1.2 光伏电站的建设原则

1.2.1 站址的选择

由于光伏发电项目对选址的要求相对较低，同时大规模光伏发电项目本身优先考虑对未利用地或荒地加以利用，所以不同于火电项目的选址工作，其通常需要对两个或两个以上拟选址地点进行比选，大型光伏发电项目选址工作很多情况下是针对某一特定地点进行可行性研究工作，这也是大型光伏发电项目与传统火电项目的主要区别。下面就光伏电站选址的工作内容、要求和方法进行详细介绍。

1.光伏电站选址的工作内容

针对光伏发电项目的选址工作可分为两个阶段：项目预可行性研究阶段的选址工作和项目可行性研究阶段的选址工作。

光伏发电项目在预可行性研究阶段的选址工作主要是对具体的选址区域进行基本评估，确定是否存在地质灾害、明显的阳光遮挡、不可克服的工程障碍、土地使用价格超预算等导致选址不适合建设光伏电站的重大影响因素；针对选址的初步勘测结果规划装机容量、提出方案设想；对所提方案实施估算和进行经济性评价。因此，预可行性研究阶段需要对预选场地进行地形测绘和岩土初勘，但并不需要方案及进行图样设计。

可行性研究阶段的选址工作，可认为是对于可行性研究时的选址工作的论证，包括项目对环境的影响评价、水土保持方案、地质灾害论证、压覆矿产和文物情况的论证等选址咨询工作，该阶段需要对选址进行土地详勘，并对方案设想进行设计计算、提供相应图样，为项目实施方案进行投资预算和经济性评价。

项目选址获得审查批复通过，选址工作完成，项目就进入初步设计阶段。

2.光伏电站选址需要考虑的因素

从功能和必要性考虑，光伏发电可以解决（或部分解决）无电地区的用电问题，也可以增加电网覆盖地区的环保电力的比例，提供清洁能源。

从投资经济性考虑，光伏发电项目的投资要考虑总投资成本、发电量收益、气候气象条件、运营维护成本等决定项目投资价值的因素。

从社会效益考虑，光伏发电可对荒地、戈壁等不适合进行工农业开发的地区进行综合利用和治理，要以合理可行的方式对光伏发电加以开发利用。

此外，从可行性考虑，光伏发电的利用还需考虑交通运输、地质、电网输送和施工等条件因素。

3.光伏电站选址的要求

站址选择工作需要考虑的主要问题，可归纳为这样几个方面：光伏发电选址行政要求、日照资源等气候条件、地理和地质情况（包括建筑表面的情况）、水文条件、大气质量、交通运输条件、电力输送条件等。选址时，需要对上述各项条件进行调研和资料收集，这样既可判断选址的可行性，其资料收集工作也为光伏发电系统设计提供了输入条件，以保证系统的设计质量满足电力行业要求。

（1）光伏电站选址行政要求

选址的土地性质为可用于工业项目的土地，即非基本农田、非林业用地、非绿化用地、非其他项目规划用地等。在选址时需与当地土地局、规划局、招商局等相关部门确认上述土地性质的准确信息。另外，最终确定的选址需得到当地环保部门的环境评价认可。

（2）日照资源等气候条件

光伏发电选址优先考虑太阳能资源丰富的地区，选址地点应具有丰富的太阳能资源，需要对潜在的选址地进行历史气象资料的收集、统计和计算等工作。

应进行现场的太阳能辐射测量，或取得该地区历史上日照辐射气象数据，如果没有相关测量数据，则可通过调研走访或了解有同类数据的相近地区的情况作为参考，因为全球各个地区的日照条件至少都有描述性记录，此类记录都可作为日照资源的参考评估数据。一般情况下，如能取得一年以上的太阳能辐射资料，即可作为光伏发电项目选址的判断依据。参照国家标准GB/T 31155—2014《太阳能资源等级总辐射》中太阳能资源评估的参考判据。以日峰值日照时数为指标，进行并网发电适宜程度评估，其等级详见表1-1。

其次，需要考虑当地最大风速及常年主导风向。当地风力以及风向是影响光伏发电系统支架设计强度的主要因素，如当地常发灾害性强度风力，则不适合建设光伏发电系统。图1-7为光伏阵列遭到强风破坏的景象。

最后，还需考虑其他气象因素对太阳电池组件的影响，如冰雹、沙尘暴、大雪等灾害性天气，分析该灾害性天气对光伏并网电站的影响程度。

（3）地理和地质情况

光伏发电选址的地理和地质情况因素包括选址地形的朝向、坡度起伏程度、岩壁及沟壑等地表形态面积占可选址总面积的比例、地质灾害隐患、冬季冻土深度、一定深度地表的岩层结构以及土质的化学特性等。为保证选址的有效性，需对选址进行初步地质勘测，包括以下几个方面：

1）地形因素影响光伏发电的组件方阵朝向、阴影遮挡等。

2）地表形态直接影响支架基础的施工方案，从而影响土建的施工难度和成本。

3）塌陷等潜在地质灾害直接影响光伏组件方阵的设备安全性，例如当地为已开发的地下浅层矿区，且经评估在15年内发生大面积塌陷概率超过35%，则需要慎重考虑此地作为光伏发电选址的可行性。

4）我国北方地区存在冬季冻土的现象，冻土层的深度、上冻和解冻特点对组件支架基础施工方案所产生的直接影响。

5）地表土质对不同种类混凝土的腐蚀性特性影响。

6）地质情况直接影响支架基础形式、强度以及施工方法设计。

（4）水文条件

拟选地址的水文条件包括短时最大降雨量、积水深度、洪水水位、排水条件等。上述因素直接影响光伏系统的支架系统、支架基础的设计以及电气设备安装高度，如：

1）积水深度高，则组件以及其他电气设备的安装高度就要高。

2）洪水水位影响支架基础的安全。

3）排水条件差，则导致支架基础甚至金属支架长期浸水。

（5）大气质量

大气质量因素包括空气透明度、空气内悬浮尘埃的量及物理特性、盐雾等具有腐蚀性的因素。空气透明度因素有可能存在影响的情况有：当地日照辐射总量中因空气透明度低而导致反射光和散射光占日照辐射总量的比例较大，从而影响光伏发电组件种类的选择。如不考虑此因素，则易导致晶体硅和非晶硅组件选择的不合理，从而增加了投资与收益的比率，降低了投资的经济性，造成资源和设备浪费。

空气中尘埃量决定了该光伏发电系统在设计时是否需要考虑清洗用水，清洗频率。尘埃的物理特性影响组件在运行的过程中是否容易在表面沉积难以清洗的高黏度灰尘层，一旦形成此类灰尘层，组件接收到的光照总量将大幅度降低，从而影响今后系统长期的发电量。

空气中的盐雾对光伏发电系统有两种负面影响：第一，对金属支架系统有腐蚀性，容易减少支架的使用寿命，设计时需要充分考虑防腐措施；第二，盐雾极易导致组件表面沉积固体盐分，从而降低光对组件表面的穿透特性，影响发电量。盐雾在沿海地区常见，在此类地区进行光伏发电选址，需要考虑盐雾影响的应对措施。

（6）交通运输条件和电力输送条件等

如果是对地面光伏发电项目进行选址，则需要对施工阶段大型施工设备的进出场地、大型设备（如大功率逆变器、升压变压器等）的运输进行综合考虑。例如，虽然有的潜在选址地点的特点符合本小节上述描述的要求，但大型设备无法运输，必须要新修满足大型运输机械进出要求的便道才能进行施工，这时必须考虑修路的费用是否符合项目整体投资的经济可行性。同样，大规模地面光伏发电选址地点通常比较偏僻，因此必须考虑该光伏发电项目的电力输送条件，即电力送出和厂用电线路。如项目选址离可以用来接入电力系统的变电站较远，则对项目投资经济性产生负面影响的因素有：输电线路造价高和输电线路沿线的电量损失。而接入电力系统电压等级与上述因素直接相关，因此在选址工作期间，需要与当地电网公司（或供电公司）充分沟通，对列入选址备选地点周边可用于接入系统的变电站的容量、预留间隔、电压等级等进行详细了解，为将来进行项目的接入系统设计提供详细的输入条件。此外，光伏电站选址地的土地使用价格、地方政府对此类项目建设初投资或电价采取何种补贴政策等因素同样影响整个项目建设的投资经济性。

4.光伏电站选址的方法

光伏电站建设之前，选址工作是关键而重要的一步。站址选择恰当与否直接影响光伏电站投产后的太阳能资源利用率、年发电量以及光伏电站的投资及运营成本。光伏电站站址选择工作涉及气象、环保、土地资源、安全生产及职业健康、地质、交通、电力等方面因素。

（1）资料分析法

搜集初选光伏电站站址的周围气象站历史观测数据，主要包括各月日照资源、海拔高度、风速及风向、平均风速及最大风速、相对湿度、年降雨量、气温及极端最低气温、最高气温、全年平均雷暴次数以及灾害性天气发生频率的统计结果等。

进行现场的太阳能辐射测量，主要测量站址的每日太阳能辐射量、日平均气温、日最高和最低气温、日平均风速及风向。该工作可以在选址地点其他因素确实符合选址条件时开展，并可通过对该地区的历史气象数据进行分析来代替。如无历史数据参考，可重新测量，对此类测量数据进行整理分析，这样可为电站的设计和投资经济性分析提供较为精准的数据支持。

（2）实际调研

以上方法主要针对条件较好区域，如果某些地区缺少气象站的历史观测数据，同时地形复杂，不适宜通过气象台观测数据来判断站址的可行性，可以通过地形地貌特征观察、到国土或规划部门进行历史资料查询、收集当地县志资料、当地居民调查、驻地测量等方法对站址的自然资源进行评估。

综上所述，需要了解的主要因素有：

1）自然条件的调查。太阳辐射量，地理位置，交通条件，水源等。

2）接入电网条件。与接入点的距离，接入点的出线间隔。

3）环境影响。有无遮光的障碍物，有无盐害、公害、自然灾害，冬季的积雪、结冰、雷击灾害状态，土地性质、状况，当地建材、物流、人力成本等，土地、税收、金融支持政策。

1.2.2 光伏阵列的布置

一般说来，决定光伏阵列发电量的是太阳电池方阵上所获得的辐射量，光伏组件上所获得的总辐射量等于直接辐射和散射辐射之和。直接辐射的变化与太阳高度角、大气透明系数、海拔高度和地理纬度有关。一般情况下，发电量的计算是在光伏阵列表面完全没有阴影的前提下得到的。据统计，在晴天，白天散射辐射量占总辐射量的10%～20%。而且，太阳能电池板不能被日光直射时，散射光也可发电。

光照强度对光伏组件输出电压的影响很小，在温度不变的情况下，当光照强度在400～1000W/m²范围内变化时，光伏组件的开路电压基本保持恒定。因此，光伏组件的功率和光照强度基本成正比。

最佳倾角与当地的地理纬度有关，倾角不同，不同月份方阵面上接收到的太阳辐射差别很大。但在设计当中，也要考虑积雪滑落的倾角（斜率大于50%～60%）等方面的限制。

以山东济宁为例（纬度35.5°N），给定建设区域为水泥房顶，电池板性能参数参照260W产品，电池板的规格为1.65m×0.99m。电池阵列模块安装方位角采用正南方向，安装方式为固定倾角，光伏子阵列由竖向放置2排组成，每排10个，共20个串联一组为一个阵列。可以通过辅助软件（如PVSyst）计算得到，当光伏阵列倾角约为31°时，光伏阵列年平均接收到的太阳辐射量最大。

确定光伏阵列的最佳倾角后，需确定光伏阵列间距。地理纬度越高，方阵之间的间距也就越大，对于有防积雪措施的方阵来说，其倾斜角度大，造成方阵的最大高度增大，为避免阴影的影响，相应地也会使方阵之间的距离加大，光伏电站占地面积也会增加。通常在排布方阵阵列时，应分别选取每个阵列的构造尺寸，将其高度调整到合适值，从而利用其高度差使方阵之间的距离达到最小。

阵列的影子长度因安装地的纬度、季节、时间不同而异，如果影子在冬至日上午9时到下午3时对阵列没有影响，即说明光伏阵列输出功率不受其影响。因此在地面大型光伏电站光伏阵列布置上，为了有效利用电池组件，减少土地的浪费，只需考虑在太阳高度角最低的冬至日前后排光伏阵列不造成遮挡，以此保证整个光伏阵列的发电量年最大化。

光伏阵列间距布置如图1-8所示。其中D为固定光伏阵列的支架系统安装的前后最小间距，Z为光伏阵列倾角。

最小间距D的计算应在冬至日时进行，其简化后的公式为

其中：ϕ为当地地理纬度（在北半球为正，南半球为负），H为前排阵列最高点与后排阵列最低点高度差。

另外光伏电站阵列实际建设还应考虑地形、地貌的因素，要与当地自然环境有机结合，本着土地节约的原则，规范设计。

1.2.3 光伏支架的选型

光伏支架作为太阳能太阳电池方阵的支撑结构，对系统的安全高效运行及成本控制有着重要的影响。太阳电池方阵有多种安装方式，工程上使用何种安装方式决定了项目的投资、收益以及后期的运行、维护。实际工程采用的安装方式主要包括：固定安装（固定、固定手动可调）、单轴跟踪（平轴、斜轴）安装、双轴跟踪安装。每种安装方式都有各自的特点。

1.固定安装方式

该安装方式将太阳电池方阵按照一个固定的对地角度和固定的方向安装，如图1-9所示为固定安装光伏支架系统。固定手动可调安装方式是将全年分为几个时间段，根据季节的不同，通过人工调节太阳电池方阵倾角的光伏组件支架结构。

2.单轴跟踪安装方式

该安装方式将太阳电池方阵安装在一个旋转轴上，运行时方阵只能跟踪太阳运行的方位角或者高度角中的一个方向。如图1-10所示为水平单轴跟踪系统，是一种仅跟踪太阳高度角的单轴跟踪系统。其旋转轴可以水平南北向放置、水平东西向放置、地平面垂直放置或按所在地纬度角倾斜布置等。

3.双轴跟踪安装方式

该安装方式中光伏组件沿着两个旋转轴运动，能同时跟踪太阳的方位角与高度角，理论上可完全跟踪太阳的运行轨迹以实现垂直入射，从而实现太阳辐射的最大化接收，如图1-11所示为水平双轴跟踪系统。

对于自动跟踪式系统，其倾斜面上能最大限度地接收太阳总辐射量，从而增加了发电量。经初步计算，若采用水平单轴跟踪方式，系统理论发电量（指跟踪系统自日出开始至日落结束均没有任何遮挡的理想情况下）可提高15%～20%；若采用斜单轴跟踪方式，系统理论发电量可提高25%～30%；若采用双轴跟踪方式，系统理论发电量可提高30%～35%。然而系统实际工作效率往往小于理论值，其原因有很多，例如：太阳电池组件间的相互投射阴影，跟踪支架运行难于同步等。双轴跟踪方式的投资远高于单轴系统，并且占地面积较大。

根据已建工程调研数据，安装晶硅类电池组件，若采用水平单轴跟踪方式，系统实际发电量可提高约15%；若采用斜单轴跟踪方式，系统实际发电量可提高约20%。在此条件下，以固定安装式为基准，对1MWp光伏阵列采用3种运行方式的比较，详见表1-2。

由表1-2可知，固定安装方式与自动跟踪安装方式各有优缺点：固定安装方式占地面积小、初始投资较低且支架系统基本免维护；自动跟踪安装方式占地面积大、初始投资较高、需要一定的维护，但发电量较倾角固定式相比有较大提高，如不考虑后期维护工作增加的成本，采用自动跟踪安装方式运行的光伏电站单位发电成本将有所降低。若自动跟踪安装方式支架造价能进一步降低，则其成本的优势将更加明显；同时，若能较好解决阵列同步性问题及减少维护工作量，则自动跟踪安装方式系统相较固定安装方式系统将更有竞争力，特别是在高辐照度地区可以产生更高的投资回报率。使用跟踪系统用户需承担装置运行风险、后期维修成本等。由于充裕的大型国内钢铁制造商及劳动力成本因素，国内市场中集中式和分布式光伏电站多采用的是固定安装方式。

1.2.4 发电量的估算与设计

光伏电站在进行前期可行性研究的过程中，需要对拟建光伏电站的发电量进行理论上的预测，以此来计算投资收益率，进而决定项目是否值得建设。一般而言，每个有经验的光伏电站设计者心里都有一个简便的估算方法，可以得出和计算值相差不多的数据，下面总结并列举光伏电站的平均发电量计算/估算的方法，通过案例分析各方法的差异，以便光伏电站设计者选择最合适的计算方法。

1.国家规范规定的计算方法

根据GB 50797—2012《光伏发电站设计规范》第6.6条——发电量计算中规定：

光伏发电站发电量预测应根据站址所在地的太阳能资源情况，并考虑光伏发电站系统设计、光伏方阵布置和环境条件等各种因素后计算确定。光伏发电站年平均发电量E_p计算如下

E_p=H_AP_AZK

式中 H_A——水平面太阳能年总辐照量（kW·h/m²）；

E_p——上网发电量（kW·h）；

P_AZ——系统安装容量（kW）；

K——综合效率系数。

其中综合效率系数K是考虑了各种因素影响后的修正系数，其中包括：

1）光伏组件类型修正系数。

2）光伏方阵的倾角、方位角修正系数。

3）光伏发电系统可用率。

4）光照利用率。

5）逆变器效率。

6）集电线路、升压变压器损耗。

7）光伏组件表面污染修正系数。

8）光伏组件转换效率修正系数。

上述计算方法是最全面一种，但是对于综合效率系数的把握，对非资深光伏从业人员来讲，是一个考验，总的来讲，K的取值为75%～85%，应视情况而定。

2.组件面积——辐射量计算方法

光伏发电站上网电量E_p计算如下

E_p=H_ASK₁K₂

式中 H_A——倾斜面太阳能总辐照量（kW·h/m²）；

S——组件面积总和（m²）；

K₁——组件转换效率；

K₂——系统综合效率。

其中综合效率系数K₂是考虑了各种因素影响后的修正系数，其中包括：

1）厂用电、线损等能量折减。交直流配电房和输电线路损失约占总发电量的3%，相应折减修正系数取为97%。

2）逆变器折减。逆变器效率为95%～98%。

3）工作温度损耗折减。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，光伏组件发电效率会呈降低趋势。一般而言，工作温度损耗平均值在2.5%左右。

4）其他因素折减。除上述各因素外，影响光伏电站发电量的还包括不可利用的太阳辐射损失、最大功率点跟踪精度影响折减、电网吸纳等其他不确定因素，相应的折减修正系数取为95%。

上述计算方法是第一种方法的变化公式，适用于倾角安装的项目，只要得到倾斜面辐照度（或根据水平辐照度进行换算，倾斜面辐照度=水平面辐照度/cosα），就可以计算出较准确的数据。

3.标准日照小时数——安装容量计算方法

光伏发电站上网电量E_p计算如下

E_p=HPK₁

式中 P——系统安装容量（kW）；

H——当地标准日照小时数（h）；

K₁——系统综合效率（取值为75%～85%）。

上述计算方法也是第一种方法的变化公式，它简单方便，可以计算每日平均发电量，非常实用。

4.经验系数法

光伏发电站年均发电量E_p计算如下

E_p=PK₁

式中 P——系统安装容量（kW）；

K₁——经验系数（根据当地日照情况取值，一般取值为0.9～1.8）。

这种计算方法是根据当地光伏项目实际运营经验总结而来，是估算年均发电量最快捷的方法。

案例分析

以山东省某地的1MWp屋顶项目为例。项目使用250W组件4000块，组件尺寸为1640mm×992mm，采用10kV电压等级并网。当地水平太阳辐射量为5199MJ/m²，系统效率按80%计算，上述4种计算方法结果对比详见表1-3。

通过上述计算可以发现，标准法和标准日照小时法的得数是相同的，因为标准日照小时数的概念是这样定义的：辐照总量折算成在1000W/m²的辐照下折算出的小时数，其在数值上等于单位转换后的辐照量值。一般情况下，现场估算都是采用经验系数法；作为电站建设估算时，采用其他3种方法都可以。