王曉興

（國能（廣東）綜合能源有限公司，廣東 廣州 510000）

0 引言

隨著光伏項目競爭的白熱化，屋頂資源日益稀缺，屋頂租金成本越來越高，用電折扣越來越大，使得屋頂光伏項目投資成本越來越高，收益率降低。因此，利用先進技術，開展全生命周期的精細化設計，降低電站建設成本，提高項目收益率，成為非常值得思考與研究的問題。

1 項目優(yōu)化前情況

本項目位于廣東省清遠市石角鎮(zhèn)廣清產(chǎn)業(yè)園歐派集團清遠基地標準化廠房屋面，屋面類型均為混凝土屋面，在已建成的一期A～E棟廠房，二期F棟、H棟、I棟、J棟廠房屋面建設分布式光伏電站，采用“自發(fā)自用，余電上網(wǎng)”模式，符合國家產(chǎn)業(yè)政策。設計之初，項目存在以下問題：

（1）屋頂租金較貴。女兒墻高4 m左右，9個屋面有效面積合計約14.4萬m2，年租金10元/m2，屋頂租金總計144萬元/年。

（2）電價優(yōu)惠力度較大，光伏的綜合電價較低，為0.498元/（kW·h）（含稅）。光伏電站自發(fā)自用消納比例高達95%。

（3）根據(jù)《光伏發(fā)電站設計規(guī)范》（GB 50797—2012），經(jīng)計算，最大輻射量傾角為17°，對應的光伏方陣前后陣列間距為6.3 m，項目有效面積14.4萬m2，初步設計光伏裝機容量僅為12 MW。

（4）項目資本金內(nèi)部收益率較低，僅為4%，達不到資本金內(nèi)部收益率7%的項目投資門檻要求。

2 太陽能資源

為更合理地評估本項目太陽能資源，將NASA、Meteonorm、PVGIS數(shù)據(jù)進行比較，如表1、圖1所示。

然而中國的現(xiàn)實是，一個拗口的洋名字雖然“正規(guī)”，卻不如一個俗稱更容易流傳。在香港，阿爾茨海默病被稱為“認知障礙癥”，臺灣地區(qū)則將其命名為“老人失智癥”。根據(jù)從各大網(wǎng)絡平臺上匯總的數(shù)據(jù)，截至2012年10月10日，央視征名活動的總投票數(shù)接近90萬，其中得票數(shù)最高的是“腦退化癥”。

圖1 各數(shù)據(jù)逐月輻射量對比圖

表1 各數(shù)據(jù)逐月輻射量對比表 單位：kW·h/m2

NASA數(shù)據(jù)為高空氣象衛(wèi)星觀測數(shù)據(jù)，輻射量值通常較大，在靠海、山區(qū)及有大型水體的區(qū)域，傳感器的準確度較差，因此不推薦選用；PVGIS數(shù)據(jù)不能客觀反映項目場址區(qū)域月輻射量變化規(guī)律，且水平面年總輻射量值高于其他數(shù)據(jù)，因此不推薦選用；Meteonorm數(shù)據(jù)通過場址周邊氣象觀測站數(shù)據(jù)經(jīng)插值算法推算項目場址多年平均各月的輻射量，能相對客觀地反映項目場址輻射量水平。因此，本項目以Meteonorm的數(shù)據(jù)1225 kW·h/m2作為本階段設計依據(jù)。

3 設計優(yōu)化

針對以上問題，對該全生命周期光伏電站設計進行一系列創(chuàng)新優(yōu)化，降本增效。

3.1 優(yōu)化光伏陣列間距布置和安裝傾角，優(yōu)化容量設計

利用行業(yè)權威軟件PVsyst對光伏陣列進行陰影建模仿真，得到不同傾角下的傾斜面有效輻照量數(shù)據(jù)并進行比較，其中不同傾角下的近陰影遮擋損失對比如圖2所示，不同傾角下的斜面有效輻照對比如圖3所示。

圖2 不同傾角下的近陰影遮擋損失對比

圖3 不同傾角下的斜面有效輻照對比

由圖2、圖3可見，在前后陣列間距保持不變的情況下，減小光伏方陣傾角，近陰影遮擋損失逐步降低，斜面有效輻照逐步增加，在11°傾角時達到最高值，而后開始逐步減小。

本項目屋頂租賃價格昂貴、電價較低，導致項目收益率受影響。因此，優(yōu)化設計時打破了傳統(tǒng)的設計思路，通過考慮部分組件的陰影遮擋，傾角、間距的適宜性調(diào)整等創(chuàng)新的設計理念，采用多元化的發(fā)電量模型、經(jīng)濟模型等進行對比，選擇最優(yōu)方案。

通過優(yōu)化設計，最終采用減小前后陣列間距（前后陣列間距由6.3 m減小至4.8 m）、降低光伏組件安裝角度（從17°減小至5°）的方法提高屋面利用率，從而將裝機容量從12 MW提高到17.74 MW，采用39928塊450 Wp單晶硅光伏組件。

經(jīng)分析，采用5°傾角順屋面布置，考慮斜面提升系數(shù)1.016，HA=1244 kW·h/（m2·a）。綜合效率系數(shù)K取81%，則首年發(fā)電小時數(shù)為1005 h。優(yōu)化后裝機容量大幅增加，每年發(fā)電量增加516萬kW·h，25年發(fā)電量增加12900萬kW·h；每年增加收入234萬元，25年增加收入5850萬元。減小陣列傾角，不僅提高了光伏系統(tǒng)發(fā)電量，還減少了支架及基礎用量，提高了抗臺風性能。

3.2 提高項目容配比，有效節(jié)省20%的逆變器成本

文獻[1]指出，在屋頂面積一定的條件下，直流側(cè)最大裝機容量固定時，提高容配比的方法即減少逆變器臺數(shù)，使每臺逆變器接入更多的光伏組件，同時箱式變壓器的臺數(shù)、交流電纜的用量均可減少，可降低工程造價。但是過高的容配比會使逆變器產(chǎn)生過載損失，導致光伏電站的發(fā)電量減少。故對光伏組件的串、并聯(lián)數(shù)量設計進行優(yōu)化。

3.2.1 串聯(lián)數(shù)量設計優(yōu)化

為了使逆變器的轉(zhuǎn)換效率達到最佳值，必須根據(jù)逆變器的參數(shù)將光伏組件進行串、并聯(lián)。每個并聯(lián)支路的光伏組件串聯(lián)數(shù)量主要受逆變器最大功率跟蹤電壓范圍的限制，光伏組串的最佳工作點電壓必須在逆變器的最大功率跟蹤電壓范圍內(nèi)；而總的并聯(lián)支路數(shù)受逆變器最大輸入功率限制，光伏組件陣列的功率不能超過逆變器最大輸入功率。

根據(jù)《光伏發(fā)電站設計規(guī)范》（GB 50797—2012），光伏方陣中，同一電池組件串中各電池組件的電性能參數(shù)宜保持一致，電池組件串的組件數(shù)應按下列公式計算：

式中：N為電池組件的串聯(lián)數(shù)（取整）；Vdcmax為逆變器允許的最大直流輸入電壓（V）；Voc為電池組件的開路電壓（V）；t為電池組件工作條件下的極限低溫（℃）；KV為電池組件的開路電壓溫度系數(shù)；Vmpptmax為逆變器MPPT電壓最大值（V）；Vmpptmin為逆變器MPPT電壓最小值（V）；Vpm為電池組件的工作電壓（V）；t′為電池組件工作條件下的極限高溫（℃）；K′V為電池組件的工作電壓溫度系數(shù)。

經(jīng)計算，本項目電池組件串中的組件數(shù)為16≤N≤28.14。結合光伏單方陣雙層豎向排布的方案，組串中的組件數(shù)設計為28。

3.2.2 并聯(lián)數(shù)量設計優(yōu)化

按照上述光伏組件的串聯(lián)數(shù)，結合電站的布置和逆變器的額定功率，并兼顧系統(tǒng)損失等因素，同時考慮到場址區(qū)域太陽輻照度大于1000 W/m2出現(xiàn)的頻率相對較低，也可考慮適當增加與逆變器匹配的光伏組件總?cè)萘?，本工?75 kW逆變器最多可并聯(lián)路數(shù)為18路。

因此，光伏組件每28塊串聯(lián)成為一路光伏組串，每18路光伏組串并聯(lián)接入1臺175 kW組串式逆變器，光伏系統(tǒng)配置如表2所示。如此，將容配比從1提高至1.252，逆變器數(shù)量則由102臺減少至81臺。

表2 光伏系統(tǒng)配置

3.3 優(yōu)化設計直流系統(tǒng)，單瓦造價降低約0.15元

用具有明顯經(jīng)濟優(yōu)勢的1500 V系統(tǒng)代替1000 V系統(tǒng)。1500 V系統(tǒng)通過增加串聯(lián)光伏組件塊數(shù)、減少并聯(lián)電路數(shù)量、減少接線盒及線纜數(shù)量，來降低成本；同時，電壓提高后，線纜損耗也進一步降低。

3.4 優(yōu)化升壓站設計，采用預裝式10 kV開關站降低成本

項目采用10 kV電壓等級接入電網(wǎng)，分為3個接入點并網(wǎng)，每個并網(wǎng)點采用一套預裝式10 kV開關站。10 kV開關站由電氣一次、二次預制艙組成，放置在廠房周邊的空地。相比常規(guī)升壓站，預裝式10 kV開關站占地減少45%，土建、安裝工作量減少80%，投資成本減少約10%。

3.5 將電池組件的放置由橫向排布改成豎向排布，降低10%的施工成本

文獻[2]提出了光伏陣列排布設計的方法，組件橫向放置，有利于減少陰影遮擋造成的發(fā)電量損失，但施工難度較大，工期較長，施工成本增加；組件豎向放置，雖然因陰影遮擋會造成部分發(fā)電量損失，但施工難度較小，工期短，施工成本低。結合以往組件安裝經(jīng)驗，本項目光伏組件布置推薦采用豎向雙排排布、塊與塊間距預留20 mm、順屋面布置的方案。

3.6 配置最佳逆變器

單臺逆變器容量越大，單位造價相對越低，轉(zhuǎn)換效率也越高?？紤]施工便捷性、系統(tǒng)發(fā)電量、光伏組件與逆變器的匹配性等，選用單機功率較大的175 kW組串式逆變器。

3.7 定制化設計組件間距，避開陰影

屋頂存在女兒墻、建筑、屋面設備等，通過天正建筑軟件、PVsyst進行陰影模擬分析，避開陰影，并計算出每一塊不同屋頂面積情況所適應的最佳組件間距，提高發(fā)電效率。

4 設計優(yōu)化后效果

通過一系列精細化優(yōu)化設計后，項目規(guī)模由12 MW增加到17.74 MW，降低了項目造價成本，提高了收益，效果顯著。按照文獻[3]提出的內(nèi)部收益率（IRR）和投資回收期的計算方法，項目的財務指標如表3所示，該項目可研報告資本金內(nèi)部收益率由4%提高到了7.17%，滿足公司基準收益率要求，最終成功建設、并網(wǎng)投產(chǎn)。項目并網(wǎng)后的航拍圖如圖4所示。

圖4 項目并網(wǎng)后的航拍圖

表3 財務指標匯總表

5 結論

本項目通過一系列精細化的優(yōu)化設計，采用縮小光伏陣列間距、優(yōu)化光伏板安裝傾角的方式，項目規(guī)模由12 MW增加到17.74 MW，通過提高項目容配比，采用具有明顯經(jīng)濟優(yōu)勢的1500 V系統(tǒng)，采用預裝式10 kV開關站，將電池組件的放置由橫向排布改成豎向排布，定制化設計組件間距等方式，降低了工程造價成本，有效提高了系統(tǒng)發(fā)電量。在可研總投資7210.8萬元時，該項目可研報告資本金內(nèi)部收益率為7.17%。實際上，該項目最終發(fā)生的總投資不到6300萬元，因此項目的實際資本金內(nèi)部收益率為9%，遠遠好于可研報告收益率。可見，該項目降本增效效果顯著，具有較大的經(jīng)濟效益，值得在行業(yè)全面推廣。