农光互补分布式光伏发电项目太阳能光伏发电系统设计方案.doc

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1、农光互补分布式光伏发电项目太阳能光伏发电系统设计方案1.1 光伏发电简介光伏发电是利用半导体界面的光生伏特效应而将光能直接转变为电能的一种技术。这种技术的关键元件是太阳能电池。太阳能电池经过串联后进行封装保护可形成大面积的太阳电池组件，再配合上功率控制器等部件就形成了光伏发电装置。1.1.1 光伏效应如果光线照射在太阳能电池上并且光在界面层被吸收，具有足够能量的光子能够在P型硅和N型硅中将电子从共价键中激发，以致产生电子空穴对。界面层附近的电子和空穴在复合之前，将通过空间电荷的电场作用被相互分离。电子向带正电的N区和空穴向带负电的P区运动。通过界面层的电荷分离，将在P区和N区之间产生一个向外的

2、可测试的电压。此时可在硅片的两边加上电极并接入电压表。对晶体硅太阳能电池来说，开路电压的典型数值为0.50.6V。通过光照在界面层产生的电子空穴对越多，电流越大。界面层吸收的光能越多，界面层即电池面积越大，在太阳能电池中形成的电流也越大。1.1.2 基本原理太阳光照在半导体p-n结上，形成新的空穴-电子对，在p-n结电场的作用下，空穴由n区流向p区，电子由p区流向n区，接通电路后就形成电流。这就是光电效应太阳能电池的工作原理。（1）太阳能发电方式太阳能发电有两种方式，一种是光热电转换方式，另一种是光电直接转换方式。（2）光热电转换方式通过利用太阳辐射产生的热能发电，一般是由太阳能集热器将所吸收

3、的热能转换成工质的蒸气，再驱动汽轮机发电。前一个过程是光热转换过程；后一个过程是热电转换过程，与普通的火力发电一样.太阳能热发电的缺点是效率很低而成本很高，估计它的投资至少要比普通火电站贵510倍。（3）光电直接转换方式该方式是利用光电效应，将太阳辐射能直接转换成电能，光电转换的基本装置就是太阳能电池。太阳能电池是一种由于光生伏特效应而将太阳光能直接转化为电能的器件，是一个半导体光电二极管，当太阳光照到光电二极管上时，光电二极管就会把太阳的光能变成电能，产生电流。当许多个电池串联或并联起来就可以成为有比较大的输出功率的太阳能电池方阵了。太阳能电池是一种大有前途的新型电源，具有永久性、清洁性和灵

4、活性三大优点.太阳能电池寿命长，只要太阳存在，太阳能电池就可以一次投资而长期使用；与火力发电、核能发电相比，更加环保且效率更高，是可再生能源。1.1.3 技术优势与常用的发电系统相比，太阳能光伏发电的优点主要体现在：太阳能发电被称为最理想的新能源。无枯竭危险；安全可靠，无噪声，无污染排放外，绝对干净（无公害）；不受资源分布地域的限制，可利用建筑屋面的优势；无需消耗燃料和架设输电线路即可就地发电供电；能源质量高；使用者从感情上容易接受；建设周期短，获取能源花费的时间短。1.1.4 光伏发电系统简介光伏组件光伏组件种类有很多，如“单晶硅”，“多晶硅”，“非晶硅”等。选择的原则可参照供货商的价格、产

5、品供货情况、保障、效率等。当前商业应用的太阳能电池分为晶硅电池和薄膜电池。晶硅电池分为单晶硅和多晶硅电池，目前商业应用的光电转换效率为单晶硅16-17%，多晶硅15-16%。在光伏电池组件生产方面我国2007年已成为第三大光伏电池组件生产国，生产的组件主要出口到欧美等发达国家。2008年我国已能规模化生产硅原料，使得硅原料价格大幅下滑，由最高价500美元/kg降到当前的70-80美元/kg，并还有继续下降的空间，从而使晶硅电池组件的价格形成了大幅下滑的局面。当前国际上已建成的大型光伏并网电站基本上采用晶硅电池。薄膜电池分为硅基薄膜电池、CdTe电池和CIGS电池。当前商业应用的薄膜电池转化效率

6、较低，硅基薄膜电池为5-8%，CdTe电池为11%，CIGS电池为10%。硅基薄膜电池商业化生产技术较为成熟，并已在国内形成产能；CdTe和CIGS电池在国内还没有形成商业化生产。由于薄膜电池的特有结构，在光伏建筑一体化方面，有很大的应用优势。通过多方面的调研，目前在兆瓦级光伏电站中应用较多的是晶硅太阳能电池和非晶硅薄膜太阳能电池。单晶硅太阳电池光电转换效率相对较高，但价格相对较高。多晶硅太阳电池光电转换效率一般，但是材料制造简便，节约电耗，总的生产成本较低。非晶硅薄膜太阳电池光电转换效率相对较低，但它成本低，重量轻，应用更为方便。（2）光伏系统方阵支架光伏系统方阵支架的类型有简单的固定支架和

7、复杂跟踪系统。跟踪系统是一种支撑光伏方阵的装置，它精确地移动以使太阳入射光线射到方阵表面上的入射角最小，以使太阳入射辐射（即收集到的太阳能）最大。光伏跟踪器可分为如下类型：单轴跟踪器、方位角跟踪器、双轴跟踪器，不同跟踪系统在当地条件下对发电量（与固定支架相比）的影响不同，双轴跟踪器能使方阵能量输出提高约29，单轴跟踪器能使方阵能量输出提高25，方位角跟踪器能使方阵能量输出提高21。但系统成本将明显增加（双轴跟踪器单轴跟踪器方位跟踪器），但就其性价比来说，太阳能跟踪的方阵其性价比要优于固定的方阵，但跟踪系统的运行成本会明显高于固定系统。（3）逆变器并网逆变器具有最大功率跟踪功能，该设备用来把光伏

8、方阵连接到系统的部分。最大功率跟踪器（MPPT）是一种电子设备，无论负载阻抗变化还是由温度或太阳辐射引起的工作条件的变化，都能使方阵工作在输出功率最大的状态，实现方阵的最佳工作效率。（4）升压变压器目前小容量配电变压器的铁芯材料常用有普通硅钢片和非晶合金材料两种。非晶合金主要以铁、镍、钻、略、锰等金属为合金基础，加入少量的硼、碳、硅、磷等元素，因此具有铁磁性良好、机械强度高、耐蚀性能好、制作工艺简单、成材率高等特点。非晶合金材料的金属原子排列呈无序非晶状态，它的去磁与被磁化过程极易完成，较硅钢材料铁芯损耗降低，达到高效节能效果。用于油浸变压器可减排CO、SO、NOx等有害气体，被称为21世纪的

9、“绿色材料”。变压器的空载损耗主要由涡流损耗和磁滞损耗组成，涡流损耗与铁芯材料厚度成正比，与电阻率成反比，磁滞损耗与磁滞回路所包络的面积成正比。非晶合金带材的厚度仅为27m，是冷轧硅钢片的1/11左右，电阻率是冷轧硅钢片的3倍左右，因此，由非晶合金制成的铁芯，它的涡流损耗比冷扎硅钢片制成的铁芯要小很多。另外，非晶合金的矫顽力远小于4A/m，是冷轧硅钢片的1/7左右，非晶合金的磁滞回线所包络的面积远远小于冷轧钢片，因此非晶合金的磁滞损耗比冷轧硅钢片的小很多，其铁芯损耗非常低，非晶合金铁芯变压器比传统硅钢片铁芯变压器的空载损耗低60%左右，是目前非常理想的低损耗节能变压器。此外，非晶合金变压器由于

10、损耗低、发热少、温升低，故运行性能非常稳定。1.2 光伏组件选择1.2.1 光伏种类及性质目前常规使用的太阳电池主要有：晶体硅太阳电池、铜铟硒薄膜、太阳电池、碲化镉薄膜太阳电池、非晶硅太阳电池等。下面分别对这几种太阳电池进行简单介绍。（1）晶体硅太阳电池晶体硅太阳能电池是目前最成熟、最稳定、最可靠、应用最广的太阳能电池，主要包括单晶硅和多晶硅电池，在价格方面，目前单晶硅组件要高于多晶硅组件，效率15%20%，在转换效率方面，单晶硅组件要高于多晶硅组件约2个百分点（参考无锡尚德提供数据）。多晶硅太阳能电池的生产工艺与单晶硅基本相同，使用了多晶硅铸锭工艺取代单晶硅硅棒生长工艺，成本低廉，工业规模生

11、产的转换效率为 14%19%左右，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。（2）化合物（铜铟硒和碲化镉）薄膜太阳电池化合物薄膜电池的成本较晶体硅太阳电池低，且没有效率衰减问题。铜铟硒和碲化镉薄膜电池是目前较受关注的薄膜电池。碲化镉是一种化合物半导体，其带隙最适合于光电能量转换。以为碲化镉为直接带隙材料，用这种半导体做成的太阳电池有很高的理论转换效率。碲化镉的光吸收系数很大，对于标准AM0太阳光谱，10微米厚的碲化镉薄膜几乎吸收100的入射光能。碲化镉薄膜太阳电池的制造成本低，是应用前景最好的新型太阳电池，但是有毒

12、元素Cd对环境的污染及对操作人员健康的危害是不容忽视的。不能在获取清洁能源的同时，对人体和人类生存环境造成新的危害。铜铟硒(CuInSe2)薄膜是一种-族化合物半导体，铜铟硒薄膜太阳电池属于技术集成度很高的化合物半导体光伏器件，由在玻璃或廉价的衬底上沉积多层薄膜而构成。铜铟硒薄膜电池具有以下特点：光电转换效率高，成本低，性能稳定，抗辐射能力强。目前，铜铟硒太阳电池实现产业化的主要障碍在于吸收层铜铟硒薄膜材料对结构缺陷过于敏感，使高效率电池的成品率偏低。这种电池的原材料铟是较稀有的金属，对这种电池的大规模生产会产生很大的制约。（3）非晶硅太阳电池非晶硅太阳能电池在转换效率方面略逊于晶体硅太阳能电

13、池，非晶硅太阳能电池效率已达14.6%，目前面积大于1平方米，光电转换接近9%的非晶硅太阳能组件已研制出来。非晶硅太阳电池组件成本较其他太阳电池组件低，弱光下电特性较好，但会存在一定的效率衰减。非晶硅太阳能电池效率的自然衰减率与电池的材料、工艺和结构有关，呈现指数型衰减，第一年效率约衰减10%20%不等，以后的衰减逐年减少。1.2.2 晶体硅与薄膜太阳电池组件对比分析根据目前太阳电池的工程数据对晶体硅和薄膜太阳电池组件的分析如下：（一）组件转换效率和占地面积目前，国内主流厂家晶体硅太阳电池组件转换效率的为15%16%，而薄膜太阳电池组件的工程采用数据为8%10%。由于组件转换效率差距，薄膜太阳

14、电池组件的占地面积接近于晶体硅太阳电池组件的两倍。因此对于土地资源相对缺乏的地区，选用转换效率高、占地少的晶体硅太阳电池组件更为合理。（二）发电成本目前晶体硅市场迎来了一个高速扩张期，多晶硅产能释放、行业瓶颈突破、薄片化技术推动成本下降，转换效率稳步提升，晶硅电池强势保持着其主导地位，薄膜电池失去了过去的价格优势，一些光伏大企业（如美国应用材料、Signet、Solyndra、日本三洋等）纷纷调整其薄膜电池计划，减少或暂停薄膜电池生产。目前，晶体硅电池组件的价格将接近薄膜太阳电池组件的价格。由于薄膜太阳电池组件转换效率低导致用地成本、电缆成本、方阵支架及基础成本、方阵人工安装成本总体将比晶体硅

15、太阳电池组件增加约1.2元/W。综合组件价格及其他工程投资工程投资因素，晶体硅太阳组件的发电成本低于薄膜太阳电池组件。这是目前晶体硅太阳组件广泛运用于大型光伏电站建设的主要原因之一。（三）系统发电量及使用寿命由于薄膜太阳组件有较好的弱光发电优势，同功率发电容量的太阳电池组件，经过工程测试，薄膜太阳组件的系统发电量比晶体硅太阳组件约高10%，但增加的发电量不足以抵消其发电成本的增加。1.2.3 太阳电池组件选型结论对于大型光伏电站来说，太阳能光伏组件要求具备优良的耐候性，能在室外严酷的环境条件下长期稳定可靠的运行，同时具有较高的光电转换效率和性价比。据了解，场址历史上未出现过沙尘暴等恶劣天气，对

16、于晶体硅和非晶硅薄膜组件来说，均能满足场址环境条件对光伏组件耐侯性和封装性的要求。场址内空气质量好，非晶硅薄膜组件的弱光性优势不明显。此外，场址所在地区长期高温，晶体硅光伏组件在高温下转换效率降低的劣势将不明显。根据分析计算，采用越大功率组件系统效率越高，且大功率组件安装快速、便捷；减少了设备的安装时间；减少了设备的安装材料；同时也减少了系统连线，降低线损。但是，大功率组件的面积相应有所增加，另外再考虑市场供求关系，大功率组件一般都出口到国外。太阳电池组件的原材料制造技术受到国外的制约，在目前硅材料短缺的情况下，由于本项目规模大，项目太阳电池组件的选型应该优先考虑国内多数厂家能够生产的电池组件

17、，以满足项目工程需要，保证项目工期的顺利进行。晶体硅太阳电池在我国的生产能力和产品质量以及生产技术均可以达到国际先进标准，国内厂家生产的晶体硅太阳电池组件足够满足本项目20MWp晶体硅太阳电池组件的需要。目前国内厂家生产的晶体硅太阳电池组件峰值功率一般为几十到几百峰瓦。考虑到市场供求关系，本报告中20MWp晶体硅太阳电池组件选用国产250Wp多晶硅太阳能组件。表5-1 拟选国产太阳电池组件主要性能参数名称单位性能参数最大功率WpW250开路电压VocV37.7工作电压VmpV30.3短路电流IscA8.69工作电流ImpA8.27电压温度系数%/-0.33电流温度系数%/0.06工作温度范围-

18、4085NOCT452组件尺寸mm164099240重量kg201.3 光伏阵列的运行方式设计1.3.1 光伏阵列的运行方式选择（1）电池阵列的运行方式分类在光伏发电系统的设计中，光伏组件阵列的运行方式对发电系统接收到的太阳总辐射量有很大的影响，从而影响到光伏发电系统的发电能力。光伏组件的运行方式有固定式、倾角季度调节式和自动跟踪式三种型式。其中自动跟踪式包括单轴跟踪式和双轴跟踪式。单轴跟踪式（即水平单轴跟踪、斜单轴跟踪）只有一个旋转自由度即每日从东往西跟踪太阳的轨迹；双轴跟踪式（全跟踪）具有两个旋转自由度，可以通过适时改变方位角和倾角，来跟踪太阳轨迹。如下图5-1。图5-1 太阳能电池组件支

19、架类型（2）电池阵列的运行方式的比较对于自动跟踪式系统，其倾斜面上能最大程度的接收太阳总辐射量，从而增加了发电量。经初步计算，若采用水平单轴跟踪方式，系统理论发电量（指跟踪系统自日出开始至日落结束均没有任何遮挡的理想情况下）可提高15%20%；若采用斜单轴跟踪方式，系统理论发电量可提高25%30%；若采用双轴跟踪方式，系统理论发电量可提高30%35%。然而系统实际工作效率往往小于理论值，其原因有很多，例如：太阳电池组件间的相互投射阴影，跟踪支架运行难于同步等。双轴跟踪式投资远高于单轴系统，并且占地面积比较大。根据已建工程调研数据，安装晶硅类电池组件，若采用水平单轴跟踪方式，系统实际发电量可提高

20、约15%，若采用斜单轴跟踪方式，系统实际发电量可提高约20%。固定式与自动跟踪式各有优缺点：固定式初始投资较低、且支架系统基本免维护；自动跟踪式初始投资较高、需要一定的维护，但发电量较倾角最优固定式相比有较大的提高，假如不考虑后期维护工作增加的成本，采用自动跟踪式运行的光伏电站单位电度发电成本将有所降低。若自动跟踪式支架造价能进一步降低，则其发电量增加的优势将更加明显；同时，若能较好解决阵列同步性及减少维护工作量，则自动跟踪式系统相较固定安装式系统将更有竞争力。（3）电池阵列的运行方式的确定经对固定式和跟踪式两种运行方式的初步比较，考虑到本工程规模较大，固定式初始投资较低，且考虑到本工程是在大

21、棚上进行太阳能电池的铺设，维修不便，故选择固定式运行方式。自动跟踪式虽然能增加一定的发电量，但目前初始投资相对较高、而且后期运行过程中需要一定的维护，运行费用相对较高，另外电池阵列的同步性对机电控制和机械传动构件要求较高，自动跟踪式缺乏在场址区或相似特殊的气候环境下的实际应用的可靠性验证，在我国气候环境较复杂的荒漠戈壁区大规模应用的工程也相对较少。根据以上综合分析，本工程推荐选用固定式运行方式。1.3.2 光伏阵列最佳倾角的计算电池阵列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。在光伏供电系统设计中，光伏组件方阵的放置形式和放置倾角对

22、光伏系统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。对于某一倾角固定安装的光伏阵列，所接受的太阳辐射能与倾角有关，较简便的辐射量计算经验公式为：RSsin(+)/sin+D式中：R倾斜光伏阵列面上的太阳能总辐射量S水平面上太阳直接辐射量D散射辐射量中午时分的太阳高度角光伏阵列倾角计算倾斜面上的太阳辐射量，通常采用Klein计算方法。利用RETScreen软件，采用所选工程代表年的太阳辐射资料，计算不同角度倾斜面上各月日平均太阳辐射量，结果如下表所示。表5-2 不同倾角方阵面上各月平均太阳辐射量（单位：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总量6057.76061.16063.26064.06063.66061.8根据计算，本工程确定光伏阵列的最佳倾角为22，其各月累积一年的太阳辐射量最大。1.4 逆变器选型1.4.1 逆变器单机容量选择大型光伏并网电站，宜选择大功率集中型逆变器，以简化系统接线，同时大功率逆变器效率较高，利于降低运行损耗、提升光伏电场整体效率。目前市场上大功率逆变器有以下几种，630KW、500KW、330KW、250KW、200KW、10

25、0KW。兆瓦级逆变升压成套设备，国内尚无定型产品，大多数电站一般仍采购分体设备，通过组合实现逆变、升压功能。国外已有的定型产品，但其升高电压多为20KV，不太适合国内运用。对于630KW、500KW、330KW、250KW、200KW、100KW大型逆变器可通过多机并联为1MW单元，配1MW箱式变压器，组成1MW光伏逆变升压单元。组成的光伏逆变升压单元，有许多优点。包括简化接线，节省占地，运行方便，投资经济等，但是集中型逆变器MPPT最大效率跟踪效果不好，不能最大化利用太阳能，而中小型逆变器大多数具备同时跟踪2-3路组串功能。为了更好的利用光照资源，实现利润最大化，推荐使用中型28kW逆变器。

26、主要原因是逆变器具备同时多路MPPT跟踪功能，能够使光电转换效率达到更高，能提升光伏电站整体效率。同时，单机功率小的逆变器每瓦平均外形尺寸小，占地更小，安装方便，节省逆变器土建基础，能够更好的发展农业。1.4.2 逆变器配置选择对于中压并网项目，逆变器配置中，建议不需隔离变压器，可由其逆变器交流输出一次升压，以提升整机效率。中型逆变器配置，以适应户外运行为宜，以节省土建投资。同时，逆变器还应具备以下功能：适应现场多年环境温度-30+40采用MPPT技术，跟踪电压范围要宽、最大直流电压要高；提供人机界面及监控系统；具有极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、交流过流及直流过流保护、直流母线过电压保

27、护、电网断电、电网过欠压、电网过欠频、光伏阵列及逆变器本身的接地检测及保护功率(对地电阻监测和报警功能)等，并相应给出各保护功能动作的条件和工况(即时保护动作、保护时间、自成恢复时间等)。交直流均具有防浪涌保护功能；完全满足国家电网公司光伏电站接入电网技术规定(试行)的要求，具有低电压穿越功能，可调有功功率，交流电流谐波不超过允许值。1.5 光伏方阵设计1.1.1 太阳能电池方阵支架的要求和间距计算方阵场安装地的选择应避免阴影影响，各阵列间应有足够间距，一般要求在冬至日影子最长时，前后两排光伏阵列之间的距离要保证上午9点到下午3点之间前排不对后排造成遮挡。本项目在大棚顶进行方阵布设，应考虑前后

28、两排大棚间间距。光伏方阵支架采用钢结构，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。支架采用钢结构，钢结构支架符合GB50205的要求。方阵紧固螺栓连接符合GB50205-2001中6.2的要求。光伏方阵阵列间距垂直距离应不小于其直径。在水平面垂直竖立的高为L的木杆的南北方向影子的长度为Ls，Ls/L的数值称为影子的倍率。影子的倍率主要与纬度有关，一般来说纬度越高，影子的倍率越大。sin=sinsin+coscoscossin= cossin/cosLs/L=cosH/tanarcsin(0.648cos-0.399sin)其中，为当地纬度；为太阳赤纬，冬至日的太阳赤纬为-2

29、3.5度；为时角，上午9:00的时角为45度。为太阳高度角为太阳方位角本项目光伏场地所在纬度为40.3，太阳组件排布方式：组件竖排，横向为两排，TP672P光伏阵列前后排间距（不含前排阵列投影距离）计算结果为4.091米，考虑本项目在光伏电站下面发展农业，间距取为5m。1.1.2 光伏阵列排布大型光伏电场组件阵列的布置，一般通过光伏阵列分区、分级排布来实现。分区以光伏电场升压变设备为对象，把光伏电场划分为若干个相对独立的交流发电子系统。本工程总容量为20MWp，按1.416MW/0.977MW为单元分区，为15个分区。分级是在每个分区内，对光伏组件阵列进行分级，汇流箱下辖一级光伏阵列，汇流柜下

30、辖二级光伏阵列。图5-2 阵列安装示意图太阳电池组件最低点距地面的距离主要考虑当地最大积雪深度、防止动物破坏及场区种植的作物的高度，本项目的太阳电池组件为棚顶设置，不需考虑。1.6 光伏子方阵设计计算组件串联数量时，必须根据组件的工作电压和逆变器直流输入电压范围，同时需要考虑组件的开路电压温度系数。1.6.1 电池实际工作温度范围确定在本项目中，选用250多晶硅组件,其主要技术参数见表5-3所示：表5-3 250W组件参数名称单位性能参数最大功率WpW250开路电压VocV37.7工作电压VmpV30.3短路电流IscA8.69工作电流ImpA8.27电压温度系数%/-0.33电流温度系数%/

31、0.06工作温度范围-4085NOCT452组件尺寸mm164099240重量kg20以上数据是在标准条件下测得的，即：电池温度为25，太阳辐射为1000W/m2、地面标准太阳光谱辐照度分布为AM1.5。据*气象数据显示为：极端最高气温：42.6极端最低气温：-16.4由于电站工作在白天，太阳能电池的实际工作的环境温度范围可取：-3055。1.6.2 串联回路组件数量确定目前，市场上集中型大功率并网逆变器的直流输入电压1000V左右，最大功率点跟踪范围500V850V。组件串应保证逆变器直流输入参数在70时的逆变器MPPT电压满足条件，-35时的开路电压满足条件。由计算可知，对于250W晶体硅

32、组件，当每串组件为20块时，晶体硅组件串在最低温度下的开路电压为：20*37.7*（1+0.35%*60）=912.34V，小于逆变器最大直流电压1000V。正常工作时，晶体硅组件串的工作电压为：20*30.3*（1-0.45%*45）=519.94V，并网逆变器MPPT电压范围为450-850V，可满足使用要求。若选择每个支路的电组件数量较大，则最低温度时开路电压将突破极限，损坏系统；若选择每个支路的组件数量较小，组串工作电压虽可能在MPPT范围内，但是电压较低，损耗较大。综上所述，本工程选定为20块/串。1.6.3 光伏阵列单元设计大型光伏电场实际上都是由若干个相同的光伏阵列单元构成。光伏

33、阵列单元组件数量一般取单串组件数量的整数倍。光伏组件阵列采取单元化设计，以便于串联回路接线和结构支架安装。本工程TP672P组件以20块组件共1个组件串设计为一个阵列单元，光伏组件采取竖向排列，上下共两排。各组件之间留20mm缝隙，便于安装和过风。阵列单元示意图如图5-3所示图5-3 TP672P光伏阵列单元排布图在TP672P光伏阵列中，每块组件功率为250W，每个阵列单元的功率为：18*250W=4.5KWp。本工程按1.416MWp光伏阵列进行分区，每个分区集中逆变升压。每个分区布置整数个光伏组串单元，设计为142个。1.416MWp分区实际总功率分别为：142*40*250=1.416

34、42MWp。光伏电场共18个光伏分区，总功率20MWp。每个分区阵列单元分成东西两部分，中间间距为6米，用于建筑道路。逆变升压站安装于道路旁阵列中间位置。东西两分区内各阵列单元左右间距设计为0.5m，TP672P组件1.416MW阵列单元排布如图5-4所示。图5-4 TP672P组件1.416MW阵列单元排布图1.7 方针接线方案设计光伏方阵电气连接主要是系统直流侧的电气连接，具体的电气连接为，通过组件自带的导线，将每个支架的20块组件串联在一起，形成1个组件串，1.416MW多晶硅光伏方阵共有142个组件串，根据组件并联方式设计，5个组件串经过光伏方阵接线逆变器成1路，6个逆变器接一个交流汇

35、流盒，经过光伏方阵接线交流汇流盒后1.416MW多晶硅光伏方阵经过直埋电缆送入安装在分站房内的容量为1500kva箱变中，1.1416MW阵列单元电气接线如图5-5所示。图5-5 1.416MW阵列单元电气接线图1.8 辅助技术方案1.8.1 积雪处理根据当地的气候情况，冬季降雪天气较少，而光伏组件又有以下特点：1）组件上表面为玻璃结构，且采用自洁涂层，光滑度高，不易积雪。2）组件朝向正南方向，且有30度的安装倾角，冬季受太阳能辐射量较大，且电池片经表面植绒处理，反光率低，组件表面温升明显，组件表面不易积雪。由于以上气候情况及光伏组件自身特点，以及同地区同类型光伏发电系统实际运行经验来看，本项

36、目光伏组件表面不会出现长时间积雪情况，一旦出现积雪，会在晴天后迅速融化滑落，故无需采取特殊的融雪措施。1.8.2 组件表面清洁为保证电池发电效率，每1个月定期对组件进行清洗，如果遇到雨水季节，可减少清洗次数。考虑到主要是灰尘，清洗物采用清水清洗。为了不影响发电和系统安全，清洗时间应该在上午9点前和下午3点后，或阴天。1.9 年并网电量计算并网光伏发电系统的总效率由光伏阵列的效率、逆变器效率、交流并网等三部分组成。（1）光伏阵列效率1：光伏阵列在1000W/m2太阳辐射强度下，实际的直流输出功率与标称功率之比。光伏阵列在能量转换过程中的损失包括：组件的匹配损失、表面尘埃遮挡损失、不可利用的太阳辐

37、射损失、温度影响、最大功率点跟踪精度、及直流线路损失等，取效率87%计算。（2）逆变器转换效率2：逆变器输出的交流电功率与直流输入功率之比，取逆变器效率98.5%计算。（3）交流并网效率3：从逆变器输出至高压电网的传输效率，其中主要是升压变压器的效率，取变压器效率98.5%计算。（4）系统总效率为：总12387%98.5%95%=81%（5）系统发电量估算：系统发电量估算，基础数据如下：1）10年平均月总辐射数据（水平面和30度倾斜面）2）10年平均月环境温度3）光伏系统各部分效率4）固定式安装，方位为正南。25年按照每年0.8%递减计算，计算每年发电量如5-4表所示，年平均发电量为2524.

38、75万度电，此数值为理论发电量，在实际中会出现一定的折损，结合项目实际情况并与业主协商，暂定每年的平均发电量定位2200万度电。表5-4 各年平均理论发电量年份年发电量（万度/年）年份年发电量（万度/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年总发电量万度/年63118.84