光伏模拟软件对比：结论

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本文内容

作为《光伏模拟软件对比》系列的总结文章，本文对比完整模拟链条上的并网送出电量。文中指出哪些环节主导了最终结果的差异，以及这些差异对模拟软件选择意味着什么。

概述

本系列此前的文章逐一分离光伏模拟链条的各个环节，并分析各模拟软件之间的差异。本文对比最终的并网送出电量，并追溯各环节的差异如何叠加形成该结果。

定量结果涵盖 pvlib、PVsyst 和 System Advisor Model (SAM) 与 Solargis Evaluate 的对比。Solargis Prospect 和 SolarFarmer 被排除在定量对比之外，仅出现在基于公开文档所述方法的定性对比中。关于对比设置（场址、系统配置、版本号以及偏差/RMSE 的定义），请参见设置与测试方法。

主要发现

三款模拟软件在并网点处的中位偏差均保持在 1.1% 以内，且 72 个案例中有 44 个落在 2% 以内。
在多数案例中，Solargis Evaluate 报告的并网送出电量最高。 三款参与对比的模拟软件在中位数上均更低，并在 72 个单独案例中的 50 个更低。
从 阵列面辐照度到直流功率的转换 （在阵列输出端）对最终偏差的贡献超过链条其余全部环节之和。
偏差在链条上部分相互抵消，但 RMSE 在正面辐照度与并网点之间大致翻倍。
直流阵列输出 下游的差异可以忽略。直流侧损失、逆变器转换以及整个交流侧各自使最终偏差变动 0.25 个百分点或更少。

注意：在本对比系列中，Solargis Evaluate 被用作计算偏差和 RMSE 的数学参考序列。这些统计量需要一个选定的参考对象，而 Solargis Evaluate 是一个合适的选择。此约定并不意味着 Solargis Evaluate 比其他模拟软件更准确。差异表明各模拟软件在方法学上何处存在分歧，而非何者正确。

并网送出电量

中位偏差为 pvlib −0.93%、PVsyst −1.09%、SAM −0.45%。三款软件读数低于 Solargis Evaluate 的次数都多于高于的次数，但没有一款始终偏低：pvlib 和 PVsyst 在 24 个案例中有 18 个为负，SAM 为 14 个。单个案例落在 Solargis Evaluate 的 1% 以内的数量为：pvlib 8 个，PVsyst 9 个，SAM 10 个。

对于三款模拟软件而言，固定倾角双面系统的一致性最高，而单面跟踪系统在 pvlib 和 PVsyst 上的一致性最低。Sulov 是极端案例，在每款模拟软件上都呈现最高的 RMSE（pvlib 18.0%、PVsyst 14.1%、SAM 24.1%）。Dharan 在双面跟踪配置上呈现最大的单个偏差偏离（pvlib −6.2%、SAM −7.7%）。

图 1 和图 2 按支架配置呈现这些结果，其下方的折叠面板则包含按单个场址的拆解。

图 1：并网送出电量，pvlib、PVsyst 和 SAM 相对于 Solargis Evaluate 的偏差，以 Solargis Evaluate 数值的百分比表示，按支架配置在六个测试场址上给出。

图 2：并网送出电量，pvlib、PVsyst 和 SAM 相对于 Solargis Evaluate 的 RMSE，以 Solargis Evaluate 数值的百分比表示，按支架配置在六个测试场址上给出。

并网送出电量偏差与 RMSE 的各场址拆解

差异的主要来源

表 1 显示了模拟链条中各环节对累积偏差的贡献。

光学链条中的偏差（表中粗体的直流转换环节以上部分）趋向正值。倾斜面转换环节使三款模拟软件的起点位于 +0.29% 至 +0.61% 之间，入射角损失环节又增加 +0.52 至 +1.20 个百分点，因为参与对比的各模拟软件大多计算出比 Solargis Evaluate 更小的入射角损失（采用 ASHRAE 模型的 PVsyst 在单面配置下计算出的损失略大）。随后直流转换环节逆转了这一趋势并使其反向超出，减去 1.54 至 3.01 个百分点。相较于某些环节中的变动幅度，各模拟软件的最终偏差相对较小。

因此，末行中的接近一致在一定程度上是巧合。两套相互独立的模型选择在这些测试案例中恰好朝相反方向作用。倾斜面转换模型和入射角模型将偏差推高；直流转换模型将其压低。两者互不响应，链条中也没有任何机制强制两者之间保持平衡。

若某个场址或系统改变了其中一项变动的幅度而未改变另一项，则会报告出更大的差异。Las Vegas 的固定倾角双面配置在 pvlib 上就体现了这一点：近处遮挡和入射角模型使偏差在光学链条末端达到 +4.27%，随后直流转换又增加了 3.40 个百分点而非减去，经电气损失后的最终偏差达到 +5.73%，而中位数为 −0.93%。表 1 显示各模拟软件的一致性约在 1% 以内，但在 72 个单独案例中，偏差差异的范围为 −7.66% 至 +6.71%。

符号相反的差异在偏差中相互抵消，但在 RMSE 中相互叠加，这正是 RMSE 几乎在每一步都上升的原因：从正面辐照度处接近 2% 的中位数，上升至并网点处 pvlib 4.29%、PVsyst 3.85%、SAM 3.37%。对于 pvlib，这一上升在全部 24 个案例中都是单调的。

模拟链条环节	pvlib：变动	pvlib：累积	PVsyst：变动	PVsyst：累积	SAM：变动	SAM：累积
正面 GTI 倾斜面转换	+0.31	+0.31	+0.61	+0.61	+0.29	+0.29
地平线遮挡	+0.15	+0.60	−0.12	+0.36	未分开计	未分开计
近处遮挡	−0.01	+0.48	+0.34	+0.39	−0.05	+0.34
积尘	0.00	+0.48	0.00	+0.39	0.00	+0.32
入射角（IAM）	+1.20	+1.98	+0.52	+1.00	+0.52	+1.21
直流转换	−3.01	*−1.09*	−2.52	*−1.66*	−1.54	*−0.69*
直流侧损失	−0.05	−0.90	+0.11	−1.29	−0.02	−0.36
逆变器转换	−0.04	−0.95	−0.02	−1.31	−0.05	−0.44
交流侧至电网	−0.02	−0.93	+0.23	−1.09	+0.08	−0.45
并网送出电量	–	*−0.93*	–	*−1.09*	–	*−0.45*

表 1：模拟链条各环节对相对于 Solargis Evaluate 的偏差的贡献，以百分点表示，取 24 个场址与配置案例的中位数。变动列给出该环节所贡献的中位变动量；累积列给出该环节结束时所携带的中位偏差。两列是各自独立计算的，因此变动值之和并不等于累积值。SAM 不将地平线遮挡与近处遮挡分开，因此其近处遮挡数值涵盖两者。

直流转换环节的组成部分

直流转换环节包括双面系统的背面辐照度贡献、电池温度模型以及组件转换模型。并非每款模拟软件都会输出各个组成部分，因此该环节只能部分分解。相关建模差异在直流侧电气建模一文中介绍，而详细结果与分析则完成了部分分解。

对软件选择的意义

对最终结果影响最大的环节并非固定不变。在 Sulov 场址，地形地平线主导了分歧，仅在地平线遮挡这一环节，pvlib 和 PVsyst 的差异就可达 4.5 个百分点，且方向相反。在 Dharan 场址的跟踪支架配置下，对 SAM 和 pvlib 而言，正面 GTI 倾斜面转换在施加任何损失之前就贡献了约 2 个百分点的偏差。具有显著地形地平线、高散射比例或极端温度的场址，相应地更难以预判。

各模拟软件在链条末端的一致，并不意味着在链条沿途也一致。一款模拟软件可以在并网点处报告与 Solargis Evaluate 相差 1% 以内的发电量，同时在光伏阵列输入端相差 3%。仅就最终发电量所做的对比会掩盖这一事实。

因此，随着项目复杂度上升，软件选择的重要性也随之上升。 在无遮挡场址的简单固定倾角系统上，各模拟软件在中位数上收敛至约 1% 以内。而随着跟踪支架、复杂地形和地平线的加入，离散度随之扩大，这也正是所选工具的建模深度对所报告发电量影响最大之处。

光伏模拟软件对比：结论