光伏发电项目光伏发电系统设计

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光伏发电项目光伏发电系统设计5.1项目所在地的自然环境概况5.1.1地理概况本工程厂址位于江苏省盐城市响水县陈家港镇沿海经济区。响水位于东经119°29′51″－120°05′21″、北纬33°56′51″－34°32′43″，地处盐城、淮安、连云港3市交汇处，属黄淮冲积平原。东临黄海，与日本、韩国、朝鲜等国隔海相望。北枕灌河，与连云港市以灌河为界。5.1.2项目所在地太阳能资源概况该地区的气候温和湿润，四季鲜明，年平均气温13.6℃，年平均降水量895.3毫米，年平均日照2399.7小时。根据盐城市气象局提供资料：该地区近十年年均总辐射量为5101.56MJ/m2。根据我国太阳能资源区划标准，为三类地区，适合建设大型光伏电站。5.2项目所在地气象资料响水县地处暖温带南缘，属湿润季风气候区。东濒黄海，具有海洋性气候的特点，温和温和温润，雨水适中，日照充沛，无霜期长。四季分明，雨热同季。气温历年最高气温：　　38.7℃（1967年8月27日）历年最低气温：　　－17.0℃（1969年2月6日）年平均气温：　　　13.9℃

1月平均最高温度：18.8℃月平均最低温度：－0.5℃（响水县城）港口全年无封冻。风况历年主导风向为：　　　NNS（北北南），频率为14.6%ENE（东北东），频率为9.7%ESE（东南东），频率为9.7%历年最大风速：　　　　24米/秒历年平均风速：　　　　3.0米/秒年大于8级风最多日数：54天（1966年）年大于8级风最多日数：3天（1984年）降雨历年平均降水量：　　　　912.0毫米历年最大降水量：　　　　1756.6毫米（2000）历年最小降水量：　　　　572.9毫米（1995）历年日最大降水量：　　　699.7毫米（2000年8月31日）三日最大降水量：　　　　814.6毫米（2000年8月29日～31日）降水多集中在每年7、8、9三个月，占全年降水的50%左右。常年年平均降水日为96天，全年平均雷暴日27天。气压和雾况

2平均大气压：　　　　　1016.9hpa最高气压：　　　　　　1046.8hpa（1970年1月15日）最低气压：　　　　　　989.5hpa（1983年7月21日）平均水汽压：　　　　　14.4hpa最大水汽压：　　　　42.8hpa（1988年7月5日）最小水汽压：　　　　0.3hpa（1968年2月9日）本地区经平流雾为主，一般是凌晨发雾，日出即散。历年最多雾日：　　　61天历年最少雾日：　　　14天历年平均雾日：　　　27天相对湿度历年最小相对湿度：　6%历年平均相对湿度：　75.5%台风（含热带风暴）灾害响水县建县以来，共有30次台风及外围影响，平均每年1.1次，还有15年没有台风，影响最为严重的有三次，分别为：1965年8月21日，13号强台风经盐城市附近港口入海，风力12级；1981年8月31日，14号强台风沿海北上，风力12级，伴高潮；2000年8月30－31日强台风。5.3太阳能光伏发电场场址建设条件5.3.1水文气象

3北枕灌河，与连云港市以灌河为界。灌河是江苏省唯一没有闸坝碍航的天然入海潮汐河道，全长74.5公里，在响水境内流程达46.5公里，平均潮位水面宽820－1100米，水深8－12米，可兴建万吨级码头13座、千吨级码头百座，且岸线陆域腹地广阔，具备发展造船、码头物流等产业的优越条件；位于灌河入海口的陈家港是国家二类开放口岸，可以和国内各大港口及日本、韩国和东南亚直接通航，距离连云港仅有29海里，是连云港的最佳配套港；5.3.2地形地貌拟建场地位于响水县陈家港镇沿海经济区，北靠灌河，东濒南潮河；场地地貌单一，属滨海平原地貌。现有地形大部平坦，局部有堤坝、沟渠和水塘分布。陆域地面高程在0.98～3.34m之间，水域勘察期间地面标高在0.02～－12.2m之间。5.3.3工程地质（1）岩土层分布及其特征项目拟建地尚无地质详勘资料,根据中冶集团武汉勘察研究院对邻近江苏响水三佳船舶重工有限公司2007年5月编制的《岩土工程勘察报告》中揭示各层土特性如下：第①1层冲填土、黄褐～灰黄色，主要由粘性土组成，夹少量植物根茎、粉土和粉细砂，顶部为根植土，切面不光滑，干强度低，韧性低，无摇震反应，在沟塘、水渠处缺失。在河堤处分布有人工素填土。呈湿的、松散状态，厚度为0.50～5.00m，平均厚度为1.73m，层底标高为3.09～－

41.08m。第①2层淤泥，灰～灰黄色，含少量腐植物、贝壳碎片，夹薄层粉土、粉砂，切面较光滑，干强度低，韧性低，无摇震反应。呈饱和、流塑状态。厚度为0.30～4.70m，平均厚度为2.21m，层底标高为－2.20～－13.29m。第②1层淤泥质粘土，灰色、局部黄灰色，含少量腐植物、贝壳碎片，夹薄层粉土、粉砂，切面光滑，干强度低，韧性低，无摇震反应。呈饱和、流塑状态。厚度为0.60～18.00m，平均厚度为7.52m，层底标高为0.34～－18.43m。第②2层粉土，灰～褐灰色，含少量云母、贝壳碎片，夹薄层粉质粘土及大量粉砂，局部地段呈互层状，土质不均匀，摇震反应中等。呈饱和、稍密状态，厚度为0.70～6.20m，平均厚度为4.11m，层底标高为－2.55～－7.37m。第②3层粉质粘土，灰～褐灰色，夹薄层粉土，切面较光滑，干强度低，韧性低，无摇震反应。呈透镜体状分布，为饱和、软塑～可塑状态，厚度为1.00～4.70m，平均厚度为2.32m，层底标高为－15.44～－18.80m。第③1层砂质粉土，灰～褐灰色，含少量云母、贝壳碎片，夹薄层粉质粘土和粉细砂，局部地段呈互层状，土质不均匀，摇震反应中等。呈饱和、稍密～密实状态，厚度为0.80～8.40m，平均厚度为4.01m，层底标高为－16.38～－23.88m。

5第③2层粉质粘土夹粉土，灰～褐灰色，含少量腐植物、夹较多粉土，局部地段为粉质粘土与粉土互层，切面较光滑，干强度低，韧性低，具摇震反应，呈透镜体状分布。为饱和、软塑～可塑状态，厚度为1.50～6.00m，平均厚度为3.18m，层底标高为－18.99～－24.78m。第③层粉细砂，灰～褐灰色，局部地段为草黄色，主要矿物成分为长石、石英，含少量云母、贝壳碎片，夹粉质粘土和粉土，摇震反应迅速，局部地段含较多姜结石。呈饱和、极密实状态，厚度为6.00～16.20m，平均厚度为10.26m，层底标高为－27.85～－34.73m。第④层粉质粘土，灰褐色，含少量云母片，夹薄层粉土和粉细砂，切面较光滑，干强度低，韧性低，无摇震反应。呈湿的、软塑～可塑状态，厚度为2.10～18.70m，平均厚度为6.41m，层底标高为－29.95～－54.89m。第④1层粉质粘土与粉土互层，灰～褐灰色，含少量腐植物、夹较多粉土，局部地段为粉质粘土与粉土互层，呈透镜体状分布，土质不均匀，干强度中等，韧性中等，具摇震反应，呈饱和，可塑状态。灰褐色，含钙质结核，云母片及少量有机质，夹薄层粉土和粉细砂，切面较光滑。呈饱和，可塑～硬塑状态，厚度为1.50～13.20m，平均厚度为6.61m，层底标高为－31.45～－49.01m。第⑤

6层粉砂，灰～褐灰色，含少量云母、贝壳碎片，夹薄层粉质粘土和粉土，摇震反应迅速。呈饱和、极密实状态，本次钻探未钻穿该层，其厚度不详，揭露厚度为12.20～13.00m，平均厚度为12.47m。第⑤1层粉质粘土，暗绿色，含少量腐植物、夹粉土切面较光滑，干强度低，韧性低，无摇震反应。呈透镜体状分布，为饱和硬塑状态，厚度为3.20m，层底标高为－55.84～－56.25m。各层土桩基设计参数指标表4-2层号土层名称预制混凝土挤土桩钻孔灌注桩桩侧极限摩阻力(qf)桩端极限阻力标准值(qk)桩侧极限摩阻力(qf)桩端极限阻力标准值(qk)kpakpakpakpa①1冲填土1210①2淤泥65②1淤泥质粘土1312②2粉土2220②3粉质粘土2018③粉细砂40200035600③1粉土3230

7③2粉质粘土夹粉土3028④粉质粘土3533④1粉质粘土与粉土互层3735⑤粉砂43250040700⑤1粉质粘土4038（2）地震根据勘察土层资料，按国家标准《建筑抗震设计规范》（GB50011－2001）的有关条文判别，场地的抗震设防烈度为6度，设计基本地震加速度0.05g，所属的设计地震分组为第二组。拟建物抗震设防类别为丙类，场地内存在较厚层的软弱地层，可判定本场区属对建筑抗震不利地段。5.3.4交通优势该区域具有水陆空三位一体的空间交通优势。水路：被称为“苏北黄浦江”的灌河，是苏北地区唯一没有建闸碍航的天然潮汐通道，流经陈家港境内直入黄海，为天然二级河道，形成苏、鲁、沪三省市海河联运水系。在《江苏省干线航道网规划》（2005.8）中，灌河被纳入省干线航道网中，从而进一步提升了陈家港在全省水运中的地位。航空：北距连云港机场70公里，南距盐城机场100公里，南京禄口国际机场350公里，上海虹桥机场400公里。陆路：距离沿海高速公路15公里，区内现有省道226

8线穿境而过，与宁连、京沪高速公路和204国道相连。226省道为沿海高速等级公路的重要组成部分纵穿东西。5.4光伏部分5.4.1光伏系统发电原理光伏发电系利用半导体材料的光生伏打效应原理直接将太阳辐射能转换为电能的技术。通过光伏电池进行太阳能－电能的直接转换，并与测量控制装置和直流—交流转换装置相配套，就构成了光伏发电系统。太阳能光伏发电具有许多其它发电方式无法比拟的优点：不消耗燃料、规模灵活、无污染、安全可靠、维护简单、寿命较长等等，所以自从实用性硅太阳能电池问世以来，世界上很快就开始了太阳能光伏发电的应用。光伏并网发电系统主要由太阳能组件方阵和并网逆变器两部分组成。太阳能组件将光能转化为直流电能，并网逆变器将直流电能逆变成交流电能供负载使用或传输到电网。如下图所示:白天有日照时，太阳能组件方阵发出的直流电经过逆变器转换成交流电供给负载使用或传输到公共电网。当光照不足或电网异常时，系统自动停止运行。同时不断检测电网和光照条件，当光照充足且电网正常时，系统再次并网运行。

9光伏并网发电原理图●太阳能组件通过导线连接的太阳能电池被密封成的物理单元被称为太阳能电池组件，具有一定的防腐、防风、防雹、防雨的能力，广泛应用于各个领域和系统。每片太阳能电池只能产生大约0.5V

10的直流电压，远低于实际使用所需电压，为了满足实际应用的需要，需要把太阳能电池串联成组件。太阳能电池组件包含一定数量的太阳能电池，这些太阳能电池通过导线连接。每件组件通常封装72片太阳能电池片，正常输出工作电压约35V左右。当应用领域需要较高的电压和电流而单个组件不能满足要求时，可把多个组件串、并联组成太阳能电池方阵，以获得所需要的电压和电流。本项目采用浙江创宇太阳能科技有限公司生产的高效多晶硅太阳能电池组件,组件电池按照严格的电池检验程序，依靠国内国外最先进的光伏检测机构，保证电池的效率和稳定性处于世界先进水平。单晶硅和多晶硅电池片

11多晶硅电池组件光伏电池组件的主要技术参数见表5－4：表5－4光伏组件技术参数表组件类型多晶硅组件开路电压(Voc)44.8V短路电流(Isc)8.33A最佳工作电压(Vmp)35.2V最佳工作电流(Imp)7.95A峰值功率(Pmax)280Wp最大系统电压1000VDC抗风压强2400Pa短路电流温度系数0.045%/℃开路电压温度系数－0.34%/℃功率温度系数－0.47%/℃额定工作温度45℃±2℃使用温度范围（－40）℃～（+85）℃接线盒特性说明BOX07接线盒组件尺寸1956×992×50组件重量27KgSTC：辐照度1000W/m2，组件温度25℃，AM=1.5

12●并网逆变器并网逆变器为跟随电网频率和电压变化的电流源，并网逆变器将直流电能逆变成交流电能。目前并网型逆变器的研究主要集中于DC-DC和DC－AC两级能量变换的结构，DC－DC变换环节调整光伏阵列的工作点使其跟踪最大工作点；DC－AC逆变环节主要使输出电流与电网电压同相位，同时获得单位功率因数。本项目拟采用合肥阳光生产的500kW集中型逆变器,具有如下特点:●采用了新型高效IGBT和功率模块，降低了系统的损耗，提高了系统的效率。●使用全光纤驱动，可靠避免了系统的误触发并大大降低了电磁干扰对系统的影响，从而增强了整机的稳定性与可靠性。●重新优化的结构和电路设计，减少了的系统的构成元件，降低了系统的成本，提高了系统的散热效率，增强了系统的稳定性。●采用新型智能矢量控制技术，可以抑制三相不平衡对系统的影响，并同时提高直流电压利用率，拓展了系统的直流电压输入范围。

13●设计了新型智能人机界面，采用国际流行的触摸屏技术，大大增加了监控的系统参数，图形化的界面特地经过人机工程学设计，方便了用户及时掌握系统的整体信息。特别增强的数据采集与存储功能，可以记录最近100天以内的所有历史参数、故障和事件并可以方便导出，为进一步的数据处理提供基础。●增强的防护功能，相比教于普通逆变器，增加了直流接地故障保护，紧急停机按钮和开/关旋钮提供了双重保护，系统具有直流过压、直流欠压、频率故障、交流过压、交流欠压、IPM故障、温度故障、通讯故障等最为全面的故障判断与检测。●具有多种先进的通讯方式，RS485/GPRS/Ethernet等通讯接口和附件，即使电站地处偏僻，也能及时通过各种网络及时获知系统运行状况。●经过多次升级的系统监控软件，可以适应多语种windows平台，集成环境监控系统，界面简单，参数丰富，易于操作。●专为光伏电站设计的群控功能，可以即时监控天气变化，并根据实时信息决定多台逆变器的关断或开通，试验结果表明，该种群控器可以有效提高系统效率1%－2%,从而给用户带来更多的收益。●系统的电路与控制算法使用国际权威仿真软件（SABER,PSPICE,MATLAB

14）进行过严格的仿真和计算，所有的参数均为多次优化设计的结果，整机经过实验室和现场多种环境（不同湿度，温度）的严酷测试，并根据测试结果对系统进行二次优化，以达到最优的性能表现。●完善的国内售后服务体系，强大的售后服务能力，反应快，后期运维成本低。●工频隔离变压器，实现光伏阵列和电网之间的相互隔离；●具有直流输入手动分断开关，交流电网手动分断开关，紧急停机操作开关；●人性化的LCD液晶界面，通过按键操作，液晶显示屏(LCD)，可清晰显示实时各项运行数据，实时故障数据，历史故障数据（大于50条），总发电量数据，历史发电量（按月、按年查询）数据；●可提供包括RS485或Ethernet（以太网）远程通讯接口。其中RS485遵循Modbus通讯协议；Ethernet（以太网）接口支持TCP/IP协议，支持动态(DHCP)或静态获取IP地址。500kW集中型光伏并网逆变器技术参数表逆变器技术参数生产厂家合肥阳光逆变器型号SG500kTL输出额定功率500kW最大直流侧功率550kW

15最高转换效率98.5%欧洲效率98.3%输入直流侧电压范围480V－880V最大功率跟踪（MPP）范围480Vdc～820Vdc最大直流输入电流1200A交流输出电压范围270V输出频率范围50Hz－60Hz要求的电网形式IT系统待机功耗/夜间功耗<100W输出电流总谐波畸变率<3%（额定功率时）功率因数>0.99功率因数>0.99自动投运条件直流输入及电网满足要求，逆变器自动运行断电后自动重启时间5min(时间可调)隔离变压器（有/无）无接地点故障检测（有/无）有过载保护（有/无）有反极性保护（有/无）有过电压保护（有/无）有其它保护孤岛效应保护,过热保护等工作环境温度范围－20℃～＋40℃相对湿度0～95%，不结露

16满功率运行的最高海拔高度≤2000米(超过2000米需降额使用)噪音≤60dB≤60dB电网监控按照UL1741标准按照UL1741标准防护类型/防护等级IP20（室内）IP20（室内）散热方式风冷风冷重量1800kg械尺寸（宽×高×深）2800×2180mm×8505.4.2电站整体设计5.4.2.1概述本期工程采用分块发电、集中并网方案，将系统分成20个光伏并网发电单元，分别经过升压变压器和10kV配电装置并入电网。系统按照20个1MWp的光伏并网发电单元进行设计，并且每个1MWp单元采用2台500kW并网逆变器的方案。每个光伏并网发电单元的电池组件采用串并联的方式组成多个太阳能电池阵列，太阳能电池阵列输入光伏方阵初级防雷汇流箱、直流配电柜后，经光伏并网逆变器和交流低压配电柜接入10KV升压变压器升压为10KV接入电网。每个太阳能发电单元设一台升压变压器，升压变压器采用三相1250kVA

17油浸变压器。光伏组件阵列、直流汇流箱、逆变器及升压变压器以1MW单元为单位就地布置，出线经10kV电缆接至10KV配电室。太阳能电池组件全部采用国产多晶硅组件，所有支架全部为固定支架。本工程在综合楼楼顶安装一套环境监测系统，主要监测的参数有：风速、风向、环境温度、太阳能电池温度、太阳辐射等。5.4.2.2设计原则（1）太阳能电池方阵排列布置需要考虑地形，地貌的因素，要与当地自然环境有机的结合。同时设计要规范，并兼顾光伏电站的景观效果，在整个方阵场设计中尽量节约土地。太阳电池方阵的布置设计包括阵列倾角设计，方位角设计，阵列间距设计，需根据总体技术要求，地理位置，气候条件，太阳辐射能资源，场地条件等具体情况来进行。（2）尽量保证南北向每一列组件在同一条轴线上，使太阳电池组件布置整齐，规范，美观，接受太阳能幅照的效果最好，土地利用更紧凑，节约。（3）每两列组件之间的间距设置必须保证在太阳高度角最低的冬至日时，所有组件仍有6小时以上的日照时间。5.4.2.3安装方式设计（1）太阳电池阵列倾角的确定

18方阵安装倾角的最佳选择取决于诸多因素，如地理位置，全年太阳辐射分布，直接辐射与散射辐射比例，负载供电要求和特定的场地条件等。并网光伏发电系统方阵的最佳安装倾角可采用专业系统设计软件进行优化设计来确定，它应是系统全年发电量最大时的倾角。光伏组件排布方式为：组件倾斜后，组件上缘与下缘产生相对高度差，阳光下组件产生阴影，为保证在本项目选址地冬至日上午九时到下午三时光伏组件方阵之间接受的辐射量最大，根据计算，本工程确定太阳电池方阵支架倾角均为27度。（2）太阳电池阵列间距的设计计算：光伏组件布置一般确定原则：冬至当天9:00～15:00太阳电池方阵不应被遮挡。光伏方阵阵列间距应不小于D。在北半球，对应最大日照辐射接收量的平面为朝向正南，阵列倾角确定后，要注意南北向前后阵列间要留出合理的间距，以免前后出现阴影遮挡，前后间距为：冬至日（一年当中物体在太阳下阴影长度最长的一天）上午9：00到下午3：00，组件之间南北方向无阴影遮挡。固定光伏组件方阵的支架采用镀锌角钢，根据本项目的岩土性质，阵列安装基座采用凝土基础，如下图所示：

19图5－5混凝土基座计算光伏组件方阵安装的前后最小间距D，如下图所示：图5－6阵列阴影示意图一般确定原则：冬至当天9:00～15:00太阳电池方阵不应被遮挡。光伏方阵阵列间距或可能遮挡物与方阵底边垂直距离应不小于D。计算公式如下：式中：φ为纬度(在北半球为正、南半球为负)，该项目纬度取北纬33°56′；H

20为光伏方阵阵列或遮挡物与可能被遮挡组件底边高度差，该项目如果根据上式计算，27°倾角倾斜安装时，为保证在9:00～15:00时段内前排电池板不会对后排产生影响，前后排电池组件之间间距为4.0米，如下图示意所示：图5－7安装倾角为27度（3）单支架电池组串的排列设计：每个晶体硅太阳组件串支架的纵向为2排，每排18块组件，即：每个单支架上安装36块晶体硅太阳电池组件，构成2个组串。每一个支架阵面平面尺寸为（18.706mx3.962m）。5.4.2.4方阵布置说明本项目每一个1MWP光伏发电单元组成一个1MWP光伏发电单元系统，在1MWP光伏发电单元方阵中间设置1台箱式变电站，同时考虑预留一定的检修通道。为了减少至逆变器直流电缆数量，尽量少占土地及布置的规整性，即每1MWP方阵布置102个支架,共有204个组件串。5.4.3光伏电站发电量估算

21太阳能光伏电站发电量计算方法：根据太阳辐射资源分析所确定的光伏电场多年平均年辐射总量，结合初步选择的太阳能电池的类型和布置方案，进行光伏电场年发电量估算。从气象站得到的资料，一般为水平上的太阳辐量，换算成光伏阵列倾斜面的辐射量，才能进行光伏系统发电量的计算。对于以某一倾角固定式安装的光伏阵列，所接受到的太阳辐射能与倾斜的角度有关，其中较为简便的计算日辐射量的公式如下:Rβ=S×[sin(α－β)/sinα]+D图5－8倾斜方阵面上的太阳总辐射量计算图式中：Rβ—倾斜方阵面上的太阳总辐射量；D—散射辐射量,假定D与斜面倾角无关；S—水平面上的太阳直接辐射量；β—方阵倾角；α—午时分的太阳高度角。

22根据光伏电场场址周围的地形图，经对光伏电场周围环境、地面建筑物情况进行考察，建立的本工程太阳能光伏发电场上网电量的计算模型。单位面积电池板的年发电量g简化计算如下：其中：Eq为多年平均年辐射总量，η1为光伏电池的光电转换效率。代入上计算公式，得出单位面积光伏组件年发电量。理论发电量是在理想情况下得出太阳能电池组件输出的直流发电量计算。并网光伏系统的效率是指:系统实际输送上网的交流发电量与组件标称容量在没任何能量损失的情况下理论上的能量之比。标称容量1kWp的组件，在接受到1kW/m2太阳辐射能时理论发电量应为1kWh。并网光伏发电系统的总效率主要由光伏阵列的效率、逆变器的效率、交流并网效率等三部分组成。1）系统损耗和效率分析①光伏组件效率η1:光伏阵列在1000W/㎡太阳辐射强度下,实际的直流输出功率与标称功率之比。光伏阵列在能量转换与传输过程中的损失包括:组件匹配损失、表面尘埃遮挡损失、不可利用的太阳辐射损失、温度的影响、最大功率点跟踪(MPPT)精度、以及直流线路损失等。根据经验数据：组件功率匹配损失小于5%；灰尘影响组件功率损失小于5%

23；直流线路损失小于2%；②逆变器的转换效率η2:逆变器输出的交流电功率与直流输入功率之比。③交流并网效率η3:即从逆变器输出至接入电网的传输效率，其中最主要的是升压变压器的损耗。2）太阳能辐射数据分析及发电量模拟系统的总效率等于上述各部分效率的乘积:η=η1×η2×η3经过以上数据分析得到光伏并网发电系统发电量计算公式如下：预测发电量=Sarea×Rβ×ηmodule×ηsystem；式中：Sarea——方阵总面积；Rβ——Rβ—倾斜方阵面上的太阳总辐射量；ηsystem——并网光伏系统发电效率；ηmodule——太阳能组件转化效率；在光伏理论年发电量的基础上，实际上网电量还会受安装倾角、方位角等综合因素影响。这里不一一列举，根据以往工程经验，本项目对应的光伏发电总效率约为75%。根据太阳辐射量、温度等气象资料以及地理位置信息等资料,专用的光伏发电系统设计软件可以进行仿真计算,

24求出系统的年总发电量。这里仅根据有关气象资料预测并网光伏发电系统的年总发电量，实际发电量会有一定偏差这是正常现象。5.4.4系统发电量测算本项目光伏电站场址太阳能发电量分析采用了盐城市气象局提供资料：该地区年平均日照2399.7小时，近十年年均总辐射量为5101.56MJ/m2。由计算模型可知，在光伏发电系统中，光伏组件的放置方式和放置角度对组件接受到的太阳辐射有很大的影响。与光伏组件放置相关的有下列两个角度参量：太阳电池组件倾角和太阳能电池组件方位角。太阳能电池组件的倾角是电池组件与水平地面的夹角。太阳电池组件的方位角是组件方阵的垂直面与正南方的夹角。向东设为负，向西为正。一般在北半球，太阳能电池组件朝向正南方布置，即组件方位角为0度时，发电量最大。本工程设计原则上保证太阳能电池组件朝正南方向布置。故所需计算的为太阳电池组件的最佳倾角。到达在面的太阳能辐射量，太阳能方阵的倾角直接影响光伏发电系统的发电量。对于并网型光伏发电系统只需合理选择太阳能电池组件的位置和倾角，以获得最大的太阳能辐射量使得全年发电量最大化即可。5.4.5系统发电量测算

25依据气象数据和软件计算得知当太阳电池组件的倾角为27度时，电池组件年接受太阳能辐射量最大，为每年5585.76MJ/M2。根据太阳辐射量，系统总功率等数据估算20MWP并网光伏发电系统的年总发电量。计算软件采用联合国环境规划署和加拿大自然资源部联合编写的可再生能源技术规划设计软件RETSCREEN。RETSCREEN与许多政府机构和多边组织共同合作，由来自工业界、政府部门和学术界的专家提供技术支持进行开发工作。经计算整个20MWP并网光伏发电系统的年均发电量为2117.09万kWh。晶体硅光伏组件在光照及常规大气环境中使用会有衰减，按系统25年输出每年衰减0.8%计算。表5－8　25年衰减及平均年发电量测算表：(单位：万kWh/年)年　限12345系统衰减率0.8%0.8%0.8%0.8%0.8%发电量2327.402308.782290.312271.992253.81年限678910系统衰减率0.8%0.8%0.8%0.8%0.8%发电量2235.72217.902200.152182.552165.09年限1112131415系统衰减率0.8%0.8%0.8%0.8%0.8%

26发电量2147.772130.592113.542096.632079.86年限1617181920系统衰减率0.8%0.8%0.8%0.8%0.8%发电量2063.222046.722030.342014.101997.99年限2122232425系统衰减率0.8%0.8%0.8%0.8%0.8%发电量1982.001966.151950.421934.821919.34总发电量52927.25（万kWh）25年平均发电量2117.09（万kWh）5.4.6结论:由以上计算可得，本工程25年总发电量约为52927.25万kWh，25年年平均发电约2117.09万kWh。5.4.7数据采集监控方案（1）数据采集在每台光伏并网逆变器内设有电流传感器和电压传感器，可以实时测量太阳电池方阵的峰值电压和峰值电流，交流输出电压和交流输出电流。SBC为数据采集控制器，时时读取每台逆变器的测量数据（Vpv、Ipv、Ppv、Vac、Iac、Pac），SBC可以同时监测50台不同功率级别的逆变器，同时监测每台逆变器各种运行参数，SBC

27通过计算可以得到整个光伏并网系统的累积发电量，当天累积发电量以及整个系统瞬时功率。同时SBC通过RS485协议，读取环境检测仪采集到各种模拟量数据，这些模拟量数据包括太阳辐射强度、太阳电池方阵的温度、现场环境温度、风速等。每台逆变器运行参数（2）数据通讯在光伏发电系统中，在每台逆变器和SBC数据采集控制器中都配有RS485通讯适配器，SBC和每台逆变器通过通讯适配器都挂在RS485总线上，SBC通过RS485与各逆变器实时通讯，SBC实时读取逆变器的各项运行参数和故障信息。SBC读取的测量数据以RS232

28通讯方式与上位机时时通讯，上位机读取每台逆变器的测量的参数，通过专业监控软件可以计算出太阳能电池方阵的峰值功率和交流输出功率，同时可以积分计算每天累计发电量，同时变换格式可供外部显示。SBC与各逆变器通讯系统原理图

29SBC与逆变器通讯（RS485）5.4.8光伏发电数据显示系统本光伏发电项目是国内大型光伏发电项目，为充分发挥示范作用，并直观的展现光伏发电项目的运行状况和关键运行参数，本项目在综合楼集控室安装一套数据显示系统。该系统主要由彩色显示器、工控机、控制机显示软件及通信线路组成，显示参数可通过对工控机的操作进行不同监控画面间的切换，显示内容包括：系统自带环境监测仪的环境监测参数（日照辐射强度、环境温度、风速等）、光伏发电实时功率、系统效率、累计发电量、当天发电量、过去N天运行参数曲线等。

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