霍振楠

(中核匯能(山東)能源有限公司，濟南 250014)

0 引言

在過去幾十年中，受技術和成本等各種因素的推動，硅片尺寸從最初的125 mm進化到158.75 mm后，維持了很多年；之后又進化到當下的166 mm(M6)、182 mm(M10)和210 mm(G12)等。目前，125 mm硅片早已不再生產(chǎn)，158.75 mm硅片也近乎淘汰，166 mm硅片作為182 mm和210 mm等大尺寸硅片的過渡者，已成為當前市場上主流太陽電池用硅片尺寸，但182 mm和210 mm等大尺寸硅片的使用量也在增多。

硅片尺寸的增大導致太陽電池面積的增加，從而會對光伏組件的電性能參數(shù)產(chǎn)生一定影響。由于太陽電池的輸出電流與其面積有關，面積越大，其輸出電流越大。逆變器直流側(cè)對接入的光伏組串的輸出電流有一定限制，對于傳統(tǒng)的組串式逆變器而言，1個最大功率點追蹤(MPPT)的最大輸入電流為30 A(當前也有少量組串式逆變器1個MPPT的最大輸入電流為26 A)，當接入兩串光伏組串時，每串光伏組串的輸出電流最大僅能為15 A。

在中國大部分地區(qū)，采用166 mm硅片的光伏組件(下文簡稱為“166 mm硅片光伏組件”)組成的光伏組串在正常工況下的輸出電流小于15 A，傳統(tǒng)的組串式逆變器和166 mm硅片光伏組件是適配的。而對于高太陽輻照度地區(qū)，在地面反射率較高的情況下，采用182 mm硅片的光伏組件(下文簡稱為“182 mm硅片光伏組件”)組成的光伏組串在正常工況下的輸出電流則可能會達到15 A，對于大部分高太陽輻照度地區(qū)而言，傳統(tǒng)組串式逆變器仍然與182 mm硅片光伏組件適配。對于采用210 mm硅片的光伏組件(下文簡稱為“210 mm硅片光伏組件”)，由于其額定輸出電流已經(jīng)超過了17 A，接入傳統(tǒng)的組串式逆變器后引起輸出電流限制的可能性大幅提高，尤其是在太陽能資源豐富的Ⅰ、Ⅱ類資源區(qū)，太陽輻照度超過800 W/m2后，光伏組串的輸出電流非常容易超過組串式逆變器的允許輸入電流，從而帶來一定的限流損失[1-2]。本文針對當前210 mm硅片光伏組件與現(xiàn)有組串式逆變器之間不匹配導致的限流損失、過載損失問題，首先利用PVsyst仿真軟件對3種逆變器設置模式時逆變器的限流損失和過載損失情況進行模擬，從中選取最優(yōu)的逆變器設置模式；然后模擬分析采用“多MPPT+power sharing”逆變器設置模式時，組串式逆變器在不同太陽能資源區(qū)和不同容配比下的限流損失和過載損失情況。

1 背景介紹

本文以位于寧夏回族自治區(qū)中衛(wèi)市的光伏電站為例進行分析，電站所在地總體為平緩的山坡地形，地表反射率為20%。通過Solargis數(shù)據(jù)庫查詢得到中衛(wèi)市的水平面總太陽輻射量為1669 kWh/m2，屬于Ⅱ類太陽能資源區(qū)。光伏組件選用某廠家生產(chǎn)的采用210 mm硅片的540 Wp雙面雙玻光伏組件。

1.1 逆變器選型

由于集中式逆變器與210 mm硅片光伏組件的匹配性較好，本文不再進行分析；對于組串式逆變器而言，當光伏電站不是建設在平整地形上時，其選型需進行詳細測算。當前，組串式逆變器廠家的MPPT直流側(cè)輸入電流均在30 A及以下，小于兩串光伏組串(以每串光伏組串由36塊540 Wp光伏組件組成為例)的輸出電流。通常，210 mm硅片光伏組件與組串式逆變器搭配時的接入方案為以1路MPPT接入1串光伏組串為主，出于提高容配比的需要，部分MPPT會接入2串光伏組串。

3個廠家生產(chǎn)的組串式逆變器的技術參數(shù)如表1所示。表中，“3/PE”是指三相四線的進線。

表1 3個廠家生產(chǎn)的組串式逆變器的技術參數(shù)Table 1 Technical parameters of string inverters produced by three manufacturers

當36塊540 Wp光伏組件串聯(lián)成1串光伏組串時，廠家A生產(chǎn)的196 kW組串式逆變器接入9串光伏組串時容配比(光伏組串容量和逆變器功率的比值)約為0.89:1；廠家B 生產(chǎn)的225 kW組串式逆變器接入12串光伏組串時容配比約為1.04∶1；廠家C生產(chǎn)的 230 kW組串式逆變器接入14串光伏組件串時容配比約為1.18∶1。容配比較小時，光伏發(fā)電系統(tǒng)成本較高，需通過增加光伏組串數(shù)量來提升容配比[3]。本文以廠家A生產(chǎn)的196 kW組串式逆變器為例進行分析。

1.2 光伏發(fā)電系統(tǒng)設計方案

當采用196 kW組串式逆變器時，根據(jù)逆變器接入的光伏組串數(shù)量不同[3-4]，可得到不同光伏發(fā)電系統(tǒng)設計方案，具體如表2所示。

表2 不同光伏組串數(shù)量時的光伏發(fā)電系統(tǒng)設計方案Table 2 Design schemes of PV power generation system with different number of PV strings

2 模擬結(jié)果分析

針對組串式逆變器的1個MPPT接入2個光伏組串時直流側(cè)MPPT的限流損失情況，本文借助專業(yè)的仿真軟件PVsyst，對逆變器直流側(cè)的限流損失和超配時交流側(cè)的限功率情況(即過載損失)進行了模擬分析。 通過對本光伏電站中某光伏方陣全年8760 h的發(fā)電量數(shù)據(jù)進行分析，發(fā)現(xiàn)該組串式逆變器接入的光伏組串為9串時，光伏組串的最大輸出電流為183.42 A，折合每串光伏組串最大輸出電流約為20.5 A(含背面增益)；光伏組串的總輸出電流大于135 A(15 A×9)的時間為498 h。

當兩串光伏組串接入1個MPPT時，每串光伏組串的最大輸出電流20.5 A和近500 h的限流時間(過流時間約占白天總發(fā)電時間的14%)會對光伏電站造成怎樣的損失？針對此問題，本文利用PVsyst軟件進行模擬，在利用軟件進行模擬時組串式逆變器共有3種設置模式：1)逆變器按臺數(shù)設置，即單臺逆變器模式，無需設置MPPT數(shù)量；2)逆變器按多MPPT模式設置，勾選“Use multi-MPPT feature”；3)逆變器按“Use multi-MPPT feature + power sharing”(下文簡稱為“多MPPT+power sharing”)模式設置。

3種設置模式的不同之處在于：當組串式逆變器按臺數(shù)設置時，軟件會默認為逆變器只有1路MPPT；當組串式逆變器按多MPPT模式設置時，逆變器會將額定功率平均分配給每一路MPPT，1路MPPT接入兩串光伏組串時，容配比為1.79:1，相對于只接入1串光伏組串時的容配比(0.89:1)，表現(xiàn)出很大的差異性和實際運行中的不合理性。這是因為MPPT實際上的最大跟蹤功率(根據(jù)廠家提供的數(shù)據(jù)，單路MPPT的最大跟蹤功率為37 kW)大于其平均功率。而采用“多MPPT+power sharing”模式時，逆變器可根據(jù)每路MPPT實際接入的光伏組串容量均衡調(diào)配功率，但逆變器總功率保持不變，仿真更精細。

當光伏組串數(shù)量為12串時，對分別采用3種逆變器設置模式時逆變器的限流損失情況進行模擬，模擬結(jié)果如表3所示。

表3 3種逆變器設置模式時逆變器的限流損失情況Table 3 Current limiting loss of inverter in three inverter setting modes

從表3可以看出：采用多MPPT模式時，每路MPPT按額定功率分配，則3路MPPT接入6串光伏組串的容配比非常大，過載損失遠超其他兩種模式；采用單臺逆變器模式時，按臺設置，無法體現(xiàn)出部分MPPT的限流損失；采用“多MPPT+power sharing”模式時，模擬得到的逆變器限流損失值更精確。因此，下文分析時均采用“多MPPT+power sharing”模式。

以sub-array1#和sub-array2#這兩個光伏方陣為例，這兩個光伏方陣均包括6串光伏組串，當采用196 kW組串式逆變器時，選擇“多路MPPT + power sharing“模式。其中，設置subarray1#為6路MPPT共接入6串光伏組串，每路接入1串光伏組串；sub-array2#為3路MPPT共接入6串光伏組串，每路接入2串光伏組串；通過power sharing功能分別設置兩種MPPT的額定功率值限值。power sharing功能的設置過程如圖1所示。

圖1 power sharing功能設置過程Fig. 1 Setting process of power sharing function

根據(jù)組串式逆變器接入的光伏組串數(shù)量不同，共得到6種方案，針對各個方案，本文均采用“多MPPT+power sharing”模式進行模擬，模擬結(jié)果如表4所示。

表4 不同方案時逆變器的模擬結(jié)果Table 4 Simulation results of inverter under different schemes

經(jīng)過PVsyst軟件內(nèi)建模分析發(fā)現(xiàn)，從逆變器先接入9串光伏組串到逐步增加至接入14串光伏組串，容配比逐步增加，容配比增大時過載損失逐步起主要作用，限流損失先逐步增加后減少為零。當逆變器接入14串光伏組串時，先出現(xiàn)交流輸出端限功率。

此外，本文利用PVsyst軟件，再以Ⅰ類太陽能資源區(qū)的青海省共和縣和Ⅲ類太陽能資源區(qū)的湖北省麻城縣作為光伏電站所在地進行分析后發(fā)現(xiàn)：1)不同容配比時對應的系統(tǒng)效率、限流損失、過載損失等各項損失數(shù)據(jù)不一致，但損失的總體變化趨勢一致，限流損失的大小與太陽能資源的強弱相關。2)選用225 kW組串式逆變器時，當接入的光伏組串數(shù)量從12串增大到16串后，對應的容配比從1.04:1增大到1.38:1，由于MPPT有最大輸入電流限制和交流輸出端限功率的情況，同樣得出“容配比較低時限流損失明顯，容配比較高時限功率輸出起主要作用”的結(jié)論。3)地表反射率、光伏組件的逐年衰減率也會影響限流損失和過載損失情況。

3 結(jié)論

本文以位于Ⅱ類太陽能資源區(qū)的寧夏回族自治區(qū)中衛(wèi)市的光伏電站為例，針對當前210 mm硅片光伏組件與現(xiàn)有組串式逆變器之間不匹配導致的限流損失、過載損失問題，首先利用PVsyst仿真軟件對3種逆變器設置模式時逆變器的限流損失和過載損失情況進行了模擬，從中選取最優(yōu)的逆變器設置模式；然后模擬分析了采用“多MPPT+power sharing”逆變器設置模式時，組串式逆變器在不同太陽能資源區(qū)和不同容配比下的限流損失和過載損失情況。模擬結(jié)果顯示：對于1個MPPT的最大輸入電流為30 A的組串式逆變器而言，其限流損失隨容配比增大有先增后減的趨勢，當容配比較大時則以逆變器的過載損失為主。雖然損失較少，但從25年的光伏電站壽命周期來看，積少成多，最終會影響電站的整體收益。

根據(jù)當前組串式逆變器的發(fā)展，即使是同型號的組串式逆變器，其MPPT的數(shù)量和輸入電流也有多個版本可選，在對光伏組件和組串式逆變器選型時，光伏電站設計人員需做好選配工作。