復雜地形下漁光互補項目的成本管控及設計要點分析

白榮麗

(西安睿諾航空裝備有限公司, 西安 710000)

0 引言

隨著光伏發電平價上網進程的加快，光伏產業由粗放式轉向精細化發展，由拼規模、拼速度、拼價格轉向拼質量、拼技術、拼效益的模式。在新時代下，如何加強技術創新，加快提質、降本、增效的步伐，成為光伏電站設計的重要目標。本文以安徽某漁光互補項目為例，從項目設計及降本、增效的角度出發，對漁光互補項目的設計及成本管控要點進行了探索與分析。

1 項目概況

本文的漁光互補項目位于安徽省銅陵市樅陽縣橫埠鎮龍山村的水庫 (30°51′N，117°29′E)內，光伏場區現階段的紅線范圍面積約為1.37 km2，其海拔約為6 m；水庫內水深為1～2 m，雨季時最高水位可漲至3～4 m。光伏場區分為4個地塊：1)西后腦塊，該地塊以防內澇為主，設計內澇水位為11.50 m；2)謀道后畈塊，該地塊以防內澇為主，設計內澇水位也為11.50 m；3)三姓圩塊，該地塊以防內澇為主，設計內澇水位為9.20 m；4)牛四圩塊，該地塊以防外河洪水為主，設計防洪水位為12.97 m。

本項目規劃在水面上新建1座110 kV升壓站，用于搭配80 MW的光伏發電裝機容量，并設置80 MVA主變壓器1臺。110 kV升壓站采用線變組接線。同時，新建1回110 kV線路接入渡江變；新建架空線路的長度約為4.65 km(架空部分的電纜長度為4.0 km，其余部分電纜長度為0.65 km)。

本項目中光伏發電的實際裝機容量為80.00552 MWP，共采用2種功率的光伏組件，分別為440 WP和445 WP的雙面單晶硅光伏組件，其中，440 WP光伏組件的裝機容量為2.5 MWP，445 WP光伏組件的裝機容量為3.125 MWP；采用固定傾角式光伏支架，支架傾角為18°，方位角為0°，共有3494個支架單元，其中，552個支架單元上光伏組件以“2×14”的方式排列，2942個支架單元上光伏組件以“2×28”的方式排列；前后排光伏支架間距均為7.5 m；每22～24塊光伏組件接入1臺“24匯1”直流匯流箱，每14臺匯流箱接入1臺3125 kVA箱逆變一體機后逆變升壓至35 kV。每6～7臺35 kV箱逆變一體機高壓側并聯為1回集電線路，光伏場區共有3回集電線路接至新建的110 kV升壓站35 kV母線側，匯集后統一送出。

2 成本管控要點分析

2.1 不同方案技術經濟性比選

光伏組件與光伏支撐系統(包括光伏支架及支架基礎)部分的投資占光伏電站總投資的70%以上，對于光伏電站建設的投資收益也起到了決定性的作用。根據《銅陵市城市防洪規劃(2016—2030)》(安徽省水利水電勘測設計院)水文分析報告，本項目光伏支架基礎頂標高需滿足最高洪水位(或內澇水位)的標高要求，且根據GB 50797—2012《光伏電站設計規范》，光伏組件最下緣應高于最高洪水位(或內澇水位)0.5 m以上。在滿足上述要求的情況下，開展了10種方案的技術經濟性比選，從而選出投資收益最佳的運行方式。10種方案的技術經濟性比選如表1所示。

從表1可以看出，考慮單瓦成本、全投資收益率、資本金收益率等因素后，本項目以“固定支架+445 Wp雙面光伏組件+高壓電纜水下敷設(YJLHY23)”的方案作為最優方案。

表1 10種方案的技術經濟性比選Table 1 Technical and economic comparison table of 10 schemes

2.2 電氣系統優化設計思路

光伏逆變器的確定涉及諸多因素，通過從發電量、投資成本、環境適應性、光伏子陣監控單元、安全性、安裝和運維7個方面進行對比，并結合以往設計經驗及設備特點后發現：集中式光伏逆變器方案的投資成本較低且技術成熟，市場占有率較高，適宜用于大型光伏電站；組串式光伏逆變器方案的投資成本較高，具備多路最大功率點跟蹤(MPPT)，跟蹤效果更好，相比集中式光伏逆變器，其具備發電量更高、運維更高效等優勢[2]。隨著光伏逆變器容量的增大，平均到每瓦的成本明顯降低。所以，從經濟性方面考慮，光伏逆變器的容量增大有利于初期投資的減少。中國國內近幾年建設的大型光伏電站采用的光伏逆變器均以2500、3125 kW容量為主，實踐證明其具有較高的可靠性。因此，本項目選用2500和3125 kW的集中式光伏逆變器。根據本項目所在地地形特點與項目規模，鑒于將集中式光伏光伏逆變器與箱變結合的箱逆變一體機更為經濟，設備安裝也更為便捷，最終根據各地的塊光伏發電裝機容量情況選擇了2.500、3.125 MW的箱逆變一體機。

1000 V與1500 V系統的成本對比情況如表2所示。

表2 1000 V與1500 V光伏發電系統的成本對比Table 2 Cost comparison of 1000 V and 1500 V PV power generation system

從表2可以看出，系統電壓由1000 V升至1500 V后，電纜用量大幅減少， 隨著光伏子陣容量增大，箱變成本降低了3.4分/Wp，箱變基礎成本降低了0.2分/Wp，逆變器成本增加了0.2分/Wp；隨著1 MW裝機容量中光伏組串數量變少，光伏電纜成本降低了0.6分/Wp，交流電纜成本降低了1.1分/Wp，子陣監控單元成本降低了1分/Wp。1500 V系統成本共降低了6.1分/Wp。

綜上所述，從系統成本方面考慮，1500 V系統優于1000 V系統，因此，本項目采用1500 V系統。

2.3 35 kV集電線路設計優化思路

本項目的地塊分散，各地塊的地形不規則，紅線范圍內為魚塘，綜合考慮設計簡單、施工便利及降低成本等因素后，各地塊內采用高壓電纜水下敷設，低壓電纜橋架敷設。地塊之間到升壓站35 kV母線側的高壓電纜采用架空線路的設計方案。

2.3.1 電纜敷設方案設計優化

本項目直流側為1500 V系統，光伏組件出線選用1500 V 4 mm2光伏專用電纜。光伏專用電纜在支架上沿檁條處敷設，同排跨支架采用穿管敷設，跨排時綁在連接前后排支架的連桿上。

匯流箱出線電纜采用C級阻燃型電纜，沿橋架敷設，由于是漁光互補項目，項目所在地的環境潮濕，因此本項目電纜采用聚乙烯護套電纜。由于35 kV箱變出線電纜采用水底敷設的方式，因此采用帶金屬護套的防水電纜，在電纜接頭處局部打門型樁，將電纜接頭置于門型樁上，標高高于50年一遇最大洪水位。

電纜導體可以選擇銅導體、鋁導體或鋁合金導體。鋁合金電纜雖未提高純鋁電纜的導電性，但其在彎曲、抗壓蠕變和耐腐蝕等物理、機械性能方面有較大提高。相較于銅電纜，鋁合金電纜在重量、價格及工程安裝等方面具備一定優勢；而銅電纜在載流量、電壓降和可靠性方面具有較大優勢。采用鋁合金電纜需要使用專用的接頭，當電氣設備連接端子為銅端子時需解決好銅鋁過渡問題，防止接頭出現電化學腐蝕問題，并增強安裝工藝質量的監督和運維工作。

綜合考慮各方面因素后，本項目匯流箱出線及箱變出線均采用鋁合金電纜。每6～7臺35 kV箱逆變一體機高壓側并聯成1回集電線路，光伏場區共計3回集電線路接至新建的110 kV升壓站35 kV母線側。

2.3.2 架空線路基礎及塔型設計優化

本項目規劃的光伏發電總裝機容量為80 MW，然而由于3個地塊距離升壓站較遠，因此總裝機容量為80.00552 MW。因采用電纜接入升壓站投資較高，故以35 kV架空線作為接入升壓站的方式。通過現場踏勘架空線路路徑，沿原有道路走向布置，在道路北側和南側各設置一條架空路徑。通過對比永久征地費用、施工便道及電纜工程量等各方面因素后，在升壓站至12#箱變附近架設1回35 kV同塔雙回線路，使用LGJ-240/30型號導線，線路長度約為4 km，沿原有道路北側布置；雙回線路終端塔至15#箱變附近架設1回35 kV單回線路，使用LGJ-240/30型號導線，線路長度約為0.9 km；17#箱變至15#箱變附近、18#箱變至20#箱變附近各架設1回35 kV單回線路，使用LGJ-150/25型號導線，長度均約為0.3 km。

線路路徑確定后，根據檔距和塔型確定基礎點位的數量，通過每個點位的地勘數據進行基礎設計，基礎形式可選擇大板式聯合基礎、預應力管樁基礎或灌注樁基礎。由于架空線路基礎點位淤泥層較厚，均超過了15 m，通過對比基礎承載力、混凝土用量、鋼筋工程量及施工難易程度，最后采用灌注樁基礎，并對灌注樁基礎進行優化后，工程量大幅降低，設計按照拉壓分類，減少了耗材量。該路徑方案既降低了成本，又解決了現場施工機械運輸問題。

2.4 光伏組件選型

針對本項目，由于1500 V系統增加了功率密度，從而使相同裝機容量下的逆變器數量更少，電纜的數量也相對較少，進而節約了物料、安裝成本并集約利用了土地。

由于雙面光伏組件的正反兩面都可以吸收光能并轉化成電能，因此，在同等使用環境下，相較于單面光伏組件，雙面組件可提高5%～10%的發電量。

從度電成本為最優的角度出發，本項目采用1500 V系統光伏組件。從保證光伏組件的供貨收益率和體現光伏組件技術先進性相結合的角度出發，綜合考慮系統效率、發電量、光伏組件供應情況后，本項目選用440/445 Wp光伏組件[1]。

2.5 電纜選型

根據GB/T 30552—2014《電纜導體用鋁合金線》，當鋁合金導體的截面積是銅的1.5倍時，其電氣性能與銅基本相同；此外，鋁合金電纜較同電氣性能的銅電纜成本可節約70%左右，因此，可采用鋁合金電纜，以降低光伏電站電纜成本。以100 MW光伏電站為例，光伏場區交直流電纜采用鋁合金電纜可較采用銅電纜時節約0.1元/Wp的成本。

2.6 光伏支架基礎及樁間加固優化設計

由于固定傾角式光伏支架結構簡單，安裝調試和管理維護都很方便，且光伏支架造價較低，根據項目所在地的氣候條件、光伏組件尺寸、安裝成本、維修成本、發電量和上網電價等因素，本項目采用固定傾角式光伏支架。

與傳統固定傾角式光伏支架不同，本項目的固定傾角式光伏支架采用單立柱光伏支架，光伏支架由主軸、立柱、斜撐、檁條等組成，橫梁與檁條采用抱箍螺栓連接，檁條與光伏組件之間由壓塊固定，立柱與預應力管樁基礎采用焊接方式連接，檁條橫梁與管樁之間通過前后支撐連接，保證了光伏支架體系的整體穩定性。考慮到環境腐蝕的影響，光伏支架結構采用國標鋼構件，主要鋼構件均采用熱鍍鋅防腐工藝，鍍鋅層平均厚度不小于85 μm。

根據4個地塊不同的地質條件和洪水位要求，通過試樁結果確定了本項目采用不同長度的管樁，管樁型號為PHC-300A-70。由于場內魚塘下淤泥層較厚，若要管樁到達持力層，必然要增加其長度，通過成本測算，最為經濟有效的方法就是減少管樁長度，并在光伏支架基礎南北向之間由樁連接件加固，以便于進一步提高光伏支架系統的整體穩定性。樁之間加固材料主要為抱箍、角鋼和鋼管，角鋼的作用是增加加固鋼管的長度裕量。通過對試樁報告結果的分析，優化樁之間加固材料工程量，可有效降低項目成本。

2.7 設計優化成果總結

本項目通過上述設計優化共計節約成本376.7萬元，具體如表3所示。

表3 設計優化成果匯總Table 3 Summary of design optimization results

3 洪水位調研評估

3.1 西后腦地塊堤壩現狀

西后腦地塊堤壩總長約為3.0 km，堤頂高程為11.05～12.00 m，堤頂寬為3～4 m，洪圩閘以北段為土路面，兩側邊坡坡比約為1.0:1.5，洪圩閘以南段為混凝土路面，兩側邊坡坡比約為1:2，并采用草皮防護。西后腦地塊堤防現狀圖如圖1所示。

圖1 西后腦地塊堤防現狀圖Fig. 1 Photos of current status of dike of Xihounao

根據現場調研，西后腦地塊堤壩位于地塊東側，水域內部現階段水位高程為6.9～8.0 m，水域西側邊界高程為8.0～9.5 m。

該地塊上游來水通過洪圩閘進入新豐站主干渠，通過新豐站抽排入龍山咀頭支流，再入橫埠河；據調查，當地排澇最高控制水位為堤頂以下0.5 m，附近堤頂高程約為12.00 m，擬定該區50年一遇設計內澇水位為11.50 m。

根據洪評批復，本次西后腦地塊選取的最大洪水位標高為12 m，即按照50年一遇的設計內澇水位增加0.5 m的安全超高。

從另一方面考慮，此塊水域西側邊界高程為0.8～9.5 m。當水位標高高于西側邊界標高時，水域內的水即可從西側排至附近農田區域，光伏電站設計的光伏組件最低點標高為12 m，高于南側邊界標高，擬建光伏電站區域不會受到影響。

綜上所述，西后腦地塊設計標高取值滿足現場實際情況。

3.2 東后腦地塊堤壩現狀

東后腦地塊堤壩總長約為2.7 km，堤頂高程為11.60～12.80 m，堤頂寬約為4.5 m，堤頂為土路面，兩側邊坡坡比為1:2～1.0:2.5，堤身兩側為草皮防護，堤身范圍含大量雜樹。東后腦地塊堤防現狀圖如圖2所示。

圖2 東后腦地塊堤防現狀圖Fig. 2 Photo of current status of dike of Donghounao

根據現場調研，東后腦地塊堤壩位于地塊西側，水域內部現階段水位高程為7.3～8.3 m，水域東側邊界高程為8.3～9.6 m，再往東側為村里硬化道路，路面高程約為12 m。

該塊上游來水通過龍山大閘進入龍山咀頭支流，再通過新豐分洪閘進入新豐站主干渠，通過新豐站抽排入龍山咀頭支流。據調查，當地排澇最高控制水位為堤頂以下的0.5 m，附近堤頂高程約為12 m，擬定該區50年一遇設計內澇水位為11.5 m。

本次東后腦地塊選取的最大洪水位標高為12 m，即按照50年一遇的設計內澇水位增加0.5 m的安全超高。

此外，此塊水域東側邊界高程為8.3～9.6 m。當水位標高高于東側邊界標高時，水域內的水即可從東側排至附近基本農田區域，光伏電站設計的光伏組件最低點標高為12.5 m，高于東側邊界標高，擬建光伏電站區域不會受到影響。

綜上所述，西后腦地塊設計標高取值滿足現場實際情況。

3.3 三姓圩地塊堤壩現狀

三姓圩地塊堤壩總長約為3.5 km，堤防等級為4級。現狀堤頂高程為13.23～14.00 m，堤頂寬為6 m，迎水側邊坡坡比為1.0:2.5，背水側邊坡坡比為1:3。迎水側局部迎流頂沖段采取砼預制塊護坡，其他范圍堤坡均為草皮護坡。三姓圩地塊堤防現狀圖如圖3所示。

圖3 三姓圩地塊堤防現狀圖Fig. 3 Photo of current status of dike of Sanxingwei

根據現場調研，三姓圩地塊堤壩位于地塊北側，水域內部現階段水位高程為6.5～7.5 m，水域南側邊界高程為7～9 m。

該塊內澇積水由圩內排澇渠道通過三姓圩站排入橫埠河，三姓圩站排區大部分地面高程為7.6～9.2 m，均高約為8.5 m，按50和10年一遇降雨量差作為圩內積水深度，考慮0.5 m的安全超高，擬定該區50年一遇設計內澇水位為9.2 m。

西后腦地塊選取的最大洪水位標高為9.7 m，即按照50年一遇的設計內澇水位增加0.5 m的安全超高。

從另一方面考慮，此塊水域南側邊界高程為7～9 m。當水位標高高于南側邊界標高時，水域內的水即可從南側排至附近基本農田區域，光伏電站設計組件最低點標高為9.7 m，高于南側邊界標高，擬建光伏電站區域不會受到影響。

綜上所述，西后腦地塊設計標高取值滿足現場實際情況。

3.4 牛四圩地塊堤壩現狀

牛四圩地塊堤壩總長約為700 m，堤頂高程為10.75～11.22 m，堤頂寬約為3 m，路面寬為2 m的水泥路，兩側邊坡坡比約為1.0:1.5，堤坡為草皮防護。牛四圩地塊堤防現狀圖如圖4所示。

圖4 牛四圩地塊堤防現狀圖Fig. 4 Dike status map of Niushiwei block

牛四圩地塊受牛四圩圩堤保護，目前牛四圩現狀堤頂高程為10.75～11.22 m，難以滿足工程防御外河洪水的要求。

位于江、河、湖旁的光伏發電站設置防洪堤時，其堤頂標高應按GB 50797—2012《光伏電站設計規范》[3]表5-1中防洪標準(重現期)的要求，增加0.5 m的安全超高確定。具體如表4所示。

表4 光伏發電站防洪等級和防護標準Table 4 Flood control grade and protection standard of photovoltaic power station

橫埠河50年一遇高水位約為12.97 m，牛四圩地塊選取的最大洪水位標高為13.47 m，即按照50年一遇高水位加0.5 m的安全超高。

綜上所述，牛四圩地塊設計標高取值滿足現場實際情況。

4 漁光互補項目設計要點分析

本項目因地塊分散、地形狹長、場內原有架空線路錯綜復雜、魚塘內河蚌養殖影響、道路不通等諸多因素，成為工程建設較為復雜的漁光互補項目之一，根據本項目的設計及現場施工情況，總結設計要點如下：

1)從安全性方面，漁光互補項目區別于地面光伏電站，其在選址階段必須考慮當地洪水位的影響，必要時需委托有資質的單位開展防洪評價，嚴格按照洪評報告結果開展設計。

2)在前期踏勘及初步設計階段，需根據場地紅線范圍，核實場內的土地用地屬性，確保在土地有限的情況下合理進行關鍵設備選型，滿足最大容量及容配比的要求[4]。

3)合理規劃場內道路，漁光互補項目的道路一般具有防洪防汛的要求，在滿足施工便利的同時，盡量保護原有道路。

4)當場區內地塊分散時，漁光互補項目的高壓電纜在成本有限的情況下，宜采用水下敷設和架空線路相結合的方式，重點關注征地情況、線路路徑及基礎施工情況；當場區內地塊集中時，需通過對比水下敷設和橋架敷設的優劣性，綜合選擇高壓電纜的敷設方式。

5)當光伏支架基礎采用排水施工時，對打樁精度的要求較高，光伏支架形式宜選擇用鋼量較少的立柱焊接形式；當采用水上打樁時，因打樁精度較差，光伏支架設計應具有一定的可調節裕量，保證支架系統的水平度滿足工程精度要求。

6)光伏支架設計應嚴格按照光伏組件邊框的預留孔設置主要構件的開孔，使其滿足光伏組件接地線的連接和螺栓固定的要求。

7)總圖布置需合理考慮魚塘的用地紅線、塘埂、架空線路及樹木的陰影遮擋。箱變位置按現場施工及電纜用量情況合理布置于道路兩邊或魚塘中間。

8)設計過程切勿紙上談兵，需盡可能的多方面熟悉項目所在地的實際情況，進行合理優化。

5 結論

本文分別從不同方案技術經濟性比選、電氣系統優化設計、35 kV集電線路設計、光伏組件選型、電纜選型、光伏支架基礎及樁間加固設計、洪水位調研評估等7個方面進行漁光互補項目成本管控要點分析，通過多角度優化設計，控制項目成本，確保收益最大化。同時，結合項目復盤總結提煉設計要點，優化施工方案，對漁光互補項目設計與施工關鍵技術進行研究探討，以期為設計人員更好地開展漁光互補項目優化設計、降本增效工作提供支持。