鄂尔多斯新能源产业示范区的风光互补最优容量匹配

张峻岭,殷建英,王文军

(1.内蒙古电力工程技术研究院,呼和浩特 010080; 2.呼和浩特抽水蓄能发电有限责任公司,呼和浩特 010010)

风电场配置太阳能发电装置,可以利用风能与太阳能的互补性,有利于风电场的发电量稳定,在并网运行时有利于维持电网的安全、平稳运行[1-2]。例如2004年底投运的第一个并网运行风光互补发电系统——华能南澳54 MW/100 kW风光互补电站;目前在建的风光互补并网电站:河北尚义国华风电场的2.5 MW风光互补并网发电电站(风电1.5 MW,光伏发电1MW);以及山西国际电力集团右玉县小五台风电场风光互补并网发电项目(光伏规划20MW一期10MW,已投产33台1.25MW风电机组共41.25 MW),都取得了很好效果。但是我国风光互补并网发电项目还较少,需要加以推广,新建和改建的大型风电场,有条件的都应当考虑风光互补。鄂尔多斯具有非常丰富的风力资源和太阳能资源,根据中计信投资咨询有限责任公司、中国科学院电工研究所、内蒙古电力科学院鄂尔多斯新能源产业示范区发电园区发展规划,鄂尔多斯新能源产业示范区的发电产业园主要位于杭锦旗西部的巴拉贡、伊和乌素两镇,规划面积超过1600 km2。园区多种新能源资源集聚,资源秉赋优越,根据规划将在园区内采用风、光、生物质、抽水蓄能、化学储能等多种新能源互补的方案,将园区建设成为一个多能互补、电网友好的新能源示范基地。本文将以50 MW的风电装机容量为基准,利用示范区多年风、光资源,采用建模计算的方法,确定该风电场最优的光伏发电容量的配比。

1 示范区的太阳能和风能资源

巴拉贡地区属中温带大陆性沙漠气候,春季旱、风沙大,夏季短、雨集中,秋季爽、日照多,冬季长、天寒冷。全年平均日照时数3157 h,干旱少雨且降雨日数不断减少,沙尘暴等灾害天气发生的频率低,表1是示范区所在地杭锦旗的极端天气的情况。

表1 杭锦旗极端天气特征值

根据杭锦旗气象观测及辐射观测资料,示范区月平均太阳辐射数据见表2。根据园区某公司从2007年开始的直接辐射观测评估,园区年太阳直接辐射大于1900 kWh/m2,见表3。这些数据均表明示范区太阳能资源非常理想。

表2 杭锦旗地区的太阳辐射

表32008 年园区实测太阳辐射数据 kWh/m2

示范园区位于狼山和阴山两山间的狭长风口地带,作为西北寒流路经的中心地带是我国风能资源区划中Ⅰ级区、Ⅱ级区的核心部分。该区域的年主导风向为偏南和东南风,风能资源品位高、有效风时长,而且稳定度较高、连续性好,风能的可利用率高。根据历史资料计算的该地区1975—2004年间的年均风速、年均有效风时数和年均有效风功率密度见表4。根据园区3个测风塔2008年实测的数据计算的年均风速见表5。可以看到园区内的70m高处最大风速达27.3 m/s, 60 m高处最大风速达26.8 m/s。园区地形平坦开阔,交通便利,特别是园区距蒙西电网接入点较近,而且当地地广人稀、征地成本较低,因此非常适合建设大型并网风电场。

表4 园区风力资源数据

表5 园区70m和60m高处实测风速的月平均值 m/s

2 发电的计算方案

为了确定风电场最优的光伏发电容量配比分别对光伏发电和风力发电的出力进行计算。

2.1 光伏发电

参照园区太阳能资源数据,利用RETScreen International软件对2007年4月至2008年2月份的太阳能光照辐射量进行计算与处理,求出最佳倾斜角下的光伏电池发电功率。在此基础上进一步分析,对装机容量分别为10 MW,15 MW, 20 MW的方案,计算各月日均24 h太阳能理论发电量。

1)太阳能阵列倾斜角确定 一般情况下,太阳能并网发电系统的方阵倾角一般等于当地纬度的绝对值,这个倾角通常使全年在方阵表面上的太阳辐射能达到最大,适于全年工作系统使用。

倾斜面与水平面上直接辐射量的比值:

式中:hs为水平面上的日落时角;h′s为倾斜面上的日落时角。

2)倾斜面上天空散射辐射量的确定 对于天空散射辐射量,采用Hay模型计算:

图12007 年4月—2008年2月日平均24 h风光互补理论发电量

式中:H b和 H d分别为水平面上直接和散射辐射量;H o为大气层外水平面上太阳辐射量。

3)地面反射辐射量的确定 倾斜面辐射量总量除了来自太阳的直接辐射量和来自天空的散射辐射量外,也包括来自地面的反射辐射量H rt:

式中:H为水平面上总辐射量;ρ为地面反射率,取18%。

倾斜面上接受的总太阳辐射量 H t是上述三项之和:

由于倾斜面上的直接辐射量、散射辐射量以及地面反射辐射量均随倾斜面倾角变化,因此Ht也随倾斜面倾角变化。采用RETScreen能源模型中的光伏项目软件根据当地地理和气象数据进行优化,确定太阳能支架方阵斜角为40°。

4)影响因素取值 光伏阵列在能量转换与传输过程中的损失包括组件匹配损失、表面尘埃遮挡损失、不可利用的太阳辐射损失、温度的影响以及直流线路损失等,计算中,取光伏阵列效率η1为84%。逆变器的转换效率η2取95%,交流并网效率η3取95%。

根据代表年最佳倾斜面上各月平均太阳总辐射量可得出月及年峰值日照小时数。由峰值日照小时数乘以光伏电站的装机容量即为光伏电站的理论发电量。

2.2 风电发电

参照园区2007年4月至2008年2月共计53000多个测风塔实测风速,以及所选风机的功率特性曲线(表示在切入风速到切出风速间,风电机的输出功率),通过对空气密度修正、尾流修正,控制湍流折减系数取 96%,叶片污染系数取98%,机组可利用率取 95%,场用电与线损等能量损耗系数取90%,气候影响停机折减系数为97%,功率曲线折减系数取95%。采用 WAsP和WindFarmer软件进行计算分析,进一步对计算结果进行修正,可以得到装机50 MW时各月日均24 h理论发电量。

3 风光互补的最佳配比

风能与太阳能在时间和空间上的互补性,决定了风光互补发电可克服由于风能、太阳能所特有的年、月、日的变化而造成供电不均衡的缺陷,确保负荷稳定,维持电网安全、平稳运行,使自然资源得到充分利用;实现高空和地面空间的充分合理利用。光伏电站由于受太阳辐射的影响,夜晚无负荷,而白昼时的输出曲线较为平直,而风力发电在夜间风速较大,白昼风速下降,风电场负荷输出曲线在白昼呈现近似波谷状。

参照园区 2007年 4月至 2008年 2月 50 MW风场各月日均24 h出力为基准,匹配相应光伏发电容量为10 MW,15 MW和20 MW,即风光装机比例为10∶2,10∶3和10∶4,分别计算风光互补整体的等效负荷,计算结果详见图1。

从图1可知风电场出力曲线峰谷差的中间均值约为5.4 MW,与10 MW光伏发电8:00时至17:00出力相当,可形成互补关系,使输出曲线趋于平直,出力状况得到明显改善,使电网接纳能力增强。保持风电装机容量50MW,提高光伏发电容量至15MW和20MW,计算可知,此时风光互补出力峰谷差均超过5 MW。由此可知,鄂尔多斯新能源产业示范区风电、光伏发电容量配置比例为5∶1时互补效果最优。