在光伏系统建设中，设计工程师将光伏组件的总容量配得比逆变器容量大一些，这种情况被称为超配。影响超配的因素有哪些？超配对光伏电站设备安全是否有影响，该如何设计超配比？ 在北极星太阳能光伏网主办的“第三届光伏电站质量高峰论坛”上，海润光伏目开发总监于霄童以甘肃白银某项目为例对此作了详细分析。 讨论为什么研究超配比之前，先看一下国内光伏电站的标称方式。我们一般用光伏组件的最大功率来标称电站，即多少兆瓦，这是指峰值功率。光伏组件峰值功率的测定是有前提条件的，就是在标准的测试条件下，AM1.5，1000瓦每平方米的太阳辐照率，这时光伏的输出功率才是标定光伏电站的功率。 影响标称功率有三个因素：大气质量、电池温度、太阳辐照强度。 大气质量和电池温度影响因素比较多，很难做定量的标定。 从光伏组件标称功率的标准来看，太阳的辐照强度基本要满足1000瓦每平方米，出现功率最大输出的可能性是比较大的。 为什么要研究光伏和逆变器的配比？原因是，通过光配比可以提高项目的投资收益，有利于电网的调度。包括政府机关、政府部门对国内光伏电站建设的总体数据统计目前都是采用直流标称功率，在交流侧这个信息是缺失的。因此在电网调度时，对光伏电站实际的出力数据落差范围比较大。而在项目建设和交易过程中，各相关方在光伏和逆变器配比方面是有很多异议的，这也会影响到整个项目推进的效率。 我们以甘肃省白银市的某个项目作为案例来研究太阳辐照度。甘肃白银是属于二类资源地区，但是实际太阳辐照度比较好，能接近一类地区的太阳辐照，光照倾角是30度。 从PVSYST模拟计算出来的辐照度可以看出在太阳辐照度上达到1000瓦每平方米以上，1月和12月没有，2月份到11月份是有机会达到1000瓦每平方米以上。 这就会带来一些问题： 首先，我们在标称光伏电站功率的时候用的是理想状态下的标称数据，实际状态和它偏差是很大的。 其次，太阳辐照度是随时间波动，而光伏组件在高功率的下工作的时间段也是随时间波动的，而且时间段是非常少的。 再次，直流侧损耗。假设太阳辐照度非常强，即使超过1000瓦每平方米，但是在直流侧有损耗，实际能达到逆变器这一端的直流功率也是达不到标称功率的。 此外，温度影响。温度影响对于整个光伏实际的影响是非常大的，我们现在研究的是在高功率情况下的光伏组件的输出。在这种情况下，一般温度都会比较高，由于温度比较高可能对于整个光伏组件前端直流系统效率的影响能达到10%以上。 重要的是，太阳能电池的转化效率实际上是逐年衰减的，这样的话所谓的超配比也是每年逐渐下降。 以上原因会导致电站实际输出与标称存在差异，且输出功率逐年降低。
这个图就是实际输出的情况，在630千瓦的逆变器上面接入690千瓦的光伏直流组件，也就是说超配比接近10%。可以看到，即使在超配了10%的情况下实测数据也没有达到逆变器最大直流输出功率690千瓦，也就是说研究优化配比是可行的。 超配对设备寿命是不是有影响？这也是我们非常关心的问题。 目前市场的主流逆变器产品，都是可以满足超额运行的，但是这个前提是在一定的温度条件下。 第二个就是根据光伏的输出特性，光伏的IV曲线是连续可调的，通过逆变器的MPPT功能，对逆变器来说不存在过流的安全隐患。 在高配比的情况下，即便超过了逆变器可以输入的最大功率，但因为它的时间非常短，对逆变器的影响几乎是不存在的。所以我们认为超配对于整个电站的设备的安全来说没有什么问题。 如何设计超配比？ 有三个方面是最主要的，光照资源，直流侧的系统效率还有逆变器选型。 首先看光照资源，光照资源太阳强度会直接影响到直流的输出功率，也就会直接影响到配比的选择。 直流侧的系统效率有很多影响因素，包括灰尘遮挡、适配、线损、温度，还有衰减，所以直流系统效率在超配的比例设计中起到非常重要的作用。 逆变器的选型。传统的概念上，我们认为集中式的逆变器的冗余度比组式的更好一点，市场上很多组串式逆变器超配比也能达到10%、20%。 我们研究这些的最终目的是要把度电成本降到最小化。 首先看一下光照资源对光伏系统的影响，我选了四个地区，一类地区哈密，二类地区是甘肃白银、云南建水，三类地区是上海。 实际上三类地区在低功率辐照度的情况下差别是不大的，唯一的区别是在600瓦到1100瓦每平方米的太阳辐照度下，几类地区的光照时数的差异就很明显了。哈密是非常高的，其次是甘肃白银和云南建水，到上海高功率区间太阳辐照时非常短。不同频率能接收到太阳的总辐射量在600瓦到1100瓦范围内是一个非常主要的差异点。 云南属于二类地区，但它能接收到的太阳辐射强度在1050以上的范围里，甚至高于一类地区的太阳辐照强度。也就是说不能单纯地仅凭一类和二类资源区分类来确定它的配比，还是需要具体项目具体分析。
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