常建國，付夢菲

(河南省建筑科學(xué)研究院有限公司，鄭州 450053)

0 引言

面對日益嚴(yán)峻的全球能源危機(jī)形勢，開發(fā)和利用可再生能源將是未來能源發(fā)展的必然趨勢，也是實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰、碳中和目標(biāo)的重要途徑。太陽能作為一種可再生能源，具有取之不盡用之不竭、清潔可循環(huán)、無公害等優(yōu)點(diǎn)，在國內(nèi)外均得到了大力的開發(fā)利用。光伏發(fā)電作為太陽能的一種主要利用方式，其在日常生活中的應(yīng)用也越來越廣泛。屋頂光伏發(fā)電項(xiàng)目普遍要求屋頂?shù)拿娣e大、結(jié)構(gòu)好、承重強(qiáng)，而農(nóng)村地區(qū)擁有眾多優(yōu)質(zhì)的屋頂資源，可充分利用該空間資源[1-4]。因地制宜地建設(shè)屋頂光伏發(fā)電項(xiàng)目，既響應(yīng)了政府充分利用可再生能源的相關(guān)政策號(hào)召，又在某種程度上改善了中國電力供應(yīng)不足等問題。本文以鄭州市某農(nóng)村房屋的屋頂為例，建立小型的屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)模型，通過對光伏組件安裝傾角和光伏陣列間距進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)，并利用PVsyst軟件模擬屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電量，得到該光伏發(fā)電系統(tǒng)發(fā)電量最大時(shí)的設(shè)計(jì)方式。

1 屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)發(fā)電量的模擬計(jì)算

以鄭州市某農(nóng)村房屋的屋頂為例，該房屋高4 m，南北朝向；屋頂尺寸為長20 m、寬10 m，在該屋頂安裝光伏發(fā)電系統(tǒng)。

1.1 光伏組件安裝傾角的優(yōu)化設(shè)計(jì)

由于太陽輻照資源和太陽入射角的變化都會(huì)影響光伏組件的輸出功率[5-6]，通常以軟件模擬得到的光伏組件最佳安裝傾角來安裝光伏組件，使光伏組件以最大功率輸出。由于項(xiàng)目所在地的經(jīng)緯度不同，所采用的光伏組件最佳安裝傾角也會(huì)不同。

太陽輻照的均勻性對光伏發(fā)電系統(tǒng)的整體發(fā)電量影響較大，對于負(fù)載均衡或近乎均衡的獨(dú)立光伏發(fā)電系統(tǒng)而言，可以引入太陽輻照累積偏差δ，并對其進(jìn)行量化處理。太陽輻照累積偏差可以表示為：

式中：Htβ為傾斜角為β的傾斜面上接收的月平均太陽輻照量；為傾斜角為β的傾斜面上接收的年平均太陽輻照量；Mi為一年中第i個(gè)月的天數(shù)。

由式(1)可知，太陽輻照累積偏差值的大小直接反映了全年太陽輻照的均勻性；太陽輻照累積偏差的值越小，說明太陽輻照的均勻性越好。根據(jù)負(fù)載均衡或近似均衡的獨(dú)立光伏發(fā)電系統(tǒng)的設(shè)計(jì)要求，理想的工況是：通過選擇合適的光伏組件安裝傾角，從而使傾斜角為β的傾斜面上接收的年平均太陽輻照量為最大值、太陽輻照累積偏差為最小值。但在實(shí)際情況中，很難在同時(shí)滿足這2個(gè)參數(shù)要求時(shí)對應(yīng)同一個(gè)光伏組件安裝傾角，因此在選擇光伏組件最佳安裝傾角時(shí)，不能單獨(dú)考慮傾斜角為β的傾斜面上接收的年平均太陽輻照量為最大值或太陽輻照累積偏差為最小值，需在二者各自對應(yīng)的光伏組件安裝傾角之間擇優(yōu)。

綜合考慮上述因素后，引進(jìn)斜面輻照系數(shù)K，用于表示傾斜面上接收的太陽輻照量的綜合特性。斜面輻照系數(shù)可表示為：

由于傾斜角為β的傾斜面上接收的年平均太陽輻照量和太陽輻照累積偏差都與光伏組件的安裝傾角有關(guān)，所以當(dāng)斜面輻照系數(shù)取極大值時(shí)，存在以下關(guān)系：

綜上所述，利用PVsyst軟件模擬屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電量情況[4,7]。其中：光伏陣列方位角設(shè)定為0°；光伏組件朝南安裝；采用固定傾角式光伏支架。考慮了上述與光伏組件安裝傾角相關(guān)的各個(gè)參數(shù)后，將位于鄭州市某屋頂?shù)墓夥l(fā)電系統(tǒng)的光伏組件安裝傾角設(shè)置為30°。模擬結(jié)果顯示：當(dāng)光伏組件采用此安裝傾角時(shí)，其輸出功率損失最小，屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電量可達(dá)到較好效果，具體如圖1所示。由此可知，該地區(qū)的光伏組件最佳安裝傾角為30°，并以此安裝傾角作為本文分析鄭州市屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)時(shí)的最佳安裝傾角。

圖1 PVsyst軟件模擬得到的屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)發(fā)電量情況Fig. 1 Power generation of roof PV power generation system simulated by PVsyst software

1.2 最佳光伏陣列間距的確定

光伏陣列排布時(shí)，若前后排光伏陣列間距過小，前排光伏組件會(huì)對后排光伏組件產(chǎn)生一定的陰影遮擋，影響后排光伏組件接收的太陽輻照量，降低其輸出功率；若此間距過大，會(huì)導(dǎo)致光伏發(fā)電系統(tǒng)占地面積增大，增加土地成本。因此，在對光伏陣列進(jìn)行排布時(shí)，通常選取最佳光伏陣列間距。對于最佳光伏陣列間距的選取，通常在光伏陣列朝向、光伏組件最佳安裝傾角確定后，保證在冬至日當(dāng)?shù)卣嫣枙r(shí)09:00～15:00時(shí)段內(nèi)前、后排光伏組件互不產(chǎn)生陰影遮擋[8]，此時(shí)得到的前后排光伏陣列間距即為最佳光伏陣列間距。

在光伏陣列方位角設(shè)定為0°、光伏組件安裝傾角為30°的前提下，利用PVsyst軟件模擬不同前后排光伏陣列間距時(shí)的陰影遮擋情況，對試算出的相對合理時(shí)間段(08:00～14:00)內(nèi)的光伏陣列間距進(jìn)一步優(yōu)化，逐步得到09:00～15:00時(shí)的光伏陣列間距。根據(jù)模擬結(jié)果，最終選取最佳光伏陣列間距為3.3 m，模擬結(jié)果如圖2所示。

圖2 PVsyst軟件模擬得到的最佳光伏陣列間距結(jié)果Fig. 2 Simulation results of optimal PV array spacing by PVsyst software

1.3 模型建立與計(jì)算分析

選取某品牌的多晶硅光伏組件，該光伏組件的尺寸為1650 mm×992 mm×35 mm，標(biāo)稱功率為270 W。依據(jù)上文確定的光伏組件布置朝向、安裝傾角及前后排光伏陣列間距，可計(jì)算得到在長20 m、寬10 m的屋頂面積下能布置3個(gè)光伏陣列，共計(jì)54塊光伏組件。由此可知，本屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)的總裝機(jī)容量為14.58 kW，光伏組件總面積為88.39 m2。本屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)的光伏組件平面布置圖如圖3所示。

圖3 本屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)的光伏組件平面布置圖Fig. 3 Layout plan of PV modules in roof PV power generation system

根據(jù)上文確定的光伏組件最佳安裝傾角、最佳光伏陣列間距，在PVsyst軟件Near Shadings模塊的Construction/Perspective功能下建立本屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)的3D模型。模擬時(shí)間選擇冬至日，該天時(shí)光伏組件的陰影遮擋模擬結(jié)果如圖4所示。

圖4 冬至日時(shí)光伏組件的陰影遮擋模擬結(jié)果Fig. 4 Simulation results of shadow occlusion of PV modules on winter solstice

由圖4可知：在冬至日全天的日照時(shí)間中，09:00～15:00時(shí)，光伏組件接收的太陽輻照量較大，陰影遮擋損失最小。因此可認(rèn)為在此時(shí)間段內(nèi)，前后排光伏組件無遮擋。

當(dāng)該屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)的光伏組件安裝傾角為30°、光伏陣列方位角為0°、前后排光伏陣列間距為3.3 m時(shí)，對其全年發(fā)電量情況進(jìn)行模擬，模擬結(jié)果如圖5所示。

圖5 屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)的年發(fā)電量模擬結(jié)果Fig. 5 Simulation results of annual power generation of roof PV power generation system

由圖5可知：該屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)的年發(fā)電量為18434 kWh，系統(tǒng)效率為84.2%。

2 不同因素對屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)發(fā)電量的影響

影響光伏發(fā)電系統(tǒng)發(fā)電量的因素主要有太陽輻照量、光伏組件安裝傾角、光伏方陣方位角、前后排光伏陣列間距、光伏組件排布方式、光伏組件光電轉(zhuǎn)換效率、組合損失、灰塵或積雪遮擋、溫度特性、線路變壓器損失、逆變器效率、陰影遮擋等[9]。在小型的屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)設(shè)計(jì)時(shí)，對于與光伏組件自身性能、逆變器特性有關(guān)的影響因素，以及灰塵遮擋、積雪遮擋等影響因素，可以通過選擇高性能產(chǎn)品、加強(qiáng)光伏發(fā)電系統(tǒng)運(yùn)行過程中的維護(hù)等手段提高系統(tǒng)發(fā)電量；除此之外，還可以通過優(yōu)化光伏組件安裝傾角、光伏陣列方位角、前后排光伏陣列間距等措施來實(shí)現(xiàn)屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)發(fā)電量的最大化。

2.1 太陽輻照量的影響

選取位于中國不同氣候分區(qū)的5個(gè)城市，分別為嚴(yán)寒地區(qū)的沈陽市、寒冷地區(qū)的鄭州市、夏熱冬冷地區(qū)的杭州市、夏熱冬暖地區(qū)的廣州市，以及溫和地區(qū)的昆明市，各個(gè)城市的太陽輻照量不同。以上文建立的位于鄭州市的屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)模型為基礎(chǔ)，在采用相同模型參數(shù)的情況下，利用PVsyst軟件模擬得到不同城市建設(shè)此種屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)時(shí)的年發(fā)電量，模擬結(jié)果對比如圖6所示。

圖6 相同條件下5個(gè)城市的屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)的 年發(fā)電量對比Fig. 6 Comparison of annual power generation of roof PV power generation systems in five cities under the same conditions

由圖6可知：沈陽市、鄭州市、昆明市的屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)的年發(fā)電量遠(yuǎn)大于杭州市和廣州市。根據(jù)GB 50364—2018《民用建筑太陽能熱水系統(tǒng)應(yīng)用技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)》附錄A中列舉的中國主要城市的太陽能資源數(shù)據(jù)，沈陽市、鄭州市、杭州市、廣州市、昆明市5個(gè)城市的水平面年平均總太陽輻照量分別為4953.78、4866.19、4258.84、4420.15、5180.83 MJ/m2，傾 斜 面 年平均總太陽輻照量分別為6251.36、5313.67、4515.77、4636.22、5596.56 MJ/m2(對應(yīng)的傾斜面修正系數(shù)分別為1.0671、1.0467、0.9362、0.8850、0.9216)。由于圖6中各個(gè)城市的屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)的年發(fā)電量的變化趨勢與其傾斜面年平均總太陽輻照量的變化規(guī)律相似，因此可得出：屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)的年發(fā)電量不僅與所在城市的傾斜面年平均總太陽輻照量相關(guān)，還與傾斜面修正系數(shù)密切相關(guān)。

2.2 光伏組件最佳安裝傾角的影響

在屋頂面積、光伏組件總量及光伏陣列數(shù)量與鄭州市屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)一致的情況下，利用PVsyst軟件模擬得到其他4個(gè)城市建設(shè)屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)時(shí)的光伏組件最佳安裝傾角，其中，沈陽市的為40°、杭州市的為23°、廣州市的為22°、昆明市的為29° 。

在前后排光伏陣列間距均為3.3 m的前提下，對5個(gè)城市的屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)分別采用各自的光伏組件最佳安裝傾角及30°安裝傾角時(shí)的年發(fā)電量進(jìn)行模擬，模擬結(jié)果對比如圖7所示。

圖7 相同前后排光伏陣列間距、不同光伏組件安裝傾角下各城市的屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)的年發(fā)電量對比Fig. 7 Comparison of annual power generation of roof PV power generation systems in different cities under same spacing between front and rear PV array and different installation angles of PV modules

由圖7可知：

1)在前后排光伏陣列間距均為3.3 m的前提下，在沈陽市，當(dāng)光伏組件安裝傾角取30°時(shí)，屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)的年發(fā)電量為19.85 MWh；而當(dāng)其取40°時(shí)，屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)的年發(fā)電量為19.52 MWh。光伏組件采用最佳安裝傾角時(shí)屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)的年發(fā)電量小于其采用30°時(shí)屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)的年發(fā)電量，主要是因?yàn)閷τ谏蜿柺卸?，采?.3 m的前后排光伏陣列間距會(huì)導(dǎo)致間距過小，光伏組件安裝傾角為40°時(shí)對后排光伏組件的陰影遮擋較嚴(yán)重，導(dǎo)致其接收的太陽輻照量減少，因此整體發(fā)電量較低。

2)在前后排光伏陣列間距均為3.3 m時(shí)，杭州市、廣州市、昆明市分別采用光伏組件最佳安裝傾角時(shí)的屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)年發(fā)電量均高于光伏組件安裝傾角采用30° 時(shí)的屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)年發(fā)電量。這主要是因?yàn)?.3 m的前后排光伏陣列間距大于這3個(gè)城市的最佳光伏陣列間距，從而可保證冬至日當(dāng)?shù)卣嫣枙r(shí)09:00～15:00時(shí)段內(nèi)后排光伏組件不被陰影遮擋，故光伏組件采用最佳安裝傾角時(shí)的發(fā)電量較大。

2.3 前后排光伏陣列間距的影響

在保證上述4個(gè)城市采用光伏組件最佳安裝傾角的前提下，分別利用PVsyst軟件模擬得到冬至日當(dāng)?shù)卣嫣枙r(shí)09:00～15:00時(shí)段內(nèi)前后排光伏組件不被陰影遮擋時(shí)的間距，即最佳光伏陣列間距，具體如表1所示。

表1 不同城市的光伏組件最佳安裝傾角及 最佳光伏陣列間距Table 1 Optimal installation angle of PV modules and optimal spacing between front and rear PV array in different cities

在采用光伏組件最佳安裝傾角的前提下，利用PVsyst軟件模擬得到分別采用相同前后排光伏陣列間距(3.3 m)及最佳光伏陣列間距時(shí)，各個(gè)城市的屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)的年發(fā)電量，模擬結(jié)果對比如圖8所示。

圖8 相同前后排及最佳光伏陣列間距時(shí)，各城市的屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)的年發(fā)電量對比Fig. 8 Comparison of annual power generation of roof PV power generation systems in different cities with the same and optimal spacing between front and rear PV arrays

由圖8可知：

1)在沈陽市，采用最佳光伏陣列間距時(shí)，屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)的年發(fā)電量優(yōu)于采用前后排光伏陣列間距為3.3 m時(shí)的年發(fā)電量，這主要是因?yàn)闈M足光伏組件最佳安裝傾角40°和最佳光伏陣列間距4.8 m時(shí)，光伏組件得到的太陽輻照量最大，使屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)的年發(fā)電量達(dá)到最大化。

2)在采用光伏組件最佳安裝傾角和最佳光伏陣列間距的前提下，杭州、鄭州、昆明這3個(gè)城市的屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)的年發(fā)電量均小于采用前后排光伏陣列間距為3.3 m時(shí)的年發(fā)電量，主要是因?yàn)榍昂笈殴夥嚵虚g距為3.3 m時(shí)大于這3個(gè)城市的最佳光伏陣列間距，此時(shí)光伏組件可獲得更多的太陽輻照量，故屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電量也越高。

3 屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)最優(yōu)設(shè)計(jì)的確定

在總裝機(jī)容量及光伏組件安裝傾角相同的條件下，前后排光伏陣列間距不同將導(dǎo)致光伏發(fā)電系統(tǒng)的占地面積不同。

針對上述5個(gè)城市的屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)而言，當(dāng)前后排光伏陣列間距為3.3 m時(shí)，占據(jù)屋頂?shù)拿娣e同為200 m2；當(dāng)上述5個(gè)城市的屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)均采用各自的光伏組件最佳安裝傾角、最佳光伏陣列間距時(shí)，其所占據(jù)的屋頂面積分別為260、200、178、164和174 m2；由于屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)的總發(fā)電量與所占據(jù)的屋頂面積有很大關(guān)系，故系統(tǒng)設(shè)計(jì)時(shí)應(yīng)綜合考慮單位屋頂面積的光伏發(fā)電量，使屋頂面積得到最大化利用。在光伏組件最佳安裝傾角的前提下，分別對比在相同前后排及最佳光伏陣列間距下各城市單位屋頂面積的年光伏發(fā)電量，具體如圖9所示。

由圖9可知：

1)在沈陽市，前后排光伏陣列間距為3.3 m時(shí)單位屋頂面積的年光伏發(fā)電量比采用最佳光伏陣列間距時(shí)的單位屋頂面積的年光伏發(fā)電量高21.54%。

圖9 相同前后排及最佳光伏陣列間距下各城市 單位屋頂面積的年光伏發(fā)電量對比 Fig. 9 Comparison of annual PV power generation per unit roof area in different cities under the same and optimal spacing between front and rear PV array

2)在杭州市、廣州市、昆明市這3個(gè)城市，采用最佳光伏陣列間距時(shí)單位屋頂面積年光伏發(fā)電量均高于采用前后排光伏陣列間距為3.3 m時(shí)單位屋頂面積的年光伏發(fā)電量。這主要是因?yàn)樵谶@3個(gè)城市，在最佳光伏陣列間距情況下屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)所占的屋頂面積小于其前后排光伏陣列間距在3.3 m時(shí)所占的屋頂面積，而沈陽市的光伏發(fā)電系統(tǒng)在其光伏陣列間距及光伏組件安裝傾角最優(yōu)工況下占用的屋頂面積較大，導(dǎo)致其在采用最佳光伏陣列間距時(shí)的單位屋頂面積年光伏發(fā)電量低于采用3.3 m間距時(shí)。

4 結(jié)論

本文以鄭州市某農(nóng)村房屋的屋頂為例，建立小型的屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)模型，并利用PVsyst軟件模擬了該系統(tǒng)在不同的光伏組件安裝傾角及前后排光伏陣列間距時(shí)的發(fā)電量。以此模型為基礎(chǔ)，對5個(gè)城市的屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)發(fā)電量設(shè)計(jì)進(jìn)行了優(yōu)化。研究結(jié)果顯示：在光伏組件采用最佳安裝傾角的前提下，在沈陽市，前后排光伏陣列間距為3.3 m時(shí)單位屋頂面積的年光伏發(fā)電量比采用最佳光伏陣列間距(4.8 m)時(shí)的單位屋頂面積的年光伏發(fā)電量高21.54%；對于杭州、廣州、昆明這3個(gè)城市的光伏發(fā)電系統(tǒng)，采用最佳光伏陣列間距時(shí)單位屋頂面積年光伏發(fā)電量均高于采用前后排光伏陣列間距為3.3 m時(shí)單位屋頂面積的年光伏發(fā)電量。由此可知：單位屋頂面積下的最大年光伏發(fā)電量并非發(fā)生在光伏組件最佳安裝傾角和最佳光伏陣列間距同時(shí)滿足的安裝方式下，還需綜合考慮光伏發(fā)電系統(tǒng)所占用的屋頂面積合理設(shè)計(jì)光伏發(fā)電系統(tǒng)，使其在有限的空間資源上達(dá)到發(fā)電量最大。