论水上光伏在电厂库区应用的适应性条件

中国电力国际发展有限公司 曾 丹

1 引言

当前，我国新能源发展的主力项目为风电、陆地光伏等，并逐步推进水上光伏，已知大型水上光伏项目为华电兴化光伏、熊河水上光伏试点工程与华能德州丁庄电厂。而在日本、欧洲、南美等国家地区已开始广泛应用。水上光伏较陆地光伏具有土建投入少、节约土地资源、发电效率因水体的冷却效应较陆地光伏高、利于减少水面蒸发量、抑制藻类繁殖、适于构建渔光互补的新型生态农业结构等优点。

水上光伏的集中建设方式为浮筒式、固定式。其中，浮筒式为主流模式，典型项目为巴西巴尔比纳水库、日本琦玉1.18MW 桶川水上太阳能等；而固定式典型项目为华电（兴化）水上光伏，适用于水深不大的滩涂、鱼塘等。漂浮阵列式也开始应用于海上光伏发电。本文主要讨论常用的水上光伏建设方式，即浮筒式在库区的适用性。而制约水上光伏项目的环境条件最主要的是光能质量与水流冲击情况。因此，本文以光能质量与水流冲击条件为主，着重讨论三种具有不同自然条件的库区对发展水上光伏的适用性。

2 阳光质量与气候

光伏发电首先需满足光能质量，水上光伏由于可利用面积大，可相应的降低光照时数要求。本文分别选取了位于湖南省和贵州省的两个混流式机组水电厂库区，与一个位于湖南省的贯流式机组水电厂库区进行条件比对分析。以下为三个电厂库区可利用光照资源与相应初步计算数据。

W 电厂位于湖南省怀化市沅陵县。根据沅陵县气象局资料：多年平均太阳辐射总量为352～435kJ/cm2，大部地区为402～431kJ/cm2；光合有效辐射（光质）高峰期为4～9月，占全年总量的65.7%。多年平均日照（光明）数为1523.1h，占全年可照时间的34%。6～8月日照数最长，占全年41.7%；多年平均降水量为1478.4mm。据以上信息，按最大化取数据从而得到后文的最大发电量，综合计算得W 电厂库区附近年日照峰值小时数约为1208h，年发电利用小时数初值为966.7h。

S 电厂位于贵州省黔东南自治州锦屏县，区域太阳总辐射基本在4000～4500MJ/m2之间，年日照时数为1068～1296h。而坝址附近凯里平均日照时数为1254.9h，日照率28%。综合计算得S 电厂库区附近年日照峰值小时数约为1181h，年发电利用小时数初值为944.8h。

H 电厂位于湖南省洪江市，年平均日照时间1354.3小时，洪江市中部、沅水两侧，以县城安江镇为中心太阳总辐射量100.42kcal/cm2，也即4203.58MJ/m2。综合计算得H 电厂库区附近年日照峰值小时数约为1167.66h，年发电利用小时数初值为934.1h。

库区水上光伏项目尽管具有开阔的水面，但缺陷处是日照时间最长处集中于夏季、秋季，也即传统汛期。坝址附近水上光伏建设处虽无雨水、有充足阳光，但由于上游降雨加大，来水量突增，当采用浮筒式水上光伏时，即使浮筒可以吸收波浪的动能——在日本水上光伏项目中强度可抵御台风，为保障安全可能需要集中收拢固定光伏设施，以防止被水流冲走或淹没。因此，必将对发电质量产生影响，可能主汛期月份根本无法发电产生经济效益。

本文中年平均发电量等为理论最优值，实际光照时间、辐射强度、效率值将会比该计算值低。所以在实际应用中，浮筒式水上光伏项目的经济效益值得商榷。而根据光伏25年运营期内设备效率衰减率不超过20%，要在9～10年收回投资，且自有资金内部收益率达到12%以上，则以40MW 光伏项目为例计算，可得项目首年有效利用小时数需大于920h，也即在光伏发电系统综合转换效率为80%～81%的情况下，库区年日照峰值小时数需大于1135h。即使水上光伏因水体冷却效果好而降低了电池组件温度系数耗损，理论上总利用率也只能相应提高1%～1.5%，相应库区年日照峰值小时数要求也最多能降低到1115h。而水体冷却对于实际发电量的助增作用需要实地进行试验确证。

则根据三个电厂的发电利用小时数初值计算，W 电厂库区光伏运营9年后的内部收益率达到13.82%；S 电厂库区光能质量较优，初步计算得运营10年以内的内部收益率达到13.64%；而H 电厂库区光能质量较良好，初步计算按照当地光伏发电利用小时计算运营10年的内部收益率达到12.74%。由此反证年日照峰值小时数大于1135h 的库区才适宜进行水上光伏项目的初步勘探工作。

3 来水影响

以国内外水上光伏项目（不包含近海光伏项目）为统计依据，在国内外已建成水上光伏项目大部分为人工静水域，如水库、鱼塘，工程先例为：华电兴化、新加坡碧安花园、英国伯克郡项目、美国SPG 项目等。即使为动水支流，其最大流量也只有1500m3/s左右，如熊河水库夏季最大流量可达1540m3/s，巴西巴尔比纳试点项目河段实测最大流量1535m3/s。

推断国内外项目基本处于静水区或流量较小水域有以下六点因素的影响：

一是汛期与枯水期流量变化大导致库水位变动，在设计施工时无法明确确定光伏排布的高程。

二是即使是使用浮筒承载光伏板，也需要兴建固定浮筒的丁坝，以防止浮筒与锚被过快流速的水流冲走——即使在日本桶川项目中浮体制造商法国企业Ciel et Terre，已进行试验验证其浮体可承受118mph（约为188.8km/h）的风速与3英尺（约1米）的水位变化，但无法确定其他国内外制造商是否能达到相同的标准，且大部分水电厂库区主汛期期间水位变化更加迅猛，远超1m 的变化量。

三是水流量尤其是汛期流量过大，可能会因水流的冲击而使浮筒、固定装置乃至光伏板损毁，例如W电厂在2015年7月洪水中发生过船闸三闸首左侧混凝土挡墙部分被冲毁、下游侧左岸边坡局部被掏空、河岸局部被冲刷导致塌方等情况，而该次洪水并不是史上最大洪水。且浮筒式水上光伏多采用预制塑料浮箱+工字钢整体底座，因此可能无法承受水流的冲击。

四是汛期水流湍急，以W 电厂为例：若项目设置在上游侧，可能会因推动上游浮渣冲击水上光伏设备，造成损毁。若项目在下游侧，当出现类似长江流域98年特大洪水，泄洪可能导致水上光伏设施全部被浸泡损毁的发生。

五是波浪的影响使浮体产生摆动，从而影响光伏板接收太阳辐射能。当流量较大，对浮体的冲击较大时，光伏板的倾斜角度不同造成接收太阳辐射的变化。有研究表明，在4级海况浪高（即1.25～2.5m浪高）情况下，光伏电池表面接收到的太阳辐射能达到陆地上以最佳角度安装时的87.5%[1]。

六是采用浮筒式时，浮筒时刻承受着水流的冲击载荷的，其上光伏板内晶圆片微观裂缝会因为冲击荷载逐渐发育、断裂，最后导致投产几年内由于晶圆片的损毁而无法发电，需更换光伏板，损失巨大，因此需将水流冲击流量控制在可接受的损耗范围内。

因此，水上光伏项目宜在具有较小年均流量、水流平缓、洪峰流量不超过1550m3/s 的库区进行初步科研开发。图1为三个库区2010至2014年每月平均入库流量统计数据。单纯以流量条件为依据分析水上光伏项目的适用性，则W 电厂库区流量过大，较不适宜。S 电厂与H 电厂库区适合进行水上光伏项目开发，其中又以流量较小的S 电厂库区为优先选择。

图1 三库区五年平均每月入库流量对比图（图例：蓝－W 电厂 红－S 电厂 白－H 电厂）

4 河段地质与通航

在修建水上光伏项目时，不能选取避风峡谷段以抵御流速的增加，一是可能存在山体滑坡或者地震威胁，二是峡谷段山峰的高低不平会影响一定角度阳光入射效率。

因要避免地震、山体滑坡等自然灾害造成的落石砸毁光伏板或者堰塞导致湖水上涨淹没光伏设备，因此选址应在库区内尚未发现孕震或发震的地质构造。综合各水电厂库区验收资料调研，库区都选择的是未发现孕震或发震的地质构造区域，其外围的地震活动都以中弱震形式释放能量。基本烈度小于6度，强度小，频度低，再结合水体的缓冲，不会对水上光伏产生影响。但需要注意的是，各库区内在坝址区段所存在的不连续结构面可能随着库水的重力增加，因岩体破裂而诱发地震。且由于库区上游暴雨造成的江、河水流速增大，易造成库水位的落差突变，产生应力差，加速岩体破裂的发展，诱发地震。因此，诱发地震多发于峡谷库段和基岩裸露区[2-3]。

因此，在水上光伏选址时，即使避风峡谷段可以适当抵消流速对浮筒的冲击，仍应当以平缓河段开阔水面为主。一是防止可能存在的山体滑坡或地震威胁，二是减少峡谷段两岸山峰遮挡对光伏板接收光能质量的影响。

综上所述，在水电厂库区选址时应尽可能接近主坝址，原因是既是最小地质灾害发生区域，又能减少输电线路铺设费用，还能方便日常巡视工作。需避免在历年汛前汛后巡视中发现过山体滑坡现象的河段。

水上光伏项目因出于固定浮筒，修建出水平台建筑物、吊装浮筒、设置水底固定锚等考量因素，不利于在过深的河道处展开，因此项目建设最好为沿河岸100m 以内的距离排布，因此需要根据各电厂坝址附近适合河段宽度与船闸设计过船容量结合考量。

以W 电厂项目为例，坝顶总长为719.7m，即粗略估计坝址上下游30km 以内河面最宽也即750m。沿河岸100m 排布不涉及深水中心航区，因此对通航无影响。但为防夜间航船误撞击光伏设备，需在外围布设航标与反光设施。

5 太阳能储存与并网

日照时数集中且辐射量大的时期一般集中为汛期，此时为各厂水电满发状态，需考虑太阳能入网许可容量，且汛期来水量大，可能对于浮筒式为防止上游浮渣冲击需收拢防护，此时对于光伏的发电效率的影响需考虑。也需考虑兼顾光伏管理与防汛在主水库防汛期间对各厂人力资源的影响。

光伏的并网方式分为离网式、并网式。其中，并网又分为直接并网和调节并网，离网式适用于周边无大型变电站或传输线路的区域，以光伏为主要供电来源，且当地具有相应的用户来消纳电能。因此，该方式一般不适用于水电厂所在区域。库区水上光伏项目适宜以直接并网和调节并网方式为并网手段。

以现实工程项目为依据考虑调节并网方式。熊河水上光伏项目为小水电水光互补，通过将功率曲线波动幅度较大的光伏电力送至水电站后，运用水轮机快速调节的性能，同水电站所发出电量形成平滑功率曲线从而顺利并网，这也是青海等多个太阳能资源丰富省份近期光伏建设的重点。因此，某些承担着网调一次调频任务的电厂，无法采用该方式来根据光伏变化任意调节功率曲线以实现光伏并网。同时，在采用调节并网方式时，需要根据原电厂输出变电站、传输线路的设计容量来考量。

而针对直接并网方式，除以上变电、输电设施的容量条件外，还需要将目标电网对光伏能源的消纳情况与补贴状况变化纳入经济指标计算。

6 结语

由于水上光伏在国内外属新兴发展方向，工程技术经济资料较少，因此本文中所采用的成本与收益率测算均根据陆地光伏成本造价进行。水上光伏基本无土建支出，但高强度浮筒并未有大范围应用的统一市场指导价，本文中采用浮筒支出与陆地光伏支架费用相当估算，与实际值误差不大。

根据本文所讨论各方面条件，可知开发库区水上光伏适宜在来水流量较小、光照条件优良的库区，需起码满足陆地光伏开发的光照辐射强度条件。而水上光伏项目一旦投运，其在节约土地、抑制库区藻类等方面的优势将形成提高水电厂系统产能与改进当地生态环境条件的良性循环。