光伏系统采用若干组逆变器，每个逆变器具有自动最大功率跟踪功能，并能够随着太阳能组件接受的功率，以最经济的方式自动识别并投入运行。常用逆变器参数如下表：
表5-5 逆变器技术参数对比表
逆变器型号 推荐的最大 功率 绝对最大输 电压 MppT 输入电压范围 峰值效率 欧洲效率 额定交流输 出功率 额定交流输 出电流 额定交流输 出电压 额定交流频 率 防护等级 功率因数 (cosφ) 电流波形畸 变率 pVI-CENTRAL TL -300- SG250KTL SG500KTL SATCON625 SMA500 SMA1000 354kW 275kW 550kW 650kW 560kW 1160kW 900Vdc 880Vdc 880Vdc 900 Vdc 900Vdc 450V-820V 98.6% 98.4% 900Vdc 450V-820V 98.5% 98.3% 465V-850V 97.41 % 97.14% 450V-820V 98.1% 97.6% 450V-820V 98.5% 98.3% 525-850V 98.1% 97 % 336kW 250kW 500kW 625 kW 500kW 1000kW 648A 534A 1070A 1240A 1070A 2138A 270Vac 270Vac 270Vac 270Vac 270Vac 270Vac 50Hz 50Hz 50Hz 50Hz 50Hz 50Hz IP20 IP20 IP20 IP54 IP20 IP20 >0.99 <3%(额定功 率) >0.99 <3%(额定 功率) >0.99 <3%(额定 功率) >0.98 <3%(额定 功率) >0.99 <3%(额定 功率) >0.99 <3%(额定 功率) 由上表比较可以看出，各厂家提供的逆变器技术参数均满足《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》的要求。且绝对最大输入电压及 MPPT 输入电压范围相差不大，随着额定交流输出功率的增大，逆变器效率及输出电流增大。本工程系统安装容量为30MWp，从工程运行及维护考虑，若选用单台容量小的逆变设备，则设备数量较多，会增加投资后期的维护工作量；在投资相同的条件下，应尽量选用容量大的逆变设备，可在一定程度上降低投资，并提高系统可靠性；因此，本工程选用容量为 500kW 的逆变器。
5.4 光伏方阵的串、并联设计
光伏方阵通过组件串、并联得到，光伏组件的串联必须满足并网逆变器的直流输入电压要求，光伏组件并联必须满足并网逆变器输入功率的要求。
36
5.4.1 光伏方阵的串联设计
本工程选用的并网逆变器功率为60台 500kW，其最大方阵开路电压为 900V，MPPT电压范围 450V～850V。假定每一个光伏方阵的串联组件数为 S，最大串联数为 Smax，最少串联数为 Smin。本工程选用 255W 型多晶硅组件，其组件开路电压为 37.3V，工作电压为 29.38V， 则：（暂不考虑温度变化引起的开路电压变化）
Smax=UDCmax/Voc=900V/37.3V=24.1(块) ，取 24 块；
Smin=UDCmin/Voc=450V/29.38V=15.3(块)，取 16 块。 则多晶硅组件的串联数需满足 16≤S≤24 要求，才可满足并网逆变器 MPPT 范围。 选取光伏组件串联验算如下表：
当地最低极端温度为：-23.1℃，当地最高极端温度为：39.3℃，计算选取光伏组串结温比标准状态（STC）降低 35.4℃、升高 13℃时（当地极端气温）下光伏组件开路电压。
每串组件块数 极端低温下开路电压（V） 极端高温下开路电压（V）
16 661 564 17 703 600 18 744 635 19 785 670 20 827 705 21 868 741 22 910 776 23 951 811 24 992 846 若选择每个支路的电池板数量较大，则最低温度时开路电压将突破极限，损坏系统；若选择每个支路的电池板数量较小，则组串工作电压虽可能在MPPT范围内，但是电压较低，损耗较大。
综上所述，本工程选定的晶体硅组件为 20 块/串。
5.4.2 光伏方阵的并联设计
并网逆变器直流输入功率为 500kW，允许连接光伏组件最大功率为 110%额定功率，由于光伏组件功率均为峰值功率，为提高系统效率，节约成本，拟将每台逆变器连接最大允许容量的光伏组件，因此，每台逆变器可连接光伏组件功率为 550kW，多晶硅组件峰值功率为 255W。假定可以并联的支路数为 N，则：
（1）多晶硅光伏组件
20 块 255W 多晶硅组件串联功率为 255W×20＝5100W， 500kW 并联支路数 N=550kW /5.1kW ≈108，
本工程每台 500kW 并网逆变器推荐采用每串 20 块 255W 多晶硅光伏组件，共
37
108串。具体连接容量根据项目区域划分综合考虑。
光伏方阵通过组件串、并联得到，光伏组件的串联必须满足并网逆变器的直流输入电压要求，光伏组件并联必须满足并网逆变器输入功率的要求。
5.5 光伏方阵布置
5.5.1 方阵倾角、方位角设计
项目所在地为山东冠县某某镇，利用 PVSYST 软件计算，该地区光伏组件面以32°倾角安装时，所接受到的辐射量最大，为 1720kWh/m2，如图 5-7 所示。
图 5-7 冠县某某30MW 光伏电站项目光伏组件最佳倾角（PVSYST 模拟）
经过计算，项目现场水平面年辐射量为1526.0kwh/㎡，当光伏方阵支架倾角为32度时，光伏方阵所接受的辐射量最大，年辐射量为1720.0kwh/㎡。
通过最佳倾角分析的数据对比可知，项目地区光伏组件安装倾角为32°时组件表面接收到的年辐射量为最大。利用 PVSYST 软件计算，项目地区光伏组件倾角32°，斜面上辐射量与水平面辐射量如下表所示：
表 5-7 水平面与组件斜面辐射量对比表
年总数 25 水平面/kWh/m2/m 1811.0 38
组件斜面/kWh/m2/m 2123.0
根据上表分析结果可知，本项目光伏组件以 32°倾角安装斜面上辐射量为 2123.0 kWh/m2/m，比水平面辐射量提高了约 12.7%。组件斜面辐射量折合成年峰值发电小时数为 2123h。本项目子方阵安装最佳倾角 32°。
5.5.2 光伏方阵间距的计算
在北半球，对应最大日照辐射接收量的平面为朝向正南，固定安装的太阳电池组件要据组件支架倾斜角度安装，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。固定方阵安装好后倾角不再调整。
计算当太阳能电池组件方阵前后安装时的最小间距 D，如下图所示。
一般确定原则：冬至当天早 9：00 至下午 3：00 光伏方阵不应被遮挡。 计算公式如下：
太阳高度角的公式：sinα = sinφ sinδ+cosφ cosδ cosω 太阳方位角的公式：sinβ= cosδ sinω/cosα 式中：
φ为当地纬度为 36.19°； δ为太阳赤纬，冬至日的太阳赤纬为-23.5°； ω为时角，上午 9:00 的时角为-43.24°。 当地冬至日上午 9:00 的太阳高度角α=18.71°；
39
当地冬至日上午 9:00 的太阳方位角β=-43.24°。
D = cosβ×L，L = H/tanα，α = arcsin (sinφ sinδ+cosφ cosδ cosω) 即：
D=
cos β×H
tan[arcsin(sinφsinδ+ cosφcosδ cosω)]
通过以上公式计算得到：
本项目固定倾角支架的光伏组件排布方式为：光伏组件纵向单块放置，相邻东西两块光伏组件之间留有 20mm 的间隙，多晶硅固定支架单元倾斜面的宽为 3320mm。
H＝3320×sin31°≈1710mm （式中 31°为安装倾角）则： D 南北= cosβ×L≈3682mm
光伏组件倾斜 31°后，光伏组件上缘与下缘产生相对高度差，阳光下光伏组件产生阴影，为保证在本项目选址地处，冬至日上午九时到下午三时子方阵之间不形成阴影遮挡，经计算，光伏组件倾斜后组件上缘与下缘之间相对高度与前后排安装距离，如下列图表所示：
3682mm 1710mm
31 0310 因此，当固定光伏方阵的南北中心间距为 3682mm 时可以保证南、北两排方阵在上午 9 点到下午 3 点之间前排不对后排造成遮挡，为节约成本，场地不做整体场平，考虑到场地局部凹凸不平会有高差，为了使就地安装的光伏方阵前后排仍不会有阴影影响，同时为便于施工及道路转弯半径的设置，取光伏组件方阵间距 D 为 4152mm，此时光伏方阵前后排中心间距为7000mm。
光伏组件最低点距地面距离 H 选取主要考虑当地最大积雪深度、当地洪水水位、防止动物破坏及泥和沙溅上光伏组件，因此，根据以往工程的设计经验及工程建设经验，确定本项目的光伏组件最低点距地面距离为0.3m～0.5m 内较为合适。
40