白荣丽

(西安睿诺航空装备有限公司, 西安 710000)

0 引言

随着光伏发电平价上网进程的加快，光伏产业由粗放式转向精细化发展，由拼规模、拼速度、拼价格转向拼质量、拼技术、拼效益的模式。在新时代下，如何加强技术创新，加快提质、降本、增效的步伐，成为光伏电站设计的重要目标。本文以安徽某渔光互补项目为例，从项目设计及降本、增效的角度出发，对渔光互补项目的设计及成本管控要点进行了探索与分析。

1 项目概况

本文的渔光互补项目位于安徽省铜陵市枞阳县横埠镇龙山村的水库 (30°51′N，117°29′E)内，光伏场区现阶段的红线范围面积约为1.37 km2，其海拔约为6 m；水库内水深为1～2 m，雨季时最高水位可涨至3～4 m。光伏场区分为4个地块：1)西后脑块，该地块以防内涝为主，设计内涝水位为11.50 m；2)谋道后畈块，该地块以防内涝为主，设计内涝水位也为11.50 m；3)三姓圩块，该地块以防内涝为主，设计内涝水位为9.20 m；4)牛四圩块，该地块以防外河洪水为主，设计防洪水位为12.97 m。

本项目规划在水面上新建1座110 kV升压站，用于搭配80 MW的光伏发电装机容量，并设置80 MVA主变压器1台。110 kV升压站采用线变组接线。同时，新建1回110 kV线路接入渡江变；新建架空线路的长度约为4.65 km(架空部分的电缆长度为4.0 km，其余部分电缆长度为0.65 km)。

本项目中光伏发电的实际装机容量为80.00552 MWP，共采用2种功率的光伏组件，分别为440 WP和445 WP的双面单晶硅光伏组件，其中，440 WP光伏组件的装机容量为2.5 MWP，445 WP光伏组件的装机容量为3.125 MWP；采用固定倾角式光伏支架，支架倾角为18°，方位角为0°，共有3494个支架单元，其中，552个支架单元上光伏组件以“2×14”的方式排列，2942个支架单元上光伏组件以“2×28”的方式排列；前后排光伏支架间距均为7.5 m；每22～24块光伏组件接入1台“24汇1”直流汇流箱，每14台汇流箱接入1台3125 kVA箱逆变一体机后逆变升压至35 kV。每6～7台35 kV箱逆变一体机高压侧并联为1回集电线路，光伏场区共有3回集电线路接至新建的110 kV升压站35 kV母线侧，汇集后统一送出。

2 成本管控要点分析

2.1 不同方案技术经济性比选

光伏组件与光伏支撑系统(包括光伏支架及支架基础)部分的投资占光伏电站总投资的70%以上，对于光伏电站建设的投资收益也起到了决定性的作用。根据《铜陵市城市防洪规划(2016—2030)》(安徽省水利水电勘测设计院)水文分析报告，本项目光伏支架基础顶标高需满足最高洪水位(或内涝水位)的标高要求，且根据GB 50797—2012《光伏电站设计规范》，光伏组件最下缘应高于最高洪水位(或内涝水位)0.5 m以上。在满足上述要求的情况下，开展了10种方案的技术经济性比选，从而选出投资收益最佳的运行方式。10种方案的技术经济性比选如表1所示。

从表1可以看出，考虑单瓦成本、全投资收益率、资本金收益率等因素后，本项目以“固定支架+445 Wp双面光伏组件+高压电缆水下敷设(YJLHY23)”的方案作为最优方案。

表1 10种方案的技术经济性比选Table 1 Technical and economic comparison table of 10 schemes

2.2 电气系统优化设计思路

光伏逆变器的确定涉及诸多因素，通过从发电量、投资成本、环境适应性、光伏子阵监控单元、安全性、安装和运维7个方面进行对比，并结合以往设计经验及设备特点后发现：集中式光伏逆变器方案的投资成本较低且技术成熟，市场占有率较高，适宜用于大型光伏电站；组串式光伏逆变器方案的投资成本较高，具备多路最大功率点跟踪(MPPT)，跟踪效果更好，相比集中式光伏逆变器，其具备发电量更高、运维更高效等优势[2]。随着光伏逆变器容量的增大，平均到每瓦的成本明显降低。所以，从经济性方面考虑，光伏逆变器的容量增大有利于初期投资的减少。中国国内近几年建设的大型光伏电站采用的光伏逆变器均以2500、3125 kW容量为主，实践证明其具有较高的可靠性。因此，本项目选用2500和3125 kW的集中式光伏逆变器。根据本项目所在地地形特点与项目规模，鉴于将集中式光伏光伏逆变器与箱变结合的箱逆变一体机更为经济，设备安装也更为便捷，最终根据各地的块光伏发电装机容量情况选择了2.500、3.125 MW的箱逆变一体机。

1000 V与1500 V系统的成本对比情况如表2所示。

表2 1000 V与1500 V光伏发电系统的成本对比Table 2 Cost comparison of 1000 V and 1500 V PV power generation system

从表2可以看出，系统电压由1000 V升至1500 V后，电缆用量大幅减少， 随着光伏子阵容量增大，箱变成本降低了3.4分/Wp，箱变基础成本降低了0.2分/Wp，逆变器成本增加了0.2分/Wp；随着1 MW装机容量中光伏组串数量变少，光伏电缆成本降低了0.6分/Wp，交流电缆成本降低了1.1分/Wp，子阵监控单元成本降低了1分/Wp。1500 V系统成本共降低了6.1分/Wp。

综上所述，从系统成本方面考虑，1500 V系统优于1000 V系统，因此，本项目采用1500 V系统。

2.3 35 kV集电线路设计优化思路

本项目的地块分散，各地块的地形不规则，红线范围内为鱼塘，综合考虑设计简单、施工便利及降低成本等因素后，各地块内采用高压电缆水下敷设，低压电缆桥架敷设。地块之间到升压站35 kV母线侧的高压电缆采用架空线路的设计方案。

2.3.1 电缆敷设方案设计优化

本项目直流侧为1500 V系统，光伏组件出线选用1500 V 4 mm2光伏专用电缆。光伏专用电缆在支架上沿檩条处敷设，同排跨支架采用穿管敷设，跨排时绑在连接前后排支架的连杆上。

汇流箱出线电缆采用C级阻燃型电缆，沿桥架敷设，由于是渔光互补项目，项目所在地的环境潮湿，因此本项目电缆采用聚乙烯护套电缆。由于35 kV箱变出线电缆采用水底敷设的方式，因此采用带金属护套的防水电缆，在电缆接头处局部打门型桩，将电缆接头置于门型桩上，标高高于50年一遇最大洪水位。

电缆导体可以选择铜导体、铝导体或铝合金导体。铝合金电缆虽未提高纯铝电缆的导电性，但其在弯曲、抗压蠕变和耐腐蚀等物理、机械性能方面有较大提高。相较于铜电缆，铝合金电缆在重量、价格及工程安装等方面具备一定优势；而铜电缆在载流量、电压降和可靠性方面具有较大优势。采用铝合金电缆需要使用专用的接头，当电气设备连接端子为铜端子时需解决好铜铝过渡问题，防止接头出现电化学腐蚀问题，并增强安装工艺质量的监督和运维工作。

综合考虑各方面因素后，本项目汇流箱出线及箱变出线均采用铝合金电缆。每6～7台35 kV箱逆变一体机高压侧并联成1回集电线路，光伏场区共计3回集电线路接至新建的110 kV升压站35 kV母线侧。

2.3.2 架空线路基础及塔型设计优化

本项目规划的光伏发电总装机容量为80 MW，然而由于3个地块距离升压站较远，因此总装机容量为80.00552 MW。因采用电缆接入升压站投资较高，故以35 kV架空线作为接入升压站的方式。通过现场踏勘架空线路路径，沿原有道路走向布置，在道路北侧和南侧各设置一条架空路径。通过对比永久征地费用、施工便道及电缆工程量等各方面因素后，在升压站至12#箱变附近架设1回35 kV同塔双回线路，使用LGJ-240/30型号导线，线路长度约为4 km，沿原有道路北侧布置；双回线路终端塔至15#箱变附近架设1回35 kV单回线路，使用LGJ-240/30型号导线，线路长度约为0.9 km；17#箱变至15#箱变附近、18#箱变至20#箱变附近各架设1回35 kV单回线路，使用LGJ-150/25型号导线，长度均约为0.3 km。

线路路径确定后，根据档距和塔型确定基础点位的数量，通过每个点位的地勘数据进行基础设计，基础形式可选择大板式联合基础、预应力管桩基础或灌注桩基础。由于架空线路基础点位淤泥层较厚，均超过了15 m，通过对比基础承载力、混凝土用量、钢筋工程量及施工难易程度，最后采用灌注桩基础，并对灌注桩基础进行优化后，工程量大幅降低，设计按照拉压分类，减少了耗材量。该路径方案既降低了成本，又解决了现场施工机械运输问题。

2.4 光伏组件选型

针对本项目，由于1500 V系统增加了功率密度，从而使相同装机容量下的逆变器数量更少，电缆的数量也相对较少，进而节约了物料、安装成本并集约利用了土地。

由于双面光伏组件的正反两面都可以吸收光能并转化成电能，因此，在同等使用环境下，相较于单面光伏组件，双面组件可提高5%～10%的发电量。

从度电成本为最优的角度出发，本项目采用1500 V系统光伏组件。从保证光伏组件的供货收益率和体现光伏组件技术先进性相结合的角度出发，综合考虑系统效率、发电量、光伏组件供应情况后，本项目选用440/445 Wp光伏组件[1]。

2.5 电缆选型

根据GB/T 30552—2014《电缆导体用铝合金线》，当铝合金导体的截面积是铜的1.5倍时，其电气性能与铜基本相同；此外，铝合金电缆较同电气性能的铜电缆成本可节约70%左右，因此，可采用铝合金电缆，以降低光伏电站电缆成本。以100 MW光伏电站为例，光伏场区交直流电缆采用铝合金电缆可较采用铜电缆时节约0.1元/Wp的成本。

2.6 光伏支架基础及桩间加固优化设计

由于固定倾角式光伏支架结构简单，安装调试和管理维护都很方便，且光伏支架造价较低，根据项目所在地的气候条件、光伏组件尺寸、安装成本、维修成本、发电量和上网电价等因素，本项目采用固定倾角式光伏支架。

与传统固定倾角式光伏支架不同，本项目的固定倾角式光伏支架采用单立柱光伏支架，光伏支架由主轴、立柱、斜撑、檩条等组成，横梁与檩条采用抱箍螺栓连接，檩条与光伏组件之间由压块固定，立柱与预应力管桩基础采用焊接方式连接，檩条横梁与管桩之间通过前后支撑连接，保证了光伏支架体系的整体稳定性。考虑到环境腐蚀的影响，光伏支架结构采用国标钢构件，主要钢构件均采用热镀锌防腐工艺，镀锌层平均厚度不小于85 μm。

根据4个地块不同的地质条件和洪水位要求，通过试桩结果确定了本项目采用不同长度的管桩，管桩型号为PHC-300A-70。由于场内鱼塘下淤泥层较厚，若要管桩到达持力层，必然要增加其长度，通过成本测算，最为经济有效的方法就是减少管桩长度，并在光伏支架基础南北向之间由桩连接件加固，以便于进一步提高光伏支架系统的整体稳定性。桩之间加固材料主要为抱箍、角钢和钢管，角钢的作用是增加加固钢管的长度裕量。通过对试桩报告结果的分析，优化桩之间加固材料工程量，可有效降低项目成本。

2.7 设计优化成果总结

本项目通过上述设计优化共计节约成本376.7万元，具体如表3所示。

表3 设计优化成果汇总Table 3 Summary of design optimization results

3 洪水位调研评估

3.1 西后脑地块堤坝现状

西后脑地块堤坝总长约为3.0 km，堤顶高程为11.05～12.00 m，堤顶宽为3～4 m，洪圩闸以北段为土路面，两侧边坡坡比约为1.0:1.5，洪圩闸以南段为混凝土路面，两侧边坡坡比约为1:2，并采用草皮防护。西后脑地块堤防现状图如图1所示。

图1 西后脑地块堤防现状图Fig. 1 Photos of current status of dike of Xihounao

根据现场调研，西后脑地块堤坝位于地块东侧，水域内部现阶段水位高程为6.9～8.0 m，水域西侧边界高程为8.0～9.5 m。

该地块上游来水通过洪圩闸进入新丰站主干渠，通过新丰站抽排入龙山咀头支流，再入横埠河；据调查，当地排涝最高控制水位为堤顶以下0.5 m，附近堤顶高程约为12.00 m，拟定该区50年一遇设计内涝水位为11.50 m。

根据洪评批复，本次西后脑地块选取的最大洪水位标高为12 m，即按照50年一遇的设计内涝水位增加0.5 m的安全超高。

从另一方面考虑，此块水域西侧边界高程为0.8～9.5 m。当水位标高高于西侧边界标高时，水域内的水即可从西侧排至附近农田区域，光伏电站设计的光伏组件最低点标高为12 m，高于南侧边界标高，拟建光伏电站区域不会受到影响。

综上所述，西后脑地块设计标高取值满足现场实际情况。

3.2 东后脑地块堤坝现状

东后脑地块堤坝总长约为2.7 km，堤顶高程为11.60～12.80 m，堤顶宽约为4.5 m，堤顶为土路面，两侧边坡坡比为1:2～1.0:2.5，堤身两侧为草皮防护，堤身范围含大量杂树。东后脑地块堤防现状图如图2所示。

图2 东后脑地块堤防现状图Fig. 2 Photo of current status of dike of Donghounao

根据现场调研，东后脑地块堤坝位于地块西侧，水域内部现阶段水位高程为7.3～8.3 m，水域东侧边界高程为8.3～9.6 m，再往东侧为村里硬化道路，路面高程约为12 m。

该块上游来水通过龙山大闸进入龙山咀头支流，再通过新丰分洪闸进入新丰站主干渠，通过新丰站抽排入龙山咀头支流。据调查，当地排涝最高控制水位为堤顶以下的0.5 m，附近堤顶高程约为12 m，拟定该区50年一遇设计内涝水位为11.5 m。

本次东后脑地块选取的最大洪水位标高为12 m，即按照50年一遇的设计内涝水位增加0.5 m的安全超高。

此外，此块水域东侧边界高程为8.3～9.6 m。当水位标高高于东侧边界标高时，水域内的水即可从东侧排至附近基本农田区域，光伏电站设计的光伏组件最低点标高为12.5 m，高于东侧边界标高，拟建光伏电站区域不会受到影响。

综上所述，西后脑地块设计标高取值满足现场实际情况。

3.3 三姓圩地块堤坝现状

三姓圩地块堤坝总长约为3.5 km，堤防等级为4级。现状堤顶高程为13.23～14.00 m，堤顶宽为6 m，迎水侧边坡坡比为1.0:2.5，背水侧边坡坡比为1:3。迎水侧局部迎流顶冲段采取砼预制块护坡，其他范围堤坡均为草皮护坡。三姓圩地块堤防现状图如图3所示。

图3 三姓圩地块堤防现状图Fig. 3 Photo of current status of dike of Sanxingwei

根据现场调研，三姓圩地块堤坝位于地块北侧，水域内部现阶段水位高程为6.5～7.5 m，水域南侧边界高程为7～9 m。

该块内涝积水由圩内排涝渠道通过三姓圩站排入横埠河，三姓圩站排区大部分地面高程为7.6～9.2 m，均高约为8.5 m，按50和10年一遇降雨量差作为圩内积水深度，考虑0.5 m的安全超高，拟定该区50年一遇设计内涝水位为9.2 m。

西后脑地块选取的最大洪水位标高为9.7 m，即按照50年一遇的设计内涝水位增加0.5 m的安全超高。

从另一方面考虑，此块水域南侧边界高程为7～9 m。当水位标高高于南侧边界标高时，水域内的水即可从南侧排至附近基本农田区域，光伏电站设计组件最低点标高为9.7 m，高于南侧边界标高，拟建光伏电站区域不会受到影响。

综上所述，西后脑地块设计标高取值满足现场实际情况。

3.4 牛四圩地块堤坝现状

牛四圩地块堤坝总长约为700 m，堤顶高程为10.75～11.22 m，堤顶宽约为3 m，路面宽为2 m的水泥路，两侧边坡坡比约为1.0:1.5，堤坡为草皮防护。牛四圩地块堤防现状图如图4所示。

图4 牛四圩地块堤防现状图Fig. 4 Dike status map of Niushiwei block

牛四圩地块受牛四圩圩堤保护，目前牛四圩现状堤顶高程为10.75～11.22 m，难以满足工程防御外河洪水的要求。

位于江、河、湖旁的光伏发电站设置防洪堤时，其堤顶标高应按GB 50797—2012《光伏电站设计规范》[3]表5-1中防洪标准(重现期)的要求，增加0.5 m的安全超高确定。具体如表4所示。

表4 光伏发电站防洪等级和防护标准Table 4 Flood control grade and protection standard of photovoltaic power station

横埠河50年一遇高水位约为12.97 m，牛四圩地块选取的最大洪水位标高为13.47 m，即按照50年一遇高水位加0.5 m的安全超高。

综上所述，牛四圩地块设计标高取值满足现场实际情况。

4 渔光互补项目设计要点分析

本项目因地块分散、地形狭长、场内原有架空线路错综复杂、鱼塘内河蚌养殖影响、道路不通等诸多因素，成为工程建设较为复杂的渔光互补项目之一，根据本项目的设计及现场施工情况，总结设计要点如下：

1)从安全性方面，渔光互补项目区别于地面光伏电站，其在选址阶段必须考虑当地洪水位的影响，必要时需委托有资质的单位开展防洪评价，严格按照洪评报告结果开展设计。

2)在前期踏勘及初步设计阶段，需根据场地红线范围，核实场内的土地用地属性，确保在土地有限的情况下合理进行关键设备选型，满足最大容量及容配比的要求[4]。

3)合理规划场内道路，渔光互补项目的道路一般具有防洪防汛的要求，在满足施工便利的同时，尽量保护原有道路。

4)当场区内地块分散时，渔光互补项目的高压电缆在成本有限的情况下，宜采用水下敷设和架空线路相结合的方式，重点关注征地情况、线路路径及基础施工情况；当场区内地块集中时，需通过对比水下敷设和桥架敷设的优劣性，综合选择高压电缆的敷设方式。

5)当光伏支架基础采用排水施工时，对打桩精度的要求较高，光伏支架形式宜选择用钢量较少的立柱焊接形式；当采用水上打桩时，因打桩精度较差，光伏支架设计应具有一定的可调节裕量，保证支架系统的水平度满足工程精度要求。

6)光伏支架设计应严格按照光伏组件边框的预留孔设置主要构件的开孔，使其满足光伏组件接地线的连接和螺栓固定的要求。

7)总图布置需合理考虑鱼塘的用地红线、塘埂、架空线路及树木的阴影遮挡。箱变位置按现场施工及电缆用量情况合理布置于道路两边或鱼塘中间。

8)设计过程切勿纸上谈兵，需尽可能的多方面熟悉项目所在地的实际情况，进行合理优化。

5 结论

本文分别从不同方案技术经济性比选、电气系统优化设计、35 kV集电线路设计、光伏组件选型、电缆选型、光伏支架基础及桩间加固设计、洪水位调研评估等7个方面进行渔光互补项目成本管控要点分析，通过多角度优化设计，控制项目成本，确保收益最大化。同时，结合项目复盘总结提炼设计要点，优化施工方案，对渔光互补项目设计与施工关键技术进行研究探讨，以期为设计人员更好地开展渔光互补项目优化设计、降本增效工作提供支持。