光伏发电指标计算及影响因素分析
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从气象站得到的资料一般只有水平面上的太阳辐射总量，对于倾斜面上 的太阳辐射总量及太阳辐射的直散分离原理可得： Ht=Hbt+Hdt+Hrt Ht：倾斜面上的太阳辐射总量； Hbt：直接太阳辐射量；
Hdt ： 天空散射量;
Hrt：地面反射辐射量Hrt。
倾斜面上的太阳辐射总量Ht由直接太阳辐射量Hbt、天 空散射辐射量Hdt和地面反射辐射量Hrt三部分所组成
Ctrf+Cacc+Ccon+Cmon+Ceng+Cman+Cland
其中，Cpan为光伏组件成本；Cstr为组件支架成本，Casb为安装费，Ccab 为电缆成本，Cbas为支架基础成本，Ctrc为追踪系统成本，Cpom为功率优 化系统成本，Cinv为逆变器成本，Cdis为高低压配电系统成本，Ctrf为变压 器成本，Cacc为外线接入费用，Ccon为土建（基础、配电房、中控室、 宿舍、道路）成本，Cmon为电站监控 系统成本， Ceng为施工与安装费用， Cman为施工管理费，Cland为土地 购置费用。
四、系统安装及影响因素
4.1 阵列安装角度
固定安装的太阳电池组件，为增加全年接收到的太阳辐照量，应尽可能朝向 赤道方向安装，即朝向正南，同时组件应该选择最优的倾角。组件最优安装倾角 是由场址纬度和太阳辐照量的月际分布决定，可依据场址水平面太阳辐射数据为 基础，对倾斜面太阳能总辐射量计算方法进行优化，计算得到最优倾角，也可利 用光伏电站设计专用软件计算得到最优倾角。 经验公式：
2.5 单位转换
1卡（cal）=4.1868焦(J)=1.16278毫瓦时(mWh) 1千瓦时(kWh)=3.6兆焦(MJ) 1千瓦时/㎡(KWh/㎡)=3.6兆焦/㎡(MJ/㎡)=0.36千焦/厘米2(KJ/cm2) 100毫瓦时/厘米2(mWh/cm2)=85.98卡/厘米2(cal/cm2) 1兆焦/米2(MJ/m2)=23.889卡/厘米2(cal/cm2)=27.8毫瓦时/厘米2(mWh/cm2) 当辐射量的单位为卡/厘米2：年峰值日照时数=辐射量×0.0116（换算系数） 当辐射量的单位为兆焦/米2：年峰值日照时数=辐射量÷3.6（换算系数） 当辐射量单位为千瓦时/米2：峰值日照小时数=辐射量÷365天 当辐射量的单位为千焦/厘米2，峰值日照小时数=辐射量÷0.36（换算系数）
辐射总量*电池总面积*光电转换效率，假定所选为同一规格组件，则计算公式可变
形为：
理论年发电量=年均太阳辐射总量*电池总面积*光电转换效率
=年峰值日照时数*1000W/m^2*光电转换效率*电池总面积
=年峰值日照时数*1000W/m^2*光电转换效率*单个组件面积*组件数量
=年峰值日照时数*组件额定功率Pmax *组件数量 装机容量
太阳能资源稳定程度
太阳能资源利用价值
太阳能日资源最佳利用时段
全国日照条件分布图
太阳能资源稳 定程度指标 ＜2 2～４ ＞4
稳定程度
稳定 较稳定 不稳定
等级 最丰富带 很丰富带 较丰富带 一般
资源带号 I II III IV
年总辐射量 （MJ/ m2） ≥ 6300 5040 – 6300 3780 – 5040 < 3780
三、电池/组件基本计算
3.1 光电转换效率
η= Pm(电池片的峰值功率)/A(电池片面积)×Pin(单位面积的入射光功率）
PCell ACell Cell PModule AModule Module
module cell CTM
3.2 光伏组件外形参数
电池片数目:72 电池片面积: a=156*156mm^2 面积:A72=1956*986mm^2
光伏电站常用计算及影响分析
目录
一. 光伏发展背景
二. 太阳能资源
三. 电池/组件基本计算
四. 系统安装及影响因素
一、光伏发展背景
1.1 光伏投资
上世纪90年代开始，欧美等国家开始推广光
伏商用，随着补贴政策的完善和并网技术的进 步，光伏收益稳定，光伏电站逐渐成为一种投
一次性投入，收益稳 定，维护简单，政策 补贴，使用寿命长
温度影响
一般来说，组件实际不工作在STC条件下，随着光照增大，组件的温
度会逐渐升高，短路电流，开路电压和最大功率都发生变化，如下:
3.4 串/并联组合
串联： 电池/组件串联： 电流相同，电压累加。
并联： 电池/组件并联： 电压相同，电流累加。
混联：
匹配组合
失配组合
功率匹配损耗
1：凡是串连就会由于组件的电流差异造成电流损失； 2：凡是并连就会由于组件的电压差异造成电压损失； 3：失配组合损耗需要通过严格筛选组件来降低，采购和安装时避免混档。
倾斜角
纬度 组件水平倾角 0°—25° 倾角=纬度 26°—40° 倾角=纬度+5°—10°（在我国大部分地区采取+7°） 41°—55° 倾角=纬度+10°—15° 纬度>55° 倾角=纬度+15°—20°
方位角
方位角=【一天中负荷的峰值时刻(24h制)-12】×15+(经度-116)
4.2 阵列间距
电池片数目:60 电池片面积: a=156*156mm^2 面积:A72=1636*986mm^2
3.3 光伏组件电性能参数
标准测试条件： 1000W/m^2， AM1.5，25C.
q(V IRs ) V IRs I I ph I 0 exp[ ] , nkT Rsh
P U I
太阳高度角 h：向量 S 与地平面之间的夹角；
sinh sin sin cos cos cos
太阳方位角 ：向量 S 在地 平面上投影线与南北方向线 之间的夹角；
sinh sin sin cos cosh cos 式中：
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
为地理纬度，为太阳赤纬角， 为太阳时角
对于大型光伏电站，需要前后排布太阳电池组件方阵，光伏方阵距离的一 般确定原则是冬至当天早9：00至下午3：00 太阳电池方阵不应被遮挡，如图 所示。
上图光伏阵列间距计算示意图 光伏阵列间距的计算公式是D = cosβ×L，L = H/tana，a = arcsin (sinf sind+cosf cosd cosw) 太阳高度角的公式：sina = sinf sind+cosf cosd cosw 太阳方位角的公式：sinβ = cosd sinw/cosa 其中：f为当地纬度；d为太阳赤纬，w为时角，上午9:00的时角为45度。 对于太阳辐照资源非常丰富的地区，例如青海和西藏，光伏阵列的间距可 以适当加大，另外对于光辐照资源一般的地区，尤其是屋顶项目，考虑到土地 或屋顶利用率，可以适当减小光伏阵列的间距。
年总辐射量 （kWh/ m2） ≥ 1750 1400 – 1750 1050 – 1400 < 1050
平均日辐射 量 （kWh/m2） ≥ 4.8 3.8 – 4.8 2.9 – 3.8 < 2.9
平均峰值日照时 (h) ≥ 4.8 3.8 – 4.8 2.9 – 3.8 < 2.9
2.4 倾斜面上太阳辐射量
Thank YOU ！
天空散射 Hay模型
倾斜面上天空散射辐射量Hdt由太阳光的辐射量和其余
天空穹顶均匀分布的散射辐射量两部分组成。
地面反射辐射分量Hrt：
通常可将地面的反射辐射看成是各向同性的，其大小为：
其中为地面反射率，其数值取决于地面状态，各种地面的反射率如下表所示： 各种地面反射率
一般计算时，可取p=0.2，综上所述，斜面上太阳辐射量即为：
资项目。
1.2 近年光伏装机容量
2013年全球光伏发电行业新增装机容量达到3700万千瓦，比2012年增长24%, 中国达11.8G，首居第一。
1.3 光伏投资主要影响因素
1. 成本电价(史博士公式): Tcost =Cp（1/ Per + Rop + Rloan * Rintr - isub）/ Hfp
2.3太阳能资源评估指标
太阳能资源丰富程度 太 阳 能 评 估 指 标
以太阳总辐射的年总量为指标， 进行太阳能资源丰富程度评估。 一年中各月日照时数大于6小时 的天数最大值与最小值的比值。 利用各月日照时数大于6小时 的天数为指标，反映一天中太 阳能资源的利用价值。 利用太阳能日变化的特征 作为指标，评估太阳能资 源日变化规律。
二、太阳能资源
2.1 太阳角度位置定义
太阳赤纬角δ : 正午时太阳光线与地球赤道面的交角,取正北为正，正南为负, [-23.45° 23.45°] 库伯方程:
284 n 23.45sin (360 ) 365
n为一年中的天数 与地理经纬 度异同？
n=81天时δ =0，春分。
2.2 太阳高度角和方位角
太阳能资源相关
单 位 成 本 电 价 单 位 装 机 容 量 装 机 成 本 投 资 回 收 期 运 维 费 率 贷 款 比 例 贷 款 利 率 补 贴 费 用 年 均 峰 值 日 照 时 数
2. 发电收入: 发电量 电价
光照、组件、安装…
1.4 电站发电量计算
从光电能量转换来看，理论上光伏电站年发电量为：理论年发电量=年均太阳
1.5 电站发电量影响因素
由于各种客观因素影响，光伏电站的实际发电量并没有那么多，用一个参数
来描述它们间比例即系统效率：实际年发电量=理论年发电量*系统效率。
1.太阳辐射量 2.太阳电池组件的倾斜角度
3.太阳电池组件的效率
4.组合损失 5.温度特性 6.灰尘损失 7.最大输出功率跟踪 （MPPT） 8.线路损失 9.控制器、逆变器效率
4.3 系统装机容量影响因素
1. 2. 3. 4. 5. 用地面积 单块组件占地面积 单块组件功率 电池效率 组件效率
4.4 其它因素
阴天
最大输出功率跟踪
大气质量
4.5 装机成本Civs
Civs = Cpan+Cstr+Casb+Ccab+ Cbas+ Ctrc+ Cpom+ Cinv+ Cdis+
Hdt ： 天空散射量;
Hrt：地面反射辐射量Hrt。
倾斜面上的太阳辐射总量Ht由直接太阳辐射量Hbt、天 空散射辐射量Hdt和地面反射辐射量Hrt三部分所组成
Ctrf+Cacc+Ccon+Cmon+Ceng+Cman+Cland
其中，Cpan为光伏组件成本；Cstr为组件支架成本，Casb为安装费，Ccab 为电缆成本，Cbas为支架基础成本，Ctrc为追踪系统成本，Cpom为功率优 化系统成本，Cinv为逆变器成本，Cdis为高低压配电系统成本，Ctrf为变压 器成本，Cacc为外线接入费用，Ccon为土建（基础、配电房、中控室、 宿舍、道路）成本，Cmon为电站监控 系统成本， Ceng为施工与安装费用， Cman为施工管理费，Cland为土地 购置费用。
四、系统安装及影响因素
4.1 阵列安装角度
固定安装的太阳电池组件，为增加全年接收到的太阳辐照量，应尽可能朝向 赤道方向安装，即朝向正南，同时组件应该选择最优的倾角。组件最优安装倾角 是由场址纬度和太阳辐照量的月际分布决定，可依据场址水平面太阳辐射数据为 基础，对倾斜面太阳能总辐射量计算方法进行优化，计算得到最优倾角，也可利 用光伏电站设计专用软件计算得到最优倾角。 经验公式：
2.5 单位转换
1卡（cal）=4.1868焦(J)=1.16278毫瓦时(mWh) 1千瓦时(kWh)=3.6兆焦(MJ) 1千瓦时/㎡(KWh/㎡)=3.6兆焦/㎡(MJ/㎡)=0.36千焦/厘米2(KJ/cm2) 100毫瓦时/厘米2(mWh/cm2)=85.98卡/厘米2(cal/cm2) 1兆焦/米2(MJ/m2)=23.889卡/厘米2(cal/cm2)=27.8毫瓦时/厘米2(mWh/cm2) 当辐射量的单位为卡/厘米2：年峰值日照时数=辐射量×0.0116（换算系数） 当辐射量的单位为兆焦/米2：年峰值日照时数=辐射量÷3.6（换算系数） 当辐射量单位为千瓦时/米2：峰值日照小时数=辐射量÷365天 当辐射量的单位为千焦/厘米2，峰值日照小时数=辐射量÷0.36（换算系数）
辐射总量*电池总面积*光电转换效率，假定所选为同一规格组件，则计算公式可变
形为：
理论年发电量=年均太阳辐射总量*电池总面积*光电转换效率
=年峰值日照时数*1000W/m^2*光电转换效率*电池总面积
=年峰值日照时数*1000W/m^2*光电转换效率*单个组件面积*组件数量
=年峰值日照时数*组件额定功率Pmax *组件数量 装机容量
太阳能资源稳定程度
太阳能资源利用价值
太阳能日资源最佳利用时段
全国日照条件分布图
太阳能资源稳 定程度指标 ＜2 2～４ ＞4
稳定程度
稳定 较稳定 不稳定
等级 最丰富带 很丰富带 较丰富带 一般
资源带号 I II III IV
年总辐射量 （MJ/ m2） ≥ 6300 5040 – 6300 3780 – 5040 < 3780
三、电池/组件基本计算
3.1 光电转换效率
η= Pm(电池片的峰值功率)/A(电池片面积)×Pin(单位面积的入射光功率）
PCell ACell Cell PModule AModule Module
module cell CTM
3.2 光伏组件外形参数
电池片数目:72 电池片面积: a=156*156mm^2 面积:A72=1956*986mm^2
光伏电站常用计算及影响分析
目录
一. 光伏发展背景
二. 太阳能资源
三. 电池/组件基本计算
四. 系统安装及影响因素
一、光伏发展背景
1.1 光伏投资
上世纪90年代开始，欧美等国家开始推广光
伏商用，随着补贴政策的完善和并网技术的进 步，光伏收益稳定，光伏电站逐渐成为一种投
一次性投入，收益稳 定，维护简单，政策 补贴，使用寿命长
温度影响
一般来说，组件实际不工作在STC条件下，随着光照增大，组件的温
度会逐渐升高，短路电流，开路电压和最大功率都发生变化，如下:
3.4 串/并联组合
串联： 电池/组件串联： 电流相同，电压累加。
并联： 电池/组件并联： 电压相同，电流累加。
混联：
匹配组合
失配组合
功率匹配损耗
1：凡是串连就会由于组件的电流差异造成电流损失； 2：凡是并连就会由于组件的电压差异造成电压损失； 3：失配组合损耗需要通过严格筛选组件来降低，采购和安装时避免混档。
倾斜角
纬度 组件水平倾角 0°—25° 倾角=纬度 26°—40° 倾角=纬度+5°—10°（在我国大部分地区采取+7°） 41°—55° 倾角=纬度+10°—15° 纬度>55° 倾角=纬度+15°—20°
方位角
方位角=【一天中负荷的峰值时刻(24h制)-12】×15+(经度-116)
4.2 阵列间距
电池片数目:60 电池片面积: a=156*156mm^2 面积:A72=1636*986mm^2
3.3 光伏组件电性能参数
标准测试条件： 1000W/m^2， AM1.5，25C.
q(V IRs ) V IRs I I ph I 0 exp[ ] , nkT Rsh
P U I
太阳高度角 h：向量 S 与地平面之间的夹角；
sinh sin sin cos cos cos
太阳方位角 ：向量 S 在地 平面上投影线与南北方向线 之间的夹角；
sinh sin sin cos cosh cos 式中：
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
为地理纬度，为太阳赤纬角， 为太阳时角
对于大型光伏电站，需要前后排布太阳电池组件方阵，光伏方阵距离的一 般确定原则是冬至当天早9：00至下午3：00 太阳电池方阵不应被遮挡，如图 所示。
上图光伏阵列间距计算示意图 光伏阵列间距的计算公式是D = cosβ×L，L = H/tana，a = arcsin (sinf sind+cosf cosd cosw) 太阳高度角的公式：sina = sinf sind+cosf cosd cosw 太阳方位角的公式：sinβ = cosd sinw/cosa 其中：f为当地纬度；d为太阳赤纬，w为时角，上午9:00的时角为45度。 对于太阳辐照资源非常丰富的地区，例如青海和西藏，光伏阵列的间距可 以适当加大，另外对于光辐照资源一般的地区，尤其是屋顶项目，考虑到土地 或屋顶利用率，可以适当减小光伏阵列的间距。
年总辐射量 （kWh/ m2） ≥ 1750 1400 – 1750 1050 – 1400 < 1050
平均日辐射 量 （kWh/m2） ≥ 4.8 3.8 – 4.8 2.9 – 3.8 < 2.9
平均峰值日照时 (h) ≥ 4.8 3.8 – 4.8 2.9 – 3.8 < 2.9
2.4 倾斜面上太阳辐射量
Thank YOU ！
天空散射 Hay模型
倾斜面上天空散射辐射量Hdt由太阳光的辐射量和其余
天空穹顶均匀分布的散射辐射量两部分组成。
地面反射辐射分量Hrt：
通常可将地面的反射辐射看成是各向同性的，其大小为：
其中为地面反射率，其数值取决于地面状态，各种地面的反射率如下表所示： 各种地面反射率
一般计算时，可取p=0.2，综上所述，斜面上太阳辐射量即为：
资项目。
1.2 近年光伏装机容量
2013年全球光伏发电行业新增装机容量达到3700万千瓦，比2012年增长24%, 中国达11.8G，首居第一。
1.3 光伏投资主要影响因素
1. 成本电价(史博士公式): Tcost =Cp（1/ Per + Rop + Rloan * Rintr - isub）/ Hfp
2.3太阳能资源评估指标
太阳能资源丰富程度 太 阳 能 评 估 指 标
以太阳总辐射的年总量为指标， 进行太阳能资源丰富程度评估。 一年中各月日照时数大于6小时 的天数最大值与最小值的比值。 利用各月日照时数大于6小时 的天数为指标，反映一天中太 阳能资源的利用价值。 利用太阳能日变化的特征 作为指标，评估太阳能资 源日变化规律。
二、太阳能资源
2.1 太阳角度位置定义
太阳赤纬角δ : 正午时太阳光线与地球赤道面的交角,取正北为正，正南为负, [-23.45° 23.45°] 库伯方程:
284 n 23.45sin (360 ) 365
n为一年中的天数 与地理经纬 度异同？
n=81天时δ =0，春分。
2.2 太阳高度角和方位角
太阳能资源相关
单 位 成 本 电 价 单 位 装 机 容 量 装 机 成 本 投 资 回 收 期 运 维 费 率 贷 款 比 例 贷 款 利 率 补 贴 费 用 年 均 峰 值 日 照 时 数
2. 发电收入: 发电量 电价
光照、组件、安装…
1.4 电站发电量计算
从光电能量转换来看，理论上光伏电站年发电量为：理论年发电量=年均太阳
1.5 电站发电量影响因素
由于各种客观因素影响，光伏电站的实际发电量并没有那么多，用一个参数
来描述它们间比例即系统效率：实际年发电量=理论年发电量*系统效率。
1.太阳辐射量 2.太阳电池组件的倾斜角度
3.太阳电池组件的效率
4.组合损失 5.温度特性 6.灰尘损失 7.最大输出功率跟踪 （MPPT） 8.线路损失 9.控制器、逆变器效率
4.3 系统装机容量影响因素
1. 2. 3. 4. 5. 用地面积 单块组件占地面积 单块组件功率 电池效率 组件效率
4.4 其它因素
阴天
最大输出功率跟踪
大气质量
4.5 装机成本Civs
Civs = Cpan+Cstr+Casb+Ccab+ Cbas+ Ctrc+ Cpom+ Cinv+ Cdis+