光伏電站中光伏組件串聯數的新設計思路

王憶麟

(特變電工新疆新能源股份有限公司，西安 710119)

0 引言

隨著技術不斷進步和成本不斷降低，我國光伏行業已經在全球光伏行業中占據了舉足輕重的地位。另外，由于我國光伏政策逐步開始向“去補貼”和光伏發電平價上網過渡，當前光伏行業正在加速進入平價上網時代，發展平價光伏發電項目的需求越來越強烈。在光伏組件成本大幅下降及發電效率不斷提升的同時，國家電網也做出了可再生能源發電“雙降”的承諾。與光伏行業相關的各個產業鏈為了提高光伏發電系統的發電效率和降低成本，都在不斷的加大研發創新的力度，為實現光伏發電平價上網時代的需要，光伏電站的設計環節也需要向精細化發展。

隨著針對平價上網時代降低光伏電站度電成本的研究越來越多，主流的系統集成設計也開始逐漸向跟蹤系統的運行方式轉變。由于跟蹤光伏支架的成本在系統成本中的占比比固定光伏支架的占比大，因此，降低跟蹤光伏支架的成本成為降低光伏電站度電成本的研究熱點。而對于如何降低跟蹤光伏支架的成本，一方面可以研究探索降低跟蹤光伏支架自身成本的技術，另一方面也可以從光伏電站中光伏組件串聯數的設計入手，通過合理優化串聯數的數量來減少跟蹤光伏支架的使用量，從而達到降低支架成本的目的。

目前，行業內大部分設計院在對光伏電站的光伏方陣進行設計時，采用的計算光伏組件串聯數的觀點較為陳舊，設計粗糙，在精細化設計方面略顯不足。但也有少數光伏行業內的設計院已經關注到了這個問題，開展了關于“光伏組件串聯數”方面的課題研究，其主要研究路線是利用光伏組件p-n結的結溫來修正光伏組件工作條件下的溫度。

隨著光伏發電技術的不斷提升，通過提升光伏組件轉換效率的方式來降低光伏電站平衡系統(Balance of system，BOS)成本的方式已得到行業內廣泛認知。單晶硅光伏組件憑借其較高的轉換效率已逐步趕超了多晶硅光伏組件，行業內多個一線廠家都已開始重點研發高效單晶硅光伏組件。本文以寧夏回族自治區鹽池地區采用單晶硅光伏組件的某光伏電站為例，利用氣象數據庫數據，結合氣象學的理論進行了新的思考，通過分析光伏電站在實際工作環境下光伏組件的工作溫度，提出了計算光伏組件串聯數的新觀點，從而可提升電站效率并降低度電成本。

1 計算案例的情況介紹

本文以寧夏回族自治區鹽池地區的某光伏電站為例，該電站為1500 V系統，光伏組件采用某一線廠家生產的型號為LR4-72HPH420M的單晶硅光伏組件。該單晶硅光伏組件在標準條件(STC)下的相關參數如表1所示。逆變器擬采用某廠家生產的型號為TC3125KFT的1500 V光伏逆變器，其主要參數如表2所示。

表1 STC條件下單晶硅光伏組件的相關參數Table 1 Parameters of monocrystalline silicon PV module under STC condition

表2 逆變器的相關參數Table 2 Parameters of inverter

項目所在地的鹽池地區屬于我國北方地區(鹽池氣象站為國際共享站，其氣象數據可在互聯網下載)，氣象極限高溫為40 ℃，氣象極限低溫為-26.11 ℃。

2 光伏組件串聯數的計算依據

目前，對光伏電站的光伏方陣進行設計時，計算光伏組件串聯數通常依據GB 50797-2012《光伏發電站設計規范》中第6.4.2條款，具體為：光伏方陣中，同一光伏組件串中各光伏組件的電性能參數宜保持一致，光伏組件串的串聯數應按下列公式計算[1]：

式中，Kv為光伏組件的開路電壓溫度系數；K′v為光伏組件的工作電壓溫度系數；N為光伏組件的串聯數，N取整數；t為光伏組件工作條件下的極限低溫，℃；t′為光伏組件工作條件下的極限高溫，℃；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為光伏組件的工作電壓，V。

由于GB 50797-2012《光伏發電站設計規范》屬于國家現行規范，不同于國家推薦規范，設計原則上一般是不能違反國家現行規范的，但是筆者認為，行業人員對于該規范的理解存在差異。

3 光伏組件串聯數的常規計算方式

光伏電站在設計之前會對項目進行前期的資料收集。根據GB 50797-2012《光伏發電站設計規范》的要求，計算光伏方陣中光伏組件串聯數通常需要根據光伏組件參數、逆變器電氣參數，以及項目所在地的水文氣象資料來確定。

光伏組件串聯數的常規設計原則主要有以下幾點：

1)光伏組件串聯后的開路電壓應小于直流系統電壓，并小于匯流箱、逆變器允許的最大直流輸入電壓；

2)光伏組件串聯后的最低工作電壓應大于逆變器允許的最低直流輸入電壓，并小于逆變器MPPT電壓范圍的上限；

3)系統啟動時，光伏組件串聯后的最低工作電壓應大于逆變器的最小啟動電壓，以確保系統啟動時所要求的太陽輻照度盡可能小，從而增加逆變器的全天工作時長。

根據常規對GB 50797-2012《光伏發電站設計規范》的理解，在計算光伏組件串聯數時，t值通常會直接采用氣象極限溫度。由此，利用式(1)可計算得到本光伏電站中N≤26.81，即光伏組件串聯數不得多于26塊；根據式(2)可計算得到23.392≤N≤28.214，即光伏組件串聯數不得多于28塊，不得少于24塊；綜合式(1)、式(2)的計算結果，可以得出該光伏電站設計的光伏組件串聯數為26塊。

以上設計過程雖然簡單、方便，但是由于光伏發電平價上網時代的到來，光伏電站的設計需要更精細化。因此，本文在上述常規計算方式的基礎上提出了新的設計思路，修正光伏組件串聯數的設計。

4 光伏組件串聯數計算的新思路

4.1 關于“光伏組件工作條件下的極限高溫”的新解讀

筆者認為，GB 50797-2012《光伏發電站設計規范》中描述的“光伏組件工作條件下的極限高溫”不應該籠統的理解為氣象極限高溫。通常，光伏電站工作時，光伏組件的工作溫度與環境溫度是不一致的，而影響光伏組件工作溫度的因素除了環境因素外，還包括太陽輻照度、風速及太陽光入射角等因素；另外，光伏組件并不能100%將光能轉化為電能，還會將一部分光能轉化為p-n結的結溫，導致光伏組件在工作時發熱。所以筆者認為，光伏組件在工作時，其內部的溫度會比環境溫度更高。

文獻[2]針對熱帶地區的光伏電站，提供了一種預測光伏組件的表面、背板與環境溫度、太陽輻照度關系的公式，將該研究得到的公式[2]進行合并，可表示為：

式中，th為時刻；Tc為光伏組件工作溫度，℃；Ta為環境溫度，℃；k為系數范圍，取值范圍為 0.016～0.020；G為太陽輻照度，W/m2。

通常，氣象極限高溫是出現在當天太陽輻照度最強時，從式(3)中可以看出，當太陽輻照度達到標準輻照值1000 W/m2時，光伏組件溫度要比環境溫度高出16～20 ℃；而考慮風速時，空氣的流通會使光伏組件溫度明顯降低。因此規范中“光伏組件工作條件下的極限高溫”的取值，應考慮當天無風時的極端情況。另外，光伏組串的電流不一致和陰影遮擋均會造成光伏組件的工作溫度升高。

綜上所述，筆者認為當在光伏組件與逆變器容配比為1.0:1.1的情況下，標準輻照值1000 W/m2可以修正到900 W/m2，所以，光伏組件工作條件下的極限高溫通常會比氣象極限高溫高14～18 ℃。

4.2 關于“光伏組件工作條件下的極限低溫”的新解讀

筆者認為，GB 50797-2012《光伏發電站設計規范》中描述的“光伏組件工作條件下的極限低溫”同樣不能籠統地理解為氣象極限低溫，因為氣象極限低溫會出現在氣象極限低溫日的夜間，而夜間光伏組件處于不工作的狀態，所以光伏組件工作條件下的極限低溫應該出現在氣象極限低溫日的次日清晨，即光伏組件工作條件下的極限低溫應該采用次日逆變器啟動時刻的環境溫度。

國內光伏電站采用的光伏組件大部分為晶體硅半導體材料，在有太陽光或有光照射的情況下，半導體p-n結會產生光生伏特效應。根據光伏電站的實際功率數據可知，每天清晨當太陽輻照度達到一定程度時，串聯后的光伏組件的開路電壓逐步升高到逆變器的啟動電壓后，逆變器開始工作，啟動MPPT尋找最大功率點，光伏組件此刻轉為工作狀態，其開路電壓也變為工作電壓。由于不同光伏電站的逆變器設置的啟動電壓不同，光伏電站的啟動時間也不同，通常為當地真太陽時07:00～08:00。

筆者認為，光伏組件工作條件下的極限低溫應該取清晨時的氣象極限低溫，而不是夜間最低的溫度，因此在進行光伏組件的串聯數設計計算時，應找到氣象極限低溫日的次日溫度數據，取次日真太陽時07:00～08:00之間的環境溫度作為計算依據。該數據可以通過2種方法來實現：1)通過當地氣象局或氣象數據庫直接獲取；2)采用氣象學相關模型推導計算。

氣象學中描述日環境溫度變化的氣象模型是正弦-指數模型[4]，其分為日間正弦模型和夜間指數模型2部分。

1)日間正弦模型。日間正弦模型可表示為：

式中，T為日環境溫度，℃；Tmin為日最低環境溫度，℃；Tmax為日最高環境溫度，℃；S(th)為時間th的函數。

其中，S(th)的公式為：

式中，LSH為最大太陽高度出現的時刻；p為日最高環境溫度出現時刻與正午的差值，一般可取2 h；dl為日長，可根據項目地的緯度和日期函數計算得到。

2)夜間指數模型。夜間指數模型可表示為：

式中，Tmin為次日最低環境溫度，℃；Ts為日落時刻的環境溫度，℃；η為夜間長度，h；τ為夜間溫度變化常數，一般可取4 h；ta為當前時間，取真太陽時20:00；ts為日落時刻，取18:00。

當地真太陽時07:00～08:00的環境溫度數據的計算步驟為：首先根據當地緯度和日期函數計算出日長dl，由于其公式較長，具體可參照文獻[4]中的詳細過程，本文不再贅述；然后再通過式(4)推導出當地真太陽時07:00～08:00的環境溫度數據。

雖然正弦-指數模型計算得到的結果與實際情況存在一定偏差，但在進行光伏組件串聯數計算時，該模型的偏差對計算結果的影響不大，因此可以在收集不到當地氣象極限低溫日的逐小時環境溫度數據時，以該模型作為一種修正光伏組件工作溫度的備選方案。

綜上所述，本文的新解讀認為光伏組件工作條件下的極限低溫為氣象極限低溫日的次日真太陽時07:00～08:00之間的環境溫度。根據式(3)可計算得到的光伏組件工作溫度較環境溫度高出5～6 ℃。

4.3 采用新思路計算光伏組件串聯數

鹽池氣象站的數據顯示：該地區的氣象極限高溫為40 ℃，氣象極限低溫為-26.11 ℃，所以根據本文提出的新解讀，光伏組件工作條件下的極限高溫的取值范圍為56～60 ℃。

根據鹽池氣象站提供的共享數據，查詢氣象極限低溫日當天逐3 h的環境溫度數據，具體如表3所示[5]。

表3 氣象極限低溫日當天逐3 h的環境溫度數據Table 3 Environmental temperature data for three hours on meteorological limit low temperature day

根據本文提出的關于光伏組件工作條件下的極限低溫的新解讀，該參數的取值可根據2002年12月26日07:00～08:00的環境溫度進行設計，加上組件工作時自身也會發熱，因此計算時光伏組件的工作溫度的取值為-9～-8 ℃。利用式(1)計算可得，N≤28.014，即光伏組件串聯數不得多于28塊；再利用式(2)計算可得，24.878≤N≤29.473，即光伏組件串聯數不得多于29塊，不得少于24塊。綜合式(1)、式(2)的計算結果可以得出，對鹽池地區光伏電站進行設計時，光伏組件串聯數的取值為28塊。

5 新解讀對度電成本的貢獻

通常引用度電成本(LCOE)的概念來反映一個光伏發電項目的綜合成本和收益率情況。無論是國內還是國外，對LCOE的定義都是指一個光伏發電項目在全生命周期內的所有成本與全生命周期內所有發電量的比值。

國內通常采用的LCOE的計算公式為：

式中，i為折現率；n為運行年限，年，一般取25；I0為初始投資，元；An為運維成本，元；Tn為其他費用，元；VR為殘值，元；Yn為年發電量，kWh。

從式(7)中可以看出，降低成本和增加發電量是降低LCOE的2條途徑。

根據本文提出的新思路計算得到的光伏組件串聯數比根據常規思路計算得到的光伏組件串聯數每串多2塊光伏組件。

以設計1 MWp光伏方陣為例，采用420 Wp光伏組件計算：常規計算方法每個光伏組串為26塊光伏組件串聯，則1 MWp光伏方陣共需2392塊光伏組件，即需要92串光伏組串；本文提出的新設計思路每個光伏組串采用28塊光伏組件串聯，則1 MWp光伏方陣共需要光伏組件2408塊，即需要86串光伏組串。由此可知，每MWp光伏方陣可減少6串光伏組串。由于每2個光伏組串可構成1個光伏子陣列，則每MWp光伏方陣可節約3個子陣列的支架、基礎樁、配套電纜等，其約占工程用量的6.5%，而且每MWp光伏方陣的設計裝機容量也有所提升。

綜上所述，采用本文提出的新設計思路對光伏方陣的光伏組件串聯數進行重新設計后，不僅在降低系統成本方面有所收獲，而且還提升了光伏電站的設計裝機容量。由此可以看出，優化后的設計比常規設計更為合理。

6 結論

本文針對光伏電站中光伏組件串聯數設計時的取值方法進行了優化，通過分析光伏電站在實際工作環境下的光伏組件工作溫度，提出了計算光伏組件串聯數的新觀點，從而達到了降低度電成本的目的，給未來全面平價上網時代光伏電站的設計提供了另一種思路。