太阳能光伏发电系统设计与应用基础.docx

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太阳能光伏发电系统设计与应用基础

太阳能光伏发电系统设计与应用基础

做暖通空调行业的从业人员需要懂的知识必须要很多。

各种创新概念层出不穷，比如说，光伏离心机，咋一听一愣一愣的。

因此，暖通南社觉得很有必要就光伏发电系统作一次科普。

建筑光伏发电系统分类、构成：

光伏系统按接入公共电网的方式可分为并网光伏系统和独立光伏系统。

并网光伏系统：

并网光伏系统是指将光伏阵列输出的直流电转化为与电网电压同幅值、同频、同相的交流电，并实现与电网连接的系统。

并网光伏系统可以分为集中式并网光伏系统和分布式并网光伏系统。

根据发电量与用电量关系和当地电力供应可靠性的特点，并网光伏系统可分为以下几种形式：

发电量大于用电量，且当地电力供应不可靠，则有逆流和储能装置的并网光伏系统；

发电量大于用电量，且当地电力供应比较可靠，则有逆流无储能装置的并网光伏系统；

发电量小于用电量，且当地电力供应不可靠，则无逆流有储能装置的并网光伏系统；

发电量小于用电量，且当地电力供应比较可靠，则无逆流无储能装置的并网光伏系统。

独立光伏系统：

独立光伏系统即离网光伏系统指光伏发电系统不与电网连接，其输出功率提供给本地直流负载或交流负载使用。

广泛应用于环境恶劣的高原、海岛、偏远山区及野外作业等供电电源。

根据用电负载的特点，独立光伏系统可分为以下几种形式：

用电负载是直流负载，且供电无连续性要求，采用无蓄电池的直流光伏发电系统，典型应用太阳能光伏水泵；

用电负载是直流负载，且供电连续性要求较高，采用有蓄电池的直流光伏发电系统，该应用广泛如路灯、通讯基站等；

用电负载是交流负载，偏远无电网地区，根据供电连续性要求，较高还是无，决定是否配置蓄电池，采用无/有蓄电池的交流光伏发电系统，典型应用户用系统。

主要设备配置和选型：

光伏组件选型：

光伏组件通常分为晶体硅组件和非晶硅组件（薄膜组件）。

晶体硅组件又可以分为单晶硅组件和多晶硅组件。

光伏组件的技术性能相比，晶体硅光伏组件技术成熟，且产品性能稳定，使用寿命长，故障率极低，运行维护最为简单。

商业用化使用的光伏组件中，单晶硅组件转换效率最高，多晶硅其次，但两者相差不大，最后是薄膜组件。

薄膜组件具有与建筑结合良好的适应性、更强的弱光响应，更优异的高温性能、更低的成本以及对更强的抗遮挡能力。

与建筑相合的BIPV组件，主要有以下几类型：

1）双玻璃光伏组件：

由两片玻璃，中间复合太阳能电池片组成复合层，电池片之间由导线串、并联汇集引线的整体构件，具有良好的透光特性，能满足建筑对采光的要求；

2）瓦形太阳电池组件：

可以代替屋顶上的瓦的太阳电池组件，直接在未铺设瓦的屋顶上；

3）PV-LED一体化组件：

采用双层玻璃，一面为太阳照射面，另一面为发光二极管发光面。

白天电池把太阳光能转化成电能储存起来，夜晚储存的电能给LED照明提供能量；

4）光伏遮阳组件：

是将太阳能光伏技术与传统的遮阳装置结合在一起的新型光伏建筑构件。

光伏组件电气特性：

温度相同时，随着日照强度的增加，光伏组件开路电压几乎不变，短路电流有所增加。

温度相同时，随着日照强度的增加，光伏组件开路电压几乎不变，短路电流有所增加，最大输出功率增加；

日照强度相同时，随着温度的升高，光伏组件的开路电压下降，短路电流有所增加最大输出功率减小；无论在任何温度和日照强度下，光伏组件总有一个最大功率点，温度（或日照强度）不同，最大功率点位置也不同。

光伏组件主要技术指标：

效能参数：

组件效率：

额定功率

输出功率误差：

一般±3%；

填充系数：

串联电阻越小同时并联电阻的耗损电流越小，填充系数就越大。

弱光等级下的效率衰减（每平方米200W的日光辐射）

衰减率：

一般5年不超过5%，10年不超过10%，25年不超过20%

温度系数：

（开路电压、短路电流、最大功率）

从性能偏差、弱光特性和温度特性进行评价。

光伏组件选型考虑因素：

1）光伏组件选型应满足使用场合的要求（如建筑物的类型和使用要求），选用大功率、高效率的晶体硅组件，从性价比考虑，宜优先单晶硅，并且单晶硅组件效率不低于15%，多晶硅组件效率不低于14%。

2）光伏建筑一体化组件选型时需满足以下要求：

美观性主要是光学要求、颜色、形状质感和透光率；结构性主要是承压、防雨、隔音、隔热等；安全性主要是电性能安全、结构可靠；功能性主要是温度通风要求、防热斑、方便安装等。

3）光伏组件的电性能与逆变设备的匹配：

光伏组件性能参数具有离散的特性，主要表现在：

a.光伏组件自身电性能参数的差异。

即使同一公司不同标称功率的组件都会具有不同的衰减率。

另外，在25年的使用寿命内光伏组件会有不超过20%的衰减，由于组件衰减不可能同步，组件的最大输出功率差异也比较大；

b.光伏组件实际接受到的太阳辐射量差异。

在相同环境里，由于障碍物造成的阴影、灰尘分布的不均匀等，使光伏组件实际发电量有差异。

光伏组件性能参数的离散性或者辐照强度条件的差异均会造成光伏组串在并联情况下的能量损失，并且差异会随着工作时间加长而越来越大。

温度对组件电性能影响分析：

当电池的工作温度升高时，晶体硅和非晶硅电池组件都会出现T温度工作时（AM1.5，1000瓦/平方米）的最大输出功率下降的情况，但下降幅度是不同的。

其计算公式是：

Pmeffec=PmX[1+a（T-25℃）]

其中Pmeffec——为组件在T温度工作时（AM1.5，1000瓦/平方米）的最大输出功率；Pm——为组件在25℃，标准测试条件下（AM1.5，1000瓦/平方米）的最大输出功率；a——为组件的功率温度系数（非晶硅太阳电池最佳输出功率Pm的温度系数约为-0.19%，单晶硅、多晶硅电池最佳输出功率Pm的温度系数约为-0.5%）。

并网逆变器类型：

并网逆变器主要功能是实现直流与交流的逆变。

按是否带变压器可分为无变压器型和有变压器型。

对于无变压器型逆变器，最大效率98.5%和欧洲效率98.3%；对于有变压器型逆变器，最大效率97.1%和欧洲效率96.0%。

按组件接入情况划分组串式、多组串式、组件式和集中式。

不同接入方式并网逆变器特性对比：

依据功率不同和是否带变压器，型号各异。

组串型光伏并网逆变器型号常有1.5KW、2.5KW、3KW、10KW、20KW、30KW、50KW；电站型光伏并网逆变器常有：

100KW、250KW、500KW、800KW、1000KW、1250KW。

型号中若带K，则表示带变压器，若带TL，则表示无变压器。

三相工频隔离并网逆变器优点：

结构简单、具有电气隔离、抗冲击性能好、安全可靠；缺点：

效率相对较低、较重；其电气原理图如下图所示。

三相直接逆变不隔离光伏并网逆变器优点：

效率高、体积小、结构简单；缺点：

无电气隔离，光伏组件两端有电网电压。

并网逆变器选型考虑因素：

并网光伏系统逆变器的总额定容量应根据光伏系统装机容量确定，并考虑系统应用场合。

并网逆变器的数量应根据光伏系统装机容量及单台并网逆变器额定容量确定。

并网逆变器选择应符合以下几点：

并网逆变器应具备自动运行和停止功能、最大功率跟踪控制功能和防止孤岛效应功能；应具有并网保护功能（过/欠压，过/欠频，电网短路保护，孤岛效应保护，逆变器过载保护，逆变器过热保护，直流极性反接保护，逆变器对地漏电保护），与电力系统具备相同的电压、相数、相位、频率及接线方式；应满足高效、节能、环保的要求。

逆变器需要根据功率、直流输入电压范围、开路电压、最大效率及欧洲效率、是否带隔离变压器、单位投资成本以及供应商售后服务等进行选型。

直流汇流设备—汇流箱和直流配电柜选型：

为了减少直流侧电缆的接线数量，提供系统的发电效率，方便维护，提高可靠性，对于大型光伏并网发电系统，一般需要在光伏组件与逆变器之间增加直流汇流装置（汇流箱和直流配电柜），汇流箱进行一次汇流，直流配电柜进行二次汇流。

同规格、一定数量的光伏组件串联成光伏阵列组串，接入光伏阵列汇流箱进行汇流，光伏阵列配置光伏专用防雷器和直流断路器，具有防雷和分断功能，以方便后级逆变器的接入，保护了系统安全，大大缩短系统安装时间。

直流防雷配电柜主要是将汇流箱输出的直流电缆接入后进行汇流，再接至并网逆变器。

根据工程需要和对应逆变器，配置不同的直流配电单元。

该配电柜含有直流输入断路器、防反二极管、光伏专用防雷器等，操作简单和维护方便。

交流配电柜选型：

交流防雷配电柜主要是通过配电给逆变器提供并网接口，每个交流配电柜单元输入与输出回路配置交流断路器，并配置交流防雷器以作电涌保护。

配电柜根据需要配置电压表、电流表及电能计量装置等。

防逆流控制器选型：

对于不可逆并网系统，为了防止光伏并网系统逆向发电，系统需要配置一套防逆流装置，通过实时监测配电变压器低压出口侧的电压、电流信号来调节光伏系统的发电功率（限功率、切断），从而达到光伏并网系统的防逆流功能。

根据电网接入点与逆变室位置，决定防逆流装置网侧电流、电压采样和控制部分是否需要分离。

即方式一防逆流控制柜和防逆流控制箱或方式二防逆流控制器。

升压变压器选型：

升压变压器在选型时，首先就清楚项目地的环境条件如海拔高度、环境温度、日温差、年平均温度、相对湿度、地震裂度等；以及电力系统条件如系统额定电压、额定频率、最高工作电压、中性点接地方式等。

接着进行变压器的型式选择，常用的有油浸式变压器、干式变压器以及组合式变压器。

根据铁芯材料不同，又可以分为普通硅钢片和非晶合金，非晶合金由于损耗低、发热少、温升低，与硅钢片相比运行性能更稳定。

光伏电站的主变压器选型时，需要考虑以下几方面：

⑴光伏电站区域单元容量：

在确定主变压器的额定容量时，需要留有10%的裕度；

⑵负载损耗和空载损耗：

考虑光伏发电的特殊性即白天发电，不论发电装置是否输出功率，只要变压器接入系统，变压器始终产生空载损耗。

要求变压器的负载损耗尽量低，若变压器夜间运行，则要求空载损耗也要低；

⑶过载能力：

根据选择的主变压器形式（干式和油浸式），干式变压器过载能力比较强，油浸式过载能力比较低，可充分利用其过载能力，适当减小变压器容量，使其主运行时间处于满载或短时过载。

⑷维护：

最好免维护。

（5）根据工程实际确定变压器高压、低压进出线方式。

从设备可靠性、性价比、节能等方面考虑，大型光伏电站的变压器优先选用干式变压器。

并网发电系统容量的设计和计算：

光伏并网电站规模等级划分：

根据国际能源机构（IEA）的分类：

小规模（100kW以下）；

中规模（100kW-1MW）；

大规模（1MW-10MW）；

超大规模（10MW以上）。

根据电压等级确定光伏电站的等级：

根据国家电网发展（2009）747号文件分类：

小型光伏电站—接入电压等级为0.4kV低压电网的光伏电站；

中型光伏电站—接入电压等级为10-35kV电网的光伏电站；

大型光伏电站—接入电压等级为66kV及以上电网的光伏电站。

光伏并网发电方式：

（1）集中式并网发电：

适合于安装朝向相同且规格相同的光伏阵列，在电气设计时，采用单台逆变器集中并网发电方案实现联网功能。

（2）分布式并网发电：

适合于安装不同朝向或不同规格的光伏阵列，在电气设计时，可将同一朝向且规格相同的光伏阵列通过单台逆变器并网发电，多台逆变器分布式并网发电方案实现联网功能。

光伏阵列倾斜角和方位角设计：

确定光伏阵列倾斜角需要使方阵面上全年接收的太阳辐照量最大，同时考虑光伏组件降雨自清洁和积雪自清除效果，以及与建筑结合情况。

在与建筑良好结合和考虑组件自清洁情况下，光伏阵列倾斜角选择时依据不同倾斜角下年总辐射量最大进行。

一般情况下，光伏阵列朝向正南即方位角为0°时，太阳能电池发电量最大，故确定光伏阵列的方位角为0度。

安装光伏系统的建筑，主要朝向宜为南向或接近南向。

不同朝向与发电量关系统如下图，不同地点和不同气候条件下，不同朝向发电量的比例是不一样的。

光伏阵列的行间距离与日照和阴影有关，若光伏阵列附近有高的建筑物或树木情况下，需要计算建筑物或树木的阴影，以确定阵列与建筑物的距离。

一般确定原则：

保证冬至当天上午9：

00至下午3：

00光伏方阵不应被遮挡。

其计算公式如下：

太阳高度角的公式：

sinα=sinφsinδ+cosφcosδcosω

太阳方位角的公式：

sinβ=cosδsinω/cosα

式中：

φ为当地纬度；

δ为太阳赤纬，冬至日的太阳赤纬为-23.5度；

ω为时角，上午9:

00的时角为45度。

D=cosβ×L，L=H/tanα，α=arcsin（sinαsinδ+cosφcosδcosω）

光伏阵列的串并联设计：

根据并网逆变器的最大直流电压、最大功率电压跟踪范围，光伏组件的开路电压、额定电压及其温度系数，确定光伏组件的串联数。

在设计光伏阵列的串联数时，应注意以下几点：

[1]光伏组件的规格类型及安装角度保持一致。

[2]需考虑光伏组件的最佳工作电压（Vmp）和开路电压（Voc）的温度系数，串联后的光伏阵列的最佳工作电压应在逆变器MPPT范围内，开路电压不超过逆变器的最大允许电压。

[3]晶体硅和非晶硅组件电压温度系数参考值如下：

晶体硅组件工作电压温度系数：

-0.45%V/℃，晶体硅组件开路电压温度系数：

-0.34%V/℃；非晶体硅组件工作电压温度系数：

-0.28%V/℃，非晶体硅组件开路电压温度系数：

-0.28%V/℃。

根据逆变器推荐光伏阵列工作点电压（Vimp）和组件最佳工作电压（Vmp），粗定光伏阵列的串联数即Ns=Vimp/Vmp。

考虑温度影响即项目地最高气温和最低气温，验算在最高气温下，光伏阵列最佳工作电压不低于逆变器最小MPPT电压；在最低气温下，光伏阵列开路电压不高于逆变器最大直流电压，光伏阵列最佳工作电压不高于逆变器最大MPPT电压；

Voct=Ns×Voc×（1+α）（t-25）

Voct—光伏阵列开路电压（V）；

Ns—光伏阵列的串联数；

Voc—组件的开路电压（V）；

α—组件开路电压的温度系数；

t—实际气温；

[4]光伏系统的设计温度应满足项目地最低和最高温度，一般情况取：

-10℃~70℃。

在设计光伏阵列的并联数（Np）时，应注意以下几点：

[1]光伏阵列组串的电气特性一致即光伏组件的规格类型、串联数量及安装角度应保持一致；

[2]接至同一台逆变器；

[3]在光伏阵列设计时，需要综合考虑电气布置，合理确定汇流箱、电缆沟和配电室位置，使线路最短。

Np=光伏电站组件总数/Ns

光伏阵列基本单元设计：

根据光伏组件串联数和支架加工性设计光伏阵列基本单元，考虑电气施工，基本单元组件数量是串联数的整数倍。

排列数根据设计要求一般是1~5块。

根据建筑设计及其电力负荷确定光伏组件的类型、规格、数量、安装位置、安装方式和可安装场地面积。

根据光伏组件规格及安装面积确定光伏系统最大装机容量。

根据BIPV的形式，系统总体布置：

对于平屋面上，光伏组件安装宜按最佳倾角进行设计，当倾角小于10°时，应设置维修、人工清洗的设施与通道；不影响屋面排水以及不破坏已有防水和保温。

对于坡屋面上，宜按光伏组件全年获得电能最多的倾角设计；光伏组件宜采用顺坡镶嵌或顺坡架空安装方式；建材型光伏构件与周围屋面材料连接部位应做好建筑构造处理，并应满足屋面整体的保温、防水等功能要求；顺坡支架安装的光伏组件与屋面之间的垂直距离应满足安装和通风散热间隙的要求。

对于在阳台或平台上，构成阳台或平台栏板的光伏构件，应满足刚度、强度、防护功能和电气安全要求。

对于在墙面上，光伏组件与墙面的连接不应影响墙体的保温构造和节能效果；光伏组件镶嵌在墙面时，宜与墙面装饰材料、色彩、风格等协调处理；对安装在墙面上提供遮阳功能的光伏构件，应满足室内采光和日照的要求；当光伏组件安装在窗面上时，应满足窗面采光、通风等使用功能要求。

对于幕墙上，宜采用建材型光伏组件，其尺寸应符合幕墙设计模数，表面颜色、质感应与幕墙协调统一；光伏幕墙的性能应满足所安装幕墙整体物理性能以及建筑节能的要求；对有采光和安全双重性能要求的部位，应使用双玻光伏幕墙，需满足建筑室内对视线和透光性能的要求；由玻璃光伏幕墙构成的雨篷、檐口和采光顶，应满足建筑相应部位的刚度、强度、排水功能及防止空中坠物的安全性能要求。

根据选用的汇流箱型号，在光伏阵列布置时，使汇流箱规则相对集中布置，便于就近设置电缆沟或桥架。

在确定配电室位置时，依据汇流箱分布情况，利用路径最优化方法，同时兼顾考虑升压站位置，确定配电室位置，使汇流箱至配电室线路最短，配电室至升压站线路也短。

电气设计部分：

电气一次设计：

1）接入系统设计

光电建筑一体化系统接入：

光伏建筑一体化系统一般直接接入用户侧，自发自用。

分布式发电和微型电网成为其主流形式，其接入要求参考“分布式电源接入电网技术规定”为主。

经技术经济比较，采用低一电压等级接入优于高一电压等级接入时，可采用低一电压等级接入。

大型光伏电站系统接入：

一般为大型集中式，通常在发电侧并网；采用“不可逆流”并网方式（电流是单方向的）；并入高压电网（10kV-220kV），无储能；装机容量比较大，一般5MW以上。

其接入要求参考“光伏电站接入电网技术规定”为主。

一般原则：

电能质量要求：

大中型光伏电站：

数据能够远传。

小型光伏电站：

具备一年及以上的存储能力。

具体要求—参照现有相关国家和国际标准

功率控制和电压调节：

基本原则：

大中型光伏电站应具备相应电源特性，能够在一定程度上参与电网的调压、调频、调峰和备用。

在电力系统事故或紧急情况下，大中型光伏电站应根据电力调度部门的指令快速控制其输出的有功功率，必要时可通过安全自动装置快速自动降低光伏电站有功功率或切除光伏电站；此时光伏电站有功功率变化可超出规定的有功功率变化最大限值。

事故处理完毕，电力系统恢复正常运行状态后，光伏电站应按照电力调度部门指令依次并网运行。

光伏电站的无功功率和电压调节的方式包括调节逆变器无功功率、调节无功功率设备投入量、调整光伏电站升压变压器的变比等。

光伏电站宜充分利用逆变器的无功调节能力进行无功率和电压调节。

电网异常时的响应特性：

基本原则：

小型光伏电站当做负荷看待，应尽量不从电网吸收无功或向电网发出无功。

小型光伏电站在电网频率异常的响应要求：

对于小型光伏电站，当并网点频率超过49.5~50.2Hz的范围时，应在0.2s内停止向电网线路送电。

基本原则：

大中型光伏电站应当做电源看待，应具备一定的耐受电网频率和电压异常的能力，能够为保持电网稳定性提供支撑。

安全保护：

基本原则：

光伏电站或电网异常、故障时，为保证设备和人身安全，应具有相应继电保护功能，保证电网和光伏设备的安全运行，确保维修人员和公众人身安全。

基本要求：

光伏电站应配置相应的安全保护装置，光伏电站的保护应符合可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求，与电网的保护相匹配。

电网接入主要设备：

电压等级

接入设备

0.4KV

低压配电柜

10KV

低压开关柜：

提供并网接口，具有分断功能

双绕组升压变压器：

0.4/10KV

双分裂升压变压器：

0.27/0.27/10KV（TL逆变器）

高压开关柜：

计量、开关、保护及监控

35KV

低压开关柜：

提供并网接口，具有分断功能

双绕组升压变压器：

0.4/10KV,10/35KV（二次升压）

0.4KV/35KV（一次升压）

双分裂升压变压器：

0.27/0.27/10KV,10KV/35KV

（TL逆变器）

高压开关柜：

计量、开关、保护及监控

并网发电的控制原理：

并网光伏系统工作原理是光伏阵列将太阳能转变成直流电能，经直流配电（箱）柜进行直流汇流和逆变器的直流和交流逆变后，根据接入方案（低压并网，还是中高压并网），接入相应电压等级的电网。

并网发电系统实现方案：

光伏与建筑结合的几种安装方式有以下几种：

根据申报财政部光电建筑一体化项目，从项目类型上主要包括三类：

一是建材型，指将太阳能电池与瓦、砖、卷材、玻璃等建筑材料复合在一起成为不可分割的建筑构件或建筑材料，如光伏瓦、光伏砖、光伏屋面卷材、玻璃光伏幕墙、光伏采光顶等；

二是构件型，指与建筑构件组合在一起或独立成为建筑构件的光伏构件，如以标准普通光伏组件或根据建筑要求定制的光伏组件构成雨篷构件、遮阳构件等；

三是与屋顶、墙面结合安装型，指在平屋顶上安装、坡屋面上顺坡架空安装以及在墙面上与墙面平行安装等形式。

根据光伏与建筑结合形式，以及光伏阵列安装的实际情况（如组件类型、规格、安装朝向等），建筑物集散性等，光伏并网发电方式大致可分为两种：

（1）集中式并网发电

适合于在建筑物上安装朝向相同且规格相同的光伏阵列，在电气设计时，采用单台逆变器集中并网发电方案实现联网功能。

（2）分布式并网发电

适合于在建筑物上安装不同朝向或不同规格的光伏阵列，在电气设计时，可将同一朝向且规格相同的光伏阵列通过单台逆变器并网发电，多台逆变器分布式并网发电方案实现联网功能。

以1MW并网光伏系统作典型案例，光伏设备主要使用S-180C光伏组件，SG250K3并网逆变器，采用分布式并网，0.4kV升压10KV后集中并网的方案，G250K3对应于不同建筑物。

直流/交流系统设计：

直流发电系统设计主要指逆变器直流侧前的，包括光伏阵列、汇流箱和直流配电柜的设计以及直流电缆选型。

直流线缆包括汇流箱—直流防雷配电柜和直流防雷配电柜—并网逆变器。

直流电缆选择时应符合：

选择合适的线径，将线路损耗控制在2%以内；耐压1KV，阻燃；额定载流量应高于断路器整定值（短路保护），其整定值应高于光伏方阵的标称短路电流的1.25倍；根据是否直埋，决定选择铠装或普通电缆。

1MW并网光伏系统直流发电系统典型案例：

光伏组件S-280D多晶硅组件，并网逆变器SG500KTL，8路光伏防雷汇流箱，500KW直流配电柜。

光伏阵列的串联数是16，500KW光伏阵列配置了14个8路光伏防雷汇流箱。

详见下图：

直流防雷配电柜设计：

直流配电柜设计需符合：

[1]符合《低压成套开关设备和控制设备》标准；

[2]直流配电柜根据与之匹配的逆变器进行设计；

[3]直流输入和输出回路应配有可分断的直流断路器，直流输入回路配置防反二极管，并且其断路器选型与汇流箱容量匹配；

[4]直流输出回路配置光伏专用直流防雷器，正负极都具备防雷功能；

[5]柜体高度和颜色与相邻逆变器和交流配电柜相匹配；

[6]输入和输出接线端子满足汇流箱接入和逆变器接出的要求，并留用足够备用端子，接线端子设计应能保证电缆线可靠连接，应有防松动零件，对既导电又作紧固用的紧固件，应采用铜质零件。

交流防雷配电柜设计：

交流配电柜设计需符合：

[1]符合《低压成套开关设备和控制设备》标准；

[2]每个交流配电单元的输入侧（即每一路输入）和输出回路均应配有可分断的交流断路器，满足系统额定电压、额定电流、短路故障容量等要求；

[3]配电柜根据需要配置电压表、电流表及电能计量装置等；

[4]柜体高度和颜色与相邻逆变器和直流配电柜相匹配；

[5]输入和输出接线端子满足逆变器和电网接入的要求，并留用足够备用端子。

[6]交流配电柜设置防雷器，作电涌保护。

光伏系统发电量的估算：

其中：

HA—为平均年太阳能辐射值；

Eg—为多年平均年辐射总量MJ/m2；

PAZ—组件安装容量，kWp；

K—综合效率系数，影响因素包括：

光伏组件安装倾角、方位角；光伏发电系统年利用率；光伏组件转换效率；光照有效系数；逆变器平均效率；电缆线损、变压器铁损系数等。

综合效率系数：

公用电网谐波电压（相电压）：

注入公共连接点的谐波电流允许值：