光伏电站容配比及提高容配比对光伏电站的影响
时间：2023-06-04 10:40:19 来源：雅意学习网 本文已影响 人 
高 翔
（酒泉职业技术学院，甘肃 酒泉 735000）
2021年3月，全国两会首次将碳达峰、碳中和写入政府工作报告，减少高碳排放的煤、石油等化石能源的使用，限制二氧化碳排放，增加风电、光伏为主的新能源发电容量对我国能源结构调整、产业结构布局、新能源开发利用将产生重大影响，甚至对我国公民个人的生活出行方式都会带来深刻变革。光伏发电是利用半导体的光生伏特效应将光能直接转变为电能的一种技术，并将电能存储在储能器件中。在光伏电站设计时，一般均需考虑项目所在地的光照资源差异，组件转换效率、倾斜角度，支架的行间距、运行方式，以及设备的选型和布置方式等[1]，如果按照1:1的容配比设计，当光伏阵列输出功率小于额定输出功率时，逆变器无法按额定功率运行，导致系统设备利用率低。因此，光伏电站选择合适的容配比至关重要。
2020年10月23日，《光伏发电系统效能规范（NB/T10394-2020）》发布，这是我国首个正式下发的、全面放开容配比的规范，该规范将容配比限制提高到最高1.8：1，以交流侧计算“额定容量”[2]。容配比的放开将进一步改善组件、支架等的出货情况，从总体上看，容配比的开放符合光伏平价时代的要求，对提高组件需求，降低光伏电站的用电成本，加快光伏平价上网意义重大。
1.1 光伏电站容配比的概念
光伏电站容配比是指光伏发电系统组件安装容量与光伏发电系统额定容量的比值。当该比值大于1:1时，即光伏组件的容量≥逆变器额定容量，被称为“超配”[3]，提高超配比例可以减少组串数量，减少直流电缆，减少逆变器台数和对应的交流电缆成本，提升系统发电量。
其中：R--容配比；
PDC--光伏发电系统组件安装容量，单位：峰瓦（Wp）；
PAC--光伏发电系统额定容量，单位：瓦（W）。
1.2 系统损耗
光伏发电系统在工作时总会有一些损耗，主要分为两大类：一是失配损耗，各个组串单独组件时，或不同组串形成光伏阵列时，由组件差异引发输出不匹配所导致的损耗，如光伏组串间匹配损失；
二是逆变器损耗，包含逆变电器自身损耗，直流电转换交流电中MPPT追踪导致的损耗等，如逆变器转换损失。参照我国多个光伏电站的测量数据，电站直流侧损耗之和在10%-15%之间，且不包含变电器后级的其他设备和线路损耗，系统效率损失如图1a。辐照度在不同区域变化较大，同样的系统配置可以通过改变容配比来实现不同的发电量。当组件容量与逆变器容量相等时，组件的理想输出功率为100%(图1b中虚线)，由于各种损耗，逆变器的最大实际输出容量仅为逆变器额定容量的90%左右(图1b中实线)，即使在光照最好的情况下，逆变器也不能满载工作，降低了逆变器和系统的利用率。
图1 系统损失效率和输出功率曲线
在平价上网全面到来前夕，如何降低系统投资成本，提高回报率是光伏电站系统设计与优化的主要目标之一。超配设计已成为提高光伏发电系统综合利用率、降低系统用电成本、增加利润的有效手段。科学的设计，合理的逆变器选择，使超配成为大规模光伏系统的标准配置，将快速推进我国平价上网的进程。
2.1 超配方案
超配设计分为两种方案：补偿超配和主动超配。无超配时，光伏组件的容量≤逆变器额定容量，逆变器处于轻载运行；
补偿超配时，通过适当加装光伏组件（提高容量）来补偿传输过程中的系统能量损耗，使逆变器在实际使用过程中能够满功率工作；
主动超配时，在补偿超配的基础上通过主动延长逆变器满负荷工作时间，进一步加装光伏组件，在增加阵列投入成本和系统发电收益之间达到动态平衡，实现LCOE最小 (即平均功率(发电)成本，一般以兆瓦时( MWH )为单位，1兆瓦时等于1000度电( KWH ) )。图2为超配设计方案比较。
图2 超配设计方案
2.2 超配设计策略
（1）直流侧增容。根据交流侧统计电站装机容量，直流侧有足够的土地满足超配设计安装面积要求，增加组件的安装容量。
（2）交流侧减容。根据直流侧统计电站装机容量，采取措施增大体积比减少通信Side容量配置，降低箱式逆变器的容量以减少投资。
（3）直流侧增容结合交流侧减容。根据电站容量按交流侧计算，但直流侧没有足够的土地面积安装超配组件。根据土地面积先确定直流侧容量，然后根据不同的光资源条件选择最优容配比，从而降低交流侧容量，降低投资成本。
结论：直流侧增容设计将是未来光伏电站扩容比的最优选择，也是业界呼吁基于交流侧增容的光伏电站指标管理和直流侧增容限额释放的核心目的。
2.3 最佳容配比设计方法
综合考虑项目的地形条件、太阳能资源条件、组件选型、电网需求等因素，按照确定边界、收集数据、分析建设条件、确定配置方案、成本核算、收益对比的流程，使用试算法从低到高选取容配比进行多点计算，借助PVsyst仿真工具和财务收益、测算模型，针对不同容配比开展发电量及收益分析，可以找出最佳容配比[5]。
3.1 超配对逆变器的影响
目前，在美欧、印度等海外光伏市场，电站一般都是超配设计，容配比超过1.4倍，日本部分电站的容配比已经达到2倍以上，我国也正在推广这种设计。当光伏系统设计为超配时，逆变器的选择需要考虑以下三点：
（1）逆变器需具备更强的耐“压”能力。光伏电站超配后，去除系统损耗，仍会超过逆变器的额定功率，造成逆变器的过载运行，甚至超过逆变器的工作范围，达到逆变器的过载保护点。逆变器将调整工作点使组件输出偏离最大工作点，以保证逆变器输出不超过其额定功率，充分提高了逆变器的利用率。如图3所示，当工作点偏离A点至C点时，组件输出偏离最大工作点，输出电流减小，输出电压增大。
图3 过载保护
（2）逆变器需具备更强的散热能力。系统超配后，逆变器的满负荷运行时间延长，尤其在中东部的屋顶、山丘等分布式电厂，环境温度较高，散热条件相对较差。例如，在炎热的夏季，由于屋顶彩钢瓦或水泥屋顶在光照后受到热辐射，屋顶环境温度至少比地面电厂高10℃，这对逆变器的散热能力提出了挑战。同时，随着双面元件、平单轴系统等应用的不断增加，逆变器的满负荷运行时间将进一步增加，对逆变器的散热能力提出了更高的要求。
（3）逆变器需具备更强的直流侧接入能力。当逆变器直流输入端不足，导致逆变器直流侧接入组件容量等于或小于逆变器交流电功率等级时，考虑到粉尘屏蔽，元件输出至少减少2-3%，同时考虑到组件衰减、电缆损耗等因素，实际传输到逆变器的输入直流电功率将减少约5-10%，逆变器、变压器和后端电气系统将长期处于轻载状态。例如，对于80kW的逆变器，如果连接80kW的组件，实际输出将小于80kW。因此，逆变器直流侧需要具备更强大的直流侧接入能力，以提高系统的利用率，降低电厂成本。
3.2 超配对箱式变压器的影响
提高容配比可以增加逆变器和箱式变压器等设备的利用率，降低光伏电站逆变器和箱式变压器的工程造价，并减薄其他设施的投资成本。在不考虑逆变器交流线损的情况下，箱式变压器应有1.1倍的过载运行能力。
4.1 不同容配比对发电量的影响
由于逆变器的限功率运行时间会随着容配比的增加而增加，因此基于直流侧装机容量计算的等效利用小时数会发生变化。不同容配比下的电站利用小时数在第1年将减少，在容配比达到1.4:1之前，第1年的利用小时不会减少多少，甚至略有增加；
容配比超过1.6:1后，首年利用小时数减少比较明显，但减少幅度仍然不大；
当产能比达到1.5:1时，与容配比1.0:1相比，第一年利用小时数略有减少，但减少幅度较小；
随着容量比的逐渐增大，第一年利用小时数将减少。当容量比不同时，直流电缆长度增加，随着直流线损的增加和合适容量比的选择，在不增加交流设备成本的前提下，可以增加光伏电站的总体发电量，提升交流设备利用率。
4.2 不同超配方案对度电成本影响
（1）交流侧减装度电成本分析。假设直流侧容量一定，提高容配比可降低箱变、逆变成本、交流电缆成本。光伏电站的功率变化幅度也同步降低，电站输出更加平滑稳定，电网友好性随之提高，对光伏度电成本（LCOE）的下降具有积极意义。
（2）直流侧超装度电成本分析。从光伏发电机理和发电成本的角度来看，光伏电站只有通过提高容配比，补充直流侧的装机容量，才能实现记录装机容量的额定出力。随着容配比的增大，温度、天气和组件衰减对光伏电站的影响减小，光伏发电输出功率更加稳定。如果增加一定比例的储能系统，就可以成为可调度的支撑电源；
直流侧充电后，可提高升压站、输电线路工程等公共设施利用率，降低公用部分成本，降低工程造价和度电成本[4]。
4.3 组件衰降后对发电量的影响
光伏组件的衰降会导致电站实际运行年度的容配比逐年下降。光伏电站25年生命周期内，随着组件的衰降，实际容配比逐年下降，第六年降至1.60:1，第14年降至1.50:1，第23年降至1.40:1。容配比降低后，由于逆变器功率限制的降低，年利用小时数增加，但容配比的增加确实可以减缓光伏电站发电量的衰降。
4.4 提升容配比对新能源发电行业的影响
全面放开容配比，将长期持续较大幅度提升国内光伏组件出货量，同时也能提升逆变器出货量。《标准》发布之前国家对容配比的要求为1:1，行业内实际超配不超过1:1.05，而逆变器此前实际的安装容量也只有标准的0.8-0.9倍，放开容配比逆变器1:1配置将成为标配，组件预计平均超配比例为1:1.14，也就是说将提升10%-20%的国内逆变器需求和30%以上的国内组件需求。另外，合理超配可实现最低的LCOE，提升项目IRR，加速平价推进。限制容配比阻碍了系统实现最优设计，不利于度电成本降低，适当超配将提升逆变器使用效率，降低电站度电成本，帮助更多地区实现平价经济性。
最优容配比方案与光照、温度、组件铺设等诸多因素有关，其中光照条件最为相关。根据行业适合发展光伏电站的基本光照条件划分，全国可分为四类光照条件区域。近年来，随着西北电网接入容量的限制、大规模的限电以及政策向分布式电站的倾斜，光伏电站逐渐从西北I、II类地区向光资源相对较差的Ⅲ类和Ⅳ类东南地区转移。以最低度电成本LCOE和最高内部收益率IRR为基础，建议I类资源地区容配比为1.2-1.3，II类资源地区容配比为1.3-1.4，III类和IV类资源地区容配比为1.4-1.6。但合适的容配比受直流侧损耗、组件支架和基础用地成本、光资源条件等多种因素影响，因此在确定不同光照区域的参考值范围时，建议单独计算每个项目，以确定最佳容配比。
本文以容配比及提升容配比的方案为切入点，对光伏电站的容配比及提高容配比对光伏电站的影响进行了研究，得出结论：在一定程度上提高容配比，可以提高逆变器、箱变的设备利用率，光伏电站的功率变化幅度也同步降低，电站输出更加平滑稳定，电网友好性随之提高，同时还可以降低工程造价，减薄升压站、送电线路等公用设施的投资成本，对光伏度电成本（LCOE）的下降具有积极意义[6]。
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