海上風力潮流聯合發電系統的容量配置研究

胡恩德，楊 歡，趙榮祥，鄭太英

(浙江大學 電氣工程學院，浙江 杭州 310027)

0 引 言

海洋蘊含著巨大的能量[1]。開發利用海洋能的主要形式有海上風電、潮汐能發電、潮流能發電和波浪能發電等[2]。海上風電項目受到陸上風電項目的帶動，研究與開發起步較早[3]。1991年，丹麥建立第一個海上風電工程，到2001年海上風電已進入商業化示范階段[4]。到2015年，全球海上風電總裝機容量已達12 GW[5]，預測到2020年，全球海上風電總裝機容量將達55 GW[6]。截止到2015年底，我國已完成安裝海上風機總裝機容量超過1 000 MW，在建2 300 MW，待開工1 240 MW[7]。但是海上風電發展也存在一些瓶頸問題，主要是安裝維護費用較高，造價約為陸上風電的2倍[8]，且海上風力單一能源發電時，出力波動性較大，可預測性較差，海上風電接入電網將直接影響陸地電網的電壓穩定與功率平衡[9]。而另一種成功應用的海洋能-潮流能輸出能量的波動具有周期性，便于預測[10]。因此，海上風力潮流聯合發電系統開始引起人們的關注，Rahman等[11]提出了一種海上風力潮流聯合發電系統(HOTT)，給出了一種新穎的系統布局方式與發電控制方式，可以有效降低系統總成本，并提高出力穩定性；在此基礎上，通過控制潮流電機的轉速和逆變器頻率使得潮流電機在發電狀態和電動狀態平滑切換，從而可以補償風功率的波動，使得系統輸出功率更加平滑[12];文獻[13]中提出了一種帶有飛輪儲能裝置的海上風力潮流聯合發電系統，并通過仿真驗證了該系統的動靜態穩定性。

本研究主要進行海上風力潮流聯合發電系統的容量配置的研究。

1 海上風力潮流聯合發電系統的特點

浙江海上風能和潮流能具有較好的互補特性。從時間上來看，以舟山為例，該市岱山縣衢山島月平均風速如圖1所示[14]。

圖1 舟山市岱山縣衢山島月平均風速圖

該市岱山縣龜山航門水道月平均潮流流速如圖2所示[15-16]。

圖2 舟山龜山航門水道月平均潮流流速圖

可以看出，將風能和潮流能聯合利用有利于提高發電系統的出力穩定性。

2020年前，舟山市規劃近海風電場總容量為1 550 MW[17]。同樣，舟山市潮流能資源也十分豐富，海上風電和潮流發電的地理位置接近，將二者建立在同一平臺可有效降低建設成本。考慮到裝置的可靠性和安全性，一般采用基礎強度較高的樁柱式基礎平臺結構[18]。

風潮聯合發電系統平臺示意圖如圖3所示[19]。

圖3 風力潮流聯合發電系統平臺示意圖

風輪機和潮流水輪機采用發電效率較高的水平軸式渦輪機。風力發電和潮流發電的發電機類型主要有雙饋感應電機和永磁同步電機。

2 海上風力潮流聯合發電系統的建模

海上風力潮流聯合發電系統的組網方式分為直流母線組網方式、交流母線組網方式和交直流混合母線組網方式[20]。直流母線組網方式不存在各分布式電源同步并網的問題，且使用統一的DC/AC變換器，采用直流母線可以增強系統的可控性與抗擾性。因此，該系統采用直流母線組網方式。海上風力潮流聯合發電系統包括風力發電機、潮流發電機、蓄電池、逆變器、負荷、電網，系統拓撲如圖4所示。

圖4 系統拓撲

2.1 風速模型

風機的輸出功率與風速的大小密切相關。短時間內，風速的變化是隨機的，從長期來看，風速的概率分布可以用威布爾分布來模擬[22]，威布爾分布的概率密度如下式所示：

(1)

式中：v—實際風速；k—形狀參數；c—尺度參數。

2.2 風力機模型

風力機的葉片半徑為rw，空氣密度為ρw，風速為vw，由風輪機空氣動力學可知，風力機軸上輸出的機械功率如下式所示[23]：

(2)

式中：Cpw(λw,βw)—風能利用系數；λw—風機的最佳葉尖速比；βw—風機的槳距角。

穩態運行條件下變槳距風機輸出功率與風速的關系可用如下式所示的分段函數近似表示[24]：

(3)

式中：v—實際風速；vci—切入風速；vco—切出風速；vr—額定風速；Pr—風力發電機組額定輸出功率。

2.3 潮流流速模型

潮流流速的波動具有周期性。潮流流速存在半日、半月、月、年、18.61年等多個周期，本研究考慮半日周期、半月周期和年周期。忽略流速的不對稱性，潮流流速的變化規律可由下式表示：

(4)

式中：Vm—指平均最大流速；k，k′—波動系數；T″—年周期(T″=8 760 h)；T′—大小潮周期(T′=354 h22 min 14 s)；T—潮流周期(T=12 h25 min 14 s)。

2.4 潮流電機模型

潮流電機的出力特性與風力機類似，潮流能水輪機的葉片半徑為rt，海水密度為ρt，海水流速為vt，則葉輪軸上輸出的機械功率為：

(5)

式中：Cpt(λt,βt)—潮流能利用系數；λt—潮流能水輪機的最佳葉尖速比；βt—水輪機的槳距角。

3 聯合發電系統的評價指標

3.1 年度容量缺額比例

年度容量缺額比例表征系統的供電可靠性，是聯合發電系統設計的主要評價指標之一，其表示方式如下式所示[25]：

(6)

(7)

式中：Ploss(ti)—第i個小時的功率缺額；PLD(ti)—第i個小時的負荷功率；PL(ti)—第i個小時的負荷功率與運行備用功率之和；PLa(ti)—第i個小時風力機、潮流電機、電網、蓄電池可以提供的功率之和；N—一年中的采樣點數，取8 760。

3.2 可再生能源供電比例

可再生能源供電比例表征系統的可再生能源利用率，其表示方式為：

(8)

式中：Wwt，Wtt，Wgd—風力機、潮流機、電網的年度供電量。

3.3 系統成本

系統總凈現成本(net present cost, NPC)是進行尋優的最主要經濟性指標，在進行仿真時，首先得到滿足系統約束條件的可行方案，再按照NPC從小到大的順序進行最優化排序。系統總凈現成本為：

CNPC=Cint+Copt+Crep+Cgdp+Cpet-Cgds-Csav

(9)

式中：Cint，Copt，Crep，Cgdp，Cpet，Cgds，Csav—系統初始投資，運行維護投資、設備更換投資、從電網購電投資、從電網購電造成等效污染處罰投資、售電給電網獲得的收入、系統殘值。其中系統殘值為系統各設備殘值之和，設備殘值定義為：

(10)

式中：Crepn—某設備的更換投資；Rrem—該設備的剩余生存時間；Rcomp—該設備的生命周期。

需要注意的是計算NPC時要考慮折現率，即將除初始年份外的其他年份的成本值按一定比例折算到初始年份，折現率一般取6%。

4 算例仿真分析

為了驗證海上風力潮流聯合發電系統的可行性，基于HOMER軟件，以浙江舟山龜山水道為參考區域，搭建了海上風力潮流聯合發電系統的仿真模型。

算例中的負荷功率Pload利用HOMER軟件的典型負荷曲線生成，平均負荷為6.16 MW，峰值負荷為20 MW。風速曲線由HOMER軟件將舟山市岱山縣衢山島月平均風速數據按威布爾分布離散生成；潮流流速以岱山縣龜山水道為例，最大流速取3.76 m/s，忽略潮流不對稱性，k取0.2,k′取0.1，Vm取2.86 m/s，按照式(4)離散生成潮流流速曲線。

年負荷曲線如圖5所示。

圖5 年負荷曲線

潮流流速和風速的曲線如圖6所示。

圖6 風速和潮流流速曲線

風力機采用華銳風電公司的SL3 000/121機型，風力機的出力曲線由式(3)計算得到。現階段海上風力發電造價為16 000元～22 000元/kW[26]，本文取19 000元/kW，年運行維護費用取初始投資的5%，生命周期取20年[27]。

SL3000/121風力機的參數如表1所示[28]。

表1 SL3000/121風力機參數

軟件中的成本計算以美元為單位，成本參數按照匯率1美元等于6.88元換算。潮流能發電水輪機采用MCT公司的SeaGen-S機型，其出力曲線由HOMER給出。潮流能發電的初始投資取26 300元/kW[29]，年運行維護費同樣取初始投資的5%，生命周期取20年[30]。

SeaGen-S機型的參數如表2所示。

表2 SeaGen-S水輪機參數

蓄電池采用鋰離子電池。

仿真中使用的逆變器參數[31]如表3所示。

表3 逆變器參數

表4 蓄電池參數

系統中設置向電網購電的最大功率設置為20 MW，購電價為0.66元/kWh[32]，電網回購電量的最大功率設置為20 MW,回購電價為0.85元/kWh[33]，忽略分時電價，采用平均電價。此外還需考慮購電等效污染物罰款，污染物排放量與對應罰款如表5所示。系統的生命周期取25年。該系統中的負荷為重要負荷，設置最大年度容量缺額比例為1%；為了充分利用可再生能源進行發電，本研究設置最小可再生能源供電比例為80%。

系統備用容量設置為當前負荷的10%加上風機輸出功率的50%，以應對負荷與風機輸出功率的波動。

表5 污染物排放量與對應罰款

本研究在以上設置的基礎上對系統進行尋優仿真。

HOMER軟件中系統的整體結構如圖7所示。

圖7 系統整體結構

容量配置優化結果如表6所示。

表6 容量配置優化結果

表6中前8行為系統以NPC排序的優化結果。并網運行時，系統取6臺風力機與1臺潮流機時NPC最小，可再生能源供電比例為80%。當系統只有風力機時，系統需要8臺風力機，可再生能源供電比例為81%；當系統只有潮流機時，系統需要10臺潮流機，可再生能源供電比例為82%。可見風潮聯合發電系統可以減少系統裝機臺數，減小系統所占水域面積，從而降低系統成本。

但NPC的值不是系統尋優的唯一指標，表6中最后一行為仿真結果中4臺風力機與4臺潮流機的方案。與NPC最小的方案相比，該方案的NPC值上升了約5%，但是采用該方案可以節省2臺風機所占水域面積，且風力機和潮流機共用同一基礎平臺，總項目投資與維護費用都會有所下降，且該方案的可再生能源供電比例為86%，減少了向電網的購電量。在具體系統中，可以根據實際情況合理選擇方案。

由于系統并網運行時，向電網售電可以獲得更多的經濟利益，且增加蓄電池的投資較大。在系統獨立運行時，為了滿足最大年度容量缺額比例的約束，必須向系統添加蓄電池。此時系統的NPC值遠大于并網運行時的值。

HOMER軟件可進行對系統參數的靈敏度分析，在本系統中對風速和潮流流速進行靈敏度分析可為實際系統的方案選擇提供重要判斷依據。

進口抗癌藥零關稅和藥品價格談判雙重政策對利益相關者的影響研究 …………………………………… 楊朵兒等（19）：2598

靈敏度分析結果如圖8所示。

圖8 靈敏度分析結果

在具體系統中，可根據相應海域風速及潮流流速數據選擇合適的發電方案。

5 結束語

本研究從時間和空間角度定性分析了海上風電和潮流發電的互補性，說明了二者聯合發電平臺的優勢；并以其龜山為例，應用HOMER對風力潮流聯合發電系統進行了尋優和靈敏度分析。

結果表明：在滿足所設定的最大年度容量缺額比例與最小可再生能源供電比例的情況下，風潮聯合發電系統的經濟性更好；對風速與潮流流速進行的靈敏度分析，指明了風力、潮流獨立發電與風力潮流聯合發電系統的適用情況。

[1] 吳 峰,鞠 平,秦 川,等.近海可再生能源發電研究綜述與展望[J].河海大學學報:自然科學版,2014,42(1):80-87.

[2] 秦 川,聞丹銀,鞠 平,等.近海可再生能源綜合發電系統模型對比[J].河海大學學報：自然科學版,2015,43(6):574-581.

[3] 周榮衛,何曉鳳,朱 蓉，等.中國近海風能資源開發潛力數值模擬[J].資源科學,2010,32(8):1434-1443.

[4] 施 剛.海上風力發電接入孤立電網的仿真研究[D].上海：上海交通大學電子信息與電氣工程學院,2009.

[5] ANONYM. Global wind report annual market update 2015 [EB/OL]. [2016.04.22]. http://www.gwec.net/wp-content/uploads/vip/GWEC-Global-Wind-2015-Report_April-2016_22_04.pdf

[6] KING R, EKANAYAKE J B. Harmonic modelling of offshore wind farms[C]. Power and Energy Society General Meeting, Minneapolis: IEEE,2010.

[7] 劉 林,葛旭波,張義斌，等.我國海上風電發展現狀及分析[J].能源技術經濟,2012,24(3):66-72.

[8] 陳皓勇,譚 科,席松濤,等.海上風電的經營期成本計算模型[J].電力系統自動化,2014,38(13):135-139.

[9] 林春霖,施 泰.福建省海上風電場接入問題的思考[J].水利科技,2010(4):46-48

[10] 張 勇,崔蓓蓓,邱宇晨.潮流發電—一種開發潮汐能的新方法[J].能源技術,2009(4):223-227.

[11] RAHMAN M L, SHIRAI Y. Hybrid offshore-wind and tidal turbine ( HOTT) energy conversion I (6-pulse GTO rectifier and inverter)[C]. IEEE International Conference on Sustainable Energy Technologies, singapore: IEEE,2009.

[12] RAHMAN M L, OKA S, SHIRAI Y. Hybrid power generation system using offshore-wind turbine and tidal turbine for power fluctuation compensation (HOT-PC)[J].IEEETransactionsonSustainableEnergy，2010，1(2):92-98.

[13] WANG L, LI C N, CHEN Y T, et al. Analysis of a hybrid offshore wind and tidal farm connected to a power grid using a flywheel energy storage system[J].IEEE,2011,19(5):1-8.

[14] 石一民,吳金林,王 雷,等.岱山風能資源開發研究[J].浙江海洋學院學報：自然科學版,2005,24(2):135-139.

[15] 侯 放,于華明,鮑獻文.舟山群島海域潮流能數值估算與分析[J].太陽能學報,2014,35(1):125-133.

[16] 吳 峰,張 弘.大規模潮流能發電接入電網的調峰充裕性評估[J].可再生能源,2015,33(2):326-332.

[17] 俞凱耀,席東民,胡玲靜.舟山群島風力發電產業發展的現狀與問題分析[J].浙江電力,2014(3):25-27+53.

[18] 秦 川,鞠 平,聞丹銀.近海可再生能源綜合發電的系統構建與并網方式[J].中國電機工程學報,2014,94(13):2013-2021.

[19] DA Y，KHALIGH A. Hybrid offshore wind and tidal turbine energy harvesting system with independently controlled rectifiers[C]. 35th Annual Conference of IEEE Industrial Electronics(IECON 2009), Porto: IEEE,2009.

[20] 徐 林,阮新波,張步涵.風光蓄互補發電系統容量的改進優化配置方法[J].中國電機工程學報,2012,32(25):88-98,14.

[21] 黃文壽，邰能靈，范春菊，等.微電網結構性分析與設計[J].電力系統保護與控制，2012(18)：149-155.

[22] 蔣 平,嚴 棟,吳 熙.考慮風光互補的間歇性能源準入功率極限研究[J].電網技術,2013,37(7):1965-1970

[23] 陳躍燕.風光儲協調控制策略研究[D].北京：華北電力大學控制與計算機學院,2014.

[24] 陳 健.風/光/蓄(/柴)微電網優化配置研究[D].天津：天津大學電氣與自動化工程學院,2014.

[25] 趙長龍.微網運行經濟型及HOMER軟件應用研究[D].成都：西南交通大學電氣工程學院,2015.

[26] 文 鋒.我國海上風電現狀及分析[J].新能源進展,2016,4(2):152-158.

[27] 陳皓勇,譚 科,席松濤,等.海上風電的經營期成本計算模型[J].電力系統自動化,2014，38(13):135-139.

[28] ANONYM.華銳風電3MW系列風力發電機組技術參數[EB/OL]. http://www.sinovel.com/content/?108.html.

[29] 于 汀,李志川.潮流能發電能源成本研究[J].應用能源技術,2017(2):28-32.

[30] LI Y, FLORIG H K. Modeling the operation and maintenance costs of a large scale tidal current turbine farm[C]. Oceans, Boston: IEEE,2006.

[31] GOGULA R R. A sustainable hybrid/off grid power generation systems suitable for a remote coastal area in Oman[C]. 2015 IEEE 8th GCC Conference and Exhibition, Muscat: IEEE,2015.

[32] ANONYM.浙江省電網銷售電價表[EB/OL]. [2016-05-09].http://www.zj.sgcc.com.cn/html/main/col642/column_642_1.html.

[33] ANONYM.國家發展改革委關于海上風電上網電價政策的通知[EB/OL].[2014.06.05].http://www.sdpc.gov.cn/gzdt/201406/t20140619_615709.html.