基于PVsyst軟件的屋頂光伏發電系統 發電量的研究

常建國，付夢菲

(河南省建筑科學研究院有限公司，鄭州 450053)

0 引言

面對日益嚴峻的全球能源危機形勢，開發和利用可再生能源將是未來能源發展的必然趨勢，也是實現碳達峰、碳中和目標的重要途徑。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、無公害等優點，在國內外均得到了大力的開發利用。光伏發電作為太陽能的一種主要利用方式，其在日常生活中的應用也越來越廣泛。屋頂光伏發電項目普遍要求屋頂的面積大、結構好、承重強，而農村地區擁有眾多優質的屋頂資源，可充分利用該空間資源[1-4]。因地制宜地建設屋頂光伏發電項目，既響應了政府充分利用可再生能源的相關政策號召，又在某種程度上改善了中國電力供應不足等問題。本文以鄭州市某農村房屋的屋頂為例，建立小型的屋頂光伏發電系統模型，通過對光伏組件安裝傾角和光伏陣列間距進行優化設計，并利用PVsyst軟件模擬屋頂光伏發電系統的發電量，得到該光伏發電系統發電量最大時的設計方式。

1 屋頂光伏發電系統發電量的模擬計算

以鄭州市某農村房屋的屋頂為例，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電系統。

1.1 光伏組件安裝傾角的優化設計

由于太陽輻照資源和太陽入射角的變化都會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。由于項目所在地的經緯度不同，所采用的光伏組件最佳安裝傾角也會不同。

太陽輻照的均勻性對光伏發電系統的整體發電量影響較大，對于負載均衡或近乎均衡的獨立光伏發電系統而言，可以引入太陽輻照累積偏差δ，并對其進行量化處理。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個月的天數。

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。根據負載均衡或近似均衡的獨立光伏發電系統的設計要求，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。但在實際情況中，很難在同時滿足這2個參數要求時對應同一個光伏組件安裝傾角，因此在選擇光伏組件最佳安裝傾角時，不能單獨考慮傾斜角為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，需在二者各自對應的光伏組件安裝傾角之間擇優。

綜合考慮上述因素后，引進斜面輻照系數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，所以當斜面輻照系數取極大值時，存在以下關系：

綜上所述，利用PVsyst軟件模擬屋頂光伏發電系統的發電量情況[4,7]。其中：光伏陣列方位角設定為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的各個參數后，將位于鄭州市某屋頂的光伏發電系統的光伏組件安裝傾角設置為30°。模擬結果顯示：當光伏組件采用此安裝傾角時，其輸出功率損失最小，屋頂光伏發電系統的發電量可達到較好效果，具體如圖1所示。由此可知，該地區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電系統時的最佳安裝傾角。

圖1 PVsyst軟件模擬得到的屋頂光伏發電系統發電量情況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，若前后排光伏陣列間距過小，前排光伏組件會對后排光伏組件產生一定的陰影遮擋，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，會導致光伏發電系統占地面積增大，增加土地成本。因此，在對光伏陣列進行排布時，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，保證在冬至日當地真太陽時09:00～15:00時段內前、后排光伏組件互不產生陰影遮擋[8]，此時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的陰影遮擋情況，對試算出的相對合理時間段(08:00～14:00)內的光伏陣列間距進一步優化，逐步得到09:00～15:00時的光伏陣列間距。根據模擬結果，最終選取最佳光伏陣列間距為3.3 m，模擬結果如圖2所示。

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

1.3 模型建立與計算分析

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，標稱功率為270 W。依據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，可計算得到在長20 m、寬10 m的屋頂面積下能布置3個光伏陣列，共計54塊光伏組件。由此可知，本屋頂光伏發電系統的總裝機容量為14.58 kW，光伏組件總面積為88.39 m2。本屋頂光伏發電系統的光伏組件平面布置圖如圖3所示。

圖3 本屋頂光伏發電系統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電系統的3D模型。模擬時間選擇冬至日，該天時光伏組件的陰影遮擋模擬結果如圖4所示。

圖4 冬至日時光伏組件的陰影遮擋模擬結果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間中，09:00～15:00時，光伏組件接收的太陽輻照量較大，陰影遮擋損失最小。因此可認為在此時間段內，前后排光伏組件無遮擋。

當該屋頂光伏發電系統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，對其全年發電量情況進行模擬，模擬結果如圖5所示。

圖5 屋頂光伏發電系統的年發電量模擬結果Fig. 5 Simulation results of annual power generation of roof PV power generation system

由圖5可知：該屋頂光伏發電系統的年發電量為18434 kWh，系統效率為84.2%。

2 不同因素對屋頂光伏發電系統發電量的影響

影響光伏發電系統發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電系統設計時，對于與光伏組件自身性能、逆變器特性有關的影響因素，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品、加強光伏發電系統運行過程中的維護等手段提高系統發電量；除此之外，還可以通過優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現屋頂光伏發電系統發電量的最大化。

2.1 太陽輻照量的影響

選取位于中國不同氣候分區的5個城市，分別為嚴寒地區的沈陽市、寒冷地區的鄭州市、夏熱冬冷地區的杭州市、夏熱冬暖地區的廣州市，以及溫和地區的昆明市，各個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電系統模型為基礎，在采用相同模型參數的情況下，利用PVsyst軟件模擬得到不同城市建設此種屋頂光伏發電系統時的年發電量，模擬結果對比如圖6所示。

圖6 相同條件下5個城市的屋頂光伏發電系統的 年發電量對比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電系統的年發電量遠大于杭州市和廣州市。根據GB 50364—2018《民用建筑太陽能熱水系統應用技術標準》附錄A中列舉的中國主要城市的太陽能資源數據，沈陽市、鄭州市、杭州市、廣州市、昆明市5個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(對應的傾斜面修正系數分別為1.0671、1.0467、0.9362、0.8850、0.9216)。由于圖6中各個城市的屋頂光伏發電系統的年發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律相似，因此可得出：屋頂光伏發電系統的年發電量不僅與所在城市的傾斜面年平均總太陽輻照量相關，還與傾斜面修正系數密切相關。

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量與鄭州市屋頂光伏發電系統一致的情況下，利用PVsyst軟件模擬得到其他4個城市建設屋頂光伏發電系統時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個城市的屋頂光伏發電系統分別采用各自的光伏組件最佳安裝傾角及30°安裝傾角時的年發電量進行模擬，模擬結果對比如圖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電系統的年發電量對比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，當光伏組件安裝傾角取30°時，屋頂光伏發電系統的年發電量為19.85 MWh；而當其取40°時，屋頂光伏發電系統的年發電量為19.52 MWh。光伏組件采用最佳安裝傾角時屋頂光伏發電系統的年發電量小于其采用30°時屋頂光伏發電系統的年發電量，主要是因為對于沈陽市而言，采用3.3 m的前后排光伏陣列間距會導致間距過小，光伏組件安裝傾角為40°時對后排光伏組件的陰影遮擋較嚴重，導致其接收的太陽輻照量減少，因此整體發電量較低。

2)在前后排光伏陣列間距均為3.3 m時，杭州市、廣州市、昆明市分別采用光伏組件最佳安裝傾角時的屋頂光伏發電系統年發電量均高于光伏組件安裝傾角采用30° 時的屋頂光伏發電系統年發電量。這主要是因為3.3 m的前后排光伏陣列間距大于這3個城市的最佳光伏陣列間距，從而可保證冬至日當地真太陽時09:00～15:00時段內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的發電量較大。

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地真太陽時09:00～15:00時段內前后排光伏組件不被陰影遮擋時的間距，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，各個城市的屋頂光伏發電系統的年發電量，模擬結果對比如圖8所示。

圖8 相同前后排及最佳光伏陣列間距時，各城市的屋頂光伏發電系統的年發電量對比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，屋頂光伏發電系統的年發電量優于采用前后排光伏陣列間距為3.3 m時的年發電量，這主要是因為滿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，光伏組件得到的太陽輻照量最大，使屋頂光伏發電系統的年發電量達到最大化。

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個城市的屋頂光伏發電系統的年發電量均小于采用前后排光伏陣列間距為3.3 m時的年發電量，主要是因為前后排光伏陣列間距為3.3 m時大于這3個城市的最佳光伏陣列間距，此時光伏組件可獲得更多的太陽輻照量，故屋頂光伏發電系統的發電量也越高。

3 屋頂光伏發電系統最優設計的確定

在總裝機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致光伏發電系統的占地面積不同。

針對上述5個城市的屋頂光伏發電系統而言，當前后排光伏陣列間距為3.3 m時，占據屋頂的面積同為200 m2；當上述5個城市的屋頂光伏發電系統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，其所占據的屋頂面積分別為260、200、178、164和174 m2；由于屋頂光伏發電系統的總發電量與所占據的屋頂面積有很大關系，故系統設計時應綜合考慮單位屋頂面積的光伏發電量，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時單位屋頂面積的年光伏發電量比采用最佳光伏陣列間距時的單位屋頂面積的年光伏發電量高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個城市，采用最佳光伏陣列間距時單位屋頂面積年光伏發電量均高于采用前后排光伏陣列間距為3.3 m時單位屋頂面積的年光伏發電量。這主要是因為在這3個城市，在最佳光伏陣列間距情況下屋頂光伏發電系統所占的屋頂面積小于其前后排光伏陣列間距在3.3 m時所占的屋頂面積，而沈陽市的光伏發電系統在其光伏陣列間距及光伏組件安裝傾角最優工況下占用的屋頂面積較大，導致其在采用最佳光伏陣列間距時的單位屋頂面積年光伏發電量低于采用3.3 m間距時。

4 結論

本文以鄭州市某農村房屋的屋頂為例，建立小型的屋頂光伏發電系統模型，并利用PVsyst軟件模擬了該系統在不同的光伏組件安裝傾角及前后排光伏陣列間距時的發電量。以此模型為基礎，對5個城市的屋頂光伏發電系統發電量設計進行了優化。研究結果顯示：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時單位屋頂面積的年光伏發電量比采用最佳光伏陣列間距(4.8 m)時的單位屋頂面積的年光伏發電量高21.54%；對于杭州、廣州、昆明這3個城市的光伏發電系統，采用最佳光伏陣列間距時單位屋頂面積年光伏發電量均高于采用前后排光伏陣列間距為3.3 m時單位屋頂面積的年光伏發電量。由此可知：單位屋頂面積下的最大年光伏發電量并非發生在光伏組件最佳安裝傾角和最佳光伏陣列間距同時滿足的安裝方式下，還需綜合考慮光伏發電系統所占用的屋頂面積合理設計光伏發電系統，使其在有限的空間資源上達到發電量最大。