各种光伏方阵面辐照度计算-王斯成(简化版)-solarbe文库

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王斯成国家发改委能源研究所 2018年 11月 10日陕西西安计算各类光伏方阵面正反面辐照度的数学模型探讨 2018第十四届中国太阳级硅及光伏发电研讨会分会场四光伏发电系统应用 PV-Inverter Capacity Ratio 光伏 -逆变器容配比 Battery Capacity Sizing 蓄电池容量设计 Balancing of Load Profile 发电与负荷的平衡方阵面辐照度的日分布曲线在光伏发电系统设计中是必不可少的 1、计算各类光伏系统的发电量固定方阵、单轴跟踪、双轴跟踪、双面组件等； 2、计算错峰运行光伏系统蓄电池容量； 3、综合发电系统中各类电源和负载的平衡； 4、优化设计光伏 -逆变器容配比。但是，气象局没有方阵面辐射量和辐照度的数据，只能提供水平面辐照度和辐射量的数据。我们的工作就是解决如何从水平面辐照度的数据计算得到方阵面辐照度。目前设计人员大都采用 PVSyst软件。地平坐标系的各种光伏方阵固定方阵方位角跟踪固定可调方阵双轴跟踪赤道坐标系的各类光伏方阵平单轴倾角平单轴斜单轴双轴跟踪 1 双轴跟踪 2 6 倾角平单轴平单轴斜单轴双轴跟踪 Equatorial Tracking Systems 如何求取光伏方阵面的辐照度 S D S H /sinα D T D H1 cos Z’/2 R T ρQ H1-cos Z’/2 Q’H D’H S’H Q T S T D T R T 5 个变量成为计算方阵面总辐照度 Q’T的关键 [1, 2, 9, 10] 1 Q’H 水平面总辐照度 kW/m2 2 S’H 水平面直接辐照度 kW/m2 3 D’H 水平面三射辐照度 kW/m2 4 cos θ 太阳入射角 5 Z’ 光伏方阵的实时倾角 cosθ/sinαS’T/S’H 倾斜面直接辐照度增益系数 S T S D x cosθ S T S H x cosθ/sinα 于是，我们得到太阳入射角 θ和方阵实时倾角 Z’ 的公式 For θ 地平坐标系 cosθ cosZ’sinαsinZ’cosα cos β-γ 赤道坐标系 cosθ sin90-φZz） sinδcos 90-φZzcosδcosω-Ω For Z’ 地平坐标系 Z’is always known. 赤道坐标系 cosZ’ sinz sinZ cosz cosZcosΩ QT’ST’DT’RT’ ST’ SD’cos SH’cos /sinα DT’DH’1cosZ’/2 RT’QH’1-cosZ’/2 采用散射辐射各向同性模型 [1,2,3,4,9,10,11] ST 𝜔 𝑟 𝜔𝒔 𝑆 𝑇′𝑑𝜔 𝜔𝑟 𝜔𝒔 𝑆𝐻′cos sin𝛼 𝑑𝜔 DT 𝜔 𝑟 𝜔𝒔 𝐷 𝑇′𝑑𝜔 𝜔𝑟 𝜔𝒔 𝐷𝐻′1cos𝑍′ 2 𝑑𝜔 RT 𝜔 𝑟 𝜔𝒔 𝑅 𝑇′𝑑𝜔 𝜔𝑟 𝜔𝒔 𝜌𝑄𝐻′1−cos𝑍′ 2 𝑑𝜔 现在我们就得到了光伏方阵面的辐照度和辐照度的日分布曲线 , 通过积分，当然就得到光伏方阵面的辐射量积分区间是从日出到日落（日出时角 ωr 到日落时角 ωs 月辐射量和年辐射量只需要将日辐射量相加即可得到。 QT’ST’DT’RT’ S’T S’Dcos S’H Rb Rb cosθ/sinα D’TD’H [ 𝑆𝐻𝑄 0 𝑅𝑏 12 1− 𝑆𝐻𝑄 0 1𝑐𝑜𝑠𝑍′] R’TQ’H1-cosZ’/2 采用散射辐射各向异性模型 [6][8][9] ST 𝜔 𝑟 𝜔𝒔 𝑆 𝑇′𝑑𝜔 𝜔𝑟 𝜔𝒔 𝑆𝐻′cos sin𝛼 𝑑𝜔 DT 𝜔 𝑟 𝜔𝒔 𝐷 𝑇′𝑑𝜔 𝜔𝑟 𝜔𝒔 𝐷𝐻′ [ 𝑆𝐻 𝑄0𝑅𝑏 1 2 1− 𝑆𝐻 𝑄0 1𝑐𝑜𝑠𝑍 ′] 2 𝑑𝜔 RT 𝜔 𝑟 𝜔𝒔 𝑅 𝑇′𝑑𝜔 𝜔𝑟 𝜔𝒔 𝜌𝑄𝐻′1−cos𝑍′ 2 𝑑𝜔 对日出 ωr到日落 ωs时角积分，就得到日辐射量 1、 RetScreen软件对于散射辐射采用各向同性模型； 2、 PVSyst 对于散射辐射采用各向异性模型； 3、数学模型都是基于地平坐标的不完整的模型 1）不能覆盖赤道坐标系所有方阵类型； 2）对于赤道坐标平单轴和斜单轴系统，只能模拟理想状态，即方阵旋转角太阳时角的情况，无法模拟非理想状态； 4、本人推荐的这套数学模型 1）对于光伏方阵运行方式全覆盖； 2）适用于散射辐射各向同性和各向异性模型； 3）由于是公式是从球面三角几何学推导出来，太阳和方阵的各个变量一一对应，即适用于理想状态，也适用于非理想状态。发表在 2018年 4月刊的太阳能杂志对于双面组件如何计算即如何计算光伏方阵背表面的辐照度正面和背面辐照度的主要差别 1、正面所接收到的辐射直接辐射，散射辐射（与直接辐射同方向的太阳光盘散射和各向同性的天空散射） , 地面反射； 2、背面所接收到的辐射直接辐射和太阳光盘散射，各向同性的天空散射，以及方阵间的地面反射。春分至秋分早晚时分，太阳直接照射到背面； 3、直接辐射和与直接辐射同方向的太阳光盘散射，各向同性的天空散射与方阵正面的辐照度计算模型一致，不需要改动； 4、模型的主要差异是地面反射辐射。 Reference [1] 1、方阵背表面的直接辐射和天空散射模型同前表面一致，只不过背表面俞正面相差 180度； 2、背表面的地面反射要比背表面所接收到的直接辐射和天空散射要高得多； 3、背表面辐照度的不均匀分布主要是延纵向，而非横向； 4、方阵间地面（ Row to Row）所接收到的辐照度 a 入射角和透过率系数， Icir 太阳光盘散射辐射， Isky 各向同性天空散射背表面的反射辐射 ρ Fi  GRIi ρ 地面反射率 Fi 太阳入射角（ AOI）修正系数。 NREL 模型的主要观点直接辐射部分天空散射和地面反射部分 NREL的背面辐照度模型的计算结果与实测数据高度一致德国文献背表面的地面反射模型 [2] 主要观点 1. 方阵背表面的直接辐射和天空散射模型同前表面一致，因此本文仅仅针对背表面的地面反射模型进行研究。 2. 假定地面阴影仅仅是直射光造成的，就是说直射光部分的地面反射仅仅由不被遮挡的地面产生。 3. 将“ 视觉因子 ” View Factor Fv的概念引入，用来计算方阵背表面的地面反射。 4. “ 视觉因子 ”代表背表面接收到的地面反射辐射与整个地面接收到的辐射的比值。从公式看，应当是阴影面积的占比，还不如叫“ 遮挡因子 ” 。德国文献模型仅仅针对方阵背面反射辐射方阵正面反射辐射模型方阵背面反射辐射模型 1. 水平面总辐射可以分解为水平面散射辐射和水平面直接辐射； 2. 对于直接辐射部分，方阵视地表因子 1𝑐𝑜𝑠β2 必须要减去遮挡因子 FV。散射部分直射部分基于散射辐射各向同性，但直射部分公式有问题。德国 Fraunhofer 开发了一个太阳射线轨迹（ Ray Tracing）模型光伏方阵背表面辐照度的主要影响因素不同地面的反射率 ρ 地面类型地面反射率沥青地面 5 10 水面 6 10 深色土壤 5 15 草地 15 25 水泥地面 16 27 白色沙砾或沙地 25 30 浅色土壤 25 45 陈雪（污浊的雪地） 40 50 白色金属屋面 50 60 初雪（干净的雪地） 80 白色反射膜 80 对于不均匀度的研究 [3] [4] [3] Thomas Baumann ILLUMINATION HOMOGENEITY OF BIFACIAL SYSTEMS – OUTDOOR MEASUREMENTS WITH SYSTEMATICALLY VARIED INSTALLATION CONDITIONS, 2017 [4] Chris Deline, Assessment of Bifacial Photovoltaic Module Power Rating Methodologies –Inside and Out, 2017 不均匀度最大辐照度 −最低辐照度平均辐照度 1. 当支架高度提高时，不均匀度变小，当提高到 2米时，不均匀度遗精小于 2； 2. 当支架高度提高时，辐照度 Grear提高，当提高到 2米时，趋于饱和。坎德拉学院 Calculating the additional energy yield of bifacial solar modules By Solar World Reference [5] 对于双面组件，发电增益随安装高度的提高而提高，当安装高度达到 1 米时，发电增益（ Energy Boost）趋于饱和。注意需要实测数据 1）背表面辐照度随安装高度的变化； 2）标准条件下发电功率随安装高度的变化； 3）一段时间内发电量随安装高度的变化。 1、安装高度比较低的时候，组件 / 方阵透过率影响背表面辐照度； 2、党安装高度足够高时，比如 1米，背表面辐照度几乎不再受组件 /方阵透过率的影响。组件透过率对于背表面辐照度的影响 GCR 的影响 GCR 光伏面积 /总占地面积实例条件 GCR 0.5 安装高度 1 米方阵倾角 37° 地面类型浅色土壤如果 GCR 0.4 （ 25-45） 1、增加同排组件数量和增加排数都会减少背表面辐照度 Grear ，这是因为增加的组件和方阵减少了周围的地面反射。中间方阵受影响最大。图中黑色曲线 2、前排背表面辐照度的不均匀度最高 , 中间排背表面辐照度的不均匀度最低（图中红色曲线）。各类方阵占地计算可以参考 IEC/TR 63149-2018，王斯成起草 255 W C-Si Module Length 1,685 m， Width 0,997 m， Module efficiency 15,18 Module configuration of PV Array 4 in length L 3,988 m; 22 in width K 37,07 m and 88 modules in total. Rated power of array 22,44 kW Distance D1D2 10,65 m Array width K 37,07 m， Net land occupation 394,96 m2 PV array 22,44 kW， Unit land occupation 17,60 m2 /kW 组件总面积 147.84m2，组件 kW面积 6.59m2 GCR 0.37 平单轴实例 GCR 0.34 Incident Angle of Solar Beam ° 当太阳入射角在 50° - 140°, Fb ≈ 1 Fb 太阳入射角修正因子仅仅适用于光伏方阵（前表面模型并未用到，仅仅采用余弦定律）背表面辐照度的基本假设从上述文献资料，我们可以有如下假设 1方阵背表面的直接辐射和天空散射模型同前表面的模型一致 ; 2 如果每排方阵长度在 10块组件以上，则背表面辐照度的变化仅考虑纵向，而不考虑横向； 3 当安装高度位 1米时，背表面辐照度的不均匀性可以忽略（不必延纵向 180度积分，只需要按照纵向组串数量分档计算即可）； 4当安装高度位 1米时，方阵透过率的影响可以忽略； 5 暂时忽略太阳入射角的影响； 6 当地面占有率 GCR小于 0.5时，前后排方阵间距的影响可以忽略。上述所有基本假设都需要实测数据和实验验证。我们可以重新定义“ 视觉因子 ” View Factor Fv view factor 可以重新定义为遮挡因子，即遮挡面积占总占地面积的比值。 Fv 阴影面积 /方阵总占地各类方阵占地计算可以参考 IEC/TR 63149-2018，王斯成起草 1-Fv 未遮挡的地面占比 1cosZ’/2 方阵前表面的视天空因子 FSF 0 – 100 1- cosZ’/2 方阵背表面的视天空因子 FSB 0 – 100 1- cosZ’/2 方阵前表面的视地表因子 FGF 0 – 100 1cosZ’/2 方阵背表面的视地表因子 FGB 0 – 100