独立光伏发电系统的规范化研究

邹仕强

(中煤科工集团 武汉设计研究院有限公司， 湖北 武汉 430064)

太阳能属于可再生的清洁能源，光伏发电一直受到国家相关政策的鼓励与支持。当负荷较小，且位于偏远地区，从电网获取电源困难或不经济时，独立光伏发电系统是一个清洁、高效、安全可靠的电源获取途径。但由于应用场景相对较少，现行国家规范及标准图集如文献[1-3]主要针对并网光伏发电系统，相关研究也多集中在某一个参数的选择与计算，缺乏系统性设计流程及全部关键参数的选择与计算。文献[4-5]主要针对太阳能电池组件倾角进行分析，文献[6-7]侧重储能系统或蓄电池容量的优化配置，文献[8]则利用Matlab进行仿真，进一步对蓄电池储能单元的特性进行研究。文献[9]主要研究了独立光伏系统中蓄电池计算所需要的连续阴雨天数。文献[10]虽有独立光伏发电系统的组成内容介绍，但重点在于讲解利用PVsyst软件模拟仿真。依托神渭管道输煤工程的设计及建设，结合现行规范及图集，对独立光伏发电系统的设计步骤及关键参数计算进行了研究与综合，提出了等效日均负荷的定义及计算公式，提出了工程设计逻辑框图，可供标准化、规范化工程设计使用。

管道输煤是一种新型的输煤方式，随着神渭输煤管道投料试运行的成功，管道输煤作为与传统的公路、铁路及输送带运输相比更为环保，在一定距离下更为经济的全新输煤方式开始引起广泛关注，为煤炭高效、清洁输送和利用提供了技术保障。

神渭输煤管道工程全长727 km，设计输送能力为10.0 Mt/a。管道沿线设有6个截断阀室、24个压力监测站及1个调压站。截断阀室及压力监测站常用设备功率较小，主要为SDH设备、云台摄像机、PLC、照明等，总功率不超过300 W。1～4号截断阀室有球阀2个，功率均为3 kW；
5～6号截断阀室2个球阀功率均为1.5 kW。所有截断阀室电动阀仅在事故或紧急情况下工作，工作时间2 min左右。这些截断阀室及压力监测站常用持续负载功率较小，大部分位于偏远地带，附近无合适电源，从电网取得电源不经济，比较适合采用光伏发电系统供电。

光伏发电系统也称太阳能发电系统，其原理是利用光电效应，将太阳能转换为电能。自用而不接入公用电网的发电系统为独立发电系统，反之则为并网发电系统。

独立光伏发电系统按功能模块划分的流程如图1所示。

独立光伏发电系统的设计核心需要解决的问题是：光伏安装容量、蓄电池容量、光伏组件选择及串并联数量，光伏组件安装倾角、控制器参数选择、逆变器参数选择。图1中汇流箱不是必需的，交流配电柜由负荷配电回路决定，与光伏发电系统关联不大。

图1 独立光伏发电系统

针对独立光伏发电系统设计需要解决的核心问题，列出独立光伏发电系统设计逻辑框图，如图2所示。具体步骤为：

1) 负荷统计计算，确定负荷容量及连续工作时间。

2) 分析当地太阳能资源及天气数据。

3) 计算光伏组件安装容量及倾角。

4) 计算蓄电池容量。

5) 初步选定光伏电池参数，计算串并联数量。

6) 初步布置，若布置面积超标，则跳转至第5步重新选择光伏组件至布置满足要求。

7) 汇流箱及控制器选择。

8) 离网逆变器的选择。

图2 独立光伏发电系统设计逻辑框图

3.1 负荷计算

工程设计流程首先需确定负荷容量，不同负荷工作时间不同，按照能量守恒方式，各类负荷额定功率与工作时间之积的总和为总能量需求，除以24 h定义为负荷等效日平均功率，即：

(1)

式中:Pi,i=1,2,…,n是各类负荷额定功率，kW；
Ti,i=1,2,…,n是各负荷对应的每日工作时间，h；
P0是等效日平均功率，等于每日全部用电量除以24 h。

3.2 太阳能资源分析

太阳能资源分析主要依靠软件进行，参考文献[4]对各类仿真软件的优缺点进行了对比，参考文献[5]利用PVsyst进行了仿真设计。本文选择PVsyst软件进行仿真分析。输入项目所在地经纬度，可获取项目所在地的太阳辐射数据。通过软件获取太阳辐射最差月份日均水平面太阳总辐射量HA，单位为kWh/m2/d，以备光伏组件安装容量计算使用。

3.3 计算光伏组件容量及倾角

独立光伏安装容量公式[3]：

P=(Pe×D×K×Es)/(Hf×η)

(2)

式中:Pe为计算负荷，kW；
D为每天用电小时数,h；
当采用式(1)中的等效日均负载时，D取24 h。Hf为太阳辐射能量最小月的日平均水平面上总辐射量，单位为kWh/m2/d，在我国通常为1月太阳辐射能量最小；
K为可靠系数，表征不间断阴雨天的裕量值，其范围可取1.2～2.0；
η为效率系数，考虑整体系统效率，一般取0.85；
Es为常数，表示特定情况下的太阳辐射强度，值为1 kW/m2。

倾角计算一方面考虑全年日均辐射量较均衡，另一方面要满足冬季日均辐射量尽量取得最大值[6]。这与并网型光伏阵列倾角要求全年最大发电量是不同的。

3.4 蓄电池容量计算

目前储能装置以铅酸蓄电池为主[7]，计算公式[3]：

Ca=1 000D×Fc×P0/(U×Ka)/Vs

(3)

式中:Ca为蓄电池总容量，Ah;D为最长连续无日照用电小时数;Fc为蓄电池放电倍率调节系数，一般取1.05;P0为等效日均功率，kW;U为蓄电池放电深度，取值范围0.5～0.8;Ka为综合效率，一般为0.7～0.8；
Vs为电池组额定电压，V。

3.5 光伏电池选择，串并联计算

光伏组件串并联数量取决于系统电压及电流[9]，所选光伏电池功率应满足Pe×Nc×Nb≥P。Pe为所选光伏电池组件额定功率,Wp;Nc为串联组件数;Nb为并联组件数。显然电池组件单位面积的功率越大，同等功率占地面积越小。当然单位组件功率越大,价格越高，实际工程设计时应综合考虑。串并联数量计算公式[3]

串联数：Nc=Vsc/Vm

(4)

并联数：Nb=P/(Pm×Nc)

(5)

式中:Vsc为蓄电池组浮充电压,V;Vm为光伏电池峰值工作电压,V;Pm为所选光伏组件峰值功率,kWp。

3.6 组件阵列布置

组件阵列布置距离D应保证冬至日有效日照时间内，前后光伏组件上无阴影遮盖。在北半球即为12月22日9:00～15:00(真太阳时)的时间段内，前后组件上无阴影。倾角计算示意如图3所示[3]：

图3 光伏倾角计算示意图

光伏阵列间不遮挡的最小间距D计算公式[3]：

D=L×cosβ

(6)

β=arcsin(cosδsinω/cosα)

(7)

α=arcsin(sinφsinδ+cosφcosδcosω)

(8)

L=H/tanα=Ls×sinZ/tanα

(9)

式中：D为阵列的间距，m；
L为光伏组件投影长度，m；
H为光伏组件高度，m；
LS为组件斜长，可查询产品参数获得，m；
Z为太阳能光伏组件倾角；
α为某日某时刻太阳高度角；
β为某日某时刻太阳方位角，北半球，中午12时正南方向β为0；
φ为当地纬度；
δ为某日的赤纬角；
ω为某刻的时角；
δ与ω均按北半球冬至日上午9时计算取值，其中δ=-23.45°，ω=45°。

3.7 汇流箱与控制器选择

一般小功率控制器为单回路输入，大功率(10 kW及以上)控制器为多回路输入。对于单回路控制器，应安装汇流箱。汇流箱输入回路K≥Nb，汇流箱每回输入回路应设组串过流保护电器，保护电器额定电流In应满足[3]：

1.5Isc≤In≤2.4Isc

(10)

且In≤Iumax

(11)

式中:Isc为所选光伏组件短路电流，在标准测试条件下测得，可由产品样本获得，A。Iumax为光伏组件最大熔断器额定电流，A。

控制器选择主要考虑：系统工作电压Un；
额定输入电流Ie；
最大充电电流Ic；
额定负载电流Ip。Un取蓄电池组工作电压，Ie应不小于组件或方阵输出电流，Ic取组件或方阵最大输出电流，Ip应与逆变器选择相匹配，满足逆变器输入要求。

3.8 逆变器选择

逆变器选择主要考虑：系统工作电压，即逆变器直流输入电压;额定容量S，应按负载容量及负载特性选择。逆变器容量应大于负载容量，同时对于感性负载应考虑冲击系数，冲击系数一般取5～7，对于阻性负载，取1.5，容性负载建议取2.5。

(12)

式中:S为逆变器额定容量，kW;K为冲击系数，Pi为各类负载;Pm为对应不同冲击系数的最大负载，kW;η为逆变器效率，容量越大，效率越高，一般10 kW以下逆变器效率为0.85～0.9。上式表示计算不同冲击系数下的最大负载与其他负载之和，取最大值。

以神渭输煤管道工程为例，按上述8个步骤进行太阳能发电系统设计。

4.1 负荷计算

表1 压力监测站及截断阀室负荷统计表

4.2 太阳能资源分析

利用PVsyst 6.7软件获取太阳辐射最差月份日均水平面太阳总辐射量HA。因工程分布线路长，延安以北取榆林市太阳能辐射数据，延安及以南则取延安市太阳辐射数据。

4.3 光伏组件容量及倾角

按式(2)计算光伏组件容量：

P=Pe×D×K×Es/(Hf×η)=0.306×24×

1.3×1/(2.55×0.85)=4.402 kWp

因负载平均功率差别不大，因此按最大值取，计算光伏组件容量应不小于4.402 kWp，确定选择4.8 kWp。

利用PVsyst软件仿真，榆林地区离网光伏系统倾角选择47°，延安地区选择45°,如图4所示。

4.4 蓄电池容量计算

蓄电池容量计算需要考虑连续阴雨天数，参考文献[10]对此进行了详细分析，我国西部地区多数气象站点的平均连续阴雨天数在2 d以下[10]。本工程按3 d计算，同时考虑前一晚供电12 h，总计84 h。

蓄电池电压则按负荷供电的要求，选取直流220 V系统，由18块12 V免维护密封铅酸蓄电池组成，12 V单体电池浮充电压为13.65 V。按式(3)计算：

Ca=1 000D×Fc×P0/(U×Ka)/Vs=1 000×

84×1.05×0.306/(0.7×0.75)/216=

237.87 kWp

计算结果选择标准容量250 AH。

4.5 光伏电池选择，串并联计算

光伏容量4.8 kWp，初步选择36 V，200 Wp多晶硅光伏电池，其峰值工作电压为36.95 V。由式(4)可得串联数：Nc=Vsc/Vm=(18×13.65)/36.95=6.65。取Nc为8块。由式(5)可得并联数：Nb=P/(Pm×Nc)=4.8/(0.2×8)=3，最终选择8串3并。

4.6 组件阵列布置

所选光伏组件斜长1 580 mm，前排单串，后排2串布置，各站点纬度分布在38.8°～36.6°之间，依据公式(6)～(9)，最终计算阵列间距最大值为3.24 m(神木纬度38.83，倾角47°)，最小为2.52 m(渭南纬度34.5，倾角45°)。

4.7 汇流箱与控制器选择

标准测试条件下所选光伏电池短路电流为5.65 A，最大熔断器额定电流为15 A。由式(10)、(11)可推得8.48 A≤In≤13.56 A且In≤15 A。因此汇控箱内选择额定电流为10 A的光伏专用直流断路器，额定绝缘电压1 000 V。控制器额定工作电压220 V， 额定输入电流25 A×2，额定充电电流50 A，额定负载电流25 A×2。

4.8 逆变器选择

逆变器额定输入工作电压DC 220 V，容量分2种情况，一是普通压力监测站，主要为阻性及感性负载，最大工作负载为0.31 kW，额定输出电压AC 220 V，依据式(12)，S>5×0.31/0.85=1.8 kW。选择2 kW逆变器。对于截断阀室，含3 kW截断阀时，S>max{0.31+7×3，3+5×0.31}/0.85=25.07 kW；
选择30 kW逆变器，额定输出电压AC 380 V。含1.5 kW截断阀时S>max{0.31+7×1.5，1.5+5×0.31}/0.85=12.72 kW；
选择20 kW逆变器，额定输出电压AC 380 V。

按以上标准化流程设计出的独立光伏发电系统安装在神渭输煤管道沿线压力监测站及截断阀室屋顶，共安装了22套。2020年9月，神渭输煤管道带浆试运行成功，沿线太阳能发电系统运行良好。压力监测站太阳能发电系统内部、外部安装完成照如图5、图6所示。

图5 压力监测站太阳能发电系统外部安装完成照

离网型光伏电站容量通常较小，应用场合也较少，相应的国家标准及规范不完善。本文以工程实际结合部分规范及参考文献，指出离网型光伏电站设计需要解决的核心问题，提出等效日均负荷定义及计算方法，进而列出工程全过程设计逻辑框图。经神渭管道输煤工程运行检验，本文步骤及方法是全面可靠的，可作为类似工程设计参考。

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