山地光伏電站光伏組件陰影遮擋技改方案的經濟性分析

馬 月，呂永剛，吳 瓊，惠 超，王淑娟

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

0 引言

隨著中國光伏電站的大規模建設，地勢平坦的土地資源日趨減少，山地光伏電站規模近年來逐步增加。通常山地光伏電站所處的地形復雜，導致此類電站設計難、施工難、運維難。早期一些山地光伏電站，由于搶裝，造成一系列設計和施工缺陷，導致光伏組件存在陰影遮擋問題，引起光伏組件輸出功率偏低，從而降低了光伏電站的發電量[1]。此外，當光伏組件長期被遮擋時，其內部分電流將會通過反向二極管，導致光伏組件中被遮擋的區域可能成為負載或不能產生電能；當被遮擋的太陽電池的二極管電壓超過擊穿電壓后，該太陽電池將被嚴重損壞[2-3]。

因此，為提升光伏電站系統效率，降低光伏組件損壞風險，需要對部分山地光伏電站存在的光伏組件陰影遮擋問題進行技術改造(下文簡稱為“技改”)。技改的核心考量因素是經濟性，即在安全生產的基礎上，以最低的造價，獲得最佳的效果。早期建設的光伏電站的上網電價較高，這給技改提供了經濟可行性空間。技改的經濟性和技改帶來的具體效益需要結合項目情況和具體技改方案進行分析。

本文針對山地光伏電站的光伏組件陰影遮擋問題進行技改方案及其經濟性探討，旨為具有陰影遮擋問題整改需求的光伏電站提供數據參考。

1 光伏組件陰影遮擋技改方案

對于山地光伏電站，常見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、構筑物遮擋和雜草樹木對光伏組串遮擋等，如圖1 所示。其中通過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 時段前排光伏組串對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小，未能滿足GB 50797—2012《光伏發電站設計規范》要求。下文提出了重接線、調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

陰影遮擋會造成光伏組件發電效率降低，低效的光伏組件易使所處的光伏組串發電性能大幅下降，即產生串聯失配損失。低效的光伏組件也會影響同一個最大功率點跟蹤(MPPT)下的光伏組串的發電性能，即產生并聯失配損失。可通過改變光伏組件的布置和接線方式，減少串并聯失配損失。

光伏組件常規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電量。文獻[4]通過PVsyst 模擬，提出光伏組串采用“C”字接線方式時，陰影遮擋造成的光伏組串全年發電量損失為0.15%，采用“一”字接線方式時由陰影遮擋造成的光伏組串全年發電量損失為0.11%。

因此，對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，當光伏組件所在地只有南北向坡度時，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，還和地形坡度有關，光伏組串南北向最小間距的計算式[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度；α為光伏組件安裝傾角；β為冬至日09:00 時太陽高度角；i為冬至日09:00 時太陽方位角；為自然地形南北向坡度(北高南低為正，相反為負)。

由式(1)可見，如果光伏電站設計時未考慮到坡度因素，計算光伏組串南北向最小間距時的準確性會降低。

固定式光伏支架可以通過焊接方式調整立柱高度，必要時還可以通過調整光伏組件安裝傾角來減少陰影遮擋的面積。如果是單立柱光伏支架，也可以考慮通過焊接方式根據季節技改為固定可調光伏支架。實際上，光伏組件最佳安裝傾角隨著季節在不斷變化，固定可調光伏支架通過一年數次的光伏組件傾角安裝調節，使其盡可能多的接收太陽輻照，從而提升光伏電站的發電量[5]。需要注意的是，技改后的固定可調光伏支架調節范圍不能超過光伏組件原來固定安裝的傾角。在北京地區，將光伏組件年最佳安裝傾角設置為安裝傾角調節的上限時，固定可調光伏支架相對于固定式光伏支架，光伏電站的年等效利用小時數提升1.93%[5]。此外，利用PVsyst 模擬發現，與光伏方陣采用固定式光伏支架時的發電量相比，當采用固定可調光伏支架時，該光伏方陣的發電量可提升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，保持或適當增加光伏組串容量，減少光伏組件數量，以降低陰影遮擋。此外，這種方案還可以通過采用高光電轉換效率組件、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一步提升發電量。原因為：大額定功率光伏組件的光電轉換效率能達到21%，新換的光伏組件無衰減，而原來小額定功率光伏組件，以275 W 光伏組件為例，其光電轉換效率僅為17%左右，光伏組件運行七、八年后，光伏組件的年衰減率通常為7%。

“以大換小”方案的重點是光伏組件選型及串并聯后與匯流箱、逆變器的電壓電流匹配驗算。

光伏組件選型及串并聯數量確定，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，因為當前大額定功率光伏組件的短路電流較原來光伏組件的大很多，所以通常需要對匯流箱及整個匯流箱下的光伏組件都進行更換，以免因支路電流不一致造成并聯失配損失；其次，應綜合考慮光伏組件容量、尺寸、短路電流、開路電壓、工作電壓等參數，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，確定串并聯數量，并進行串并聯電壓電流驗算。在確定光伏組件串聯數量時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，并在附近寬闊區域重裝。該方案適合遮擋嚴重、電量損失嚴重，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生遮擋，理論上可以達到正常發電水平。然而該方案工期較長、整改期間損失的發電量較大、整改費用較高，因此是否采用此方案需要進行投資和收益分析。

1.2 光伏組串間東西向遮擋

光伏組串采用非隨坡就勢的方式鋪設，當相鄰光伏組件存在高差時，由于光伏組件東西向間距過小等原因會造成東西向相鄰的光伏組串之間產生陰影遮擋[2,7]。文獻[7]對光伏組串東西向陰影遮擋的技改進行討論，最終提出抬高被遮擋光伏支架立柱的方案，并利用PVsyst 對實際案例進行模擬，模擬結果顯示：通過對裝機容量為50 kW 的光伏電站進行技改，每年發電量可增加280 kWh。

當發電量損失嚴重，且地形等原因不能通過抬高或降低光伏支架立柱改變高差時，可以拆除光伏組串，并在附近選擇寬闊地帶進行重裝。

2 技改方案的經濟性分析

光伏組串陰影遮擋問題選擇哪種技改方案，核心問題是技改方案的經濟性。經濟性分析過程需要評估新增投資，以及光伏組串發電量的提升情況。由于陰影遮擋導致光伏組串損失的發電量很難確定，因此技改后提升的發電量也不好確定，尤其是很多老舊光伏電站監控系統中未保存光伏組串的數據。通常可以采用PVsyst 模擬方法或根據光伏電站監控系統中光伏組串運行數據對比分析方法進行估算。下文將在確定的邊界條件下，分析回收期若為5 年時，發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：技改區域光伏組件裝機容量為500 kW，已運行7 年，不考慮貸款，不考慮流動資金，上網電價為1.00 元/kWh，不考慮新增運營費用(人工成本、修理費、材料費及其他費用等)，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

采用重接線方案時項目投資回收期隨需提升的年等效利用小時數的變化如圖2 所示，在上述的邊界條件下，當單瓦靜態投資從0.08元/W增至0.12元/W 時，年等效利用小時數需提升約30～42 h，項目投資回收期才能達到5 年。對于年等效利用小時數為1400 h 的光伏電站，相當于發電量提升2.1%～3.0%。

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

2.2 調整光伏支架立柱高度或光伏組件傾角

對于調整光伏支架立柱高度或技改為可調光伏支架方案以調整光伏組件傾角，其項目投資回收期隨需提升的年等效利用小時數的變化如圖3所示，在上述邊界條件下，當單瓦靜態投資從0.20元/W 增至0.60 元/W 時，年年等效利用小時數需提升約75～220 h，項目投資回收期才能達到5 年。對于年等效利用小時數1400 h 的光伏電站，相當于發電量提升5.4%～15.7%。

圖3 調整支架立柱高度或調整光伏組件傾角：項目投資回收期隨著需提升的年等效利用小時數的變化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，被替換下的光伏組件可以進行回收，假定回收價格為0.7 元/W，單瓦靜態投資從0.90 元/W 增至1.30 元/W(扣除了光伏組件回收資金)時，年等效利用小時數需提升約330～480 h，項目投資回收期才能達到5 年，項目回收期隨需提升的年等效利用小時數的變化如圖4 所示。通常“以大換小”方案會增加直流側裝機容量，且新光伏組件的衰減率較低，光電轉換效率較高，因此，達到5 年回收期時需提升的年等效利用小時數會小于采用上述方案時。當容配比為1.3:1.0 時，年等效利用小時數需提升約235.8～369.2 h。對于年等效利用小時數為1400 h 的光伏電站，相當于發電量提升了16.8%～26.4%。

圖4 采用以大換小方案時項目投資回收期隨需提升的年等效利用小時數的變化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

對于拆除重裝方案，其項目投資回收期隨需提升的年等效利用小時數的變化如圖5 所示，在上述邊界條件下，當單瓦靜態投資從1.4 元/W增至1.8 元/W 時，年等效利用小時數需提升約510～660 h，項目投資回收期才能達到5 年。實際上提升510 h 的可能性很小，因此，該方案只適用于發電量損失非常嚴重的極端情況。對于年等效利用小時數1400 h 的光伏電站，相當于發電量提升36.4%～47.1%。

圖5 采用拆除重建方案時項目投資回收期隨著需提升的年等效利用小時數的變化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 結論

針對光伏組件陰影遮擋會對光伏電站發電量產生明顯影響的問題，本文對幾種陰影遮擋技改方案的經濟性進行了分析。分析結果顯示：對于上網電價可以達到1.0 元/kWh 的老舊山地光伏電站，在嚴格控制成本的情況下，采用重接線、調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在5 年內回收成本；而對于“以大換小”方案，若容配比為1.3:1.0，單瓦靜態投資從0.9元/W 增至1.3 元/W(扣除了光伏組件回收資金)時，年等效利用小時數需提升約235.8～369.2 h，發電量提升16.8%～26.4%，才能實現投資回收期5 年的目標；拆除重建方案在經濟性上基本不可行。

對于老舊光伏電站的技改，除了上述討論的發電量提升及投入產出的經濟性問題外，還需要考慮限電問題。技改提升的發電量如果被限電，也會影響收益，失去技改的意義。