太阳能光伏供电系统在通信端局的应用研究

王诗雅，王庆玮，柴少锋，崔振宇，余红杰，崔 华，侯永涛（.电子科技大学，四川 成都 67；.中国联通商丘分公司，河南商丘 76000；.中国联通三门峡分公司，河南三门峡 700；.中国联通漯河分公司，河南漯河 6000；.中讯邮电咨询设计院有限公司，北京 0008）

1 概述

太阳能光伏发电系统（以下简称光伏发电系统）作为一种清洁能源，已经为生产和生活的各个领域提供电能。在通信领域，上世纪90年代建设的西兰乌和兰西拉光缆采用光伏发电系统作为主用电源，解决了高海拔、荒漠地区无人值守中继站的电源供给问题；随着移动通信业务发展，部分偏远地区的移动基站也采用太阳能发电系统解决无市电供给的问题。随着光伏发电系统效率提升，以及光伏组件及其配套设备价格逐步降低，当前光伏发电系统的应用已经从单纯的解决市电供给，发展到获取发电的投资收益，这为光伏能源在各类通信（局）站的规模应用提供了基础。

从总量上看，2019 年中国联通的全网能耗总成本达到150 多亿元人民币，能源消耗形式以电力消耗为主。随着5G 网络建设快速发展，5G 能耗将呈现爆发式增长，通信运营商将面临更大的能耗压力，如何降低能耗，将成为决定运营商经营能力和水平的重要因素。

通信端局具有通信负荷较高、机房天面空间大的特点，可以集中安装大量的太阳能板，综合建设成本低于通信基站，目前国内通信端局鲜有太阳能供电的案例。2020年9月，河南联通商丘分公司、原中国联通网络技术研究院联合在商丘联通某端局进行了光伏发电系统的并网试验，取得了较好的经济效益和社会效益。

2 通信端局机房太阳能供电系统方案

本次试验通信端局设备用电主要为-48 V 直流系统用电和空调交流用电。随着季节变化，空调用电量差异较大，-48 V 直流用电则相对稳定，因此本次端局试点主要针对直流用电设备负荷进行光伏发电系统的设计，使光伏发电在不同季节都可以达到满负荷运行，实现光伏发电消纳率的最大。从技术实现而言，与交流并网相比，直流并网技术更加简单、成熟，也无需通过供电部门报备。

2.1 光伏供电方案选择

本次试点端局-48 V直流供电系统如图1所示，开关电源由交流屏、整流屏和直流屏3部分组成，开关电源将市电转换为-48 V直流电压，并带有2组铅酸蓄电池组。

图1 试点端局直流供电系统框图

本次试验新增一套光伏发电系统，多块光伏板串联后的输出电缆接入太阳能控制器的输入端，太阳能控制器将多块串联光伏板的高压直流转换为-48 V 直流，调整太阳能控制器的输出电压，使其高于开关电源输出电压，直接接入到开关电源直流屏，实现光伏发电系统对通信负载的供电。根据是否配置储能电池（一般为锂电池），本方案又分为带储能的光伏发电系统和不带储能的光伏发电系统。

2.2 带储能的光伏发电系统

配置储能电池时，光伏板设计峰值输出功率应大于通信负载功率和储能电池充电功率之和，白天太阳能发电为通信负载和储能电池充电，夜晚储能电池放电为通信设备供电，最大化利用太阳能能源。配置储能电池，也需要配置更多的光伏板，储能电池和更多的光伏板也将占用更多的安装空间，需要更大的设备投资。

带储能功能的光伏发电系统实现方式较多，图2所示为2 种可能的方式，分为高压侧储能和低压侧储能2种模式。

图2 带储能功能的光伏发电系统

高压侧储能根据太阳能板串联数量，确定储能电池每组电压，当电压较高时，锂电池单体电池均衡性问题将更加突出，管理相对复杂；当储能电池直接接在光伏板输出侧时，太阳能控制器将无法实现最大功率点跟踪（MPPT），造成光伏板效率显著下降；如果在光伏板和储能电池之间串接双向电压变换器，虽然可以实现MPPT 跟踪，但光伏发电系统将趋于复杂，投资增加。

低压侧储能常规办法可将储能电池直接并联在直流屏母线上，锂电池组也采用-48 V 电压。如果新增储能锂电池组与原有铅酸蓄电池组直接并联，夜晚锂电池将与原有铅酸电池一起放电，系统控制复杂。另一个解决方案是在新增储能锂电池组和开关电源直流母线之间配置双向DC∕DC，完成白天对储能电池充电、夜晚储能电池放电，同时保持原有铅酸电池充放电的独立性，但这种方案也使系统复杂化。

2.3 不带储能的光伏发电系统

不带储能的光伏发电系统如图3 所示，太阳能控制器输出电压略高于开关电源输出电压，直接接入开关电源直流屏。当光伏板容量配置过大、超过通信负荷功率时，太阳能控制器满功率发电将会为铅酸蓄电池组充电，可能会造成蓄电池过充；而限制太阳能控制器输出电压，则无法保证光伏板满功率发电，造成投资浪费。因此，不带储能功能的光伏发电系统的发电峰值，应小于通信负荷用电功率，光伏发电属于市电供电的补充，光伏发电全部用来为通信设备供电，由开关电源保证蓄电池充、放电安全。与带储能的方案相比，不带储能的光伏补充供电方案简单，设备投资最少，光伏发电量实时供给通信设备，可实现最高的发电消纳率；同时设备较少，安装空间要求低。

图3 不带储能功能的光伏发电系统

不带储能的光伏发电系统，应遵循以下原则：

a）光伏发电仅作为市电供电的补充，供电不足部分，由市电供给，市电为主用电源。

b）光伏系统故障不影响市电供电的正常运行。

c）光伏系统不参与蓄电池组的均∕浮充管理。

3 试点端局光伏发电系统

3.1 试点端局光伏发电系统方案

经现场勘察，试点端局直流电压为-53.5 V，直流负荷电流约510 A，直流用电功率超过27 kW。太阳能板可安装在完全无遮挡的6 层、7 层机房天面，该天面为“凸”形不规则结构，面积可以安装60 块光伏板，满足约19.8 kW 的太阳能装机功率，光伏最大装机功率小于直流用电负荷。因此，本次光伏发电系统采用不带储能电池的方案，太阳能控制器的输出直接接入开关电源直流配电屏。

本次试点端局开关电源位于1 楼电力室，到光伏板装机处距离较远，因此在项目实施时，采用将3块光伏板串联的方式，将光伏电压升高至110 V 以上；太阳能控制器安装在电力室开关电源直流屏旁，将高压直流就近变换为-48 V 系统直流电压，以减小输电线路的电力损耗。同时，太阳能控制器根据光伏板容量按照N+1原则配置DC∕DC变换器。

3.2 试点端局光伏发电系统构成

试点端局光伏发电系统主要包括光伏组件、组件支架、光伏汇流盒、光伏控制器以及相关电缆等。

a）光伏组件。试点端局机房共使用多晶330 W光伏组件60 块，该光伏组件额定工作电压为37.4 V，开路电压为45.8 V，额定工作电流为8.83 A，组件尺寸为1 960×992×40 mm，60 块光伏组件总功率为19.8 kW。光伏组件每3 块串联，串联后光伏组串电压为112.2 V，60块光伏板共计为20组并联。

b）组件支架。试点端局选用型钢材质支架，材质型号为Q235B 镀锌材质，采用屋面支墩安装形式，安装完成后支架最高点距离屋面高度约为1 370 mm，组件最高点距离屋面高度约为1 560 mm。

c）光伏汇流盒。光伏汇流盒用于将多路光伏组串进行汇流。选用4 进1 出光伏汇流盒，每个汇流盒接入路数最大为4路，单路最大输入电流为15 A，汇流盒最大输出电流为50 A。工程安装时每个汇流盒最多接入为3路，预留1路备用。本次试点共用8个汇流盒。

d）光伏控制器。试点端局选用低压型光伏控制机柜，模块化设计，单个光伏模块额定功率为3 kW，光伏输入工作范围为60～150 V，光伏控制器内包括监控模块、MPPT 光伏控制模块、直流防雷单元及输入、输出直流配电等部分。

3.3 总体运行情况

试点的光伏发电系统于2019 年9 月底入网运行，现场安装的光伏板和室内太阳能控制柜如图4 所示。投入运行初期，维护人员进行了逐时电流值的测量，相关电流数据如表1所示，光伏板发电时，随着光伏发电电流增加，开关电源直流输出电流显著下降。

图4 室外部署及室内机柜

表1 试点端局光伏发电电流值逐时记录表

截至2021 年3 月28 日，试点端局光伏发电系统在开关电源直流侧供电量达到27 321 kWh，按照从10 kV 高压交流供电系统到开关电源直流侧85%的效率考虑，10 kV 高压侧节电达到32 142 kWh，相当于节省3.95 t标准煤，减少22.7 t CO2排放，取得了较好的经济效益和社会效益。

3.4 试点端局经济性能测算

以试点端局光伏发电系统配置和商丘光照条件为基准，本文对试点端局进行了光伏发电系统的经济测算，光伏板寿命按25 年考虑，测算所用各类参数如下。

a）计算单位：年。

b）建设方式：一次性投资。

c）端局实际用电电价：0.625元∕kWh。

d）光伏发电系统的电缆传输和电力变换效率：80%。

e）全年有效利用光照小时数（商丘）：1 450 h。

f）端局用电从入户到开关电源直流侧的综合损耗：15%。

g）光伏发电系统的综合造价：5 元∕Wp（参考行业的平均水平）。

h）维护费用：首年0.1元∕Wp，并以1%速率增长。i）组件容量衰减：首年7%，此后每年衰减1%。

基于以上参数模型，采用静态的投资测算，本次试点光伏发电系统在全生命周期内的经济指标见表2。

表2 试点端局光伏发电系统全生命周期经济指标

由表2 可知，试点端局的综合回收期约为6.7 年，全生命周期收益234 723元，系统的内部收益率IRR为14%，超过10%的最低收益率管控要求，项目可行。

4 河南省主要地（市）光伏发电经济测算

在同等技术条件下，光伏发电系统的经济指标取决于当地的市电电价、光照条件、光伏发电建设成本和运维成本等因素。在不同的光照条件下，同样的光伏发电系统将呈现不同的投资收益。根据光照资源分析，在不同的市电电价情况下，按照试点端局光伏发电系统参数配置，河南省各地（市）经济测算见表3和表4。

由表3 和表4 可知，当光伏发电系统配置和投资固定时，不同地区的经济指标因光照条件不同有明显差异，就河南地区而言，三门峡光照最优；同时，市电电费对经济指标影响十分显著，当电费从0.625 元∕kWh提升至0.7元∕kWh时，各项经济指标显著提升。

表3 河南各地（市）光伏发电系统全生命周期经济指标（电价0.625元∕kWh）

表4 河南各地（市）光伏发电系统全生命周期经济指标（电价0.7元∕kWh）

5 结束语

作为一种技术成熟的清洁能源，光伏发电系统具有寿命长、维护工作量少、发电量稳定的特点，在试点端局取得了较好的经济效益和社会效益。当前，我国宣布了2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和的宏伟目标。为实现这一目标，减少能源消耗、优化能源结构、绿色低碳发展，将是中国联通的必然选择。

光伏发电系统的投资收益与市电电价、光照条件、光伏发电建设成本和运维成本等具有密切的关系，在通信系统引入光伏发电系统时应综合考虑相关因素，兼顾经济效益与社会效益，使光伏发电成为中国联通降低网络能耗、实现碳达峰的一项重要技术手段。