光伏电站箱式变压器遮阳棚一体化设计及运行经济性分析

陈建国，张国民，马辉，韩冰，卓钢，冯晖

(1.苏州中康电力开发有限公司，江苏 张家港 215600； 2.宿州恒康新能源有限公司，安徽 宿州 234000)

0 引言

太阳能是一种无污染、可再生的绿色能源，近几年来，太阳能光伏发电系统在全国迅速发展，2017年全国光伏发电新增53 GW，超过了全球新增规模的一半。但是，由于光伏电站占地面积大，土地资源的稀缺性与社会对清洁能源需求之间的矛盾越来越突出，部分光伏电站在建设时没有足够的安装面积，光伏电站实际容量小于发改委备案的装机容量[1]。光伏电站常采用箱式变压器(以下简称箱变)将光伏逆变器出口的低压交流电升为高压电，然后接入中压或高压电网，如20 MW光伏电站，箱变的数量可达13或20座。正常情况下箱变安装在混凝土台基箱上，未加遮阳棚，箱变体积狭小，内部也无散热设施，当太阳直射以及环境温度较高时，箱变内不间断电源(UPS)受环境影响而发热， UPS温度超过60 ℃后(根据设备说明书，一般运行温度为0～40 ℃)，电站监控后台会出现“不间断电源高温报警”信号。超高温停运后，每台箱变区域的监控系统也同时停止运行，极大影响了光伏电站的正常运行[2-3]。

鉴于上述两点，本文提出了在箱变顶部安装光伏遮阳棚的方案，该方案的优点如下：(1)不占用建筑面积，在原来的基础上增加一定的光伏发电容量，但实际上可能还会小于备案容量，在一定程度上会提高发电收益；(2)能对箱变有一定的降温作用，并延长UPS的使用寿命；(3)系统结构简单，成本低，易安装和拆卸。

1 方案设计

某20 MW山地电站所在地的经度为33.9°，纬度为117.09°。考虑光伏组件需对箱变起到遮阳作用，同时要兼顾雨季时便于清洗组件表面的灰尘，光伏阵列倾角选择10°；组件选择纵向安装方式，根据箱变正面长度，横向安装5片组件，纵向安装2片，共10片多晶硅光伏组件；箱变上方的避雷针在北面，不会遮挡光伏组件。选用的单块光伏组件的额定功率为270 W(峰值功率)，最大功率点电压为30.9 V，最大功率点电流为8.74 A，单个箱变顶的系统容量为2.7 kW。根据文献，光伏组件容量和逆变器容量比，即容配比[4-5]一般大于1，在长三角第3类资源地区，根据项目所在地的光资源情况，其容配比一般为1.0～1.2，过高的容配比会使得光伏系统的出力超过逆变器运行的额定功率，带来弃光损失。经过筛选，该电站使用GW2500-NS型光伏逆变器，其额定功率为2.5 kW，可计算得到光伏系统的容配比为1.08，逆变器参数见表1(表中：MPPT为最大功率点跟踪控制器)。

表1 GW2500-NS型逆变器参数Tab.1 GW2500-NS inverter parameters

该光伏电站共14台箱变，为了对比降温效果，预留1台箱变不增加光伏系统。13台箱变中，考虑到位置原因，有3台箱变的遮阳棚设计容量为2.43 kW(3×3块组件)，其余10台遮阳棚设计容量为2.70 kW(2×5块组件)，实际共安装127块光伏组件，总装机容量为34.29 kW，单个箱变顶的光伏组件的布置设计如图1所示。

光伏支架及配件材料表面均为热镀锌处理，主支架厚3 mm，通过不锈钢膨胀螺栓固定于箱变底座水泥墩内，并固定多根支架，支架上方用横梁固定，为多点锚固支架系统，稳固的同时也易于拆卸，便于运维检修。

该光伏系统选择的GW2500-NS型光伏单相逆变器最大直流输入功率满足项目要求，为了更加合理、高效地利用资源，将光伏组件经逆变后并入就地升压变电站站用变压器的低压侧，原有站用变压器低压侧额定容量为5 kW，满足现有光伏子系统接入，接入点为图2圆圈标注处。因光伏厂区较大，各子系统距离较远，需使用通用分组无线服务(GPRS)上传逆变器信息，如电压、电流、功率、发电量等，可以通过网页、手机客户端实时监控系统运行状态，每天的发电数据均可下载，便于后期的运营分析，单个箱变顶光伏系统具体配置见表2。

2 运行数据分析

2.1 箱变绕组降温效果

箱变内部元件的运行温度主要与负荷及现场环境有关，其中最主要的是太阳照射。通过现场观测，如果箱变顶部暴露在太阳下，夏季箱变内部低压侧绕组的最高温度可达80 ℃左右，UPS电源会因温度过高而报警。而在顶部增加遮阳棚后，减少了阳光的直射，箱变内部低压侧的绕组温度可控制在50 ℃以内。图3为2018年4—5月的对比统计数据，箱变顶增加电池板后绕组温度平均可降低20 ℃，降温效果明显，可保障UPS电源在合理的温度范围内运行。

2.2 理论发电量和实际发电量对比

该项目2017年完成建设和并网发电运行。为了分析发电数据以及对比确认PVsyst光伏软件仿真模拟的准确性，从现场随机筛选了5个2.7 kW发电单元，同时还在现场安装了一套环境监测设备，可监测光伏平面的辐射数据和组件背面的温度，每个系统单元的发电量从逆变器的交流侧读取。由于2018年1—2月为调试期，故从后台截取了2018年3—5月的月度累计数据，见表3。

图3 箱变低压侧绕组温度对比(2018年)Fig.3 Temperature comparison at low-voltage side winding of pad mounted transformer(2018)

日期水平总辐射量/[(kW·h)·m-2]光伏平面总辐射量/[(kW·h)·m-2]环境温度/℃组件背面温度/℃2018-03120.1129.211.3014.692018-04158.5164.716.9021.102018-05102.1103.220.4024.10

表4 各子系统月度发电量与仿真值比较Tab.4 Comparison of monthly power generation and simulation values of each inverter kW·h

图2 并网单相接入点Fig.2 Grid-connected single-phase access point

表2 单个箱变顶光伏系统配置Tab.2 Configuration of single photovoltaic system on the top of pad mounted transformer

将现场环境监测数据导入PVsyst光伏软件仿真软件进行模拟，表4为#1～#5子系统在统计周期内的实际发电数据与PVsyst仿真结果的对比，表5为各个子系统在各个月份与仿真值的差异百分比。#1子系统发电量与仿真预测值的差异为2.43%，其余系统仅为0%～1.00%，同时还可以看到，各子系统的发电量差异非常小。

表6 各子系统月度PR值与仿真值比较Tab.6 Comparison of monthly PR values and simulation values of each subsystem %

图4 晴天天气逆变器交流侧光伏出力特性 Fig.4 Inverter AC side photovoltaic output characteristics on clear days

Tab.5 Percentage of difference between actual power generation and simulation value %

2.3 系统效率(PR)分析

PR是表征光伏电站运行质量的重要指标，一般大型地面电站的系统效率为80%左右[6]。从表6可以看出：#1子系统的综合PR达83.67%，#2子系统略低，为81.68%，#3系统为82.10%，5个子系统的平均PR为82.30%；通过PVsyst仿真得到的综合PR为81.64%，与#2系统较为接近。在同样的辐照条件下，各子系统的PR差异主要来源于组件性能的差异，且和逆变器的发电量采集精度也略有关系。箱变顶安装光伏系统，采取就地接入的方式，系统结构较为简单，直流和交流线缆较短，因此线损可降低2%左右；同时，因为每个系统单元在箱变低压侧就地并网，无需接入箱变进行一次升压和大型主变压器进行二级升压，设备损耗还可降低1%：因此，与常规地面电站相比，系统效率可大大提升。

2.4 典型出力特性分析

光伏发电的出力特性取决于辐射量和发电设备的特性，而受光照的影响，逆变器交流侧的出力在晴天、多云和雨天天气有所不同。光伏组件的输出电流与太阳辐照度基本呈线性关系，随着辐照度的增强，电流线性增加，而太阳辐照度对输出电压的影响很小，因此系统的功率与太阳辐照基本成正比[7-8]。

图4～图6为不同典型天气状况下一天内各时段输出功率与辐照度的曲线，数据采样间隔为10 min。输出功率曲线与辐照度曲线变化趋势几乎完全相同，说明辐照度基本可以决定光伏系统的输出功率。多云天气时，由于辐照的波动较为剧烈，全天的输出功率也呈现多峰特性；而晴天时，输出功率曲线较为光滑，一般只有一个峰值。

如图4所示，2018年5月13日晴天天气的辐射量为7.358 (kW·h)/m2，一天内的发电时段为05：35—19:00，最大出力时段为11:00—13:00，12:00时出力达到高峰值2 244 W，最大功率比为83.00%。

如图5所示，2018年5月7日多云天气的辐射量为3.312 (kW·h)/m2，一天内的发电时段为05：40—18:50，12:30时出力达到高峰值2 288 W，最大功率比为84.74%。

图5 多云天气逆变器交流侧光伏出力特性Fig.5 Inverter AC side photovoltaic output characteristics on cloudy days

图6 下雨天气逆变器交流侧光伏出力特性Fig.6 Inverter AC side photovoltaic output characteristics on rainy days

如图6所示，2018年4月12日下雨天气的辐射量仅为0.4 (kW·h)/m2，一天内的发电时段为06：40—18:30，全天功率波动较为严重，13:10时出力达到高峰值263 W，最大功率比仅为9.70%。

分析以上运行数据可得：实际运行数据与PVsyst仿真结果一致性较高，因此，在进行全生命周期25 a的投资收益率测算时，可使用软件仿真得到的一年12个月的发电数据。

3 投资收益分析

根据《建设项目经济评价方法与参数》[9]，建立该项目的财务分析报表，表7为该项目的投资成本构成，总成本包括系统初始投资、运行期总运维费用、总财务费用及固定资产残值。

根据现场光伏平面的总辐射数据，该项目所在地光伏平面的峰值日照小时数为1 412.5，即全年总辐射量为1 412.5(kW·h)/m2，按全年PR为80%保守考虑，首年发电量约38 747 kW·h。另外，投资收益测算需要的组件最大功率衰减率，在光伏多晶组件的质保条款里一般都会规定，第1年的组件衰减率为2.5%，从第2年开始至第25年的逐年衰减率为0.7%[10]，该项目上网电价为1元/(kW·h)，运维成本为0.01元/a，投资收益的测算年限为20 a。

表7 项目投资成本构成(依据2017年年末的市场价格)Tab.7 Project investment cost component (based on market price at the end of 2017)

总收益包括系统运行期的总发电收益，同时考虑折现率、组件功率衰减的影响。由于该系统结构简单，与大型地面电站相比，省去了汇流箱、变压器、高压直流电缆、高压交流线缆、土地成本等，整体成本较低，因此预期的投资收益率会提升。

在投入产出的计算过程中考虑了光伏电站整个寿命期25 a的所有投入与产出，并考虑了资金的时间价值，计算得到的投资收益率测算结果见表8。该项目的投资动态回收期为6 a，项目的内部投资收益率(IRR)为17.0%，大大超过了预期的基准收益率8.5%，因此总体上收益率是非常高的。

表8 投资收益率测算结果Tab.8 Investment income calculation result

4 结论

箱变是大型光伏电站重要的高压设备，在运维层面，保障设备稳定安全运行，提升发电量是重中之重，针对大型地面光伏电站传统箱变在运行中遇到的发热问题，结合设备的运行特点及现有光伏容量不足的现状，在不超过备案装机容量的前提下，提出了将光伏电池组件布置在箱变顶上进行集成发电的方案，在满足遮阳降温需求的同时，利用光伏组件实现发电增收。

以某20 MW山地电站为例，在箱变顶安装光伏电池板后，低压侧绕组温度可降低20 ℃左右，平均系统效率为82.3%，达到了较高的发电水平。

文中选择了晴天、多云和雨天等比较典型的天气，对出力进行了分析，结果表明光伏出力具有间歇性、波动性等特征，晴天出力可达到额定功率的84%，雨天仅达到额定功率的8%。基于实际运行数据，对箱变顶增加光伏板项目的投资收益进行了保守测算，预计6 a左右就可收回成本。

综上所述，该方案可降低箱变温度，保障箱变的稳定运行，在一定程度上提高了电站的发电量，可为光伏电站的生产管理提供参考。