農光互補分布式光伏發電項目太陽能光伏發電系統設計方案.doc

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1、農光互補分布式光伏發電項目太陽能光伏發電系統設計方案1.1 光伏發電簡介光伏發電是利用半導體界面的光生伏特效應而將光能直接轉變為電能的一種技術。這種技術的關鍵元件是太陽能電池。太陽能電池經過串聯后進行封裝保護可形成大面積的太陽電池組件，再配合上功率控制器等部件就形成了光伏發電裝置。1.1.1 光伏效應如果光線照射在太陽能電池上并且光在界面層被吸收，具有足夠能量的光子能夠在P型硅和N型硅中將電子從共價鍵中激發，以致產生電子空穴對。界面層附近的電子和空穴在復合之前，將通過空間電荷的電場作用被相互分離。電子向帶正電的N區和空穴向帶負電的P區運動。通過界面層的電荷分離，將在P區和N區之間產生一個向外的

2、可測試的電壓。此時可在硅片的兩邊加上電極并接入電壓表。對晶體硅太陽能電池來說，開路電壓的典型數值為0.50.6V。通過光照在界面層產生的電子空穴對越多，電流越大。界面層吸收的光能越多，界面層即電池面積越大，在太陽能電池中形成的電流也越大。1.1.2 基本原理太陽光照在半導體p-n結上，形成新的空穴-電子對，在p-n結電場的作用下，空穴由n區流向p區，電子由p區流向n區，接通電路后就形成電流。這就是光電效應太陽能電池的工作原理。（1）太陽能發電方式太陽能發電有兩種方式，一種是光熱電轉換方式，另一種是光電直接轉換方式。（2）光熱電轉換方式通過利用太陽輻射產生的熱能發電，一般是由太陽能集熱器將所吸收

3、的熱能轉換成工質的蒸氣，再驅動汽輪機發電。前一個過程是光熱轉換過程；后一個過程是熱電轉換過程，與普通的火力發電一樣.太陽能熱發電的缺點是效率很低而成本很高，估計它的投資至少要比普通火電站貴510倍。（3）光電直接轉換方式該方式是利用光電效應，將太陽輻射能直接轉換成電能，光電轉換的基本裝置就是太陽能電池。太陽能電池是一種由于光生伏特效應而將太陽光能直接轉化為電能的器件，是一個半導體光電二極管，當太陽光照到光電二極管上時，光電二極管就會把太陽的光能變成電能，產生電流。當許多個電池串聯或并聯起來就可以成為有比較大的輸出功率的太陽能電池方陣了。太陽能電池是一種大有前途的新型電源，具有永久性、清潔性和靈

4、活性三大優點.太陽能電池壽命長，只要太陽存在，太陽能電池就可以一次投資而長期使用；與火力發電、核能發電相比，更加環保且效率更高，是可再生能源。1.1.3 技術優勢與常用的發電系統相比，太陽能光伏發電的優點主要體現在：太陽能發電被稱為最理想的新能源。無枯竭危險；安全可靠，無噪聲，無污染排放外，絕對干凈（無公害）；不受資源分布地域的限制，可利用建筑屋面的優勢；無需消耗燃料和架設輸電線路即可就地發電供電；能源質量高；使用者從感情上容易接受；建設周期短，獲取能源花費的時間短。1.1.4 光伏發電系統簡介光伏組件光伏組件種類有很多，如“單晶硅”，“多晶硅”，“非晶硅”等。選擇的原則可參照供貨商的價格、產

5、品供貨情況、保障、效率等。當前商業應用的太陽能電池分為晶硅電池和薄膜電池。晶硅電池分為單晶硅和多晶硅電池，目前商業應用的光電轉換效率為單晶硅16-17%，多晶硅15-16%。在光伏電池組件生產方面我國2007年已成為第三大光伏電池組件生產國，生產的組件主要出口到歐美等發達國家。2008年我國已能規?；a硅原料，使得硅原料價格大幅下滑，由最高價500美元/kg降到當前的70-80美元/kg，并還有繼續下降的空間，從而使晶硅電池組件的價格形成了大幅下滑的局面。當前國際上已建成的大型光伏并網電站基本上采用晶硅電池。薄膜電池分為硅基薄膜電池、CdTe電池和CIGS電池。當前商業應用的薄膜電池轉化效率

6、較低，硅基薄膜電池為5-8%，CdTe電池為11%，CIGS電池為10%。硅基薄膜電池商業化生產技術較為成熟，并已在國內形成產能；CdTe和CIGS電池在國內還沒有形成商業化生產。由于薄膜電池的特有結構，在光伏建筑一體化方面，有很大的應用優勢。通過多方面的調研，目前在兆瓦級光伏電站中應用較多的是晶硅太陽能電池和非晶硅薄膜太陽能電池。單晶硅太陽電池光電轉換效率相對較高，但價格相對較高。多晶硅太陽電池光電轉換效率一般，但是材料制造簡便，節約電耗，總的生產成本較低。非晶硅薄膜太陽電池光電轉換效率相對較低，但它成本低，重量輕，應用更為方便。（2）光伏系統方陣支架光伏系統方陣支架的類型有簡單的固定支架和

7、復雜跟蹤系統。跟蹤系統是一種支撐光伏方陣的裝置，它精確地移動以使太陽入射光線射到方陣表面上的入射角最小，以使太陽入射輻射（即收集到的太陽能）最大。光伏跟蹤器可分為如下類型：單軸跟蹤器、方位角跟蹤器、雙軸跟蹤器，不同跟蹤系統在當地條件下對發電量（與固定支架相比）的影響不同，雙軸跟蹤器能使方陣能量輸出提高約29，單軸跟蹤器能使方陣能量輸出提高25，方位角跟蹤器能使方陣能量輸出提高21。但系統成本將明顯增加（雙軸跟蹤器單軸跟蹤器方位跟蹤器），但就其性價比來說，太陽能跟蹤的方陣其性價比要優于固定的方陣，但跟蹤系統的運行成本會明顯高于固定系統。（3）逆變器并網逆變器具有最大功率跟蹤功能，該設備用來把光伏

8、方陣連接到系統的部分。最大功率跟蹤器（MPPT）是一種電子設備，無論負載阻抗變化還是由溫度或太陽輻射引起的工作條件的變化，都能使方陣工作在輸出功率最大的狀態，實現方陣的最佳工作效率。（4）升壓變壓器目前小容量配電變壓器的鐵芯材料常用有普通硅鋼片和非晶合金材料兩種。非晶合金主要以鐵、鎳、鉆、略、錳等金屬為合金基礎，加入少量的硼、碳、硅、磷等元素，因此具有鐵磁性良好、機械強度高、耐蝕性能好、制作工藝簡單、成材率高等特點。非晶合金材料的金屬原子排列呈無序非晶狀態，它的去磁與被磁化過程極易完成，較硅鋼材料鐵芯損耗降低，達到高效節能效果。用于油浸變壓器可減排CO、SO、NOx等有害氣體，被稱為21世紀的

9、“綠色材料”。變壓器的空載損耗主要由渦流損耗和磁滯損耗組成，渦流損耗與鐵芯材料厚度成正比，與電阻率成反比，磁滯損耗與磁滯回路所包絡的面積成正比。非晶合金帶材的厚度僅為27m，是冷軋硅鋼片的1/11左右，電阻率是冷軋硅鋼片的3倍左右，因此，由非晶合金制成的鐵芯，它的渦流損耗比冷扎硅鋼片制成的鐵芯要小很多。另外，非晶合金的矯頑力遠小于4A/m，是冷軋硅鋼片的1/7左右，非晶合金的磁滯回線所包絡的面積遠遠小于冷軋鋼片，因此非晶合金的磁滯損耗比冷軋硅鋼片的小很多，其鐵芯損耗非常低，非晶合金鐵芯變壓器比傳統硅鋼片鐵芯變壓器的空載損耗低60%左右，是目前非常理想的低損耗節能變壓器。此外，非晶合金變壓器由于

10、損耗低、發熱少、溫升低，故運行性能非常穩定。1.2 光伏組件選擇1.2.1 光伏種類及性質目前常規使用的太陽電池主要有：晶體硅太陽電池、銅銦硒薄膜、太陽電池、碲化鎘薄膜太陽電池、非晶硅太陽電池等。下面分別對這幾種太陽電池進行簡單介紹。（1）晶體硅太陽電池晶體硅太陽能電池是目前最成熟、最穩定、最可靠、應用最廣的太陽能電池，主要包括單晶硅和多晶硅電池，在價格方面，目前單晶硅組件要高于多晶硅組件，效率15%20%，在轉換效率方面，單晶硅組件要高于多晶硅組件約2個百分點（參考無錫尚德提供數據）。多晶硅太陽能電池的生產工藝與單晶硅基本相同，使用了多晶硅鑄錠工藝取代單晶硅硅棒生長工藝，成本低廉，工業規模生

11、產的轉換效率為 14%19%左右，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，但是節約能源，節省硅原料，達到工藝成本和效率的平衡。（2）化合物（銅銦硒和碲化鎘）薄膜太陽電池化合物薄膜電池的成本較晶體硅太陽電池低，且沒有效率衰減問題。銅銦硒和碲化鎘薄膜電池是目前較受關注的薄膜電池。碲化鎘是一種化合物半導體，其帶隙最適合于光電能量轉換。以為碲化鎘為直接帶隙材料，用這種半導體做成的太陽電池有很高的理論轉換效率。碲化鎘的光吸收系數很大，對于標準AM0太陽光譜，10微米厚的碲化鎘薄膜幾乎吸收100的入射光能。碲化鎘薄膜太陽電池的制造成本低，是應用前景最好的新型太陽電池，但是有毒

12、元素Cd對環境的污染及對操作人員健康的危害是不容忽視的。不能在獲取清潔能源的同時，對人體和人類生存環境造成新的危害。銅銦硒(CuInSe2)薄膜是一種-族化合物半導體，銅銦硒薄膜太陽電池屬于技術集成度很高的化合物半導體光伏器件，由在玻璃或廉價的襯底上沉積多層薄膜而構成。銅銦硒薄膜電池具有以下特點：光電轉換效率高，成本低，性能穩定，抗輻射能力強。目前，銅銦硒太陽電池實現產業化的主要障礙在于吸收層銅銦硒薄膜材料對結構缺陷過于敏感，使高效率電池的成品率偏低。這種電池的原材料銦是較稀有的金屬，對這種電池的大規模生產會產生很大的制約。（3）非晶硅太陽電池非晶硅太陽能電池在轉換效率方面略遜于晶體硅太陽能電

13、池，非晶硅太陽能電池效率已達14.6%，目前面積大于1平方米，光電轉換接近9%的非晶硅太陽能組件已研制出來。非晶硅太陽電池組件成本較其他太陽電池組件低，弱光下電特性較好，但會存在一定的效率衰減。非晶硅太陽能電池效率的自然衰減率與電池的材料、工藝和結構有關，呈現指數型衰減，第一年效率約衰減10%20%不等，以后的衰減逐年減少。1.2.2 晶體硅與薄膜太陽電池組件對比分析根據目前太陽電池的工程數據對晶體硅和薄膜太陽電池組件的分析如下：（一）組件轉換效率和占地面積目前，國內主流廠家晶體硅太陽電池組件轉換效率的為15%16%，而薄膜太陽電池組件的工程采用數據為8%10%。由于組件轉換效率差距，薄膜太陽

14、電池組件的占地面積接近于晶體硅太陽電池組件的兩倍。因此對于土地資源相對缺乏的地區，選用轉換效率高、占地少的晶體硅太陽電池組件更為合理。（二）發電成本目前晶體硅市場迎來了一個高速擴張期，多晶硅產能釋放、行業瓶頸突破、薄片化技術推動成本下降，轉換效率穩步提升，晶硅電池強勢保持著其主導地位，薄膜電池失去了過去的價格優勢，一些光伏大企業（如美國應用材料、Signet、Solyndra、日本三洋等）紛紛調整其薄膜電池計劃，減少或暫停薄膜電池生產。目前，晶體硅電池組件的價格將接近薄膜太陽電池組件的價格。由于薄膜太陽電池組件轉換效率低導致用地成本、電纜成本、方陣支架及基礎成本、方陣人工安裝成本總體將比晶體硅

15、太陽電池組件增加約1.2元/W。綜合組件價格及其他工程投資工程投資因素，晶體硅太陽組件的發電成本低于薄膜太陽電池組件。這是目前晶體硅太陽組件廣泛運用于大型光伏電站建設的主要原因之一。（三）系統發電量及使用壽命由于薄膜太陽組件有較好的弱光發電優勢，同功率發電容量的太陽電池組件，經過工程測試，薄膜太陽組件的系統發電量比晶體硅太陽組件約高10%，但增加的發電量不足以抵消其發電成本的增加。1.2.3 太陽電池組件選型結論對于大型光伏電站來說，太陽能光伏組件要求具備優良的耐候性，能在室外嚴酷的環境條件下長期穩定可靠的運行，同時具有較高的光電轉換效率和性價比。據了解，場址歷史上未出現過沙塵暴等惡劣天氣，對

16、于晶體硅和非晶硅薄膜組件來說，均能滿足場址環境條件對光伏組件耐侯性和封裝性的要求。場址內空氣質量好，非晶硅薄膜組件的弱光性優勢不明顯。此外，場址所在地區長期高溫，晶體硅光伏組件在高溫下轉換效率降低的劣勢將不明顯。根據分析計算，采用越大功率組件系統效率越高，且大功率組件安裝快速、便捷；減少了設備的安裝時間；減少了設備的安裝材料；同時也減少了系統連線，降低線損。但是，大功率組件的面積相應有所增加，另外再考慮市場供求關系，大功率組件一般都出口到國外。太陽電池組件的原材料制造技術受到國外的制約，在目前硅材料短缺的情況下，由于本項目規模大，項目太陽電池組件的選型應該優先考慮國內多數廠家能夠生產的電池組件

17、，以滿足項目工程需要，保證項目工期的順利進行。晶體硅太陽電池在我國的生產能力和產品質量以及生產技術均可以達到國際先進標準，國內廠家生產的晶體硅太陽電池組件足夠滿足本項目20MWp晶體硅太陽電池組件的需要。目前國內廠家生產的晶體硅太陽電池組件峰值功率一般為幾十到幾百峰瓦?？紤]到市場供求關系，本報告中20MWp晶體硅太陽電池組件選用國產250Wp多晶硅太陽能組件。表5-1 擬選國產太陽電池組件主要性能參數名稱單位性能參數最大功率WpW250開路電壓VocV37.7工作電壓VmpV30.3短路電流IscA8.69工作電流ImpA8.27電壓溫度系數%/-0.33電流溫度系數%/0.06工作溫度范圍-

18、4085NOCT452組件尺寸mm164099240重量kg201.3 光伏陣列的運行方式設計1.3.1 光伏陣列的運行方式選擇（1）電池陣列的運行方式分類在光伏發電系統的設計中，光伏組件陣列的運行方式對發電系統接收到的太陽總輻射量有很大的影響，從而影響到光伏發電系統的發電能力。光伏組件的運行方式有固定式、傾角季度調節式和自動跟蹤式三種型式。其中自動跟蹤式包括單軸跟蹤式和雙軸跟蹤式。單軸跟蹤式（即水平單軸跟蹤、斜單軸跟蹤）只有一個旋轉自由度即每日從東往西跟蹤太陽的軌跡；雙軸跟蹤式（全跟蹤）具有兩個旋轉自由度，可以通過適時改變方位角和傾角，來跟蹤太陽軌跡。如下圖5-1。圖5-1 太陽能電池組件支

19、架類型（2）電池陣列的運行方式的比較對于自動跟蹤式系統，其傾斜面上能最大程度的接收太陽總輻射量，從而增加了發電量。經初步計算，若采用水平單軸跟蹤方式，系統理論發電量（指跟蹤系統自日出開始至日落結束均沒有任何遮擋的理想情況下）可提高15%20%；若采用斜單軸跟蹤方式，系統理論發電量可提高25%30%；若采用雙軸跟蹤方式，系統理論發電量可提高30%35%。然而系統實際工作效率往往小于理論值，其原因有很多，例如：太陽電池組件間的相互投射陰影，跟蹤支架運行難于同步等。雙軸跟蹤式投資遠高于單軸系統，并且占地面積比較大。根據已建工程調研數據，安裝晶硅類電池組件，若采用水平單軸跟蹤方式，系統實際發電量可提高

20、約15%，若采用斜單軸跟蹤方式，系統實際發電量可提高約20%。固定式與自動跟蹤式各有優缺點：固定式初始投資較低、且支架系統基本免維護；自動跟蹤式初始投資較高、需要一定的維護，但發電量較傾角最優固定式相比有較大的提高，假如不考慮后期維護工作增加的成本，采用自動跟蹤式運行的光伏電站單位電度發電成本將有所降低。若自動跟蹤式支架造價能進一步降低，則其發電量增加的優勢將更加明顯；同時，若能較好解決陣列同步性及減少維護工作量，則自動跟蹤式系統相較固定安裝式系統將更有競爭力。（3）電池陣列的運行方式的確定經對固定式和跟蹤式兩種運行方式的初步比較，考慮到本工程規模較大，固定式初始投資較低，且考慮到本工程是在大

21、棚上進行太陽能電池的鋪設，維修不便，故選擇固定式運行方式。自動跟蹤式雖然能增加一定的發電量，但目前初始投資相對較高、而且后期運行過程中需要一定的維護，運行費用相對較高，另外電池陣列的同步性對機電控制和機械傳動構件要求較高，自動跟蹤式缺乏在場址區或相似特殊的氣候環境下的實際應用的可靠性驗證，在我國氣候環境較復雜的荒漠戈壁區大規模應用的工程也相對較少。根據以上綜合分析，本工程推薦選用固定式運行方式。1.3.2 光伏陣列最佳傾角的計算電池陣列的安裝傾角對光伏發電系統的效率影響較大，對于固定式電池列陣最佳傾角即光伏發電系統全年發電量最大時的傾角。在光伏供電系統設計中，光伏組件方陣的放置形式和放置傾角對

22、光伏系統接收到的太陽輻射有很大的影響，從而影響到光伏供電系統的發電能力。因此確定方陣的最佳傾角是光伏發電系統設計中不可缺少的重要環節。對于某一傾角固定安裝的光伏陣列，所接受的太陽輻射能與傾角有關，較簡便的輻射量計算經驗公式為：RSsin(+)/sin+D式中：R傾斜光伏陣列面上的太陽能總輻射量S水平面上太陽直接輻射量D散射輻射量中午時分的太陽高度角光伏陣列傾角計算傾斜面上的太陽輻射量，通常采用Klein計算方法。利用RETScreen軟件，采用所選工程代表年的太陽輻射資料，計算不同角度傾斜面上各月日平均太陽輻射量，結果如下表所示。表5-2 不同傾角方陣面上各月平均太陽輻射量（單位：MJ/m2）

23、1月492.0491.3498.5501.6504.6507.52月514.5516.7518.8520.7522.6524.33月576.0576.5576.9577.1577.2577.24月596.9591.5594.0592.4590.7588.85月568.3561.7563.1560.3557.4554.46月460.9458.6456.2453.8451.2448.67月461.3463.2461.0458.7456.4453.98月477.7476.2474.6473.0471.3469.49月487.2486.9486.5486.0481.4484.710月479.7480.

24、9481.9482.9483.8484.511月469.0471.7474.4476.9479.3481.612月470.3473.8477.2480.5483.7486.8總量6057.76061.16063.26064.06063.66061.8根據計算，本工程確定光伏陣列的最佳傾角為22，其各月累積一年的太陽輻射量最大。1.4 逆變器選型1.4.1 逆變器單機容量選擇大型光伏并網電站，宜選擇大功率集中型逆變器，以簡化系統接線，同時大功率逆變器效率較高，利于降低運行損耗、提升光伏電場整體效率。目前市場上大功率逆變器有以下幾種，630KW、500KW、330KW、250KW、200KW、10

25、0KW。兆瓦級逆變升壓成套設備，國內尚無定型產品，大多數電站一般仍采購分體設備，通過組合實現逆變、升壓功能。國外已有的定型產品，但其升高電壓多為20KV，不太適合國內運用。對于630KW、500KW、330KW、250KW、200KW、100KW大型逆變器可通過多機并聯為1MW單元，配1MW箱式變壓器，組成1MW光伏逆變升壓單元。組成的光伏逆變升壓單元，有許多優點。包括簡化接線，節省占地，運行方便，投資經濟等，但是集中型逆變器MPPT最大效率跟蹤效果不好，不能最大化利用太陽能，而中小型逆變器大多數具備同時跟蹤2-3路組串功能。為了更好的利用光照資源，實現利潤最大化，推薦使用中型28kW逆變器。

26、主要原因是逆變器具備同時多路MPPT跟蹤功能，能夠使光電轉換效率達到更高，能提升光伏電站整體效率。同時，單機功率小的逆變器每瓦平均外形尺寸小，占地更小，安裝方便，節省逆變器土建基礎，能夠更好的發展農業。1.4.2 逆變器配置選擇對于中壓并網項目，逆變器配置中，建議不需隔離變壓器，可由其逆變器交流輸出一次升壓，以提升整機效率。中型逆變器配置，以適應戶外運行為宜，以節省土建投資。同時，逆變器還應具備以下功能：適應現場多年環境溫度-30+40采用MPPT技術，跟蹤電壓范圍要寬、最大直流電壓要高；提供人機界面及監控系統；具有極性反接保護、短路保護、孤島效應保護、交流過流及直流過流保護、直流母線過電壓保

27、護、電網斷電、電網過欠壓、電網過欠頻、光伏陣列及逆變器本身的接地檢測及保護功率(對地電阻監測和報警功能)等，并相應給出各保護功能動作的條件和工況(即時保護動作、保護時間、自成恢復時間等)。交直流均具有防浪涌保護功能；完全滿足國家電網公司光伏電站接入電網技術規定(試行)的要求，具有低電壓穿越功能，可調有功功率，交流電流諧波不超過允許值。1.5 光伏方陣設計1.1.1 太陽能電池方陣支架的要求和間距計算方陣場安裝地的選擇應避免陰影影響，各陣列間應有足夠間距，一般要求在冬至日影子最長時，前后兩排光伏陣列之間的距離要保證上午9點到下午3點之間前排不對后排造成遮擋。本項目在大棚頂進行方陣布設，應考慮前后

28、兩排大棚間間距。光伏方陣支架采用鋼結構，支架設計保證光伏組件與支架連接牢固、可靠，底座與基礎連接牢固。支架采用鋼結構，鋼結構支架符合GB50205的要求。方陣緊固螺栓連接符合GB50205-2001中6.2的要求。光伏方陣陣列間距垂直距離應不小于其直徑。在水平面垂直豎立的高為L的木桿的南北方向影子的長度為Ls，Ls/L的數值稱為影子的倍率。影子的倍率主要與緯度有關，一般來說緯度越高，影子的倍率越大。sin=sinsin+coscoscossin= cossin/cosLs/L=cosH/tanarcsin(0.648cos-0.399sin)其中，為當地緯度；為太陽赤緯，冬至日的太陽赤緯為-2

29、3.5度；為時角，上午9:00的時角為45度。為太陽高度角為太陽方位角本項目光伏場地所在緯度為40.3，太陽組件排布方式：組件豎排，橫向為兩排，TP672P光伏陣列前后排間距（不含前排陣列投影距離）計算結果為4.091米，考慮本項目在光伏電站下面發展農業，間距取為5m。1.1.2 光伏陣列排布大型光伏電場組件陣列的布置，一般通過光伏陣列分區、分級排布來實現。分區以光伏電場升壓變設備為對象，把光伏電場劃分為若干個相對獨立的交流發電子系統。本工程總容量為20MWp，按1.416MW/0.977MW為單元分區，為15個分區。分級是在每個分區內，對光伏組件陣列進行分級，匯流箱下轄一級光伏陣列，匯流柜下

30、轄二級光伏陣列。圖5-2 陣列安裝示意圖太陽電池組件最低點距地面的距離主要考慮當地最大積雪深度、防止動物破壞及場區種植的作物的高度，本項目的太陽電池組件為棚頂設置，不需考慮。1.6 光伏子方陣設計計算組件串聯數量時，必須根據組件的工作電壓和逆變器直流輸入電壓范圍，同時需要考慮組件的開路電壓溫度系數。1.6.1 電池實際工作溫度范圍確定在本項目中，選用250多晶硅組件,其主要技術參數見表5-3所示：表5-3 250W組件參數名稱單位性能參數最大功率WpW250開路電壓VocV37.7工作電壓VmpV30.3短路電流IscA8.69工作電流ImpA8.27電壓溫度系數%/-0.33電流溫度系數%/

31、0.06工作溫度范圍-4085NOCT452組件尺寸mm164099240重量kg20以上數據是在標準條件下測得的，即：電池溫度為25，太陽輻射為1000W/m2、地面標準太陽光譜輻照度分布為AM1.5。據*氣象數據顯示為：極端最高氣溫：42.6極端最低氣溫：-16.4由于電站工作在白天，太陽能電池的實際工作的環境溫度范圍可?。?3055。1.6.2 串聯回路組件數量確定目前，市場上集中型大功率并網逆變器的直流輸入電壓1000V左右，最大功率點跟蹤范圍500V850V。組件串應保證逆變器直流輸入參數在70時的逆變器MPPT電壓滿足條件，-35時的開路電壓滿足條件。由計算可知，對于250W晶體硅

32、組件，當每串組件為20塊時，晶體硅組件串在最低溫度下的開路電壓為：20*37.7*（1+0.35%*60）=912.34V，小于逆變器最大直流電壓1000V。正常工作時，晶體硅組件串的工作電壓為：20*30.3*（1-0.45%*45）=519.94V，并網逆變器MPPT電壓范圍為450-850V，可滿足使用要求。若選擇每個支路的電組件數量較大，則最低溫度時開路電壓將突破極限，損壞系統；若選擇每個支路的組件數量較小，組串工作電壓雖可能在MPPT范圍內，但是電壓較低，損耗較大。綜上所述，本工程選定為20塊/串。1.6.3 光伏陣列單元設計大型光伏電場實際上都是由若干個相同的光伏陣列單元構成。光伏

33、陣列單元組件數量一般取單串組件數量的整數倍。光伏組件陣列采取單元化設計，以便于串聯回路接線和結構支架安裝。本工程TP672P組件以20塊組件共1個組件串設計為一個陣列單元，光伏組件采取豎向排列，上下共兩排。各組件之間留20mm縫隙，便于安裝和過風。陣列單元示意圖如圖5-3所示圖5-3 TP672P光伏陣列單元排布圖在TP672P光伏陣列中，每塊組件功率為250W，每個陣列單元的功率為：18*250W=4.5KWp。本工程按1.416MWp光伏陣列進行分區，每個分區集中逆變升壓。每個分區布置整數個光伏組串單元，設計為142個。1.416MWp分區實際總功率分別為：142*40*250=1.416

34、42MWp。光伏電場共18個光伏分區，總功率20MWp。每個分區陣列單元分成東西兩部分，中間間距為6米，用于建筑道路。逆變升壓站安裝于道路旁陣列中間位置。東西兩分區內各陣列單元左右間距設計為0.5m，TP672P組件1.416MW陣列單元排布如圖5-4所示。圖5-4 TP672P組件1.416MW陣列單元排布圖1.7 方針接線方案設計光伏方陣電氣連接主要是系統直流側的電氣連接，具體的電氣連接為，通過組件自帶的導線，將每個支架的20塊組件串聯在一起，形成1個組件串，1.416MW多晶硅光伏方陣共有142個組件串，根據組件并聯方式設計，5個組件串經過光伏方陣接線逆變器成1路，6個逆變器接一個交流匯

35、流盒，經過光伏方陣接線交流匯流盒后1.416MW多晶硅光伏方陣經過直埋電纜送入安裝在分站房內的容量為1500kva箱變中，1.1416MW陣列單元電氣接線如圖5-5所示。圖5-5 1.416MW陣列單元電氣接線圖1.8 輔助技術方案1.8.1 積雪處理根據當地的氣候情況，冬季降雪天氣較少，而光伏組件又有以下特點：1）組件上表面為玻璃結構，且采用自潔涂層，光滑度高，不易積雪。2）組件朝向正南方向，且有30度的安裝傾角，冬季受太陽能輻射量較大，且電池片經表面植絨處理，反光率低，組件表面溫升明顯，組件表面不易積雪。由于以上氣候情況及光伏組件自身特點，以及同地區同類型光伏發電系統實際運行經驗來看，本項

36、目光伏組件表面不會出現長時間積雪情況，一旦出現積雪，會在晴天后迅速融化滑落，故無需采取特殊的融雪措施。1.8.2 組件表面清潔為保證電池發電效率，每1個月定期對組件進行清洗，如果遇到雨水季節，可減少清洗次數?？紤]到主要是灰塵，清洗物采用清水清洗。為了不影響發電和系統安全，清洗時間應該在上午9點前和下午3點后，或陰天。1.9 年并網電量計算并網光伏發電系統的總效率由光伏陣列的效率、逆變器效率、交流并網等三部分組成。（1）光伏陣列效率1：光伏陣列在1000W/m2太陽輻射強度下，實際的直流輸出功率與標稱功率之比。光伏陣列在能量轉換過程中的損失包括：組件的匹配損失、表面塵埃遮擋損失、不可利用的太陽輻

37、射損失、溫度影響、最大功率點跟蹤精度、及直流線路損失等，取效率87%計算。（2）逆變器轉換效率2：逆變器輸出的交流電功率與直流輸入功率之比，取逆變器效率98.5%計算。（3）交流并網效率3：從逆變器輸出至高壓電網的傳輸效率，其中主要是升壓變壓器的效率，取變壓器效率98.5%計算。（4）系統總效率為：總12387%98.5%95%=81%（5）系統發電量估算：系統發電量估算，基礎數據如下：1）10年平均月總輻射數據（水平面和30度傾斜面）2）10年平均月環境溫度3）光伏系統各部分效率4）固定式安裝，方位為正南。25年按照每年0.8%遞減計算，計算每年發電量如5-4表所示，年平均發電量為2524.

38、75萬度電，此數值為理論發電量，在實際中會出現一定的折損，結合項目實際情況并與業主協商，暫定每年的平均發電量定位2200萬度電。表5-4 各年平均理論發電量年份年發電量（萬度/年）年份年發電量（萬度/年）第1年2880.00第14年2594.44第2年2856.96第15年2573.69第3年2834.10第16年2553.10第4年2811.43第17年2532.67第5年2788.94第18年2512.41第6年2766.63第19年2492.31第7年2744.50第20年2472.37第8年2722.54第21年2452.60第9年2700.76第22年2432.97第10年2679.15第23年2413.51第11年2657.72第24年2394.20第12年2636.46第25年2371.05第13年2611.3725年總發電量萬度/年63118.84