固定倾角               斜单轴跟踪
 

该电站位于我国西北地区，属于中纬度范围。整个电站有10MW子阵采用固定倾角方式安装，另外10MW子阵采用斜单轴跟踪方式安装，其具体装机信息见下表所示。

表1 斜单轴子阵与固定式子阵装机信息表

从表1可以看出：

1)斜单轴子阵与固定式子阵的组件装机容量基本相同;

2)斜单轴子阵与固定式子阵的主要设备配置中，其逆变器最大转换效率、欧洲效率和组件转换效率均差异不大，因此可以通过两者之间发电量的对比来分析斜单轴和固定倾角安装方式的优劣。

从季节变化看发电量的差异

该电站于2013年8月份并网运行，选取2013年9月至2016年7月期间历史运行数据进行分析，发现斜单轴子阵比固定式子阵发电等价时(等效利用小时数)高7.95%~14.21%。而在整个统计周期中，斜单轴子阵比固定式子阵的发电等价时高12.63%，具体分析结果见下表所示：

表2 斜单轴子阵与固定式子阵发电量对比表

从表2中可以看出：

在2013年9至12月期间，斜单轴子阵的发电等价时比固定式子阵仅高出7.95%，明显低于其他年份的提升值。下面将深入逐月对比斜单轴子阵和固定式子阵的发电等价时，进行季节性变化分析，找出2013年9月至12月斜单轴发电量提升比例偏低的真正原因。具体各月的对比分析结果见下表所示。

表3 斜单轴子阵与固定式子阵各月发电等价时对比表

备注：

1)表3中各月发电等价时为统计周期(2013年9月至2016年7月)内各个月份等价发电时的平均值。

2)自2015年以来，该电站存在限电情况，但整体上斜单轴与固定式子阵的限电情况一致，不存在只限发斜单轴子阵或者只限发固定式子阵的情况。

从表3可以看出：

夏季斜单轴子阵比固定式子阵发电等价时至少高出18%，而冬季斜单轴子阵比固定式子阵发电等价时高出比例不超过8%，说明斜单轴子阵的发电量提升存在显著地季节性变化。

其根本原因是：相对于水平安装方式，固定倾角式子阵组件表面，在夏季牺牲了部分太阳辐射能量，而提高了冬季的太阳辐射能量，使得组件表面全年接收的太阳辐射能量相对比较均衡。而斜单轴子阵组件表面可以显著提升各个月份的太阳辐射能量(见图1)，因此斜单轴子阵较固定式子阵夏季的发电量提升比例最大，冬季发电量提升比例相对最小。

图1 斜单轴子阵与固定式子阵各月辐射量对比图
 

从设备故障看发电量的差异

由于设备故障也会影响子阵的发电量，并且不同的故障，导致的子阵发电量损失程度不一样，因此，需要全面分析整个统计周期内(2013年9月至2016年7月)斜单轴子阵与固定式子阵的设备故障频次。

由于光伏系统所有的故障都会体现在组串电流上，因此本小节通过分析斜单轴子阵和固定式子阵中逆变器以下设备缺陷状况来评估两种安装方式的故障影响程度。

对斜单轴子阵和固定式子阵的缺陷信息进行分类，其中斜单轴子阵中影响发电量的缺陷信息只有三类，具体为支路电流偏低、支路电流为零和支架不跟踪故障;固定式子阵中影响发电量的缺陷只有两类，具体为支路电流偏低和支路电流为零故障。具体的故障频次统计见下图2所示。

图2 斜单轴子阵与固定式子阵故障对比图
 

从图2中可以看出：

斜单轴子阵的故障频次远高于固定式子阵。在统计周期中，斜单轴子阵共发生故障1467次，其中支架不跟踪故障发生1064次(占比72.5%)，而同期固定式子阵共发生故障160次，斜单轴子阵故障频次是固定式子阵的9倍。

由此可见，斜单轴子阵的故障发生频次远高于固定式，且支架不跟踪故障占比较大，这是造成斜单轴子阵实际发电量提升低于理论值的一个主要原因。

分析总结

基于上述的研究分析，在整个统计周期(2013年9月至2016年7月)中，斜单轴子阵与固定式子阵的发电量对比结论如下：

1) 斜单轴子阵发电等价时比固定式子阵高12.63%，但远低于理论上斜单轴比固定式发电量高20%~25%这一幅度。

2) 夏季斜单轴子阵比固定式子阵的发电量提升比例超过18%，而在冬季斜单轴子阵比固定式子阵的发电量提升比例不超过8%。

3) 斜单轴子阵的故障频次显著高于固定式子阵，其中斜单轴子阵中支架不跟踪故障占比72.5%。

基于该电站长期的运行数据分析结果，斜单轴比固定式安装方式整体上发电量提升超过10%，但低于理论期望值，并且斜单轴的故障率明显高于固定式。

因此，在光伏电站建设时，一方面要考虑站点辐射资源状况(辐射量、直射比等)，另一方面要综合考虑斜单轴与固定式两种安装方式的建设成本、人员配置以及后期的运营维护成本，最终合理选择系统安装方式。