應用于南極中山站的光伏支架的研究

王兵振，張原飛

(國家海洋技術中心，天津 300112)

0 引言

南極的資源豐富，對其進行科學考察與研究、環境保護及資源利用等具有重大戰略意義。目前，中山站、長城站等南極科考站仍利用柴油發電來解決科考站的供電、供熱問題，而這種方式在一定程度上影響了南極的生態環境。比利時、挪威、巴西等國均開展了利用太陽能和風能為科考站提供綠色能源的相關研究，并取得了較好的成效[1]。2011年以來，中國國內相關單位也開展了應用于南極中山站的風光互補發電技術的研究工作，并進行了初步試驗[2]。

光伏支架作為光伏組件的支撐裝置，是光伏發電系統的重要組成部分。南極地區的自然條件惡劣，常年處于大風、極寒狀態，這對應用于此的光伏支架的設計提出了較高要求。本文結合南極中山站15 kW光伏發電系統的設計工作，研究了低溫環境和光伏方陣間距對光伏方陣受風荷載的影響，在此基礎上確定了整個光伏發電系統光伏陣列的布局方案；然后在光伏陣列布局設計和風荷載分析結果的基礎上，建立了光伏支架的力學分析模型，研究了多種光伏支架鋼結構和底座的技術方案，優化了鋼結構和底座的關鍵技術參數。

1 環境條件

南極的中山站為常年科考站，位于南極東部的普里茲灣拉斯曼丘陵(69°22′24′S，76°22′40′E)沿岸，一年四季需要不間斷供電、供熱。中山站常年處于高寒和大風條件下，風力和環境溫度對光伏支架的穩定性具有重大影響，其中，風荷載是光伏支架承受的主要荷載；而低溫會對支架金屬材料的韌性產生不利影響。

1989～2008年期間，中山站的年均溫度為-9.8℃，最低溫度達-40.4 ℃[3]。中山站所在地區每年11月～次年2月的氣溫相對較高，平均氣溫為-1 ℃，日最高氣溫可達到9 ℃；從3月開始氣溫下降，4～9月的天氣寒冷，平均氣溫約為-15 ℃。

1989～2008年期間的統計結果表明，中山站的風資源豐富，年均風速達7.1 m/s，歷史最大風速為50.3 m/s[4]。中山站的年均大風日達到159天，其中冬季風速較大，1月的平均風速可達8.3 m/s；夏季風速相對較小，6月的平均風速約為5.3 m/s。

2 中山站光伏發電系統介紹

中山站15 kW光伏發電系統主要由光伏組件、控制器、匯流箱、蓄電池等組成。控制器的額定電壓為220 V、額定電流為150 A，對光伏組件進行MPPT控制。光伏組件輸出的直流電經過控制器的過充保護，將光伏電力輸送到蓄電池里進行儲存，以便為科考站提供電力。

本光伏發電系統選用的光伏組件由60片單晶硅太陽電池組成。光伏組件的性能參數如表1所示。

表1 光伏組件的性能參數Table 1 Performance parameters of PV modules

本光伏發電系統采用固定式光伏支架，光伏組件的最佳安裝傾角應與當地緯度接近，并以太陽輻射量較差的月份為測定時間[5]。綜合分析中山站的太陽輻射量逐月分布情況和地理緯度后，光伏組件的最佳安裝傾角取64°。

每4塊光伏組件固定在1個光伏支架上，形成1個光伏方陣；每2個光伏方陣串聯成1個支路。整個光伏陣列包括12個光伏方陣，每2個光伏方陣為1排，共6排。

光伏陣列面向正北方向布置，布置時應保證南北向相鄰2排光伏方陣之間互不遮擋[6]。南北向相鄰2排光伏方陣的最小間距D的計算式為：

式中，L為光伏方陣傾斜面的長度，考慮到組件離地高度的因素，此處取2.5 m；β為光伏組件的傾角，此處為64°；αs為太陽高度角，此處取16.5°。

將相關數值代入式(1)可得，南北向相鄰2排光伏方陣的最小間距為8.7 m，由于中山站處于高緯度地區，因此將南北向相鄰2排光伏方陣的間距設定為9.0 m。

3 光伏陣列的布局優化

3.1 光伏方陣的結構

光伏方陣的結構示意圖如圖1所示，每個光伏方陣的光伏支架由3個支撐架、3個固定底座、2個橫梁組成。其中，支撐架與橫梁是光伏支架的主體部分；支撐架的前立柱通過法蘭與底座固定在一起；為便于調整，后立柱以鉸接的形式與斜梁和底座連接。

圖1 光伏方陣的結構示意圖Fig. 1 Structural diagram of PV array unit

3.2 東西向間距對光伏方陣受風荷載的影響

3.2.1 東西向間距對光伏方陣受正向風荷載的影響

由于光伏方陣自身的結構較為緊湊，因此其在減小風荷載方面的可優化空間較小；并且南北向相鄰2排光伏方陣的間距已設定為9 m，出于節約土地的考慮，南北向相鄰光伏方陣間距的可優化空間也相對較小。因而，適當調整光伏陣列中東西向相鄰光伏方陣的間距Ls可在一定程度上減小風荷載的影響。

利用流體動力學(CFD)方法，分析2個東西向相鄰排列的光伏方陣在正向、反向2種風向條件下，Ls分別為0.50、0.75、1.00、1.50、2.00和3.00 m時光伏方陣受風荷載的情況。但考慮到結構的對稱性，選取結構的一半建立流體動力學分析模型。圖2為2種風向條件下Ls為0.75 m時光伏方陣受風荷載的模型。

圖2 2種風向條件下Ls為0.75 m時光伏方陣受風荷載的模型Fig. 2 Wind load model of PV array unit with two wind directions and Ls is 0.75 m

對不同環境溫度和不同Ls時光伏方陣受風荷載的影響進行研究。低溫環境會引起空氣密度和空氣動力粘度的變化[7]，在-40.4 ℃時，空氣密度為1.479 kg/m3，空氣的動力粘度為1.522×10-5kg/(m·s)。利用CFD方法進行計算時，模型的入口風速設定為50.3 m/s，出口設置為壓力出口，Ls的取值分別為0.50、0.75、1.00、1.50、2.00和3.00 m。

在50.3 m/s風速下，對環境溫度分別為25℃和-40.4℃、不同Ls時光伏方陣受正向風荷載情況進行分析，具體如圖3所示。圖中，Fx為光伏方陣表面所承受風荷載的水平方向的分力；Fy為光伏方陣表面所承受風荷載的垂直方向的分力；F為光伏方陣表面所承受風荷載的合力。

圖3 在50.3 m/s風速下，不同環境溫度、不同Ls時光伏方陣受正向風荷載的情況Fig. 3 Frontal wind load of PV array unit with different Ls and different ambient temperature under 50.3 m/s wind speed

正向風在水平方向的荷載會對光伏方陣形成較大的傾覆力矩，破壞性較強。由圖3可知，在50.3 m/s的風速作用下，光伏方陣承受了較大的風荷載，水平方向最大風荷載可達20435.2 N。當Ls≤1.0 m時，光伏方陣所承受的正向風荷載均較大；而當Ls＞1.0 m時，光伏方陣所承受的正向水平方向風荷載開始減小。與環境溫度為25℃時光伏方陣受正向風荷載的情況相比，環境溫度為-40.4 ℃時光伏方陣受正向風荷載明顯較大，且增大約25%。

3.2.2 東西向間距對光伏方陣受反向風荷載的影響

在50.3 m/s風速下，不同環境溫度、不同Ls時光伏方陣受反向風荷載的情況如圖4所示。

圖4 在50.3 m/s風速下，不同環境溫度、不同Ls時光伏方陣受反向風荷載的情況Fig. 4 Reverse wind load of PV array unit with difterent Ls and different ambient temperature under 50.3 m/s wind speed

相比于正向風荷載，在反向風荷載下，風在水平方向的荷載對光伏方陣形成了更大的傾覆力矩。由圖4可知，在50.3 m/s風速作用下，光伏方陣承受的水平方向最大風荷載可達22513 N。與正向風荷載相同，當Ls≤1.0 m時，光伏方陣承受的風荷載較大；而當Ls＞1.0 m時，光伏方陣所承受的風荷載開始減小。與環境溫度為25 ℃時光伏方陣受反向風荷載情況相比，環境溫度為-40.4℃時光伏方陣所受的反向風荷載明顯更大，增大約25%。

綜上所述可知，Ls對光伏方陣所承受的風荷載有一定影響，應保證Ls＞1.0 m，以盡量減小風荷載的影響；但過大的距離會占用較多的土地，因此Ls取1.5 m為宜。

3.3 光伏陣列受風荷載的情況

利用CFD方法對環境溫度為-40.4 ℃、風速為50.3 m/s、D為9.0 m、Ls為1.5 m時光伏陣列受風荷載的情況進行研究。考慮到光伏陣列布局的對稱性，取陣列的一半建立計算模型。光伏陣列受正向風荷載的模型如圖5所示。從風入口處開始編號，光伏方陣的編號依次為1#～6#。

圖5 光伏陣列受正向風荷載的模型Fig. 5 Frontal wind load model of PV array

環境溫度為-40.4 ℃、風速為50.3 m/s、D為9.0 m、Ls為1.5 m時正向風與反向風作用下，各光伏方陣的受風荷載計算結果如圖6所示。

圖6 2種風向下各光伏方陣受風荷載的情況Fig. 6 Wind load of PV array unit under two wind directions

由圖6可知，在極端風速下，對于正向風和反向風2種情況，1#光伏方陣受風荷載最大，2#光伏方陣受風荷載最小。正向風條件下，2#光伏方陣的Fx和Fy分別為1#光伏方陣的31.6%和32.2%；反向風條件下，2#光伏方陣的Fx和Fy僅為1#光伏方陣的24.5%和24.2%。

在正向風作用下，3#～6#光伏方陣所承受的Fx和Fy較為接近，且遠低于1#光伏方陣對應的Fx和Fy，其中3#～6#光伏方陣的Fx分別為1#光伏方陣Fx的38.3%、35.9%、38.3%和35.6%，Fy分別為1#光伏方陣Fy的38.8%、36.5%、38.2%和35.7%；在反向風作用下，3#～6#光伏方陣所承受的風荷載隨著序號的增加而減小，3#光伏方陣的Fx和Fy分別為1#光伏方陣Fx和Fy的48.1%和47.9%，6#光伏方陣的Fx和Fy分別為1#光伏方陣Fx和Fy的30.6%和30.4%。

4 光伏支架結構的優化

4.1 底座結構的優化

當固定式光伏支架的基礎形式采用小型的條形混凝土基礎形式時，每個光伏方陣的支架需要3個條形混凝土基礎。光伏支架及條形混凝土基礎的受力示意圖如圖7所示。圖中，G0為光伏支架及組件自身的重力；h為條形混凝土基礎的高度；L為條形混凝土基礎的長度；Ly為風荷載作用力點到條形混凝土基礎上表面的距離；Lx0為G0到條形混凝土基礎前端面的距離；Lx1為風荷載作用力點到條形混凝土基礎前端面的距離；Lx2為風荷載作用力點到條形混凝土基礎后端面的距離。

圖7 光伏支架及條形混凝土基礎的受力示意圖Fig. 7 Schematic diagram of force of PV support and strip concrete foundation

假定條形混凝土基礎的前、后邊緣到光伏支架前、后立柱地腳螺栓之間的距離相同，根據結構的受力情況，可建立條形混凝土基礎質量的計算式為：

式中，G為1個條形混凝土基礎的質量，kg；g為重力加速度；G0在此處取2446.6 N

在50.3 m/s極端風速的作用下，所需條形混凝土基礎最小質量的計算結果如圖8所示。條形混凝土基礎的長度L對基礎的最小質量有較大影響。由圖8可知，隨著L的增大，滿足光伏方陣不傾覆要求所需的條形混凝土基礎的最小質量明顯減小。

圖8 極端風速下，所需條形混凝土基礎的最小質量與長度的關系Fig. 8 Relationship between minimum weight and length of strip concrete foundation required under extreme wind speed

設定條形混凝土基礎的寬度為400 mm，混凝土的密度為2400 kg/m3，則在50.3 m/s極端風速作用下，條形混凝土基礎所需高度h的計算結果如圖9所示。

圖9 極端風速下，所需條形混凝土基礎的高度與最小長度的關系Fig. 9 Relationship between height and minimum length of strip concrete foundation required under extreme wind speed

從圖9可以看出，隨著h的增大，滿足光伏方陣不傾覆要求所需條形混凝土基礎的最小長度在減小。

由于南極地區的淡水資源匱乏，施工條件簡陋，對于混凝土形式的基礎，往往采取在國內預制，然后再運輸至科考站進行安裝的施工策略。長度相對較小的條形混凝土基礎有利于裝卸和運輸。因此，最終選定條形混凝土基礎的長度為2400 mm，對應的條形混凝土基礎的高度為400 mm。

4.2 光伏支架主體結構的受力分析

應用于中山站的光伏支架的主體結構材料需要選用低溫鋼。Q345E結構鋼具有良好的低溫性能[8]，其屈服強度為345 MPa，在-40℃條件下的沖擊功AKV不低于27 J。因此，支架的鋼結構選用Q345E結構鋼。利用有限元分析軟件，建立了在50.3 m/s極端風速作用下光伏支架主體結構的受力分析模型。光伏方陣單位面積所受風荷載P的計算式為：

式中，γ為風荷載體型系數[9]，取1.4；F為風在光伏組件表面法線方向的荷載，N；S為光伏組件的面積，m2。

通過式(3)可計算得到，在正向風荷載下，P為4313.1 N/m2；在反向風荷載下，P為4792.2 N/m2。

為考察光伏支架在反向風荷載下的應力分布情況，設定光伏支架采用80 mm×40 mm×2.5mm的Q345E矩形鋼管，在風速為50.3 m/s情況下光伏支架主體結構的組合應力分布情況如圖10所示。為反映光伏支架主體結構在50.3 m/s風速下的真實受力情況，在計算時未考慮風荷載體型系數的影響。由圖10可知，支架中前立柱底部的應力最大，而其他部分的受力遠小于前立柱底部。

圖10 光伏支架主體結構的組合應力分布情況Fig. 10 Combined stress distribution of main structure of PV support

目前市場上常用的光伏支架立柱的材料為Q235普通碳素結構鋼或鋁合金，長、寬尺寸一般為80 mm×40 mm或60 mm×40 mm。本項目選用規格尺寸與市場產品相近的Q345E矩形鋼管作為前立柱材料，矩形鋼管的備選規格如表2所示。

表2 前立柱矩形鋼管的備選規格Table 2 Alternative specification for front column rectangular steel pipe

在50.3 m/s極端風速作用下且風荷載體型系數取1.4時，不同規格的前立柱最大受力點的組合應力情況如圖11所示。由于支架中前立柱底部的應力最大，其規格的選取決定了支架立柱的規格選取。

圖11 極端風速作用下，不同前立柱方案的最大受力點的組合應力情況Fig. 11 Combined stress of maximum force point of different front column schemes uunder extreme wind speed

由圖11可知，方案1的最大受力點組合應力明顯小于其他5種方案，安全系數(由Q345E矩形鋼管屈服極限值除以最大受力點組合應力所得)約為2.9；方案2～方案4的最大受力點組合應力非常接近，安全系數約為2.4；方案5和方案6的最大受力點組合應力相對較大，安全系數分別為2.0和1.7。考慮到瞬時陣風、暴風雪等惡劣因素的影響，光伏支架的安全系數應取較大值，同時在滿足強度的要求下應采用重量較輕的材料。綜合上述2點因素，選擇方案2作為光伏支架立柱的規格。

5 結論

本文針對中山站光伏發電系統，研究了應用于極端環境條件下的光伏支架，并確定了最終技術方案。研究結果表明：

1)極端環境條件下，空氣參數的變化對光伏方陣受風荷載的影響較大。因此，在光伏支架結構設計過程中，應充分考慮中山站的環境溫度等因素。

2)中山站的光伏方陣南北向相鄰2排光伏方陣的間距達9 m，優化東西向相鄰2個光伏方陣的間距對光伏方陣承受風荷載有一定影響，但東西向相鄰2個光伏方陣的間距不應低于1.0 m，迎風的首排光伏方陣承受的風荷載遠大于后面的方陣。

3)增大光伏支架底座條形混凝土基礎的長度有利于減輕基礎的質量，在中山站地區，對于安裝4塊光伏組件的光伏方陣來說，條形混凝土基礎的尺寸可取2.4 m×0.4 m×0.4 m。支架前立柱的受力最大，選用Q345E材質的規格為80 m×40 mm×2.0 mm的矩形鋼管材料能夠滿足工程要求。