屋顶分布式光伏并网发电系统的运行特性研究

2019-09-03房丽硕霍雨霞

天津城建大学学报 2019年4期

房丽硕，吕建，霍雨霞

（天津城建大学能源与安全工程学院，天津300384）

随着社会经济的发展，我国能源需求呈现持续增长的态势，为缓解日趋严峻的能源压力，可再生能源的开发与利用成为了有效的应对措施[1].在太阳能利用上，一种可靠、环保的新型应用形式——分布式光伏发电系统，逐渐成为各国科学工作者研究的热点[2].“十三五”期间，国家能源局提出争取在2020 年，全国范围要在80%的新建屋顶安装分布式光伏发电装置[3].对于屋顶分布式光伏并网发电系统，它作为光伏建筑一体化的一种形式，很好地把建筑屋顶与光伏发电结合起来，既提高了屋顶的利用率，又发挥了太阳能光电转换的优势.

本文先研究天津地区不同方位光伏板倾斜面下对应的最佳倾角，再以某小区的屋顶分布式光伏并网发电系统为研究对象，分析其实际的运行特性，为进一步推广其应用提供参考.

1 模型介绍

1.1 倾斜面上太阳辐射量的计算模型

目前，常用Klein 和Theilacker 提出的模型来计算倾斜面上月平均太阳辐照量[4]，其计算方法为[5]

1.2 朝向赤道倾斜面上最佳倾角的确定

倾斜面上太阳辐射总量HT由直接太阳辐射量Hbt、天空散射辐射量Hdt和地面反射辐射量Hrt三部分组成[6]，可表示为下式

其中：Hb为水平面上的直接辐射量；Hd为水平面上的散射辐射量；H 为水平面上的总辐射量；Ho为水平面（大气层外）上的太阳辐射量；Rb为倾斜面上的直接辐射量与水平面上的直接辐射量的比值.

式（2）经过变换可得

对于一个确定的地点来说，其太阳辐射量的分项以及地面反射率均为常量，此处使HT对β 求导，并令

由式（4）即可确定对应于朝向赤道倾斜面上的最佳倾角.

1.3 偏离赤道倾斜面上的太阳辐射量计算

当偏离赤道倾斜面时，此时所接收到的太阳辐射量可采用Klein 推导[7]，后经Anderson 修正[8]的方法[9-10]，其中

对式（5）中有关倾斜面上日出、日落时角的确定，其计算方法如下

如果γ＞0，式中：ωss括号内取+号；ωsr括号内取-号.γ＜0 则相反.

其中：n 为一年中的日期序号，从1 月1 日算起，其取值参照文献[5].

需要说明的是，应用式（6）、（7）及对和的求解中，当δ=0 或γ=0 时，A 和B 均为无穷大，此时不能求解日出和日落角.而且γ 的正负不影响求出的结果.后来Bushnell[10]将倾斜面上日出和日落时角的计算公式改为

式中：a=sinδ（sinφ cosβ-cosφ sinβ cosγ）；

b=cosδ（cosφ cosβ+sinφ sinβ cosγ）；

2 计算结果分析

2.1 倾斜面上太阳辐射量的计算

2.1.1 朝向正南不同倾角下倾斜面上太阳辐射量的计算

由公式（3）即可求得朝向正南各倾角下的倾斜面上各月平均日辐射量，其结果如图1 所示.公式（3）中有关水平面上的辐射量，可查阅《建筑用标准气象数据手册》[11]，按月份将每天对应的太阳辐射量加权求平均，即可求得水平面上各月平均日总辐射量.同理也可求出各月平均日的直射辐射量和散射辐射量.

图1 朝向正南不同倾角下各月平均日太阳辐射量

从图1 可以看出，对于能接收到的最大月平均日辐射量而言，不同倾角下的倾斜面所对应的月份各不相同.如倾角为0°时，对应最大平均日辐射量出现在5月；而倾角为50°和80°时，接收到最大平均日辐射量分别对应于4 月和2 月.这与全年太阳高度角的变化有较好的对应，夏季太阳高度角较大时，倾角越小接收到日辐射量越多；冬季太阳高度角较小时，倾角越大越有利于太阳辐射的接收.

对于某一固定的安装倾角，在夏季5—7 月期间，月平均日辐射量会有一定程度的下降，原因是该时段雨水较多，因而影响了太阳辐射量的接收.从曲线的变化幅度来看，月平均日太阳辐射量变化的幅度随倾角的增大而减小，如倾角为0°时，倾斜面全年接收到的辐射量的变化范围是1.863～5.372 kW·h/m2·d，其变化幅度最大，呈现一个典型的中间高、两端低的形状；而倾角为80°时，全年各月平均日辐射量变化幅度最小，其范围是2.579～3.562 kW·h/m2·d.因此为减弱倾角因素对发电量的影响，应尽可能选取较大的安装倾角.

2.1.2 偏离正南各倾角下倾斜面上太阳辐射量的计算

由公式（5）可以计算出不同方位角和任意倾角情况下各月份平均日太阳辐射量.尽管不同月份接收到的太阳辐射量是有差异的，但由于方位角和安装倾角的不同对辐射量的影响是相同的，因此本文选取8 月份为例，将其方位角和倾角均在0～90°变化的平均日辐射量计算结果统计在表1 中.

从表1 可以看出，当倾角为0°即光伏板水平放置时，其接收到的辐射量是恒定的，不受方位角改变的影响.当方位角一定时，倾斜面上接收到的平均日辐射量随倾角的增大表现为先增加再减小的趋势.对于某一固定的倾角，方位角为0°时接收到的平均日辐射量最大，而后其值随着方位角的增大逐渐减小.

表1 天津地区8 月份全方位角、不同倾角倾斜面的平均日太阳辐射量kW·h/m2·d

2.2 光伏方阵的最佳倾角

2.2.1 朝向正南时最佳倾角的确定

朝向正南时，可由公式（4）确定各月份对应的最佳安装倾角，结果如表2 所示.

表2 与各月份最大月平均日辐射量相对应的最佳倾角

2.2.2 偏离正南时最佳倾角的确定

在偏离正南方向的情况下，根据公式（5），按月份将在全方位角和不同倾角能获得的平均日太阳辐射量进行求和，将其结果绘制于图2 中.

图2 偏离正南不同倾角所接收到的全年太阳辐射量

从图2 可以看出，当方位角为0°时，即光伏方阵朝向正南时，对应全年获得最大的太阳辐射量的最佳倾角为35°.当方位角介于0～10°，即偏离正南方位10°以内时，全年接收到的太阳辐射量几乎相同，此时的最佳倾角可在30～33°范围进行选择；偏离正南超过20°时，对于某一固定的倾角，其方位角越大，所接收的太阳辐射量减小幅度也越大.分析每条曲线的变化可知，总有一段趋于水平的情况，即接收到的太阳辐射量变化很小.如方位角为20°时，全年太阳辐射量在25～30°的倾角范围几乎不变.由图2 分析出不同方位区间对应的最佳倾角如表3 所示.

表3 方位角区间与对应的最佳倾角（°）

综上可知，为使得全年能接收到最大的太阳辐射量，最理想的情况是全部朝向正南，按35°倾角安装；当偏离正南方向时，随着方位角的增大，最佳倾角逐渐减小.

3 系统概况

3.1 地理环境

该系统位于天津中新生态城某小区售楼处屋顶.天津年平均日照时数为2 998.9 h，平均日照百分率为64.7%，年平均太阳能辐射总量为4 935 MJ/m2.

3.2 系统构成

3.2.1 屋面条件

该售楼处屋面坡度不一致，主要分为A、B 两个区块.其中，屋面A 面积约为140 m2，坡度为15°，其方位为南偏东20°；屋面B 面积约为80 m2，坡度为30°，其方位为南偏西30°.

3.2.2 光伏组件

由上文关于最佳倾角的计算可知，最佳光伏系统安装方案是朝向正南，按35°倾角进行安装.但考虑到这种方式需要建立相应的支架与基础，这对屋面荷载及施工都提出了较高的要求，不宜采用.该系统的光伏组件选用按屋面自然方位和坡度这种较为普遍的安装形式，由图2 可知，此时也比较接近偏离正南时不同方位角对应的最佳倾角.

考虑到玻璃天窗与无动力风机占用一部分屋面面积，实际可安装光伏板的面积约200 m2.屋面A、B摆放光伏板的面积分别为120 m2与72 m2.光伏板之间采用组串连接，每个发电单元由24 块光伏板串联而成，考虑到板与板之间的安装间隙，该系统划分为8个发电单元，外观布置见图3.

其光伏组件采用武汉日新科技有限公司生产的DBF150 单晶硅太阳能电池组件，该组件技术参数见表4.

图3 售楼处屋顶分布式光伏发电系统外观

表4 型号DBF150 光伏电池板技术参数

3.2.3 并网概况

屋面A 共5 个发电单元，屋面B 共3 个单元.每两个3 600 Wp 的发电单元共用一台SMA 公司型号为SMC 7000 HV、额定功率为7 500 Wp 的并网逆变器，详细信息统计见表5.

表5 30 kWp 分布式并网光伏发电系统的逆变器信息

4 实际运行情况分析

该分布式并网光伏发电系统配备了数据采集与监控系统，可以实时监测、记录该系统运行的电力参数，包括累计发电量、当日发电量、累计发电时数、发电单元的直流和交流侧的电流、电压和功率等参数.对系统2017 全年的运行数据进行分析，主要对其各月份实际发电量及每天各时刻光伏发电系统的出力进行分析.

4.1 全年各月份的实际发电量分析

由上文所述的并网信息可知，逆变器No.77 与No.76 所连接的发电环路所含的光伏组件数量均为48个，且都位于屋面A 上，可认为两环路的发电情况是一致的.因此，只统计逆变器No.76、No.69 与No.70 所连接发电单元各月输出电量，如图4 所示.

图4 售楼处2017 年各月份实际发电量

从图4 可以看出，在11 月至2 月日平均太阳辐射强度偏低的时期，No.76、No.69 和No.70 三台逆变器的并网发电量差异在5%以内，说明此时发电单元之间因方位角与安装倾角的不同给发电量带来的影响较小.但在光照充足的5 月和6 月，三个光伏发电子系统在发电量上表现出较大的差异：在5 月份，No.76、No.69 和No.70 三台逆变器的并网发电量分别为795，746，521 kW·h.其中，No.76 所连接的位于屋面A上的方位角-20°、倾角15°的发电子系统与No.70 所连接的位于屋面B 上的方位角30°、倾角30°的发电子系统在发电量上表现的差异达34%左右.综上可得，全年在光照较强月份不同方位角与倾角的发电子系统产生的电量的差异远大于光照较弱的月份.

4.2 分布式光伏发电系统出力分析

为更好地了解各发电子系统的性能表现，可以从各台逆变器在一天当中输出功率的变化入手，来进行进一步的分析，其具体变化如图5 所示.

从图5 可以发现，每台逆变器输出功率在一天内的变化都经历三个阶段.第一阶段，随着太阳辐射强度的增强，逆变器输出功率也增大，在中午时刻达到最大值；第二阶段，输出功率在达到最大值之后有短暂的降低，原因是太阳光的持续照射使得光伏组件的温度也随环境温度升高而上升，导致光电转换效率有一定程度的下降；第三阶段，下午时段逆变器输出功率随太阳辐射强度的下降而减小.

对全天三台逆变器的输出功率分析可知，在上午的时段，逆变器的输出功率大小排序为：No.76＞No.69＞No.70.由于在该时段，No.76 与No.69 两台逆变器所连接的发电单元中有部分或全部朝向辐射强度较大的南偏东方向，而No.70 逆变器所连的发电子系统位于辐射强度较小的南偏西方位，且No.76 与No.69逆变器在输出功率上的差异是在于后者只有1 个发电单元在南偏东方位.在输出功率的增加速率方面，No.70 逆变器在多数时间明显高于No.76 与No.69 两台逆变器，这表明在光电转换量上，太阳辐射量中的直射辐射量转换的电量较散射辐射量多；但在光电转换速率上则刚好相反.在下午的时段，No.76 和No.69两台逆变器的输出功率几乎没有差别，且No.70 逆变器的输出功率与前两者之间的差额比上午小很多.因为该时段散射辐射量的变化成为影响发电子系统输出功率变化的主要因素，一定程度上减弱了因方位角与安装倾角的不同而带来的差异.