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[技術(shù)心得] 光伏發(fā)電系統(tǒng)設(shè)計(jì)與簡(jiǎn)易計(jì)算方法 乛、離網(wǎng)(獨(dú)立) 型光伏發(fā)電系統(tǒng) (一) 前言： 光伏發(fā)電系統(tǒng)的設(shè)計(jì)與計(jì)算涉及的影響因素較多，不僅與光伏電站所在地區(qū)的光照條件、地理位置、氣侯條件、空氣質(zhì)量有關(guān)，也與電器負(fù)荷功率、用電時(shí)間有關(guān)，還與需要確保供電的陰雨天數(shù)有關(guān)，其它尚與光伏組件的朝向、傾角、表面清潔度、環(huán)境溫度等等因素有關(guān)。而這些因素中，例如光照條件、氣候、電器用電狀況等主要因素均極不穩(wěn)定，因此嚴(yán)格地講，離網(wǎng)光伏電站要十分嚴(yán)格地保持光伏發(fā)電量與用電量之間的始終平衡是不可能的。離網(wǎng)電站的設(shè)計(jì)計(jì)算只能按統(tǒng)計(jì)性數(shù)據(jù)進(jìn)行設(shè)計(jì)計(jì)算，而通過蓄電池電量的變化調(diào)節(jié)兩者的不平衡使之在發(fā)電量與用電量之間達(dá)到統(tǒng)計(jì)性的平衡。 (二) 設(shè)計(jì)計(jì)算依椐： 光伏電站所在地理位置(緯度) 、年平均光輻射量F或年平均每日輻射量f(f=F/365) (詳見表1) 我國(guó)不同地區(qū)水平面上光輻射量與日照時(shí)間資料 表1 注：1)1 kwh=3.6MJ；亻 2)f=F(MJ/m2 )/365天； 3)h=H/365天； 4) h1=F(KWh)/365(天)/1000(kw/m2 ) (小時(shí)) ； 3) 5)表中所列為各地水平面上的輻射量，在傾斜光伏組件上的輻射量比水平面上輻射量多。 設(shè)y=傾斜光伏組件上的輻射量/水平面上輻射量=1.05—1.15。故設(shè)計(jì)計(jì)算傾斜光伏組件面上輻射量時(shí)應(yīng)乘以量量時(shí)應(yīng)乘以y。 2. 各種電器負(fù)荷電功率w及其每天用電時(shí)間t； 3. 確保陰雨天供電天數(shù)d； 4. 蓄電池放電深度DOD(蓄電池放電量與總?cè)萘恐?font face="Times New Roman" style="word-wrap: break-word;">) ； (三) 設(shè)計(jì)計(jì)算： 1. 每天電器用電總量Q： Q=( W1×t1十W2×t2十----------) (kwh) 2. 光伏組件總功率Pm： Pm= a×Q/F×y×η/365×3.6×1 或Pm=a×Q/f×y×η/3.6×1 或Pm= (a×Q/h1×y×η ) (kwp) Pm----光伏組件峰值功率，單位：WP 或K WP (標(biāo)定條件：光照強(qiáng)度1000W/m2，溫度25℃，大氣質(zhì)量AM1.5) a-----全年平均每天光伏發(fā)電量與用電量之比 此值 1≤a≤d η-----發(fā)電系統(tǒng)綜合影響系數(shù)(詳見表2) 光伏發(fā)電系統(tǒng)各種影響因素分析表 表2 3. 蓄電池容量C： C=d×Q/DOD×η6×η9×η10 (kwh)-----( 交流供電) C=d×Q/DOD×η9×η10 (kwh)-----( 直流供電) 4. 蓄電池電壓V、安時(shí)數(shù)AH、串聯(lián)數(shù)N與并聯(lián)數(shù)M設(shè)計(jì)： 蓄電池總安時(shí)數(shù)AH=蓄電池容量C/蓄電池組電壓V 蓄電池電壓根據(jù)負(fù)載需要確定，通常有如下幾種： 1.2v；2.4v；3.6v；4.8v；6v；12v；24v；48v；60v；110v；220v 蓄電池串聯(lián)數(shù)N=蓄電池組電壓V/每只蓄電池端電壓v 蓄電池并聯(lián)數(shù)M=蓄電池總安時(shí)數(shù)AH/每只蓄電池AH數(shù) 5. 光伏組件串聯(lián)與并聯(lián)設(shè)計(jì)： 光伏組件串聯(lián)電壓和組件串聯(lián)數(shù)根據(jù)蓄電池串聯(lián)電壓確定：(見表3、表4、表5) (晶體硅)光伏組件串聯(lián)電壓和組件串聯(lián)數(shù) 表3 (晶體硅)光伏組件端電壓與電池片串聯(lián)數(shù) 表4 (CIS薄膜)光伏組件端電壓與電池片串聯(lián)數(shù) 表5 光伏組件并聯(lián)數(shù)M=光伏組件總功率Pm /每塊組件峰值功率×組件串聯(lián)數(shù) 6. 充電控制器選用 主要根據(jù)下列要求選用： 1) 最大輸入電壓≥光伏方陣串聯(lián)空載電壓1.2-1.5倍； 2) 最大輸入電流≥光伏方陣并聯(lián)短路電流1.2-1.5倍； 3) 輸入并聯(lián)支路數(shù)≥光伏方陣并聯(lián)數(shù)； 4) 額定功率≥最大負(fù)載功率總和1.2-1.5倍； 5) 輸出最大電流≥最大負(fù)載電流1.2倍 充電控制器應(yīng)具有過充、欠壓保護(hù)；防反充和接反保護(hù)功能。 7. 逆變器選用 主要根據(jù)下列要求選用： 1) 最入電壓≥蓄電池串聯(lián)電壓； 2) 額定功率≥負(fù)載最大功率1.2-1.5倍；(對(duì)于感性負(fù)載，需考慮啟動(dòng)電流) ； 3) 輸出電壓=負(fù)載額定電壓； 4) 輸出電流波形根據(jù)負(fù)載要求可以為方波或準(zhǔn)正弦波或正弦波； 逆變器應(yīng)具有輸出過電壓和過電流保護(hù)。 (四) 離網(wǎng)電站實(shí)際發(fā)電舉例 1) 西藏昌都地區(qū)一座總功率Pm=30kwp 離網(wǎng)光伏電站，經(jīng)910天運(yùn)行，累計(jì)發(fā)電74332kwh。 平均每天發(fā)電量g=74332kwh/910天=81.68kwh。 2) 理論計(jì)算： 昌都地處西藏東南部，查表1，年平均輻射量為1625-1855kwh/m2 ,取F=1700kwh/m2 或h1 =4.6h a) 年發(fā)電量G=Pm×F ×y×η/1Kw=30kwp ×1700kwh×1.1 ×0.54/1kw=30294(kwh) 每天發(fā)電量g=G/365=30294/365=83(Kwh) ；或 b)每天發(fā)電量g=Pm ×h1 ×y×η=30kwp ×4.6h×1.1 ×0.54=81.97(kwh) 理論計(jì)算發(fā)電量81.97(kwh)與實(shí)際發(fā)電量81.68kwh十分接近，表明理論計(jì)算的正確性。 二、并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)設(shè)計(jì)計(jì)算 并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)的設(shè)計(jì)比離網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)簡(jiǎn)單，這不僅是因?yàn)殡x網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)不需要蓄電池和充電控制器，且其供電對(duì)象是較穩(wěn)定的電網(wǎng)。故毋須考慮發(fā)電量與用電量之間的平衡，也不需要考慮負(fù)載的電阻、電感特性。通常只需根據(jù)光伏組件總功率計(jì)算其發(fā)電量。反之，根據(jù)需要的發(fā)電量設(shè)計(jì)并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)設(shè)置。 (一) 設(shè)計(jì)依椐： 1) 光伏發(fā)電系統(tǒng)所在地理位置(緯度) ； 2) 當(dāng)?shù)啬昶骄廨椛淞浚?/font> 3) 需要年發(fā)電量或光伏組件總功率或投資規(guī)?；蛘嫉孛娣e等； 4) 并網(wǎng)電網(wǎng)電壓，相數(shù)； (二) 并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)設(shè)計(jì)計(jì)算 1) 發(fā)電量或組件總功率計(jì)算： 年平均每天發(fā)電量g=Pm×h1×y×η (kwh) 或 g= Pm×F(M J/m2 ) ×y×η/3.6×365×1 (kwh) 或 g= Pm×F(kwh/m2 ) ×y×η/365 (kwh) 平均年發(fā)電量G=g×365 (kwh) 2) 并網(wǎng)逆變器選用： 并網(wǎng)逆變器的選用主要根據(jù)下列要求： a) 逆變器額定功率=0.85-1.2Pm； b) 逆變器最大輸入直流電壓>光伏方陣空載電壓； c) 逆變器最輸入直流電壓范圍>光伏方陣最小電壓； d) 逆變器最大輸入直流電流>光伏方陣短路電流； e) 逆變器額定輸入直流電壓=光伏方陣最大功率電壓； f) 額定輸出電壓=電網(wǎng)額定電壓； g) 額定頻率=電網(wǎng)頻率； h) 相數(shù)=電網(wǎng)相數(shù)； 并網(wǎng)逆變器的輸出波形畸變、頻率誤差等應(yīng)滿足并網(wǎng)技術(shù)要求。此外，必須具有短路、過壓、欠壓保護(hù)和防孤島效應(yīng)等功能。 三、光伏組件方陣設(shè)計(jì)： (一) 光伏組件水平傾角設(shè)計(jì)： 光伏組件水平傾角的設(shè)計(jì)主要取決于光伏發(fā)電系統(tǒng)所處緯度和對(duì)一年四季發(fā)電量分配的要求。 1) 對(duì)于一年四季發(fā)電量要求基本均衡的情況，可以按以下方式選擇組件傾角： 2)在我國(guó)大部分地區(qū)通常可以采用所在緯度加7°的組件水平傾角。 對(duì)于要求冬季發(fā)電量較多情況，可以采用所在緯度加11°的組件水平傾角。 對(duì)于要求夏季發(fā)電量較多情況，可以采用所在緯度減11°的組件水平傾角。 (二)光伏方陣傾角與朝向?qū)Πl(fā)電量的影響： 光伏方陣傾角與朝向?qū)Πl(fā)電量有很大影響，一般光伏方陣應(yīng)面向正南方(北半球) ，合理的傾角在前面巳論述。 但在有些場(chǎng)合，組件的傾角和朝向不一定理想。這就會(huì)對(duì)光伏方陣的對(duì)發(fā)電量的產(chǎn)生明顯的影響。下圖是光伏方陣傾角與朝向?qū)Πl(fā)電量影響的大致關(guān)系圖。 (三) 光伏方陣前后兩排間距或與前方遮擋物之間的間距設(shè)計(jì)： 光伏方陣前后間距或與前方遮擋物之間的間距如果不合理設(shè)計(jì)，則會(huì)影響光伏系統(tǒng)的發(fā)電量，尤其在冬季。 光伏方陣前后間距或與前方遮擋物之間的間距的設(shè)計(jì)與光伏系統(tǒng)所在緯度、前排方陣或遮擋物高度有關(guān)。 設(shè)D-------為前后間距； Φ------為光伏系統(tǒng)所處緯度(北半球?yàn)檎习肭驗(yàn)樨?fù))； H-------為后排光伏組件底邊至前排遮擋物上邊的垂直高度； D=0.707H/tan〔arc sin(0.648cosΦ—0.399sinΦ) 〕 舉例：設(shè)Φ=32° D=0.707H/tan〔arc sin(0.648cos32°—0.399sinΦ32°) 〕 =0.707H/tan〔arc sin(0.648×0.848—0.399×0.529) 〕 =0.707H/tan〔arc sin(0.549—0.211)= 0.707H/tan〔arc sin0.338〕 =0.707H/tan18.6°=0.707H/0.336=2.1H (四) 光伏方陣總功率與占地面積的關(guān)系： 光伏方陣總功率與占地面積的關(guān)系取決于光伏組件的安裝方式、光伏組件種類(晶體硅或薄膜電池)及其光伏組件光電轉(zhuǎn)換效率。組件安裝方式可分為兩種： 1) 復(fù)蓋型：如復(fù)蓋在坡屋面或平屋面或墻面上的安裝方式。這種方式能安裝的光伏方陣總功率較多。根椐組件不同光電轉(zhuǎn)換率，大致如下： a) 晶體硅組件(光電轉(zhuǎn)換率15-17%)：130—145WP /m2 ； b) 薄膜電池(光電轉(zhuǎn)換率5-7%)：43-60 WP /m2 2) 鋸齒型：在平屋頂或平地上安裝傾斜光伏組件方式。這種安裝方式，有利于提高光伏方陣的發(fā)電量。但從前面所述，為防止前排遮擋后排，前后排之間必須有一定間距。這種間距隨著光伏發(fā)電系統(tǒng)所在緯度的增大而增加。對(duì)于我國(guó)大部分地區(qū)而言，每平方米能安裝的組件功率僅為復(fù)蓋型的一半。即 a) 晶體硅組件(光電轉(zhuǎn)換率15-17%)：65—72WP /m2 ；； b) 薄膜電池(光電轉(zhuǎn)換率5-7%)：22-30WP /m2 ； 有了上列各項(xiàng)數(shù)椐，就可以計(jì)算不同組件安裝方式情況下，光伏組件總功率所需安裝面積。反之，巳知面積，可以計(jì)算能安裝的最大光伏方陣總功 |
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