光伏电站最佳容配比的研究

胡海罗，贺广零，赵前波，胡志祥，王韶纤，张德晶

(湖南三一智慧新能源设计有限公司，长沙 410100)

0 引言

容配比R是指光伏组件标称功率与逆变器额定输出功率的比值，也就是光伏电站直流侧装机容量和交流侧装机容量的比值。在2020年之前，光伏电站的容配比一般按照1:1 进行设计。而在实际运行过程中，由于光伏发电系统受光伏组件能量转换损失、光伏组件匹配损失、粉尘污染损失、不可利用太阳辐射损失、温度损失、直流系统损失、交流并网效率损失等一系列因素的影响，其输出不可避免地会出现一些损失。尤其是在太阳辐照度低于1000 W/m2的应用场景下，光伏组件大部分时间的输出功率达不到标称功率，逆变器、变压器及交流系统等设备基本均处于非满负荷运行状态，进而造成光伏发电系统整体发电量低于预期值，导致系统整体收益减少[1]。

海外国家早已放开容配比，即采用超配设计方案，美国、印度的光伏电站的容配比普遍在1.4:1 以上，日本甚至已达到2.0:1。中国国家能源局也已于2020年批准了NB/T 10394—2020《光伏发电系统效能规范》[2]，其正式实施标志着中国对于光伏电站的容配比也已正式放开。

科学合理的超配设计方案，可以补偿因各种因素造成的光伏发电系统发电量损失，同时还可以提高交流侧相关设备的利用率，进而降低系统成本，提高系统整体收益；另外，该方案还可以帮助更多地区实现光伏发电的平价及经济性，也可让光伏电站的输出更为稳定，提高光伏电力对电网的友好性[3]。

本文以光伏电站的容配比为研究对象，介绍了容配比的主要影响因素，并通过模拟仿真搭建了光伏发电系统的建设成本模型和平准化度电成本(LCOE)模型；然后在中国4 类太阳能资源区内各模拟建设1 座交流侧总装机容量为100 MW的地面光伏电站，以LCOE 最低为衡量标准，得出不同太阳能资源区光伏电站的最佳容配比；最后探讨了在中国最佳容配比光伏电站推进的难点及相应的解决策略。

1 容配比的主要影响因素

影响光伏电站容配比设计的主要因素包括：项目所在地的太阳能资源、各项损失、光伏支架形式、场地条件等[4]。其中，太阳能资源、各项损失主要影响光伏发电系统的发电量，而光伏支架形式和场地条件既会影响光伏发电系统的发电量，又会影响系统的投资成本。

1.1 太阳能资源

根据GB/T 31155—2014《太阳能资源等级总辐射》[5]的划分标准，中国太阳能资源区共分为4 类，不同太阳能资源区的太阳辐照度差异较大；即使在同一太阳能资源区，不同地方的年太阳辐射量也有较大差异。

例如，同属于Ⅰ类太阳能资源区的西藏自治区阿里地区噶尔县和青海省海西蒙古族藏族自治州格尔木市，噶尔县的年太阳辐射量为7998 MJ/m2，比格尔木市的年太阳辐射量(6815 MJ/m2)高17%。这意味着在这两个地区的光伏电站，采用相同的系统配置(即相同的容配比)时，噶尔县光伏电站的发电量比格尔木市光伏电站的发电量高17%。因此，若要达到相同的发电量，可以通过改变容配比来实现[6]。

1.2 各项损失

对于处在不同地区系统配置相同的光伏电站，其损失各不相同，因此需结合项目所在地的太阳能资源特点和气候特征，并结合光伏电站总体设计方案，得出其系统效率，从而计算出光伏电站的发电量。光伏电站的能量转换与传输过程中的各项损失大致如下[7]：

1)光伏组件能量转换损失：屋面或山地坡面存在朝向为北向的情况，光伏组件不一定朝向正南布置；光伏组件能量转换损失约为2%。

2)光伏组件匹配损失：对于精心设计、精心施工的光伏发电系统，光伏组件匹配损失约为4%。

3)粉尘污染损失：即由于光伏组件表面灰尘遮挡造成的损失，约取4%。

4)不可利用太阳辐射损失：即不可利用的低太阳辐射损失，约取2%。

5)温度损失：环境温度会影响光伏组件的工作温度，进而影响其额定输出功率，当光伏组件工作温度高于其标准工作温度时，光伏组件的额定输出功率下降；温度损失约取3%。

6)直流系统损失：直流系统包括直流电缆、组串式逆变器等，直流系统损失包括直流网络损失和逆变器损失。若逆变器效率为98.7%，则直流系统损失约取2%。

7)交流并网效率损失：交流并网效率即从逆变器交流输出至高压电网的传输效率，交流电气连接的线路损耗是影响交流并网效率的主要因素。交流并网效率损失约取2%。

在容配比为1:1 的情况下，由于客观存在的各种损失，逆变器实际输出最大功率只有逆变器额定功率的约80%～90%，即使在光照条件最好时，逆变器也未满载工作。因此，合理提高光伏电站的容配比，实际上可以提高逆变器及交流侧其他设备的利用率。

1.3 光伏支架形式

光伏支架形式主要有固定倾角式、固定可调式、平单轴跟踪式、斜单轴跟踪式等。同一个项目，若选用不同的光伏支架形式，光伏发电系统的发电量与投资成本均会不一致，最佳容配比也不一致。

1.4 场地条件

光伏电站的场地可分为山地、平原、水面、屋顶等，在装机容量相同的情况下，不同的场地条件所占用的土地面积，以及配套的电缆用量，光伏支架形式及数量，管材和桥架、道路的工程量等必然存在差异，导致光伏电站的投资成本也会不同，从而会直接影响光伏电站最佳容配比的选择[8]。

2 容配比的研究

2.1 建设成本模型的模拟仿真

2.1.1 建设成本的组成

光伏电站建设成本由光伏场区建设成本、升压站建设成本、其他费用、基本预备费等组成。

1)光伏场区建设成本主要包括：光伏组件，光伏支架，逆变器，箱变，交、直流电缆，光缆，交通及辅助工程等的主材及设备的采购、建设安装、调试费用。

2)升压站建设成本主要包括：升压站的一次、二次设备及主材的采购、建设安装、调试费用，以及房屋建筑、辅助设施等费用。

3)其他费用主要包括：项目建设用地费、项目建设管理费、生产准备费、勘察设计费等。

4)基本预备费，又称工程建设不可预见费，主要包括为解决在施工过程中，经上级批准的设计变更和国家政策性调整所增加的投资，以及为解决意外事故而采取措施所增加的工程项目和费用。

2.1.2 建设成本模型的搭建

光伏电站建设成本模型的计算公式为：

式中：C为光伏电站的总建设成本，万元；C1为光伏场区建设成本，万元；C2为升压站建设成本，万元；C3为其他费用，万元；C4为基本预备费，万元。

其中：

光伏场区建设成本的计算公式为：

式中：q为分项；m为分项总数；C1q为光伏场区建设成本的分项成本，万元；I1q为光伏场区建设成本的分项工程量；S1q为光伏场区建设成本的分项综合单价，万元。

升压站建设成本的计算公式为：

式中：I2q为升压站建设成本的分项工程量；S2q为升压站建设成本的分项综合单价，万元；C2q为升压站建设成本的分项成本，万元。

其他费用的计算公式为：

式中：I3q为其他费用的分项工程量；S3q为其他费用的分项综合单价，万元；C3q为其他费用的分项成本，万元。

基本预备费的计算公式为：

式中：k为基本预备费率，取1%。因为光伏场区建设成本、升压站建设成本、其他费用均会随项目建设规模、工程量、综合单价的变化而发生变化，所以基本预备费也会随之发生变化。

2.2 LCOE 模型的模拟仿真

2.2.1 LCOE 的定义

LCOE 的定义为光伏发电系统在全生命周期内所产生的所有成本与全部可上网电量的折现比值。

2.2.2 LCOE 的计算公式

平准化度电成本CL,E可表示为：

式中：I0为光伏电站的静态初始投资成本，元；N为光伏发电系统的全生命周期，年；n为光伏发电系统运行的年数，n=1，2，…，N，年；It为光伏电站的增值税抵扣，元；VR为光伏发电系统残值，元；Mn为第n年的运营成本(即年运营成本，含维修费、保险费、材料费、人工工资、其他费用、辅助服务费等，不含利息)，元；Yn为第n年的上网电量(即年上网电量)，kWh；i为折现率，%。

2.2.3 LCOE 模型中财务参数的取值条件LCOE 模型中财务参数的具体取值条件为：1)光伏发电系统的建设期为1年，运行期为25年，则全生命周期为26年。

2)折现率取8%，可根据投资者期望进行调整。

3)可抵扣税金(即光伏电站的增值税抵扣)按建设投资的10%估算。

4)光伏发电系统的折旧年限为15～20年，残值率为5%，静态初始投资成本按100%计入固定资产。

5)年运营成本。①维修费：以“固定资产-可抵扣税金”得到的值为基数，运行期的第1～3年暂定为质保期，维修费率为0%；第4年的维修费率为0.1%；以后各年的维修费率每年增长0.05%，直至第25年，届时的维修费率为1.15%。②保险费：以“固定资产-可抵扣税金”得到的值为基数，每年的保险费率为0.25%。③材料费：为定额，按10～30 元/kW 计算。④人工工资：按光伏电站定员计算，年工资、福利费及其他相关费用按当地工资水平计算。⑤其他费用：为定额，按10～30 元/kW 计算。⑥辅助服务费：暂不考虑。

6)资本金比例取20%～30%，贷款利率按当期长期贷款利率计算。

7)增值税为13%，城市维护建设为5%，教育费附加为5%，所得税为25%(采用“三免三减半”税收政策)。

2.2.4 LCOE 的敏感性因素

从LCOE 模型可以看出，影响LCOE 取值大小的因素主要为：光伏电站的静态初始投资成本、年上网电量、年运营成本、折现率。

通过测算不同太阳能资源区的不同地区的LCOE，分析单因素及多因素变化对LCOE的影响，可以得出如下结论：敏感性因素对光伏发电系统LCOE 的影响从大到小的排名为年上网电量＞光伏电站的静态初始投资成本＞折现率＞年运营成本。因此，在不同的太阳能资源区寻找开发优势，通过技术创新，提高光伏发电系统的年上网电量、降低光伏电站的静态初始投资成本、乐观判断投资期望、高效的运营管理，均是降低光伏发电系统LCOE 的关键。

2.3 LCOE 计算案例

根据GB/T 31155—2014[5]，按太阳辐射量，中国太阳能资源共分为4 类太阳能资源区：Ⅰ类太阳能资源区的年太阳辐射量在6300 MJ/m2以上；Ⅱ类太阳能资源区的年太阳辐射量在5040～6300 MJ/m2；Ⅲ类太阳能资源区的年太阳辐射量在3780～5040 MJ/m2；Ⅳ类太阳能资源区的年太阳辐射量在3780 MJ/m2以下。

本文在4 类太阳能资源区内各模拟建设1 座交流侧总装机容量为100 MW 的地面光伏电站，根据上文所列建设成本模型和LCOE 模型[9]，分别计算不同太阳能资源区各地面光伏电站的建设成本和LCOE。计算的边界条件为：

1)交流侧装机容量为100 MW 保持不变，分别按照容配比1.1:1～1.9:1(间隔为0.1:1)增加直流侧光伏组件装机容量进行光伏电站的LCOE分析。

2)光伏组件统一选用540 Wp单面单晶硅光伏组件(1500 V 光伏发电系统)，逆变器统一选用225 kW 组串式逆变器(输出电压为800 V)；光伏组件采用最佳安装倾角，光伏支架采用固定式光伏支架。

3)不同容配比方案时，光伏发电系统交流侧的投资相同，直流侧投资需按照实际工程量的变化计算。

4)不考虑实际场址的太阳辐射量与气象站所测太阳辐射量、温度的不同给光伏发电系统带来的影响。

5)不考虑“弃光限电”情况。

6)光资源数据源统一选用Meteonorm8.0 气象数据库软件。

7)光伏发电系统效率统一按81%考虑[10]。

当光伏电站容配比从1.1:1 到1.9:1 变化时，光伏场区的光伏组件、直流电缆、电缆管、桥架、接地材料、钻孔、光伏支架基础、光伏支架基础用钢筋、场区道路等工程量相应增加，其他基础设施费、水土保持费、征地费、青苗补偿费等均需根据直流侧装机容量相应增加；逆变器、交流电缆、箱变等交流侧设备及其土建安装费，升压站设备及其土建安装费，永久征地费，项目建设管理费，勘察设计费等均保持不变。

2.3.1 Ⅰ类太阳能资源区的LCOE 计算案例

选择西藏自治区拉萨市作为Ⅰ类太阳能资源区的典型地区，对该地区建设的地面光伏电站(下文简称为“拉萨光伏电站”)在不同容配比下的LCOE 进行分析。拉萨市位于西藏自治区东南部，雅鲁藏布江支流拉萨河北岸，地理坐标为29.65°N、91.17°E，海拔高度为3661 m。

采用PVsyst 软件模拟可以得出，拉萨市的水平面总太阳辐射量为7130.88 MJ/m2，倾斜面总太阳辐射量为9147.88 MJ/m2；当容配比为1.0:1时，拉萨光伏电站的首年利用小时数(本文的首年利用小时数均为考虑了光伏组件首年衰减率后的值)为1834 h。

模拟计算得到的不同容配比下拉萨光伏电站的首年利用小时数与LCOE 的变化曲线如图1所示。

图1 不同容配比下拉萨光伏电站的首年利用小时数与LCOE 的变化曲线Fig.1 Variation curve of utilization hours in the first year and LCOE of Lhasa PV power station under different PV power to inverter power ratio

由图1可知：当容配比为1.2:1 时，拉萨光伏电站的LCOE 最低，为0.2037 元/kWh。

2.3.2 Ⅱ类太阳能资源区的LCOE 计算案例

选择内蒙古自治区的呼和浩特市作为Ⅱ类太阳能资源区的典型地区，对该地区建设的地面光伏电站(下文简称为“呼和浩特光伏电站”)在不同容配比下的LCOE 进行分析。呼和浩特位于内蒙古自治区中部，地理坐标为111.75°N、40.84°E，海拔高度为1073 m。

采用PVsyst 软件模拟可以得出，呼和浩特市的水平面总太阳辐射量为5761.8 MJ/m2，倾斜面总太阳辐射量为7203.24 MJ/m2；当容配比为1.0:1 时，呼和浩特光伏电站的首年利用小时数为1620 h。

模拟计算得到的不同容配比下呼和浩特光伏电站的首年利用小时数与LCOE 的变化曲线如图2所示。

图2 不同容配比下呼和浩特光伏电站的首年利用小时数与LCOE 的变化曲线Fig.2 Variation curve of utilization hours in the first year and LCOE of Hohhot PV power station under different PV power to inverter power ratio

由图2可知：当容配比为1.4:1 时，呼和浩特光伏电站的LCOE 最低，为0.2200 元/kWh。

2.3.3 Ⅲ类太阳能资源区的LCOE 计算案例

选择辽宁省沈阳市作为Ⅲ类太阳能资源区的典型地区，对该地区建设的地面光伏电站(下文简称为“沈阳光伏电站”)在不同容配比下的LCOE 进行分析。沈阳市位于中国东北地区的南部、辽宁中部，地理坐标为123.46°N、41.67°E，海拔高度为45 m。

采用PVsyst 软件模拟可以得出，沈阳市的水平面总太阳辐射量为4917.24 MJ/m2，倾斜面总太阳辐射量为5820.48 MJ/m2；当容配比为1.0:1时，沈阳光伏电站的首年利用小时数为1309 h。

模拟计算得到的不同容配比下沈阳光伏电站的首年利用小时数与LCOE 的变化曲线如图3所示。

图3 不同容配比下沈阳光伏电站的首年利用小时数与LCOE 的变化曲线Fig.3 Variation curve of utilization hours in the first year and LCOE of Shenyang PV power station under different PV power to inverter power ratio

由图3可知：当容配比为1.6:1 时，沈阳光伏电站的LCOE 最低，为0.2658 元/kWh。

2.3.4 Ⅳ类太阳能资源区的LCOE 计算案例

选择重庆市作为Ⅳ类太阳能资源区的典型地区，对该地区建设的地面光伏电站(下文简称为“重庆光伏电站”)在不同容配比下的LCOE 进行分析。重庆市地处中国西南部，东邻湖北省、湖南省，南靠贵州省，西接四川省，北连陕西省，地理坐标为106.55°N、29.56°E，海拔高度为209 m。

采用PVsyst 软件模拟可以得出，重庆市的水平面总太阳辐射量为3186.72 MJ/m2，倾斜面总太阳辐射量为3204.72 MJ/m2；当容配比为1.0:1时，重庆光伏电站的首年利用小时数为721 h。

模拟计算得到的不同容配比下重庆光伏电站的首年利用小时数与LCOE 的变化曲线如图4所示。

图4 不同容配比下重庆光伏电站的首年利用小时数与LCOE 的变化曲线Fig.4 Variation curve of utilization hours in the first year and LCOE of Chongqing PV power station under different PV power to inverter power ratio

由图4可知：当容配比为1.8:1 时，重庆光伏电站的LCOE 最低，为0.4822 元/kWh。

2.4 最佳容配比

通过分析上文4个案例可知：Ⅰ类太阳能资源区中，拉萨光伏电站在容配比为1.2:1 时的LCOE 最低，则1.2:1 为其最佳容配比；Ⅱ类太阳能资源区中，呼和浩特光伏电站在容配比为1.4:1时的LCOE 最低，则1.4:1 为其最佳容配比；Ⅲ类太阳能资源区中，沈阳光伏电站在容配比为1.6:1 时的LCOE 最低，则1.6:1 为其最佳容配比；Ⅳ类太阳能资源区中，重庆光伏电站在容配比为1.8:1 时的LCOE 最低，则1.8:1 为其最佳容配比。

按照上述分析，采用建设成本模型及LCOE模型，通过PVsyst 软件模拟仿真，可计算得到中国各主要区域的光伏电站最佳容配比速查表，具体如表1所示。需要说明的是：1)表中LCOE计算结果未考虑部分地区的“弃光限电”影响；2)光伏电站成本暂未考虑地区差异；3)光资源数据源统一选用Meteonorm8.0 气象数据库软件；4)光伏发电系统效率统一按81%考虑。

(续表)

根据表1中国各主要区域的光伏电站最佳容配比情况可以综合得到：1)Ⅰ类太阳能资源区光伏电站，推荐容配比按照1.1:1～1.2:1 配置；2)Ⅱ类太阳能资源区光伏电站，推荐容配比按照1.2:1～1.4:1 配置；3)Ⅲ类太阳能资源区光伏电站，推荐容配比按照1.4:1～1.6:1 配置；4)Ⅳ类太阳能资源区光伏电站，推荐容配比按照1.6:1～1.8:1 配置。

3 最佳容配比的推进难点与解决策略

2019年，GB 50797—20××《光伏发电站设计规范(征求意见稿)》[11]中提出，光伏方阵安装容量与逆变器额定容量之比应符合下列规定：Ⅰ类太阳能资源区，不宜超过1.2:1；Ⅱ类太阳能资源区，不宜超过1.4:1；Ⅲ类太阳能资源区，不宜超过1.8:1。

2020年，NB/T 10394—2020 正式实施[2]，该规范中提到，对于水平面总太阳辐照度在1000 W/m2的区域，采用固定式安装的光伏电站容配比可以达到1.7:1～1.8:1。

2021年11月，国家能源局综合司就《光伏发电开发建设管理办法(征求意见稿)》公开征求意见，提出光伏电站容配比不应高于1.8:1。

近几年，中国各种关于光伏电站容配比的规范频繁发布，标志着中国已正式放开对容配比的限制，但目前中国光伏电站的容配比基本控制在1.3:1 以内[12]，最佳容配比的推进仍有较大难度。美国、印度光伏电站的容配比普遍在1.4:1 以上，日本光伏电站的容配比甚至已达到2.0:1，这也意味着中国光伏电站的容配比仍有较大的提升空间。

3.1 推进难点

3.1.1 电网波动性的考验

尽管从原理上，提升光伏电站的容配比可以让光伏出力相对平滑，提升光伏电站的总体发电量，降低LCOE，但同时这也意味着相同规模的光伏电站会有更多的电力接入电网，对电网稳定性、消纳能力的考验更大。中国电网作为全球最强电网，维护电网安全是中国电网公司的首要任务，任何可能带来波动的电力形式自然不容易被接纳[13]。由于之前中国光伏电站的容配比均控制在1:1 左右，即使目前规范允许采用超配设计方案，但是部分电网公司和光伏电站建设方仍相对保守，对于采用超配设计方案后带来的变化并未进行深入研究，也就不愿轻易尝试选用最佳容配比的设计方案。

3.1.2 对逆变器散热能力和使用寿命的担忧

逆变器由直流开关、防雷器、直流滤波器、最大功率点追踪(MPPT)、直流母线、逆变单元、交流滤波器、交流继电器、交流EMI 滤波器等部件组成，而这些部件中因过载、温度较高容易损坏或影响寿命的元器件主要有电解电容、绝缘栅双极型晶体管(IGBT)等。由于光伏电站采用超配设计方案，逆变器可能连续长时间处于过载状态，必然会导致逆变器内部温度上升，逆变器内的散热能力将会面临更高的挑战，也会在一定程度上影响逆变器内主要元器件的使用寿命。根据电子元器件的10 ℃法则，即当电子元器件的工作温度在允许的极限工作温度基础上每升高10 ℃，电子元器件的使用寿命将减半。而由于这种对使用寿命的影响在短期内无法显现，易于被用户忽视。

根据NB/T 32004—2018《光伏并网逆变器技术规范》[14]，逆变器在正常输入工作电压范围内工作时，测得的连续最大输入电流或功率应不超过标称最大输入值的110%。因此逆变器厂家在设计时已考虑限功率，无论直流侧装机容量多大，交流侧输出容量最大也只有逆变器额定容量的1.1 倍，即逆变器1.1 倍过载。但采用超配设计方案时，超配比例越高，逆变器1.1 倍过载的时间就越长。据调研，目前各逆变器厂家在设计时均已考虑逆变器1.1 倍过载时所要求的散热能力，且可保证逆变器的使用寿命，因此逆变器1.1倍过载时所需的散热能力、使用寿命可不必担忧。只是目前国内光伏电站采用最佳容配比的应用案例尚较少，暂时还停留在逆变器厂家的宣传上，光伏电站的设计方、建设方，以及电网公司都持观望态度，但随着超配设计方案的应用越来越广泛，逆变器的散热能力及使用寿命也必将得到印证。

3.1.3 对交流侧设备选型的影响

逆变器长时间1.1 倍过载，若不考虑交流侧线损，交流侧设备如电缆、断路器、箱变、主变等均应具备1.1 倍过载的运行能力，其中，交流侧电缆需考虑增大其截面，断路器选型时应考虑增大其额定电流，箱变、主变同样需考虑增大其容量。

以225 kW 的逆变器、3150 kVA 的箱变、交流侧装机容量为100 MW 的光伏电站为例，当逆变器1.1 倍过载时，设备选型差异如表2所示。

由表2可知：当光伏电站采用超配设计方案时，交流电缆型号需根据实际情况计算得到，因其本身选型留有一定的裕度，即便超配也不一定需要增大交流电缆截面积；对于箱变来说，在超配的情况下，前端逆变器长时间1.1 倍过载，需考虑增大箱变容量，避免箱变长时间处于过载运行；对于断路器来说，因其本身选型留有较大裕度，超配时无需增大断路器的额定电流；而对于主变来说，超配时高、低压电缆，箱变等线损也相应增加，且主变本身也具有一定的过载能力，可不增加主变的容量。

表2 当逆变器1.1 倍过载时的设备选型差异表Table 2 Table of equipment selection differences when the inverter is 1.1 times overloaded

3.1.4 直流侧输入能力的局限

目前市场主流逆变器为组串式逆变器和集中式逆变器。

1)集中式逆变器。以3125 kW 的集中式逆变器为例，直流侧汇流箱最大输入路数可选24 路输入。选用540 Wp光伏组件，每26 块光伏组件串成1串光伏组串，汇流箱选用24 汇1，逆变器最大输入路数也可选用24 路。因此该型号逆变器的直流侧输入能力为：0.54×26×24×24=8087.04 kWp，直流侧容量约为交流侧容量的2.6 倍。

2)组串式逆变器。以225 kW 的组串式逆变器为例，直流侧最大输入路数为24 路。选用540 Wp光伏组件，每26 块光伏组件串成1 串光伏组串，因此该型号逆变器的直流侧输入能力为：0.54×26×24=336.96 kWp，直流侧容量约为交流侧容量的1.5 倍。以同样方式测算其他型号的组串式逆变器，直流侧容量约为交流侧容量的1.6 倍，主要原因在于组串式逆变器本身设计尺寸导致接口受限。

中国光伏电站暂时未超配太高，一定程度上也是受直流侧输入能力局限的影响。

3.2 解决策略

1)对于电网波动性的考验，可结合相关规程、规范的要求，光伏电站实际情况(出力、运行安全、损耗、成本等)，以及电网现状(发展规划、稳定性、消纳情况等)，与当地电网公司进行全方位深入分析，确定最佳容配比，从而降低光伏电站LCOE。

2)对于逆变器散热能力和使用寿命的担忧，可在技术文件中约定核心元器件的过载能力及使用寿命，提升逆变器的散热能力，建议采用智能风冷的散热方式。

3)对于交流侧设备选型的影响，可在设计阶段，按逆变器长时间过载1.1 倍的工况统筹考虑交流侧设备的选型。

4)对于直流侧输入能力的局限，可与厂家共同研究类似于“Y”型端子方案，以增大直流侧输入能力。

4 结论

本文针对光伏电站的容配比，研究分析了容配比的主要影响因素，通过模拟仿真搭建了光伏电站建设成本模型与LCOE 模型，计算得到了中国4 类太阳能资源区光伏电站的最佳容配比，并编制了中国各主要区域光伏电站最佳容配比速查表，指出了在中国光伏电站最佳容配比推进的难点，提出了相应的解决策略。研究结果表明：

1)影响光伏电站容配比设计的主要因素包括：项目所在地的太阳能资源、各项损失、光伏支架形式、场地条件等。

2)从投资者的角度出发，考虑主动超配，以光伏电站LCOE 最低为衡量标准，推荐Ⅰ类太阳能资源区光伏电站容配比按照1.1:1～1.2:1 配置；推荐Ⅱ类太阳能资源区光伏电站容配比按照1.2:1～1.4:1 配置；推荐Ⅲ类太阳能资源区光伏电站容配比按照1.4:1～1.6:1 配置；推荐Ⅳ类太阳能资源区光伏电站容配比按照1.6:1～1.8:1 配置。但容配比的影响因素较多，宜根据光伏电站实际建设情况及电网运行要求进行单独计算，以准确判断光伏电站的最佳容配比。

3)目前光伏电站最佳容配比的推进难点主要有电网波动性考验、对逆变器散热能力及使用寿命的担忧、对交流侧设备选型的影响、直流侧输入能力的局限等。解决策略为：根据光伏电站实际情况与当地电网公司进行全方位深入分析；在技术文件中约定逆变器内核心元器件的过载能力和使用寿命，提升逆变器的散热能力；按逆变器长时间过载1.1 倍的工况统筹考虑交流侧设备的选型；与厂家共同研究以增大直流侧输入能力。