2月18日，由中国光伏行业协会、光伏們主办的們道 | 第二届光伏电站设计与设备选型研讨会上， 中国能源建设集团云南电力设计院有限公司从实际案例数据方面分享了“基于光伏电站历史运行经验的设备选型与设计优化”。

A光伏电站：纬度23º附近，一期10MW，2009年开展设计并于2010年投产。光伏阵列间距设计原则为：以保证冬至日6个小时日照为依据计算出的间距，再增加适当裕度：

二期于2014年中开展设计，部分方阵于2014年底投产。光伏阵列间距设计依据《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012）

与一期电站同口径对比，二期设计降低电站占地10%，冬至日的日照时长降低了约1小时。上述方案的变化，亦引起两期电站早晚间的出力存在差异。

1）推算出设定日照时长的全年逐天光伏组件上不再产生阴影的时刻；

2 ）根据理论计算出场址所在地的全年辐射分布；

3）根据理论计算出光伏组件全年逐时发电量；

4）结合第一步的结果，扣除因阴影损失的发电量，得出全年逐天可发电率

为验证理论值，根据上述方法，以2014年完整年的测光数据作为分析对象，实测辐射数据的全年逐天可发电率计算结果如下：  

从表1、表2可以看出：

当日照时长由7h（ 8.30~3:30）变为6h （ 9:00~3:30）小时后，

理论值可发电率降低0.83%；

实际值可发电率降低1.63%。

减少的投资：

 1）土地投资7.8万元/MWp；

 2）电缆及通道投资8.8万元/MWp；

减少的收益：

1）发电量23MWh/MWp，相应收益(不含税)减少1.87万元/MWp。

一二期对比：一期静态回收期约8.87年，略高于二期收益。

因此，电站后期建设中，如土地成本进一步下降，其设计可考虑延长日照时长。

简化投资变化的计算，光伏电站造价取值原则如下：

1）电站除因占地引起的设备、材料投资变化外，其它投资不变；

2）光伏组件单价取3.5元/Wp、逆变器单价取0.35元/Wp。其它材料价格均参考电力定额价格；

3） 不考虑因地形变化引起的投资变动；

4）土地征占按照有偿、无偿两种方式分别计算，土地价格取0.5万元/亩。  

1）日照时长相同的条件下。电站可发电量比例与纬度呈正相关。

2）纬度低于30º时，建议日照时长增至7~8小时；纬度低于35º时，日照时长则减至6小时以下。

3）而纬度介于30º~35º时，在日照时长为6~7小时情况下，投资比例的增加与发电量的比例的增加基本一致。故建议此时日照小时数可取6~7小时。

纬度40º的光伏电站为例，按照日照时长为6小时：理论上电站可发电率98.37％，电站占地28.47亩；

如取5小时：理论上电站可发电率97.31％（减少1.06%），电站占地25.58亩。电站可发电率减少0.36％，

电站占地面积减少2.89亩（10.15％）。电站按照土地有偿（0.5万元/亩）、无偿的方式，分别减少投资约8.57万元（10.13％）、7.13万元（10.13％）。

1）4mm2电缆最长接近150m；

2）最大压降实测达到16.32V问题的分析：

纬度：23°；光伏组件：Vmppt＝30.7V，Imppt＝8.15A；组串数22；组件至汇流箱电缆采用1×4mm2；采用8、16回路汇流箱，数量取24、12台，汇流箱出线电缆截面相应采用1×35mm2、1×70mm2；

根据国标《电缆的导体》（GB/T 3956-2008）

某项目，采用8回路汇流箱， 1×4mm2单位电缆用量为：3.8km/MW。

对应2×4mm2电缆用量为：1.9km/MW。

集中式逆变器与分布式逆变器汇流方式一致时？

1）采用集中式逆变器，当汇流箱出线电缆由25 mm2增加至35 mm2时，因电缆电阻降低，光伏方阵电缆损耗下降较明显；  

2）分布式逆变器电缆损耗接近集中式逆变器

3）上述表中三个方案的铜耗量(铜密度按照8.9t/m3计算)分别为：1t、1.35t、1.33t。

可以看出，当汇流箱出线电缆采用35 mm2时，集中式逆变器方案与分布式逆变器方案的电缆损耗基本一致，此时铜耗基本一致。

1500V的优势在哪里？

1000V：组串数采用22，并联数182回；11台16回路汇流箱

1500V：组串数采用34，并联数112回； 7台16回路汇流箱

漂浮光伏电站直流电缆减少后的优势？

1）所在纬度：36°

2）考虑到水面光伏的实际情况，在模型中逆变器布置于方阵的一侧。汇流箱出线电缆考虑采用“蛇形”布置，此部分电缆考虑1.25倍裕量。

3）32°支架首年理论发电小时数1312hr；15°支架首年理论发电小时数1269hr。

根据上述原则计算：

1） 32°支架在100％工况下，直流电缆部分损失4.85％；

2）15°支架在100％工况下，直流电缆部分损失3.91％。（减少损失0.94%）

理论上，32°支架与15°支架发电小时数相比，高3.39％，在考虑直流电缆损耗后，则仅高2.38％。

光伏电站在设计时其系数选择多根据设计经验进行选取。而各光伏电站因：

1）其所处的地理位置；

2）电站设备的选型；

3）设计水平；

4）投资水平均存在差异；

同时其作为电站经济性的评价标准，在容量配置系数选择中鲜见针对性的分析。

1）组件逆变器的容量配置系数定义为：

2）光伏方阵出力仿真；

3）逆变器瞬时过载；

4）经济性分析；

C光伏阵列所处纬度：23°；电站综合效率分别：80%、85%；售电电价：0.65元/kWh；行业基准折现率：8%；电站综合单价：6.5元/W，光伏组件单价：3.0元/W；寿命期：25年。

 1）当电站综合效率80%、逆变器瞬时过载值分别取0%、5%、10%时，最大净现值对应的组串数为：172、181、189，则容量配置系数 相应为：1.041、1.095、1.143；

 2）当电站综合效率85%、逆变器瞬时过载值分别取0%、5%、10%时，最大净现值对应的组串数为：162、170、178，则容量配置系数 相应为：：0.980、1.028、1.077；

建议：

1）应结合当地的辐射数据合理选用具备短时过载能力的逆变器。针对A地区，其逆变器选型可要求其具备10％的短时过载能力（逆变器的短时过载时间的技术要求应根据前文计算出的逐时发电功率统计得出）；

2）光伏电站最优容量配置系数的影响因素包括：电站所在地的辐射数据、电站综合效率、逆变器过载能力、电站综合单价、光伏组件单价、行业基准折现率等。