3MW屋頂分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目系統(tǒng)總體方案設(shè)計(jì)及發(fā)電量計(jì)算

3MW屋頂分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目系統(tǒng)總體方案設(shè)計(jì)及發(fā)電量計(jì)算1.1系統(tǒng)總體方案1.1.1設(shè)計(jì)原則設(shè)計(jì)時(shí)必須充分考慮光伏系統(tǒng)的高效性、先進(jìn)性、成熟穩(wěn)定性和展示性。在系統(tǒng)設(shè)計(jì)過程中，將嚴(yán)格遵循以下原則：高效性：本工程屬于并網(wǎng)光伏電站，如果在25年內(nèi)能夠產(chǎn)生更多的電能將帶來更多的利益，因此系統(tǒng)在較高的效率下運(yùn)行十分必要。設(shè)計(jì)過程中應(yīng)對系統(tǒng)進(jìn)行優(yōu)化，最大限度降低損耗，提高系統(tǒng)發(fā)電效率。先進(jìn)性：光伏發(fā)電技術(shù)在國內(nèi)屬于新興高新技術(shù)，在進(jìn)行本工程系統(tǒng)設(shè)計(jì)的過程中，我們通過優(yōu)化系統(tǒng)配置、優(yōu)先選擇國內(nèi)先進(jìn)的關(guān)鍵設(shè)備，實(shí)現(xiàn)智能控制，以保證系統(tǒng)的先進(jìn)性。成熟穩(wěn)定性：本工程所建設(shè)的光伏發(fā)電系統(tǒng)采用所發(fā)電量為“全額上網(wǎng)”模式。本工程為并網(wǎng)光伏系統(tǒng)，系統(tǒng)通過1回10kV線路并入電網(wǎng)，因此系統(tǒng)并網(wǎng)運(yùn)行的成熟穩(wěn)定性至關(guān)重要。本系統(tǒng)將采用先進(jìn)成熟的技術(shù)與設(shè)備，結(jié)合完善的保護(hù)措施，以保證系統(tǒng)穩(wěn)定并網(wǎng)運(yùn)行。展示性：本項(xiàng)目是中型屋頂電站項(xiàng)目，光伏系統(tǒng)整體的運(yùn)行數(shù)據(jù)，在控制區(qū)顯示，將起到良好的展示效果，向觀眾直觀展示綠色能源的有效利用，宣揚(yáng)環(huán)保理念。1.1.2設(shè)計(jì)概述根據(jù)本項(xiàng)目的建設(shè)規(guī)模、目前技術(shù)發(fā)展水平及建設(shè)場址布局，并綜合考慮工程施工、以及電站的運(yùn)行維護(hù)管理等方面，本項(xiàng)目總體技術(shù)設(shè)計(jì)采用“分塊發(fā)電、集中并網(wǎng)方案”的“模塊化”技術(shù)方案。本項(xiàng)目建設(shè)一個(gè)3MW分布式光伏電站，電站裝機(jī)容量為3.135MWp。共含285Wp組件11000塊，每22塊組件為一串，需要50KTL組串式逆變器約63臺，每6臺逆變器接入一臺交流匯流箱，共需交流匯流箱12臺。太陽能光伏系統(tǒng)一般是將整個(gè)系統(tǒng)分為若干個(gè)發(fā)電分系統(tǒng)，本期容量3.135MWp光伏發(fā)電系統(tǒng)可采用3個(gè)1.045MWp發(fā)電單元分別配備一臺10kV箱變，且布置多采用靠近道路或各個(gè)方陣發(fā)電單元的中間位置。電纜壓降控制在2%以內(nèi)。共設(shè)有1回10kV集電線路并入電網(wǎng)。1.1.3設(shè)計(jì)方案的特點(diǎn)（1）各個(gè)光伏發(fā)電單元系統(tǒng)之間沒有直流和交流的直接電氣聯(lián)系，便于模塊化設(shè)計(jì)和分步實(shí)施建設(shè)；（2）就近并網(wǎng)，降低損耗，提高效率；（3）局部故障檢修時(shí)不影響整個(gè)系統(tǒng)的運(yùn)行；（4）便于電網(wǎng)的投切和調(diào)度；（5）方便運(yùn)行維護(hù)。1.1.4光伏電站系統(tǒng)組成本工程主要由光伏陣列、逆變升壓、高壓輸配電、監(jiān)控等幾部分構(gòu)成。1.2光伏電站總平面布置組件安裝在廠房屋頂，配電室位于廠區(qū)一樓。1.3光伏系統(tǒng)設(shè)計(jì)設(shè)計(jì)依據(jù)（1）GB/T19939-2005光伏系統(tǒng)并網(wǎng)技術(shù)要求；（2）GB/T20046-2006光伏（PV）系統(tǒng)電網(wǎng)接口特性；（3）GB/T20513-2006光伏系統(tǒng)性能監(jiān)測測量、數(shù)據(jù)交換和分析導(dǎo)則；（4）GB/T2297-1989太陽光伏能源系統(tǒng)術(shù)語；（5）SJ/T10460-1993太陽光伏能源系統(tǒng)圖用圖形符號；（6）SJ/T11127-1997光伏（PV）發(fā)電系統(tǒng)過電保護(hù)－導(dǎo)則；（7）GB/T17478-2004《低壓直流電源設(shè)備的性能特性》；（8）GB/T50064-2014《交流電氣裝置的過電壓保護(hù)和絕緣配合》；（9）GB50065-2011《交流電氣裝置接地設(shè)計(jì)規(guī)范》；（10）GB/T16891.32-2008《建筑物電氣裝置-特殊裝置或場所的要求-太陽能光伏(PV)電源供電系統(tǒng)》；（11）GB12801-2008《生產(chǎn)過程安全衛(wèi)生要求總則》；（12）國家電網(wǎng)公司光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定（試行）；（13）<國能新能[2014]406號國家能源局關(guān)于進(jìn)一步落實(shí)分布式光伏發(fā)電有關(guān)政策的通知>1.4太陽能電池組件選型太陽能電池組件的選擇應(yīng)在技術(shù)成熟度高、運(yùn)行可靠的前提下，結(jié)合電站周圍的自然環(huán)境、施工條件、交通運(yùn)輸?shù)臓顩r，選用行業(yè)內(nèi)的主導(dǎo)太陽能電池組件類型。根據(jù)電站所在地的太陽能狀況和所選用的太陽能電池組件類型，計(jì)算光伏電站的年發(fā)電量，選擇綜合指標(biāo)最佳的太陽能電池組件。此外，根據(jù)<國能新能[2014]406號國家能源局關(guān)于進(jìn)一步落實(shí)分布式光伏發(fā)電有關(guān)政策的通知>的要求，“加強(qiáng)光伏產(chǎn)品、光伏發(fā)電工程和建筑安裝光伏發(fā)電設(shè)施的安全性評價(jià)和管理工作，對載荷校核、安裝方式、抗風(fēng)、防震、消防、避雷等要嚴(yán)格執(zhí)行國家標(biāo)準(zhǔn)和工程規(guī)范。并網(wǎng)運(yùn)行的光伏發(fā)電項(xiàng)目和享受各級政府補(bǔ)貼的非并網(wǎng)獨(dú)立光伏發(fā)電項(xiàng)目，須采用經(jīng)國家認(rèn)監(jiān)委批準(zhǔn)的認(rèn)證機(jī)構(gòu)認(rèn)證的光伏產(chǎn)品。本項(xiàng)目采購時(shí)需選用經(jīng)國家認(rèn)監(jiān)委批準(zhǔn)的認(rèn)證機(jī)構(gòu)認(rèn)證的光伏產(chǎn)品。1.4.1太陽能電池概述太陽能光伏系統(tǒng)中電池組件是重要的組成部分之一，是收集太陽能的基本單位。光伏電池主要有：多晶體硅電池、單晶硅電池、薄膜電池、聚光電池等。太陽電池技術(shù)性能比較受目前國內(nèi)太陽電池市場的產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀和技術(shù)發(fā)展情況影響，市場上主流太陽電池基本為晶硅類電池和薄膜類電池。a）晶體硅太陽電池單晶硅電池是發(fā)展最早，工藝技術(shù)也最為成熟的太陽電池，也是大規(guī)模生產(chǎn)的硅基太陽電池中，效率最高的電池，目前規(guī)模化生產(chǎn)的商用電池效率在19%~20%，曾經(jīng)長期占領(lǐng)最大的市場份額；規(guī)?；a(chǎn)的商用多晶硅電池的轉(zhuǎn)換效率目前在17%~18%，略低于單晶硅電池的水平。和單晶硅電池相比，多晶硅電池雖然效率有所降低，但是生產(chǎn)成本也較單晶硅太陽電池低，具有節(jié)約能源，節(jié)省硅原料的特點(diǎn)，易達(dá)到工藝成本和效率的平衡，目前已成為產(chǎn)量和市場占有率最高的太陽電池。晶體硅電池片如圖5-1，5-2所示：圖5-1單晶硅硅片圖5-2多晶硅硅片兩種電池組件的外形結(jié)構(gòu)如圖5-3所示。單晶硅組件多晶硅組件圖5-3電池組件外形結(jié)構(gòu)圖b）薄膜類太陽電池薄膜太陽能電池的優(yōu)點(diǎn)在于弱光效應(yīng)好，價(jià)格相對便宜；最大的缺點(diǎn)在于轉(zhuǎn)換效率低，且有光感退化問題。其包括非晶硅薄膜太陽電池，硒銦銅和碲化鎘薄膜電池，多晶硅薄膜電池等幾種。在這幾種薄膜電池中，最成熟的產(chǎn)品當(dāng)屬非晶硅薄膜太陽能電池，在世界上已經(jīng)有多家公司在生產(chǎn)該種電池產(chǎn)品，其主要優(yōu)點(diǎn)是成本低，制備方便。但也存在缺點(diǎn)，即非晶硅電池的不穩(wěn)定性，其光電轉(zhuǎn)化效率會隨著光照時(shí)間的延續(xù)而衰減，另外非晶硅薄膜太陽能電池的效率也比較低，一般在11~12%。硒銦銅和碲化鎘薄膜電池的效率較非晶硅薄膜電池高，成本較單晶硅電池低，并且易于大規(guī)模生產(chǎn)，還沒有效率衰減問題，是非晶硅薄膜電池的一種較好替代品，在美國已經(jīng)有一些公司開始建設(shè)這種電池的生產(chǎn)線。但是這種電池的原材料之一鎘對環(huán)境有較強(qiáng)的污染，與發(fā)展太陽能電池的初衷相背離，而且硒、銦、碲等都是較稀有的金屬，對這樣電池的大規(guī)模生產(chǎn)起到了很大的制約作用。c）聚光光伏電池采用廉價(jià)的聚光系統(tǒng)將太陽光會聚到面積很小的高性能光伏電池上，一方面電池芯片單位面積接收的輻射功率密度大幅度地增加，太陽電池光電轉(zhuǎn)換效率得以提高；另一方面，對于給定的輸出功率，可以大幅度降低太陽電池芯片的消耗，從而降低系統(tǒng)的成本。聚光光伏電池特點(diǎn)如下：節(jié)省芯片；重量比功率、面積比功率大；電流隨聚光倍數(shù)線性升高；電壓隨聚光倍數(shù)對數(shù)增加（一定聚光倍數(shù)下）；效率高。太陽能聚光電池具有面積小、功率大、效率高的特點(diǎn)。雖然太陽能聚光電池具有突出的優(yōu)點(diǎn)，但是，聚光電池必須采用跟蹤系統(tǒng)才能發(fā)揮其優(yōu)點(diǎn)。目前太陽能聚光電池沒有得到廣泛應(yīng)用，其原因是太陽能聚光電池需要精確的跟蹤太陽。精確跟蹤系統(tǒng)技術(shù)有待提高，現(xiàn)有的跟蹤系統(tǒng)價(jià)格高，故障率高。1.4.2太陽能電池種類選擇現(xiàn)階段緊緊圍繞提高光電轉(zhuǎn)換效率和降低生產(chǎn)成本兩大目標(biāo)，世界各國均在進(jìn)行各種新型太陽電池的研究開發(fā)工作。目前，晶硅類高效太陽電池和各類薄膜太陽電池是全球新型太陽電池研究開發(fā)的兩大熱點(diǎn)和重點(diǎn)。已進(jìn)行商業(yè)化應(yīng)用的單晶硅太陽電池、多晶硅太陽電池、非晶硅薄膜太陽電池、碲化鎘薄膜太陽電池、銅銦鎵硒薄膜太陽電池。太陽電池主要特性如表5-1所示。表5-1太陽電池主要特性種類類別單晶硅電池多晶硅電池非晶硅薄膜電池聚光電池電池組件轉(zhuǎn)換效率19~29%17~18%11~12%31~40.7%功率溫度系數(shù)-0.45%-0.39%-0.20%-0.15%對高溫的敏感性最敏感最敏感不敏感較敏感技術(shù)成熟度最成熟最成熟較成熟較成熟優(yōu)點(diǎn)轉(zhuǎn)換效率高轉(zhuǎn)換效率最高，成本低于單晶硅成本低，功率對溫度不敏感，弱光效應(yīng)好轉(zhuǎn)換效率最高缺點(diǎn)成本高，工藝復(fù)雜效率低于單晶硅轉(zhuǎn)換效率較低，工藝復(fù)雜成本高，工藝復(fù)雜安裝方式固定/跟蹤固定/跟蹤固定較多跟蹤應(yīng)用范圍安裝范圍較廣安裝范圍較廣安裝范圍廣，可安裝在云層量較大地區(qū)直射光分量較大地區(qū)效率保證年限25252525中國應(yīng)用案例多多較多不多根據(jù)上表可知，單晶硅、多晶硅太陽能電池由于制造技術(shù)成熟、產(chǎn)品性能穩(wěn)定、使用壽命長、光電轉(zhuǎn)化效率相對較高的特點(diǎn)，被廣泛應(yīng)用于大型并網(wǎng)光伏電站項(xiàng)目。非晶硅薄膜太陽電池由于其穩(wěn)定性較差、光電轉(zhuǎn)化效率相對較低(其發(fā)電效率大約只有晶體硅電池的一半)、使用壽命相對較短的原因，其在兆瓦級太陽能光伏電站的應(yīng)用受到一定的限制。況且非晶硅薄膜電池在國內(nèi)產(chǎn)量很小，目前大規(guī)模生產(chǎn)的廠商較少。而碲化鎘、銅銦硒電池則由于原材料劇毒或原材料稀缺性，其規(guī)?；a(chǎn)受到限制。聚光光伏系統(tǒng)分類如下：采用水平單軸跟蹤系統(tǒng)的線聚焦聚光光伏系統(tǒng)宜安裝在低緯度且直射光分量較大地區(qū)；采用傾斜單軸跟蹤系統(tǒng)的線聚焦聚光光伏系統(tǒng)宜安裝在中、高緯度且直射光分量較大地區(qū)；點(diǎn)聚焦聚光光伏系統(tǒng)宜安裝在直射光分量較大地區(qū)。不管安裝在什么地方的聚光電池都受當(dāng)?shù)靥柲苤鄙涔夥至?、地理環(huán)境的影響，同時(shí)直射光分量的采集也受精確的跟蹤系統(tǒng)制約。CPV組件的優(yōu)勢在于較高的轉(zhuǎn)換效率，對于土地昂貴的地區(qū)，其成本可能較晶體硅組件有一定的降低，從而縮小與晶體硅組件的發(fā)電成本。根據(jù)目前的技術(shù)成熟度，CPV的維護(hù)成本會高于晶體硅配套雙軸跟蹤器?，F(xiàn)階段應(yīng)用范圍局限于較中小規(guī)模的電站或試驗(yàn)站。光伏電站太陽能電池種類應(yīng)選用技術(shù)成熟、轉(zhuǎn)化效率較高、已規(guī)模化生產(chǎn)、市場供應(yīng)充足且在國內(nèi)有工程應(yīng)用實(shí)例的太陽能電池組件作為光電轉(zhuǎn)換的核心器件。因此，本工程選用晶硅類太陽能電池。晶硅類電池又分為單晶硅電池組件和多晶硅電池組件。兩種組件最大的差別是單晶硅組件的光電轉(zhuǎn)化效率略高于多晶硅組件，也就是相同功率的電池組件，單晶硅組件的面積小于多晶硅組件的面積。兩種電池組件的電性能、壽命等重要指標(biāo)相差不大，執(zhí)行的標(biāo)準(zhǔn)也相同，但單晶硅組件的價(jià)格比多晶硅組件的價(jià)格高10％左右。在工程實(shí)際應(yīng)用過程中，單晶硅和多晶硅電池都可以選用。因此綜合考慮上述因素，本工程擬選用單晶硅太陽能電池組件。1.4.3電池組件的技術(shù)指標(biāo)太陽能電池組件是太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)的核心部件，其各項(xiàng)參數(shù)指標(biāo)的優(yōu)劣直接影響著整個(gè)光伏發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電性能。表征太陽能電池組件性能的各項(xiàng)參數(shù)為：標(biāo)準(zhǔn)測試條件下組件峰值功率、最佳工作電流、最佳工作電壓、短路電流、開路電壓、最大系統(tǒng)電壓、組件效率、短路電流溫度系數(shù)、開路電壓溫度系數(shù)、峰值功率溫度系數(shù)、輸出功率公差等。1.4.4電池組件的的選型太陽電池組件要求具有非常好的耐候性，能在室外嚴(yán)酷的環(huán)境下長期穩(wěn)定可靠地運(yùn)行，同時(shí)具有高的轉(zhuǎn)換效率和廉價(jià)。根據(jù)分析計(jì)算，采用越大功率組件系統(tǒng)效率越高，且大功率組件安裝快速、便捷；減少了設(shè)備的安裝時(shí)間；減少了設(shè)備的安裝材料；同時(shí)也減少了系統(tǒng)連線，降低線損。本項(xiàng)目規(guī)模較大，項(xiàng)目太陽電池組件的選型應(yīng)該優(yōu)先考慮效率較高的大功率電池組件，以降低造價(jià)并提高系統(tǒng)效率。太陽能電池組件的功率規(guī)格較多，從50Wp到310Wp國內(nèi)均有生產(chǎn)廠商生產(chǎn)，且產(chǎn)品應(yīng)用也較為廣泛。由于本工程系統(tǒng)容量為3.135MWp，組件用量較大，組件安裝量較大，所以選用單位面積容量合適的電池組件，可以降低組件安裝量。285Wp系列組件是目前市場上出貨量最大的組件之一，285Wp系列的組件功率在265Wp～285Wp不等，不同廠家都各有側(cè)重，但價(jià)格大體是一樣的。因此綜合考慮上述因素，本工程擬選用單晶硅太陽能電池組件。根據(jù)對目前幾種太陽能電池組件的比較，并結(jié)合建筑情況和性價(jià)比，本項(xiàng)目初步擬采用285Wp單晶硅光伏組件，其技術(shù)參數(shù)見下表。表5-2技術(shù)參數(shù)表太陽能光伏電池組件主要參數(shù)表序號項(xiàng)目內(nèi)容1型式單晶硅光伏電池組件2尺寸結(jié)構(gòu)1650mm*992mm*35mm3標(biāo)準(zhǔn)功率285Wp4峰值電壓31.2V5峰值電流9.13A6短路電流9.56A7開路電壓38.8V8系統(tǒng)電壓最大系統(tǒng)電壓1000V9峰值功率溫度系數(shù)：-0.39%/℃10峰值電流溫度系數(shù)0.05%/℃11峰值電壓溫度系數(shù)-0.32%/℃12溫度范圍-40℃-+85℃13功率誤差范圍+3%14組件效率17..4%15重量18㎏1.5光伏陣列運(yùn)行方式選擇1.1.1陣列傾斜角確定固定式光伏組件的安裝，考慮其可安裝性和安全性，目前技術(shù)最為成熟、成本相對最低、應(yīng)用最廣泛的方式為固定式安裝。由于太陽在北半球正午時(shí)分相對于地面的傾角在春分和秋分時(shí)等于當(dāng)?shù)氐木暥?，在冬至等于?dāng)?shù)鼐暥葴p去太陽赤緯角，夏至?xí)r等于當(dāng)?shù)鼐暥燃由咸柍嗑暯?。光伏電站裝機(jī)容量為3.135MWp屬于中規(guī)模光伏電站，并且光伏支架的造價(jià)在工程造價(jià)中的比重也相對較高。由于固定式初始投資較低，且支架系統(tǒng)基本免維護(hù)，因此本工程光伏組件方陣采用固定式安裝。1.6光伏電場光資源計(jì)算在光伏發(fā)電系統(tǒng)中，光伏組件方陣的放置形式和放置角度對光伏系統(tǒng)接收到的太陽輻射有很大的影響，從而影響到光伏系統(tǒng)的發(fā)電能力。與光伏組件方陣放置相關(guān)的有下列兩個(gè)角度參量：太陽電池組件傾角，太陽電池組件方位角。1.6.1傾角的確定利用國際現(xiàn)行通用光伏軟件PVSYST軟件進(jìn)行傾斜角度的計(jì)算如下：圖5-4原始數(shù)據(jù)輸入：角度1819202122232425262728輻照（kwh/m2.a)13691371137313741375137613761376137613761375最佳年發(fā)電量（Mwh.year）35993603360636073608.13608.43607.63606360336003595表5-3利用光伏軟件PVSYST計(jì)算各傾角輻照量與對應(yīng)發(fā)電量從比較的結(jié)果可以看出，當(dāng)太陽能電池板的傾角在23°時(shí)，太陽能電池板年發(fā)電量最大，此時(shí)傾斜面輻射為1376kWh/m2/a。1.6.2方位角的確定方位角的不同，傾斜面所接收到的年總輻射量也隨之變化。本項(xiàng)目位于屋頂，在太陽能電池板的傾角為23°時(shí)，方位角的不同，傾斜面所接收到的年總輻射量也隨之變化。在太陽能電池板的傾角為23°時(shí)，不同方位角的比較結(jié)果見下：圖5-5傾角為23°，方位角為0°、±5、±10時(shí)的輻射量：圖5-5傾角為23°，方位角為0°、±5、±10時(shí)的輻射量方位角（°）-10-50510輻射量（kwh/m2.a)13731376137613761375最佳發(fā)電量（Mwh.year）360336073608.43607.63605表5-4不同方位角的輻射量及其發(fā)電量根據(jù)綜合上述輻射量及其發(fā)電量、項(xiàng)目現(xiàn)場的施工情況考慮分析得到：光伏組件傾斜角度為23度，方位角為0度為最佳方案。此時(shí)，傾斜面輻射量為1376kwh/m2。圖5-5傾角為23°方位角為0°時(shí)的太陽輻射量分布變化圖：圖5-5傾角為23°，方位角為0°時(shí)太陽輻射量分布變化圖由圖5-5可以看出，當(dāng)光伏組件以23°傾角安裝時(shí)，在1～4月份和8～12月份其表面接受到的太陽輻射量比水平面上接受到的太陽輻射量大。在5～7月份，光伏組件以23°傾角安裝比水平安裝所接受到的輻射強(qiáng)度小。但從整年接受的太陽輻射量來說，光伏組件以23°傾角安裝，其表面獲取的太陽輻射量較大，且全年各月光伏組件表面獲取的太陽輻射量比較均衡，各月的發(fā)電量也將會比較均衡；而水平安裝的光伏組件各月獲取的太陽輻射量差異比較大，各月的發(fā)電量也將會有很大的變化。綜上所述，本工程組件支架采用固定安裝方式，傾斜角度23度，方位角為0度。1.7光伏方陣設(shè)計(jì)1.7.1系統(tǒng)方案概述本工程規(guī)劃容量為3.135MWp，共需285Wp光伏組件11000塊，本項(xiàng)目推薦采用分塊發(fā)電、集中并網(wǎng)方案。電池組件采用285Wp單晶硅電池組件，固定陣列采用傾角為23°固定安裝在支架上。3.135MWp太陽能電池陣列由3個(gè)1.045MWp的單晶硅子方陣組成，每個(gè)子方陣均由若干路太陽能電池組串并聯(lián)而成。每個(gè)太陽能電池子方陣由太陽能電池組串、逆變設(shè)備、匯流設(shè)備構(gòu)成。1.7.2光伏陣列子方陣設(shè)計(jì)1.7.2.1太陽能電池陣列子方陣設(shè)計(jì)的原則（1）太陽能電池組件串聯(lián)形成的組串，其輸出電壓的變化范圍必須在逆變器正常工作的允許輸入電壓范圍內(nèi)。（2）每個(gè)逆變器直流輸入側(cè)連接的太陽能電池組件的總功率應(yīng)大于該逆變器的額定輸入功率，且不應(yīng)超過逆變器的最大允許輸入功率。（3）太陽能電池組件串聯(lián)后，其最高輸出電壓不允許超過太陽電池組件自身最高允許系統(tǒng)電壓。（4）各太陽能電池板至逆變器的直流部分電纜通路應(yīng)盡可能短，以減少直流損耗。1.7.2.2太陽能電池組件的串、并聯(lián)設(shè)計(jì)太陽能電池組件串聯(lián)的數(shù)量由逆變器的最高輸入電壓和最低工作電壓、以及太陽能電池組件允許的最大系統(tǒng)電壓所確定。太陽能電池組串的并聯(lián)數(shù)量由逆變器的額定容量確定。本項(xiàng)目選的1.045MWp光伏陣列由約21臺50kW逆變器組成，該逆變器最大功率電壓跟蹤范圍：200-1000Vdc，最大直流電壓：1100Vdc。組件串應(yīng)符合的逆變器直流輸入?yún)?shù)保證在60℃時(shí)的逆變器MPPT電壓滿足條件，-25℃時(shí)的開路電壓滿足條件。1)光伏組件的串聯(lián)電壓之和要小于光伏組件的耐受電壓。初步計(jì)算，當(dāng)組件串?dāng)?shù)≤26串時(shí)，滿足逆變器輸入耐壓電壓1000V。S×Voc＜組件的耐受電壓，電池組件開路電壓為38.8V，電池為22塊/串，38.8×22=853.6V，小于組件耐受電壓1000V?？紤]到溫度的影響，本項(xiàng)目光伏組件開路電壓溫度系數(shù)為-0.29%/℃：經(jīng)計(jì)算，22塊/串電池組件的開路電壓為998.76V小于組件耐受電壓1000V，滿足設(shè)計(jì)要求。小于1000V，在逆變器的直流工作電壓范圍內(nèi)。2)逆變器的最大輸入電壓UDCmax：低溫狀態(tài)下的光伏組件的串聯(lián)電壓之和不能超過光伏逆變器的最大允許直流電壓UDCmax，電池組件工作電壓為31.2V，S×Vmppt（STC）×[（1+β×（Tmin-25）]≤UDCmax，經(jīng)計(jì)算，22塊/串電池組件，滿足逆變器的MPP工作范圍要求。由22塊太陽能光伏板組成一個(gè)串列，該串列功率是6.27kW，輸出電壓686.4V?？紤]到50kTL光伏組串式并網(wǎng)逆變器最大輸入路數(shù)為8路，最大輸入功率為53kW。所以本項(xiàng)目采用8路組串接一臺組串式逆變器，8串組件功率為285Wp×22×8=50.16kW<53kW，綜上所述，根據(jù)逆變器最佳輸入電壓以及電池板工作環(huán)境等因素進(jìn)行修正后，最終確定單晶硅太陽能電池組件的串聯(lián)組數(shù)為N=22（串）。按上述最佳太陽能電池組件串聯(lián)數(shù)計(jì)算，則每一路單晶硅組件串聯(lián)的額定功率容量=285Wp×22=6270Wp。1.045MWp光伏子陣包含大概約21個(gè)逆變器，4臺6匯1的交流匯流箱。1.7.3光伏組串單元排列方式一個(gè)太陽能電池組串單元中太陽能電池組件的排列方式有多種，為了接線簡單，線纜用量少，節(jié)省組件支架的數(shù)量，降低施工難度，參考以往類似工程的基礎(chǔ)上，確定單晶硅太陽能電池組件排列方式采用以下方案：將1組單晶硅太陽能電池組串（每串22塊）每塊豎向放置。1.7.4光伏方陣前后間距計(jì)算為了避免陣列之間遮陰，需要在南北向前后陣列間留出合理的間距。一般確定原則是：冬至日當(dāng)天9：00~15:00太陽能光伏組件方陣不應(yīng)有遮擋。計(jì)算公式為：太陽高度角的公式：sina=sinfsind+cosfcosdcosw太陽方位角的公式：sinβ=cosdsinw/cosa式中：f為當(dāng)?shù)鼐暥葹?9°52′；d為太陽赤緯，冬至日的太陽赤緯為-23.5°；w為時(shí)角，上午9:00的時(shí)角為-45°。H為方陣前排最高點(diǎn)與后排組件最低位置的高度差。D=cosβ×L，L=H/tana，a=arcsin(sinfsind+cosfcosdcosw)即：結(jié)合軟件PVSYST進(jìn)行3D模擬，初步計(jì)算D=3米；因此，當(dāng)光伏組件前后排間距為3米時(shí)可以保證兩排陣列在冬至日上午9點(diǎn)到下午3點(diǎn)之間前排不對后排造成遮擋。1.7.5太陽能電池陣列匯流箱本期容量3.135MWp光伏發(fā)電系統(tǒng)共需要50KTL組串式逆變器約63臺，每6臺逆變器接入一臺交流匯流箱，每4臺交流匯流箱接入一臺變壓器的低壓側(cè)，本項(xiàng)目共需交流匯流箱12臺。1.7.6光伏方陣平面布置每個(gè)1.045MWp光伏子方陣由約167串太陽能電池組串單元組成。每個(gè)太陽能電池組串單元由1組單晶硅太陽能電池組串（每串22塊），組件每塊豎向放置，排成1行22列。同時(shí)考慮整個(gè)方陣承載風(fēng)壓的泄風(fēng)因素，組件排列行間距為20mm，列間距為20mm。1.7.7交流匯流箱平面布置每個(gè)方陣按照22塊組件為1串，每6臺50KTL逆變器配置1臺6匯1交流匯流箱，每個(gè)方陣采用4臺6匯1匯流箱。匯流箱布置以配電房位置為中心，盡量靠近配電房以減小電纜的損耗，電纜壓降控制在2%以內(nèi)。1.8系統(tǒng)發(fā)電效率分析建設(shè)在開闊地的并網(wǎng)光伏電站基本沒有朝向損失，影響光伏電站發(fā)電量的關(guān)鍵因素主要是系統(tǒng)效率，系統(tǒng)效率主要考慮的因素有：灰塵及雨雪遮擋引起的效率降低、溫度引起的效率降低、逆變器的功率損耗、變壓器的功率損耗、太陽電池組件串并聯(lián)不匹配產(chǎn)生的效率降低、交直流部分線纜功率損耗、跟蹤系統(tǒng)的精度、其它雜項(xiàng)損失。1）灰塵及露水遮擋引起的效率降低考慮有管理人員可經(jīng)常性人工清理方陣組件的情況下，采用數(shù)值：4%2）溫度引起的效率降低太陽電池組件會因溫度變化而使輸出電壓降低、電流增大，組件實(shí)際效率降低，發(fā)電量減少，因此，溫度引起的效率降低是必須要考慮的一個(gè)重要因素，考慮本系統(tǒng)在設(shè)計(jì)時(shí)已考慮溫度變化引起的電壓變化，并根據(jù)該變化選擇組件串聯(lián)數(shù)，保證了組件能在絕大部分時(shí)間內(nèi)工作在最大跟蹤功率點(diǎn)MPPT電壓范圍內(nèi)，考慮各月輻照量計(jì)算加權(quán)平均值，可以計(jì)算得到加權(quán)平均值為3%。3）組件串聯(lián)不匹配產(chǎn)生的效率降低組件串聯(lián)、并聯(lián)因?yàn)殡娏鳌㈦妷翰灰恢庐a(chǎn)生的效率降低，由于本工程在采購時(shí)會通過選用同一規(guī)格、同一批次、同一標(biāo)稱功率的太陽電池組件來降低組件的串、并聯(lián)不匹配引起的損失，故本工程考慮3%的損失。4）并網(wǎng)逆變器的功率損耗本工程采用無隔離變壓器型并網(wǎng)逆變器，根據(jù)逆變器的技術(shù)資料及工程實(shí)際測試結(jié)果表明，逆變器的功率損耗遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于3%，考慮氣候條件因素，本工程按3%計(jì)算并網(wǎng)逆變器的功率損耗。5）交、直流線纜的功率損耗大型光伏并網(wǎng)電站要求采用光伏專用電纜，電纜的截面積要充分考慮線路的電壓降及損耗等因素確定，在電纜選型確定時(shí)一般按2%的線路損耗設(shè)計(jì)。6）變壓器功率損耗使用高效率的變壓器，變壓器效率為97%，即功率損耗計(jì)為3%7）其它雜項(xiàng)損失光伏電站在運(yùn)行期間，會因?yàn)榫植烤S修而停止該子系統(tǒng)工作；會因?yàn)榻M件的弱光性而引起太陽輻射量損失，本工程采用3%的損失。通過以上分析得到本工程系統(tǒng)效率的修正系統(tǒng)如下：表5-2系統(tǒng)效率估算修正系統(tǒng)統(tǒng)計(jì)序號效率損失項(xiàng)目修正系數(shù)電站的系統(tǒng)效率1灰塵及雨水遮擋引起的效率降低96％80.79％2溫度引起的效率降低97％3并網(wǎng)逆變器的功率損耗97%4變壓器的功率損耗97%5組件串并聯(lián)不匹配產(chǎn)生的效率降低97%6交、直流部分線纜功率損耗98%7其它損失（含維修期停電檢修、弱光性等）97%本工程考慮氣候變化等不可遇見自然現(xiàn)象，設(shè)計(jì)系統(tǒng)效率修正為80%，并以此數(shù)據(jù)進(jìn)一步估算光伏電站的年發(fā)電量。