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 依據(jù)《光伏發(fā)電站設計規(guī)范》（GB50797-2012），光伏陣列間距的計算以“保證光伏陣列冬至日日照時長6小時/天”為目標。（即保證冬至日6個小時日照，下文中：保證冬至日光伏陣列的日照時長簡稱為：日照時長）。

目前國內不同緯度建設的地面光伏電站，均依據(jù)該規(guī)范完成光伏陣列間距的計算，未考慮因緯度、日照時長的不同，光伏陣列距離變化所引起的輻射量及發(fā)電量折減；同時也未考慮該變化引起光伏電站占地面積、投資的差異。

本文將針對上述情況進行研究，并分析由此引起的發(fā)電量損失和投資變化之間的關系，提出不同緯度光伏電站建議采用的日照時長。根據(jù)經典公式進行計算間距，下式： 本文首先依據(jù)上式推算不同日照時長條件下全年逐天光伏陣列被遮擋的時段，可計算出全年逐天水平地面接受的輻射量。從而得出光伏陣列傾斜面全年可利用輻射量率（即：可發(fā)電量率）。

同時，依據(jù)上式可得上述約束條件下的光伏陣列間距，從而得到光伏電站單位MWp占地面積。因占地面積的變化將引起光伏電站部分材料投資變化（例如：電纜投資）、土地費用變化等。

為簡化投資變化的計算，光伏電站造價取值原則如下：

1）電站除因占地引起的設備、材料投資變化外，其它投資不變；

2）光伏組件單價取4.5元/Wp、逆變器單價取0.5元/Wp。其它材料價格均參考電力定額價格；

3）不考慮因地形變化引起的投資變動；

4）土地征占按照有償、無償兩種方式分別計算，土地價格取0.5萬元/畝。
結合表1與圖1～圖2，分析上述計算結果，可得如下結論：

1）日照時長不同的條件下，低緯度地區(qū)電站可利用輻射值比例、可發(fā)電量比例顯著變化。而高緯度地區(qū)電站可利用輻射值比例、可發(fā)電量比例變化不明顯。且低緯度地區(qū)電站投資差異較?。欢呔暥鹊貐^(qū)電站投資差異顯著?？梢钥闯鲭S著緯度增高引起電站占地面積增大，導致電站投資顯著增加。

2）日照時長相同的條件下，高緯度地區(qū)電站可發(fā)電量比例均高于低緯度地區(qū)。電站可發(fā)電量比例與緯度呈正相關。

3）緯度低于25º時，可發(fā)電量比例的增加高于投資比例的增加；反之，緯度高于30º時，投資比例的增加則高于可發(fā)電量比例的增加。故建議低緯度地區(qū)光伏電站的日照時長增至7～8小時，高緯度地區(qū)的日照時長則應減至6小時以下。

4）而緯度介于25º～30º時，在日照時長為6～7小時情況下，投資比例的增加與發(fā)電量的比例的增加基本一致。故建議此時日照小時數(shù)可取6～7小時。

5）由圖2分析得知：隨著日照時長的增大，可發(fā)電量比例曲線與投資比例曲線的交點向低緯度偏移。由此得出各緯度的最佳日照時長曲線，如圖3。



按照上述結論：以建設在緯度40º的光伏電站為例，按照日照時長為6小時：理論上電站可發(fā)電率99.19％，電站占地28.47畝；如按照圖3中日照時長取5小時：理論上電站可發(fā)電率99.67％，電站占地25.58畝。電站可發(fā)電率減少0.48％，電站占地面積減少2.89畝（10.15％）。按照前文的造價原則，電站按照土地有償、無償?shù)姆绞剑謩e減少投資約8.57萬元（10.13％）、7.13萬元（10.13％）?？梢?，光伏電站選取最佳日照時長后效益顯著。

綜上所述：光伏電站陣列間距的計算應依據(jù)緯度、投資水平的不同進行分析并論證。如該地區(qū)已有實測光資源數(shù)據(jù)，還應結合光資源數(shù)據(jù)進行分析，以期達到節(jié)約土地、控制投資、提高電站收益的目的。

原標題：光伏陣列間距計算原則