任务1.1 3.6kW离网光伏发电系统设计

1.1.1 离网光伏发电系统简介

离网光伏发电系统也叫作独立光伏发电系统，广泛应用于偏僻山区、无电区、海岛、通信基站和路灯等应用场所。离网光伏发电系统结构示意图如图1-1所示，主要由太阳能电池组件、控制器和储能装置（蓄电池、超级电容器等）组成，若要为交流负载供电，则还需要配置交流逆变器。其工作原理是，白天在太阳光的照射下，太阳能电池组件产生的直流电一部分被直流或交流负载直接消耗，剩余部分通过蓄电池或其他储能装置进行存储；当阳光不足或夜晚时，蓄电池通过直流控制系统直接给直流负载供电或经逆变器转化为交流电供交流负载使用。

1.太阳能电池组件

太阳能电池组件也叫作太阳能电池板，是太阳能发电系统中的核心部分，是能量转换的器件，其作用是直接将光能转换成电能。当系统容量较大时，还需要将多块电池组件串、并联后构成太阳能组件方阵。构成光伏组件的太阳能电池片一般采用晶硅电池，主要分为单晶硅电池与多晶硅电池。另外近年来非晶硅薄膜电池也有一定的商用市场份额。

2.储能装置

储能装置的作用是贮存太阳能电池方阵受太阳辐射时发出的电能，并可随时向负载供电。目前比较成熟的商用方案主要有蓄电池组和超级电容器。由于成本等原因，目前与离网光伏发电系统配套使用的主要是铅酸蓄电池。对其基本要求是，使用寿命长，深放电能力强，充电效率高，维护少或免维护，价格低廉。

3.控制器

控制器的作用是保护蓄电池（防止蓄电池过充电和过放电，获得最高效率并延长蓄电池的使用寿命）、平衡光伏系统能量及显示系统工作状态等，使太阳能电池和蓄电池高效、安全、可靠地工作。

4.逆变器

逆变器是将直流电转换成交流电的设备。由于太阳能电池和蓄电池是直流电源，当负载是交流负载时，逆变器是必不可少的。逆变器按运行方式，可分为离网逆变器和并网逆变器。离网逆变器用于离网运行的光伏发电系统中，为交流负载供电。并网逆变器用于并网运行的光伏发电系统，它的作用是将光伏组件发出的直流电变成交流电输送到电网上。离网型光伏逆变器与并网型光伏逆变器在主电路结构上没有较大区别，主要区别在并网型光伏逆变器需要考虑并网后与电网的运行安全，要求输出的交流电与电网同频、同相，同时还要有抗孤岛等控制特殊功能。而离网型光伏逆变器就不需要考虑这些因素。

1.1.2 离网光伏发电系统的设计内容、原则及步骤

1.设计内容

一般来说，光伏发电系统的设计分为软件设计和硬件设计，软件设计先于硬件设计。软件设计包括负载用电量的计算，太阳能光伏阵列辐射量的计算，太阳能光伏组件容量、蓄电池容量的计算及两者之间的相互匹配的优化设计，光伏阵列倾角的计算，系统运行情况预测和经济效益分析等内容。系统硬件设计包括光伏组件和蓄电池的选型，光伏阵列支架的设计，逆变器的设计和选型，控制器的设计和选型，防雷接地、配电设备和低压配电线路的设计和选型等。由于软件设计牵涉复杂的太阳辐射量、安装倾角以及系统优化的设计计算，一般由计算机仿真来完成。在初步设计计算中可以采用简略的计算方法。

2.设计原则

离网光伏发电系统设计的总原则是，在保证满足负载供电需要的前提下，使用最少的光伏组件功率和蓄电池容量，以尽量减少初始投资。

离网光伏发电系统设计必须具有高可靠性，保证在较恶劣条件下的正常使用；同时要求系统易操作、易维护；系统的设计、施工、维护成本要低；设备的选型要标准化、模块化，以提高备件的通用互换性，要求系统预留扩展接口以便于日后规模和容量的扩大。

3.设计步骤

可按以下步骤进行设计：收集资料（项目所在地的辐射量等天气、地理信息，系统负载信息等）→理论计算（负载用电量、组件安装方位角及倾角、组件峰值日照小时数、蓄电池容量估算、组件功率估算）→设备选型（蓄电池、光伏组件、逆变器、控制器）→方阵设计（组串设计、支架系统、前后间距）→电气设计（电气连接、防雷接地等）→辅助设计（数据采集、环境检测、监控系统等）。

1.1.3 离网光伏发电系统的设计过程

在进行离网光伏发电系统的设计之前，需要掌握并获取项目地必要的气象数据和设备选型所必需的基本理论知识，如离网光伏发电系统安装的地理位置，包括地点、纬度、经度和海拔；该地区的气象资料，包括逐月的太阳能总辐射量，年平均气温和最高、最低气温，最长连续阴雨天数、最大风速及冰雹、降雪等特殊气象情况。

1.负载用电量计算

负载用电量的计算是独立光伏发电系统设计的关键因素之一。通常列出所有负载（交流和直流）的名称、功率大小、额定工作电压和每天工作时间；然后将负载分类，并按工作电压分组，计算每一组总的用电量，算出系统每天总的用电量；接着，选定系统直流工作电压，计算整个系统在这一电压下所要求的平均安时数（A·h）数，即算出所有负载的每天平均耗电量之和。在一般情况下，离网光伏发电系统，其交流负载工作电压为220V，直流负载电压为12V或12V的整数倍，即24V或48V。如果负载需不同的直流电压，选择具有最大电流的电压作为系统电压，对于负载所需电压与系统电压不一致时可用直流—直流（DC/DC）转换器来提供所需的电压。在以交流负载为主的系统中，直流系统电压应当与选用的逆变器输入电压相适应。

【例1-1】 现为徐州某地设计一套太阳能路灯系统，灯具功率为30W，每天工作6h，工作电压为12V。求负载日平均用电量。

【例1-2】 一独立光伏发电系统工作电压为交流220V，各负载日用电量及总用电量如表1-1所示。求负载日用电量。

解：考虑到交流逆变器的效率，直流端的负载平均用电量=交流端负载用电量/逆变器的效率，单位为W·h（或kW·h），再除以直流端系统电压得到日用电量。

逆变器效率η取90%，系统直流电压取24V，则负载日用电量为

2.蓄电池选型

离网光伏系统一般使用蓄电池作为储能装置，有阳光时将太阳能电池发出的电能贮存起来，阳光不足或夜间时为负载供电。目前在光伏发电系统中，常用的储能电池及器件有铅酸蓄电池、碱性蓄电池、锂离子蓄电池、镍氢蓄电池及超级电容器等。鉴于性能及成本的原因，目前应用最多、使用最广泛的还是铅酸蓄电池。铅酸蓄电池按产品的结构形式，可分为开口式、阀控密封免维护式（VRLA电池）和阀控密封胶体式，如图1-2所示。密封免维护蓄电池因其维护方便，性能可靠，且对环境污染较小，特别是用于无人值守的光伏电站，有着其他蓄电池所无法比拟的优越性。

（1）蓄电池的主要技术参数

1）蓄电池的容量。

蓄电池的容量是指电池储存电量的多少，通常以蓄电池充满电后放电至规定的终止电压时电池放出的总电量（符号C）表示。当蓄电池以恒定电流放电时，它的容量等于放电电流值和放电时间的乘积，单位为安时（A·h）或毫安时（mA·h）。通常在C的右下角标明放电时率，如C10表示10小时率的放电容量；C20表示20小时率的放电容量。

蓄电池的电量分为理论容量、实际容量、额定容量。

理论容量是根据活性物质的质量、按照法拉第定律计算而得的最高容量值。

实际容量是指电池在一定放电条件下所能输出的电量，它等于放电电流与放电时间的乘积。由于组成电池时，除电池的主反应外，还有副反应发生，加之其他种种原因，活性物质利用率不可能为100%，因此远低于理论容量。在最佳放电条件下，蓄电池的实际容量只有理论容量的45%～50%，这与活性物质的利用率有关。在正常放电情况下，负极活性物质的利用率为55%左右，正极活性物质的利用率为45%左右。

额定容量在国外也称为标称容量，是按照国家或有关部门颁布的标准，在电池设计时要求电池在一定的放电条件下（一般规定在25℃环境下以10h放电率电流放电至终止电压）应该放出的最低限度的电量值。额定容量在电池型号标出，它是使用者选择电池和计算充放电电流的重要依据。蓄电池的额定容量与实际容量一样，也小于理论容量。

蓄电池容量不是固定不变的常数，它与充电的程度、放电电流的大小、放电时间长短、电解液密度、环境温度、蓄电池效率及新旧程度等有关。其中蓄电池的放电率和电解液温度是影响容量的最主要因素。电解液温度高时，容量增大；电解液温度低时，容量减小。电解液浓度高时，容量增大；电解液浓度低时，容量减小。

2）蓄电池的电压。

开路电压是指蓄电池在开路状态下的端电压。蓄电池的开路电压等于电池的正极电极电势与负极电极电势之差。铅酸蓄电池开路电压的大小可用以下经验公式来计算，即

U开=0.85+d15（V） （1-1）

式中，0.85为常数；d15为15℃时极板微孔中与溶液本体的电解液密度相等时的密度，常用的密度范围1.10～1.35g/ml。开路电压与电解液密度有关，电解液密度越高，电池的开路电压也越高。

工作电压是指电池接通负载后在放电过程中显示的电压，又称为端电压。在电池放电初始的工作电压称为初始电压。电池在接通负载后，由于欧姆电阻和极化电阻的存在，电池的工作电压低于开路电压。

浮充电压是指电源对电池进行浮充时设定的电压值。蓄电池充满电后，改用小电流给电池继续充电，此时就称为浮充电，也称为涓流充电。该小电流一般不是人为设定的，而是在电压设定为浮充电压后（如以12V电池为例，浮充电压在13.2～13.8V），电池已充足电，能够接受的电流很小了，就自动形成了浮充电流。电池的浮充时间是没有限制的，只要电压处于浮充电压范围内，铅酸蓄电池是不怕浮充的，比如通信系统使用的长寿命电池，质保期都在8年以上，在整个寿命期内，除了因市电故障停充及常规维护外，始终处于浮充状态。

放电终止电压是指蓄电池以一定的放电率在25℃环境温度下放电至能再反复充电使用的最低电压称为放电终止电压。如果电压低于放电终止电压后蓄电池继续放电，电池两端电压就会迅速下降，形成深度放电，这样，极板上形成的生成物在正常充电时就不易再恢复，从而影响电池的寿命。放电终止电压与放电率有关。大多数固定型电池在以10h放电率时（25℃）的放电终止电压为1.8V/只。

3）放电时率和放电倍率。

蓄电池放电至终止电压的速度，称为放电率，有放电时率（小时率）和放电倍率（电流率）两种表示方法。

放电时率是指以放电时间的长短来表示蓄电池放电的速率，即蓄电池在规定的放电时间内，以规定的电流放出的容量。放电时间率可用式（1-2）确定，即

式中，TK（T10、T3、T1）分别表示10、3、1等小时放电率；CK（C10、C3、C1）分别表示10、3、1等小时率放电容量（A·h）；IK（I10、I3、I1）分别表示10、3、1等小时率放电电流（A）。依据国际电工委员会标准（IEC）标准，放电时率有20小时率、10小时率、5小时率、3小时率、1小时率、0.5小时率，分别表示为20h、10h、5h、3h、2h、1h、0.5h。例如，容量C=100A·h蓄电池的20h放电率，表示以100A·h/20h=5A电流放电，时间为20h，简称为20小时率。某蓄电池的额定容量为120A·h，若用10小时率放电，则放电电流为12A；若用5小时率放电，则放电电流为24A。

放电倍率是放电电流为蓄电池额定容量的一个倍数，即

式中，X为放电倍率；I为放电电流；C为蓄电池的额定容量。

为了对容量不同的蓄电池进行比较，不用绝对值表示放电电流，而用额定容量C与放电制（放电时率）的比来表示，称为放电速率或放电倍率。20h制的放电倍率就是C/20=0.05C，单位为A。比如，若20A·h电池采用0.5C倍率放电，则放电电流为0.5×20=10（A）。

小时率和倍率之间的关系如表1-2所示。由表可知，放电率或充电率越快，充、放电电流越大，小时率的值越小，倍率越大；反之，放电率或充电率越慢，充、放电电流越小，小时率的值越大，倍率越小。

4）内阻。

电池内阻包括欧姆内阻和极化内阻。极化内阻又包括电化学极化与浓差极化内阻。内阻的存在，使电池放电时的端电压低于电池电动势和开路电压，充电时端电压高于电动势和开路电压。活性物质的组成、电解液浓度不断地改变，导致电池的内阻不是常数，在充放电过程中随时间不断变化。极化电阻随电流密度增加而增大，但不是线性关系，常随电流密度和温度不断地改变。

5）放电深度。

在蓄电池使用过程中，电池放出的容量占其额定容量的百分比称为放电深度。放电深度是影响蓄电池寿命的重要因素之一，设计时考虑的重点是深循环（60%～80%）使用、浅循环（17%～25%）使用，还是中循环使用（30%～50%）。若把浅循环使用的电池用于深循环使用，则铅蓄电池会很快失效。

6）自行放电率。

蓄电池的自放电是指蓄电池在开路搁置时自动放电的现象。蓄电池发生自放电将直接减少蓄电池可输出的电量，使蓄电池容量降低。容量每天或每月降低的百分数称为自行放电率。化学作用、电化学作用和电作用是引起蓄电池自放电的主要原因。电作用主要是内部短路，引起蓄电池内部短路的原因有极板上脱落的活性物质、负极析出的铅枝晶和隔膜被腐蚀而损坏等。化学作用和电化学作用主要与活性物质的性质及活性物质或电解液中的杂质有关，包括正负极的自溶解、各种杂质与正极或负极物质发生化学反应或形成微电池而发生的电化学反应等。

（2）蓄电池的命名方法、型号组成及其代表意义

蓄电池名称由单体蓄电池格数、类型、额定容量、电池功能或形状等组成，其组成示意图如图1-3所示。第一段为数字，表示单体电池格（串联）数，当单体蓄电池格数为1时（2V）省略，6V、12V分别为3和6；第二段为2～4个汉语拼音字母，表示蓄电池的类型、功能和用途等；第三段表示电池的额定容量。蓄电池常用汉语拼音字母的含义如表1-3所示。

例如，GFM-500的含义是，一个单体，G为固定型，F为阀控式，M为密封，500为10小时率的额定容量；6-GFMJ-100的含义是，6个单体（12V），电压12V，G为固定型，F为阀控式，M为密封，J为胶体，100为10小时率的额定容量。

（3）普通免维护铅酸电池和胶体电池

铅酸蓄电池包括胶体和液体两大类。胶体铅酸蓄电池是对液态电解质的普通铅酸蓄电池的改进，用胶体电解液代换了硫酸电解液，在安全性、蓄电量、放电性能和使用寿命等方面较普通电池有所改善。普通铅酸蓄电池使用寿命一般为4～5年，胶体电池一般为12年；普通铅酸电池一般不能超过-3℃，胶体电池可以工作在-30℃；普通铅酸电池有爬酸现象，管理不当会产生爆炸，胶体电池没有爬酸现象，不会产生爆炸情况。

普通铅酸蓄电池和胶体铅酸蓄电池结构、性能等区别如表1-4所示。

（4）连续阴雨天数

连续阴雨天数，也称作蓄电池自给天数，即系统在没有任何外来能源的情况下负载仍能正常工作的天数。一般来讲，连续阴雨天数的确定与两个因素有关：负载对电源的要求程度；光伏系统安装地点的气象条件，即最大连续阴雨天数。通常可以将光伏系统安装地点的最大连续阴雨天数作为系统设计中使用的自给天数，但还要综合考虑负载对电源的要求。对于负载对电源要求不是很严格的光伏应用，设计中通常取自给天数为2～5天；对于负载要求很严格的光伏应用系统，设计中通常取自给天数为7～14天。所谓负载要求不严格的系统通常是指用户可以稍微调节一下负载需求从而适应恶劣天气带来的不便；而严格系统指的是用电负载比较重要，例如常用于通信、导航或者重要的健康设施如医院、诊所等。此外还要考虑光伏系统的安装地点，如果在很偏远的地区，必须设计较大的蓄电池容量，因为维护人员到达现场需要花费很长时间。

（5）蓄电池容量计算

蓄电池容量是指其蓄电的能力，通常用蓄电池放电至终止电压所放出的容量大小来量度。确定离网光伏发电系统蓄电池容量最佳值，应综合考虑光伏阵列的发电量、负荷容量、控制器的效率及逆变器的效率等。蓄电池容量的计算方法有多种，一般可通过以下各式求出。

1）基本计算方法及步骤。

①将负载需要的用电量乘以根据实际情况确定的连续阴雨天数得到初步蓄电池容量。

②蓄电池容量除以蓄电池的允许最大放电深度。在一般情况下浅循环型蓄电池选用50%的放电深度，深循环型蓄电池选用80%的放电深度。

③综合①②得电池容量的基本公式为

式中电量的单位是A·h，如果电量的单位是W·h，先将W·h折算成A·h，折算关系如下：

【例1-3】 现需设计一套离网光伏发电系统，负载日耗电量为1kW·h，直流系统电压为24V，连续阴雨天选5天，采用深循环蓄电池，放电深度为80%。求蓄电池的容量。

解：

2）实用蓄电池容量计算公式。

式（1-4）给出的只是蓄电池容量的基本估算方法，在实际情况中还有很多性能参数会对蓄电池容量和使用寿命产生很大的影响，如蓄电池的放电率和环境温度。

蓄电池的容量随着放电率的改变而改变，随着放电率的降低，蓄电池的容量会相应增加。进行光伏系统设计时就要为所设计的系统选择在恰当的放电率下的蓄电池容量。通常，生产厂家提供的是蓄电池额定容量是10h放电率下的蓄电池容量。但是在光伏发电系统中，因为蓄电池中存储的能量主要是为自给天数中的负载需要，蓄电池放电率通常较慢，光伏供电系统中蓄电池典型的放电率为100～200h。在设计时我们要用到在蓄电池技术中常用的平均放电率的概念。

光伏发电系统的平均放电率计算公式为

对于多路不同负载的光伏发电系统，负载工作时间需要用权平均法进行计算，加权平均负载工作时间的计算方法为

根据上面两个公式可以计算出光伏发电系统的实际平均放电率，根据蓄电池生产厂商提供的该型号蓄电池在不同放电速率下的蓄电池容量，就可以对蓄电池容量进行修正。

蓄电池的容量会随着蓄电池温度的变化而变化，当蓄电池温度下降时，蓄电池的容量会下降。通常，铅酸蓄电池的容量是在25℃时标定的。随着温度的降低，0℃时的容量大约下降到额定容量的90%，而在-20℃的时候大约下降到额定容量的80%，所以必须考虑蓄电池的环境温度对其容量的影响。如果光伏系统安装地点的气温很低，这就意味着按照额定容量设计的蓄电池容量在该地区的实际使用容量会降低，也就是无法满足系统负载的用电需求。在实际工作的情况下就会导致蓄电池的过放电，减少蓄电池的使用寿命，增加维护成本。因此，设计时需要的蓄电池容量就要比根据标准情况（25℃）下蓄电池参数计算出来的容量要大，只有选择安装相对于25℃时计算容量多的容量，才能够保证蓄电池在温度低于25℃的情况下，还能完全提供所需的能量。

专业蓄电池生产商一般会提供相关的蓄电池温度-放电率-容量修正曲线（如图1-4所示）。从曲线上可以查到对应温度的蓄电池容量修正系数，除以蓄电池容量修正系数就能对上述的蓄电池容量初步计算结果加以修正。

蓄电池的放电深度还和温度有关。铅酸蓄电池中的电解液在低温下可能会凝结，随着蓄电池的放电，蓄电池中不断生成的水稀释电解液，导致蓄电池电解液的凝结点不断上升，直到纯水的0℃。在寒冷的气候条件下，如果蓄电池放电过多，随着电解液凝结点的上升，电解液就可能凝结，从而损坏蓄电池。即使系统中使用的是深循环工业用蓄电池，其最大的放电深度也不要超过80%。图1-5为一般铅酸蓄电池的最大放电深度和蓄电池温度的关系（可由蓄电池生产商提供），系统设计时可以参考该图得到所需的调整因子。通常，只是在温度低于-8℃时才考虑进行校正。

考虑温度、放电率等对蓄电池容量影响后，蓄电池的容量为

如果在严寒地区，就要考虑到低温防冻问题对此进行必要的修正。设计时可以适当地减小这个值扩大蓄电池的容量，以延长蓄电池的使用寿命。例如，如果使用深循环蓄电池，进行设计时，将使用的蓄电池容量最大可用百分比定为60%而不是80%，这样既可以提高蓄电池的使用寿命，减少蓄电池系统的维护费用，同时又对系统初始成本不会有太大的冲击。根据实际情况可对此进行灵活地处理。

生产厂家提供的是蓄电池额定容量是10h放电率下的蓄电池容量，若使用低于10h的放电率，放电电流小，则可得到高于额定值的电池容量，造成系统成本增加；若使用高于10h的放电率，放电电流大，则所放出的容量要比蓄电池的额定容量小，造成系统供电不足。因此，设计时要考虑放电率对容量的影响，并计算光伏发电系统的实际平均放电率。根据生产厂家提供的该型号蓄电池在不同放电率下的容量，可以对蓄电池的容量进行校对和修正。如果手中没有详细容量-放电率资料时，可对慢放电率50～200h（小时率）光伏发电系统蓄电池的容量进行估算，一般比蓄电池的标准容量提高5%～20%，相应的放电率的修正系数为0.95～0.8。

温度修正系数：当温度降低的时候，蓄电池的容量将会减少。温度修正系数的作用就是保证安装的蓄电池容量要大于按照25℃标准情况算出来的容量值，从而使得设计的蓄电池容量能够满足实际负载的用电需求。

【例1-4】 建立一套光伏供电系统为一个地处偏远的通信基站供电。该系统的负载有两个：负载1工作电流为1A，每天工作24h；负载2工作电流为5A，每天工作12h。该系统所处的地点的24h平均最低温度为-20℃，系统的自给时间为5天（注：通信系统一般采用直流48V供电）。使用深循环工业用蓄电池（最大放电深度为80%）。试计算蓄电池的容量。

解：因为该光伏系统所在地区的24h平均最低温度为-20℃，所以必须修正蓄电池的最大允许放电深度。由蓄电池最大放电深度-温度的关系图（如图1-6所示）可以确定最大允许放电深度约为50%，由1-7（在电压一致情况下，用电流大小代替负载大小）得

由式1-6得

可根据蓄电池提供商提供的容量-温度曲线图（如图1-7所示），找到与平均放电率计算数值最为接近的放电率，且在-20℃时在该放电率下所对应的温度修正系数，代入公式中计算蓄电池容量。也可根据经验确定温度修正系数，即取0.75。放电率修正系数可参考蓄电池厂家提供的说明书，此处取0.85，因此蓄电池容量为

3）参考公式3。

可以用式（1-9）计算蓄电池组的容量。

式中 C——蓄电池组的容量，单位为A·h；

PO——负载的功率，单位为W；

t——负载每天的用电小时数，单位为h；

U——系统的工作电压（或蓄电池组的额定电压），单位为V；

K——蓄电池的放电系数或蓄电池储存电量的利用率，此值应考虑蓄电池效率、放电深度、环境温度等影响因素而定，K=蓄电池效率×放电深度×环境温度等系数。一般取值为0.4～0.7。该值的大小应该根据系统成本和用户的具体情况综合考虑。

η2——逆变器的效率；

D——连续阴雨天数（视当地气象数据而定，一般系统取2～3天）。

【例1-5】 现需设计一套独立光伏发电系统，负载为荧光灯，总功率PO为5kW，每天使用t=8h，系统工作电压U为48V，逆变器的效率η2取0.9，连续阴雨天D为2天，蓄电池的放电系数K=0.5，计算蓄电池组的容量。解：

4）参考公式4。也可用式（1-10）计算蓄电池容量。

式中 C——蓄电池组的容量，单位为kW·h；

T——最长无日照期间用电时间（如两天阴雨天，每天用电5h，则D=2×5h=10h）；

F——蓄电池放电效率的修正系数（通常取1.05）；

PO——平均负荷容量，单位为kW；

L——蓄电池的维修保养率（通常取0.8）；

CC——蓄电池的放电深度（通常取0.5）；

Ka——包括逆变器等交流回路的损失率（通常取0.7，若逆变器效率高可取0.8以上）。

用通常情况所取用的常数，式（1-10）可简化为

C=3.75TPO （1-11）

这就是由平均负载容量和最长连续无日照时间（即负载使用时间）求出蓄电池容量的简单计算公式。上式中若T取值过大，则蓄电池容量较大，需加大投资。同时由于蓄电池容量大，必须加大光伏组件容量，两者才可以匹配；否则，造成蓄电池充不满影响其使用寿命。

5）参考公式5。

也可用式（1-12）计算蓄电池容量。

式中 C——蓄电池组的容量，单位为W·h；

K——安全系数，取1.1～1.4；

QL——负载日平均耗电量，单位为W·h；

D——最长连续阴雨天数；

TO——温度修正系数，一般0℃以上取1，-10℃以下取1.1，-10℃以下取1.2；

CC——蓄电池的放电深度（一般不大于0.75，通常取0.5）。

【例1-6】 南京某地面卫星接收站为例，负载电压为12V，功率为25W，每天工作24h，最长连续阴雨天为5天，计算蓄电池组的容量。

6）参考公式6。

也可用式（1-13）计算蓄电池容量。

式中 C——蓄电池组的容量，单位为A·h；

PO——负载日平均耗电量，单位为W；

D——最长连续阴雨天数；

Kb——安全系数；

U——系统工作电压，单位为V。

式（1-13）主要用于24h负载的计算。

式（1-12）和式（1-13）实质上是一样的，只是表达方式不同：采用式（1-13）计算出的蓄电池容量的单位是A·h，而用式（1-12）计算出来的蓄电池的容量是W·h（若除以系统工作电压，则为A·h）。在式（1-13）中的日平均耗电量的单位是W，安全系数包括了温度修正系数TO与放电深度CC的修正系数；在式（1-12）中的日平均耗电量单位为W。

7）参考公式7。

也可用式（1-14）进行估算

C=QL（D+1） （1-14）

式中 QL——日耗电量；

D——最长连续阴雨天数。

式（1-14）一般用于估算。

（6）蓄电池组的串并联计算

根据系统直流电压等级的要求来配置蓄电池的串、并联数量。n个蓄电池串联时电压为单个蓄电池电压的n倍，容量不变；n个蓄电池并联时容量为单个蓄电池容量的n倍，电压不变。蓄电池在串、并联时应遵循以下原则：同型号规格、同厂家、同批次、同时安装和使用。

每个蓄电池都有它的标称电压，为了达到负载所需的标称工作电压，可将蓄电池串联起来给负载供电，需要串联的蓄电池的个数等于负载的标称电压（系统工作电压）除以蓄电池的标称电压，即

计算出了所需的蓄电池的容量后，下一步就是要决定选择多少个单体蓄电池进行并联才能得到所需的蓄电池容量。蓄电池并联数的计算公式为

根据计算结果，可以有多种选择，例如，如果计算出来的蓄电池容量为500A·h，那么可以选择一只500A·h的单体蓄电池，也可以选择两只250A·h的蓄电池并联，还可以选择5只100A·h的蓄电池并联。从理论上讲，这些选择都可以满足要求，但是在实际应用当中，要尽量减少并联数目，即最好选择大容量的蓄电池（常见的有12V和2V系列的蓄电池），以减少所需的并联数目，这样做的目的就是为了尽量减少蓄电池之间的不平衡所造成的影响，因为一起并联的蓄电池在充放电的时候可能造成蓄电池不平衡，并联的组数越多，发生蓄电池不平衡的可能性就越大。一般来讲，并联的数目不超过4组。

【例1-7】 某离网光伏发电系统，直流系统电压为24V，经计算后所需蓄电池的容量为570A·h，如选用2V/300A·h，求所需蓄电池的串、并联数目。

解：蓄电池的串联数=24/2=12

蓄电池的并联数=570/300=1.9，采取就高不就低的原则，取2。

所以该系统需要使用2V/300A·h的蓄电池个数为12串联×2并联=24（个）。

目前，很多光伏发电系统采用的是两组并联模式。这样，如果有一组蓄电池出现故障，不能正常工作，就可以将该组蓄电池断开进行维修，而使用另外一组正常的蓄电池，虽然电流有所下降，但系统还能保持在标称电压正常工作。总之，蓄电池组的并联设计需要考虑不同的实际情况，根据不同的需要做出不同的选择。

3.光伏组件选型

（1）光伏组件的性能

光伏组件的性能主要指电流-电压特性，可以用特性曲线描述，称为光伏组件U-I曲线。该曲线描述组件输出电流和电压之间的关系，如图1-8所示。图上所示有3个重要意义的点，即最大功率点Pm（UmpImp）、开路电压（Uoc）和短路电流（Isc）。

光伏组件的参数测试是在规定光源的光谱、光强以及一定的电池温度条件下，测试U-I曲线、短路电流、开路电压、填充因子、最大输出功率等。地面用光伏组件的标准测试条件是，太阳光谱为AM1.5，太阳照度为1000W/m2，温度为25℃。具体解释如下：AM的意思是大气质量，定义是光线通过大气的实际距离比上大气的垂直厚度，AM1.5就是光线通过大气的实际距离为大气垂直厚度的1.5倍；1000W/m2是标准测试太阳电池的光线的辐照度；25℃是在25℃的温度下工作。

光伏组件主要参数如下。

1）最大功率Pm。

在一定负载条件下，光伏组件输出的最大功率。在标准测试条件下，光伏组件输出的最大功率称为峰值功率。与最大功率点相对应的负载，称为最佳负载。将最大功率点下的电压和电流相乘，即可得到最大输出功率点的功率值。超过最大功率点后，大多数组件随着电压的增大，输出电流或输出功率将减小。

2）开路电压Uoc。

在标准的测试条件下，光伏组件电路没有接负载（即I=0时的电压）时的电压。因无电流从组件汲取，所以输出电压最大。

3）短路电流Isc。

在标准的测试条件下，光伏组件电路短路（即U=0时的电流）的电流。因组件在回路阻抗等于零，所以输出电流最大。

4）最大工作电压Ump。

在标准的测试条件下，最大工作电压是指输出最大功率时的电压。

5）最大工作电流Imp。

在标准的测试条件下，最大工作电流是指输出最大功率时的电流。

6）转换效率。

转换效率指的是外部电路连接最佳负载时的能量转换效率，它的定义是光伏组件最大输出功率与照射到光伏组件的太阳光的功率之比，通常用百分数表示。

表1-5所示为江苏艾德太阳能科技有限公司生产的AD280M4-Ab单晶硅光伏组件的参数。

（2）光伏阵列

工程上使用的光伏组件是太阳能电池使用的基本单元，其输出电压和电流有限，有时需要把太阳能光伏组件串联或并联以得到更高的电压和更大的电流。当将性能相一致的太阳能光伏组件串联时，电压将增加，电流不变；当将性能相一致的太阳能光伏组件并联时，电流将增加，电压不变。

对实际光伏发电系统而言，可根据需要将若干个光伏组件串联、并联连接而排列成阵列，这种阵列称为光伏阵列（或太阳能电池方阵），如图1-9所示。光伏阵列的连接方式，一般是将部分光伏组件串联后，再将若干光伏组件并联。光伏阵列可由若干个单元方阵列组成，单元方阵列由多个光伏组件组成，称为子阵列。光伏阵列能产生所需要的电压和电流，其功率根据负载设计确定，可达kW级、MW级。当将光伏阵列串联使用时，总的输出电压是单个组件工作电压之和，总的输出电流受原有光伏组件中工作电流最小的一个组件所限制，只能等于该组件电流（如热斑问题，可通过在组件上加旁路二极管的方式解决问题）。当将光伏组件并联使用时，总的电流为各个组件工作电流之和。

光伏组件串联数目应根据其最大功率点电压与负载运行电压相匹配的原则来设计，一般是先根据所需电压高低用光伏组件串联构成若干串，再根据所需电流容量进行并联。

图1-10所示是太阳能光伏组件串并相间组成的太阳能光伏阵列示意图，它由L×M个太阳能光伏组件按L个串联及M个并联构成，其阵列的电压较单个组件提高了L倍，而其电流则较单个组件增大了M倍。

（3）光伏组件或方阵的设计方法

太阳能电池组件设计的一个基本原则是满足平均气候条件下负载的每日用电需求。因为天气条件有低于和高于平均值的情况，所以要保证太阳能电池组件和蓄电池在天气条件有别于平均值的情况下协调工作。在太阳能电池组件输出功率的设计中不要考虑尽可能快地给蓄电池充满电。如果这样，将需要一个很大的太阳能电池组件，使得系统成本过高，而在一年中的绝大部分时间里，太阳能电池组件的发电量会远远大于负载的使用量，从而造成太阳能电池组件不必要的浪费。蓄电池的主要作用是在太阳辐射低于平均值的情况下给负载供电。

在太阳能电池组件设计中，较好的方法是使太阳能电池组件能满足光照最恶劣季节里的负载需要，也就是要保证在光照最差的情况下使蓄电池能够被完全地充满电，这样蓄电池全年都能达到全满充电状态，可延长蓄电池的使用寿命，减少维护费用。当然，在全年光照最差的季节，光照度大大低于平均值，在这种情况下仍然按照最差情况考虑来设计太阳能光伏组件，那么所设计的太阳能光伏组件在一年中其他时候的功率输出就会超过实际所需，从而增加系统成本。因此设计离网太阳能光伏发电系统的关键是选择成本效益最好的方案。如有条件的地方，可以考虑风光互补或市电互补等措施，达到系统整体成本效益最佳。

在设计和计算太阳能电池组件（光伏组件）或阵列时，要满足负载平均日用电量的需求。以负载日用电量（安时数或瓦时）为基本依据进行设计。一般有两种方法：一种方法是以负载平均每天所需要的用电量（安时数或瓦时）为基本数据，以当地太阳能辐射资源参数（如峰值日照时数、年辐射总量等数据）为参照，计算出太阳能电池组件或方阵的功率，根据计算结果选配或定制相应制的光伏组件，从而得到电池组件的外形尺寸和安装尺寸。这种方法一般适应于中、小型光伏发电系统的设计，见设计方法1～4。另一种方法是选定尺寸符合要求的电池组件，根据该组件峰值功率、峰值工作电流和日发电量等数据，计算和确定电池组件的串、并联数及总功率。这种方法适用于中、大型光伏发电系统，见设计方法5、6。

1）设计方法1。

光伏组件（阵列）容量的计算，参考式（1-17）：

式中 P——光伏组件（阵列）的峰值功率，单位为Wp；

PO——负载的功率，单位为W；

t——负载每天的用电小时数，单位为h；

η1——为系统的效率，包括组件失配效率、控制器效率、蓄电池效率、逆变器效率及导线传输效率等（一般可取0.7左右）；

T——当地的日平均峰值日照时数，单位为h；

Q——连续阴雨期富余系数，即多余发电量，用于储存在蓄电池内，应对连续阴雨天（一般为1.2～2）。

再根据系统组件（阵列）的功率，结合光伏控制器输入控制路数、系统工作电压等配置组件的串、并网的数量。

【例1-8】 现需设计一套离网立光伏发电系统，当地日平均峰值日照时数为3h，负载为荧光灯，总功率为5kW，每天使用8h，计算光伏组件容量。解：

2）设计方法2。

以峰值日照时数为依据的简易计算方法，参见式（1-18）。此种方法主要用于小型独立光伏发电系统的快速设计与计算。其主要参照的太阳能辐射参数是当地峰值日照时数。

式中，光伏组件功率、负载功率单位为瓦（W）；用电时数、当时峰值日照时数为小时（h）。损耗系数主要有线路损耗、控制器接入损耗、光伏组件玻璃表面脏污及安装倾角不能照顾冬季和夏季等因素损耗，可根据需要在1.6～2进行选取。

【例1-9】 某小型光伏发电路灯系统，使用40W/24V的节能灯为光源，每天工作5h。已知当地的峰值日照时数为4h，损耗系数取1.8，求光伏组件的总功率。

解：把上述参数代入式（1-18）中，有

可选择一块100W的电池组件。

以峰值日照时数为依据的多路负载的计算方法：当光伏发电系统为多路不同的负载供电时，应先计算出总的负载日平均用电量，再结合当地峰值日照时数进行计算。如表1-6所示，光伏组件功率计算如下。

系统效率系数包括蓄电池的充电效率（一般取0.9）、逆变器的转换效率（一般取0.85）、太阳能控制器的效率（一般取0.95）以及光伏组件功率衰减、线路损耗、尘埃遮挡等综合系数（一般取0.9）。以上系数可以根据具体情况进行适当调整。

【例1-10】 某一家庭光伏发电系统工作电压为交流220V，各负载日用电量统计如表1-7所示。当地峰值日照时数为4h，求光伏组件的功率。

解：计算负载日用电量，如表1-7所示。

3）设计方法3。

以年辐射总量为依据的计算方法，公式如下：

式中，K为辐射量修正数，单位是千焦/平方厘米·小时（kJ/cm2·h），当光伏发电系统处于有人维护和一般使用状态时，K取230；当系统处于无人维护且要求可靠时，K取251；光系统处于无法维护、环境恶劣、要求非常高时，K取276。

【例1-11】 某一太阳能路灯，使用20W/12V的节能灯作为光源，每天工作5h，要求能连续工作3个阴雨天。已知当地的全年辐射总量为580kJ/cm2，求光伏组件的功率。

解：把上述参数代入式（1-20）得

4）设计方法4。

以年辐射总量和斜面修正系数为依据的计算方法，常用于离网光伏发电系统的快速设计与计算，也可以用于对其他计算方法的验算，其主要参照的太阳能辐射参数是当地年辐射总量和斜面修正系数。

首先应根据各用电器的额定功率和日平均工作的小时数，计算出总用电量。

负载总用电量=∑用电器功率×日平均工作时间（1-21）

组件功率为

式中，系数5618是将充放电效率系数、光伏组件衰降系数等因素，经单位换算及简化处理后得出的系数。安全系数是根据使用环境、有无备用电源、是否有人值守等因业确定，一般取值范围为1.1～1.3。

5）设计方法5。

①光伏组件串联数Ns。

太阳能光伏组件按一定数目串联起来，就可获得所需要的工作电压。但是，太阳能光伏组件的串联数必须适当。串联数太少，串联电压低于蓄电池浮充电压，方阵就不能对蓄电池充电。如果串联数太多使输出电压远高于浮充电压时，充电电流也不会有明显的增加。因此，只有当太阳能光伏组件的串联电压等于合适的浮充电压时，才能达到最佳的充电状态。计算方法如下：

式中 UR——光伏方阵输出最小电压；

UDC——太阳能电池组件的最佳工作电压，即Ump；

Uf——蓄电池浮充电压；

UD——二极管压降，一般取0.7V；

UC——其他因数引起的压降。

电池的浮充电压和所选的蓄电池参数有关，应等于在最低温度下所选蓄电池单体的最大工作电压乘以串联的电池数。

②光伏组件并联数NP。

在确定NP之前，我们先确定其相关量的计算方法。

将光伏阵列安装地点的太阳能日辐射量Ht，转换成在标准光强下的平均日辐射时数H（日辐射量参见表1-8）。

式中，2.778/10000为将日辐射量换算为标准光强（1000W/m2）下的平均日辐射时数的系数。

光伏组件日发电量Qp

Qp=IocHKopCz （1-25）

式中 Ioc——太阳能电池组件最佳工作电流，即Imp；

Kop——斜面修正系数（见表1-8）；

Cz——修正系数，主要为组合、衰减、灰尘、充电效率等的损失，一般取0.8。

式（1-26）～式（1-28）设计之独特之处，主要考虑要在此段时间内将亏损的蓄电池电量补充起来，需补充的蓄电池容量C为

C=KQLD （1-26）

式中 C——蓄电池组的容量，单位为A·h；

K——安全系数，取1.1～1.4；

QL——负载日平均耗电量，单位为A·h；

D——最长连续阴雨天数。

负载日平均耗电量为

式中 QL——负载日平均耗电量，单位为A·h；

PO——负载功率，单位为W；

U——系统电压，单位为V；

t——负载每天工作时间，单位为h。

光伏组件并联数为

式中 C——蓄电池组的容量，单位为A·h；

NW——两组最长连续阴雨天之间的最短间隔天数（一般Nw=30天）；

QL——负载日平均耗电量，单位为A·h；

QP——光伏组件日发电量，单位为A·h。

式（1-28）表达意为：并联的太阳能电池组组数，在两组连续阴雨天之间的最短间隔天数内所发电量，不仅供负载使用，还需补足蓄电池在最长连续阴雨天内所亏损电量。

根据光伏组件的串并联数，可得出光伏阵列的功率P

P=PONSNP （1-29）

式中 P——光伏阵列功率，单位为W；

PO——光伏组件的额定功率，单位为W；

NS——光伏组件串联数；

NP——光伏组件并联数。

【例1-12】 南京某地面卫星接收站为例，负载电压为12V，功率为25W，每天工作24h，最长连续阴雨天为5天，两最长连续阴雨天最短间隔天数为30天，光伏组件参数如下：组件标准功率为38W，工作电压17.1V，工作电流2.22A，蓄电池采用铅酸免维护蓄电池，浮充电压为（14±1）V。其斜面太阳辐射数据参照表1-8，其斜面的年平均日辐射量为14207（kJ/m2），Kop值为1.0249，最佳倾角为37°，计算光伏阵列的功率。

解：光伏组件的串联数

光伏组件日发电量Qp=IocHKopCz=2.22×14207×2.778/10000×1.0249×0.8A·h=7.18A·h

负载日平均耗电量

蓄电池组的容量 C=KQLD=1.2×25/12×24×5A·h=300A·h

光伏组件并联数

光伏阵列的功率 P=PONSNp=38×1×9W=342W

6）设计方法6。

在考虑蓄电池充电效率、光伏组件损耗系数、逆变效率等各种因素的影响后，引入相关修正系数，得

【例1-13】 某一地区建设的光伏发电系统为以下负载供电：荧光灯4盏，每盏功率40W，每盏工作4h；电视机两台，每台功率为70W，每天工作5h。系统工作电压为48V。选用组件参数：峰值电压为17.4V，峰值电流为5.75A，峰值功率为100W。当地峰值日照时数为3.43h。修正因数：充电效率为0.9，组件损耗系数为0.9，逆变效率为0.9。试确定组件的数目。

解：

当计算组件串、并联数时，采用就高不就低的原则。

该阵列的总功率=2×4×100W=800W

（4）光伏组件的选型

太阳能电池组件按太阳电池的材料分类可分为晶体硅太阳能电池组件和薄膜太阳能电池组件。单晶硅太阳电池在制造过程中能耗较高，在市场中所占比例逐渐下降；多晶硅太阳电池比非晶硅转换效率高且性能稳定，但是价格稍贵。随着高纯多晶硅产能近几年的扩张，多晶硅太阳能电池组件的成本进一步下降。因此，从转换效率、组件性能、设备初投资等几方面综合考虑，在工程设计中应采用环保经济型多晶硅太阳能电池组件。目前，世界上太阳能光伏电池90%以上是以单晶硅或多晶硅为原材料生产的。

组件选型的要点：①颜色与质感；②强度与抗变形的能力；③寿命与稳定性；④发电效率；⑤尺寸和形状；⑥组件价格；⑦环境友好度等。

4.光伏控制器选型

光伏控制器（如图1-11所示）的作用是对太阳能电池组件所发的电能进行调节和控制，最大限度地对蓄电池进行充电，并对蓄电池起到过充电保护、过放电保护的作用。在温差较大的地方，光伏控制器还应具备温度补偿的功能。

（1）光伏控制器主要技术参数

1）系统电压。

系统电压即额定工作电压，指光伏发电系统的直流工作电压，通常有6个标称电压等级，即12V、24V、48V、110V、220V和500V。

2）最大充电电流。

最大充电电流是指光伏组件或阵列阵输出的最大电流，根据功率大小分为5A、6A、8A、10A、12A、20A、30A、40A、50A、70A、100A、150A、200A、250A和300A等多种规格。有些生产厂家用光伏组件最大功率来表示这一内容，间接地体现最大充电电流这一技术参数。

3）太阳能电池方阵输入路数。

小功率光伏控制器一般都是单路输入，而大功率光伏控制器都是由太阳能电池方阵多路输入，一般大功率光伏控制器可输入6路，最多可接入12路、18路。

4）电路自身损耗。

电路自身损耗也叫作空载损耗（静态电流）或最大自身损耗。为了降低控制器的损耗，提高光伏电源转换效率，控制器的电路自身损耗要尽可能低。控制器的最大自身损耗不得超过其额定充电电流的1%或0.4W。根据电路不同，自身损耗一般为5～20mA。

5）蓄电池过充电保护电压。

蓄电池过充电保护电压也叫作充满断开或过电压关断电压，一般可根据需要及蓄电池类型的不同，设定在14.1～14.5V（12V系统）、28.2～29V（24V系统）和56.4～58V（48V系统）之间，典型值分别为14.4V、28.8V和57.6V。

6）蓄电池充电保护的关断恢复电压。

蓄电池充电保护的关断恢复电压指蓄电池过充后，停止充电，进行放电，再次恢复充电的电压。一般设定为13.1～13.4V（12V系统）、26.2～26.8V（24V系统）和52.4～53.6V（48V系统），典型值分别为13.2V、26.4V和52.8V。

7）蓄电池的过放电保护电压。

蓄电池的过放电保护电压叫作欠电压断开或欠电压关断电压，一般可根据需要及蓄电池类型的不同，设定在10.8～11.4V（12V系统）、21.6～22.8V（24V系统）和43.2～45.6V（48V系统），典型值分别为11.1V、22.2V和44.4V。

8）蓄电池过放电保护的关断恢复电压。

蓄电池过放电保护的关断恢复电压指蓄电池放电过放电保护电压后，切断负载，等到太阳能给蓄电池充电某一电压，重新对负载供电的电压值。一般设定为12.1～12.6V（12V系统）、24.2～25.2V（24V系统）和48.4～50.4V（48V系统），典型值分别为12.4V、24.8V和49.6V。

9）蓄电池充电浮充电压。

当电池处于充满状态时，充电器不会停止充电，仍会提供恒定的电压给电池充电，此时电压称为浮充电压，一般为13.7V（12V系统）、27.4V（24V系统）和54.8V（48V系统）。

10）温度补偿。

控制器一般都有温度补偿功能，以适应不同的环境工作温度，为蓄电池设置更为合理的充电电压。

11）工作环境温度。

控制器的使用或工作环境温度范围随厂家而不同，一般在-20～50℃。

12）其他保护功能。

①控制器输入、输出短路保护功能。控制器的输入、输出电路都要具有短路保护电路。

②防反充保护功能。控制器要具有防止蓄电池向太阳能电池反向充电的保护功能。

③极性反接保护功能。当太阳能电池组件或蓄电池接入控制器的极性接反时，控制器要具有保护电路的功能。

④防雷击保护功能。控制器输入端应具有防雷击的保护功能，防雷器的类型和额定值应能确保吸收预期的冲击能量。

⑤耐冲击电压和冲击电流保护。在控制器的太阳能电池输入端施加1.25倍的标称电压持续1h，控制器不应该损坏。将控制器充电回路电流达到标称电流的1.25倍并持续1h，控制器也不应该损坏。

（2）光伏控制器的分类

光伏控制器基本上可分为五种类型：并联型、串联型、脉宽调制型、智能型和最大功率跟踪型。

并联型控制器：当蓄电池充满时，利用电子器件把光伏阵列的输出分流到内部并联电阻器或功率模块上去，以热的形式消耗掉。因为这种方式消耗热能，所以一般用于小型、低功率系统，例如电压在12V、20A以内的系统。这类控制器没有如继电器之类的机械部件，较为可靠。

串联型控制器：利用机械继电器控制充电过程，并在蓄电池充满时切断光伏阵列。继电器的容量决定充电控制器的功率等级，其电流可达45A以上，可用于大功率系统。

脉宽调制型控制器：它以PWM脉冲方式开关光伏阵列的输入。当蓄电池趋向充满时，脉冲的频率和时间缩短。这种充电过程形成较完整的充电状态，它能增加光伏发电系统中蓄电池的总循环寿命。

智能型控制器：采用带CPU的单片机（如Intel公司的MCS51系列或Microchip公司PIC系列）对光伏发电系统的运行参数进行高速实时采集，并按照一定的控制规律由软件程序对单路或多路光伏阵列进行切离/接通控制。对中、大型光伏发电系统，还可通过单片机的RS232接口配合MODEM调制解调器进行远距离控制。

最大功率跟踪型控制器：对光伏组件的电压U和电流I检测后相乘得到功率P，然后判断光伏组件此时的输出功率是否达到最大，若不在最大功率点运行，则调整脉宽，调制输出占空比δ，改变充电电流，再次进行实时采样，并做出是否改变占空比的判断，通过这样寻优过程可保证太阳能电池始终运行在最大功率点，以充分利用太阳能电池方阵的输出能量。同时采用PWM调制方式，使充电电流成为脉冲电流，以减少蓄电池的极化，提高充电效率。

（3）光伏控制器选型考虑的主要技术指标

光伏控制器的配置选型要根据整个系统的各项技术指标并参考厂家提供的产品样本手册来确定。一般要考虑下列几项技术指标。

1）系统工作电压，指光伏发电系统中蓄电池组的工作电压。控制器的系统电压应与蓄电池的电压保持一致。如12V控制器用于12V系统，24V控制器用于24V系统等。控制器的最大输入电压≥组件串最大电压1.2～1.5倍。

2）光伏控制器的额定输入电流和输入路数。光伏控制器的额定输入电流取决于太阳能电池组件或阵列的输入电流（通常以短路电流作为方阵的最大电流值），选型时光伏控制器的额定输入电流应等于或大于太阳能电池的输入电流。为提高安全系数，在此短路电流的基础上再加25%裕量。最大输入电流≥光伏阵列并联短路电流1.2～1.5倍。

光伏控制器的控制电流公式为

I=PO/U （1-32）

式中 I——光伏控制器的控制电流，单位为A；

PO——太阳能电池组件的峰值功率（或为阵列），单位为Wp；

U——蓄电池组的额定电压，单位为V。

光伏控制器的输入路数要多于或等于太阳能电池方阵的设计输入路数。各路电池方阵的输出电流应小于或等于光伏控制器每路允许输入的最大电流值。

3）光伏控制器的额定负载电流。也就是光伏控制器输出到直流负载或逆变器的直流输出电流，该数据要满足负载或逆变器的输入要求。

在光伏控制器选型中考虑问题的顺序如下：首先，根据光伏系统蓄电池的电压选择光伏控制器的工作电压等级；然后，根据光伏阵列（组件）的容量大小和光伏组件串的并联数量，计算光伏控制器的充电电流和控制方式；再次，根据负载特点选择是否需要光伏控制器的蓄电池过放电控制功能，如需要，则根据负载功率计算放电电流大小；最后，依据用户要求选择是否需要其他辅助功能，列出满足要求的光伏控制器生产厂和型号，按系统配置最优原则确定光伏控制器。

（4）离网光伏发电系统的光伏控制器的选型

户用光伏发电系统容量小于1kWp，为安全和方便安装移动考虑，蓄电池一般为12V或24V，光伏组件较少，一般采用一组串联的接线方式。选用光伏控制器也应先确定控制器的工作电压和电流，由于只有一组光伏组件，所以控制方式应选用PWM控制。考虑用户使用和维护的方便，光伏控制器的操作和显示方式越少、越直观越好，尽量不要各种辅助功能。对于只给直流负载供电的光伏发电系统，光伏控制器必须提供蓄电池过放电保护功能。目前流行的户用光伏发电系统多为交流供电，系统中配备了逆变器，甚至将控制器和逆变器制作在一起构成控制逆变一体机，光伏控制器就不必要提供单独的蓄电池过放电保护功能了。

对于安装容量为1～5kWp的系统，选择光伏控制器时，则先根据系统设计的蓄电池电压等级确定光伏控制器的工作电压，如通信基站一般的仪器设备是48V直流供电的，蓄电池就是48V的标称电压，光伏控制器则要选择48V的；再根据选用光伏组件的电流值和组件串并联数量计算最大充电电流，确定光伏控制器的工作电流。对于1～5kWp系统的光伏控制器，常见的控制方式有脉宽调制（PWM）控制和多路多阶控制，如果构成系统的光伏组件串的并联数达到5个以上，使用分路多阶控制方式的控制器就可达到较理想的充电效果；如果并联数少于5个，就建议使用脉宽调制控制方式的控制器；其他的辅助功能可以按需要选择。

光伏安装容量大于5kWp的系统一般为解决边远地区村落居民生活用电而建设的电站，具有系统电压高（常见为直流110V或220V）、光伏组件串的并联数多（一般远远大于5个）的特点，一般选择使用多路多阶控制方式的光伏控制器就可以达到满意的效果，如果容量较大，就可使用多个分路多阶控制器构成大功率控制器组的形式。

需要注意的是，一般通信基站等专业用户使用的直流电源，直接从蓄电池组取电，只要蓄电池还有一点电，就必须保持工作，因此选择此类独立光伏发电系统的控制器时，一般不使用具有负载放电控制功能的控制器，即使选用具有该功能的控制器，也需要禁止该功能的使用。对于村落光伏电站而言，给交流负载供电必须要用逆变器，逆变器本身就具有蓄电池过放电保护功能，实际的使用说明，控制器和逆变器双重的过放电保护并不会带来更多的安全性，反而会因为过多的保护动作带来不必要的麻烦。

5.离网光伏逆变器的选型

离网逆变器的作用是把直流电转换成交流电，给交流负载使用。为了提高光伏发电系统的整体性能，保证系统的长期稳定运行，选择与系统匹配的逆变器非常重要，要选择好逆变器则必须正确理解其主要技术参数。

（1）对离网逆变器的主要技术要求

1）可靠性。

逆变器是影响系统可靠性的主要因素之一。由于离网逆变器一般工作在边远地区或无人值守的地方，一旦出现问题维修很不方便，所以离网逆变器的首要要求是必须运行可靠安全。

2）额定输出容量。

额定输出容量是指当输出功率因数为1时，逆变器额定输出电压与额定输出电流的乘积，其单位为V·A或kV·A。它表征了逆变器对负载的供电能力。额定输出容量越大，逆变器的带负载能力越强。在此需特别指出的是，当逆变器不是纯阻性负载时，逆变器的带负载能力将小于它所给出的额定输出容量值。

3）逆变器效率。

逆变器效率是衡量逆变器性能一个重要技术参数。它是指在规定条件下输出的功率与输入功率之比，用来表征其自身损耗功率的大小，通常以百分数表示。GB/T19064—2003规定逆变器的输出功率大于等于额定功率的75%时，效率应大于等于80%。

容量较大的逆变器还应给出满负荷效率值和低负荷效率值，10kW级以下逆变器的效率应为80%～85%，10kW级逆变器的效率应为85%～90%。逆变器效率的高低对光伏发电系统提高有效发电量和降低发电成本有重要影响。

4）起动性能。

一般电感性负载，如电机、电冰箱、空调、洗衣机、大功率水泵等，在起动时，功率可能是额定功率的5～6倍，逆变器将承受大的瞬时浪涌功率。逆变器应保证在额定负载下可靠起动，高性能的逆变器可做到连续多次满负荷起动而不损坏功率器件。小型逆变器为了自身安全，有时需采用软起动或限流起动。

5）输出电压的调整性能。

输出电压的调整性能表示光伏逆变器输出电压的稳压能力。一般光伏逆变器产品都给出了当直流输入电压在允许波动范围变动时，该光伏逆变器输出电压的波动偏差的百分率，这个百分率通常称为电压调整率。高性能的光伏逆变器应同时给出当负载由零向100%变化时，该光伏逆变器输出电压的偏差百分率，这个百分率通常称为负载调整率。性能优良的光伏逆变器的电压调整率应小于等于±3%，负载调整率应小于等于±6%。在离网型光伏发电系统中均以蓄电池为储能设备。当标称电压为12V的蓄电池处于浮充电状态时，端电压可达13.5V，短时间过充电状态可达15V。蓄电池带负荷放电终了时端电压可降至10.5V或更低。蓄电池端电压的起伏可达标称电压的30%左右。这就要求逆变器具有较好的调压性能，才能保证光伏发电系统以稳定的交流电压供电。

6）系统输入电压。

系统输入电压指光伏发电系统的直流工作电压，电压一般为12V、24V、36V、48V、110V、220V等。

7）系统输出电压及频率。

指逆变器输出至负载的工作电压及频率，一般逆变器的额定输出电压值为220V（单相）或者380V（三相），对额定输出电压值有如下规定：在稳定状态运行时，电压波动范围偏差不得超过额定值的±5%；在负载突变时（如额定负载的0%、50%、100%）或其他因素干扰情况下，电压偏差不得超过额定值的±8%～±10%。GB/T19064—2003标准中规定的输出频率应为49～51Hz。

8）保护功能。

对于一款性能优良的逆变器来讲，它还应具备完备的保护功能或措施，以应对在实际使用过程中出现的各种异常情况，使其自身及系统其他部件免受损伤。

①输入欠电压保护。当输入端电压低于额定电压的85%时，逆变器应有保护和显示。

②输入过电压保护。当输入端电压高于额定电压的130%时，逆变器应有保护和显示。

③过电流保护。应能保证在负载发生短路或电流超过允许值时及时动作，使其免受浪涌电流的损伤。当工作电流超过额定的150%时，逆变器应能自动保护。

④输出短路保护。逆变器短路保护动作时间应不超过0.5s。

⑤输入反接保护。当输入端正、负极接反时，逆变器应有防护功能和显示。

⑥防雷保护。逆变器应有防雷保护。

另外，对无电压稳定措施的逆变器来讲，它还应有输出过电压防护措施，以使负载免受过电压的损害。

9）通信功能。

逆变器具有通信功能，具有RS485\RS232\USB接口等。

表1-9为单相DC12V小型离网逆变器的参数。

（2）离网光伏逆变器的选型

逆变器的配置除了要根据整个光伏发电系统的各项技术指标并参考生产厂家提供的产品样本手册来确定，一般还要重点考虑下列几项技术指标。

1）额定输出功率（容量）。

额定输出功率表示光伏逆变器向负载供电的能力。选用光伏逆变器时，应首先考虑具有足够的额定功率，以满足最大负荷下设备对电功率的要求和对系统进行扩容及接入一些临时负载。对于以单一设备为负载的逆变器，其额定容量的选取较为简单，当用电设备为纯阻性负载或功率因数大于0.9时，选取逆变器的额定容量为电设备容量的1.1～1.15倍即可；如果负载为电动机等感性负载，则要求额定容量为电设备容量的5～10倍，考虑到逆变器本身具有一定过载能力，逆变器的容量可适当取小些。在逆变器以多个设备为负载时，逆变器容量的选取要考虑几个用电设备同时工作的可能性，即“负载同时系数”。

2）输入电压。

逆变器的输入电压≥蓄电池串联电压，即与系统电压保持一致。

3）输出电压和频率。

输出电压应等于负载额定电压，一般单相负载为220V，三相负载为380V；频率一般为50Hz。

6.光伏阵列防雷汇流箱选型

（1）汇流箱简介

在光伏发电系统中用户将一定数量、规格相同的光伏电池串联起来组成的一个个光伏串列，然后再将若干个光伏串列并联，而汇流箱就是将这些组合好的光伏串列并联接入汇流后再输出。其实物图和电路图如图1-12所示。为了提高系统的可靠性和实用性，在光伏阵列防雷汇流箱里配置了光伏专用的直流防雷模块、直流熔断器和断路器等。

（2）光伏汇流箱选型应考虑的因素

1）汇流箱的功能。

汇流箱除了具有汇流功能外，一般还具有短路保护、防雷、监控等功能，可根据实际情况进行选择，功能越多制造成本越大，购买费用也就相应增加，一般保护、防雷、还有必要具备的防范措施，监控系统根据实际情部决定是否需要，如果系统中另外有一套监控系统，那么箱子本身的监控系统就不必要了。

2）技术参数。

技术参数方面可参考的一些参数有输入路数（常用的有6、8和16路等），最大输入电压（一般为DC1000V），每路输入电流，检测单元监测每路输入电流、输出电压等。其中汇流箱熔断器选型要求，其电流大小为1.56Isc，Isc为电池组件短路电流。

3）使用环境要求。

使用环境温度要求、海拔要求、防护等级及体积大小也应作为选型依据。

7.光伏支架的选型

（1）设计原则

应在安装地进行设计阵列支架。在保证强度和钢度的前提下，尽量节约材料，简化制造工艺，降低成本。

（2）阵列支架的方位角和倾斜角

光伏阵列的方位角是阵列的垂直面与正南方向的夹角（设定向东偏为负角度，向西为正角度），方位角和高度角如图1-13所示。在一般情况下，方阵朝向正南（即方阵垂直面与正南的夹角为0°）时，太阳能电池发电量是最大的。在偏离正南（北半球）30°时，方阵的发电量将减少约10%～15%；在偏离正南（北半球）60°时，方阵的发电量将减少约20%～30%。但是，在晴朗的夏天，太阳辐射能量的最大时刻是在中午稍后，因此将方阵的方位稍微向西偏一些，在午后时刻可获得最大发电功率。在不同的季节，太阳能电池方阵的方位稍微向东或西一些都有获得发电量最大的时候。对于地球上的某个地点，太阳高度角（或仰角）是指太阳光的入射方向和地平面之间的夹角，从专业上讲，太阳高度角是指某地太阳光线与该地做垂直于地心的地表切线的夹角，如图1-13所示。

倾斜角是光伏阵列平面与水平地面的夹角，如图1-14所示。斜面上接收太阳总辐射量达到最大值（阵列一年中发电量最大）时，称为最佳倾角。根据几何原理，欲使阳光垂直射在太阳能电池板上，则电池板的倾角按下列公式计算，即

倾角=90°-高度角（仰角）

离网光伏发电系统的方阵最佳倾角按照最低辐射度月份倾斜面上受到较大辐射量来选取。推荐方阵倾角在当地纬度的基础上再增加5°～15°。可根据具体情况进行优化。

并网光伏发电系统的方阵最佳倾角按照全年发电量（或辐射量）最优来选取。倾角等于当地纬度时可常使全年在方阵表面上的太阳辐射能达到最大，全年发电量也最大。

光伏水泵系统的方阵最佳倾角按照夏天发电量（或辐射量）最优来选取。倾角等于当地纬度减小5°～15°时可常使夏天在方阵表面上的太阳辐射能达到最大，发电量也最大。

特殊情况：对于安装在屋顶上的光伏方阵，其倾角就等于屋顶的倾角；对于安装在建筑物正面的光伏方阵，其倾角等于90°。

当然，也可以采用PVsyst软件优化设计。

（3）支架的材质选择

目前常用的材质有SUS304不锈钢、SUS202、C型钢、Q235普通钢、热浸镀锌和铁等。根据设计的使用寿命和环境来决定支架的材质，使用寿命可参考如下。

1）钢+表面涂漆（有颜色）：5～10年。

2）钢+热浸镀锌：20～30年。

3）不锈钢：30年以上。

可根据使用及经济情况进行选择。

（4）光伏阵列前后排的距离

对光伏阵列的安装支架必须考虑前后排的间距，以防止在日出日落时前排光伏组件产生的阴影遮挡住后排的光伏组件而影响光伏阵列的输出功率。根据光伏发电系统所在的地理位置、太阳运动情况、安装支架的高度等因素，可以由下面公式计算出固定式支架前后排之间的最小距离，即

式中，ϕ为安装光伏发电系统所在地区的纬度，H为前排组件最高点与后排组件最低点的差距（即后排组件的底边至前排遮盖物上边的垂直高度）。阵列前后排间距的示意图如图1-15所示。

8.防雷、接地系统的设计

离网光伏发电系统接地装置的作用是把雷电流尽快地散到大地。接地装置包括接地体、接地线和接地引入线，对接地装置的要求是要有足够小的接地电阻和合理的布局。埋在地下的钢管、角钢或钢筋混凝土基础等都可作为接地极使用。

图1-16所示为一般独立光伏发电系统的防雷示意图。太阳能发电和用电设备的防雷保护已进行如下处理。

1）在太阳能电池板和逆变器之间加装第一级防雷器A，型号根据现场逆变器的最大空载电压进行选择。

2）在逆变器与配电柜之间加第二级防雷器B，型号根据配电柜以及供电设备的工作电压进行选择。

3）太阳能电池板边框、逆变器外壳、控制器外壳和所有防雷器必须良好接地。

9.光伏发电系统中的光伏电缆选型

（1）光伏发电系统电缆种类、特点及敷设方式

光伏发电系统常用电缆主要有光伏专用电缆、动力电缆、控制电缆、通信电缆、射频电缆等。

1）光伏专用电缆。

光伏电缆和普通电缆的区别主要是在绝缘和护套的材料上面，光伏电缆用的材料是辐照料，这种材料耐高温、耐寒、耐油、防老化、防紫外线、环保等，光伏专用电缆常用的型号为PV1-F1×4mm2，如图1-17所示，组串到汇流箱的电缆一般用此类电缆。此电缆结构简单，可在恶劣的环境条件下使用，具备一定的机械强度。

敷设：可穿管中加以保护，利用组件支架作为电缆敷设的通道和固定，降低环境因素的影响。

2）动力电缆。

动力电缆常用钢带铠装阻燃交联电缆ZRC-YJV22，如图1-18所示，广泛应用于汇流箱到直流柜、直流柜到逆变器、逆变器到变压器、变压器到配电装置的连接电缆、配电装置到电网的连接电缆。

光伏发电系统中比较常见的ZRC-YJV22电缆标称截面有2.5mm2、4mm2、6mm2、10mm2、16mm2、25mm2、35mm2、50mm2、70mm2、95mm2、120mm2、150mm2、185mm2、240mm2、300mm2。

其特点：①质地较硬，耐温等级90℃，使用方便，具有介损小、耐化学腐蚀和敷设不受落差限制的特点；②具有较高机械强度，耐环境应力好，良好的热老化性能和电气性能。

敷设：可直埋，适用于固定敷设，适应不同敷设环境（地下、水中、沟管及隧道）的需要。

3）控制电缆。

控制电缆常用ZRC-KVVP铜芯聚氯乙烯绝缘聚氯乙烯护套编织屏蔽控制电缆，如图1-19所示。适用于交流额定电压450/750V及以下控制、监控回路及保护线路。

特点：长期允许使用温度为70℃。最小弯曲半径不小于外径的6倍。

敷设：一般敷设在室内、电缆沟、管道等要求屏蔽、阻燃的固定场所。

4）通信电缆。

DJYVRP2-22聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套铜丝编织屏蔽铠装计算机专用软电缆，如图1-20所示，适用于额定电压500V及以下对于防干扰要求较高的电子计算机和自动化连接电缆。

特点：DJYVRP2-22电缆具有抗氧化性，绝缘电阻高，耐电压好，介电系数小的特点，在确保使用寿命的同时，还能减少回路间的相互串扰和外部干扰，信号传输质量高。最小弯曲半径不小于电缆外径的12倍。

敷设：电缆允许在环境温度-40～50℃的条件下固定敷设使用。敷设于室内，电缆沟、管道等要求静电屏蔽的场所。

5）射频电缆。

常用实芯聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套射频同轴电缆SYV，如图1-21所示。监控中常用的视频线主要是SYV75-3和SYV75-5两种。如果要传输视频信号在200m内可以用SYV75-3，如果在350m范围内就可以用SYV75-5。可穿管敷设。

（2）光伏电缆选型的基本要求

1）直流供电回路宜采用两芯电缆，当需要时可采用单芯电缆。

2）高温100℃以上或低温-20℃以下场所不宜用聚氯乙烯绝缘电缆。

3）直埋敷设电缆时，当电缆承受较大压力或者有机械损伤危险时，应用钢带铠装电缆。

4）最大工作电流作用下的电缆芯温度，不得超过按电缆使用寿命确定的允许值。

5）确定电缆持续允许载流量的环境温度，如果电缆敷设在空气中或电缆沟，应取最热月日最高温度的平均值。

（3）光伏电缆的选型计算

电缆截面的选择应满足允许温升、电压损失、机械强度等要求，直流系统电缆按电缆长期允许载流量选择，并按电缆允许压降校验，计算公式如下：

按电缆长期允许载流量：Ipc≥Ical

按回路允许电压降：Scac=P×2LIca/ΔUp

式中 Ipc——电缆允许载流量，单位为A；

Ica——计算电流，单位为A；

Ical——回路长期工作计算电流，单位为A；

Scac——电缆计算截面，单位为mm2；

P——电阻系数，铜导体P=0.0184Ω·mm2/m，铝导体P=0.0315Ω·mm2/m；

L——电缆长度，单位为m；

ΔUp——回路允许电压降，单位为V。

1.1.4 3.6kW离网光伏发电系统设计

徐州工业职业技术学院在主楼东侧建造一个光伏离网发电系统供电给主楼南广场照明供电，负载情况如表1-10所示。

1.负载计算

参考表1-10，总功率为2.88kW。

2.光伏组件设计

参考式1-17，此处系统效率η1取75%，日照峰值时数取4.5，则光伏组件功率为

所选用组件为江苏艾德太阳能科技有限公司生产的AD250P6-Ab型组件，组件相关信息如图1-22所示，技术参数如表1-11所示。

根据以上计算可知，光伏组件串联数为3，并联数为5，共需15块250Wp（总功率为3750Wp）的组件构成光伏阵列，连接示意图如图1-23所示。

3.光伏控制器选型

因系统电压为48V，所以光伏控制器的额定电压取值为48V。

因总的功率为3.6kW，则总的输入电流为3.6kW/48V=75A；又因负载为2.88kW，则输出电流60A。

综合以上因素，考虑一定的冗余量，选择48V/100A光伏控制器，其相关资料如图1-24和表1-12所示。

4.蓄电池的选型

参考公式1-9所示，蓄电池的容量为

选择理士GFM-300的蓄电池，相关参数如表1-13所示。

由于系统电压为48V，因此选择24块2V/300Ah串联，再把3个串联电池并联，总容量为3×300A·h=900A·h。

5.离网逆变器的选型

离网逆变器选择瑞士Studer的XTM4000-48（为降低成本，选择容量为300A·h的蓄电池，并选择双向逆变器，当蓄电池没电时，由市电对负载供电，同时对蓄电池进行充电），如图1-25所示，技术参数如表1-14所示。

6.光伏汇流箱的选型

由于组件串共有5串，因此应选择具有5个输入以上的光伏汇流箱，如6路或8路，本设计选用科比特公司生产PVX-8型光伏汇流箱，如图1-26所示。

7.光伏组件支架及倾斜角的选择

本系统光伏组件支架选用热浸镀锌钢和铝型材（与组件边框接触的横轨），用PVsystem软件仿真优化，参考图1-27，确定倾斜角和方位角分别为46°和正南方向。为减小风压对支架的影响（成本需增加），同时为了减少阵列间距、减少了占地面积，所以实际安装倾斜角为30°。但小的安装倾角要损失一部分发电量。

设计好的电气原理图如图1-28所示。系统连接线按照不大于3A/mm2的电流密度进行选取。

1.1.5 3.6kW离网光伏发电系统设计仿真

PVsyst软件主要用来对光伏发电系统进行建模仿真，分析影响发电量的各种因素，并最终计算得出光伏发电系统的发电量。下面利用该软件PVsyst6.0版本对该离网系统进行设计仿真。

1.建立项目地的气象信息

运行PVsyst6软件出现图1-29所示的主界面。

初步设计：在不考虑实际器件的情况下，估算系统组件及发电量的大小。

工程设计：用详细的小时数据准确计算发电量，计算对比不同仿真参量、阴影仿真及损耗分析，利用实际器件的价格进行经济效益估算。

数据库：主要有气象数据库与组件数据库。单击按钮，进入图1-30所示数据库界面。

单击按钮进入图1-31所示工具箱界面。太阳能工具大项包括太阳能参数图表、光伏陈列电性能、转换效率、月气象数据计算、工作电压优化等；测量数据处理大项包括导入ASCII码小时数据文件、文件转换、数据表与图、测量数据分析等。

第一次使用软件时，相关地区的气象数据不一定有，需要从数据库中导入或自行输入。参考附录PVsyst6软件简介内容，完成地理位置站点气象数据建立，如图1-32和图1-33所示。

徐州地区太阳高度角和月份如图1-34所示。

徐州地区太阳辐照度与温度、风速气象信息如图1-35所示。

2.3.6kW离网光伏发电系统初步设计

结合图1-36，单击、进入独立系统初步设计界面，如图1-37所示。

单击按钮选项进入项目地点的选取和设置，参考图1-38进行设置和选取。

地平线远处阴影即项目所在地，因远处的高山或高大建筑，造成对太阳光的遮挡，使项目所在地的光伏组件阵列没有阳光直射，和近处遮挡产生阴影不同，如果四周没有什么高大建筑或高山，视野比较开阔，可以不用设置。参考图1-39，设项目地的正南方远处有一个座山，它对项目地的地平线有影响。这里只是粗略地画一下，并不精确，如果想得到准确的地平线图，需要借助专业的仪器和软件。设置后的结果如图1-40所示。

组件阵列斜角及方位角设置，项目地为北半球，在没有特殊要求的情况下，光伏阵列的方位是正南面，也就是零度；当在南半球时，最佳方位角是正北面。斜角的最优值一方面与当地的纬度有关，同时与优化不同季节的发电量有关，并网发电系统默认选择全年最优，即斜角要保证全年发电量最多；离网独立光伏发电系统则要保证冬季最优。

单击按钮，进行系统参数设置，如图1-41所示。

徐州地区的纬度在34°左右，冬季的太阳高度角比较低，最低只有30°，因此要确保冬季最佳发电量，光伏组件的最佳斜角要比当地的纬度大。综合考虑减少风压及减小前后间距等因素，此处选择30°的安装斜角。

日常家庭负载能耗状况定义。此处负载路灯12个，每个60W；广场灯6个，每个360W，每天使用3.5h（注：此处用电视来代替广场灯）。负载的使用时间不随季节变化而变化，所以此处选择年、一周7天都使用。参考图1-42负载功率与日用电时间设置所示，进行负载功率及日用时间的设置，仿真计算结果日耗电量10080W·h。

设定好之后，单击“Results”按钮，查看3.6kW离网光伏发电系统初步设计仿真结果，如图1-43～图1-45所示。

图1-43所示仿真所需组件功率4392W，蓄电池容量494A·h。此结果与前面的计算结果有一定的出入，主要是组件功率增加了不少，主要原因是前面计算的“日均辐照峰值”采用的是全年的平均值，此处仿真采用的是冬季均值。自给天数即连续阴雨天数，负载损失率即负载在计划工作时间内停机的累计时间与总的计划工作时间之比。

结合图1-43，日均太阳能发电13.0kW·h，负载日用电量10.1kW·h，但在11月、12月、1月三个月太阳能发电量无法完全满足负载需求。

结合图1-44，从仿真结果可以看到，蓄电池的平均SOC只有67.5%，最高的5月也只达到89%，所以要适当加大光伏组件的功率，增加系统的发电量。

3.离网光伏发电系统详细设计仿真

3.6kW离网光伏发电系统详细设计仿真过程如下。

1）结合图1-46，单击、进入独立系统初步设计界面。

2）在打开的面板中选择国家及项目区的气象数据，参考图1-47。然后再打开“Albe- do”反射率设置面板，设置地面反射率；项目所在地为一草坪上，根据徐州地区的天气，草地每年在4～9月都能维持青色，所以图1-48所示将反射率改为0.20，之后再单击“set”按钮即可完成设置。

3）返回到设置界面，进行“mandatory”必要参数设置。包括“Orientation——方位角”“User′sneeds——用户需求”“System——系统”及“Detailed losses——详细损耗”，其中方位角的设置与前面概略设计中讲的基本一致，不同的是可以选择组件阵列的安装方式，还可以选择优化条件——夏季最优、冬季最优或者全年最优。

①组件的安装方式选择，因跟踪方式安装不但增加了建设成本、维护成本、占地面积，同时也增加了系统的故障率，因此而增加的发电量并不多，有数据研究表明单轴倾斜式跟踪理论上比固定式安装发电量会增加20%左右，实际应用中只能达到10%～15%。因此固定安装方式在实际应用中有较大的优势。综合考虑项目情况也采用的是固定倾角方式安装。参考图1-49，安装倾角固定30°，方位角0°（正南方向），小的安装倾角要损失一部分发电量，但减小了风压也减少了阵列间距、减少了占地面积。

②用户需求（User′sneeds）设置，与前面图1-42类似，只是多了一项更细化的功能，可以按时间段来设置用户所需能耗，如图1-50所示。设置完成后，选择保存用户需求。

③系统设置（System）：主要设置负荷损失率（LOL）5%、蓄电池电压48V、自给天数2天、蓄电池型号、光伏组件型号及光伏控制器型号。

参考图1-51，系统此处给出的光伏组件功率为3.9kWp，蓄电池的容量为494A·h，光伏组件的功率与理论计算值接近，蓄电池的容量远小于计值875A·h，原因在于此处未考虑放电深度、充电放电效率等因素。此处蓄电池参考前面的计算结果，结合成本等因素考虑，选择单体2V/300A·h的免维护电池24串2并共计48只，存储容量为600A·h，可储存电量为28.8kW·h。

光伏组件此处选择艾德（Aide Solar）的245Wp（或250Wp）的多晶硅组件，其详细参数可单击后面的“OPEN”按钮打开，如图1-43所示：最大功率为Pm=245W，最大功率点电压Um=30.59V，电池Im=8.01A，开路电压UOC=37.67V，短路电流ISC=8.6A，开路电压的温度系统为-132mV/℃。因蓄电池选择48V，所以此处光伏组件阵列采用3串5并共计15块，总功率P总=15×245=3.675（kWp），略小于建议值。

光伏阵列的电气参数如下：

UOC串=UOC×n串=37.67×3V=113.01V

ISC并=ISC×n并=8.6×5A=43A

Um串=Um×n串=30.59×3V=91.77V

UOC串50℃=UOC串+（50℃-25℃）×（-132mV/℃）=109.71V

UOC串0℃=UOC串+（0℃-25℃）×（-132mV/℃）=116.01V

以上参数将直接影响到后面的光伏控制器的选择。图1-52所示界面还有其他一些信息基本数据（Basic data）、附加数据（Additional Data）、模型参数（Modelparameters）、尺寸技术（Sizes and Technology）、商业信息（Commercial）、图形（Graphs）。

光控控制器（Regulator）设置，如图1-53所示。蓄电池的工作温度按当地的月平均天气设置（因蓄电池的工作地并没有空调，所以就按当地月平均气温作为参考）。光伏控制器优先选择带MPPT功能，另根据蓄电池的工作电压要选择48V的控制器，最后根据负载功率选择输出电流：此项目的平均负载功率为2.88kW，控制器的输出电流为2.88kW÷48V=60A，考虑到安全系统此处选择的为额定电流80A，此外还要考虑到控制的最大、最小输入电压及MPPT的跟踪范围。查看光伏控制器的参数，如图1-54所示。根据上面的计算结果分析，都满足相关条件：光伏阵列最大短路电流43A小于控制器的90A，最大工作电压116V小于控制器150V，最大功率点的电压91.7V也在控制器MPPT的跟踪范围内60～145V。进入MPPT选项，查看光伏控制器的MPPT参数，如图1-55所示。

④详细损耗设置（Detailed losses）：包括热参数（Thermal parameter）、欧姆损耗（Ohmic Losses）、组件质量&失配（Modulequality-Mismatch）、灰尘损耗（Soling Losses）、入射角损耗（IAM Losses）。

热参数设置：主是设置光伏组件在不同的安装环境下，太阳辐射度对光伏组件温升的影响。通风条件越好，热损失系数常量就越大，相同的辐射度下组件温升越低。各选项的含义如图1-56所示。此处根据项目实际情况选择“带空气循环的自由式安装”。

欧姆损失设置：主要根据光伏组件阵列的实际安装情况，设置相关线缆的长度。首先单击图1-57界面，在此之前可先打开接线示意图1-59，了解组串间线缆、汇流箱至蓄电池间线缆的位置。因为所选组件的宽度998mm，汇流箱的位置距组件也不远，估算组串间平均线缆长度5m，汇流箱到蓄电池的距离在100m左右；设置整体电压降优化目标，此处取值略小于10%的最佳工作点电压6V，再勾选最小线缆重量优化，软件会自动给出导线截面的最优值，图1-58所示优化后的整体线缆压降5.9V，总电阻146mΩ；压降设置得越小，欧姆损失也越小，系统优化的导线截面积也越大，当然工程造价也超高，所以要合理选择压降，

系统容量越大，欧姆损失系数要越小，最好控制在3%以下。图1-59为线缆连接示意图，图1-60给出了线缆截面积与最大电流与单位电阻的标准。

组件质量&失配设置：组件效率损失是指组件平均效率相对于生产厂家标称效率之间的偏差，正偏差是指平均效率比标称效率小，负偏差则是指平均效率比标称效率好。组件失配损失是指各个组件的电气参数不一致，使得它们在串并联构成阵列时造成的功率损失，如图1-61所示，15块有一定误差（5%）的组件串并构成光伏阵列的伏安特性——串联电压相加，并联电流相加，相加合成的结果如图1-62所示，其中的深黑色的曲线是实际相加结果，浅色绿线为平均特性，虚线之间是均方根误差范围。

在图1-63所示的界面中，只需要设置短路电流与开路电压的误差范围及误差随机分布规律，根据这个设置参数，单击图表仿真计算，即弹出图1-61和图1-62所示仿真计算光伏阵列的失配损失，根据仿真结果填写图1-64中的失配损失率。

灰尘损耗（Soling Losses）：因组件灰尘清理不及时，或当地的空气质量比较差，造成的发电量损失，此处选择默认参数3%，对于没有人工清理靠下雨下雪清理的，此参数还要设置更大。灰尘损耗的设置如图1-65所示。

设置完相关参数后，单击“Losses graph”按钮，弹出图1-66所示的损耗曲线图，更改辐射度后，可看到各种损失是仿真结果，整体损失达20.7%，最终3.68kW的光伏阵列，只能达到2.92kW。

4）返回到设置界面，进行“Optional”可选参数设置，包括“horizon”地平线、“near shadings”近阴影、“module layout”组件排列、“economic eval”经济参数。

①地平线设置，详细说明请参考前面的概略设计。

②近阴影仿真分析：用于分析项目地周边建造物或树木的阴影直接对光伏组件阵列发电量的影响，首先要建立项目组件阵列与周边建造物或树木的模型。参考图1-67，首先单击“Near Shadings”，再单击“Construction/Perspective”，即打开建模仿真界面，如图1-68所示。

项目的光伏组件阵列建在学校蓄水池上，蓄水池离地面高约2m，宽约20m，长约10m，所以第一步先选择“Object”→“New...”→“Elementary shading object”，弹出图1-69所示界面，选择阴影类型“shapetype”→“Parallelepiped（平行六面体）”，并设置它的长宽高，之后单击“OK”按钮。

参考图1-70，根据项目地的实际情况，设置基础的位置，此处在南坐标设置-10m。

再选择“Object”→“New...”→“Rectangular PV plane（矩形光伏平面）”，新建矩形光伏平面用于安装光伏组件，因245W的光伏组件尺寸为1636mm×992mm，考虑用两排，一排7块，一排8块，7块的大小取7m×1.7m，8块的大小取8m×1.7m，如图1-71所示。

再设置阵列平面的坐标（8m，-1m，2m），即在基础平台上前面及东侧各留1m的距离方便维护，新建第二排平面大小8m×1.7m，坐标（9m，-4m，2m），如图1-72所示。两排之间的坐标差3m，图1-73所示即为D+d，根据公式1-32可以计算出要避免前排对后排的阴影影响，两排之前的最小间距d=1.84m，此项目取值1.53m，略小于计算值。

光伏电池板的长度取L=1.7m，安装角度β=30°，徐州地区的纬度φ=34.3°，则

分割组串：参考图1-74，光伏组件为了防热斑往往需要在组件中并接旁路二极管，一旦并接组中的电池片被阴影遮挡不发电后，就被旁路二极管把此组电池旁路掉。这里的分割组串就是按旁路二极管的数量来设置，我们选择的组件每一块有3个旁路二极管，所以每个组件分割成3部分，7块就要分割成21部分，另一阵列分割成24部分，分割后便于阴影仿真时计算损失，每一小部分相当于一个串电池，这一串电池只要有一块电池完全被遮挡，整串电池就将被旁路。

近处建筑物建模：根据项目所在地的周边情况，对周边可能对组件阵列产生直接阴影的建筑或树木建模，图1-75所示在项目所在地的西边有一个12层的教学楼，可能对光伏组件有直接影响，此楼房长约100m，宽约39m，高约40m。用上面建蓄水池模型的方法建立建筑物模型，如图1-76所示。最后保存，单击可仿真不同日期内的阴影情况，如图1-77所示，冬至日最大阴影损失为11.8%，主要原因前后的间距小于理论计算值。

最后保存完后，关闭界面，返回到近阴影设置界面，如图1-78所示，先在住址仿真类型中选择要仿真的方式。

No Shadings：没有阴影。

Linear shadings：线性阴影，直接按阴影的面积占比计算损失率，误差比较大。

According to module strings：根据前面所示的依据组件旁路二极管数量对光伏阵列进行的分割进行仿真，仿真结果比较接近实际。

Detailed according to module：根据后面一项中的“Module layout——组件排布”的实际排布情况对阴影进行更为详细的模拟仿真。

Fraction for electrical effect：是指非直接阴影的情况——太阳被遮挡了但影子并没有直接投影到组件阵列上，对光伏组件发电量的影响。

③组件排布（Module Layout）。根据组件电气连接上的串并联情况，在光伏组件平面（支架）上对组件排列进行设置。如图1-79所示，首先在“Table choice”中选择一个阵列平面，默认第一个平面。然后根据组件的实际尺寸及前面设置的光伏平面长宽计算组件之间的安装间隔，例如前面第一个光伏平面长宽为7m×1.7m，每个组件的尺寸1.636m×0.992m，Y向间隔为1.7m-1.636m=0.064m，此处取0.02m；0.992×7m=6.944m，X向间隔此处暂设置为0，实际X向大约有5cm的间距用于安装固定螺钉。

再选择“Module Orient”组件排布方向，此处选择垂直方向。“Filling Mode”即选择组件在光伏平面中是从左到右，还是从右到左或从中间开始排布。最后选择“Set modules”即可完成组件在光伏阵列平面的排布，也可通过用鼠标左键在光伏阵列平面上相对应的位置单击来手工排布，单击鼠标右键可取消。

当所有的组件都排布完后，将自动弹出图1-80所示界面，对光伏组件的电气串联进行设置，首先在“Table choice”中选择阵列平面，接着在“Module properties”设置组件的旁路二极管的数量，此处根据实际情况设置为3个，在“Strings attribution”串分配中用鼠标左键按顺序选择一串，然后在右边的光伏组件中也单击左键设置（右键取消），每一串的颜色不同，设置的原则最好不要跨多个可能的阴影，即顺着阴影的方向。也可单击“Auto attri-bution”进行自动分配，特别是大型光伏电站。

设置完所有光伏组件的串联关系后，会自动跳出图1-81所示的“Shadings3D”界面，对光伏电站进行详细的阴影损失仿真。

5）返回到设置界面，可进行经济参数设置，主要是各种器件的造价，此项目略。

6）返回到设置界面，单击“Simulation”按钮，弹出图1-82所示的仿真界面。因仿真时采用的气象数据为1990年的，所以此处的时间段只能设置在1990年期间。

7）仿真结果分析。参考图1-83。

①全年损耗分析，徐州地区全年平均辐照量为1354kW·h/m2，光伏组件阵列的平均辐照量增加了8.5%，光伏阵列的全年理论发电量为4565kW·h，阵列因温升、失配、电阻等损耗了14.3%，因蓄电池充满电而未使用损耗了13%，其他转换器、蓄电池等损耗15%，最终系统全年能够提供2979kW·h的电能，与负载全年需求3679kW·h还需要大约700.5kW·h，无法完全满足用电需求，所以要增大光伏组件的功率，或使用其他形式的能源进行补充，此方案采取的是用市电补充。

②标准产能分析。参考图1-84。此系统的负载每天需要耗电10080W·h，系统安装的光伏组件总功率为3675W，所以用10080W·h/3675W≈2.74h，即2.74kW·h/kWp/day，相关于每天至少需要2.74h的峰值日照来满足负载需求。

如图1-85所示，系统平均每天为负载提供2.22kW·h/kWp/day的太阳辐射量，小于负载需求量，只有5、6月份可以完全满足系统，其他月份都要有市电或其他形式的能源做补充。也可从图1-86所示的仿真结果看出，系统的用户需求满足率SF（Solar Fraction）只有0.810，从中也可以看出只有5、6月的SF达到1；此外整个系统的能效比PR为0.552，偏低。

根据图1-86所示蓄电池的日均荷电状态图，最高的SOC为85%，出现在7月份，最低的出现在10月底，另外还可以看出1、2月份及11、12月份SOC低谷出现比较密集，说明阴雨天比较多。

图1-87为1990/10/10日蓄电池的SOC与平均电压。

图1-88为1990年月均辐射量、有效辐射量、月发电量及用户负载满足率等参数等，从数据中分析可以看出，一方面用户的需求满足率比较低，平均只用0.81，最低的12月份只有0.595，但同时系统的未使用（EUnused）的能量达-13%，全年有515kW·h之多，占系统缺口能量（EMiss）700.5kWh的73.5%之多，因此可以考虑增加系统的蓄电池容量。

4.结论

通过前面的仿真与分析，该系统的主要损失有-14.3%光伏阵列损失、-13%的弃光损失、-10.8%的蓄电池充放电损失，这些损失使得整个系统的能效比只有55.5%，要提高整个系统的能效比，可以通过增大光伏阵列之前的间距减少阴影损耗，选择更大的线径减少欧姆损耗，增加蓄电池的容量，减少弃光损耗。本书的方案因考虑长期投资成本问题，主要是蓄电池的更换成本，所以采用的是市电接入，对蓄电池进行补充充电，解决蓄电池SOC过低的问题，同时可延长蓄电池的使用寿命。