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1、3MW屋顶分布式光伏发电项目系统总体方案设计及发电量计算1.1 系统总体方案1.1.1 设计原则设计时必须充分考虑光伏系统的高效性、先进性、成熟稳定性和展示性。在系统设计过程中，将严格遵循以下原则:高效性：本工程属于并网光伏电站，如果在25年内能够产生更多的电能将带来更多的利益，因此系统在较高的效率下运行十分必要。设计过程中应对系统进行优化，最大限度降低损耗，提高系统发电效率。先进性：光伏发电技术在国内属于新兴高新技术，在进行本工程系统设计的过程中，我们通过优化系统配置、优先选择国内先进的关键设备，实现智能控制，以保证系统的先进性。成熟稳定性：本工程所建设的光伏发电系统采用所发电量为“全额上网
2、”模式。本工程为并网光伏系统，系统通过1回IOkV线路并入电网，因此系统并网运行的成熟稳定性至关重要。本系统将采用先进成熟的技术与设备，结合完善的保护措施，以保证系统稳定并网运行。展示性：本项目是中型屋顶电站项目，光伏系统整体的运行数据，在控制区显示，将起到良好的展示效果，向观众直观展示绿色能源的有效利用，宣扬环保理念。1.1.2 设计概述根据本项目的建设规模、目前技术发展水平及建设场址布局，并综合考虑工程施工、以及电站的运行维护管理等方面，本项目总体技术设计采用“分块发电、集中并网方案”的“模块化”技术方案。本项目建设一个3MW分布式光伏电站，电站装机容量为3.135MWpo共含285WP组
3、件11000块，每22块组件为一串，需要50KTL组串式逆变器约63台，每6台逆变器接入一台交流汇流箱，共需交流汇流箱12台。太阳能光伏系统一般是将整个系统分为若干个发电分系统，本期容量3.135MWp光伏发电系统可采用3个L045MWp发电单元分别配备一台IOkV箱变，且布置多采用靠近道路或各个方阵发电单元的中间位置。电缆压降控制在2%以内。共设有1回IOkV集电线路并入电网。1.1.3 设计方案的特点(1)各个光伏发电单元系统之间没有直流和交流的直接电气联系，便于模块化设计和分步实施建设；(2)就近并网，降低损耗，提高效率；(3)局部故障检修时不影响整个系统的运行；(4)便于电网的投切和调
4、度；(5)方便运行维护。1.1.4 光伏电站系统组成本工程主要由光伏阵列、逆变升压、高压输配电、监控等几部分构成。1.2 光伏电站总平面布置组件安装在厂房屋顶，配电室位于厂区一楼。1.3 光伏系统设计设计依据(1) GB/T19939-2005光伏系统并网技术要求;(2) GB/T20046-2006光伏(PV)系统电网接口特性;(3) GB/T20513-2006光伏系统性能监测测量、数据交换和分析导则；(4) GB/T2297-1989太阳光伏能源系统术语；(5)SJT10460-1993太阳光伏能源系统图用图形符号;(6) SJ/T11127-1997光伏(PV)发电系统过电保护一导则；
5、(7) GB/T17478-2004低压直流电源设备的性能特性；(8) GB/T50064-2014交流电气装置的过电压保护和绝缘配合；(9) GB50065-2011交流电气装置接地设计规范；(10) GB/T16891.32-2008建筑物电气装置-特殊装置或场所的要求太阳能光伏(PV)电源供电系统；(11) GB12801-2008生产过程安全卫生要求总则;(12)国家电网公司光伏电站接入电网技术规定(试行);（13）V国能新能2014406号国家能源局关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知1.4太阳能电池组件选型太阳能电池组件的选择应在技术成熟度高、运行可靠的前提下，结合电站周围的
6、自然环境、施工条件、交通运输的状况，选用行业内的主导太阳能电池组件类型。根据电站所在地的太阳能状况和所选用的太阳能电池组件类型，计算光伏电站的年发电量，选择综合指标最佳的太阳能电池组件。此外，根据国能新能2014406号国家能源局关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知的要求，“加强光伏产品、光伏发电工程和建筑安装光伏发电设施的安全性评价和管理工作，对载荷校核、安装方式、抗风、防震、消防、避雷等要严格执行国家标准和工程规范。并网运行的光伏发电项目和享受各级政府补贴的非并网独立光伏发电项目，须采用经国家认监委批准的认证机构认证的光伏产品。本项目采购时需选用经国家认监委批准的认证机构认证的光伏产
7、品。141太阳能电池概述太阳能光伏系统中电池组件是重要的组成部分之一，是收集太阳能的基本单位。光伏电池主要有：多晶体硅电池、单晶硅电池、薄膜电池、聚光电池等。太阳电池技术性能比较受目前国内太阳电池市场的产业现状和技术发展情况影响，市场上主流太阳电池基本为晶硅类电池和薄膜类电池。a）晶体硅太阳电池单晶硅电池是发展最早，工艺技术也最为成熟的太阳电池，也是大规模生产的硅基太阳电池中，效率最高的电池，目前规模化生产的商用电池效率在19%20%,曾经长期占领最大的市场份额；规模化生产的商用多晶硅电池的转换效率目前在17%18%,略低于单晶硅电池的水平。和单晶硅电池相比，多晶硅电池虽然效率有所降低，但是生
8、产成本也较单晶硅太阳电池低，具有节约能源，节省硅原料的特点，易达到工艺成本和效率的平衡，目前已成为产量和市场占有率最IwJ的太阳电池。晶体硅电池片如图51,5-2所示:图5-1单晶硅硅片图5-2多晶硅硅片两种电池组件的外形结构如图5-3所示。单晶硅组件多晶硅组件图5-3电池组件外形结构图b）薄膜类太阳电池薄膜太阳能电池的优点在于弱光效应好，价格相对便宜；最大的缺点在于转换效率低，且有光感退化问题。其包括非晶硅薄膜太阳电池，硒锢铜和硫化镉薄膜电池，多晶硅薄膜电池等几种。在这几种薄膜电池中，最成熟的产品当属非晶硅薄膜太阳能电池，在世界上已经有多家公司在生产该种电池产品，其主要优点是成本低，制备方便
9、。但也存在缺点，即非晶硅电池的不稳定性，其光电转化效率会随着光照时间的延续而衰减，另外非晶硅薄膜太阳能电池的效率也比较低，一般在硒锢铜和硫化镉薄膜电池的效率较非晶硅薄膜电池高，成本较单晶硅电池低，并且易于大规模生产，还没有效率衰减问题，是非晶硅薄膜电池的一种较好替代品，在美国已经有一些公司开始建设这种电池的生产线。但是这种电池的原材料之一镉对环境有较强的污染，与发展太阳能电池的初衷相背离，而且硒、锢、碑等都是较稀有的金属，对这样电池的大规模生产起到了很大的制约作用。c）聚光光伏电池采用廉价的聚光系统将太阳光会聚到面积很小的高性能光伏电池上，一方面电池芯片单位面积接收的辐射功率密度大幅度地增加，
10、太阳电池光电转换效率得以提高；另一方面，对于给定的输出功率，可以大幅度降低太阳电池芯片的消耗，从而降低系统的成本。聚光光伏电池特点如下：节省芯片；重量比功率、面积比功率大；电流随聚光倍数线性升高；电压随聚光倍数对数增加（一定聚光倍数下）；效率高。太阳能聚光电池具有面积小、功率大、效率高的特点。虽然太阳能聚光电池具有突出的优点，但是，聚光电池必须采用跟踪系统才能发挥其优点。目前太阳能聚光电池没有得到广泛应用，其原因是太阳能聚光电池需要精确的跟踪太阳。精确跟踪系统技术有待提高，现有的跟踪系统价格高，故障率高。1.4.2太阳能电池种类选择现阶段紧紧围绕提高光电转换效率和降低生产成本两大目标，世界各国
11、均在进行各种新型太阳电池的研究开发工作。目前，晶硅类高效太阳电池和各类薄膜太阳电池是全球新型太阳电池研究开发的两大热点和重点。已进行商业化应用的单晶硅太阳电池、多晶硅太阳电池、非晶硅薄膜太阳电池、硅化镉薄膜太阳电池、铜锢钱硒薄膜太阳电池。太阳电池主要特性如表5-1所示。表5-1太阳电池主要特性种类类别单晶硅电池多晶硅电池非晶硅薄膜电池聚光电池电池组件转换效率1929%17-18%1112%31-40.7%功率温度系数-0.45%-0.39%-0.20%-0.15%对高温的敏感性最敏感最敏感不敏感较敏感技术成熟度最成熟最成熟较成熟较成熟优点转换效率高转换效率最,成本低于单品成本低,功率对温度不敏
12、感，弱光效应好转换效率最高硅缺点成本高,工艺复杂效率低于单晶硅转换效率较低,工艺复杂成本高,工艺复杂安装方式固定/跟踪固定/跟踪固定较多跟踪应用范围安装范围较广安装范围较广安装范围广，可安装在云层量较大地区直射光分量较大地区效率保证年限25252525中国应用案例多多较多不多根据上表可知，单晶硅、多晶硅太阳能电池由于制造技术成熟、产品性能稳定、使用寿命长、光电转化效率相对较高的特点，被广泛应用于大型并网光伏电站项目。非晶硅薄膜太阳电池由于其稳定性较差、光电转化效率相对较低（其发电效率大约只有晶体硅电池的一半）、使用寿命相对较短的原因，其在兆瓦级太阳能光伏电站的应用受到一定的限制。况且非晶硅薄膜
13、电池在国内产量很小，目前大规模生产的厂商较少。而磁化镉、铜锢硒电池则由于原材料剧毒或原材料稀缺性，其规模化生产受到限制。聚光光伏系统分类如下：采用水平单轴跟踪系统的线聚焦聚光光伏系统宜安装在低纬度且直射光分量较大地区；采用倾斜单轴跟踪系统的线聚焦聚光光伏系统宜安装在中、高纬度且直射光分量较大地区；点聚焦聚光光伏系统宜安装在直射光分量较大地区。不管安装在什么地方的聚光电池都受当地太阳能直射光分量、地理环境的影响，同时直射光分量的采集也受精确的跟踪系统制约。CPV组件的优势在于较高的转换效率，对于土地昂贵的地区，其成本可能较晶体硅组件有一定的降低，从而缩小与晶体硅组件的发电成本。根据目前的技术成熟
14、度，CPV的维护成本会高于晶体硅配套双轴跟踪器。现阶段应用范围局限于较中小规模的电站或试验站。光伏电站太阳能电池种类应选用技术成熟、转化效率较高、已规模化生产、市场供应充足且在国内有工程应用实例的太阳能电池组件作为光电转换的核心器件。因此，本工程选用晶硅类太阳能电池。晶硅类电池又分为单晶硅电池组件和多晶硅电池组件。两种组件最大的差别是单晶硅组件的光电转化效率略高于多晶硅组件，也就是相同功率的电池组件，单晶硅组件的面积小于多晶硅组件的面积。两种电池组件的电性能、寿命等重要指标相差不大，执行的标准也相同，但单晶硅组件的价格比多晶硅组件的价格高10%左右。在工程实际应用过程中，单晶硅和多晶硅电池都可
15、以选用。因此综合考虑上述因素，本工程拟选用单晶硅太阳能电池组件。1.4.3 电池组件的技术指标太阳能电池组件是太阳能光伏发电系统的核心部件，其各项参数指标的优劣直接影响着整个光伏发电系统的发电性能。表征太阳能电池组件性能的各项参数为：标准测试条件下组件峰值功率、最佳工作电流、最佳工作电压、短路电流、开路电压、最大系统电压、组件效率、短路电流温度系数、开路电压温度系数、峰值功率温度系数、输出功率公差等。1.4.4 电池组件的的选型太阳电池组件要求具有非常好的耐候性，能在室外严酷的环境下长期稳定可靠地运行，同时具有高的转换效率和廉价。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
16、、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。本项目规模较大，项目太阳电池组件的选型应该优先考虑效率较高的大功率电池组件，以降低造价并提高系统效率。太阳能电池组件的功率规格较多，从50Wp到3IOWp国内均有生产厂商生产，且产品应用也较为广泛。由于本工程系统容量为3.135MWp,组件用量较大，组件安装量较大,所以选用单位面积容量合适的电池组件，可以降低组件安装量。285WP系列组件是目前市场上出货量最大的组件之一,285Wp系列的组件功率在265WP285WP不等，不同厂家都各有侧重，但价格大体是一样的。因此综合考虑上述因素，本工程拟选用单晶硅太阳能电池
17、组件。根据对目前几种太阳能电池组件的比较，并结合建筑情况和性价比，本项目初步拟采用285Wp单晶硅光伏组件，其技术参数见下表。表5-2技术参数表太阳能光伏电池组件主要参数表序号项目内容1型式单晶硅光伏电池组件2尺寸结构165Omm*992mm*35mm3标准功率285Wp4峰值电压31.2V5峰值电流9.13A6短路电流9.56A7开路电压38.8V8系统电压最大系统电压1000V9峰值功率温度系数：-0.39%C10峰值电流温度系数0.05%oC11峰值电压温度系数-0.32%oC12温度范围-40-+8513功率误差范围+3%14组件效率17.4%15重量18kg1.5光伏阵列运行方式选择
18、1.1.1阵列倾斜角确定固定式光伏组件的安装，考虑其可安装性和安全性，目前技术最为成熟、成本相对最低、应用最广泛的方式为固定式安装。由于太阳在北半球正午时分相对于地面的倾角在春分和秋分时等于当地的纬度，在冬至等于当地纬度减去太阳赤纬角，夏至时等于当地纬度加上太阳赤纬角。光伏电站装机容量为3.135MWp属于中规模光伏电站，并且光伏支架的造价在工程造价中的比重也相对较高。由于固定式初始投资较低，且支架系统基本免维护，因此本工程光伏组件方阵采用固定式安装。1.6光伏电场光资源计算在光伏发电系统中，光伏组件方阵的放置形式和放置角度对光伏系统接收到的太阳辐射有很大的影响，从而影响到光伏系统的发电能力。
19、与光伏组件方阵放置相关的有下列两个角度参量：太阳电池组件倾角，太阳电池组件方位角。161倾角的确定利用国际现行通用光伏软件PVSYST软件进行倾斜角度的计算如下：图5-4原始数据输入:角度1819202122232425262728辐照(kwhm2.a)13691371137313741375137613761376137613761375最佳年发电量(Mwh.year)35993603360636073608.13608.43607.63606360336003595表5.3利用光伏软件PVSYST计算各倾角辐照量与对应发电量从比较的结果可以看出，当太阳能电池板的倾角在23时，太阳能电池板年
20、发电量最大，此时倾斜面辐射为1376kWhm2ao1.6.2方位角的确定方位角的不同，倾斜面所接收到的年总辐射量也随之变化。本项目位于屋顶，在太阳能电池板的倾角为23。时，方位角的不同，倾斜面所接收到的年总辐射量也随之变化。在太阳能电池板的倾角为23。时，不同方位角的比较结果见下:图5-5倾角为23。，方位角为0。、5、10时的辐射量:Tilt230Azimuth50CActiveaream2(NominalPower(kpCAnnualyieldMWh/yearPower13135.0-kWpMoredetailsSingIefixedPlaneShedSdispositionSun-shi
21、elddispositionArrayspecificationCActiveaream2(NominalPowerkWpCAnnualyieldMWh/yearMoredetailsPower3135.0-kpSingIefixedPlaneShedSdispositionISun-shielddispositior；EastSouthYearlyMeteoYieldTranspositionFactorFT1.071.ossbyrespecttooptimum0.0%Globaloncoll.plane1376kWh/m?环ShowOptimisationTilt23TjAzimuth*S
22、heds:tilt23:azimuth5*zpitch22.00m,width3.00m,boCollectorplaneorientationTilt23AzimuthW0SoutYearlyMeteoYieldTiansposiHonFactorFT1.071.owbyrespecttooptimum0.OZGlobaloncol.plane1375kWh/m?括ShowOptimisationI?Tilt1123jAzimuth*l-Sheds:tit231azimuth1。:pitch22.00mzwidth3.00m,boAnayspecificationCActiveaream2(
23、NominalPOWeUkWpCollectorplaneorientationYearlyMeteoYieldTranSPOsitionFaCtOfFT1.071.ossbyrespecttooptimumO.OZGlobaloncoll.plane1376kWh/m?C Annual yield MWh/year居ShowOptimisationPower3135.0kWpMoredetailsSingIefixedPlaneShedSdispositionSun-shield曲POSitiOrTiltJ23Azimuth*p57JSheds:tik231azimuth5pitch22(X
24、)m,width3.00m,boArrayspecificationCollectorplaneorientationC Active area m2( Nominal POWer kWpC Annual yield MWhyeaYearlyMeteoYieldTranspositionFactorFT1.071.ossbyrespecttooptimum0.0%Globaloncoll,plane1374kWh/m?西ShowOptimisationMoredetailsPower13135.0kpISingIefixedPIaneShedSdispositionISUnShieldCfis
25、positiotTiH1123jAzimuth*I-IaSheds:tik23,azimuth10图5-5倾角为23。，方位角为0。、5、10时的辐射量方位角()-10-50510辐射量(kwh2a)13731376137613761375最佳发电量360336073608.3607.3605(Mwh.year)表5-4不同方位角的辐射量及其发电量根据综合上述辐射量及其发电量、项目现场的施工情况考虑分析得到：光伏组件倾斜角度为23度，方位角为0度为最佳方案。此时，倾斜面辐射量为1376kwhm20图5-5倾角为23。方位角为。时的太阳辐射量分布变化图：InputData宁波北仑Paramete
26、rsNominalpower3135.0-kWModuIeCostOTO-EURpTechnologyPolycrystalline二jResultsArea24115m2AnnuaIYieId3608MWhZyrInvestment7735615EUREnergycost0.19EURkh图5-5倾角为23。，方位角为0。时太阳辐射量分布变化图由图5-5可以看出，当光伏组件以23。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23。倾角安装比水平安装所接受到的辐射强度小。但从整年接受的太阳辐射量来说，光伏组件以23。倾角安装，
27、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。综上所述，本工程组件支架采用固定安装方式，倾斜角度23度，方位角为O度。1.7光伏方阵设计1.7.1 系统方案概述本工程规划容量为3.135MWp,共需285Wp光伏组件IlOOO块，本项目推荐采用分块发电、集中并网方案。电池组件采用285Wp单晶硅电池组件,固定阵列采用倾角为23固定安装在支架上。3.135MWp太阳能电池阵列由3个L045MWp的单晶硅子方阵组成，每个子方阵均由若干路太阳能电池组串并联而成
28、。每个太阳能电池子方阵由太阳能电池组串、逆变设备、汇流设备构成。1.7.2光伏阵列子方阵设计1.7.2.1 太阳能电池阵列子方阵设计的原则(1)太阳能电池组件串联形成的组串，其输出电压的变化范围必须在逆变器正常工作的允许输入电压范围内。(2)每个逆变器直流输入侧连接的太阳能电池组件的总功率应大于该逆变器的额定输入功率，且不应超过逆变器的最大允许输入功率。(3)太阳能电池组件串联后，其最高输出电压不允许超过太阳电池组件自身最高允许系统电压。(4)各太阳能电池板至逆变器的直流部分电缆通路应尽可能短，以减少直流损耗。1.722太阳能电池组件的串、并联设计太阳能电池组件串联的数量由逆变器的最高输入电压
29、和最低工作电压、以及太阳能电池组件允许的最大系统电压所确定。太阳能电池组串的并联数量由逆变器的额定容量确定。本项目选的1.045MWP光伏阵列由约21台50kW逆变器组成，该逆变器最大功率电压跟踪范围：200-100OVdc,最大直流电压：UOOVdc。组件串应符合的逆变器直流输入参数保证在60时的逆变器MPPT电压满足条件，-25C时的开路电压满足条件。1)光伏组件的串联电压之和要小于光伏组件的耐受电压。初步计算，当组件串数326串时，满足逆变器输入耐压电压100OVoSXVOCV组件的耐受电压，电池组件开路电压为38.8V,电池为22块/串，38.822=853.6V,小于组件耐受电压10
30、0OV。考虑到温度的影响，本项目光伏组件开路电压温度系数为。29%/：经计算，22块/串电池组件的开路电压为998.76V小于组件耐受电压100OV,满足设计要求。小于100oV,在逆变器的直流工作电压范围内。2)逆变器的最大输入电压UDCmaX:低温状态下的光伏组件的串联电压之和不能超过光伏逆变器的最大允许直流电压UDCmax,电池组件工作电压为31.2V,SxVmppt(STC)(l+(Tmin-25)UDCmax,经计算，22块/串电池组件，满足逆变器的MPP工作范围要求。由22块太阳能光伏板组成一个串列，该串列功率是6.27kW,输出电压686.4Vo考虑到50kTL光伏组串式并网逆变
31、器最大输入路数为8路，最大输入功率为53kW。所以本项目采用8路组串接一台组串式逆变器，8串组件功率为285Wp228=50.16kW53kW,综上所述，根据逆变器最佳输入电压以及电池板工作环境等因素进行修正后，最终确定单晶硅太阳能电池组件的串联组数为N=22（串）。按上述最佳太阳能电池组件串联数计算，则每一路单晶硅组件串联的额定功率容量=285Wp22=6270Wp。1.045MWp光伏子阵包含大概约21个逆变器，4台6汇1的交流汇流箱。1.7.3 光伏组串单元排列方式一个太阳能电池组串单元中太阳能电池组件的排列方式有多种，为了接线简单，线缆用量少，节省组件支架的数量，降低施工难度，参考以往
32、类似工程的基础上，确定单晶硅太阳能电池组件排列方式采用以下方案：将1组单晶硅太阳能电池组串（每串22块）每块竖向放置。1.7.4 光伏方阵前后间距计算为了避免阵列之间遮阴，需要在南北向前后阵列间留出合理的间距。一般确定原则是：冬至日当天9：0015:00太阳能光伏组件方阵不应有遮挡。计算公式为：太阳高度角的公式:sina=sinfsind+cosfcosdcosw太阳方位角的公式:SinB=COSdsinw/cosa式中：f为当地纬度为29。52；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。oH为方阵前排最高点与后排组件最低位置的高度差。D=cosXL,
33、L=H/tana,a=arcsin(sinfsind+cosfcosdcosw)即.tanarcsin(sin5coscob5cosd?)结合软件PVSYST进行3D模拟，初步计算D=3米；因此，当光伏组件前后排间距为3米时可以保证两排阵列在冬至日上午9点到下午3点之间前排不对后排造成遮挡。1.7.5太阳能电池阵列汇流箱本期容量3.135MWp光伏发电系统共需要50KTL组串式逆变器约63台，每6台逆变器接入一台交流汇流箱，每4台交流汇流箱接入一台变压器的低压侧，本项目共需交流汇流箱12台。1.7.6 光伏方阵平面布置每个1.045MWp光伏子方阵由约167串太阳能电池组串单元组成。每个太阳能
34、电池组串单元由1组单晶硅太阳能电池组串(每串22块)，组件每块竖向放置，排成1行22歹L同时考虑整个方阵承载风压的泄风因素，组件排列行间距为20mm,列间距为20mmo1.7.7 交流汇流箱平面布置每个方阵按照22块组件为1串，每6台50KTL逆变器配置1台6汇1交流汇流箱，每个方阵采用4台6汇1汇流箱。汇流箱布置以配电房位置为中心，尽量靠近配电房以减小电缆的损耗，电缆压降控制在2%以内。1.8系统发电效率分析建设在开阔地的并网光伏电站基本没有朝向损失，影响光伏电站发电量的关键因素主要是系统效率，系统效率主要考虑的因素有：灰尘及雨雪遮挡引起的效率降低、温度引起的效率降低、逆变器的功率损耗、变压
35、器的功率损耗、太阳电池组件串并联不匹配产生的效率降低、交直流部分线缆功率损耗、跟踪系统的精度、其它杂项损失。1）灰尘及露水遮挡引起的效率降低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：4%2）温度引起的效率降低太阳电池组件会因温度变化而使输出电压降低、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MPPT电压范围内，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3%。3）组件串联不匹配产生的效率降低组件串
36、联、并联因为电流、电压不一致产生的效率降低,由于本工程在采购时会通过选用同一规格、同一批次、同一标称功率的太阳电池组件来降低组件的串、并联不匹配引起的损失，故本工程考虑3%的损失。4）并网逆变器的功率损耗本工程采用无隔离变压器型并网逆变器，根据逆变器的技术资料及工程实际测试结果表明，逆变器的功率损耗远远低于3%,考虑气候条件因素，本工程按3%计算并网逆变器的功率损耗。5）交、直流线缆的功率损耗大型光伏并网电站要求采用光伏专用电缆，电缆的截面积要充分考虑线路的电压降及损耗等因素确定，在电缆选型确定时一般按2%的线路损耗设计。6）变压器功率损耗使用高效率的变压器，变压器效率为97%,即功率损耗计为
37、3%7）其它杂项损失光伏电站在运行期间，会因为局部维修而停止该子系统工作；会因为组件的弱光性而引起太阳辐射量损失，本工程采用3%的损失。通过以上分析得到本工程系统效率的修正系统如下：表5-2系统效率估算修正系统统计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96%80.79%2温度引起的效率降低97%3并网逆变器的功率损耗97%4变压器的功率损耗97%5组件串并联不匹配产生的效率降低97%6交、直流部分线缆功率损耗98%7其它损失（含维修期停电检修、弱光性等）97%本工程考虑气候变化等不可遇见自然现象，设计系统效率修正为80%,并以此数据进一步估算光伏电站的年发电量。1
38、.9发电量计算（1）水平面总辐射量根据计算，水平面上年平均太阳辐射为1283.1kWhm2o（2）固定倾角经计算，固定支架倾角为23。；23斜面上的全年太阳辐射为1376kwhm2o(3)年发电小时数根据斜面年总辐射量，计算出峰值日照小时为1376小时。(4)理论发电量光伏电站理论年发电量二实际安装容量(kW)X年发电小时数(h)理论发电量=3135xl376h70000=43L38万度。要估算项目上网电量，需在理论发电量上进行系统效率折减，根据上文，系统效率=80%(5)衰减效率由于太阳电池组件的转换效率呈逐年递减状态，因此随着时间的推移，实际发电量不断减少。根据光伏制造行业规范条件(201
39、5年本)中要求：单晶硅电池组件衰减率首年、次年各1%,10年衰减10%,15年衰减20%取值。根据以上要求，最终计算得25年发电量及各月发电量如表53所示。表5-3电池阵列的发电量统计1234567341.65338.23334.82331.40327.98324.57321.15891011121314317.73314.32310.90307.48301.09303.04300.6515161718192021298.26296.21293.82291.43289.04286.99284.592223242525年总发电量平均282.54280.15277.76271.377631.193
40、01.41考虑衰减25年内平均每年发电量为301.41万度，25年总发电量7631.19万度。1.10辅助技术方案1.10.1 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。1.10.2 组件清洗方案电池组件很容易积尘，影响发电效率。必须对电池组件进行清洗，保证电池组件的发电效率。光伏阵列的电池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，对落在电池面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，发现电池组件被污染的应及时清洗。日常维护主要是每日巡视检查电池组件的清洁程度。不符合要求的应及时清洗，确保电池面组件的清洁。
