提高“容配比”是降低光伏发电成本的最有效方法

提高"容配比”是降低光伏发电成本的最有效方法崔楠;吴洪宽【摘要】通过分析光侠发电与逆变器工作原理，提出提高光伏-逆变器容配比可以改变光伏泼电的功率曲线，充分利用光资源，提高逆变、变电、配电、送电设备和设施的利用率，降低工程造价;并进一步定量计算了青海格尔木与江苏苏州地区容配比对于工程造价与度电成本的影响，结果表明，合理的光伏-逆变器容配比应该在1.5:1以上;还讨论了提高容配比的同时补装直流侧容量才能够使光伏电站达到备案容量的额定出力，真正意义上改变光伏电是〃间歇电源”〃垃圾电”的认识，成为〃压得下、拉得起”的支撑性电源;并利用度电成本分析的方法，计算了合理容配比能够降低度电成本0.026-0.041元/kWh.在光伏发电技术成本、非技术成本都下降到极限，再进一步下降已经非常困难的情况下，合理的光伏-逆变器容配比设计是降低光伏发电成本、促进平价上网最有效的方法.【期刊名称】《太阳能》【年(卷)，期】2018(000)012【总页数】6页(P20-24,33)【关键词】光伏发电;容配比;度电成本;平价上网【作者】崔楠;吴洪宽【作者单位】协鑫集团设计研究总院;协鑫集团设计研究总院【正文语种】中文1应提高容配比的原因光伏组件的功率是在标准测试条件（StandardTestCondition,STC）下测试的，其标准测试条件为：辐照度1000W/m2、温度25±1°C、标准光谱AM1.5。但通过分析各地区的气象数据可以发现，在光照资源很高的I类资源区，全年辐照度能够达到或超过1000W/m2的时间段只有几十个小时，而在光照资源较差的地区，能够达到要求的时间段只有几个小时，甚至有的地区全年都无法达到标准测试条件下的辐照度。另外，温度、灰尘、线损带来的功率损失，导致逆变器能够得到的输入功率仅为组件功率的85%。图1为青海格尔木地区一年中天气晴朗的一天里，光伏-逆变器容配比在1.0:1-1.8:1时，逆变器输出功率曲线图，逆变器额定功率为3.5kW。图1格尔木地区不同容配比下逆变器输出功率曲线对比图由图1可以看出：1） 容配比小于1.3:1时，逆变器几乎全天都不能达到额定输出功率，属于长期低功率运行。2） 容配比达到1.4:1时，逆变器才能够在大多数时间达到额定功率，但是受到天气、温度的影响，功率曲线波动较大。3） 容配比达到1.5:1后，全天大部分时间逆变器都可以达到最大输出功率（为额定功率的1.1倍，3850W）,达到了较高的设备利用率。4） 容配比达到1.6:1后，在07:00~16:00之间，逆变器功率曲线是一条直线，输出功率十分稳定；且随着容配比的进一步提高，能够达到稳定的输出功率的时间段越长。因此，提高容配比的好处为：1）可以补偿光照的不足，降低温度、灰尘、线损、串并联失配、组件衰减带来的功率损失，可以使光伏电站达到额定输出功率，为电网提供稳定的电能。2） 配以一定比例的储能系统后，光伏发电也可以〃压得下、拉得起”，具备成为电力系统中〃骨干电源”的条件。3） 逆变器在早晚时段的工作时间更长。由于逆变器需要在直流输入功率达到其启动阈值后才能够启动，因此，在同样的日照强度下，提高容配比可以使光伏组件输出更高的功率，逆变器启动更早，停机更晚，发电时间更长，能够更好的利用当地的光照资源。4） 提高了逆变器、就地升压变、配电、变电设备的利用率，摊薄了公用设施的投资成本，大幅降低了工程造价并降低了发电成本。2容配比对于发电量的影响由于逆变器限功率运行的时间会随着容配比的提高而增加，因此，以直流侧装机容量计算的等效利用小时会发生变化。以青海格尔木地区与江苏苏州地区为例，不同容配比下的电站首年利用小时如图2所示。图2不同容配比下的电站首年利用小时由图2可知：1） 随着容配比逐渐提高，首年利用小时会减少。2） 在容配比达到1.4:1之前，首年利用小时基本没有降低多少，尤其在苏州地区，甚至略有增加。原因有2个方面：首先，逆变器早晚运行时间增加；其次，容配比提高后，逆变器低功率运行的时间减少，逆变器转换效率增加。3） 容配比达到1.5:1时，与容配比为1.0:1时相比，首年利用小时略有下降，但降幅很小。格尔木地区首年利用小时降低2.24h，降幅仅为0.116%;苏州地区首年利用小时降低1.73h，降幅为0.134%。4） 容配比超过1.6:1后，首年利用小时下降较为明显，但降幅仍然不大。格尔木地区容配比为1.8:1时的首年利用小时较容配比为1.0:1时降低了74.76h，降幅为3.87%；苏州地区容配比为1.8:1时的首年利用小时较容配比为1.0:1时降低了31.89h，降幅为2.47%。3度电成本分析3.1不考虑直流侧补装的度电成本分析3.1.1假设直流侧容量一定，提高容配比可降低工程造价以50kW组串式逆变器、1.6MVA箱变为例，按照逆变器0.25元/W、箱变17万元/台进行工程造价计算。提高容配比以后，逆变器、箱变的设备数量会减少，所以工程造价降低。不同容配比下的工程造价水平如表1所示，目前光伏电站总体造价水平约5.4元/W。表1不同容配比下的工程造价水平逆变器箱变1.0:10.2500.13105.4001.1:10.2270.119-0.0355.3651.2:10.2080.109-0.0645.3361.3:10.1920.101-0.0885.3121.4:10.1790.094-0.1095.2911.5:10.1670.088-0.1275.2731.6:10.1560.082-0.1435.2571.7:10.1470.077-0.1575.2431.8:10.1390.073-0.1695.2311.9:10.1320.069-0.1815.2192.0:10.1250.066-0.1915.209容配比(直流侧：交流侧)单瓦造价/元-W-1造价变化/元-W-1电站总投资/元-W-13.1.2度电成本(LCOE)分析式中，Ci为电站计算期第i年的成本，包括投资成本、运维成本、土地成本等；Ei为电站计算期第i年的发电量；n为运行时间，年，取n=20;IRR为折现率，按8%计算。经计算，不考虑直流侧补装，格尔木地区和苏州地区在不同容配比下的LCOE如图3所示。图3不考虑直流侧补装，不同容配比下的LCOE从图3可以看出，容配比为1.5:1时，LCOE最低。格尔木地区容配比为1.5:1时的LCOE较容配比为1.0:1时低0.0067元/kWh；苏州地区容配比为1.5:1时的LCOE较容配比为1.0:1时降低了0.01元/kWh。3.2考虑直流侧补装的度电成本分析通过前文的分析可以发现，若想使光伏电站达到备案容量的额定输出功率，只有在提高容配比的同时，在直流侧增加装机容量。虽然目前各省电网公司对光伏电站直流侧装机容量提出了严格的限制，如山东电网公司明确规定，电站直流侧装机容量不得超过备案容量的1%；其他省份虽然没有明确规定，总体还是控制在10%左右。但笔者认为，光伏电站建设必须要符合当地电网公司的政策要求，而政策的制定也应与当前的电力系统现状及光伏行业发展现状相符。目前电力系统及光伏行业发展主要存在的问题为：1）光伏发电尚未实现平价上网，仍然依赖国家补贴，光伏补贴资金压力大；2）近年来，国内经济增长放缓，电力消纳困难，部分地区限电严重；3）目前，光伏发电在整个电力系统中所占的比例仍然很低，经常被描述为〃间歇能源”〃垃圾电”。然而，随着能源结构的调整，光伏发电成本逐年下降，其在整个能源结构中的比例逐步提高，也将逐渐成为能源结构中重要的组成部分。电力系统不会一直供大于求，随着经济走暖，电力需求增长，需要光伏发电满足全社会的电力需求。从光伏发电的机理与发电成本的角度来看：1） 提高容配比并在直流侧补充装机，才能使光伏电站达到备案装机容量的额定出力。2） 容配比提高后，光伏电站受到温度、天气、组件衰减的影响减小，光伏发电输出的功率更加稳定；若再增加一定比例的储能系统，完全可以成为可调度的支撑性电源。3）直流侧补装后，能够提高升压站、送出线路工程等公用设施的利用率，摊薄公用部分的费用，可以降低工程造价，降低度电成本。以100MW光伏电站为例，设置1台100MW的主变压器，若直流侧也按照100MW设置，经过系统效率转换后，主变压器的最大功率输出仅有82MW（系统效率的82%），无法达到光伏电站的额定出力；且随着组件功率逐年衰减，电站的发电功率还要逐年下降。主变压器、送出线路长期低利用率运行，不经济且造价高公用部分的投资包括升压站、送出线路工程、项目开发费、管理费、设计费、光伏+、监测平台等费用，公用部分单位投资约在0.8~1.5元/W，不同项目公用部分单位投资差异较大。直流侧补装后，公用部分的投资总额不会有太大的变化，而由于项目容量增加，公用部分的单位投资会大幅下降。100MW光伏电站，新建110kV升压站，投资约为2000万，单位投资为0.2元/W。若补装到150MW，总投资仍然是2000万，单位投资则降至0.133元/W,单位投资降低0.067元/W。假设公用部分的单位投资为1元/W，直流侧补装后对于公用部分投资的影响如表2所示。补装比例（直流侧容量：备案容量）为1.5:1时，造价降低0.333元/W。由此可见，直流侧补装对于造价的影响非常明显，远高于节省逆变器、箱变得到的造价降幅（容配比为1.5:1时，节省逆变器、箱变可使造价降低0.127元/W）。表2直流侧补装后，公用部分的单位投资补装比例（直流侧容量：备案容量）公用部分造价/元-W-1造价变化/元-W-11.0:11.00001.1:10.909-0.0911.2:10.833-0.1671.3:10.769-0.2311.4:10.714-0.2861.5:10.667-0.3331.6:10.625-0.3751.7:10.588-0.4121.8:10.556-0.4441.9:10.526-0.4742.0:10.500-0.500考虑直流侧补装后，不同容配比下的工程造价水平如表3所示。表3直流侧补装后，不同容配比的造价水平容配比（直流侧：交流侧）电站总投资/元・W-11.0:1005.4001.1:1-0.035-0.0915.2741.2:1-0.064-0.1675.1701.3:1-0.088-0.2315.0811.4:1-0.109-0.2865.0051.5:1-0.127-0.3334.9401.6:1-0.143-0.3754.8821.7:1-0.157-0.4124.8311.8:1-0.169-0.4444.7861.9:1-0.181-0.4744.7462.0:1-0.191-0.5004.709箱变、逆变造价变化/元-W-1公用部分造价变化/元-W-1提高容配比，同时补充直流侧装机容量后的LCOE如图4所示。格尔木地区的最佳容配比为1.6:1,其LCOE较容配比为1.0:1时低0.0268元/kWh；苏州地区的最佳容配比为1.7:1,其LCOE较容配比为1.0:1时降低0.0412元/kWh。图4提高容配比，同时增加直流侧容量后的LCOE经计算，考虑直流侧补装后，最佳容配比进一步提高，且在光照资源好的地区会略低于光照资源较差的地区；由于补装后造价降低非常明显，LCOE降幅也很大。3.3考虑组件衰减后的度电成本本文的度电成本计算未考虑光伏组件衰减，光伏组件的衰减会导致电站实际运营年度的容配比逐年降低。如多晶硅组件，其首年衰减率为2.5%，以后逐年衰减0.7%。假设容配比取1.7:1，经衰减后各年度的实际容配比如图5所示。从图5可以看出，25年光伏电站寿命期内，随着组件的衰减，实际容配比逐年下降，第6年降至1.60:1,第14年降至1.50:1,第23年降至1.40:1。而容配比降低后，由于逆变器限功率减少，年利用小时提升。以格尔木地区为例，在运营期第6年，容配比降低导致的利用小时提升24.72h，升幅为1.31%；第14年，利用小时提升35.71h，升幅为1.89%，第23年利用小时提升37.27h，升幅为1.97%。虽然发电量的升幅不及组件衰减的速度快，但是容配比提升后确实可以减缓光伏电站发电量的衰减。4结论1） 容配比提升后，光伏发电的功率曲线更加平直、稳定，光伏发电不再是所谓的〃间歇电源”〃垃圾电”，而是可以作为电力系统中的支撑电源。若增加一定比例的储能装置，在电网峰值需要电能时能够〃拉得起”，在谷值能够〃压得下”，光伏电站甚至可以作为削峰填谷的骨干电源。2） 提升容配比，从本质上讲是提高逆变器、箱变的设备利用率，降低逆变器、箱变的工程造价。提高容配比的