趙亮亮， 黃國強(qiáng)， 焦見杰， 李巍巍， 任曉朦

(1. 中國航空規(guī)劃設(shè)計研究總院有限公司，北京 100012；2. 中國航空工業(yè)新能源投資有限公司，北京 100011)

0 引言

自2015 年全球絕大部分國家達(dá)成京都議定書的共識以來，全球著名科技產(chǎn)品生產(chǎn)公司紛紛宣布在未來30 年左右實現(xiàn)企業(yè)生產(chǎn)“零碳排放”的承諾，以引領(lǐng)全球制造業(yè)應(yīng)對從工業(yè)革命以來大氣溫度持續(xù)攀升帶來的挑戰(zhàn)。

國內(nèi)綠電交易分為兩類平臺，一類是由國家發(fā)改委、財政部、能源局三部委聯(lián)合搭建的“綠證認(rèn)購平臺”，與國際多家綠證平臺機(jī)構(gòu)相互認(rèn)可。 需要使用綠電的企業(yè)，配合已用的電能，在交付產(chǎn)品時出示綠色電力證書(國家對發(fā)電企業(yè)所生產(chǎn)的每1 000 度綠色電力頒發(fā)的具有唯一代碼標(biāo)識的電子憑證)予以證明。 另一類是國內(nèi)各電力公司推出的綠電直接銷售，如北京電力交易中心和廣州電力交易中心。 本文介紹第三種方式，擬利用工業(yè)園區(qū)內(nèi)的地理環(huán)境和氣候條件，建設(shè)綠色發(fā)電設(shè)施，直接獲得綠電。

1 園區(qū)綠色發(fā)電系統(tǒng)設(shè)計

1.1 電池生產(chǎn)廠房用電情況

該電池公司的生產(chǎn)廠房分為A 棟、B 棟和待建的C 棟，安裝變壓器容量分別為18 MVA、23 MVA和23 MVA。 2020 年A 棟和B 棟的年用電量為8 770 萬kWh，每月用電量平均730.8 萬kWh，預(yù)計C 棟2025 年建成后的年用電量為2.23 億kWh，每個月總用電量約為1 861.9 萬kWh。

1.2 光伏發(fā)電系統(tǒng)

根據(jù)Meteonorm 氣象數(shù)據(jù)中的光資源數(shù)據(jù)，當(dāng)?shù)靥柲苣贻椛淞繛? 395～1 625kWh/m2，全年滿額發(fā)電的日照時間達(dá)到1 381 h。 光伏發(fā)電系統(tǒng)按照目前主流采用單晶硅單面單玻540Wp 組件，取光伏陣列表面太陽能年輻射量1 457kWh/m2，裝機(jī)容量為2 MWp，光伏系統(tǒng)效率為79.8%，首年理論發(fā)電量為232.5 萬kWh。 該系統(tǒng)運(yùn)行25 年，年均發(fā)電量為213.23 萬kWh，運(yùn)行期25 年內(nèi)總發(fā)電量為5 330.71 萬kWh。

1.3 風(fēng)力發(fā)電系統(tǒng)

項目所在地的工業(yè)園區(qū)南側(cè)與山嶺相鄰，通過項目所在地的100 m 高的中尺度風(fēng)資源數(shù)據(jù)可知，風(fēng)速為6.3～6.7 m/s，全年主力風(fēng)向為N 向。 經(jīng)風(fēng)機(jī)選型和初步布局，在南側(cè)山嶺可布置13 臺額定功率為3.85 MW 的低風(fēng)速主流機(jī)型。 該風(fēng)機(jī)的技術(shù)參數(shù)為:葉輪直徑171 m，輪轂高110 m，切入風(fēng)速2.5 m/s，標(biāo)況下額定風(fēng)速9.6 m/s，切出風(fēng)速24 m/s，最大風(fēng)速為35 m/s，湍流強(qiáng)度為B 級，設(shè)計風(fēng)區(qū)等級為IEC S 級[10]。

為了能夠滿足當(dāng)?shù)卣碗娋W(wǎng)公司對分布式發(fā)電系統(tǒng)選址和并網(wǎng)的要求，80 MW 的風(fēng)力發(fā)電系統(tǒng)，擬分兩期進(jìn)行建設(shè)，一期選址區(qū)域布置50 MW的風(fēng)場，二期再選址布置30 MW 的風(fēng)場。 選址區(qū)域100 m 處的空氣密度為1.223 kg/m3，一期風(fēng)電場年發(fā)電量為16 310.6 萬kWh，二期風(fēng)電場年發(fā)電量為9 786.37 萬kWh，兩期發(fā)電量的等效小時數(shù)為3 258.9 h。發(fā)電系統(tǒng)擬采用自發(fā)自用、余電(或谷電)儲能，再余電上網(wǎng)的并網(wǎng)方式。

1.4 儲能系統(tǒng)

儲能系統(tǒng)單元擬采用1 套儲能容量10 MW(20 MWh)的成套設(shè)備。 成套設(shè)備包括2 套內(nèi)裝8 臺630kW IPS 變流器的集裝箱，8 套內(nèi)裝1.25 MW/2.5 MWh 電池組的集裝箱，8 臺2 500kVA、0.4/10kV 升壓變壓器和1 套能量管理系統(tǒng)。

1.5 電氣主接線方案

此綠電方案的總規(guī)模為2 MWp 光伏發(fā)電系統(tǒng)、50 MW+30 MW 風(fēng)力發(fā)電系統(tǒng)、10 MW(2 h)儲能單元。

其中ω為電場角頻率，E為電場強(qiáng)度，V為電子平均勢能.由式3可知，在相同的檢測條件下電導(dǎo)損耗均相同，所以不同液體對微波的吸收功率的差異完全取決于極化損耗.

A 棟生產(chǎn)廠房內(nèi)設(shè)置有10kV 配電室，10kV 配電系統(tǒng)為單母分段接線。 為了減少綠電過網(wǎng)損耗，將綠色電能直接用于生產(chǎn)，擬在A 棟生產(chǎn)廠房的外側(cè)增設(shè)綠電系統(tǒng)10kV 匯集箱作為樞紐，再通過封閉母線與廠房內(nèi)現(xiàn)有的配電室10kV 開關(guān)柜相連。10kV 匯集箱將6 臺3.86 MW 的風(fēng)力發(fā)電機(jī)、2 套500kW 的光伏發(fā)電單元和2 套2 500kVA 的儲能單元分別分配在10kV I 段和II 段上，如圖1 所示。 B棟和C 棟生產(chǎn)廠房的綠電接入方案與A 棟生產(chǎn)廠房相似。

圖1 A 棟綠電電氣主接線圖

2 綠電系統(tǒng)運(yùn)行分析

2.1 電量平衡

用戶2020 年年用電量為8 770 萬kWh，2025 年年用電量為2.23 億kWh。 2 MW 光伏年發(fā)電量213.23 萬kWh，50 MW 風(fēng)力年發(fā)電量1.63 億kWh，30 MW 風(fēng)力年發(fā)電量9 786.3 萬kWh，總計裝機(jī)容量為82 MW 發(fā)電系統(tǒng)，年發(fā)電量為2.63 億kWh，超過用戶2025 年的用電需求2.23 億kWh。

2.2 電費(fèi)計算

當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)銷售電價為:1-10kV 電壓等級0.476元/kWh，35-110kV 電壓等級0.463 元/kWh。 城市公用事業(yè)附加的征收標(biāo)準(zhǔn)為:大工業(yè)電價附加0.7分/kWh，可再生能源電價附加0.1 分/kWh。 高峰時段8:00-11:00 和17:00-22:00，電價上浮50%；低谷時段22:00-次日5:00，下浮50%；其余時間為平時段，電價不變。 上網(wǎng)電價暫按0.3 731 元/度計算。 當(dāng)?shù)胤骞绕诫妰r如表1 所示。

表1 當(dāng)?shù)胤骞绕诫妰r表

以預(yù)計的 2024 年該公司年耗電量168 159 770kWh 為基準(zhǔn)，儲能和光伏產(chǎn)生電能全部由工廠消耗，風(fēng)電多余電量平價上網(wǎng)。 風(fēng)電量按照24 h 平均分配，光電量按照8:00—17:00 平均分布，儲能按照低谷充電高峰放電方式，不同類型發(fā)電或儲能的綜合加權(quán)電價結(jié)果如下。

風(fēng)電:(0.726×8+0.242×7+0.484×9)/24 ＝0.494 元/kWh。

光電: (0.726 × 3 + 0.484 × 6)/9 ＝0.5 647元/kWh。

儲能:一天一次充放電循環(huán)，0.726-0.242 ＝0.484 元/kWh。

2.3 綠電運(yùn)行方式

風(fēng)電系統(tǒng)、光伏系統(tǒng)和儲能系統(tǒng)在電氣拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)上具有既相互獨(dú)立又互為補(bǔ)充的特點(diǎn)，這決定了風(fēng)光儲系統(tǒng)運(yùn)行方式的多樣化。 控制系統(tǒng)可根據(jù)調(diào)度計劃、風(fēng)能預(yù)測和光照預(yù)測，對風(fēng)電系統(tǒng)、光伏系統(tǒng)、儲能系統(tǒng)和變電站進(jìn)行全景監(jiān)控和智能優(yōu)化，實現(xiàn)風(fēng)光儲系統(tǒng)多種運(yùn)行模式的無縫切換。 現(xiàn)將主要五種運(yùn)行方式介紹如下。

在風(fēng)速處于風(fēng)電機(jī)組正常運(yùn)行風(fēng)速范圍之外時，風(fēng)電機(jī)組無輸出。 若此時光伏系統(tǒng)出力符合并網(wǎng)條件，同時出于對儲能系統(tǒng)電池壽命的考慮，儲能系統(tǒng)不動作，這種情況下光伏系統(tǒng)單獨(dú)發(fā)電，企業(yè)負(fù)荷虧空部分由市政電網(wǎng)補(bǔ)充。 以預(yù)計的2025年耗電量為基準(zhǔn)，光伏發(fā)電平均占比為總用電量的0.95%，此種運(yùn)行方式基本等同于市電供電，其用電最終價格等同于市電價格。

(2)方式B:風(fēng)力發(fā)電，余電上網(wǎng)；風(fēng)電不足，市電補(bǔ)充

當(dāng)處于夜晚或有云層遮擋等無光照的情況下，光伏系統(tǒng)沒有輸出。 如果此時風(fēng)速處于風(fēng)電機(jī)組正常運(yùn)行風(fēng)速范圍內(nèi)，風(fēng)電系統(tǒng)出力符合并網(wǎng)條件，同時出于對儲能系統(tǒng)電池壽命的考慮，儲能系統(tǒng)不動作，這種情況下風(fēng)電系統(tǒng)單獨(dú)發(fā)電，有余電時余電上網(wǎng)，風(fēng)電不足時市政電網(wǎng)補(bǔ)充。

以預(yù)計的2025 年耗電量為基準(zhǔn)，風(fēng)機(jī)發(fā)電平均占比為總用電量的117%，單獨(dú)風(fēng)力發(fā)電出力即可滿足工廠負(fù)荷。 此時工廠用電價格即為風(fēng)電綜合加權(quán)價格，為0.494 元/kWh。 但是由于風(fēng)能不穩(wěn)定性，會導(dǎo)致風(fēng)電系統(tǒng)出力的不穩(wěn)定，因此需要市電作為后備。

(3)方式C:風(fēng)力+光伏發(fā)電，余電上網(wǎng)；風(fēng)光不足，市電補(bǔ)充

當(dāng)風(fēng)速在風(fēng)電機(jī)組正常風(fēng)速范圍內(nèi)且光照正常時，由于風(fēng)電出力和光伏出力具有一定的的相互平滑性，其聯(lián)合出力能滿足并網(wǎng)條件，此時儲能系統(tǒng)不需要動作。 在此種情況下，余電上網(wǎng)，如風(fēng)電出力不足，則由市政電網(wǎng)補(bǔ)充。 由于光伏系統(tǒng)占比小，因此工廠用電價格大約為風(fēng)電綜合加權(quán)價格，即0.494 元/kWh。

(4)方式D:風(fēng)力+光伏+儲能，余電上網(wǎng)；風(fēng)光不足，儲能補(bǔ)充；儲能不足，市電補(bǔ)充

當(dāng)風(fēng)電和光伏系統(tǒng)皆有發(fā)電輸出，但合成出力不滿足并網(wǎng)條件時，需要儲能系統(tǒng)進(jìn)行調(diào)節(jié)，這種情況下風(fēng)電、光伏和儲能聯(lián)合出力，余電上網(wǎng)，風(fēng)光不足時則優(yōu)先由儲能補(bǔ)充，儲能不足時則由市政電網(wǎng)補(bǔ)充。 在此方式下，可以有效避免單一系統(tǒng)停止運(yùn)行對整個系統(tǒng)的影響，能最大程度實現(xiàn)功率平滑輸出，具備削峰填谷的應(yīng)用效果。

(5)方式E:市電用電，儲能削峰填谷

當(dāng)無光照且風(fēng)速在風(fēng)電機(jī)組正常風(fēng)速范圍之外時，風(fēng)電系統(tǒng)和光伏系統(tǒng)均無法出力，此時負(fù)荷由市電供電，同時為了能夠削峰填谷投入儲能系統(tǒng)。

3 項目投資分析

方案的估算靜態(tài)投資水平年為2022 年3 月份。單位造價通過EPC 廠家詢價或參考近期類似工程單位造價。

風(fēng)電系統(tǒng)的初始全投資成本按照6.5 元/W 計算，包含項目前提費(fèi)用、設(shè)備購置費(fèi)、安裝費(fèi)用、土建工程、外部接入費(fèi)用、其他費(fèi)用，80 MW 風(fēng)電合計投資額度為52 500 萬元。

光伏系統(tǒng)的按照3.5 元/W 計算，主要包含組件，逆變器、支架、一次設(shè)備、二次設(shè)備等關(guān)鍵設(shè)備成本，以及土地費(fèi)用、電網(wǎng)接入、建安、管理費(fèi)用等。光伏系統(tǒng)合計投資額度為700 萬元。

儲能系統(tǒng)成本按照1.8 元/Wh 計算，主要包含電池成本、電池配套設(shè)備成本、施工成本和其他成本等。 儲能系統(tǒng)電池由于充放電次數(shù)限制，單期儲能系統(tǒng)按照8 年有效生命周期計算。 單期儲能系統(tǒng)投資額度為3 600 萬元。

注冊資本金占總投資的20%，其余資金為銀行貸款。 基準(zhǔn)利率按照5%考慮，等額還本利息照付，同時參照當(dāng)前實際人員工資、維修費(fèi)、折舊費(fèi)等。表2 為風(fēng)電、光伏、儲能單獨(dú)運(yùn)行和“風(fēng)光儲”聯(lián)合運(yùn)行的計算項目的經(jīng)濟(jì)技術(shù)指標(biāo)。

表2 不同方式下投資收益分析

計算表明，風(fēng)力發(fā)電單獨(dú)運(yùn)行時靜態(tài)投資回收期為6.89 年，光伏發(fā)電單獨(dú)運(yùn)行時靜態(tài)投資回收期為11.87 年，儲能單獨(dú)運(yùn)行時年利潤為負(fù)值。 當(dāng)“風(fēng)光儲”作為整體方案時，工程靜態(tài)投資回收期在8.75年，內(nèi)部收益率在10.28%，擁有較強(qiáng)的盈利能力。

4 結(jié)束語

本方案因地制宜，利用閑置的建筑屋面和周邊的山嶺，充分利用當(dāng)?shù)氐奶柲芎惋L(fēng)能資源，能有效的替代和減少對傳統(tǒng)化石能源的消耗。 通過綠色能源獲取充足的電力，滿足園區(qū)內(nèi)用電企業(yè)對“綠電”的需求，有助于工業(yè)園區(qū)實現(xiàn)“減碳”目標(biāo)，符合國家的政策導(dǎo)向，具有很好的社會效應(yīng)。

本方案屬于多能互補(bǔ)的分布式能源項目，清潔能源發(fā)電靠近用電負(fù)荷，降低了電網(wǎng)長距離輸電的線路損耗，經(jīng)本文的經(jīng)濟(jì)分析，該方案具有很好的收益率，可有效降低企業(yè)的運(yùn)行成本，經(jīng)濟(jì)效益良好。