進(jìn)行測試，驗(yàn)證了雙面光伏組件在不同安裝形式、不同地面類型、不同安裝位置下的發(fā)電規(guī)律，為雙面光伏組件與光伏跟蹤系統(tǒng)相結(jié)合的實(shí)際應(yīng)用提供了參考依據(jù)。提升背景反射率、抬高組件離地高度都能有效增加采用光伏跟蹤系統(tǒng)的雙面光伏組件的發(fā)電量。相比固定式安裝形式，雙面光伏組件采用光伏跟蹤系統(tǒng)能有更明顯的發(fā)電能力提升。對于常見的平單2P 和平單1P 形式，不同的安裝位置下雙面光伏組件的發(fā)電特性存在差異；尤其是平單2P 形式，位于東側(cè)和西側(cè)的雙面光伏組件的發(fā)電差異較大，因此，在此種形式下，組件分組串時(shí)東側(cè)和西側(cè)的組件應(yīng)當(dāng)分開串聯(lián)。