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乛、離网独立型光伏发电系统一前言光伏发电系统的设计与计算涉及的影响因素较多，不仅与光伏电站所在地区的光照条件、地理位置、气侯条件、空气质量有关，也与电器负荷功率、用电时间有关，还与需要確保供电的阴雨天数有关，其它尚与光伏组件的朝向、倾角、表面清洁度、环境温度等等因素有关。而这些因素中，例如光照条件、气候、电器用电状况等主要因素均极不稳定，因此严格地讲，離网光伏电站要十分严格地保持光伏发电量与用电量之间的始终平衡是不可能的。離网电站的设计计算只能按统计性数据进行设计计算，而通过蓄电池电量的变化调节两者的不平衡使之在发电量与用电量之间达到统计性的平衡。二设计计算依椐光伏电站所在地理位置緯度、年平均光辐射量 F 或年平均每日辐射量 ffF/365 详见表1我国不同地区水平面上光辐射量与日照时间资料表1年平均光辐射量 F地区类别地区MJ/m2 . Kwh/m2年平均光照时间H小时年平均每天辐射量fMJ/m2年平均每天光照时间h小时年平均每天1kw/m2峰光照时间 h1小时一宁夏北部、甘肃北部、新疆南部、青海西部、西藏西部、印度、巴基斯坦北部6680-84001855-23333200-330018.3-23.0 8.7-9.0 5.0-6.3二河北西北部、山西北部、内蒙南部、宁夏南部、甘肃中部、青海东部、5852-66801625-18553000-320016.0-18.3 8.2-8.7 4.5-5.1西藏东南部、新疆西部三山东、河南、河北东南部、山西南部、新疆北部、吉林、辽宁、云南、陕西北部、甘肃东南部、江苏北部、安徽北部、台湾西南部5016-58521393-16252200-300013.7-16.0 6.0-8.2 3.8-4.5四湖南、湖北、广西、江西、淅江、福建北部、广东北部、陕西南部、江苏南部、安徽南部、黑龙江、台湾东北部4190-50161163-13931400-220011.5-13.7 3.8-6.0 3.2-3.8五四川、贵州 3344-4190 928-1163 1000-1400 9.16-11.5 2.7-3.8 2.5-3.2注11 kwh3.6MJ ；亻2fFMJ/m2 /365天；3hH/365天；4 h1FKWh/365天/1000kw/m2 小时；3 5表中所列为各地水平面上的辐射量，在倾斜光伏组件上的辐射量比水平面上辐射量多。设 y倾斜光伏组件上的辐射量/水平面上辐射量1.05 1.15。故设计计算倾斜光伏组件面上辐射量时应乘以量量时应乘以 y。2. 各种电器负荷电功率 w 及其每天用电时间 t；3. 確保阴雨天供电天数 d；4. 蓄电池放电深度 DOD蓄电池放电量与总容量之比；三设计计算1. 每天电器用电总量 QQ W1t1十 W2t2十---------- kwh2. 光伏组件总功率 PmPm aQ/Fyη/3653.61或 PmaQ/fyη/3.61或 Pm aQ/h1yη kwpPm----光伏组件峰值功率，单位WP 或 K WP 标定条件光照强度1000W/m2，温度25℃，大气质量 AM1.5a-----全年平均每天光伏发电量与用电量之比此值 1≤a≤dη-----发电系统综合影响系数详见表2光伏发电系统各种影响因素分析表表2系数代号系数名称损失率备注η1 组件表面清洁度损失约3η2 温升损失 0.4/℃η3 方阵组合损失约 3η4 最大功率点偏离损失约 4η5 组件固定倾角损失约 8η6 逆变器效率 85-93η7 线损约 3η8 蓄电池过充保护损失约3η9 充电控制器损耗约 8η10 蓄电池效率 80-90合计 η1 离网交流系统2 离网直流系统3 并网系统η1 ----------η10η1 ----η5*η7 ---η10η1 -----η7η52-56η59-63η72-783. 蓄电池容量 CCdQ/DODη6η9η10 kwh----- 交流供电CdQ/DODη9η10 kwh----- 直流供电4. 蓄电池电压 V、安时数 AH、串联数 N 与并联数 M 设计蓄电池总安时数 AH蓄电池容量 C/蓄电池组电压 V蓄电池电压根据负载需要确定，通常有如下几种1.2v；2.4v；3.6v；4.8v；6v；12v；24v；48v；60v；110v；220v蓄电池串联数 N蓄电池组电压 V/每只蓄电池端电压 v蓄电池并联数 M蓄电池总安时数 AH/每只蓄电池 AH 数5. 光伏组件串联与并联设计光伏组件串联电压和组件串联数根据蓄电池串联电压确定见表3、表4、表5晶体硅光伏组件串联电压和组件串联数表3蓄电池组端电压V 12 24 48 220充电电压V 17 34 68 308光伏组件最大功率电压V16.5-17.5 16.5-17.5 34 16.5-17.5 34 16.5-17.5 34光伏组件串联数 1 2 1 4 2 18 9晶体硅光伏组件端电压与电池片串联数表4蓄电池电压V 1.2 2.4 3.6 4.8 6 9光伏组件端电电充电电压V1.68 3.36 5.04 6.72 8.4 12.6串联电池片数 4 8 10 14 18 26CIS 薄膜光伏组件端电压与电池片串联数表5蓄电池电压V 1.2 2.4 3.6 4.8 6 9光伏组件端电压充电电压V1.68 3.36 5.04 6.72 8.4 12.6串联电池片数 6 10 16 22 26 40光伏组件并联数 M光伏组件总功率 Pm /每块组件峰值功率组件串联数6. 充电控制器选用主要根据下列要求选用1 最大输入电压≥光伏方阵串联空载电压 1.2-1.5倍；2 最大输入电流≥光伏方阵并联短路电流 1.2-1.5倍；3 输入并联支路数≥光伏方阵并联数；4 额定功率≥最大负载功率总和 1.2-1.5倍；5 输出最大电流≥最大负载电流 1.2倍充电控制器应具有过充、欠压保护；防反充和接反保护功能。7. 逆变器选用主要根据下列要求选用1 最入电压≥蓄电池串联电压；2 额定功率≥负载最大功率 1.2-1.5倍；对于感性负载，需考虑启动电流；3 输出电压负载额定电压；4 输出电流波形根据负载要求可以为方波或准正弦波或正弦波；逆变器应具有输出过电压和过电流保护。四离网电站实际发电举例1 西藏昌都地区一座总功率 Pm30kwp 离网光伏电站，经910天运行，累计发电74332kwh。平均每天发电量 g74332kwh/910天81.68kwh。2 理论计算昌都地处西藏东南部，查表1，年平均辐射量为1625-1855kwh/m2 ,取 F1700kwh/m2 或h1 4.6ha 年发电量 GPmF yη/1Kw30kwp 1700kwh1.1 0.54/1kw30294kwh每天发电量 gG/36530294/36583Kwh ；或b每天发电量 gPm h1 yη30kwp 4.6h1.1 0.5481.97kwh理论计算发电量81.97kwh与实际发电量81.68kwh 十分接近，表明理论计算的正确性。二、并网光伏发电系统设计计算并网光伏发电系统的设计比离网光伏发电系统简单，这不仅是因为离网光伏发电系统不需要蓄电池和充电控制器，且其供电对象是较稳定的电网。故毋须考虑发电量与用电量之间的平衡，也不需要考虑负载的电阻、电感特性。通常只需根据光伏组件总功率计算其发电量。反之，根据需要的发电量设计并网发电系统设置。一设计依椐1 光伏发电系统所在地理位置纬度；2 当地年平均光辐射量；3 需要年发电量或光伏组件总功率或投资规模或占地面积等；4 并网电网电压，相数；二并网发电系统设计计算1 发电量或组件总功率计算年平均每天发电量 gPmh1yη kwh 或g PmFM J/m2 yη/3.63651 kwh 或g PmFkwh/m2 yη/365 kwh平均年发电量 Gg365 kwh2 并网逆变器选用并网逆变器的选用主要根据下列要求a 逆变器额定功率0.85-1.2Pm；b 逆变器最大输入直流电压光伏方阵空载电压；c 逆变器最输入直流电压范围光伏方阵最小电压；d 逆变器最大输入直流电流光伏方阵短路电流；e 逆变器额定输入直流电压光伏方阵最大功率电压；f 额定输出电压电网额定电压；g 额定频率电网频率；h 相数电网相数；并网逆变器的输出波形畸变、频率误差等应满足并网技术要求。此外，必须具有短路、过压、欠压保护和防孤岛效应等功能。三、光伏组件方阵设计一光伏组件水平倾角设计光伏组件倾角的设计主要取决于光伏发电系统所处纬度和对一年四季发电量分配的要求。1 对于一年四季发电量要求基本均衡的情况，可以按以下方式选择组件倾角光伏发电系统所处纬度光伏组件水平倾角纬度0°--- 25° 倾角等于纬度纬度26°--- 40° 倾角等于纬度加5°∽ 10°纬度 41°----55° 倾角等于纬度加10°∽ 15°纬度55° 倾角等于纬度加15°∽ 20°2在我国大部分地区通常可以采用所在纬度加7°的组件水平倾角。对于要求冬季发电量较多情况，可以采用所在纬度加11°的组件水平倾角。对于要求夏季发电量较多情况，可以采用所在纬度减11°的组件水平倾角。二光伏方阵倾角与朝向对发电量的影响光伏方阵倾角与朝向对发电量有很大影响，一般光伏方阵应面向正南方北半球，合理的倾角在前面巳论述。但在有些场合，组件的倾角和朝向不一定理想。这就会对光伏方阵的对发电量的产生明显的影响。下图是光伏方阵倾角与朝向对发电量影响的大致关系图。三光伏方阵前后两排间距或与前方遮挡物之间的间距设计光伏方阵前后间距或与前方遮挡物之间的间距如果不合理设计，则会影响光伏系统的发电量，尤其在冬季。光伏方阵前后间距或与前方遮挡物之间的间距的设计与光伏系统所在纬度、前排方阵或遮挡物高度有关。设 D-------为前后间距；Φ------为光伏系统所处纬度北半球为正，南半球为负；H-------为后排光伏组件底边至前排遮挡物上边的垂直高度；D0.707H/tan〔arc sin0.648cosΦ 0.399sinΦ 〕举例设 Φ32°D0.707H/tan〔arc sin0.648cos32° 0.399sinΦ32° 〕0.707H/tan〔arc sin0.6480.848 0.3990.529 〕0.707H/tan〔arc sin0.549 0.211 0.707H/tan〔arc sin0.338〕0.707H/tan18.6°0.707H/0.3362.1H四光伏方阵总功率与占地面积的关系光伏方阵总功率与占地面积的关系取决于光伏组件的安装方式、光伏组件种类晶体硅或薄膜电池及其光伏组件光电转换效率。组件安装方式可分为两种1 复盖型如复盖在坡屋面或平屋面或墙面上的安装方式。这种方式能安装的光伏方阵总功率较多。根椐组件不同光电转换率，大致如下a 晶体硅组件光电转换率 15-17130 145WP /m2 ；b 薄膜电池光电转换率5-7 43-60 WP /m2 2 锯齿型在平屋顶或平地上安装倾斜光伏组件方式。这种安装方式，有利于提高光伏方阵的发电量。但从前面所述，为防止前排遮挡后排，前后排之间必须有一定间距。这种间距随着光伏发电系统所在纬度的增大而增加。对于我国大部分地区而言，每平方米能安装的组件功率仅为复盖型的一半。即a 晶体硅组件光电转换率 15-1765 72WP /m2 ；；b 薄膜电池光电转换率5-7 22-30WP /m2 ；有了上列各项数椐，就可以计算不同组件安装方式情况下，光伏组件总功率所需安装面积。反之，巳知面积，可以计算能安装的最大光伏方阵总功