安徽蕪湖100kW光伏發(fā)電項目設計方案

安徽蕪湖100kW光伏發(fā)電項目技術方案二〇一八年七月目錄TOC\o"1-3"\h\u21544第一章綜合說明 2110771.1概述 222101.1.1項目背景 2102691.1.2項目必要性和意義 3173781.2太陽能資源 3243561.2.1我國太陽能資源 3271661.2.3氣象數(shù)據(jù) 5311301.3市區(qū)概況 696891.4工程規(guī)模 833851.5結論 824117第二章總體方案設計 9132132.1分布式光伏發(fā)電總體設計方案 93162.2光伏組件選型 9312362.4逆變器選型 13187342.5組件運行方式 1721467第三章系統(tǒng)能效分析 1974893.1系統(tǒng)效率 19202173.2發(fā)電量計算 20290603.2.1光伏電站 20323783.3投資收益分析 21263093.3.1光伏電站收益 21311193.4節(jié)能減排計算 22129623.4.1光伏電站 2230150附件： 23第一章綜合說明1.1概述1.1.1項目背景目前，我國正處在能源產業(yè)結構調整以及體制改革的關鍵時期。2014年6月13日，習近平總書記在中央財經領導小組第六次會議上強調，能源安全是關系國家經濟社會發(fā)展的全局性、戰(zhàn)略性問題，對國家繁榮發(fā)展、人民生活改善、社會長治久安至關重要。面對能源供需格局新變化、國際能源發(fā)展新趨勢，保障國家能源安全，必須推動能源生產和消費革命。推動能源生產和消費革命是長期戰(zhàn)略，必須從當前做起，加快實施重點任務和重大舉措。2015年3月5日，李克強總理在政府工作報告中提出“能源生產與消費革命，關乎發(fā)展與民生，要大力發(fā)展風電、光伏發(fā)電、生物質能”以及“互聯(lián)網(wǎng)+”的概念。能源安全是關系國家經濟社會發(fā)展的全局性、戰(zhàn)略性問題，對國家繁榮發(fā)展、人民生活改善、社會長治久安至關重要。黨的十八大以來，以習近平同志為核心的黨中央提出了“能源革命”的戰(zhàn)略思想，為我國能源發(fā)展指明了方向，明確了目標。5年來，能源生產和消費發(fā)生巨大變革，能源發(fā)展方式由粗放型向集約型轉變，能源結構由煤炭為主向多元化轉變，能源發(fā)展動力由傳統(tǒng)能源增長向新能源增長轉變，能源消費得到有效控制，能源利用效率進一步提高，節(jié)能降耗取得新成效。國家能源局的國能新能【2014】406號文件中明確指出要“充分利用具備條件的建筑屋頂（含附屬空閑場地）資源，鼓勵屋頂面積大、用電負荷大、電網(wǎng)供電價格高的開發(fā)區(qū)和大型工商企業(yè)率先開展光伏發(fā)電應用”。“電改9號文”第18條明確提出多途徑培育市場主體。允許符合條件的高新產業(yè)園區(qū)或經濟技術開發(fā)區(qū)，組建售電主體直接購電；鼓勵社會資本投資成立售電主體，允許其從發(fā)電企業(yè)購買電量向用戶銷售；允許擁有分布式電源的用戶或微網(wǎng)系統(tǒng)參與電力交易；鼓勵供水、供氣、供熱等公共服務行業(yè)和節(jié)能服務公司從事售電業(yè)務；允許符合條件的發(fā)電企業(yè)投資和組建售電主體進入售電市場，從事售電業(yè)務。以上這些預示著我國能源行業(yè)發(fā)展將要進入一個全新的歷史階段。新能源的建設不是基于現(xiàn)有的能源生產、消費模式和能源體制，而是要通過新能源這種能源技術革命，推動能源生產、消費、體制變革和能源結構的調整，有力地推動我國能源革命。1.1.2項目必要性和意義當前及今后一段時期，安徽省深入貫徹落習近平總書記能源生產和消費革命，大力推動生態(tài)文明建設戰(zhàn)略、努力爭當生態(tài)文明建設排頭兵的重要時期。推進新能源建設、促進低碳發(fā)展，對于安徽省加快發(fā)展方式轉變、促進生態(tài)文明建設和實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展具有重要意義。推動分布式光伏的應用是滿足保定市能源需求、積極應對氣候變化的迫切需要。保定市經濟基礎較扎實、經濟實力較強，能源價格相對較高，可利用屋頂面積較大且集中，為分布式新能源的建設發(fā)展提供了良好的條件。目前，蕪湖市正處在現(xiàn)代化的快速發(fā)展階段，對能源的需求持續(xù)增長，對化石能源的依存度較高。利用安徽省的優(yōu)勢建設大型片區(qū)的分布式新能源項目可以有效利用白城市閑置屋頂資源，充分利用自然資源，向用戶供給大量的清潔能源并提升能源利用效率，有利于促進能源結構向低碳化、清潔化轉變，降低對煤炭、石油等能源的依賴和消耗；有利于減少二氧化碳的排放，為白城市提高應對氣候變化的能力，為減緩氣候變暖做出貢獻。并且，通過推進大力推進分布式新能源發(fā)展，引進大量的創(chuàng)新商業(yè)模式和創(chuàng)新技術和發(fā)展方式變革，可以積極推動吉林省建設發(fā)展朝著低碳和“互聯(lián)網(wǎng)+”方向轉型，有助于優(yōu)化經濟結構和提升產業(yè)層次，盡快步入發(fā)展與保護良性循環(huán)的軌道，最大程度地避免傳統(tǒng)工業(yè)化、城鎮(zhèn)化的彎路及弊端，實現(xiàn)蕪湖市經濟的跨越式發(fā)展。1.2太陽能資源由全國太陽能資源分布圖可知，該場區(qū)太陽能資源較豐富區(qū)。同時，推算項目區(qū)域水平面年總輻射量為1368.75kWh/m2（4927.5MJ/m2），位于年輻射量為3780MJ/m2~5040MJ/m2之間。根據(jù)《太陽能資源評估方法》（QX/T89-2008），該場區(qū)屬于太陽能資源豐富帶，太陽能輻射等級為三類地區(qū)。1.2.1我國太陽能資源我國是太陽能資源相當豐富的國家，絕大多數(shù)地區(qū)年平均日輻射量在4kWh/m2天以上，與同緯度的其它國家相比，和美國類似，比歐洲、日本優(yōu)越得多。I、II、III類地區(qū)約占全國總面積的2/3以上，年太陽輻射總量高于5000MJ/m2，年日照時數(shù)大于2000h，具有利用太陽能的良好條件。太陽能資源是以太陽總輻射量表示的，一個國家或一個地區(qū)的太陽總輻射量主要取決所處緯度、海拔高度和天空的云量。根據(jù)《太陽能資源評估方法》（QX/T00389-2008），太陽能資源豐富程度等級劃帶分布如下圖1.2-1及表1.2-1。圖1.2-1中國水平面太陽輻射分布圖表1.2-1中國水平面太陽輻射等級劃分表等級資源帶號年總輻射量（MJ/m2）年總輻射量（kWh/m2）平均日輻射量（kWh/m2）最豐富帶I≥6300≥1750≥4.8很豐富帶II5040–63001400–17503.8–4.8較豐富帶III3780–50401050–14002.9–3.8一般IV<3780<1050<2.9從大興安嶺南麓向西南穿過河套，向南沿青藏高原東側直至西藏南部，形成一條等值線。此線以西為太陽能日照豐富地區(qū)，年日照時≥3000小時，這是這些地區(qū)位處內陸，全年氣候干旱、云量稀少所致。按照全國太陽能日照資源分為：最豐富帶（≥3000小時/年）、很豐富帶（2400-3000小時/年）、較豐富帶（1600-2400小時/年）和一般帶（≤1600小時/年）4個區(qū)域。我國全年日照時數(shù)分布圖如圖1.2-2所示：圖1.2-2我國全年日照時數(shù)分布圖根據(jù)氣象部門的調查測算：我國太陽能年總輻射量最大值在青藏高原，高達10100MJ/m2，最小值在四川盆地，僅3300MJ/m2。1.2.3氣象數(shù)據(jù)在光伏電站設計中，一般在未收集到氣象站輻射數(shù)據(jù)時，或者氣象站離項目站址的距離較遠，都會借助公共氣象數(shù)據(jù)庫（包括衛(wèi)星觀測數(shù)據(jù)）或商業(yè)氣象（輻射）軟件包進行對比分析，本文主要借助該數(shù)據(jù)進行項目場址光資源分析。氣象NASA中的輻射數(shù)據(jù)默認的輻射量算法是插值算法。其基本原理是，以全球范圍內的8000多個觀測站數(shù)據(jù)作為基礎數(shù)據(jù)庫，當輸入任意一個站點經緯度時，軟件自動在以站點為中心1000km范圍內搜索觀測站，然后通過插值算法將參考氣象站數(shù)據(jù)折算成所需站點數(shù)據(jù)。該軟件可查取到距項目場址最近的2~3個有輻射觀測數(shù)據(jù)氣象站，采用國際能源署1992年公布的謝氏權值插值公式，擬合計算出一組項目場地的太陽輻照數(shù)據(jù)，該軟件廣泛應用于無輻射氣象站地區(qū)的太陽能資源評價。本項目地坐標為東經117°40′至118°44分、北緯30°19′至31°34′之間，南倚皖南山系，北望\t"/item/%E8%8A%9C%E6%B9%96/_blank"江淮平原。根據(jù)NASA數(shù)據(jù)可知當?shù)鼗据椪諗?shù)據(jù)情況如下表。表1.2-2項目地區(qū)輻照數(shù)據(jù)情況表白城市全年總輻射量4927.5MJ/m2，從年內變化量來看，以夏季最大，冬季最小，總輻射比較大的月份分布在4、5、6、7月，其中5月最大，總輻射比較小的月份分布在11月、12月、1月，其中12月份最小。項目年平均輻射量按1368.75kWh/m2取值，根據(jù)《太陽能資源評估方法》（QX/T89-2008）中太陽能資源豐富程度的分級評估方法，該區(qū)域的太陽能資源豐富程度屬二類區(qū)，即“資源較豐富區(qū)”（3780MJ/m2~5040MJ/m2），保證項目有較高的發(fā)電量和較好的開發(fā)前景。綜上所述，本項目場址太陽能資源豐富，日照時間長，年際變化基本趨勢穩(wěn)定，最佳利用時間集中，具備開發(fā)建設太陽能光伏發(fā)電項目的資源條件。1.3市區(qū)概況蕪湖，簡稱“\t"/item/%E8%8A%9C%E6%B9%96/_blank"蕪”，別稱\t"/item/%E8%8A%9C%E6%B9%96/_blank"江城，\t"/item/%E8%8A%9C%E6%B9%96/_blank"安徽省\t"/item/%E8%8A%9C%E6%B9%96/_blank"地級市、安徽省雙核城市、\t"/item/%E8%8A%9C%E6%B9%96/_blank"國家區(qū)域中心城市、\t"/item/%E8%8A%9C%E6%B9%96/_blank"長三角大城市、\t"/item/%E8%8A%9C%E6%B9%96/_blank"華東地區(qū)重要的科研教育基地、安徽\t"/item/%E8%8A%9C%E6%B9%96/_blank"創(chuàng)客之城，\t"/item/%E8%8A%9C%E6%B9%96/_blank"南京都市圈成員城市，\t"/item/%E8%8A%9C%E6%B9%96/_blank"合肥都市圈城市，\t"/item/%E8%8A%9C%E6%B9%96/_blank"G60科創(chuàng)走廊中心城市。蕪湖地處\t"/item/%E8%8A%9C%E6%B9%96/_blank"長三角西南部，南倚\(zhòng)t"/item/%E8%8A%9C%E6%B9%96/_blank"皖南山系，北望\t"/item/%E8%8A%9C%E6%B9%96/_blank"江淮平原。是\t"/item/%E8%8A%9C%E6%B9%96/_blank"華東重要的工業(yè)基地、科教基地和全國\t"/item/%E8%8A%9C%E6%B9%96/_blank"綜合交通樞紐。蕪湖市下轄4個市轄區(qū)、4個縣，總面積6026平方公里，截至2017年底，全市常住人口369.6萬人。位置境域蕪湖市位于\t"/item/%E8%8A%9C%E6%B9%96/_blank"安徽省東南部，地處長江下游，地理坐標介于東經117°40′至118°44分、北緯30°19′至31°34′之間，南倚皖南山系，北望\t"/item/%E8%8A%9C%E6%B9%96/_blank"江淮平原。北與\t"/item/%E8%8A%9C%E6%B9%96/_blank"合肥市、\t"/item/%E8%8A%9C%E6%B9%96/_blank"馬鞍山市毗鄰，南與\t"/item/%E8%8A%9C%E6%B9%96/_blank"宣城市、\t"/item/%E8%8A%9C%E6%B9%96/_blank"池州市接壤，東與馬鞍山市、宣城市相連，西與\t"/item/%E8%8A%9C%E6%B9%96/_blank"銅陵市交界。地貌蕪湖市在地貌上屬長江中、下游平原的組成部分，由階地和河漫灘構成的平原為主。廣闊平原上散落著零星的低丘和殘丘，其中最高者是瀕江而立的四褐山，海拔僅132米。地勢南高北低，地形呈不規(guī)則長條狀；地貌類型多樣，平原丘陵皆備，河湖水網(wǎng)密布。蕪湖市東部和北部為沖積平原，間有洼地，有少數(shù)\t"/item/%E8%8A%9C%E6%B9%96/_blank"丘陵，地勢低平，西南高東北低。西部和南部多山地。氣候蕪湖市屬\t"/item/%E8%8A%9C%E6%B9%96/_blank"亞熱帶濕潤季風氣候。蕪湖的氣候特點是：光照充足，雨量充沛，四季分明。年平均氣溫15～16℃，日照時數(shù)2000小時左右。最熱為7～8月，平均氣溫超過28℃，極端最高氣溫接近40℃；最冷為1月，月平均氣溫僅3℃，曾出現(xiàn)過-10℃的極端最低氣溫。蕪湖降雨充沛，年降雨量1200毫米，但年內降水分布不均，主要集中在春季、\t"/item/%E8%8A%9C%E6%B9%96/_blank"梅雨季節(jié)和初冬。無霜期每年達219～240天。1.4工程規(guī)模光伏電站的規(guī)模主要考慮所在地區(qū)的太陽能資源、土地開發(fā)利用規(guī)劃、電力系統(tǒng)需求情況、項目開發(fā)建設條件等因素。從地區(qū)太陽能資源分析，保定市太陽能資源豐富，日照時間長、輻射強度高、大氣透明度好。從能源資源利用、項目開發(fā)條件等方面綜合分析，并結合當?shù)匕l(fā)展規(guī)劃，本項目為100kW屋頂分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)，以自發(fā)自用余電上網(wǎng)模式并網(wǎng)。綜合周邊電網(wǎng)情況，本工程分布式發(fā)電項目按照380V并入廠內配電柜或變壓器低壓側考慮，最終接入系統(tǒng)方案以接入系統(tǒng)審查意見為準。1.5結論綜上所述，建成投運后，通過開發(fā)當?shù)靥柲苜Y源，不僅可以滿足廠區(qū)電力負荷需求，為當?shù)仉娋W(wǎng)提供清潔電能，還可以推動當?shù)馗鳟a業(yè)的蓬勃發(fā)展，具有明顯的經濟和社會意義。建設本項目，符合國家能源產業(yè)政策，對優(yōu)化區(qū)域能源結構、保護區(qū)域環(huán)境、拉動地方經濟、推進能源工業(yè)可持續(xù)發(fā)展具有重要作用。

第二章總體方案設計2.1分布式光伏發(fā)電總體設計方案本項目分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)容量為100.98kW。分布式光伏發(fā)電設計符合下述原則：1、根據(jù)實際地理情況科學合理選擇光伏組件、逆變器；2、系統(tǒng)的可靠性、安全性高，自動化程度高；3、具備組件故障自動識別能力，提高系統(tǒng)維護效率。每個發(fā)電單元的接線系統(tǒng)分為直流系統(tǒng)和交流系統(tǒng)。其中直流系統(tǒng)是指光伏組件與逆變器輸入直流側所構成的系統(tǒng)。組件每塊容量270Wp，共374塊，每22塊270Wp多晶硅光伏組件串聯(lián)為1個組串回路；17個組串接入兩臺50kW逆變器輸出交流電源；交流系統(tǒng)是指逆變器輸出交流側與匯流箱、配電箱構成的系統(tǒng)。2.2光伏組件選型光伏組件選擇的基本原則：在產品技術成熟度高、運行可靠的前提下，結合電站周圍的自然環(huán)境、施工條件、交通運輸?shù)臓顩r，選用行業(yè)內的主導光伏組件類型。目前，技術相對成熟的光伏組件主要包括晶體硅光伏組件、薄膜光伏組件以及高倍聚光型光伏組件三種。晶體硅光伏組件的代表性產品主要有單晶硅光伏組件（Mono-Si）和多晶硅光伏組件（Poly-Si）；薄膜光伏組件的代表性產品主要有非晶硅光伏組件（a-Si）、碲化鎘光伏組件（CdTe）和銅銦鎵硒光伏組件（GIGS）；高倍聚光型光伏組件的代表性產品主要為砷化鎵光伏組件（AsGa）。光伏電池分類有基本分類、結構分類、用途分類，工作方式分類等四大類分類方法。1）基本分類：晶體硅光伏電池、硅基薄膜光伏電池、化合物光伏電池和有機半導體光伏電池。2）按結構分類：同質結光伏電池、異質結光伏電池。3）按用途分類：空間光伏電池、地面光伏電池。4）按工作方式分類：平板光伏電池，聚光光伏電池。幾種主要的光伏電池板見圖3.2-1。單晶硅太陽電池多晶硅太陽電池非晶硅薄膜太陽電池高倍聚光太陽電池圖3.2-1幾種光伏電池板圖1）晶體硅光伏組件晶體硅光伏組件是目前工程應用最廣的組件類型，已實現(xiàn)商業(yè)化。單晶硅光伏組件制造工藝成熟，大規(guī)模生產下和電池效率較高，可達16%以上，且穩(wěn)定性好。因效率較高，相同裝機容量下光伏方陣占地面積小，但組件成本高。多晶硅光伏組件轉化效率略低于單晶硅光伏組件，但大規(guī)模生產下組件效率也可達15%以上。與單晶硅光伏組件相比，多晶硅光伏組件雖然效率有所降低，但是節(jié)約能源、節(jié)能硅原料，工藝成本與轉化效率的平衡關系相對較優(yōu)。2）薄膜光伏組件薄膜光伏組件的優(yōu)勢主要有：弱旋旋光性好、材料省且工藝簡單。非晶硅光伏組件是在不同襯底上附著非晶太硅晶粒制成的。硅材料消耗少且工藝簡單，襯底廉價，薄膜化較易實現(xiàn)。組件產品具有弱旋旋光性好、受高溫影響小的特性。但非晶硅光伏組件轉化效率遠低于晶體硅光伏組件，且衰減較快。目前技術相對成熟的薄膜光伏組件還有銅銦鎵硒光伏組件（GISG）和碲化鎘光伏組件（CdTe）等。薄膜光伏組件可在玻璃、不銹鋼或塑料襯底上制備，在建筑一體化及特殊場所有較好的適應性。因價格及光伏建筑一體化優(yōu)勢，薄膜光伏組件在一些工程中有較廣的應用。3）聚光型光伏組件聚光太陽電池組件由聚光太陽電池、聚光器、太陽光追蹤器組成。聚光太陽電池，與普通太陽電池略有不同，因需耐高倍率的太陽輻射，特別是在較高溫度下的光電轉換性能要得到保證，故在半導體材料選擇、電池結構和柵線設計等方面都要進行一些特殊考慮。最理想的材料是砷化鎵，其次是單晶硅材料。一般硅晶材料只能吸收太陽光譜中400～1,100nm波長的能量，砷化鎵可吸收較寬廣的太陽光譜能量，三結面聚光型太陽電池可吸收300～1900nm波長的能量，相對其轉換效率可大幅提升，其太陽能能量轉換效率可達30%～40%。整個裝置的轉換效率為17%～25%。聚光太陽電池必須要在位于透鏡焦點附近時才能發(fā)揮功能，因此為使模塊總是朝向太陽的方位，必須配置太陽追蹤系統(tǒng)，聚光器的跟蹤裝置一般采用光電自動跟蹤。此設計雖然可以提高轉換效率，但卻存在透鏡、聚光發(fā)熱釋放槽（散熱方式可采用氣冷或水冷）以及太陽光追蹤系統(tǒng)的重量及體積較大等不足的特點。聚光裝置可有效地減少晶體硅電池板的面積，從而降低成本，但跟蹤裝置將會使得造價有所增加，加上運行階段傳動裝置的維護費用和能耗，工程造價反而會增加，目前在小范圍內有示范性應用。同時，聚光裝置不能利用散射光能量，不適合在散射輻射所占總輻射比例較高的地區(qū)使用。聚光型光伏組件的主要缺點是需配置聚光裝置及高精度跟蹤裝置，建設成本及運行維護成本較高。目前的工程應用中，晶體硅光伏組件占主導地位，薄膜光伏組件和聚光型光伏組件只在部分工程中應用。各光伏組件的性能見表3.2-1。

表2.2-1各類光伏組件性能表電池類型商用效率實驗室效率優(yōu)缺點晶體硅單晶硅16～20%24%優(yōu)點：轉換效率高、穩(wěn)定性好缺點：成本相對略高多晶硅14～19%20.30%優(yōu)點：成本較單晶硅組件低缺點：轉換效率較單晶硅略低薄膜電池非晶硅5～11%13%優(yōu)點：弱旋旋光性能好、成本低缺點：轉換效率較低、衰減快碲化鎘8～10%15.80%優(yōu)點：成本低缺點：轉換效率較低、衰減快、鎘有劇毒銅銦鎵硒10～14%15.30%優(yōu)點：成本低缺點：原材料有毒、大面積生產困難聚光電池砷化鎵20～30%40%優(yōu)點：轉化效率高缺點：成本高、需配備聚光及跟蹤裝置晶體硅電池由于制造技術成熟、產品性能穩(wěn)定、使用壽命長、光電轉化效率相對較高的特點，被廣泛應用于大型并網(wǎng)光伏電站項目。薄膜光伏組件相對晶體硅光伏組件而言，光伏組件轉換效率較低，建設占地面積大，現(xiàn)階段已不具備價格優(yōu)勢，而其他原料的薄膜光伏組件比非晶硅薄膜光伏組件的價格更高。在目前的市場售價情況來看，太陽電池組件的售價主要以“峰瓦”為單位，即每瓦單晶硅電池與多晶硅電池價格基本接近。綜合考慮以上各種因素，本工程采用擬選用多晶硅光伏組件。根據(jù)上述分析，本工程選用多晶硅光伏組件容量270Wp。本工程采用的多晶硅光伏組件基本參數(shù)如下：表2.2-2多晶硅光伏組件單塊參數(shù)尺寸（mm）1650*992*35峰值功率（Wp）270開路電壓（V）38.3峰值電壓（V）30.8短路電流（A）9.10峰值電流（A）8.61短路電流溫度系數(shù)（%/℃）+0.05開路電壓溫度系數(shù)（%/℃）-0.32最大功率溫度系數(shù)（%/℃）-0.41重量（kg）18.2+3%預留線纜長度(mm)1000工作溫度（℃）-40~+85最大系統(tǒng)電壓（VDC）1000尺寸（mm）1640*990*35峰值功率（Wp）275開路電壓（V）39.1峰值電壓（V）32短路電流（A）9.15峰值電流（A）8.61短路電流溫度系數(shù)（%/℃）+0.06開路電壓溫度系數(shù)（%/℃）-0.37最大功率溫度系數(shù)（%/℃）-0.45重量（kg）18.5預留線纜長度(mm)1000工作溫度（℃）-40~+85最大系統(tǒng)電壓（VDC）10002.4逆變器選型選型依據(jù)作為光伏發(fā)電系統(tǒng)中將直流電轉換為交流電的關鍵設備之一，其選型對于發(fā)電系統(tǒng)的轉換效率和可靠性具有重要作用。本電站規(guī)模大，設備分布廣，維護難度大，對光伏電站的精細化監(jiān)控管理、發(fā)電效率、電網(wǎng)友好性、設備和監(jiān)控系統(tǒng)可靠性及可維護性指標要求較高，結合國家電網(wǎng)公司《光伏電站接入電網(wǎng)技術規(guī)定》Q/GDW617-2011的及其它相關規(guī)范的要求，在本工程中逆變器的選型主要考慮以下技術指標：（1）轉換效率高逆變器轉換效率越高，則光伏發(fā)電系統(tǒng)的轉換效率越高，系統(tǒng)總發(fā)電量損失越小，系統(tǒng)經濟性也越高。因此在單臺額定容量相同時，應選擇效率高的逆變器。本工程要求大容量逆變器在額定負載時效率不低于95％，在逆變器額定負載10%的情況下，也要保證90％（大功率逆變器）以上的轉換效率。逆變器轉換效率包括最大效率和歐洲效率，歐洲效率是對不同功率點效率的加權，這一效率更能反映逆變器的綜合效率特性。而光伏發(fā)電系統(tǒng)的輸出功率是隨日照強度不斷變化的，因此選型過程中應選擇歐洲效率高的逆變器。根據(jù)中華人民共和國工業(yè)和信息化部頒布的《光伏制造行業(yè)規(guī)范條件（2015年本）》中第二節(jié)“生產規(guī)模和工藝技術”的要求，“含變壓器型的光伏逆變器中國加權效率不低于96%，不含變壓器型的光伏逆變器中國加權效率不得低于98%（微型逆變器相關指標分別不低于94%和95%）”。（2）直流輸入電壓范圍寬太陽電池組件的端電壓隨日照強度和環(huán)境溫度變化，逆變器的直流輸入電壓范圍寬，可以將日出前和日落后太陽輻照度較小的時間段的發(fā)電量加以利用，從而延長發(fā)電時間，增加發(fā)電量。如在落日余暉下，輻照度小電池組件溫度較高時電池組件工作電壓較低，如果直流輸入電壓范圍下限低，便可以增加這段時間的發(fā)電量。（3）最大功率點跟蹤太陽電池組件的輸出功率隨時變化，因此逆變器的輸入終端電阻應能自適應于光伏發(fā)電系統(tǒng)的實際運行特性，隨時準確跟蹤最大功率點，保證光伏發(fā)電系統(tǒng)的高效運行。逆變器的MPPT跟蹤指標表征著其追蹤光伏組串最大功率點的能力，對于大型地面電站來說，影響組件發(fā)電量的環(huán)境原因主要有早晚陰影對下排組件遮擋、灰塵覆蓋不均勻、組件衰減不一致、線纜長度導致的直流壓降等。MPPT功率密度：表征著每路MPPT管理的組件功率大小，該值越小表示精細程度越高（計算方法：逆變器額定功率/MPPT跟蹤路數(shù)）；MPPT跟蹤路數(shù)：表征著每臺逆變器能夠追蹤到最大功率點的個數(shù)；MPPT跟蹤效率：MPPT效率主要包括靜態(tài)效率和動態(tài)效率為NB/T32004-2013《光伏發(fā)電并網(wǎng)逆變器技術規(guī)范》中要求的必測項目，按照目前光伏逆變技術的平均水平，通常要求逆變器的MPPT靜態(tài)效率不得低于99%，MPPT動態(tài)效率不低于98%。（4）輸出電流諧波含量低，功率因數(shù)高光伏電站接入電網(wǎng)后，并網(wǎng)點的諧波電壓及總諧波電流分量應滿足GB/T14549-1993《電能質量公用電網(wǎng)諧波》的規(guī)定，光伏電站諧波主要來源是逆變器，因此逆變器必須采取濾波措施使輸出電流能滿足并網(wǎng)要求。要求諧波含量低于3%，逆變器功率因數(shù)接近于1。（5）具有低電壓耐受能力國家電網(wǎng)公司《光伏電站接入電網(wǎng)技術規(guī)定》Q/GDW617-2011中要求大型和中型光伏電站應具備一定的耐受電壓異常的能力，避免在電網(wǎng)電壓異常時脫離，引起電網(wǎng)電源的損失。這就要求所選并網(wǎng)逆變器具有低電壓耐受能力，具體要求如下：a）光伏電站必須具有在并網(wǎng)點電壓跌至20%額定電壓時能夠維持并網(wǎng)運行1s；b）光伏電站并網(wǎng)點電壓在發(fā)生跌落后3s內能夠恢復到額定電壓的90%時，光伏電站必須保持并網(wǎng)運行；c）光伏電站并網(wǎng)點電壓不低于額定電壓的90%時，光伏電站必須不間斷并網(wǎng)運行。根據(jù)GB/T19964-2012《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》中對低電壓穿越故障的要求，逆變器必須具備低（零）電壓穿越能力，要求逆變器能夠在電網(wǎng)電壓跌至0時，保持0.15s并網(wǎng)運行，當電壓跌至曲線1以下，允許逆變器從電網(wǎng)中切出。（6）系統(tǒng)頻率異常響應國家電網(wǎng)公司《光伏電站接入電網(wǎng)技術規(guī)定》Q/GDW617-2011中要求大型和中型光伏電站應具備一定的耐受系統(tǒng)頻率異常的能力，逆變器頻率異常時的響應特性至少能保證光伏電站在所示電網(wǎng)頻率偏離下運行。大型和中型光伏電站在電網(wǎng)頻率異常時的運行時間要求頻率范圍運行要求低于48Hz視電網(wǎng)要求而定48Hz-49.5HZ每次低于49.5Hz時要求至少能運行10分鐘49.5Hz-50.2HZ連續(xù)運行50.2Hz-50.5Hz每次頻率高于50.2Hz時，光伏電站應具備能夠連續(xù)2分鐘的能力，同時具備0.2秒內停止向電網(wǎng)線路送電的能力，實際運行時間由電網(wǎng)調度機構決定：此時不允許處于停運狀態(tài)的光伏電站并網(wǎng)。高于50.5Hz在0.2秒內停止向電網(wǎng)線路送電，且不允許處于停運狀態(tài)的光伏電站并網(wǎng)（7）可靠性和可恢復性逆變器應具有一定的抗干擾能力、環(huán)境適應能力、瞬時過載能力，如在一定程度過電壓情況下，光伏發(fā)電系統(tǒng)應正常運行；過負荷情況下，逆變器需自動向光伏電池特性曲線中的開路電壓方向調整運行點，限定輸入功率在給定范圍內；故障情況下，逆變器必須自動從主網(wǎng)解列。系統(tǒng)發(fā)生擾動后，在電網(wǎng)電壓和頻率恢復正常范圍之前逆變器不允許并網(wǎng)，且在系統(tǒng)電壓頻率恢復正常后，逆變器需要經過一個可調的延時時間后才能重新并網(wǎng)。（8）具有保護功能根據(jù)電網(wǎng)對光伏電站運行方式的要求，逆變器應具有交流過壓、欠壓保護，超頻、欠頻保護，防孤島保護，短路保護，交流及直流的過流保護，過載保護，反極性保護，高溫保護等保護功能。（9）監(jiān)控和數(shù)據(jù)采集逆變器應有多種通訊接口進行數(shù)據(jù)采集并發(fā)送到主控室，其控制器還應有模擬輸入端口與外部傳感器相連，測量日照和溫度等數(shù)據(jù)，便于整個電站數(shù)據(jù)處理分析。由表5.5比較可以看出，各廠家提供的逆變器技術參數(shù)均滿足國家電網(wǎng)公司《光伏電站接入電網(wǎng)技術規(guī)定》Q/GDW617-2011的要求。且絕對最大輸入電壓及MPPT輸入電壓范圍相差不大，綜合考慮逆變器的價格和效率以及國內市場逆變器的應用情況，本工程可研設計階段選用50kW逆變器考慮。

表2.2-3不同功率逆變器主要技術參數(shù)表2.5組件運行方式光伏發(fā)電系統(tǒng)設計中，光伏組件陣列的運行方式對發(fā)電系統(tǒng)接收到的太陽總輻射量有很大的影響，從而影響到光伏發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電能力。光伏組件的運行方式有固定式、單軸跟蹤、雙軸跟蹤等方式。經初步計算，水平單軸跟蹤方式，系統(tǒng)理論發(fā)電量可提高15%-25%（與固定式比較）；若采用斜單軸跟蹤方式，系統(tǒng)理論發(fā)電量可提高25%-30%（與固定式比較）；若采用雙軸跟蹤方式，系統(tǒng)理論發(fā)電量可提高30%-50%（與固定式比較）。然而實際工程中效率往往比理論值小，其原因有很多，例如：太陽能電池組件間的相互投射陰影，跟蹤支架運行難于同步等。根據(jù)已建工程調研數(shù)據(jù)，若采用斜單軸跟蹤方式，系統(tǒng)實際發(fā)電量可提高約18%，若采用雙軸跟蹤方式，系統(tǒng)實際發(fā)電量可提高約25%。在此條件下，以固定安裝式為基準，對100kWp光伏陣列采用三種運行方式比較如表5.2-1。圖2.5-1各種組件運行方式圖表2.5-4光伏系統(tǒng)運行方式對比表項目固定式斜單軸跟蹤式雙軸跟蹤式發(fā)電量（%）100118125占地面積（m2）125026002780直接投資增加百分比（%）100115124效益增加百分比（%）100103101運行維護工作量小有旋轉機構，工作量大有旋轉結構，工作量大支撐點多點支撐多點支撐單點支撐板面清洗布置集中，清洗方便布置分散，需逐個清洗，清晰量較大布置分散，需逐個清晰，清洗量大固定式初始投資較低，且支架系統(tǒng)基本免維護；自動跟蹤式雖然能增加一定的發(fā)電量，但目前初始投資相對較高，而且后期運行過程中需要一定的維護，運行費用相對較高。另外電池陣列的同步性對機電控制和機械傳動構件要求較高，自動跟蹤式缺乏在場址地區(qū)或相似特殊氣候環(huán)境下的實際應用的可靠性驗證，大規(guī)模應用的工程也相對較少。所以推薦使用固定支架安裝。綜合載荷校核分析結果，支架采用固定2×10雙排支架安裝，橫梁可采用C鋼41×41×2.0；斜梁和立柱可采用C鋼62×41×2.0；水泥配重塊采用400*400*300。

第三章系統(tǒng)能效分析3.1系統(tǒng)效率根據(jù)《GB50797光伏發(fā)電站設計規(guī)范》，光伏發(fā)電站發(fā)電量可按下式計算：式中，——水平面太陽能總輻照量（kWh?h/m2，峰值小時數(shù)）；——發(fā)電量（kW?h）；——標準條件下的輻照度（常數(shù)=1kW?h/m2）；——組件裝機容量（kWp）——綜合效率。綜合效率系數(shù)K包括：光伏組件類型修正系數(shù)、光伏方陣的傾角、方位角修正系數(shù)、光伏發(fā)電系統(tǒng)可用率、光照利用率、逆變器效率、集電線纜損耗、升壓變壓器損耗、光伏組件表面污染修正系數(shù)、光伏組件轉換效率修正系數(shù)。1）關于綜合效率系數(shù)K的計算η1為光伏組件類型修正系數(shù)，一般晶體硅電池取1.0；η2為光伏方陣的傾角、方位角修正系數(shù)，由于此處已經將水平面太陽輻射量轉化為光伏方陣陣列表面的太陽輻射量，計算發(fā)電量采取的是光伏方陣陣列表面的太陽輻射量，罩棚組件平鋪傾角為0°，修正系數(shù)取85%，方位角為41°，修正系數(shù)取92%；η3為光伏發(fā)電系統(tǒng)可用率，根據(jù)經驗，一般取98%；η4為光照利用率，由于本方案中光伏系統(tǒng)設計符合相關設計標準，滿足在項目地真太陽時上午9時至下午15時內無陰影遮擋，因此，取1.0。η5為逆變器利用率，本方案中選取的逆變器效率為99.5%。η6為集電線纜效率修正系數(shù)，本設計方案中線路損耗約3%，即集電線纜效率約為97%；η7為光伏組件表面臟污修正系數(shù)，根據(jù)經驗，一般取95%。η8為光伏組件轉換效率修正系數(shù)，綜合考慮所選用組件的溫度系數(shù)、組件失配損失等因素，此處選取光伏組件轉換效率修正系數(shù)93%。綜上所述，發(fā)電系統(tǒng)綜合效率系數(shù)K1等于上述各部分效率的乘積，即：K1=η1×η2×……×η8≈80.25%2）系統(tǒng)發(fā)電量的衰減光伏組件的輸出功率在光照及常規(guī)大氣環(huán)境中使用會有衰減，根據(jù)本項目擬采用的多晶硅太陽電池組件性能，最大極限按系統(tǒng)25年輸出功率衰減20.0%計算。3）并網(wǎng)光伏系統(tǒng)發(fā)電量的測算項目光伏組件在彩鋼瓦屋頂采用平鋪方式直接安裝，在水泥屋頂采用37°傾斜安裝。結合系統(tǒng)總效率及太陽輻射數(shù)據(jù)，根據(jù)式1可以計算出每年的發(fā)電量和年均發(fā)電量，即：3.2發(fā)電量計算3.2.1光伏電站采用270W多晶組件共計374塊，總裝機容量約為100.98kWp。根據(jù)計算結果，25年年均發(fā)電量約9.79萬kWh，25年總發(fā)電量為244.85萬kWh。首年利用小時數(shù)為1071.0小時，25年年平均利用小時數(shù)為969.9小時。年份每年衰減率（%）每年發(fā)電量(kWh）等效發(fā)電小時數(shù)（h）12.5108145.671071.020.7107221.351061.830.7106297.0