論水上光伏在電廠庫區應用的適應性條件

中國電力國際發展有限公司 曾 丹

1 引言

當前，我國新能源發展的主力項目為風電、陸地光伏等，并逐步推進水上光伏，已知大型水上光伏項目為華電興化光伏、熊河水上光伏試點工程與華能德州丁莊電廠。而在日本、歐洲、南美等國家地區已開始廣泛應用。水上光伏較陸地光伏具有土建投入少、節約土地資源、發電效率因水體的冷卻效應較陸地光伏高、利于減少水面蒸發量、抑制藻類繁殖、適于構建漁光互補的新型生態農業結構等優點。

水上光伏的集中建設方式為浮筒式、固定式。其中，浮筒式為主流模式，典型項目為巴西巴爾比納水庫、日本琦玉1.18MW 桶川水上太陽能等；而固定式典型項目為華電（興化）水上光伏，適用于水深不大的灘涂、魚塘等。漂浮陣列式也開始應用于海上光伏發電。本文主要討論常用的水上光伏建設方式，即浮筒式在庫區的適用性。而制約水上光伏項目的環境條件最主要的是光能質量與水流沖擊情況。因此，本文以光能質量與水流沖擊條件為主，著重討論三種具有不同自然條件的庫區對發展水上光伏的適用性。

2 陽光質量與氣候

光伏發電首先需滿足光能質量，水上光伏由于可利用面積大，可相應的降低光照時數要求。本文分別選取了位于湖南省和貴州省的兩個混流式機組水電廠庫區，與一個位于湖南省的貫流式機組水電廠庫區進行條件比對分析。以下為三個電廠庫區可利用光照資源與相應初步計算數據。

W 電廠位于湖南省懷化市沅陵縣。根據沅陵縣氣象局資料：多年平均太陽輻射總量為352～435kJ/cm2，大部地區為402～431kJ/cm2；光合有效輻射（光質）高峰期為4～9月，占全年總量的65.7%。多年平均日照（光明）數為1523.1h，占全年可照時間的34%。6～8月日照數最長，占全年41.7%；多年平均降水量為1478.4mm。據以上信息，按最大化取數據從而得到后文的最大發電量，綜合計算得W 電廠庫區附近年日照峰值小時數約為1208h，年發電利用小時數初值為966.7h。

S 電廠位于貴州省黔東南自治州錦屏縣，區域太陽總輻射基本在4000～4500MJ/m2之間，年日照時數為1068～1296h。而壩址附近凱里平均日照時數為1254.9h，日照率28%。綜合計算得S 電廠庫區附近年日照峰值小時數約為1181h，年發電利用小時數初值為944.8h。

H 電廠位于湖南省洪江市，年平均日照時間1354.3小時，洪江市中部、沅水兩側，以縣城安江鎮為中心太陽總輻射量100.42kcal/cm2，也即4203.58MJ/m2。綜合計算得H 電廠庫區附近年日照峰值小時數約為1167.66h，年發電利用小時數初值為934.1h。

庫區水上光伏項目盡管具有開闊的水面，但缺陷處是日照時間最長處集中于夏季、秋季，也即傳統汛期。壩址附近水上光伏建設處雖無雨水、有充足陽光，但由于上游降雨加大，來水量突增，當采用浮筒式水上光伏時，即使浮筒可以吸收波浪的動能——在日本水上光伏項目中強度可抵御臺風，為保障安全可能需要集中收攏固定光伏設施，以防止被水流沖走或淹沒。因此，必將對發電質量產生影響，可能主汛期月份根本無法發電產生經濟效益。

本文中年平均發電量等為理論最優值，實際光照時間、輻射強度、效率值將會比該計算值低。所以在實際應用中，浮筒式水上光伏項目的經濟效益值得商榷。而根據光伏25年運營期內設備效率衰減率不超過20%，要在9～10年收回投資，且自有資金內部收益率達到12%以上，則以40MW 光伏項目為例計算，可得項目首年有效利用小時數需大于920h，也即在光伏發電系統綜合轉換效率為80%～81%的情況下，庫區年日照峰值小時數需大于1135h。即使水上光伏因水體冷卻效果好而降低了電池組件溫度系數耗損，理論上總利用率也只能相應提高1%～1.5%，相應庫區年日照峰值小時數要求也最多能降低到1115h。而水體冷卻對于實際發電量的助增作用需要實地進行試驗確證。

則根據三個電廠的發電利用小時數初值計算，W 電廠庫區光伏運營9年后的內部收益率達到13.82%；S 電廠庫區光能質量較優，初步計算得運營10年以內的內部收益率達到13.64%；而H 電廠庫區光能質量較良好，初步計算按照當地光伏發電利用小時計算運營10年的內部收益率達到12.74%。由此反證年日照峰值小時數大于1135h 的庫區才適宜進行水上光伏項目的初步勘探工作。

3 來水影響

以國內外水上光伏項目（不包含近海光伏項目）為統計依據，在國內外已建成水上光伏項目大部分為人工靜水域，如水庫、魚塘，工程先例為：華電興化、新加坡碧安花園、英國伯克郡項目、美國SPG 項目等。即使為動水支流，其最大流量也只有1500m3/s左右，如熊河水庫夏季最大流量可達1540m3/s，巴西巴爾比納試點項目河段實測最大流量1535m3/s。

推斷國內外項目基本處于靜水區或流量較小水域有以下六點因素的影響：

一是汛期與枯水期流量變化大導致庫水位變動，在設計施工時無法明確確定光伏排布的高程。

二是即使是使用浮筒承載光伏板，也需要興建固定浮筒的丁壩，以防止浮筒與錨被過快流速的水流沖走——即使在日本桶川項目中浮體制造商法國企業Ciel et Terre，已進行試驗驗證其浮體可承受118mph（約為188.8km/h）的風速與3英尺（約1米）的水位變化，但無法確定其他國內外制造商是否能達到相同的標準，且大部分水電廠庫區主汛期期間水位變化更加迅猛，遠超1m 的變化量。

三是水流量尤其是汛期流量過大，可能會因水流的沖擊而使浮筒、固定裝置乃至光伏板損毀，例如W電廠在2015年7月洪水中發生過船閘三閘首左側混凝土擋墻部分被沖毀、下游側左岸邊坡局部被掏空、河岸局部被沖刷導致塌方等情況，而該次洪水并不是史上最大洪水。且浮筒式水上光伏多采用預制塑料浮箱+工字鋼整體底座，因此可能無法承受水流的沖擊。

四是汛期水流湍急，以W 電廠為例：若項目設置在上游側，可能會因推動上游浮渣沖擊水上光伏設備，造成損毀。若項目在下游側，當出現類似長江流域98年特大洪水，泄洪可能導致水上光伏設施全部被浸泡損毀的發生。

五是波浪的影響使浮體產生擺動，從而影響光伏板接收太陽輻射能。當流量較大，對浮體的沖擊較大時，光伏板的傾斜角度不同造成接收太陽輻射的變化。有研究表明，在4級海況浪高（即1.25～2.5m浪高）情況下，光伏電池表面接收到的太陽輻射能達到陸地上以最佳角度安裝時的87.5%[1]。

六是采用浮筒式時，浮筒時刻承受著水流的沖擊載荷的，其上光伏板內晶圓片微觀裂縫會因為沖擊荷載逐漸發育、斷裂，最后導致投產幾年內由于晶圓片的損毀而無法發電，需更換光伏板，損失巨大，因此需將水流沖擊流量控制在可接受的損耗范圍內。

因此，水上光伏項目宜在具有較小年均流量、水流平緩、洪峰流量不超過1550m3/s 的庫區進行初步科研開發。圖1為三個庫區2010至2014年每月平均入庫流量統計數據。單純以流量條件為依據分析水上光伏項目的適用性，則W 電廠庫區流量過大，較不適宜。S 電廠與H 電廠庫區適合進行水上光伏項目開發，其中又以流量較小的S 電廠庫區為優先選擇。

圖1 三庫區五年平均每月入庫流量對比圖（圖例：藍－W 電廠 紅－S 電廠 白－H 電廠）

4 河段地質與通航

在修建水上光伏項目時，不能選取避風峽谷段以抵御流速的增加，一是可能存在山體滑坡或者地震威脅，二是峽谷段山峰的高低不平會影響一定角度陽光入射效率。

因要避免地震、山體滑坡等自然災害造成的落石砸毀光伏板或者堰塞導致湖水上漲淹沒光伏設備，因此選址應在庫區內尚未發現孕震或發震的地質構造。綜合各水電廠庫區驗收資料調研，庫區都選擇的是未發現孕震或發震的地質構造區域，其外圍的地震活動都以中弱震形式釋放能量。基本烈度小于6度，強度小，頻度低，再結合水體的緩沖，不會對水上光伏產生影響。但需要注意的是，各庫區內在壩址區段所存在的不連續結構面可能隨著庫水的重力增加，因巖體破裂而誘發地震。且由于庫區上游暴雨造成的江、河水流速增大，易造成庫水位的落差突變，產生應力差，加速巖體破裂的發展，誘發地震。因此，誘發地震多發于峽谷庫段和基巖裸露區[2-3]。

因此，在水上光伏選址時，即使避風峽谷段可以適當抵消流速對浮筒的沖擊，仍應當以平緩河段開闊水面為主。一是防止可能存在的山體滑坡或地震威脅，二是減少峽谷段兩岸山峰遮擋對光伏板接收光能質量的影響。

綜上所述，在水電廠庫區選址時應盡可能接近主壩址，原因是既是最小地質災害發生區域，又能減少輸電線路鋪設費用，還能方便日常巡視工作。需避免在歷年汛前汛后巡視中發現過山體滑坡現象的河段。

水上光伏項目因出于固定浮筒，修建出水平臺建筑物、吊裝浮筒、設置水底固定錨等考量因素，不利于在過深的河道處展開，因此項目建設最好為沿河岸100m 以內的距離排布，因此需要根據各電廠壩址附近適合河段寬度與船閘設計過船容量結合考量。

以W 電廠項目為例，壩頂總長為719.7m，即粗略估計壩址上下游30km 以內河面最寬也即750m。沿河岸100m 排布不涉及深水中心航區，因此對通航無影響。但為防夜間航船誤撞擊光伏設備，需在外圍布設航標與反光設施。

5 太陽能儲存與并網

日照時數集中且輻射量大的時期一般集中為汛期，此時為各廠水電滿發狀態，需考慮太陽能入網許可容量，且汛期來水量大，可能對于浮筒式為防止上游浮渣沖擊需收攏防護，此時對于光伏的發電效率的影響需考慮。也需考慮兼顧光伏管理與防汛在主水庫防汛期間對各廠人力資源的影響。

光伏的并網方式分為離網式、并網式。其中，并網又分為直接并網和調節并網，離網式適用于周邊無大型變電站或傳輸線路的區域，以光伏為主要供電來源，且當地具有相應的用戶來消納電能。因此，該方式一般不適用于水電廠所在區域。庫區水上光伏項目適宜以直接并網和調節并網方式為并網手段。

以現實工程項目為依據考慮調節并網方式。熊河水上光伏項目為小水電水光互補，通過將功率曲線波動幅度較大的光伏電力送至水電站后，運用水輪機快速調節的性能，同水電站所發出電量形成平滑功率曲線從而順利并網，這也是青海等多個太陽能資源豐富省份近期光伏建設的重點。因此，某些承擔著網調一次調頻任務的電廠，無法采用該方式來根據光伏變化任意調節功率曲線以實現光伏并網。同時，在采用調節并網方式時，需要根據原電廠輸出變電站、傳輸線路的設計容量來考量。

而針對直接并網方式，除以上變電、輸電設施的容量條件外，還需要將目標電網對光伏能源的消納情況與補貼狀況變化納入經濟指標計算。

6 結語

由于水上光伏在國內外屬新興發展方向，工程技術經濟資料較少，因此本文中所采用的成本與收益率測算均根據陸地光伏成本造價進行。水上光伏基本無土建支出，但高強度浮筒并未有大范圍應用的統一市場指導價，本文中采用浮筒支出與陸地光伏支架費用相當估算，與實際值誤差不大。

根據本文所討論各方面條件，可知開發庫區水上光伏適宜在來水流量較小、光照條件優良的庫區，需起碼滿足陸地光伏開發的光照輻射強度條件。而水上光伏項目一旦投運，其在節約土地、抑制庫區藻類等方面的優勢將形成提高水電廠系統產能與改進當地生態環境條件的良性循環。