苏 渊 ，秦江伟 ，刘建国

（1.重庆电力高等专科学校，重庆 九龙坡 400053; 2.重庆电专能创勘察设计有限公司，重庆 九龙坡 400053）

农光互补是近年来在农业领域探索出来的一种产业融合发展模式，该模式将光伏与农业相结合，有利于资源整合、产业互补、有效增加土地单位产出，实现清洁能源与绿色农业共同发展的良好愿景[1]。

335 kWp 农光互补项目位于我国西南低山丘陵区，项目所在地海拔高程为570 m，占地约4 000 m2，采用“板上发电，板下种植”的农光互补模式进行设计[2-3]。项目分2 期建设，一期装机126.36 kWp，二期装机208.8 kWp。项目由村集体经济组织负责建设和管理。

项目所在地属亚热带湿润季风气候，气候温和，年平均气温16.8 ℃，历年极端最高气温42.1 ℃，历年极端最低气温-4.4 ℃；全年日照时数1 092.7 h，年辐射值为3 780 MJ/m2，属于我国太阳能资源一般区。

1 项目总体设计

1.1 光伏组件选型

目前，光伏电站所选太阳能电池按其所用硅料结晶状态，主要有单晶硅和多晶硅2 种，随着单晶硅生产制造工艺的持续改进以及高效电池技术的大规模推广应用，单晶硅电池与多晶硅电池相比，制造成本已相差不大，但在转换效率上，单晶硅电池更有优势，当前市场占有率已达95%以上，单晶硅太阳能电池已成为光伏电站装机首选。

太阳能电池按其衬底类型，可分为P 型电池片和N 型电池片2 类。P 型电池片是在P 型半导体衬底上扩散磷从而形成N+/P 型结构，其扩散工艺简单，成本较低，但其最高转换效率具有瓶颈。N 型电池片则是在N 型半导体衬底上注入硼从而形成P+/N 型结构，其具有寿命长、工作温度低、弱光响应好及无光致衰减等特性，电池转换效率可以做得更高。根据一些现场实验对比，N 型组件单瓦发电量比P 型组件高出5%以上，体现出N 型组件的良好性能。随着制造工艺进步，N 型组件的制造成本也逐步降低。目前，N 型组件与P 型组件的市场售价已相差无几。伴随着N 型组件于2023 年的大规模量产，今后，N 型组件将成为光伏行业的主流。

光伏组件按其电池片发电方式及结构，又分为单面单玻、双面单玻和双面双玻等3 种。单面单玻是指电池片只有正面吸光和发电，组件正面为钢化玻璃防护，组件背板采用不透光的有机材料。双面单玻是指电池片正、反两面均可吸光和发电，组件正面为钢化玻璃防护，组件背板采用透明有机材料。双面双玻是指电池片正、反两面均可吸光和发电，组件正面和背面均采用半钢化玻璃。从发电效益比较，当然选择双面组件。在一些须要透光的场景，如农业大棚、公共建筑等，也须要选择双面组件。

本项目光伏组件均采用单晶P 型、单面单玻组件，之所以没有选择N 型和双面组件，主要是项目建设时囿于资金问题及受市场主导产品影响。今后该项目如改建或扩建，作为农光互补项目，应当选择双面组件，从而加强透光性，更有利于光伏板下农作物的生长。

项目一期和二期所选光伏组件主要参数如表1所示。

表1 光伏组件主要电气及机械参数

1.2 光伏组串设计

按照GB 50797—2012《光伏发电站设计规范要求》中的规定，光伏组件串的串联数应按式（1）和式（2）进行计算：

式中：N为光伏组件的串联数（N取整）；KV为光伏组件的开路电压温度系数；KV

' 为光伏组件的工作电压温度系数；t为光伏组件工作条件下的极限低温，℃；t' 为光伏组件工作条件下的极限高温，℃；Vdcmax为逆变器允许的最大直流输入电压，V；Vmpptmax为逆变器MPPT 电压最大值，V；Vmpptmin为逆变器MPPT 电压最小值，V；Voc为光伏组件的开路电压，V；Vpm为光伏组件的工作电压，V。

将项目一期和二期的光伏组件相关参数代入式（1）和式（2）进行验算，得出结果如表2 所示。

表2 光伏串组件串联数验算结果

根据光伏串组件串联数验算结果，且考虑项目一期、二期在组串布置上保持对称和一致性，最终确定本项目每个光伏组串由18 块光伏组件串联构成，18 块光伏组件分上下两排竖向布置，每排9 块。项目一期设计有13 个组串，项目二期设计有20 个组串。

1.3 逆变器选型

逆变器是将光伏组件产生的直流电转换为交流电的器件，光伏电站并网逆变器主要有集中式和组串式2 种。集中式逆变器是将多路并行光伏组串的直流电经过汇流后接入逆变器，由逆变器集中将直流电转换为交流电。集中式逆变器具有功率密度大、电能质量高和成本低等优点，但同时具有MPPT 跟踪精度不够的缺点，导致遇到多云或单个组串故障时降低光伏电站转换效率。而组串式逆变器是将多组光伏组串进行单独的最大功率峰值跟踪，再经过逆变后并入交流电网，组串式逆变器具有发电量高、组件配置灵活、便于安装、运营维护方便等优点。应用组串式逆变器时，当一块组件被阴影阻挡或发生故障时，只会影响对应少数几个组串的发电量，可以将损坏降至最低，效率更高。

由于组串式逆变器配置灵活的特点，在近几年已公布的国内央企逆变器集采项目中，组串式逆变器招标比例屡创新高，2023 年1 月至今，占比已达80%以上。

本项目选用组串式逆变器，一共3 台，其中，一期1 台，二期2 台，逆变器容量均为125 kW。该型逆变器有10 路MPPT，每路MPPT 可接入2 个组串。一期的逆变器接入13 个光伏组串，二期的2 台逆变器分别接入10 个光伏组串。逆变器具备组串检测、输入反接保护、绝缘阻抗检测、输出短路保护、浪涌保护等保护功能。

该型逆变器采用远程监控，通过企业自行开发的App 监控软件可以实时跟踪电站运行情况，主要功能包括显示实时发电功率和发电量、直流电压、直流电流、交流电压、交流电流、告警信息等，还有参数设置功能。

监控软件还可记录电站的日发电量、月发电量、年发电量、累计发电量、收益数据、节能减排数据、环境数据以及每日发电功率曲线图等信息。

1.4 倾角设计

根据专业软件，计算不同安装倾角倾斜面的太阳辐射量，再结合现场踏勘，综合考虑经济、施工、安全、美观等因素，组件布置采用倾角15°，板面朝正南方向布置。

1.5 支架及阵列设计

光伏支架从选用材料上可分为钢材型和铝材型支架，钢材型支架通常使用Q235B 钢材，表面热浸镀锌55～80 μm，铝材型支架主要使用6063T6 铝合金，表面采用阳极氧化5～10 μm。铝合金型材质量轻、外表美观、防腐蚀性能极佳，一般用于对承重有要求的屋顶电站或强腐蚀环境，如彩钢板屋顶、化工厂电站等。钢材强度高，承受荷载时挠度变形小，一般用于普通地面电站。

根据本项目所处地理环境、后期维护及投资成本考虑，组件支架采用双立柱带斜撑固定式支架，立柱主龙骨采用热浸镀锌支架，镀层厚度65 μm。光伏支架基础采用混凝土钻孔灌注圆柱桩，桩直径300 mm，桩身根据地形调整，须保证光伏支架稳定、牢固。

每组光伏阵列采用双列布置，前后各4 个桩基，一共8 个桩基。为保证光伏板下村民耕作空间，光伏阵列行间距为7.4 m，光伏组件最低沿到地面距离大于2 m。

1.6 电缆选型

根据GB 50217—2018《电力工程电缆设计规程》有关条款规定，本项目电缆选型如下：

光伏组件至组串式逆变器的直流电缆采用太阳能专用电缆（单芯），沿组件背面钢构架檩条槽敷设，电缆在站内通过穿管保护直埋敷设方式引至逆变器，直流电缆型号为PVl-F-1 × 4 mm2。

逆变器至光伏并网柜间的交流电缆采用阻燃交联聚乙烯绝缘电力电缆，采用电缆保护管的敷设方式，电缆型号为ZR-YJV-0.6/1 kV-3 × 95 mm2+ 1 ×50 mm2。并网柜至架空线的交流电缆采用2 种型号，一期型号为ZR-YJV-0.6/1 kV-3 × 95 mm2+ 1 ×50 mm2，二期型号为ZR-YJV-0.6/1 kV-3 × 150 mm2+1 × 50 mm2，均采用穿管保护直埋敷设方式。

1.7 防雷设计

本项目光伏阵列为地面光伏阵列。光伏阵列区域做水平接地网， 每个阵列两端的光伏支架立柱与水平接地网用热镀锌扁钢（50 × 5）与水平接地网可靠连接。场地内根据光伏阵列布置情况，埋设20 根垂直接地极，垂直接地极采用热镀锌等边角钢（50 mm× 50 mm × 5 mm），长度均为2.5 m，水平接地网与垂直接地极保证可靠连接。

工程竣工验收时，一期接地电阻测量值为2.7 Ω，二期接地电阻测量值为1.9 Ω，均小于4 Ω，符合光伏发电站设计规范要求。

并网逆变器设备本身配置防雷保护模块，可防止雷电过电压和操作过电压。

交流侧的防雷主要是在并网柜里装设浪涌保护器。

1.8 光伏系统并网方案

本项目采用“自发自用、余电上网”的并网接入模式。

项目一期13 个光伏组串接入1 台125 kW 组串式逆变器，项目二期20 个光伏组串分2 组（每组10 个组串）各接入1 台125 kW 组串式逆变器。逆变器输出的400 V 交流电经电缆接入并网柜，在并网柜内通过光伏专用断路器与市电并网后，再通过电缆接入附近架空线上，然后通过架空线引至附近柱上变压器，经升压后将光伏所发电量送入电网，并网方式如图1 所示。

图1 光伏系统并网方式示意图

2 项目效益

2.1 经济效益

本项目经济效益包含光伏发电收益和板下黄精种植收益。

项目光伏发电量按GB 50797—2012《光伏发电站设计规范要求》中规定的公式进行计算，具体计算见式（3）：

式中：HA为水平面太阳能总辐照量，kW.h/m2；EP为上网发电量，kW.h；Es为标准条件下的辐照度，常数 = 1 kW.h/m2；PAZ为组件安装容量，kWp；K为综合效率系数。综合效率系数K包括：光伏组件类型修正系数、光伏方阵的倾角、方位角修正系数、光伏发电系统可用率、光照利用率、逆变器效率、集电线路损耗、升压变压器损耗、光伏组件表面污染修正系数、光伏组件转换效率修正系数。

经查阅相关资料，项目所在地2022 年水平面太阳能总辐照量为1 311 kW.h/m2，组件安装容量为335.16 kWp，综合效率系数取值范围为0.75～0.85，本项目取0.8，代入式（3）中，计算得出本项目光伏年发电量约为35 万kW.h。项目所在地光伏上网电价为0.396 4 元/kW.h，村集体经济组织每年可获取电费收益13.8 万元。

除发电收益之外，板下种植的黄精如管护较好，扣除购买种苗、人工成本、土地租金和肥料支出等费用外，平均每年还可获得种植收益约6 万元。

2.2 社会效益

在项目建设过程中，引进项目所在地周边部分脱贫人口参与建设，帮助他们增加收入。负责管护项目的村集体经济组织还制定利益联结机制，按每年发电收入的30%向监测户、脱贫户及低保户分红，从而增加重点帮扶对象的转移性收入，有效巩固脱贫攻坚成果。在项目投运后，还为脱贫户提供了多个长期公益岗位，主要负责光伏组件定期冲洗、设备日常巡检、黄精日常管护等工作，帮助脱贫户在家门口务工增收。

2.3 生态效益

每年可节约标准煤100 t，减少二氧化碳排放量270 t，减少二氧化硫排放量33.8 kg，减少氮氧化物排放量51 kg，具有良好的生态环保效应，将助推村集体经济走上生态优先、绿色低碳的高质量发展道路。

3 项目建设中遇到的问题

3.1 逆变器交流输出电压过高

项目一期建成投运时，随着光伏输出功率增大，逆变器交流输出电压也逐渐升高，超出安全运行电压限值。经分析，是由于逆变器距离并网台区变压器太远（500 m 左右），线路阻抗压降过大所致。后在项目所在地附近增设一台并网台区变压器，实现就近并网，解决了逆变器交流输出电压过高问题。这也提醒我们在农村地区建设分布式光伏项目时，要特别注意逆变器与台区变压器的距离，如距离较远，受线路阻抗影响，逆变器输出交流电压就会被动抬高，逆变器与台区变压器之间的沿线用户就不能保证用电安全。

3.2 光伏组件底部积灰

项目一期于2022 年7 月建成投运，至2023 年3 月项目二期开工前，实际运行中发现，由于组件边缘铝边框的阻挡作用，在组件淋雨或冲洗后，少量积灰会在组件下部铝边框附近积聚，时间长了，容易形成积灰带，遮蔽组件底部电池片的部分区域，引发热斑效应，影响组件的安全运行。项目一期上、下两排组件在安装时，两排之间的间隙只保留了20 mm，导致上排组件底部区域的积灰不容易被清理掉。为此，项目二期在建设时，上、下两排组件的安装间隙增大到100 mm，留出足够的空隙，从而在人工清洁光伏组件时，可以将上排组件底部区域的积灰清除掉。

3.3 光伏组件连接器固定

由于项目所在地位于高台地区，会遭遇风力较大的情形，电缆连接器如果没有固定，就会随风摆动，时间久了，电缆连接器接头可能会出现松动或接触不良的问题。为此，现场技术人员指导施工人员利用组件边缘的安装孔对连接器进行固定，并且采用套管保护的方式，顺带加强了电缆连接器防浸水的功能。组件连接器固定方式如图2 所示。

图2 光伏组件连接器现场固定方式

4 结束语

本项目将光伏发电与农业生产相结合，完全契合了当下生态文明建设理念，是现代农业发展的一种新模式，既符合国家绿色低碳产业发展战略，又能有效促进产业融合发展。

农光互补项目具有一地两用、立体开发、复合收益、循环发展等特色，可以实现土地立体化增值利用，并且具有良好的经济效益、社会效益和生态效益，在发展绿色新能源的同时，助力推进乡村振兴。