智能光伏电站可研报告模板 简版

使用说明：黑色字体为参考范本，蓝色字体为可植入内容第五章光伏发电系统设计及发电量计算********100MW光伏并网发电项目一期工程总规划装机规模50MWp，采用分块发电、集中并网方案。本工程共50个1MWp发电单元。每个发电单元采用1台**kV升压变压器升压至**kV，每10台20kV升压变压器在高压侧并联为1个联合单元，5个联合单元分别接入20kV开关站汇流母线，再由2回20kV出线送入附近110kV变电站。本工程光伏发电系统主要由光伏发电系统及并网系统组成。5.1系统方案选择方案选择应综合考虑：运行可靠性、可维护住技术成熟度、未来技术发展趋势等，并结合电站区域的气象条件、地理环境、施工条件、交通运输等实际因素，经技术经济综合比较选用适合大型并网光伏电站使用的解决方案。光伏发电系统方案类型智能光伏电站解决方案组网示意图：传统方案组网示意图：初始投资分析智能光伏电站传统方案对比•无直流汇流箱；•无逆变器房、无集装箱及土建基础；•减少线缆用量；•低成本逆变器；•需要逆变器房或集装箱；•结构复杂，设备接线持平或略低

•无通讯管理机；•简化系统结构，降低施工难度，周期短；复杂，施工难度大，周期长；技术分析类型智能光伏电站解决方案传统方案系统效率83%79%技术趋势“硅进铜退”、“全数字电站”’智能化”/可靠性IP65密封设计，自然散热；无风扇、熔丝等易损部件；系统单点故障对整体电站影响小；IP54防护，风冷，系统需要直流汇流箱、熔丝；工程施工与维护性系统简单，部件少，逆变器仅48Kg，施工简单，维护方便；成套复杂，需要逆变器房或者集装箱，施工周期长；维护技术要求高，需要专业人员维修；环境友好性噪声29dB，无辐射逆变器机房、集装箱散热噪声人系统组成简单刀、综合上述技术、经济比较：智能光伏电站发电量高、长期可靠性高，电网友好，环境友好，且与传统方案初始投资持平，国内外均有大规模应用案例。综合考虑以上各种因素，本项目推荐选用智能光伏电站解决方案。5.2太阳能电池组件选择太阳能电池组件的选择应综合考虑目前已商业化的各种太阳能电池组件的产业形势、技术成熟度、运行可靠性、未来技术发展趋势等，并结合电站区域的气象条件、地理环境、施工条件、交通运输等实际因素，经技术经济综合比较选用适合集中式大型并网光伏电站使用的太阳能电池组件类型。5.2.1太阳能电池组件类型5.2.1.1太阳能电池性能技术比较结合目前国内太阳能电池市场的产业现状和产能情况选取目前市场上主流太阳电池进行技术比较，各类型电池主要性能如下表所示。表5-1光伏电池分类汇总表种类类型商用效率实验效率使用寿命能力偿还时间生产成本优点目刖应用范围晶硅电池单晶硅15%~17%24%25年2~3年高效率高技术成熟中央发电系统独立电源民用消费品市场多晶硅/013%~150/20%25年2~3年较高效率较高技术成熟中央发电系统独立电源民用消费品市场薄膜电池*%5%~7%13%20年2~3年较低弱光效应好成本相对较低民用消费品市场中央发电系统3化镉5%~8%16%20年2~3年相对较低弱光效应好成本相对较低民用消费品市场铜铟镓硒5%~8%20%20年2~3年相对较低弱光效应好成本相对较低民用消费品市场独立电源由上表可见晶硅类电池中单晶硅电池和多晶硅电池最大的差别是单晶硅电池的光电转化效率略高于多晶硅电池，也就是相同功率的电池组件，单晶硅电池组件的面积小于多晶硅电池组件的面积。两种电池组件的电性能、寿命等重要指标相差不大，若仅考虑技术性能在工程实际应用过程中，无论单晶硅电池还是多晶硅电池都可以选用。晶硅类太阳能电池由于产量充足、制造技术成熟、产品性能稳定、使用寿命长、光电转化效率相对较高的特点，被广泛应用于大型并网光伏电站项目。非晶硅薄膜太阳能电池尽管有转化效率相对较低、占地面积较大、稳定性有待进一步提高等缺点但随着技术和市场的发展由于制造工艺相对简单、成本低、不需要高温过程、在弱光条件下性能好于晶硅类太阳能电池等突出的优点，非晶硅薄膜电池所占的市场分额逐渐增加。5.2.1.2太阳能电池性能经济性比较随着光伏产业技术进步及市场的发展，各类电池市场价格不断下降，根据目前光伏市场电池、设备等最新报价情况以固定式安装50MWp装机容量为基准，对全部采用多晶硅太阳能电池组件（方案一、全部采用非晶硅薄膜太阳能电池组件（方案二）进行比较。由于多晶硅组件价格较非晶硅组件价格昂贵，方案一总投资较高，方案二的总投资较低；两种方案中逆变系统、升压系统、通信监控系统、变配电工程、房屋建筑工程等公共系统工程造价基本相同，土地、电池组件、汇流箱、电缆、电池组件基础及支架等费用由于选用电池类型不同而有较大差别。多晶硅组件转化效率比非晶硅高，方案一工程占地面积较小，方案二工程占地面积较大，电缆线路及电缆用量较大，场内道路和防护林业相应增加。根据国内市场主流产品规格来看薄膜电池单块组件容量在25Wp~50Wp之间，多晶硅电池单块组件容量在5Wp~300Wp之间，在相同装机容量下，薄膜电池要比多晶硅电池所需组件数量多并联路数、汇流箱、电池组件的基础及支架、混凝土、钢筋用量都会相应增加。5.2.1.3太阳能电池类型的确定综合上述技术、经济比较:方案一多晶硅电池成熟度较高，效率稳定，国内外均有较大规模应用的实例，但是多晶硅电池相对价格较高，工程投资较大，但随着光伏产业的不断发展，其硅片厚度和单位能耗持续降低，其成本也在不断下降方案二非晶硅电池相对价格较低总体投资小但国内还未有大规模薄膜电池的应用实例，技术成熟度较低，稳定性较差。结合本工程综合考虑以上各种因素，本项目推荐选用多晶硅光伏电池组件。的2.2太阳能电池组件选型（1光伏电区组件是光伏市系统的未利部土地各土参数麟勺土地费定在整个光程瓢系所的发电性较少表而掘池组件性造箝项参数为价标准测试条对下组件峰值功率、最佳工作电流、最佳工作电压、短路电流、开路电压、最大系较高（

统电压、组件效率、短路电流温度系数、开路电压温度系数、峰值功率温度系数、输出功率公差等。光伏电池组件要求具有非常好的耐侯性，能在室外严酷的环境下长期稳定可靠地运行，应是市场主流产品，且获得相关认证。多晶硅太阳能电池组件的功率规格较多，从5Wp到300Wp国内均有生产厂商生产，且产品应用也较为广泛。由于本工程装机容量为20MWp，组件用量大，占地面积广，组件安装量大，所以应优先选用单位面积功率较大的电池组件似减少占地面积、节省线缆、降低组件安装量。通过市场调查，根据目前技术成熟的大容量电池组件规格，选定电池组件应优先选用单位面积容量大的电池组件，以减少占地面积降低组件安装量初选电池组件规格为250Wp255Wp、260Wp，其各种技术参数比较见下表。最大系统电压(V)100010001000最大系统电压(V)100010001000组件效率15.3%15.6%15.9%短路电流温度系数0.06%/K0.06%/K0.06%/K开路电压温度系数-0.33%/K-0.33%/K-0.33%/K用初选电池组件建成单位1MWp光伏电站的方案进行比较，见下表。表5-3不同多晶硅电池组件组成的1MWp方阵的方案比较电池组件型号与峰值功率(Wp)250255260最佳工作电流(A)8.248.328.41最佳工作电压(V)38.438.738.9短路电流(A)8.798.888.98开路电压(V)30.430.630.9方案参数-〜一-^_方案一方案_方案三组件峰值功率(Wp)250255260串联数量(块)4000392238471MWP子方阵并联数量(路)1.00001.00011.00021MWP子方阵组件数量(块)250255260电站实际安装容量(MWp)400039223847由以上两表可以看出：采用250Wp组件组成1MWp光伏阵列所使用组件数量最少，可以减少组件间连接点，加快施工进度；且故障几率减少，接触电阻小，线缆用量少，系统整体损耗相应降低。250Wp组件的最佳工作电流、最佳工作电压、短路电流、开路电压的综合指标较高。综上所述选用250Wp多晶硅电池组件。本工程采用该容量等级的电池组件具体参数见下表。本工程拟建容量50MWp，实际装机50MWp。表4-4250W多晶硅光伏电池技术参数表峰值功率（W）250开路电压（Vbc）38.4短路电流（Isc）8.79工作电压（Vmppt）30.4工作电流（Imppt）8.24最大保险丝额定值15A尺寸(L*W*H)1650*990*45重量（kg）19.1最大系统电压（V）1000VDC额定电池工作温度（NOCT）46次工作温度-40C~85CPm温度系数-0.45%/CVoc温度系数-0.33%/CIsc温度系数0.06%/C正面最大静载荷5400P背面最大静载荷2400P5.3电池阵列的安装方式设计5.3.1电池阵列的安装方式选择固定式安装方式有一定的倾角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和特定的场地条件等。水平单轴跟踪安装方式:通过其在东西方向上的旋转，以保证每一时刻太阳光与光伏电池板面的法线夹角为最小值，以此来获得较大的发电量。倾斜单轴跟踪安装方式:是在固定太阳能电池面板倾角的基础，围绕该倾斜的

轴旋转追踪太阳方位角，以获取更大的发电量。双轴跟踪安装方式:通过其对太阳光线的实时跟踪，以保证每一时刻太阳光线都与太阳能电池板面垂直，以此来获得最大的发电量。根据已建工程调研数据，结合本项目的实际工程条件以固定安装式为基准，对采用以上四种安装方式的优缺点比较如下表所示：表5-4不同安装方式技术经济参数表项目固定安装水平单轴跟踪倾斜单轴跟踪双轴跟踪发电量（％）100118131136利用小时数15411811.32010.852087.6安装容量20MW20MW20MW20MW安装支架造价0.7元/瓦1.8元/瓦2.5元/瓦5元/瓦单位工程静态投资（元/|＜可）10200（以此为估算基准）115001350015000静态总投资20400230002700030000资本金内部收益率12.711.810.3410.27经济性1234根据以上对比分析本工程选用固定式安装方式。由安装方式比较表可知，固定式安装方式在工程规模较大时综合成本最低，占地面积最小，且抗风能力较好，运行维护的工作量最小。因此本工程选用固定式安装方式。5.3.2电池阵列的最佳倾角计算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。对于固定轴式安装电池阵列，其最佳倾角即光伏发电系统全年发电量最大时的倾角。根据retscreen软件计算结果，可得不同角度倾斜面上各月日平均太阳辐射量。表5-5固定安装方式不同角度阵列面各月平均太阳辐射量kWh/m2d序号171819202122232425262728291月3.003.023.053.073.093.113.133.153.173.193.213.223.242月3.063.073.083.093.103.113.123.133.143.153.153.163.163月3.213.213.213.223.223.223.223.223.223.223.223.223.21

4月4月3.883.873.873.873.863.853.853.843.833.823.813.803.795月4.214.204.184.174.164.144.134.114.094.084.064.044.026月4.003.983.973.953.943.923.913.893.873.853.833.813.797月4.814.794.774.764.744.724.704.684.654.634.614.584.558月4.494.484.474.464.454.444.434.424.404.394.374.364.349月3.833.833.833.843.843.843.833.833.833.833.823.823.8110月3.543.553.563.583.593.603.613.623.633.633.643.653.6511月3.143.163.183.203.223.243.263.283.303.323.333.353.3612月3.153.183.213.243.273.293.323.353.373.403.423.443.46月均3.703.703.713.713.713.713.713.713.713.713.713.713.70从上表和上图可以看出，倾角等于19~28°时全年接受到的太阳能辐射能量最大但为方便人工安装后期维护及清理灰尘以及支架的稳定性角度考虑，将安装角度确定为19较为合适。安装角度为19时月均太阳辐射量为3.71kWh/m2.d。当电池阵列采用19倾角安装时，倾斜面上的各月平均太阳辐射量见下表。表5-6最佳倾角各月平均太阳辐射i(M^/m2m)123456339.9531月.56358.6441月.0046月.84428.6978910月11月12月53月.7549月.3041月.16397.80343.55358.32电池阵列安装方式如下图所示。图5-3电池阵列安装方式示意图5.4逆变器的选择5.4.1逆变器的技术指标逆变器也称逆变电源，是将直流电能转换成交流电能的变流装置。逆变器按输入直流电源性质分类，可分为电压源型逆变器和电流源型逆变器。本工程并网光伏发电系统中的逆变控制技术是有源逆变，其运行条件需依赖强大的电网支撑。为了获得更优的控制性能，并网逆变器采用输出电流源的方式并网。对于逆变器的选型，通过以下几个方面的指标比较进行选择：1）逆变器输出效率:大功率逆变器在满载时，效率必须在90%或95%以上。中小功率的逆变器在满载时，效率必须在85%或90%以上。即使工作在逆变器额定功率10%的情况下，也要保证90%（大功率逆变器）以上的转换效率。2）逆变器输出波形:为使光伏阵列所产生的直流电源逆变后向公共电网并网供电，就必须对逆变器的输出电压波形、幅值及相位等于公共电网一致，实现无扰动平滑电网供电。输出电流波形良好，波形畸变以及频率波动低于门槛值。3）逆变器输入直流电压的范围：要求直流输入电压有较宽的适应范围，由于太阳能光伏电池的端电压随负载和日照强度的变化范围比较大。就要求逆变器在较大的直流输入电压范围内正常工作，并保证交流输出电压稳定。4）可靠性和可恢复性：逆变器应具有一定的抗干扰能力、环境适应能力、瞬时过载能力及各种保护功能，如：逆变器自然散热无外置风扇等。逆变器主要技术指标还有:额定容量;输出功率因数;额定输入电压、电流；电压调整率；负载调整率；谐波因数；总谐波畸变率；畸变因数；峰值子数等。5.4.2逆变器选型目前常用的逆变器有组串式逆变器、集中型逆变器和微型逆变器，从全球市场来看，组串式逆变器已占了光伏逆变器行业的主导地位。（1）组串式逆变器组串式并网逆变器是基于模块化的概念，即把光伏方阵中每个光伏组串输入到一台指定的逆变器中，多个光伏组串和逆变器又模块化地组合在一起，所有逆变器在交流输出端并联，并网组串式逆变器应用于地面电站，具有高发电量、高可靠性、安全性高、易安装维护等优点，已成为现在国际市场上最流行的逆变器。目前许多大型光伏电站使用组串式逆变器。主要优点是不受组串间光伏电池组件性能差异和局部遮影的影响，可以处理不同朝向和不同型号的光伏组件，也可以避免部分光伏组件上有阴影时造成巨大的电量损失，提高了发电系统的整体效率。随着电站的运行时间越长，组件不适配、衰减、虚接等原因，组件个体差异不断增大组件的精细化管理优势越发明显组串式发电量提升将会更加明显。技术上的这些优势不仅降低了系统成本，也增强了系统的可靠性。例如对集中式电站来说，直流保护是永远但是又几乎是无解的难题，有的电站采取了在汇流箱加防反二极管措施以解决故障扩大化问题，但随之带来系统效率降低、汇流箱成本大幅上升问题，而组串式电站已在逆变器有强大的保护功能，并且天然的规避某一串直流短路能量倒灌问题，集中式最为头痛的直流故障问题对组串式而言自然消失。另外施工成本方面，传统的集中式地面电站不仅涉及PV组件、支架、逆变器、箱变、汇流及配电设备施工，还包含大量土建活动，如地基制作，砖瓦逆变器房建造，整个项目建造成本较高，由于组串式逆变器没有需要较大人力以及较长工期的逆变房等土建建设，也减少了直流柜、集中式逆变器等需要专门车辆工具搬运的大中型设备，电站工程施工难度降低、工期更短。集中式逆变器对环境适应性要求高，需要达到设备防尘和良好的通风散热条件，实际运维过程出现的产品故障率高;同时对于工程维护技能要求高，问题定位及解决周期长、难度大导致电站运维成本高。组串式电站利用逆变器本身的智能故障监测、直流保护等功能，可以方便地实现智能运维功能，有异常时逆变器上报故障告警到中控室，并且借助网管系统可精确定位到故障组串及其物理位置，实现故障精确定位及快速排查能力。在占用60%的直流故障排查上工作量可以降低到1/3以下。2）集中式逆变器集中逆变技术是若干个并行的光伏组串被连到同一台集中逆变器的直流输入端，一般功率大的使用三相的IGBT功率模块，功率较小的使用场效应晶体管，同时使用DSP转换控制器来改善所产出电能的质量，使他非常接近于正弦波电流。最大特点是系统的功率高，成本低，但由于不同光伏组串的输出电压、电流往往不完全匹配（特别是组件因多云、树荫、污渍等原因被部分遮挡时），采用集中逆变的方式会导致逆变过程的效率降低和电性能的下降。同时整个光伏系统的发电可靠性受某一光伏单元组工作状态不良的影响。最新的研究方向是运用空间矢量的调制控制以及开发信的逆变器的拓扑连接，以获得部分负载情况下的高效率。3）微型逆变器在传统的PV系统中，每一路组串型逆变器的直流输入端，会由10块左右光伏电池板串联接入。当10块串联的电池板中，若有一块不能良好工作，则这一串都会受到影响。若逆变器多路输入使用同一个MPPT,那么各路输入也都会受到影响，大幅降低发电效率。在实际应用中，云彩，树木，烟囱，动物，灰尘，冰雪等各种遮挡因素都会弓I起上述因素，情况非常普遍。而在微型逆变器的PV系统中，每一块电池板分别接入一台微型逆变器，当电池板中有一块不能良好工作，则只有这一块都会受到影响。其他光伏板都将在最佳工作状态运行，使得系统总体效率更高，发电量更大。在实际应用中，若组串型逆变器出现故障，则会引起几千瓦的电池板不能发挥作用，而微型逆变器故障造成的影响相当之小。本工程安装容量50mwp，可不考虑微型逆变器。本工程场址地形狭长，组件分布相对分散，采用集中式逆变器时，系统主要包括光伏组件、直流电缆、直流汇流箱、直流配电柜、逆变器、交流线缆、逆变器房、升压变压器、电网，而采用组串式逆变器时，系统包括组件、直流电缆、逆变器、交流线缆、交流汇流箱、升压变压器和电网系统更加简单，系统效率更高。组串式相对于集中式在电站25年生命周期内不仅能带来发电量高，更能有效解决光伏电站售后交付和运维中长期存在的烦恼，组串式解决方案无论在初期运维还是后期运维上，都有着明显优势。组串式解决方案通过精细化管理和智能化管理，显著提高了电站建设和运维水平。因此本工程综合考虑国内外光伏并网逆变器各种型号产品，经比较，逆变器选择28KW组串式逆变器。28kW逆变器的主要技术参数如下表所示。表5-7逆变器主要技术参数欧洲效率98.4%输入最大输入功率28200W最大输入电压1000V最大输入电流（每路MPPT）18A最低工作电压200VMPP电压范围480V〜800V额定输入电压680V最大输入路数6MPPT数量3输出输出功率27500VA额定输出电压3x277V/480V+PE输出电压频率50Hz/60Hz最大输出电流33.5A功率因数0.8超前...0.8滞后最大总谐波失真<3%保护输入直流开关支持技术参数SUN2000-28KTL效率98.7%防孤岛保护支持

输出过流保护支持输入反接保护支持组串故障检测支持直流浪涌保护类型n交流浪涌保护类型n绝缘阻抗检则支持RCD检测支持显示与通信显示图形化LCDRS485支持USB支持常规参数尺寸（宽X高X厚）520x610x255mm重量48kg工作温度-25°C〜60°C冷却方式自然对流最高工作海拔3000m相对湿度（无冷凝）0〜100%输入湍子AmphenolH4输出端子AmphenolC16/3防护等级IP65夜间自耗电<1W拓扑无变压器噪音指数29dB质保5年标隹10/15/20/25年可选满足的标准安规/EMCEN61000-6-2,EN61000-6-3,EN61000-3-2,EN61000-3-3,EN61000-3-11,EN61000-3-12,EN/IEC62109-1,EN/IEC62109-2并网标准VDE0126-1-1,BDEW2008,CGC/GF004:2011,GB/T19964-2012,G59/3,UTEC15-712-15.5太阳能电池阵列设计5.5.1并网光伏发电系统分层结构1）太阳能电池组串由几个到几十个数量不等的太阳能电池组件串联起来，其输出电压在逆变器允许工作电压范围之内的太阳能电池组件串联的最小单元称为太阳能电池组串。2）太阳能电池组串单元布置在一个固定支架上的所有太阳能电池组串形成一个太阳能电池组串单元。3）陈列逆变器组由若干个太阳能电池组串与一台并网逆变器及相应汇流设备构成一个阵列逆变器组，也称光伏发电单元。4）太阳能电池子方阵一个或若干阵列逆变器组组合形成一个太阳能电池子方阵光伏发电分系统。）5）太阳能电池阵列由一个或若干个太阳能电池子方阵组合形成一个太阳能电池阵列。5.5.2系统方案总布置本工程共100个500kWp发电单元。每个发电单元采用1台20kV升压变压器升压至20kV，每10台20kV升压变压器在高压侧并联为1个联合单元，5个联合单元分别接入20kV开关站汇流母线，再由2回20kV出线送入附近110kV变电站。5.5.3光伏电站电池阵列设计5.5.3.1太阳能电池组件的串、并联设计太阳能电池组件串联的数量由逆变器的最高输入电压和最低工作电压、以及太阳电池组件允许的最大系统电压所确定。太阳能电池组串的并联数量由逆变器的额定容量确定。在条件允许时，应尽可能的提高直流电压，以降低直流部分线路的损耗，同时还可减少汇流设备和电缆的用量。本工程所选28kW逆变器的最高允许输入电压Vdcmax为1000V，输入电压MPPT工作范围为480V~800V°250Wp多晶硅电池组件开路电压38.4V、最佳工作点电压30.4V、开路电压温度系数-0.33%/K。经计算得出：串联多晶硅太阳能电池数量N^:16<N<24O综合考虑支架承重、抗风能力、光伏组件整体布置以及50kW逆变器的允许串联组件数量，本工程N取20。则固定式安装每一路多晶硅组件串联的额定功率容量计算如下：P(N)=250Wpx20=5000Wp；对应于所选28kW逆变器的额定功率计算，需要并联的路数：N=27.5/5=5路。5.5.3.2太阳能电池组串单元的排列方式—个太阳能电池组串单元中太阳能电池组件的排列方式有多种，以接线简单，线缆用量少、施工复杂程度低及运行期维护方便为原则。将20块组件分成10份，每份2块，将每份中2块组件叠加后串接，然后将10份组件顺次连接单块组件顺次连接。5.5.3.3太阳能电池阵列行间距的计算本工程太阳能晶体硅电池方阵系统采用固定轴支架系统，需要考虑行间距，行间距按照按太阳高度角最低时的冬至日仍保证组件上有足够的日照时间，同时相邻两行支架不会在组件上产生阴影所需要的最小行间距。根据上述计算本项目整体系统采用南北方向固定倾角19排布，根据项目当地的情况建立支架系统模型，模拟实时的光照及阴影状况。当光伏电站进行前后排布太阳能电池方阵时，需要计算前排方阵的阴影，以确定方阵间的距离一般确定原则冬至当天9:00~15:00太阳能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。D=0.707H/tan[arcsin（0.648cos^-0.399sin^）J其中H为光伏板斜面最高点距地面长度；D为两排方阵之间的距离；少为纬度。计算得出D=5.2m。5.6年上网电量预测5.6.1太阳能光伏发电系统效率分析1）光伏温度因子光伏电池的效率会随着其工作时的温度变化而变化。当它们的温度升高时，不同类型的大多数光电池效率呈现出降低趋势。折减因子取96%。2）光伏阵列的灰尘损耗由于光伏组件上有灰尘或积水造成的污染经统计经常受雨水冲洗的光伏组件其影响平均在2~4%之间，无雨水冲洗较脏的光伏组件其影响平均在8~10%之间。本项目考虑雾霾、沙尘影响，污染的折减因子取95%。3）逆变器的平均效率目前28kVA容量的并网光伏逆变器的平均效率为97.5%左右。4）光伏电站内用电、线损等能量损失初步估算光伏阵列直流配电损耗约为1.5%;20kV升压变压器平均损耗1.2%；其他损耗0.3%。其配电综合损耗系数为97%。5）机组的可利用率虽然太阳能电池的故障率极低，但定期检修及电网故障依然造成的损失，固定安装方式其系数取1%，光伏发电系统的可利用率为99%。）太阳能电池板差异性损耗3%，利用率97%。）早晚不可利用辐射损失3%，利用率97%。综合以上各折减系数，固定式多晶硅电池阵列系统的综合效率约为80%。5.6.2年理论发电量计算根据所选工程代表年最佳倾斜面上各月平均太阳总辐射量可得出本工程月及年峰值日照小时数。将太阳能电池组件所在平面上某段时间中能接收到的太阳辐射量转换为1000W/m2条件下的等效小时数称峰值日照小时数。若太阳能电池组件在1h中接收到的太阳辐射量为1MJ/m2由以上峰值日照小是定义，可得：_1QQQjy/W21A£7J麻•力=1OOOOOQJ/nr-3600s=:——3.6故若太阳能电池组件在1h中接收到的太阳辐射量为1MJ/m2则其在1000W/m2条件下的等效小时数为1/3.6h。由于太阳能电池组件的峰值功率均在1000W/m2条件下标定因此采用峰值日照小时数乘以光伏电站的装机容量即为光伏电站的最大理论发电量。电站建成后各运行年计算年发电量An，可采用下式计算:入门=逐年理论发电量xn式中：n—系统效率。本工程50MWp固定式系统阵列峰值日照小时数及第一年上网发电量统计见下表。表5-9本工程电池阵列峰值日照小时数及发电量统计表月份月平均峰值日照小时数(h)月辐射量(MJ/m2m)月发电量(万kWh)194.43339.95377.72289.35321.65357.39399.62358.64398.494116.11418.00464.445129.68466.84518.716119.08428.69476.327147.98532.75591.948138.70499.30554.789115.05414.16460.1810110.50397.80442.001195.43343.55381.72

1299.53358.32398.13合计1355.44879.65421.83经计算，得出本工程首年发电量为5421.831299.53358.32398.13合计1355.44879.65421.83考虑系统25年输出衰减20%，即第25年发电量为4364.57万kWh。由此可以计算出本工程25年总发电量为121866.44万kWh25年平均上网电量4874.66万kWh,25年等效利用小时数为974.93h。本工程每年发电量详见下表：表5-10本工程逐年发电量计算表年份衰减系数年发电量（万kWh）等效利用小时数115421.81084.320.9915373.01074.630.9825324.21064.840.9735275.41055.050.9645226.61045.360.9565183.21036.670.9475134.41026.880.9395091.11018.290.935042.31008.4100.9224998.9999.79110.9144955.5991.11120.9054906.7981.35130.8974863.3972.68140.8894820.0964.00150.8814776.6955.33160.8734733.2946.65170.8654689.8937.98180.8584651.9930.39190.854608.5921.71200.8424565.1913.04

210.8354527.2905.45220.8274483.8896.77年份衰减系数年发电量（万kWh）等效利用小时数230.824445.9889.18240.8124402.5880.50250.8054364.5872.91总和121866.424373.2平均4874.6974.93通信可研阶段工程通讯方式设计两种方案。方案一为光纤通讯，方案二为无线通信。光纤通讯1.1站内通信本电站采用光纤（主）和程控电话（备）两种通信方式。由集控室引光纤电缆至地调网