葉 露，何 濤,2*，張昕宇，孫峙峰，李博佳，王 敏

(1. 中國建筑科學(xué)研究院有限公司，北京 100013；2. 國家建筑工程技術(shù)研究中心，北京 100013)

0 引言

截至2020年，中國光電建筑應(yīng)用裝機(jī)容量已超過30 GW，光電建筑應(yīng)用面積占既有建筑總面積的約1%，主要以工商業(yè)屋頂應(yīng)用為主。經(jīng)測算，中國現(xiàn)有建筑中，可以安裝光伏組件的所有建筑立面面積與屋頂面積相當(dāng)[1]，而在立面上安裝光伏組件的節(jié)能潛力較大，這也是零能耗建筑發(fā)展的必然方向[2]。但是立面安裝的光伏組件的安裝傾角、方位角受建筑外圍護(hù)結(jié)構(gòu)的限制，與地面最佳傾角安裝的光伏組件相比，二者的全年太陽光入射角的變化差異較大，導(dǎo)致全年發(fā)電量也有所不同。

太陽光入射角直接影響單塊太陽電池的實(shí)際輸出功率，進(jìn)而會影響整個光伏組件的實(shí)際輸出功率。屠佳佳等[3]的研究結(jié)果表明：在同一時刻改變光伏組件的安裝傾角和方位角，其發(fā)電效率也會隨之發(fā)生微小的變化。行業(yè)普遍采用入射角修正系數(shù)(IAM)來表示光線透過光伏組件表面時產(chǎn)生的損失比率，入射角修正模型主要包括美國桑迪亞國家實(shí)驗(yàn)室提出的IAM測算模型[4]，以及常用的ASHRAE模型及菲涅爾模型。

立面安裝包括立面垂直安裝和立面傾斜安裝兩種方式，本文研究僅針對立面垂直安裝?；谌肷浣切拚Ｐ偷腁SHRAE模型，本文對中國不同氣候區(qū)立面垂直安裝的光伏組件發(fā)電量和地面最佳傾角安裝的光伏組件發(fā)電量進(jìn)行了計算和差異對比，計算二者的相對偏差并得出量化值，最終直觀得到太陽光入射角差異對立面垂直安裝的光伏組件發(fā)電量與地面最佳傾角安裝光伏組件發(fā)電量的差值的影響。

1 建立光伏組件發(fā)電量計算模型

立面垂直安裝光伏組件的發(fā)電量計算過程與地面最佳傾角安裝光伏組件的不同，其需要同時考慮安裝方式和環(huán)境參數(shù)的影響。立面垂直安裝光伏組件的發(fā)電量計算過程主要分為3個部分：傾斜表面接收的太陽輻照度計算、修正系數(shù)計算、光伏組件發(fā)電量計算，下面進(jìn)行具體分析。

1.1 傾斜表面接收的太陽輻照度計算

立面垂直安裝光伏組件表面接收的太陽輻照度的計算過程與地面最佳傾角安裝光伏組件的相同。立面垂直安裝光伏組件表面接收的太陽輻照度GT為光伏組件傾斜表面接收的直射太陽輻照度ID,θ、散射太陽輻照度Id,θ及反射太陽輻照度IR,θ之和，即：

式中：ID,H為水平面接收的直射太陽輻照度，W/m2；Id,H為水平面接收的散射太陽輻照度，W/m2；θ為太陽光入射角，(° )；αs為太陽高度角，(° )；S為光伏組件安裝傾角，立面垂直安裝時取90°；ρG為反射率。

1.2 修正系數(shù)計算

光伏組件蓋板玻璃對入射的太陽輻照具有反射和吸收等作用，太陽光入射角不同時，其透射吸收比也不同，所以需要通過公式計算入射角修正系數(shù)IAM(θ)。入射角修正系數(shù)可表示為：

式中：b0為經(jīng)驗(yàn)參數(shù)，由光伏組件的類型決定，一般取0.05。

在不同的環(huán)境參數(shù)下，光伏組件工作溫度是變化的，而工作溫度的變化對于光伏發(fā)電系統(tǒng)效率的影響較大，因此，需要考慮不同工作溫度下的溫度修正系數(shù)。溫度修正系數(shù)XT的計算式可表示為：

式中：EffT為光伏組件的溫度系數(shù)，/℃，其取值由光伏組件的類型決定，可通過廠家提供的樣本獲得；TPV為光伏組件工作溫度，℃。

1.3 光伏組件發(fā)電量計算

發(fā)電量是輸出功率在時間范圍內(nèi)的積分，求得光伏組件的輸出功率，即可得到光伏組件的發(fā)電量。光伏組件的輸出功率與光伏組件有效面積、光伏組件的光電轉(zhuǎn)換效率、太陽輻照度、光伏組件工作溫度等有關(guān)。光伏組件輸出功率P的計算式可表示為：

式中：APV為光伏組件的有效面積，m2；ηPV為標(biāo)準(zhǔn)測試條件(STC)下光伏組件的光電轉(zhuǎn)換效率。

2 不同氣候區(qū)立面垂直安裝光伏組件的發(fā)電量對比

由于地理緯度存在差異，不同地區(qū)立面垂直安裝光伏組件的太陽光入射角會隨之變化。由于太陽光入射角存在差異，導(dǎo)致在不同地區(qū)立面垂直安裝光伏組件的年發(fā)電量與地面最佳傾角安裝光伏組件之間的差異也會不同。

本文選取中國4個不同的氣候區(qū)，從北至南分別在4個氣候區(qū)中選取哈爾濱市、北京市、上海市、廣州市作為4個典型城市進(jìn)行分析。4個典型城市的緯度分別約為 44°、40°、30°、22°，依次遞減，根據(jù)天體運(yùn)動規(guī)律可計算得到不同氣候區(qū)、不同光伏組件安裝方式下太陽光入射角的變化情況；并利用前文所述公式，分析不同氣候區(qū)立面垂直安裝光伏組件年發(fā)電量與地面最佳傾角安裝光伏組件年發(fā)電量之間的差異。4個典型城市的地理位置及氣候條件如表1所示。

表1 4個典型城市的地理位置及氣候條件Table 1 Geographical location and climatic conditions of four typical cities

對于地面最佳傾角安裝的光伏組件，其最佳傾角通常等于當(dāng)?shù)鼐暥?，因此，在哈爾濱市、北京市、上海市、廣州市以地面最佳傾角安裝光伏組件時，其最佳傾角分別為 44°、40°、30°、22°；而在立面垂直安裝時，光伏組件安裝傾角為90°。

2.1 不同氣候區(qū)太陽光入射角的變化

中國地處北半球，在夏至日時太陽光直射北回歸線，太陽高度角在正午(12:00)時最高。但是隨著緯度的增加，同一時刻下的太陽高度角越來越小。根據(jù)天體的運(yùn)動規(guī)律及相關(guān)公式，可計算得到夏至日時不同地區(qū)立面垂直安裝光伏組件的太陽光入射角，然后與地面最佳傾角安裝光伏組件的太陽光入射角進(jìn)行對比，可得到不同光伏組件安裝方式下太陽光入射角的變化情況。夏至日時，4個典型城市不同光伏組件安裝方式下太陽光入射角的變化曲線如圖1所示。圖中：綠色直線為太陽光入射角為90°時的標(biāo)準(zhǔn)線。

圖1 夏至日時，4個典型城市不同光伏組件安裝方式下太陽光入射角的變化曲線Fig. 1 Variation curve of sunlight incidence angle under different PV modules installation modes in four typical cities during summer solstice

由圖1可知：無論安裝城市如何變化，立面垂直安裝光伏組件的太陽光入射角均高于地面最佳傾角安裝光伏組件的太陽光入射角，且隨著光伏組件安裝城市緯度的降低，二者之間的差值逐漸增加。夏至日時，從太陽升起到落下，在哈爾濱市、北京市、上海市、廣州市兩種不同光伏組件安裝方式下太陽光入射角的差值分別在11.9°～45.6°、11.8°～45.8°、13.2°～60.0°、16.9°～67.2°之間變化。

而當(dāng)太陽光入射角大于等于90°時，意味著太陽光與光伏組件表面平行或照射到光伏組件背面，在這種情況下，光伏組件表面可接收的直射太陽輻照度被大幅削弱。同時，當(dāng)太陽光入射角過大時(尤其是大于70°以后)，會極大地影響光伏組件的輸出參數(shù)值，此時的入射角修正系數(shù)也會迅速降低，不利于光伏組件發(fā)電。因此，研究不同光伏組件安裝方式下因太陽光入射角差異而引起的發(fā)電量變化，對于指導(dǎo)不同氣候區(qū)立面垂直安裝的光伏發(fā)電系統(tǒng)的設(shè)計意義重大。

2.2 不同氣候區(qū)的光伏組件發(fā)電量變化

根據(jù)2020年哈爾濱市、北京市、上海市、廣州市4個典型城市的天氣條件，可得到4個典型城市不同安裝方式下光伏組件月發(fā)電量的變化情況，具體如圖2～圖5所示。

圖2 哈爾濱市不同安裝方式下光伏組件月發(fā)電量對比Fig. 2 Comparison of monthly power generation capacity of PV modules under different installation modes in Harbin

圖3 北京市不同安裝方式下光伏組件月發(fā)電量對比Fig. 3 Comparison of monthly power generation capacity of PV modules under different installation modes in Beijing

圖4 上海市不同安裝方式下光伏組件月發(fā)電量對比Fig. 4 Comparison of monthly power generation capacity of PV modules under different installation modes in Shanghai

圖5 廣州市不同安裝方式下光伏組件月發(fā)電量對比Fig. 5 Comparison of monthly power generation capacity of PV modules under different installation modes in Guangzhou

由圖2可知：在1—2月及11—12月時，哈爾濱市立面垂直安裝光伏組件的月發(fā)電量高于地面最佳傾角(為44°)安裝光伏組件的月發(fā)電量。在3—10月時情況相反，尤其是在5—7月時，太陽運(yùn)動到北回歸線附近，立面垂直安裝光伏組件的月發(fā)電量會迅速下降，與地面最佳傾角安裝光伏組件的月發(fā)電量之間的差值也越大；在6月時二者的差值達(dá)到最大，為19.54 kWh。

由圖3可知：在1月和12月時，北京市立面垂直安裝光伏組件的月發(fā)電量比地面最佳傾角(為40°)安裝光伏組件的月發(fā)電量高；在2—11月時情況相反。在6月時，立面垂直安裝光伏組件的月發(fā)電量為23.89 kWh，比地面最佳傾角安裝光伏組件的月發(fā)電量低了21.0 kWh。

由圖4可知：由于緯度較低，在1—12月期間，上海市立面垂直安裝光伏組件的月發(fā)電量均比地面最佳傾角(為30°)安裝光伏組件的月發(fā)電量低。在7月時，立面垂直安裝光伏組件的月發(fā)電量為17.9 kWh，地面最佳傾角安裝光伏組件的月發(fā)電量為39.3 kWh，此時二者的差值達(dá)到最大，為 21.4 kWh。

由圖5可知：與上海市的情況類似，在1—12月期間，廣州市立面垂直安裝光伏組件的月發(fā)電量均比地面最佳傾角(為22°)安裝光伏組件的月發(fā)電量低。在7月時，立面垂直安裝光伏組件的月發(fā)電量為15.3 kWh，地面最佳傾角安裝光伏組件的月發(fā)電量為31.8 kWh，此時二者的差值達(dá)到最大，為16.5 kWh。

地理位置不同，不同安裝方式下光伏組件的發(fā)電量變化情況不同，需要引入相關(guān)系數(shù)來量化同一地區(qū)立面垂直安裝和地面最佳傾角安裝的光伏組件發(fā)電量之間的差異。本文選擇采用相對偏差來衡量不同安裝方式下光伏組件的發(fā)電量差異，最后可計算得到2020年4個氣候區(qū)不同安裝方式下光伏組件年發(fā)電量的相對偏差。

相對偏差β的計算式可表示為：

式中：N為計算小時數(shù)，h；P90為立面垂直安裝時光伏組件的輸出功率，W；Pφ為光伏組件最佳安裝傾角為φ時以地面最佳傾角安裝的光伏組件的輸出功率。

當(dāng)相對偏差大于零時，說明立面垂直安裝光伏組件的發(fā)電量低于地面最佳傾角安裝光伏組件的發(fā)電量；當(dāng)相對偏差小于零時，說明立面垂直安裝光伏組件的發(fā)電量高于地面最佳傾角安裝光伏組件的發(fā)電量。

根據(jù)式(8)，可計算得到2020年哈爾濱市、北京市、上海市、廣州市4個典型城市不同安裝方式下光伏組件年發(fā)電量的相對偏差，結(jié)果如圖6所示。

由圖6可知：隨著所在地區(qū)緯度的降低，不同安裝方式下光伏組件年發(fā)電量的相對偏差逐漸增加，由21%增加到40%。由此可知，低緯度地區(qū)受太陽高度角的影響較大，因此與地面最佳傾角安裝光伏組件的發(fā)電量相比，立面垂直安裝光伏組件的發(fā)電量減少得更多；這也意味著相同安裝面積(即光伏組件有效面積總和)的情況下，低緯度地區(qū)立面垂直安裝的光伏組件全年發(fā)電量更少，并且與地面最佳傾角安裝的光伏組件發(fā)電量之間的差值更大，因此，該類地區(qū)光伏組件不建議采用立面垂直安裝方式。

圖6 4個典型城市不同安裝方式下光伏組件年發(fā)電量的相對偏差Fig. 6 Relative deviation of annual power generation capacity of PV modules under different installation modes in four typical cities

根據(jù)式(8)，計算哈爾濱市、北京市、上海市、廣州市4個典型城市不同安裝方式下光伏組件月發(fā)電量的相對偏差情況，具體結(jié)果如表2所示。

表2 4個典型城市不同安裝方式下光伏組件月發(fā)電量的相對偏差情況Table 2 Relative deviation of monthly power generation capacity of PV modules under different installation modes in four typical cities

由表2可知：在哈爾濱市、北京市、上海市、廣州市4個典型城市，不同安裝方式下光伏組件月發(fā)電量的相對偏差經(jīng)歷了逐漸增加，達(dá)到峰值后再逐月下降的過程。在哈爾濱市和北京市，均存在光伏組件月發(fā)電量的相對偏差小于零的情況，即立面垂直安裝光伏組件的月發(fā)電量高于地面最佳傾角安裝光伏組件的月發(fā)電量。然而，隨著光伏組件安裝城市緯度的降低，在上海市和廣州市，光伏組件月發(fā)電量的相對偏差均大于零，意味著立面垂直安裝光伏組件的月發(fā)電量均小于地面最佳傾角安裝光伏組件的月發(fā)電量。哈爾濱市、北京市、上海市、廣州市光伏組件月發(fā)電量的最大相對偏差分別為44.7%、48.1%、54.4%、56.2%，可以看出，在低緯度地區(qū)，光伏組件月發(fā)電量的相對偏差大于50%，說明立面垂直安裝光伏組件的月發(fā)電量比地面最佳傾角安裝光伏組件的月發(fā)電量減少了一半以上。

3 實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證

為了驗(yàn)證前文不同安裝方式下光伏組件發(fā)電量變化情況的分析結(jié)論，于2020年7月20日在北京市進(jìn)行了對比實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)選擇兩塊型號相同的光伏組件，安裝傾角分別設(shè)置為40°和90°；兩塊光伏組件均無陰影遮擋。實(shí)驗(yàn)中部分設(shè)備的名稱及其參數(shù)如表3所示。

表3 實(shí)驗(yàn)中部分設(shè)備的名稱及其參數(shù)Table 3 Names and parameters of some equipment in the experiment

該實(shí)驗(yàn)選擇直流負(fù)載蓄電池使用型系統(tǒng)，由光伏組件、蓄電池組、充放電控制器(具備MPPT)，以及直流負(fù)載等組成。蓄電池組用來存儲白天光伏組件產(chǎn)生的電能，以供直流負(fù)載使用。直流負(fù)載蓄電池使用型系統(tǒng)的原理圖如圖7所示。

圖7 直流負(fù)載蓄電池使用型系統(tǒng)的原理圖Fig. 7 Principle diagram of DC load battery service system

不同安裝方式的光伏組件發(fā)電量測試平臺如圖8所示。將兩塊光伏組件同時放置在同一室外環(huán)境中，其中一塊光伏組件采用立面垂直安裝方式，垂直安裝在建筑南立面；另一塊光伏組件以地面最佳安裝傾角40°放置在旋轉(zhuǎn)臺上，調(diào)整旋轉(zhuǎn)臺朝向?yàn)檎舷颉１ＷC2塊光伏組件的外接負(fù)載相同，通過數(shù)據(jù)采集儀記錄2塊光伏組件的小時輸出功率數(shù)據(jù)，對比二者的小時輸出功率差值，并比較二者的相對偏差大小。

圖8 不同安裝方式的光伏組件發(fā)電量測試平臺Fig. 8 Power generation capacity test platform of PV modules with different installation modes

4 結(jié)果分析

通過實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)與計算結(jié)果的對比，可得到立面垂直安裝光伏組件的小時輸出功率和地面最佳傾角(為40°)安裝光伏組件的小時輸出功率差異，具體結(jié)果如圖9所示。

圖9 不同安裝方式下光伏組件的小時輸出功率差異Fig. 9 Difference of hourly output power of PV modules under different installation modes

由圖9可知：由于受太陽光入射角的影響，立面垂直安裝光伏組件的小時輸出功率低于地面最佳傾角(為40°)安裝光伏組件的小時輸出功率，兩種安裝方式下光伏組件的小時輸出功率差值在14:00達(dá)到最大，為95.2 W。

根據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果，計算得到兩種安裝方式下光伏組件小時輸出功率的相對偏差，結(jié)果如圖10所示。

圖10 兩種安裝方式下光伏組件小時輸出功率的相對偏差Fig. 10 Relative deviation of hourly output power of PV modules under two installation modes

由圖10可知：光伏組件小時輸出功率的相對偏差在14:00達(dá)到最大，約為45%。

根據(jù)圖10，可計算得到光伏組件日發(fā)電量的相對偏差約為37.6%。通過式(1)～式(8)，可計算得出7月20日光伏組件日發(fā)電量的相對偏差約為36.6%。二者的相對誤差為2.49%，誤差較小。證明采用本文提出的相對偏差計算公式表征立面垂直安裝和地面最佳傾角安裝的光伏組件發(fā)電量之間的差異較為準(zhǔn)確。

5 結(jié)論

本文基于入射角修正模型，探討了太陽光入射角差異對不同氣候區(qū)立面垂直安裝光伏組件發(fā)電量的影響，對不同氣候區(qū)因太陽光入射角差異而引起的立面垂直安裝光伏組件的發(fā)電量和地面最佳傾角安裝光伏組件的發(fā)電量之間的差異進(jìn)行了分析和對比，并計算了二者的相對偏差。研究結(jié)果顯示：

1)立面垂直安裝光伏組件的年發(fā)電量比地面最佳傾角安裝光伏組件的年發(fā)電量低，且隨著光伏組件安裝地區(qū)緯度的降低，二者的發(fā)電量差值逐漸增大；

2)量化不同氣候區(qū)立面垂直安裝光伏組件的年發(fā)電量與地面最佳傾角安裝光伏組件的年發(fā)電量的相對偏差，得到2020年哈爾濱市、北京市、上海市、廣州市不同安裝方式下光伏組件年發(fā)電量的相對偏差分別為21%、26%、36%、40%，低緯度地區(qū)的相對偏差較大；

3)其他氣候區(qū)也可采用本文提出的公式及相對偏差來量化立面垂直安裝光伏組件的發(fā)電量和地面最佳傾角安裝光伏組件的發(fā)電量差異，研究結(jié)果對指導(dǎo)光伏發(fā)電系統(tǒng)設(shè)計意義重大。