賀佳佳，侯少攀，孟祥飛，樊華龍，陳 杰，海建平，張 杰

(黃河水電光伏產(chǎn)業(yè)技術有限公司，西寧 810000)

0 引言

太陽能具有資源豐富、清潔、可持續(xù)利用等優(yōu)點，已成為最理想的清潔能源之一[1]。2018年“531新政”的實施推動了光伏發(fā)電平價上網(wǎng)的進程，因此，如何有效提高光伏電站的發(fā)電收益，進一步降低光伏發(fā)電的度電成本已成為光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展的核心問題。過去光伏電站的粗放式設計方式已遠不能滿足要求，尤其是在當前土地成本不斷增加的情況下，土地利用率將直接影響光伏電站的收益，因此，對光伏陣列的間距進行研究具有重要意義[2]。作為光伏電站設計的重要指標之一，光伏陣列間距過大，會導致土地利用率低；間距過小，則會導致光伏陣列之間產(chǎn)生比較嚴重的陰影遮擋，影響光伏陣列的輸出特性。本文以長期監(jiān)測的發(fā)電數(shù)據(jù)為基礎，對不同光伏陣列間距進行實驗，以研究不同光伏陣列間距時的發(fā)電特性。

1 實驗內容

本實驗以青海共和地區(qū)5 MWp并網(wǎng)光伏電站為研究對象，電站所在地地勢平坦，將電站設計為5個不同光伏陣列間距的子陣。每個子陣的裝機容量均為1 MWp，組件與逆變器均采用同一廠家相同規(guī)格的產(chǎn)品，支架固定角度均為33°，布置方式均為4×11(橫排)，接線方式均為同排串接。光伏陣列間距是以冬至日09:00～15:00時段內，光伏陣列前后左右互不遮擋來確定的[3-4]，青海共和地區(qū)的標準光伏陣列間距為9.8 m。實驗通過在標準光伏陣列間距的基礎上增減間距來確定其他對比子陣的間距(即“非標準光伏陣列間距”)，因此，其他對比子陣的間距分別為標準光伏陣列間距減少0.4 m(即間距為9.4 m)、減少0.8 m(即間距為9.0 m)、減少1.2 m(即間距為8.6 m)和增加0.4 m(即間距為10.2 m)。對不同光伏陣列間距子陣的早晚陰影遮擋情況、發(fā)電特性及經(jīng)濟性進行分析。

2 結果與分析

2.1 早晚陰影遮擋情況

隨著季節(jié)的變化，太陽高度角也會發(fā)生變化，不同光伏陣列間距的子陣的前后排支架產(chǎn)生的陰影遮擋面積和遮擋時長也會不同，從而導致光伏陣列的陰影遮擋損失不同。

以標準光伏陣列間距9.8 m為例，觀察光伏陣列在夏季和冬季早晚陰影遮擋情況。夏季太陽高度角較高，光伏陣列產(chǎn)生的陰影遮擋情況如圖1a、圖1b所示?？梢钥闯觯谙募?，光伏陣列從早到晚均不產(chǎn)生陰影遮擋。冬季太陽高度角較低，光伏陣列產(chǎn)生的陰影遮擋情況如圖1c和圖1d所示?？梢钥闯觯诙?，光伏陣列早上和傍晚都會有陰影遮擋產(chǎn)生，導致陰影遮擋損失。

通過對不同光伏陣列間距的子陣2018年全年的早晚陰影遮擋情況進行現(xiàn)場拍照跟蹤，統(tǒng)計各子陣的陰影遮擋時間，即早上開始不遮擋的臨界時間和晚上開始遮擋的臨界時間，并將每月中旬的統(tǒng)計結果進行匯總，如表1所示。

從表1可以看出：

1)由于3～9月太陽高度角較高，不同光伏陣列間距的子陣均不會產(chǎn)生陰影遮擋；1～2月和10～12月則會產(chǎn)生陰影遮擋，且1月和12月產(chǎn)生的遮擋最為嚴重。

圖1 夏季和冬季早晚陰影遮擋情況Fig.1 Shadow occlusion in summer and winter morning and evening

表1 不同光伏陣列間距子陣的陰影遮擋時間統(tǒng)計Table 1 Shadow occlusion time statistics for subarrays with different PV array spacing

2)相同月份時不同光伏陣列間距的子陣產(chǎn)生陰影遮擋的時間相差不大，間隔較短，約在5～10 min。

各子陣都安裝了逆變器測量箱，用于測試逆變器輸入端各組串的電壓、電流、功率和發(fā)電量。對比不同光伏陣列間距的子陣不同月份時最底排組串的輸出電流曲線，如圖2所示。

圖2 不同月份時最底排組串輸出電流的對比曲線Fig.2 The curves of series currents at the bottom row in different months

從圖2可以看出：

1) 陰影遮擋對組串的輸出電流曲線有影響，遮擋導致電流偏低，造成發(fā)電量損失；遮擋越嚴重，發(fā)電量損失越大。

2) 3～9月，由于太陽高度角較高，光伏陣列不產(chǎn)生陰影遮擋，因此不同光伏陣列間距子陣的輸出電流曲線幾乎重合。

3) 1～2月和10～12月，組串輸出電流曲線受陰影遮擋影響，其中1月和12月受陰影遮擋較為嚴重，與電站現(xiàn)場勘察統(tǒng)計的結果相符。

2.2 發(fā)電特性

各子陣的箱變低壓側均安裝了同一廠家相同規(guī)格的電表，對不同光伏陣列間距子陣2018年全年的發(fā)電量數(shù)據(jù)進行統(tǒng)計整理，并剔除無效數(shù)據(jù)(設備故障、通信故障、零電流支路等視為無效數(shù)據(jù))。計算非標準光伏陣列間距子陣較標準光伏陣列間距子陣的全年發(fā)電量增益，公式為：

計算得到的非標準光伏陣列間距子陣的全年發(fā)電量增益如表2所示。從表中可以看出，間距為9.4 m、間距為9.0 m、間距為8.6 m、間距為10.2 m的子陣較標準光伏陣列間距9.8 m的子陣全年發(fā)電量增益分別為-0.17%、-0.29%、-0.56%、0.08%，發(fā)電量差異較小。

表2 非標準光伏陣列間距子陣的全年發(fā)電量增益Table 2 Annual generation gains of nonstandard PV array spacing subarrays

與標準光伏陣列間距子陣相比，非標準光伏陣列間距子陣的月發(fā)電量增益情況如圖3所示。

圖3 不同光伏陣列間距子陣的月發(fā)電量增益情況Fig.3 Monthly generation gain with different PV arrays spacing subarrays

從圖3可以看出，3～9月的發(fā)電量差異較小，1～2月和10～12月的發(fā)電量差異較大。其中，由于1月和12月產(chǎn)生的陰影遮擋最為嚴重，因此發(fā)電量差異最大。

2.3 經(jīng)濟性

光伏陣列間距越小，其相互間產(chǎn)生的陰影遮擋越嚴重，遮擋時間也越長，因此發(fā)電量也就越小；光伏陣列間距越大，雖然能減少遮擋，增加發(fā)電量，但電站占地面積和電纜使用量均會隨之增加，投資費用也會相應增加[5]。綜上，有必要進一步分析不同光伏陣列間距子陣的經(jīng)濟性。各子陣光伏組件的價格均為2.08元/W，組串式逆變器的價格均為0.23元/W，支架的價格均為0.45元/W，土地費用均為11.25元/m2，統(tǒng)計各子陣全壽命周期25年的總發(fā)電量和各部分的投資成本，計算得到各子陣的度電成本情況，如表3所示。

表3 不同光伏陣列間距子陣的度電成本Table 3 LCOE with different PV array spacing subarrays

從表3中可以看出，間距為9.0 m子陣的度電成本最低，間距為10.2 m子陣的度電成本最高。因此，間距為9.0 m為本項目的最佳光伏陣列間距。但需要注意的是，后期隨著光伏組件價格的下降、土地成本的上升，最佳光伏陣列間距還需根據(jù)實際情況做進一步優(yōu)化。

3 結論

本文以青海共和地區(qū)光伏電站為例，在戶外條件下對不同光伏陣列間距的子陣進行了長期的現(xiàn)場勘察和統(tǒng)計，分析了不同光伏陣列間距子陣的早晚陰影遮擋情況，以及各間距子陣的全年發(fā)電量情況，并對各子陣的經(jīng)濟性進行了分析。從分析結果可知：

1)該地區(qū)3～9月不存在陰影遮擋；1～2月和10～12月存在早晚陰影遮擋，其中1月和12月遮擋最為嚴重。

2)相較于標準光伏陣列間距子陣，非標準光伏陣列間距子陣的年均發(fā)電量增益相差不大。

3) 本項目的最佳光伏陣列間距為9.0 m，但后期還需根據(jù)實際情況進一步優(yōu)化。

需要說明的是，不同地區(qū)的最佳光伏陣列間距不同，按照傳統(tǒng)方法確定的光伏陣列間距可能不是最佳間距，需根據(jù)最低度電成本來確定最佳間距。