王詩雅，王慶瑋，柴少鋒，崔振宇，余紅杰，崔 華，侯永濤（.電子科技大學，四川 成都 67；.中國聯(lián)通商丘分公司，河南商丘 76000；.中國聯(lián)通三門峽分公司，河南三門峽 700；.中國聯(lián)通漯河分公司，河南漯河 6000；.中訊郵電咨詢設(shè)計院有限公司，北京 0008）

1 概述

太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)（以下簡稱光伏發(fā)電系統(tǒng)）作為一種清潔能源，已經(jīng)為生產(chǎn)和生活的各個領(lǐng)域提供電能。在通信領(lǐng)域，上世紀90年代建設(shè)的西蘭烏和蘭西拉光纜采用光伏發(fā)電系統(tǒng)作為主用電源，解決了高海拔、荒漠地區(qū)無人值守中繼站的電源供給問題；隨著移動通信業(yè)務發(fā)展，部分偏遠地區(qū)的移動基站也采用太陽能發(fā)電系統(tǒng)解決無市電供給的問題。隨著光伏發(fā)電系統(tǒng)效率提升，以及光伏組件及其配套設(shè)備價格逐步降低，當前光伏發(fā)電系統(tǒng)的應用已經(jīng)從單純的解決市電供給，發(fā)展到獲取發(fā)電的投資收益，這為光伏能源在各類通信（局）站的規(guī)模應用提供了基礎(chǔ)。

從總量上看，2019 年中國聯(lián)通的全網(wǎng)能耗總成本達到150 多億元人民幣，能源消耗形式以電力消耗為主。隨著5G 網(wǎng)絡(luò)建設(shè)快速發(fā)展，5G 能耗將呈現(xiàn)爆發(fā)式增長，通信運營商將面臨更大的能耗壓力，如何降低能耗，將成為決定運營商經(jīng)營能力和水平的重要因素。

通信端局具有通信負荷較高、機房天面空間大的特點，可以集中安裝大量的太陽能板，綜合建設(shè)成本低于通信基站，目前國內(nèi)通信端局鮮有太陽能供電的案例。2020年9月，河南聯(lián)通商丘分公司、原中國聯(lián)通網(wǎng)絡(luò)技術(shù)研究院聯(lián)合在商丘聯(lián)通某端局進行了光伏發(fā)電系統(tǒng)的并網(wǎng)試驗，取得了較好的經(jīng)濟效益和社會效益。

2 通信端局機房太陽能供電系統(tǒng)方案

本次試驗通信端局設(shè)備用電主要為-48 V 直流系統(tǒng)用電和空調(diào)交流用電。隨著季節(jié)變化，空調(diào)用電量差異較大，-48 V 直流用電則相對穩(wěn)定，因此本次端局試點主要針對直流用電設(shè)備負荷進行光伏發(fā)電系統(tǒng)的設(shè)計，使光伏發(fā)電在不同季節(jié)都可以達到滿負荷運行，實現(xiàn)光伏發(fā)電消納率的最大。從技術(shù)實現(xiàn)而言，與交流并網(wǎng)相比，直流并網(wǎng)技術(shù)更加簡單、成熟，也無需通過供電部門報備。

2.1 光伏供電方案選擇

本次試點端局-48 V直流供電系統(tǒng)如圖1所示，開關(guān)電源由交流屏、整流屏和直流屏3部分組成，開關(guān)電源將市電轉(zhuǎn)換為-48 V直流電壓，并帶有2組鉛酸蓄電池組。

圖1 試點端局直流供電系統(tǒng)框圖

本次試驗新增一套光伏發(fā)電系統(tǒng)，多塊光伏板串聯(lián)后的輸出電纜接入太陽能控制器的輸入端，太陽能控制器將多塊串聯(lián)光伏板的高壓直流轉(zhuǎn)換為-48 V 直流，調(diào)整太陽能控制器的輸出電壓，使其高于開關(guān)電源輸出電壓，直接接入到開關(guān)電源直流屏，實現(xiàn)光伏發(fā)電系統(tǒng)對通信負載的供電。根據(jù)是否配置儲能電池（一般為鋰電池），本方案又分為帶儲能的光伏發(fā)電系統(tǒng)和不帶儲能的光伏發(fā)電系統(tǒng)。

2.2 帶儲能的光伏發(fā)電系統(tǒng)

配置儲能電池時，光伏板設(shè)計峰值輸出功率應大于通信負載功率和儲能電池充電功率之和，白天太陽能發(fā)電為通信負載和儲能電池充電，夜晚儲能電池放電為通信設(shè)備供電，最大化利用太陽能能源。配置儲能電池，也需要配置更多的光伏板，儲能電池和更多的光伏板也將占用更多的安裝空間，需要更大的設(shè)備投資。

帶儲能功能的光伏發(fā)電系統(tǒng)實現(xiàn)方式較多，圖2所示為2 種可能的方式，分為高壓側(cè)儲能和低壓側(cè)儲能2種模式。

圖2 帶儲能功能的光伏發(fā)電系統(tǒng)

高壓側(cè)儲能根據(jù)太陽能板串聯(lián)數(shù)量，確定儲能電池每組電壓，當電壓較高時，鋰電池單體電池均衡性問題將更加突出，管理相對復雜；當儲能電池直接接在光伏板輸出側(cè)時，太陽能控制器將無法實現(xiàn)最大功率點跟蹤（MPPT），造成光伏板效率顯著下降；如果在光伏板和儲能電池之間串接雙向電壓變換器，雖然可以實現(xiàn)MPPT 跟蹤，但光伏發(fā)電系統(tǒng)將趨于復雜，投資增加。

低壓側(cè)儲能常規(guī)辦法可將儲能電池直接并聯(lián)在直流屏母線上，鋰電池組也采用-48 V 電壓。如果新增儲能鋰電池組與原有鉛酸蓄電池組直接并聯(lián)，夜晚鋰電池將與原有鉛酸電池一起放電，系統(tǒng)控制復雜。另一個解決方案是在新增儲能鋰電池組和開關(guān)電源直流母線之間配置雙向DC∕DC，完成白天對儲能電池充電、夜晚儲能電池放電，同時保持原有鉛酸電池充放電的獨立性，但這種方案也使系統(tǒng)復雜化。

2.3 不帶儲能的光伏發(fā)電系統(tǒng)

不帶儲能的光伏發(fā)電系統(tǒng)如圖3 所示，太陽能控制器輸出電壓略高于開關(guān)電源輸出電壓，直接接入開關(guān)電源直流屏。當光伏板容量配置過大、超過通信負荷功率時，太陽能控制器滿功率發(fā)電將會為鉛酸蓄電池組充電，可能會造成蓄電池過充；而限制太陽能控制器輸出電壓，則無法保證光伏板滿功率發(fā)電，造成投資浪費。因此，不帶儲能功能的光伏發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電峰值，應小于通信負荷用電功率，光伏發(fā)電屬于市電供電的補充，光伏發(fā)電全部用來為通信設(shè)備供電，由開關(guān)電源保證蓄電池充、放電安全。與帶儲能的方案相比，不帶儲能的光伏補充供電方案簡單，設(shè)備投資最少，光伏發(fā)電量實時供給通信設(shè)備，可實現(xiàn)最高的發(fā)電消納率；同時設(shè)備較少，安裝空間要求低。

圖3 不帶儲能功能的光伏發(fā)電系統(tǒng)

不帶儲能的光伏發(fā)電系統(tǒng)，應遵循以下原則：

a）光伏發(fā)電僅作為市電供電的補充，供電不足部分，由市電供給，市電為主用電源。

b）光伏系統(tǒng)故障不影響市電供電的正常運行。

c）光伏系統(tǒng)不參與蓄電池組的均∕浮充管理。

3 試點端局光伏發(fā)電系統(tǒng)

3.1 試點端局光伏發(fā)電系統(tǒng)方案

經(jīng)現(xiàn)場勘察，試點端局直流電壓為-53.5 V，直流負荷電流約510 A，直流用電功率超過27 kW。太陽能板可安裝在完全無遮擋的6 層、7 層機房天面，該天面為“凸”形不規(guī)則結(jié)構(gòu)，面積可以安裝60 塊光伏板，滿足約19.8 kW 的太陽能裝機功率，光伏最大裝機功率小于直流用電負荷。因此，本次光伏發(fā)電系統(tǒng)采用不帶儲能電池的方案，太陽能控制器的輸出直接接入開關(guān)電源直流配電屏。

本次試點端局開關(guān)電源位于1 樓電力室，到光伏板裝機處距離較遠，因此在項目實施時，采用將3塊光伏板串聯(lián)的方式，將光伏電壓升高至110 V 以上；太陽能控制器安裝在電力室開關(guān)電源直流屏旁，將高壓直流就近變換為-48 V 系統(tǒng)直流電壓，以減小輸電線路的電力損耗。同時，太陽能控制器根據(jù)光伏板容量按照N+1原則配置DC∕DC變換器。

3.2 試點端局光伏發(fā)電系統(tǒng)構(gòu)成

試點端局光伏發(fā)電系統(tǒng)主要包括光伏組件、組件支架、光伏匯流盒、光伏控制器以及相關(guān)電纜等。

a）光伏組件。試點端局機房共使用多晶330 W光伏組件60 塊，該光伏組件額定工作電壓為37.4 V，開路電壓為45.8 V，額定工作電流為8.83 A，組件尺寸為1 960×992×40 mm，60 塊光伏組件總功率為19.8 kW。光伏組件每3 塊串聯(lián)，串聯(lián)后光伏組串電壓為112.2 V，60塊光伏板共計為20組并聯(lián)。

b）組件支架。試點端局選用型鋼材質(zhì)支架，材質(zhì)型號為Q235B 鍍鋅材質(zhì)，采用屋面支墩安裝形式，安裝完成后支架最高點距離屋面高度約為1 370 mm，組件最高點距離屋面高度約為1 560 mm。

c）光伏匯流盒。光伏匯流盒用于將多路光伏組串進行匯流。選用4 進1 出光伏匯流盒，每個匯流盒接入路數(shù)最大為4路，單路最大輸入電流為15 A，匯流盒最大輸出電流為50 A。工程安裝時每個匯流盒最多接入為3路，預留1路備用。本次試點共用8個匯流盒。

d）光伏控制器。試點端局選用低壓型光伏控制機柜，模塊化設(shè)計，單個光伏模塊額定功率為3 kW，光伏輸入工作范圍為60～150 V，光伏控制器內(nèi)包括監(jiān)控模塊、MPPT 光伏控制模塊、直流防雷單元及輸入、輸出直流配電等部分。

3.3 總體運行情況

試點的光伏發(fā)電系統(tǒng)于2019 年9 月底入網(wǎng)運行，現(xiàn)場安裝的光伏板和室內(nèi)太陽能控制柜如圖4 所示。投入運行初期，維護人員進行了逐時電流值的測量，相關(guān)電流數(shù)據(jù)如表1所示，光伏板發(fā)電時，隨著光伏發(fā)電電流增加，開關(guān)電源直流輸出電流顯著下降。

圖4 室外部署及室內(nèi)機柜

表1 試點端局光伏發(fā)電電流值逐時記錄表

截至2021 年3 月28 日，試點端局光伏發(fā)電系統(tǒng)在開關(guān)電源直流側(cè)供電量達到27 321 kWh，按照從10 kV 高壓交流供電系統(tǒng)到開關(guān)電源直流側(cè)85%的效率考慮，10 kV 高壓側(cè)節(jié)電達到32 142 kWh，相當于節(jié)省3.95 t標準煤，減少22.7 t CO2排放，取得了較好的經(jīng)濟效益和社會效益。

3.4 試點端局經(jīng)濟性能測算

以試點端局光伏發(fā)電系統(tǒng)配置和商丘光照條件為基準，本文對試點端局進行了光伏發(fā)電系統(tǒng)的經(jīng)濟測算，光伏板壽命按25 年考慮，測算所用各類參數(shù)如下。

a）計算單位：年。

b）建設(shè)方式：一次性投資。

c）端局實際用電電價：0.625元∕kWh。

d）光伏發(fā)電系統(tǒng)的電纜傳輸和電力變換效率：80%。

e）全年有效利用光照小時數(shù)（商丘）：1 450 h。

f）端局用電從入戶到開關(guān)電源直流側(cè)的綜合損耗：15%。

g）光伏發(fā)電系統(tǒng)的綜合造價：5 元∕Wp（參考行業(yè)的平均水平）。

h）維護費用：首年0.1元∕Wp，并以1%速率增長。i）組件容量衰減：首年7%，此后每年衰減1%。

基于以上參數(shù)模型，采用靜態(tài)的投資測算，本次試點光伏發(fā)電系統(tǒng)在全生命周期內(nèi)的經(jīng)濟指標見表2。

表2 試點端局光伏發(fā)電系統(tǒng)全生命周期經(jīng)濟指標

由表2 可知，試點端局的綜合回收期約為6.7 年，全生命周期收益234 723元，系統(tǒng)的內(nèi)部收益率IRR為14%，超過10%的最低收益率管控要求，項目可行。

4 河南省主要地（市）光伏發(fā)電經(jīng)濟測算

在同等技術(shù)條件下，光伏發(fā)電系統(tǒng)的經(jīng)濟指標取決于當?shù)氐氖须婋妰r、光照條件、光伏發(fā)電建設(shè)成本和運維成本等因素。在不同的光照條件下，同樣的光伏發(fā)電系統(tǒng)將呈現(xiàn)不同的投資收益。根據(jù)光照資源分析，在不同的市電電價情況下，按照試點端局光伏發(fā)電系統(tǒng)參數(shù)配置，河南省各地（市）經(jīng)濟測算見表3和表4。

由表3 和表4 可知，當光伏發(fā)電系統(tǒng)配置和投資固定時，不同地區(qū)的經(jīng)濟指標因光照條件不同有明顯差異，就河南地區(qū)而言，三門峽光照最優(yōu)；同時，市電電費對經(jīng)濟指標影響十分顯著，當電費從0.625 元∕kWh提升至0.7元∕kWh時，各項經(jīng)濟指標顯著提升。

表3 河南各地（市）光伏發(fā)電系統(tǒng)全生命周期經(jīng)濟指標（電價0.625元∕kWh）

表4 河南各地（市）光伏發(fā)電系統(tǒng)全生命周期經(jīng)濟指標（電價0.7元∕kWh）

5 結(jié)束語

作為一種技術(shù)成熟的清潔能源，光伏發(fā)電系統(tǒng)具有壽命長、維護工作量少、發(fā)電量穩(wěn)定的特點，在試點端局取得了較好的經(jīng)濟效益和社會效益。當前，我國宣布了2030年前實現(xiàn)碳達峰、2060年前實現(xiàn)碳中和的宏偉目標。為實現(xiàn)這一目標，減少能源消耗、優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)、綠色低碳發(fā)展，將是中國聯(lián)通的必然選擇。

光伏發(fā)電系統(tǒng)的投資收益與市電電價、光照條件、光伏發(fā)電建設(shè)成本和運維成本等具有密切的關(guān)系，在通信系統(tǒng)引入光伏發(fā)電系統(tǒng)時應綜合考慮相關(guān)因素，兼顧經(jīng)濟效益與社會效益，使光伏發(fā)電成為中國聯(lián)通降低網(wǎng)絡(luò)能耗、實現(xiàn)碳達峰的一項重要技術(shù)手段。