根据现状调研，我国光伏发电系统建设占世界主导地位，相关设备的研究、制造不断快速发展。目前，川渝地区石油天然气站场光伏发电系统建设仅体现在新修房屋屋顶、部分经过鉴定能承载发电系统重量的已建房屋屋顶以及少量新建站场的部分建构筑物顶，区域内光伏发电系统建设仍处于示范、探索的初步阶段，存在“建设区域零散、技术不统一、效益差”等问题，使得区内光伏发电系统建设单位投资水平高、财务净现值低、内部收益率低。 [ 5 ] [ 6 ]

根据上述川渝地区石油天然气生产井站建设现状及存在问题，并结合页岩气田、致密气田以及常规气田建设要求，川渝地区现有石油天然气站场建设主要有：井场、丛式井场、集气站、集气脱水站、采出水处理站、采出水回注站、转输水站以及线路阀室等。各类站场集输部分用电负荷等级、负荷大小以及用电情况描述如下表1所示。

表1. 各类站场集输部分的用电负荷等级、负荷大小以及用电情况描述

注：本表仅统计用电负荷低、输出功率波动小的集输用电情况，不含功率波动较大的增压部分用电。

1). 川渝地区太阳能资源

四川省年辐射变化范围在3200~6390 MJ/m²之间，日照时数在750~2700 h之间，其中，页岩气和致密气存储量较大的盆西、盆西南及盆东南在1200 h以下。四川省年日照时数分布如图1所示。

重庆年辐射变化范围在3200~4200 MJ/m²之间，日照时数在1000~1600 h之间，其中，页岩气和常规气存储量较大的重庆西部、东北部在1200 h以下。重庆市日照时数分布如图2所示。

2). 川渝地区太阳能资源结论

结合四川、重庆辐射变化范围和日照时数，根据《太阳能资源评估方法》，大部分川渝地区天然气生产站场所属区域年水平面总辐射量(GHR)等级为C级，即：丰富。大部分川渝地区天然气生产站场所属区域太阳能资源稳定度等级为C级，即：一般。大部分川渝地区天然气生产站场所属区域太阳能资源直射比(DHRR)等级为C级，即：一般，散射辐射较多。

图1. 四川省年日照时数分布图

图2. 重庆市年日照时数分布图

3). 气象数据库选取

根据已建工程光伏系统建设经验，现阶段川渝地区气田勘探开发位置暂无太阳能辐射长期观测资料。现阶段可查询的太阳辐射数据有：Meteonorm气象数据库辐射量数据和SolarGIS气象数据。根据数据来源分析，Meteonorm数据通过地面气象站和卫星数据相校正得出可信度较高，SolarGIS数据通过先进的卫星遥感获得具有较高的精度和可信度。目前区域内光伏电站工程较多采用SolarGIS数据，SolarGIS在精准度、效率和低不确定性方面提供了新的行业标准，在中国范围内分辨率可达250 m。SolarGIS数据居中，Meteonorm数据较小，气象站10年平均数据较大。同时根据已建光伏发电站的建设经验，基本上选用SolarGIS数据，而且与光伏电站的实际运行数据比较吻合，故本文相关数据取自SolarGIS数据库。

影响光伏发电系统总效率的关键因素是系统效率，系统效率主要因素有：辐射损失、阵列直流侧损失、交流并网效率损失以及其他损失。根据区域内已建项目运行数据、PVsyst软件测算数据以及经验数据，本文推荐区域内光伏发电系统总效率的修正系数为84.64%。光伏发电系统站场各项损失模拟计算结果如表2所示。

表2. 光伏电站各项损失模拟计算表

结合气象数据选取以及区域内已建光伏发电系统实际水平面年太阳总辐射量，川渝地区气田勘探开发大部分区域水平面年太阳总辐射量居于1000~1200 kWh/m²之间。为便于方案讨论，本文选取水平面年太阳总辐射量为1100 kWh/m²，作为基础研究数据。

按PVsyst仿真结果加权平均。

本工程按25年运营期考虑，随运营年限的增加，由于站内元器件设备老化导致系统效率降低，损耗加大，最终致使电站发电量减少。光伏组件在光照及常规大气环境中使用会有衰减，光伏组件衰减率根据国能新能[ 2015 ] (194号文)，结合光伏组件厂家提供衰减曲线，第一年衰减率取2.5%，之后每年在前一年的基础上衰减不高于0.55%。单千瓦25年年发电量估算结果如下表3所示。

表3. 单千瓦25年年发电量估算表

根据单千瓦25年发电量计算，区域内上网价格按照0.34元/kWh计算，内部购电电价按照0.7元/kWh计算，并结合区域内平均单千瓦建设成本为7000元/kW。计算如下：

若采用就地并网销售，单千瓦25年销售额 = 0.34元/kWh × 20.45 MWh × 1000 = 6953元；

若采用自发自用，不上网，单千瓦25年发电量折算电费 = 0.7元/kWh × 20.45 MWh × 1000 = 14,315元。

上述计算均不含逆变器寿命内更换费用、光伏发电系统日常运行、维护成本，根据上述计算结果，区域内若采用发电就地并网销售不经济，因此，本文推荐区域内光伏发电系统建设采用“自发自用，不上网”方式。

根据“表1–各类站场集输部分用电负荷等级、容量大小和主要用电设备、装置、系统描述”，结合《西南油气田分公司站场信息化标准化设计》、《西南油气田站场一体化活动房设计手册》、《西南油气田分公司站场一体化箱式变电站标准化设计》以及《中国石油页岩气地面建设标准化设计》。综合考虑川渝地区气田站场地理位置、外部供电条件，提出适合川渝地区新建石油天然气站场的光伏发电系统建设供电方案，即：“市电 + 光伏发电系统”，区域内整体供电方案采取“以市电为主，光伏发电系统为辅”的供电方案，提高区域内的新能源利用效率。如表4所示。

表4. 川渝地区石油天然气生产站场市电电源 + 光伏发电系统供电方案

表5. 井场、丛式井场以及线路阀室的储能类型、装机功率统计表

根据实际井站的用电量和用电性质，确定是否采用“光储供能”模式(光伏板昼间发电，夜间由储能系统持续对站场设备进行供电)。参照国内老油气田(老君庙油田、胜利油田等)光储系统投运情况，结合川渝地区天然气生产井站用电负荷等级、负荷大小，根据川渝地区日照时段(9:00~18:00)，并综合考虑蓄电池成本、运行维护成本、夜间用电负荷性质及功率大小，本文推荐川渝地区天然气站场用电负荷低于20 kW的井站、丛式井站以及线路阀室采用“光储供能”模式，夜间采用储能系统持续为站场用电设备供电，0.38 kV和0.22 kV市电仅作为阴雨天气、发电量不足情况下的补充电源，其余站场不储能。井场、丛式井场以及线路阀室的储能类型、装机功率如下表5所示。

目前，常用的光伏电池主要类型有单晶硅、多晶硅、薄膜电池，各类电池的主要性能如表6所示。 [ 7 ]

表6. 各类电池性能对比分析

结合国内外光伏发电系统设备调研，非晶硅薄膜光伏组件稳定性较差、光电转化效率相对较低、使用寿命相对较短。晶体硅电池由于制造技术成熟、产品性能稳定、使用寿命长、光电转化效率相对较高的特点。因此，本文推荐在川渝地区光伏发电系统建设过程中推荐选用晶体硅组件。

作为光伏发电系统中将直流电转换为交流电的关键设备之一，逆变器选型对整个发电系统的转换效率和可靠性有决定性因素。目前，常用的逆变器主要有用户型逆变器、集中型逆变器、组串型逆变器。 [ 8 ] 三种逆变器的优缺点对比详情如表7所示。

综合考虑以上三类逆变器可靠性、可维护性、技术成熟度以及未来技术发展趋势等因素，结合站场区域的气象条件、地理环境、施工条件以及交通运输等实际因素，针对川渝地区大部分站场光伏发电系统建设容量均在100 kW以下，“光储供能”模式下的站场建设规模低至3 kW。本文推荐在川渝地区天然气生产区域内，“光储供能”模式的井站采用“用户型逆变器”，不储能的井站采用“组串式逆变器”。

表7. 三种逆变器的优缺点对比详情

根据现状调研，目前川渝地区石油天然气站场常用的蓄电池主要有铅酸电池和磷酸铁锂电池，其主要性能参数对比如表8所示。 [ 9 ]

表8. 常用蓄电池主要性能参数对比详情

根据上述主要性能参数对比，并考虑到磷酸铁锂电池循环寿命高达2000次以上，而现阶段铅酸电池循环寿命只有400~600次。在浮充使用寿命上，磷酸铁锂电池具有15年以上的寿命，而铅酸电池只有5年左右。结合光伏板的使用寿命(约15年)，本文推荐光伏发电系统“储能”选用磷酸铁锂电池。 [ 10 ] [ 11 ] [ 12 ]

考虑到川渝地区区域内太阳能资源大部分综合评价为“一般”，因此，影响区域内光伏发电系统建设成本主要因素有：设备采购和运行维护。其中，运行维护属于系统运行附属成本，根据其系统大小，从而确定运行维护成本，在项目生命周期内只能根据日常生产运行工作内容来进行控制，本文不作讨论。而在项目建设过程中，决定系统成本、项目投资大小最为关键的因素是设备采购。针对川渝地区天然气生产井站装机功率小、建设地点零散等特点，本文提出“统一规划、统一招标、联合采购”，“化零为整、集中化”的设备采购方式来制工程建设成本，从而降低区域内光伏发电系统建设投资，提高区域内光伏发电系统建设经济效益。 [ 13 ]

根据表2“光伏电站各项损失模拟计算表”，主要影响发电系统总效率的因素有：组件温度、阵列遮挡阴影、外界因素固定损失以及玻璃入射角等。 [ 14 ] [ 15 ] 针对川渝地区光伏发电系统建设特点，本文推荐从组件温度、外界因素固定损失以及阵列遮挡阴影三个方面着手提高系统总效率。各方面措施如表9所示。

表9. 发电效率提高措施