太陽能光伏建筑能效影響因素及節(jié)能綜合效益評價(jià)研究

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，新能源的開發(fā)利用勢在必行，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，我國對于太陽能建筑的研究主要集中在城市空間或建筑空間潛力評估、被動(dòng)式建筑節(jié)能技術(shù)等方面，缺乏對太陽能建筑光伏系統(tǒng)能效影響因素、太陽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)太陽能資源豐富，僅次于西藏，位居全國第二位［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%，屬于太陽能資源較豐富地區(qū)，可利用的太陽能資源量巨大。計(jì)算包頭市區(qū)的太陽能功率和太陽能密度，得出太陽能輻射功率每秒在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33 kW及三臺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模型對光伏系統(tǒng)發(fā)電量的計(jì)算過程。

圖2 發(fā)電量計(jì)算過程

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、散射太陽輻射DHI，室外溫度、風(fēng)速等。然后按項(xiàng)目實(shí)際情況對光伏系統(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，為太陽入射角）

（DHI為太陽輻射直射量，tilt為光伏板安裝角度）

模型考慮了灰塵對光伏系統(tǒng)發(fā)電量的影響，光伏板積灰量對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，對程序中相關(guān)修正系數(shù)進(jìn)行設(shè)置，為方便對計(jì)算后的數(shù)據(jù)進(jìn)行處理，同時(shí)對各月進(jìn)行匯總，可按需求得到逐日、逐月光伏系統(tǒng)輸出功率?？梢姳綧atlab模型具有普適性，不僅可以對項(xiàng)目進(jìn)行詳細(xì)計(jì)算，還可對其他項(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)律無關(guān)。對于屋頂光伏，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，但是由于溫度會影響光伏系統(tǒng)發(fā)電效率，在全年太陽輻照量最大的夏季日發(fā)電量卻小于春季日發(fā)電量。對于外立面光伏，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)性太陽高度角變化密切相關(guān)，當(dāng)太陽高度角為90°時(shí)，對于水平面太陽輻射強(qiáng)度最大。冬季時(shí)太陽向南回歸線運(yùn)動(dòng)，北方屋頂太陽高度角最小，而對于外立面來說太陽高度角卻最大，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)主要因素對光伏發(fā)電的影響。

2.2.1安裝角度對發(fā)電量的影響

對于屋頂光伏，安裝傾角會改變光伏表面接收輻照量［5］。由于全年太陽角度變化，安裝傾角的最優(yōu)參數(shù)會隨著季度等時(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、安全性等問題，其安裝傾角對于最大發(fā)電量的影響相對于屋頂光伏較小，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，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，在15°時(shí)取得季度發(fā)電量最大值為44．44 MWh，而對于冬季日發(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，與模擬本身無關(guān)，可以排除模型錯(cuò)誤問題。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高，影響了發(fā)電效率。由此可見光伏板安裝傾角會對光伏系統(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，對光電轉(zhuǎn)化效率有一定影響。因全國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，故各地對于清潔方案、清潔周期的安排均有不同［8］。積灰對光伏組件表面透過率影響最為明顯的是在積灰開始階段，之后積灰對光伏組件表面透過率的影響減小，呈現(xiàn)出對數(shù)增長的形式。當(dāng)積灰面板相對于清潔面板分別進(jìn)行每周、每月和季度清潔時(shí)，相對效率也會下降到超過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)間段對灰塵進(jìn)行高效清理具有重要意義［9］。

積灰量對太陽輻照的透過率可用以下公式表示：

其中：

tran表示輻照透過率，dust表示積灰量，tranclean是理想情況下的透過率（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，對積灰量0～4 g/m2進(jìn)行分別計(jì)算，太陽透過率變化如圖6所示。

圖6 太陽透過率與積灰量關(guān)系

隨著積灰量增多，光伏電池板的太陽輻照率顯著降低。相比于潔凈的光伏電池板（0 g/m2）太陽透過率為100%，而積灰量在4 g/m2時(shí)輻照透過率僅為8%，輻照透過率下降了19．4%，這會嚴(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)能效果綜合評價(jià)

利用eQUEST能耗模擬軟件對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，通過制熱季、制冷季、建筑負(fù)荷及能耗數(shù)據(jù)說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?？梢娊ㄖ⒚姘惭b光伏組件后，可以起到部分遮陽作用，減少太陽入射到室內(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

制熱季同樣對兩種情況進(jìn)行對比分析，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 過渡季及其他能耗分析

采用相同的方法對過渡季負(fù)荷和能耗進(jìn)行模擬分析，過渡季時(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。故過渡季僅考慮制冷能耗?？梢娫谶^渡季安裝光伏板后對項(xiàng)目逐時(shí)能耗降低較為明顯。過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

通過采用eQUEST能耗模擬軟件對整個(gè)項(xiàng)目建立能耗模擬模型，并對各個(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)性評價(jià)一般采用單位度電成本、凈現(xiàn)值和投資回收期來衡量，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)包頭市近年市場利率確定，估計(jì)資產(chǎn)未來現(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)出對比分析得知，項(xiàng)目光伏系統(tǒng)的發(fā)電量不能滿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：國家財(cái)政補(bǔ)貼（元/kWh）。

根據(jù)2020年國家發(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。能源主管部門統(tǒng)一實(shí)行市場競爭方式配置的所有工商業(yè)分布式項(xiàng)目，市場競爭形成的價(jià)格不得超過所在資源區(qū)指導(dǎo)價(jià)，且補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)不 得超 過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2021年2月4日內(nèi)發(fā)改價(jià)費(fèi)字115號文件，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268．17萬元，年經(jīng)濟(jì)收益為25．12萬元。

4.2 蒙商銀行建筑光伏系統(tǒng)環(huán)境效益評價(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)國家發(fā)展和改革委員會應(yīng)對氣候變化于2019年發(fā)布的《2019年度減排項(xiàng)目中國區(qū)域電網(wǎng)基準(zhǔn)線排放因子》中查閱東北區(qū)域電網(wǎng)CO2排放因子為0．941 9 t/MWh。根據(jù)中國電力企業(yè)聯(lián)合會2016年發(fā)布的數(shù)據(jù)可知，我國燃煤發(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

由于污染物對環(huán)境造成的污染程度不同，處理污染物的費(fèi)用也會產(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?？梢娊ㄖ夥到y(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)電量會明顯下降，當(dāng)積灰量達(dá)到4 g/m2時(shí)，輻照透過率為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)上對節(jié)能效果進(jìn)行綜合評價(jià)，得出公共建筑光伏系統(tǒng)具有良好的經(jīng)濟(jì)及社會效益的結(jié)論。

隨著智能電網(wǎng)技術(shù)的發(fā)展，太陽能等清潔能源越來越受到重視,探討的太陽能光伏建筑能效影響因素及節(jié)能綜合效益評價(jià)方法，對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。