光伏電站優(yōu)化設(shè)計(jì)與應(yīng)用

田 巍

（遼寧太陽能研究應(yīng)用有限公司，遼寧 沈陽 110136）

1 系統(tǒng)設(shè)計(jì)

為了不造成環(huán)境污染，不占用土地資源，某廠區(qū)在其建筑屋面滿足鋪設(shè)太陽能電池板要求的基礎(chǔ)上，在屋頂上安裝分布式光伏發(fā)電站。該項(xiàng)目采用兩套方案：一是以最佳傾角安裝太陽能電池板，二是在廠房屋頂上平鋪太陽能電池板。

1.1 電能計(jì)量系統(tǒng)

該項(xiàng)目的電能計(jì)量系統(tǒng)參考國家電網(wǎng)公司的《分布式電源接入系統(tǒng)典型設(shè)計(jì)》，采用380 V 計(jì)量方式，在用戶低壓計(jì)量相進(jìn)行計(jì)量。計(jì)量裝置具有信息采集功能，能夠分別計(jì)量上網(wǎng)和下網(wǎng)的電量。光伏電站發(fā)電量的消納方式主要分為兩種：自發(fā)自用和余電上網(wǎng)。上網(wǎng)和下網(wǎng)的電量按國家規(guī)定的上網(wǎng)電價(jià)和銷售電價(jià)分別計(jì)算售電費(fèi)和用電費(fèi)。

在該項(xiàng)目的4 個(gè)并網(wǎng)點(diǎn)均安裝具有雙向計(jì)量功能的智能遠(yuǎn)程費(fèi)控電能表及相應(yīng)的配套設(shè)備，通過專用電流互感器計(jì)量數(shù)據(jù)。相應(yīng)的配套設(shè)備包括GPRS 遠(yuǎn)程無線終端和隔離開關(guān)。智能電能表前后預(yù)留隔離開關(guān)安裝位置；若無安裝位置，則加裝三相智能電能表計(jì)量箱。電能計(jì)量裝置具備采集信息數(shù)據(jù)與傳輸?shù)墓δ?，可?shí)時(shí)監(jiān)控有功和無功對應(yīng)的數(shù)據(jù)，合理收集三項(xiàng)電流不平衡的監(jiān)測數(shù)值。

光伏系統(tǒng)中的電子設(shè)備為交流負(fù)荷提供電能，同時(shí)也會影響本地電網(wǎng)的電能質(zhì)量。逆變器將系統(tǒng)中的直流電轉(zhuǎn)換成交流電，這一轉(zhuǎn)化過程存在間歇與波動。為了確保系統(tǒng)能夠提供可靠的電能，電能直流指標(biāo)應(yīng)滿足GB/T12325、GB/T12326、GB/T14549、GB/T15543等國家標(biāo)準(zhǔn)。

光伏并網(wǎng)點(diǎn)斷路器具備失壓跳閘功能，可通過逆變器內(nèi)的低壓保護(hù)與頻率保護(hù)實(shí)現(xiàn)解列，不配置獨(dú)立的安全自動裝置。當(dāng)系統(tǒng)發(fā)生孤島效應(yīng)時(shí)，立即啟動保護(hù)措施，斷開電網(wǎng)。同時(shí)，系統(tǒng)具備繼電保護(hù)配置等緊急控制裝置，并在時(shí)間上與低電壓穿越匹配相結(jié)合。

1.2 系統(tǒng)元器件的選型

1.2.1 光伏組件

該項(xiàng)目選擇隆基太陽能光伏組件，型號為Longi 450W，尺寸（長×寬×高）為2094mm×1038mm×35mm，外觀如圖1所示，參數(shù)如表1所示。

表1 光伏組件主要參數(shù)

1.2.2 逆變器

光伏并網(wǎng)點(diǎn)逆變器并網(wǎng)時(shí)應(yīng)符合逆變器類型分布式電源接入配網(wǎng)技術(shù)的要求，該項(xiàng)目選擇的逆變器為錦浪GCI-100K-5G型，具有反孤島功能，具體參數(shù)如表2所示。

表2 逆變器主要技術(shù)參數(shù)

1.3 最佳傾角設(shè)計(jì)方案

1.3.1 最佳傾角

當(dāng)選擇不同的傾角時(shí)，光伏電站每個(gè)月接收到的太陽能輻射量差異很大。因此，當(dāng)采用固定傾角時(shí)，選擇最佳角度來確保最優(yōu)化發(fā)電，使發(fā)電量達(dá)到最大值。

最佳傾角通過PVsyst 軟件進(jìn)行模擬來確定，設(shè)計(jì)界面如圖2所示。

圖2 PVsyst太陽能電池板傾角設(shè)計(jì)界面

太陽能電池板的安裝方式選擇固定式傾角，朝向?yàn)檎?，即方位角?°，最佳安裝角度θ為40°。

1.3.2 太陽能電池板間距

該項(xiàng)目地點(diǎn)建設(shè)在φ=40°的緯度上。太陽高度角α是冬至日上午9:00的太陽高度角，太陽赤緯角隨地球自轉(zhuǎn)而改變，冬至日北半球的太陽赤緯角δ是-23.45°，而上午9:00 時(shí)的時(shí)角ω為45°，如圖3所示。

圖3 太陽能電池板間距

式中，α為太陽高度角，α=2.98°；δ為太陽赤緯角，δ=41.12°；φ為建設(shè)地點(diǎn)的緯度；ω為時(shí)角；β為太陽方位角；L為組件后的投影長度，L=8.38 m；太陽能電池方陣的間距D=6.31 m。

1.3.3 太陽能電池板的連接方案

屋頂?shù)睦碚撁娣e為12 000 m2，按最佳傾角安裝方式計(jì)算，該屋頂約能安裝1 344 塊光伏組件。根據(jù)太陽能電池板的參數(shù)以及錦浪GCI-100K-5G逆變器參數(shù)，利用太陽能電池板串并聯(lián)的計(jì)算方法，考慮到溫度變化的影響，該項(xiàng)目選擇16 串聯(lián)，14并聯(lián)。

已知太陽能電池板間距為6.31 m，尺寸為2 094 mm×1 038 mm×35 mm，最佳安裝傾角為40°，則太陽能電池方陣的實(shí)際安裝面積為11 097.47 m2，屋頂剩余面積為902.53 m2。

1.4 平鋪設(shè)計(jì)方案

組件在屋頂?shù)陌惭b方式主要是平鋪安裝和固定傾角安裝，這兩種安裝方式都需要考慮屋頂?shù)拿娣e、設(shè)施位置以及陰影對組件的影響。對于平鋪安裝形式的光伏電站，不必考慮前后排組件之間的陰影遮擋，在安裝的時(shí)候適當(dāng)留出檢修的通道以及電纜橋架的通道。屋頂面積為12 000 m2，應(yīng)盡量把屋頂?shù)拿娣e鋪滿，平鋪安裝的太陽能電池板以16串、15并的方式連接。經(jīng)計(jì)算，屋頂可以裝下4 800塊太陽能電池板，使用的面積為11 672.23 m2，屋頂剩余的面積為327.77 m2。

2 系統(tǒng)優(yōu)化

2.1 光伏發(fā)電量

光伏發(fā)電站的年平均發(fā)電量Ep：

式中，HA為單位面積太陽能年輻射總量；PAZ為組件的安裝容量；K為系統(tǒng)綜合效率，K=0.83。

2.2 最佳傾角發(fā)電量

使用PVsyst 軟件進(jìn)行模擬，可以得到固定傾角為40°時(shí)的太陽輻射總量，如表3所示。

柴油機(jī)發(fā)電系統(tǒng)是復(fù)雜的非線性動態(tài)系統(tǒng),該系統(tǒng)在穩(wěn)定點(diǎn)運(yùn)行時(shí)波動很小,因此可以用線性化模型來表示穩(wěn)定工作點(diǎn)附近的動態(tài)過程[6-7]。柴油發(fā)電系統(tǒng)的數(shù)學(xué)模型可以滿足

表3 固定傾角年太陽輻射總量

由公式（5）可知，該項(xiàng)目采用固定傾角安裝方式后，首年的發(fā)電量為857 740.060 8 kW·h。

由于光伏發(fā)電組件存在衰減率，在沒有接收太陽光照射之前，光伏組件的衰減率都比較??；當(dāng)光伏組件開始接收太陽光照射后，衰減率就會急劇增大，多年后，衰減率會逐漸穩(wěn)定下來。光伏發(fā)電站的發(fā)電量會隨著年衰減率的增加而減小，光伏組件的年衰減率曲線如圖4 所示，年衰減率與發(fā)電量的關(guān)系如表4所示。

圖4 光伏組件衰減率曲線

表4 衰減率對應(yīng)發(fā)電量

2.3 平鋪式發(fā)電量

使用PVsyst 軟件進(jìn)行模擬，可以得到平鋪安裝方式下太陽輻射總量，如表5所示。

表5 平鋪年太陽輻射總量

若該項(xiàng)目采用平鋪安裝方式，則首年的發(fā)電量為2 574 998.64 kW·h。光伏組件的年衰減率與發(fā)電量的關(guān)系如表6所示。

表6 衰減率對應(yīng)發(fā)電量

3 經(jīng)濟(jì)技術(shù)評估

從電費(fèi)調(diào)查、凈現(xiàn)值和回收期3 個(gè)方面對該項(xiàng)目進(jìn)行經(jīng)濟(jì)技術(shù)評估，其框架如圖5所示。

圖5 經(jīng)濟(jì)技術(shù)評估框架

屋頂光伏發(fā)電項(xiàng)目是一個(gè)附加在屋頂上的發(fā)電系統(tǒng)，在廠區(qū)的變壓器容量滿足接入條件的情況下，接入原廠區(qū)的配電室，并按“用戶自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”的方式，將該項(xiàng)目所發(fā)電量先供應(yīng)給廠區(qū)，多余的電量送入電網(wǎng)。通過雙向計(jì)量表記錄正向用電和反向用電，向廠區(qū)供應(yīng)的凈電量即為廠區(qū)減少的電網(wǎng)購電量，由此減少廠區(qū)購買電能的支出，這部分就是該項(xiàng)目所產(chǎn)生的節(jié)能效益。根據(jù)2019年9月電費(fèi)結(jié)算單可知，峰值電價(jià)為0.872 06元，平值電價(jià)為0.581 38元，谷值電價(jià)為0.290 69元。

通過軟件模擬峰值、平值、谷值時(shí)段與太陽能發(fā)電的時(shí)段，可得峰值時(shí)段的發(fā)電量占比為43.575%，平值時(shí)段的發(fā)電量占比為56.421%，谷值時(shí)段的發(fā)電量占比為0.004%。根據(jù)地理位置的不同，對3個(gè)時(shí)間段進(jìn)行劃分：峰值時(shí)段為7:00～11:00和19:00～23:00；平值時(shí)段為11:00～19:00；谷值時(shí)段為23:00～7:00，如圖6所示。

圖6 光伏電站不同時(shí)段發(fā)電量占比

光伏電費(fèi)為0.708 元/（kW·h），每度電合計(jì)代收費(fèi)用約為0.033 8元/（kW·h），則實(shí)際光伏電費(fèi)為0.741 8 元/（kW·h）。根據(jù)光伏電費(fèi)和平均年發(fā)電量可知，最佳傾角光伏系統(tǒng)的年平均收益為58 萬元，平鋪光伏系統(tǒng)的年平均收益為175萬元。

3.1 光伏發(fā)電系統(tǒng)壽命期凈現(xiàn)值

對于長期使用的光伏電站，采用凈現(xiàn)值和動態(tài)回收期所得到的數(shù)值來檢驗(yàn)其是否合理，同時(shí)驗(yàn)證經(jīng)濟(jì)效益是否合理。

式中，NPV為太陽能電池板壽命期的凈現(xiàn)值；C0為系統(tǒng)的初始投資；B為分布式光伏電站的平均年收益；C為系統(tǒng)運(yùn)行維護(hù)的成本；i為社會折現(xiàn)率，i=10%；n為太陽能電池組件的工作年限，n=20；nb為太陽能電池板的更換周期；Bcost為更換太陽能電池板的成本。

3.1.1 最佳傾角系統(tǒng)壽命期的凈現(xiàn)值

單晶450 W 光伏組件的價(jià)格為832.5 元，該系統(tǒng)總共使用1 344 塊太陽能電池板，系統(tǒng)總?cè)萘繛?04.8 kW，花費(fèi)120萬元；逆變器的價(jià)格為2.3萬元/臺，該方案使用了6 臺逆變器，花費(fèi)13.8 萬元；支架、線纜及其他設(shè)備花費(fèi)88萬元。

該系統(tǒng)的初始投資C0為221.8 萬元，分布式光伏電站平均年收益B為58 萬元，系統(tǒng)運(yùn)行維護(hù)成本C為1 萬元，光伏陣列的熱斑效應(yīng)使得太陽能電池板更換周期nb為1 年，更換太陽能電池板的成本Bcost為1.2萬元。將上述的數(shù)值代入式（6）中得

由此可見，該項(xiàng)目具有可行性。

3.1.2 平鋪系統(tǒng)壽命期的凈現(xiàn)值

該系統(tǒng)使用的太陽能電池板共有4 800 塊，系統(tǒng)容量為2 160 kW，花費(fèi)400萬元；使用20臺逆變器，花費(fèi)46萬元；支架、線纜等其他費(fèi)用共320萬元。

系統(tǒng)初始投資C0為766萬元，分布式光伏電站平均年收益B為175 萬元，系統(tǒng)運(yùn)行維護(hù)成本C為3.6 萬元，光伏陣列的熱斑效應(yīng)使得太陽能電池板更換周期nb為1年，更換太陽能電池板成本Bcost為4萬元。將上述的數(shù)值代入公式（6）中得

由此可見，該項(xiàng)目具有可行性。

3.2 系統(tǒng)回收期

3.2.1 動態(tài)回收期

電站從初期投入到發(fā)電獲得收益并回收成本的周期為動態(tài)回收期，依據(jù)項(xiàng)目基準(zhǔn)收益率來計(jì)算每年的凈收益。設(shè)投資回收期為ndp，社會年利率為i。根據(jù)回收期的定義，初始投資C0與年凈收益(B-C)的關(guān)系為

1）最佳傾角系統(tǒng)的動態(tài)回收期

已知C0為221.8 萬元，(B-C)為57 萬元，i為10%。由式（9）可計(jì)算出最佳傾角安裝形式的光伏電站的動態(tài)回收期ndp為5.17年。

2）平鋪安裝系統(tǒng)動態(tài)回收期

已知C0為766 萬元，(B-C)為171.4 萬元，i為10%。由式（9）可計(jì)算出平鋪安裝形式的光伏電站的動態(tài)回收期ndp為6.21年。

3.2.2 靜態(tài)回收期

除了動態(tài)回收期，也可以利用靜態(tài)回收期nsp來計(jì)算光伏電站的回收期：

最佳傾角安裝形式系統(tǒng)的靜態(tài)回收期為3.9年，平鋪安裝形式系統(tǒng)的靜態(tài)回收期為4.5 年。因此，對這兩種安裝形式的分布式光伏發(fā)電站的建設(shè)投資都是可行的。

4 優(yōu)化分析

最佳傾角安裝形式與平鋪安裝形式的對比結(jié)果如表7所示。

表7 最佳傾角安裝形式與平鋪安裝形式各項(xiàng)對比

通過表7 可以看出，兩種系統(tǒng)都能充分地利用屋頂?shù)拿娣e，但是平鋪形式的利用率比最佳傾角形式更大一些；最佳傾角系統(tǒng)的投資成本為221.8 萬元，對應(yīng)凈現(xiàn)值大于0，系統(tǒng)在使用壽命期間內(nèi)可以把投資成本回收，收益可達(dá)253.2萬元，回收成本后可賺取投資成本的1.14倍；平鋪系統(tǒng)的投資成本為766萬元，對應(yīng)凈現(xiàn)值也大于0，同樣能在使用壽命期間內(nèi)把投資成本回收，收益可達(dá)659 萬元，回收成本后可賺取投資成本的0.86倍。由此可見，最佳傾角安裝形式系統(tǒng)的效益更大。

5 結(jié)論

1）對比兩套設(shè)計(jì)方案，最佳傾角安裝方式共需要1 344 塊450 W 的光伏組件，總?cè)萘繛?05 kW，使用的屋頂面積為11 097.47 m2；平鋪安裝方式共需要4 800塊450 W的光伏組件，總?cè)萘繛? 160 kW，使用的屋頂面積為11 672.23 m2。這兩套方案對屋頂面積的使用率都在90%以上。

2）通過發(fā)電量的計(jì)算可知，最佳傾角安裝方式的平均年發(fā)電量為783 545 kW·h，平鋪安裝方式的平均年發(fā)電量為235 2261 kW·h。每生產(chǎn)1度電相當(dāng)于減少0.997 kg 的二氧化碳，最佳傾角安裝方式系統(tǒng)平均每年可減少783.76 t 二氧化碳，平鋪安裝方式系統(tǒng)平均每年可減少2 352.91 t二氧化碳。

3）通過經(jīng)濟(jì)技術(shù)評估分析可知，最佳傾角安裝方式系統(tǒng)的壽命期凈現(xiàn)值為253.2，動態(tài)回收期為5.17年；平鋪安裝方式系統(tǒng)的壽命期凈現(xiàn)值為659，動態(tài)回收期為6.21年。這說明兩套系統(tǒng)設(shè)計(jì)合理，都具有可行性。通過對比可知，最佳傾角安裝方式的回收期比平鋪安裝方式要短，可以在更短的時(shí)間內(nèi)回收投資成本，在光伏陣列剩余的壽命期內(nèi)賺取更多的收益。