从ETAP建模角度谈光伏设计的原理与应用（二）通过写公众号，仿佛与世界建立了一种新的联结方式，某种神秘力量通过这种联结来驱动你去修正、沉淀、精进和开拓。
几天前，非常荣幸的是，鸟巢电气总设计师，尊敬的李炳华老师关注了我的公众号。
PS：这里我很想做成类似word目录跳转的形式，查了很多代码都实现不了，欢迎代码达人后台私信。
学校的技术要求，“每栋建筑需设计太阳能光伏系统，容量按供电设计负荷的0.2%考虑。”
首先，无论啥建筑都上太阳能，这源于规范55015，5.2.1 新建建筑应安装太阳能系统。
其次，这个0.2%是从哪儿来的，国标还是地方规定？没有搜到，有知道的小伙伴可以后台留言。
① Q/GDW617-2011，曾规定，“小型光伏电站分布式电源总容量原则上不宜超过上一级变压器供电区域内最大负荷的25%”，但是Q/GDW 1480-2015中，此规定已取消。
② 户用分布式光伏发电并网接口技术规范，GB/T 33342-2016，
4.4 光伏发电系统接入容量超过本配电台区变压器额定容量25%时，公用电网配电变压器低压侧应配置低压总开关，并在配电变压器低压母线处装设反孤岛装置；低压总开关宜与反孤岛装置间具备操作闭锁功能，母线间有联络时，联络开关也宜应与反孤岛装置间具备操作闭锁功能。
4.5 当同一配电变压器供电区域内有数量较多的光伏发电系统分散接入，年发电量超过年用电量的50%时,宜从系统角度整体开展该供电区域电能质量及无功电压专题研究。
所以，目前实施的标准中，没有对接入容量限制的要求。我猜测甲方似乎是不想做，索性定了一个尽量小的数字，0.2%。
容配比（下文会说，这里提前说一句，包括国标图集15D202-4在内，由于编制时间较早，图集没有考虑容配比，这是不对的）暂取1.4，光伏板装机容量约为12.8*1.4=17.92kWp
最终并网电压等级应根据电网条件，通过技术经济比选论证确定。若高低两级电压均具备接入条件，优先采用低电压等级接入。
本项目由于屋顶有通长贯通的廊架并且周圈有女儿墙，若光伏板放置于女儿墙和廊架之间的屋面上，效率势必受阴影影响。
实际上都可以，但想到0.2%...，使用方根本就不想上光伏，所以必须得给他选个便宜的——组串逆变器。
关注微信公众号BenElectric，后台留言，“组串逆变器”，下载样本。
然后，由于是组串逆变器，需要知道串联的个数，按规范无脑套公式（后面会说具体公式），参数均为样本中数据，
因为光伏板布置的时候，一般是3*N或者2*N布置，个人感觉最好取2或3的倍数，但是由于屋面尺寸限制，实际情况有时不一定那么正好，个别回路的块数需要灵活处理。
咨询当地审图专家后，了解到，目前没有光伏设计资质的设计院，光伏部分的设计，只需要设计说明、光伏板布置图及系统图。
与上两个方案不同这个项目方案用的Hoymiles的单相微型逆变器，接线方式为并联。
传统的光伏组件采用6X10或6X12的版型设计，电池为158mm硅片电池。
目前市场上有一种新产品采用210mm硅片电池（210光伏组件）有5X8，5X10，5X11，6X10，6X11等多种版型。
210光伏组件可以平衡PV板的性能参数、优化面积、重量等性能，提高了安装及设计的兼容度、避免额外成本的增加。
PS：这个公式让我想起了2020年注电下午的DL/T 985-2012中变压器能效的经济评价。
安装容量：① 单面组件为光伏板标称功率之和；② 双面组件为光伏板正面的标称功率之和。
由于地理位置、串并联、组件衰减、系统损耗等，光伏板的实际输出功率是低于逆变器额定功率的。
但是，NB/T 10394-2020实施之前，甚至就是现在，还有很多设计图纸，容配比是按1考虑的，即
光伏发电系统中光伏方阵与逆变器之间的容量配比应综合考虑光伏方阵的安装类型、场地条件、太阳能资源、各项损耗等因素，经技术经济比较后确定。
在高海拔、低环境温度、太阳能辐射量高等特定条件下，光伏方阵与逆变器之间的最佳的容量配比值可能小于1。
宁夏全省、青海（海西）、甘肃（嘉峪关、武威、张掖、酒泉、敦煌、金昌）、新疆（哈密、塔城、阿勒泰、克拉玛依）、内蒙古（呼和浩特、包头、乌海、鄂尔多斯、巴彦淖尔、乌兰察布、锡林郭勒）。
北京、天津、黑龙江、吉林、辽宁，四川、云南、内蒙古（赤峰、通辽、兴安盟、呼伦贝尔）、河北（承德、张家口、唐山、秦皇岛）、山西（大同、朔州、忻州），陕西（榆林、延安）、青海（西宁、海东、海北、黄南、海南、果洛、玉树）、甘肃（兰州、天水、白银、平凉、庆阳、定西、陇南、临夏、甘南）、新疆（乌鲁木齐、吐鲁番、喀什、和田、昌吉回族、博尔塔拉蒙古、伊利哈萨克、克孜勒苏柯尔克孜自治州）。
PS：GB 50797（征求意见稿）从2019年就开始征求意见，三年了...还没征求完，大概是里面牵扯的利益单位太多。
另外，时刻保持独立思考，关于技术问题，对任何人的话都保持怀疑，过了自己脑子的才是自己的，包括标准和规范。
容配比直接影响到光伏系统的经济效益，国外早已放开容配比，普遍在1.2-1.4之间，日本甚至在2.0以上。
关于容配比和度电成本的关系，NB/T 10394-2020附录B的例子很能说明问题，只截取一个结论的图。
实际输出功率为P=f(t)，即绿色曲线，求从日出到日落的微积分，从图像上看为绿色曲线与X轴围合的面积，即为kWh。
由于损耗，原本P的峰瓦数，实际可能为0.9P，若提升P为1.1P，即容配比为1.1，此时绿色曲线与X轴围合的面积增大了，即kWh增加，发电量高了。
现在，继续提升这个比例，使其大于1.1P，例如1.6P，即容配比为1.6，此时虽然在中午阳光最好的时段，可能出现，直流侧输入＞逆变器额定功率，会造成限功率运行，即图像的水平段。
但是，即使中午限功率运行，1.6P对应的实际功率曲线与X轴的围合面积，依然大于0.9P（容配比为1时）的曲线与X轴的围合面积，面积差为多转化的kWh数，图示蓝色区域。
太阳能电池的充电控制器有一个输入门限电压，串联光伏板由于电压叠加更容易达到门限电压（最小输入电压），在早上或傍晚时转化的太阳能要高于并联光伏板。
并联光伏板的输出电压就是单块板电压，所以在日照条件不好时相对难以达到充电控制器的最低电压，就无法给太阳能电池充电。
同时，并联光伏板由于电压低，相对串联更需要考虑电压降问题，确保电缆电压损失小于3%。
6.4.2 同一光伏组件串中各光伏组件的电流若不保持一致，则电流偏小的组件将影响其他组件，进而使整个光伏组件串电流偏小，影响发电效率。
为了达到技术经济最优化，地面光伏发电站一般采用最大组件串数设计，此时只需用6.4.2-1公式计算即可。
与建筑相结合的光伏发电系统，经常不用最大组件串数设计，此时需要结合6.4.2-1和6.4.2-2两个公式得出光伏组件串数的范围，再结合光伏组件排布、直流汇流、施工条件等因素，进行技术经济比较，合理设计组件串数。组件工作电压温度系数KV′很难测量，如果组件厂商无法给出，可采用组件开压温度系统KV值替代。
由于逆变器中存在Boost升压电路，若直流侧电压低于交流侧电压的√2倍，boost电路会工作，同时发热，影响转化效率。
综上，N的下限实际意义不大，尽可能往上限凑，串联更多可能多的光伏板，就对了。
上海ZHA摩天大楼 BIPV组件直接作为幕墙面板，与支承结构共同构成光伏幕墙，适用于透光和不透光建筑幕墙。
BIPV光伏廊架（案例❶ 教学楼，为避免放于地面上女儿墙和廊架的阴影影响，光伏板可与廊架结合）
直流太阳能光伏电缆，适用于太阳能光伏发电系统组件的引出连接和组件间汇流连接、方阵内部和方阵之间的连接、蓄电池和逆变器之间连接
另外，有一个疑问，光伏板之间的跨接线mm²吗？有设备厂家给出的跨接线mm²？是错误么？
① 建筑一体化光伏系统的防雷设计应作为建筑防雷设计的一部分，其防雷分类应与建筑物的防雷类别一致；
② 光伏系统的直击雷防护宜和建筑物的防雷保护统一设计，光伏系统可利用建筑物本身的防雷措施，对于改建的光伏系统，应验证原有的防雷系统是否符合设计要求，不符合时应予以改进；
③ 光伏组件金属框架、金属支承结构、金属管槽盒、汇流箱接地端子、线缆金属外皮、信号线路屏蔽层、电涌保护器接地端等应进行可靠的等电位连接，且应与所在建筑物共用接地系统。光伏系统直流侧不得采用不接地的等电位联结保护；
④ 接闪装置应避免遮挡光伏组件，接闪杆宜设置在光伏方阵北侧。对需要接地的光伏设备，应保持接地的连续性和可靠性，当任一光伏组件被移除时，不应影响其他组件及其金属结构的接地；
⑤ 当光伏设备不能和建筑外部防雷系统保持间隔距离时，应该在外部防雷系统和光伏设备外露金属装置间进行等电位连接，光伏设备金属外壳、金属框架和支承结构等应就近与接闪带连接。用于直击雷防护的光伏组件金属框架其材料和最小尺寸应符合《建筑物防雷设计规范》GB 50057的相关要求；
⑥ 光伏系统的控制及信号传输等线路应采用屏蔽线、穿金属管或敷设在金属槽盒内进行屏蔽保护，线路屏蔽层应首尾电气贯通，并就近与光伏组件金属构件、设备金属外壳等进行等电位连接；
快节奏生活下，我们习惯了碎片信息，但对于新技术的了解理解掌握，我还是相信要用系统化的思维去全面的剖析。
我们熟知的低压配电领域，我们能做的强电设计，供需失衡，业务衰减，似乎遭遇瓶颈。
相反，新能源、智能化，那些在图纸上写“二次深化设计”的领域，正异军突起，似乎前景光明。
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