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【推荐】从LCOE角度进行光伏逆变器选型

发表于:2015-06-08 09:09:05 来源:索比光伏网
 
0 引言
今年1~4月,我国光伏新增装机达3.82GW。至此,我国光伏电站累计装机已经达到31.87GW,每年的装机量也将进入一个稳定发展期。与此同时,2009、2010年投产的约723MW的光伏电站,也开始进入稳定运营阶段,投资商们的视角也逐渐从“前期开发”转向“后期运营”,从追逐“前期投资最低”转向“度电成本最低”;大家对电站的质量越来越关注,电站检测、质量等级评定等一系列相关标准正在出台,整个光伏行业正在进入理性化的健康发展轨道。

度电成本(Levelized Cost Of Electricity,简称LCOE),即每度光伏电量的成本。在目前标杆电价下,光伏电站的LCOE水平,基本代表了电站的赢利能力。LCOE主要受发电量和总成本的影响。其中,

总成本=初始投资+运营维护费用+设备维修费用;

寿命期内发电量主要取决于:太阳能资源水平、系统配置、运行方式、电站PR值、融资成本、智能化运维水平。

可见,影响LCOE的因素很多。其中,除“太阳能资源水平”为不可控因素外,其他的各项因素都可以改善和优化。本文通过建立典型地面电站项目模型,仅从“初始投资成本”、“PR值”两个角度,分析一下逆变器选型对于LCOE的影响。

1 典型地面电站模型

为了进行准确的分析,本文建立了一个典型的光伏电站模型,相关条件如下:

1)电站地点:假设在西部某地,纬度为35°~40°,海拔3000m以内,太阳能总辐射年总量为1800kWh/m2(I类资源区)。
2)电站规模:50MW;其中,光伏组件60MW、逆变器50MW,系统配置按“光伏组件:逆变器=1.2:1”考虑;
3)选用260W多晶硅组件,按10年衰减10%、25年衰减20%进行发电量计算;整个电站系统效率按80%考虑。
4)其他:固定式运行方式,方阵倾角采用35°,年峰值小时数为2100h;独立柱基,以110kV电压等级送出;
7)假设不同情形下,未提及的光伏电站所有其他条件均相同。
8)除从“汇流箱~箱变”之外,其他设备造价估算如下表。

说明:上述费用不包含汇流箱、直流配电柜、逆变器、箱变、直流电缆、交流电缆等费用。
8)运营维护费和设备维修费用:为简化计算,按平均每年1000万、25年25000万元考虑。

2 三种型式逆变器设计方案

目前,市场上的主要逆变器类型包括:集中式、集散式、组串式。本文从“初始投资成本”、“PR值”两个角度对三种型式逆变器进行对比。
在进行数据对比之前,先分析一下选用不同逆变器对方案的影响。整个光伏电站的设计方案为:

22块260W光伏组件组成1个串联之路,每个方阵为2个并联支路;104个方阵组成一个1.19MW的发电单元。整个光伏电站由50个发电单元组成,总容量为59.488MW。

集中式每个发电单元设计方案为:光伏组串所发电量用PV1-F-1×4电缆汇入14台汇流箱(12个16进1出,2个8进1出),再以450~820V的直流电压用ZR-YJY22-0.6/1-2×50电缆汇入2台直流配电柜,之后以450~820V的直流电压用ZR-YJY22-0.6/1-2×50电缆汇流进入2台500kW逆变器,转化为315V的交流电后,用ZR-YJY22-0.6/1-3×185汇入一台1000kVA的箱式变压器。

集散式每个发电单元设计方案为:光伏组串所发电量用PV1-F-1×4电缆汇入14台控制器(12个16进1出,2个8进1出),再以820V的直流电压用ZR-YJY22-0.6/1-2×50电缆汇入2台直流配电柜,之后以820V的直流电压用ZR-YJY22-0.6/1-2×50电缆汇流进入1台1000kW逆变器,转化为540V的交流电后,用ZR-YJY22-0.6/1-3×185汇入一台1000kVA的箱式变压器。

组串式每个发电单元设计方案为:光伏组串出线用PV1-F-1×4电缆汇入35台28kW组串式逆变器,转化为480V交流电后用YJV -0.6/1kV-3×6电缆汇入交流配电柜汇流,再用ZR-YJY22-0.6/1-3×185电缆以480V交流电压汇入一台1000kVA的箱式变压器。
此方案中,光伏组件:逆变器=1.226:1,略高于集中式、集散式。

集中式、集散式的发电单元如下图所示:

组串式的发电单元如下图所示:

三种方案的设备用量情况如下图所示:

3 逆变器选型对造价的影响分析

根据上述布置方案,对三种型式的造价进行估算。





从上表可以看出,集中式的造价最低,集散式与集中式相差不大;组串式逆变器虽然造价比集中式高0.2元/W,但综合造价仅高出0.11元/W。

4 逆变器选型对PR值的影响分析

通过图3,可以清楚的看到,选用三种型式的逆变器,主要差别体现在:电气设备用量、电缆长度、电压水平三个方面。因此,其对PR值的影响,主要体现在电气设备效率和线损上。

先来看线路损耗。

计算线路损失时,按照光伏组件的平均工作状态考虑,即辐照度为800W/m2时:
P=193W、U=28.3V、I=6.84A

经计算,各种技术路线的线路损失如下。




表9

说明:由于线损计算时,组件功率按193W考虑,因此在计算线损百分比时,电站功率按43.47MW考虑。

由于线缆长度的差异,造成线损的差异,从而造成MPPT电压差异。由于集散式、组串式都能在组串段,对每个组串的MPPT进行精确跟踪,因此,此项损失暂不考虑;而传统的集中式逆变器,由于每个发电单元仅有2路MPPT,因此要按电压最低的组串考虑(即离逆变器最远的组串)。经计算,集中式由于MPPT电压跟踪造成的损失按150kW考虑,约为0.34%。

在看设备的转化效率。根据公开数据,不同类型的逆变器欧洲效率均标示为98.5%。

综上所述,采用不同型式逆变器,造成的PR值差异如下表。


通过上表分析,逆变器之前的光伏系统效率按89%以内。当辐照度为1000W/m2时,59.488MW光伏组件出力经折减到达逆变器时的功率约为52.9MW。由于集中式、集散式2*500kW和1000kW逆变器的最大输入功率分别为2*550kW和1100kW,不会产生弃光;组串式28kW的最大输入功率为28.2kW,会产生弃光。当辐照度为932W/m2及以下时,光伏组件出力经折减到达组串式逆变器时不会产生弃光;根据某地实际统计数据,太阳能辐照度为932W/m2及以上的总辐射量,占一年总辐射量的9.8%。因此,组串式逆变器全年由于光伏组件超配产生的弃光率按0.67%考虑。

基于年峰值小时数为2100h、PR值、弃光率进行计算,三种型式逆变器的发电量情况如下表所示。

说明1:如果不考虑弃光,则组串式的投资将会增加,因此项仅供参考。

5 综合分析
1)三种型式的LCOE对比分析
对上述分析结果进行汇总,如下表所示。

说明1:如果不考虑弃光,则组串式的投资将会增加,因此费用会增加。

从上表可以看出,集中式的LCOE最高,其次为组串式,集散式的最低,约比集中式低2.2%。

2)小结
本文通过对典型光伏项目的“初始投资”和“PR值”两项的对比,分析了逆变器选型对LCOE的影响,发现三种逆变器的优缺点如下表。

需要说明的是,上述方案是基于特定的典型项目进行计算的。如果项目场址变更到南方地区,阵列间距变小,则组串式、集散式的线损较小优势则会不明显;如果“光伏组件:逆变器”不按1.2:1考虑,则集中式的造价低优势将更加明显。因此,在实际工程中,要根据自己的项目情况进行技术经济比较后,再确定技术方案。
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