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光伏发电系统设计与简易计算方法乛、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ff=F/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地区类别地区年平均光辐射量F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MJ/m
2.Kwh/m2一宁夏北部、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.
08.7-
9.
05.0-
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、西藏东南部、新疆西部5852-66801625-18553000-
320016.0-
18.
38.2-
8.
74.5-
5.1三山东、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.
06.0-
8.
23.8-
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.
73.8-
6.
03.2-
3.8五四川、贵州3344-4190928-11631000-
14009.16-
11.
52.7-
3.
82.5-
3.2注11kwh=
3.6MJ;亻2f=FMJ/m2/365天;3h=H/365天;4h1=FKWh/365天/1000kw/m2小时;35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Q Q=W1×t1十W2×t2十----------kwh
2.光伏组件总功率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×ηkwpPm----光伏组件峰值功率,单位WP或KWP标定条件光照强度1000W/m2,温度25℃,大气质量AM
1.5a-----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3%η2温升损失
0.4%/℃η3方阵组合损失约3%η4最大功率点偏离损失约4%η5组件固定倾角损失约8%η6逆变器效率85-93%η7线损约3%η8蓄电池过充保护损失约3%η9充电控制器损耗约8%η10蓄电池效率80-90%合计η离网交流系统离网直流系统并网系统η1----------η10η1----η5*η7---η10η1-----η7η=52-56%η=59-63%η=72-78%
3.蓄电池容量C C=d×Q/DOD×η6×η9×η10kwh-----交流供电C=d×Q/DOD×η9×η10kwh-----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V122448220充电电压V173468308光伏组件最大功率电压V
16.5-
17.
516.5-
17.
53416.5-
17.
53416.5-
17.534光伏组件串联数12142189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.
22.
43.
64.869光伏组件端电电充电电压V
1.
683.
365.
046.
728.
412.6串联电池片数4810141826CIS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.
22.
43.
64.869光伏组件端电压充电电压V
1.
683.
365.
046.
728.
412.6串联电池片数61016222640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Pm=30kwp离网光伏电站,经910天运行,累计发电74332kwh平均每天发电量g=74332kwh/910天=
81.68kwh2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F=1700kwh/m2或h1=
4.6ha年发电量G=Pm×F×y×η/1Kw=30kwp×1700kwh×
1.1×
0.54/1kw=30294kwh每天发电量g=G/365=30294/365=83Kwh;或b每天发电量g=Pm×h1×y×η=30kwp×
4.6h×
1.1×
0.54=
81.97kwh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1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;2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g=Pm×h1×y×ηkwh或g=Pm×FMJ/m2×y×η/
3.6×365×1kwh或g=Pm×Fkwh/m2×y×η/365kwh平均年发电量G=g×365kwh2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水平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3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;D=
0.707H/tan〔arcsin
0.648cosΦ—
0.399sinΦ〕举例设Φ=32°D=
0.707H/tan〔arcsin
0.648cos32°—
0.399sinΦ32°〕=
0.707H/tan〔arcsin
0.648×
0.848—
0.399×
0.529〕=
0.707H/tan〔arcsin
0.549—
0.211=
0.707H/tan〔arcsin
0.338〕=
0.707H/tan
18.6°=
0.707H/
0.336=
2.1H4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15-17%130—145WP/m2;b薄膜电池光电转换率5-7%43-60WP/m22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15-17%65—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率。