晶體硅光伏組件不同單列布置方案下的串聯接線方式優化研究

青海省電力設計院新能源部門 ■ 楊麗 張瑋

青海省電力設計院土建部門 ■ 張妍芳

0 引言

全球可再生能源比例到2050年預計將達到70%，甚至80%，大力發展可再生能源勢在必行。從現在到2020年，是我國全面建成小康社會的關鍵時期，是能源發展轉型的重要戰略機遇期。2009年7月16日，財政部、科技部、國家能源局聯合印發《關于實施金太陽示范工程的通知》和《金太陽示范工程財政補助資金管理暫行辦法》，快速開啟了國內光伏企業產業化、規模化發展態勢；2013年7月15日，國務院頒布《關于促進光伏產業健康發展的若干意見》；2013年11月26日，國家能源局發布有效期為3年的《光伏發電運營監管暫行辦法》；2017年1月5日，國家能源局發布《可再生能源發展“十三五”規劃》等一系列政策性文件，這些文件為我國光伏產業注入了強勁的生命力。光伏發電作為可再生能源利用的主力軍，屬于目前國家鼓勵力度最大的綠色電力開發能源項目[1]。本文從工程實際角度出發，針對光伏發電的基礎性建設方案進行研究，重點分析光伏組件串聯方案及接線方式，為光伏電站設計、施工及組件廠家生產工藝改進等方面提供實質性的參考依據。

1 晶體硅光伏組件串聯方案及接線方式研究

1.1 光伏發電系統簡介

Elman神經光伏發電系統分為獨立光伏發電系統和并網光伏發電系統。獨立光伏發電系統主要由光伏組件、控制器、逆變器及蓄電池組成，可獨立運行，也稱為離網光伏發電系統。并網光伏發電系統是與電網相連并向電網輸送電力的光伏發電系統，可分為帶蓄電池的和不帶蓄電池的并網發電系統。帶蓄電池的并網發電系統具有可調度性，可根據需要并入或退出電網，還具有備用電源的功能，常安裝在居民建筑；不帶蓄電池的并網發電系統不具備可調度性和備用電源的功能，一般接入于較大型的區域電網系統上[2]。

西北地區大型地面并網光伏電站目前主要采用3種建設方案，即傳統的集中式、新型組串式和集散式。傳統的集中式并網光伏發電系統一般以1 MW或2 MW為1個發電單元方陣，單元方陣內由光伏組件發出的直流電經過“12進1出”或“16進1出”直流匯流箱匯集后進入單臺容量為500～2000 kW的大型逆變器，逆變為交流電后接入箱式升壓變壓器低壓側，經箱變升壓至10 kV或35 kV后接入開關站、升壓站或電網接入點。新型組串式并網光伏發電系統中，MW級單元方陣內由光伏組件發出的直流電直接接入單臺容量一般為30 ～80 kW的小型組串式逆變器，逆變后接入“4進1出”或“8進1出”的交流匯流箱，匯流后接入箱式升壓變壓器的低壓側，后續并網步驟與集中式類似[3]。集散式并網光伏發電系統的單元方陣組成模塊與集中式相同，區別在于集散式的直流匯流箱帶MPPT功能模塊。典型的集中式與組串式并網光伏系統組成模塊如圖1所示。

圖1 典型并網光伏發電系統組成框圖

1.2 晶體硅光伏組件

光伏發電是依附于現代科技實現的一個由石英砂到電的轉換過程，石英砂經過冶煉、提純、還原等化學反應生成硅料，硅料經過融化、定向凝固等一系列工序生長成晶硅棒，繼續加工得到硅錠，再使用切片機切割得到硅片，硅片再經過制絨、鍍膜、印制柵線等工序制成太陽電池片[4]。一個電池片只能產生大約0.6 V的電壓，遠低于實際使用所需電壓。一般根據電流分檔等標準篩選性能相近的60片或72片電池片，通過焊接銀鋁合漿或純銀柵線串聯起來；再通過在正面用EVA膠層壓鋼化玻璃，在背面用EVA膠層壓氟膜背板的工序；最后用鋁合金邊框封裝，并通過背板安裝接線盒引出光伏組件正負極等工序制成的晶體硅光伏組件。目前，大型地面并網光伏電站常用的光伏組件為60片或72片電池片串聯組成的組件。圖2為目前西北地區大型地面并網光伏電站常采用的60片晶體硅光伏組件。

圖2 西北大型地面并網光伏電站常用的60片晶體硅光伏組件

太陽電池主要包括晶體硅、薄膜等。晶體硅分為單晶硅和多晶硅兩類；薄膜分為非晶硅、碲化鎘、銅銦鎵硒等；聚光分為高倍聚光與低倍聚光。晶體硅太陽電池中，單晶硅太陽電池的光電轉換效率較高時能達到24%，是所有太陽電池中光電轉換效率最高的，但制作成本高使其難以被大量使用。多晶硅太陽電池的制作工藝與單晶硅太陽電池類似，但制造工藝簡便，總的生產成本較低，因此得到大量使用。多晶硅太陽電池的光電轉換效率較單晶硅的要低，其光電轉換效率較高的能達到約18%；而就使用壽命周期中的衰減率而言，多晶硅較單晶硅要高。非晶硅太陽電池是1976年出現的新型薄膜太陽電池，它與單晶硅和多晶硅太陽電池的制作方法完全不同，工藝過程大幅簡化，硅材料消耗很少，電耗更低，它的主要優點是在弱光條件下也能發電[5]。但非晶硅太陽電池存在的主要問題是光電轉換效率偏低，國際先進水平約為10%，且不夠穩定，隨著時間的延長，其轉換效率還會降低。

晶體硅光伏組件的發電原理是電池片在光照下吸收光能，電池的正面(負極)及背面(正極)出現異號電荷的積累，即產生光生電壓，這就是光生伏特效應[6]。在光生伏特效應的作用下，太陽電池的兩級間產生電動勢，將光能轉換成電能。光伏組件發的電通過匯流柵線將電流匯集，經組件自帶的接線盒電纜引出正負極電纜。

1.3 光伏組件單列支架布置方案

本文主要基于西北高原地區大型地面并網光伏電站與高海拔偏遠地區，如青海玉樹等地的獨立光伏電站等工程實踐經驗，以目前大型地面光伏發電工程實際應用最多的72片大型光伏組件和60片小型光伏組件為例，研究其分別在橫向與豎向布置，以及根據工程地質在長支架和短支架布置時串聯接線的最優方案。對不同布置方案下的接線形式進行詳細分析，并統計各串聯接線方式對應的電纜用量，實現對光伏發電系統設計、光伏組件生產工藝等的改進與提高，從設計源頭減少電纜用量、降低電能損耗、減少現場制作電纜頭數量、提高工程質量與施工進度。圖3為目前光伏電站最常用的2種單列支架布置形式。

圖3 光伏電站常用的單列支架布置形式

單塊光伏組件的輸出電壓一般只有幾十伏，因此實際應用中需要將一定數量的同類型的光伏組件串聯起來。根據GB 50797-2012《光伏發電站設計規范》，光伏組件串聯數量由逆變器額定工作電壓范圍、額定功率容量、光伏組件開路電壓及其溫度系數、工作電壓及其溫度系數，以及工程當地實際氣溫幾個因素確定。西北地區大型地面光伏電站一般采用直流輸入電壓為1000 V的逆變器，最近逐漸向1500 V發展。在1000 V逆變器系統中，根據規范計算得出60片小型光伏組件一串的串聯數量一般約在22塊[7]，72片大型光伏組件一般約在20塊；布置方式一般有橫向4排與豎向2排。在實際安裝過程中，同一陣列中的組件應盡可能保證具有相同的太陽輻射條件(朝向、傾角等)，于是，根據地形復雜程度一般劃分為長支架和短支架布置。因此，考慮到組件大小、橫縱排布及支架長短，共有8種布置方案。

1.4 不同布置方案的串聯接線方式研究

目前國內主流廠家生產的60片晶體硅光伏組件尺寸一般為1650 mm×991 mm×40 mm，不同廠家間相同類型的光伏組件尺寸相差范圍一般不超過2～3 mm。每塊光伏組件背面自帶一個接線盒，接線盒自帶一組分別裝有公頭與母頭的出線電纜，公、母頭分別由公芯、公頭、母芯、母頭組成，公芯對應母頭，母芯對應公頭。國內主流晶體硅光伏組件生產廠家，如晶澳、英利等的60片光伏組件背面接線盒出線正、負極電纜長度一般各為1 m。圖4為光伏電站常用的8種布置方案串聯接線方式，其中，圖4a為60片光伏組件橫向4排長支架布置、圖4b為60片光伏組件橫向4排短支架布置、圖4c為60片光伏組件豎向2排長支架布置、圖4d為60片光伏組件豎向2排短支架布置。這4種布置方案中，2塊串聯的光伏組件接線盒出線電纜長度之和為2 m，2個接線盒距離為1塊光伏組件橫向尺寸長度，一般為1.65 m，所以直接將2塊光伏組件自帶的電纜頭的公、母頭交叉對接即可完成2塊光伏組件之間的串聯；除1個完整組件串出線接入匯流箱或逆變器時需要增加1組連接器與引出電纜外，1個組件串內部的22塊組件之間的串聯接線不需要增加任何電纜及連接器。

圖4 光伏電站常用的8種布置方案串聯接線方式

目前國內主流廠家生產的72片晶體硅光伏組件尺寸一般為1956 mm×991 mm×45 mm，不同廠家間相同類型的光伏組件尺寸相差范圍一般不超過2～3 mm。國內主流晶體硅光伏組件生產廠家，如晶澳、英利等的72片光伏組件背面接線盒正、負極出線電纜長度一般各為1.2 m。圖4e為72片光伏組件橫向4排長支架布置、圖4f為72片光伏組件橫向4排短支架布置、圖4g為72片光伏組件豎向2排長支架布置、圖4h為72片光伏組件豎向2排短支架布置。這4種布置方案中，2塊串聯的光伏組件接線盒出線電纜長度之和為2.4 m，2個接線盒距離為1塊光伏組件橫向尺寸長度，一般為1.956 m，所以直接將2塊光伏組件自帶的電纜頭的公、母頭交叉對接即可完成1個組件串的內部串聯；除1個完整組件串出線接入匯流箱或逆變器時需要增加一組連接器與引出電纜外，1個組件串內部的20塊組件之間的串聯接線不需要增加任何電纜及連接器。

如圖4所示，在實際應用中保持1個組件串出線方向均在匯流箱或逆變器所在側即可。光伏電站中組件串數量龐大，如果在每2塊串聯的組件中間都增設電纜及連接器，既增加建設成本，也增加電能損耗。連接器故障是目前光伏電站運維中非常普遍和棘手的問題。大量的連接器需要在施工現場進行壓制連接，西北地區氣候條件惡劣、風沙大，現場安裝條件差，連接器在壓制過程中不能避免灰塵、雜質、水汽侵入。大量連接器的現場制作不僅會影響施工進度，現場壓制的質量把控也關乎到光伏電站長期的穩定運行。

目前常用的光伏組件電纜出線連接器有MC4光伏連接器，其中以MC公司最佳[8]。光伏電站中還存在施工不規范的問題，施工單位不嚴格執行相同品牌、相同型號的連接器才能互插的要求，隨意購買不同品牌的連接器與光伏組件出廠自帶連接器互插的現象非常普遍。市場上一些不負責任的商家甚至提供所謂的“兼容”報告，混亂了行業質量標準。根據TüV萊茵資料顯示，不同品牌的連接器互插存在以下風險：

1)不同品牌連接器互插導致溫升大于允許的溫度范圍。環境適應測試中，同一品牌、型號的連接器可保持穩定的性能，不同品牌互插的連接器性能變化則非常大。

2)不同品牌的連接器由于公差不同，互插很難保證IP等級。即使不同品牌的連接器安裝時可以匹配，但仍會有牽引力、扭力及材料間(絕緣殼、密封圈等)相互污染的問題存在，這樣將無法達到標準要求，并會在檢驗中出現問題。

常見的不同品牌連接器互插的不良后果有：電纜松動；溫升顯著增大引發火災風險；連接器變形導致氣流和爬電距離改變，產生電擊危險。

錯誤的連接器互插操作，不僅會產生技術風險，還會引發法律糾紛。此外，由于相關法規仍不健全，不同品牌連接器互插導致產生問題后，將由光伏電站安裝方承擔相應責任。當前，對于連接器互插(或兼容)的承認，僅限于使用相同原材料的同一品牌廠家(及其代工工廠)生產的同一型號產品，即便有改變，也會通知各個代工工廠進行同步調整。對當前市場上不同品牌互插的連接器進行測試的結果，僅能說明本次測試樣品的情況，并不是證明互插連接器長期有效的認證。

對于上文提到的8種布置方案，可根據接線盒出線電纜的長度，分別采用不同的接線方式，這樣可實現僅依靠光伏組件背板接線盒自帶電纜就可完成組串內的串聯接線，避免了因為電纜長度不夠需要在串聯的每2塊組件中增加電纜及1組電纜連接器的情況，可有效降低光伏電站運維過程中的連接器事故率。

1.5 奇偶接線法

由圖4可知，60片小型光伏組件與72片大型光伏組件在豎向2排長支架布置時，1個單列組件串內部串接時，無需增加任何電纜及連接器，但1個單列組件串串聯接線完成后，正、負極其中之一需要增加一段長約22 m的出線電纜將其引至另一極所在端，此段電纜也會增加不少電能損耗(可根據直流電纜壓降公式計算1 MW內由此引起的電能損耗量化值)。因此，結合光伏組件自帶接線盒出線電纜長度及光伏組件自身結構尺寸，在這兩種布置方案下，也可采用圖5所示的奇偶接線法。

無論是60片小型組件還是70片大型組件，在豎向長支架布置時，每個相鄰奇數塊與每個相鄰偶數塊的接線盒之間距離都小于2 m，根據2塊組件接線盒出線電纜長度之和分別為2 m及2.4 m，可實現圖5所示的相鄰奇數塊連接和相鄰偶數塊連接的串聯接線方法。此種接線方式的優點在于1個單列組件串內使用光伏組件接線盒自帶出線電纜完成串聯接線，無需增加任何電纜及連接器；且串聯后正、負極出線在同一端，也無需再增加電纜將其中一極引線至另一極所在端。使用奇偶接線方式，每1個單列組件串可比圖4c和圖4g所示的接線方式節省電纜約22 m，進一步減少了電能損耗，提升了發電效率[9]。

除以上2種布置方案外的其余6種布置方案，由于接線盒出線電纜長度限制及光伏組件自身結構尺寸，若采用奇偶接線法反而會增加電纜及連接器的使用數量，因此，奇偶接線法僅在圖5所示的2種布置方案中綜合經濟效益較高。

圖5 豎向2排布置時的奇偶接線方式

2 不同布置方案下串聯電纜用量比較

在8種布置方案中，使用光伏組件接線盒自帶電纜長度即可滿足光伏組件串內的串聯接線，只在一個組件串出線處增加一段引出電纜及一對連接器接至匯流箱或逆變器。此外，設計單位完成具體設計方案后，需計算不同的布置形式下電纜及連接器的使用數量。8種布置及接線方案各自的電纜及連接器使用數量如表1所示。依據表1并結合圖4、圖5所示的接線詳圖，可為工程設計方案的比較提供理論依據。

在非大型地面光伏電站時，若采用主流廠家生產的常規光伏組件自帶的接線盒，其出線電纜長度無法實現1個組件串內的20或22塊組件間不增加電纜及連接器而串聯，因此，可在設計單位出具設備采購技術規范書時，根據設計方案，明確要求光伏組件生產廠家自帶接線盒的出線電纜長度，這樣也可從設計源頭減少現場接線過程中電纜及連接器的用量，保障光伏電站建設質量[10]。

表1 8種布置接線方案下電纜及連接器用量統計對比

3 結論

通過本文的研究分析，明確了光伏電站中常用的單列支架布置方案及各方案下的接線形式。在8種布置方案下采用本文所示的接線方式，既可節約電纜及連接器使用數量，減少因電纜壓降及連接器損耗帶來的電能損失；又可保證光伏電站施工進度及施工質量，為光伏電站提升綜合經濟效益出一份力。

[1] 李鐘實.太陽能光伏發電系統設計施工與維護[M].北京：人民郵電出版社, 2012.

[2]沈輝,曾祖勤. 太陽能光伏發電技術[M]. 北京：化學工業出版社, 2005.

[3]謝建, 馬勇剛. 太陽能光伏發電工程實用技術[M]. 北京：化學工業出版社, 2010.

[4]瑞安·梅菲爾德. 太陽能光伏發電系統設計及安裝[M]. 北京：人民郵電出版社, 2012.

[5]張竹慧. 太陽能電池組件的設計及選用[J]. 中國新技術新產品, 2009, (7): 4.

[6]張興, 曹仁賢, 等. 太陽能光伏并網發電及其逆變控制[M].北京:機械工業出版社, 2011.

[7] GB 50797-2012, 光伏電站設計規范[S].

[8]MC廠家資料[EB/OL]. http://product.dzroduct/infomati on/72728/2011327113934340.html, 2017-06-25.

[9]李長嶺, 江揚宇, 周華英.晶體硅光伏組件工藝研究[J].上海有色金屬, 2012, 33(3): 135－137.

[10]林安中.加速發展高科技光伏產業——未來新能源希望[J].中國科技信息,1997, (7): 18－19.