史 君

(東南大學太陽能研究中心，南京 210009)

12 kW光伏電站組件安裝方式比較

史 君

(東南大學太陽能研究中心，南京 210009)

光伏電站的設計過程中，不同的組件安裝方式在支結構設計的優(yōu)劣、系統(tǒng)整體發(fā)電效率的高低等方面都會產(chǎn)生不同的效果。文中通過對12 kW光伏電站的兩種不同的組件安裝方式的比較，分析其在結構設計、發(fā)電效率兩方面的優(yōu)劣勢，以便能夠正確選擇出最佳安裝方案，完成整個項目設計。

組件安裝方式支架結構；二極管；熱斑效應

0 引 言

案例為12 kW分布式太陽能光伏電站的設計方案，采用就地發(fā)電、就地并網(wǎng)，自發(fā)自用，余電上網(wǎng)模式。太陽能電池陣列所發(fā)出的直流電經(jīng)12 kW組串型逆變器逆變成與市電一致的交流電后，經(jīng)過并網(wǎng)開關柜的檢測控制，將整個光伏并網(wǎng)系統(tǒng)接入380 V低壓交流電網(wǎng)，光伏電有限供給用戶負載使用，剩余電量上傳電網(wǎng)。

1 太陽能電池陣列安裝角度計算及安裝位置選擇

1.1 建設地點情況分析

建設地點在城市中心地段一棟19層辦公樓樓頂，項目所在地屬于D類地區(qū)(D類指有密集建筑群且房屋較高的城市市區(qū))。屋頂四周女兒墻高度為2 m,建筑周圍不存在其他陰影遮擋，屋頂中間部位設有配電房、散熱室、風機等其他設施，南面部分閑置屋面預留做為光伏電站建設地點，如圖1所示。

1.2 并網(wǎng)光伏系統(tǒng)效率估算

系統(tǒng)總效率為：η總=η1×η2=85%×95%=81%，此結果為交流發(fā)電量實際值與直流發(fā)電量額定值之間的比值。其中，η1為組件發(fā)電效率(存在組件之間電流失配損失)；η2為逆變器轉換效率(存在逆變器逆變效率損失)。

1.3 傾斜面光伏陣列傾角的設定

通過PVSTSTEM的陰影計算軟件測算，南京地區(qū)的分布式電站基本是自發(fā)自用，且負載多為全年性負載，經(jīng)實際勘察、軟件測算PVSTSTEM可知，傾角以30°為宜(如圖2所示)。

1.4 基礎設計

由圖1顯示，電站南、東、西三面都有等高女兒墻環(huán)繞，為了避免三面女兒墻對光伏陣列的遮陰,光伏電池組件陣列應與南、東、西、三面女兒墻保持適當距離， 間距應不小于D:D=0.707H/tan〔arcsin(0.648cosΦ-0.399sinΦ)〕， 得：D=2 410 mm，取為2.41 m。

由于項目地的女兒墻北面2.41 m處存在高于屋面約15 cm的管道，不適宜基礎施工的定位，故光伏陣列退至管道之后，距離女兒墻3.6 m處。東、西兩面距電站位置則均應≥2.41 m。

圖1 12 kW太陽能光伏電站屋頂平面圖

圖2 PVSYSTEM最佳傾角測算結果

2 太陽能組件選型及兩種組件安裝方案比較

2.1 兩種方案組件選型

根據(jù)業(yè)主要求及現(xiàn)場勘察實際狀況，決定選擇兩種方案：第一種方案為300 W組件(72P，組件尺寸1956*994*45，質量23.5 kg)；第二種方案為250 W(60 P,組件尺寸1650*994*40，質量19 kg)組件。

2.2 兩種方案組件安裝方式結構分析比較

考慮到女兒墻強高度較高(2 m),南面光伏電站預留位置寬度有限(7.1 m),安裝地點為19層樓頂且場地周圍無其他高樓環(huán)繞，風壓較大，基礎高度設計為0.7 m, 光伏陣列距離地面高度為0.73 m,距離南面女兒墻距離為3.6 m。為給設備間南面預留足夠距離的檢修和運輸通道，支架設計為一排，不將光伏組件設計為前后排形式(前后排形式需在前后兩排之間留出避免陰影遮擋的空間)。兩種方案設計如圖3、圖4所示，水泥基礎設計方案如圖5所示。

圖3、圖4、圖5顯示，兩種設計方案占用空間面積相近，水泥基礎兩兩之間的間隔為2.2 m一組，第一種方案，由于主梁之間的兩塊組件的銜接點(中間壓塊位置)在主梁中間，且方案一的組件質量較大，與次梁的4個接觸點的壓力也較大，故方案一的次梁載荷應力較大；比較而言，方案二的次梁載荷應力較小，且載荷作用較為分散，主梁的載荷在中部會出現(xiàn)最大載荷，略高于方案一。

從圖3、圖4、圖5可以看出，第一種方案，由于縱向在鋼架結構上只安放一塊電池，此種設計方案整體性強，在安裝便捷和抗風強度兩方面優(yōu)于方案二。

圖3 300 W組件安裝設計方案

圖4 250 W組件安裝設計方案

圖5 水泥基礎設計方案

2.3 兩種方案組件安裝方式電氣接入比較

兩種方案的技術參數(shù)參照國家相關規(guī)范和標準，結合甲方的要求及場地情況設置[1-2]。

2.3.1 第一種方案技術參數(shù)見表1。

表1 300 W組件安裝設計方案電氣接入設計技術參數(shù)

表1顯示，12 kWP太陽能光伏電陣列單元設計為2列支路并聯(lián)，每并聯(lián)支路串聯(lián)20塊組件，分別接入組串型逆變器MPPT兩個接入端。

2.3.2 第二種方案技術參數(shù)見表2。

表2顯示，12 kWP太陽能光伏電陣列單元設計為2列支路并聯(lián)，每并聯(lián)支路串聯(lián)24塊組件，分別接入組串型逆變器MPPT兩個接入端。

表2 250 W組件安裝設計方案電氣接入設計技術參數(shù)

在電氣接入時，主流晶硅組件一般由60片或72片電池片串聯(lián)而成，此兩種電氣連接方式均可以達到MPPT的最佳工作電壓，所以在無陰影遮擋時電氣接入方面并無明顯優(yōu)劣之分。但當組件中的單個太陽電池被遮擋時，將被當作負載消耗其他電池所產(chǎn)生的電量，被遮蔽的太陽電池此時會發(fā)熱，稱為熱斑效應[3]。熱斑效應會嚴重影響組件的輸出功率，同時會破壞太陽電池的性能，原則上每個電池片應并聯(lián)一個旁路二極管，以便更好保護并減少在非正常狀態(tài)下無效電池片數(shù)目，但因為旁路二極管價格成本的影響和暗電流損耗以及工作狀態(tài)下壓降的存在，目前由60/72電池片封裝成的多晶硅組件，每20/24電池可并聯(lián)一個旁路二極管。當光伏組件被陰影遮擋50%時，縱向安裝的光伏組件不僅不會輸出功率，還會產(chǎn)生熱斑效應。而在同樣比例的陰影遮擋下，橫向安裝的光伏組件依然正常工作，功率等比例下降，無熱斑效應[3]，系統(tǒng)整體發(fā)電效率提高。從這方面看，方案二優(yōu)于方案一。

3 結束語

案例顯示，兩種設計方案占用空間面積基本相等，第一種方案在安裝便捷和抗風整體性兩方面優(yōu)于方案二，第二種方案在避免產(chǎn)生熱斑效應、提高系統(tǒng)整體發(fā)電效率方面優(yōu)于方案一。綜合現(xiàn)場情況，將支架設計為一排(而不是將光伏組件設計為前后排形式)，充分規(guī)避了南面的陰影遮擋，消除了遮擋給電氣接入造成負面影響和潛在風險，保證了系統(tǒng)整體發(fā)電效率，鑒于整體設計的考慮，本項目最終優(yōu)選方案一。

[1] 瞿義勇.民用建筑電氣設計規(guī)范[M].北京：機械工業(yè)出版社，2010：63-75.

[2] GB/T 19939-2005.光伏系統(tǒng)并網(wǎng)技術要求[S]. 國家標準化管理委員會，2005.

[3] 王 軍，王 鶴，楊 宏，等.太陽電池熱斑現(xiàn)象的研究[J].電源技術應用，2008,4:48-51.

Comparison of 12 kW Photovoltaic Power Plant Components Installation Mode

SHI Jun

(Solar Energy Research Center，Southeast University，Nanjing 210009, China)

In the design process of photovoltaic power plants，different components are installed in the structure design of the whole system, power generation efficiency and other aspects will produce different results. This article through to 12 kW photovoltaic power station of the comparison of two different component installation, analysis its structure design, the advantages and disadvantages of two aspects of power generation efficiency, in order to correctly choose the best installation plan, complete the whole project design.

Component installation; Frame structure; Diode; Hot spot effect

2015-03-15

2015-03-25

史 君(1987-)，江蘇省南京市，學士，助理工程師，主要從事光伏系統(tǒng)工程設計及施工管理。

10.3969/j.issn.1009-3230.2015.04.011

TK511.5

B

1009-3230(2015)04-0043-04