倾角可调光伏支架的技术经济性分析

作者:本站发布时间:2018-07-23 15:13:15点击次数:1

摘要：研究时下太阳能资源二、三类地区采用倾角可调支架和固定倾角支架对光伏系统发电量的影响，再对比其发电收益与电站建设及运维投入成本，通过技术经济性分析表明，倾角可调支架技术（1年调整2次）应用在中纬度以上二类地区收益会更佳。

1、引言

随着国内光伏新装机容量的与日剧增，光伏平价上网的呼声越演越烈，导致光伏上网电价的下调已经成了必然之势。在此情况下，国内光伏建设还面临可用土地越来越少且土地价格越来越贵的难题。为了进一步提高土地的综合利用率和光伏电站的经济效益，人们试图寻求新技术和选择新的光伏组件安装方式，以增加光伏组件的太阳辐射量。

目前，大型光伏发电项目中光伏组件支架常用的安装方式有：固定式和跟踪式（包括单轴和双轴跟踪）。固定支架系统在国内应用较为广泛，其优势在于价格低廉，结构稳定，后期基本免维护。但对于光伏系统而言，年平均日照时数较低。跟踪式支架通过追踪太阳高度角和方位角以达到增加太阳能辐射，从而增加发电量的目的，其优势在于年平均日照时数高，但先期投资成本较高，后期需要一定的维护。倾角可调支架是一种按照太阳在各季节的高度角差异所开发的新型光伏支架。与固定倾角安装方式相比，倾角可调支架安装可提高发电量；与跟踪方式相比，倾角可调支架安装方式成本低，且后期维护量少，因此逐渐受到许多电站投资商的青睐。本文通过研究倾角可调支架的技术原理，采用软件模拟对比不同纬度地区倾角可调支架和固定支架的发电量差异，分析倾角可调支架带来的经济效益。

2、倾角可调支架的技术原理

根据日照原理，太阳入射光线与组件表面垂直的情况下可以获得最大的太阳辐射量。在北半球春分、夏至、秋分、冬至是太阳光线入射角变化的转折点[1]。

春分时阳光垂直照射于赤道线上，太阳赤纬角为0°，为获得最大的太阳辐射量，光伏组件的安装最佳倾角为当地纬度角；春分至夏至阳光垂直照射位置也由赤道线移至北回归线，太阳赤纬角为23°27′光伏阵列安装最佳倾角为纬度角减去 23°27′；由夏至再至秋分，阳光垂直照射位置再由北回归线移至赤道线，秋分与春分的太阳赤纬角相同为0°，光伏阵列的安装最佳倾角为当地纬度角；由秋分再至冬至，阳光垂直照射位置由赤道线移至南回归线，太阳赤纬角为-23°27′光伏陈列安装最佳倾角为纬度角加上23°27′。阳光垂直照射位置的变化如图1：

图1四季阳光垂直照射位置的变化图

可以分别在春分、夏至、秋分、冬至前调节光伏阵列的倾角。设北半球的太阳赤纬角为正数，南半球的太阳赤纬角为负数。全年阳光在北回归线到南回归线内移动、光伏阵列的安装倾角取当地纬度减去太阳赤纬角。 

按照日照原理，可调安装的最佳倾角公式如下：   

式中 ：i为可调安装的最佳倾角；I为当地纬度；a为赤纬角，春分、秋分:a=o°,冬至日：a=-23°27′，夏至日：a=23°27′。

由于地球的地轴倾角，实际情况中阳光并不是如图1中垂直射向地面，且太阳辐射总量不仅包括直接太阳辐射量，还包括天空散射辐射量及反射量。因此，目前采用最多的太阳辐射计算方法是[2]： 

式中，H为太阳辐射总量，H1为直接太阳辐射量；H2为散射辐射量；H3为反射辐射量。

所以在实际计算最佳倾角时需要对按照日照原理所计算的可调安装最佳倾角进行修正。本文采用国内通用光伏软件PVsyst对可调支架最佳倾角进行分析。

3、可调支架倾角的变化对发电量的影响分析

倾角可调支架的原理是随着季节变化而调整支架的倾角，使得各个季节内接收的太阳辐射量最大。本文结合太阳的运动规律，研究倾角可调支架一年调整2次（暖季和寒季）和4次（春季、夏季、秋季和冬季）倾角的方式。根据天文划分四季法，结合每年“两分”、“两至”的时间，确定一年调整2次倾角的时间段为4-9月（暖季）和10-3月（寒季）；一年调整4次倾角的时间段为3-5月（春季），6-8月（夏季），9-11月（秋季）和12-2月（冬季）；调整时间为每个时间段的开始。

在不同纬度地区，由于基础太阳辐射量差异，可调支架接收的太阳辐射量相对固定支架提高的幅度不同。目前来说，由于太阳能资源一类地区的限电因素，国内光伏电站建设的重心逐渐转移到太阳能资源较好的二类地区和电价较高的三类地区。为此，我们选取天津市和广西钦州市作为上述两类地区的代表进行研究，利用Meteonorm中各气象站点水平面上的辐射量，通过PVsyst软件模拟计算出天津市和钦州市固定倾角和可调倾角斜面上的辐射量，列于表1和表2。

表1天津市不同倾角安装下的光伏阵列单位面积接受的峰值日照小时数

由上表可知，天津市固定安装的最佳倾角为34°，倾斜面上峰值日照时间为4.46h，依据现有光伏电站系统效率约为80%，则年等效峰值日照小时数为1302.32h。采用倾角可调支架，一年调整2次的模式，暖季最佳倾角为15°,寒季最佳倾角为55°，年等峰值日照小时数为1361.92h。采用倾角可调支架，一年调整4次的模式，春季最佳倾角为24°，夏季最佳倾角为9°，秋季最佳倾角为45°，冬季最佳倾角为61°，年等峰值日照小时数为1363.392h。因而，在天津市地区采用倾角可调支架,一年调整2次所接受的太阳辐射量增加约4.6%；一年调整4次所接受的太阳辐射量增加约4.7%。

表2钦州市不同倾角安装下的光伏阵列单位面积接受的峰值日照小时数

由上表可知，钦州市固定安装的最佳倾角为34°，倾斜面上峰值日照时间为3.65h，依据现有光伏电站系统效率约为80%，则年等效峰值日照小时数为1065.8h。采用倾角可调支架，一年调整2次的模式，暖季最佳倾角为0°,寒季最佳倾角为35°，年等峰值日照小时数为1101.672h。采用倾角可调支架，一年调整4次的模式，春季最佳倾角为4°，夏季最佳倾角为0°，秋季最佳倾角为28°，冬季最佳倾角为40°，年等峰值日照小时数为1103.2h。因而，在钦州市地区采用倾角可调支架,一年调整2次所接受的太阳辐射量增加约3.36%；一年调整4次所接受的太阳辐射量增加约3.5%。

根据上述两类地区的对比可见，对于基础太阳辐射较好的地区（如天津市），倾角可调支架对发电量的影响较大；而对于基础太阳辐射较差的地区（如钦州市），倾角可调支架对发电量的影响较小。且上述两类地区一年内调整支架角度的次数从2次提高到4次对发电量的影响很小，约1%左右。

4、倾角可调支架的技术经济性分析

在实际工程建设中，投资效益最大化是所有电站开发商关注的主要目标。因而，我们需要综合考虑不同安装方式带来的发电量差异和投资收益差异，选取最佳的安装方式[3]。相对固定倾角安装方式，倾角可调支架安装方式对电站成本的影响主要体现在支架成本的增加，土地占用面积的增大和后期运营费用的增加。

（一）、支架成本的增加

根据现有光伏市场行情，倾角可调支架采购、前期可研、设计等成本相比固定倾角支架高约0.06元/W。

（二）、土地占用面积的增大

光伏组件安装倾角是影响光伏系统发电量的重要因素，同时也是影响光伏方阵行距的重要因素。按照一般设计原则，光伏方阵的间距需满足冬至日（每年当中物体在太阳下阴影长度最长的时日）9：00—15：00，组件之间南北方向无阴影遮挡的要求。我们知道，光伏组件的安装倾角越大，设计的方阵间距也越大，相同装机容量所需土地也越多。

以天津地区来说，固定倾角（34°）支架设计的组件中心间距为8.1m，而采用倾角可调支架，需按照一年中所需调整最大角度来设计，一年调整2次的角度为55°，组件中心间距设计为9.7m；一年调整4次的角度为61°，组件中心间距设计为9.9m。由此可见，采用倾角可调支架安装，一年调整2次所需土地增加了约20%；一年调整4次所需土地增加了约22%。

（三）、后期运维费用的增加

倾角可调支架需要根据季节对支架进行调节，从而增加了人工运维的成本。以1MW电站为例，每调节一次所需人工费用约为1000元。

根据上述对倾角可调支架的发电量和投资成本的分析，现建立数学模型测算两种安装方式下的项目收益率情况。

以天津20MW地面电站为例，天津地区上网标杆电价为0.88元/kWh，当前国内光伏电站的单位造价约为7.2元/W，电站的系统效率约为80%。采用金融杠杆模式，光伏电站投资成本中资本金投入比例为30%，其余采用银行贷款，贷款期限为15年，贷款利率按照目前银行长期贷款利率5.39%计算。同时，考虑设备进项增值税抵扣及所得税三免三减半的优惠政策，测算采用固定倾角和倾角可调支架两种方案的项目收益情况。

（1）固定倾角支架安装方式收益

固定倾角支架安装方式，年等效峰值日照小时数为1302.32h，则首年发电量为2604.64万度。组件按照首年衰减不超过2.5%，此后每年衰减不超过0.7%计算，25年发电量为58889.71万度。依据现有中纬度地区1MW所需土地30亩计算，20MW项目占地面积约600亩，天津市地价约1000元/亩。根据上述基础数据和数学模型，计算的项目全投资内部收益率为9.22%（税后），资本金内部收益率为16.37%（税后）。

（2）倾角可调支架安装方式收益

倾角可调支架安装方式（一年调整2次），年等效峰值日照小时数为1361.92h，则首年发电量为2723.84万度，25年发电量为61584.77万度。该模式下所需土地增加约20%，则20MW项目占地面积约720亩。支架成本及后期运维成本增加使得总投资成本增加约0.1元/W。根据上述基础数据和数学模型，计算的项目全投资内部收益率为9.62%（税后），资本金内部收益率为17.28%（税后），具体现金流柱状图如图2所示。

倾角可调支架安装方式（一年调整4次），年等效峰值日照小时数为1363.392h，则首年发电量为2726.784万度，25年发电量为61651.33万度。该模式下所需土地增加约22%，则20MW项目占地面积约732亩。支架成本及后期运维成本增加使得总投资成本增加约0.1元/W。根据上述基础数据和数学模型，计算的项目全投资内部收益率为9.62%（税后），资本金内部收益率为17.30%（税后）。详细内容可见表3。

表3天津地区20MW固定式支架和倾角可调式支架方案对比

图2天津地区20MW项目倾角可调支架（一年调整2次）

安装方式收益率测算现金流

对于钦州地区20MW地面电站项目，采用同样的数学模型。钦州市上网标杆电价为0.98元/W，该纬度地区1MW所需土地按25亩计，地价为1000元/亩。计算所得固定式支架和倾角可调式支架方案对比如表4所示。

表4钦州地区20MW固定式支架和倾角可调式支架方案对比

图3钦州地区20MW项目倾角可调支架（一年调整2次）

安装方式收益率测算现金流

由以上分析可以看出，对于中纬度的二类地区来说，采用倾角可调支架安装方式比固定支架系统的电站收益率增加约0.4个百分点；对于低纬度的三类地区来说，采用倾角可调支架安装方式比固定支架系统的电站收益率增加约0.2个百分点；可见倾角可调支架技术应用在中纬度以上地区收益会更好。而倾角可调支架一年调整2次与调整4次的收益率相差不大，对于二类和三类地区来说建议采用一年调整两次的模式。

5、结论

本文通过研究倾角可调支架的技术原理，采用软件模拟对比不同纬度地区倾角可调支架和固定支架所接受太阳辐射量的差异，分析倾角可调支架的技术经济性，主要得出以下结论：

（1）对于中纬度的二类地区，如天津市，采用倾角可调支架对比固定倾角支架所接受的太阳辐射量增加约4.6%；而对于低纬度的三类地区，如钦州市，采用倾角可调支架对比固定倾角支架所接受的太阳辐射量增加约3.4%。倾角可调支架一年调整2次角度与调整4次角度接受的太阳辐射量很小，仅为0.1%左右。

（2）对于中纬度的二类地区来说，采用倾角可调支架安装方式比固定支架系统的电站收益率增加约0.4个百分点；对于低纬度的三类地区来说，采用倾角可调支架安装方式比固定支架系统的电站收益率增加约0.2个百分点；可见倾角可调支架技术应用在中纬度以上地区收益会更好。

（3）倾角可调支架一年调整2次与调整4次的收益率相差不大，对于二类和三类地区来说建议采用一年调整2次的模式。