光伏電站箱式變壓器遮陽(yáng)棚一體化設(shè)計(jì)及運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性分析

陳建國(guó)，張國(guó)民，馬輝，韓冰，卓鋼，馮暉

(1.蘇州中康電力開(kāi)發(fā)有限公司，江蘇 張家港 215600； 2.宿州恒康新能源有限公司，安徽 宿州 234000)

0 引言

太陽(yáng)能是一種無(wú)污染、可再生的綠色能源，近幾年來(lái)，太陽(yáng)能光伏發(fā)電系統(tǒng)在全國(guó)迅速發(fā)展，2017年全國(guó)光伏發(fā)電新增53 GW，超過(guò)了全球新增規(guī)模的一半。但是，由于光伏電站占地面積大，土地資源的稀缺性與社會(huì)對(duì)清潔能源需求之間的矛盾越來(lái)越突出，部分光伏電站在建設(shè)時(shí)沒(méi)有足夠的安裝面積，光伏電站實(shí)際容量小于發(fā)改委備案的裝機(jī)容量[1]。光伏電站常采用箱式變壓器(以下簡(jiǎn)稱箱變)將光伏逆變器出口的低壓交流電升為高壓電，然后接入中壓或高壓電網(wǎng)，如20 MW光伏電站，箱變的數(shù)量可達(dá)13或20座。正常情況下箱變安裝在混凝土臺(tái)基箱上，未加遮陽(yáng)棚，箱變體積狹小，內(nèi)部也無(wú)散熱設(shè)施，當(dāng)太陽(yáng)直射以及環(huán)境溫度較高時(shí)，箱變內(nèi)不間斷電源(UPS)受環(huán)境影響而發(fā)熱， UPS溫度超過(guò)60 ℃后(根據(jù)設(shè)備說(shuō)明書(shū)，一般運(yùn)行溫度為0～40 ℃)，電站監(jiān)控后臺(tái)會(huì)出現(xiàn)“不間斷電源高溫報(bào)警”信號(hào)。超高溫停運(yùn)后，每臺(tái)箱變區(qū)域的監(jiān)控系統(tǒng)也同時(shí)停止運(yùn)行，極大影響了光伏電站的正常運(yùn)行[2-3]。

鑒于上述兩點(diǎn)，本文提出了在箱變頂部安裝光伏遮陽(yáng)棚的方案，該方案的優(yōu)點(diǎn)如下：(1)不占用建筑面積，在原來(lái)的基礎(chǔ)上增加一定的光伏發(fā)電容量，但實(shí)際上可能還會(huì)小于備案容量，在一定程度上會(huì)提高發(fā)電收益；(2)能對(duì)箱變有一定的降溫作用，并延長(zhǎng)UPS的使用壽命；(3)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單，成本低，易安裝和拆卸。

1 方案設(shè)計(jì)

某20 MW山地電站所在地的經(jīng)度為33.9°，緯度為117.09°?？紤]光伏組件需對(duì)箱變起到遮陽(yáng)作用，同時(shí)要兼顧雨季時(shí)便于清洗組件表面的灰塵，光伏陣列傾角選擇10°；組件選擇縱向安裝方式，根據(jù)箱變正面長(zhǎng)度，橫向安裝5片組件，縱向安裝2片，共10片多晶硅光伏組件；箱變上方的避雷針在北面，不會(huì)遮擋光伏組件。選用的單塊光伏組件的額定功率為270 W(峰值功率)，最大功率點(diǎn)電壓為30.9 V，最大功率點(diǎn)電流為8.74 A，單個(gè)箱變頂?shù)南到y(tǒng)容量為2.7 kW。根據(jù)文獻(xiàn)，光伏組件容量和逆變器容量比，即容配比[4-5]一般大于1，在長(zhǎng)三角第3類資源地區(qū)，根據(jù)項(xiàng)目所在地的光資源情況，其容配比一般為1.0～1.2，過(guò)高的容配比會(huì)使得光伏系統(tǒng)的出力超過(guò)逆變器運(yùn)行的額定功率，帶來(lái)?xiàng)壒鈸p失。經(jīng)過(guò)篩選，該電站使用GW2500-NS型光伏逆變器，其額定功率為2.5 kW，可計(jì)算得到光伏系統(tǒng)的容配比為1.08，逆變器參數(shù)見(jiàn)表1(表中：MPPT為最大功率點(diǎn)跟蹤控制器)。

表1 GW2500-NS型逆變器參數(shù)Tab.1 GW2500-NS inverter parameters

該光伏電站共14臺(tái)箱變，為了對(duì)比降溫效果，預(yù)留1臺(tái)箱變不增加光伏系統(tǒng)。13臺(tái)箱變中，考慮到位置原因，有3臺(tái)箱變的遮陽(yáng)棚設(shè)計(jì)容量為2.43 kW(3×3塊組件)，其余10臺(tái)遮陽(yáng)棚設(shè)計(jì)容量為2.70 kW(2×5塊組件)，實(shí)際共安裝127塊光伏組件，總裝機(jī)容量為34.29 kW，單個(gè)箱變頂?shù)墓夥M件的布置設(shè)計(jì)如圖1所示。

光伏支架及配件材料表面均為熱鍍鋅處理，主支架厚3 mm，通過(guò)不銹鋼膨脹螺栓固定于箱變底座水泥墩內(nèi)，并固定多根支架，支架上方用橫梁固定，為多點(diǎn)錨固支架系統(tǒng)，穩(wěn)固的同時(shí)也易于拆卸，便于運(yùn)維檢修。

該光伏系統(tǒng)選擇的GW2500-NS型光伏單相逆變器最大直流輸入功率滿足項(xiàng)目要求，為了更加合理、高效地利用資源，將光伏組件經(jīng)逆變后并入就地升壓變電站站用變壓器的低壓側(cè)，原有站用變壓器低壓側(cè)額定容量為5 kW，滿足現(xiàn)有光伏子系統(tǒng)接入，接入點(diǎn)為圖2圓圈標(biāo)注處。因光伏廠區(qū)較大，各子系統(tǒng)距離較遠(yuǎn)，需使用通用分組無(wú)線服務(wù)(GPRS)上傳逆變器信息，如電壓、電流、功率、發(fā)電量等，可以通過(guò)網(wǎng)頁(yè)、手機(jī)客戶端實(shí)時(shí)監(jiān)控系統(tǒng)運(yùn)行狀態(tài)，每天的發(fā)電數(shù)據(jù)均可下載，便于后期的運(yùn)營(yíng)分析，單個(gè)箱變頂光伏系統(tǒng)具體配置見(jiàn)表2。

2 運(yùn)行數(shù)據(jù)分析

2.1 箱變繞組降溫效果

箱變內(nèi)部元件的運(yùn)行溫度主要與負(fù)荷及現(xiàn)場(chǎng)環(huán)境有關(guān)，其中最主要的是太陽(yáng)照射。通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)觀測(cè)，如果箱變頂部暴露在太陽(yáng)下，夏季箱變內(nèi)部低壓側(cè)繞組的最高溫度可達(dá)80 ℃左右，UPS電源會(huì)因溫度過(guò)高而報(bào)警。而在頂部增加遮陽(yáng)棚后，減少了陽(yáng)光的直射，箱變內(nèi)部低壓側(cè)的繞組溫度可控制在50 ℃以內(nèi)。圖3為2018年4—5月的對(duì)比統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，箱變頂增加電池板后繞組溫度平均可降低20 ℃，降溫效果明顯，可保障UPS電源在合理的溫度范圍內(nèi)運(yùn)行。

2.2 理論發(fā)電量和實(shí)際發(fā)電量對(duì)比

該項(xiàng)目2017年完成建設(shè)和并網(wǎng)發(fā)電運(yùn)行。為了分析發(fā)電數(shù)據(jù)以及對(duì)比確認(rèn)PVsyst光伏軟件仿真模擬的準(zhǔn)確性，從現(xiàn)場(chǎng)隨機(jī)篩選了5個(gè)2.7 kW發(fā)電單元，同時(shí)還在現(xiàn)場(chǎng)安裝了一套環(huán)境監(jiān)測(cè)設(shè)備，可監(jiān)測(cè)光伏平面的輻射數(shù)據(jù)和組件背面的溫度，每個(gè)系統(tǒng)單元的發(fā)電量從逆變器的交流側(cè)讀取。由于2018年1—2月為調(diào)試期，故從后臺(tái)截取了2018年3—5月的月度累計(jì)數(shù)據(jù)，見(jiàn)表3。

圖3 箱變低壓側(cè)繞組溫度對(duì)比(2018年)Fig.3 Temperature comparison at low-voltage side winding of pad mounted transformer(2018)

日期水平總輻射量/[(kW·h)·m-2]光伏平面總輻射量/[(kW·h)·m-2]環(huán)境溫度/℃組件背面溫度/℃2018-03120.1129.211.3014.692018-04158.5164.716.9021.102018-05102.1103.220.4024.10

表4 各子系統(tǒng)月度發(fā)電量與仿真值比較Tab.4 Comparison of monthly power generation and simulation values of each inverter kW·h

圖2 并網(wǎng)單相接入點(diǎn)Fig.2 Grid-connected single-phase access point

表2 單個(gè)箱變頂光伏系統(tǒng)配置Tab.2 Configuration of single photovoltaic system on the top of pad mounted transformer

將現(xiàn)場(chǎng)環(huán)境監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)導(dǎo)入PVsyst光伏軟件仿真軟件進(jìn)行模擬，表4為#1～#5子系統(tǒng)在統(tǒng)計(jì)周期內(nèi)的實(shí)際發(fā)電數(shù)據(jù)與PVsyst仿真結(jié)果的對(duì)比，表5為各個(gè)子系統(tǒng)在各個(gè)月份與仿真值的差異百分比。#1子系統(tǒng)發(fā)電量與仿真預(yù)測(cè)值的差異為2.43%，其余系統(tǒng)僅為0%～1.00%，同時(shí)還可以看到，各子系統(tǒng)的發(fā)電量差異非常小。

表6 各子系統(tǒng)月度PR值與仿真值比較Tab.6 Comparison of monthly PR values and simulation values of each subsystem %

圖4 晴天天氣逆變器交流側(cè)光伏出力特性 Fig.4 Inverter AC side photovoltaic output characteristics on clear days

Tab.5 Percentage of difference between actual power generation and simulation value %

2.3 系統(tǒng)效率(PR)分析

PR是表征光伏電站運(yùn)行質(zhì)量的重要指標(biāo)，一般大型地面電站的系統(tǒng)效率為80%左右[6]。從表6可以看出：#1子系統(tǒng)的綜合PR達(dá)83.67%，#2子系統(tǒng)略低，為81.68%，#3系統(tǒng)為82.10%，5個(gè)子系統(tǒng)的平均PR為82.30%；通過(guò)PVsyst仿真得到的綜合PR為81.64%，與#2系統(tǒng)較為接近。在同樣的輻照條件下，各子系統(tǒng)的PR差異主要來(lái)源于組件性能的差異，且和逆變器的發(fā)電量采集精度也略有關(guān)系。箱變頂安裝光伏系統(tǒng)，采取就地接入的方式，系統(tǒng)結(jié)構(gòu)較為簡(jiǎn)單，直流和交流線纜較短，因此線損可降低2%左右；同時(shí)，因?yàn)槊總€(gè)系統(tǒng)單元在箱變低壓側(cè)就地并網(wǎng)，無(wú)需接入箱變進(jìn)行一次升壓和大型主變壓器進(jìn)行二級(jí)升壓，設(shè)備損耗還可降低1%：因此，與常規(guī)地面電站相比，系統(tǒng)效率可大大提升。

2.4 典型出力特性分析

光伏發(fā)電的出力特性取決于輻射量和發(fā)電設(shè)備的特性，而受光照的影響，逆變器交流側(cè)的出力在晴天、多云和雨天天氣有所不同。光伏組件的輸出電流與太陽(yáng)輻照度基本呈線性關(guān)系，隨著輻照度的增強(qiáng)，電流線性增加，而太陽(yáng)輻照度對(duì)輸出電壓的影響很小，因此系統(tǒng)的功率與太陽(yáng)輻照基本成正比[7-8]。

圖4～圖6為不同典型天氣狀況下一天內(nèi)各時(shí)段輸出功率與輻照度的曲線，數(shù)據(jù)采樣間隔為10 min。輸出功率曲線與輻照度曲線變化趨勢(shì)幾乎完全相同，說(shuō)明輻照度基本可以決定光伏系統(tǒng)的輸出功率。多云天氣時(shí)，由于輻照的波動(dòng)較為劇烈，全天的輸出功率也呈現(xiàn)多峰特性；而晴天時(shí)，輸出功率曲線較為光滑，一般只有一個(gè)峰值。

如圖4所示，2018年5月13日晴天天氣的輻射量為7.358 (kW·h)/m2，一天內(nèi)的發(fā)電時(shí)段為05：35—19:00，最大出力時(shí)段為11:00—13:00，12:00時(shí)出力達(dá)到高峰值2 244 W，最大功率比為83.00%。

如圖5所示，2018年5月7日多云天氣的輻射量為3.312 (kW·h)/m2，一天內(nèi)的發(fā)電時(shí)段為05：40—18:50，12:30時(shí)出力達(dá)到高峰值2 288 W，最大功率比為84.74%。

圖5 多云天氣逆變器交流側(cè)光伏出力特性Fig.5 Inverter AC side photovoltaic output characteristics on cloudy days

圖6 下雨天氣逆變器交流側(cè)光伏出力特性Fig.6 Inverter AC side photovoltaic output characteristics on rainy days

如圖6所示，2018年4月12日下雨天氣的輻射量?jī)H為0.4 (kW·h)/m2，一天內(nèi)的發(fā)電時(shí)段為06：40—18:30，全天功率波動(dòng)較為嚴(yán)重，13:10時(shí)出力達(dá)到高峰值263 W，最大功率比僅為9.70%。

分析以上運(yùn)行數(shù)據(jù)可得：實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)與PVsyst仿真結(jié)果一致性較高，因此，在進(jìn)行全生命周期25 a的投資收益率測(cè)算時(shí)，可使用軟件仿真得到的一年12個(gè)月的發(fā)電數(shù)據(jù)。

3 投資收益分析

根據(jù)《建設(shè)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)方法與參數(shù)》[9]，建立該項(xiàng)目的財(cái)務(wù)分析報(bào)表，表7為該項(xiàng)目的投資成本構(gòu)成，總成本包括系統(tǒng)初始投資、運(yùn)行期總運(yùn)維費(fèi)用、總財(cái)務(wù)費(fèi)用及固定資產(chǎn)殘值。

根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)光伏平面的總輻射數(shù)據(jù)，該項(xiàng)目所在地光伏平面的峰值日照小時(shí)數(shù)為1 412.5，即全年總輻射量為1 412.5(kW·h)/m2，按全年P(guān)R為80%保守考慮，首年發(fā)電量約38 747 kW·h。另外，投資收益測(cè)算需要的組件最大功率衰減率，在光伏多晶組件的質(zhì)保條款里一般都會(huì)規(guī)定，第1年的組件衰減率為2.5%，從第2年開(kāi)始至第25年的逐年衰減率為0.7%[10]，該項(xiàng)目上網(wǎng)電價(jià)為1元/(kW·h)，運(yùn)維成本為0.01元/a，投資收益的測(cè)算年限為20 a。

表7 項(xiàng)目投資成本構(gòu)成(依據(jù)2017年年末的市場(chǎng)價(jià)格)Tab.7 Project investment cost component (based on market price at the end of 2017)

總收益包括系統(tǒng)運(yùn)行期的總發(fā)電收益，同時(shí)考慮折現(xiàn)率、組件功率衰減的影響。由于該系統(tǒng)結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單，與大型地面電站相比，省去了匯流箱、變壓器、高壓直流電纜、高壓交流線纜、土地成本等，整體成本較低，因此預(yù)期的投資收益率會(huì)提升。

在投入產(chǎn)出的計(jì)算過(guò)程中考慮了光伏電站整個(gè)壽命期25 a的所有投入與產(chǎn)出，并考慮了資金的時(shí)間價(jià)值，計(jì)算得到的投資收益率測(cè)算結(jié)果見(jiàn)表8。該項(xiàng)目的投資動(dòng)態(tài)回收期為6 a，項(xiàng)目的內(nèi)部投資收益率(IRR)為17.0%，大大超過(guò)了預(yù)期的基準(zhǔn)收益率8.5%，因此總體上收益率是非常高的。

表8 投資收益率測(cè)算結(jié)果Tab.8 Investment income calculation result

4 結(jié)論

箱變是大型光伏電站重要的高壓設(shè)備，在運(yùn)維層面，保障設(shè)備穩(wěn)定安全運(yùn)行，提升發(fā)電量是重中之重，針對(duì)大型地面光伏電站傳統(tǒng)箱變?cè)谶\(yùn)行中遇到的發(fā)熱問(wèn)題，結(jié)合設(shè)備的運(yùn)行特點(diǎn)及現(xiàn)有光伏容量不足的現(xiàn)狀，在不超過(guò)備案裝機(jī)容量的前提下，提出了將光伏電池組件布置在箱變頂上進(jìn)行集成發(fā)電的方案，在滿足遮陽(yáng)降溫需求的同時(shí)，利用光伏組件實(shí)現(xiàn)發(fā)電增收。

以某20 MW山地電站為例，在箱變頂安裝光伏電池板后，低壓側(cè)繞組溫度可降低20 ℃左右，平均系統(tǒng)效率為82.3%，達(dá)到了較高的發(fā)電水平。

文中選擇了晴天、多云和雨天等比較典型的天氣，對(duì)出力進(jìn)行了分析，結(jié)果表明光伏出力具有間歇性、波動(dòng)性等特征，晴天出力可達(dá)到額定功率的84%，雨天僅達(dá)到額定功率的8%?；趯?shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)，對(duì)箱變頂增加光伏板項(xiàng)目的投資收益進(jìn)行了保守測(cè)算，預(yù)計(jì)6 a左右就可收回成本。

綜上所述，該方案可降低箱變溫度，保障箱變的穩(wěn)定運(yùn)行，在一定程度上提高了電站的發(fā)電量，可為光伏電站的生產(chǎn)管理提供參考。