基于青海地區在運光伏電站監測數據的容配比提升分析

(中國電力國際發展有限公司，北京 100080)

0 引言

近年來，隨著全球光伏組件技術的快速提升及光伏發電裝機規模的爆發式增長，光伏市場呈現光伏組件的價格快速下跌、單塊光伏組件的標稱功率穩步上升的趨勢。根據第11 版《國際光伏技術路線圖2019》[1]的數據顯示，自2010～2018 年，全球晶體硅光伏組件的平均價格從11.90 元/Wp下降至1.68 元/Wp；單塊晶體硅光伏組件的平均標稱功率也從241.5 Wp上升至302.5 Wp。

中國光伏行業協會的數據顯示，截至2019年12 月，國內晶體硅光伏組件的價格已經降至1.590～1.762 元/Wp，主流晶體硅光伏組件的標稱功率已達到330 Wp[2-3]。2010～2020 年，晶體硅光伏組件的價格下跌幅度超過10 元/Wp，單塊晶體硅光伏組件的標稱功率約上升100 Wp，且未來晶體硅光伏組件的價格仍有進一步的下降空間。

隨著國內光伏發電裝機規模日漸擴大，以及光伏組件價格的快速下降，早期投產的光伏電站陸續開展了大規模的擴容工程，這對光伏電站的經濟收益意義重大。

本文基于青海地區正在運行的光伏電站(下文簡稱“在運光伏電站”)的實時監測數據建立了光伏組件-逆變器限電率模型，以度電成本(LCOE)為考核指標，分析在不同擴容工程的工程造價影響下，光伏組件-逆變器容配比(下文簡稱“容配比”)與LCOE的敏感性關系，以確定在運光伏電站擴容時的最佳容配比。

1 容配比的含義

根據NB/T 10394-2020《光伏發電系統效能規范》中的表述，光伏組件的安裝容量(即光伏組件的標稱功率之和)PDC與逆變器的額定容量PAC之比稱為容配比η，其計算式為：

早期國內在運光伏電站的容配比一般為1:1，即與1 臺500 kW 集中式逆變器配套的光伏組件的安裝容量為500 kWp。但光伏電站會受失配損失、陰影遮擋、灰塵遮擋、光伏組件工作溫度升高、光伏組件功率衰減、電纜線損等因素的影響，安裝容量為500 kWp的光伏組件的實際輸出功率會低于500 kW，使逆變器無法實現滿負荷運行，存在額定容量浪費的情況，導致光伏電站的整體發電量低于預期值，最終影響光伏電站的經濟效益。

針對額定容量浪費的情況，可在光伏電站直流側適當增加光伏組件的數量或更換大功率光伏組件，以此增加光伏電站裝機規模，從而可在容配比1:1 的基礎上提升容配比，以提高光伏組件輸出功率，增加逆變器滿負荷運行的時數。

以某一晴朗日不同容配比時光伏組件的瞬時輸出功率曲線為例進行分析，如圖1 所示。從圖中可以看出，容配比為1.0:1 時光伏組件的瞬時輸出功率比容配比為1.1:1 及1.2:1 時光伏組件的瞬時輸出功率低，即容配比提高后，光伏組件的輸出功率也隨之提高，逆變器實現了滿負荷運行。

圖1 不同容配比時光伏組件的瞬時輸出功率曲線Fig.1 PV modules instantaneous output power curves at diffterent capacity ratios

提升容配比需考慮多種因素，下文對確定光伏電站最佳容配比需考慮的因素進行分析。

2 確定最佳容配比時需考慮的因素

雖然提升容配比可提高光伏組件的輸出功率，進而提升光伏電站的整體發電量，但容配比不能無限制的提升，需對限電率、工程造價及LCOE進行綜合考慮后，選取最佳的容配比。通過建立科學準確的針對光伏發電的限電率模型，再針對不同容配比時的工程造價及LCOE開展敏感性分析，即可準確評估不同容配比為光伏電站帶來的經濟效益。

相較于項目內部收益率，LCOE能更直觀地反映擴容工程所帶來的發電量收益，并排除其他財務指標變化造成的結果擾動。因此，采用LCOE作為經濟效益的考核指標更佳。

2.1 建立限電率模型

限電率是指由于容配比提升，光伏組件的理論輸出功率超過了逆變器的容量限制，從而造成了發電量損失，這部分損失的發電量即是被限制的那部分發電量，其占理論發電量的比例即為限電率N。

N的計算式可表示為：

式中，EDC,act為擴容后光伏組件的實際直流發電量；EDC,ideal為擴容后光伏組件的理論直流發電量。

對在運光伏電站中光伏組件的瞬時輸出功率曲線進行面積積分，在數學處理上有助于快速建立限電率模型。該模型可表示為：

式中，t為時刻；Eact(t)為擴容后t時刻光伏組件的實際瞬時輸出功率；Eideal(t)為擴容后t時刻光伏組件的理論瞬時輸出功率；SDC,act為擴容后光伏組件的實際瞬時輸出功率曲線的面積；SDC,ideal為擴容后光伏組件的理論瞬時輸出功率曲線的面積。

其中，

式中，E(t)為t時刻逆變器的交流瞬時輸出功率；δ為逆變器損耗，此處取2%。

以青海地區某在運光伏電站中安裝容量為500 kW 的光伏陣列為例。根據從該光伏電站監測系統中提取的500 kW 逆變器的單日交流瞬時輸出功率數據，利用式(4)可得出該光伏陣列的Eideal(t)。對于該光伏陣列而言，其單日的瞬時輸出功率存在如下關系：若Eideal(t)≤500 kW時，則Eact(t)=Eideal(t)；若Eideal(t)＞500 kW 時，則Eact(t)=500 kW，即Eact(t)被限制為500 kW。

對上述光伏陣列進行擴容，當容配比為1.4:1時，光伏組件的理論輸出功率超過了逆變器的容量限制，出現了逆變器限電的情況。基于9 月1～30 日的實時監測數據生成了部分日期內500 kW 逆變器的限電情況曲線，如圖2 所示。

圖2 容配比為1.4:1 時逆變器的限電情況Fig.2 Power limit of inverter when capacity ratio is 1.4:1

由于整個光伏電站的日實際輸出功率曲線是在包含了當地氣候、沙塵、溫度，以及各種檢修因素對光伏組件輸出功率造成影響的基礎上生成的，因此基于該功率曲線建立的限電率模型相對科學、準確，也對后續的分析更有指導作用。而基于光伏電站大量的全年實時監測數據則可以建立更準確的限電率模型。

通過限電率模型可計算得到光伏組件擴容后光伏電站整體的年發電量，其計算式為：

式中，EEXPAND為光伏組件擴容后光伏電站整體的實際年發電量；PEXPAND為光伏組件擴容后光伏電站的實際總裝機容量；H為光伏電站運營期內的年等效利用小時數。

2.2 工程造價分析

近年來，大型地面光伏電站的工程造價逐步下降，已由2010 年的8000～10000 元/kWp降至2019 年的約4550 元/kWp，預計2020 年可降至約4350 元/kWp[2-3]。

對于在運光伏電站而言，提升容配比所涉及到的工程造價主要包括新增光伏組件、樁基礎、光伏支架和線纜等的建設安裝費；除此以外的其他工程投資額因較小，可忽略不計。

綜上所述，當前擴容工程的工程造價應在2000～4000 元/kWp之間，且預計在未來幾年仍有下降空間。

2.3 LCOE 分析

LCOE可表示為[4]：

式中，Ci為光伏電站全壽命周期內第i年的成本，包括光伏電站的初始投資成本、逐年生產總成本等；Ei為光伏電站全壽命周期內第i年的發電量；n為光伏電站全壽命周期年限，此處取25；DR為折現率，此處取8%。

3 結果分析

3.1 容配比與LCOE 的關系分析

以青海地區某裝機規模為100 MWp的在運光伏電站為例，該光伏電站于2010 年建成，在考慮限電率、擴容工程的工程造價基礎上，針對不同容配比時該在運光伏電站的LCOE進行模擬分析。其中，該在運光伏電站的初始投資為8.5 億元，年生產總成本為2000 萬元，擴容工程的工程造價(光伏組件及樁基建設安裝費)為4000 元/kWp；光伏發電系統的系統效率為80%；以光伏電站全壽命周期25 年計算，光伏組件的首年衰減率為3%，后續24 年的逐年衰減率為0.71%；光伏電站的年等效利用小時數為1800 h。

圖3 為容配比在1.0:1～1.8:1 區間內時該在運光伏電站的LCOE情況。

圖3 在運光伏電站的LCOE 隨容配比變化的曲線Fig.3 Curve of LCOE with chang of capacity ratio of PV power station in operation

由圖3 可知，當容配比在1.3:1～1.5:1 區間內時，LCOE存在最小值。因此在容配比的變化幅度為0.1 的基礎上，對該在運光伏電站在不同容配比時的限電率、LCOE及LCOE的變動幅度進行綜合考慮，以便進一步縮小最佳容配比的選取范圍，具體如表1 所示。

表1 在運光伏電站在不同容配比時的限電率、LCOE及LCOE 的變動幅度Table 1 Curtailment rate,LCOE and LCOE variation of PV power station in operation with different capacity ratios

由于容配比提高，工程造價也必將上升。由表1 可知，隨著容配比的提高，限電率也在上升，這將造成光伏電站發電量收益的下降；但當容配比增至1.4:1～1.5:1 區間內時，LCOE值相對較低，且LCOE的下降幅度也相對較大。由此說明在該區間內LCOE存在最小值，即容配比存在最優解。

通過建立數學模型進行最優解運算，最終得出該在運光伏電站擴容后的最佳容配比為1.4024:1，雖然該容配比時的LCOE比容配比為1.4:1 時的略有優勢，但較為接近，因此容配比為1.4024:1 時的LCOE也按0.5135 元/kWh 分析。擴容后該光伏電站的LCOE從0.5501 元/kWh 降至0.5135 元/kWh，LCOE下降了0.0366 元/kWh。

3.2 在運光伏電站擴容工程造價不同時的敏感性分析

綜上所述可知，對于在運光伏電站而言，當擴容工程造價為4000 元/kWp時，該在運光伏電站的最佳容配比為1.4024:1。但隨著用于光伏電站擴容的原材料成本持續處于下跌的趨勢，擴容工程造價區間選取2000～4000 元/kWp、容配比區間選取1.0:1～2.0:1 后再次開展在運光伏電站的LCOE分析，結果如圖4 所示。

圖4 擴容工程造價不同時在運光伏電站的敏感性分析Fig.4 Sensitivity analysis of PV power station in operation with project cost of different expansion projects

由圖4 可知，隨著擴容工程造價的下降，不僅使在運光伏電站的最佳LCOE有進一步的下降空間，同時還使其最佳容配比也得到了進一步的提升。當在運光伏電站的擴容工程造價從4000元/kWp降至2000 元/kWp時，其最佳容配比從1.4024:1 上升到1.9600:1，這意味著光伏電站可加裝更多的光伏組件，最佳LCOE也從0.5135元/kWh 降至0.4631 元/kWh。

擴容工程造價不同時，在運光伏電站對應的最佳容配比和最佳LCOE情況如表2 所示。

表2 在不同擴容工程造價下,在運光伏電站的最佳容配比及最佳LCOETable 2 Optimal capacity ratio and optimal LCOE of PV power station in operation under project cost of different expansion projects

3.3 擬新建光伏電站在不同擴容工程造價時的敏感性分析

上文對在運光伏電站的容配比提升時，擴容工程造價不同時的最佳容配比及最佳LCOE的情況進行了分析，現基于前述理論方法，對擬新建的光伏電站在不同擴容工程造價時的容配比提升情況進行分析。

擬新建一座光伏組件安裝容量為100 MWp的光伏電站，其初始投資為4.35 億元，其他參數與前文青海地區某100 MWp在運光伏電站一致。若在此光伏組件裝機容量下提升容配比，則圖5 為該擬新建的光伏電站在不同擴容工程造價下的敏感性分析結果。

圖5 擬新建的光伏電站在不同擴容工程造價下的敏感性分析Fig.5 Sensitivity analysis of proposed newlly-built PV power station under project cost of different expansion projects

由圖5 可知，不同擴容工程造價下擬新建的光伏電站的最佳容配比的浮動范圍為1.1270:1～1.5551:1，最佳LCOE在0.3045～0.3303 元/kWh之間。

擬新建的光伏電站在不同擴容工程造價下對應的最佳容配比和最佳LCOE情況如表3 所示。

表3 擬新建的光伏電站在不同擴容工程造價下對應的最佳容配比及最佳LCOETable 3 Optimal capacity ratio and optimal LCOE of proposed newly-built PV power station under project cost of different expansion projects

3.4 小結

對青海地區某100 MWp在運光伏電站而言，在擴容工程造價為4000 元/kWp的情況下，經過光伏組件擴容后該在運光伏電站在最佳容配比時的LCOE可從0.5501 元/kWh 降至約0.5135元/kWh；當擴容工程造價從4000 元/kWp降至2000 元/kWp時，經過光伏組件擴容后該在運光伏電站在最佳容配比時的LCOE理論上最多可降至約0.4631 元/kWh。

對于青海地區擬新建的光伏電站而言，隨著未來擴容工程造價下降特別是光伏組件價格的下降，光伏電站的最佳容配比范圍將在1.1270～1.5551 之間浮動，LCOE有望低至約0.3045 元/kWh。

4 結論

近年來光伏產業漸趨成熟，優質的建設光伏電站的土地只會越來越少；隨著工程造價的下降，對在運光伏電站開展適當的擴容工程既可有效降低在運光伏電站的LCOE，還具有極強的可操作性。基于此，本文以青海地區在運光伏電站的實時監測數據為基礎，對此類光伏電站的容配比提升進行了分析。

由于在運光伏電站已取得土地及各項項目的批文，與新建光伏電站項目相比，其在項目開發成本、施工成本、工期成本等方面均具有較大的優勢。對于投資額較大的早期的在運光伏電站，在政策允許的情況下，甚至可考慮開展大規模的光伏組件擴容工程，從而大幅提升光伏電站的光伏組件裝機容量及整體發電量，充分挖掘原有優質土地的潛能，使光伏電站的經濟效益最大化。

為此，充分利用在運光伏電站的實時監測數據，建立容配比分析模型，對未來企業開展大規模的光伏電站擴容工程設計有顯著的指導意義。