XXXX50MWp农光互补项目
图6-6光伏最佳倾角分析
通过PVsyst软件分析，当太阳电池组件阵列的最佳倾角为朝向正南方向25°（方位角为0°）时，全年平均太阳总辐射量最大为1365kWh/m2,全年太阳能辐射总量为4914MJ/m2。
5.2 光伏阵列间距的计算
在北半球，对应最大日照辐射接收量的平面为朝向正南，与水平面夹角度数与当地纬度相当的倾斜平面，固定安装的太阳能电池组件要据此角度倾斜安装。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。
计算公式如下：
为了避免阵列之间遮阴,光伏电池组件前后阵列间距应不小于D:
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D=0.707H/tan?arcsin(0.648cosΦ-0.399sinΦ)?
式中Φ为当地地理纬度(在北半球为正，南半球为负)，H为阵列前排最高点与后排组件最低位臵的高度差），如图6-7所示。
根据上式计算，求得：D=3.00m。
为了便于现场材料运输以及现场施工光伏电池组件前后排阵列间距选择3米。
图6-7前后阵列间距
6 模块化设计
由于太阳电池组件和并网逆变器都是可根据功率、电压、电流参数相对灵活组合的设备，本工程采用模块化设计、安装施工。模块化的基本结构：50MWp太阳电池组件由39个1.306MWp子系统组成，全部采用固定倾角安装。每个子系统为矩形分布，均为一个独立的并网单元，子系统的周围设置道路将各子系统分开，每个子系统设置一个就地逆变升压器，就地逆变升压器原则上设置在每个子系统的几何中心位置并与周围的道路相连。这样设计有如下好处：
1)各子系统各自独立，便于实现梯级控制，以提高系统的运行效率； 2)每个子系统是单独的模块，由于整个50MWp光伏系统是多个模块组成，各模块又由不同的逆变器及与之相连的太阳电池组件方阵组成，系统的冗余度高，不至于由于局部设备发生故障而影响到整个发电模块或整个电站，且局部故障检修时不影响其他模块的运行；
3)有利于工程分步实施；
4）减少太阳电池组件至并网逆变器的直流电缆用量，减少系统线路损耗，
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提高系统的综合效率；
5）每个子系统的布置均相同，保证子系统外观的一致性及其输出电性能的一致性。 7 系统效率计算
建设在开阔地的并网光伏电站基本没有朝向损失，影响光伏电站发电量的关键因素主要是系统效率，系统效率主要考虑的因素有：灰尘及雨雪遮挡引起的效率降低、温度引起的效率降低、逆变器的功率损耗、变压器的功率损耗、太阳电池组件串并联不匹配产生的效率降低、交直流部分线缆功率损耗、跟踪系统的精度、其它杂项损失。
1）灰尘及雨水遮挡引起的效率降低
陕西省渭南地区基本无沙尘天气，一般不易受云雾天气影响，综合考虑有管理人员可人工清理方阵组件的情况下，拟采用数值4%。
2)温度引起的效率降低
太阳电池组件会因温度变化而使输出电压降低、电流增大，组件实际效率降低，发电量减少，因此，温度引起的效率降低是必须要考虑的一个重要因素，考虑本系统在设计时己考虑温度变化引起的电压变化，并根据该变化选择组件串联数，保证了组件能在绝大部分时间内工作在最大跟踪功率点MPPT电压范围内，考虑各月辐照量计算加权平均值，拟取效率降低值为3%。
3)组件串联不匹配产生的效率降低
组件串联、并联因为电流、电压不一致产生的效率降低，由于本工程在采购时会通过选用同一规格、同一批次、同一标称功率的太阳电池组件来降低组件的串、并联不匹配引起的损失，故本工程考虑2%的损失。
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4)并网逆变器的功率损耗
本工程采用无变压器型并网逆变器，根据逆变器的技术资料及工程实际测试结果表明，逆变器的功率损耗远远低于3%，考虑气候条件因素，本工程按3%计算并网逆变器的功率损耗。
5)交、直流线缆的功率损耗
大型光伏并网电站要求采用光伏专用电缆，电缆的截面积要充分考虑线路的电压降及损耗等因素确定，在电缆选型确定时一般按3%的线路损耗设计。
6)变压器功率损耗
使用高效率的变压器，变压器效率为98%，经两级升压后拟取功率损耗计为3%。
7)其它杂项损失
光伏电站在运行期间，会因为局部维修而停止该子系统工作；会因为组件的弱光性而引起太阳辐射量损失，本工程采用3%的损失。
通过以上分析得到本工程系统效率的修正系统如下： 序号 1 2 3 4 5 6 7 效率损失项目 灰尘及雨水遮挡引起的效率降低 温度引起的效率降低 并网逆变器的功率损耗 变压器的功率损耗 组件串并联不匹配产生的效率降交、直流部分线缆功率损耗 其它损失（含维修期停电检修、修正96% 97% 97% 97% 98% 97% 97% 电站的系统效 80.79% 表6-8系统效率估算修正系统统计表
本工程考虑当地气候变化等不可遇见自然现象，设计系统效率修正为80%，
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并以此数据进一步估算光伏电站的年发电量。 8 发电量估算
根据PVsyst软件分析得到本工程的太阳电池组件在朝向正南22°倾斜后，年平均每天太阳辐射量为3.73度/平方米/日，即年太阳总辐射量达到4914MJ/m2,折合标准日照条件（1000W/m2)下日照峰值小时数为1363小时。数据统计分析：
>渭南市水平面年辐射量为：1270.5kWh/m2;
>25°倾斜面年辐射量为：1363kWh/m2，相当于标准日照（日照辐射强度为1000W/m2)峰值小时数1363小时；
>年发电利用小时数（发电当量小时数）初始值： 1363x80%(系统效率）=1090.4小时；
>本工程系统构成：50MWp多晶硅组件固定安装； >系统阵列布置方式：本工程分为39个子系统；
>太阳电池组件光电转换效率逐年衰减，整个光伏发电系统25年寿命期内平均年有效利用小时数也随之逐年降低。
>具体发电量估算时组件按首年衰减不超过2%，5年衰减不超过5%，10年衰减不超过10%，25年内衰减不超过20%，则年发电量估算公式如下：
第N年发电量=初始年发电量X(1-N*组件衰减率） 因此，该项目项目年发电量估算如下。
（1）25小总发电利用小时数：30637h，总发电量:128328万度。 （2）各年平均发电量：
年数 上网电量（万kWh） 年数 上网电量（万kWh） 1 2 3 4 5 6 7 8 9 5,709 10 5,658 11 5,607 12 5,556 13 5,506 14 5,457 15 5,408 16 5,359 17 5,311 18 5,263 5,216 5,169 5,122 5,076 5,030 4,985 4,940 4,896 40