徐 偉 劉振領(lǐng) 王 雪

內(nèi)蒙古科技大學(xué)土木工程學(xué)院

0 引言

隨著社會(huì)經(jīng)濟(jì)飛速發(fā)展，傳統(tǒng)化石能源消耗迅速，新能源的開(kāi)發(fā)利用勢(shì)在必行，建筑新能源利用技術(shù)也因此迅猛發(fā)展［1］。發(fā)展光伏建筑不僅可以滿(mǎn)足建筑本身用能，降低建筑能耗，而且可以有效減少化石燃料消耗量，減少溫室氣體排放，為實(shí)現(xiàn)“碳達(dá)峰、碳中和”作出貢獻(xiàn)。

目前，我國(guó)對(duì)于太陽(yáng)能建筑的研究主要集中在城市空間或建筑空間潛力評(píng)估、被動(dòng)式建筑節(jié)能技術(shù)等方面，缺乏對(duì)太陽(yáng)能建筑光伏系統(tǒng)能效影響因素、太陽(yáng)能建筑綜合效益等方面的研究，在已有的研究基礎(chǔ)上，以蒙商銀行光伏建筑為例著重分析光伏系統(tǒng)全年發(fā)電量，安裝光伏系統(tǒng)前后對(duì)建筑物負(fù)荷影響、建筑能耗影響，并探析能效影響不利因素，為太陽(yáng)能光伏建筑的應(yīng)用提供一定的參考。

1 蒙商銀行光伏系統(tǒng)介紹

內(nèi)蒙古地區(qū)太陽(yáng)能資源豐富，僅次于西藏，位居全國(guó)第二位［2］。包頭市的坐標(biāo)為為東經(jīng)109°30′-110°00′，北緯40°20′-41°20′。年日照時(shí)數(shù)2 806 h，年日照為0．6%～0．75%，屬于太陽(yáng)能資源較豐富地區(qū)，可利用的太陽(yáng)能資源量巨大。計(jì)算包頭市區(qū)的太陽(yáng)能功率和太陽(yáng)能密度，得出太陽(yáng)能輻射功率每秒在0．34～0．65 kW/m2，年平均為0．53 kW/m2。市區(qū)太陽(yáng)能密度每天在2．2～6．5 kWh/m2，年平均為4．4 kWh/m2。

蒙商銀行光伏系統(tǒng)配置主要包括多晶硅發(fā)電系統(tǒng)和薄膜發(fā)電系統(tǒng)。光伏系統(tǒng)配置如圖1所示，其中圖1（a）為項(xiàng)目建筑屋頂光伏系統(tǒng)布置情況，建筑屋頂共配置260 W的多晶硅發(fā)電系統(tǒng)，總安裝面積為620 m2，安裝傾角為35°，光電轉(zhuǎn)換效率為14%，使用一臺(tái)33 kW及三臺(tái)20 kW逆變器，其轉(zhuǎn)化效率為98%，設(shè)計(jì)壽命為25年。圖1（b）為項(xiàng)目建筑立面光伏系統(tǒng)，采用1 200塊漢能歐瑞康BIPV光伏組件，尺寸為1 100×1 300 mm，透光率5%，總安裝面積為1 716 m2，光電轉(zhuǎn)換效率為12%。工程按照就近并網(wǎng)、本地消耗、低損高效的原則，與建筑結(jié)合的分布式并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)方式進(jìn)行建設(shè)。

圖1 蒙商銀行光伏發(fā)電系統(tǒng)

2 蒙商銀行全年發(fā)電量及影響因素探究

2.1 運(yùn)用Matlab軟件計(jì)算全年發(fā)電量

采用Matlab軟件建立光伏系統(tǒng)模型，并以光伏建筑實(shí)際參數(shù)輸入模型，分析蒙商銀行建筑光伏系統(tǒng)發(fā)電能效。圖2顯示了Matlab模型對(duì)光伏系統(tǒng)發(fā)電量的計(jì)算過(guò)程。

圖2 發(fā)電量計(jì)算過(guò)程

首先讀取天氣文件，包括當(dāng)?shù)厮矫婵傒椛淞縂HI、直接正常輻射DNI、散射太陽(yáng)輻射DHI，室外溫度、風(fēng)速等。然后按項(xiàng)目實(shí)際情況對(duì)光伏系統(tǒng)參數(shù)進(jìn)行輸入，包括光伏發(fā)電效率、光伏板溫度系數(shù)、數(shù)量、傾角、透光率。進(jìn)而根據(jù)前兩步參數(shù)，計(jì)算太陽(yáng)高度角、入射角等參數(shù)。各影響光伏系統(tǒng)發(fā)電量的因素計(jì)算完畢后，進(jìn)行光伏系統(tǒng)接收到的輻照計(jì)算。光伏系統(tǒng)接收到的總輻照量按公式（2．1）進(jìn)行計(jì)算。

其中：

（DNI為水平面輻射量，為太陽(yáng)入射角）

（DHI為太陽(yáng)輻射直射量，tilt為光伏板安裝角度）

模型考慮了灰塵對(duì)光伏系統(tǒng)發(fā)電量的影響，光伏板積灰量對(duì)其接收到的輻照影響計(jì)算如公式（2．2）所示。

綜合上述參數(shù)，計(jì)算光伏系統(tǒng)發(fā)電量并進(jìn)行輸出。光伏系統(tǒng)輸出功率計(jì)算如公式（2．3）所示。

將包頭市逐時(shí)氣象資料，蒙商銀行光伏陣列參數(shù)作為輸入?yún)?shù)，輸入Matlab程序。此外根據(jù)蒙商銀行光伏項(xiàng)目可行性研究報(bào)告，對(duì)程序中相關(guān)修正系數(shù)進(jìn)行設(shè)置，為方便對(duì)計(jì)算后的數(shù)據(jù)進(jìn)行處理，同時(shí)對(duì)各月進(jìn)行匯總，可按需求得到逐日、逐月光伏系統(tǒng)輸出功率。可見(jiàn)本Matlab模型具有普適性，不僅可以對(duì)項(xiàng)目進(jìn)行詳細(xì)計(jì)算，還可對(duì)其他項(xiàng)目進(jìn)行計(jì)算，同時(shí)可以進(jìn)行變參數(shù)分析［3］。

參考實(shí)際安裝結(jié)構(gòu)，模擬得到蒙商銀行屋面光伏板陣列和建筑外立面光伏板陣列逐月發(fā)電量如圖3所示，屋頂光伏系統(tǒng)全年發(fā)電量為162．28 MWh，在3月份時(shí)得到全年最佳發(fā)電量為17．43 MWh，11月份得到最小發(fā)電量5．97 MWh，其次為12月份發(fā)電量為11．33 MWh，全年發(fā)電量高峰期集中在3月至5月為49．08 MWh，發(fā)電量低谷期出現(xiàn)在11月份至次年1月份為30．31 MWh。而外立面光伏系統(tǒng)全年發(fā)電量為277．15 MWh，發(fā)電量最高值為32．73 MWh，出現(xiàn)在1月份，最小發(fā)電量值出現(xiàn)在11月為12．58 MWh，其次為7月份15．73 MWh，全年發(fā)電量高峰期出現(xiàn)在1月至3月為94．74 MWh，發(fā)電量低谷期出現(xiàn)在5月至7月為52．20 MWh，兩系統(tǒng)全年發(fā)電量為439．43 MWh。在11月份包頭市太陽(yáng)能輻照量低于其他月份，導(dǎo)致屋頂光伏系統(tǒng)和外立面光伏系統(tǒng)發(fā)電量最小值，這與屋頂和外立面光伏系統(tǒng)發(fā)電量全年變化規(guī)律無(wú)關(guān)。對(duì)于屋頂光伏，符合夏季輻照強(qiáng)發(fā)電量大、冬季輻照弱發(fā)電量小的趨勢(shì)，但是由于溫度會(huì)影響光伏系統(tǒng)發(fā)電效率，在全年太陽(yáng)輻照量最大的夏季日發(fā)電量卻小于春季日發(fā)電量。對(duì)于外立面光伏，其發(fā)電量變化規(guī)律與屋頂光伏相反，在夏季范圍內(nèi)發(fā)電量較小，在冬季較高。這種發(fā)電量規(guī)律差異與光伏電池板的安裝傾角和季節(jié)性太陽(yáng)高度角變化密切相關(guān)，當(dāng)太陽(yáng)高度角為90°時(shí)，對(duì)于水平面太陽(yáng)輻射強(qiáng)度最大。冬季時(shí)太陽(yáng)向南回歸線(xiàn)運(yùn)動(dòng)，北方屋頂太陽(yáng)高度角最小，而對(duì)于外立面來(lái)說(shuō)太陽(yáng)高度角卻最大，因此造成屋頂光伏系統(tǒng)與外立面光伏系統(tǒng)發(fā)電規(guī)律的差異。

圖3 屋頂光伏和外立面光伏月發(fā)電量

2.2 光伏發(fā)電影響因素探究

光伏發(fā)電系統(tǒng)性能容易受多方面因素的影響［4］，如：太陽(yáng)輻射、光電轉(zhuǎn)化效率、安裝角度、光伏組件溫度、表面積灰、逆變器效率、組件串聯(lián)不匹配等影響，主要探討安裝角度和表面積灰兩個(gè)主要因素對(duì)光伏發(fā)電的影響。

2.2.1安裝角度對(duì)發(fā)電量的影響

對(duì)于屋頂光伏，安裝傾角會(huì)改變光伏表面接收輻照量［5］。由于全年太陽(yáng)角度變化，安裝傾角的最優(yōu)參數(shù)會(huì)隨著季度等時(shí)間變化發(fā)生顯著改變。為了獲取最大光伏發(fā)電量，需要同時(shí)考慮包頭市當(dāng)?shù)氐娜贻椪盏忍鞖鈹?shù)據(jù)變化，進(jìn)而獲取最優(yōu)化的安裝傾角。對(duì)于建筑外立面光伏安裝，由于需要考慮建筑安裝以及美觀、安全性等問(wèn)題，其安裝傾角對(duì)于最大發(fā)電量的影響相對(duì)于屋頂光伏較小，因此研究中不考慮外立面的光伏傾角因素。對(duì)于屋頂光伏，安裝傾角采用0°至60°，間隔5°的屋頂發(fā)電量變化如圖4所示。

圖4 屋頂光伏系統(tǒng)月發(fā)電量與安裝角度的關(guān)系

圖5 屋頂光伏系統(tǒng)全年發(fā)電量與安裝角度關(guān)系

從圖4中可以發(fā)現(xiàn)，在安裝傾角為0°時(shí)，發(fā)電量明顯呈現(xiàn)夏季高冬季低的趨勢(shì)，而選擇60°安裝傾角時(shí)夏季發(fā)電量達(dá)到最低，冬季發(fā)電量最大，隨著安裝傾角增大，夏季部分的發(fā)電量呈現(xiàn)先增高后降低的趨勢(shì)，在15°時(shí)取得季度發(fā)電量最大值為44．44 MWh，而對(duì)于冬季日發(fā)電量則是隨著安裝傾角的增大而增大。由于輻照本身的原因，在11月份的發(fā)電量有明顯的降低，這也符合天氣數(shù)據(jù)自身變化，與模擬本身無(wú)關(guān)，可以排除模型錯(cuò)誤問(wèn)題。由模擬結(jié)果可知，春季3月至5月份時(shí)安裝傾角為25°時(shí)，可獲得最大發(fā)電量為49．36 MWh；夏季6至8月份安裝傾角采用15°時(shí)，屋頂光伏系統(tǒng)發(fā)電量最大為44．44 MWh；秋季為9月至11月份，當(dāng)安裝傾角為40°時(shí)可取得最大發(fā)電量32．58 MWh；12月至次年2月，光伏板安裝傾角為60°時(shí)取得最大發(fā)電量41．77 MWh，這也符合夏季傾角越小發(fā)電量越大、冬季傾角越大發(fā)電量越大的規(guī)律。雖夏季太陽(yáng)輻射量是最大的，但春季總發(fā)電量卻高于夏季，占全年發(fā)電比例38．5%，這是由于夏季光伏組件表面溫度過(guò)高，影響了發(fā)電效率。由此可見(jiàn)光伏板安裝傾角會(huì)對(duì)光伏系統(tǒng)發(fā)電量產(chǎn)生較大影響，采用最佳的安裝傾角可獲得最大發(fā)電量。

圖5是蒙商銀行屋頂光伏的全年發(fā)電量與光伏板安裝傾角的關(guān)系，由模擬結(jié)果顯示，在全年輻照條件下，改變光伏板安裝角度，可知在安裝傾角為35°時(shí)，取得最大全年發(fā)電量162．3 MWh，相比于0°安裝傾角得到的全年最小發(fā)電量139．0 MWh，采用35°安裝傾角可使全年發(fā)電量提高16．3%。蒙商銀行屋頂光伏系統(tǒng)的安裝傾角為35°，模擬結(jié)果與實(shí)際相吻合，證明了模型的準(zhǔn)確性。

2.2.2積灰量對(duì)發(fā)電系統(tǒng)的影響

包頭位于內(nèi)蒙古自治區(qū)，具有典型的北方城市特點(diǎn)［6］。浮塵、沙塵等會(huì)造成光伏電池板表面積灰，從而影響光伏發(fā)電性能。從本質(zhì)上，表面積灰阻礙了光伏電池接收太陽(yáng)輻照，這是造成發(fā)電量減少的根本原因，而且積灰影響散熱，對(duì)光電轉(zhuǎn)化效率有一定影響。因全國(guó)各城市所處地域不同、空氣懸浮物、降水、濕度、風(fēng)速均有差異［7］，且積灰量與光伏表面材料、光伏板安裝傾角均有關(guān)系，故各地對(duì)于清潔方案、清潔周期的安排均有不同［8］。積灰對(duì)光伏組件表面透過(guò)率影響最為明顯的是在積灰開(kāi)始階段，之后積灰對(duì)光伏組件表面透過(guò)率的影響減小，呈現(xiàn)出對(duì)數(shù)增長(zhǎng)的形式。當(dāng)積灰面板相對(duì)于清潔面板分別進(jìn)行每周、每月和季度清潔時(shí)，相對(duì)效率也會(huì)下降到超過(guò)7%、20%和79%，清除積灰工作需要考慮科學(xué)清潔及安排合理周期性等影響成本的因素，因此探究積灰量與發(fā)電量的關(guān)系，在合理的時(shí)間段對(duì)灰塵進(jìn)行高效清理具有重要意義［9］。

積灰量對(duì)太陽(yáng)輻照的透過(guò)率可用以下公式表示：

其中：

tran表示輻照透過(guò)率，dust表示積灰量，tranclean是理想情況下的透過(guò)率（取典型值0．95），erf為誤差函數(shù)。取屋頂光伏安裝傾角為35°，外立面光伏安裝傾角為90°，參考典型積灰區(qū)間，對(duì)積灰量0～4 g/m2進(jìn)行分別計(jì)算，太陽(yáng)透過(guò)率變化如圖6所示。

圖6 太陽(yáng)透過(guò)率與積灰量關(guān)系

隨著積灰量增多，光伏電池板的太陽(yáng)輻照率顯著降低。相比于潔凈的光伏電池板（0 g/m2）太陽(yáng)透過(guò)率為100%，而積灰量在4 g/m2時(shí)輻照透過(guò)率僅為8%，輻照透過(guò)率下降了19．4%，這會(huì)嚴(yán)重影響光伏系統(tǒng)發(fā)電量。在全年的光伏發(fā)電量計(jì)算中，積灰問(wèn)題的影響也不容忽視。

圖7是不同積灰量下的光伏系統(tǒng)全年發(fā)電量變化。結(jié)果顯示積灰量增加時(shí)無(wú)論是屋頂光伏還是外立面光伏，發(fā)電量皆有顯著降低。相比于潔凈的光伏電池板（0 g/m2），積灰量在4 g/m2時(shí)，屋頂光伏發(fā)電量下降了30 MWh，直接造成18．4%損耗，而外立面光伏下降了50 MWh，發(fā)電量下降18．5%。屋頂光伏系統(tǒng)和外立面光伏系統(tǒng)發(fā)電量均受積灰量影響，故需要在考慮經(jīng)濟(jì)條件下安排合理的清潔方案及清潔周期。

圖7 積灰量對(duì)光伏系統(tǒng)全年發(fā)電量的影響

3 蒙商銀行光伏系統(tǒng)能耗分析及節(jié)能效果綜合評(píng)價(jià)

利用eQUEST能耗模擬軟件對(duì)A座建筑物和B座建筑物安裝光伏系統(tǒng)前后冷負(fù)荷和能耗進(jìn)行動(dòng)態(tài)模擬，通過(guò)制熱季、制冷季、建筑負(fù)荷及能耗數(shù)據(jù)說(shuō)明蒙商銀行光伏系統(tǒng)的降耗增益性。

3.1 制冷季能耗分析

制冷季時(shí)間段為6月1日至9月15日，共2 568 h。冷負(fù)荷模擬結(jié)果如表1所示，未安裝光伏組件前，項(xiàng)目總冷負(fù)荷為9 846．09 MWh。安裝光伏組件后，本項(xiàng)目總冷負(fù)荷為9 504．08 MWh。可見(jiàn)建筑立面安裝光伏組件后，可以起到部分遮陽(yáng)作用，減少太陽(yáng)入射到室內(nèi)的得熱，同時(shí)降低圍護(hù)結(jié)構(gòu)得熱，進(jìn)而減少項(xiàng)目冷負(fù)荷，冷負(fù)荷減少比例為3．47%，導(dǎo)出兩種情況下制冷季空調(diào)冷負(fù)荷逐時(shí)變化情況，如圖8所示。

結(jié)合項(xiàng)目負(fù)荷情況，參考相同容量機(jī)組EER［10］（制冷機(jī)組能效比，EER=制冷量/制冷消耗功率），同時(shí)考慮本項(xiàng)目一定運(yùn)行時(shí)間后，換熱器有污垢，模擬時(shí)將EER假定為3．7。經(jīng)模擬分析得到整個(gè)建筑項(xiàng)目安裝光伏組件前制冷季總制冷能耗為5 549．81 MWh，安裝光伏組件后整個(gè)制冷季總制冷能耗為5 309．54 MWh，可見(jiàn)安裝光伏組件后，整個(gè)建筑項(xiàng)目制冷能耗降低，能耗降低比例為4．33%，圖9顯示安裝光伏組件前后本項(xiàng)目逐時(shí)制冷能耗。

3.2 制熱季能耗分析

制熱季同樣對(duì)兩種情況進(jìn)行對(duì)比分析，制熱季時(shí)間段為10月15日至次年4月15日。熱負(fù)荷模擬結(jié)果如表2所示。未安裝光伏組件前，項(xiàng)目總熱負(fù)荷為33 437．68 MWh。安裝光伏組件后，項(xiàng)目總熱負(fù)荷為33 488．55 MWh。與制冷季相反，由于外立面安裝光伏板阻擋了室內(nèi)太陽(yáng)得熱，故增加了室內(nèi)熱負(fù)荷，熱負(fù)荷增加率為0．15%。另外，兩種情況下制熱季采暖熱負(fù)荷逐時(shí)變化情況如圖10所示。

工況未安裝光伏板安裝光伏板后建筑裙樓與A棟B棟裙樓與A棟B棟總冷負(fù)荷MWh 9 309．21 536．87 8 967．21 536．87峰值冷負(fù)荷kW 10 167．02 618．29 9 836．56 618．29峰值冷負(fù)荷指標(biāo)kW/m2 71．17 93．44 68．86 93．44

圖8 制冷季蒙商銀行項(xiàng)目逐時(shí)冷負(fù)荷分析

圖9 制冷季蒙商銀行項(xiàng)目逐時(shí)制冷能耗分析

工況未安裝光伏板安裝光伏板后建筑裙樓與A棟B棟裙樓與A棟B棟總熱負(fù)荷MWh 31 625．54 1 812．14 31 676．41 1 812．14峰值熱負(fù)荷kW 14 432．48 809．25 14 428．11 809．25峰值熱負(fù)荷指標(biāo)kW/m2 101．029 122．3 100．99 122．3

結(jié)合項(xiàng)目負(fù)荷情況和相關(guān)同等容量機(jī)組制熱能耗比，同時(shí)考慮一定運(yùn)行時(shí)間后，換熱器有污垢，模擬時(shí)將COP（制熱機(jī)組能效比，COP=制熱量/制熱消耗功率）假定為3．7。圖11顯示安裝光伏組件前后本項(xiàng)目逐時(shí)制熱能耗，經(jīng)模擬分析得到本項(xiàng)目安裝光伏組件前整個(gè)制熱季總熱能耗為15 106．06 MWh，安裝光伏組件后整個(gè)制熱季總制熱能耗為15 116．44 MWh，制熱能耗增加比例為0．69%。可見(jiàn)安裝光伏組件后，整個(gè)項(xiàng)目制熱能耗略有升高，但相較于制冷能耗變化較小。

3.3 過(guò)渡季及其他能耗分析

采用相同的方法對(duì)過(guò)渡季負(fù)荷和能耗進(jìn)行模擬分析，過(guò)渡季時(shí)間段為4月16日至5月31日（共1 104 h）及9月16日至10月14日（共696 h）。過(guò)渡季兩個(gè)時(shí)間段在工作時(shí)間8:00-18:00內(nèi)主要為冷負(fù)荷，熱負(fù)荷主要出現(xiàn)在非工作時(shí)間，此時(shí)不需要運(yùn)行機(jī)組。故過(guò)渡季僅考慮制冷能耗。可見(jiàn)在過(guò)渡季安裝光伏板后對(duì)項(xiàng)目逐時(shí)能耗降低較為明顯。過(guò)渡季安裝光伏板前總制冷能耗為665．26 MWh，安裝光伏板后制冷能耗為365．68 MWh。使制冷能耗減少299．58 MWh，減少比率為45．03%。

圖10 制熱季蒙商銀行項(xiàng)目逐時(shí)熱負(fù)荷分析

圖11 制熱季蒙商銀行項(xiàng)目逐時(shí)制熱能耗分析

建筑用能除制冷和制熱能耗外，照明能耗和室內(nèi)設(shè)備能耗占建筑能耗的另一大部分，本能耗模擬對(duì)項(xiàng)目全年建筑照明和設(shè)備用能進(jìn)行逐時(shí)模擬，結(jié)果見(jiàn)表3所示，全年照明能耗為4 251．89 MWh，全年室內(nèi)設(shè)備能耗為8 033．63 MWh。

表3 建筑照明及設(shè)備逐時(shí)負(fù)荷模擬結(jié)果

通過(guò)采用eQUEST能耗模擬軟件對(duì)整個(gè)項(xiàng)目建立能耗模擬模型，并對(duì)各個(gè)季節(jié)段進(jìn)行逐時(shí)負(fù)荷和能耗模擬分析。由分析結(jié)果可知，由于在A座樓層外立面安裝光伏板，使整個(gè)建筑制冷能耗由5 549．81 MWh降低至5 309．54 MWh，制冷能耗減小了240．27 MWh，降低比例為8．69%。整個(gè)項(xiàng)目制熱能耗有所增加，由15 106．06 MWh增加到15 116．44 MWh，增加量為10．38 MWh，但相較于制冷能耗的減少，增加量很小。在過(guò)渡季共降低能耗299．58 MWh，共計(jì)使全年能耗降低529．47 MWh。建筑全年運(yùn)行階段安裝光伏系統(tǒng)不僅可以降低建筑能耗，還可以產(chǎn)能，產(chǎn)生的能量自用，制冷季光伏系統(tǒng)產(chǎn)生162．76 MWh，占建筑能耗整體的1．8%。在制熱季產(chǎn)能257．59 MWh，占建筑整體能量需求的1．2%。綜上，安裝光伏系統(tǒng)后不僅可以降低建筑負(fù)荷，產(chǎn)生的能量還可以供給建筑用能，起到產(chǎn)能與降耗雙重作用。

4 蒙商銀行光伏系統(tǒng)節(jié)能綜合效益評(píng)價(jià)

4.1 建筑光伏系統(tǒng)凈現(xiàn)值

光伏建筑一體化系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)一般采用單位度電成本、凈現(xiàn)值和投資回收期來(lái)衡量，其中度電成本計(jì)算方法如公式（4．1）所示。

其中：

C：度電成本（元/kWh）；

P：光伏系統(tǒng)裝機(jī)容量（kWh）；

n：項(xiàng)目25年壽命期（年）；

i：折現(xiàn)率，取8%；根據(jù)包頭市近年市場(chǎng)利率確定，估計(jì)資產(chǎn)未來(lái)現(xiàn)金流量現(xiàn)值時(shí)取單一折現(xiàn)率8%；

Q：年均發(fā)電量（kWh）；

M：年運(yùn)維費(fèi)用（元）；

代入具體數(shù)值求得本項(xiàng)目光伏系統(tǒng)光伏度電成本C為0．27元/kWh。

根據(jù)上節(jié)數(shù)據(jù)用電需求和電能產(chǎn)出對(duì)比分析得知，項(xiàng)目光伏系統(tǒng)的發(fā)電量不能滿(mǎn)足建筑本身用電需求，蒙商銀行建筑光伏系統(tǒng)年經(jīng)濟(jì)收益計(jì)算如公式（4．2）所示。

其中：

S：光伏系統(tǒng)當(dāng)年經(jīng)濟(jì)效益；

Q：光伏系統(tǒng)年發(fā)電量（kWh）；

P：工商業(yè)電價(jià)（元/kWh）；

B：國(guó)家財(cái)政補(bǔ)貼（元/kWh）。

根據(jù)2020年國(guó)家發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于2020年光伏發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)政策有關(guān)事項(xiàng)的通知》規(guī)定，采用“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”模式的工商業(yè)分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目，全發(fā)電量補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)調(diào)整為0．05元/kWh；采用“全額上網(wǎng)”模式的工商業(yè)分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目，按所在資源區(qū)集中式光伏電站指導(dǎo)價(jià)執(zhí)行。能源主管部門(mén)統(tǒng)一實(shí)行市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)方式配置的所有工商業(yè)分布式項(xiàng)目，市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)形成的價(jià)格不得超過(guò)所在資源區(qū)指導(dǎo)價(jià)，且補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)不 得超 過(guò)0．05元/kWh。則計(jì) 算中B取 值為0．05元/kWh。

根據(jù)內(nèi)蒙古自治區(qū)發(fā)展改革委員會(huì)2021年2月4日內(nèi)發(fā)改價(jià)費(fèi)字115號(hào)文件，內(nèi)蒙古工商業(yè)電價(jià)實(shí)行降價(jià)措施，降價(jià)后一般工商業(yè)目錄電價(jià)為每千瓦時(shí)不滿(mǎn)1 kV 0．559 2元、1～10 kV 0．521 7元、35～110 kV 0．483 7元，項(xiàng)目為0．521 7元/kWh。

代入具體數(shù)值求得本項(xiàng)目光伏系統(tǒng)年經(jīng)濟(jì)效益S為25．12萬(wàn)元。

項(xiàng)目按光伏系統(tǒng)25年生命周期進(jìn)行計(jì)算，則25年生命周期經(jīng)濟(jì)效益折現(xiàn)值計(jì)算方法如公式（4．3）所示。

其中：

PVS：生命周期經(jīng)濟(jì)效益折現(xiàn)值。

代入具體數(shù)值求得本項(xiàng)目光伏系統(tǒng)生命周期經(jīng)濟(jì)效益折現(xiàn)值PVS為268．17萬(wàn)元。

蒙商銀行建筑光伏系統(tǒng)年均發(fā)電量為439 429．33 kWh。綜上所述，通過(guò)計(jì)算本項(xiàng)目度電成本價(jià)格為0．268元，25年生命周期經(jīng)濟(jì)效益折現(xiàn)值為268．17萬(wàn)元，年經(jīng)濟(jì)收益為25．12萬(wàn)元。

4.2 蒙商銀行建筑光伏系統(tǒng)環(huán)境效益評(píng)價(jià)

在25年整個(gè)生命周期內(nèi)的總發(fā)電量為1 098．57萬(wàn)kWh，則蒙商銀行建筑光伏系統(tǒng)在其壽命期可節(jié)約3 306．49 tce。根據(jù)國(guó)家發(fā)展和改革委員會(huì)應(yīng)對(duì)氣候變化于2019年發(fā)布的《2019年度減排項(xiàng)目中國(guó)區(qū)域電網(wǎng)基準(zhǔn)線(xiàn)排放因子》中查閱?wèn)|北區(qū)域電網(wǎng)CO2排放因子為0．941 9 t/MWh。根據(jù)中國(guó)電力企業(yè)聯(lián)合會(huì)2016年發(fā)布的數(shù)據(jù)可知，我國(guó)燃煤發(fā)電SO2減排因子為2．56 g/kWh，NOx減排因子為1．47 g/kWh，煙塵減排因子為0．23 g/kWh。因此根據(jù)上述指標(biāo)，得到蒙商銀行建筑光伏系統(tǒng)整個(gè)生命周期內(nèi)各污染物減排量如表4所示。

表4 蒙商銀行建筑光伏系統(tǒng)25年污染物減排量

由于污染物對(duì)環(huán)境造成的污染程度不同，處理污染物的費(fèi)用也會(huì)產(chǎn)生差異，因此不同污染物的環(huán)境價(jià)值也不同。NOx的環(huán)境價(jià)值為29．45元/kg，CO2的環(huán)境價(jià)值為0．06元/kg，SO2的環(huán)境價(jià)值為10．91元/kg，粉塵的環(huán)境價(jià)值為8．72元/kg。蒙商銀行光伏系統(tǒng)每年節(jié)約132．26 tce，代入數(shù)值得系統(tǒng)每年環(huán)境效益為39 643．13元，每發(fā)出1 kWh的電即產(chǎn)生0．09元的環(huán)境效益。生命周期內(nèi)可節(jié)約3 306．485 tce，減少SO2排放28 105．12 kg，減 少NOx排 放16 147．95 kg，減 少 煙 塵 排放2 526．55 kg。可見(jiàn)建筑光伏系統(tǒng)具有較大的節(jié)能潛力和環(huán)境友好性，但還需進(jìn)一步完善政策支持和技術(shù)發(fā)展［11］，完善整個(gè)光伏建筑一體化產(chǎn)業(yè)鏈，以進(jìn)一步降低光伏發(fā)電成本。

5 結(jié)論

創(chuàng)建模型求取了蒙商銀行光伏系統(tǒng)全年發(fā)電量，并在此基礎(chǔ)上對(duì)影響光伏發(fā)電的主要因素安裝角度和積灰量作了深入探討，得到如下結(jié)論：夏季屋頂光伏板安裝傾角越小發(fā)電量越大，冬季則是安裝傾角越大發(fā)電量越大，春夏秋冬各季節(jié)最佳安裝傾角分別為25°、15°、45°、60°；表面有灰塵的光伏板發(fā)電量會(huì)明顯下降，當(dāng)積灰量達(dá)到4 g/m2時(shí)，輻照透過(guò)率為80．6%，使屋頂光伏系統(tǒng)和外立面光伏系統(tǒng)全年發(fā)電量分別下降18．4%和18．5%。對(duì)蒙商銀行光伏系統(tǒng)全年能耗進(jìn)行模擬，并在此基礎(chǔ)上對(duì)節(jié)能效果進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)，得出公共建筑光伏系統(tǒng)具有良好的經(jīng)濟(jì)及社會(huì)效益的結(jié)論。

隨著智能電網(wǎng)技術(shù)的發(fā)展，太陽(yáng)能等清潔能源越來(lái)越受到重視,探討的太陽(yáng)能光伏建筑能效影響因素及節(jié)能綜合效益評(píng)價(jià)方法，對(duì)于光伏建筑一體化的推廣、光伏產(chǎn)業(yè)政策的制定及可再生能源在建筑上的應(yīng)用具有一定的意義。