基于園區(qū)微電網(wǎng)設計案例分析的能源互聯(lián)網(wǎng)研究

趙晨光，徐慶華，張中豪，穆永保

（國網(wǎng)河北省電力有限公司邯鄲供電分公司，河北 邯鄲 056035）

隨著電力體制改革尤其是售電側(cè)改革的不斷深入，產(chǎn)業(yè)園區(qū)充分發(fā)揮其產(chǎn)業(yè)聚集效應和技術價格優(yōu)勢，成為改革中各方關注的焦點，為微電網(wǎng)提供了重要的示范應用場景。微電網(wǎng)作為源-網(wǎng)-荷-（儲）的統(tǒng)一整體，可有效融合風/光/生物質(zhì)等可再生能源、冷熱電三聯(lián)供以及多元新興負荷等，具有組成結(jié)構復雜多元、運行方式靈活多樣等特點，可根據(jù)用戶需求開展精細化設計、提供差異化服務，而微電網(wǎng)的技術標準和管理規(guī)范仍在逐步完善。因此，通過開展示范項目建設和研究，形成可復制、可推廣的典型設計案例，具有重要的現(xiàn)實意義。近幾年在微電網(wǎng)的理論研究方面，國內(nèi)外的學者們從微電網(wǎng)內(nèi)部構成的優(yōu)化配置［1-3］、運行控制［4-6］、綜合評估［7-9］、建設運營模式［10-13］等多方面進行了一些研究，在實際的示范工程建設方面，從提升供電可靠性、提高新能源消納、解決無電地區(qū)供電等方面，開展了一系列研究和探索。微電網(wǎng)的設計受當?shù)刭Y源、政策、市場和用戶條件影響較大，往往適用于特定場景，設計方案的可復制性、可推廣性不強。

本文結(jié)合金風能源互聯(lián)網(wǎng)產(chǎn)業(yè)園區(qū)的微電網(wǎng)工程建設實際，基于可再生能源發(fā)電和需求側(cè)管理等相關技術，在保證電能質(zhì)量與供電可靠性的前提下，比較不同分布式電源的建設條件和經(jīng)濟性，優(yōu)化微電網(wǎng)整體設計方案，以期為產(chǎn)業(yè)園區(qū)微電網(wǎng)建設提供有效參考。

1 項目概況

河北省內(nèi)一個科技園區(qū)微電網(wǎng)的整體組成結(jié)構見圖1，其中虛線框內(nèi)為二期設計方案，其余為一期已建設完成的部分。園區(qū)微電網(wǎng)中清潔能源（主要為風電、光伏發(fā)電）供能約占負荷總需求的30%，其主要目的是合理利用當?shù)氐娘L能與光能資源。結(jié)合當?shù)刎摵汕闆r，通過微燃機、光伏、風機等清潔能源發(fā)電系統(tǒng)的改造和提升，可將當?shù)厍鍧嵸Y源的占比在未來幾年提高到70%以上。

圖1 河北省一個微電網(wǎng)的組成結(jié)構

當前園區(qū)負荷年總耗電約為670 萬kWh，已有的清潔能源發(fā)電主要有2.5 MW 風機和500 kWp 光伏，其中風機的年發(fā)電量約為149.7 萬kWh，光伏的年發(fā)電量約為47.4 萬kWh，每年上網(wǎng)電量約為32～40 萬kWh。

為有效實現(xiàn)清潔能源占比提升目標，需充分考慮當?shù)氐牡乩憝h(huán)境、經(jīng)濟條件，以及新能源的扶持政策等因素，通過綜合分析和比較，形成微燃機、風機與光伏發(fā)電最佳組成方案。為加強對項目綜合效益的評估和考核，對微電網(wǎng)的設備和負載全面采用了先進量測技術，有效提升了微電網(wǎng)負荷側(cè)管理水平和示范推廣價值。

2 單一電源供能成本分析

項目所采用的清潔能源主要是風能、太陽能與天然氣3 種能源。對于各種能源的利用不僅要考慮發(fā)電成本與運營成本，還要綜合考量當?shù)氐牡乩憝h(huán)境、成本回收時間、長期政策支持等。根據(jù)河北科技園二期園區(qū)現(xiàn)有的風力資源、光照資源及天然氣資源（考慮天然氣價格變動），可以對各種資源的發(fā)電成本進行估算（見表1）。由表1 可以看出，一臺2.0 MW 風機的度電發(fā)電成本較低，而未經(jīng)改造過的2.5 MW 風機由于存在機組送電通道設備過熱、機組運維、試驗停機等原因，其滿發(fā)小時不足，因而度電發(fā)電成本較高。分布式光伏系統(tǒng)目前可享受0.42 元/kWh 的國家財政補貼以及0.30 元/kWh 的地方補貼，故在項目中可以優(yōu)先采用光伏發(fā)電形式。微燃機的靈活性與可控性可以填補風機與光伏發(fā)電的不足，與安裝儲能相比其成本較低，且能較好地發(fā)揮調(diào)節(jié)作用。

表1 各種能源發(fā)電成本

需要說明的是，表1 中的度電發(fā)電成本包括發(fā)電成本和運維成本，但并未考量一些不可控因素，例如天然氣價格的波動以及光伏政策的變動等；光伏發(fā)電考慮電量逐年衰減，第一年衰減2.5%，此后每年衰減0.8%；微燃機考慮負荷增長，前3 年利用小時數(shù)為6 480 h，后17 年為8 640 h。

3 資源的優(yōu)化配置

項目資源的優(yōu)化配置主要可以提高項目資源利用率，并合理降低預算成本。資源的優(yōu)化配置主要包括資源利用與設備優(yōu)化兩個方面。資源方面主要是分析資源的分布與資源的可利用性，以期達到各種資源的合理利用；設備方面主要是要通過設備的優(yōu)化達到對資源優(yōu)化配置的目的。

3.1 風能資源

關于風能的利用，項目地海拔高度約26 m，地勢較為平坦。根據(jù)模擬測算，項目地年平均空氣密度為1.22 kg·m-3，100 m 高度處年平均風速為5.01 m·s-1，90 m年高度處平均風速為4.88 m·s-1，85 m 高度處年平均風速為4.81 m·s-1，80 m 高度處年平均風速為4.74 m·s-1。

風切變系數(shù)：根據(jù)風資源數(shù)據(jù)庫的提取信息，利用70 m 和90 m 高度處的風速推算風切變系數(shù)約為0.245。周圍建筑物較多，受地面的影響，風切變較大，選用高輪轂塔架。

3.2 光照資源

園區(qū)位于某經(jīng)濟技術開發(fā)區(qū)南部，現(xiàn)場建筑屋頂及周圍地形暫無明顯高大障礙物，光照良好；建筑主體朝向佳，太陽能開發(fā)利用資源條件較好。

園區(qū)地處暖溫帶半濕潤地區(qū)，屬于暖溫帶半濕潤大陸性季風氣候。四季分明，春季多風，夏季炎熱多雨，秋季晴朗溫和，冬季寒冷干燥；其中春季和秋季很短，分別為兩個月和一個半月左右；夏季和冬季則很長，分別為三個月和五個多月；年平均氣溫約為24.3 ℃。最冷月（1 月）平均氣溫為-3.7 ℃，最熱月（7 月）平均氣溫為26.2 ℃，極端最低氣溫為-27.4 ℃（出現(xiàn)在1966 年2 月23 日），極端最高氣溫為43.8 ℃（出現(xiàn)在1942 年6 月15 日）。

該地區(qū)開發(fā)利用太陽能的自然條件比較有利。對太陽能資源的普查表明，該地區(qū)屬于太陽能資源較豐富區(qū)，年累計太陽能輻射量達到4 835.5 MJ·（m2·a）-1。

3.3 天然氣資源

天然氣資源的利用主要受政策方面與未來天然氣價格的影響。本項目方案部署600 kW 微燃機冷、熱、電聯(lián)供系統(tǒng)，三聯(lián)供年利用小時數(shù)較高，發(fā)電占比較大，天燃氣價格的波動對項目收益會產(chǎn)生一定影響。燃氣公司等正在等待發(fā)電設備或者發(fā)電電量補貼等相關政策落地，可預見后期政策的出臺時間及細則對項目產(chǎn)生積極的影響。另天然氣的價格相比于光伏的政策補貼也是可預期并且趨于穩(wěn)定的。

3.4 設備的優(yōu)化

3.4.1 快速投切開關的建設及試驗

快速投切開關用于一主一備供電電源下，其中一回線路發(fā)生故障時，另一回線路快速切換，實現(xiàn)負荷的高可靠性供電。切換間隔時間為30 ms以內(nèi)， 實際可達20 ms。通過快速投切開關可提高用電可靠性到99.999%，落地建設和驗證分為10 kV 和400 V 兩個等級進行。

（1）10 kV 等級。由于金風二期8 號樓配電室為新建工程，直接在設計中將配電室10 kV 聯(lián)絡開關和2 個進線開關更換為快速切換開關，安裝3 組快切開關柜。在系統(tǒng)發(fā)生電壓暫降、短時供電中斷或倒換運行方式時，可在10 kV 側(cè)進行快速電源切換，為用戶提供不間斷供電，提高電能質(zhì)量和供電可靠性。

（2）400 V 等級。在河北省一個2 號分配電室（即天誠3 樓配電室）4 號、3 號變壓器所帶的380 V Ⅲ段和Ⅳ段母線進線及聯(lián)絡開關處安裝快速切換裝置，以分布式電源作為短時電壓支撐，示范有源快速切換控制技術。

3.4.2 以金風園區(qū)為中心的河西工業(yè)博興供電區(qū)多源協(xié)同控制

根據(jù)電網(wǎng)調(diào)度命令，河西工業(yè)博興供電區(qū)控制站可同時對金風內(nèi)多種分布式電源的發(fā)電功率、金風地源熱泵的用電功率、河西工業(yè)區(qū)的分布式電源的發(fā)電功率進行控制。目前已經(jīng)確認二期園區(qū)具備敷設調(diào)度專用光纖通道的物理條件。

3.4.3 利用接口數(shù)據(jù)單元對負荷進行全面監(jiān)測和管理

在分布式電源上安裝接口數(shù)據(jù)單元（IDU），可實現(xiàn)同時對負荷進行全面監(jiān)測和管理。負荷分類監(jiān)控與管理如圖2 所示。

圖2 負荷分類監(jiān)控與管理

通過負荷的分類及精細化管控，為需求側(cè)管理服務（節(jié)能增效、負荷預測及策略調(diào)節(jié)）提供基本技術支撐。

總體根據(jù)上文分析并結(jié)合項目的實際情況提出以下兩個方案。

方案一：對原有2 500 kW 風機送電通道進行改造+1 臺2 000 kW 風機+204 kWp 光伏+600 kW 微燃機冷熱電三聯(lián)供系統(tǒng)。

方案二：2 臺2 000 kW 風機（其中1 臺是將原來2 500 kW 機組改造為2 000 kW 風機）+ 204 kWp光伏+600 kW 微燃機冷熱電三聯(lián)供系統(tǒng)。

這兩個方案的光伏發(fā)電量、微燃機選取的型號及其發(fā)電量沒有明顯差別，但是對風機的利用卻有所不同。方案一采用2 500 kW 風機，并對其送電通道進行改造；而方案二對2 500 kW 風機進行了改造，使其功率變成了2 000 kW。雖然發(fā)電功率有所降低但是滿發(fā)小時有所提升，故總發(fā)電量有所提升且發(fā)電成本有所降低。這兩個方案擬定的情況下，就需要對風機、光伏、微燃機的成本進行考慮了。

4 經(jīng)濟性分析

根據(jù)項目地風資源10 min 密度的分布特點、風機運行數(shù)據(jù)及出力曲線，分別推算2.5，2.0 MW風機每個月在電價不同時段的電量占比情況。2.5 MW 風機的電網(wǎng)時段電量占比如表2 所示。

表2 2.5 MW 風機的電網(wǎng)時段電量占比%

兩個方案的供電量與發(fā)電負荷對比如表3 所示，兩個方案的投資收益對比如表4 所示。

表3 兩個方案的供電量與發(fā)電負荷比對比

表4 兩個方案的投資收益對比

對這兩種配置方案進行綜合比較，在供電量方面：第一階段，方案一和方案二清潔能源在園區(qū)的供電比例分別為98%，103.9%；第二階段，方案一和方案二清潔能源在園區(qū)的供電比例分別為63.2%，66.1%。在成本效益方面，方案一的收益率為7.11%，方案二的收益率為9.0%。經(jīng)濟評估中考慮了運營期內(nèi)負荷在不同階段的變化情況，但未考慮燃氣價格、政策性補貼等可能存在的風險。此外，考慮到項目所在園區(qū)的價格優(yōu)惠政策，電網(wǎng)購電價格僅為0.64 元/kWh，低于當?shù)毓I(yè)電價，因此在不同園區(qū)應用的情況可能存在一定差異。

5 項目風險與價值分析

項目的風險主要集中在以下幾個方面。

（1）風機機位點確定。金風二期的可裝機光伏容量已經(jīng)接近極限容量，為提升清潔能源占比在本項目中考慮增加2.0 MW 風機的臺數(shù)，但協(xié)調(diào)風機機位點較為困難。協(xié)調(diào)進度及最終可以利用的地塊區(qū)域?qū)⒊蔀楸卷椖康闹饕L險。

（2）燃氣價格波動及相關政策出臺。本項目兩個方案均部署600 kW 微燃機冷、熱、電聯(lián)供系統(tǒng)，三聯(lián)供年利用小時數(shù)較高，發(fā)電占比較大，燃氣價格的波動對項目收益會產(chǎn)生一定的影響。燃氣公司等正在推動發(fā)電設備或者電量補貼相關政策落地，后期政策的出臺時間及細則會對項目產(chǎn)生積極的影響。

（3）準確對園區(qū)中長期負荷進行預測。微網(wǎng)設計主要基于對金風二期近遠期負荷的預測，負荷實際大小對項目產(chǎn)生主要影響，直接影響項目收益及最終的清潔能源占比。項目啟動后，項目組會密切跟蹤大數(shù)據(jù)中心規(guī)劃情況，降低由于負荷預測精度問題帶來的項目風險。

項目的價值主要體現(xiàn)在以下幾個方面。

（1）清潔低碳、安全高效的微電網(wǎng)示范價值。本項目以可再生能源發(fā)電為主，結(jié)合天然氣聯(lián)供技術，形成高可靠性供能的微電網(wǎng)，具有綠色低碳、安全高效等現(xiàn)代能源系統(tǒng)典型特征，是國家重點支持和鼓勵發(fā)展的對象，具有先進示范作用。隨著并網(wǎng)型微電網(wǎng)在各地的試點推廣和政策落地，未來可能爭取到更多的地方扶持政策，進一步提升項目效益和推廣價值。

（2）電力體制改革的受益者和助推者。目前國內(nèi)正處在電力體制改革階段，而電價改革是本輪改革的核心內(nèi)容，金風二期從電網(wǎng)購電價格執(zhí)行兩部制工業(yè)電價，但并網(wǎng)型微電網(wǎng)相關政策已提出新型備用容量機制的概念，未來電價核定方式及定價可能發(fā)生變化，并可能出現(xiàn)新的電量交易模式和電力輔助服務模式，這些都將提升項目整體收益率水平。與此同時，微電網(wǎng)也將成為園區(qū)開展增量配售電業(yè)務的有效途徑，成為助推電力體制改革的先行者。

（3）碳交易市場的參與者。目前國內(nèi)碳交易市場方興未艾，北京碳交易、廣州碳交易等已經(jīng)在2013 年前后開展了試點工作，碳交易價格一般為35～42 元/t。以可再生能源發(fā)電和清潔供能方式為主的微電網(wǎng)將成為碳交易市場的積極參與者，同時，碳交易模式、價格變化及發(fā)展情況對此類項目的收益會產(chǎn)生積極的影響。

6 結(jié)語

（1）通過分析可知，建議項目采用方案一，項目總投資相對較少，項目風險較小，并且在負荷發(fā)展的第一階段完全滿足清潔能源高供電占比的需求。待負荷發(fā)展到第二階段，負荷發(fā)生較大變化、對供電占比有較大影響時，則可以考慮進行設計優(yōu)化提升，減少對自有資金的占用，降低項目運營風險。

（2）項目執(zhí)行周期內(nèi)需加強風險控制，提升建設和運營水平，建設一個具有清潔能源高供電占比的示范項目，為后續(xù)園區(qū)微電網(wǎng)的推廣應用提供借鑒，為能源互聯(lián)網(wǎng)的發(fā)展提供支撐。