1. 引言
在全球能源转型加速推进与我国“双碳”目标深入实施的背景下，光伏发电作为清洁、可再生能源的重要组成部分，实现了规模化、高速化发展。截至2025年上半年，全国光伏发电新增并网容量为2.12亿千瓦，其中集中式光伏约1亿千瓦，分布式光伏1.13亿千瓦。全国光伏发电新增并网容量大幅增长，增速显著。这表明光伏发电在我国电力系统中的地位进一步提升，对能源结构调整和绿色低碳发展的作用更加重要[1]。然而，随着光伏电站运行年限的增长与运维要求的提高，集电线路运行过程中的问题逐渐暴露。对于大中型光伏电站而言，集电线路配置多台升压变压器与长距离高压电缆，非发电时段(夜间及阴雨天)的空载损耗量大，以100 MW地面光伏电站为例，每年空载损耗电量可达200万度以上，按当前市场电价测算，年直接经济损失超100万元[2]。此外，非发电时段箱变空载运行与电缆电容效应易形成谐振回路，引发过电压，不仅威胁设备绝缘安全，还会增加运维成本与故障风险[3]。
当前，多数光伏电站仍缺乏针对集电线路的精细化经济管控手段，空载损耗与故障风险带来的经济损失长期被忽视[4]。集电线路作为电站电能传输的核心通道，其运行效率直接影响电站的资产收益率与市场竞争力。因此，探索能降低空载损耗、控制故障成本的技术方案，成为光伏电站实现“降本增效”目标的关键。基于此，本文以山东华电阳来65 MW光伏电站为案例，从经济视角切入，分析集电线路节能柜的应用价值，为同类电站通过技术改造优化成本结构、提升运营收益提供实践参考。
2. 项目背景与场站概况
2.1. 行业背景：从“规模扩张”到“效益优先”
我国光伏产业已从“规模扩张”阶段迈入“质量提升与效益优化”阶段，运营效益成为电站核心竞争力的重要体现[5]。国家能源局数据显示，2025年一季度，全国可再生能源发电量达8160亿千瓦时，同比增长18.7%，约占全部发电量的35.9%。其中，风电太阳能发电量合计达5368亿千瓦时，在全社会用电量中占比达到22.5%，较2024年同期提高4.3个百分点[6]。但与此同时，集电线路空载损耗、故障频发等问题制约了电站经济性的进一步提升。据调研，光伏电站集电线路故障不仅会导致电能质量下降、发电中断，还可能造成关键设备损坏，单次故障经济损失可达数十万元。在此背景下，通过技术改造降低集电线路损耗、提升安全管控水平，成为光伏电站提质增效的必然选择。
2.2. 场站概况：基础条件与经济现状
2.2.1. 地理位置与气候条件
山东华电阳来65 MW光伏电站位于山东省邹城市境内(东经116˚44'30''~117˚28'54''，北纬35˚9'12''~35˚32'54'')，是山东省首个利用停用灰场建设的光伏发电项目，具有显著的资源循环利用与示范意义。邹城市属暖温带过渡型季风气候，四季分明，多年平均气温14.9℃，多年极端最高气温40.1℃，多年极端最低气温−16.1℃，年平均降水量686.5 mm，气候条件适宜光伏组件稳定运行。
2.2.2. 场站建设与运行现状
该电站采用“分块发电、集中并网”的设计方案，总装机容量65 MW，年平均上网电量约9559万千瓦时，每年可节约标煤约3万吨，减排CO2约8.6万吨[7]。场站核心配置如下：
(1) 升压系统：建设1座110 kV升压站，安装1台65 MVA (110/35 kV)有载调压主变，负责将集电线路汇集的35 kV电能升压至110 kV后接入电网；
(2) 集电线路：共设置3条35 kV集电线路，每条线路平均容量约22 MW，挂载7台3150 kVA箱式变压器，采用35 kV 3芯240 mm2高压电缆通过电缆沟敷设，最终汇总至升压站35 kV配电室；
(3) 发电单元：将光伏区划分为21个子阵(以3.15 MW为1个单元)，每个子阵配置1台3150 kVA箱变与多台196 kW组串式逆变器，光伏组件采用2256 mm × 1133 mm × 35 mm规格双玻双面组件，固定式支架安装，倾角20˚正南向布置；
(4) 送出线路：升压站110 kV出线1回，接入场址西北方向的北宿站，线路长度约15.77 km，采用300 mm2截面导线。
2.2.3. 集电线路现存问题
通过对场站运行数据的分析与现场调研，发现集电线路主要存在以下两方面核心问题：
(1) 空载损耗导致“无效成本”流失：光伏电站发电时段集中在8:30~16:00 (夏季可延长至4:30~19:30)，非发电时段占比接近2/3。此阶段箱变处于空载运行状态，电缆存在电容损耗，经测算3条集电线路年空载损耗电量约50万kWh，造成大量能源浪费与经济损失；
(2) 安全风险隐含“潜在成本”支出：场站集电线路采用固体绝缘电缆，电容量较大，夜间箱变空载运行时，电缆电容与箱变电感易形成LC谐振回路，产生谐振过电压，实测电压谐波含量(THD)可达8%~12%，超过GB/T 14549-1993《电能质量公用电网谐波》[8]规定的5%限值，存在设备绝缘击穿、损坏的潜在风险。这不仅可能导致设备绝缘击穿(单台箱变维修成本超10万元)，还需增加巡检频次(年巡检成本1.44万元)，进一步推高运营成本，挤压利润空间。
3. 集电线路节能柜设备技术方案可行性分析
3.1. 设备选型与核心技术参数
结合阳来光伏电站集电线路的电压等级、容量需求及运行特性，本项目选用XLJN-35Ⅰ型集电线路节能柜作为核心设备，如图1所示。
Figure 1. Energy saving cabinet equipment for photovoltaic power station collection line
图1. 光伏电站集电线路节能柜设备
该设备采用“真空接触器 + 综合保护控制器 + PLC 核心控制单元”的一体化架构，具备自动投切、状态监测、安全保护等功能，其核心技术参数如表1所示。
Table 1. Core technical parameters of XLJN-35 type i energy saving cabinet for collecting lines
表1. XLJN-35Ⅰ型集电线路节能柜核心技术参数
序号 |
项目 |
技术参数 |
1 |
型号 |
XLJN-35Ⅰ |
2 |
额定电压 |
40.5 kV |
3 |
额定频率 |
50 Hz |
4 |
额定电流 |
630 A |
5 |
一分钟工频耐压 |
相间、相对地95 kV；隔离断口115 kV |
6 |
雷电冲击耐压 |
相间、相对地185 kV；隔离断口215 kV |
7 |
额定短路开断电流 |
31.5 kA |
8 |
额定动稳定电流 |
63 kA |
9 |
机械操作寿命 |
10万次 |
10 |
电操作寿命 |
30万次 |
11 |
设备尺寸(W × L × H) |
2100 mm × 4300 mm × 3000 mm |
12 |
设备重量 |
2500 kg |
13 |
待机功耗 |
100 W |
14 |
运行功耗 |
290 W |
15 |
除湿加热功耗 |
1200 W (间歇式) |
16 |
防护等级 |
IP54 |
从技术参数来看，该设备额定电压、电流与集电线路的35 kV电压等级、22 MW容量需求高度匹配，且具备优异的绝缘性能、短路开断能力与机械寿命，能够满足场站长期稳定运行的要求。同时，设备自身功耗较低(待机100 W、运行290 W)，除湿加热为间歇式负载，不会产生显著的额外能耗，确保节能效果不受设备自身损耗的影响。
3.2. 设备核心功能与工作原理
3.2.1. 核心功能
XLJN-35Ⅰ型集电线路节能柜集成了多种核心功能，能够实现集电线路的智能化、无人化管控：
(1) 自动投切控制：通过采集光照强度、并网电压、电流等信号，智能判断发电/非发电状态。当光照强度≥200 W/m2 (光伏组件启动发电阈值)且电压稳定在32~38 kV范围时，自动合闸投入集电线路；当光照强度<50 W/m2 (光伏组件停止发电阈值)或电压异常(<32 kV或>40.5 kV)时，自动分闸切断空载回路，无需人工干预；
(2) 安全保护功能：配置励磁涌流抑制装置，有效抑制合闸时因电容–电感负载引发的涌流冲击(峰值可控制在额定电流3倍以内)；具备温湿度自适应控制功能，当柜内温度<5℃时启动加热装置，湿度>85% RH时启动除湿装置，维持设备运行环境稳定；同时支持过流、过压报警与闭锁，保障设备与人员安全；
(3) 状态监测与远传：实时采集主回路电流、电压、功率，柜内温湿度，设备分合闸状态等参数，通过10英寸TFT-LCD触摸屏本地显示[9]；预留RS485通讯接口，支持Modbus-RTU协议，可将数据上传至电站集控系统，实现远程监控、历史数据查询与故障追溯[10]；
(4) 多模式操作：支持就地操作、远程手动操作、远程自动操作等多种模式，可根据运维需求灵活切换，满足不同工况下的管控要求。
3.2.2. 工作原理
节能柜采用串接方式接入集电线路(位于35 kV高压出线柜与第1台箱变之间)，其工作原理如下：
(1) 状态感知阶段：光照传感器采集室外光照强度，电压互感器(PT)、电流互感器(CT)分别采集主回路电压、电流信号，温湿度传感器采集柜内环境参数，所有信号实时传输至PLC核心控制单元；
(2) 逻辑判断阶段：PLC根据预设算法对采集的信号进行分析，判断是否满足发电条件。若满足(光照强度≥200 W/m2且持续5 min、电压32~38 kV)，则输出合闸指令；若不满足(光照强度<50 W/m2且持续5 min或电压异常)，则输出分闸指令；
(3) 执行与反馈阶段：真空接触器接收PLC指令完成分合闸动作，同时将设备状态信号反馈至PLC与集控系统；若出现涌流、过流、过压等异常情况，PLC立即触发保护机制，切断回路并发出报警信号。
3.3. 接入方案与系统兼容性
3.3.1. 接入方案设计
为最大限度减少对原有集电线路结构的改动，降低施工难度与对电站正常发电的影响，节能柜采用“串接式”接入方案，如图2所示。
图2展示节能柜在35 kV出线柜与第1台箱变之间的串接位置，及主回路、二次回路的接线关系，后续箱变连接保持不变。
(1) 回路断开：选择夜间非发电时段(22:00~次日4:00)施工，断开35 kV高压出线柜至第1台箱变的原有电缆连接，验电并挂接地线，确保施工安全；
(2) 主回路接入：将35 kV出线柜侧电缆接入节能柜隔离刀开关的进线端；新增1条35 kV 3芯240 mm2高压电缆，一端连接节能柜真空接触器的出线端，另一端接入第1台箱变刀开关的进线端；
(3) 二次回路接入：节能柜自用电取自柜内PT (JDZX-35型，变比35/0.1/0.22 kV)，无需额外敷设外部电源；控制信号电缆通过原有电缆沟敷设至升压站集控系统；
(4) 原有回路保留：第1台箱变至后续6台箱变的原有电缆连接保持不变，确保单条集电线路仅需1台节能柜即可实现整体管控。
Figure 2. Energy saving system access plan for collecting power lines
图2. 集电线路节能系统接入方案图
3.3.2. 系统兼容性分析
从与原有系统的兼容性来看，该接入方案具有显著优势：
(1) 不改变主接线结构：仅在集电线路局部增加节能柜设备，不影响升压站110 kV并网系统、SVG无功补偿系统、继电保护系统(如线路保护、主变保护)的原有功能与接线方式；
(2) 谐波与涌流控制：通过励磁涌流抑制措施，合闸时涌流参数满足设备安全阈值，不会对集电线路电压、电流波形产生显著影响，谐波含量可控制在国家标准范围内；
(3) 保护协同性：节能柜不替代原有继电保护功能，集电线路的短路、过载保护仍由35 kV出线柜负责，形成“设备级控制 + 系统级保护”的双重保障机制，避免保护冲突或盲区；
(4) 通讯兼容性：节能柜支持的Modbus-RTU协议与多数光伏电站集控系统兼容，可直接接入现有监控平台，无需对集控系统进行大规模改造。
3.4. 实施条件可行性分析
3.4.1. 线路条件
阳来光伏电站3条集电线路均采用35 kV 3芯240 mm2高压电缆，通过电缆沟同向敷设，每条线路容量约22 MW，挂载7台3150 kVA箱变，线路绝缘电阻≥1000 MΩ，介损值≤0.005，均满足35 kV系统运行要求。同时，升压站35 kV配电室预留足够的空间与通讯接口，可满足节能柜控制信号接入与数据上传的需求，具备改造所需的线路基础条件。
3.4.2. 场地条件
经现场踏勘，选择1号集电线路1号箱变北侧区域作为节能柜安装场地，如图3所示。
该区域具备以下优势：
(1) 面积充足：单台节能柜尺寸为2100 mm × 4300 mm × 3000 mm，3台设备采用“一字型”布置(含1.5 m检修通道)需场地尺寸约15 m × 8 m，现场场地面积约 20 m × 10 m，完全满足安装需求；
(2) 土壤承载力达标：节能柜设备自重2500 kg，基础采用钢筋混凝土结构(尺寸2400 mm × 4600 mm × 800 mm)，场地土壤承载力≥150 kPa，能够满足设备基础承重要求；
(3) 环境适宜：场地远离人员活动密集区，且无高大建筑物遮挡，光照传感器可精准采集光照强度数据；场地排水坡度≥3‰，可防止雨水淤积，避免设备受潮。
Figure 3. Construction site condition diagram
图3. 施工场地条件图
3.4.3. 施工可行性
项目施工内容主要包括设备基础浇筑、电缆敷设、设备安装与调试，总工期约30天，且可分段实施(每条线路改造工期约10天)，具体施工可行性分析如下：
(1) 工期安排合理：基础浇筑(含养护)约7天，设备安装与电缆敷设约15天，调试验收约8天，工期紧凑且不与电站发电高峰时段冲突；
(2) 对发电影响小：施工主要在夜间非发电时段(22:00~次日4:00)进行，仅需断开单条集电线路，其余两条线路正常运行，预计施工期间总发电量减少≤0.5%，影响极小；
(3) 施工条件成熟：施工用电可从升压站380 V站用电系统接引(容量约50 kVA)，满足基础浇筑、设备调试需求；施工所需材料(如电缆、混凝土)可通过现有道路运输至现场，无需新建运输通道；
(4) 安全保障到位：施工过程严格执行“停电–验电–挂接地线”流程，配备专职安全员，对施工人员进行高压安全培训，避免触电、设备损坏等安全事故。
4. 技术方案比选
4.1. 对比方案选择
选取当前光伏电站集电线路节能改造中较为可行的分组投切控制技术和智能箱变技术作为对比方案，与本文所选的XLJN-35Ⅰ型集电线路节能柜方案从多维度进行全面对比，以凸显所选方案的优越性。
4.2. 对比维度及分析
4.2.1. 技术原理
XLJN-35Ⅰ型集电线路节能柜方案：通过串接方式接入集电线路，利用光照传感器、电压互感器、电流互感器采集信号，经PLC核心控制单元逻辑判断，实现非发电时段空载回路自动切断、发电时段自动合闸，同时具备安全保护与状态监测功能。
分组投切控制技术：将集电线路上的箱变按容量或位置分组，通过接触器控制每组箱变的投切，根据光伏组件发电功率变化，手动或半自动控制分组箱变的接入与断开，减少部分空载损耗。
智能箱变技术：对传统箱变进行智能化升级，内置监测与控制模块，可实现单台箱变的状态监测、故障报警，但需通过电站集控系统统一调度实现空载回路切断，单台箱变独立控制难度大。
4.2.2. 改造成本
XLJN-35Ⅰ型集电线路节能柜方案：65 MW电站需3套设备，总投资143万元，单位容量改造成本约2.2万元/MW。
分组投切控制技术：需为每组箱变配置接触器、控制模块及通讯设备，65 MW电站约需21套分组控制单元，总投资约180万元，单位容量改造成本约2.77万元/MW。
智能箱变技术：单台智能箱变改造费用约8万元，21台总投资约168万元，单位容量改造成本约2.58万元/MW。
4.2.3. 可靠性
XLJN-35Ⅰ型集电线路节能柜方案：采用真空接触器与PLC核心控制单元，机械操作寿命10万次，电操作寿命30万次，具备过流、过压、温湿度自适应等多重保护，故障响应时间≤0.5 s，发电/非发电状态识别准确率99.5%。
分组投切控制技术：分组控制单元数量多，故障点分散，接触器频繁动作易磨损，且受人为调度影响较大，状态识别准确率约90%，故障响应时间≥2 s。
智能箱变技术：单台箱变可靠性较高，但依赖集控系统统一调度，系统兼容性要求高，易出现通讯延迟或调度失误，整体故障发生率高于节能柜方案。
4.2.4. 节能效果
XLJN-35Ⅰ型集电线路节能柜方案：可实现非发电时段空载回路100%切断，年节约电量50万kWh，节能率达100% (针对空载损耗)。
分组投切控制技术：受分组逻辑与调度及时性限制，无法完全切断所有空载回路，年节约电量约35万kWh，节能率约70%。
智能箱变技术：需等待集控系统统一指令，切断空载回路存在延迟，且单台箱变切断对整体节能影响有限，年节约电量约30万kWh，节能率约60%。
4.3. 比选结论
通过对比可知，XLJN-35Ⅰ型集电线路节能柜方案在改造成本、可靠性、节能效果等方面均优于分组投切控制技术与智能箱变技术，其单位容量改造成本最低，可靠性最高，且能实现空载损耗的完全消除，同时具备智能化、无人化管控优势，无需人工干预，更符合光伏电站精细化运维需求，技术优越性显著。
5. 经济效益分析
5.1. 投资估算
基于2015版《电网技改工程预算编制与计算规定》[11]及2016版《220 kV及以下配电网工程建设预算编制与计算标准》[12]，项目总投资143万元，具体构成如表2所示。
Table 2. Investment estimate for intelligent energy-saving cabinet project (Unit: RMB 10,000)
表2. 智能节能柜项目投资估算表(单位：万元)
序号 |
项目名称 |
投资金额 |
占比 |
备注 |
1 |
智能节能柜设备费 |
127.5 |
89.1% |
3套XLJN-35Ⅰ型设备(含PLC、接触器、传感器) |
2 |
设计及技术服务费 |
7.6 |
5.3% |
可行性研究、工程设计、技术交底 |
3 |
检验检测服务费 |
2.6 |
1.8% |
设备出厂检验、现场调试检测、验收检测 |
4 |
工程安装费 |
5.3 |
3.7% |
基础浇筑、电缆敷设、设备安装、接地施工 |
合计 |
- |
143 |
100% |
- |
5.2. 经济效益分析
5.2.1. 直接收益测算
(1) 节电收益：参考山东省光伏电站下网电价0.52元/kWh，年节电收益 = 50 × 104 kWh × 0.52元/kWh = 26万元。
(2) 运维成本节约：改造前年巡检成本1.44万元，改造后降至0.72万元，年节约0.72万元；故障发生率降低50%，年均减少故障成本5万元。
年总直接收益 = 26 + 0.72 + 5 = 31.72万元。
5.2.2. 成本测算
(1) 年运维费用：含日常维护(1.1万元)与定期检测(0.2万元)，年总运维费用1.3万元；
(2) 固定资产折旧：按20年使用寿命、平均年限法折旧，残值率5%，年折旧额 = 143 × (1 − 5%)/20 ≈ 6.84万元。
5.2.3. 财务评价
采用《建设项目经济评价方法与参数(第三版)》进行财务分析：
(1) 年净收益 = 年总直接收益 − 年运维费用 − 年折旧额 = 31.72 − 1.3 − 6.84 ≈ 23.58万元，不考虑折旧时年净收益24.9万元；
(2) 静态税前投资回收期 = 总投资/年净收益(不考虑折旧) = 143/24.9 ≈ 5.7年；
投资收益率 = 年净收益/总投资 × 100% = 24.9/143 × 100% ≈ 17.4%；
20年累计净收益 = 年净收益 × 20 − 总投资 = 24.9 × 20 – 143 = 355万元。
5.2.4. 敏感性分析
根据《中华人民共和国增值税暂行条例》规定，企业采购固定资产(除建筑物、构筑物和消费用品外)，均可以享受抵扣增值税的政策，在生产经营中的设备、材料的采购的进项税额，按年度的应缴增值税额抵扣。考虑电价与节能收益波动的影响，敏感性分析结果如表3所示，项目具备较强抗风险能力。
Table 3. Project sensitivity analysis table
表3. 项目敏感性分析表
变化因素 |
变化幅度 |
年净收益(万元) |
静态税前投资回收期(年) |
投资收益率(%) |
基准方案 |
- |
24.9 |
5.7 |
17.4 |
电价下降10% |
−10% |
22.41 |
6.38 |
15.6 |
电价上升10% |
+10% |
27.39 |
5.22 |
19.2 |
节能收益下降10% |
−10% |
22.41 |
6.38 |
15.6 |
节能收益上升10% |
+10% |
27.39 |
5.22 |
19.2 |
5.3. 环境效益分析
根据国际能源署(IEA)与我国火电厂排放系数[13] [14]，项目年节约50万kWh电量对应的环境效益如下：
节约标煤：50 × 104 kWh × 330 g/kWh = 165吨/年；减少CO2排放：50 × 104 kWh × 0.814 kg/kWh = 407吨/年；减少SOx排放：50 × 104 kWh × 3.06 g/kWh = 1.53吨/年；减少NOx排放：50 × 104 kWh × 2.664 g/kWh = 1.33吨/年。20年使用寿命期内，累计可减少CO2排放8140吨，对推动区域“双碳”目标实现具有积极作用。
6. 总结
本文以山东华电阳来65 MW光伏电站为工程案例，从项目背景、场站概况、技术方案、实施条件、经济效益、环境效益及安全效益等多个维度深入研究集电线路节能柜设备的应用可行性，得出如下结论：
(1) 优化策略技术可靠：基于XLJN-35Ⅰ型智能节能柜的“智能感知–自动投切–安全防护”优化策略，可实现集电线路非发电时段空载回路100%切断，发电/非发电状态识别准确率99.5%，故障响应时间 ≤ 0.5s，技术性能满足工程需求；
(2) 工程实践效果显著：在阳来光伏电站应用中，年节约空载损耗电量50万kWh，消除夜间谐振过电压风险，设备故障排查时间缩短75%，验证了策略的工程可行性；
(3) 经济环境效益突出：项目总投资143万元，静态税前投资回收期5.7年，20年累计净收益355万元，同时年减少CO2排放407吨，实现经济与环境效益双赢。进而，空载损耗显著的大中型集中式光伏电站中推广本文策略，有助于推动行业空载损耗治理的标准化。