武汉地区光伏电站理论年发电量的计算研究

卓自想 段士伟 任静

摘 要：光伏电站年发电量计算在光伏电站建设中占据不可或缺的地位，为了确保理论结果准确，需要对不同计算方法得到的结果进行综合比较，进而得到理论上误差较小的计算结果。针对武汉市某开发区某300 kW分布式光伏发电项目，系统性地对光伏电站理论年发电量的计算进行了初步研究，分析了计算理论年发电量所需的倾斜面太阳辐射量等参数，并比较了标准法、面积法、小时法3种理论年发电量计算方法得到的计算结果，保证了理论年发电量的准确性，同时也为科学准确计算光伏电站理论年发电量提供了参考依据。研究结果表明：这3种计算方法在中纬度、高纬度地区光伏电站理论年发电量的计算中都适用。

关键词：光伏电站；理论年发电量；倾斜面；太阳辐射量；武汉地区

中图分类号：TM615 文献标志码：A

0  引言

未来，中国需要实现2030年碳达峰、2060年碳中和的“双碳”目标，而如何解决环境污染不是中国独自面对的难题，是全球面临的一大难题。自太阳能资源被人类发现并展开利用以来，各种太阳能资源应用项目（例如光伏发电项目、太阳能热利用项目等）在世界各地陆续展开，其中，光伏发电方式正逐步取代高污染的传统火力发电方式[1]。光伏电站理论年发电量计算是评估此类电站发电能力的重要方式，为了确保理论计算结果的准确，需要对不同计算方法得到的结果进行综合比较，进而得到理论上误差较小的计算方法。本文针对武汉市某开发区某300 kW分布式光伏发电项目，系统性地对光伏电站理论年发电量计算进行了初步研究，分析了计算理论年发电量所需的倾斜面太阳辐射量等参数，并比较了标准法、面积法、小时法3种计算理论年发电量的方法得到的结果，力求保证理论年发电量的准确性。

1  武汉市的地理位置及太阳能资源分析

武汉市总面积为8569.15 km2，地理位置在29.97°N～31.37°N、113.68°E～115.08°E之间，具体如图1所示。

武汉市的气候条件为雨热同期，夏季高温多雨，是典型的亚热带季风气候。全年平均气温在15.8～17.5 ℃之间，年峰值利用小时数为1810～2100 h，年降水量平均为1300 mm，从上述值来说，该市全年雨量充足，日照时间长。

在太阳能资源方面，依据各地的年太阳总辐射情况与年峰值利用小时数，GB/T 31155—   2014《太阳能资源等级 总辐射》将中国主要划分为4类太阳能资源等级[2]，具体如表1所示。

2012—2017年武汉市的年太阳总辐射量情况如表2所示。

根据表1和表2可以分析得出：武汉市的太阳能资源等级为丰富，可有效利用太阳能资源进行社会生产工作[3]。另外，武汉市太阳辐射利用率高的周期集中在每年的4—9月，这段时间的太阳总辐射量占全年太阳总辐射量的65%，日照时间长且光照强度大。2014—2017年武汉市的多年平均月太阳辐射量情况如图2所示。

从图2可以看出：武汉市每年4—9月的月太阳辐射量较高。在这段时间，光伏电站能够吸收充足的太阳辐射来进行光电转换，并且可以通过配套储能设施储存多余的电能，以便光照不足时使用。

本文以武汉市某开发区某300 kW分布式光伏发电项目为例进行分析，该项目所在地的地理位置为30.50°N、114.33°E，全年日照充足，年太阳总辐射量与武汉市年太阳总辐射量相同，符合太阳能资源等级为丰富的划分标准。该项目能够有效利用屋顶空间资源，同时也能够在节能减排、降低碳排放等方面做出贡献[4]。

2  光伏组件选型

目前太阳电池主要有以下3种类型[5]：晶体硅太阳电池（包括单晶硅太阳电池、多晶硅太阳电池）、非晶硅太阳电池、其他尚未产业化应用的太阳电池等。当前中国市场应用最广泛的是晶体硅太阳电池，因此，本文仅对晶体硅太阳电池作详细阐述。

1）单晶硅太阳电池。单晶硅太阳电池是最早发展，也是当前产业化应用的太阳电池中光电转换率最高的一类太阳电池，目前其光电转换率可以高达25%。单晶硅太阳电池在电学、力学及光学方面的性能都较为均匀。随着光伏产业不断发展及生产工艺逐步完善，据市场发展趋势预测，高效单晶硅太阳电池将逐渐占据市场主导地位。

2）多晶硅太阳电池。在光电转换率方面，多晶硅太阳电池不及单晶硅太阳电池表现出色，大多介于15%～20%之间；在生产工艺方面，多晶硅太阳电池比单晶硅太阳电池简单，且制造成本低；但在使用寿命方面，单晶硅太阳电池比多晶硅太阳电池更长。

综上分析，从性价比及经济效益等方面综合比较，本300 kW分布式光伏发电项目将采用峰值功率為450 W的单晶硅光伏组件。

某公司生产的单晶硅光伏组件的相关数据如表3所示，后文中相关计算均以表3中的数据作为计算依据。

3  光伏阵列布置

光伏阵列应根据使用场地的实际情况来进行布置，原则是使整个光伏组件的排列单元化、规模化，以求达到最大的场地利用率及年发电量。而光伏阵列的布置则是由光伏组件安装倾角、光伏组件数量，以及前后排光伏阵列之间的间距（下文简称为“光伏阵列间距”）等因素决定的。

3.1  光伏组件安装倾角

不同地区的光伏组件最佳安装倾角都存在一定差异，甚至在同一地区的春、夏、秋、冬4个季节中，光伏组件的最佳安装倾角也有所不同。朱丹丹等[5]认为，光伏组件最佳安装倾角应略小于当地纬度；江娥[6]认为，在武汉地区，光伏组件最佳安装倾角在一年中有不同的取值。若要使光伏电站的发电量最大化，需要根据不同的季节特点及时调整光伏组件的安装倾角。实际光伏发电项目中，更多的项目是在最初安装光伏组件时就确定了一个固定的光伏组件最佳安装倾角。

本项目位于武汉市，武汉市光伏电站的光伏组件最佳安装倾角介于25°～30°[7]之间，所以本项目的光伏组件最佳安装倾角选择27°，光伏组件采用横向放置。

3.2  光伏组件数量

光伏电站总装机容量为300 kW，采用峰值功率为450 W的单晶硅光伏组件。因此，该项目需要700块同一型号的单晶硅光伏组件。

3.3  光伏阵列间距

根据GB 50797—2012《光伏发电站设计规范》中规定，光伏方阵中各排、列的布置间距应保证每天09：00～15：00（当地真太阳时）时段内光伏组件前、后、左、右互不遮挡。根据上述规定，为保证光伏阵列间距D的设置合理规范，需用式（1）进行计算[8]。

式中：L为光伏阵列面长度，即光伏组件宽度，m，本文取1.048；β为光伏组件安装倾角，（? ），本文取27；φ为光伏组件安装地的纬度，（? ），本文取30.50。

将各项数据代入式（1），可计算得到本项目的光伏阵列间距为1.83 m，示意图如图3所示。

4  光伏电站理论年发电量的计算方法

关于光伏电站理论年发电量，有较多计算方法，其中标准法、面积法、小时法是比较常用的3种计算方法。标准法与面积法的计算结果一般与实际工程应用中的实际测量结果相差较小，但

是这两种计算方法都需要计算出倾斜面接收的年太阳总辐射量；而小时法一般是根据项目所在地的年峰值利用小时数进行理论年发电量的估算。下文对这3种方法进行详细阐述。

4.1  标准法

标准法是根据GB 50797—2012中规定的计算光伏电站理论年发电量的公式[9]进行计算，即：

式中：Ep为上网发电量（即光伏电站理论年发电量），kWh；HA为倾斜面接收的太阳辐射量，kWh/m2；PAZ为光伏组件安装容量，kW；Es为标准测试条件（STC）下的太阳辐照度，为1 kW/m2；K为光伏发电系统的综合效率系数，本项目取0.8。综合效率系数包括：光伏组件类型修正系数，光伏方阵的倾角、方位角修正系数，光伏发电系统可利用率，光照利用率，逆变器效率，集电路损耗，升压变压器损耗，光伏组件表面污染修正系数，以及光伏组件光电转换效率修正系数[9]。

4.2  面积法

面积法是通过光伏组件的总面积及倾斜面接收的太阳辐射量来计算光伏电站理论年发电量，其计算式[10]为：

式中：S为光伏组件总安装面积，m2；K1为光伏组件的光电转换效率，本文取20.4%；K2为光伏发电系统效率，由于整个光伏发电系统的构造比较复杂，其系統效率主要由逆变器效率、变压器效率及其他因素决定，一般取值范围在75%～85%之间。综合考虑此次光伏电站建设的各种折减因素后，本项目的光伏发电系统效率取80%。

4.3  小时法

小时法即根据项目所在地的年峰值利用小时数、光伏组件安装容量及光伏发电系统的综合效率系数来计算光伏电站理论年发电量[10]，其计算式为：

式中：H为项目所在地的年峰值利用小时数。

5  倾斜面接收的太阳辐射量计算

由于气象服务站在测量太阳辐射量时，测量的气象仪表设施处于水平放置状态，采集到的数据为水平面接收的太阳辐射数据，但是在光伏电站实际应用过程中，光伏组件通常采用倾斜安装方式，因此在光伏电站理论年发电量计算时，需要将水平面接收的太阳辐射数据转换为倾斜面接收的太阳辐射数据。

计算时通常采用Klein计算模型，整个光伏方阵倾斜面接收的太阳辐射量IT主要包括3个部分：倾斜面太阳直射辐射量IbT、倾斜面太阳散射辐射量IdT、倾斜面反射辐射量IgT[11]，即：

5.1  倾斜面太阳直射辐射量

倾斜面太阳直射辐射量主要与水平面太阳直射辐射量Ib有关，二者关系可表示为：

式中：Rb为太阳直射辐射倾斜因子。

水平面太阳直射辐射量的值可通过国家气象信息中心网站直接查得。太阳直射辐射倾斜因子的计算式[6]为：

式中：δ为太阳赤纬角，（? ）；ωs为水平面的日落时角，rad；ωsT为倾斜面的日落时角，rad。

如果确定了一年中的天数，就可以按照Cooper公式计算出太阳赤纬角，其公式为：

式中：n为一年中从1月1日起算的每月代表值，在不同月份取不同的值，具体如表4所示。

水平面的日落时角的计算式为：

倾斜面的日落时角的计算式为：

5.2  倾斜面太阳散射辐射量

倾斜面太阳散射辐射量主要受当地天气条件等因素的影响，以往计算时仅采用天空散射辐射部分各向同性的假设，与实际情况并不符合。本文采用Hay模型，该模型是在认定天空散射辐射为各向同性、地面散射辐射为各向异性的情况下进行模拟计算[12]，在大型工程计算中应用较为广泛。Hay模型可表示为：

式中： Id为水平面太阳散射辐射量，kWh/m2；I0为大气层外水平面太阳总辐射量，kWh/m2。

水平面接收的太阳总辐射量和水平面太阳散射辐射量的相关数据可在国家气象信息中心网站直接查得。

大气层外水平面太阳总辐射量的计算式为：

式中：S0为太阳常数，一般取1367 W/m2。

5.3  倾斜面反射辐射量

通常，太阳辐射到达地面后会向空中进行反射，而倾斜面反射辐射量取决于地面反射率。

倾斜面反射辐射量的表达式为：

式中：I为水平面接收的太阳总辐射量，kWh/m2；ρ为地面反射率，本文取0.2。

6  光伏电站理论年发电量的计算实例

通过国家气象信息中心网站，可查询得到2013—2017年武汉市气象监测点的水平面各月太阳辐射量、水平面月太阳散射辐射量、水平面月太阳直射辐射量数据，得到武汉市多年平均月太阳辐射数据，作为本项目的计算依据，具体如表5所示。

将表5的数据及项目所在地纬度（φ=30.50°）、光伏组件安装倾角（β=27°）带入式（5）～式（13），可以得到倾斜面年太阳直射辐射量为518.02 kWh/m2、倾斜面年太阳散射辐射量为717.96 kWh/m2、倾斜面年反射辐射量为13.38 kWh/m2，倾斜面年太阳总辐射量为1249.36 kWh/m2。

在光伏电站理论年发电量计算中，采用标准法计算时，根据式（2）可计算得到理论年发电量为1249.36×300/1×0.8=299846.4 kWh。

采用面积法计算时，根据式（3）可计算得到理论年发电量为1249.36×2.108×1.048×700×0.204×0.80=315310.0 kWh。

采用小时法计算时，项目所在地的年峰值利用小时数为1249.36 h，根据式（4）可计算得到理论年发电量为300×1249.36×0.8=299846.4 kWh。

3种计算方法的结果误差约为5%，误差较小，取3种计算方法得到的结果的平均值，则本分布式光伏电站总装机容量为300 kW，设计安装700块峰值功率为450 W的单晶硅光伏组件，系统理论年发电量约为305000.9 kWh。

在实际运行中，光伏电站的年发电量呈线性衰减趋势，因此需要计算光伏电站全生命周期25年的理论年发电量，使理论计算结果更具参考价值。按照光伏发电系统年发电效率在第25年时不得低于首年的80%（首年为理论计算值的98.5%）进行设计。

光伏电站全生命周期25年中第m年的理论年发电量的计算式为：

式中：m的取值从2开始；η为光伏发电系统年发电效率。

由于光伏电站首年衰减情况不同，光伏电站第1年的理论发电量Q1不能采用式（14）计算，Q1=305000.9×0.985=300425.9 kWh。

利用式（14）得到该光伏电站25年全生命周期的发电量预测结果，如表6所示。

通过表6可知：该项目25年理论累计发电量约为6884729.6 kWh，25年理论平均年发电量约为275389.2 kWh。另外，本项目为并网式光伏电站，当光照不足时，由国家电网供电系统输送不足部分的电量。

仅改变光伏电站相关参数、其他条件不变的情况下，以相同方法计算处于高纬度的哈尔滨地区光伏电站的理论年发电量，并且将计算结果与武汉地区的计算结果进行比较。2个地区光伏电站相关参数对比如表7所示，2个地区光伏电站理论年发电量计算结果对比如表8所示。

从哈尔滨市光伏电站的理论年发电量计算结果可以看出：无论是中纬度地区光伏电站，还是高纬度地区光伏电站，采用这3种计算方法进行光伏电站理论年发电量的计算都适用。

7  结论

本文针对武汉市某开发区某300 kW分布式光伏发电项目，以国家气象信息中心的太阳辐射数据为基础，对光伏电站理论年发电量计算进行了初步研究，得到以下结论：

1）通过标准法、面积法、小时法3种计算方法综合比较后，得到本项目的理论年发电量约为305000.9 kWh；

2）应根据各个项目实际所在地的长期实验测量数据分析得到光伏组件最佳安装倾角。由于本文是关于光伏电站理论年发电量的计算研究，因此未对光伏组件最佳安装倾角作过多研究；

3）通过计算倾斜面接收的年太阳辐射量从而得到的光伏电站年發电量仅是理论年发电量，与光伏电站实际运行时的实际发电量存在一定差距；

4）通过与同等条件下高纬度的哈尔滨地区光伏电站理论年发电量的计算结果进行对比后发现，标准法、面积法、小时法这3种计算方法也同样适用于高纬度地区光伏电站理论年发电量的计算。

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RESEARCH ON CALCULATION OF THEORETICAL ANNUAL POWER GENERATION CAPACITY OF PV POWER STATIONS IN

WUHAN REGION

Zhuo Zixiang，Duan Shiwei，Ren Jing

（School of Mechanical Engineering，Anhui University of Technology，Maanshan 243032，China）

Abstract：The calculation of annual power generation capacity of PV power stations plays an indispensable role in the construction of PV power stations. In order to ensure the accuracy of the theoretical results，it is necessary to comprehensively compare the results obtained by different calculation methods，and then obtain the calculation results with less theoretical error. This paper aims at a 300 kW distributed PV power generation project in a development zone in Wuhan，the calculation of the theoretical annual power generation capacity of PV power stations is systematically and preliminarily studied，and the parameters such as the inclined plane solar radiation required to calculate the theoretical annual power generation capacity are analyzed，and the calculation results obtained by the standard method，the area method，and the hour method are compared to ensure the accuracy of the theoretical annual power generation capacity，at the same time，it also provides a reference basis for scientific and accurate calculation of the theoretical annual power generation capacity of PV power stations. The research results show that these three calculation methods are applicable to the calculation of theoretical annual power generation capacity of PV power stations in middle and high latitude areas.

Keywords：PV power station；theoretical annual power generation capacity；inclined plane；solar radiation；Wuhan region