中國(guó)電子工程設(shè)計(jì)院有限公司 ■ 趙霞 于金輝 李晗 翟云飛 牛利芳 梁芳 王靖

0 引言

我國(guó)光伏產(chǎn)業(yè)經(jīng)過多年發(fā)展，技術(shù)不斷創(chuàng)新突破，裝機(jī)容量持續(xù)增加至全球領(lǐng)先的規(guī)模，光伏產(chǎn)業(yè)鏈已趨成熟完善。當(dāng)前，提質(zhì)增效成為光伏產(chǎn)業(yè)新發(fā)展階段的重要任務(wù)。因此，在安全高效的前提下，光伏電站的設(shè)計(jì)更需要考慮“降低發(fā)電成本、減少補(bǔ)貼依賴、優(yōu)化發(fā)展規(guī)模”等因素，以提高電站運(yùn)行質(zhì)量，推動(dòng)行業(yè)有序及高質(zhì)量的發(fā)展。本文將從光伏電站設(shè)計(jì)中陣列設(shè)計(jì)，即組件串聯(lián)數(shù)的計(jì)算這一細(xì)節(jié)入手，探討其計(jì)算過程中存在的問題并進(jìn)行優(yōu)化，以有效降低光伏電站的建設(shè)成本，優(yōu)化電站建設(shè)規(guī)模。

1 光伏電站設(shè)計(jì)中組件串聯(lián)數(shù)計(jì)算存在的問題分析

目前，常規(guī)光伏電站中的光伏組件串聯(lián)數(shù)是根據(jù)GB 50797-2012《光伏發(fā)電站設(shè)計(jì)規(guī)范》[1]中的組串計(jì)算公式來計(jì)算，即：

式中，Vdcmax為逆變器允許的最大直流輸入電壓，V；Vmpptmax為逆變器MPPT電壓最大值，V；Vmpptmin為逆變器MPPT電壓最小值，V；Voc為光伏組件的開路電壓，V；Vpm為光伏組件的最佳工作電壓，V；Kv為光伏組件的開路電壓溫度系數(shù)；K′v為光伏組件的工作電壓溫度系數(shù)；N為光伏組件串聯(lián)數(shù)，N取整；t為工作狀態(tài)下光伏組件的極端低溫，℃；t′為工作狀態(tài)下光伏組件的極端高溫，℃。

從上述公式可以看出，組件串聯(lián)數(shù)需保證同時(shí)滿足逆變器的直流MPPT電壓和最大直流允許電壓的要求。

但該計(jì)算方式存在的問題是：在常規(guī)計(jì)算過程中，式中的t值一般取項(xiàng)目所在地的極端最低氣溫，而實(shí)際上極端低溫t應(yīng)該取工作條件下組件的極端低溫，即有光照時(shí)組件的最低溫度。然而現(xiàn)實(shí)中，在組件工作條件下，當(dāng)陽(yáng)光照到光伏組件上時(shí)，結(jié)溫會(huì)立刻升高，并隨著輻照度的增加而增加。因此，計(jì)算中取全天的環(huán)境極端低溫直接計(jì)算，顯然t值會(huì)偏低。

以上因素造成在利用常規(guī)算法進(jìn)行計(jì)算和設(shè)計(jì)時(shí)，存在極端低溫取值偏低、開路電壓偏大、組件串聯(lián)數(shù)取值偏保守的問題。組件串聯(lián)數(shù)偏小會(huì)導(dǎo)致在同樣的設(shè)計(jì)容量下組串?dāng)?shù)增多，從而使組串匯流電纜增多、支架數(shù)量增多、用地增加，最終導(dǎo)致電站投資增大。因此，在實(shí)際設(shè)計(jì)過程中，可在常規(guī)算法的基礎(chǔ)上根據(jù)實(shí)際運(yùn)行環(huán)境優(yōu)化計(jì)算。

2 組件串聯(lián)數(shù)計(jì)算優(yōu)化

2.1 光伏組件相關(guān)特性分析

光伏組件的電流主要受輻照度的影響，電壓主要受組件工作溫度的影響[2]，如圖1所示；輻照度也會(huì)對(duì)電壓有一定的影響。在組件串聯(lián)個(gè)數(shù)計(jì)算中，主要用到的組件參數(shù)是組件開路電壓、組件最大功率點(diǎn)電壓。

圖1 組件電壓和組件工作溫度的關(guān)系曲線

為了使光伏組件輸出功率P最大，需要通過最大輸出功率點(diǎn)跟蹤方法，使電壓V維持在最大功率點(diǎn)附近。在光伏發(fā)電系統(tǒng)中，由逆變器MPPT實(shí)現(xiàn)這一功能。組件輸出功率與電壓的關(guān)系曲線示意圖如圖2所示[3]。

圖2 組件輸出功率與電壓的關(guān)系曲線

2.2 逆變器相關(guān)特性分析

逆變器MPPT控制的作用是調(diào)整電壓至組件的最大功率點(diǎn)電壓。以某500 kW逆變器參數(shù)為例，其主要參數(shù)數(shù)據(jù)如表1所示。

表1 某500 kW逆變器主要參數(shù)

在光伏發(fā)電系統(tǒng)中，隨著太陽(yáng)輻照度從日出開始逐漸增強(qiáng)，組件發(fā)電產(chǎn)生的電壓也慢慢增大，當(dāng)電壓進(jìn)入逆變器工作電壓范圍時(shí)，逆變器開始工作，整個(gè)系統(tǒng)進(jìn)入發(fā)電狀態(tài)；當(dāng)組件電壓繼續(xù)升高進(jìn)入逆變器MPPT電壓范圍時(shí)，MPPT會(huì)調(diào)整電壓至最大功率輸出點(diǎn)電壓，使該路MPPT下所接組串產(chǎn)生最大功率。中午到傍晚的變化也是相同，隨著太陽(yáng)輻照度降低，組件電壓減小，當(dāng)電壓低于逆變器最低工作電壓時(shí)，逆變器停止運(yùn)行。工作電壓范圍決定了逆變器每天啟動(dòng)與停止運(yùn)行的時(shí)間，同理，滿載MPPT電壓范圍則決定了MPPT滿負(fù)荷運(yùn)行的時(shí)間，這個(gè)范圍越寬，逆變器獲得的發(fā)電效率越高。

在組件串聯(lián)數(shù)的計(jì)算中，主要用到的逆變器參數(shù)是逆變器直流側(cè)最大開路電壓和MPPT電壓范圍。從式(1)和式(2)可以看出，式(1)決定了組串最大電壓在極端低溫條件下不會(huì)超過逆變器最大直流輸入電壓，式(2)決定了組串在極端高溫和極端低溫條件下電壓位于逆變器MPPT電壓范圍。而用常規(guī)算法計(jì)算時(shí)，限制組件串聯(lián)數(shù)上限的往往是逆變器MPPT電壓范圍的上限。

值得注意的是，當(dāng)組串電壓高于MPPT電壓范圍的上限而低于逆變器最大直流輸入電壓時(shí)，逆變器仍具備對(duì)直流側(cè)電壓的控制能力。因此，通過電壓控制功能，MPPT會(huì)將直流電壓逐漸拉回850 V以下的正常工作范圍內(nèi)。一旦直流輸入電壓低于MPPT電壓范圍的上限，MPPT控制就會(huì)調(diào)整電壓至最大功率點(diǎn)電壓。

2.3 優(yōu)化建議

在光伏電站設(shè)計(jì)過程中，建議組件串聯(lián)數(shù)的確定應(yīng)該以同時(shí)滿足以下條件作為取值標(biāo)準(zhǔn)：1)計(jì)算組串最高電壓，并根據(jù)環(huán)境極端低溫修正到電池結(jié)溫；2)組串在任何發(fā)電運(yùn)行工況下，電壓都不超過逆變器允許的直流輸入電壓范圍(工作電壓范圍)；3)組件串聯(lián)數(shù)的取值應(yīng)統(tǒng)籌考慮電站整體發(fā)電量。

光伏組串的最高電壓VOCARRAY等于最低工作溫度下的開路電壓[4]，計(jì)算式為：

光伏組串的最低電壓VmARRAY為：

光伏組件的串聯(lián)數(shù)應(yīng)滿足：

式中，V′dcmax為逆變器和光伏組件允許的最大系統(tǒng)直流電壓，取二者較小值，V。

3 兩種計(jì)算方法的設(shè)計(jì)結(jié)果對(duì)比

以某光伏電站為例，采用2種計(jì)算方法分別計(jì)算并進(jìn)行對(duì)比。該項(xiàng)目地的極端最高氣溫為38 ℃，極端最低氣溫為-20 ℃。采用290 Wp多晶硅光伏組件，組件開路電壓為39 V，峰值功率電壓為33 V，開路電壓溫度系數(shù)為-0.0033，工作電壓溫度系數(shù)為-0.0041。每1 MW為1個(gè)方陣，采用500 kW逆變器2臺(tái)，逆變器最大直流輸入電壓為1000 V，MPPT電壓范圍為450～820 V。

1)常規(guī)計(jì)算方法：即組件串聯(lián)數(shù)需保證同時(shí)滿足逆變器的直流MPPT電壓和最大直流允許電壓的要求。采用式(1)和式(2)計(jì)算，可得最大組件串聯(lián)數(shù)為20個(gè)。

2)優(yōu)化后的計(jì)算方法：由于此項(xiàng)目地極端最低溫度為-20 ℃，非極寒地區(qū)，且達(dá)到極端最低氣溫的天數(shù)極少，因此，采用式(5)進(jìn)行計(jì)算，即組件串聯(lián)數(shù)保證滿足最大直流允許電壓的要求，略高于逆變器的直流MPPT電壓最大值，可得最大組件串聯(lián)數(shù)為22個(gè)。

3.1 系統(tǒng)效率對(duì)比分析

兩種計(jì)算方法得出的組件串聯(lián)數(shù)不同，因此同等容量下的組串?dāng)?shù)量不同，使得線損不同，導(dǎo)致發(fā)電效率有差別，從而影響最終發(fā)電量。組件串聯(lián)數(shù)越大，組串電壓越高，線損越低，從而可提升發(fā)電效率。

在本案例中，兩種計(jì)算方法的系統(tǒng)效率對(duì)比結(jié)果如表2所示。

表2 兩種計(jì)算結(jié)果對(duì)系統(tǒng)效率的影響

由此可見，在本案例中，采用優(yōu)化后的計(jì)算方法可以使組串電壓提高10%，線損減少21%，發(fā)電效率提升約0.25%。因此，在同等輻照度和相同容量條件下，優(yōu)化后的算法可使發(fā)電量提升約0.25%。

3.2 投資成本對(duì)比分析

兩種計(jì)算結(jié)果對(duì)投資成本的影響主要體現(xiàn)在光伏發(fā)電系統(tǒng)直流側(cè)的成本和支架土建基礎(chǔ)的成本。

在本案例中，兩種計(jì)算方法的投資成本對(duì)比結(jié)果如表3所示?？芍?，采用優(yōu)化后的計(jì)算方法，每個(gè)發(fā)電單元節(jié)省了16個(gè)支路，可節(jié)約1臺(tái)匯流箱，直流電纜減少了9.2%的用量；同時(shí)，雖然每個(gè)發(fā)電單元節(jié)省了16個(gè)支路，但支架大小有所增加，整體支架鋼材的用量變化不大，而支架土建基礎(chǔ)投資會(huì)減少約9.2%。

表3 兩種計(jì)算結(jié)果對(duì)投資成本的影響

4 結(jié)論

本文探討了光伏電站設(shè)計(jì)中組件串聯(lián)數(shù)的計(jì)算方法，對(duì)現(xiàn)有計(jì)算方法存在的問題進(jìn)行了分析，提出了優(yōu)化建議，并對(duì)兩種計(jì)算方法產(chǎn)生的結(jié)果進(jìn)行了系統(tǒng)效率和投資成本方面的對(duì)比分析。采用優(yōu)化后的計(jì)算方法可在光伏電站設(shè)計(jì)中降低投資成本，同時(shí)提升系統(tǒng)效率；但也存在極少數(shù)極端天氣情況下，逆變器無(wú)法輸出最大功率的風(fēng)險(xiǎn)。因此，在實(shí)際設(shè)計(jì)過程中，需要進(jìn)行氣象條件分析，根據(jù)項(xiàng)目地的實(shí)際極端氣溫、出現(xiàn)時(shí)間點(diǎn)及天數(shù)，從系統(tǒng)效率、投資成本和極端低溫運(yùn)行減損的發(fā)電量幾個(gè)方面進(jìn)行綜合對(duì)比，從而選擇最具經(jīng)濟(jì)性的方案。