水上光伏電站電氣設計方案優化分析

王雪

摘 要：隨著我國光伏發電工程項目的快速建設和發展，土地資源日趨飽和，水上光伏電站正以農光互補、漁光互補的優勢占據集中光伏發電的市場。本文依托丹東東港市廉家壩水庫光伏發電項目，著重分析以東北為代表的較為寒冷城市建設水上光伏電站的電氣設計要點及其優化方案，為工程建設提供思路。

關鍵詞：水上光伏發電;雙玻組件;組串式逆變器

中圖分類號：TM615 文獻標識碼：A 文章編號：1671-2064（2019）13-0147-02

0 引言

近幾年來，隨著光伏發電工程項目的建設和發展，以及國家有關部門出臺的一些對光伏發電的優惠政策，極大的加快了我國光伏發電工程的項目建設。目前，可利用的土地資源日趨飽和，光伏行業各項技術也日漸成熟，各發電公司考慮轉型發展水上光伏項目，以達到節約資源，促進漁光、農光互補，改善區域景觀風貌，推動地區經濟建設的效果。受我國地理環境限制，由于南方水域眾多且氣候適宜，所以大多水上光伏項目分布在南方。北方，尤其是東部地區冬季寒冷，即便是存在可利用的水域資源，受凍脹問題的影響也少有大規模的水上光伏項目。廉家壩水庫光伏項目位于遼寧省東港市境內，水庫控制面積約43.4平方公里，項目建設規模300MW，一期項目60MW已于2017年6月30日前并網發電，二期項目240MW于2018年并網發電，系目前我國規模最大的單體水上光伏發電項目。本文依托此項目，著重分析以東北為代表的較為寒冷城市建設水上光伏電站的電氣設計要點及其優化方案，為工程建設提供思路。

1 主要設備選型及設計

1.1 光伏組件選型

廉家壩水庫一期60MW光伏項目采用單玻多晶硅270wp光伏組件;二期光伏240MW光伏項目采用雙玻多晶硅275wp光伏組件。由于雙玻組件發展迅速，截至2018年其市場已經與單玻光伏組件基本持平，考慮到組件固定方式，各大組件廠家雙玻組件每Wp單位造價約高于單玻組件3-8分錢。在組件選型上二期較一期更為優化，雙玻組件在光伏電站的實際應用中體現出獨特的優勢，具體如下[1]。

1.1.1 單雙玻組件結構對比

單雙玻組件結構對比如圖1、圖2所示。

單玻結構：玻璃-EVA-電池片-EVA-有機背板-鋁邊框。雙玻結構：玻璃-EVA-電池片-EVA-玻璃。

單玻的結構缺陷：（1）單玻背面采用有機背板，透水氣容易水解、紫外老化產生黃變、開裂等問題。（2）單玻有邊框，強制接地，易產生PID;易積灰。（3）單玻電池片正反面結構受力不均，易產生隱裂。

雙玻結構優勢：（1）雙玻背面采用玻璃，抗紫外/抗濕熱/抗劃傷、無水汽透過，無蝸牛紋;防火等級class A。（2）雙玻無邊框，無需接地，避免PID;無邊框設計，減少積雪積灰，易清洗管理，運維成本低。（3）雙玻結構對稱，電池片正反面受力均勻，靜載荷后電池片無隱裂、動態載荷后功率衰減小、TC循環中功率衰減小。

1.1.2 雙玻組價十大優勢

雙玻組價十大優勢如表1所示。

1.1.3 安裝方式

根據對各廠家雙玻組件的調研，目前各廠家雙玻組件固定方式略有不同，主要分為壓塊固定和螺栓固定2種方式。有的組件廠家還可以在組件上預裝導軌，可以滿足原支架螺栓固定的安裝條件。

（1）壓塊安裝，圖3所示。

使用合適的壓塊和最佳安裝位置，組件載荷滿足：正面5400Pa/背面2400Pa。壓塊通過IEC老化試驗，滿足長期使用要求。壓塊成本約0.05元/Wp。

（2）螺栓安裝，圖4所示。

在雙玻組件上加金屬邊框，可使用螺栓安裝。組件載荷滿足：正面2400Pa/背面2400Pa。邊框+螺栓成本約0.19元/Wp。由于目前電站持有方按度電計算投資回報率，所以組件的長期可靠性、耐候性成為光伏組件廠首先需要考慮的，而雙玻組件從各個角度分析都更為適應水上光伏項目。

1.2 逆變器選型

廉家壩水庫一期60MW光伏項目采用50kW組串式逆變器;二期光伏240MW光伏項目采用70kW組串式逆變器。以2MW規模為發電單元，分別采用上述2種組串式逆變器進行工程量及造價對比，其他設備及系統條件與一期一致：光伏組件采用多晶硅270wp，其最大系統電壓為1000V DC，當地極限最低氣溫取-35℃，計算得出光伏組件最多可以21個組一串。兩期工程按照21個光伏組件組成一串分別設計如下[2]：

（1）光伏支架采用2×21形式設計方案，即每個光伏支架單元安裝42塊光伏組件，分2排布置，每個支架單元采用5根樁;（2）每個組串容量為270X21=5670wp，每9串接入一臺50kW組串式逆變器，則每臺逆變器接入容量為51.03kW;每12串接入一臺70kW組串式逆變器，則每臺逆變器接入容量為68.04kW。（3）每2臺50kW組串式逆變器接入1臺交流開關盒;70kW組串式逆變器無需經過開關盒直接接入箱變低壓側。

根據上述2種設計方案，并考慮各子陣所需組件、支架、樁基、逆變器、交流開關盒、箱變、電纜及通信設備等工程量，計算得出經濟對比見表2?？梢姡诠こ谭桨篙^一期工程造價更為經濟。

1.3 箱式變壓器及其布置

為規避水上項目油變發生泄漏污染水體的問題，兩期工程箱變均采用干式變壓器，容量為2000kVA，50年一遇洪水位以上樁頂固定安裝。由于水面及水庫周邊水氣濕氣較重，設計箱變整體應具備三防工藝：防潮濕、防霉菌和防鹽霧，干變本體的環境等級E2級。箱變應設置溫濕度控器，通過箱體各室內設置多點探頭式傳感器，設置數量應滿足實時采集箱體內溫度及濕度，并顯示在數顯儀上。其溫度和濕度可設定，當溫度或濕度超過設定值時，啟動加熱裝置對箱體進行加熱除濕或采取其他有效的除濕措施，直至溫濕度恢復至設定范圍以內[3]。

由于項目占地面積很大，且光伏組件基本布置在水中，若箱變都布置在岸邊無水地帶會導致水庫中央光伏組件接入箱變的低壓交流電纜截面深大且長度過長，難以滿足壓降要求，因此布置在岸邊周圍的光伏陣列箱變安裝在岸邊無水地帶;距離岸邊約300米以上的光伏陣列箱變就地安裝在陣列周圍的水面上。各水面上的箱變間應規劃滿足條件的航道，以便船只水面吊裝作業及后期運維。

2 電纜敷設

一期工程大多分布在水庫灘涂區域，涉水不多，考慮到偶爾遭遇水中浸泡現象，因此高、低壓交流電纜均采用具有徑向阻水結構的電纜，地下直埋敷設。二期工程部分分布在水面上，東北冬季較冷，存在冰凍現象，夏季水下施工難度較高，因此二期工程低壓交流電纜采用水面以上普通電纜大跨度電纜橋架敷設方式;高壓交流電纜水面部分采用電纜橋架，岸邊部分采用電纜直埋，均為具有徑向阻水結構的電纜。由于水庫面積較大，高壓電纜所帶箱變綿延線路較長，需要增設防水型高壓電纜中間接頭。防水接頭無法長期浸泡于水中，需在電纜橋架上做特殊結構支撐并固定。

3 接地設計

一期工程處于無水的灘涂地帶，工程設置以水平接地體為主、垂直接地體為輔的復合式接地網，場區接地電阻達0.5Ω。二期工程光伏組件布置在水中且水庫面積較大，難以將水庫放水敷設接地網，因此考慮延岸邊無水地帶鋪設環形接地網，與一期工程接地網可靠焊接，在環網內無水地帶鋪設網格。常年有水地段直接將兩端的光伏支架接地體垂直引下插入水底或采用專門的集中接地裝置。東西向相鄰支架通過2根絕緣軟銅線連接。水面上部分沿高壓電纜橋架敷設接地扁鋼，并與相鄰的支架接地端子連接，構成南北向前后排支架的等電位連接。

參考文獻

[1] 蔣華慶.光伏電站設計技術[M].北京：中國電力出版社，2014.

[2] 李鐘實.太陽能光伏發電系統設計施工與應用[M].北京：人民郵電出版社，2012.

[3] GB50797-2012.光伏發電站設計規范[S].北京：中國計劃出版社，2012.