CN106372346A - 一种光伏组件最佳安装倾角的确定方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种光伏组件最佳安装倾角的确定方法及装置，涉及光伏设备布设技术。所述方法包括：确定在设定时间段内，不同时刻的光线入射角对应的光伏组件的方阵面的透光率；根据透光率计算光伏组件的倾斜面的直射辐射量；根据光伏组件的倾斜面的直射辐射量、散射辐射量和反射辐射量，确定每日设定时间段内光伏组件的日总辐射量；根据日总辐射量与设定土地面积上的装机容量确定光伏系统一个周期内的总发电量；根据光伏系统的静态投资成本与总发电量确定单位面积的度电成本，将度电成本最小值对应的倾角为光伏组件的最佳安装倾角。本发明解决传统的最佳倾角的计算方法并未考虑日益经济性的问题，达到了使度电成本最低的效果。

Description

一种光伏组件最佳安装倾角的确定方法及装置

技术领域

本发明实施例涉及光伏设备布设技术，尤其涉及一种光伏组件最佳安装倾角的确定方法及装置。

背景技术

光伏组件是太阳能电池在实际应用中的主要形式，它是太阳能光伏市场的主流产品，光伏组件不仅可以安装在电站、地面上，而且已逐渐被安装在屋顶、幕墙等建筑物表面上。

光伏组件的安装倾角对发电效果及占地面积、立体空间占用均具有较大影响，安装倾角是指光伏组件的板面与水平面之间的夹角。为了保障最佳的发电效果，基于光伏组件的本身组成结构和玻璃盖板受光面的结构，传统的最佳倾角的计算方法是尽量使太阳光线与玻璃盖板保持垂直，亦即使光伏组件年斜面接收辐射量最大值为衡量标准。由此可知，传统的最佳倾角的计算方法并未考虑日益经济性。例如，同一地域、相同面积的土地上架设的光伏系统，假设仅土地价格不同，阵列间距、系统架设成本等其它因素均相同，采用传统的最佳倾角的计算方法得到的最佳倾角也相同。在两个光伏系统设计相同的最佳倾角时，由于土地价格的不同，计算得到的光伏系统的单位面积的度电成本也是不同的。然而，随着可用来建设光伏电站的土地及屋顶资源越来越稀缺，对于最佳倾角的计算过程，经济性必然会成为一个不可忽略的关键参数。

发明内容

本发明提供一种光伏组件最佳安装倾角的确定方法及装置，以得到适当的最佳倾角使度电成本最小。

第一方面，本发明实施例提供了一种光伏组件最佳安装倾角的确定方法，包括：

确定在设定时间段内，不同时刻的光线入射角对应的光伏组件的方阵面的透光率；

根据所述透光率计算光伏组件的倾斜面的直射辐射量；

根据所述光伏组件的倾斜面的所述直射辐射量、散射辐射量和反射辐射量，确定每日所述设定时间段内所述光伏组件的日总辐射量；

根据所述日总辐射量与设定土地面积上的装机容量确定光伏系统一个周期内的总发电量；

根据所述光伏系统的静态投资成本与所述总发电量确定单位面积的度电成本，将所述度电成本最小值对应的倾角为所述光伏组件的最佳安装倾角；

其中，所述静态投资成本包括系统造价成本和土地成本。

第二方面，本发明实施例还提供了一种光伏组件最佳安装倾角的确定装置，该装置包括：

透光率确定模块，用于确定在设定时间段内，不同时刻的光线入射角对应的光伏组件的方阵面的透光率；

直射辐射量计算模块，用于根据所述透光率计算光伏组件的倾斜面的直射辐射量；

日总辐射量确定模块，用于根据所述光伏组件的倾斜面的所述直射辐射量、散射辐射量和反射辐射量，确定每日所述设定时间段内所述光伏组件的日总辐射量；

总发电量确定模块，用于根据所述日总辐射量与设定土地面积上的装机容量确定光伏系统一个周期内的总发电量；

安装倾角确定模块，用于根据所述光伏系统的静态投资成本与所述总发电量确定单位面积的度电成本，将所述度电成本最小值对应的倾角为所述光伏组件的最佳安装倾角；

其中，所述静态投资成本包括系统造价成本和土地成本。

本发明通过确定在设定时间段内，不同时刻的光线入射角对应的光伏组件的方阵面的透光率；根据所述透光率计算光伏组件的倾斜面的直射辐射量，考虑了不同入射角对应的透光率不同的因素，使直射辐射量的计算更加精准。同时，根据所述光伏系统的静态投资成本与总发电量确定单位面积的度电成本，将度电成本最小值对应的倾角为所述光伏组件的最佳安装倾角，兼顾了发电量和投资成本。本发明实施方案解决传统的最佳倾角的计算方法并未考虑日益经济性的问题，提供以度电成本为衡量标准的最佳安装倾角的确定方法，达到了使度电成本最低的效果。

附图说明

图1是本发明实施例一中的一种光伏组件最佳安装倾角的确定方法的流程图；

图2是本发明实施例一中的光伏组件相邻两排的安装位置示意图；

图3a是常州地区2015年12月12日的时间关于辐照度的正态分布曲线示意图；

图3b是常州地区2015年12月16日的时间关于辐照度的正态分布曲线示意图；

图3c是常州地区2015年12月21日的时间关于辐照度的正态分布曲线示意图；

图3d是常州地区2015年12月28日的时间关于辐照度的正态分布曲线示意图；

图4是本发明实施例一中的光伏组件的结构示意图；

图5是本发明实施例一中的设定土地面积上的光伏组件的排布示意图；

图6是通过传统的最佳倾角的计算方法确定的不同安装倾角与对应的光伏组件的倾斜面上的辐射量的关系图；

图7是在系统造价成本为7元/W，土地成本那位3元/m²/年的前提下，采用本发明实施例一提供的确定方法确定不同安装倾角与度电成本的关系图；

图8是在土地成本不同的前提下，采用本发明实施例一提供的确定方法确定的不同安装倾角与度电成本的关系图；

图9是本发明实施例三中的一种光伏组件最佳安装倾角的确定装置的结构示意图。

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明作进一步的详细说明。可以理解的是，此处所描述的具体实施例仅仅用于解释本发明，而非对本发明的限定。另外还需要说明的是，为了便于描述，附图中仅示出了与本发明相关的部分而非全部结构。

实施例一

图1为本发明实施例一提供的一种光伏组件最佳安装倾角的确定方法的流程图，本实施例可适用于在不同土地成本及有限的土地面积下，通过适当的安装倾角，使光伏系统的度电成本最小的情况，该方法可以由光伏组件最佳安装倾角的确定装置来执行，具体包括如下步骤：

步骤110、确定在设定时间段内，不同时刻的光线入射角对应的光伏组件的方阵面的透光率。

其中，设定时间段可以为上午9点至下午3点，以由一天中太阳辐照强度较大的时间段内的光伏组件的方阵面(倾斜面)上的辐射总量，估计全天的光伏组件的倾斜面上的辐射总量。

透光率为透过光伏组件上方阵面的玻璃板的光通量与其入射光通量的百分率。

光线入射角随设定时间段内，不同时刻的太阳高度的变化而变化，可以采用下述方式计算不同时刻对应的光线入射角。

步骤111、确定每日的赤纬角。

$\mathrm{\δ}=23.45*sin(360\×\frac{284+k}{365})---\left(1\right)$

(1)式中，δ为赤纬角，是太阳中心与地球中心的连线与赤道平面的夹角，地球上赤纬角在-23.45°～+23.45°内连续变化。根据上述定义可知赤纬角只与一年当中的天数有关，与所在位置的地点无关。k为天数，是按照阳历的第一天开始计算的，阳历1月1日(元旦)对应的k＝1。

步骤112、确定每日中设定时间段内各时刻的太阳时角。

其中，太阳时角是指日面中心的时角，即从观测点天球子午圈沿天赤道量至太阳所在时圈的角距离。在地球上，同一时刻，对同一经度，不同纬度的人来说，太阳对应的时角是相同的。单位时间地球自转的角度定义为太阳时角ω，规定正午时角为0，上午时角为负值，下午时角为正值。已知地球自转一周360度，对应的时间为24小时，采用下述公式计算每日中设定时间段内各时刻的太阳时角。

$\mathrm{\ω}=\frac{360}{24}*(t-12)---\left(2\right)$

(2)式中，t为每日中设定时间段内某一时刻。

步骤113、根据所述赤纬角、太阳时角和建造光伏系统的地区的纬度值，确定建造光伏系统的地区的太阳高度角。

其中，太阳高度角是指某地太阳光线与通过该地与地心相连的地表切面的夹角。对于地球上的不同地点，在不同时刻对应的太阳高度角不同。

已知当日的赤纬角δ、当日中各个时刻的太阳时角ω及建造光伏系统的地区的纬度值采用下述公式计算建造光伏系统的地区的太阳高度角α_s。

步骤114、根据所述太阳高度角、太阳时角和光伏组件的安装倾角，确定在设定时间段内，不同时刻的光线入射角。

采用下述公式计算不同时刻的光线入射角：

cosθ＝sinβcosα_scosω+sinα_scosβ (4)

式(4)中，θ为不同时刻的光线的入射角，可以通过空间三角形转换确定θ的值，β为光伏组件的安装倾角，α_s为太阳高度角，ω为太阳时角。

在通过公式(1)-(4)计算得到不同时刻的光线的入射角θ后，通过下述公式计算得到不同时刻的光线入射角对应的光伏组件的方阵面的透光率T。

$T=1-\frac{{\tan }^2\[\mathrm{\θ}-\arcsin \left(\frac{sin\mathrm{\θ}}{n}\right)\]}{{\tan }^2\[\mathrm{\θ}+\arcsin \left(\frac{sin\mathrm{\θ}}{n}\right)\]}---\left(5\right)$

式(5)中，θ为不同时刻对应的光线入射角，n为玻璃的折射率。

步骤120、根据所述透光率计算光伏组件的倾斜面的直射辐射量。

图2示出了本发明实施例一中的光伏组件相邻两排的安装位置示意图。如图2所示，将光伏组件的方阵面以与水平面成设定夹角β的方式安装后，此时的方阵面称为倾斜面。并且，在设定夹角中，对应于单位面积的度电成本最小的夹角为最佳安装倾角。

根据Perez天空散射各向异性建立光伏组件不同倾角对应的倾斜面接收的辐射量模型，计算不同倾角下光伏组件接收的辐射量。示例性的，可以采用下述方式计算倾斜面上的直射辐射量H_bT。

步骤121、确定所述光伏组件的倾斜面与水平面上的辐射量比值。

采用下述公式可以计算倾斜面与水平面上的辐射量比值R_b。

$R_b=\frac{cos\mathrm{\θ}}{{\mathrm{sin\α}}_s}---\left(6\right)$

其中，cosθ可以根据式(4)确定，sinα_s可以根据式(3)确定。

步骤122、根据所述辐射比值、透光率和水平面上的直射辐射量，确定所述倾斜面上的直射辐射量。

根据下述公式计算倾斜面上的直射辐射量H_bT。

H_bT＝H_b×R_b (7)

式(7)中，H_b为倾斜面对应的水平面上的直射辐射量，其数据可以通过美国航空航天局(NASA)官网或利用气象数据软件(如meteonorm7.1.3)获取。

步骤130、根据所述光伏组件的倾斜面的所述直射辐射量、散射辐射量和反射辐射量，确定每日所述设定时间段内所述光伏组件的日总辐射量。

由于从NASA官网或利用气象数据软件获取的水平面上的辐射量(包括直射辐射量、散射辐射量、辐射总量及大气层外水平面上接收到的辐射量)为日总直射辐射量。因此，通过所获取的数据计算得到的倾斜面上的辐射量为每日设定时间段内的总辐射。

首先，可以采用下述公式，根据所述光伏组件的倾斜面的所述直射辐射量、散射辐射量和反射辐射量计算倾斜面上的总辐射量。

$H\_t=T\×H_b\×R_b+H_d\[\frac{(H-H_d)}{H_0}\×R_b+\frac{1}{2}(1+cos\mathrm{\β})(1-\frac{H-H_d}{H_0})\]+\frac{1}{2}\mathrm{\ρ}H(1-cos\mathrm{\β})---\left(8\right)$

其中，H_t为倾斜面的总辐射量，T为不同时刻的光线入射角对应的光伏组件的方阵面的透光率，H为水平面上的辐射总量，H_b为光伏组件的水平面上的直射辐射量，R_b为光伏组件的倾斜面与水平面上的辐射量比值，H_d为光伏组件的水平面上的散射辐射量，H₀为大气层外水平面上接收到的辐射量，β为光伏组件的安装倾角，ρ为地面反射率。

并且，式(8)中散射辐射量为：

$H_{dT}=H_d\[\frac{(H-H_d)}{H_0}\×R_b+\frac{1}{2}(1+cos\mathrm{\β})(1-\frac{H-H_d}{H_0})\],$

式(8)中反射辐射量为：

$H_{rT}=\frac{1}{2}\mathrm{\ρ}H(1-cos\mathrm{\β}).$

由于同一地区在所述设定时间段内，不同时刻不同气象条件下，所述光伏组件的倾斜面上的辐照量是不同的。根据对同一地区不同日期不同时刻的光伏组件的倾斜面上的辐照量的分析，可以得知同一地区不同日期的时间关于辐照度均为正态分布。图3a-3d分别示出了常州地区2015年12月12日、12月16日、12月21日和12月28日的时间关于辐照度的正态分布曲线示意图。如图3a-3d所示，一天当中各个时刻的辐照量满足正态分布的规律。

综上所示，按照时间关于辐照度的正态分布规律，计算在设定时间段内，将所述倾斜面上的总辐射量与时间关于辐照度的正态分布函数的乘积作为被积函数进行定积分运算，将定积分的值作为所述设定时间段内所述光伏组件的倾斜面的日总辐射量。

示例性的，可以采用下述公式计算设定时间段内所述光伏组件的倾斜面的日总辐射量H_t′。

$H\_t^{\′}={\∫}_{t1}^{t2}f\left(x\right)*H\_tdt---\left(9\right)$

式(9)中，t1＝9，t2＝15，分别表示上午9点和下午3点，f(x)为时间t关于辐照度的正态分布函数。

其中，

步骤140、根据所述日总辐射量与设定土地面积上的装机容量确定光伏系统一个周期内的总发电量。

其中，设定土地面积上的装机容量为光伏组件的最大功率(铭牌功率)与设定土地面积上光伏组件的数据量的乘积。

示例性的，根据GB50797-2012中的规定，要求冬至日上午9:00到下午3:00组件前后排不相互遮挡。以此规定为原则建立组件间距模型，确定组件排间距，从而，确定设定土地面积上的光伏组件的数量。进而确定设定土地面积上的装机容量C。具体包括如下步骤：

步骤141、确定冬至日上午9点的所述太阳高度角在南北方向上的投影角度。

可以采用下述公式计算太阳高度角在南北方向上的投影角度tanα_s′。

tanα'_s＝(sinα_s)/(cosα_scosω) (11)

其中，α_s和ω对应为冬至日上午9点的太阳高度角和太阳时角。

步骤142、根据光伏组件的长边的长度、所述安装倾角和投影角度，确定光伏组件的倾斜面在水平地面上的投影长度，将所述投影长度作为相邻两排光伏组件之间的间距。

图4示出了本发明实施例一中的光伏组件的结构示意图。如图4所示，光伏组件选择TSM-260PC05A组件，其尺寸为1650mm×992mm×35mm，即光伏组件的长边a的长度为1650mm。

采用下述公式计算太阳光照射到倾斜面上时，该倾斜面在水平地面上的投影长度L。

$L=a*cos\mathrm{\β}+\frac{a*sin\mathrm{\β}}{{\mathrm{tan\α}}_s^{\′}}---\left(12\right)$

根据该倾斜面在水平地面上的投影长度L，采用下述公式计算在太阳光照射下，前排光伏组件在后排光伏组件上的投影长度。

$d=a*\frac{L-l}{L}---\left(13\right)$

式(13)中，d为在太阳光照射下，前排光伏组件在后排光伏组件上的投影长度，l为光伏阵列中前排组件与后排组件之间的间距。

由于国标中规定冬至日上午9点对应的d＝0，则可以确定冬至日上午9点时倾斜面在水平地面上的投影长度L为相邻两排光伏组件之间的间距。

步骤143、根据建造光伏系统所占用的土地的宽度、长度和所述相邻两排光伏组件之间的间距，分别确定设定土地面积上的光伏组件的数量。

图5示出了本发明实施例一中的设定土地面积上的光伏组件的排布示意图。假设光伏组件在有效面积为100×100m²的土地上排布，采用下述公式计算设定土地面积上的光伏组件的数量：

$i=\frac{m}{l}---\left(14\right)$

式(14)中，i为光伏组件的排数，m为设定土地面积对应的场地的宽度，l为相邻两排光伏组件之间的间距。

$j=\frac{g}{b}---\left(15\right)$

式(15)中，j为每排安装的光伏组件数，g为设定土地面积对应的场地的长度，b为光伏组件的宽度(考虑光伏组件的安装间距在内)。

由上可知，设定土地面积上的光伏组件的数量为光伏组件的排数i与每排安装的光伏组件数j的乘积。

步骤144、根据设定土地面积上的光伏组件的数量和光伏组件的最大功率，确定光伏系统的装机容量。

采用下述公式计算光伏系统的装机容量C：

C＝i*j*P_max (16)

式(16)中，C为装机容量，单位是W，P_max为光伏组件的铭牌功率，单位W。

在已知日总辐射量与设定土地面积上的装机容量后，可以采用下述公式确定光伏系统一个周期内的总发电量。

首先，根据日总辐射量确定峰值日照小时数，公式如下：

$h=\frac{H\_t^{\′}}{1000}---\left(17\right)$

式(17)中，h为峰值日照小时数，单位为小时。

其次，根据峰值日照小时数h，装机容量C和系统效率η计算光伏系统首年的发电量Q₁，公式如下：

Q₁＝C*h*η (18)

式(18)中η的取值可以是0.8。

再次，根据所述首年发电量和年衰减率，确定所述光伏系统一个周期内的剩余年限的年发电量，公式如下：

Q_i＝Q_i-1*(1-ζ_i) (19)

式(19)中Q_i为光伏系统一个周期内的剩余年限，i在2至25中取值，ζ_i为年衰减率，其中，光伏系统的首年衰减率的取值范围为2.5％-3.5％，剩余年限每年衰减率的取值范围为0.68％-0.7％。示例性的，若光伏组件为多晶组件，则首年衰减率为2.5％，剩余年限中每年衰减率为0.7％。若光伏组件为单晶组件，则首年衰减率为3.5％，剩余年限中每年衰减率为0.68％。

然后，确定所述首年发电量和剩余年限的年发电量之和为所述总发电量Q，公式如下：

$Q=Q_1+\underset{2}{\overset{25}{\mathrm{\Σ}}}{Q}_i---\left(20\right)$

式(20)中，Q为光伏系统25年的总发电量。此处假设光伏组件的使用寿命为25年，但不限于此数值。若随着光伏技术的进步，制造出使用寿命更长的光伏组件，此处的总发电量根据新的光伏组件的使用寿命计算。

步骤150、根据所述光伏系统的静态投资成本与所述总发电量确定单位面积的度电成本，将所述度电成本最小值对应的倾角为所述光伏组件的最佳安装倾角。

其中，光伏系统的静态投资成本包括系统造价成本和土地成本。系统造价成本包括光伏系统一个周期内的光伏组件、逆变桥、支架和线缆的成本以及折旧损失和运维成本等。可以通过单位系统造价成本与装机容量的乘积估计光伏系统一个周期内的系统造价成本，计算公式如下：

S_系统＝C*r (21)

式(21)中，S_系统为系统造价成本，本实施例中可以是25年的系统造价成本；r为单位系统造价成本，r的单位是元/W。

土地成本的计算公式如下：

S_土地＝25*m*g*x (22)

式(22)中，S_土地为土地成本，本实施例中可以是25年的土地成本；x为单位土地的售价或租金，x的单位是元/m²/年。

综上所示，静态投资成本为：

S＝S_土地+S_系统 (23)

式(23)中，S为静态投资成本，本实施例中可以是25年的静态投资成本。

分别计算光伏组件的安装倾角为0-90°对应的光伏系统25年的总发电量，根据25年的静态投资成本与不同安装倾角下25年的总发电量的比值，确定不同安装倾角对应的单位面积的度电成本，将其中度电成本最小值对应的安装倾角作为所述光伏系统的最佳倾角，根据该最佳倾角安装光伏组件。

其中，单位面积的度电成本的计算公式如下：

$y=\frac{S}{Q}---\left(24\right)$

式(24)中，y为单位面积的度电成本。

本实施例的技术方案，通过确定在设定时间段内，不同时刻的光线入射角对应的光伏组件的方阵面的透光率；根据所述透光率计算光伏组件的倾斜面的直射辐射量，考虑了不同入射角对应的透光率不同的因素，使直射辐射量的计算更加精准。同时，根据所述光伏系统的静态投资成本与总发电量确定单位面积的度电成本，将度电成本最小值对应的倾角为所述光伏组件的最佳安装倾角，兼顾了发电量和投资成本。本发明实施方案解决传统的最佳倾角的计算方法并未考虑日益经济性的问题，提供以度电成本为衡量标准的最佳安装倾角的确定方法，达到了使度电成本最低的效果。

在上述技术方案的基础上，根据赤纬角δ和建造光伏系统的地区的纬度值可以确定水平面上的日出和日落时角，公式如下：

式(25)中，ω_s值为负时定义为日出时角ω_sr，ω_s值为正时定义为日落时角ω_ss。

在上述技术方案的基础上，根据赤纬角δ、光伏组件的安装倾角β和建造光伏系统的地区的纬度值可以确定倾斜面上的日出和日落时角，公式如下：

实施例二

本发明实施例二以长三角地区常州(N31.87°，E119.99°)为例，将采用本发明实施例一提供的方法确定的光伏组件最佳安装倾角，与采用传统的最佳倾角的计算方法确定的光伏组件最佳安装倾角进行比对。

首先，采用传统的最佳倾角计算方法，计算常州地区不同安装倾角(0-90°)下的辐照量数据，详见下表。

表1是采用传统方法得到的常州地区不同安装倾角下的倾斜面年辐射量表。

根据表1中数据可以绘制出图6所示的通过传统的最佳倾角的计算方法确定的不同安装倾角与对应的光伏组件的倾斜面上的辐射量的关系图。由图6可知，采用传统的最佳倾角的计算方法确定的光伏组件最佳安装倾角为27°。

其次，选择TSM-260PC05A光伏组件，光伏组件采用如图5所示排布方式进行排布，即选取双排竖放的排布方式，组件间隔20mm，每22块成一串，组串间距500mm。采用本发明实施例一提供的方法确定在满足冬至日上午9点无遮挡，100×100m²的设定土地面积上，计算光伏组件间距、装机容量、峰值日照小时数和总发电量(系统效率为0.8，光伏组件寿命25年，功率衰减按照首年衰减2.5％，之后每年衰减0.7％)，并将上述数据以表格的形式展示。

表2是采用本发明方法得到的常州地区不同安装倾角下25年总发电量表。

若系统造价为7元/W(光伏组件、逆变器、支架、线缆、折旧损失和运维成本等)，土地租金为3元/m²/年，则根据本发明实施例一中提供的方法可以计算得到不同安装倾角对应的单位面积的度电成本。

表3是采用本发明方法得到的常州地区不同安装倾角下的度电成本表。

采用表3中的数据可以绘制出图7所示的在系统造价成本为7元/W，土地成本那位3元/m²/年的前提下，采用本发明实施例一提供的确定方法确定不同安装倾角与度电成本的关系图。如图7所示，在系统造价成本为7元/W，土地成本那位3元/m²/年的前提下，采用本发明实施例一提供的确定方法确定的光伏组件的最佳安装倾角是18°。

由上述比对可知，采用本发明实施例一提供的方法确定的最佳安装倾角是18°，兼顾了发电量和投资成本，使得度电成本最低。而采用传统的最佳倾角的计算方法确定的光伏组件最佳安装倾角是27°，没有考虑土地成本对度电成本的影响，度电成本不是最低的。

此外，本实施例二提供了常州地区在不同土地成本的设定土地面积上光伏组件的不同安装倾角对应的度电成本的关系。图8示出了在土地成本不同的前提下，采用本发明实施例一提供的确定方法确定的不同安装倾角与度电成本的关系图。

其中，以常州地区为例，当设定土地面积为100×100m²时，租金为1-2元/m²/年时，在最佳安装倾角为23°时，度电成本最低。租金为3-4元/m²/年时，在最佳安装倾角为18°时，度电成本最低。租金为5-6元/m²/年时，在最佳安装倾角为14°时，度电成本最低；租金为7元/m²/年时，在最佳安装倾角为8°时，度电成本最低；租金为8-10元/m²/年时，在最佳安装倾角为8°时，度电成本最低；在租金为11元/m²/年以上时，光伏组件采用平铺的方式时，度电成本最低。即得出土地租金越高，最佳安装倾角适当减小，可使度电成本可达到最低。

实施例三

图9是本发明实施例三中的一种光伏组件最佳安装倾角的确定装置的结构示意图。如图9所示，该确定装置具体包括：

透光率确定模块210，用于确定在设定时间段内，不同时刻的光线入射角对应的光伏组件的方阵面的透光率；

直射辐射量计算模块220，用于根据所述透光率计算光伏组件的倾斜面的直射辐射量；

日总辐射量确定模块230，用于根据所述光伏组件的倾斜面的所述直射辐射量、散射辐射量和反射辐射量，确定每日所述设定时间段内所述光伏组件的日总辐射量；

总发电量确定模块240，用于根据所述日总辐射量与设定土地面积上的装机容量确定光伏系统一个周期内的总发电量；

安装倾角确定模块250，用于根据所述光伏系统的静态投资成本与所述总发电量确定单位面积的度电成本，将所述度电成本最小值对应的倾角为所述光伏组件的最佳安装倾角；

其中，所述静态投资成本包括系统造价成本和土地成本。

所述透光率的计算公式如下：

$T=1-\frac{{\tan }^2\[\mathrm{\θ}-\arcsin \left(\frac{sin\mathrm{\θ}}{n}\right)\]}{{\tan }^2\[\mathrm{\θ}+\arcsin \left(\frac{sin\mathrm{\θ}}{n}\right)\]}$

其中，θ为不同时刻对应的光线入射角，n为玻璃的折射率。

在上述技术方案的基础上，直射辐射量计算模块220具体用于：

确定所述光伏组件的倾斜面与水平面上的辐射量比值；

根据所述辐射比值、透光率和水平面上的直射辐射量，确定所述倾斜面上的直射辐射量。

在上述技术方案的基础上，日总辐射量确定模块230具体用于：

根据所述直射辐射量、散射辐射量和反射辐射量，确定所述倾斜面上的总辐射量；

按照时间关于辐照度的正态分布规律，计算在设定时间段内，将所述倾斜面上的总辐射量与时间关于辐照度的正态分布函数的乘积作为被积函数进行定积分运算，将定积分的值作为所述设定时间段内所述光伏组件的倾斜面的日总辐射量。

其中，所述倾斜面上的总辐射量的计算公式如下：

$\begin{array}{c}H\_t=T\×H_b\×R_b+H_d\[\frac{(H-H_d)}{H_0}\×R_b+\frac{1}{2}(1+cos\mathrm{\β})(1-\frac{H-H_d}{H_0})\]+\\ \frac{1}{2}\mathrm{\ρ}H(1-cos\mathrm{\β});\end{array}$

其中，H_t为倾斜面的总辐射量，T为不同时刻的光线入射角对应的光伏组件的方阵面的透光率，H为水平面上的辐射总量，H_b为光伏组件的水平面上的直射辐射量，R_b为光伏组件的倾斜面与水平面上的辐射量比值，H_d为光伏组件的水平面上的散射辐射量，H₀为大气层外水平面上接收到的辐射量，β为光伏组件的安装倾角，ρ为地面反射率。

在上述技术方案的基础上，总发电量确定模块240具体用于：

根据所述日总辐射量确定峰值日照小时数；

根据所述峰值日照小时数、所述装机容量和光伏系统效率，确定首年发电量；

根据所述首年发电量和年衰减率，确定所述光伏系统一个周期内的剩余年限的年发电量，其中，所述光伏系统的首年衰减率的取值范围为2.5％-3.5％，剩余年限每年衰减率的取值范围为0.68％-0.7％；

确定所述首年发电量和剩余年限的年发电量之和为所述总发电量。

在上述技术方案的基础上，还包括光线入射角确定模块。

该光线入射角确定模块包括：

赤纬角确定子模块，用于在确定在设定时间段内，不同时刻的光线入射角对应的光伏组件的方阵面的透光率之前，确定每日的赤纬角；

太阳时角确定子模块，用于确定每日中设定时间段内各时刻的太阳时角；

太阳高度角确定子模块，用于根据所述赤纬角、太阳时角和建造光伏系统的地区的纬度值，确定建造光伏系统的地区的太阳高度角；

光线入射角确定子模块，用于根据所述太阳高度角、太阳时角和光伏组件的安装倾角，确定在设定时间段内，不同时刻的光线入射角。

在上述技术方案的基础上，还包括装机容量确定模块。

该装机容量确定模块，用于在根据所述赤纬角、太阳时角和建造光伏系统的地区的纬度值，确定建造光伏系统的地区的太阳高度角之后，确定冬至日上午9点的所述太阳高度角在南北方向上的投影角度；

根据光伏组件的长边的长度、所述安装倾角和投影角度，确定光伏组件的倾斜面在水平地面上的投影长度，将所述投影长度作为相邻两排光伏组件之间的间距；

根据建造光伏系统所占用的土地的宽度、长度和所述相邻两排光伏组件之间的间距，分别确定设定土地面积上的光伏组件的数量；

根据设定土地面积上的光伏组件的数量和光伏组件的最大功率，确定光伏系统的装机容量。

上述光伏组件最佳安装倾角的确定装置可执行本发明任意实施例所提供的光伏组件最佳安装倾角的确定方法，具备执行方法相应的功能模块和有益效果。

注意，上述仅为本发明的较佳实施例及所运用技术原理。本领域技术人员会理解，本发明不限于这里所述的特定实施例，对本领域技术人员来说能够进行各种明显的变化、重新调整和替代而不会脱离本发明的保护范围。因此，虽然通过以上实施例对本发明进行了较为详细的说明，但是本发明不仅仅限于以上实施例，在不脱离本发明构思的情况下，还可以包括更多其他等效实施例，而本发明的范围由所附的权利要求范围决定。

Claims (10)

1.一种光伏组件最佳安装倾角的确定方法，其特征在于，包括：

确定在设定时间段内，不同时刻的光线入射角对应的光伏组件的方阵面的透光率；

根据所述透光率计算光伏组件的倾斜面的直射辐射量；

根据所述光伏组件的倾斜面的所述直射辐射量、散射辐射量和反射辐射量，确定每日所述设定时间段内所述光伏组件的日总辐射量；

根据所述日总辐射量与设定土地面积上的装机容量确定光伏系统一个周期内的总发电量；

根据所述光伏系统的静态投资成本与所述总发电量确定单位面积的度电成本，将所述度电成本最小值对应的倾角为所述光伏组件的最佳安装倾角；

其中，所述静态投资成本包括系统造价成本和土地成本。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述透光率的计算公式如下：

$T=1-\frac{{\tan }^2\[\mathrm{\θ}-arcsin\left(\frac{sin\mathrm{\θ}}{n}\right)\]}{{\tan }^2\[\mathrm{\θ}+arcsin\left(\frac{sin\mathrm{\θ}}{n}\right)\]}$

其中，θ为不同时刻对应的光线入射角，n为玻璃的折射率。

3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，根据所述透光率计算光伏组件的倾斜面的直射辐射量，包括：

确定所述光伏组件的倾斜面与水平面上的辐射量比值；

根据所述辐射比值、透光率和水平面上的直射辐射量，确定所述倾斜面上的直射辐射量。

4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述光伏组件的倾斜面的所述直射辐射量、散射辐射量和反射辐射量，确定每日所述设定时间段内所述光伏组件的日总辐射量，包括：

根据所述直射辐射量、散射辐射量和反射辐射量，确定所述倾斜面上的总辐射量；

按照时间关于辐照度的正态分布规律，计算在设定时间段内，将所述倾斜面上的总辐射量与时间关于辐照度的正态分布函数的乘积作为被积函数进行定积分运算，将定积分的值作为所述设定时间段内所述光伏组件的倾斜面的日总辐射量。

5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述倾斜面上的总辐射量的计算公式如下：

$\begin{array}{c}H\_t=T\×H_b\×R_b+H_d\[\frac{(H-H_d)}{H_0}\×R_b+\frac{1}{2}(1+cos\mathrm{\β})(1-\frac{H-H_d}{H_0})\]+\\ \frac{1}{2}\mathrm{\ρ}H(1-cos\mathrm{\β});\end{array}$

其中，H_t为倾斜面的总辐射量，T为不同时刻的光线入射角对应的光伏组件的方阵面的透光率，H为水平面上的辐射总量，H_b为光伏组件的水平面上的直射辐射量，R_b为光伏组件的倾斜面与水平面上的辐射量比值，H_d为光伏组件的水平面上的散射辐射量，H₀为大气层外水平面上接收到的辐射量，β为光伏组件的安装倾角，ρ为地面反射率。

6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述日总辐射量与设定土地面积上的装机容量确定光伏系统一个周期内的总发电量，包括：

根据所述日总辐射量确定峰值日照小时数；

根据所述峰值日照小时数、所述装机容量和光伏系统效率，确定首年发电量；

根据所述首年发电量和年衰减率，确定所述光伏系统一个周期内的剩余年限的年发电量，其中，所述光伏系统的首年衰减率的取值范围为2.5％-3.5％，剩余年限每年衰减率的取值范围为0.68％-0.7％；

确定所述首年发电量和剩余年限的年发电量之和为所述总发电量。

7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在确定在设定时间段内，不同时刻的光线入射角对应的光伏组件的方阵面的透光率之前，还包括：

确定每日的赤纬角；

确定每日中设定时间段内各时刻的太阳时角；

根据所述赤纬角、太阳时角和建造光伏系统的地区的纬度值，确定建造光伏系统的地区的太阳高度角；

根据所述太阳高度角、太阳时角和光伏组件的安装倾角，确定在设定时间段内，不同时刻的光线入射角。

8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，在根据所述赤纬角、太阳时角和建造光伏系统的地区的纬度值，确定建造光伏系统的地区的太阳高度角之后，还包括：

确定冬至日上午9点的所述太阳高度角在南北方向上的投影角度；

根据光伏组件的长边的长度、所述安装倾角和投影角度，确定光伏组件的倾斜面在水平地面上的投影长度，将所述投影长度作为相邻两排光伏组件之间的间距；

根据建造光伏系统所占用的土地的宽度、长度和所述相邻两排光伏组件之间的间距，分别确定设定土地面积上的光伏组件的数量；

根据设定土地面积上的光伏组件的数量和光伏组件的最大功率，确定光伏系统的装机容量。

9.一种光伏组件最佳安装倾角的确定装置，其特征在于，包括：

透光率确定模块，用于确定在设定时间段内，不同时刻的光线入射角对应的光伏组件的方阵面的透光率；

直射辐射量计算模块，用于根据所述透光率计算光伏组件的倾斜面的直射辐射量；

日总辐射量确定模块，用于根据所述光伏组件的倾斜面的所述直射辐射量、散射辐射量和反射辐射量，确定每日所述设定时间段内所述光伏组件的日总辐射量；

总发电量确定模块，用于根据所述日总辐射量与设定土地面积上的装机容量确定光伏系统一个周期内的总发电量；

安装倾角确定模块，用于根据所述光伏系统的静态投资成本与所述总发电量确定单位面积的度电成本，将所述度电成本最小值对应的倾角为所述光伏组件的最佳安装倾角；

其中，所述静态投资成本包括系统造价成本和土地成本。

10.根据权利要求9所述的装置，其特征在于，所述日总辐射量确定模块具体用于：

根据所述直射辐射量、散射辐射量和反射辐射量，确定所述倾斜面上的总辐射量；

按照时间关于辐照度的正态分布规律，计算在设定时间段内，将所述倾斜面上的总辐射量与时间关于辐照度的正态分布函数的乘积作为被积函数进行定积分运算，将定积分的值作为所述设定时间段内所述光伏组件的倾斜面的日总辐射量。