陆 炜，田介花，潘少峰

(江苏林洋能源股份有限公司，南京 210004)

0 引言

近年来，我国光伏发电产业持续快速发展，随着光伏发电技术水平的不断提升，光伏发电成本显著降低；2019年，我国光伏发电正式迎来了平价上网时期，这对降低光伏电站的建设成本、提升光伏电站的发电量、增加光伏电站的收益提出了更高的要求。由于双面光伏组件的正面和背面均具有发电能力，因此在相同占地面积的情况下，采用双面光伏组件的光伏电站(下文简称“双面组件光伏电站”)比采用单面光伏组件的光伏电站(下文简称“单面组件光伏电站”)具有更高的系统效率(PR)和更低的发电成本；且随着双面光伏组件价格的降低，越来越多的光伏电站投资企业青睐于使用双面光伏组件。对光伏电站进行精细化设计，从而降低投资成本、提高项目收益是光伏电站投资企业关注的重点，而优化光伏组件-逆变器容配比(下文简称“容配比”)可以改变光伏发电的功率曲线，提高逆变器等交流设备的利用率，降低工程造价，有利于提升光伏电站整体的经济效益。

对在不同地区建设单面组件光伏电站的最优容配比进行研究的文献很多。文献[1]对位于南京地区和格尔木地区的单面组件光伏电站的容配比进行了经济性分析。通过计算光伏电站的内部收益率(internal rate of return，IRR)，得到了南京地区单面组件光伏电站的最优容配比为1.25:1，格尔木地区单面组件光伏电站的最优容配比为1.1:1。文献[2]通过计算光伏电站的度电成本(levelized cost of energy，LCOE)，得到了苏州地区单面组件光伏电站的最优容配比为1.7:1，格尔木地区单面组件光伏电站的最优容配比为1.6:1。文献[3]通过计算光伏电站的IRR和LCOE，得到了单面组件光伏电站在太阳能资源Ⅱ类地区的最优容配比为1.2:1～1.3:1，在太阳能资源Ⅲ类地区的最优容配比要超过1.4:1。

由于双面光伏组件的发电特性与单面光伏组件的不同，因此，本文针对双面组件光伏电站容配比的优化方法进行了研究，并以太阳能资源Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类地区的典型城市为例，对不同容配比和背景反射率下双面组件光伏电站的发电量情况进行了模拟，通过分析各种情况下双面组件光伏电站的IRR，可得到太阳能资源Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类地区双面组件光伏电站在不同背景反射率下的最优容配比。

1 双面光伏组件的发电特性

双面光伏组件的正面和背面都能发电，其背面是通过吸收背景的反射光和周围的散射光进行发电。双面光伏组件的发电量会随着背景反射率的增高而增高，是因为背景反射率越高，双面光伏组件背面接收到的反射光就越多，其背面的发电量就越高。根据文献[4]的研究可知，在背景反射率较高时，双面光伏组件可提高10%～30%的发电量。

2 容配比对双面组件光伏电站发电量的影响

2.1 双面组件光伏发电系统效率损失

在双面组件光伏电站中，双面光伏组件正面和背面均接收太阳辐射，在电力输出时会通过直流电缆、汇流箱、逆变器、交流电缆及变压器等环节，而这些环节都会产生损耗；同时，光伏组件侧存在的灰尘遮挡现象，以及双面光伏组件功率差异、组件背面光照不均匀等原因都会造成双面光伏组件产生串并联失配损失。

双面组件光伏发电系统效率损失的组成如表1所示[1-2,5]。

表1中，双面组件光伏发电系统效率损失可分为6类：1) 第1～4项属于入射损失；2) 第5～ 9项属于组件端损失；3) 第10项属于直流损失；4) 第11～12项属于逆变器损失；5) 第13～14项属于交流损失；6) 第15项属于系统损失。相对于单面组件光伏发电系统，组件背面遮挡损失和组件背面失配损失是双面组件光伏发电系统所特有的。

表1 双面组件光伏发电系统效率损失[1-2,5]Table 1 Efficiency loss of bifacial modules PV power generation system[1-2,5]

当双面组件光伏电站的容配比增大时，单台逆变器所连接的双面光伏组件数量将会变多，相应的组件总功率将会变大，直流线缆长度也将增加。因此，高容配比将增加逆变器过载损失和直流线损。

2.2 容配比对逆变器过载损失的影响

由于双面光伏组件的标称功率为组件的正面功率，而双面光伏组件的背面也可以发电，因此在实际情况下，双面光伏组件的发电功率要高于其标称功率。由此，当容配比相同时，双面组件光伏电站的逆变器过载损失要大于单面组件光伏电站的逆变器过载损失。

在江苏省连云港地区，当背景反射率分别为20%和25%时，采用同一标称功率光伏组件的单面组件光伏电站和双面组件光伏电站在不同容配比下的逆变器过载损失情况如图1所示。

图1 当背景反射率分别为20%和25%时，单面组件光伏电站和双面组件光伏电站在不同容配比下的 逆变器过载损失情况Fig. 1 When background reflectivity is 20% and 25% respectively，inverter overload loss of single-sided modules PV power station and bifacial modules PV power station under different capacity ratios

从图1可以看出：

1)当容配比达到1.25:1时，单面组件光伏电站的逆变器产生了过载损失。

2)在背景反射率分别为20%和25%的条件下，当容配比小于1.15:1时，双面组件光伏电站的逆变器均未发生过载；当容配比达到1.15:1时，双面组件光伏电站的逆变器均开始产生过载损失。

3)在容配比相同的情况下，双面组件光伏电站的逆变器过载损失要大于单面组件光伏电站的逆变器过载损失；且容配比越高，这2种光伏电站之间的逆变器过载损失的差异越大。

4)在容配比相同的情况下，背景反射率为25%时双面组件光伏电站的逆变器过载损失要高于背景反射率为20%时双面组件光伏电站的逆变器过载损失。这表明背景反射率越高，双面光伏组件的输出功率就越大，相应的逆变器过载损失就越高。

2.3 容配比对线损的影响

在容配比不同的情况下，逆变器对应的光伏组件的数量是不同的，当容配比提高时，直流线缆的长度会增加，直流线损也会相应增加。但光伏电站在设计时通常会将直流线损控制在2%以下，因此当线路过长、线损增大时，会以适当增加直流线缆的线径这一方式来减小直流线损。所以在设计合理的情况下，容配比的提高对直流线损的影响很小。

而在容配比变化的情况下，交流线缆长度的变化量较小，因此交流线损的变化可以不考虑。

综上所述，在设计合理的情况下，容配比的变化对线损的影响可以不考虑。

2.4 容配比对光伏电站发电量的影响

随着容配比的提高，逆变器限功率运行的时间会增加，逆变器过载损失会增大，双面组件光伏电站发电的年等效利用小时数会降低。

在江苏省连云港地区，当背景反射率分别为20%和25%时，双面组件光伏电站在不同容配比下的首年等效利用小时数如图2所示。

图2 当背景反射率分别为20%和25%时，双面组件光伏电站在不同容配比下的首年等效利用小时数情况Fig. 2 When background reflectivity is 20% and 25% respectively，first year equivalent utilization hours of bifacial modules PV power station under different capacity ratios

从图2可以看出，在背景反射率为20%的条件下，当容配比小于1.25:1时，双面组件光伏电站的首年等效利用小时数比较稳定；当容配比达到1.25:1时，双面组件光伏电站的首年等效利用小时数开始加速下降；当容配比达到1.5:1时，双面组件光伏电站的首年等效利用小时数比其达到最高值时降低了约31 h，降幅为2.3%。在背景反射率为25%的条件下，双面组件光伏电站的首年等效利用小时数可达到的最高值与容配比为1.5:1时的首年等效利用小时数的差值约为33 h。

从图1和图2的对比可以看出，在背景反射率分别为20%和25%的情况下，当容配比达到1.25:1时，双面组件光伏电站的逆变器存在过载损失，且首年等效利用小时数开始加速下降。随着容配比的增加，逆变器过载损失快速上升，同时光伏电站的首年等效利用小时数快速下降。这表明逆变器过载损失是光伏电站首年等效利用小时数减少的主要原因。

3 容配比的优化方法

3.1 优化目标

在项目的土地面积一定的条件下，直流侧最大装机容量为固定值，因此提高容配比的方法即为减少交流侧的设备容量，具体体现为减少逆变器的台数，使每台逆变器接入更多的光伏组件，同时箱式变压器的台数、交流电缆的用量和其他相应的交流侧设备均可以减少。

由于提高容配比可以减少交流侧设备的用量，从而减少工程造价；但是过高的容配比会使逆变器产生过载损失，导致光伏电站的发电量减少，进而影响光伏电站的IRR。因此，容配比优化目标即为找到一个既减少了设备投资，又不影响光伏电站的发电量，使光伏电站可以获得最大投资回报的最优容配比。

3.2 优化方法

1)获取项目地一年四季每天的日太阳辐射量曲线。由日太阳辐射量曲线计算出双面组件光伏电站的日发电量及逆变器的输入/输出曲线。目前国内外主要的太阳辐射数据库为Meteonorm、NASA、Solargis等。

2)根据获得的太阳辐射量数据，使用模拟软件对在不同容配比和不同背景反射率下的双面组件光伏电站的发电量进行模拟。一般工程项目多使用PVsyst软件模拟光伏电站的发电量。

3)将双面组件光伏电站的发电量模拟结果输入财务模型，计算出该项目的IRR。

4)在相同背景反射率条件下，计算在不同容配比时双面组件光伏电站的IRR。最高IRR对应的容配比即为在该背景反射率条件下双面组件光伏电站的最优容配比。

4 不同太阳能资源区的双面组件光伏电站的容配比优化

根据年等效利用小时数，我国共划分为3类太阳能资源区，其中，年等效利用小时数大于1600 h为太阳能资源Ⅰ类地区，年等效利用小时数在1400～1600 h之间为太阳能资源Ⅱ类地区，年等效利用小时数在1200～1400 h之间为太阳能资源Ⅲ类地区。

为了分析各类太阳能资源区的双面组件光伏电站的最优容配比，本文在3类太阳能资源区中各选择了1个具有代表性的地点进行双面组件光伏电站的容配比优化分析。其中，太阳能资源Ⅰ类地区选取四川省甘孜地区作为代表，太阳能资源Ⅱ类地区选取河北省秦皇岛地区作为代表，太阳能资源Ⅲ类地区选取江苏省连云港地区作为代表。

双面组件光伏电站的容配比选择范围为1.0:1～1.5:1，以比值每增加0.05为一档，共11种容配比方案。由于背景反射率对双面组件光伏电站的发电量存在影响，因此，在每种容配比方案下还需要再考虑背景反射率分别为20%、25%、30%、35%这4种情况。

4.1 气象数据

本文采用目前较为通用的PVsyst软件进行双面组件光伏电站的建模和发电量模拟。该软件中含有Meteonorm和NASA的气象数据库，由于Meteonorm数据库中的太阳辐射数据来源于我国98个地面气象站20年的均值，可以代表项目所在地未来多年的太阳辐射情况，因此本文采用Meteonrom数据库中每10 min倾斜面的日太阳辐射量作为项目地多年太阳辐射数据的来源。

4.2 双面组件光伏电站发电量的模拟及分析

4.2.1 双面组件光伏电站发电量模拟

本次模拟的双面组件光伏电站的装机规模为50 MW，采用400 W的n型双面光伏组件，3.125 MW的集中式逆变器。为了模拟结果的一致性，一些通用参数采用统一值，设置如表2所示。

表2 模拟参数的设置Table 2 Setting of simulation parameters

4.2.2 发电量模拟结果分析

由于双面光伏组件背面可以发电，在相同的日照条件下，随着背景反射率的提高，双面光伏组件的输出功率也随之上升。在不同背景 反射率条件下，连云港地区双面组件光伏电站在不同容配比时的首年等效利用小时数和逆变器过载损失分别如图3、图4所示。

图3 在不同背景反射率条件下，连云港地区双面组件光伏电站在不同容配比时的首年等效利用小时数情况Fig. 3 Under different background reflectivity conditions，first year equivalent utilization hours of bifacial modules PV power station with different capacity ratios in Lianyungang area

图4 在不同背景反射率条件下，连云港地区双面组件光伏电站在不同容配比时的逆变器过载损失情况Fig. 4 Under different background reflectivity conditions，inverter overload loss of bifacial modules PV power station with different capacity ratios in Lianyungang area

从图3可以看出，当容配比达到1.25:1时，此前不同背景反射率条件下的双面组件光伏电站的首年等效利用小时数均维持稳定；在容配比达到1.25:1以后，不同背景反射率条件下的双面组件光伏电站的首年等效利用小时数均开始随着容配比的增加而快速下降。总体而言，4种背景反射率条件下，双面组件光伏电站的首年等效利用小时数随容配比的变化而变化的规律均相同。

从图4可以看出，当容配比达到1.15:1时，此前不同背景反射率条件下的双面组件光伏电站的逆变器基本都不存在过载损失；在容配比达到1.2:1之后，不同背景反射率条件下的双面组件光伏电站的逆变器过载损失均开始随着容配比的增加而快速升高，且背景反射率越高，逆变器过载损失越高。

综合图3和图4可以发现，逆变器过载损失是影响双面组件光伏电站首年等效利用小时数的主要因素。

在不同背景反射率条件下，秦皇岛地区和甘孜地区双面组件光伏电站在不同容配比时的首年等效利用小时数情况分别如图5～ 图6所示。

从图5可以看出，在容配比达到1.05:1时，此前不同背景反射率条件下的双面组件光伏电站的首年等效利用小时数均维持稳定；在容配比达到1.1:1之后，不同背景反射率条件下的双面组件光伏电站的首年等效利用小时数均开始随着容配比的增加而快速下降。在容配比达到1:1后，由于秦皇岛地区的太阳辐射量较高，逆变器在容配比达到1.1:1之后就会发生过载的情况，而在太阳辐射量相对较低的连云港地区，逆变器要在容配比达到1.2:1之后才会发生过载的情况。

图5 在不同背景反射率条件下，秦皇岛地区双面组件光伏电站在不同容配比时的首年等效利用小时数情况Fig. 5 Under different background reflectivity conditions，first year equivalent utilization hours of bifacial modules PV power station with different capacity ratios in Qinhuangdao area

图6 在不同背景反射率条件下，甘孜地区双面组件光伏电站在不同容配比时的首年等效利用小时数情况Fig. 6 Under different background reflectivity conditions，first year equivalent utilization hours of bifacial modules PV power station with different capacity ratios in Ganzi area

从图6可以看出，当容配比未达到1.0:1时，不同背景反射率条件下的双面组件光伏电站的首年等效利用小时数均维持稳定；当容配比达到1.0:1之后，不同背景反射率条件下双面组件光伏电站的首年等效利用小时数均开始随着容配比的增加而快速下降，这说明在太阳辐射量较高的太阳能资源I类地区，双面组件光伏电站的容配比的选择不能过高。

当背景反射率为20%时，连云港地区、秦皇岛地区、甘孜地区的双面组件光伏电站在不同容配比时的逆变器过载损失情况如图7所示。

图7 当背景反射率为20%时，3个地区双面组件光伏电站在不同容配比时的逆变器过载损失情况Fig. 7 When background reflectivity is 20%，inverter overload loss of bifacial modules PV power station with different capacity ratios in three areas

由图7可以看出，在背景反射率为20%的条件下，连云港地区双面组件光伏电站在容配比达到1.2:1时开始出现逆变器过载损失；秦皇岛地区双面组件光伏电站在容配比达到1.1:1时开始出现逆变器过载损失；甘孜地区双面组件光伏电站在容配比达到1.0:1时开始出现逆变器过载损失。因此，为了研究甘孜地区双面组件光伏电站的最优容配比，该地区应该从容配比为0.9:1双面组件光伏电站还未发生逆变器过载损失时开始计算。

4.3 投资收益计算及分析

4.3.1 投资收益计算

采用PVsyst软件对不同背景反射率及不同容配比方案下双面组件光伏电站的发电量进行模拟后，可以获得不同条件下双面组件光伏电站25年的发电量值。利用财务模型，对相同背景反射率条件下，不同容配比的双面组件光伏电站进行经济性分析，IRR最好的容配比方案即为该地区双面组件光伏电站的最优容配比方案。

为了使投资收益计算结果具有可比性，对3个地区的双面组件光伏电站财务模型的边界条件进行统一设置，具体如表3所示。

表3 财务模型的边界条件Table 3 Boundary conditions of financial model

4.3.2 投资收益计算结果分析

图8～图10分别为在不同背景反射率条件下，连云港地区、秦皇岛地区、甘孜地区双面组件光伏电站的IRR随容配比变化而变化的曲线。

从图8～图10可以看出，在不同背景反射率条件下，3个地区的双面组件光伏电站的IRR曲线都随容配比的增大而呈现先上升，然后在达到最高点后又开始下降的趋势。每条曲线的最高点即为在该背景反射率条件下该地区双面组件光伏电站的IRR最大值，这个值所对应的容配比即为此条件下该地区双面组件光伏电站的最优容配比。

图8 在不同背景反射率条件下，连云港地区双面组件 光伏电站的IRR随容配比变化的曲线Fig. 8 Under different background reflectivity conditions，curve of IRR changing with capacity ratios of bifacial modules PV power station in Lianyungang area

图9 在不同背景反射率条件下，秦皇岛地区双面组件光伏电站的IRR随容配比变化的曲线Fig. 9 Under different background reflectivity conditions，curve of IRR changing with capacity ratios of bifacial modules PV power station in Qinhuangdao area

图10 在不同背景反射率条件下，甘孜地区双面组件光伏电站的IRR随容配比变化的曲线Fig. 10 Under different background reflectivity conditions，curve of IRR changing with capacity ratios of bifacial modules PV power station in Ganzi area

3个地区的双面组件光伏电站在不同背景反射率时的最优容配比情况如表4所示。

从表4可以看出，连云港地区双面组件光伏电站在背景反射率为20%～35%时的最优容配比均为1.25:1；秦皇岛地区双面组件光伏电站在背景反射率为20%～25%时的最优容配比为1.15:1，在背景反射率为30%～35%时的最优容配比为1.1:1；甘孜地区双面组件光伏电站在背景反射率为20%～25%时的最优容配比为1.0:1，在背景反射率为30%～35%时的最优容配比为0.95:1。

表4 3个地区的双面组件光伏电站在不同背景 反射率时的最优容配比Table 4 Optimal capacity ratio with different background reflectivities of bifacial moduls PV power stations in three areas

可以看出，在连云港地区，背景反射率的变化对双面组件光伏电站的最优容配比数值未产生很大影响，不同背景反射率时的最优容配比均为1.25:1。而在秦皇岛地区和甘孜地区，随着背景反射率的升高，双面组件光伏电站的最优容配比数值相对于背景反射率较低时均减少了0.05。由于甘孜地区属于太阳能资源I类地区，具有很高的太阳辐射水平，因此在背景反射率达到30%时，该地区双面组件光伏电站的最优容配比开始低于1.0:1，这和常规的单面组件光伏电站的最优容配比设置有很大的区别。

3个地区的双面组件光伏电站在不同背景反射率时的最优容配比对应的逆变器过载损失如表5所示。

结合表4和表5可以看出，在不同背景反射率时，3个地区的双面组件光伏电站的最优容配比均不是发生在逆变器未产生过载损失时，而是发生在逆变器利用率较高，略微发生过载(即过载损失<0.5%)的情况下。这样既保证了设备的最大利用率，又可使双面组件光伏电站发电量的损失处于最小值。综合表中数据可知，3个地区的双面组件光伏电站在不同背景反射率时的最优容配比产生在逆变器过载损失为0.08%～0.32%时。

表5 3个地区的双面组件光伏电站在不同背景反射率时的最优容配比对应的逆变器过载损失情况Table 5 Inverter overload loss corresponding to optimal capacity ratio with different background reflectivities of bifacial modules PV power stations in three areas

5 结论

本文研究了不同背景反射率条件下容配比对双面组件光伏电站发电量的影响，提出了双面组件光伏电站最优容配比的确定方法，然后通过对连云港、秦皇岛和甘孜这3个地区的双面组件光伏电站的最优容配比进行了分析，得到以下结论：

1)在容配比不断增大的情况下，对双面组件光伏发电系统效率损失产生影响最大的是逆变器过载损失。

2)在容配比相同的情况下，背景反射率越高，双面组件光伏电站的逆变器过载损失越大。

3)容配比增加且未发生逆变器过载损失前，双面组件光伏电站的首年等效利用小时数保持稳定；随着容配比的增加，当发生逆变器过载损失后，双面组件光伏电站的首年等效利用小时数开始加速下降。

4)对不同背景反射率和不同容配比条件下双面组件光伏电站的发电量进行模拟，将获得的模拟发电量输入财务模型计算出该条件下的IRR。在相同背景反射率条件下，IRR最高值对应的容配比即为该地区双面组件光伏电站的最优容配比。

5)连云港地区双面组件光伏电站在背景反射率为20%～35%时的最优容配比均为1.25:1；秦皇岛地区双面组件光伏电站在背景反射率为20%～25%时的最优容配比为1.15:1，在背景反射率为30%～35%时的最优容配比为1.1:1；甘孜地区双面组件光伏电站在背景反射率为20%～25%时的最优容配比为1.0:1，在背景反射率为30%～35%时的最优容配比为0.95:1。