某高速公路服务区及沿线风光发电和能源利用方案探讨

卢艳林，陶佳燕，高志新

(中国电力工程顾问集团中南电力设计院有限公司，湖北 武汉 430071)

0 引言

目前，我国高速公路网规模大、覆盖广，并处于不断发展完善阶段，截至2020年，我国高速公路里程已超过15万km。随着“5G+智慧交通”时代的来临，电动汽车、智能充电桩、无人驾驶等技术在交通领域不断革新，加上原有的服务区用电设施、桥隧照明通风设施，高速公路系统运营需要消耗大量的电能，在煤炭、石油等不可再生资源逐渐枯竭的背景下，“碳达峰”和“碳中和”目标的提出，以环保和可再生为特点的太阳能、风能等开发利用已成为新主流。

2020年8月，交通运输部发布《交通运输部关于推动交通运输领域新型基础设施建设的指导意见》(交规划发〔2020〕75号)，文件中指出：引导在城市群等重点高速公路服务区建设超快充、大功率电动汽车充电设施。鼓励在服务区、边坡等公路沿线合理布局光伏发电设施，与市电等并网供电[1]。

2020年12月，交通运输部印发《关于招商局集团有限公司开展集装箱码头智能化升级改造等交通强国建设试点工作的意见》(交规划函〔2020〕711号)，提出基于绿色能源的智慧高速公路关键技术研究与应用，开展高速公路绿色能源建设模式与技术规范研究。开展绿色能源综合服务模式与市场化电力交易盈利模式研究，建设基于分布式光储系统的高速公路智慧能源服务平台，促进绿色能源发用电产业一体化发展。

本文以湖北某高速公路服务区及沿线拟开展的综合能源工程建设为例，探讨分布式光伏发电、风力发电、电化学储能等综合能源利用方案，供后续类似工程参考。

1 项目用地条件

根据《湖北省高速公路管理条例》(2009年6月1日施行)第三十一条高速公路用地范围要求，本项目考虑使用如下区域进行新能源项目开发：

(一)高速公路边沟(隔离栅)外缘起1米的区域；

(二)无高速公路边沟(隔离栅)的，为公路路沿石外缘起5米的区域；

(三)高速公路桥梁为桥梁垂直投影面外缘起1米的区域。

第三十四条从高速公路用地外缘起50米的区域为高速公路建筑控制区。

国家《公路安全保护条例》第十一条规定，属于高速公路的，公路建筑控制区的范围从公路用地外缘起向外的距离标准不少于30米。

本项目场址区域涵盖了4条主要高速公路，同时包含多个高速服务区，车流量大，具有较好的风、光资源开发前景。项目拟在高速公路

2 太阳能、风能资源分析

2.1 太阳能资源

本文采用Meteonorm8.0软件对选定场址区域的太阳能资源进行综合评价。项目所在地年辐射总量4167.6 MJ/m2，太阳能资源稳定度为0.37。按GB/T 37526—2019《太阳能资源评估方法》[2]，场址区域属太阳能资源丰富、稳定度稳定区域，从资源利用角度来说，适宜开发建设光伏电站。

2.2 风能资源

场址区域处于中纬度季风环流区域的中部，属于北亚热带季风气候。1981年—2018年期间年均风速为2.25 m/s，年最大风速为22.0 m/s。

1)风速特征

经统计气象站近23 a的气象资料，得到1993年—2015年年平均风速为2.0 m/s，平均风速最大月为3月，风速为2.3 m/s；平均风速最小月为10月，风速为1.7 m/s；风速年内变化幅度较大。

2)风向特征

资料显示风向较为集中，全年以NNW～NNE扇区风向较多，其中N扇区风向频率占比最大。

3 高速服务区综合能源利用方案

在项目厂址范围内选定某典型服务区作为研究对象，根据该高速公路服务区的用电需求和发展趋势，充分利用场地空间条件，安装分布式光伏、分布式风电、储能系统、电动汽车充电桩和加氢站，与现有的配电设施、用电负荷、监控和保护装置等组成微电网。建设智慧能源信息中心，对微电网内部能量进行调度控制，同时通过数据管理、监视、微网自控等灵活且个性化的需求侧管理实现对“供-转-输-用”的全过程智能优化。

3.1 高速服务区整体方案

高速公路服务区整体设计方案如图1所示。

图1 高速服务区整体设计方案

拟在高速公路服务区设置交流配电系统。服务区的光伏发电系统、微风发电系统、直流充电桩经逆变后就近接入交流配电系统；储能系统经过过程控制系统(process contorol systems，PCS)接入交流配电系统。

正常情况下利用光伏发电系统、微风发电系统为服务区的充电桩、正常生活用电设备供电，多余的电量为配套的储能设备充电，若储能设备充满后仍有富余的发电量，可通过交流母线接入国家电网。

无太阳辐射、微风等特殊情况下，充电桩、站内生活用电设备优先使用储能设备存储的电量，待储能设备电量不足时，采用国家电网的市电作为备用电源，保证服务区的正常运行。

3.2 服务区光伏系统选型、布置和发电量估算

考虑光伏系统的技术成熟度、发展趋势及设备供货能力，服务区拟选用540 Wp单晶硅组件和110 kW组串式逆变器，16个光伏组件组成1个组串，每15/16个组串接入一台逆变器，经逆变器逆变为380 V交流电后，接入服务区的交流母线。

根据服务区南北区的具体情况，拟在服务区设置地面光伏、停车场光伏和屋顶光伏系统，光伏设施配置规模见表1所列。

表1 服务区光伏设施配置规模

按照实际安装容量1.339 2 MWp计算，预计电站首年上网电量126 4.7 MWh，首年利用小时数为944 h，25 a年均发电量为1 191.2 MWh，年均利用小时数为889 h，25 a总发电量约为29 672.9 MWh。

根据调研结果，服务区2019年5月—2020年4月的年用电量约为136万度，而服务区分布式光伏25a年均发电量约119万度，光伏发电量与服务区年年用电量基本持平，余电较少，与本项目“自发自用、余电储能、电网备用”的原则相吻合。

3.3 服务区风能利用方案

结合风资源情况，本服务区拟安装4台单机容量为5kW的SH-5 kW型垂直轴风力发电机组，总装机规模20 kW，预计年上网发电量约16 000 kWh。

3.4 电动汽车充电方案

按照《湖北省新能源汽车充电基础设施建设运营管理暂行办法》要求“高速公路和普通国省干道服务区，以及有条件的加油(气)站，应按不低于停车位总数量10%的比例逐步改造安装、建设配备充电基础设施或预留安装条件。”本项目根据服务区停车场车位分布以及充电桩配置现状，拟在南区和北区各增5台180 kW/750 V(双枪)直流快速电动汽车充电桩，安装位置选在停车棚，满足电动汽车用户充电需求。

3.5 储能方案

储能系统是综合能源系统的重要组成部分和关键支撑，可以起到削峰填谷作用，提高可再生能源的消纳水平，支撑分布式电源及微网，促进能源生产消费、开放共享、实现多能协同。

结合本项目改善光伏接入质量，优化供配电网络中功率平衡，在极端用电的情况下及时为供配电系统提供备用电源及其他开发验证性需求，推荐采用磷酸铁锂电池储能系统。国家发展改革委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》(发改价格〔2021〕1093号)文件部署各地进一步完善分时电价机制，服务以新能源为主体的新型电力系统建设，促进能源绿色低碳发展。在电网电价政策暂未落地无套利空间的情况下，配置储能系统额定容量为100 kW/200 kWh。未来电网电价政策变化，如存在峰谷电价差则可通过谷期充电、峰期放电实现套利，将结合服务区的用电量，对储能容量进行进一步研究。

为了方便运输和安装、减少占地空间，本项目拟采用集装箱式储能系统，该储能系统由集装箱箱体(含配电)、自动消防系统、温控系统、储能变流器、电池系统(含机架、电池组、BMS)等组成，如图2所示。

图2 集装箱式储能系统图

3.6 加氢方案

氢能是一种来源广泛、清洁无碳、灵活高效、应用场景丰富的二次能源，是实现交通运输等领域大规模深度脱碳的理想选择。

根据本服务区南区、北区大车及小车流量数据，考虑车流量年增长、新能源汽车产业发展等因素估算至2025年，服务区氢燃料电池大车车流量约26辆/d，氢燃料电池小车流量约2辆/d。氢燃料电池客车、货车典型加氢量为30～40 kg，小车典型加氢量为4～5 kg。按50%的氢燃料电池车辆在本服务区有加氢需求，则加氢站日加氢量约460 kg。因此，本服务区加氢站容量按500 kg/d考虑。

本项目加氢站考虑通过长管拖车将20 MPa的压缩氢气从氢气生产单位运送进固定站，然后由加氢站内压缩机将氢气卸载至高压储氢罐。车辆加氢时，长管拖车或储氢罐通过加氢机将氢气充装到燃料电池汽车的车载储氢瓶中，工艺流程如图3所示。

图3 加氢站工艺流程示意图

3.7 暖通方案

服务区冷热负荷比较集中，宜采用集中冷热源空调方案或多联机中央空调系统方案以提高制冷制热效率，从而实现节能目的。

在对本项目地理位置、气象条件、土壤源资源以及地下水资源充分分析的基础上，从新能源开发的初衷以及节约传统电能的角度出发，地源热泵+夏季冷却塔辅助散热的空调方案能够利用地热能，且本项目具有可利用停车区作为地埋管占地使用的独特优势，可解决该方案占地面积大的劣势；而从结合本项目的建筑和使用特点的角度出发，多联机中央空调方案具有更节能、运行模式及维护更简单灵活以及初投资更低等优势。

3.8 智慧能源信息中心方案

从服务区的能源供给情况和消费需求来看，在供给侧，有外接市电、光伏发电、微风发电、市政自来水管网等不同种类的能源供给形式；在消费侧，同样有用电需求、供热需求、供冷需求等不同品类的能源消费方式。

不同能源的供应成本、资源禀赋、能源消耗、用户需求、环境影响等特点都不同，需要结合服务区内综合能源系统运行状况，优化调度能源运转的各个环节，确保服务区内能源系统运行在高效率、高可靠性，达到示范工程的效果。故本期考虑建设综合性的智慧能源信息中心。

在综合能源系统中，通过地源热泵、屋顶分布式光伏、冷水机组、电动汽车充电桩、垂直轴风机、电化学储能等方式，实现热、冷、电等多种能源互补，以网源荷储一体化方式，解决服务区的冷、热、电等需求；综合能源控制中心包含综合能源管理系统、能源协调控制管理系统、区块链电力交易系统等，通过多阶段协同规划与运行仿真方法，实现能源生产、转换、存储等环节的优化配置与互补集成，提升服务区能量供给的经济性、可靠性。同时，有效对综合能源系统中的能源设备进行监控管理、优化调度、合理分配出力，实现综合能源系统的优化运行和能源调度智能化等功能。

4 高速公路沿线能源利用方案

4.1 高速公路沿线光伏方案

高速公路沿线拟利用高速护坡和高速互通进行光伏发电系统的设置，拟以405 kWp装机容量为一个子站系统。单个405 kWp子站系统选用单晶单玻540 Wp组件总计750块，配置110 kW逆变器3台和60 kW逆变器1台。逆变器将直流电逆变为380 V交流电，经光伏并网柜就近接入附近的0.4 kV电网。

考虑到高速公路周边遮挡、地形地貌等外在影响，从备选的4条高速公路中优选出2条高速公路，充分利用高速公路朝南护坡的闲置地，预估按照4 km安装一个光伏子站，装机容量见表2所列。高速公路南侧护坡光伏项目安装效果如图4所示。

表2 高速公路沿线预估装机容量表

图4 高速公路南侧护坡光伏项目安装效果图

优选的2条高速公路沿线有3个互通立交，充分利用高速公路互通立交匝道圈大量的闲置地建设光伏电站，预计每个互通立交可利用安装光伏面积约为4 000 m2，可利用安装光伏电站的总面积约为12 000 m2，预估光伏装机容量约9 720 kWp，光伏子站共计24个。高速公路互通光伏项目安装效果如图5所示。

图5 高速公路互通光伏项目安装效果图

经计算，按照预估安装容量29.97 MWp，预计电站首年上网电量30 084.6 MWh，首年利用小时数为1 004 h，25 a年均发电量为28 233.28 MWh，年均利用小时数为942.05 h，25年总发电量约为705 831.89 MWh。

4.2 高速公路沿线风电项目

根据风资源禀赋及可消纳条件，拟选4个服务区场址平均风速集中在5～5.8 m/s，风能主要集中在5～11 m/s风速段。风电场属低风速风电场，风速风能分布相对较集中，风电机组宜选择对低风速段风速利用较为充分的高效能风机，通过对国内外风电机组生产厂家的调研以及根据本风电场工程的风能资源、地形和交通运输条件、湍流强度以及各类风机的成熟性等特点，拟选取WTG-156-3000机型，各场址装机规模见表3所列。

表3 拟规划的分散式风电规模

风电年理论发电量为6 720万kWh，预计项目年上网发电量为5 040万kWh，相应单机平均上网电量为630万kWh，年等效满负荷小时数为2 100 h，容量系数为0.240。

5 财务评价主要原则

当前由于加氢站运营前景尚不明确，本项目财务评价范围暂时仅包括光伏发电系统、风力发电系统及储能系统等。

本项目注册资本金占动态投资的30%，按照2021年6月21日全国银行间同业拆借中心公布的贷款市场报价利率，五年以上贷款年名义利率4.65%(按季结息，年实际利率4.73%)，采用等额还本利息照付的还款方式。流动资金中30%为自有资金，流动资金贷款年利率3.85%。

根据负荷情况，推荐新增光伏及风力发电采用自发自用、余电上网的消纳方式。在现有上网电价的前提下，采用正算方式，计算得出项目投资所得税后财务内部收益率为5.12%，项目资本金财务内部收益率为6.80%，投资方内部收益率为4.22%，说明本项目在财务上是可行的。

6 结语

交通与能源作为我国两大全局性和基础性行业，在“碳达峰碳中和”背景下，亟需加快深度融合发展。随着高速公路服务区及路网近年来不断扩建与修整，其能源需求逐渐增多。当下在高速公路服务区中应用分布式太阳能光伏、风力发电、地源热泵，部署电动汽车充电桩、加氢站等已成为了一种趋势，本项目高速服务区综合能源综合利用效率达80%以上，可再生能源渗透率高达88.7%。上述应用能够节约更多的自然资源，减少碳排放,节省更多造价及环境成本，社会效益显著，为“交通+能源”清洁低碳沿路经济带发展提供新思想、新思路。