山地光伏電站光伏組件陰影遮擋技改方案的經(jīng)濟(jì)性分析

馬 月，呂永剛，吳 瓊，惠 超，王淑娟

(1.西安益通熱工技術(shù)服務(wù)有限責(zé)任公司，西安 710032； 2.深圳市禾望科技有限公司，深圳 518055)

0 引言

隨著中國(guó)光伏電站的大規(guī)模建設(shè)，地勢(shì)平坦的土地資源日趨減少，山地光伏電站規(guī)模近年來(lái)逐步增加。通常山地光伏電站所處的地形復(fù)雜，導(dǎo)致此類電站設(shè)計(jì)難、施工難、運(yùn)維難。早期一些山地光伏電站，由于搶裝，造成一系列設(shè)計(jì)和施工缺陷，導(dǎo)致光伏組件存在陰影遮擋問(wèn)題，引起光伏組件輸出功率偏低，從而降低了光伏電站的發(fā)電量[1]。此外，當(dāng)光伏組件長(zhǎng)期被遮擋時(shí)，其內(nèi)部分電流將會(huì)通過(guò)反向二極管，導(dǎo)致光伏組件中被遮擋的區(qū)域可能成為負(fù)載或不能產(chǎn)生電能；當(dāng)被遮擋的太陽(yáng)電池的二極管電壓超過(guò)擊穿電壓后，該太陽(yáng)電池將被嚴(yán)重?fù)p壞[2-3]。

因此，為提升光伏電站系統(tǒng)效率，降低光伏組件損壞風(fēng)險(xiǎn)，需要對(duì)部分山地光伏電站存在的光伏組件陰影遮擋問(wèn)題進(jìn)行技術(shù)改造(下文簡(jiǎn)稱為“技改”)。技改的核心考量因素是經(jīng)濟(jì)性，即在安全生產(chǎn)的基礎(chǔ)上，以最低的造價(jià)，獲得最佳的效果。早期建設(shè)的光伏電站的上網(wǎng)電價(jià)較高，這給技改提供了經(jīng)濟(jì)可行性空間。技改的經(jīng)濟(jì)性和技改帶來(lái)的具體效益需要結(jié)合項(xiàng)目情況和具體技改方案進(jìn)行分析。

本文針對(duì)山地光伏電站的光伏組件陰影遮擋問(wèn)題進(jìn)行技改方案及其經(jīng)濟(jì)性探討，旨為具有陰影遮擋問(wèn)題整改需求的光伏電站提供數(shù)據(jù)參考。

1 光伏組件陰影遮擋技改方案

對(duì)于山地光伏電站，常見(jiàn)的陰影遮擋類型有前、后排光伏組串間遮擋，東、西相鄰光伏組串間遮擋，建、構(gòu)筑物遮擋和雜草樹(shù)木對(duì)光伏組串遮擋等，如圖1 所示。其中通過(guò)技改能夠改善遮擋影響的主要是光伏組串前、后遮擋和光伏組串東、西向遮擋兩種類型。

1.1 光伏組串間前、后遮擋

前、后遮擋是指在每天09:00～15:00 時(shí)段前排光伏組串對(duì)后排光伏組串形成的陰影遮擋，形成的主要原因是前、后排光伏組串間距過(guò)小，未能滿足GB 50797—2012《光伏發(fā)電站設(shè)計(jì)規(guī)范》要求。下文提出了重接線、調(diào)整光伏支架立柱高度或者光伏組件安裝傾角、以大換小、拆除重裝4 種技改方案，可以根據(jù)遮擋的程度制定適合的技改方案。

1.1.1 重接線方案

陰影遮擋會(huì)造成光伏組件發(fā)電效率降低，低效的光伏組件易使所處的光伏組串發(fā)電性能大幅下降，即產(chǎn)生串聯(lián)失配損失。低效的光伏組件也會(huì)影響同一個(gè)最大功率點(diǎn)跟蹤(MPPT)下的光伏組串的發(fā)電性能，即產(chǎn)生并聯(lián)失配損失?？赏ㄟ^(guò)改變光伏組件的布置和接線方式，減少串并聯(lián)失配損失。

光伏組件常規(guī)的布置方式為豎向雙排或橫向3、4 排布置，接線方式主要有“C”字接線方式和“一”字接線方式[4]，接線方式可以影響光伏組串的發(fā)電量。文獻(xiàn)[4]通過(guò)PVsyst 模擬，提出光伏組串采用“C”字接線方式時(shí)，陰影遮擋造成的光伏組串全年發(fā)電量損失為0.15%，采用“一”字接線方式時(shí)由陰影遮擋造成的光伏組串全年發(fā)電量損失為0.11%。

因此，對(duì)于豎向雙排布置的光伏組件，采用“一”字接線方式，可以將相鄰光伏支架上排的光伏組件接為一串、下排的光伏組件接為一串，分別接入逆變器不同MPPT，保證有一半的光伏組件不受遮擋的影響，以減少失配損失。

1.1.2 調(diào)整光伏支架立柱高度或光伏組件安裝傾角

山地光伏電站所在地面通常有南北向或東西向的坡度，當(dāng)光伏組件所在地只有南北向坡度時(shí)，光伏組件南北向擺放的間距不僅與光伏組件所處的緯度、及其安裝傾角有關(guān)，還和地形坡度有關(guān)，光伏組串南北向最小間距的計(jì)算式[2]為：

式中：D′為南北向自然坡度地面情況下，光伏組件南北向最小間距；L為光伏組件傾斜面長(zhǎng)度；α為光伏組件安裝傾角；β為冬至日09:00 時(shí)太陽(yáng)高度角；i為冬至日09:00 時(shí)太陽(yáng)方位角；為自然地形南北向坡度(北高南低為正，相反為負(fù))。

由式(1)可見(jiàn)，如果光伏電站設(shè)計(jì)時(shí)未考慮到坡度因素，計(jì)算光伏組串南北向最小間距時(shí)的準(zhǔn)確性會(huì)降低。

固定式光伏支架可以通過(guò)焊接方式調(diào)整立柱高度，必要時(shí)還可以通過(guò)調(diào)整光伏組件安裝傾角來(lái)減少陰影遮擋的面積。如果是單立柱光伏支架，也可以考慮通過(guò)焊接方式根據(jù)季節(jié)技改為固定可調(diào)光伏支架。實(shí)際上，光伏組件最佳安裝傾角隨著季節(jié)在不斷變化，固定可調(diào)光伏支架通過(guò)一年數(shù)次的光伏組件傾角安裝調(diào)節(jié)，使其盡可能多的接收太陽(yáng)輻照，從而提升光伏電站的發(fā)電量[5]。需要注意的是，技改后的固定可調(diào)光伏支架調(diào)節(jié)范圍不能超過(guò)光伏組件原來(lái)固定安裝的傾角。在北京地區(qū)，將光伏組件年最佳安裝傾角設(shè)置為安裝傾角調(diào)節(jié)的上限時(shí)，固定可調(diào)光伏支架相對(duì)于固定式光伏支架，光伏電站的年等效利用小時(shí)數(shù)提升1.93%[5]。此外，利用PVsyst 模擬發(fā)現(xiàn)，與光伏方陣采用固定式光伏支架時(shí)的發(fā)電量相比，當(dāng)采用固定可調(diào)光伏支架時(shí)，該光伏方陣的發(fā)電量可提升2%～5%[6]。

1.1.3 “以大換小”方案

“以大換小”即將原來(lái)額定功率小的光伏組件更換為額定功率較大的光伏組件，保持或適當(dāng)增加光伏組串容量，減少光伏組件數(shù)量，以降低陰影遮擋。此外，這種方案還可以通過(guò)采用高光電轉(zhuǎn)換效率組件、減少光伏組件性能衰減造成的電量損失、增加容配比等方式進(jìn)一步提升發(fā)電量。原因?yàn)椋捍箢~定功率光伏組件的光電轉(zhuǎn)換效率能達(dá)到21%，新?lián)Q的光伏組件無(wú)衰減，而原來(lái)小額定功率光伏組件，以275 W 光伏組件為例，其光電轉(zhuǎn)換效率僅為17%左右，光伏組件運(yùn)行七、八年后，光伏組件的年衰減率通常為7%。

“以大換小”方案的重點(diǎn)是光伏組件選型及串并聯(lián)后與匯流箱、逆變器的電壓電流匹配驗(yàn)算。

光伏組件選型及串并聯(lián)數(shù)量確定，首先需要考慮光伏組件短路電流不能大于匯流箱的支路最大直流輸入電流，因?yàn)楫?dāng)前大額定功率光伏組件的短路電流較原來(lái)光伏組件的大很多，所以通常需要對(duì)匯流箱及整個(gè)匯流箱下的光伏組件都進(jìn)行更換，以免因支路電流不一致造成并聯(lián)失配損失；其次，應(yīng)綜合考慮光伏組件容量、尺寸、短路電流、開(kāi)路電壓、工作電壓等參數(shù)，以及匯流箱MPPT 工作電壓范圍、匯流箱允許直流最大輸入電流、逆變器允許的直流最大輸入電壓、逆變器MPPT 工作電壓等，確定串并聯(lián)數(shù)量，并進(jìn)行串并聯(lián)電壓電流驗(yàn)算。在確定光伏組件串聯(lián)數(shù)量時(shí)需要考慮光伏組件的尺寸，大額定功率光伏組件的尺寸通常也較大，同原有光伏支架是否匹配需進(jìn)行核算。

1.1.4 拆除重裝

拆除被遮擋的光伏組串，并在附近寬闊區(qū)域重裝。該方案適合遮擋嚴(yán)重、電量損失嚴(yán)重，且有足夠可利用的土地的情況。該方案可以保證光伏組件之間全天不產(chǎn)生遮擋，理論上可以達(dá)到正常發(fā)電水平。然而該方案工期較長(zhǎng)、整改期間損失的發(fā)電量較大、整改費(fèi)用較高，因此是否采用此方案需要進(jìn)行投資和收益分析。

1.2 光伏組串間東西向遮擋

光伏組串采用非隨坡就勢(shì)的方式鋪設(shè)，當(dāng)相鄰光伏組件存在高差時(shí)，由于光伏組件東西向間距過(guò)小等原因會(huì)造成東西向相鄰的光伏組串之間產(chǎn)生陰影遮擋[2,7]。文獻(xiàn)[7]對(duì)光伏組串東西向陰影遮擋的技改進(jìn)行討論，最終提出抬高被遮擋光伏支架立柱的方案，并利用PVsyst 對(duì)實(shí)際案例進(jìn)行模擬，模擬結(jié)果顯示：通過(guò)對(duì)裝機(jī)容量為50 kW 的光伏電站進(jìn)行技改，每年發(fā)電量可增加280 kWh。

當(dāng)發(fā)電量損失嚴(yán)重，且地形等原因不能通過(guò)抬高或降低光伏支架立柱改變高差時(shí)，可以拆除光伏組串，并在附近選擇寬闊地帶進(jìn)行重裝。

2 技改方案的經(jīng)濟(jì)性分析

光伏組串陰影遮擋問(wèn)題選擇哪種技改方案，核心問(wèn)題是技改方案的經(jīng)濟(jì)性。經(jīng)濟(jì)性分析過(guò)程需要評(píng)估新增投資，以及光伏組串發(fā)電量的提升情況。由于陰影遮擋導(dǎo)致光伏組串損失的發(fā)電量很難確定，因此技改后提升的發(fā)電量也不好確定，尤其是很多老舊光伏電站監(jiān)控系統(tǒng)中未保存光伏組串的數(shù)據(jù)。通?？梢圆捎肞Vsyst 模擬方法或根據(jù)光伏電站監(jiān)控系統(tǒng)中光伏組串運(yùn)行數(shù)據(jù)對(duì)比分析方法進(jìn)行估算。下文將在確定的邊界條件下，分析回收期若為5 年時(shí)，發(fā)電量需要提升的程度，為一些有技改需求的光伏電站提供參考。

假定的邊界條件：技改區(qū)域光伏組件裝機(jī)容量為500 kW，已運(yùn)行7 年，不考慮貸款，不考慮流動(dòng)資金，上網(wǎng)電價(jià)為1.00 元/kWh，不考慮新增運(yùn)營(yíng)費(fèi)用(人工成本、修理費(fèi)、材料費(fèi)及其他費(fèi)用等)，技改前、后光伏組件的衰減均按照年衰減率0.73%。

2.1 重接線方案

采用重接線方案時(shí)項(xiàng)目投資回收期隨需提升的年等效利用小時(shí)數(shù)的變化如圖2 所示，在上述的邊界條件下，當(dāng)單瓦靜態(tài)投資從0.08元/W增至0.12元/W 時(shí)，年等效利用小時(shí)數(shù)需提升約30～42 h，項(xiàng)目投資回收期才能達(dá)到5 年。對(duì)于年等效利用小時(shí)數(shù)為1400 h 的光伏電站，相當(dāng)于發(fā)電量提升2.1%～3.0%。

圖2 重接線方案：項(xiàng)目投資回收期隨著需提升的年等效利用小時(shí)數(shù)的變化Fig.2 Variation of project investment payback period with annual equivalent utilization hours that need to be increased when using rewiring scheme

2.2 調(diào)整光伏支架立柱高度或光伏組件傾角

對(duì)于調(diào)整光伏支架立柱高度或技改為可調(diào)光伏支架方案以調(diào)整光伏組件傾角，其項(xiàng)目投資回收期隨需提升的年等效利用小時(shí)數(shù)的變化如圖3所示，在上述邊界條件下，當(dāng)單瓦靜態(tài)投資從0.20元/W 增至0.60 元/W 時(shí)，年年等效利用小時(shí)數(shù)需提升約75～220 h，項(xiàng)目投資回收期才能達(dá)到5 年。對(duì)于年等效利用小時(shí)數(shù)1400 h 的光伏電站，相當(dāng)于發(fā)電量提升5.4%～15.7%。

圖3 調(diào)整支架立柱高度或調(diào)整光伏組件傾角：項(xiàng)目投資回收期隨著需提升的年等效利用小時(shí)數(shù)的變化Fig.3 Adjusting height of PV bracket columns scheme or inclination angle of PV module scheme: the project investment payback period changes with increase of equivalent utilization hours

2.3 “以大換小”方案

以大換小的方案時(shí)，被替換下的光伏組件可以進(jìn)行回收，假定回收價(jià)格為0.7 元/W，單瓦靜態(tài)投資從0.90 元/W 增至1.30 元/W(扣除了光伏組件回收資金)時(shí)，年等效利用小時(shí)數(shù)需提升約330～480 h，項(xiàng)目投資回收期才能達(dá)到5 年，項(xiàng)目回收期隨需提升的年等效利用小時(shí)數(shù)的變化如圖4 所示。通?！耙源髶Q小”方案會(huì)增加直流側(cè)裝機(jī)容量，且新光伏組件的衰減率較低，光電轉(zhuǎn)換效率較高，因此，達(dá)到5 年回收期時(shí)需提升的年等效利用小時(shí)數(shù)會(huì)小于采用上述方案時(shí)。當(dāng)容配比為1.3:1.0 時(shí)，年等效利用小時(shí)數(shù)需提升約235.8～369.2 h。對(duì)于年等效利用小時(shí)數(shù)為1400 h 的光伏電站，相當(dāng)于發(fā)電量提升了16.8%～26.4%。

圖4 采用以大換小方案時(shí)項(xiàng)目投資回收期隨需提升的年等效利用小時(shí)數(shù)的變化Fig.4 Variation of project investment payback period with annual equivalent utilization hours that need to be increased when adopting the“big for small”scheme

2.4 拆除重裝

對(duì)于拆除重裝方案，其項(xiàng)目投資回收期隨需提升的年等效利用小時(shí)數(shù)的變化如圖5 所示，在上述邊界條件下，當(dāng)單瓦靜態(tài)投資從1.4 元/W增至1.8 元/W 時(shí)，年等效利用小時(shí)數(shù)需提升約510～660 h，項(xiàng)目投資回收期才能達(dá)到5 年。實(shí)際上提升510 h 的可能性很小，因此，該方案只適用于發(fā)電量損失非常嚴(yán)重的極端情況。對(duì)于年等效利用小時(shí)數(shù)1400 h 的光伏電站，相當(dāng)于發(fā)電量提升36.4%～47.1%。

圖5 采用拆除重建方案時(shí)項(xiàng)目投資回收期隨著需提升的年等效利用小時(shí)數(shù)的變化Fig.5 Variation of project investment payback period with annual equivalent utilization hours that need to be increased when adopting demolition and reconstruction scheme utilization hours

3 結(jié)論

針對(duì)光伏組件陰影遮擋會(huì)對(duì)光伏電站發(fā)電量產(chǎn)生明顯影響的問(wèn)題，本文對(duì)幾種陰影遮擋技改方案的經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行了分析。分析結(jié)果顯示：對(duì)于上網(wǎng)電價(jià)可以達(dá)到1.0 元/kWh 的老舊山地光伏電站，在嚴(yán)格控制成本的情況下，采用重接線、調(diào)整光伏支架立柱高度或光伏組件安裝傾角這兩種方案可能會(huì)在5 年內(nèi)回收成本；而對(duì)于“以大換小”方案，若容配比為1.3:1.0，單瓦靜態(tài)投資從0.9元/W 增至1.3 元/W(扣除了光伏組件回收資金)時(shí)，年等效利用小時(shí)數(shù)需提升約235.8～369.2 h，發(fā)電量提升16.8%～26.4%，才能實(shí)現(xiàn)投資回收期5 年的目標(biāo)；拆除重建方案在經(jīng)濟(jì)性上基本不可行。

對(duì)于老舊光伏電站的技改，除了上述討論的發(fā)電量提升及投入產(chǎn)出的經(jīng)濟(jì)性問(wèn)題外，還需要考慮限電問(wèn)題。技改提升的發(fā)電量如果被限電，也會(huì)影響收益，失去技改的意義。