水上光伏电站电气设计方案优化分析

王雪

摘 要：随着我国光伏发电工程项目的快速建设和发展，土地资源日趋饱和，水上光伏电站正以农光互补、渔光互补的优势占据集中光伏发电的市场。本文依托丹东东港市廉家坝水库光伏发电项目，着重分析以东北为代表的较为寒冷城市建设水上光伏电站的电气设计要点及其优化方案，为工程建设提供思路。

关键词：水上光伏发电;雙玻组件;组串式逆变器

中图分类号：TM615 文献标识码：A 文章编号：1671-2064（2019）13-0147-02

0 引言

近几年来，随着光伏发电工程项目的建设和发展，以及国家有关部门出台的一些对光伏发电的优惠政策，极大的加快了我国光伏发电工程的项目建设。目前，可利用的土地资源日趋饱和，光伏行业各项技术也日渐成熟，各发电公司考虑转型发展水上光伏项目，以达到节约资源，促进渔光、农光互补，改善区域景观风貌，推动地区经济建设的效果。受我国地理环境限制，由于南方水域众多且气候适宜，所以大多水上光伏项目分布在南方。北方，尤其是东部地区冬季寒冷，即便是存在可利用的水域资源，受冻胀问题的影响也少有大规模的水上光伏项目。廉家坝水库光伏项目位于辽宁省东港市境内，水库控制面积约43.4平方公里，项目建设规模300MW，一期项目60MW已于2017年6月30日前并网发电，二期项目240MW于2018年并网发电，系目前我国规模最大的单体水上光伏发电项目。本文依托此项目，着重分析以东北为代表的较为寒冷城市建设水上光伏电站的电气设计要点及其优化方案，为工程建设提供思路。

1 主要设备选型及设计

1.1 光伏组件选型

廉家坝水库一期60MW光伏项目采用单玻多晶硅270wp光伏组件;二期光伏240MW光伏项目采用双玻多晶硅275wp光伏组件。由于双玻组件发展迅速，截至2018年其市场已经与单玻光伏组件基本持平，考虑到组件固定方式，各大组件厂家双玻组件每Wp单位造价约高于单玻组件3-8分钱。在组件选型上二期较一期更为优化，双玻组件在光伏电站的实际应用中体现出独特的优势，具体如下[1]。

1.1.1 单双玻组件结构对比

单双玻组件结构对比如图1、图2所示。

单玻结构：玻璃-EVA-电池片-EVA-有机背板-铝边框。双玻结构：玻璃-EVA-电池片-EVA-玻璃。

单玻的结构缺陷：（1）单玻背面采用有机背板，透水气容易水解、紫外老化产生黄变、开裂等问题。（2）单玻有边框，强制接地，易产生PID;易积灰。（3）单玻电池片正反面结构受力不均，易产生隐裂。

双玻结构优势：（1）双玻背面采用玻璃，抗紫外/抗湿热/抗划伤、无水汽透过，无蜗牛纹;防火等级class A。（2）双玻无边框，无需接地，避免PID;无边框设计，减少积雪积灰，易清洗管理，运维成本低。（3）双玻结构对称，电池片正反面受力均匀，静载荷后电池片无隐裂、动态载荷后功率衰减小、TC循环中功率衰减小。

1.1.2 双玻组价十大优势

双玻组价十大优势如表1所示。

1.1.3 安装方式

根据对各厂家双玻组件的调研，目前各厂家双玻组件固定方式略有不同，主要分为压块固定和螺栓固定2种方式。有的组件厂家还可以在组件上预装导轨，可以满足原支架螺栓固定的安装条件。

（1）压块安装，图3所示。

使用合适的压块和最佳安装位置，组件载荷满足：正面5400Pa/背面2400Pa。压块通过IEC老化试验，满足长期使用要求。压块成本约0.05元/Wp。

（2）螺栓安装，图4所示。

在双玻组件上加金属边框，可使用螺栓安装。组件载荷满足：正面2400Pa/背面2400Pa。边框+螺栓成本约0.19元/Wp。由于目前电站持有方按度电计算投资回报率，所以组件的长期可靠性、耐候性成为光伏组件厂首先需要考虑的，而双玻组件从各个角度分析都更为适应水上光伏项目。

1.2 逆变器选型

廉家坝水库一期60MW光伏项目采用50kW组串式逆变器;二期光伏240MW光伏项目采用70kW组串式逆变器。以2MW规模为发电单元，分别采用上述2种组串式逆变器进行工程量及造价对比，其他设备及系统条件与一期一致：光伏组件采用多晶硅270wp，其最大系统电压为1000V DC，当地极限最低气温取-35℃，计算得出光伏组件最多可以21个组一串。两期工程按照21个光伏组件组成一串分别设计如下[2]：

（1）光伏支架采用2×21形式设计方案，即每个光伏支架单元安装42块光伏组件，分2排布置，每个支架单元采用5根桩;（2）每个组串容量为270X21=5670wp，每9串接入一台50kW组串式逆变器，则每台逆变器接入容量为51.03kW;每12串接入一台70kW组串式逆变器，则每台逆变器接入容量为68.04kW。（3）每2台50kW组串式逆变器接入1台交流开关盒;70kW组串式逆变器无需经过开关盒直接接入箱变低压侧。

根据上述2种设计方案，并考虑各子阵所需组件、支架、桩基、逆变器、交流开关盒、箱变、电缆及通信设备等工程量，计算得出经济对比见表2。可见，二期工程方案较一期工程造价更为经济。

1.3 箱式变压器及其布置

为规避水上项目油变发生泄漏污染水体的问题，两期工程箱变均采用干式变压器，容量为2000kVA，50年一遇洪水位以上桩顶固定安装。由于水面及水库周边水气湿气较重，设计箱变整体应具备三防工艺：防潮湿、防霉菌和防盐雾，干变本体的环境等级E2级。箱变应设置温湿度控器，通过箱体各室内设置多点探头式传感器，设置数量应满足实时采集箱体内温度及湿度，并显示在数显仪上。其温度和湿度可设定，当温度或湿度超过设定值时，启动加热装置对箱体进行加热除湿或采取其他有效的除湿措施，直至温湿度恢复至设定范围以内[3]。

由于项目占地面积很大，且光伏组件基本布置在水中，若箱变都布置在岸边无水地带会导致水库中央光伏组件接入箱变的低压交流电缆截面深大且长度过长，难以满足压降要求，因此布置在岸边周围的光伏阵列箱变安装在岸边无水地带;距离岸边约300米以上的光伏阵列箱变就地安装在阵列周围的水面上。各水面上的箱变间应规划满足条件的航道，以便船只水面吊装作业及后期运维。

2 电缆敷设

一期工程大多分布在水库滩涂区域，涉水不多，考虑到偶尔遭遇水中浸泡现象，因此高、低压交流电缆均采用具有径向阻水结构的电缆，地下直埋敷设。二期工程部分分布在水面上，东北冬季较冷，存在冰冻现象，夏季水下施工难度较高，因此二期工程低压交流电缆采用水面以上普通电缆大跨度电缆桥架敷设方式;高压交流电缆水面部分采用电缆桥架，岸边部分采用电缆直埋，均为具有径向阻水结构的电缆。由于水库面积较大，高压电缆所带箱变绵延线路较长，需要增设防水型高压电缆中间接头。防水接头无法长期浸泡于水中，需在电缆桥架上做特殊结构支撑并固定。

3 接地设计

一期工程处于无水的滩涂地带，工程设置以水平接地体为主、垂直接地体为辅的复合式接地网，场区接地电阻达0.5Ω。二期工程光伏组件布置在水中且水库面积较大，难以将水库放水敷设接地网，因此考虑延岸边无水地带铺设环形接地网，与一期工程接地网可靠焊接，在环网内无水地带铺设网格。常年有水地段直接将两端的光伏支架接地体垂直引下插入水底或采用专门的集中接地装置。东西向相邻支架通过2根绝缘软铜线连接。水面上部分沿高压电缆桥架敷设接地扁钢，并与相邻的支架接地端子连接，构成南北向前后排支架的等电位连接。

参考文献

[1] 蒋华庆.光伏电站设计技术[M].北京：中国电力出版社，2014.

[2] 李钟实.太阳能光伏发电系统设计施工与应用[M].北京：人民邮电出版社，2012.

[3] GB50797-2012.光伏发电站设计规范[S].北京：中国计划出版社，2012.