高立剛，田莉莎，張 堃，陳亮亮

(中國電建集團(tuán)西北勘測設(shè)計(jì)研究院有限公司，西安 710065)

0 前 言

隨著光伏發(fā)電系統(tǒng)成本的不斷下降，光伏發(fā)電項(xiàng)目正式進(jìn)入了“平價(jià)時(shí)代”，如何降低電站投資成本、提高電站發(fā)電量和整體收益率，成為光伏電站投資領(lǐng)域關(guān)注的焦點(diǎn)。影響光伏電站投資收益的因素較多，設(shè)備集成方案、設(shè)計(jì)方案、安裝工藝及棄光限電等都會(huì)對投資收益產(chǎn)生影響。本文通過比較目前主流的組串式逆變器設(shè)計(jì)布置方案，從系統(tǒng)成本、線纜損耗、發(fā)電量比較等角度綜合分析，提出實(shí)現(xiàn)降低光伏電站度電成本的優(yōu)化方案。

1 大型光伏發(fā)電項(xiàng)目投資面臨的形勢

“十三五”以來，太陽能發(fā)電發(fā)展迅速，截至2019年底，太陽能發(fā)電裝機(jī)20 430萬kW(不含光熱發(fā)電)，在可再生能源總裝機(jī)中占比25.7%。2019年，全國光伏年發(fā)電量為2 243億kWh，同比增長26%，占全社會(huì)各類電源年發(fā)電量3.1%。光伏發(fā)電成本持續(xù)降低，將逐漸成為未來能源轉(zhuǎn)型中發(fā)揮“主力軍”[1]。

2020年是我國推進(jìn)光伏發(fā)電“平價(jià)上網(wǎng)”的承上啟下之年，如何做好從補(bǔ)貼走向平價(jià)對實(shí)現(xiàn)行業(yè)的持續(xù)健康發(fā)展至關(guān)重要。根據(jù)國家發(fā)展改革委發(fā)布的《關(guān)于2020年光伏發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)政策有關(guān)事項(xiàng)的通知》，將納入國家財(cái)政補(bǔ)貼范圍的Ⅰ至Ⅲ類資源區(qū)新增集中式光伏電站指導(dǎo)價(jià)，分別確定為0.35、0.4、0.49元/ kWh，新增集中式光伏電站上網(wǎng)電價(jià)原則上通過市場競爭方式確定，不得超過所在資源區(qū)指導(dǎo)價(jià)，逐漸推動(dòng)光伏補(bǔ)貼退坡。大型地面光伏發(fā)電項(xiàng)目如何降低電站投資成本、提高電站發(fā)電量和整體收益率越來越受到關(guān)注。

2 大型光伏發(fā)電項(xiàng)目關(guān)鍵設(shè)備分析

隨著光伏發(fā)電基地建設(shè)、領(lǐng)跑者項(xiàng)目推廣和應(yīng)用，集中式光伏發(fā)電項(xiàng)目的規(guī)模越來越大。根據(jù)GB 50797-2012《光伏發(fā)電站設(shè)計(jì)規(guī)范》規(guī)定，項(xiàng)目安裝容量大于30 MWp屬于大型光伏電站，而目前大型光伏電站、特別是光伏基地等單體光伏項(xiàng)目的裝機(jī)容量均在50～200 MWp。同時(shí)由于組件、逆變器等設(shè)備元器件的技術(shù)水平的提高，主流的組件、逆變器的電壓等級(jí)從1 000 V提高至1 500 V，而1 500 V系統(tǒng)較1 000 V系統(tǒng)具有更低的初始投資成本以及更高的系統(tǒng)發(fā)電效率。根據(jù)交、直流匯流設(shè)計(jì)方案，1 500 V光伏子方陣的規(guī)模也從1 MWp提高至3.5 MWp左右。

除光伏組件外，并網(wǎng)逆變器也是光伏發(fā)電系統(tǒng)的核心裝置，并網(wǎng)逆變器可以把光伏方陣的直流電轉(zhuǎn)換成交流電，同時(shí)兼具 MPPT 最大功率控制、元件控制和保護(hù)等功能。

目前主流的并網(wǎng)逆變器為集中式逆變器和組串式逆變器。

2.1 集中型逆變器特點(diǎn)

(1) 系統(tǒng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)采用DC-AC一級(jí)電力電子器件變換全橋逆變。

(2) 功率器件采用大電流IGBT，器件損耗較大，需要強(qiáng)制冷卻方式保證設(shè)備溫度。

(3) 防護(hù)等級(jí)一般為IP20，體積較大，室內(nèi)立式安裝或采用集裝箱一體機(jī)安裝方式。

(4) 一般采用單路或兩路最大功率跟蹤(MPPT) 跟蹤，組件異常遮擋、組串距離差異等原因?qū)е碌慕M串電壓差異，對子陣的整體發(fā)電量產(chǎn)生一定影響[2]。

2.2 組串式逆變器特點(diǎn)

(1) 拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)采用DC-DC-BOOST 升壓和DC-AC全橋逆變兩級(jí)電力電子器件變換。

(2) 功率開關(guān)管采用小電流的MOSFET，器件損耗小，可采用自然散熱或強(qiáng)制風(fēng)冷的方式控制器件溫度。

(3) 防護(hù)等級(jí)一般為IP65，體積較小，可室外掛式安裝。

(4) 每臺(tái)逆變器設(shè)18～20 路MPPT，每1～2 個(gè)組串接入1 路MPPT，每18～20個(gè)組串(約187～233 kW)對應(yīng)1 臺(tái)并網(wǎng)逆變器，組串間電壓的差異不影響MPPT 電壓的跟蹤，可以跟蹤到每個(gè)組串的最大功率點(diǎn)，減少組串不匹配，理論上可提高發(fā)電量[3]。

因組串式逆變器可以精確跟蹤到每 1～2個(gè)組串的 MPPT，減小組串線纜距離差異、失配等原因?qū)е碌慕M串電壓差異，理論上可以提高發(fā)電量和運(yùn)行效益，所以越來越受到關(guān)注。隨著電力電子元器件的價(jià)格進(jìn)一步下調(diào)，組串型逆變器的競爭優(yōu)勢更加明顯，而且組串型逆變器相比集中式逆變器，除了多路MPPT優(yōu)勢外，能更精準(zhǔn)的識(shí)別每個(gè)組串故障，精準(zhǔn)運(yùn)維，效率大幅提升，因此應(yīng)用場合也更加廣泛。

根據(jù)目前市場份額和應(yīng)用場景，兩種類型的逆變器均在大型地面光伏電站中廣泛應(yīng)用。

3 兩種組串式逆變器布置方案對比

傳統(tǒng)的組串式逆變器布置方案是將組串式逆變器分散布置在子方陣的道路兩側(cè)，就地進(jìn)行逆變，再經(jīng)過交流線纜匯流至35 kV升壓箱變低壓側(cè)。為保證壓降和損耗，組串式逆變器至升壓箱變采用變截面的低壓交流電纜, 組串式逆變器傳統(tǒng)布置方案(分散布置)見圖1。

圖1 組串式逆變器傳統(tǒng)方案(分散布置)

優(yōu)化方案將組串式逆變器進(jìn)行集中布置，組件至逆變器的線纜采用變截面的直流線纜，組串式逆變器至35 kV升壓箱變的低壓側(cè)采用母排(或電纜)連接，組串式逆變器優(yōu)化布置方案(集中布置)見圖2。

圖2 組串式逆變器優(yōu)化布置方案(集中布置)

3.1 實(shí) 例

以青海某100 MWp平價(jià)項(xiàng)目為例，對組串式逆變器方案的2種布置方案的投資和發(fā)電量情況進(jìn)行定量分析。

(1) 項(xiàng)目采用400 Wp單晶雙面雙玻的光伏組件，根據(jù)光伏組件參數(shù)及逆變器的電壓范圍，確定每個(gè)組件串為 26 塊光伏組件組成。每個(gè)子陣有360個(gè)組件串單元。

(2) 項(xiàng)目裝機(jī)容量為100 MWp，由32個(gè)3.7 MWp子方陣組成，每個(gè) 3.7 MWp 子陣采用18-20臺(tái)1 500 V、175 kW的組串式逆變器及 1 臺(tái) 3 150 kVA、37/0.8 kV 的升壓箱變。選取2個(gè)3.7 MWp的相鄰子方陣，采用組串式逆變器兩種布置方案如下所示。

傳統(tǒng)方案：分散布置

組串式逆變器分散布置在子方陣的道路兩側(cè)，組件串至組串式逆變器采用 GF-WDZCEER-125-DC1800V-2×4 mm2，組串 式 逆 變 器 至 升 壓 箱 變 采 用 ZR-YJY23-1.8/3kV-3×70 mm2、ZR-YJY23-1.8/3kV-3×95 mm2的電纜。

根據(jù)NB/T 10128-2019《光伏電站電氣設(shè)計(jì)規(guī)范》中3.3.4有關(guān)要求，電池組串至逆變器直流側(cè)最大壓降不宜超過1%，逆變器至箱變低壓側(cè)壓降不宜超過1%。組串至逆變器電纜GF-WDZCEER-125-DC1800V-2×4 mm2的最大長度為104 m，組串式逆變器至箱變電纜ZR-YJY23-1.8/3 kV-3×95 mm2的長度為165 m。經(jīng)計(jì)算[6]，電池組件串至逆變器的壓降為1.05%，逆變器至箱變低壓側(cè)第壓降為1.01%，3.7 MWp子方陣傳統(tǒng)方案布置見圖3所示。

圖3 3.7 MWp子方陣傳統(tǒng)方案布置示意圖

優(yōu)化方案：集中布置

組串式逆變器集中布置在35 kV箱變旁邊，組件串至組串式逆變器采用的電纜型號(hào)為 GF-WDZCEER-125-DC1800V-2×4 mm2或2×6 mm2，組串式逆變器至升壓箱變低壓側(cè)采用電纜或母排連接，本項(xiàng)目逆變器至升壓箱變低壓側(cè)選用ZR-YJY23-1.8/3kV-3 × 70 mm2進(jìn)行連接。

根據(jù)NB/T 10128-2019《光伏電站電氣設(shè)計(jì)規(guī)范》，優(yōu)化方案采用集中布置，參照本規(guī)范3.3.3的要求，電池組串至逆變器直流側(cè)不宜超過2%。組串至逆變器的電纜GF-WDZCEER-125-DC1800V-2×6 mm2電纜最大長度為265 m、組串式逆變器至箱變的電纜ZR-YJY23-1.8/3kV-3×70 mm2的長度為20 m，經(jīng)計(jì)算[6]，電池組件串至逆變器側(cè)的壓降為1.78%，3.7 MWp子方陣優(yōu)化方案布置見圖4所示。

圖4 3.7 MWp子方陣優(yōu)化方案布置示意圖

3.2 投資比較

選用2個(gè)相鄰的3.7 MWp子方陣進(jìn)行主要設(shè)備投資比較。因電池組件數(shù)量、子方陣布置、35 kV就地升壓箱變等均相同，本次只比較由于逆變器布置方案不同引起的電纜選型和安裝工程量的差異。

傳統(tǒng)方案采用組串式逆變器分散布置于道路兩側(cè)，優(yōu)化方案采用逆變器集中布置在箱變旁邊，兩種布置方案投資比較見表1。比較可知，對于3.7 MWp子方陣組串式逆變器優(yōu)化布置方案投資較傳統(tǒng)布置方案約減少10.9萬元。經(jīng)分析可知2種方案的投資差別主要體現(xiàn)在電纜的選型和敷設(shè)。

表1 兩種布置方案的主要設(shè)備投資比較表

3.3 線纜損耗比較

光伏電站子方陣線纜的直流損耗和交流損耗分別用ΔPZ和ΔPJ表示。選擇2個(gè)3.7 MWp的相鄰子方陣進(jìn)行線纜損耗比較，線路損耗計(jì)算公式[7]見式(1)～(3)。

(1)

(2)

(3)

經(jīng)計(jì)算，傳統(tǒng)方案的線纜損耗為1.53%，優(yōu)化方案的線纜損耗為1.29%，優(yōu)化布置方案的線纜損耗小于傳統(tǒng)布置方案的線纜損耗。

3.4 發(fā)電量比較

圖5 典型日發(fā)電量對比圖

考慮到本地區(qū)5月份輻射條件較好，選取天氣較好的某一天進(jìn)行發(fā)電量比較。傳統(tǒng)方案為組串式逆變器分散布置，優(yōu)化方案為組串式逆變器集中布置于箱變旁邊。

2種3.7 MWp子方陣布置方案的發(fā)電量曲線見圖5。由圖5可知，傳統(tǒng)布置方案的日發(fā)電量為約2.41萬kWh，優(yōu)化布置方案的日發(fā)電量約為2.40萬kWh，2種方案的日發(fā)電量相當(dāng)。

3.5 運(yùn)維比較

與傳統(tǒng)布置方案相比，優(yōu)化布置方案采用組串式逆變器集中布置，將逆變器安裝在35 kV箱變旁邊，有利于設(shè)備的巡檢和后期運(yùn)維。

4 結(jié) 論

本文通過對比組串式逆變器2種布置方案，對大型光伏電站的組串式逆變器的布置進(jìn)行了設(shè)計(jì)優(yōu)化。通過比較可知:

(1) 傳統(tǒng)布置方案的日發(fā)電量約為2.41萬kWh，優(yōu)化布置方案的日發(fā)電量約為2.40萬kWh，2種布置方案的發(fā)電量相當(dāng)；

(2) 采用組串式逆變器優(yōu)化布置方案可減少線纜損耗、減少設(shè)備投資，便于后期的巡檢和運(yùn)維。

組串式逆變器的優(yōu)化布置方案有利于減少設(shè)備的投資，提高收益，降低光伏電站度電成本，加速光伏發(fā)電的“平價(jià)時(shí)代”的進(jìn)程。