陳全超，張彥昌

(中南電力設(shè)計(jì)院有限公司，武漢 430071)

0 引言

近幾年，隨著國際能源的匱乏和各國對低碳經(jīng)濟(jì)的倡導(dǎo)，全球掀起了一股新能源浪潮，我國的新能源產(chǎn)業(yè)也正迅速發(fā)展，太陽能發(fā)電尤其是光伏發(fā)電進(jìn)入了新的發(fā)展階段。

隨著中國光伏電站的大面積建設(shè)，能建設(shè)在荒漠、戈壁等相對較平整地形的光伏電站逐漸減少，而建設(shè)在丘陵、山地等高低不平、相對起伏地形的光伏電站逐漸增多。在這類地形不平整的丘陵、山地光伏電站中，光伏組串布置在東、西坡時一般采用隨坡就勢的布置方式，以充分利用有限的土地資源，并可減少鋼結(jié)構(gòu)的用量。但在部分偏遠(yuǎn)地區(qū)，當(dāng)其土地資源較為充足時，在裝機(jī)容量一定的前提下，東、西坡光伏組串采用了東西向固定傾角的布置方式，以此來提高光伏電站的整體發(fā)電量。由于存在地形圖勘測誤差、現(xiàn)場施工放點(diǎn)誤差、光伏組串支架安裝工藝等多方面原因，若東、西坡光伏組串采用東西向固定傾角的布置方式，實(shí)際工程施工完成后，前后排光伏陣列之間很容易產(chǎn)生東西向的陰影遮擋，因此在施工完成后需要對相互遮擋的光伏組串進(jìn)行調(diào)整。

本文以某實(shí)際工程案例為基礎(chǔ)，針對現(xiàn)場出現(xiàn)的光伏組串陰影遮擋問題提出多個整改方案，然后通過PVsyst軟件模擬各整改方案實(shí)施后光伏組串的發(fā)電情況，并與整改前光伏組串的發(fā)電情況進(jìn)行對比，以此得出最優(yōu)的整改方案。

1 實(shí)際工程案例

本文作為研究基礎(chǔ)的實(shí)際工程案例為湖北省某大型光伏電站，該電站總裝機(jī)容量為100 MWp，采用300 Wp多晶硅光伏組件，各光伏方陣采用集中式箱式逆變設(shè)備并網(wǎng)。該工程的土地資源較為豐富，且總裝機(jī)容量無法增加，因此為了追求光伏電站的最大發(fā)電量并綜合考慮用地面積，該工程中的東、西坡光伏組串采用了東西向固定傾角的布置方案進(jìn)行設(shè)計(jì)，即當(dāng)東、西坡坡度小于6°時，光伏組串采用隨坡就勢的布置方式；當(dāng)東、西坡坡度大于或等于6°時，光伏組串采用東西向固定傾角的布置方式，即光伏組串安裝傾角為 6°。

以東、西坡坡度10°為例對2種布置方式進(jìn)行分析。在不考慮光伏組串南北陰影遮擋的前提下，利用Pvsyst軟件分別對光伏組串采用隨坡就勢布置方式(即光伏組串東西向安裝傾角為10°)時的發(fā)電量與光伏組串采用固定傾角布置方式(即光伏組串東西向安裝傾角為6°)時的發(fā)電量進(jìn)行模擬。軟件模擬結(jié)果如圖1、圖2所示。

圖1 光伏組串安裝傾角為10°時PVsyst軟件模擬的年發(fā)電量結(jié)果Fig. 1 Annual power generation results simulated by PVsyst software when PV string installation inclination is 10°

圖2 光伏組串安裝傾角為6°時的PVsyst軟件模擬的年發(fā)電量結(jié)果Fig. 2 Annual power generation results simulated by PVsyst software when PV string installation inclination is 6°

由圖1、圖2可知：當(dāng)東、西坡坡度為10°時，相比于光伏組串采用隨坡就勢布置方式，光伏組串采用固定傾角布置方式時的模擬發(fā)電量增長了約0.38%，但該布置方式下光伏組串的占地面積亦隨之增長。因此，該實(shí)際工程案例中光伏組串采取東西向固定傾角的設(shè)計(jì)方案在一定程度上可增加光伏電站的整體發(fā)電量，但光伏場區(qū)的整體占地面積亦會隨之增大。

該工程施工完成后，發(fā)現(xiàn)光伏場區(qū)部分光伏組串存在陰影遮擋問題。圖3為光伏場區(qū)東坡的光伏組串陰影遮擋情況，拍攝于秋分日當(dāng)?shù)卣嫣枙r14:30；圖4為光伏場區(qū)西坡的光伏組串陰影遮擋情況，拍攝于秋分日當(dāng)?shù)卣嫣枙r09:30。

圖3 光伏場區(qū)東坡的光伏組串陰影遮擋情況Fig. 3 Shadow occlusion of PV strings on the east slope of PV field

圖4 光伏場區(qū)西坡的光伏組串陰影遮擋情況Fig. 4 Shadow occlusion of PV strings on the west slope of PV field

由圖3、圖4可知，在當(dāng)?shù)卣嫣枙r09:00～15:00之間，光伏場區(qū)東、西坡部分光伏組串存在陰影遮擋現(xiàn)象，不滿足GB 50797—2012《光伏發(fā)電站設(shè)計(jì)規(guī)范》中的要求。

經(jīng)初步分析，造成光伏組串陰影遮擋的主要原因?yàn)闁|西向相鄰光伏組串間的高差較大，但間距較小。根據(jù)現(xiàn)場實(shí)際調(diào)查情況，光伏場區(qū)實(shí)際地形與勘測地形圖之間存在一定誤差，且光伏組串支架實(shí)際的安裝高度、光伏組串安裝傾角均與設(shè)計(jì)值之間存在一定誤差。實(shí)際地形與勘測地形圖之間的誤差導(dǎo)致設(shè)計(jì)的東西向相鄰光伏組串的間距較小，未能避開由于東西向相鄰光伏組串間的高差造成的陰影遮擋；光伏組串支架實(shí)際的安裝高度、光伏組串安裝傾角與設(shè)計(jì)值之間的誤差導(dǎo)致東西向相鄰光伏組串間的高差增大，超過了設(shè)計(jì)時考慮的高差值，使少量東西向相鄰光伏組串的間距不足以完全避開由于其高差造成的陰影遮擋。

2 整改方案對比分析

根據(jù)上述分析，針對該光伏電站的陰影遮擋情況，整改方案從增大東西向相鄰光伏組串間距，減小東西向相鄰光伏組串間高差2個方面進(jìn)行考慮。

2.1 增大東西向相鄰光伏組串的間距

增大東西向相鄰光伏組串間距，需要對實(shí)際地形與勘測地形圖存在差異的區(qū)域進(jìn)行重新地勘，并重新設(shè)計(jì)陰影遮擋區(qū)域光伏組串的樁位定位圖；然后現(xiàn)場拆除存在陰影遮擋的光伏組串支架及樁位后，重新進(jìn)行施工。

此整改方案雖能從根本上解決光伏組串的陰影遮擋問題，并使其發(fā)電量得到提升，但代價過大，整改工期長、整改期間損失的發(fā)電量較大、整改費(fèi)用過高，并且整改后光伏電站的總裝機(jī)容量會減少。綜合考慮，不建議采用此整改方案。

2.2 減小東西向相鄰光伏組串間高差

減小東西向相鄰光伏組串間高差可從整體抬高或降低光伏組串支架高度和調(diào)整光伏組串東西向安裝傾角2個方面考慮。

2.2.1 不改變光伏組串東西向安裝傾角的情況下調(diào)整光伏組串支架整體高度

在保證不改變東西向傾角(南北向傾角也不變)的前提下，針對東西向相鄰光伏組串高差較大的情況，可整體降低較高光伏組串支架的高度，同時整體抬高較低光伏組串支架的高度。為減少鋼結(jié)構(gòu)的用量，通常光伏組串距離地面的最小設(shè)計(jì)值約為30 cm；綜合考慮場地積水、積雪、植被遮擋等影響發(fā)電量的因素，實(shí)際工程案例中，光伏組串實(shí)際距離地面的最小值按不低于50 cm進(jìn)行控制。綜上可知，實(shí)際可降低支架高度的光伏組串?dāng)?shù)量和光伏組串支架可降低的高度均極其有限，因此，在實(shí)際整改施工中，主要采用整體抬高較低的光伏組串支架高度的方案。

整體抬高較低的光伏組串支架高度方案，需沿東坡(或西坡)至坡底將存在陰影遮擋的光伏組串的后續(xù)所有光伏組串支架均抬高，且由于光伏組串支架的整體抬高會使光伏組串北向的投影距離增大，因此還需將整改后的光伏組串北部的光伏組串支架也進(jìn)行適當(dāng)?shù)恼w抬高，以免造成南北向的陰影遮擋。因此，在實(shí)際整改施工中，常常為了消除一串光伏組串的陰影遮擋而整體抬高幾串或十幾串相鄰光伏組串的支架高度。另外，沿東坡(或西坡)整體抬高光伏組串支架高度還會造成其高度的無限制增加，當(dāng)光伏組串支架后立柱的高度超過4 m(即墜落高度超過2 m)后，則會被視為高空作業(yè)，存在一定安全隱患，因此建議光伏組串實(shí)際距離地面的最大值不大于4 m。

此整改方案的優(yōu)點(diǎn)是可有效消除東西向陰影遮擋現(xiàn)象，使發(fā)電量得到提升；缺點(diǎn)是實(shí)際可按此方案施工的光伏組串?dāng)?shù)量有限，因此建議在東、西坡面積較小時采用此整改方案。

2.2.2 調(diào)整光伏組串的東西向安裝傾角

調(diào)整光伏組串東西向安裝傾角方案即為增大光伏組串的東西向安裝傾角，以此減小東西向相鄰光伏組串間的高差。在實(shí)際整改施工中，僅調(diào)整光伏組串部分支架立柱高度即可達(dá)到需要的效果。

本整改方案施工較為簡單，但如何調(diào)整光伏組串東西向安裝傾角，使其既能消除陰影遮擋以滿足GB 50797—2012的要求，又能使光伏組串發(fā)電量較整改之前有所提高，則需要進(jìn)一步分析。本文采用PVsyst軟件進(jìn)行相關(guān)模擬與計(jì)算。

選擇該實(shí)際工程案例中某一處陰影遮擋區(qū)域進(jìn)行模擬分析。經(jīng)現(xiàn)場重新勘測調(diào)查后發(fā)現(xiàn)，此陰影遮擋區(qū)域的實(shí)際地形是平均坡度約為15°的東坡，而勘測地形圖上顯示此區(qū)域是平均坡度僅約為10°的東坡。按原有設(shè)計(jì)原則，光伏組串采用東西向固定傾角的布置方式(即光伏組串安裝傾角為6°)，當(dāng)東、西坡坡度為10°時，相鄰光伏組串的東西向間距應(yīng)不小于0.8 m，南北向間距應(yīng)不小于5 m；當(dāng)東、西坡坡度為15°時，相鄰光伏組串的東西向間距應(yīng)不小于2 m，南北向間距應(yīng)不小于7.5 m。根據(jù)上述設(shè)計(jì)原則，以裝機(jī)容量50 kWp，東、西坡實(shí)際坡度15°的區(qū)域?yàn)槔肞Vsyst軟件對冬至日時的光伏組串陰影遮擋情況及該區(qū)域全年發(fā)電量進(jìn)行模擬。模擬的光伏組串陰影遮擋情況如圖5所示，全年發(fā)電量模擬結(jié)果如圖6所示。

圖5 PVsyst軟件模擬的東、西坡坡度為15°時的光伏組串陰影遮擋情況Fig. 5 Shadow occlusion of PV string when the east and west slopes are 15° simulated by PVsyst software

由圖5、圖6可知：按原有設(shè)計(jì)原則能夠保證光伏組串在冬至日當(dāng)?shù)卣嫣枙r09:00～15:00之間無陰影遮擋，滿足GB 50797—2012的要求；模擬得到的裝機(jī)容量50 kWp區(qū)域的全年發(fā)電量為44.90 MWh，折合全年可利用小時數(shù)為898 h。

圖6 東、西坡坡度為15°時，PVsyst軟件模擬得到的區(qū)域年發(fā)電量結(jié)果Fig. 6 Simulated annual power generation results of region obtained by PVsyst software when the east and west slopes are 15°

該工程實(shí)際設(shè)計(jì)時，勘測地形圖上的東西坡坡度為10°，施工完成后光伏組串東西向間距僅為0.8 m，南北向間距僅為5 m。針對裝機(jī)容量為50 kWp的區(qū)域，利用PVsyst軟件對10°東、西坡坡度下冬至日的光伏組串陰影遮擋及全年發(fā)電量進(jìn)行模擬。模擬的光伏組串陰影遮擋情況如圖7所示，全年發(fā)電量模擬結(jié)果如圖8所示。

圖7 PVsyst軟件模擬的東、西坡坡度為10°時的光伏組串陰影遮擋情況Fig. 7 Shadow occlusion of PV string when the east and west slopes are 10° simulated by PVsyst software

由圖7、圖8可知：在冬至日當(dāng)?shù)卣嫣枙r約14:30時，光伏組串開始出現(xiàn)陰影遮擋；對于裝機(jī)容量為50 kWp的區(qū)域，模擬得到其全年發(fā)電量為44.58 MWh，折合全年可利用小時數(shù)為891.6 h。

圖8 東、西坡坡度為10°時，PVsyst軟件模擬得到的區(qū)域年發(fā)電量結(jié)果Fig. 8 Simulated annual power generation results of region obtained by PVsyst software when the east and west slopes are 10°

通過比較2個坡度的模擬結(jié)果可以知道，陰影遮擋實(shí)際造成了發(fā)電量的降低，因此需要進(jìn)行相應(yīng)整改來提升光伏組串的發(fā)電量。

保持光伏組串東西向間距0.8 m、南北向間距5 m不變，根據(jù)實(shí)際地形的東坡坡度15°，以裝機(jī)容量為50 kWp的區(qū)域考慮，采用逐步調(diào)整光伏組串東西向安裝傾角的方式，模擬陰影遮擋情況和發(fā)電量。模擬得到的調(diào)整后不同東西向安裝傾角下光伏組串的冬至日全天無陰影遮擋時間段及區(qū)域全年發(fā)電量結(jié)果如表1所示。

2.3 整改方案確定

根據(jù)表1的數(shù)據(jù)確定整改目標(biāo)。該區(qū)域內(nèi)光伏組串東西向安裝傾角由6°調(diào)整為10°或11°時能夠保證在當(dāng)?shù)卣嫣枙r09:00～15:00時間段內(nèi)相鄰光伏組串之間無陰影遮擋，滿足GB 50797—2012的要求，并使發(fā)電量得到最大的提升。

表1 光伏組串冬至日全天無陰影遮擋時間段和全年發(fā)電量模擬結(jié)果Table 1 Simulation results of whole day without shadow occlusion on the winter solstice and annual power generation of PV strings

本實(shí)際工程案例的設(shè)計(jì)中，每串光伏組串南北向設(shè)置有2排支架立柱，每排支架立柱東西向各設(shè)置4根立柱，則每串光伏組串共有8根支架立柱。調(diào)整光伏組串東西向安裝傾角即為調(diào)整光伏組串部分支架立柱高度，主要分為降低或抬高部分立柱高度2種方案，理論上這2種方案均能達(dá)到調(diào)整光伏組串安裝傾角的效果。

1)降低部分立柱高度的方案：保證每串光伏組串最西側(cè)(或最東側(cè))2根矮立柱高度不變，降低其余6根立柱的高度，以此改變光伏組串的東西向安裝傾角，使其達(dá)到10°～11°；

2)抬高部分立柱高度的方案：保證每串光伏組串最西側(cè)(或最東側(cè))2根高立柱高度不變，抬高其余6根立柱的高度，以此改變光伏組串的東西向安裝傾角，使其達(dá)到10°～11°。

綜合比較這2種方案發(fā)現(xiàn)：降低部分立柱高度的方案無需增加材料且無需拆除原有支架上的光伏組串；而抬高部分立柱高度的方案則需要先拆除原有支架上的光伏組串，重新購買立柱并安裝。從成本角度來看，降低部分立柱高度的方案明顯優(yōu)于抬高部分立柱高度的方案，因此本文采用降低部分立柱高度的方案。

以裝機(jī)容量為50 kWp的區(qū)域考慮，共計(jì)約9串光伏組串，每串光伏組串的整改費(fèi)及材料費(fèi)約為200元，整改費(fèi)用共計(jì)約1800元。整改后，每年發(fā)電量增加280 kWh；按光伏電站全壽命周期20年計(jì)算，共計(jì)可增加發(fā)電量5600 kWh；本實(shí)際工程案例的光伏上網(wǎng)電價為0.97元/kWh，因此20年可增加電價收益5432元。綜上所述，光伏組串整改后能帶來發(fā)電效益的顯著提升。

3 結(jié)論

本文以實(shí)際工程案例為基礎(chǔ)，針對工程施工完成后現(xiàn)場出現(xiàn)的光伏組串陰影遮擋問題提出了多個整改方案，采用PVsyst軟件對各整改方案的發(fā)電量情況進(jìn)行了模擬，并通過對比得出了最優(yōu)的整改方案。當(dāng)東、西坡光伏組串采用東西向固定傾角的布置方式時，在設(shè)計(jì)階段應(yīng)充分考慮光伏組串東西向間距，以保證在當(dāng)?shù)卣嫣枙r09:00～15:00時間段內(nèi)相鄰光伏組串無陰影遮擋，滿足GB 50797—2012的要求。分析結(jié)果證明整改方案有效可行，且能夠明顯提升發(fā)電效益。

本文的研究討論可為解決山地光伏電站中東西向光伏組串陰影遮擋問題提供參考，建議根據(jù)各山地光伏電站中實(shí)際的陰影遮擋情況進(jìn)行分析，利用PVsyst軟件或其他軟件進(jìn)行仿真模擬，得出能使發(fā)電量得到最大提升的整改方案，并通過比選得出最佳整改方案，最終對陰影遮擋現(xiàn)狀進(jìn)行經(jīng)濟(jì)有效的整改，以此提升整個光伏電站的發(fā)電效益。