光伏電站最佳容配比的研究

胡海羅，賀廣零，趙前波，胡志祥，王韶纖，張德晶

(湖南三一智慧新能源設(shè)計(jì)有限公司，長沙 410100)

0 引言

容配比R是指光伏組件標(biāo)稱功率與逆變器額定輸出功率的比值，也就是光伏電站直流側(cè)裝機(jī)容量和交流側(cè)裝機(jī)容量的比值。在2020年之前，光伏電站的容配比一般按照1:1 進(jìn)行設(shè)計(jì)。而在實(shí)際運(yùn)行過程中，由于光伏發(fā)電系統(tǒng)受光伏組件能量轉(zhuǎn)換損失、光伏組件匹配損失、粉塵污染損失、不可利用太陽輻射損失、溫度損失、直流系統(tǒng)損失、交流并網(wǎng)效率損失等一系列因素的影響，其輸出不可避免地會(huì)出現(xiàn)一些損失。尤其是在太陽輻照度低于1000 W/m2的應(yīng)用場景下，光伏組件大部分時(shí)間的輸出功率達(dá)不到標(biāo)稱功率，逆變器、變壓器及交流系統(tǒng)等設(shè)備基本均處于非滿負(fù)荷運(yùn)行狀態(tài)，進(jìn)而造成光伏發(fā)電系統(tǒng)整體發(fā)電量低于預(yù)期值，導(dǎo)致系統(tǒng)整體收益減少[1]。

海外國家早已放開容配比，即采用超配設(shè)計(jì)方案，美國、印度的光伏電站的容配比普遍在1.4:1 以上，日本甚至已達(dá)到2.0:1。中國國家能源局也已于2020年批準(zhǔn)了NB/T 10394—2020《光伏發(fā)電系統(tǒng)效能規(guī)范》[2]，其正式實(shí)施標(biāo)志著中國對(duì)于光伏電站的容配比也已正式放開。

科學(xué)合理的超配設(shè)計(jì)方案，可以補(bǔ)償因各種因素造成的光伏發(fā)電系統(tǒng)發(fā)電量損失，同時(shí)還可以提高交流側(cè)相關(guān)設(shè)備的利用率，進(jìn)而降低系統(tǒng)成本，提高系統(tǒng)整體收益；另外，該方案還可以幫助更多地區(qū)實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電的平價(jià)及經(jīng)濟(jì)性，也可讓光伏電站的輸出更為穩(wěn)定，提高光伏電力對(duì)電網(wǎng)的友好性[3]。

本文以光伏電站的容配比為研究對(duì)象，介紹了容配比的主要影響因素，并通過模擬仿真搭建了光伏發(fā)電系統(tǒng)的建設(shè)成本模型和平準(zhǔn)化度電成本(LCOE)模型；然后在中國4 類太陽能資源區(qū)內(nèi)各模擬建設(shè)1 座交流側(cè)總裝機(jī)容量為100 MW的地面光伏電站，以LCOE 最低為衡量標(biāo)準(zhǔn)，得出不同太陽能資源區(qū)光伏電站的最佳容配比；最后探討了在中國最佳容配比光伏電站推進(jìn)的難點(diǎn)及相應(yīng)的解決策略。

1 容配比的主要影響因素

影響光伏電站容配比設(shè)計(jì)的主要因素包括：項(xiàng)目所在地的太陽能資源、各項(xiàng)損失、光伏支架形式、場地條件等[4]。其中，太陽能資源、各項(xiàng)損失主要影響光伏發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電量，而光伏支架形式和場地條件既會(huì)影響光伏發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電量，又會(huì)影響系統(tǒng)的投資成本。

1.1 太陽能資源

根據(jù)GB/T 31155—2014《太陽能資源等級(jí)總輻射》[5]的劃分標(biāo)準(zhǔn)，中國太陽能資源區(qū)共分為4 類，不同太陽能資源區(qū)的太陽輻照度差異較大；即使在同一太陽能資源區(qū)，不同地方的年太陽輻射量也有較大差異。

例如，同屬于Ⅰ類太陽能資源區(qū)的西藏自治區(qū)阿里地區(qū)噶爾縣和青海省海西蒙古族藏族自治州格爾木市，噶爾縣的年太陽輻射量為7998 MJ/m2，比格爾木市的年太陽輻射量(6815 MJ/m2)高17%。這意味著在這兩個(gè)地區(qū)的光伏電站，采用相同的系統(tǒng)配置(即相同的容配比)時(shí)，噶爾縣光伏電站的發(fā)電量比格爾木市光伏電站的發(fā)電量高17%。因此，若要達(dá)到相同的發(fā)電量，可以通過改變?nèi)菖浔葋韺?shí)現(xiàn)[6]。

1.2 各項(xiàng)損失

對(duì)于處在不同地區(qū)系統(tǒng)配置相同的光伏電站，其損失各不相同，因此需結(jié)合項(xiàng)目所在地的太陽能資源特點(diǎn)和氣候特征，并結(jié)合光伏電站總體設(shè)計(jì)方案，得出其系統(tǒng)效率，從而計(jì)算出光伏電站的發(fā)電量。光伏電站的能量轉(zhuǎn)換與傳輸過程中的各項(xiàng)損失大致如下[7]：

1)光伏組件能量轉(zhuǎn)換損失：屋面或山地坡面存在朝向?yàn)楸毕虻那闆r，光伏組件不一定朝向正南布置；光伏組件能量轉(zhuǎn)換損失約為2%。

2)光伏組件匹配損失：對(duì)于精心設(shè)計(jì)、精心施工的光伏發(fā)電系統(tǒng)，光伏組件匹配損失約為4%。

3)粉塵污染損失：即由于光伏組件表面灰塵遮擋造成的損失，約取4%。

4)不可利用太陽輻射損失：即不可利用的低太陽輻射損失，約取2%。

5)溫度損失：環(huán)境溫度會(huì)影響光伏組件的工作溫度，進(jìn)而影響其額定輸出功率，當(dāng)光伏組件工作溫度高于其標(biāo)準(zhǔn)工作溫度時(shí)，光伏組件的額定輸出功率下降；溫度損失約取3%。

6)直流系統(tǒng)損失：直流系統(tǒng)包括直流電纜、組串式逆變器等，直流系統(tǒng)損失包括直流網(wǎng)絡(luò)損失和逆變器損失。若逆變器效率為98.7%，則直流系統(tǒng)損失約取2%。

7)交流并網(wǎng)效率損失：交流并網(wǎng)效率即從逆變器交流輸出至高壓電網(wǎng)的傳輸效率，交流電氣連接的線路損耗是影響交流并網(wǎng)效率的主要因素。交流并網(wǎng)效率損失約取2%。

在容配比為1:1 的情況下，由于客觀存在的各種損失，逆變器實(shí)際輸出最大功率只有逆變器額定功率的約80%～90%，即使在光照條件最好時(shí)，逆變器也未滿載工作。因此，合理提高光伏電站的容配比，實(shí)際上可以提高逆變器及交流側(cè)其他設(shè)備的利用率。

1.3 光伏支架形式

光伏支架形式主要有固定傾角式、固定可調(diào)式、平單軸跟蹤式、斜單軸跟蹤式等。同一個(gè)項(xiàng)目，若選用不同的光伏支架形式，光伏發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電量與投資成本均會(huì)不一致，最佳容配比也不一致。

1.4 場地條件

光伏電站的場地可分為山地、平原、水面、屋頂?shù)龋谘b機(jī)容量相同的情況下，不同的場地條件所占用的土地面積，以及配套的電纜用量，光伏支架形式及數(shù)量，管材和橋架、道路的工程量等必然存在差異，導(dǎo)致光伏電站的投資成本也會(huì)不同，從而會(huì)直接影響光伏電站最佳容配比的選擇[8]。

2 容配比的研究

2.1 建設(shè)成本模型的模擬仿真

2.1.1 建設(shè)成本的組成

光伏電站建設(shè)成本由光伏場區(qū)建設(shè)成本、升壓站建設(shè)成本、其他費(fèi)用、基本預(yù)備費(fèi)等組成。

1)光伏場區(qū)建設(shè)成本主要包括：光伏組件，光伏支架，逆變器，箱變，交、直流電纜，光纜，交通及輔助工程等的主材及設(shè)備的采購、建設(shè)安裝、調(diào)試費(fèi)用。

2)升壓站建設(shè)成本主要包括：升壓站的一次、二次設(shè)備及主材的采購、建設(shè)安裝、調(diào)試費(fèi)用，以及房屋建筑、輔助設(shè)施等費(fèi)用。

3)其他費(fèi)用主要包括：項(xiàng)目建設(shè)用地費(fèi)、項(xiàng)目建設(shè)管理費(fèi)、生產(chǎn)準(zhǔn)備費(fèi)、勘察設(shè)計(jì)費(fèi)等。

4)基本預(yù)備費(fèi)，又稱工程建設(shè)不可預(yù)見費(fèi)，主要包括為解決在施工過程中，經(jīng)上級(jí)批準(zhǔn)的設(shè)計(jì)變更和國家政策性調(diào)整所增加的投資，以及為解決意外事故而采取措施所增加的工程項(xiàng)目和費(fèi)用。

2.1.2 建設(shè)成本模型的搭建

光伏電站建設(shè)成本模型的計(jì)算公式為：

式中：C為光伏電站的總建設(shè)成本，萬元；C1為光伏場區(qū)建設(shè)成本，萬元；C2為升壓站建設(shè)成本，萬元；C3為其他費(fèi)用，萬元；C4為基本預(yù)備費(fèi)，萬元。

其中：

光伏場區(qū)建設(shè)成本的計(jì)算公式為：

式中：q為分項(xiàng)；m為分項(xiàng)總數(shù)；C1q為光伏場區(qū)建設(shè)成本的分項(xiàng)成本，萬元；I1q為光伏場區(qū)建設(shè)成本的分項(xiàng)工程量；S1q為光伏場區(qū)建設(shè)成本的分項(xiàng)綜合單價(jià)，萬元。

升壓站建設(shè)成本的計(jì)算公式為：

式中：I2q為升壓站建設(shè)成本的分項(xiàng)工程量；S2q為升壓站建設(shè)成本的分項(xiàng)綜合單價(jià)，萬元；C2q為升壓站建設(shè)成本的分項(xiàng)成本，萬元。

其他費(fèi)用的計(jì)算公式為：

式中：I3q為其他費(fèi)用的分項(xiàng)工程量；S3q為其他費(fèi)用的分項(xiàng)綜合單價(jià)，萬元；C3q為其他費(fèi)用的分項(xiàng)成本，萬元。

基本預(yù)備費(fèi)的計(jì)算公式為：

式中：k為基本預(yù)備費(fèi)率，取1%。因?yàn)楣夥鼒鰠^(qū)建設(shè)成本、升壓站建設(shè)成本、其他費(fèi)用均會(huì)隨項(xiàng)目建設(shè)規(guī)模、工程量、綜合單價(jià)的變化而發(fā)生變化，所以基本預(yù)備費(fèi)也會(huì)隨之發(fā)生變化。

2.2 LCOE 模型的模擬仿真

2.2.1 LCOE 的定義

LCOE 的定義為光伏發(fā)電系統(tǒng)在全生命周期內(nèi)所產(chǎn)生的所有成本與全部可上網(wǎng)電量的折現(xiàn)比值。

2.2.2 LCOE 的計(jì)算公式

平準(zhǔn)化度電成本CL,E可表示為：

式中：I0為光伏電站的靜態(tài)初始投資成本，元；N為光伏發(fā)電系統(tǒng)的全生命周期，年；n為光伏發(fā)電系統(tǒng)運(yùn)行的年數(shù)，n=1，2，…，N，年；It為光伏電站的增值稅抵扣，元；VR為光伏發(fā)電系統(tǒng)殘值，元；Mn為第n年的運(yùn)營成本(即年運(yùn)營成本，含維修費(fèi)、保險(xiǎn)費(fèi)、材料費(fèi)、人工工資、其他費(fèi)用、輔助服務(wù)費(fèi)等，不含利息)，元；Yn為第n年的上網(wǎng)電量(即年上網(wǎng)電量)，kWh；i為折現(xiàn)率，%。

2.2.3 LCOE 模型中財(cái)務(wù)參數(shù)的取值條件LCOE 模型中財(cái)務(wù)參數(shù)的具體取值條件為：1)光伏發(fā)電系統(tǒng)的建設(shè)期為1年，運(yùn)行期為25年，則全生命周期為26年。

2)折現(xiàn)率取8%，可根據(jù)投資者期望進(jìn)行調(diào)整。

3)可抵扣稅金(即光伏電站的增值稅抵扣)按建設(shè)投資的10%估算。

4)光伏發(fā)電系統(tǒng)的折舊年限為15～20年，殘值率為5%，靜態(tài)初始投資成本按100%計(jì)入固定資產(chǎn)。

5)年運(yùn)營成本。①維修費(fèi)：以“固定資產(chǎn)-可抵扣稅金”得到的值為基數(shù)，運(yùn)行期的第1～3年暫定為質(zhì)保期，維修費(fèi)率為0%；第4年的維修費(fèi)率為0.1%；以后各年的維修費(fèi)率每年增長0.05%，直至第25年，屆時(shí)的維修費(fèi)率為1.15%。②保險(xiǎn)費(fèi)：以“固定資產(chǎn)-可抵扣稅金”得到的值為基數(shù)，每年的保險(xiǎn)費(fèi)率為0.25%。③材料費(fèi)：為定額，按10～30 元/kW 計(jì)算。④人工工資：按光伏電站定員計(jì)算，年工資、福利費(fèi)及其他相關(guān)費(fèi)用按當(dāng)?shù)毓べY水平計(jì)算。⑤其他費(fèi)用：為定額，按10～30 元/kW 計(jì)算。⑥輔助服務(wù)費(fèi)：暫不考慮。

6)資本金比例取20%～30%，貸款利率按當(dāng)期長期貸款利率計(jì)算。

7)增值稅為13%，城市維護(hù)建設(shè)為5%，教育費(fèi)附加為5%，所得稅為25%(采用“三免三減半”稅收政策)。

2.2.4 LCOE 的敏感性因素

從LCOE 模型可以看出，影響LCOE 取值大小的因素主要為：光伏電站的靜態(tài)初始投資成本、年上網(wǎng)電量、年運(yùn)營成本、折現(xiàn)率。

通過測算不同太陽能資源區(qū)的不同地區(qū)的LCOE，分析單因素及多因素變化對(duì)LCOE的影響，可以得出如下結(jié)論：敏感性因素對(duì)光伏發(fā)電系統(tǒng)LCOE 的影響從大到小的排名為年上網(wǎng)電量＞光伏電站的靜態(tài)初始投資成本＞折現(xiàn)率＞年運(yùn)營成本。因此，在不同的太陽能資源區(qū)尋找開發(fā)優(yōu)勢，通過技術(shù)創(chuàng)新，提高光伏發(fā)電系統(tǒng)的年上網(wǎng)電量、降低光伏電站的靜態(tài)初始投資成本、樂觀判斷投資期望、高效的運(yùn)營管理，均是降低光伏發(fā)電系統(tǒng)LCOE 的關(guān)鍵。

2.3 LCOE 計(jì)算案例

根據(jù)GB/T 31155—2014[5]，按太陽輻射量，中國太陽能資源共分為4 類太陽能資源區(qū)：Ⅰ類太陽能資源區(qū)的年太陽輻射量在6300 MJ/m2以上；Ⅱ類太陽能資源區(qū)的年太陽輻射量在5040～6300 MJ/m2；Ⅲ類太陽能資源區(qū)的年太陽輻射量在3780～5040 MJ/m2；Ⅳ類太陽能資源區(qū)的年太陽輻射量在3780 MJ/m2以下。

本文在4 類太陽能資源區(qū)內(nèi)各模擬建設(shè)1 座交流側(cè)總裝機(jī)容量為100 MW 的地面光伏電站，根據(jù)上文所列建設(shè)成本模型和LCOE 模型[9]，分別計(jì)算不同太陽能資源區(qū)各地面光伏電站的建設(shè)成本和LCOE。計(jì)算的邊界條件為：

1)交流側(cè)裝機(jī)容量為100 MW 保持不變，分別按照容配比1.1:1～1.9:1(間隔為0.1:1)增加直流側(cè)光伏組件裝機(jī)容量進(jìn)行光伏電站的LCOE分析。

2)光伏組件統(tǒng)一選用540 Wp單面單晶硅光伏組件(1500 V 光伏發(fā)電系統(tǒng))，逆變器統(tǒng)一選用225 kW 組串式逆變器(輸出電壓為800 V)；光伏組件采用最佳安裝傾角，光伏支架采用固定式光伏支架。

3)不同容配比方案時(shí)，光伏發(fā)電系統(tǒng)交流側(cè)的投資相同，直流側(cè)投資需按照實(shí)際工程量的變化計(jì)算。

4)不考慮實(shí)際場址的太陽輻射量與氣象站所測太陽輻射量、溫度的不同給光伏發(fā)電系統(tǒng)帶來的影響。

5)不考慮“棄光限電”情況。

6)光資源數(shù)據(jù)源統(tǒng)一選用Meteonorm8.0 氣象數(shù)據(jù)庫軟件。

7)光伏發(fā)電系統(tǒng)效率統(tǒng)一按81%考慮[10]。

當(dāng)光伏電站容配比從1.1:1 到1.9:1 變化時(shí)，光伏場區(qū)的光伏組件、直流電纜、電纜管、橋架、接地材料、鉆孔、光伏支架基礎(chǔ)、光伏支架基礎(chǔ)用鋼筋、場區(qū)道路等工程量相應(yīng)增加，其他基礎(chǔ)設(shè)施費(fèi)、水土保持費(fèi)、征地費(fèi)、青苗補(bǔ)償費(fèi)等均需根據(jù)直流側(cè)裝機(jī)容量相應(yīng)增加；逆變器、交流電纜、箱變等交流側(cè)設(shè)備及其土建安裝費(fèi)，升壓站設(shè)備及其土建安裝費(fèi)，永久征地費(fèi)，項(xiàng)目建設(shè)管理費(fèi)，勘察設(shè)計(jì)費(fèi)等均保持不變。

2.3.1 Ⅰ類太陽能資源區(qū)的LCOE 計(jì)算案例

選擇西藏自治區(qū)拉薩市作為Ⅰ類太陽能資源區(qū)的典型地區(qū)，對(duì)該地區(qū)建設(shè)的地面光伏電站(下文簡稱為“拉薩光伏電站”)在不同容配比下的LCOE 進(jìn)行分析。拉薩市位于西藏自治區(qū)東南部，雅魯藏布江支流拉薩河北岸，地理坐標(biāo)為29.65°N、91.17°E，海拔高度為3661 m。

采用PVsyst 軟件模擬可以得出，拉薩市的水平面總太陽輻射量為7130.88 MJ/m2，傾斜面總太陽輻射量為9147.88 MJ/m2；當(dāng)容配比為1.0:1時(shí)，拉薩光伏電站的首年利用小時(shí)數(shù)(本文的首年利用小時(shí)數(shù)均為考慮了光伏組件首年衰減率后的值)為1834 h。

模擬計(jì)算得到的不同容配比下拉薩光伏電站的首年利用小時(shí)數(shù)與LCOE 的變化曲線如圖1所示。

圖1 不同容配比下拉薩光伏電站的首年利用小時(shí)數(shù)與LCOE 的變化曲線Fig.1 Variation curve of utilization hours in the first year and LCOE of Lhasa PV power station under different PV power to inverter power ratio

由圖1可知：當(dāng)容配比為1.2:1 時(shí)，拉薩光伏電站的LCOE 最低，為0.2037 元/kWh。

2.3.2 Ⅱ類太陽能資源區(qū)的LCOE 計(jì)算案例

選擇內(nèi)蒙古自治區(qū)的呼和浩特市作為Ⅱ類太陽能資源區(qū)的典型地區(qū)，對(duì)該地區(qū)建設(shè)的地面光伏電站(下文簡稱為“呼和浩特光伏電站”)在不同容配比下的LCOE 進(jìn)行分析。呼和浩特位于內(nèi)蒙古自治區(qū)中部，地理坐標(biāo)為111.75°N、40.84°E，海拔高度為1073 m。

采用PVsyst 軟件模擬可以得出，呼和浩特市的水平面總太陽輻射量為5761.8 MJ/m2，傾斜面總太陽輻射量為7203.24 MJ/m2；當(dāng)容配比為1.0:1 時(shí)，呼和浩特光伏電站的首年利用小時(shí)數(shù)為1620 h。

模擬計(jì)算得到的不同容配比下呼和浩特光伏電站的首年利用小時(shí)數(shù)與LCOE 的變化曲線如圖2所示。

圖2 不同容配比下呼和浩特光伏電站的首年利用小時(shí)數(shù)與LCOE 的變化曲線Fig.2 Variation curve of utilization hours in the first year and LCOE of Hohhot PV power station under different PV power to inverter power ratio

由圖2可知：當(dāng)容配比為1.4:1 時(shí)，呼和浩特光伏電站的LCOE 最低，為0.2200 元/kWh。

2.3.3 Ⅲ類太陽能資源區(qū)的LCOE 計(jì)算案例

選擇遼寧省沈陽市作為Ⅲ類太陽能資源區(qū)的典型地區(qū)，對(duì)該地區(qū)建設(shè)的地面光伏電站(下文簡稱為“沈陽光伏電站”)在不同容配比下的LCOE 進(jìn)行分析。沈陽市位于中國東北地區(qū)的南部、遼寧中部，地理坐標(biāo)為123.46°N、41.67°E，海拔高度為45 m。

采用PVsyst 軟件模擬可以得出，沈陽市的水平面總太陽輻射量為4917.24 MJ/m2，傾斜面總太陽輻射量為5820.48 MJ/m2；當(dāng)容配比為1.0:1時(shí)，沈陽光伏電站的首年利用小時(shí)數(shù)為1309 h。

模擬計(jì)算得到的不同容配比下沈陽光伏電站的首年利用小時(shí)數(shù)與LCOE 的變化曲線如圖3所示。

圖3 不同容配比下沈陽光伏電站的首年利用小時(shí)數(shù)與LCOE 的變化曲線Fig.3 Variation curve of utilization hours in the first year and LCOE of Shenyang PV power station under different PV power to inverter power ratio

由圖3可知：當(dāng)容配比為1.6:1 時(shí)，沈陽光伏電站的LCOE 最低，為0.2658 元/kWh。

2.3.4 Ⅳ類太陽能資源區(qū)的LCOE 計(jì)算案例

選擇重慶市作為Ⅳ類太陽能資源區(qū)的典型地區(qū)，對(duì)該地區(qū)建設(shè)的地面光伏電站(下文簡稱為“重慶光伏電站”)在不同容配比下的LCOE 進(jìn)行分析。重慶市地處中國西南部，東鄰湖北省、湖南省，南靠貴州省，西接四川省，北連陜西省，地理坐標(biāo)為106.55°N、29.56°E，海拔高度為209 m。

采用PVsyst 軟件模擬可以得出，重慶市的水平面總太陽輻射量為3186.72 MJ/m2，傾斜面總太陽輻射量為3204.72 MJ/m2；當(dāng)容配比為1.0:1時(shí)，重慶光伏電站的首年利用小時(shí)數(shù)為721 h。

模擬計(jì)算得到的不同容配比下重慶光伏電站的首年利用小時(shí)數(shù)與LCOE 的變化曲線如圖4所示。

圖4 不同容配比下重慶光伏電站的首年利用小時(shí)數(shù)與LCOE 的變化曲線Fig.4 Variation curve of utilization hours in the first year and LCOE of Chongqing PV power station under different PV power to inverter power ratio

由圖4可知：當(dāng)容配比為1.8:1 時(shí)，重慶光伏電站的LCOE 最低，為0.4822 元/kWh。

2.4 最佳容配比

通過分析上文4個(gè)案例可知：Ⅰ類太陽能資源區(qū)中，拉薩光伏電站在容配比為1.2:1 時(shí)的LCOE 最低，則1.2:1 為其最佳容配比；Ⅱ類太陽能資源區(qū)中，呼和浩特光伏電站在容配比為1.4:1時(shí)的LCOE 最低，則1.4:1 為其最佳容配比；Ⅲ類太陽能資源區(qū)中，沈陽光伏電站在容配比為1.6:1 時(shí)的LCOE 最低，則1.6:1 為其最佳容配比；Ⅳ類太陽能資源區(qū)中，重慶光伏電站在容配比為1.8:1 時(shí)的LCOE 最低，則1.8:1 為其最佳容配比。

按照上述分析，采用建設(shè)成本模型及LCOE模型，通過PVsyst 軟件模擬仿真，可計(jì)算得到中國各主要區(qū)域的光伏電站最佳容配比速查表，具體如表1所示。需要說明的是：1)表中LCOE計(jì)算結(jié)果未考慮部分地區(qū)的“棄光限電”影響；2)光伏電站成本暫未考慮地區(qū)差異；3)光資源數(shù)據(jù)源統(tǒng)一選用Meteonorm8.0 氣象數(shù)據(jù)庫軟件；4)光伏發(fā)電系統(tǒng)效率統(tǒng)一按81%考慮。

(續(xù)表)

根據(jù)表1中國各主要區(qū)域的光伏電站最佳容配比情況可以綜合得到：1)Ⅰ類太陽能資源區(qū)光伏電站，推薦容配比按照1.1:1～1.2:1 配置；2)Ⅱ類太陽能資源區(qū)光伏電站，推薦容配比按照1.2:1～1.4:1 配置；3)Ⅲ類太陽能資源區(qū)光伏電站，推薦容配比按照1.4:1～1.6:1 配置；4)Ⅳ類太陽能資源區(qū)光伏電站，推薦容配比按照1.6:1～1.8:1 配置。

3 最佳容配比的推進(jìn)難點(diǎn)與解決策略

2019年，GB 50797—20××《光伏發(fā)電站設(shè)計(jì)規(guī)范(征求意見稿)》[11]中提出，光伏方陣安裝容量與逆變器額定容量之比應(yīng)符合下列規(guī)定：Ⅰ類太陽能資源區(qū)，不宜超過1.2:1；Ⅱ類太陽能資源區(qū)，不宜超過1.4:1；Ⅲ類太陽能資源區(qū)，不宜超過1.8:1。

2020年，NB/T 10394—2020 正式實(shí)施[2]，該規(guī)范中提到，對(duì)于水平面總太陽輻照度在1000 W/m2的區(qū)域，采用固定式安裝的光伏電站容配比可以達(dá)到1.7:1～1.8:1。

2021年11月，國家能源局綜合司就《光伏發(fā)電開發(fā)建設(shè)管理辦法(征求意見稿)》公開征求意見，提出光伏電站容配比不應(yīng)高于1.8:1。

近幾年，中國各種關(guān)于光伏電站容配比的規(guī)范頻繁發(fā)布，標(biāo)志著中國已正式放開對(duì)容配比的限制，但目前中國光伏電站的容配比基本控制在1.3:1 以內(nèi)[12]，最佳容配比的推進(jìn)仍有較大難度。美國、印度光伏電站的容配比普遍在1.4:1 以上，日本光伏電站的容配比甚至已達(dá)到2.0:1，這也意味著中國光伏電站的容配比仍有較大的提升空間。

3.1 推進(jìn)難點(diǎn)

3.1.1 電網(wǎng)波動(dòng)性的考驗(yàn)

盡管從原理上，提升光伏電站的容配比可以讓光伏出力相對(duì)平滑，提升光伏電站的總體發(fā)電量，降低LCOE，但同時(shí)這也意味著相同規(guī)模的光伏電站會(huì)有更多的電力接入電網(wǎng)，對(duì)電網(wǎng)穩(wěn)定性、消納能力的考驗(yàn)更大。中國電網(wǎng)作為全球最強(qiáng)電網(wǎng)，維護(hù)電網(wǎng)安全是中國電網(wǎng)公司的首要任務(wù)，任何可能帶來波動(dòng)的電力形式自然不容易被接納[13]。由于之前中國光伏電站的容配比均控制在1:1 左右，即使目前規(guī)范允許采用超配設(shè)計(jì)方案，但是部分電網(wǎng)公司和光伏電站建設(shè)方仍相對(duì)保守，對(duì)于采用超配設(shè)計(jì)方案后帶來的變化并未進(jìn)行深入研究，也就不愿輕易嘗試選用最佳容配比的設(shè)計(jì)方案。

3.1.2 對(duì)逆變器散熱能力和使用壽命的擔(dān)憂

逆變器由直流開關(guān)、防雷器、直流濾波器、最大功率點(diǎn)追蹤(MPPT)、直流母線、逆變單元、交流濾波器、交流繼電器、交流EMI 濾波器等部件組成，而這些部件中因過載、溫度較高容易損壞或影響壽命的元器件主要有電解電容、絕緣柵雙極型晶體管(IGBT)等。由于光伏電站采用超配設(shè)計(jì)方案，逆變器可能連續(xù)長時(shí)間處于過載狀態(tài)，必然會(huì)導(dǎo)致逆變器內(nèi)部溫度上升，逆變器內(nèi)的散熱能力將會(huì)面臨更高的挑戰(zhàn)，也會(huì)在一定程度上影響逆變器內(nèi)主要元器件的使用壽命。根據(jù)電子元器件的10 ℃法則，即當(dāng)電子元器件的工作溫度在允許的極限工作溫度基礎(chǔ)上每升高10 ℃，電子元器件的使用壽命將減半。而由于這種對(duì)使用壽命的影響在短期內(nèi)無法顯現(xiàn)，易于被用戶忽視。

根據(jù)NB/T 32004—2018《光伏并網(wǎng)逆變器技術(shù)規(guī)范》[14]，逆變器在正常輸入工作電壓范圍內(nèi)工作時(shí)，測得的連續(xù)最大輸入電流或功率應(yīng)不超過標(biāo)稱最大輸入值的110%。因此逆變器廠家在設(shè)計(jì)時(shí)已考慮限功率，無論直流側(cè)裝機(jī)容量多大，交流側(cè)輸出容量最大也只有逆變器額定容量的1.1 倍，即逆變器1.1 倍過載。但采用超配設(shè)計(jì)方案時(shí)，超配比例越高，逆變器1.1 倍過載的時(shí)間就越長。據(jù)調(diào)研，目前各逆變器廠家在設(shè)計(jì)時(shí)均已考慮逆變器1.1 倍過載時(shí)所要求的散熱能力，且可保證逆變器的使用壽命，因此逆變器1.1倍過載時(shí)所需的散熱能力、使用壽命可不必?fù)?dān)憂。只是目前國內(nèi)光伏電站采用最佳容配比的應(yīng)用案例尚較少，暫時(shí)還停留在逆變器廠家的宣傳上，光伏電站的設(shè)計(jì)方、建設(shè)方，以及電網(wǎng)公司都持觀望態(tài)度，但隨著超配設(shè)計(jì)方案的應(yīng)用越來越廣泛，逆變器的散熱能力及使用壽命也必將得到印證。

3.1.3 對(duì)交流側(cè)設(shè)備選型的影響

逆變器長時(shí)間1.1 倍過載，若不考慮交流側(cè)線損，交流側(cè)設(shè)備如電纜、斷路器、箱變、主變等均應(yīng)具備1.1 倍過載的運(yùn)行能力，其中，交流側(cè)電纜需考慮增大其截面，斷路器選型時(shí)應(yīng)考慮增大其額定電流，箱變、主變同樣需考慮增大其容量。

以225 kW 的逆變器、3150 kVA 的箱變、交流側(cè)裝機(jī)容量為100 MW 的光伏電站為例，當(dāng)逆變器1.1 倍過載時(shí)，設(shè)備選型差異如表2所示。

由表2可知：當(dāng)光伏電站采用超配設(shè)計(jì)方案時(shí)，交流電纜型號(hào)需根據(jù)實(shí)際情況計(jì)算得到，因其本身選型留有一定的裕度，即便超配也不一定需要增大交流電纜截面積；對(duì)于箱變來說，在超配的情況下，前端逆變器長時(shí)間1.1 倍過載，需考慮增大箱變?nèi)萘?，避免箱變長時(shí)間處于過載運(yùn)行；對(duì)于斷路器來說，因其本身選型留有較大裕度，超配時(shí)無需增大斷路器的額定電流；而對(duì)于主變來說，超配時(shí)高、低壓電纜，箱變等線損也相應(yīng)增加，且主變本身也具有一定的過載能力，可不增加主變的容量。

表2 當(dāng)逆變器1.1 倍過載時(shí)的設(shè)備選型差異表Table 2 Table of equipment selection differences when the inverter is 1.1 times overloaded

3.1.4 直流側(cè)輸入能力的局限

目前市場主流逆變器為組串式逆變器和集中式逆變器。

1)集中式逆變器。以3125 kW 的集中式逆變器為例，直流側(cè)匯流箱最大輸入路數(shù)可選24 路輸入。選用540 Wp光伏組件，每26 塊光伏組件串成1串光伏組串，匯流箱選用24 匯1，逆變器最大輸入路數(shù)也可選用24 路。因此該型號(hào)逆變器的直流側(cè)輸入能力為：0.54×26×24×24=8087.04 kWp，直流側(cè)容量約為交流側(cè)容量的2.6 倍。

2)組串式逆變器。以225 kW 的組串式逆變器為例，直流側(cè)最大輸入路數(shù)為24 路。選用540 Wp光伏組件，每26 塊光伏組件串成1 串光伏組串，因此該型號(hào)逆變器的直流側(cè)輸入能力為：0.54×26×24=336.96 kWp，直流側(cè)容量約為交流側(cè)容量的1.5 倍。以同樣方式測算其他型號(hào)的組串式逆變器，直流側(cè)容量約為交流側(cè)容量的1.6 倍，主要原因在于組串式逆變器本身設(shè)計(jì)尺寸導(dǎo)致接口受限。

中國光伏電站暫時(shí)未超配太高，一定程度上也是受直流側(cè)輸入能力局限的影響。

3.2 解決策略

1)對(duì)于電網(wǎng)波動(dòng)性的考驗(yàn)，可結(jié)合相關(guān)規(guī)程、規(guī)范的要求，光伏電站實(shí)際情況(出力、運(yùn)行安全、損耗、成本等)，以及電網(wǎng)現(xiàn)狀(發(fā)展規(guī)劃、穩(wěn)定性、消納情況等)，與當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)公司進(jìn)行全方位深入分析，確定最佳容配比，從而降低光伏電站LCOE。

2)對(duì)于逆變器散熱能力和使用壽命的擔(dān)憂，可在技術(shù)文件中約定核心元器件的過載能力及使用壽命，提升逆變器的散熱能力，建議采用智能風(fēng)冷的散熱方式。

3)對(duì)于交流側(cè)設(shè)備選型的影響，可在設(shè)計(jì)階段，按逆變器長時(shí)間過載1.1 倍的工況統(tǒng)籌考慮交流側(cè)設(shè)備的選型。

4)對(duì)于直流側(cè)輸入能力的局限，可與廠家共同研究類似于“Y”型端子方案，以增大直流側(cè)輸入能力。

4 結(jié)論

本文針對(duì)光伏電站的容配比，研究分析了容配比的主要影響因素，通過模擬仿真搭建了光伏電站建設(shè)成本模型與LCOE 模型，計(jì)算得到了中國4 類太陽能資源區(qū)光伏電站的最佳容配比，并編制了中國各主要區(qū)域光伏電站最佳容配比速查表，指出了在中國光伏電站最佳容配比推進(jìn)的難點(diǎn)，提出了相應(yīng)的解決策略。研究結(jié)果表明：

1)影響光伏電站容配比設(shè)計(jì)的主要因素包括：項(xiàng)目所在地的太陽能資源、各項(xiàng)損失、光伏支架形式、場地條件等。

2)從投資者的角度出發(fā)，考慮主動(dòng)超配，以光伏電站LCOE 最低為衡量標(biāo)準(zhǔn)，推薦Ⅰ類太陽能資源區(qū)光伏電站容配比按照1.1:1～1.2:1 配置；推薦Ⅱ類太陽能資源區(qū)光伏電站容配比按照1.2:1～1.4:1 配置；推薦Ⅲ類太陽能資源區(qū)光伏電站容配比按照1.4:1～1.6:1 配置；推薦Ⅳ類太陽能資源區(qū)光伏電站容配比按照1.6:1～1.8:1 配置。但容配比的影響因素較多，宜根據(jù)光伏電站實(shí)際建設(shè)情況及電網(wǎng)運(yùn)行要求進(jìn)行單獨(dú)計(jì)算，以準(zhǔn)確判斷光伏電站的最佳容配比。

3)目前光伏電站最佳容配比的推進(jìn)難點(diǎn)主要有電網(wǎng)波動(dòng)性考驗(yàn)、對(duì)逆變器散熱能力及使用壽命的擔(dān)憂、對(duì)交流側(cè)設(shè)備選型的影響、直流側(cè)輸入能力的局限等。解決策略為：根據(jù)光伏電站實(shí)際情況與當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)公司進(jìn)行全方位深入分析；在技術(shù)文件中約定逆變器內(nèi)核心元器件的過載能力和使用壽命，提升逆變器的散熱能力；按逆變器長時(shí)間過載1.1 倍的工況統(tǒng)籌考慮交流側(cè)設(shè)備的選型；與廠家共同研究以增大直流側(cè)輸入能力。