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計有限公司，長沙 410100)

0 引言

容配比R是指光伏組件標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裝機容量和交流側裝機容量的比值。在2020年之前，光伏電站的容配比一般按照1:1 進行設計。而在實際運行過程中，由于光伏發電系統受光伏組件能量轉換損失、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、直流系統損失、交流并網效率損失等一系列因素的影響，其輸出不可避免地會出現一些損失。尤其是在太陽輻照度低于1000 W/m2的應用場景下，光伏組件大部分時間的輸出功率達不到標稱功率，逆變器、變壓器及交流系統等設備基本均處于非滿負荷運行狀態，進而造成光伏發電系統整體發電量低于預期值，導致系統整體收益減少[1]。

海外國家早已放開容配比，即采用超配設計方案，美國、印度的光伏電站的容配比普遍在1.4:1 以上，日本甚至已達到2.0:1。中國國家能源局也已于2020年批準了NB/T 10394—2020《光伏發電系統效能規范》[2]，其正式實施標志著中國對于光伏電站的容配比也已正式放開。

科學合理的超配設計方案，可以補償因各種因素造成的光伏發電系統發電量損失，同時還可以提高交流側相關設備的利用率，進而降低系統成本，提高系統整體收益；另外，該方案還可以幫助更多地區實現光伏發電的平價及經濟性，也可讓光伏電站的輸出更為穩定，提高光伏電力對電網的友好性[3]。

本文以光伏電站的容配比為研究對象，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電系統的建設成本模型和平準化度電成本(LCOE)模型；然后在中國4 類太陽能資源區內各模擬建設1 座交流側總裝機容量為100 MW的地面光伏電站，以LCOE 最低為衡量標準，得出不同太陽能資源區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的難點及相應的解決策略。

1 容配比的主要影響因素

影響光伏電站容配比設計的主要因素包括：項目所在地的太陽能資源、各項損失、光伏支架形式、場地條件等[4]。其中，太陽能資源、各項損失主要影響光伏發電系統的發電量，而光伏支架形式和場地條件既會影響光伏發電系統的發電量，又會影響系統的投資成本。

1.1 太陽能資源

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

例如，同屬于Ⅰ類太陽能資源區的西藏自治區阿里地區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%。這意味著在這兩個地區的光伏電站，采用相同的系統配置(即相同的容配比)時，噶爾縣光伏電站的發電量比格爾木市光伏電站的發電量高17%。因此，若要達到相同的發電量，可以通過改變容配比來實現[6]。

1.2 各項損失

對于處在不同地區系統配置相同的光伏電站，其損失各不相同，因此需結合項目所在地的太陽能資源特點和氣候特征，并結合光伏電站總體設計方案，得出其系統效率，從而計算出光伏電站的發電量。光伏電站的能量轉換與傳輸過程中的各項損失大致如下[7]：

1)光伏組件能量轉換損失：屋面或山地坡面存在朝向為北向的情況，光伏組件不一定朝向正南布置；光伏組件能量轉換損失約為2%。

2)光伏組件匹配損失：對于精心設計、精心施工的光伏發電系統，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：環境溫度會影響光伏組件的工作溫度，進而影響其額定輸出功率，當光伏組件工作溫度高于其標準工作溫度時，光伏組件的額定輸出功率下降；溫度損失約取3%。

6)直流系統損失：直流系統包括直流電纜、組串式逆變器等，直流系統損失包括直流網絡損失和逆變器損失。若逆變器效率為98.7%，則直流系統損失約取2%。

7)交流并網效率損失：交流并網效率即從逆變器交流輸出至高壓電網的傳輸效率，交流電氣連接的線路損耗是影響交流并網效率的主要因素。交流并網效率損失約取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，逆變器也未滿載工作。因此，合理提高光伏電站的容配比，實際上可以提高逆變器及交流側其他設備的利用率。

1.3 光伏支架形式

光伏支架形式主要有固定傾角式、固定可調式、平單軸跟蹤式、斜單軸跟蹤式等。同一個項目，若選用不同的光伏支架形式，光伏發電系統的發電量與投資成本均會不一致，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、屋頂等，在裝機容量相同的情況下，不同的場地條件所占用的土地面積，以及配套的電纜用量，光伏支架形式及數量，管材和橋架、道路的工程量等必然存在差異，導致光伏電站的投資成本也會不同，從而會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 建設成本模型的模擬仿真

2.1.1 建設成本的組成

光伏電站建設成本由光伏場區建設成本、升壓站建設成本、其他費用、基本預備費等組成。

1)光伏場區建設成本主要包括：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備的采購、建設安裝、調試費用。

2)升壓站建設成本主要包括：升壓站的一次、二次設備及主材的采購、建設安裝、調試費用，以及房屋建筑、輔助設施等費用。

3)其他費用主要包括：項目建設用地費、項目建設管理費、生產準備費、勘察設計費等。

4)基本預備費，又稱工程建設不可預見費，主要包括為解決在施工過程中，經上級批準的設計變更和國家政策性調整所增加的投資，以及為解決意外事故而采取措施所增加的工程項目和費用。

2.1.2 建設成本模型的搭建

光伏電站建設成本模型的計算公式為：

式中：C為光伏電站的總建設成本，萬元；C1為光伏場區建設成本，萬元；C2為升壓站建設成本，萬元；C3為其他費用，萬元；C4為基本預備費，萬元。

其中：

光伏場區建設成本的計算公式為：

式中：q為分項；m為分項總數；C1q為光伏場區建設成本的分項成本，萬元；I1q為光伏場區建設成本的分項工程量；S1q為光伏場區建設成本的分項綜合單價，萬元。

升壓站建設成本的計算公式為：

式中：I2q為升壓站建設成本的分項工程量；S2q為升壓站建設成本的分項綜合單價，萬元；C2q為升壓站建設成本的分項成本，萬元。

其他費用的計算公式為：

式中：I3q為其他費用的分項工程量；S3q為其他費用的分項綜合單價，萬元；C3q為其他費用的分項成本，萬元。

基本預備費的計算公式為：

式中：k為基本預備費率，取1%。因為光伏場區建設成本、升壓站建設成本、其他費用均會隨項目建設規模、工程量、綜合單價的變化而發生變化，所以基本預備費也會隨之發生變化。

2.2 LCOE 模型的模擬仿真

2.2.1 LCOE 的定義

LCOE 的定義為光伏發電系統在全生命周期內所產生的所有成本與全部可上網電量的折現比值。

2.2.2 LCOE 的計算公式

平準化度電成本CL,E可表示為：

式中：I0為光伏電站的靜態初始投資成本，元；N為光伏發電系統的全生命周期，年；n為光伏發電系統運行的年數，n=1，2，…，N，年；It為光伏電站的增值稅抵扣，元；VR為光伏發電系統殘值，元；Mn為第n年的運營成本(即年運營成本，含維修費、保險費、材料費、人工工資、其他費用、輔助服務費等，不含利息)，元；Yn為第n年的上網電量(即年上網電量)，kWh；i為折現率，%。

2.2.3 LCOE 模型中財務參數的取值條件LCOE 模型中財務參數的具體取值條件為：1)光伏發電系統的建設期為1年，運行期為25年，則全生命周期為26年。

2)折現率取8%，可根據投資者期望進行調整。

3)可抵扣稅金(即光伏電站的增值稅抵扣)按建設投資的10%估算。

4)光伏發電系統的折舊年限為15～20年，殘值率為5%，靜態初始投資成本按100%計入固定資產。

5)年運營成本。①維修費：以“固定資產-可抵扣稅金”得到的值為基數，運行期的第1～3年暫定為質保期，維修費率為0%；第4年的維修費率為0.1%；以后各年的維修費率每年增長0.05%，直至第25年，屆時的維修費率為1.15%。②保險費：以“固定資產-可抵扣稅金”得到的值為基數，每年的保險費率為0.25%。③材料費：為定額，按10～30 元/kW 計算。④人工工資：按光伏電站定員計算，年工資、福利費及其他相關費用按當地工資水平計算。⑤其他費用：為定額，按10～30 元/kW 計算。⑥輔助服務費：暫不考慮。

6)資本金比例取20%～30%，貸款利率按當期長期貸款利率計算。

7)增值稅為13%，城市維護建設為5%，教育費附加為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：光伏電站的靜態初始投資成本、年上網電量、年運營成本、折現率。

通過測算不同太陽能資源區的不同地區的LCOE，分析單因素及多因素變化對LCOE的影響，可以得出如下結論：敏感性因素對光伏發電系統LCOE 的影響從大到小的排名為年上網電量＞光伏電站的靜態初始投資成本＞折現率＞年運營成本。因此，在不同的太陽能資源區尋找開發優勢，通過技術創新，提高光伏發電系統的年上網電量、降低光伏電站的靜態初始投資成本、樂觀判斷投資期望、高效的運營管理，均是降低光伏發電系統LCOE 的關鍵。

2.3 LCOE 計算案例

根據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：Ⅰ類太陽能資源區的年太陽輻射量在6300 MJ/m2以上；Ⅱ類太陽能資源區的年太陽輻射量在5040～6300 MJ/m2；Ⅲ類太陽能資源區的年太陽輻射量在3780～5040 MJ/m2；Ⅳ類太陽能資源區的年太陽輻射量在3780 MJ/m2以下。

本文在4 類太陽能資源區內各模擬建設1 座交流側總裝機容量為100 MW 的地面光伏電站，根據上文所列建設成本模型和LCOE 模型[9]，分別計算不同太陽能資源區各地面光伏電站的建設成本和LCOE。計算的邊界條件為：

1)交流側裝機容量為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)增加直流側光伏組件裝機容量進行光伏電站的LCOE分析。

2)光伏組件統一選用540 Wp單面單晶硅光伏組件(1500 V 光伏發電系統)，逆變器統一選用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，光伏發電系統交流側的投資相同，直流側投資需按照實際工程量的變化計算。

4)不考慮實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電系統帶來的影響。

5)不考慮“棄光限電”情況。

6)光資源數據源統一選用Meteonorm8.0 氣象數據庫軟件。

7)光伏發電系統效率統一按81%考慮[10]。

當光伏電站容配比從1.1:1 到1.9:1 變化時，光伏場區的光伏組件、直流電纜、電纜管、橋架、接地材料、鉆孔、光伏支架基礎、光伏支架基礎用鋼筋、場區道路等工程量相應增加，其他基礎設施費、水土保持費、征地費、青苗補償費等均需根據直流側裝機容量相應增加；逆變器、交流電纜、箱變等交流側設備及其土建安裝費，升壓站設備及其土建安裝費，永久征地費，項目建設管理費，勘察設計費等均保持不變。

2.3.1 Ⅰ類太陽能資源區的LCOE 計算案例

選擇西藏自治區拉薩市作為Ⅰ類太陽能資源區的典型地區，對該地區建設的地面光伏電站(下文簡稱為“拉薩光伏電站”)在不同容配比下的LCOE 進行分析。拉薩市位于西藏自治區東南部，雅魯藏布江支流拉薩河北岸，地理坐標為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；當容配比為1.0:1時，拉薩光伏電站的首年利用小時數(本文的首年利用小時數均為考慮了光伏組件首年衰減率后的值)為1834 h。

模擬計算得到的不同容配比下拉薩光伏電站的首年利用小時數與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數與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：當容配比為1.2:1 時，拉薩光伏電站的LCOE 最低，為0.2037 元/kWh。

2.3.2 Ⅱ類太陽能資源區的LCOE 計算案例

選擇內蒙古自治區的呼和浩特市作為Ⅱ類太陽能資源區的典型地區，對該地區建設的地面光伏電站(下文簡稱為“呼和浩特光伏電站”)在不同容配比下的LCOE 進行分析。呼和浩特位于內蒙古自治區中部，地理坐標為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；當容配比為1.0:1 時，呼和浩特光伏電站的首年利用小時數為1620 h。

模擬計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數與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數與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：當容配比為1.4:1 時，呼和浩特光伏電站的LCOE 最低，為0.2200 元/kWh。

2.3.3 Ⅲ類太陽能資源區的LCOE 計算案例

選擇遼寧省沈陽市作為Ⅲ類太陽能資源區的典型地區，對該地區建設的地面光伏電站(下文簡稱為“沈陽光伏電站”)在不同容配比下的LCOE 進行分析。沈陽市位于中國東北地區的南部、遼寧中部，地理坐標為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；當容配比為1.0:1時，沈陽光伏電站的首年利用小時數為1309 h。

模擬計算得到的不同容配比下沈陽光伏電站的首年利用小時數與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數與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：當容配比為1.6:1 時，沈陽光伏電站的LCOE 最低，為0.2658 元/kWh。

2.3.4 Ⅳ類太陽能資源區的LCOE 計算案例

選擇重慶市作為Ⅳ類太陽能資源區的典型地區，對該地區建設的地面光伏電站(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；當容配比為1.0:1時，重慶光伏電站的首年利用小時數為721 h。

模擬計算得到的不同容配比下重慶光伏電站的首年利用小時數與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數與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：當容配比為1.8:1 時，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個案例可知：Ⅰ類太陽能資源區中，拉薩光伏電站在容配比為1.2:1 時的LCOE 最低，則1.2:1 為其最佳容配比；Ⅱ類太陽能資源區中，呼和浩特光伏電站在容配比為1.4:1時的LCOE 最低，則1.4:1 為其最佳容配比；Ⅲ類太陽能資源區中，沈陽光伏電站在容配比為1.6:1 時的LCOE 最低，則1.6:1 為其最佳容配比；Ⅳ類太陽能資源區中，重慶光伏電站在容配比為1.8:1 時的LCOE 最低，則1.8:1 為其最佳容配比。

按照上述分析，采用建設成本模型及LCOE模型，通過PVsyst 軟件模擬仿真，可計算得到中國各主要區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計算結果未考慮部分地區的“棄光限電”影響；2)光伏電站成本暫未考慮地區差異；3)光資源數據源統一選用Meteonorm8.0 氣象數據庫軟件；4)光伏發電系統效率統一按81%考慮。

(續表)

根據表1中國各主要區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 最佳容配比的推進難點與解決策略

2019年，GB 50797—20××《光伏發電站設計規范(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符合下列規定：Ⅰ類太陽能資源區，不宜超過1.2:1；Ⅱ類太陽能資源區，不宜超過1.4:1；Ⅲ類太陽能資源區，不宜超過1.8:1。

2020年，NB/T 10394—2020 正式實施[2]，該規范中提到，對于水平面總太陽輻照度在1000 W/m2的區域，采用固定式安裝的光伏電站容配比可以達到1.7:1～1.8:1。

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

近幾年，中國各種關于光伏電站容配比的規范頻繁發布，標志著中國已正式放開對容配比的限制，但目前中國光伏電站的容配比基本控制在1.3:1 以內[12]，最佳容配比的推進仍有較大難度。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 推進難點

3.1.1 電網波動性的考驗

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平滑，提升光伏電站的總體發電量，降低LCOE，但同時這也意味著相同規模的光伏電站會有更多的電力接入電網，對電網穩定性、消納能力的考驗更大。中國電網作為全球最強電網，維護電網安全是中國電網公司的首要任務，任何可能帶來波動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，即使目前規范允許采用超配設計方案，但是部分電網公司和光伏電站建設方仍相對保守，對于采用超配設計方案后帶來的變化并未進行深入研究，也就不愿輕易嘗試選用最佳容配比的設計方案。

3.1.2 對逆變器散熱能力和使用壽命的擔憂

逆變器由直流開關、防雷器、直流濾波器、最大功率點追蹤(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計方案，逆變器可能連續長時間處于過載狀態，必然會導致逆變器內部溫度上升，逆變器內的散熱能力將會面臨更高的挑戰，也會在一定程度上影響逆變器內主要元器件的使用壽命。根據電子元器件的10 ℃法則，即當電子元器件的工作溫度在允許的極限工作溫度基礎上每升高10 ℃，電子元器件的使用壽命將減半。而由于這種對使用壽命的影響在短期內無法顯現，易于被用戶忽視。

根據NB/T 32004—2018《光伏并網逆變器技術規范》[14]，逆變器在正常輸入工作電壓范圍內工作時，測得的連續最大輸入電流或功率應不超過標稱最大輸入值的110%。因此逆變器廠家在設計時已考慮限功率，無論直流側裝機容量多大，交流側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。但采用超配設計方案時，超配比例越高，逆變器1.1 倍過載的時間就越長。據調研，目前各逆變器廠家在設計時均已考慮逆變器1.1 倍過載時所要求的散熱能力，且可保證逆變器的使用壽命，因此逆變器1.1倍過載時所需的散熱能力、使用壽命可不必擔憂。只是目前國內光伏電站采用最佳容配比的應用案例尚較少，暫時還停留在逆變器廠家的宣傳上，光伏電站的設計方、建設方，以及電網公司都持觀望態度，但隨著超配設計方案的應用越來越廣泛，逆變器的散熱能力及使用壽命也必將得到印證。

3.1.3 對交流側設備選型的影響

逆變器長時間1.1 倍過載，若不考慮交流側線損，交流側設備如電纜、斷路器、箱變、主變等均應具備1.1 倍過載的運行能力，其中，交流側電纜需考慮增大其截面，斷路器選型時應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、交流側裝機容量為100 MW 的光伏電站為例，當逆變器1.1 倍過載時，設備選型差異如表2所示。

由表2可知：當光伏電站采用超配設計方案時，交流電纜型號需根據實際情況計算得到，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；對于箱變來說，在超配的情況下，前端逆變器長時間1.1 倍過載，需考慮增大箱變容量，避免箱變長時間處于過載運行；對于斷路器來說，因其本身選型留有較大裕度，超配時無需增大斷路器的額定電流；而對于主變來說，超配時高、低壓電纜，箱變等線損也相應增加，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 當逆變器1.1 倍過載時的設備選型差異表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，直流側匯流箱最大輸入路數可選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也可選用24 路。因此該型號逆變器的直流側輸入能力為：0.54×26×24×24=8087.04 kWp，直流側容量約為交流側容量的2.6 倍。

2)組串式逆變器。以225 kW 的組串式逆變器為例，直流側最大輸入路數為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，因此該型號逆變器的直流側輸入能力為：0.54×26×24=336.96 kWp，直流側容量約為交流側容量的1.5 倍。以同樣方式測算其他型號的組串式逆變器，直流側容量約為交流側容量的1.6 倍，主要原因在于組串式逆變器本身設計尺寸導致接口受限。

中國光伏電站暫時未超配太高，一定程度上也是受直流側輸入能力局限的影響。

3.2 解決策略

1)對于電網波動性的考驗，可結合相關規程、規范的要求，光伏電站實際情況(出力、運行安全、損耗、成本等)，以及電網現狀(發展規劃、穩定性、消納情況等)，與當地電網公司進行全方位深入分析，確定最佳容配比，從而降低光伏電站LCOE。

2)對于逆變器散熱能力和使用壽命的擔憂，可在技術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，建議采用智能風冷的散熱方式。

3)對于交流側設備選型的影響，可在設計階段，按逆變器長時間過載1.1 倍的工況統籌考慮交流側設備的選型。

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

4 結論

本文針對光伏電站的容配比，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成本模型與LCOE 模型，計算得到了中國4 類太陽能資源區光伏電站的最佳容配比，并編制了中國各主要區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的難點，提出了相應的解決策略。研究結果表明：

1)影響光伏電站容配比設計的主要因素包括：項目所在地的太陽能資源、各項損失、光伏支架形式、場地條件等。

2)從投資者的角度出發，考慮主動超配，以光伏電站LCOE 最低為衡量標準，推薦Ⅰ類太陽能資源區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，宜根據光伏電站實際建設情況及電網運行要求進行單獨計算，以準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難點主要有電網波動性考驗、對逆變器散熱能力及使用壽命的擔憂、對交流側設備選型的影響、直流側輸入能力的局限等。解決策略為：根據光伏電站實際情況與當地電網公司進行全方位深入分析；在技術文件中約定逆變器內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；按逆變器長時間過載1.1 倍的工況統籌考慮交流側設備的選型；與廠家共同研究以增大直流側輸入能力。