滕朝暉

（甘肅省建筑設計研究院有限公司， 甘肅 蘭州 730000）

0 引言

目前，全球能源危機形勢不容樂觀，開發(fā)和利用可再生能源—太陽能，將是未來能源發(fā)展的必然趨勢，也是降低碳排放強度、實現(xiàn)碳中和目標的重要途徑[1]。光伏發(fā)電作為開發(fā)利用太陽能的主要方式，在國內(nèi)外均得到了廣泛應用。理論上來說，光伏組件的最佳傾角應根據(jù)太陽光照的變化而變化[2-3]，但因自動追蹤裝置成本高、使用維護較復雜，實際應用中光伏組件的傾角往往是固定的。

1 陰影下光伏組件最大發(fā)電量研究

1.1 光伏組件傾角對發(fā)電量的影響

實際上，對于確定的地點，通常得到的是水平面上的太陽光輻射量，而實際生活中，通常需要的是傾斜面上的輻射量，因此需要將水平面上的輻射量轉(zhuǎn)換到傾斜面上。借助光伏發(fā)電系統(tǒng)設計軟件PVsyst，設置方位角為0°，標稱功率為20.0 kWp，且假設面積足夠大且無遮擋。以甘肅隴南、蘭州、張掖三個地區(qū)為例，以5 度為增量（因設置傾角為0°會導致光伏板上日積月累的污漬無法由雨水自我沖洗，嚴重影響發(fā)電效率，所以實際項目及模擬中均需極力避免0°），不同安裝傾角的年發(fā)電量情況及相較最優(yōu)的損失如表1 所示。其中，年發(fā)電量單位為MW·h。依據(jù)Meteonorm 8.0（1991—2003 年）數(shù)據(jù)源，隴南經(jīng)緯度為（104.96，33.37），海拔為1 042 m，年水平面總輻射量為1 312.8 kW·h，年水平面散射輻射量為763.2 kW·h，年水平面總輻射量年際變化為7.2%；蘭州經(jīng)緯度為（103.84，36.06），海拔為1 519 m，年水平面總輻射量為1 409.9 kW·h，年水平面散射輻射量為721.7 kW·h，年水平面總輻射量年際變化為5.7%；張掖經(jīng)緯度為（100.45，38.93），海拔為1 482 m，年水平面總輻射量為1 652.8 kW·h，年水平面散射輻射量為628.3 kW·h，年水平面總輻射量年際變化為4.6%。

表1 三個地區(qū)不同傾角時的年發(fā)電量

根據(jù)表1 可以發(fā)現(xiàn)，蘭州、隴南、張掖等三個地區(qū)的并網(wǎng)光伏系統(tǒng)年發(fā)電量以及相較最優(yōu)損失根據(jù)傾角的變化而變化，當傾角增大到一定值時，年發(fā)電量會達到最大值，并且在傾角增大的過程中，較為明顯的是年發(fā)電量前期增速較快，后期變化緩慢。當年發(fā)電量達到最大值以后，會根據(jù)傾角的增大而減小，且依然是先緩慢變小，最后快速下降。對于隴南地區(qū)而言，傾角5°與最佳傾角30°時所對應的年發(fā)電量相差1.8 MW·h，年發(fā)電下降7.3%；對于蘭州地區(qū)而言，傾角5°與最佳傾角31°時所對應的年發(fā)電量相差2.2 MW·h，年發(fā)電下降8.2%；對于張掖地區(qū)而言，傾角5°與最佳傾角40°時所對應的年發(fā)電量相差5.5 MW·h，年發(fā)電下降15.7%。由此可以證實，光伏組件最佳傾角的確定可有效提高投入產(chǎn)出比。

1.2 無陰影時最佳傾角的計算

明確年發(fā)電總量的前提是需要計算傾角的最佳角度等，能夠?qū)崿F(xiàn)以最小的光伏板成本投入，得到最高性價比的年發(fā)電量。另外，電氣設計在某種程度上來說有指導作用，因此往往存在設計時間不足的問題，所以非常有必要簡化相關的計算和設計，使之簡單、有效。

借助光伏發(fā)電系統(tǒng)設計軟件PVsyst，選擇或輸入光伏發(fā)電系統(tǒng)所在地的站點參數(shù)信息，然后導入該位置的Meteonorm 氣象數(shù)據(jù)，即可獲得太陽光輻射量。PVsyst 中傾角和方位角的設置界面如圖1-1 所示。將方位角固定，通過不斷調(diào)節(jié)傾角，可以發(fā)現(xiàn)FT（斜面輻射與水平面輻射之比）、相較最優(yōu)的損失、采光面總輻射量等數(shù)值均有變化。當FT 最大時，相對于最優(yōu)化的損失為0%，傾斜面的總輻射量最大，此時對應的傾角值即為最佳安裝傾角，如圖1-2 所示。

圖1 PVsyst 軟件

1.3 光伏組件最佳間距的計算

光伏陣列間距一方面是影響光輻射量，改變光伏發(fā)電系統(tǒng)輸出功率的重要因素，另一方面也是減少光伏板占地面積，所以建筑電氣設計師一般考慮選取冬至日9：00—15：00 組件間不存在遮擋時對應的間距為前后排組件間的最佳間距。同理，對于存在的潛在遮擋因素，也考慮選取冬至日09：00—15：00 不造成光伏組件的陰影時距離墻邊緣的距離為最佳間距。最佳間距可由式（1）～（4）計算。

式中：D 為最佳間距，m；L 為光伏方陣投影長度，m；H為前排光伏陣列高度或遮擋物高度，m；φ 為工程所在地維度；δ 為冬至日09：00 時的太陽赤緯角，取23.45°；ω 為冬至日09：00 時太陽時角，取45°。

以張掖地區(qū)為例，若利用PVsyst 軟件進行前后排組件最佳距離的模擬，固定方位角為0，傾角為40°，調(diào)節(jié)間距，觀察部分陰影遮擋情況，可以選取最佳間距為5.0 m，此時可相對忽略太陽高度角較小時所造成的陰影遮擋。結(jié)果如圖2 所示。

圖2 光伏組件最佳間距結(jié)果

依據(jù)1.2、1.3 節(jié)內(nèi)容可以確定光伏組件在無遮擋情況下的最佳傾角和最佳間距，若不考慮土地資源成本且光伏組件占地面積，可以同時選取最大傾角和最佳間距指導實際。理論上來說，當間距足夠大到可以實現(xiàn)整年光伏組件不存在陰影，那么斜面上輻射量最大時的傾角就等同于發(fā)電量最佳的傾角。但因光伏工程存在面積及周圍環(huán)境的不可抗力，實際設計時會放棄最佳間距，選擇犧牲光伏組件的輸出特性，以獲得可實施性。針對有陰影遮擋時的光伏發(fā)電系統(tǒng)，需要考慮精細化設計，在傾角和間距間找到平衡點，避免出現(xiàn)占地過大，造成資源浪費，或占地過小，導致光伏陣列前后遮擋嚴重。

2 經(jīng)濟性分析

借助PVsyst，以張掖地區(qū)某頂并網(wǎng)式光伏發(fā)電系統(tǒng)為例，張掖經(jīng)緯度為（100.45，38.93），海拔為1 482 m，裝機容量為20.0 kWp，組件尺寸為2 094 mm×1 038 mm×35 mm。根據(jù)當?shù)厝晏栞椪斩葦?shù)據(jù)，以無遮擋時最佳傾角40°為存在陰影情況下的起始傾角，無遮擋時5.0 m 最佳間距無法滿足，該試驗項目可實現(xiàn)起始間距最大為3.0 m。傾角在32°到40°間及其相應的最小間距下光伏陣列接收的年發(fā)電量、單位面積年發(fā)電量分別如表2 所示。陰影下該項目傾角與間距優(yōu)化設計圖示如圖3 所示。

圖3 陰影下傾角與間距優(yōu)化圖示

表2 某張掖試驗項目不同傾角和不同間距下的計算結(jié)果

若固定傾角，隨著間距的增加，年發(fā)電量會逐步上升，但由于間距增大帶來建筑面積資源的浪費，單位面積的年發(fā)電量會呈現(xiàn)逐漸降低的趨勢。由表2 可知，在面積有限的情況下，存在傾角與間距最適配值，可確保最大發(fā)電量，并且節(jié)省占地面積，節(jié)約土地成本，減少投資。相對于一味增大間距，該方法更為貼切實際且有效。在土地資源成本與發(fā)電量相矛盾的關系中取得最優(yōu)解，最終確定張掖地區(qū)并網(wǎng)式光伏發(fā)電系統(tǒng)的最佳傾角36°，對應的最小間距為2.8 m。

3 結(jié)論

研究結(jié)果表明：

1）并網(wǎng)光伏系統(tǒng)年太陽輻射量會隨著傾角增大而增大，最終達到最大值后再隨之減小，且前期增速較快，后期變化緩慢；

2）隴南、蘭州、張掖等地區(qū)的在無遮擋時最佳傾角分別為30°、31°、40°；

3）當方位角與傾角固定時，光伏陣列的發(fā)電量會隨著間距的增大而增大，但單位面積的發(fā)電量會減??；

4）存在陰影遮擋時，考慮到全年運行時間內(nèi)的陰影遮擋損失隨著光伏陣列安裝傾角的減小而減少，接收最大年太陽輻射量的傾角不一定能獲得最大年發(fā)電量；

5）存在遮擋、面積有限的情況下，存在傾角與間距最適配值，可確保最大發(fā)電量，并且節(jié)省占地面積，節(jié)約土地成本，減少投資；

6）存在遮擋的張掖地區(qū)并網(wǎng)式光伏發(fā)電系統(tǒng)，在傾角為36°，間距為2.8 m 時可取得最大年發(fā)電量。