王帥杰

(沈陽工程學院新能源學院，遼寧沈陽110136)

太陽能光伏發(fā)電在新能源發(fā)電產(chǎn)業(yè)中占據(jù)著舉足輕重的地位。從2009年我國開展第一批光伏發(fā)電站項目特許權(quán)招標以來，光伏電站尤其是并網(wǎng)電站在我國井噴式發(fā)展，隨著近幾年各省市對光伏發(fā)電扶持政策的陸續(xù)出臺，光伏并網(wǎng)裝機容量正逐年迅速增長。據(jù)國家能源局2014年2月最新統(tǒng)計，截至2013年底，我國新增太陽能并網(wǎng)發(fā)電量達1 130萬kW，累計并網(wǎng)裝機容量達1 479萬kW。

對于大型光伏并網(wǎng)電站項目來說，全年發(fā)電量的數(shù)額不僅體現(xiàn)了對太陽能資源的利用率，而且跟企業(yè)的收益密切相關。發(fā)電量的多少主要取決于光伏電站組件擺放的角度，包括傾斜角和方位角。對于大型并網(wǎng)電站來說，考慮的是全年電量收益率達到最大值，因此方位角均采用0°(即組件垂直面與正南的夾角為0°)。這里在方位角為0°的前提下，針對光伏組件擺放的傾斜角(即組件平面與地平面間的夾角)對并網(wǎng)發(fā)電的影響進行了研究和分析。

1 太陽能輻射資源分析

選取遼寧省北票市作為分析地點，以北票市太陽能資源作為參考。選取北票氣象站進行日照時數(shù)、日照百分率的長期觀測。選取朝陽氣象站進行太陽總輻射單輻射要素氣象的觀測。選取沈陽氣象站進行太陽總輻射、直接輻射、散射輻射等全輻射要素的長期觀測。下面將采用上述3個氣象站的有關太陽能資源的觀測資料對北票地區(qū)的太陽能資源狀況進行評估。

1.1 太陽總輻射

采用朝陽氣象站的太陽總輻射觀測資料分析該區(qū)域的太陽總輻射隨季節(jié)、年際變化的特點。

表1列出了朝陽氣象站兩時段的累年各月及年平均太陽總輻射量?？梢钥吹剑柕貐^(qū)的年均太陽總輻射為5 100 MJ·m－2左右，近6年的年均太陽總輻射偏低，為 5 086.8 MJ·m－2。

表1 朝陽氣象站累年各月及年平均太陽總輻射量 MJ

1.2 水平面上的直接輻射和散射輻射

采用沈陽氣象站的輻射觀測資料分析該區(qū)域的直接輻射與散射輻射在各季節(jié)的比例。

表2列出了沈陽各月水平面上太陽直接輻射占總輻射的比例?？梢钥吹?，年太陽直接輻射占總輻射的比例為53%，近6年偏低。各月的比值在33.2% ～60.5%之間，秋季比值較高，夏季比值最低。

表2 沈陽氣象站水平面上太陽直接輻射占總輻射比例的累年平均值 %

1.3 太陽總輻射推算

由于北票地區(qū)沒有太陽總輻射觀測，為此利用朝陽氣象站的觀測資料，采用了較為常見的推算無輻射觀測地區(qū)太陽總輻射的計算公式

式中，Q為推算出的太陽總輻射，Q0為天文總輻射，S為日照百分率，a、b為經(jīng)驗系數(shù)。

采用朝陽1971～2009年實測日照百分率及太陽總輻射資料擬合出計算朝陽地區(qū)太陽總輻射的經(jīng)驗公式。由于太陽總輻射隨季節(jié)變化較大，為使推算結(jié)果更接近實際情況，按月份確定出式(1)中的經(jīng)驗系數(shù)a、b值，對北票地區(qū)的太陽總輻射進行推算，結(jié)果如表3。

1.4 直接輻射和散射輻射推算

根據(jù)沈陽氣象站實測出的太陽直接輻射占總輻射的比例，表4列出了北票地區(qū)太陽總輻射中各分量的推算值。

表3 北票累年各月及年平均太陽總輻射量推算值 MJ·m－2

表4 北票市各月太陽直接輻射、散射量推算值 MJ·m－2

2 光資源計算及年度發(fā)電量分析

2.1 光資源計算

由于太陽輻射具有不確定因素，為了盡可能精確地計算，這里采用表4中1971—2009年的太陽輻射量，根據(jù)公式(2)來推算在不同傾斜角下光伏組件全年吸收太陽輻射量的大小。

式中，H直為直接輻射量;H散為散射輻射量;H總為總輻射量;α為正午時分太陽高度角，參見公式(3)、(4);β為光伏組件傾斜角;ρ為地表反射率，取0.2。

式中，φ為當?shù)鼐暥龋”本?1.5°;δ為太陽赤緯角;ω為時角，正午時為0。

其中，n為一年中的第幾天。

根據(jù)公式(3)和(4)得出結(jié)果，如表5所示。

表5 不同月份對應的太陽赤緯角及高度角

根據(jù)天文學知識以及當?shù)亟?jīng)緯度的推算，在光伏組件傾斜角為35°，方位角為0°的時候，全年吸收輻射量能達到最大值。只對傾斜角進行討論，因此光伏組件的方位角取0°，傾斜角范圍在20°至50°之間，每隔5°進行計算比較，得出表6。

表6 不同光伏組件傾斜角下對應輻射量的大小 MJ·m－2

2.2 年度發(fā)電量分析

目前我國的大型光伏并網(wǎng)發(fā)電是以10 MW(10 000 kW)為1個單元，因此這里也以10 MW為1個單元，忽略其他損耗和衰減，對年度發(fā)電量和上網(wǎng)電價(根據(jù)國家和遼寧省的最新政策規(guī)定，按照1.3元/kWh計算)進行對比，見表7。

表7 不同光伏組件傾斜角下對年度發(fā)電量和上網(wǎng)電價對比

3 結(jié)語

由上述計算分析得知，從年發(fā)電量角度來看，以最佳傾斜角為基點，若偏離5°以內(nèi)，則對發(fā)電量影響甚微(0.2% ～0.4%);若偏離10°，對發(fā)電量有一定影響(0.7% ～1.4%);若偏離 15°，對發(fā)電量影響較大(2.8% ～7.8%)。

從年收益角度，對于光伏發(fā)電項目來說，我國一直在完善光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展政策，以最新的2013年9月國家發(fā)改委發(fā)布的《國務院關于促進光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的若干意見》(國發(fā)［2013］24號)為標準，國家給予光伏并網(wǎng)電站的電價補貼在0.9元～1.0元/kWh之間(根據(jù)光資源條件劃分)。同時我國很多省市還給予發(fā)電企業(yè)額外的電價補助，例如遼寧0.3元/kWh，上海0.25元/kWh，浙江0.1元/kWh。相比燃煤機組標桿上網(wǎng)電價0.42元/kWh來講，顯然光伏發(fā)電的上網(wǎng)電價要高出許多，微小的差別會影響發(fā)電企業(yè)的收益。

根據(jù)上述數(shù)據(jù)和分析可知，在建設大型并網(wǎng)電站(≥10 MWP)時，若光伏組件傾斜角超過最佳傾斜角的5°以上，則會對發(fā)電量和收益帶來一定的損失，偏離越大，損失越大。因此如沒有特殊要求，傾斜角應盡量選擇在±5°范圍內(nèi)，以保證年度發(fā)電量和收益率達到或接近最大值。

［1］施鈺川.太陽能原理與技術(shù)［M］.西安:西安交通大學出版社，2009.

［2］王志娟.太陽能光伏技術(shù)［M］.杭州:浙江科學技術(shù)出版社，2009.

［3］ Stuart R W，Martin A G，Muriel E W.Applied Photovoltaics［M］.Watson:Comwall.TJ International Ltd，2009.

［4］朱永強.新能源與分布式發(fā)電技術(shù)［M］.北京:北京大學出版社，2010.

［5］鐘天宇，劉慶超，楊 明.并網(wǎng)光伏電站光伏組件支架最佳傾角設計研究［J］.發(fā)電與空調(diào)，2013(1):5-7.