渔光互补光伏电站场区接地网设计及施工

渔光互补光伏电站场区接地网设计及施工

关键技术研究与应用

杨威1，李琦1，刘东阳1，赵海亮1，陈立平2，温浩1，蒋成伟1，徐杨林1，乔德铭1，任建设1

1.中广核新能源安徽有限公司，安徽 合肥230093；2.合肥工业大学，安徽合肥230009

摘要：随着光伏发电产业在我国的不断发展进步，目前光伏场区已由陆上逐渐扩展到水域。我国中、东部拥有大面积的水面资源，水系发达，在养殖水面上建设光伏系统，形成“上可发电、下可养鱼”的创新发展模式，既能充分利用空间、节约土地资源，又能利用光伏发电站调节养殖环境，增加农民收入。为了推动渔光互补光伏系统的发展，给渔光互补光伏系统的规划起到引导、示范作用。

关键词：光伏；渔光互补；接地网；关键技术

1概述

1.1 选题背景

渔光互补光伏发电系统主要部分都是露天的且占据面积大，存在受直接或间接雷击危害风险。为了避免雷击对光伏发电系统的损害，就需要设置防雷接地系统进行保护。

渔光互补光伏电站项目主要包括以下接地系统：①组件及支架系统；②组串式逆变器或汇流箱；③箱逆变一体机或箱变；④电缆桥架系统；⑤升压站。为保证防雷接地效果，在电站的全寿命周期内，接地导体焊接处等需定期做防腐处理，后期运维工作量大。

目前光伏发电已逐步进入平价上网时代，工程单位兆瓦投资额亦随之不断下调。对于工程参建各方，均需要在满足相关规程规范的前提下，探索从设计、施工等维度合理优化，以降低工程造价。

综上，渔光互补光伏电站项目需要对场区接地关键技术进行研究，在满足规程规范前提下，节省投资、减少施工及运维工作量、保护生态环境。

1.2 雷电对光伏电站的危害和原因

雷电对光伏电站的危害方式有直击雷、雷电感应和雷电波侵入三种。

带电积云与地面目标之间的强烈放电称为直击雷。直击雷只有雷击率的10%左右，危害范围一般较小。直击雷的电压峰值通常可达几万伏以上，电流峰值可达几十千安培以上，破坏性很强的原因是雷云所蕴藏的能量在极短的时间就释放出来，瞬问功率十分巨大。光伏组件安装在室外，当雷电发生时光伏组件很容易受到直击雷的破坏。

感应雷是指当雷云来临时地面上的一切物体因静电感应，聚集大量与雷电极性相反束缚电荷，在雷云对地或对另一雷云闪击放电后，云中的电荷就变成了自由电荷，从而产生很高感应电压，过电压幅值达几十万伏，从而引起火灾、爆炸、危及人身安全或对供电系统造成危害。感应雷没有直击雷那么猛烈，但发生几率比直击雷高得多。而且感应雷的过电压可以通过电源线、馈线，输出电缆等传输得很远，使影响范围扩大，光伏电站机房内逆变器等电气设备遭受雷击而造成损坏的主要原因就是感应雷。

2渔光互补光伏电站接地相关规范解析

由于光伏行业发展十分迅猛，目前尚无专门针对水上光伏电站接地规范，而相关规范要求各异，造成现行设计方案多样化，而不同设计方案技术经济性水平差异大。

2.1 规范解析

根据GB/T32512-2016《光伏发电站防雷技术要求》5.2.1.1光伏方阵电气线路应采取防雷击电磁脉冲和闪电电涌侵入措施；5.2.1.2光伏方阵金属部件应与防雷装置进行等电位连接并接地；5.2.1.5 地面光伏发电站光伏方阵接地装置工频接地电阻不宜大于10Ω，高电阻地区（电阻率大于2000Ωm）最大值应不高于30Ω；

光伏方阵接地网外缘应闭合，光伏方阵每排支架应至少在两端接地。上述规定是对光伏方阵防雷接地做出的要求，即防雷接地电阻不宜大于10Ω。

根据GB50797-2012《光伏发电站设计规范》，8.8.3光伏方阵场地内应设置接地网，接地网除应采用人工接地极外，还应充分利用支架基础的金属构件；8.8.4光伏方阵接地应连续、可靠，接地电阻应小于4Ω。

根据GB50797《光伏发电站设计规范》征求意见稿，9.10.8对水上光伏电站，不应将雷电流直接释放至水中。可根据实际情况采取接地体沿桩基内埋设至水下，或沿电缆敷设通道、人员巡视通道引至岸边接地，也可在水体中接地体采用绝缘套管等措施来避免将雷电流直接释放至水中。例如，对于PHC管桩等基础型式，可利用其内部钢筋作为接地体以释放故障电流。

根据T/CPIA 0017-2019《水上光伏发电系统设计规范》，8.6.1 桩柱一体式光伏发电系统，排水施工时应在土壤中设置接地干线和垂直接地极；水上作业施工时宜沿支架设置接地干线，垂直接地极宜埋设进入土壤中。8.6.5 接地电阻应小于 4Ω。8.6.6 电气设备应可靠接地，有边框的组件之间应采用多股软导线相接，也可通过双刺垫片连接至支架系统，并接至接地干线。

根据IEC 62738-2018《Ground-mounted photovoltaic power plants- Design guidelines and recommendations》，组件支架间要做等电位接地连接。

2.2 结论

根据上述对不同规范的分析理解，关于渔光互补光伏电站接地，可以得出以下结论：

2.2.1渔光互补电站光伏方阵的防雷冲击接地电阻不宜超过10Ω，工频接地电阻不应超过4Ω，且从防雷的角度而言，自雷击点（组件边框）至雷电流泄放点（入地或入水）的导体间距不宜超过100m。

2.2.2光伏场区可根据需要设置水平接地极和垂直接地极，水体中接地体需采用绝缘套管等措施来避免将雷电流直接释放至水中。

2.2.3对于PHC管桩等基础型式，可利用其内部钢筋作为接地体。

3渔光互补光伏电站接地

渔光互补电站一般建在水上，渔光互补光伏升压站大多采用架空大平台方案或设置在离岸标高大于设计标高的陆地。组串式逆变器和直流汇流箱一般壁挂式安装在组件支架基础-预制管桩上；集中式逆变器，一般采用箱逆变一体机，安装在架空平台上。渔光互补光伏电站电缆通道一般采用大跨度电缆桥架方式，大多固定在支架基础-预制管桩上或单独设置的预制管桩上。

接地网接地装置的作用是把雷电流从接闪器尽快传导到大地，对接地装置的要求是要有足够小的接地电阻和合理的布局。光伏电站接地系统通常有两大类：一是强电接地，主要指防雷接地；二是弱电接地，主要指工作接地、安全接地等。不同类型接地，其要求也不一样。防雷接地的接地电阻值一般要在4～30Ω；工作接地的接地电阻一般要在0.5Ω～10Ω。光伏方阵的防雷接地应与其保护、系统接地以及汇流箱、逆变器、升压变压器等配电设施接地系统共用同一接地装置，且接地电阻应符合最小值要求。

3.1 渔光互补光伏电站接地常规设计方案

3.1.1 组件及支架接地设计

对于渔光互补光伏电站，组件支架檩条互联后可以起到水平接地体的作用，将多个单元等电位连接。当发生雷击组件边框后，雷电流的泄放通道为：组件边框→边框与支架檩条连接导体→支架檩条→横向传输→垂直接地极或接地引下线→土壤中。

光伏组串内部，通过1×4mm2黄绿线将光伏组件接地孔互联，并在组串两端连接檩条，相邻光伏组串檩条间通过扁铁连接。沿电缆桥架敷设水平接地干线，并引上与组件支架相连，从而将光伏组串前后排通过镀锌扁钢连接连成电气通路，组成整个场区的水平接地网。在第2与第5组串中间PHC管桩处组串立柱引扁铁入地，形成故障电流泄流通道，并满足自雷击点（组件边框）至雷电流泄放点（入地或入水）的导体间距不宜超过100m的要求。(图1)

（a）组串内部及组串间接地

（b）组串接地引下

图1. 光伏场区组件支架接地常规设计方案

上述接地方案是借鉴陆上光伏的通用做法，由于陆上光伏一般建在山地、丘陵地带，地下多为石头，土壤电阻率很高。常规方案旨在光伏场区形成一个大面积连通的接地网，以降低接地电阻，满足规范对于光伏阵列接地电阻的要求。然而，上述设计方案对于水面光伏而言则过于保守。

3.1.2 组串式逆变器/汇流箱接地设计

组串式逆变器或汇流箱，一般壁挂式安装在组件支架基础-预制管桩上，处于组件下方，基本没有遭受直击雷风险。按照组串式逆变器/汇流箱接地要求，一般均引出一个PE线，用于设备本体接地，接地电阻一般只要求工频接地电阻小于4Ω。对于单个组串式逆变器或汇流箱的接地，一般将其与组件及支架接地网联通，共用一个接地系统，工频接地电阻小于4Ω即可。具体做法为：将组串式逆变器或汇流箱的接地PE接线端子采用1×16mm2黄绿接地线引至就近支架檩条，并通过立柱引扁铁入地，形成故障电流泄流通道。

3.1.3 箱逆变一体机或箱变设备接地设计

根据GB 50797-2012《光伏发电站设计规范》，过电压保护和接地应符合GB/T 50065-2011《交流电气装置的接地设计规范》和GB/T 50064-2014《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》的规定。鉴于光伏电站箱变高压侧电压系统中性点一般采用非直接接地方式，根据接地设计规范对非直接接地系统配电装置的接地电阻不超过120/I(I为入地故障电流)，且不能超过4Ω。对于大型渔光互补电站，35kV电缆型集电线路长度较长，发生单相接地故障时，这样要求箱逆变一体机或箱变的工频接地电阻一般小于1.2Ω。

对于渔光互补光伏电站，箱逆变一体机或箱变基础一般采用架空平台方案，平台上接地网明敷，将所有设备接地与明敷地网联通，直接通过接地引下线将箱变外壳接地引下，明敷接地网与平台内钢筋网联通保证跨步电压满足规范要求，保证人身安全，然后将平台明敷地网通过多根接地引下线引至平台下接地网。

3.1.4 电缆桥架接地设计

根据GB/T 50065-2011《交流电气装置的接地设计规范》3.2.1，电力电缆接线盒、终端盒的外壳、电力电缆的金属护套或屏蔽层、穿线的钢管和电缆桥架等应接地；根据GB 50169-2016《电气装置安装工程接地装置施工及验收规程》4.3.8，沿电缆桥架敷设铜绞线、镀锌扁铁及利用沿桥架如安装托架用的金属构件作为接地网时，电缆桥架接地应符合下列规定：全长大于30m时，应每隔20m～30m增加与接地网的连接点，电缆桥架的起始端和终点端应与接地网可靠连接。渔光互补电站中，一般采用大跨度桥架，桥架跨度不小于

6m，桥架一般固定在光伏支架的PHC管桩上，部分不能利用支架管桩的位置单独设置PHC管桩支撑桥架。对于桥架接地，首先要求桥架供货厂家在桥架供货时，每段桥架的电气联通接地材料（跨接导体）由电缆桥架厂家成套供货，保证每段电缆桥架都是电气联通，其次按照规范要求，对于光伏方阵内电缆通道的电缆桥架，每隔20m～30m通过-50×5的热镀锌扁钢将电缆桥架支架与PHC管桩顶部钢板焊接，或者将电缆桥架支架直接就近与光伏支架接地引下线连接即可。电缆桥架接地对接地电阻无特殊要求，可与光伏支架接地共用一个接网。

3.1.5整体接地装置设计

根据GB50169-2016 《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》4.5.2，光伏方阵的防雷接地应与其保护接地、系统接地以及汇流箱、逆变器、升压变压器等配电设施的接地系统共用同一接地装置，共用接地装置的接地电阻，应符合其中最小值的要求。

光伏场区系统，以一个箱变为一个发电单元，组件支架接地、组串式逆变器或汇流箱接地、箱逆变一体机或箱变设备接地、桥架接地共用一个接地系统，接地电阻以箱逆变一体机或箱变设备接地所需值为准，且小于4Ω。对于升压站接地系统，在能够保证发生单相接地故障时，跨步电势和接触电压不会对光伏场区运维人员造成伤害的前提下，可以将升压站接地系统与光伏区接地系统互联，降低接地电阻，节约工程造价，否则不建议将升压站接地系统与光伏场区接地系统互联。

3.2渔光互补光伏电站接地优化方案

3.2.1 高强度PHC管桩的特性

渔光互补项目支架基础一般采用预应力混凝土PHC管桩，PHC管桩混凝土强度为C80，管桩内预应力钢筋沿其圆周均匀布置，桩端加强端板与钢筋可靠焊接连通。

PHC管桩可作为接地体，用于泄放雷电流或接地故障电流。

3.2.2 混凝土在土壤中的电阻率特性

根据GB50065-2011《交流电气装置的接地设计规范》附录J，混凝土在水中电阻率很低，近似值为40~55Ωm，略小于水体电阻率。由于预制桩垂直打入水域底部，入土深度达2m以上，PHC管桩中钢筋可当作垂直接地极，外部混凝土-水体可视作电阻率较低的土壤。

3.2.3 接地优化方案

在渔光互补光伏电站中，对组件设备风险最高的即为雷电风险，增加垂直泄流通道密度是降低组件风险最好的措施，但是，垂直接地极设置越密，造价越高。根据对PHC管桩特性的分析，对渔光互补光伏电站，可利用PHC管桩作为垂直接地极，以降低工程造价。在现场施工时，将支架与PHC管桩顶部钢板通过导体连通接地。

从工频接地方面考虑，规范要求光伏方阵接地电阻值不超过4Ω即可。常规接地方案借鉴陆上光伏通用做法，将整个光伏组串前后排通过镀锌扁钢连接形成电气通路，在光伏场区形成一个大面积连通的接地网，此种方案满足了规范的要求，但过于保守。

对于具体工程，合理的方案，首先应计算已有的通过檩条互联的垂直接地极的复合接地电阻，如满足4Ω，则不需额外处理，如大于4Ω，可通过电缆桥架将前后排的多排支架互联起来，直到工频接地电阻小于4Ω。

综合考虑，从雷电接地方面考虑，在单组支架中，至少应利用两端两个PHC管桩作为垂直接地极，将檩条与PHC预制桩顶部预埋铁用导体连通即可，如当地雷暴日较高，雷击风险很高，可以将单组支架中每个PHC管桩作为垂直接地极；同时考虑枯水期风险，可在中间部位PHC管桩处设置一个独立导体引下线，从PHC管桩顶预埋铁焊1根导体沿管桩引下至枯水期最低水位2.5m以下（如枯水期水位为零，则引下线应入地2.5米），沿管桩采取适当的措施固定引下线，并对水体中接地体采用绝缘套管等措施来避免将雷电流直接释放至水中。

3.2.4 接地优化方案实施

1)施工工艺及顺序

测量、定位放线→打桩→垂直度控制→成桩→接地体连接→等电位焊接、接地干线安装。

2)管桩施工方法

进场材料控制：预应力混凝土管桩进场验收必须按照《预应力混凝土管桩》（10G409）的规定执行。并持有预应力混凝土管桩出厂合格证，同时检查桩体外观质量、尺寸偏差、表面光洁度、是否龟裂等，不符合设计及规范要求管桩不允许投入使用。在施工过程中需注意桩顶钢板应保持与内部钢筋的连接不应脱落。

3)工艺流程：

施工工艺流程如下图2：

图2. 接地施工流程

3.4 渔光互补光伏电站接地优化方案应用实例

将本研究报告接地优化方案在工程实际中加以应用，以验证方案有效性和合理性。

3.4.1 工程概况

中广核安徽当涂260MW光伏项目（以下简称“当涂光伏项目”）位于安徽省马鞍山市当涂县大陇镇双潭湖域内，使用水面约6000亩，建设容量为260MWp，平价上网电价0.3844元/kWh。

3.4.2接地优化方案实施

当涂项目场区接地方案见（图3）所示。光伏组串内部接地与常规方案一致，光伏组串间接地进一步精细化设计，取消常规方案中沿电缆桥架敷设的水平接地干线。除在第2与第5组串中间PHC管桩处组串立柱引接地体入地外，尚在每个组串中间

PHC管桩处，组串立柱引扁铁与管桩顶部钢板可靠焊接，利用管桩内部钢筋作为泄流通道。

图3.当涂场区接地优化设计方案

根据图3所示，当涂光伏场区土壤电阻率均不超过40Ωm。依据GB50065-2011《交流电气装置的接地设计规范》附录A，计算单根引下接地极接地电阻：

式中：

可得，单根引下接地极接地电阻为，2根人为设置的引下接地极加上6根PHC管桩内部钢筋自然接地极，等效接地电阻略大于10/8=1.25Ω。故，此方案完全满足光伏场区接地电阻小于4Ω的要求，且自雷击点至雷电流泄放点导体间距均小于100m，优于规范要求。

3.4.3 接地优化方案效益评价

经济效益评价

根据各电站竣工结算调研情况，整理光伏场区接地造价（含材料和施工两部分费用）.光伏场区接地造价普遍在1.2~2.1万元/MWp之间，波动幅度较大，平均造价水平约1.56万元/MWp。当涂光伏项目可研收口文件接地造价为1.45万元/MWp，实际结算为0.86万元/MWp。采用本报告优化方案后，相比平均造价节省0.7万元/MWp，合计182万元；相比可研造价节省0.59万元/MWp，合计153.4万元。

可见：本接地优化方案具有直接和间接经济效益。

4结语

本课题深入分析了常规接地方案，并提出了利用PHC管桩内部钢筋作为接地极、光伏组串间接地精细化设计的方案，以当涂光伏项目为例，验证了方案的合理性。

参考文献

[1].根据GB/T32512-2016《光伏发电站防雷技术要求》.

[2].根据GB50797-2012《光伏发电站设计规范》.

[3].根据GB50797《光伏发电站设计规范》征求意见稿.

[4].根据T/CPIA 0017-2019《水上光伏发电系统设计规范》.

[5].根据IEC 62738-2018《Ground-mounted photovoltaic power plants- Design guidelines and recommendations》.

[6].根据GB/T 50065-2011《交流电气装置的接地设计规范》.

[7].根据GB/T 50064-2014《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》.

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