分布式光伏項(xiàng)目的設(shè)計(jì)優(yōu)化及實(shí)踐

王曉興

（國能（廣東）綜合能源有限公司，廣東 廣州 510000）

0 引言

隨著光伏項(xiàng)目競爭的白熱化，屋頂資源日益稀缺，屋頂租金成本越來越高，用電折扣越來越大，使得屋頂光伏項(xiàng)目投資成本越來越高，收益率降低。因此，利用先進(jìn)技術(shù)，開展全生命周期的精細(xì)化設(shè)計(jì)，降低電站建設(shè)成本，提高項(xiàng)目收益率，成為非常值得思考與研究的問題。

1 項(xiàng)目優(yōu)化前情況

本項(xiàng)目位于廣東省清遠(yuǎn)市石角鎮(zhèn)廣清產(chǎn)業(yè)園歐派集團(tuán)清遠(yuǎn)基地標(biāo)準(zhǔn)化廠房屋面，屋面類型均為混凝土屋面，在已建成的一期A～E棟廠房，二期F棟、H棟、I棟、J棟廠房屋面建設(shè)分布式光伏電站，采用“自發(fā)自用，余電上網(wǎng)”模式，符合國家產(chǎn)業(yè)政策。設(shè)計(jì)之初，項(xiàng)目存在以下問題：

（1）屋頂租金較貴。女兒墻高4 m左右，9個屋面有效面積合計(jì)約14.4萬m2，年租金10元/m2，屋頂租金總計(jì)144萬元/年。

（2）電價(jià)優(yōu)惠力度較大，光伏的綜合電價(jià)較低，為0.498元/（kW·h）（含稅）。光伏電站自發(fā)自用消納比例高達(dá)95%。

（3）根據(jù)《光伏發(fā)電站設(shè)計(jì)規(guī)范》（GB 50797—2012），經(jīng)計(jì)算，最大輻射量傾角為17°，對應(yīng)的光伏方陣前后陣列間距為6.3 m，項(xiàng)目有效面積14.4萬m2，初步設(shè)計(jì)光伏裝機(jī)容量僅為12 MW。

（4）項(xiàng)目資本金內(nèi)部收益率較低，僅為4%，達(dá)不到資本金內(nèi)部收益率7%的項(xiàng)目投資門檻要求。

2 太陽能資源

為更合理地評估本項(xiàng)目太陽能資源，將NASA、Meteonorm、PVGIS數(shù)據(jù)進(jìn)行比較，如表1、圖1所示。

然而中國的現(xiàn)實(shí)是，一個拗口的洋名字雖然“正規(guī)”，卻不如一個俗稱更容易流傳。在香港，阿爾茨海默病被稱為“認(rèn)知障礙癥”，臺灣地區(qū)則將其命名為“老人失智癥”。根據(jù)從各大網(wǎng)絡(luò)平臺上匯總的數(shù)據(jù)，截至2012年10月10日，央視征名活動的總投票數(shù)接近90萬，其中得票數(shù)最高的是“腦退化癥”。

圖1 各數(shù)據(jù)逐月輻射量對比圖

表1 各數(shù)據(jù)逐月輻射量對比表 單位：kW·h/m2

NASA數(shù)據(jù)為高空氣象衛(wèi)星觀測數(shù)據(jù)，輻射量值通常較大，在靠海、山區(qū)及有大型水體的區(qū)域，傳感器的準(zhǔn)確度較差，因此不推薦選用；PVGIS數(shù)據(jù)不能客觀反映項(xiàng)目場址區(qū)域月輻射量變化規(guī)律，且水平面年總輻射量值高于其他數(shù)據(jù)，因此不推薦選用；Meteonorm數(shù)據(jù)通過場址周邊氣象觀測站數(shù)據(jù)經(jīng)插值算法推算項(xiàng)目場址多年平均各月的輻射量，能相對客觀地反映項(xiàng)目場址輻射量水平。因此，本項(xiàng)目以Meteonorm的數(shù)據(jù)1225 kW·h/m2作為本階段設(shè)計(jì)依據(jù)。

3 設(shè)計(jì)優(yōu)化

針對以上問題，對該全生命周期光伏電站設(shè)計(jì)進(jìn)行一系列創(chuàng)新優(yōu)化，降本增效。

3.1 優(yōu)化光伏陣列間距布置和安裝傾角，優(yōu)化容量設(shè)計(jì)

利用行業(yè)權(quán)威軟件PVsyst對光伏陣列進(jìn)行陰影建模仿真，得到不同傾角下的傾斜面有效輻照量數(shù)據(jù)并進(jìn)行比較，其中不同傾角下的近陰影遮擋損失對比如圖2所示，不同傾角下的斜面有效輻照對比如圖3所示。

圖2 不同傾角下的近陰影遮擋損失對比

圖3 不同傾角下的斜面有效輻照對比

由圖2、圖3可見，在前后陣列間距保持不變的情況下，減小光伏方陣傾角，近陰影遮擋損失逐步降低，斜面有效輻照逐步增加，在11°傾角時(shí)達(dá)到最高值，而后開始逐步減小。

本項(xiàng)目屋頂租賃價(jià)格昂貴、電價(jià)較低，導(dǎo)致項(xiàng)目收益率受影響。因此，優(yōu)化設(shè)計(jì)時(shí)打破了傳統(tǒng)的設(shè)計(jì)思路，通過考慮部分組件的陰影遮擋，傾角、間距的適宜性調(diào)整等創(chuàng)新的設(shè)計(jì)理念，采用多元化的發(fā)電量模型、經(jīng)濟(jì)模型等進(jìn)行對比，選擇最優(yōu)方案。

通過優(yōu)化設(shè)計(jì)，最終采用減小前后陣列間距（前后陣列間距由6.3 m減小至4.8 m）、降低光伏組件安裝角度（從17°減小至5°）的方法提高屋面利用率，從而將裝機(jī)容量從12 MW提高到17.74 MW，采用39928塊450 Wp單晶硅光伏組件。

經(jīng)分析，采用5°傾角順屋面布置，考慮斜面提升系數(shù)1.016，HA=1244 kW·h/（m2·a）。綜合效率系數(shù)K取81%，則首年發(fā)電小時(shí)數(shù)為1005 h。優(yōu)化后裝機(jī)容量大幅增加，每年發(fā)電量增加516萬kW·h，25年發(fā)電量增加12900萬kW·h；每年增加收入234萬元，25年增加收入5850萬元。減小陣列傾角，不僅提高了光伏系統(tǒng)發(fā)電量，還減少了支架及基礎(chǔ)用量，提高了抗臺風(fēng)性能。

3.2 提高項(xiàng)目容配比，有效節(jié)省20%的逆變器成本

文獻(xiàn)[1]指出，在屋頂面積一定的條件下，直流側(cè)最大裝機(jī)容量固定時(shí)，提高容配比的方法即減少逆變器臺數(shù)，使每臺逆變器接入更多的光伏組件，同時(shí)箱式變壓器的臺數(shù)、交流電纜的用量均可減少，可降低工程造價(jià)。但是過高的容配比會使逆變器產(chǎn)生過載損失，導(dǎo)致光伏電站的發(fā)電量減少。故對光伏組件的串、并聯(lián)數(shù)量設(shè)計(jì)進(jìn)行優(yōu)化。

3.2.1 串聯(lián)數(shù)量設(shè)計(jì)優(yōu)化

為了使逆變器的轉(zhuǎn)換效率達(dá)到最佳值，必須根據(jù)逆變器的參數(shù)將光伏組件進(jìn)行串、并聯(lián)。每個并聯(lián)支路的光伏組件串聯(lián)數(shù)量主要受逆變器最大功率跟蹤電壓范圍的限制，光伏組串的最佳工作點(diǎn)電壓必須在逆變器的最大功率跟蹤電壓范圍內(nèi)；而總的并聯(lián)支路數(shù)受逆變器最大輸入功率限制，光伏組件陣列的功率不能超過逆變器最大輸入功率。

根據(jù)《光伏發(fā)電站設(shè)計(jì)規(guī)范》（GB 50797—2012），光伏方陣中，同一電池組件串中各電池組件的電性能參數(shù)宜保持一致，電池組件串的組件數(shù)應(yīng)按下列公式計(jì)算：

式中：N為電池組件的串聯(lián)數(shù)（取整）；Vdcmax為逆變器允許的最大直流輸入電壓（V）；Voc為電池組件的開路電壓（V）；t為電池組件工作條件下的極限低溫（℃）；KV為電池組件的開路電壓溫度系數(shù)；Vmpptmax為逆變器MPPT電壓最大值（V）；Vmpptmin為逆變器MPPT電壓最小值（V）；Vpm為電池組件的工作電壓（V）；t′為電池組件工作條件下的極限高溫（℃）；K′V為電池組件的工作電壓溫度系數(shù)。

經(jīng)計(jì)算，本項(xiàng)目電池組件串中的組件數(shù)為16≤N≤28.14。結(jié)合光伏單方陣雙層豎向排布的方案，組串中的組件數(shù)設(shè)計(jì)為28。

3.2.2 并聯(lián)數(shù)量設(shè)計(jì)優(yōu)化

按照上述光伏組件的串聯(lián)數(shù)，結(jié)合電站的布置和逆變器的額定功率，并兼顧系統(tǒng)損失等因素，同時(shí)考慮到場址區(qū)域太陽輻照度大于1000 W/m2出現(xiàn)的頻率相對較低，也可考慮適當(dāng)增加與逆變器匹配的光伏組件總?cè)萘?，本工?75 kW逆變器最多可并聯(lián)路數(shù)為18路。

因此，光伏組件每28塊串聯(lián)成為一路光伏組串，每18路光伏組串并聯(lián)接入1臺175 kW組串式逆變器，光伏系統(tǒng)配置如表2所示。如此，將容配比從1提高至1.252，逆變器數(shù)量則由102臺減少至81臺。

表2 光伏系統(tǒng)配置

3.3 優(yōu)化設(shè)計(jì)直流系統(tǒng)，單瓦造價(jià)降低約0.15元

用具有明顯經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢的1500 V系統(tǒng)代替1000 V系統(tǒng)。1500 V系統(tǒng)通過增加串聯(lián)光伏組件塊數(shù)、減少并聯(lián)電路數(shù)量、減少接線盒及線纜數(shù)量，來降低成本；同時(shí)，電壓提高后，線纜損耗也進(jìn)一步降低。

3.4 優(yōu)化升壓站設(shè)計(jì)，采用預(yù)裝式10 kV開關(guān)站降低成本

項(xiàng)目采用10 kV電壓等級接入電網(wǎng)，分為3個接入點(diǎn)并網(wǎng)，每個并網(wǎng)點(diǎn)采用一套預(yù)裝式10 kV開關(guān)站。10 kV開關(guān)站由電氣一次、二次預(yù)制艙組成，放置在廠房周邊的空地。相比常規(guī)升壓站，預(yù)裝式10 kV開關(guān)站占地減少45%，土建、安裝工作量減少80%，投資成本減少約10%。

3.5 將電池組件的放置由橫向排布改成豎向排布，降低10%的施工成本

文獻(xiàn)[2]提出了光伏陣列排布設(shè)計(jì)的方法，組件橫向放置，有利于減少陰影遮擋造成的發(fā)電量損失，但施工難度較大，工期較長，施工成本增加；組件豎向放置，雖然因陰影遮擋會造成部分發(fā)電量損失，但施工難度較小，工期短，施工成本低。結(jié)合以往組件安裝經(jīng)驗(yàn)，本項(xiàng)目光伏組件布置推薦采用豎向雙排排布、塊與塊間距預(yù)留20 mm、順屋面布置的方案。

3.6 配置最佳逆變器

單臺逆變器容量越大，單位造價(jià)相對越低，轉(zhuǎn)換效率也越高?？紤]施工便捷性、系統(tǒng)發(fā)電量、光伏組件與逆變器的匹配性等，選用單機(jī)功率較大的175 kW組串式逆變器。

3.7 定制化設(shè)計(jì)組件間距，避開陰影

屋頂存在女兒墻、建筑、屋面設(shè)備等，通過天正建筑軟件、PVsyst進(jìn)行陰影模擬分析，避開陰影，并計(jì)算出每一塊不同屋頂面積情況所適應(yīng)的最佳組件間距，提高發(fā)電效率。

4 設(shè)計(jì)優(yōu)化后效果

通過一系列精細(xì)化優(yōu)化設(shè)計(jì)后，項(xiàng)目規(guī)模由12 MW增加到17.74 MW，降低了項(xiàng)目造價(jià)成本，提高了收益，效果顯著。按照文獻(xiàn)[3]提出的內(nèi)部收益率（IRR）和投資回收期的計(jì)算方法，項(xiàng)目的財(cái)務(wù)指標(biāo)如表3所示，該項(xiàng)目可研報(bào)告資本金內(nèi)部收益率由4%提高到了7.17%，滿足公司基準(zhǔn)收益率要求，最終成功建設(shè)、并網(wǎng)投產(chǎn)。項(xiàng)目并網(wǎng)后的航拍圖如圖4所示。

圖4 項(xiàng)目并網(wǎng)后的航拍圖

表3 財(cái)務(wù)指標(biāo)匯總表

5 結(jié)論

本項(xiàng)目通過一系列精細(xì)化的優(yōu)化設(shè)計(jì)，采用縮小光伏陣列間距、優(yōu)化光伏板安裝傾角的方式，項(xiàng)目規(guī)模由12 MW增加到17.74 MW，通過提高項(xiàng)目容配比，采用具有明顯經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢的1500 V系統(tǒng)，采用預(yù)裝式10 kV開關(guān)站，將電池組件的放置由橫向排布改成豎向排布，定制化設(shè)計(jì)組件間距等方式，降低了工程造價(jià)成本，有效提高了系統(tǒng)發(fā)電量。在可研總投資7210.8萬元時(shí)，該項(xiàng)目可研報(bào)告資本金內(nèi)部收益率為7.17%。實(shí)際上，該項(xiàng)目最終發(fā)生的總投資不到6300萬元，因此項(xiàng)目的實(shí)際資本金內(nèi)部收益率為9%，遠(yuǎn)遠(yuǎn)好于可研報(bào)告收益率?？梢?，該項(xiàng)目降本增效效果顯著，具有較大的經(jīng)濟(jì)效益，值得在行業(yè)全面推廣。