30MW渔光互补光伏电站项目系统总体方案设计及发电量计算设计方案.doc

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1、30MW渔光互补光伏电站项目系统总体方案设计及发电量计算设计方案1.1 光伏组件选型1.1.1 光伏组件概述光伏系统中最重要的是电池，是收集阳光的基本单位。大量的电池合成在一起构成光伏组件。光伏电池主要有：晶体硅电池（包括单晶硅Mono-Si、多晶硅Multi-Si、带状硅Ribbon/Sheet-Si）、非晶硅电池（a-Si）、非硅光伏电池（包括硒化铜铟CIS、碲化镉CdTe）。目前市场生产和使用的光伏电池大多数是用晶体硅材料制作的，2007年占88左右；薄膜电池中非晶硅薄膜电池占据薄膜电池大多数的市场。从产业角度来划分，可以把光伏电池划分为硅基电池和非硅电池，硅基电池以较佳的性价比和成熟的

2、技术，占据了绝大多数的市场份额。未来随着光伏电池技术的发展，染料敏化光伏电池、聚合物光伏电池等有望取代硅基电池的优势地位。（1）晶体硅光伏电池晶体硅仍是当前光伏电池的主流。单晶硅电池是最早出现，工艺最为成熟的光伏电池，也是大规模生产的硅基光伏组件中，效率最高。单晶硅电池是将硅单晶进行切割、打磨制成单晶硅片，在单晶硅片上经过印刷电极、封装等流程制成的，现代半导体产业中成熟的拉制单晶、切割打磨，以及印刷刻版、封装等技术都可以在单晶硅电池生产中直接应用。大规模生产的单晶硅电池效率可以达到13-20%。由于采用了切割、打磨等工艺，会造成大量硅原料的损失；受硅单晶棒形状的限制，单晶硅电池必须做成圆形，对

3、光伏组件的布置也有一定的影响。多晶硅电池的生产主要有两种方法，一种是通过浇铸、定向凝固的方法，制成多晶硅的晶锭，再经过切割、打磨等工艺制成多晶硅片，进一步印刷电极、封装，制成电池。浇铸方法制造多晶硅片不需要经过单晶拉制工艺，消耗能源较单晶硅电池少，并且形状不受限制，可以做成方便光伏组件布置的方形；除不需要单晶拉制工艺外，制造单晶硅电池的成熟工艺都可以在多晶硅电池的制造中得到应用。另一种方法是在单晶硅衬底上采用化学气相沉积（CVD）等工艺形成无序分布的非晶态硅膜，然后通过退火形成较大晶粒，以提高发电效率。多晶硅电池的效率能够达到10-18%，略低于单晶硅电池的水平。和单晶硅电池相比，多晶硅电池虽

4、然效率有所降低，但是节约能源，节省硅原料，达到工艺成本和效率的平衡。晶体硅电池片如图1.1.1-1，1.1.1-2所示：图1.1.1-1 单晶硅硅片图1.1.1-2 多晶硅硅片由电池片组成的光伏组件的外形结构如图1.1.1-3所示。 图1.1.1-3多晶硅、单晶硅光伏组件外形（左为多晶硅组件，右为单晶硅组件）（2）非晶硅电池和薄膜光伏电池非晶硅电池是在不同衬底上附着非晶态硅晶粒制成的，工艺简单，硅原料消耗少，衬底廉价，并且可以方便的制成薄膜，并且具有弱光性好，受高温影响小的特性。自上个世纪70年代发明以来，非晶硅光伏组件，特别是非晶硅薄膜电池经历了一个发展的高潮。80年代，非晶硅薄膜电池的市场

5、占有率一度高达20%，但受限于较低的效率，非晶硅薄膜电池的市场份额逐步被晶体硅电池取代，目前约为12%。非硅薄膜光伏组件是在廉价的玻璃、不锈钢或塑料衬底上附上非常薄的感光材料制成，比用料较多的晶体硅技术造价更低，其价格优势可抵消低效率的问题。目前正在研发中和已有产品出售的薄膜光伏组件主要有以下几种:（1）非晶硅薄膜电池：是薄膜光伏组件中最成熟的产品之一。（2）多晶硅硅薄膜电池：其转换效率高于非晶硅薄膜光伏组件，又无效率衰退问题，并且有可能在廉价衬底材料上制备，但由于控制薄膜中硅晶粒大小的技术没有解决，尚未能制成有实用价值的光伏组件。（3）有机染料敏化电池：它是一种光电化学电池。（4）铜铟硒（C

6、IS）和锑化镉（CdTe）：两种化合物多晶薄膜光伏组件，中试转换效率已经超过10。但是，由于元素镉的有毒性及其对环境的污染，这种光伏组件技术均不具备长远的产业化生命力。据美国Miasole公司称，他们研制的铜铟硒（及其合金）电池样品转换效率可达19.5，试销产品的转换效率可达9。但由于铟和硒都是比较稀有的元素，因此，这类电池的发展必然受到限制。（5）砷化镓III-V化合物薄膜电池：在250的条件下，光电转换性能仍很良好，其最高光电转换效率约30，且能耐高温，特别适合做高温聚光光伏组件。但生产成本高，产量受限，目前主要作空间电源用。在光伏利用中，相对于其它薄膜电池，由于硅材料储量丰富，且无毒、无

7、污染，具有主导地位。目前，在硅基薄膜光伏组件家族中，非晶硅薄膜电池占有主要地位。但非晶硅光伏组件存在光致衰减效应的缺点，并且转化效率远低于晶体硅光伏组件。目前又出现了各种叠层光伏组件，转换效率达14.6%，接近多晶硅光伏组件。近年来，另一种新型硅基薄膜材料纳米硅薄膜由于其优良的性能引起了人们广泛的关注。理论上其最大转换率为44%，如能产业化，则高于单晶硅电池。1.1.2光伏组件选型目前市场上成熟的光伏组件产品主要是单晶硅、多晶硅和非晶硅三种类型。单晶硅电池由于制造过程中能耗较高，在市场中所占比例逐渐下降；多晶硅电池比非晶硅转换效率高且性能稳定，但是价格稍贵。本工程选用性价比较高的多晶硅光伏组件

8、，这也与国外的光伏电池使用情况的发展趋势相符合。根据日本光伏发电系统2004年度报告中光伏组件的种类使用情况来看，2003年与2002年相比，单晶硅的输出容量从30.5%减到17.8%；多晶硅的输出容量从68.4%增加到80.9%；非晶硅的比例没变化；总的趋势是从高价的变换效率高的单晶硅向低价的变换效率低的多晶硅方向变化。2006年单晶硅、多晶硅和非晶硅薄膜这三种电池所占的份额分别为：43.40%、46.50%和10.10%。在这三种电池中，单晶硅的生产工艺最为成熟，在早期一直占据最大的市场份额。但由于其生产过程耗能较为严重，产能被逐渐削减。到2006年时，多晶硅已经超过单晶硅占据最大的市场份

9、额。表1.1.2-1对单晶硅、多晶硅和非晶硅这三种电池类型就转换效率、制造能耗、成本等方面进行了比较。表1.1.2-1 单晶硅、多晶硅和非晶硅的比较电池原料转换效率制造能耗成本资源可靠性公害技术壁垒单晶硅13-20%高高中高小中多晶硅10-18%中中中高小高非晶硅8-12%低低丰富中低小高通过上表比较可以看出，多晶硅和单晶硅效率相近，多晶硅成本却较低，相对价格较便宜。多晶硅太阳光伏组件的功率规格较多，从5Wp 到300Wp 国内均有生产厂商生产，且产品应用也较为广泛，因此本工程选用多晶硅光伏组件。由于本工程系统发电容量为30MW ，组件用量大，占地面积广，组件安装量大，所以设计优先选用单位面积

10、功率大的光伏组件，以减少占地面积，降低组件安装量。采用不同规格多晶硅光伏组件组成30MW 电池方阵的组件用量比较，见表1.1.2-2 。表1.1.2-2 不同多晶硅光伏组件组成的30MW 方阵的组件数量比较方案参数方案一方案二方案三光伏组件峰值功率(Wp) 180 240 280 串联数量（块） 1620 18 子方阵并联数量（路）436264250子方阵并联数量（块）6976（1.256MW）5280（1.2672MW）4500（1.26MW）30MW 方阵组件数量（块） 167424126720108000由表1.1.2-2 比较可以得出：采用240Wp 组件和280Wp 组件组成30MW

11、 光伏阵列所使用的组件数量均较少，组件数量少意味着组件间连接点少，施工进度快； 且故障几率减少，接触电阻小，线缆用量少，系统整体损耗相应降低。另外，通过市场调查，国内主流厂商生产的多晶硅太阳能组件应用于大型并网光伏发电系统的，其规格大多数均在150Wp 到300Wp 之间，在这个区间范围内， 市场占有率比较高的几家厂商所生产的多晶硅太阳能组件规格尤以200Wp 到245Wp 之间居多。综合考虑组件效率、技术成熟性、市场占有率，以及项目建设工期、厂家供货能力等多种因素。本工程推荐选用多晶硅太阳能组件规格为240Wp 。240Wp 型多晶硅光伏组件各项性能指标如下：表1.1.2-3 多晶硅光伏组件

12、性能指标表名称参数标准测试条件下峰值功率（Wp）240最佳工作电流（A）7.89最佳工作电压（V）30.4短路电流（A）8.38开路电压（V）37.2工作温度（）-40+85最大系统电压（V）1000组件效率14.7%短路电流温度系数（%/）0.05开路电压温度系数（%/）0.35峰值功率温度系数（%/）0.4510年功率衰降10%20年功率衰降0.990.990.990.990.990.99电流波形畸变率3%(额定功率)3%(额定功率)3%(额定功率)3%(额定功率)3%(额定功率)3%(额定功率)由上表比较可以看出，各厂家提供的逆变器技术参数均满足国家电网公司光伏电站接入电网技术规定的要求

13、。且绝对最大输入电压及 MPPT 输入电压范围相差不大，随着额定交流输出功率的增大，逆变器效率及输出电流增大。本工程系统发电容量为 30MW，从工程运行及维护考虑，若选用单台容量小的逆变设备，则设备数量较多，会增加投资后期的维护工作量；在投资相同的条件下，应尽量选用容量大的逆变设备，可在一定程度上降低投资，并提高系统可靠性；但若是逆变器容量过大，则在一台逆变器发生故障时，发电系统损失发电量过大，且本工程考虑逆变器户外布置。因此，本工程选用容量为625kW 的逆变器。美国赛康的 625kW 逆变器和选用的 240Wp 晶体硅光伏组件能够良好匹配且防护等级为IP54，且该逆变器具有选配的空调模块，

14、逆变器能够自动检测工作温度，并调节至正常工作温度范围，适合极端温度地区使用。因此本工程选用美国赛康SATCON-625kW 逆变器，最终逆变器选型应根据招标情况确定。本工程拟选用的逆变器功率为625kW，输入直流电压范围为DC515-850V，输出交流电压为320V，功率因数大于0.99，谐波畸变率小于3%THD。1.4 光伏方阵设计1.4.1 模块化设计由于光伏组件和并网逆变器都是可根据功率、电压、电流参数相对灵活组合的设备，本工程采用模块化设计、安装施工。模块化的基本结构：30MW光伏组件由24个子系统组成，每个子系统均为一个独立的并网单元，每个子系统由264个光伏组件组串组成，每个子系统

15、就地逆变升压后接入站区内配电室。这样设计有如下好处：1）各子系统各自独立，便于实现梯级控制，以提高系统的运行效率；2）每个子系统是单独的模块，由于整个30MW光伏系统是多个模块组成，各模块又由不同的逆变器及与之相连的光伏组件方阵组成，系统的冗余度高，不至于由于局部设备发生故障而影响到整个发电模块或整个电站，且局部故障检修时不影响其他模块的运行；3）有利于工程分步实施；4）减少光伏组件至并网逆变器的直流电缆用量，减少系统线路损耗，提高系统的综合效率；5）每个子系统的布置均相同，保证子系统外观的一致性及其输出电性能的一致性。6）便于进行各种不同元器件设备、不同技术设计的技术经济性能评估，如国产设备

16、和进口设备；晶体硅，以及不同安装方式(固定式和跟踪式)等。1.4.2 系统方案概述本工程设计发电容量为30MW，推荐采用分块发电、集中并网方案。光伏组件选用 240Wp多晶硅光伏组件，均采用最佳倾角固定安装方式。考虑到逆变器的具有一定的过载能力，逆变器的输入端光伏阵列实际容量可以略大于其额定输入功率，本工程 30MW光伏组件阵列由 24个1.2672MW光伏组件子方阵组成，每个子方阵均由若干路光伏组件组串并联而成。每个光伏发电单元由光伏组件组串、汇流设备、逆变设备及升压设备构成。1.5 光伏子方阵设计1.1.1 光伏阵列及倾角设计在光伏供电系统设计中，光伏组件阵列的放置形式和放置倾角对光伏系统

17、接收到的太阳辐射有很大的影响，从而影响到光伏供电系统的发电能力。因此确定方阵的最佳倾角是光伏发电系统设计中不可缺少的重要环节。固定式安装的最佳倾角选择取决于诸多因素，如：地理位置、全年太阳辐射分布、直接辐射与散射辐射比例、负载供电要求和特定的场地条件等。光伏组件方阵的安装倾角对光伏发电系统的效率影响较大，对于固定式电池列阵最佳倾角即光伏发电系统全年发电量最大时的倾角。上中所显示的倾斜面上太阳辐射变化趋势可知，当光伏组件方位角为0（朝正南方向），倾角为28时，全年平均太阳总辐射量最大，并满足灰尘雨雪滑落要求及倾斜支架较好稳定性的角度范围。表1.1.1对比了不同角度年辐射量的差别。表1.1.1不同

18、倾角月辐射量对比（MJ/m）倾角（）2425262728293031321月331.4333.6331.6337.6339.5341.3343.0344.7346.32月337.2338.5339.7340.8341.9342.9343.8344.6341.33月467.6468.2468.7469.1469.4469.6469.7469.7469.64月516.0511.5514.9514.2513.4512.5511.4510.3509.15月552.2550.8549.2547.6541.8543.9541.9539.8537.56月486.9481.3483.6481.8480.047

19、8.0471.9473.8471.67月441.0443.7442.3440.8439.2437.5431.8433.9432.08月447.3446.5441.5444.4443.3442.1440.7439.4437.99月422.5422.5422.4422.3422.0421.7421.3420.8420.210月402.1403.2404.2401.2406.0406.8407.5408.1408.611月321.0326.8328.5330.2331.7333.2334.6336.0337.212月309.5311.7313.8311.9317.9319.8321.7323.432

20、1.1全年5042.95046.35048.65049.85050.05049.25047.35044.35040.4通过上表可以看出固定角度为28时，接收到的太阳辐射量最高，为5050MJ/m。表1.1.1.1水平面和最佳倾角情况对比月份水平面最佳倾角当月太阳辐射量（kWh/m）当月太阳辐射量（MJ/m）当月太阳辐射量（kWh/m）当月太阳辐射量（MJ/m）一月71.93258.9594.30339.48二月79.21281.1494.97341.90三月117.79424.05130.40469.43四月137.65491.55142.60513.37五月153.69553.28151.6

21、0541.77六月138.12497.24133.32479.96七月121.81452.91121.99439.17八月123.04442.93123.13443.28九月110.23396.84117.23422.02十月97.26350.15112.79406.04十一月72.57261.2692.15331.72十二月61.60236.1688.30317.89年总数1292.914654.471402.795050.03上表可以看出，当光伏组件以28倾角安装时，在14月份和812月份其表面接受到的太阳辐射量比水平面上接受到的太阳辐射量大。在57月份，光伏组件以28倾角安装比水平安装所

22、接受到的辐射强度略小。图1.1.2 最佳倾角与水平太阳辐射量折线图从整年接受的太阳辐射量来说，光伏组件以28倾角安装，其表面获取的太阳辐射量较大，且全年各月光伏组件表面获取的太阳辐射量比较均衡，各月的发电量也将会比较均衡；而水平安装的光伏组件各月获取的太阳辐射量差异比较大，各月的发电量也将会有很大的变化。结论：通过以上分析比对、计算，固定倾角为28，方位角为0时，接收到的有效太阳辐射量最高，为5050MJ/m，折合有效发电小时约1402.8小时，本工程确定最佳固定倾角为28。1.1.2固定支架的设计光伏组件支架采用固定钢结构支架，材料采用Q235，表面处理采用热浸锌方式，设计使用寿命为25年以

23、上。支架设计保证光伏组件与支架连接牢固、可靠，底座与基础连接牢固。主要设计参数：50年一遇10m高10min平均最大风速26.0m/s（据订正系列）风压：0.45kN/m2基本雪压：0.35kN/m2冻土深度：23cm光伏组件规格：1650mm992mm46mm光伏组件重量：19.5kg固定支架倾角：28光伏组件阵列支架具体型式见附图光伏组件阵列支架结构图。1.1.3间距计算在北半球，对应最大日照辐射接收量的平面为朝向正南，与水平面夹角度数与当地纬度相当的倾斜平面，固定安装的光伏组件要据此角度倾斜安装。阵列倾角确定后，要注意南北向前后阵列间要留出合理的间距，以免前后出现阴影遮挡，前后间距为：冬

24、至日（一年当中物体在太阳下阴影长度最长的一天）上午9：00到下午3：00，组件之间南北方向无阴影遮挡。固定方阵安装好后倾角不再调整。计算当光伏组件阵列前后安装时的最小间距D，如下图所示：图1.1.3光伏组件阵列间距一般确定原则：冬至当天早9：00至下午3：00光伏组件阵列不应被遮挡。计算公式如下：太阳高度角的公式：sina=sinfsind+cosfcosdcosw太阳方位角的公式：sin=cosdsinw/cosa式中：f为当地纬度为33.32；d为太阳赤纬，冬至日的太阳赤纬为-23.5；w为时角，上午9:00的时角为-45。D=cosL，L=H/tana，a=arcsin(sinfsind

25、+cosfcosdcosw)即：本项目光伏组件纵向两块放置，光伏组件尺寸为165099246mm。通过以上公式计算得知：光伏组件阵列间距：D3316mm。考虑到施工及检修方便，以及水产养殖场的因素综合节约土地的原则，组件前后间距扩大到3375mm，南北中心间距为6300mm。当光伏组件阵列南北中心间距为6300mm时两排阵列在冬至日上午9点到下午3点之间前排对后排造成遮挡最小。1.1.4 光伏组件的串并联计算光伏组件串联的数量由逆变器的最高输入电压和最低工作电压、以及光伏组件允许的最大系统电压所确定。光伏组件组串的并联数量由逆变器的额定容量确定。光伏组件串联数量计算如公式1.1.4所示，对应参

26、数详见本工程所选 240Wp组件和 625kW逆变器规格参数表。计算公式：INT（Vdcmin/Vmp） N INT（Vdcmax /Voc）.（1.1.4）式中：Vdcmax逆变器输入直流侧最大电压； Vdcmin逆变器输入直流侧最小电压；Voc光伏组件开路电压；Vmp光伏组件最佳工作电压； N光伏组件串联数。经计算得：串联光伏组件数量 N为：18N24，根据场址区的气候环境结合光伏组件温度修正参数以及逆变器最佳输入电压等，经修正计算后光伏组件的串联数为 20（块）。则每一路组件串联的额定功率容量240Wp20=4800Wp。对应于所选 625kW逆变器的额定功率计算，并联的路数 N625/

27、4.8 132路，本项目每台逆变器采用132路接入。1.6 方阵接线方案设计每个光伏子方阵由2个625kW阵列逆变器组构成，光伏子方阵由264路光伏组件组串并联而成，每个光伏组件组串由20块光伏组件串联组成。各光伏组件组串按接线划分的汇流区，输入防雷汇流箱经电缆接入直流配电柜，然后经2个625kW光伏并网逆变器和交流防雷配电柜接入1250kVA 10kV/0.32-0.32kV分裂升压变及配电装置，升压后送至升压站。1.6.1 汇流箱及配电柜设计1.6.1.1汇流箱设计本工程所选汇流箱具有以下性能特点：a）户外壁挂式安装，防水、防锈、防晒，满足室外安装使用要求；b）可同时接入12路输入，每回路

28、设15A的光伏专用高压直流熔丝进行保护，其耐压值为1000V；c）配有光伏专用防雷器，正负极都具备防雷功能；d）直流输出母线端配有可分断的直流断路器；e）汇流箱内配有监测装置，可以实时监测每个输入输出回路的直流电流、电压，直流断路器状态等；f）配有标准RS485通讯口，可以与电站计算机监控系统通讯。1.1.1.2 直流配电柜设计直流配电柜具有以下性能特点：a）配有光伏专用防雷器，正负极都具备防雷功能；b）每个回路配有监测装置，可以实时监测每个输入输出回路的直流电流、电压、发电功率、电能；c）配有标准RS485通讯口，可以与电站计算机监控系统通讯。1.6.2 逆变升压站布置本工程设计发电容量为3

29、0MW，全部采用多晶硅太阳光伏组件。逆变升压站在光伏组件方阵中的布置有两种形式：方案一：每1.26MW 光伏组件阵列为一个发电分系统，1.26MW方阵布置1座逆变升压站，逆变升压站内布置2台625kW逆变器。方案二：每625kW光伏组件阵列为一个发电分系统，625kW方阵布置1座逆变升压站，逆变升压站内布置1台625kW逆变器。通过对光伏组件方阵及逆变升压站组合方案的对比，主要结论为：a）对于1.26MW光伏组件方阵，两种组合方式均能满足线路损耗的限定要求，方案二所用电缆规格低于方案一，总电缆量也小于方案一，但经济性方面对比差别不大。另外，方案二中两台625kVA的双绕组变压器，其负载损耗比方

30、案一所用的1.25MVA双绕组分裂变压器之和要高。方案二较方案一增加了一座逆变升压站，相应的增加了相应的土建投资。b）方案一比方案二逆变升压站数量少，使用的箱式变压器及相应设备数量少，出现故障可能性相对比较低，运行管理及维护工作量小。因此，本工程有24个子系统采用方案一逆变升压站布置，即30MW光伏组件方阵按24座逆变升压站设计，每座逆变升压站安装2台625kW逆变器，每座逆变升压站外安装1台1250kVA室外箱式变。1.6.3 升压变压器设计本工程所选逆变器额定输出电压等级为320V，最大交流电流为1280A，故不宜将低电压大电流的电能长距离输送，为了减少功率损耗，需在逆变升压站设置一台升压

31、变压器。根据光伏阵列的发电特性，变压器容量选为1250kVA,在光照条件良好的情况下光伏阵列发电功率可能会超过其额定功率1250kW,由于变压器过载10%时可持续运行3h，因此选择1250kVA 容量能够满足1.2672MW方阵光伏发电特性要求。本期工程建设规模为30MW。通过升压站110kV侧1回110kV线路送出电力至上一级变电站。光伏电站交流并网电压为110kV，逆变器出口电压为0.32kV，升压方案如下：逆变器交流输出0.32kV10kV110kV两级升压并网。1.7 辅助技术方案1.7.1 环境监测方案在光伏电站内配置一套环境监测仪，实时监测日照强度、风速、风向、温度等参数。1.7.

32、2 组件清洗方案光伏组件很容易积尘，影响发电效率。必须对光伏组件进行清洗，保证光伏组件的发电效率。光伏阵列的光伏组件表面的清洗可分为定期清洗和不定期清洗。定期清洗一般每两个月进行一次，制定清洗路线。清洗时间安排在日出前或日落后。不定期清洗分为恶劣气候后的清洗和季节性清洗。恶劣气候分为大风、沙尘或雨雪后的清洗。每次大风或沙尘天气后应及时清洗。雨雪后应及时巡查，对落在光伏组件上的泥点和积雪应予以清洗。季节性清洗主要指春秋季位于候鸟迁徙线路下的发电区域，对候鸟粪便的清洗。在此季节应每天巡视，发现光伏组件被污染的应及时清洗。日常维护主要是每日巡视检查光伏组件的清洁程度。不符合要求的应及时清洗，确保光伏

33、组件的清洁。光伏电站占地面积较大，且位于鱼塘之上，故本电站的清洗方式考虑采用水清洗。采用移动水泵清洗光伏组件表面，将光伏组件表面较大的灰尘颗粒吹落，清洗后的水回鱼塘。1.8 上网电量估计影响发电量的关键因素是系统效率，系统效率主要考虑的因素有：灰尘、雨水遮挡引起的效率降低、温度引起的效率降低、组件串联不匹配产生的效率降低、逆变器的功率损耗、直流交流部分线缆功率损耗、变压器功率损耗、跟踪系统的精度等等。1）灰尘、雨水遮挡及天气引起的效率降低项目当地处在多水地区，灰尘较少，降水较多，同时考虑有管理人员可经常性人工清理方阵组件的情况下，采用数值：97%2）温度引起的效率降低光伏组件会因温度变化而输出

34、电压降低、电流增大，组件实际效率降低，发电量减少，因此，温度引起的效率降低是必须要考虑的一个重要因素，考虑本系统在设计时已考虑温度变化引起的电压变化，并根据该变化选择组件串联数，保证了组件能在绝大部分时间内工作在最大跟踪功率点范围内，考虑0.31%/K 的MPP功率变化、考虑各月辐照量计算加权平均值，可以计算得到加权平均值为97%。3）组件串联不匹配产生的效率降低组件串联因为电流不一致产生的效率降低，选择该效率为96%。4）直流部分线缆功率损耗根据项目的直流部分的线缆连接，计算得直流部分的线缆损耗3%，选择该效率为97%。5）逆变器的功率损耗本项目采用高效并网逆变器，功率损耗可取3%，选择该效

35、率为97%。6）交流线缆的功率损耗根据项目的交流部分的线缆连接，计算得交流部分的线缆损耗效率3%，选择该效率为97%。7）变压器功率损耗使用高效率的变压器，变压器效率为98%。8）天气、气候因素及烟雾对系统效率的影响近年来因环境污染导致气候、气象极不稳定，雾霾、烟雾对系统效率影响较为严重，降低系统效率，选择该效率为97%。9）总体系统效率测算系统各项效率：组件灰尘损失、组件温度效率损失、组件不匹配损失、线路压降损失、逆变器效率、升压变压器效率、交流线路损失等，考虑气候变化等不可遇见自然现象，取0.99的修正系数，则系统综合效率： =97979697979897%980.9978%因此，光伏电站

36、整体效率为78%。表1.7 系统效率估算修正系统统计表序号效率损失项目修正系数电站的系统效率1灰尘及雨水遮挡引起的效率降低97782温度引起的效率降低973组件串并联不匹配产生的效率降低96%4直流部分线缆功率损耗97%5逆变器的功率损耗97%6变压器的功率损耗98%7交流部分线缆功率损耗97%8天气、气候因素及烟雾对系统效率的影响98%9修正系数0.991.9发电量估算水平辐射的月平均辐照量为：表1.9辐照量表月份最佳倾角当月太阳辐射量（kWh/m）当月太阳辐射量（MJ/m）一月94.30339.48二月94.97341.90三月130.40469.43四月142.60513.37五月151

37、.60541.77六月133.32479.96七月121.99439.17八月123.13443.28九月117.23422.02十月112.79406.04十一月92.15331.72十二月88.30317.89年总数1402.795050.0328倾斜面年辐射量为：1402.8kWh/m2，相当于标准日照（日照辐射强度为1000W/m2）峰值小时数1402.8小时；光伏组件光电转换效率逐年衰减，整个光伏发电系统25年寿命期内平均年有效利用小时数也随之逐年降低，该项目所采用晶体硅光伏组件1年内衰减不超过1，5年内衰减不超过5，10年内衰减不超过10，25年内衰减不超过20。则年发电量估算公式如下：第N年发电量初始年发电量（1-N组件衰减率） 因此，该项目年发电量估算如下：（1）25年总发电利用小时数： ： 24181 h， 总发电量： 73543 万度（2）每五年平均发电量：表1.81 每5年平均发电量发电利用小时数（h）发电量（万度）五年内平均值1050.423194.61十年内平均值1028.533128.06十五年内平均值1006.653061.50