中节能一期5MWp渔光互补光伏发电项目防洪影响研究*

(1.南京市水利建筑工程检测中心有限公司，江苏 南京 210036；2. 江苏省水利科学研究院，江苏 南京 210017)

“以煤为主，发电居多”是江苏省能源消费的鲜明特征。最新数据显示，在全省能源消费总量中，煤炭占67%，其中六成用于发电，电力行业也因此成为大气污染防治的重点领域。太阳能光伏发电具有充分的清洁性、绝对的安全性、相对的广泛性和潜在的经济性等优点[1]，能较好地解决大气污染等问题。依据江苏省兴化市鱼塘较多优势，设计中节能一期5MWp渔光互补光伏并网发电项目(以下简称项目)，不占用农田，不影响鱼塘养鱼。由于项目区位于东潭湖泊I115圩区内，为符合《江苏省防洪法》和《江苏省湖泊保护条例》等相关法律法规的要求，保证项目自身及区域防洪安全。本文根据建设项目的基本情况、所在河道和湖泊的防洪任务和要求，对项目建成后带来的湖泊防洪影响进行分析，通过数学模型和经验公式等技术手段对防洪设计安全进行计算[2-3]，以期为相关工程实践提供指导。

1 项目概况

1.1 项目周边水文情况

中节能一期5MWp渔光互补光伏发电项目位于江苏省兴化市西郊镇荡朱村附近，江苏省省管湖泊里下河腹部地区湖泊湖荡之一的东潭第一批滞涝区内。东潭湖泊蓄水面积为8.778 km2，进出湖河道有2条，分别是横泾河和袁冷河，正常蓄水位1.00m(废黄河高程，下同)，库容为0.0176亿m3。正常年份的水位，荡内蓄水较少，多为裸露的荡地。洪水期，荡内水位较高，可以滞蓄部分雨水，减轻河道的行洪压力，但调节利用水量较少，枯水期自然流失。历史最高洪水位3.34m，相应库容为0.223亿m3。

兴化特征水位：根据《里下河湖泊湖荡(兴化市域)退圩还湖专项规划》( “苏政复〔2015〕75号”文件)，以兴化水位2.50m作为河网排涝设计水位，设计洪水位分别为兴化3.10m，校核洪水位为历史最高水位3.35m。

里下河湖荡滞涝和滞洪圩分批启用的标准：当兴化水位达到警戒水位2.00m时，周边地区涝水不能排入里下河地区，滞蓄控制范围的216km2湖泊湖荡及时调蓄；当兴化水位达到2.50m时，第一批滞洪圩开放滞蓄；当兴化水位达到3.00m时，第二批滞洪圩开放滞蓄；当兴化水位超过3.00m时，并有继续上涨趋势时，第三批滞洪圩开放滞蓄。

1.2 项目设计

1.2.1 项目设计规模、等级

项目装机容量为5MWp,未来装机容量要扩建至50MWp。项目区位于东潭湖泊保护范围内(I115圩区)，总用地面积约0.127km2，其中鱼塘面积为0.121km2，占总面积的95.3%；陆地面积约0.616km2，集中在鱼塘区东侧。光伏组件及逆变升压平台分布于鱼塘区内，10kV开关站和SVG室分布于鱼塘东侧的陆地上，见图1。项目区内主要建筑物及结构抗震设防类别为丙类，设计安全标准为二级。

图1 项目渔业养殖区和东边陆地

1.2.2 项目设计内容

项目为5MWp并网型光伏发电系统，采用分块发电、集中并网方案，将系统分成5个1MWp子方阵，子方阵采用集中式逆变器，每500kWp光伏组件、汇流设备与1台500kW逆变器构成1个光伏发电单元，每个光伏发电单元经逆变器将直流电转换为低压交流电，两个光伏发电单元经1台1000kVA双分裂绕组升压箱式变电站将交流电升压至10kV。

光伏组件选用310Wp多晶硅双玻电池组件，利用鱼塘建设光伏电站，共计安装16400块组件。光伏组件的支架采用固定式安装，组件支架倾角为25°。每个光伏支架单元由20块1968mm×992mm多晶硅组件组成，光伏组件采用2行20列竖向布置，组件前后排阵列净间距为4.5m。支架基础拟采用3280根Φ300mm预应力混凝土管桩(PC300-70桩)，光伏电池组件底沿最低高程为3.85m。

3座逆变升压设备平台，每个平台尺寸为11m×6m，每个平台有6根Φ300mm预应力混凝土管桩(PC300-70桩)支撑，桩长12m，平台标高为4.2m。

1个10kV开关站，长20.9m、宽16.1m，总建筑面积为336.49m2，承台上浇筑500mm×500mm的钢筋混凝土方柱16根，开关站平台标高为4.8m。

1个集装箱式SVG室，支撑平台采用6根Φ300mm预应力混凝土预制管桩(PC300-70桩)，桩长8m，标高为4.2m。

2 项目防洪影响综合分析

2.1 项目防洪安全分析

对1952—2011年兴化站不同重现期设计水位，进行皮尔逊Ⅲ型频率计算[4]，见图2。

图2 兴化站年最高水位PⅢ型频率曲线

由图2可知，兴化站50年一遇最高水位为3.25m。兴化里下河历史最高洪水位为3.35m，重现期为67年，为保证项目自身的安全，依据光伏电站设计规范，该项目安全校核洪水位采用兴化历史最高洪水位加0.5m安全超高[5]，即3.85m。

项目中光伏电池组件底沿最低高程为3.85m，3个设备(逆变升压)平台标高为 4.2m，1个集装箱式SVG室设备平台标高为 4.2m，1个开关站平台标高为 4.8m，均满足不低于安全校核洪水位(3.85m)的要求。

2.2 项目占用湖泊水域面积和防洪库容影响分析

东潭湖泊保护面积为8.778km2，I115圩区面积约1.213km2，本次项目实际占用滞蓄面积为237.4m2，占I115圩区的万分之二，占东潭的万分之零点三。东潭湖泊有效滞蓄库容近1843.4万m3，I115圩区有效滞蓄库容近254.7万m3，该项目有效滞蓄库容(1770.7m3)占I115圩区有效滞蓄库容的万分之七，占东潭湖泊有效滞蓄库容的万分之一，因此，项目的实施对东潭湖泊水域面积和滞蓄库容影响微乎其微，由于项目采用“占补平衡”的措施，利用项目区西侧鱼塘进行相应的水域面积和库容补偿，不会对东潭湖防洪产生影响。

2.3 项目对行水通道影响分析

项目位于东潭湖保护范围I115圩区内，位于一级行水通道下官河的西侧，二级行水通道李中河的东侧、横泾河的北侧。项目实施区域与该三条河都并不直接相通，未占用行水通道，故对行水无影响。

2.4 项目对湖泊水环境影响分析

光伏发电是一种清洁的能源，既不直接消耗资源，基本不释放污染物，也不产生温室气体破坏大气环境，其当前考虑的污染主要为光污染、固体废弃物污染等。

项目位于东潭湖内，位置较偏，周边基本没有大型集中居民区，故光污染对周围影响较小；由专业人员负责运营维护，具备较好的专业技术水平，拆除的组件由厂家回收，不会对环境造成污染；基本未改变I115圩区的鱼塘状况；故该项目对湖泊水环境基本无影响。

2.5 项目对第三人合法水事权益影响分析

a.项目距离周边航道较远，且与航道不连通，对航道无影响。

b.场址区域内无饮用水取水口。

c.项目为渔光互补项目，在鱼塘内设置了光伏支架，但是未改变鱼塘养鱼的现状。光伏组件板会挡住阳光，故鱼塘的养鱼种类将发生变化，项目建成后主要养一些喜阴、经济价值较高的鱼类，如：虎头鲨、大塘虱鱼等，养殖效益较之前提高，故对鱼塘养殖未产生影响。

2.6 设计水文条件对项目安全影响分析

利用Mike21建立概化的二维水动力数值水槽模型，并采用桩群水流阻力概化技术，计算电站基础桩的桩前局部壅水高度。考虑到电站桩群的工程区域集中在400m×300m的区域内(见图3)，数值水槽尺寸选择：长度10000m，宽度2000m。其中，槽宽小于东潭纵宽，是考虑到水槽边壁可能带来的水流挤压作用，使计算结果高于天然条件下的桩前局部壅水高度，以获得一个偏于安全的计算值[6]。数值水槽采用三角形无结构网格：网格节点3826个，网格单元数7343个(见图4)，糙率概化区糙率采用0.038，风速分别取14.9m/s、20.0m/s。

图3 数值水槽

图4 数值水槽网格划分

按照“特征水位+组合风浪+壅高”的方法，对电站主要建筑物设计防洪高程进行风险分析[7]，结果见下表。

特征水位风险分析表

光伏组件设计上允许越浪风险的存在，由表1知，在设计水文条件下，该项目是安全的。

3 结论与建议

a.项目通过采取“占补平衡”“专业人员负责运营维护和回收”“改变养鱼种类”等措施，该项目建成后不会对区域防洪、湖泊水环境、第三人合法水事权益产生不利影响。

b. Mike21二维水动力数值模型和皮尔逊Ⅲ型频率计算结果表明，设计水文条件下，该项目高程满足光伏发电站设计规范防洪设计要求，洪涝不会对该项目自身安全产生影响。

c.东潭湖作为江苏省管湖泊里下河腹部地区湖泊湖荡之一，其涉水工程应经由省水行政主管部门确认其规模、型式、有关高程，且对湖泊行洪、蓄洪等无不利影响，得到许可后方可建设。同时，业主应积极组织全体人员学习防汛知识，提高防汛意识；成立防汛小组，责任落实到人；备好防汛器材、物资，非防汛抢险不得擅自使用；做好度汛预案，并以防汛安全为前提，一旦遭遇超标准洪水，应立即撤出工作人员和不能淹水的电气设备。fffff2

[1] 昌金明.国内外光伏发电的新进展[J].中国建设,2007，(1):28-31.

[2] 方彬,郭生练,柴晓玲,等.FPOT方法在洪水频率分析中的应用研究[J].水力发电,2005,31(2):9-12.

[3] 戴昌军,梁忠民,栾成梅,等.洪水频率分析中PDS模型研究进展[J].水科学进展,2006,17(1):136-140.

[4] 梁忠民,蒋晓蕾,钱名开,等.考虑误差异分布的洪水概率预报方法研究[J].水力发电学报,2017,36(4):18-25.

[5] 朱小凯.汛限水位控制的极限风险分析[D].大连:大连理工大学,2002.

[6] 丁志雄,李纪人,李琳.基于GIS格网模型的洪水淹没分析方法[J].水利学报,2004(6):56-60.

[7] 郭军峰,冯平.流域下垫面变化对水库防洪风险率的影响[J].水力发电学报,2016,35(3):56-65.