組串不同接線方式對(duì)光伏組件發(fā)電量的影響分析

關(guān)連松，陸 煒，田介花

(1. 江蘇大唐國際呂四港發(fā)電有限責(zé)任公司，啟東 226246；2. 江蘇林洋新能源科技有限公司，南京 210004)

0 引言

雙面光伏組件具有正面和背面都能發(fā)電的能力，為了提高投資收益，越來越多的光伏電站采用了雙面光伏組件。多個(gè)光伏組件串聯(lián)組成組串，組串的接線方式主要有C 字形接線方式、一字形接線方式和環(huán)回交叉接線方式3 種。雙面光伏組件的發(fā)電特性不同于單面光伏組件，本文研究了單面和雙面光伏組件在組串采用不同連接方式時(shí)的發(fā)電特性，并通過實(shí)證電站和PVsyst 軟件進(jìn)行了發(fā)電量驗(yàn)證；同時(shí)還研究了組串不同接線方式時(shí)影響雙面光伏組件發(fā)電量的3 個(gè)主要因素。

1 組串接線方式

組串的接線方式主要有C 字形接線方式、一字形接線方式和環(huán)回交叉接線方式，目前在工程領(lǐng)域中應(yīng)用較多的是C 字形接線方式和一字形接線方式，因此本文只對(duì)這2 種接線方式進(jìn)行分析。

1.1 C 字形接線方式

C 字形接線方式如圖1 所示。此種接線方式中，光伏組件分為前、后兩排，相鄰的光伏組件進(jìn)行串接后，前、后排組件再串接在一個(gè)回路里，接線完成后形成“C”字，因此稱為C 字形接線方式。

C 字形接線方式的優(yōu)點(diǎn)是可依靠組件自身的電纜連接形成回路，線纜總長度較短，線損較小；缺點(diǎn)是當(dāng)后排組件受到陰影遮擋時(shí)，由于前、后排組件串接在一個(gè)回路里，會(huì)影響前排未受到陰影遮擋的組件的發(fā)電量，光伏組件失配損失較大。

1.2 一字形接線方式

一字形接線方式如圖2 所示。光伏組件均在同一排，將相鄰的光伏組件進(jìn)行串接，通過最后一塊組件額外增加一根電纜，形成回路，完成一字形接線方式。

圖2 一字形接線方式Fig. 2 one-line-shaped wiring method

一字形接線方式的優(yōu)點(diǎn)是當(dāng)發(fā)生前、后排陰影遮擋時(shí)，只會(huì)影響單排光伏組件，失配損失較??；缺點(diǎn)是需要額外增加一根較長的電纜形成回路，增加了線路成本并產(chǎn)生線路損耗。

2 組串不同接線方式時(shí)2 種光伏組件發(fā)電量的實(shí)證與模擬

2.1 發(fā)電量實(shí)證研究

實(shí)證系統(tǒng)位于連云港市朝陽區(qū)的地面光伏電站內(nèi)。系統(tǒng)采用290 W 的n 型雙面單晶硅光伏組件(下文簡稱“雙面組件”)，組件安裝傾角為21°，采用橫向4 排的排列方式，組件下沿離地高度為2 m；組串的接線方式分別采用C 字形接線和一字形接線2 種，組串容量均為102.08 kW。在同一電站中，采用與雙面組件安裝傾角、組件排列方式及組件下沿離地高度均相同的單面單晶硅光伏組件(下文簡稱“單面組件”)，組串的接線方式也分別采用C 字形接線和一字形接線，且組串容量均為105.60 kW。單面組件和雙面組件的數(shù)據(jù)采集周期均為2018 年3 月～2019 年2 月。

圖3 2 種光伏組件橫向4 排布置的示意圖Fig. 3 Four-row horizontal layout of two kinds of PV modules

在為期1 年的測試周期內(nèi)，單面組件組串和雙面組件組串采用C 字形接線方式時(shí)比采用一字形接線方式時(shí)每kW 的發(fā)電量增益情況如表1 所示。

表1 2 種組串不同接線方式時(shí)每kW 的發(fā)電量增益情況Table 1 The power generation gain per kW when the two kinds of PV modules strings are wired in different ways

由表1 中的數(shù)據(jù)可知，在為期1 年的測試周期里，單面組件組串采用C 字形接線方式時(shí)其每kW 全年發(fā)電量比采用一字形接線方式時(shí)的高0.12%；而雙面組件組串采用C 字形接線方式時(shí)其每kW 全年發(fā)電量比采用一字形接線方式時(shí)的高0.26%。由此可知，組串的接線方式對(duì)雙面組件發(fā)電量的影響要比對(duì)單面組件的大。

由表1 還可以發(fā)現(xiàn)，2018 年3～10 月期間，單面組件組串與雙面組件組串在采用C 字形接線方式時(shí)每kW 的發(fā)電量都要高于其采用一字形接線方式時(shí)。造成這一結(jié)果的原因是由于春季、夏季太陽高度角較高，前、后排組件的陰影遮擋較少，因此，C 字形接線方式的陰影遮擋損失減少；同時(shí)，這兩季光照好，組件發(fā)電量高，而且隨著環(huán)境溫度升高，導(dǎo)線工作溫度也相應(yīng)升高，再加上一字形接線方式的線路較長，線損也相應(yīng)增加，因此在春、夏兩季，組串采用C 字形接線方式時(shí)的發(fā)電量要高于其采用一字形接線方式時(shí)。

而2018 年11 月～2019 年2 月期間，單面組件組串與雙面組件組串在采用一字形接線方式時(shí)每kW 的發(fā)電量均高于其采用C 字形接線方式時(shí)。這是由于秋、冬季太陽高度角低，前、后排組件的遮擋較春、夏兩季多，C 字形接線方式時(shí)組件的陰影遮擋損失變大；同時(shí)，秋、冬季時(shí)組件發(fā)電量比春、夏兩季時(shí)小，隨著環(huán)境溫度降低，導(dǎo)線的工作溫度隨之降低，一字形接線方式的線損相應(yīng)減小，因此在秋、冬季，組串采用一字形接線方式時(shí)的發(fā)電量要高于其采用C 字形接線方式時(shí)。

2.2 發(fā)電量模擬研究

上文對(duì)采用不同組串接線方式時(shí)雙面組件與單面組件發(fā)電量實(shí)證數(shù)據(jù)進(jìn)行了分析，現(xiàn)利用PVsyst 軟件對(duì)上述2 種組串分別采用C 字形接線方式時(shí)比采用一字形接線方式時(shí)每kW 發(fā)電量增益情況進(jìn)行模擬，并與實(shí)際值進(jìn)行對(duì)比。具體如表2 所示。

表2 單面組件組串和雙面組件組串分別采用2 種接線方式時(shí)每kW 發(fā)電量增益模擬值與實(shí)際值Table 2 The simulation value and actual value of the gain per kW of power generation when the single-sided and the bifacial PV modules strings respectively use two kinds of wiring methods

從表2 中的數(shù)據(jù)可以看到，在1 年的測試周期內(nèi)，C 字形接線方式相較于一字形接線方式，單面組件組串每kW 全年發(fā)電量增益的模擬值為0.07%、實(shí)際值為0.12%，雙面組件組串每kW 全年發(fā)電量增益的模擬值為0.06%、實(shí)際值為0.26%。對(duì)于C 字形接線方式相較于一字形接線方式的每kW 全年發(fā)電量增益，從模擬值來看，單面組件組串與雙面組件組串的差異不大；但是從實(shí)際值來看，雙面組件組串比單面組件組串更有優(yōu)勢。

由表2 還可以看到，對(duì)于雙面組件組串每kW 發(fā)電量增益的情況，在2018 年3～10 月期間，大部分月份為實(shí)際值大于模擬值；在2018 年11月～2019 年1 月期間，實(shí)際值與模擬值接近；而2019 年2 月的實(shí)際值與模擬值相差較大。

3 組串不同接線方式時(shí)雙面組件發(fā)電量的影響因素分析

前、后排陰影遮擋，電纜線損和雙面組件背面失配是組串不同接線方式時(shí)影響雙面組件發(fā)電量的3 個(gè)主要因素。

3.1 前、后排陰影遮擋的理論與模擬分析

3.1.1 理論分析

光伏電站在設(shè)計(jì)時(shí)要保證冬至日太陽時(shí)09:00～15:00，光伏方陣前、后、左、右無陰影遮擋[1]；但在其他時(shí)間，光伏方陣的前、后排還是會(huì)存在陰影遮擋的情況。圖4 和圖5 分別為C字形接線方式和一字形接線方式時(shí)，前排組件的影子落到后排組件上所產(chǎn)生的陰影遮擋情況。

由圖4 和圖5 可以看到，采用C 字形接線方式時(shí)，由于前、后排組件在同一個(gè)組串中，后排組件的陰影遮擋會(huì)影響處于同一回路里前排組件的發(fā)電量。而采用一字形接線方式時(shí)，前、后排組件處于不同的回路，相互間不影響發(fā)電量。所以在前、后排陰影遮擋條件一定的情況下，采用C 字形接線方式時(shí)受陰影遮擋影響的組件數(shù)量是采用一字形接線方式時(shí)的1 倍。

3.1.2 模擬分析

利用PVsyst 軟件建立雙面組件采用2 種接線方式時(shí)的模型，進(jìn)行陰影遮擋損失分析，具體如圖6 所示。

圖4 C 字形接線方式時(shí)的陰影遮擋情況Fig. 4 Shadow occlusion in the case of C-shaped wiring method under shadow

圖5 一字形接線方式時(shí)的陰影遮擋情況Fig. 5 Shadow occlusion in the case of one-line-shaped wiring method

圖6 雙面組件組串采用2 種接線方式時(shí)的陰影遮擋情況模型Fig. 6 Model of shadow occlusion when bifacial PV modules string adopt two kinds of wiring methods

根據(jù)PVsyst 軟件的模擬結(jié)果，雙面組件組串采用C 字形接線方式時(shí)，由陰影遮擋造成的全年發(fā)電量損失為0.15%；采用一字形接線方式時(shí)，由陰影遮擋造成的全年發(fā)電量損失為0.11%。

3.2 電纜線損的理論與模擬分析

3.2.1 理論分析

光伏組件輸出的是直流電。直流電纜線損的計(jì)算式如式(1)所示[2]：

式中，ΔP為直流電纜線損，W；ΔU為電壓降，V；Rθ為導(dǎo)線工作溫度為θ時(shí)的電阻，Ω。

ΔU的計(jì)算式為：

式中，I為導(dǎo)線電流，A。Rθ的計(jì)算式為：

式中，L為線路長度，m；A為導(dǎo)線截面，mm2；Cj為絞入系數(shù)，單股導(dǎo)線為1；ρθ為導(dǎo)線

工作溫度為θ時(shí)的電阻率，Ω·m。其中，ρθ的計(jì)算式為：

式中，ρ20為導(dǎo)線工作溫度為20 ℃時(shí)的電阻率，Ω·m；α為電阻溫度系數(shù)。

根據(jù)式(1)～式(4)，并結(jié)合圖1、圖2 可以發(fā)現(xiàn)，采用一字形接線方式時(shí)，電纜的用量會(huì)比采用C 字形接線方式時(shí)多，因此，采用一字形接線方式時(shí)的直流電纜線損會(huì)比采用C 字形接線方式時(shí)大。

3.2.2 模擬分析

利用PVsyst 軟件進(jìn)行模擬分析，由于實(shí)證系統(tǒng)的發(fā)電量數(shù)據(jù)采集的是逆變器數(shù)據(jù)，所以系統(tǒng)的線路損耗主要是直流電纜線損。雙面組件采用4 mm2的光伏專用電纜，在C 字形接線方式時(shí)使用的電纜長度為400 m；而在一字形接線方式時(shí)使用的電纜長度為912 m，是C 字形接線方式的2 倍多。PVsyst 軟件的模擬結(jié)果顯示，C 字形接線方式時(shí)的直流電纜線損是0.12%，一字形接線方式時(shí)的是0.36%。

3.3 雙面組件背面失配的理論與模擬分析

3.3.1 理論分析

雙面組件的背面可以接收地面的反射光和散射光進(jìn)行發(fā)電。在光伏電站中，光伏組件是以一定傾角安裝在支架上，支架上組件位置不同，組件背面接收到的地面反射光和散射光也存在不同[3-4]。

由于春、夏兩季地面反射光和散射光較強(qiáng)，同一支架上不同排的雙面組件，其背面接收到的光線的不均勻度要比光照不強(qiáng)烈的秋、冬季時(shí)高[3-5]。如果將前、后兩排光伏組件串聯(lián)到一個(gè)回路里，由于這兩排組件背面接收的光照不均勻，因此會(huì)產(chǎn)生失配現(xiàn)象，造成背面失配損失。一字形接線方式時(shí)，組件背面的失配損失 相對(duì)較小；C 字形接線方式時(shí)，由于前、后排組件間的光照差異，組件背面的失配損失會(huì)比一字形接線方式時(shí)大。

3.3.2 模擬分析

由于很難測出實(shí)際情況下雙面組件因背面光照不均勻而造成的背面失配損失，因此，利用PVsyst 軟件來模擬雙面組件背面的失配情況。在建模時(shí)，將雙面組件的正面遮擋，進(jìn)而模擬雙面組件背面的發(fā)電量。圖7 為雙面組件橫向4 排布置的示意圖。

圖7 雙面組件橫向4 排布置的示意圖Fig. 7 Schematic diagram of four-row horizontal layout of bifacial PV modules

圖7 中雙面組件橫向4 排布置時(shí)，組件下沿離地高度是從低到高，第1 排最低，第4 排最高。當(dāng)采用一字形接線方式時(shí)，每1 排就是1 個(gè)組串；當(dāng)采用C 字形接線方式時(shí)，1～2 排組成一個(gè)組串，3～4 排組成一個(gè)組串。利用PVsyst 軟件分別模擬了采用2 種接線方式時(shí)不同排雙面組件背面的每kW 全年發(fā)電量情況，具體如表3 所示。

表3 不同接線方式時(shí)不同排雙面組件背面的每kW全年發(fā)電量Table 3 Annual power generation per kW on the back of bifacial PV modules of different rows with different wiring methods

根據(jù)表3 中的數(shù)據(jù)可知，雙面組件橫向4 排布置時(shí)，采用一字形接線方式時(shí)，第4 排的位置最高，背面每kW 全年發(fā)電量也最高；第1 排的位置最低，但背面每kW 全年發(fā)電量次之；第2、3 排接收的光照較少，背面每kW 全年發(fā)電量都相對(duì)較低；但總體而言，前3 排組件的背面每kW 全年發(fā)電量相差不大。采用C 字形接線方式時(shí)，位置較低的第1～2 排組件的背面每kW 全年發(fā)電量低于位置較高的第3～4 排組件。

將2 種接線方式進(jìn)行對(duì)比可以發(fā)現(xiàn)，C 字形接線方式時(shí)第1～2 排、3～4 排組件的背面發(fā)電量均低于一字形接線方式時(shí)第1 排和第2 排、第3 排和第4 排組件的背面發(fā)電量。這是因?yàn)椴捎肅 字形接線方式時(shí)第1～2 排組件在一個(gè)回路里，產(chǎn)生了串聯(lián)失配，因此背面發(fā)電量低于采用一字形接線方式時(shí)第1 排和第2 排組件的背面發(fā)電量。由表3 中的數(shù)據(jù)還可以發(fā)現(xiàn)，C 字形接線方式相對(duì)于一字形接線方式，第1～2 排雙面組件的背面失配損失是23.4%，第3～4 排雙面組件的背面失配損失是20.5%。由于雙面組件的發(fā)電量是正面和背面的綜合發(fā)電量，而雙面組件背面所接收到的光線只是正面時(shí)的3%～15%，因此，雙面組件背面失配對(duì)雙面組件綜合發(fā)電量的影響約為0.6%～3%。

當(dāng)考慮雙面組件的綜合發(fā)電量時(shí)，不同接線方式時(shí)不同排雙面組件每kW 的全年發(fā)電量情況如表4 所示。

表4 不同接線方式時(shí)不同排雙面組件每kW 的全年發(fā)電量Table 4 Annual power generation per kW of different rows of bifacial PV modules with different wiring methods

根據(jù)表4 中的數(shù)據(jù)可知，C 字形接線方式相對(duì)于一字形接線方式，第1～2 排的雙面組件失配損失是2.52%，第3～4 排雙面組件的失配損失是0.93%。

4 結(jié)論

本文研究了單面、雙面組件的組串在采用不同組串接線方式時(shí)的發(fā)電特性，通過實(shí)證電站獲得了2 種組串在不同組串接線方式時(shí)的發(fā)電數(shù)據(jù)，并將實(shí)際發(fā)電數(shù)據(jù)和PVsyst 模擬數(shù)據(jù)進(jìn)行了比較，得到了以下結(jié)論：

1)在為期1 年的測試周期里，單面組件組串采用C 字形接線方式時(shí)每kW 的全年發(fā)電量比采用一字形接線方式時(shí)的高0.12%；而雙面組件組串采用C 字形接線方式時(shí)每kW 的全年發(fā)電量比采用一字形接線方式時(shí)的高0.26%。

2)2018 年3～10 月期間，單面與雙面組件組串采用C 字形接線方式時(shí)每kW 的發(fā)電量均高于其采用一字形接線方式時(shí)；而2018 年11月～2019 年2 月期間，單面與雙面組件組串采用一字形接線方式時(shí)每kW 的發(fā)電量均高于其采用C 字形接線方式時(shí)。

3) 前、后排陰影遮擋，直流電纜線損和雙面組件背面失配是組串不同接線方式時(shí)影響雙面組件發(fā)電量的3 個(gè)主要因素。

4)PVsyst 軟件的模擬結(jié)果顯示，雙面組件組串采用C 字形接線方式時(shí)的直流電纜線損是0.12%，采用一字形接線方式時(shí)的直流電纜線損是0.36%。

5)PVsyst 模擬結(jié)果顯示，雙面組件組串采用C 字形接線方式時(shí)由陰影遮擋造成的全年發(fā)電量損失為0.15%，采用一字形接線方式時(shí)由陰影遮擋造成的全年發(fā)電量損失為0.11%。

6)PVsyst 軟件模擬結(jié)果顯示，C 字形接線方式相對(duì)于一字形接線方式，第1～2 排的雙面組件背面失配損失是23.4%，第3～4 排雙面組件的背面失配損失是20.5%；背面失配對(duì)雙面組件綜合發(fā)電量的影響約為0.6%～3%。