山地光伏电站光伏组件阴影遮挡技改方案的经济性分析

马 月，吕永刚，吴 琼，惠 超，王淑娟

(1.西安益通热工技术服务有限责任公司，西安 710032； 2.深圳市禾望科技有限公司，深圳 518055)

0 引言

随着中国光伏电站的大规模建设，地势平坦的土地资源日趋减少，山地光伏电站规模近年来逐步增加。通常山地光伏电站所处的地形复杂，导致此类电站设计难、施工难、运维难。早期一些山地光伏电站，由于抢装，造成一系列设计和施工缺陷，导致光伏组件存在阴影遮挡问题，引起光伏组件输出功率偏低，从而降低了光伏电站的发电量[1]。此外，当光伏组件长期被遮挡时，其内部分电流将会通过反向二极管，导致光伏组件中被遮挡的区域可能成为负载或不能产生电能；当被遮挡的太阳电池的二极管电压超过击穿电压后，该太阳电池将被严重损坏[2-3]。

因此，为提升光伏电站系统效率，降低光伏组件损坏风险，需要对部分山地光伏电站存在的光伏组件阴影遮挡问题进行技术改造(下文简称为“技改”)。技改的核心考量因素是经济性，即在安全生产的基础上，以最低的造价，获得最佳的效果。早期建设的光伏电站的上网电价较高，这给技改提供了经济可行性空间。技改的经济性和技改带来的具体效益需要结合项目情况和具体技改方案进行分析。

本文针对山地光伏电站的光伏组件阴影遮挡问题进行技改方案及其经济性探讨，旨为具有阴影遮挡问题整改需求的光伏电站提供数据参考。

1 光伏组件阴影遮挡技改方案

对于山地光伏电站，常见的阴影遮挡类型有前、后排光伏组串间遮挡，东、西相邻光伏组串间遮挡，建、构筑物遮挡和杂草树木对光伏组串遮挡等，如图1 所示。其中通过技改能够改善遮挡影响的主要是光伏组串前、后遮挡和光伏组串东、西向遮挡两种类型。

1.1 光伏组串间前、后遮挡

前、后遮挡是指在每天09:00～15:00 时段前排光伏组串对后排光伏组串形成的阴影遮挡，形成的主要原因是前、后排光伏组串间距过小，未能满足GB 50797—2012《光伏发电站设计规范》要求。下文提出了重接线、调整光伏支架立柱高度或者光伏组件安装倾角、以大换小、拆除重装4 种技改方案，可以根据遮挡的程度制定适合的技改方案。

1.1.1 重接线方案

阴影遮挡会造成光伏组件发电效率降低，低效的光伏组件易使所处的光伏组串发电性能大幅下降，即产生串联失配损失。低效的光伏组件也会影响同一个最大功率点跟踪(MPPT)下的光伏组串的发电性能，即产生并联失配损失。可通过改变光伏组件的布置和接线方式，减少串并联失配损失。

光伏组件常规的布置方式为竖向双排或横向3、4 排布置，接线方式主要有“C”字接线方式和“一”字接线方式[4]，接线方式可以影响光伏组串的发电量。文献[4]通过PVsyst 模拟，提出光伏组串采用“C”字接线方式时，阴影遮挡造成的光伏组串全年发电量损失为0.15%，采用“一”字接线方式时由阴影遮挡造成的光伏组串全年发电量损失为0.11%。

因此，对于竖向双排布置的光伏组件，采用“一”字接线方式，可以将相邻光伏支架上排的光伏组件接为一串、下排的光伏组件接为一串，分别接入逆变器不同MPPT，保证有一半的光伏组件不受遮挡的影响，以减少失配损失。

1.1.2 调整光伏支架立柱高度或光伏组件安装倾角

山地光伏电站所在地面通常有南北向或东西向的坡度，当光伏组件所在地只有南北向坡度时，光伏组件南北向摆放的间距不仅与光伏组件所处的纬度、及其安装倾角有关，还和地形坡度有关，光伏组串南北向最小间距的计算式[2]为：

式中：D′为南北向自然坡度地面情况下，光伏组件南北向最小间距；L为光伏组件倾斜面长度；α为光伏组件安装倾角；β为冬至日09:00 时太阳高度角；i为冬至日09:00 时太阳方位角；为自然地形南北向坡度(北高南低为正，相反为负)。

由式(1)可见，如果光伏电站设计时未考虑到坡度因素，计算光伏组串南北向最小间距时的准确性会降低。

固定式光伏支架可以通过焊接方式调整立柱高度，必要时还可以通过调整光伏组件安装倾角来减少阴影遮挡的面积。如果是单立柱光伏支架，也可以考虑通过焊接方式根据季节技改为固定可调光伏支架。实际上，光伏组件最佳安装倾角随着季节在不断变化，固定可调光伏支架通过一年数次的光伏组件倾角安装调节，使其尽可能多的接收太阳辐照，从而提升光伏电站的发电量[5]。需要注意的是，技改后的固定可调光伏支架调节范围不能超过光伏组件原来固定安装的倾角。在北京地区，将光伏组件年最佳安装倾角设置为安装倾角调节的上限时，固定可调光伏支架相对于固定式光伏支架，光伏电站的年等效利用小时数提升1.93%[5]。此外，利用PVsyst 模拟发现，与光伏方阵采用固定式光伏支架时的发电量相比，当采用固定可调光伏支架时，该光伏方阵的发电量可提升2%～5%[6]。

1.1.3 “以大换小”方案

“以大换小”即将原来额定功率小的光伏组件更换为额定功率较大的光伏组件，保持或适当增加光伏组串容量，减少光伏组件数量，以降低阴影遮挡。此外，这种方案还可以通过采用高光电转换效率组件、减少光伏组件性能衰减造成的电量损失、增加容配比等方式进一步提升发电量。原因为：大额定功率光伏组件的光电转换效率能达到21%，新换的光伏组件无衰减，而原来小额定功率光伏组件，以275 W 光伏组件为例，其光电转换效率仅为17%左右，光伏组件运行七、八年后，光伏组件的年衰减率通常为7%。

“以大换小”方案的重点是光伏组件选型及串并联后与汇流箱、逆变器的电压电流匹配验算。

光伏组件选型及串并联数量确定，首先需要考虑光伏组件短路电流不能大于汇流箱的支路最大直流输入电流，因为当前大额定功率光伏组件的短路电流较原来光伏组件的大很多，所以通常需要对汇流箱及整个汇流箱下的光伏组件都进行更换，以免因支路电流不一致造成并联失配损失；其次，应综合考虑光伏组件容量、尺寸、短路电流、开路电压、工作电压等参数，以及汇流箱MPPT 工作电压范围、汇流箱允许直流最大输入电流、逆变器允许的直流最大输入电压、逆变器MPPT 工作电压等，确定串并联数量，并进行串并联电压电流验算。在确定光伏组件串联数量时需要考虑光伏组件的尺寸，大额定功率光伏组件的尺寸通常也较大，同原有光伏支架是否匹配需进行核算。

1.1.4 拆除重装

拆除被遮挡的光伏组串，并在附近宽阔区域重装。该方案适合遮挡严重、电量损失严重，且有足够可利用的土地的情况。该方案可以保证光伏组件之间全天不产生遮挡，理论上可以达到正常发电水平。然而该方案工期较长、整改期间损失的发电量较大、整改费用较高，因此是否采用此方案需要进行投资和收益分析。

1.2 光伏组串间东西向遮挡

光伏组串采用非随坡就势的方式铺设，当相邻光伏组件存在高差时，由于光伏组件东西向间距过小等原因会造成东西向相邻的光伏组串之间产生阴影遮挡[2,7]。文献[7]对光伏组串东西向阴影遮挡的技改进行讨论，最终提出抬高被遮挡光伏支架立柱的方案，并利用PVsyst 对实际案例进行模拟，模拟结果显示：通过对装机容量为50 kW 的光伏电站进行技改，每年发电量可增加280 kWh。

当发电量损失严重，且地形等原因不能通过抬高或降低光伏支架立柱改变高差时，可以拆除光伏组串，并在附近选择宽阔地带进行重装。

2 技改方案的经济性分析

光伏组串阴影遮挡问题选择哪种技改方案，核心问题是技改方案的经济性。经济性分析过程需要评估新增投资，以及光伏组串发电量的提升情况。由于阴影遮挡导致光伏组串损失的发电量很难确定，因此技改后提升的发电量也不好确定，尤其是很多老旧光伏电站监控系统中未保存光伏组串的数据。通常可以采用PVsyst 模拟方法或根据光伏电站监控系统中光伏组串运行数据对比分析方法进行估算。下文将在确定的边界条件下，分析回收期若为5 年时，发电量需要提升的程度，为一些有技改需求的光伏电站提供参考。

假定的边界条件：技改区域光伏组件装机容量为500 kW，已运行7 年，不考虑贷款，不考虑流动资金，上网电价为1.00 元/kWh，不考虑新增运营费用(人工成本、修理费、材料费及其他费用等)，技改前、后光伏组件的衰减均按照年衰减率0.73%。

2.1 重接线方案

采用重接线方案时项目投资回收期随需提升的年等效利用小时数的变化如图2 所示，在上述的边界条件下，当单瓦静态投资从0.08元/W增至0.12元/W 时，年等效利用小时数需提升约30～42 h，项目投资回收期才能达到5 年。对于年等效利用小时数为1400 h 的光伏电站，相当于发电量提升2.1%～3.0%。

图2 重接线方案：项目投资回收期随着需提升的年等效利用小时数的变化Fig.2 Variation of project investment payback period with annual equivalent utilization hours that need to be increased when using rewiring scheme

2.2 调整光伏支架立柱高度或光伏组件倾角

对于调整光伏支架立柱高度或技改为可调光伏支架方案以调整光伏组件倾角，其项目投资回收期随需提升的年等效利用小时数的变化如图3所示，在上述边界条件下，当单瓦静态投资从0.20元/W 增至0.60 元/W 时，年年等效利用小时数需提升约75～220 h，项目投资回收期才能达到5 年。对于年等效利用小时数1400 h 的光伏电站，相当于发电量提升5.4%～15.7%。

图3 调整支架立柱高度或调整光伏组件倾角：项目投资回收期随着需提升的年等效利用小时数的变化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 “以大换小”方案

以大换小的方案时，被替换下的光伏组件可以进行回收，假定回收价格为0.7 元/W，单瓦静态投资从0.90 元/W 增至1.30 元/W(扣除了光伏组件回收资金)时，年等效利用小时数需提升约330～480 h，项目投资回收期才能达到5 年，项目回收期随需提升的年等效利用小时数的变化如图4 所示。通常“以大换小”方案会增加直流侧装机容量，且新光伏组件的衰减率较低，光电转换效率较高，因此，达到5 年回收期时需提升的年等效利用小时数会小于采用上述方案时。当容配比为1.3:1.0 时，年等效利用小时数需提升约235.8～369.2 h。对于年等效利用小时数为1400 h 的光伏电站，相当于发电量提升了16.8%～26.4%。

图4 采用以大换小方案时项目投资回收期随需提升的年等效利用小时数的变化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 拆除重装

对于拆除重装方案，其项目投资回收期随需提升的年等效利用小时数的变化如图5 所示，在上述边界条件下，当单瓦静态投资从1.4 元/W增至1.8 元/W 时，年等效利用小时数需提升约510～660 h，项目投资回收期才能达到5 年。实际上提升510 h 的可能性很小，因此，该方案只适用于发电量损失非常严重的极端情况。对于年等效利用小时数1400 h 的光伏电站，相当于发电量提升36.4%～47.1%。

图5 采用拆除重建方案时项目投资回收期随着需提升的年等效利用小时数的变化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 结论

针对光伏组件阴影遮挡会对光伏电站发电量产生明显影响的问题，本文对几种阴影遮挡技改方案的经济性进行了分析。分析结果显示：对于上网电价可以达到1.0 元/kWh 的老旧山地光伏电站，在严格控制成本的情况下，采用重接线、调整光伏支架立柱高度或光伏组件安装倾角这两种方案可能会在5 年内回收成本；而对于“以大换小”方案，若容配比为1.3:1.0，单瓦静态投资从0.9元/W 增至1.3 元/W(扣除了光伏组件回收资金)时，年等效利用小时数需提升约235.8～369.2 h，发电量提升16.8%～26.4%，才能实现投资回收期5 年的目标；拆除重建方案在经济性上基本不可行。

对于老旧光伏电站的技改，除了上述讨论的发电量提升及投入产出的经济性问题外，还需要考虑限电问题。技改提升的发电量如果被限电，也会影响收益，失去技改的意义。