摘要： 以雙面光伏組件和可調(diào)支架系統(tǒng)為基礎(chǔ)，以青海格爾木為模擬地點(diǎn)，利用PVsyst光伏仿真軟件，分析了不同調(diào)節(jié)次數(shù)下的可調(diào)支架系統(tǒng)與固定支架系統(tǒng)在組件正、背面輻射量、系統(tǒng)發(fā)電量、系統(tǒng)收益的差異。
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研究結(jié)果表明： 通過調(diào)節(jié)支架改變光伏組件的角度后，組件最低點(diǎn)離地高度也在變化，直接影響組件正面和背面的輻射接收； 光伏方陣前后間距影響土地利用率（GCR），土地利用率降低后，背面的輻射量和系統(tǒng)發(fā)電量都有一定的增加； 相對于固定支架雙面發(fā)電系統(tǒng)，可調(diào)支架雙面系統(tǒng)在不同調(diào)節(jié)次數(shù)下的組件背面全年輻射量均會(huì)有一定的降低，但整體的發(fā)電量得益于正面輻射的增益，最高可達(dá)4.8%左右； 技術(shù)和經(jīng)濟(jì)比較結(jié)果顯示，雙面組件采用可調(diào)支架系統(tǒng)，每年2次的調(diào)節(jié)方式，25年生命周期內(nèi)系統(tǒng)收益最高。 文章還分析了單面發(fā)電組件和雙面組件系統(tǒng)使用可調(diào)支架的經(jīng)濟(jì)性對比，在相同的調(diào)節(jié)次數(shù)下，雙面組件系統(tǒng)的增益明顯高于單面組件系統(tǒng)。 本文的研究成果對可調(diào)支架雙面組件發(fā)電系統(tǒng)的設(shè)計(jì)具有較大的指導(dǎo)作用。
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? ? ? 常規(guī)光伏組件只有正面發(fā)電，背面不發(fā)電，當(dāng)光伏方陣周邊存在地面的反射光和大氣的散射光時(shí)，這部分的輻射就不能很好地被利用起來，因此發(fā)電效率受限。伴隨平價(jià)上網(wǎng)時(shí)代的來臨和“領(lǐng)跑者”技術(shù)指標(biāo)的要求，雙面光伏組件這一技術(shù)創(chuàng)新得到了越來越多的重視和應(yīng)用。
? ? ? ? 所謂雙面光伏組件，就是組件正、背面均能接收太陽輻射量并轉(zhuǎn)化成電能，相對于僅單面發(fā)電的組件而言，它對實(shí)現(xiàn)光伏電站的降本增效、加快實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)具有重要意義。此外，因背面也要吸收光線，雙面組件的正背面都可采用鋼化玻璃作為封裝材料，增加了組件的耐候性和可靠性，產(chǎn)品的應(yīng)用場景較豐富，具有較好的應(yīng)用前景。 ?
與常規(guī)光伏組件類似，雙面組件可以與不同安裝方式的支架相結(jié)合，進(jìn)一步提升系統(tǒng)發(fā)電量和效率，常見的安裝方式有固定傾角式、跟蹤式、季節(jié)可調(diào)式等。與固定傾角安裝方式相比，可調(diào)傾角安裝方式可提高發(fā)電量，與跟蹤支架方式相比，可調(diào)傾角支架方式的后期維護(hù)費(fèi)低，因此具有一定的應(yīng)用價(jià)值[1-3]。
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目前，對于固定傾角和跟蹤支架的雙面光伏系統(tǒng)，相關(guān)文獻(xiàn)都做過比較全面的分析，牟娟[4]研究了高緯度和低緯度地區(qū)，固定和可調(diào)支架兩種方案的經(jīng)濟(jì)性比較。吳少璟等[5]基于PVsyst軟件研究了全生命周期內(nèi)可調(diào)支架的調(diào)節(jié)策略。
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王晶晶等[6]基于實(shí)測數(shù)據(jù)分析了呼和浩特地區(qū)全年各月的輻射量，并研究了組件傾角的最佳調(diào)節(jié)方案。鞠振河[7]研究了沈陽地區(qū)的輻射量，并研究了4種調(diào)節(jié)方案的經(jīng)濟(jì)性。
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目前國內(nèi)外文獻(xiàn)上對于可調(diào)支架的研究僅局限于單面發(fā)電組件系統(tǒng)， 而缺少雙面組件系統(tǒng)的研究。
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因此，本文以雙面光伏組件和可調(diào)支架系統(tǒng)為基礎(chǔ)，利用 PVsyst軟件，以青海格爾木為模擬地點(diǎn)，分析對比不同調(diào)節(jié)次數(shù)下的組件正、背面輻射量、系統(tǒng)發(fā)電量和系統(tǒng)收益等，為實(shí)際安裝應(yīng)用提供理論基礎(chǔ)。
雙面系統(tǒng)發(fā)電量的計(jì)算公式
常規(guī)光伏組件的仿真模型一般使用簡易的單二極管模型，由于雙面組件背面的電池結(jié)構(gòu)與正面相似，發(fā)電特性也可以用單二極管模型模擬，因此背面的輻射量可以線性疊加到正面[8]。
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組件正面接收太陽輻射以后，組件正面實(shí)際可被利用的輻射量需要考慮近場陰影遮擋、遠(yuǎn)方遮擋、相對透射率損失、積灰損失以及地面反射光的增益。到達(dá)地面的輻射被地面反射以后有部分到達(dá)組件背面，考慮組件背面的遮擋因素，實(shí)際被背面利用的輻射還需要乘以雙面組件的發(fā)電系數(shù)。因此雙面系統(tǒng)發(fā)電量公式可以表述為式（1）：
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式中：E—發(fā)電量，kW?h；P—系統(tǒng)裝機(jī)容量（一般以組件正面的標(biāo)稱功率為準(zhǔn)），kW；Ginc—光伏組件正面的輻射量，kW?h/m2；Gloss—正面輻射損失系數(shù)，%；Fb—雙面發(fā)電系數(shù)（bifacialfactor），為背面額定輸出功率與正面額定輸出功率的比值，%；Gb_eff—背面的有效輻射量，kW?h/m2；η—其他損失（包括方陣其他損耗、設(shè)備損耗、交流損耗、不可利用率等），%。
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背面有效輻射量的計(jì)算模型目前較廣泛的是使用視角系數(shù)模型（view-factor mode），如圖1所示，諸多機(jī)構(gòu)例如PVsyst、SAM、ISC Konstanz等均在使用。假設(shè)地面為A1，組件背面為A2，則表示A1反射的輻射量，可被A2接收的比例[9-10]。通過對微元面dA1到達(dá)微元面dA2的輻照部分進(jìn)行積分，引用文獻(xiàn)[10]公式，可表示為：
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?式中：s—微元面dA1中心到dA2中心的距離，m；θ1—A1法線n1與A1A2連線的夾角，°；θ2—A2法線n2與A1A2連線的夾角，°。
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▲ 圖1
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可調(diào)傾角雙面發(fā)電系統(tǒng)的研究方法
文中主要基于PVsyst軟件進(jìn)行仿真 ，該軟件使用單二極管模型，對雙面組件的模型建立較為全面和準(zhǔn)確，是行業(yè)內(nèi)公認(rèn)的專業(yè)光伏仿真軟件。具體研究方法如下：
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（1）選擇仿真地點(diǎn)，獲取典型氣象年的月份輻射量數(shù)據(jù)。
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（2）確定可調(diào)支架的調(diào)節(jié)范圍，目前支架可以支持的角度范圍為10° ~ 60°。
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（3）確定光伏方陣的前后安裝距離，可根據(jù)土地面積，確定合適的安裝間距。
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（4）設(shè)定雙面組件的發(fā)電參數(shù)，根據(jù)仿真軟件得到固定支架方式下發(fā)電量最大時(shí)的角度及發(fā)電量數(shù)據(jù)，用于后續(xù)方案比較與選擇的參考。
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（5）調(diào)節(jié)組件的安裝傾角，步長1°，從10°到60°，由于角度發(fā)生變化，組件最低點(diǎn)離地面高度發(fā)生變化，需要進(jìn)行計(jì)算，在其余參數(shù)不變的情況下，51個(gè)角度各仿真1次，并得到每個(gè)月的組件正面、背面輻射值和系統(tǒng)發(fā)電量數(shù)據(jù)。
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（6）確定一年角度調(diào)節(jié)次數(shù)和不同調(diào)節(jié)次數(shù)下的最優(yōu)月份組合。調(diào)節(jié)次數(shù)一般為每年12次、4次、3次或2次。調(diào)節(jié)次數(shù)一定時(shí)，以自然月為基礎(chǔ)，1年有12個(gè)月，不同的月份組合產(chǎn)生不同的發(fā)電量結(jié)果，再根據(jù)發(fā)電量最大為原則，找到最優(yōu)的月份組合，即為某調(diào)節(jié)次數(shù)下的最優(yōu)調(diào)節(jié)方案。
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（7）不同的調(diào)節(jié)方案在全生命周期25年的發(fā)電量、人工調(diào)節(jié)費(fèi)用不同，使用差額凈現(xiàn)值為衡量指標(biāo)進(jìn)行比較，確定最佳的調(diào)節(jié)方案。
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選取青海格爾木市為模擬地點(diǎn)，該地區(qū)年平均水平輻射量為6 967.4 MJ/m2，數(shù)據(jù)來自Meteonorm 氣象軟件。以一個(gè)逆變器單元進(jìn)行仿真，逆變器為500 kW集中式逆變器，組件選用275 W單晶組件，雙面發(fā)電系數(shù)為0.85，20塊串聯(lián)，共96個(gè)組串，組件容量為528kW。組件按雙排縱向安裝，地面場景反射率為30%。
固定支架系統(tǒng)中，關(guān)于組件正面的輻射量，PVsyst軟件是按照Perez-Ineichen模型[11]，其中太陽散射輻射分解為環(huán)日散射輻射、天邊散射輻射、天頂散射輻射三個(gè)區(qū)域，并假設(shè)各區(qū)域內(nèi)是各向同性的，在此基礎(chǔ)上對這三個(gè)區(qū)域分別進(jìn)行積分求解，通過軟件計(jì)算，全年輻射量最大時(shí)的傾角為37°，如圖2所示。
? ? ? ?以冬至日9:00-15:00無陰影遮擋為基準(zhǔn)，計(jì)算得到的組件前后排最佳間距為7.63 m。輻射量最大時(shí)的角度其全年發(fā)電量不一定為最大，因角度越大，早晚時(shí)方陣前后遮擋會(huì)增加，雖然適當(dāng)降低角度可以減少遮擋，但同時(shí)組件表面的輻射量也會(huì)相應(yīng)減少，為了得到雙面系統(tǒng)年發(fā)電量最大的安裝角度，需要模擬不同角度對應(yīng)的發(fā)電量進(jìn)行綜合比較。 ? ? ? ?如圖3為廣泛使用的圓弧式可調(diào)支架實(shí)景圖和側(cè)面示意圖，一般光伏組件為縱向雙排安裝，假設(shè)地面是水平的，組件與地面的夾角為θ，組件最低點(diǎn)離地面高度為H1，支架支撐柱與組件的交接點(diǎn)離地面為H0，當(dāng)支架安裝以后，該值即為常數(shù)，這里假設(shè)是2.385 m。雙排組件含兩者間距的總長度為L，這里是3.34 m，根據(jù)三角函數(shù)可得到四者的關(guān)系，如式（3）所示。 ? ? ? ? 當(dāng)組件的角度從10° ~ 60°變化時(shí)，組件最低點(diǎn)離地面的高度H1是逐漸降低的。例如角度為10°時(shí)，H1為2.09 m，角度為60°時(shí)，H1降低為0.94 m。 ? ? ? ? 以10° ~ 60°傾角為調(diào)節(jié)范圍，并根據(jù)圖4結(jié)果，以步長1°來分別模擬不同角度的系統(tǒng)輻射量和發(fā)電量，當(dāng)組件的角度、組件最低點(diǎn)離地高度同時(shí)變化時(shí)，正面和背面的輻射量關(guān)系如圖5所示，當(dāng)角度不斷增大時(shí)，背面的輻射量逐漸減少，39°時(shí)為最低，超過39°后又逐漸增加，而正面輻射量的趨勢正好是相反。 ? ? ? ? 圖6為不同角度的系統(tǒng)全年發(fā)電量曲線，對于固定支架方式，當(dāng)組件角度32°不變時(shí)，對應(yīng)系統(tǒng)的全年發(fā)電量最大。超過該角度后，全年的發(fā)電量呈現(xiàn)下降趨勢。 ? ? ? ?圖6以全年發(fā)電量最大得到的固定安裝角度，其每個(gè)月的發(fā)電量并不一定達(dá)到最大。這是由于一年四季太陽的高度角在發(fā)生變化，一般冬季較低，夏季較高。 ? ? ? ?當(dāng)太陽的高度角越大，組件的安裝傾角應(yīng)適度調(diào)低，這樣才能接收到最大的輻射量，實(shí)現(xiàn)較高的發(fā)電量。圖7為不同月份發(fā)電量最大時(shí)對應(yīng)的組件角度，比如1月份時(shí)，安裝角度在57°時(shí)發(fā)電量最大，到了初夏5月、盛夏6月和7月，發(fā)電量最大時(shí)的角度為10°。 ? ? ? ?如果采用可調(diào)支架，夏季調(diào)低角度，冬季調(diào)高，得益于角度變化后，組件表面獲取的輻射量增加，發(fā)電量就會(huì)提升。由于可調(diào)支架的年調(diào)節(jié)次數(shù)是可變的，即使一年調(diào)節(jié)4次，也存在不同的月份組合方式，因此需要以發(fā)電量最大為原則來確定每個(gè)月的組件安裝角度。 ? ? ? ?光伏組件安裝時(shí)的前后距離不同，占地面積就會(huì)不同，光伏方陣的土地利用率（ground coverage ratio, GCR）為光伏陣列的寬度與方陣前后距離的比值，前后間距越大，GCR越小。 ? ? ? ?當(dāng)光伏方陣安裝角度不變時(shí)，調(diào)節(jié)固定支架方陣的前后距離，可仿真得到該變量對發(fā)電量的影響。以固定支架為例，當(dāng)GCR從0.46到0.322逐漸減少時(shí)，入射到地面的直接輻射增加后，被地面反射到達(dá)背面的輻射也因此增加。當(dāng)支架角度為可調(diào)節(jié)時(shí)，GCR越小，對于4種調(diào)節(jié)方案，其背面的輻射量也是逐步增加的，背面的發(fā)電量也得到一定的提升，如圖8所示。 ? ? ? ?當(dāng)陣列的前后距離增加時(shí)，對于正面發(fā)電而言，前后排遮擋損失減少，因此正面的發(fā)電量增加。綜合而言，雙面組件的整體發(fā)電量得到了一定的提升，如圖9所示。鑒于雙面組件安裝角度和前后距離對發(fā)電量均產(chǎn)生影響，在設(shè)計(jì)環(huán)節(jié)，優(yōu)化安裝角度的同時(shí)還需要考慮現(xiàn)場的土地可利用面積。 ? ? ? ?為了確定可調(diào)支架帶來的發(fā)電量提升效果以及可調(diào)支架最優(yōu)的調(diào)節(jié)次數(shù)，如前文所述，固定支架方式的安裝角度選擇32°，前后間距以冬至日9:00-15:00無陰影遮擋為基準(zhǔn)，組件前后排最佳間距為7.63 m。 ? ? 為了保證參數(shù)的一致性，可調(diào)支架的間距也保持一致。為了對比不同調(diào)節(jié)次數(shù)下的背面輻射量變化，假定地面場景反射率均為30%，組件下端離地高度隨組件調(diào)節(jié)角度而變化，組件的雙面發(fā)電系數(shù)為0.85。 ? ? 可調(diào)支架的調(diào)節(jié)次數(shù)有一年2次、3次、4次和12次，對于一年調(diào)節(jié)12次的方案，根據(jù)圖7各月發(fā)電量最大時(shí)的組件角度，冬季組件傾角范圍可設(shè)置為50° ~ 60°，夏季可設(shè)置為10° ~16°。 ? ? 對于每年調(diào)節(jié)2 ~ 4次的方案，在年調(diào)節(jié)次數(shù)固定的情況下，需要進(jìn)行月份優(yōu)化組合[12]?？筛鶕?jù)圖7中得出的各月份發(fā)電量最大角度來近似分類，同時(shí)依據(jù)年發(fā)電量最大原則，那么在花費(fèi)同樣的人力、物力的情況下，可計(jì)算得出不同次數(shù)對應(yīng)的最優(yōu)月份組合方式和組件調(diào)節(jié)角度。 ? ? 例如每年2次按4月 ~ 9月、10月 ~ 次年3月調(diào)節(jié)，每年3次按照3月 ~ 4月、5月 ~ 9月、10月 ~ 次年2月調(diào)節(jié)，詳見表1。
? ? 6.1 ?不同調(diào)節(jié)次數(shù)的組件正面輻射量對比 ? ? 對于表1中4種不同的調(diào)節(jié)方案，利用PVsyst軟件模擬分析組件正面獲取的輻射量變化，如表2所示。可以看出，在保證發(fā)電量最大的情況下，每種調(diào)節(jié)方案的正面輻射年總量均高于固定支架的正面輻射年總量，增益幅度為4.95% ~ 6.35%。從全年而言，每月調(diào)節(jié)1次的正面輻射總量增益最大，詳見圖10。 ? ? 與固定傾角方案相比，一年調(diào)節(jié)12次方案的組件正面輻射量有一定增益，其輻射增益結(jié)果如圖11所示，可以看出，由于3、4、9這三個(gè)月份的調(diào)節(jié)角度與固定支架角度32°接近，正面輻射量幾乎無增益，其余月份增益為2.31% ~ 17.13%，其中，冬季增益最大，說明固定傾角安裝相比于月度可調(diào)式安裝，冬季損失的輻射量較大。 ▲ 圖11
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6.2 ?不同調(diào)節(jié)次數(shù)的組件背面輻射量對比 ? ? ? ?組件背面輻射接收量主要包括三個(gè)方面：地表反射到組件背面的反射輻射、早晨或傍晚從天空直接接收到散射輻射、夏天早晨背面直接接收到的直接輻射。背面輻射量的精確計(jì)算比較復(fù)雜，影響因素包括地面場景反射率、組件離地高度、組件傾角和方位角等。 ? ? ? ?表3是PVsyst軟件模擬的不同調(diào)節(jié)次數(shù)下的組件背面獲取的輻射量，與固定傾角相比，由于可調(diào)支架系統(tǒng)是考慮到正面和背面的發(fā)電量總和最高，如果某一角度對應(yīng)的發(fā)電量增加，有可能是因?yàn)樵摻嵌认陆M件的正面發(fā)電增益超過了背面發(fā)電的減少，也就是說，可調(diào)支架系統(tǒng)優(yōu)化后，背面的輻射可能會(huì)減少。 ? ? 特別是10月至次年2月，采用可調(diào)支架方式以后，背面輻射都呈現(xiàn)了一定程度的降低，但是降低的數(shù)值較小。 ? ? ? ?如圖12所示為不同調(diào)節(jié)次數(shù)的可調(diào)方案與固定傾角方案的全年背面輻射量對比。與正面輻射量的變化不同的是，無論調(diào)節(jié)次數(shù)是多少次，背面輻射量都會(huì)比固定傾角有所降低，降低幅度平均在1.45%左右。 ? ? ? ?圖13為月度調(diào)節(jié)與固定32°安裝的背面輻射量對比，組件角度變化時(shí)，組件與地面的相對位置發(fā)生變化，4月的調(diào)節(jié)角度為19°，組件離地高度增加，背面輻射量增加4.66%，同理，5月和9月分別增加2.1%和1.19%。其余月份調(diào)節(jié)角度均較大，組件離地高度降低，背面輻射量均減少。 ? ? ? ?而根據(jù)前文分析，到達(dá)組件背面的反射輻射及各類散射輻射與其直接投射到組件正面相比，會(huì)受到更多的削減作用。因此，保證正面獲得更多的輻射量是提高系統(tǒng)總體發(fā)電量的優(yōu)化方向。 6.3 ?不同調(diào)節(jié)次數(shù)的雙面發(fā)電系統(tǒng)發(fā)電量對比 ? ? ? ?由以上分析可以看出，利用可調(diào)支架進(jìn)行傾角調(diào)節(jié)時(shí)，組件全年正面輻射量均增大，而背面輻射量均減少。組件雙面發(fā)電系數(shù)為0.85，根據(jù)線性疊加可得出不同調(diào)節(jié)次數(shù)的正背面整體輻射量之和。 ? ? ? ?根據(jù)上文第二部分關(guān)于可調(diào)支架雙面發(fā)電系統(tǒng)的研究方法，使用PVsyst軟件模擬得到的不同角度的月份發(fā)電量及最優(yōu)月份組合，可得到系統(tǒng)首年發(fā)電量、系統(tǒng)效率、輻射損失比例和其他損失比例，詳見表4和表5。 ? ? ? ? 由于背面輻射占整體輻射接收量的比例較小，雖然可調(diào)支架的背面輻射量減少，但整體輻射量增加，且調(diào)節(jié)次數(shù)越多，整體輻射量越大。 ? ? ? ? 同時(shí)，系統(tǒng)發(fā)電量隨著整體輻射量的增加而增加，且兩者的增益曲線一致，如圖14所示。與固定傾角方式相比，對于表1調(diào)節(jié)方案，每年調(diào)節(jié)2次的發(fā)電量增加4%，每年調(diào)節(jié)3次的發(fā)電量增加4.2%，每年調(diào)節(jié)4次的發(fā)電量增加4.5%，月度調(diào)節(jié)一次的方式發(fā)電量增加4.8%。
▲ 圖14
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6.4? 不同調(diào)節(jié)次數(shù)的雙面發(fā)電系統(tǒng)收益對比 ? ? ? ?上文對不同調(diào)節(jié)次數(shù)的雙面系統(tǒng)輻射量和發(fā)電量進(jìn)行了分析，但是不同方案的決策還需要根據(jù)投入和產(chǎn)出進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性比較。由于資金具有時(shí)間價(jià)值，在25年全生命周期內(nèi)，可以用差額凈現(xiàn)值來衡量不同方案，即相對于固定支架方式，不同調(diào)節(jié)方案與其相比較后的發(fā)電收益差減去人工調(diào)節(jié)費(fèi)用再進(jìn)行折現(xiàn)，根據(jù)累計(jì)折現(xiàn)值的大小來判斷方案的優(yōu)劣。 ? ? ? ?不同調(diào)節(jié)次數(shù)對應(yīng)的系統(tǒng)收益區(qū)別主要在于后期的人工調(diào)節(jié)成本，假設(shè)調(diào)節(jié)時(shí)按2人一組，3 ~5 min調(diào)節(jié)一個(gè)支架，528kW共安排4人，約1 h左右可以調(diào)節(jié)完成，其中人工費(fèi)按200元/(人?次)，假設(shè)每年按5%遞增。光伏組件的衰減率按逐年0.7%考慮，比如第2年的系統(tǒng)發(fā)電量是在第一年的基礎(chǔ)上降低0.7%。 ? ? 格爾木地區(qū)屬于一類資源區(qū)，在計(jì)算發(fā)電收益時(shí)，標(biāo)桿電價(jià)按0.35元/kW?h計(jì)算，折現(xiàn)率按8%計(jì)算。 ? ? ? ?不同調(diào)節(jié)次數(shù)對應(yīng)的25年發(fā)電收益和考慮人工成本后的凈收益對比，如表6所示。其中，隨著調(diào)節(jié)次數(shù)的增加，25年發(fā)電量和發(fā)電收益均增加，但同時(shí)也帶來人工成本的增加。 ? ? ? ?綜合計(jì)算得出，對于528 kW的容量，當(dāng)一年調(diào)節(jié)2次時(shí)，25年的發(fā)電收益為891.8萬元，相比固定支架系統(tǒng)增加34.2萬元，扣除人工費(fèi)，并折現(xiàn)到第一年后，每年調(diào)節(jié)2次的凈收益增加最多，為12.6萬元，每年調(diào)節(jié)12次的凈收益增加最少，為3.6萬元。 ? 6.5? 不考慮背面發(fā)電情形下的對比分析 ? ? 在前文所述方案的基礎(chǔ)上，在不考慮組件背面發(fā)電的情況下，即對常規(guī)單面發(fā)電系統(tǒng)進(jìn)行分析。經(jīng)過軟件仿真以后得到表7所示數(shù)據(jù)，單面組件背面不能發(fā)電，因此單面發(fā)電系統(tǒng)整體的發(fā)電量低于雙面發(fā)電系統(tǒng)。 當(dāng)使用可調(diào)支架，一年調(diào)節(jié)2次時(shí)，25年的發(fā)電收益為827.1萬元，與固定傾角系統(tǒng)相比，增加36.6萬元。結(jié)合表6，可調(diào)支架方案一年2次調(diào)節(jié)方式下，單面發(fā)電系統(tǒng)與雙面發(fā)電系統(tǒng)相比，25年內(nèi)的發(fā)電收益降低了64.7萬元。 ? ? 表8為不同調(diào)節(jié)次數(shù)下單面發(fā)電系統(tǒng)與雙面發(fā)電系統(tǒng)的電量對比，可看出雙面發(fā)電系統(tǒng)的首年發(fā)電量均高于單面發(fā)電系統(tǒng)。 ? ? 當(dāng)使用固定支架時(shí)，雙面組件系統(tǒng)背面發(fā)電增益為8.5%，當(dāng)使用可調(diào)支架，調(diào)節(jié)次數(shù)增加以后，單面發(fā)電系統(tǒng)的首年發(fā)電量也隨著調(diào)節(jié)次數(shù)的增加而增加。 ? ? 而與之比較的雙面發(fā)電系統(tǒng)的背面發(fā)電增益略有下降，4種不同的調(diào)節(jié)方案之間，背面增益僅有0.1%的差異，也就意味著雙面組件可調(diào)支架系統(tǒng)在使用不同的調(diào)節(jié)方案時(shí)，相對于固定支架系統(tǒng)，發(fā)電量增益主要還是取決于組件正面的發(fā)電增益。 ? ? 雙面發(fā)電系統(tǒng)與單面發(fā)電系統(tǒng)人工調(diào)節(jié)支架的費(fèi)用相同，除了電量差異，主要還體現(xiàn)在組件和支架成本的差異，成本費(fèi)用隨著市場調(diào)節(jié)而定。 ? ? 按當(dāng)前的行情，雙面組件的成本單價(jià)比單面組件約高0.05元/W左右，雙面組件所用的支架單價(jià)比單面組件的支架約高10%左右。為了說明成本對收益的影響，假設(shè)單面組件的單價(jià)從1.1元/W到2.3元/W變化，除了組件和支架外，其他成本相同，其成本對比情況如表9所示。 ? ? 如前文所述，對于雙面組件發(fā)電系統(tǒng)，一年調(diào)節(jié)2次的調(diào)節(jié)方案為最佳，僅考慮發(fā)電收益和調(diào)節(jié)費(fèi)用支出的情況下，將年發(fā)電收益與年調(diào)節(jié)費(fèi)用的差額進(jìn)行折現(xiàn)，折現(xiàn)到第一年后的總額為389.4萬元，而單面發(fā)電系統(tǒng)的折現(xiàn)總額為360.9萬元。 ? ? 在考慮成本差異后，可得到表10結(jié)果。成本差異百分比根據(jù)表9的第5列和第6列計(jì)算得到，當(dāng)雙面系統(tǒng)的成本比單面高出1.88%時(shí)，單面發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電收益減去人工調(diào)節(jié)費(fèi)用并折現(xiàn)到第一年后，再減去初始投入成本，其結(jié)果為192萬元，雙面發(fā)電系統(tǒng)為217萬元，收益差額25.3萬元，且當(dāng)兩者的成本差異變大時(shí)，收益差額雖下降，但是雙面發(fā)電系統(tǒng)的收益仍然要高于單面發(fā)電系統(tǒng)，具有一定的經(jīng)濟(jì)性。 ? ? 研究可調(diào)支架雙面發(fā)電系統(tǒng)角度變化對正面和背面輻射的影響，對于一年采用不同的調(diào)節(jié)次數(shù)，分析對比了發(fā)電量最大時(shí)的組件傾角、正背面輻射量、系統(tǒng)發(fā)電量和系統(tǒng)收益情況，同時(shí)與單面發(fā)電可調(diào)支架系統(tǒng)進(jìn)行了經(jīng)濟(jì)性比較。結(jié)論如下： （1）采用可調(diào)支架的雙面發(fā)電系統(tǒng)，當(dāng)組件角度調(diào)節(jié)變化，組件的最低點(diǎn)離地高度也會(huì)同時(shí)變化，直接影響到背面的輻射吸收。當(dāng)組件角度增加時(shí)，正面和背面輻射量大小的變化趨勢相反。 （2）文中提到的4種調(diào)節(jié)方式，相對于固定支架系統(tǒng)，組件背面的全年輻射總量均會(huì)下降， 下降的幅度為1% ~ 2%左右 。 （3）可調(diào)系統(tǒng)的發(fā)電量大小與土地占有率 GCR密切相關(guān) ，當(dāng)GCR降低時(shí)，光伏組件背面的輻射量增加，發(fā)電量增加。 （4）按照發(fā)電量最大原則進(jìn)行月份組合，隨著一年調(diào)節(jié)次數(shù)的增加，正面輻射量增加，正背面整體輻射量也增加。 4種調(diào)節(jié)方式背面的輻射增益差異較小 ，僅0.1%，因此系統(tǒng)發(fā)電量的增益主要取決于正面輻射量。其中，每年調(diào)節(jié)12次的發(fā)電量增益最多，比固定支架方案增加了 4.8% 。 （5）對于光伏電站全生命周期25年而言，光伏電站運(yùn)行中由于調(diào)節(jié)支架會(huì)帶來一定的人工成本，一般每年調(diào)節(jié)2 ~ 4次為宜，過多的調(diào)節(jié)次數(shù)會(huì)增加人工費(fèi)，從而會(huì)影響系統(tǒng)的收益率，最終計(jì)算出對于格爾木地區(qū)，電價(jià)0.35元/kW?h，人工成本200元/(人?次)的前提下，每年調(diào)節(jié)2次的系統(tǒng)收益增加最多。 ? ? 因此，該地區(qū)的可調(diào)支架雙面發(fā)電系統(tǒng)，可采用 每年調(diào)節(jié)2次 ，即按照冬（10月~ 次年3月）、夏（4月~ 9月）兩季進(jìn)行調(diào)節(jié)的方式。 （6）在當(dāng)前的市場行情下，雙面發(fā)電可調(diào)支架系統(tǒng)比單面可調(diào)支架系統(tǒng)有一定的優(yōu)勢：雙面組件系統(tǒng)的發(fā)電量相對較高；在一年2次調(diào)節(jié)方式下，25年的發(fā)電收益增加64.7萬元。 ? ? 考慮到組件和支架的成本差異，并將收益折現(xiàn)到第一年，當(dāng)雙面系統(tǒng)的成本比單面高出1.88%時(shí)，雙面發(fā)電系統(tǒng)比單面發(fā)電系統(tǒng)多收益25.3萬元。 ? ? 由于系統(tǒng)收益增加的大小 與當(dāng)?shù)仉妰r(jià)和人工成本有關(guān) ，得出的結(jié)論可能有所不同，所以在具體應(yīng)用時(shí)，需根據(jù)實(shí)際情況，按照本文的分析思路進(jìn)行系統(tǒng)的對比。
引文信息
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原文：《新能源進(jìn)展》學(xué)術(shù)期刊，2020年第8卷，第5期，歡迎品讀！ 題目：《 基于雙面組件的可調(diào)支架光伏發(fā)電系統(tǒng)仿真研究 》 點(diǎn)擊文字底部左下角 “ 閱讀原文” 可跳轉(zhuǎn)至期刊，在手機(jī)端查看論文全文 ！
